신년 벽두부터 동해가스전이 화제다. 천연가스와 초경질유 생산기지에서 이산화탄소 포집·저장(CCS) 사업 거점으로 거듭날 것으로 기대되어서다. 이산화탄소 포집·활용·저장(CCUS) 실증사업이 첫발을 내딛었고, 산업육성을 위한 법제적 기반도 마련됐다.
지난 5일 ‘2024년 제1차 재정사업평가위원회’에서 예비타당성조사 대상사업으로 선정된 ‘동해가스전 활용 탄소포집·저장(CCS) 실증사업’은 당초 계획과 비교해 규모가 훨씬 커졌다.
‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’은 울산·부산에서 포집한 이산화탄소를 허브 터미널에서 압축·액화한 후 해저 파이프를 통해 동해 폐가스전 고갈 저류층에 주입·저장하는 사업이다. 2030 국가온실가스감축목표(NDC) 달성에 이바지하기 위해 추진됐다. 특히 울산지역 산업단지 내 수소생산 과정에서 발생하는 이산화탄소를 포집·저장하는 블루수소 생산사업과 연계된 국내 최초 상용 규모 CCS 사업이라는 데에 의의가 있다.
산업통상자원부에 따르면 이번 사업은 총사업비 2조9,529억 원(국비 8,169억 원, 지방비 888억 원, 민간 투자 2조472억 원), 사업 기간은 6년(2025년~2030년)으로 기획됐다. 연간 120만 톤의 이산화탄소 저장시설을 구축·운영하고 기술개발을 지원한다.
이보다 앞서 지난 2021년 11월 산업부는 공청회를 통해 ‘동해가스전을 활용한 CCS 통합실증사업’ 예타 추진 계획을 발표했다.
당시 해당 실증사업은 2025년부터 연간 40만 톤의 이산화탄소를 저장해 향후 30년간 총 1,200만 톤 규모의 온실가스감축에 직접적으로 기여하는 것 등이 목표였다. 총사업비는 9,500억 원(정부 6.163억 원, 지방비 500억 원, 민간 2,837억 원), 사업기간은 8년(2023년~2030년)으로 기획됐다.
하지만 당시 실증사업의 예타 신청은 포집원을 지정이 아닌 공모 방식으로 결정하도록 해야 한다는 이유로 반려됐다. 이후 재기획을 거쳐 총사업비, 연간 이산화탄소 포집·저장량 모두 크게 늘어난 사업 내용으로 재도전해 예타 대상으로 선정된 것이다.
이 모든 과정엔 권이균 국립공주대학교 교수가 있었다. 권이균 교수는 ‘동해가스전 활용 CCS 통합 실증사업’의 총괄 기획위원장, ‘다부처 대규모 CCS 통합실증 및 CCU 상용화 기반구축 연구’의 총괄 연구책임자, 한국CCUS추진단장 등을 역임했다.
토토 사이트는 권이균 교수를 만나 ‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’의 기획 배경과 사업 내용, 국내외 CCUS 산업 주요 동향 등을 들었다.
Q. 최근 제1차 재정사업평가위원회에서 ‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’이 예비타당성조사 대상으로 선정됐다. 3년 전 발표된 사업 내용과 크게 달라진 점은 무엇인가.
몇 년 전에 준비됐던 동해가스전 고갈저류층을 활용한 CCS 예타사업의 경우, 사업 이후 대규모 실증사업으로 확장할 수 있는 시간적 여유가 있었다. 당시 2030 국가온실가스감축목표(NDC)에서 CCS로 감축해야 할 이산화탄소 양이 400만 톤(현재 480만 톤)으로 굉장히 바쁜 상황임에도, 40만~50만 톤 수준의 중규모 실증사업을 먼저 수행해 기술력을 일정 수준으로 끌어올려 기술적 확신을 얻고 난 후 100만 톤, 300만 톤 등 대규모 실증사업으로 차츰 늘려가면서 NDC 목표를 달성할 계획이었다.
하지만 당시 예타사업이 몇 가지 이유로 반려됐다. 이후 재기획 과정을 거치면서 몇 단계의 규모 확대(scale-up)를 거쳐 2030 NDC를 달성하기엔 시간적 여유가 부족해졌고, 이를 고려해 동해가스전을 활용한 CCS 사업 규모를 연간 120만 톤 수준으로 격상하게 된 것이다. 따라서 예산도 2조 원을 훌쩍 넘는 대형 사업으로 기획됐다.
Q. 총사업비에서 민간 투자 비중이 매우 큰 데, 그 이유가 궁금하다. 또 민간 투자를 유도할 수 있는 방안은 무엇이라고 생각하나.
3조 원에 이르는 총사업비(안) 가운데 상당 부분은 민자가 되도록 설계됐다. 민간에게 조금 부담스러운 건 사실이다. 그런데 세계 거의 모든 나라의 상용화급 CCS 사업은 민간 주도로 이뤄지고 있다. 일부 실증사업 혹은 연구개발은 정부 주도로 이뤄지고 있지만, 대부분의 나라에서 상용화급(보통 100만 톤급) 사업은 민간 주도로 이뤄질 수밖에 없다. 그래야 시장에서 CCS 사업을 받아들여서 확산할 수 있다.
다만 부족한 경제성으로 인해 민간이 입을 손실을 최소화해 줄 필요가 있다. 세계 거의 모든 나라가 CCS 사업에 대해 경제적 인센티브를 부여하고 있는 이유다. 대표적으로 미국이 있다. 이같이 우리나라도 민간 부담금의 비율이 늘어난 만큼 적절한 수준에서 민간에 경제적 인센티브를 제공할 수 있는 제도가 마련되길 바라고 있다.
Q. 경제적 인센티브를 구체화한 제도가 있는지 설명해달라.
지난 1월 9일 ‘이산화탄소 포집·수송·저장 및 활용에 관한 법률(이하 CCUS법)’ 제정안이 국회 본회의를 통과했다. 이 법률엔 경제적 인센티브를 줄 수 있는 법적 근거가 마련됐다. 물론 적정한 선의 경제적 인센티브에 대한 구체적인 방법과 내용은 하위법령에서 결정될 것이다. 아마 올해 안에 이뤄질 것으로 생각한다. 하위법령, 훈령·예규·고시와 같은 법과 제도적 프레임워크(Framework)가 만들어지면 민간은 이를 ‘시그널(신호)’로 받아들여 CCS 사업에 뛰어들고 사업을 수행할 수 있을 것이라고 생각한다.
Q. CCUS법 하위법령의 방향성과 내용을 어떻게 설정하는 것이 좋다고 생각하는지 궁금하다.
CCUS법은 탄소중립과 온실가스감축에 기여하기 위해서 CCUS 기술을 상용화하기 위한 법률로, CCUS를 통한 이산화탄소의 감축 효과를 발생시키고 CCUS를 새로운 산업으로 육성하기 위한 내용이 담겼다. CCUS 상용화라는 것엔 산업육성을 촉진하는 것뿐만 아니라 안전관리에 대한 내용도 포함됐다. CCUS라는 기술산업이 고압가스를 다루는 산업인 만큼 CCUS를 수행하면서 생길 수 있는 여러 가지 안전이나 환경과 관련된 문제들이 있을 수 있기 때문이다.
이에 하위법령에선 인허가 등 사업을 하는 데에 지켜야 하는 절차들, 사업화가 될 수 있도록 하는 경제적 인센티브 등에 대해 더 구체적인 근거가 마련돼야 할 뿐만 아니라 안전·환경관리에 대한 세밀하고 합리적인 규정도 포함돼야 한다고 생각한다.
Q. 수소경제로 전환하는 과정에서 ‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’이 국내 블루수소 시장에 어떤 영향을 미치게 될 것으로 보나.
‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’이 CCS산업뿐만 아니라 수소산업에 꽤 중요한 동력을 가져다줄 것으로 생각하고 있다. 이번 CCS 실증사업의 포집원 가운데 천연가스 개질을 통한 수소 생산 공정에서 발생하는 이산화탄소를 포집하는 것이 상당히 중요한 부분을 차지하고 있다. 향후 계획에서 충분히 조정될 수 있겠지만, 대단히 압도적인 비율을 차지한다. 수소업계 입장에선 블루수소 사업이라고 볼 수 있을 것이다.
CCS산업 발전과 연동해 CCS 기술을 활용한 블루수소 생산이 본격화된다면 수소생산 산업이 탄력을 받을 수 있다는 점에서 수소와 CCS·CCU의 결합이 미래융합산업의 모습으로 자리 잡을 수 있는 계기가 될 것이라고 본다.
Q. 앞으로 ‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’의 예비타당성조사 최종 통과와 원활한 사업 추진을 위해서 민관이 주력해야 하는 과제로 어떤 것들이 있다고 보는가,
크게 네 가지를 말하고 싶다. 우선 과학기술자로서 CCS 사업을 효율적이고 안전하게 설계·구축·운영하기 위한 기술적 완결성을 높이는 노력이 필요하다고 생각한다. 우리나라가 기술력이 부족하다는 말이 아니다. 이번 ‘동해가스전 활용 CCS 실증사업’은 과거 소규모 실증을 해본 경험을 기반으로 준비했으며, 기업 역시 관련 사업에서 전문성과 기술력을 갖고 있다. 다만 세계 최고의 기술력을 가진 국가도 이 같은 프로젝트를 진행하면서 실패할 수 있다는 점을 염두에 두고, ‘현재 수준에서 바로 사업을 진행해도 된다’는 느긋한 마음을 가져서는 안 된다고 말하고 싶다.
두 번째는 사업 계획과 실행에 필요한 법과 제도가 완비돼야 한다. 사업을 어떻게 인허가를 받는지, 어떤 설계 기준에 따라서 어떻게 시설을 만들어야 하는지, 플랜트의 구축과 운영에서 지켜야 할 준칙과 규범은 무엇인지 등이 분명해야 사업을 할 수 있다. 이 사업이 설계되는 시점이 2025년이라면 최소한 올해 안에 관련된 것이 다 정해져야 때맞춰 상세한 설계를 할 수 있다는 말이다.
세 번째는 주민 수용성 제고다. 지역 주민들이 CCS 산업의 안정성에 대한 불안감을 극복하고 사업 진행에 동의할 수 있도록 투명한 정보공유, 사업 이익의 지역사회 환원 등에 대한 고민이 필요하다.
마지막으로 민간 투자를 활성화할 수 있는 본격적인 인센티브 정책이 정비돼야 한다고 말하고 싶다. 민간이 막대한 초기투자비용을 부담할 수 있는 경제적 환경을 만들어줄 필요가 있다.
Q. CCS 기술의 경제성과 실효성에 대한 지적이 지속적으로 제기돼 왔다. 현재 이산화탄소를 포집·액화해 수송·저장하는 데 대략적인 비용은 얼마나 되는지 궁금하다.
이산화탄소를 어디서, 어떻게 포집하는지에 따라 비용이 천차만별일 수 있다. 일반적으로 배가스(排gas·Flue Gas) 중에 이산화탄소 농도가 높을수록 포집하기가 쉽고, 포집비용이 저렴해진다. 반면 배가스 중에 이산화탄소 농도가 낮은 경우엔 아직 포집하기가 쉽지 않고, 비용도 비싸다. 또 포집하는 배가스의 온도나 압력 상태, 기술력 향상도 포집비용에 영향을 미친다. 톤당 30~40달러가 될 수도 있고, 100달러 이상이 될 수도 있는 것이다.
저장 기술의 경우 기술개발로 비용이 절감되는 부분도 있겠지만, 사업의 규모가 커지면서 비용이 절감되는 부분이 훨씬 클 것이다. 저장설비, 수송관 또는 수송선 등을 활용한 인프라 사업이기 때문에 규모가 커질수록 비용이 절감될 수 있다. 보통 100만 톤 기준으로 수송에서 저장까지 30~60달러 정도다.
종합하면 포집에서 저장·수송까지 아주 저렴하게는 60~70달러 수준으로 낮출 수 있고, 아주 비싸게는 160~170달러로 치솟을 수 있다.
그런데 CCS 사업 규모가 100만 톤이 아닌 300만 톤, 500만 톤이 됐을 땐 그 비용을 최소 30~40달러 이상 절감할 수 있다. 향후 CCS 비용은 사업 규모가 커질수록 다른 탄소중립 기술에 비해 경쟁력을 확보해갈 수 있을 것으로 기대하고 있다.
Q. 경제성을 담보한 상용화 설비나 사업의 예시가 있다면 소개해달라.
정부의 경제적 인센티브를 제외하고 현재 경제성을 확보한 CCS 사업은 찾아보기 쉽지 않다. CCS는 초기투자비가 운영비 중 굉장히 높은 비율을 차지한다. 초기투자비에서는 이윤이 나오지 않는다. 점진적으로 이윤이 확보되겠지만, 초기엔 손실이 불가피하다. 수조 원 규모의 투자비 회수까지 걸리는 시간, 금융비용 부담 등을 계산한다면, 지금 시점에서 독립적으로 경제성을 확보하고 있는 사업이 있다고 말하기는 어렵다.
단순히 톤당 처리비용 대비 탄소가격으로 봤을 땐 플랜트 운영기간 30년 기준으로 경제성을 확보한 프로젝트들은 있다. 가장 오래되고 모범적이라는, 탄소세(carbon tax)가 있는 노르웨이의 슬라이프너(Sleipner) 프로젝트가 대표적이다. 호주 고르곤 프로젝트(Gorgon CO2 Project)도 있다. 경제적 인센티브를 더하면 경제성 있는 프로젝트는 대단히 많다. 미국 일리노이 프로젝트(Illinois Industrial CCS Project), 캐나다의 퀘스트(Quest) 프로젝트 등은 강력한 인센티브 정책을 통해 경제성을 확보하고 있다.
Q. 수소업계가 CCU에 대해서도 관심이 많다. ‘제1차 수소경제 이행 기본계획(2021년 11월)’에 따른 ‘CCU 범부처 예비타당성조사 사업’은 어떻게 추진되고 있는지 궁금하다.
CCU 예타의 경우 심사 중으로, 조만간 1차 결정이 이뤄질 것으로 예상한다. 그 결과가 나오면 CCU 추진의 목표나 내용, 시점 같은 것들이 조정될 것으로 본다.
우리나라는 다른 나라에 비해 이산화탄소 저장소가 충분하지 않은 나라로 분류된다. 일반적으로 온실가스감축 기여도는 CCS를 주력으로 하고, CCU를 보조적으로 배분한다. 그러나 저장소가 제한적인 경우엔 CCUS 분야의 상대적 감축 기여도에서 CCU를 통한 온실가스감축 비율을 조금 높게 설정하는 게 합리적일 수 있다. 우리나라에 합당한 CCUS 추진전략이 필요한 것이다.
대규모 장치산업인 CCS는 사업 규모를 확 늘릴 수 없지만, CCU는 기술개발 실증과 상용화 실적이 나오면 산업계로 대단히 빠르게, 각 공장 단위별 확산 가능성이 있다. 그래서 CCU 예타를 통해 CCU 기술의 상용화가 조속히 이뤄져야 NDC 달성이 가능할 것이라고 생각한다.
현재 CCU 관련 예타 추진이 당초 계획보다 많이 지연된 상태다. 산업계가 CCU 상용화 시그널을 받을 수 있도록 정부가 전향적인 태도로 CCU 기술개발을 지원할 필요가 있다고 본다.
Q. 유럽을 중심으로 CCUS 허브&클러스터 방식(대형화·복합화)이 각광 받고 있다고 알려진다. 이와 관련해 국내에선 어떤 논의가 있는지 궁금하다.
국제적으로 CCS사업이 대형화하면서 CCS와 CCU의 복합화가 이뤄지고 있다. 너무나도 당연하게 CCS와 CCU는 포집원을 공유하고 있고, 인근의 블루수소 생산과도 연계되면서 대형화 되고 있다. 따라서 CCUS 산업 컴플렉스를 구성하는 것은 대단히 효율적인 방안이다.
본인은 이미 2~3년 전부터 2030년까지 서해권, 동남권, 중부권, 남해권 등 4대 클러스터 구축 방안을 제안해왔다. 이는 우리나라의 포집원·저장소·활용처를 동시 고려한 CCUS 결합 클러스터를 구축해 사업을 복합·대형화하는 것으로, 감사하게도 이후 이 방안을 많이들 받아들여 줬다.
이번에 제정된 CCUS법에는 정부가 5년마다 이산화탄소 포집 등에 관한 기본계획을 수립·시행하도록 돼 있다. 이 기본계획에 권역별 허브&클러스터 방향이 만들어지면 국가계획으로서 방향성을 분명히 할 수 있을 것 같다. 또 이번 CCUS 법안에 ‘집적화단지’ 구성이나 정부의 집적화단지 지원 등과 같은 부분에서 CCUS 허브&클러스터 구축과 조성에 대한 기본 내용이 담겼다고 보면 될 것 같다.
Q. 향후 국내외 CCUS 시장 전망과 관련해 우리 정부와 기업이 어떤 대응전략을 마련할 필요가 있다고 보나.
여러 미래 예측기관의 전망을 살펴보면 향후 CCS, CCU 시장 모두 대단히 빠른 속도로 성장할 것이라는 게 절대다수 의견이다. 거의 모든 나라가 주요 탄소 감축 수단으로 CCUS를 도입하고 있고, 그 도입 속도와 기여도가 대단히 높다. 현재 CCUS 산업은 몹시 왜소하지만 단순히 수치만으로 계산해보면, 오랫동안 높은 산업성장률이 기대되는 산업 분야라고 예측된다.
다만 신재생에너지, CCUS 등 주요 탄소감축 수단 간 도입 속도와 기여도 목표치는 향후 계속 수정될 수 있으며, 이에 따른 CCUS 산업성장률이 현재 예측보다 높아질 수도 낮아질 수도 있다고 생각한다. 이 때문에 다른 기술과의 경쟁에서 우위를 차지하기 위해서 앞으로 CCUS 연구계와 산업계가 어떤 노력을 하는지가 CCUS 산업의 미래를 결정할 매우 중요한 요소가 될 것이다.
또한 국경 통과 CCS를 중요하게 고려해야 한다. 국경 통과 CCS 사업이 세계적으로 경제성을 갖추고 제도 및 인프라 완비를 통해 빠르게 확산될지 여부는 우리나라와 같이 상대적으로 저장소가 제한적인 국가에 매우 큰 영향을 미칠 수 있는 요소다. 이 두 가지를 염두에 두고 치밀하게 준비해 상용화의 속도를 높일 수 있도록 노력하는 것이 필요하다고 말하고 싶다.