주요 단신
• OPEC+, 오미크론 변이 확산에도 기존 계획대로 감산쿼터 완화 결정
• 미 정부, 석유시장 안정화를 위해 전략비축유 5,000만 배럴 방출 결정
• 독일의 새 연립정부, 기후 및 에너지 관련 주요 정책안에 합의
• NDRC, 전력시장의 안정적 운영을 위한 전력판매사 관리 방법 발표
• 경제산업성, 청정에너지 자동차 보급 활성화 위해 관련 보조금 확대
• 호주, 탄소중립 선언에도 향후 20년간 가스 공급 및 인프라 확대할 계획
제 2 1 - 2 4 호 2021.12.1 3 .
포커스
일본의 수소 ･암모니아 공급 ･이용 확대 전략과
관련 기업 동향
포커스
p. 3 일본의 수소･암모니아 공급･이용 확대 전략과 관련 기업 동향
주요 단신
국제 p.21 • OPEC+, 오미크론 변이 확산에도 기존 계획대로 감산쿼터 완화 결정
미주 p.23 • 미 정부, 석유시장 안정화를 위해 전략비축유 5,000만 배럴 방출 결정
• 미, 석탄화력발전 이용 증가로 석탄 가격 2008년 이후 최고치 기록
유럽 p.27 • 독일의 새 연립정부, 기후 및 에너지 관련 주요 정책안에 합의
• EU 집행위, ‘유럽 기후법’에 부합하기 위한 일련의 법제 제･개정 준비 중
• EU-ETS 배출권 선물가격, 톤당 80유로로 상승
중국 p.33 • NDRC, 전력시장의 안정적 운영을 위한 전력판매사 관리 방법 발표
• 중국, 탄소배출권 시장 누적 거래량 4,000만 톤 초과
• 중국, 가정용 태양광 신규설비 설치량 최근 들어 감소
일본 p.37 • 경제산업성, 청정에너지 자동차 보급 활성화 위해 관련 보조금 확대
• 경제산업성, 제1차 재생에너지가치 거래시장 경쟁입찰 결과 공표
• 일본, 재생에너지 비중 2020년도에 19.8% 기록하며 확대 추세 유지
아시아
호주 p.42 • 호주, 탄소중립 선언에도 향후 20년간 가스 공급 및 인프라 확대할 계획
제21 - 24호
2021.12.13.
일본의 수소 ･ 암모니아 공급 ･ 이용 확대 전략과 관련 기업 동향
해외정보분석팀 임지영 전문원([email protected]), 김창훈 연구위원([email protected])
▶ 일본 정부는 2050년 탄소중립 및 2030년 온실가스 감축 목표 달성을 위해 저탄소연료인 수소･암모니아 도입을 확대하기로 하였음. 저렴한 수소･암모니아를 안정적으로 대량 공급하기 위해 해외 공급망을 구축하고 국내 자원을 활용한 수소 제조 기반을 확립하기로 함.
▶ 녹색성장전략에서 일본 내 수소 이용량을 2030년 최대 300만 톤, 2050년 2,000만 톤으로 확대하는 것을 목표로 하였음. 일본은 세계 최초 액화수소 수송선 건조 및 세계 최대 수전해장치 건설 등으로 수소 수송･생산 관련 요소기술 확보를 위해 노력하고 있음.
▶ 일본은 암모니아 시장 확대를 위해 석탄화력발전소 혼소기술 확립, 동남아시아 진출, 해외 공급망 구축 등에 나서고 있으며, 연료용 암모니아의 국제 거래 활성화를 위해 가격지표 수립에 착수하였음.
▶ 일본 정부는 그린이노베이션 기금을 통해 대규모 수소 공급망 구축, 수전해 기반 수소 생산, 제철 과정에서의 수소 활용, 연료 암모니아 공급망 구축 등을 지원할 계획임.
▶ 일본 기업은 호주에서 갈탄 및 재생에너지를 이용하여 수소 생산 후 일본으로 공급하는 사업을 추진하고 있으며, 자국 및 영국, 뉴질랜드 등의 해상풍력사업과 연계한 그린수소 생산도 추진하고 있음. 또한, LNG 화력발전 혼소 및 연료전지 기술 고도화로 수소 이용 확대를 도모하고 있음.
▶ 암모니아와 관련해서는 호주, 캐나다 등에서 암모니아 공급망 구축에 나서고 있으며, LNG 추진 선박 및 석탄화력 혼소 등으로 암모니아의 이용 범위를 확대하기 위해 노력하고 있음.
1. 일본의 수소 ･ 암모니아 도입 계획
¡일본 정부는 안정적인 전력 공급과 2050년 탄소중립 및 2030년 온실가스 감축 목표(2013년 대비 46% 감축)를 실현시키기 위해 저탄소연료인 수소･암모니아 도입을 확대하고자 함.
‒ 일본 정부는 ‘제6차 에너지기본계획(2021.10.22. 각의결정)’에서 비효율 석탄 화력발전소의 점진적 폐지 등을 통해 화석전원 비중을 축소시키면서 수소･암모 니아(1%)를 새롭게 추가하는 내용의 2030년 전원구성을 제시하였음.1)
⦁2019년 기준 화력발전에 의한 CO2 배출량은 4.4억 톤(총 배출량의 약 40%
이상)이었으며, 이 중 석탄화력발전에 따른 CO2 배출량은 2.6억 톤으로 약 60%를 차지하였음.2)
⦁일본 정부는 전력부문의 탈탄소화를 위해, 재생에너지, 원자력 등 성숙단계에 있는 탈탄소 전원을 활용함과 동시에, 안정적 전력 공급 및 재생에너지 변동성
1) 経済産業省, 「第6次エネルギー基本計画」, 2021.10.22.
2) 環境省, 「2019年度における地球温暖化対策計画の進捗状況」, 2021.3.9.
資源エネルギー庁, 「火力発電を取り巻く情勢について」, 2021.4.9.
“일본 정부는 2050년 탄소중립 및 2030년 온실가스 감축 목표 달성 위해 저탄소연료인 수소･암모니아 도입을 확대”
보완 역할을 하는 화력발전에 대해서는 암모니아･수소의 혼합연소 및 CCUS･ 탄소재활용 등을 통한 CO2 배출 저감, 화력발전설비의 고효율화 등을 추진 하기로 함.
주 : 가장 오른편 막대그래프는 2015년 수립된 기존 목표를 참고용으로 제시한 것임. 자료 : 経済産業省(2021.10.22.), 「2030年度におけるエネルギー需給の見通し」
< 일본의 2030년 전원구성 계획 >
< 일본의 2030년 발전량 및 전원구성 목표 >
발전원 발전량(TWh) 전원구성(%)
석유 19 2
석탄 178 19
LNG 187 20
원자력 188~206 20~22
재생에너지 336~353 36~38
- 태양광 129~146 14~16
- 풍력 51 5
- 지열 11 1
- 수력 98 11
- 바이오매스 47 5
수소･암모니아 9 1
합계 934 100
자료 : 経済産業省(2021.10.22.), 「2030年度におけるエネルギー需給の見通し」
¡ 일본 정부는 연소 시 CO2를 배출하지 않고 화력발전소에 연료로 직접 사용이 가능한 수소･암모니아를 새로운 자원으로 규정하고 도입을 가속화하기로 함. 저렴한 수소･
“일본 정부는 저렴한
수소･암모니아를 안정적으로 대량 공급하기 위해 해외 공급망을 구축하고 국내 자원을 활용한 수소 제조 기반을 확립할 계획”
암모니아를 안정적으로 대량 공급하기 위해 해외 공급망을 구축하고 국내 자원을 활용한 수소 제조 기반을 확립할 계획임.3)
‒ 수소･암모니아발전은 기존 화력발전설비(가스터빈･증기터빈)를 개조하여 실현할 수 있어, 기존 설비를 효율적으로 활용하면서 저탄소 전력을 공급할 수 있다는 장점이 있음. 또한, 수소･암모니아 연료를 대량 소비하기 때문에 공급망 구축 및 비용 절감에도 기여함.
⦁2030년까지 가스화력에 수소 30% 혼합연소(혼소) 및 나아가 100% 연소
(전소)를 추진하고, 석탄화력에는 암모니아 20% 혼합연소를 목표로 실증을
추진할 계획임.
⦁수소를 재생에너지 및 원자력과 마찬가지로 무탄소전원으로 간주하여, 수소 활용 시 인센티브를 받을 수 있도록 제도를 마련할 계획임. 이를 통해 전력분야에서 의 수요가 대량 창출되어 국내 수소시장 확대로 이어질 것으로 기대함.
¡수소･암모니아발전 비용은 연료비용이 대부분을 차지하는데, 아직 저렴한 수소･ 암모니아를 대량으로 제조하고 조달할 수 있는 시스템이 확립되어 있지 않아 이를 실현하기 위해서는 혁신적인 기술이 필요함.4)
‒ 암모니아의 경우, 전 세계적으로 연간 약 2억 톤 규모로 생산되고 있으며 대부분 비료용으로 소비되고 있음. 이미 암모니아 생산설비 및 수송인프라가 마련되어 있어 수소보다 낮은 비용으로 도입이 가능함.
‒ 경제산업성 산하의 발전비용검증 실무그룹은 경제성 평가를 위해 입지제약 등에 대한 고려 없이 신규 발전설비 건설･가동비용을 산출하였음.5)
⦁LNG화력발전소에 수소를 혼합연소한 경우에는 LNG 연소로 인한 CO2 배출량 상쇄(크레딧 구입) 비용(1.7엔/kWh) 등을 포함하여 11.6엔/kWh로 추산하였음.
100% 수소로 연소한 경우에는 수소 조달 관련 비용이 확대되어 21.4엔/kWh가
될 것으로 추산하였음.
⦁석탄화력발전소에 암모니아를 혼합연소한 경우, 석탄 연소로 인한 CO2 배출량 상쇄(크레딧 구입) 비용 등을 포함하여 14.6~20.2엔/kWh로 추산하였음.
3) 資源エネルギー庁. 2050年カーボンニュートラルの実現に向けた検討, 2020.12.21.
4) 燃料アンモニア導入官民協議会, 燃料アンモニア導入官民協議会中間取りまとめ, 2021.2.8.
5) 発電コスト検証ワーキンググループ, 基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告, 2021.9.14.
“수소･암모니아 발전비용에서 연료비용이 대부분이므로 저렴한 수소･암모니아 공급을 위해 혁신적인 기술이 필요”
주 : 발전소 1기(850MW, 가동률 70%)의 40년간 총 발전량을 약 1,177억kWh로 가정 하여 각 단가 산출
자료 : 発電コスト検証ワーキンググループ(2021.9월)
< 수소 혼소 및 전소 시 LNG화력 발전비용(2030년) 추정 >
주 : 1) 발전소 1기(700MW, 가동률 70%)의 40년간 총 발전량을 약 938억kWh로 가정하여 각 단가 산출
2) STEPS 및 SDS는 IEA의 ‘World Energy Outlook 2020’ 시나리오임.
자료 : 燃料アンモニア導入官民協議会(2021.2월)
< 암모니아 혼소 시 석탄화력 발전비용(2030년) 추정 >
2. 일본의 수소 ･ 암모니아 관련 정책
▣ 녹색성장전략6)
¡일본 정부는 기후변화 대응을 경제성장의 제약이나 비용 상승의 원인이 아닌 성장의 기회로 삼아야 한다고 보고 ‘경제와 환경의 선순환’을 도모하기 위한 산업정책으로서
‘녹색성장전략(2021.6월 개정)’을 수립하였음.
‒ 동 전략은 ‘성장이 기대되는 14개 산업’7)을 제시하였는데, 이 중 수소･암모니아 연료 산업이 포함되어 있음. 일본 정부는 동 전략에 의거하여 해당 산업을 중심 으로 높은 수준의 목표를 설정하고 다양한 정책을 총동원할 방침임.
¡(수소) 일본 정부는 수소를 다양한 부문에 폭 넓게 활용 가능하여 탄소중립 실현에 중요한 에너지원으로 간주하고, 수소사회 실현을 위해 수소 공급비용을 화석 연료와 동등한 수준까지 낮춰 공급량을 늘리고 신규 수요 창출을 도모할 계획임.
‒ 향후 일본 내 수소 이용량을 2030년 최대 300만 톤, 2050년 2,000만 톤으로 확대 하고, 수소 공급비용은 2030년까지 30엔/Nm3, 수소발전비용은 2050년까지 가스 화력발전 수준(20엔/Nm3) 이하로 낮추는 것을 목표로 제시하고 있음. 이 중 청정
수소의 2030년 연간 공급량은 약 42만 톤 이상을 목표로 하고 있음.
※ 청정수소는 화석연료+CCUS･탄소재활용으로 생산한 블루수소나 재생에너지를 활용하여 생산한 그린수소 등을 의미함.
‒ (이용) 수소는 발전･수송･산업 등 다양한 부문에서의 탈탄소화 움직임에 따라 수요가 확대될 것으로 기대됨.8)
⦁(수소발전터빈) 일본 기업은 수소발전터빈에 대한 선도적인 기술을 보유하고
있으며, 향후 실제 발전소에서의 안정적 연소에 대한 실증을 지원하고 상용 화를 가속화할 것임. 또한, 수소를 활용하면 인센티브를 받을 수 있도록 전력 시장 관련 제도를 마련하여 수소발전 이용을 확대할 것임. 관련 일본 내 수소 수요 잠재량은 약 500~1,000만 톤/년으로 추산됨.
⦁(고정형 연료전지) 고정형 연료전지의 도입 확대를 위해 비용절감 기술(발전
효율･내구성 향상, 용도 다각화 등)을 개발하고, 전력계통의 조정력으로 활용
6) 経済産業省, 2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略, 2021.6.18.
7) 14개 분야는 해상풍력･태양광･지열, 암모니아･수소, 원자력, 전기차･ESS, 반도체･IT, 선박, 물적･ 인적 유통 및 토목 인프라, 식료･농림수산, 항공기, 탄소재활용, 주택･건축물 및 차세대 전력관리, 차세대 열에너지, 자원순환, 일상생활 등임.
8) 일본 정부는 성장전략회의에서 제시한 ‘성장전략 실행계획(2021.6.18.)’을 통해 향후 수소연료전지 자동차･버스･트럭 등의 보급이 확대될 것으로 전망하고 수소충전소를 2021년 154개소에서 2030년 까지 1,000개소로 확대하는 것을 목표를 제시하였음. 일본 정부는 수소충전소 보급 확대를 위해 기술 개발 및 관련 규제 완화를 검토하고 있음.
“일본 내 수소 이용량 2030년 최대 300만 톤, 2050년 2,000만 톤으로 확대하는 것을 목표”
하기 위한 실증사업을 지원할 것임. 또한, 생산설비 투자를 세제 우대 등으로 지원하여 대량 생산 및 비용 절감을 촉진할 것임.
⦁(FC트럭) 전기차(EV)로 대응하기 어려운 장거리 수송에서의 수요 확보가 기대
되는 연료전지(FC)트럭 등 대형 수소연료전지차(FCV) 도입 확대를 위해 수소 충전소를 전략적으로 확충할 것임. 실증을 통한 FC트럭의 상용화를 가속화 하고 수소충전소 개발･정비를 지원하며 규제 개정(수소탱크 승압 등)을 통한 비용 절감을 검토할 것임. 관련 일본 내 수소 수요 잠재량은 약 600만 톤/ 년으로 추산됨.
⦁(수소환원제철) 철광석의 환원제로서 이용되고 있는 석탄 등을 수소로 전환
하면 CO2 배출량을 대량 감축할 수 있음. 기존 고로에서 수소를 이용하여 철광석을 환원함과 동시에, 고로 배기가스에 포함된 CO2를 분리･회수하여 환원제로 전환･활용하여 제철 과정에서 발생하는 CO2 배출량을 50% 감축 할 수 있는 기술을 개발할 것임. 관련 일본 내 수소 수요 잠재량은 약 700만 톤/년으로 추산됨.
※ 수소의 환원반응은 열을 흡수하여 고로의 열을 낮추기 때문에 연속 환원에 필요한 열의 보전 기술 등이 필요함.
‒ (수송) 일본 정부는 액화수소 및 MCH(Methylcyclohexane)를 활용한 해상수송･
인프라 기술의 개발･실증을 지원해왔으며, 세계에서 처음으로 액화수소 수송 선박을 건조하였음.
⦁수소 수송･저장 비용 절감에 기여하는 수송 관련 설비의 대규모화를 지원하여 2030년에 상용화하고, 수소 액화･냉동 기술을 개발할 것임.
⦁액화수소 수송선박에서 수입기지로 수소를 옮기는 설비 등 관련 기기의 국제 표준화를 추진할 것이며, 일본 내 항만을 통한 수소의 수입과 저장이 가능 하도록 관련 기술 기준 수립 및 항만 계획 개정 등을 검토할 것임.
‒ (생산) 일본은 세계 최대 규모의 수전해장치를 건설하고 있으며 요소 기술도 보유
하고 있음. 향후 대규모화를 위한 기술 개발이 필요함.
⦁일본 기업의 수전해장치 대규모화 및 요소기술 도입 등을 지원하고 비용 절감과 내구성 향상을 통해 국제 경쟁력을 강화할 것임.
⦁유럽 등 다른 지역에서의 수전해장치 성능 평가를 실시하여 해외 시장 진출을 도모할 것임.
“일본은 세계최초 액화수소 수송선 건조 및 세계최대 수전해장치 건설 등으로 수송･생산 관련 요소기술 확보 노력”
자료 : 経済産業省(2021.6.18.)
< 일본의 수소산업 성장전략 로드맵 >
¡(암모니아) 암모니아는 수소사회로의 이행기에 중요한 탈탄소연료임. 석탄화력발
전소에서의 혼소 기술을 조기에 확립하고 동남아시아 등으로 진출을 도모하면서 해외 공급망을 구축할 것임. 또한, 연료용 암모니아 가격지표를 수립할 것임.
‒ 일본 내 암모니아 수요 확대가 전망됨에 따라 암모니아 조달･생산･수송･저장･ 이용 전반에서 비용 절감을 도모하면서 안정적 공급 시스템을 구축할 것임.
⦁석탄화력발전의 암모니아 혼소를 계획하는 발전사업자가 증가하면서, 일본 내 암모니아 수요는 2030년 연간 300만 톤(수소 환산 약 50만 톤), 2050년 연간 약 3,000만 톤(수소 환산 약 500만 톤)이 될 것으로 전망됨.
⦁공급 확대를 통해 암모니아 공급 비용을 현재 20엔 대/Nm3 초반에서 2030년에 10엔/Nm3으로 낮출 것임.
‒ (이용) 2030년까지 석탄화력발전소 20% 암모니아 혼소 도입 및 보급, 2050년까지
혼소율 향상(50% 이상) 및 100% 연소(전소) 기술 개발을 추진하여 기존 화력 발전의 교체에 따른 실용화를 목표로 함.
⦁기술면에서 2021년부터 4년간 실제 발전소를 활용한 20% 혼소 실증을 실시 하여 기술을 확립하고, 이후 전력회사를 통해 연소 시 발생하는 NOx를 억제 하는 버너를 기존 발전소에 도입할 것임. 또한, 해당 기술을 석탄화력발전 비중이 높은 동남아시아 등에 수출할 것임.
“일본은 암모니아 시장 확대를 위해 석탄화력발전소 혼소기술 확립, 동남아시아 진출, 해외 공급망 구축에 나서고 있음”
‒ (공급) 2030년까지 연료용 암모니아 생산 확대를 위해 제조 플랜트를 신설하여 안정적으로 공급할 수 있는 시스템을 구축할 것임. 향후 연료용 암모니아 수요가 확대될 것으로 전망됨에 따라 이에 대응하기 위해 2050년까지 새로운 촉매 개발 및 제조･수송･저장 프로세스의 대규모화･효율화, 저렴한 그린암모니아 제조 기술의 개발 등을 추진할 것임.
⦁석탄화력발전소 1기(1GW)에 암모니아 20% 혼소(열량 기준)를 실시한 경우,
연간 50만 톤의 암모니아가 필요하며 CO2 배출량 20% 감축 효과가 있다고
추산됨. 일본 내 대규모 전력회사가 보유한 모든 석탄화력발전소에 암모니아 20% 혼소를 실시한 경우, 연간 2,000만 톤 암모니아가 필요한 것으로 추산됨. 이외에 선박용 및 공업용으로의 활용 또한 확대될 것으로 전망됨.
⦁저렴한 연료용 암모니아 공급을 위해 일본무역보험(NEXI), 국제협력은행 (JBIC), 석유천연가스･금속광물자원기구(JOGMEC)를 통한 금융 지원을 강화 할 것임.
⦁공급 안정화를 위해서는 그린암모니아뿐만 아니라 화석연료로 제조한 암모 니아도 중요함. 화석연료로 암모니아를 제조할 때 발생하는 CO2를 CCUS 및 탄소재활용 등으로 상쇄시킬 것임.
‒ 경제산업성은 종합상사 및 전력회사 등으로 TF를 구성하여 연료용 암모니아의 국제 거래 활성화를 위해 가격지표 수립에 착수할 것임.9)
⦁현재 연료용 암모니아의 가격지표가 없고 시장은 미성숙한 상황임. 비료용 암모니아의 경우에도 가격지표가 없어 기업이 협상하기 어려우며, 통상적인 계약 기간은 최대 1년임.
⦁암모니아는 천연가스로부터 수소를 추출하여 질소와 반응시켜 제조하기 때문에 경제산업성은 TF를 통해 천연가스 가격과 연동시키는 가격지표를 설정하는 방안을 고려하고 있음. 또한 계약 기간도 1년 이상의 장기계약이 가능하도록 하는 등 관련 제도 마련을 추진할 것임.
9) 日本経済新聞, 2021.10.5.
“일본은 연료용 암모니아의 국제 거래 활성화를 위해 가격지표 수립에 착수”
자료 : 経済産業省(2021.6.18.)
< 일본의 암모니아산업 성장전략 로드맵 >
▣ 그린이노베이션 기금
¡일본 정부는 2050년 탄소중립 실현을 위한 기업의 탈탄소화 연구 개발･실증을 지원하기 위해 NEDO 산하에 2조엔 규모의 ‘그린이노베이션 기금’을 조성하였음.10)
‒ 동 기금의 지원 대상은 ‘녹색성장전략’에 제시된 14개 성장 유망분야 관련 연구 개발 및 실용화 사업임. 또한, 지원 대상이 되는 연구 개발 프로젝트의 규모는 기존 연구 사업의 평균 규모(약 200억 엔)를 상회하는 수준으로, 지원 기간은 최대 10년으로 할 것임.
‒ 지원 기업을 대상으로 명확한 장기 사업전략 수립과 목표 이행상황 보고서 제출을 요구할 것임. 또한, 목표 달성을 촉구하기 위해 목표 달성 정도에 따라 지원금을 증감하고, 사업 진척이 부진할 경우 지원 자금의 반환을 요구할 것임.
⦁개발 사업 종료 이후에도 실용화를 위한 계획을 제출하는 경우에는 목표 달성도에 따라 인센티브를 지급할 것임.
⦁반면, 사업 추진에 필요한 시스템을 구축하지 않고 개선점을 반영하지 않을 경우, 사업을 중지하고 일부 자금을 반환하도록 할 방침임.
10) 経済産業省, グリーンイノベーション基金事業の今後の進め方について, 2021.2.22.
자료 : 経済産業省(2021.2.22.)
< 그린이노베이션 기금 추진체계 개요 >
¡ 경제산업성은 그린이노베이션 기금 활용 분야를 제시한 ‘그린이노베이션 기금 사업의 향후 방향성’을 발표하였음(2021.4.6.). 동 기금을 활용할 분야는 ①녹색 전력 보급 촉진, ②에너지구조 전환, ③산업구조 전환 등 세 분야임. 이 중 수소･ 암모니아 산업은 ‘에너지구조 전환’으로 분류되어 있음.11)
‒ 해당 기금의 대상이 되는 수소･암모니아산업 프로젝트로서 ①대규모 수소 공급망 구축, ②재생에너지전력을 활용한 수전해 기반 수소 생산, ③제철 과정에서의 수소 활용, ④연료 암모니아 공급망 구축이 고려되고 있음.
⦁(대규모 수소 공급망 구축: 최대 3,000억 엔) 수소 공급량 확대와 저비용화를 위한 제조･수송･저장･발전 관련 기술 개발･실증12)
⦁(재생에너지전력을 활용한 수전해 기반 수소 생산: 최대 700억 엔) 수소를 제조하는 수전해장치의 저비용화를 위한 개발･실증13)
⦁(제철 과정에서의 수소 활용: 최대 1,935억 엔) 석탄이 아닌 수소로 철을 제조 하는 기술인 수소환원제철기술의 개발･실증14)
⦁(연료 암모니아 공급망 구축: 최대 688억 엔) 암모니아 공급량 확대･저비용 화를 위한 제조･수송･저장･발전 관련 기술 개발･실증15)
11) 経済産業省, グリーンイノベーション基金事業の今後の進め方について, 2021.4.6.
12) 経済産業省, 「大規模水素サプライチェーンの構築」プロジェクトに関する研究開発・社会実装計画 (概要), 2021.5.18.
13) 経済産業省,「再エネ等由来の電力を活用した水電解による水素製造」プロジェクトに関する研究開発・
社会実装計画(概要), 2021.5.18.
14) 経済産業省, 「製鉄プロセスにおける水素活用」プロジェクトに関する研究開発・社会実装計画（概要）,2021.9.15.
15) 経済産業省, 「燃料アンモニアサプライチェーンの構築」プロジェクトに関する研究開発・社会実装計画（概要）, 2021.9.14.
“그린이노베이션 기금을 통해 대규모 수소 공급망 구축, 수전해 기반 수소 생산, 제철 과정에서의 수소 활용, 연료 암모니아 공급망 구축 등을 지원”
‒ NEDO는 그린이노베이션 기금 사업으로서 수소 공급비용을 낮추기 위한 일본 수소에너지, ENEOS, Iwatani의 대규모 수소 공급망 구축 실증 사업과 KHI의 액화효율 향상 기술 개발 사업을 선정하여 약 2,200억 엔을 지원할 것임.16)
⦁일본수소에너지, ENEOS, Iwatani는 4만m3 규모의 액화수소 탱크를 4기 탑재한 액화수소 수송선박을 건조하고 5만m3 규모의 고정형 액화수소 탱크 4기를
건설하여, 2030년까지 일본에 연간 22.5만 톤의 수소를 공급할 수 있도록 하고
공급비용을 30엔/Nm3 수준으로 낮추는 것을 목표로 하고 있음.17)
3. 일본 기업의 수소･암모니아 공급･이용 확대 노력
▣ 수소
¡수소 생산 및 수송
‒ ‘HySTRA(CO2-Free Hydrogen Energy Supply-Chain Technology Research Association)’ 컨소시엄은 NEDO의 지원 하에 호주 갈탄을 이용한 수소 제조 및 수송･저장･이용 전 과정을 아우르는 CO2-free 수소 공급망 구축을 추진하고
있으며 2030년 상용화하는 것을 목표로 하고 있음.
※ HySTRA 컨소시엄에는 KHI, Iwatani, Shell Japan, J-Power, Marubeni, ENEOS, Kawasaki Kisen 등이 참여하고 있음.
⦁동 컨소시엄은 호주의 Latrobe Valley에서 갈탄을 가스화한 후 수소 정제, 수소 액화, 액화수소 저장 단계를 거쳐 호주에서 일본으로 액화수소를 해상 수송 하는 호주-일본 간 수소 공급망 실증사업을 실시 중임.
⦁동 컨소시엄은 건조한 액화수소 수송선박 ‘수소 프론티어’를 이용하여 호주 에서 제조된 액화수소를 고베의 액화수소 하역 실증 터미널로 수송할 것임.
‒ Iwatani, KHI, 간사이전력, Marubeni, 호주 전력회사 Stanwell, APT Management
Services는 퀸즈랜드 주에서 재생에너지를 사용하여 생산된 그린수소를 액화･수송
하는 프로젝트(Central Queensland Hydrogen Project)의 타당성조사를 추진 중임.18)
⦁일본 내 수소 판매의 약 70%를 차지하는 Iwatani는 다른 나라에 비해 상대적 으로 높은 수준인 그린수소의 생산 가격19)을 낮추기 위해서, 기후 조건이 좋아 재생에너지를 저렴하게 조달할 수 있는 호주에서 2019년부터 Stanwell과 대규모 그린수소 제조 및 수출 사업의 타당성조사를 추진해왔음.
16) NEDO, “グリーンイノベーション基金事業, 第1号案件として水素に関する実証研究事業に着手”, 2021.8.26.
17) 日本経済新聞, 2021.8.26.
18) Iwatani, “日豪間での大規模なグリーン液化水素サプライチェーン構築に向けた事業化調査の実施”, 2021.9.15.; 日本経済新聞, 2021.9.16.
19) BNEF에 따르면, 그린수소 1kg당 제조비용은 일본이 5.7~8.6달러(630~950엔)로 미국(2~4달러) 및 독일(3~6달러) 영국(2.6~4.6달러)에 비해 높은 수준임.
“일본 기업은 호주에서 갈탄 및 재생에너지를 이용하여 수소 생산 후 일본으로 공급하는 사업을 추진”
⦁Stanwell이 소유한 235ha의 토지에 수소 제조 플랜트를 건설하여 파이프라인
으로 20~30km 떨어진 곳까지 수송하고 이를 냉각시켜 액화수소를 일본에
선박으로 수송할 계획임.
⦁현재 일본의 액화수소 하루 생산량은 최대 30톤인데, 해당 사업이 추진될 경우 2026년 이후에는 100톤, 2031년 이후에는 800톤 규모로 확대될 것으로 전망됨.
‒ 홋카이도전력, GPI, Air Water, Nippon Steel Engineering은 2023년부터 해상 풍력 전력으로 그린수소를 제조하여 기업에 판매할 계획임. 이를 통해 수소 공급의 수입 의존도를 낮추려고 함.20)
⦁GPI는 홋카이도 이시카리만의 신항만에 건설 중인 해상풍력설비(110MW)로 발전된 전력을 활용하여 수전해를 통해 그린수소를 제조할 것임.
⦁연간 생산량은 최대 약 550톤으로 전망되나, 계획 중인 다른 해상풍력설비와 연계된 그린수소 프로젝트가 실현되면 이보다 더 증가할 것으로 보임.
⦁제조된 그린수소는 홋카이도 내에서 사용하거나 해운회사 및 국토교통성과의 협력을 통해 해상 수송망을 구축하여 각 지역에 공급할 것임. 현재는 고베항 등을 고려하고 있음.
‒ IHI, 미쓰비시조선 등이 참가한 J-DeEP기술연구조합은 스코틀랜드 국제개발청과
협력하여 스코틀랜드 앞바다에서 생산될 해상풍력 전력으로 그린수소를 제조하는 수전해 플랜트 개발을 추진하고 있으며 2030년에 상용화할 계획임.21)
⦁신규 해상풍력설비 규모는 약 1GW가 될 것으로 전망되며, 이 중 30%를 그린 수소 제조에 활용할 것임. 이에 따라 수소 연간 생산량은 2만5,000톤이 될 것으로 보이며, 생산된 수소는 기존 해저 파이프라인을 사용하여 수송할 것임. 투자액은 약 600억 엔이 될 것으로 추산됨.
‒ 미쓰이물산은 재생에너지 자원이 풍부한 뉴질랜드에서 현지 수소 개발 기업과 그린수소 상용화에 착수할 것임. 동 사는 2035년까지 뉴질랜드에 그린수소충전소 100개소 설치 및 대형 FCV 9,000대 도입을 목표로 함.22)
⦁동 사는 현지 수소 개발 회사 Hiringa Energy와 공동 출자 회사(미쓰이물산 약 20%)를 설립하고 약 28억 엔을 투자하여 그린수소충전소를 건설할 것임. 2022년 말까지 4MW 규모의 충전소를 건설한 뒤, 향후 8MW로 확대할 것임.
⦁또한, 뉴질랜드 트럭 리스회사 및 미국 FC트럭 제조회사 Hyzon Motors 자회사 와의 협력을 통해 20대의 FC트럭을 구입하여 그린수소충전소 이용을 확대 할 계획임. 뉴질랜드 정부로부터 보조금 지원 등을 받을 예정임.
20) 日本経済新聞, 2021.7.27.
21) 日本経済新聞, 2021.8.6.
22) 日本経済新聞, 2021.9.21.
“일본 기업은 자국 및 영국, 뉴질랜드 등의 해상풍력사업과 연계한 그린수소 생산도 추진”
⦁또한, 암모니아를 원료로 사용하는 그린수소 제조 사업에도 참여할 것임. Hiringa Energy사와 공동으로 공동벤처기업(JV)을 설립할 것임(미쓰이물산 35%). 약 58억 엔을 투자하여 수소제조설비 및 풍력발전설비를 2022년까지 완성하여 수소충전소 사업과 연계할 계획임.
¡수소 이용(발전)
‒ JERA는 국내･외 LNG화력발전소에 수소를 혼합하여 발전하는 실증실험을 실시
할 것임. 해외에서 축적한 혼소 기술 등을 활용할 것임.
⦁동 사는 2022년부터 인접한 정제설비에서 수소를 공급받아 미국 Linden가스 화력발전소 6호기(972MW)에서 천연가스에 수소를 혼합하여 연소하는 사업을 추진하고, 최대 40%까지 수소 혼소가 가능하도록 가스 터빈을 개조할 계획임.
이를 통해 CO2 배출량 약 10%가 감축될 것으로 추산하고 있음.23)
⦁또한, 동 사는 해외에서 축적한 혼소 기술을 활용하여 자사 보유 LNG화력 발전소에서의 수소 혼소 타당성조사를 2021년 10월부터 2026년 3월까지 실시
할 것임. 2025년부터 부피 기준으로 LNG 약 30%를 수소로 전환하여 발전을
시작할 것임. 대규모 상용 LNG화력발전소에서 대량의 수소를 연료로 이용하는 것은 일본에서 처음임.24)
‒ Toshiba는 수소연료전지 소형화 개발을 진행하고 있으며, 기존보다 부피 및 중량이 80% 수준인 수소연료전지(10MW)를 개발하였음.25)
⦁수소연료전지의 소형화로 부품수가 적어져 제조비용을 60% 절감하였으며 단위면적 당 발전효율이 높아짐.
⦁또한, 낮 시간에 태양광발전 등 저렴한 전력으로 수소를 생성하고 저녁에 수소 발전을 실시하여 재생에너지를 효율적으로 활용할 가능성이 커짐.
¡일본 정부는 아시아 지역의 경제성장과 탄소중립 실현을 지원하겠다는 방침을 제시하고 있으며, 이에 따라 관련 기업이 아시아 지역을 대상으로 수소인프라 구축 등에 나서고 있음.
‒ 미쓰비시상사는 지요다화공건설, 싱가포르 에너지기업 Sembcorp Industries와의 제휴를 통해, 호주･칠레･카타르 등에서 수소를 조달하여 싱가포르에 공급하는 시스템을 구축할 것임.26)
⦁2030년부터 상용 가동을 개시하여 연간 35만 톤 규모의 수소 공급을 목표로 함. 탈탄소화를 추진하는 싱가포르에서의 수요 확대에 대응할 것임.
23) 環境ビジネス, 2021.7.30.
24) JERA, “国内LNG火力発電所における水素利用の実証事業の採択について”, 2021.8.26.
25) 日本経済新聞, 2021.9.3.
26) 日本経済新聞, 2021.10.4.
“LNG 화력발전 혼소 및 연료전지 기술 고도화로 수소 이용 확대를 도모”
⦁해당 사업은 지요다화공건설이 개발한 SPERA 수소 기술을 활용할 것임. 수소와톨루엔을 결합시켜 상온･상압으로 수송할 수 있는 것이 특징으로 기존 석유 탱크를 사용할 수 있음.
▣ 암모니아
¡ 암모니아 생산 및 수송
‒ 미쓰이물산은 호주에서 블루암모니아를 제조한 후 일본에 연간 100만 톤 수출 하는 사업을 추진하고 있으며 2028년에는 일본 전력회사에 공급할 계획임.27)
⦁동 사는 1,000억 엔을 투자하여 호주에 암모니아 제조 공장을 건설할 것임. 암모니아 사업을 운영하고 있는 Wesfarmers와의 제휴로 동 사가 보유한 가스 전에서 생산되는 가스를 활용하여 암모니아를 제조하고, JOGMEC과 협력 하여 제조 시 발생하는 CO2는 회수하여 폐가스전에 저장할 것임.
‒ 이토추상사는 Petronas 자회사 및 현지 가스 파이프라인 기업과 2026년부터 캐나다에서 연료용 블루암모니아를 생산할 계획임.28)
⦁Petronas 자회사 보유 가스전에서 생산된 천연가스를 원료로 하여 암모니아를
제조하고 제조 시 발생한 CO2를 회수･저장할 것임. 암모니아 공장을 신설하여 연간 100만 톤의 암모니아를 생산할 것임. 총 사업비는 13억 달러(약 1,400억
엔)가 될 것으로 추산됨.
‒ J-Power는 호주 에너지 기업 Origin Energy가 Bell Bay에서 검토하고 있는 수출용 그린암모니아 제조사업에 참여할 것임.29)
⦁Origin Energy는 2026년에 그린암모니아 수출을 개시할 계획임. J-Power는 그린암모니아 수출을 위한 설비 개발 및 제조비용 등을 검토할 계획이며, 향후 석탄화력발전소에서의 암모니아 혼소에 활용할 계획임.
¡ 암모니아 이용
‒ 공업로 및 산업기기 제작･판매 기업인 Chugai Ro는 2026년에 기존 도시가스 대신에 암모니아를 연료로 하는 공업로를 실용화할 계획임. 이를 통해 일본 내 CO2 배출량의 6%를 차지하는 공업로의 저탄소화를 도모할 것임.30)
⦁동 사는 오사카대학과 암모니아를 안정적으로 연소할 수 있는 기술을 개발 하였음. 암모니아와 공기를 혼합하여 연소 효율을 높이고 암모니아 방출을 2단계로 나누어 연소 속도를 늦추어 유해가스인 NOx 배출량을 낮출 것임.
2025년까지 실증실험을 실시할 것임.
27) 日本経済新聞, 2021.10.1.
28) 日本経済新聞, 2021.8.2.
29) 日本経済新聞, 2021.10.7.
30) 日本経済新聞, 2021.8.12.
“호주, 캐나다 등에서 암모니아 공급망 구축에 나서고 있으며, LNG 추진 선박 및 석탄화력 혼소 등으로 이용 범위 확대 노력”
⦁실용화를 위해 유해가스 발생 저감 기술 및 미연소 암모니아 처리 기술 등을 확립할 필요가 있음.
‒ 일본 해운회사 NYK는 향후 암모니아로 연료 전환이 가능한 LNG 추진 선박을 개발하고 있음. 2022년 1월까지 기본적인 설계를 마친 후 기술적인 과제를 도출 할 계획임.31)
⦁NYK 등 일본 해운회사는 현재 중유를 대신하여 LNG를 연료로 하는 선박을 도입하고 있으며, 향후 암모니아로 연료를 전환할 계획임.
‒ JERA와 IHI는 석탄화력발전소를 대상으로 소규모 암모니아 혼합연소 실증실험을
시작하였음. JERA는 2030년까지 자사 보유 석탄화력발전소의 암모니아 혼소율
20%를 달성하고 2040년대에 100% 암모니아 연소 기술을 확립할 것임.32)
⦁헤키난(碧南)석탄화력발전소 5호기(100만 kW)의 연소 장치 일부를 개조하여 혼합연소(열량기준 0.02%)를 실시하였음. 2022년 3월까지 데이터를 수집하여 연소 장치를 개발할 것임.
참고문헌
에너지경제연구원, ｢세계 에너지시장 인사이트｣, 제21-13호, 2021.6.28.
環境省, 「2019年度における地球温暖化対策計画の進捗状況」, 2021.3.9.
経済産業省, 「グリーンイノベーション基金事業の今後の進め方について」, 2021.2.22.
経済産業省, 「グリーンイノベーション基金事業の今後の進め方について」, 2021.4.6.
経済産業省, 「大規模水素サプライチェーンの構築」プロジェクトに関する研究開発・社会 実装計画（概要）, 2021.5.18.
経済産業省,「再エネ等由来の電力を活用した水電解による水素製造」プロジェク トに関する研究開発・社会実装計画（概要）, 2021.5.18.
経済産業省, 「燃料アンモニアサプライチェーンの構築」プロジェクトに関する研 究開発・社会実装計画（概要）, 2021.9.14.
経済産業省, 「製鉄プロセスにおける水素活用」プロジェクトに関する研究開発・社 会実装計画（概要）,2021.9.15.
発電コスト検証ワーキンググループ, 「基本政策分科会に対する発電コスト検証に 関する報告」, 2021.9.14.
経済産業省, 「第6次エネルギー基本計画」, 2021.10.22.
__________, 「第6次エネルギー基本計画の概要」, 2021.10.22.
__________, 「2030年度におけるエネルギー需給の見通し（関連資料）」, 2021.10.22.
日本経済新聞, “アンモニアに価格指標, 国際取引活性化へ官民検討”, 2021.10.5.
31) 日本経済新聞, 2021.9.9.
32) 日本経済新聞, 2021.10.18.
日本経済新聞, “NEDO, 水素の輸入や発電を支援 CO2削減後押し”, 2021.8.26.
日本経済新聞, “グリーン水素輸入 日豪6社で事業化検討”, 2021.9.16.
日本経済新聞, “洋上風力でグリーン水素製造 北海道電力などが最大拠点”, 2021.7.27.
日本経済新聞, “IHIや三菱造船, 欧州で洋上水素プラント, 600億円投資”, 2021.8.6.
日本経済新聞, “三井物産, グリーン水素商業化 NZで製造・販売”, 2021.9.21.
日本経済新聞, “東芝, 水素燃料電池を小型化 製造コストを6割減”, 2021.9.3.
日本経済新聞, “三菱商事、シンガポールで水素供給網”, 2021.10.4.
日本経済新聞, “伊藤忠がアンモニア生産 カナダで最大規模、日本へ供給”, 2021.8.2.
日本経済新聞, “三井物産、豪でアンモニア生産 製造時のCO2は地中に”, 2021.10.1.
日本経済新聞, “Jパワー、アンモニア製造で豪大手と協業”, 2021.10.7.
日本経済新聞, “JERAがアンモニア混焼実証を初公開、石炭火力発電所で”, 2021.10.18.
日本経済新聞, “中外炉、CO2ゼロのアンモニア工業炉 阪大と実用化へ”, 2021.8.12.
日本経済新聞, “日本郵船、アンモニア転換可能なLNG燃料船開発へ”, 2021.9.9.
環境ビジネス, “JERA, 米・火力発電所で水素利用へ 最大4割までの混焼が可能に”, 2021.7.30.
JERA, “国内LNG火力発電所における水素利用の実証事業の採択について”, 2021.8.26.
국제
▣ OPEC+, 오미크론 변이 확산에도 기존 계획대로 감산쿼터 완화 결정
¡ 감산에 참여하는 OPEC+ 산유국이 제23차 OPEC･非OPEC 장관회의(OPEC and non-OPEC Ministerial Meeting, ONOMM)를 개최하고 오는 2022년 1월에도 기존 계획대로 감산쿼터를 40만b/d 완화해 석유시장에 원유를 추가 공급하기로 합의하였음(2021.12.2.).33)
※ OPEC+는 코로나19 확산에 따른 원유 수요 감소로 2020년 5월부터 산유량 감축에 돌입한
이후 시장상황에 따라 감산쿼터를 조정해왔으며, 2021년 7월에는 2022년 4월 종료 예정이던 감산활동 기간을 12월까지 연장하고 2021년 8월부터 감산쿼터가 완전히 소멸될 때까지 매달 40만b/d를 추가 완화하기로 합의하였음.34)
기간 감산쿼터
2020년 5~7월 970
2020년 8~12월 770
2021년 1~3월 720
2021년 4월 690
2021년 5월 655
2021년 6월 620
2021년 7월 576
2021년 8월 536
2021년 9월 496
2021년 10월 456
2021년 11월 416
2021년 12월 376
2022년 1월 336
자료 : 세계 에너지시장 인사이트 각 호
< OPEC+ 감산쿼터 변화(2020.5월~2021.12월) >
(단위 : 만b/d)
‒ 코로나19 오미크론 변이종 발견 이후 국제유가가 급락하자 OPEC은 오미크론의 영향을 평가 하기 위해 각각 11월 29일과 30일로 예정되어 있던 공동기술위원회 회의와 공동장관급모니터링 위원회 회의를 12월 1일과 2일로 연기하였으나 ONOMM는 예정대로 개최하였음.35)
‒ 앞서 미 정부가 주요 원유 수입국들과 공조해 전략비축유(Strategic Petroleum Reserve, SPR)
7,000만 배럴을 방출한다는 발표가 나온 이후, 익명의 OPEC 관계자는 사우디와 러시아가 감산
쿼터 완화를 일시 중지할 수 있다고 언급하였으며, 시장 전문가들도 이 같은 가능성이 높을 것 으로 점쳐 왔음.36)
33) OPEC, 2021.12.2.
34) 인사이트, 제21-15호, 2021.7.26., pp.27~28.
35) Reuters, 2021.11.28.
‒ 그러나 지난 11월 26일 국제유가가 10% 이상 하락한 것을 두고 사우디와 러시아가 오미크론에 대해 석유시장이 과잉 반응한 것이라며 이 때문에 OPEC+의 감산정책을 급격히 수정할 필요는 없다고 언급하는 등 감산쿼터와 관련해 기존 정책을 유지할 가능성을 시사하였음.37)
‒ 일각에서는 OPEC+의 결정에 미국이 영향을 미친 것으로 보고 있는데, 최근 사우디에 추가 증산을 요청해온 미국 고위급 인사들이 11월 넷째 주 사우디를 방문해 Abdulaziz bin Salman 사우디 에너지부 장관과 회동한 바 있음.38)
⦁이후 사우디가 기존 정책을 유지하기로 결정한 것으로 알려졌으나, 사우디는 이 같은 결정이 정치적인 것이 아니라 전적으로 석유시장 상황에 따른 것이라고 밝혔음.
¡ 한편, 계속해서 상승세를 유지해오던 국제유가는 새로운 코로나19 바이러스 변이종이 발견됨에 따라 국가들이 봉쇄조치를 다시 시행할 수 있으며 에너지 수요에도 영향을 미칠 수 있다는 우려가 나오면서 지난 11월 26일에 10% 이상 하락하였음.39)
‒ Brent유 가격은 전일 종가 대비 12% 하락한 $72.72/bbl에 마감하였고, WTI유 가격은 13%
떨어진 $68.15/bbl로 하락하는 등 금년 4월 WTI유 가격이 마이너스로 떨어진 이후 하루 최대 낙폭을 기록하였음.
‒ 이후 12월 첫째 주에도 Brent유와 WTI유 모두 전반적으로 하락세를 유지해 12월 3일에는 각각 $69.88/bbl와 $66.26/bbl으로 마감하였음.40)
자료 : Wall Street Journal(2021.11.26.), “Oil Price Slumps on Fears of New Covid-19 Restrictions”
< 국제유가 변화 추이(2021.9~11월) >
(단위 : $/bbl)
36) Wall Street Journal, 2021.11.24.
37) Reuters, 2021.11.29.
38) Financial Times, 2021.12.3.
39) Financial Times, 2021.11.27.
40) 한국석유공사 Petronet 홈페이지, https://www.petronet.co.kr/(검색일 : 2021.12.6.)
미주
▣ 미 정부, 석유시장 안정화를 위해 전략비축유 5,000만 배럴 방출 결정
¡ 바이든 미국 대통령이 상승세를 이어가고 있는 휘발유 가격을 안정시키기 위해 전략비축유 (Strategic Petroleum Reserve, SPR) 5,000만 배럴을 방출하도록 명령함에 따라 Jennifer M.
Granholm 에너지부(Department of Energy, DOE) 장관이 이를 승인하였음(2021.11.23.).41)
※ 미국 정부는 2021년 10월 29일 기준으로 6억 1,250만 배럴의 SPR을 텍사스 주 Bryan Mound와 Big Hill, 루이지애나 주 West Hackberry와 Bayou Choctaw 등 4개 SPR 저장시설에 보유 하고 있음.42)
‒ 이번 SPR 방출에는 중국, 인도, 일본, 한국, 영국을 포함한 주요 에너지 소비국도 동참해 총 2,000만 배럴을 방출할 예정인데, 이는 바이든 대통령의 주도 하에 역대 처음으로 추진되는 것임.43)
‒ DOE는 세계 경제가 코로나19로부터 회복하고 있으나 석유 공급 증가 속도가 수요 증가세를
따라오지 못하고 있다며, 이번 결정은 7년 만에 최고 수준으로 오른 유가에 대응하기 위한 것 이자 코로나19 회복 국면에서 충분한 원유 공급을 확보하기 위한 것이라고 밝혔음.
‒ 미국의 SPR 5,000만 배럴은 4개의 SPR 저장설비에서 각각 일부 방출될 것이며, 이 중 3,200만 배럴은 교환(exchange)의 형태로, 그리고 나머지 1,800만 배럴은 판매(sale)의 형태로 이뤄질 것임.
※ 미국이 SPR을 방출하는 방법은 비상방출(emergency drawdown), 시험방출(test sale), 교환 (exchange agreement), 판매(nonemergency sale) 등 4가지가 있음.
⦁원유 교환은 금년 12월 말부터 2022년 4월 사이에 이루어지고 실제 인도는 내년 1월에 시작 될 것으로, 참여하는 기업은 2022년과 2023년, 2024년에 인도받은 양을 다시 반납해야 하며, 각 기업은 자사가 SPR을 보유한 기간에 따라 추가 원유도 반납해야 함.44)
⦁원유 판매에 대한 안내는 2021년 12월 17일 이전에 발표될 것으로, 이는 ‘2018 초당적예산법 (Bipartisan Budget Act of 2018)’에 따른 것임.45)
※ Bipartisan Budget Act of 2018은 2022 회계연도에서 2027 회계연도까지 SPR 총 1억 700만 배럴을 방출하도록 함.
‒ 최근 미국의 휘발유와 난방유 가격은 2014년 이래 최고 수준을 기록한 바 있는데, 이번 SPR 방출을 발표하면서 바이든 대통령은 에너지 가격을 낮추고 공급 부족을 해소하기 위해 가능한
41) DOE, 2021.11.23.
42) Washington Post, 2021.11.12.
43) DOE, 2021.11.23.
44) Reuters, 2021.11.25.
45) DOE, 2021.11.23.
모든 수단을 동원하겠다고 밝혔음.46)
⦁최근 몇 달 간 미국 휘발유 가격은 계속해서 높은 수준을 유지해왔는데, 11월 22일 평균 휘발유 가격은 갤런당 $3.41에 달해 전년 동기의 $2.11 대비 상당히 높은 수준이었음.47)
¡ 그러나 전문가들은 SPR 방출이 휘발유 가격 하락으로 이어질지는 불확실하다고 지적하였음.48)
‒ Goldman Sachs는 이번에 발표된 방출 규모로는 $2/bbl 이하의 효과를 내는 데 그칠 것이라고 밝혔으며, 특히 미국이 방출하는 SPR은 대부분 교환의 형태로 이뤄지기 때문에 실제로 미치는 영향은 더욱 적을 것이라고 지적함.49)
‒ JP Morgan도 이번 SPR 방출이 시장에 미치는 영향이 오래 지속되지는 않을 것으로, 수급
균형에 미치는 영향이 방출 이후 한 달 이상 가지 않을 것으로 내다보았음.50)
‒ 그러나 미국이 SPR 방출 결정을 발표한 이후 새로운 코로나19 바이러스 변이종 발견으로 원유 수요 감소에 대한 우려가 가중되면서 11월 26일 국제유가는 하루 만에 10% 이상 하락하였음.51)
▣ 미, 석탄화력발전 이용 증가로 석탄 가격 2008년 이후 최고치 기록
¡ 미국 석탄화력발전소의 석탄 재고가 1970년대 이후 가장 낮은 수준으로 감소한 가운데, 난방 시즌에 앞서 재고를 확보하기 위한 경쟁이 치열해지며 발전소용 연료탄(thermal coal) 가격이 2008년 이후 최고치로 상승하였음.52)
‒ S&P Global Platts에 따르면, Central Appalachian 석탄 가격은 금년 가을 $100/숏톤에 달해 전년동기 대비 2배로 상승하였는데, 이는 화석연료 가격이 최고치에 달했던 2008년 이후 가장 높은 수준임.
⦁앞서 Central Appalachian 석탄 가격은 11월 둘째 주에 한 주 동안에 $10달러 이상 올라
$89.75/숏톤에 달한 이후 계속해서 상승세를 이어가고 있음.53)
‒ 또한, Central Appalachian 석탄보다 발열량이 낮으며 와이오밍과 몬테나 주에서 채굴되는 Powder River Basin 석탄 가격은 $35/숏톤을 기록했는데, 금년 9월 이전에 해당 지역 석탄 가격이 가장 높았던 것은 2001년으로 당시 가격은 현재의 1/3 수준이었음.54)
※ Central Appalachian 석탄의 발열량은 지역에 따라 12,380~14,490Btu/lb에 달하는 반면, Powder River Basin 석탄의 발열량은 7,420~10,410Btu/lb에 그침.55)
46) Wall Street Journal, 2021.11.23.
47) The Hill, 2021.11.22.
48) Wall Street Journal, 2021.11.23.
49) Reuters, 2021.11.24.
50) Reuters, 2021.11.24.
51) Financial Times, 2021.11.27.
52) Wall Street Journal, 2021.11.30.
53) Financial Times, 2021.11.16.
54) Wall Street Journal, 2021.11.30.
55) U.S. Geological Survey, Fact Sheet 013-02(2002.2.); U.S. Geological Survey, Quality of Economically Extractable Coal Beds in the Gillette Coal Field as Compared With Other Tertiary Coal Beds in the Powder River Basin, Wyoming and Montana, 2002.
자료 : Wall Street Journal(2021.11.30.), “America’s Power Plants Are Low on Coal”
< 미국 주요 지역 석탄 가격 변화 추이(2008년~2021.11월) >
(단위 : $/숏톤)
‒ 이 같은 석탄 가격 상승은 금년 들어 전력 수요 증가와 천연가스 가격 급등으로 일부 발전소에서 석탄 투입이 확대되면서 석탄 수요가 반등한 데다 국제 석탄 가격의 상승으로 미국산 석탄 수출도 증가하고 있기 때문임.56)
‒ 지난 10년간 천연가스와 풍력, 태양광 등의 시장점유율이 확대되면서 석탄 수요를 투기적으로 예측해 석탄 생산을 확대할 수 있는 자금이 고갈되었으며, 이로 인해 높은 가격에도 현물 시장에 석탄이 충분하지 않은 상황임.
⦁석탄의 시장점유율이 하락한 것은 10년 전부터 저렴한 천연가스 공급이 크게 확대되면서 시작되었으며, 최근에는 재생에너지 발전단가 하락으로 타격을 받아왔음.
⦁현재는 광산에서 생산량을 늘리더라도 이미 수송단계에서 정체되어 빠른 공급이 어려운 상황 이며, 현재 석탄 기업들은 대부분의 생산량을 조기에 판매하고 있음.
‒ 미 에너지정보청(Energy Information Administration, EIA)의 자료에 의하면, 현재 발전소의 석탄 재고는 지난 5년간의 동기 평균 대비 약 2/3 수준임.
⦁현재는 석탄 공급이 너무 부족한 수준으로, 미국 가구의 약 20%에 서비스를 제공하는 전력망 운영 기업 PJM Interconnection은 금년 겨울 가장 추운 시기를 대비해 석탄 이용을 자제하고 있다며 2022년 4월까지 석탄 재고가 10일 분 이하로 떨어지면 발전소 가동을 중단하도록 허락했다고 밝혔음.
56) Financial Times, 2021.11.16.
¡ 한편, 가스 가격 상승에 따른 석탄화력 이용이 증가하면서, EIA는 금년 미국의 석탄화력 발전 량이 지난해 대비 22% 증가할 것으로 전망하였는데, 이 같은 석탄화력 발전량 증가는 2014년 이후 처음이 될 것임.57)
‒ 미국 발전량에서 가장 큰 비중을 차지하는 석탄과 천연가스화력의 경제성은 투입 연료의 상대적 가격에 의해 결정되어왔으며, 미국에서는 가스 가격의 변동성이 석탄 가격 대비 더욱 크기 때문에 주로 가스 가격에 따라 두 전원의 비중이 좌우되어왔음.
‒ 가스화력의 효율이 석탄화력보다 좋기 때문에 가스 가격이 조금 높은 수준이더라도 상대적으로 경제성이 높은 편이었음. 2015~2020년에는 가스 가격이 상대적으로 안정적이었으나, 금년 들어 지난해 대비 2배 이상 상승하면서 석탄화력에 대한 의존이 높아져왔음.
‒ 또한, 금년 여름에는 서부 지역의 가뭄으로 수력 발전량이 감소하였으며, 이로 인한 부족분을 채우기 위해 석탄화력 이용이 증가한 바 있음.58)
‒ 그러나 EIA는 앞으로도 석탄화력 발전설비 폐쇄가 계속될 것이기에 금년의 증가세가 지속되지 못할 것으로 보고 2022년에는 석탄화력 발전량이 금년 대비 5% 감소할 것으로 전망함.59)
자료 : EIA(2021.10.18.), “Annual U.S. coal-fired electricity generation will increase for the first time since 2014”
< 미국의 원별 발전량 변화 추이(2010~2022년) >
(단위 : 10억 kWh)
57) EIA, 2021.10.18.
58) Wall Street Journal, 2021.11.30.
59) EIA, 2021.10.18.
유럽
▣ 독일의 새 연립정부, 기후 및 에너지 관련 주요 정책안에 합의60)
¡ 사회민주당, 녹색당, 자유민주당으로 구성된 독일의 새 연립정부는 기존 계획보다 8년 빠른
2030년까지 석탄 발전을 조기 중단하고, 줄어든 석탄 발전을 재생에너지 보급과 천연가스 발전
으로 대체하겠다는 내용의 정책안에 합의함(2021.11.24.).61)
‒ (재생에너지 확대) 정책안에는 강력한 재생에너지 보급 의지가 포함되었으며 구체적인 목표로는
2030년까지 전체 전력공급의 80%를 재생에너지로 충당하는 방안이 제시되었음.
⦁2030년, 독일의 연간 전력생산량은 680~750TWh에 달할 것으로 예상되며, 이 중 80%가 재생 에너지로 구성될 것임.62)
⦁태양광의 경우 현재 독일 전역에 약 60GW의 설비가 있으나, 2030년까지 200GW 규모로 총 설비용량을 확장할 계획임. 이외에 신규 상업건물에 옥상 태양광 설비 설치를 의무화 하고, 비상업적 용도의 건물에도 태양광 설비 설치를 ‘원칙적으로’ 의무화함.
⦁육상풍력 설비 보급을 위해서는 독일 전체 토지의 2%가 활용될 것이며, 해상풍력의 경우 2030년까지 최소 30GW, 2035년까지 40GW, 2045년까지 70GW의 설비를 보급하는 것이 목표로 제시되었음.
‒ (탈석탄 조기달성) 정책안에서는 탈석탄의 목표연도가 기존보다 8년 앞당겨진 2030년으로 수정
되었는데, 목표의 조기 달성을 위해 2045년까지는 천연가스를 전환 연료로 활용할 것이라고 밝혔음.
⦁그러나 전환용으로 활용될 천연가스 발전소가 2045년 이후에도 가동을 계속 하기 위해서는 해당 시점 이후부터 수소 등 비화석 연료 중심으로 운용되어야 하며, 따라서 전환 가동을 위한 파이프라인 및 기타 설비를 의무적으로 보유해야 함.
※ 정부의 전력소비예측에 따르면, 연간 가스화력발전은 2020년 90TWh에서 2030년 약 120~150TWh까지 증가해야함.63)
⦁탈석탄 목표연도가 앞당겨졌음에도 향후 탈석탄에 대한 기업에의 추가적인 보상안은 마련 되지 않을 것이며, 석탄화력발전소의해체(decomposition) 및 재생(renaturation)을 돕기 위한 재단이나 기업이 새롭게 설립될 수 있음.
60) Clean Energy Wire, 2021.11.24.
61) BNEF, 2021.11.25.
62) Reuters, 2021.11.25.
63) EURACTIV, 2021.11.25.
‒ (탄소가격 하한제 설정) EU 차원에서 공통으로 적용할 수 있는 EU-ETS 배출권 가격 하한제 도입을 추진하되 EU 차원에서의 합의가 이루어지지 않는다면, 독일 내의 독자적인 배출권 가격 하한선을 톤당 60유로로 설정해 해당 수준을 유지할 것이라 발표했음.
⦁독일의 탄소가격 하한제는 별도의 가격 하한선을 도입하거나 배출권 수량을 조정하는 방식 으로 시행될 것으로 예상됨.
‒ (난방 및 건물) 2025년 이후 모든 신규 난방설비는 65%의 재생에너지를 통해 가동해야 하며,
신축 건물의 에너지 소비량은 기존 수준의 40% 범위 내여야 한다는 내용이 제시됨.
‒ (전기차 보급) 2030년까지 독일 전역에 최소 1,500만대 이상의 전기차를 보급하고, EU 차원의
목표인 ‘2035년 내연기관차 금지’ 목표를 달성하기 위해 인프라 및 관련 산업을 지원하겠다는 내용이 제시됨.
‒ 상기 내용 외에도 2022년 중 기존 기후행동법을 개정하고, 모든 정부부처에 부처 활동의 기후 영향 및 국가 목표와의 정합성에 대해 기존 체제 점검을 의무화 한다는 내용이 정책안에 포함 되었음.
※ 기후행동법(Climate Action Law)이란, 독일의 구체적인 온실가스 감축목표(2050 탄소중립)를 법제화한 최초의 법으로 ▲독일 온실가스 감축목표 법제화, ▲부문별 연간 온실가스 감축목표 설정, ▲정부부처의 온실가스 감축 관련 의무 확대, ▲기후 이슈 관련 전문기구 수립 등을 주 내용으로 함.64)
¡ 이번 연립정부가 구성되는 과정에서 정부 차원의 적극적인 탄소중립 관련 투자 활성화 필요성과 정부 부채 증가 우려 사이에서 녹색당과 자유민주당의 이견이 있었으나, 탄소중립 관련 투자에 민간투자를 적극 활용하겠다는 안이 나오면서 합의가 이루어졌음.65)
‒ 녹색당은 독일 정부의 부채 부담이 늘어나더라도 향후 10년 간 연간 500억 유로를 현대화 및 탄소중립화에 투자해야 한다며 이를 위해 2009년 세계 금융위기 이후 헌법에 명시된 ‘채무부담 상한제도(debt brake)’를 완화할 필요성이 있다고 주장했음.
※ 채무부담 상환제도(debt brake)란, 독일 정부가 재정적자를 용인하고 경기부양을 위한 국채 발행에 나서더라도 정부 순차입을 일정 범위(독일 GDP의 0.35%)로 제한하는 제도임.66)
‒ 반면 자유민주당은 ‘채무부담 상한제도’를 개정하기 위한 어떠한 활동도 용납할 수 없다는 입장을 지속적으로 보여 왔음.
‒ 연립정부는 관련한 내용에 합의 하기 위해 독일의 국영개발은행인 KfW를 ‘혁신 및 투자 기관’ 으로 전환하고 자본을 재편해 청정에너지 활성화 및 디지털화에 민간투자를 적극 활용하기로 하였음.
64) 인사이트, 제19-8호, 2019.3.4. p.31.
65) Financial Times, 2021.12.6.
66) 한국은행, ｢최근 독일의 재정정책 관련 쟁점 및 향후 전망｣, 2019.9.13.
