IMO 온실가스 감축 조치 대응을 위한 선상 이산화탄소 포집기술의 필요성과 개발 방향에 대한 고찰

2.1 기술적 조치

선박은 기술적 조치를 통해 설계단계부터 CO₂ 배출량을 관리받는다. MEPC 62차 회의(2011년 7월)에서 해양오염 방지협약(MARPOL)을 개정하여 신조선 에너지효율설계지수(Energy Efficiency Design Index, EEDI)를 채택하였으며, 2013년 이후 건조되는 총 톤수 400 톤 이상의 신조 선박은 설계단계에서 EEDI 기준값을 만족시켜야 한다. EEDI는 1톤의 화물을 1해리(Nautical mile) 운송할 때 배출할 것으로 예상되는 이산화탄소 양으로 정의되며, 허용값 내에서 설계되어야 한다(Resolution MEPC.203(62)). EEDI 계산 시 실제 화물 운송량을 알 수 없으므로 일반적으로 재화중량톤수(DWT)를 사용한다. EEDI 규제는 2013년 이후에 건조되는 선박부터 2008년에 건조된 선박 대비 0~30%의 에너지 효율이 개선되도록 목표가 설정되었다. 2013년부터 2015년까지 0단계, 2015년부터 2020년까지 1단계(10% 감축), 2020년부터 2025년까지 2단계(20% 감축), 2025년부터 3단계(30% 감축)에 걸쳐 적용될 예정이다. 단, MEPC 75차 논의에서 EEDI 3단계의 경우 선종 및 톤급별 감축률을 상향하고, 적용 시점을 2022년으로 앞당기는 등 기존 EEDI를 더욱 강화하였다. 컨테이너선은 3단계 적용개시를 2022년으로 앞당겼으며, 선박의 규모(DWT)별로 감축률을 15% ~ 50%까지로 차별화하였다. 일반화물선(General Cargo Ship), LNG 운반선, 크루즈 여객선, 15,000 DWT 이상 가스운반선(LPG 운반선)도 적용개시를 2022년으로 앞당겼으나 감축률은 30%를 유지할 예정이다(IMO Secretariat[2020b]).

2013년 EEDI 도입 이전에 건조되어 운항되고 있는 현존 선박에도 기술적 조치를 적용하기 위해 현존선에너지효율지수(Energy Efficiency eXisting ship Index, EEXI)가 도입되었다. EEXI 요구값 및 달성값에 대한 새로운 규정들은 EEDI 적용대상 선박(여객선 제외, 400톤 이상)과 동일한 선종에게 적용되며, 개별 선박은 2023년 1월 1일 이후 첫 번째 연차, 중간 또는 정기검사 중 가장 먼저 도래하는 검사 이전에 EEXI 달성값 최초 검증을 완료해야 한다(IMO Secretariat[2021]; Resolution MEPC.333(76); Resolution MEPC.334(76); Resolution MEPC.335(76)). 선종 및 크기에 따른 감축률은 원칙상 EEDI 감축률 2단계(20%)에 기반하지만, 유조선 및 벌크선에 대해서는 대형선박 범위(20,000 DWT 이상)를 추가하여, 해당 선박들에 대하여 기존 규제보다 각 5%씩 완화된 EEXI 감축률을 적용하였고, 소형 컨테이너 선박 및 Ro-Ro 선박들에 대해서는 EEXI 감축률을 하향 조정하였다. 단계적 감축률이 제시된 EEDI와 달리 1회성 감축률을 적용하며, 관련 규제에서 요구하는 EEXI 기준값을 만족하는 선박에 국제 에너지효율증서(IEEC)가 교부된다.

중기조치로 현재 논의되고 있는 기술적 조치로는 연료유 온실가스 표준제도(GHG Fuel Standard, GFS)가 있다. 선박 연료유 전과정평가(Life Cycle Assessment, LCA)와 연계되어 선박의 연간 연료유 사용을 기준으로 전 과정 온실가스 배출 집약도(GHG Emission Intensity, MJ/gCO₂eq)를 제한하는 형태이다. 이산화탄소(CO₂)를 기본으로 하고 온실가스 인벤토리에 메탄(CH₄)과 아산화질소(N₂O)가 포함되게 되며, 선박연료 생산, 운송, 사용 등 전 과정에 대해 온실가스 배출 집약도를 산정하여 단계적으로 허용량 기준을 강화할 것으로 예상된다.

2.2 운항적 조치

현존선의 에너지 효율을 위한 기술적 규제인 EEXI와 동시에 운항적 규제인 선박 탄소집약도 지수(Carbon Intensity Indicator, CII)에 대한 논의가 이루어졌다. CII는 총톤수 5,000톤 이상 국제항해선박에 적용되며, 회기간 온실가스 작업반(ISWG-GHG) 6차(2019년 11월) 및 7차 회의(2020년 3월), ISWG-GHG 8차를 거쳐 MEPC 76차 회의(2021년 6월)에서 CII 요건의 이행을 지원하기 위한 지침서 4종이 채택되었다. 개별선박 CII 감축률은 2019년 대비 2026년까지 총 11%로, 2020년부터 2022년까지 연간 1%, 2023년부터 2026년까지 연간 2%, 2027년부터 2030년까지의 개선율은 IMO 단기조치(CII 및 EEXI)의 효과적 이행이 검토되는 2026년 이후 논의하여 결정하기로 하였으나, 해당 논의 결과에 대해 높은 감축률을 주장하는 국가들의 강력한 반발로 2027년부터 적용될 감축률은 지금보다 강화할 것이라는 내용이 결의서(MEPC.337(76))에 명시되어 있다. 선주는 MARPOL 부속서 6장, 21A 규칙(연료소모량 데이터에 관한 수집 및 보고)에 따라 제출된 IMO 선박 연료소모량 수집시스템(IMO Data Collection System, DCS) 데이터를 활용하여 매년 12월 31일까지의 연간운항 CII 확보값을 계산하고 주관청에 제출해야 한다. 주관청은 연간 운항에 대한 CII 확보값을 검증한 후 A부터 E까지의 등급을 결정하여 적합확인서(Statement of Compliance, SoC)를 발급한다. 이에 따라, 3년 연속 D 등급 또는 단년도 E 등급을 받은 선박은 시정조치(Corrective actions) 수립을 요구받게 된다(IMO Secretariat[2021]; Resolution MEPC.336(76); Resolution MEPC.337(76); Resolution MEPC.338(76); Resolution MEPC.339(76)).

2.3 시장기반 조치

회원국들은 IMO 온실가스 감축 목표 달성을 위해 필요한 중기조치를 식별하는 노력을 지속하고 있다. GFS 제도와 함께 무탄소 연료 도입을 강제화하기 위해서는 연구개발 사업 지원, 개도국 및 군소도서국 지원 등을 목적으로 하는 기금이 필요하게 된다. 따라서 기술적 조치(GFS)와 탄소부담금(GHG Levy) 또는 배출권거래제(Emission Cap-and-Trade System)와 같은 경제적 조치를 결합하는 형태(Basket of Measures)로 의견이 개진되었으며 ISWG-GHG와 MEPC에서 관련 논의가 진행되고 있다. 탄소부담금은 IMO 선박연료소모량 수집시스템(IMO DCS)를 활용하여 온실가스 배출량당 부담금을 부과하고 기금을 운용하는 제도이다. 배출권거래제는 배출 할당량을 정하여 IMO 온실가스 감축 목표 달성을 보장하고, 배출권 판매를 통한 수익창출 형태로 선도자(First Mover)에게 인센티브를 제공할 수 있는 제도이다. MEPC 80차 회의에서는 연료유표준제(Goal based Fuel Standard)와 온실가스 배출량에 가격을 부과하는 제도(Maritime GHG emission pricing mechanism)를 결합하여 도입하는 방향으로 다수 회원국들의 동의가 있었으나, 구체적인 경제적 조치는 결정되지 않았다. 중기조치는 2027년 5월 시행을 목표로 하여 종합영향평가 수행과 함께 2025년 봄(MEPC 83)에 승인될 예정이다.

2.4 선박유 전과정 평가(Life Cycle Assessment) 지침서

대체연료 도입 촉진을 위한 선박연료 GHG 집약도 전과정 지침서(LCA Guideline) 개발이 IMO 초기전략 후보조치로 포함되어 있으며, MEPC 78차(2022년 6월)에서 LCA 지침서 개발을 위한 회기간 실무작업반(Correspondence Group) 위임사항을 승인하였다. 국제해운시장에서 배출되는 이산화탄소는 전체 배출량의 약 2.9% 수준으로 선박연료를 무리하게 전환하기 위해 생산, 운송 단계에서의 배출량이 증가되면 안 된다는 의미로 생각된다. LCA 지침서에는 연료의 생산과정부터 사용 단계까지의 전 과정(Well to Wake) 온실가스 배출량이 포함되어 있으며, 온실가스 인벤토리에 메탄(CH₄)과 아산화질소(N₂O)가 이산화탄소(CO₂)와 함께 포함되어 있다. 메탄과 아산화질소의 온실가스 효과는 GWP 100 기준으로 CO₂ 대비 약 21배, 310배 수준이다. LCA 지침서 초안은 2023년 7월 MEPC 80차회의에서 채택되었으며(Resolution MEPC.376(80)), 지침서 보완 작업을 위한 실무작업반이 연장되었다. 또한, IMO 사무국에서는 ISWG-GHG 16차 회의 전 전문가 워크숍을 개최할 예정이다.

Fig. 2는 주요 선박 연료의 전 과정 온실가스 배출량을 보여준다(INTERTANKO[2022]; Lindstad et al.[2021]). 천연가스 개질을 통해 생산되는 그레이 수소, 그레이 암모니아, 그레이 메탄올은 기존 MGO(Marine Gasoil) 보다도 온실가스 배출량이 많을 것으로 예상된다. IMO 규제보다 상위에 있는 파리기후협약 이행을 위해서는 LCA 관점에서의 탄소중립연료 선택이 필수적이다.

Fig. 2.

GHG emissions from Well to Wake perspective by ship alternative fuels.

3.1 저탄소 연료 및 추진기술 현황

먼저 전통 화석연료 중에 탄소함량이 제일 적은 천연가스의 경우, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, LNG) 형태로 선박에서 활용되고 있다. LNG 연료는 2020년 시작된 황 규제(Sulfur Cap) 대응이 가능하고, 미세먼지 및 이산화탄소 저감이 가능하여 차세대 청정 선박 연료로써 주목받아 왔다. 기존에는 LNG 운반선에서 발생하는 Boil-Off Gas (BOG)를 선박 연료로써 활용하였으나, LNG의 친환경성이 부각 됨에 따라 일반 상선에도 LNG를 연료로 도입하였다.

상압에서 약 -163도인 LNG는 저장 시 단열시스템이 필요하고, 단위 부피당 에너지 밀도(GJ/m³)가 MGO 대비 절반 수준이기 때문에, 연료탱크 크기가 약 2.3배가 된다. 연료탱크 크기가 커지는 것에 더하여 극저온 유체인 LNG를 기화시켜서 사용해야 하기 때문에 연료저장 및 공급시스템의 초기투자비용(CAPEX)이 MGO 대비 약 1.3배이다. 그러나 선박 엔진기술이 상용화되었고 전통·비전통 유전에 매장량이 풍부하다는 점에서 매력적인 연료이며, 이미 상용화되어 수백 척의 LNG 추진선박이 운항 중에 있다.

연료유 생산과정부터 사용단계까지(Well to Wake)를 고려했을 때, 기존 중유계열의 선박연료(Heavy Fuel Oil, HFO) 대비 LNG의 온실가스 감축여력은 약 16%~25%로 추정된다. LNG 생산 단계에서 배출되는 CO₂를 보다 체계적으로 관리할 경우, 온실가스 감축효과는 33%까지 증대될 수 있으나(Austrailia[2020]), IMO 온실가스 감축 목표를 달성하기 위해서는 무탄소 또는 탄소중립연료의 도입이 필연적이다.

LNG 연료의 단점으로서, 메탄슬립 이슈가 IMO에서 논의 되고 있다. 현재 이산화탄소와 함께 메탄(CH₄)과 아산화질소(N₂O)를 온실가스로 취급하여 규제화하고자 논의가 시도되고 있으며, LNG의 주성분인 메탄의 온실효과는 이산화탄소 대비 약 28배로 알려져 있다(IPCC[2014]). WinGD社의 X-DF 엔진(Otto Cycle) 대신 MAN ES 社의 ME-GI 엔진(Diesel Cycle)을 사용할 경우, 메탄슬립 이슈를 상당부분 극복할 수 있겠으나, 엔진에 고압 가스(약 300 bar)를 공급하기 위해 왕복동식 펌프와 고압 기화기가 포함된 장치(Pressure Vaporizer Unit)가 별도 제작되어 엔진 앞에 탑재되어야 한다. 고압 엔진기술 외에도 산화 촉매장치 등의 후처리시스템 등도 함께 개발되고 있다.

LNG와 더불어 주목받고 있는 저탄소 연료 중 하나는 메탄올이다. 메탄올은 상온 상압에서 저장이 가능하고 엔진이 이미 개발되어 선박 발주가 이뤄지고 있다. 실제로 세계 최대 해운사인 덴마크 머스크社는 2021년 8월을 시작으로 지금까지 19척의 메탄올 추진 초대형 컨테이너 선박을 한국조선해양에 발주하고 있다. 메탄올 연료는 선박 활용 단계(Tank to Wake)에서 CO₂ 배출만을 고려했을 때 MGO 대비 약 7.8% 온실가스 배출량을 감축할 수 있다. 하지만 천연가스를 기반으로 만들어지는 그레이 메탄올의 경우 연료 생산 단계를 고려하면 MGO 대비 약 12% 온실가스 배출량이 증가될 것으로 예상된다(INTERTANKO[2022]).

바이오 가스, 바이오 디젤 등의 바이오연료는 현재 선박엔진 및 벙커링 인프라를 바로 활용할 수 있다는 점에서 매력적이다(Drop-in Fuel). IMO에서도 30% 이하 비율로 혼합된 바이오연료 사용을 위한 통일해석이 MEPC 76차에서 승인되었고, 합성연료(Synthetic Fuels) 역시 바이오 연료와 같은 사용조건이 적용됨이 MEPC 79차에서 승인되었다(IMO Secretariat[2021]; IMO Secretariat[2023c]). 하지만 곡물 등을 활용한 1세대 바이오연료는 직·간접 토지이용변화(Land Use Change)를 고려했을 때 온실가스 감축을 인정받기 어려우며, 식량 안보 이슈로 인하여 대량 생산에 큰 어려움이 있을 것으로 예상된다. 폐식용유 등을 활용한 바이오연료가 우선적으로 검토되고 있으나, 원료(Feedstock) 수급 가용성에 따라 바이오 가스는 약 7~49 $/GJ, 바이오 디젤은 약 20~66 $/GJ 정도로 연료 가격이 예상되고 있다(IRENA[2021]).

3.2 무탄소·탄소중립 연료 및 추진기술 현황

최근 IMO에서는 연료유 전과정(Well to Wake) 관점에서의 온실가스 감축이 논의되고 있으며, 현재 다양한 무탄소·탄소중립 연료가 조선해운 산업에서 검토되고 있다. 온실가스 배출량과 함께 선박 추진기술, 연료 생산 및 벙커링 가용성 등이 종합적으로 고려되어 현재 그린 암모니아와 그린 메탄올이 가장 유력한 후보로 관심을 받고 있다.

암모니아는 메탄올, 액화석유가스(Liquefied Petroleum Gas, LPG)와 물성이 유사하여 저인화점(Low Flash Point) 연료로 분류된다. 엔진 및 연료공급 시스템을 개발할 때 LPG 시스템과 상당 부분을 공유할 수 있으며, 현재 내연기관, 연료공급장치, 연료탱크 등에 대한 기술성숙도가 수소 연료보다 높다. 암모니아 연료는 생산 및 운송 저장이 타 탄소중립 연료 대비 저렴할 것으로 예상되며, 대용량 합성 기술(하버-보슈법)이 이미 성숙하여 공급 또한 타 무탄소 연료 대비 비교적 안정적일 것으로 기대하고 있다. 암모니아는 이미 수십 년간 냉동설비의 냉매로서, 배기가스 정화장치(SCR)의 촉매 환원제로서 사용되어 왔으나, 연료로 취급될 때 유독성에 문제가 없는지 검토가 필요하다. 또한, Well to Wake 관점에서의 그린 암모니아 공급 안정성과 벙커링 인프라에 대한 타당성 검토와 함께 선박 연료로서의 암모니아에 대한 전반적인 이해가 매우 중요할 것이다.

젖은 땔감이라고 표현되는 암모니아의 연소 특성 때문에 현재 기술로는 상당량의 MGO를 파일럿 연료(Pilot Fuel)로 사용해야 한다. Fig. 3는 MGO와 암모니아 혼소 비율에 따른 CO₂ 배출량을 보여준다. MGO의 발열량(LHV)은 42.8 GJ/ton이고, 암모니아의 발열량은 18.6 GJ/ton 수준이다. 선박엔진의 효율이 동일하다고 가정했을 때 100 ton의 MGO를 사용하여 낼 수 있는 선박 추진 에너지를 얻으려면 약 230 ton의 암모니아가 필요하게 된다. 현재 기술 수준으로는 MGO 30%와 암모니아 70%를 혼소하는 것으로 평가되고 있으며, 이때의 온실가스 감축 여력은 약 50% 수준이다. 즉, 암모니아 전소엔진이 개발되지 않는다면 암모니아 연료는 Tank to Wake 관점에서도 무탄소 연료가 될 수 없다. 천연가스를 개질하여 생산된 그레이 암모니아는 생산과정에서 상당량의 CO₂가 발생 된다. Tank to Wake 단계에서 배출량을 0으로 가정하여도, Well to Wake CO₂ 배출 총량은 MGO 대비 약 36% 증가한다.

Fig. 3.

CO2 emissions of Ammonia fuel according to MGO blend ratio.

DNV는 암모니아용 내연기관의 첫 실증이 2025년 전후부터 이루어질 것으로 예상하고 있다(DNV[2021]). 2025년경 암모니아 엔진 기술개발이 완료되어도, 독성 이슈에 대한 안전기준이 마련되고 그린 암모니아 생산 및 벙커링 인프라가 구축되는데 상당한 시간이 소요될 것으로 예상된다. 현재 전 세계 암모니아 총 생산량은 약 1억 8,500만 톤이나, 대부분의 국가들이 자체 생산하여 비료로 활용하고 있고 국제적으로 거래되는 양은 약 1,800만톤 수준이다. 암모니아를 선박 연료로 활용하기 위해서는 연료의 공급망과 벙커링 인프라 구축에 대해 심도 있는 검토가 필요한 상황이며, IMO 사무국은 벙커링 인프라까지 갖춰져 상용화되는 시점을 대략 2035년 정도로 예상하였다(IMO Secretariat[2023b]).

Table 2.

Expected CII reduction rates from 2020 to 2040

메탄올의 경우에는 신재생 에너지 기반 수전해를 통해 얻은 그린수소와 대기에서 직접 포집된(Direct Air Capture, DAC) 이산화탄소를 활용하여 얻은 e-메탄올이 상용화 되어야 온실가스 감축 규제에 대응이 가능할 것으로 예상된다. 그러나 그린수소 생산, DAC, 연료 합성 과정에서 소요되는 에너지를 고려하면 기존 선박유 보다는 값이 비쌀 것이며, 2050년경 생산 과정이 최적화 되어도 30~74 $/GJ 수준일 것으로 예상되고 있다(IRENA[2021]; Lindstad et al.[2021]). 최근 IMO는 자체적으로 친환경선박 대체연료의 가용성을 분석하는 FFT Project(Future Fuels and Technology Project)를 수행하였으며, 국제해운 시장에서 e-메탄올 상용화 시점을 2038년경으로 예상했다(IMO Secretariat[2023b]).

수소는 Tank to Wake 관점에서 청정 에너지원으로 사용할 때 환경 유해 물질이 전혀 발생 되지 않는다. 수소는 IMO 온실가스 감축 이슈를 다룰 때 반드시 고려되어야 하는 친환경 연료이나, 극복하기 어려운 기술 이슈가 상당히 많다. 수소의 질량 에너지 밀도(142 kJ/g)는 우수하나, 체적 에너지 밀도는 액체수소(8.5 GJ/m³, Liquid)여도 매우 낮다. 액체 수소의 경우 -253도로 저장 온도가 매우 낮아서 단열시스템이 비대해지는 문제도 발생한다. 한국선급 보고서에 따르면, 액체수소 연료저장시스템은 단열재 두께까지 고려했을 때 기존 HFO 연료저장시스템 대비 약 7.6배로 커지며, 이는 대형 상선의 화물적재량에 지대한 영향을 줄 수 있다(KOREAN REGISTER[2021]). IMO는 수소를 연료로 하는 대형 2행정 내연기관(2-Stroke) 개발은 매우 어려울 것으로 전망했으며, 연료전지 상용화 시점은 2037년경으로 예상했다(IMO Secretariat[2023b]). 고체산화물형 연료전지(SOFC)의 경우 연료 공급 온도를 500℃ 이상 높여야 하기 때문에 연료공급시스템 구성 또한 매우 복잡해진다(Park and Kim[2011]). 수소 연료의 특성을 종합적으로 고려했을 때, 단기간 내에 대형 상선에 적용되기는 어려워 보이며, 연안 선박을 중심으로 활용될 가능성이 높아 보인다. Well to Wake 관점에서 위에 언급한 e-암모니아, e-메탄올의 원료로서의 수소는 반드시 필요하며 추진선 시장보다는 운반선 시장이 먼저 도래할 것으로 기대한다. 그린수소 생산 단가는 현재 40 $/GJ 수준으로 파악되나, 신재생에너지 발전 기반 확대 및 수소 생산기술 고도화를 통해 2050년경에는 9~28 $/GJ로 전망되고 있다(IRENA[2021]).

4.1 선상 이산화탄소 포집 기술 도입의 필요성

2021년 6월에 개최된 MEPC 76차 회의에서 탄소집약도 감축을 위한 운항적조치(Carbon Intensity Indicator, CII) 이행을 위한 가이드라인 4건이 채택되었다. 탄소집약도 감축 목표는 2008년 대비 2030년까지 최소 40%, 2050년까지 최소 70%이며, 2019년 기준으로 29%의 감축을 인정하였다. 2020년 이후 목표 감축률에 대해서는 회원국 간 의견 차이가 매우 컸으며, 의장 중재안으로 2020부터 2022까지(Phase 1)는 연간 1%, 2023부터 2026까지(Phase 2)는 연간 2%를 감축하여 목표값 40%를 우선 달성하기로 했다. 2027부터 2030까지는 2026년 Review 이후 결정하는 것으로 결정되었으나, 유럽 국가를 중심으로 2.5% 이상의 연간 감축률이 주장되고 있다(IMO Secretariat[2021]). 본 논문에서는 2027년부터 2040년까지 CII 감축률을 2.5%로 가정하고, 그레이 메탄올, LNG 연료를 사용했을 때 필요한 선상 CO₂ 포집율을 Figs. 4-5에 표현하였다. 이때 그레이 메탄올과 LNG의 온실가스 감축 여력은 Tank to Wake 관점에서 CO₂만을 고려하여 계산하였으며, 이 경우 그레이 메탄올과 LNG의 온실가스 감축 여력은 각각 7.8%, 25.3% 이다(INTERTANKO[2022]; Lindstad et al.[2021]).

Fig. 4.

CO2 capture rate required for increasing CII reduction rates when using LNG.

Fig. 5.

CO2 capture rate required for increasing CII reduction rates when using grey methanol.

암모니아의 경우 Tank to Wake 관점에서의 CO₂ 배출량은 0이나, 아직 암모니아 100% 전소엔진이 개발되지 않은 점을 고려하여 파일럿 연료 사용 비율에 따라 온실가스 감축 여력을 다르게 가정하였다. 파일럿 연료 사용 비율 20%, 30%, 40%일 경우, 암모니아 연료의 온실가스 감축 여력은 각각 약 63.5%, 50.3%, 39.5% 이다. MGO 사용 비율에 따라 필요한 선상 CO₂ 포집율을 Figs. 6-8에 표현하였다.

Fig. 6.

Required CO2 capture rate for increasing CII reduction rates when using ammonia (MGO 20%, NH3 80%).

Fig. 7.

Required CO2 capture rate for increasing CII reduction rates when using ammonia (MGO 30%, NH3 70%).

Fig. 8.

Required CO2 capture rate for increasing CII reduction rates when using ammonia (MGO 40%, NH3 60%).

개정된 IMO 선박 온실가스 감축 전략에는 2030년까지 무탄소 연료(Zero or Near-zero)를 최소 5% 사용(10%까지 노력)하는 것이 의욕수준(Levels of Ambition)에 포함되어 있다. 2030년까지는 제한된 양의 대체 연료가 도입될 예정이며, 선상 이산화탄소 포집 시스템은 그린 암모니아, 그린 메탄올이 본격적으로 도입되는 2040년경까지 IMO 온실가스 감축 목표 이행을 위해 필수적으로 사용되어야 하는 징검다리 기술로 생각된다. 또한 향후 e-Fuel 등의 생산량이 충분히 확보되지 못할 경우, 블루 메탄올, 블루 암모니아와 함께 선상 이산화탄소 포집시스템(Carbon Capture System) 기술이 활용되어야지만 강화된 IMO 온실가스 감축 규제에 대응할 수 있을 것이다.

4.2 연료에 따른 선상 이산화탄소 포집 기술의 주요 이슈 및 연구개발 방향

Fig. 9는 선상 이산화탄소 포집시스템(Carbon Capture Systems)의 개략도를 보여준다. 선상 CCS는 CO₂ 포집기술과 CO₂ 선상 저장 기술로 구분할 수 있다. 선상에서 이산화탄소를 포집하는 대표적 방식으로는 흡수(Absorption), 분리막(Membrane), 극저온(Cryogenic), 흡착(Adsorption) 등이 있으나, 본 연구에서는 배기가스 가압이 필요 없는 흡수식 포집을 선택적으로 다룬다. 흡수 방식은 CO₂와 물리-화학적 상호작용이 강한 액체 물질을 이용하여 CO₂를 포집한다. 지금까지 다양한 물리적, 화학적 흡수제들이 개발 완료되어 상용화 되었으며, 오랜 기간에 걸쳐 검증이 완료된 기술이다. 하지만 흡수탑, 재생탑 등을 포함하는 포집 설비의 규모가 크며, 중량이 무거워 선박 조건에 맞춰 최적 설계가 필요하다. 전통적인 아민계열 흡수제를 사용할 경우 상대적으로 큰 에너지가 필요(약 3~4 GJ/ton CO₂)하며, 대부분의 에너지는 가열하여 CO₂와 흡수제를 분리하는 재생탑 재비등기(Reboiler) 열량으로 소모된다.

Fig. 9.

Concept diagram of onboard CCS (Lee[2021]).

육상 탄소 포집 설비와 다르게 선박에서는 포집된 CO₂를 선상에서 효과적으로 임시 저장할 수 있어야 한다. 현재 고압 기체 CO₂ 저장 방식, 중압 액체 CO₂ 저장 방식, 고체 CO₂ 저장 방식(드라이아이스), 전환 반응을 통한 액체 생성물(메탄올 등), 전환 반응을 통한 고체 생성물(탄산칼슘, 하이드레이트 등) 형태로 저장하는 방식이 검토되고 있다. 저장시스템의 공간효율성 및 경제성, 송출 용이성 등을 종합적으로 판단하였을 때, 중압 액체 CO₂ 저장 방식이 가장 타당할 것으로 예상된다. 중압 액체 저장 방식은 선상에서 포집된 이산화탄소를 액화시켜 약 7~15 barg의 압력용기에 저장하는 방식이다.

최근 IMO FFT(Future Fuels and Technology) 보고서에 따르면, 선상 이산화탄소 포집 기술은 2030년경 운영 가능한 형태로 개발될 전망이나, 운용 안정성 및 경제성이 확보된 상용화 시점은 불투명하다고 기술되어 있다. 그러나 동 보고서에서 선상 이산화탄소포집 기술은 2050년 탄소중립 실현을 위해 반드시 활용되어야 할 기술로 설명하고 있으며, 기술성숙도를 높이기 위한 연구개발 및 실증이 매우 중요한 시점이다(IMO Secretariat[2023b]).

흡수식 이산화탄소 포집 시스템은 이미 육상용으로 개발되어 대용량 발전설비에서 상용화가 완료된 기술이다. 그럼에도 불구하고 배기가스 조성의 다양성, 제한된 선상 공간, 열원 확보 등 선박에서는 다양한 기술 이슈들이 존재한다. 본 연구에서는 선상 이산화탄소 포집 시스템이 가지는 기술적, 제도적 이슈를 해결하기 위한 8가지 연구 방향을 제시한다.

4.2.1 흡수제 선정

CO₂와 흡수제를 분리하기 위한 에너지가 상대적으로 적게 소모되는 신 흡수제의 경우, 이를 개발한 회사에 라이선스 비용을 지불해야 한다. 성분이 공개된 아민계열 흡수제를 사용할 경우, 라이선스 비용을 절약할 수 있으나 포집 및 분리에 상대적으로 높은 에너지가 들어가게 된다. 포집설비의 크기, 중량, 경제성 등을 종합적으로 고려하여 흡수제 혼합 조성을 선택해야 할 것이다.

육상에서의 CCS 기술은 석탄화력 발전소, 시멘트 공장 등을 대상으로 활용되었으며, 대부분 배기가스 중 CO₂ 농도가 12~15 mol% 수준이다. 선박에서 LNG를 연료로 활용했을 때 가스 엔진의 배기가스 중 CO₂ 농도는 4~7 mol% 수준으로, 선박 엔진 조건에 잘 맞는 흡수제 검토가 반드시 필요하다(Ji et al.[2021]; van de Haar et al.[2017]). CO₂ 농도가 낮은 배기가스에서의 포집을 위해 MEA(Monoethanolamine)가 우선적으로 검토되었고, 주요내용을 Table 3에 정리하였다. Luo and Wang[2017]은 17 MW급 35,000 GT 일반화물선을 대상으로 35 wt% MEA 흡수제를 사용하였으며, CO₂ 농도 5.69 mol%의 배기가스를 대상으로 73% 포집율을 달성하였다. 이때 톤 CO₂를 포집하는데 필요한 SRD(Specific Reboiler Duty)는 3.77 GJ/ton 이었다. Ros et al.[2022]은 네덜란드 DerisCO₂ 프로젝트의 타겟 선박인 LNG fuelled heavy lift ship을 대상으로 30 wt% MEA 흡수제를 적용하여 CO₂ capture process를 설계하였다. 66%~84% capture level을 달성하기 위한 SRD는 5.28 GJ/ton ~ 7.05 GJ/ton로 계산되었다.

Table 3.

Studies on solvents and SRD for onboard CCS

CO₂ 포집율을 높이면서 SRD를 낮추기 위해 2개 이상의 흡수제를 혼합한 연구도 있었다. Feenstra et al.[2019]은 8,000 DWT 일반화물선을 대상으로 30 wt% MEA 흡수제 및 30 wt% PZ(Piperazine) 흡수제를 적용한 선상 탄소포집 시스템 개념설계를 수행하였다. 디젤 및 LNG 2가지 연료를 검토하였으며, 4.8 mol% CO₂ 농도를 가진 배기가스에서의 90% 포집율을 달성하였다. Lee et al.[2021]은 3,840 TEU급 피더선(Feeder Container Ship)을 대상으로 8 wt% PZ와 22 wt% MDEA(Methyldiethanolamine)를 혼합한 흡수제를 활용하여 선상 탄소포집 시스템을 설계하였으며, 62.8% 흡수율 달성을 위한 SRD는 3.3 GJ/ton이었다. Ji et al.[2021]은 디젤을 사용하는 LNG 운반선을 대상으로 선상 탄소포집 시스템 모델을 구축하고 MEA, DIPA(Diisopropanolamine), MDEA/PZ 등 다양한 혼합 흡수제를 비교하였다. DIPA를 사용했을 때 가장 높은 에너지 효율 성능을 보였으며, 이때 SRD가 3.22 GJ/ton로 계산되었다.

향후 IMO 온실가스 감축 규제 대응을 위해 LNG, 메탄올, 암모니아 등 다양한 선박 연료가 활용될 예정이며, 연료에 따라 배기가스 조성이 달라질 것이다. LNG와 메탄올이 이론공연비로 연소되었을 때 배기가스 내 CO₂ 몰 분율은 약 9.5 mol%, 11.5 mol% 이지만, 실제연소에서는 과잉공기량, 불완전 연소, 열손실 등으로 인해 CO₂ 농도가 5 mol% 이하로 예상된다. 암모니아의 경우 향후 엔진 기술이 고도화될수록 파일럿 연료 사용량이 줄어들면서 배기가스 내 CO₂ 농도가 점점 더 옅어질 것으로 예상된다. 이는 CO₂가 상대적으로 희박한 배기가스를 대상으로 흡수제를 선정하고 포집시스템을 설계해야 하는 기술적 난제를 내포한다. 이와 같이 사용되는 연료에 따라 최적의 흡수제 선정이 검토되어야 하며, CO₂ 흡수 성능만을 고려하여 흡수제를 선정했을 경우 재생탑 SRD가 과도하게 증가될 수 있다. 선박에서는 Steam 생산이 매우 제한적인 점을 고려하여, 1 ton의 CO₂를 포집할 때 소모되는 SRD가 3 GJ 이하가 되도록 설계하는 것이 중요한 개발 포인트가 될 것이다. 또한, 흡수탑(Absorber Column)에서의 포집효율을 높이기 위한 배기가스 냉각·습도조절 등 전처리 공정에 대해서도 사용 연료 및 배기가스 조건에 맞춰 최적화되어야 할 것이다.

4.2.4 선상 CCS 기술의 경제성

열통합 기술 고도화를 통해 1 ton의 CO₂를 포집하는데 소요되는 비용을 최소화해야 할 것이다. 선상 이산화탄소 포집시스템의 경제성은 IMO에서 논의되고 있는 시장기반조치와 무탄소 연료 가격에 따라 변하게 된다. IMO에서는 아직까지 구체적인 탄소부담금(GHG Levy) 액수가 논의되고 있지 않기 때문에, 무탄소 연료를 대표하는 암모니아와 기존 연료(MGO, LNG) 가격 차이를 활용하여 선상 CO₂ 포집·액화·저장 비용의 상한선을 예측해보았다. MGO와 LNG를 활용하여 1GJ의 에너지를 얻는데 발생되는 CO₂ 양은 0.0748 ton, 0.0570 ton이다. 그린 수소 생산시장이 충분히 안정화된 2050년경 그린 암모니아 가격은 22~40 $/GJ, LNG 가격은 약 9 $/GJ, MGO는 약 12 $/GJ 수준으로 예상되고 있다(Lindstad et al.[2021]; Lagemann et al.[2023]; IRENA[2021]). 전통 화석연료(MGO, LNG)와 그린 암모니아와의 가격은 10~30 $/GJ 정도 차이날 것으로 예상되며, 선상 CO₂ 포집 비용 상한선을 Fig. 10과 같이 계산하였다.

Fig. 10.

Upper limit of cost for onboard CO2 capture, liquefaction, and storage.

그린 암모니아 가격이 가장 낮을 경우 기존 연료와의 가격 차이가 10 $/GJ 수준이며, 이때 MGO 및 LNG를 연료로 활용하는 선박의 CO₂ 포집·액화·저장 비용의 상한선은 134 $/ton CO₂과 175 $/ton CO₂ 수준이 될 것이다. 그린 암모니아 가격이 40 $/GJ 수준으로 형성될 때는 MGO 및 LNG를 연료로 활용하는 선박에서 401 $/ton CO₂과 526 $/ton CO₂까지 선상 CCS 기술이 경제성을 확보할 수 있을 것이다.