
The third installment of the series examines how global shipping restructured through a decade of low freight rates and then pandemic-era profits — and how decarbonisation regulations are now reshaping competitive strategy.

## A Decade of Overcapacity (2010s)

After the 2008 financial crisis, the Baltic Dry Index — which had peaked at 11,793 before the crash — fell below 1,000 and stayed there for years. Container ships faced the same oversupply crisis: carriers ordered giant vessels to lower unit costs, but demand couldn't absorb the new capacity, sending freight rates into freefall.

## COVID-19 Windfall

The pandemic first disrupted ports and logistics, then triggered an unprecedented boom as US and European consumer spending surged. The Shanghai Containerized Freight Index (SCFI) rose several times above pre-pandemic levels. Global carriers posted record profits.

## The Alliance Shake-Up

The prolonged depression of the 2010s forced a wave of mergers and alliance restructuring driven by economies of scale. The 2M alliance (Maersk + MSC) was the defining partnership — until it wasn't. Post-pandemic, divergent strategies pulled the two apart: Maersk pursued integrated logistics (ports, warehouses, inland transport); MSC aggressively expanded its fleet to become the world's largest carrier. 2M formally dissolved in 2023.

From 2025, the industry settled into a new **3+1 structure**: Gemini Cooperation (Maersk + Hapag-Lloyd); Ocean Alliance; Premier Alliance (successor to THE Alliance, including HMM); and MSC operating independently.

## Decarbonisation as Strategic Variable

The 2023 IMO GHG Strategy raised the ambition: net-zero international shipping by around 2050, with intermediate targets of −20–30% by 2030 and −70–80% by 2040. The EU simultaneously brought shipping into its Emissions Trading System and launched FuelEU Maritime (2025), mandating a step-by-step reduction in fuel GHG intensity — 2% below baseline by 2025, 80% by 2050.

Gemini Cooperation's hub-and-spoke strategy — reducing port calls to concentrate on a small number of mega-hubs — is partly a decarbonisation play. Hapag-Lloyd states explicitly that precise scheduling cuts waiting time and therefore fuel burn. Maersk, which has publicly committed to net-zero by 2040, needs its own hub ports to be equipped with green bunker infrastructure.

## Vertical Integration and Port Control

Major carriers have extended their reach to terminal operations: Maersk/APM Terminals, MSC/TiL, CMA CGM/CMA Terminals. As GHG regulation tightens, terminal control is becoming a tool to manage scope-3 emissions, guarantee green fuel supply chains, and offer shore-power (AMP) to docked vessels. Large shippers — Apple, IKEA, Amazon — are increasingly scrutinising the carbon footprint of their sea freight, accelerating this integration trend.

*Third article in the 13-part series co-produced by ClimateInFact and PLANiT.*



지난 2회에 걸쳐 시리즈는 해운업 용어와 한국 해운의 역사를 짚었다. 이번 편에선 2010년 이후 글로벌 해운의 흐름과 새롭게 등장한 탈탄소 규제를 다룬다.

## 2010년대: 공급 과잉의 긴 터널

금융위기 이후 누적된 선복 과잉, 초대형선 발주 경쟁, 물동량 둔화가 겹치며 저운임·저수익이 계속됐다. 벌크선 운임지수(BDI)는 금융위기 직전 1만1793까지 치솟았다가 2010년 이후 1000 밑으로 떨어졌다. 컨테이너선도 공급 과잉이 계속되면서 운임이 급락했다.

## 코로나19 팬데믹: 유례없는 호황

초기에는 항만 봉쇄와 물류 차질로 혼란이 발생했지만, 이후 미국·유럽 소비가 폭증하면서 해상운임이 사상 최고 수준까지 치솟았다. 글로벌 선사들은 천문학적인 이익을 기록했다.

## 얼라이언스 재편: 3+1 구조

2010년대 긴 불황을 거치며 글로벌 해운업계는 거대한 재편에 들어간다. 머스크와 MSC의 2M 얼라이언스는 2023년 해체를 발표했다. 2025년부터는 '3+1' 구조로 재편됐다: **제미니**(머스크+하팍로이드), **오션 얼라이언스**, **프리미어 얼라이언스**(HMM 포함), **MSC** 독자 노선.

## 탈탄소라는 파도

2023년 IMO는 '2050년 전후 국제해운 탄소중립(net-zero)'을 공식 목표로 제시했다. 2030년 최소 20%(가능하면 30%) 감축, 2040년 70%(가능하면 80%) 감축이라는 중간 목표도 설정했다. EU는 해운을 EU-ETS에 편입하고, 2025년부터 FuelEU Maritime을 시행해 유럽 항만 드나드는 선박의 연료 온실가스 집약도를 단계적으로 낮추도록 하고 있다.

제미니의 허브 앤 스포크 전략은 기항지를 줄이고 핵심 허브항만을 중심으로 네트워크를 재설계한다. 이는 단순한 운영 효율화를 넘어, 제한된 친환경 연료 인프라 내에서 운영 효율을 극대화하려는 탈탄소 전략이기도 하다.

머스크·MSC·CMA CGM 등 주요 선사들은 항만 터미널 운영까지 직접 확대하며 수직적 통합을 강화하고 있다. 탈탄소 규제가 강화되면서 친환경 선박 연료를 제공할 수 있는 항만 통제력이 새로운 경쟁 변수로 부상했다.

*클리프(ClimateInFact)와 플랜잇이 공동 제작한 13회 연재 시리즈 <탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운>의 세 번째 글입니다.*


Decarbonizing Korean Shipping (1-3): The State of the Industry Today

[탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운] 1-3. 해운 산업의 현재


The second installment of the series traces how Korea built — and then partially lost — its maritime powerhouse status over seventy years.

## Origins: Ships Salvaged from the Sea

Korean shipping began with vessels literally recovered from the ocean floor. At the end of the Pacific War (1944–45), US forces seeded Korea's coastal waters with tens of thousands of mines to sink Japanese merchant ships. Korea's first trade vessel under the national flag, the *Aengdo* (2,200 GRT), launched in February 1948, was one of those salvaged Japanese freighters.

## State-Led Growth (1960s–70s)

The 1967 Shipping Promotion Act codified government support for fleet expansion. By 1979, Korea's merchant fleet had grown from 96 vessels (763,000 GT) in 1970 to 512 vessels (4.67 million GT) — a sixfold increase in nine years driven by export-led economic development.

## Restructuring (1980s)

The second oil shock (1979) and chronic over-investment sent the industry into crisis. A 1982 operating deficit of KRW 102.4 billion forced the government to consolidate dozens of carriers into 20 companies under the 1984 Shipping Industry Rationalisation Plan.

## The Hanjin Shipping Collapse

Hanjin Shipping, once ranked fifth in the world, went bankrupt in 2016. The causes: excessive charter contracts taken out in the boom, a race to operate ever-larger vessels, a brutal freight-rate price war, and management failure. Its collapse showed that even world-class carriers can disintegrate rapidly when external shocks meet structural fragility.

The forces that sank Hanjin — fleet gigantism and the chicken-game of freight rates — are still fully active today, now joined by a new challenge: the decarbonisation transition.

## Korea's Current Standing

In 2024, Korean shipping service exports totalled USD 30.85 billion (approximately KRW 46 trillion) — large enough to rank fourth in Korea's export mix if counted alongside goods, ahead of shipbuilding.

Yet Korea's fleet growth has trailed peers badly. Taiwan grew its capacity 77.7% in a decade; Japan 32.8%; Korea just 2.2%. The average Korean vessel is six years older than its Japanese equivalent and seven years older than a Chinese one.



2024년 한국 해운서비스 수출액(해상운송수입)은 308억5000만 달러(약 46조원)였다. 같은 해 한국의 수출품목 순위는 반도체-자동차-석유제품-선박 해양구조물 및 부품(조선)-합성수지의 순이었는데, 해운서비스를 상품 수출 순위에 끼워넣는다면, 조선을 밀어내고 4위에 들 수 있는 규모다.

## 태동기: 바다에서 건져올린 배

한국의 조선·해운업은 좌초된 선박을 끌어올려 수리하는 것에서 시작됐다. 태평양 전쟁 말기 미군은 일본 상선을 침몰시키기 위해 한반도 인근 해역에 수만 개의 기뢰를 살포했다. 1948년 2월 태극기를 단 최초의 무역선 앵도호(2200t)도 바다에서 건져 올린 일본 화물선이었다.

## 육성기·성장기 (1960~70년대)

1967년 해운진흥법이 제정됐고, 1970년 96척(76만3000G/T)이었던 한국 상선대 규모는 1979년 512척(467만1000G/T)으로 비약적으로 늘어났다.

## 구조조정 (1980년대)

제2차 오일쇼크와 과잉투자의 후유증으로 1982년 운항수지 1024억원의 적자를 기록했다. 정부는 1984년 해운사를 20개로 통폐합했다.

## 끝내 좌초한 한진해운

세계 5위까지 도약했던 한진해운은 2016년 파산했다. 원인은 ①과도한 용선계약 ②선박대형화 경쟁 ③치킨게임 ④경영진 실정이었다. 한진해운 파산은 단순히 한 기업의 실패가 아니다. 세계 5위 기업도 외부 환경 변화와 구조적 취약성이 겹치면 순식간에 무너질 수 있음을 보여주는 상징적 사건이다.

문제는, 한진해운을 무너뜨린 선박 대형화와 치킨게임 파고가 지금도 현재진행형이라는 것이다. 여기에 탈탄소 전환이라는 새로운 과제까지 더해졌다.

*클리프(ClimateInFact)와 플랜잇이 공동 제작한 13회 연재 시리즈 <탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운>의 두 번째 글입니다.*


Decarbonizing Korean Shipping (1-2): A History of Korean Shipping

[탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운] 1-2. 한국 해운의 역사


The opening installment of the 13-part series *Decarbonization Journey: Shaking Korean Shipping*, co-produced by ClimateInFact and PLANiT, lays out the foundational concepts anyone needs to understand the debate.

## Shipping vs Shipbuilding

These two industries are frequently confused. **Shipbuilding** (조선) is the design and manufacture of vessels — think Boeing or Airbus, but for ships. **Shipping** (해운) is the operation of those vessels to transport passengers and cargo — think Korean Air or Delta, but on the sea.

Korea excels at the former. Its shipbuilders produce the world's most advanced eco-friendly vessels. The problem: most of those vessels are owned by foreign carriers. The best Korean-built ships arrive at Korean ports flying foreign flags and compete against Korea's own, ageing fleet.

## Why Shipping Matters

Sea freight carries more than 80% of global trade by volume and over 99% of Korea's imports and exports. Every item of daily life — food, clothing, electronics, raw materials, the coal and gas that generate electricity — arrives by sea.

## Key Terms Explained

- **TEU / DWT / CBM / CEU** — unit measures for container ships, bulk/tanker vessels, gas carriers, and car carriers respectively
- **BDI (Baltic Dry Index)** — leading economic indicator tracking bulk freight rates
- **Shipping alliances** — partnerships where carriers share routes, vessels, and ports to expand network coverage (one carrier serving 50 ports weekly can reach 150 ports three times weekly through two alliance partners)
- **IMO** — the UN agency setting international ship safety and emissions standards; currently enforcing EEXI and CII regulations and targeting net-zero international shipping by 2050
- **Alternative fuels** — ammonia, hydrogen, biofuels, green methanol; LNG serves as a transitional fuel but is still a fossil fuel

## Korea's Competitive Position

Over the past decade Korea's fleet capacity grew just 2.2% — versus 77.7% for Taiwan and 32.8% for Japan over the same period. The average age of Korea's fleet is six years older than Japan's and seven years older than China's. This structural gap is the context for the entire series.



오늘날 우리의 삶은 해운을 빼놓고 유지되기 어렵다. 해운은 가장 오래된 물류 수단이자, 지금도 세계 교역 물량의 80% 이상, 한국 수출입 물량의 99% 이상을 담당한다. 우리 의식주와 관련된 거의 모든 품목 즉, 농축수산물과 의류, 생활용품, IT기기는 물론 원유, 가스, 철강 등 각종 원자재, 나아가 전기를 만드는 연료(석탄, 가스, 우라늄)도 해상으로 수송된다.

이 중요한 산업에서 한국은 '해운 강국'이란 수식어가 어울리게끔 존재감을 키우던 때가 있었다. 지금도 변방으로 밀려난 것은 아니지만, 빠르게 변하는 글로벌 공급망 환경에서 점점 경쟁력을 잃을 지 모른다는 우려가 나온다. 특히 탈탄소 전환이라는 새로운 경쟁 변수까지 더해진 상황에서 한국의 더딘 대응이 이런 우려를 증폭시키고 있다.

플랜잇 지혜련 수석연구원은 현재 우리 해운이 처한 상황을 이렇게 요약한다: "한국의 조선 기술은 최고다. 조선은 수출한다. 한국은 세계에서 가장 앞선 친환경 선박을 만든다. 그런데 그 배들의 대부분은 우리 것이 아니다. 한국이 만든 최첨단 친환경 선박은 외국 해운사가 소유하고, 그들의 선박이 한국 항만에 기항해 늙어가는 한국 선박과 경쟁한다."

지난 10년간 한국 해운의 선복량 증가율은 2.2%다. 같은 기간 대만은 77.7%, 일본은 32.8% 성장했다. 한국 선대의 평균 나이는 일본보다 6년, 중국보다 7년 더 늙었다.

## 주요 개념 정리

**①해운과 조선:** 해운은 바다로 여객이나 화물을 운송하는 것, 조선은 배를 설계하고 만드는 것. 조선은 보잉·에어버스처럼 선체를 제작하는 산업이고, 해운은 대한항공·델타항공처럼 배를 이용해 여객과 화물을 운송하는 산업.

**②수요·공급과 사이클:** 해운업은 반도체·철강처럼 경기 흐름에 따라 호황과 불황이 반복되는 대표적인 사이클 산업이다.

**③항로:** 세계에서 가장 분주한 항로는 영국해협(하루 500척 이상), 말라카해협(전 세계 물동량의 30%), 호르무즈해협, 수에즈운하, 파나마운하 순이다.

**④해운동맹:** 해운사끼리 연합해 선박·항로·항구를 공유하는 동맹.

**⑤선박 종류:** 컨테이너선·벌크선·탱커선·가스운반선·자동차운반선 등.

**⑥차세대 연료:** 암모니아, 수소, 바이오연료, 그린메탄올. 당장은 전환기 연료로 LNG를 사용하지만 LNG도 화석연료다.

**⑦IMO:** 유엔 산하 전문 기구로, 2050년 국제 해운 탄소중립을 목표로 EEXI·CII 규제를 시행 중이다.

*클리프(ClimateInFact)와 플랜잇이 공동 제작한 13회 연재 시리즈 <탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운>의 첫 번째 글입니다.*


Decarbonizing Korean Shipping (1-1): Shipping vs Shipbuilding — Key Concepts

[탈탄소 여정, 흔들리는 한국 해운] 1-1. 해운? 조선?… 개념 정리


After a US–Israeli strike on Iran in late February triggered threats to close the Strait of Hormuz, JKM (the Northeast Asian LNG price benchmark) more than doubled from pre-conflict levels. Korea's state gas utility KOGAS had already reduced its Middle East LNG share from one-third of 2024 imports to below 15% by end-2025 — yet prices doubled anyway. This is not a new phenomenon: a Northeast Asian cold snap in January 2021 pushed JKM to its all-time record; Russia's invasion of Ukraine in 2022 produced an 80-fold gap between LNG's lowest and highest price in a single year.

These repeated price shocks have a common cause. Korea is structurally exposed to global fossil fuel markets. Diversifying import sources — **Energy Security 1.0** — cannot fix that exposure.

## Data 1 — The Cost of Fuel-Price Uncertainty

Levelised Cost of Energy (LCOE) analysis across generation technologies reveals a consistent pattern: gas is most sensitive to fuel-price variation, coal is next, nuclear is third. Solar and offshore wind carry the highest capital cost share but have zero fuel cost — their LCOE uncertainty is therefore very limited.

LNG power's "cost of fuel-price uncertainty" exceeds 100 KRW/kWh, more than three times its construction cost (<30 KRW/kWh). Fuel cost can balloon to five times construction cost. Even at a modest LNG price of $10.5/MMBtu (far below recent spikes), recent research finds LNG LCOE already exceeds that of renewables.

## Data 2 — How Gas Prices Drive Electricity Prices

Over 2002–2025, LNG fuel cost and Korea's System Marginal Price (SMP) move in near-lockstep. LNG set the SMP on 7,254 of the hours analysed — 83% of the time. As long as LNG is the marginal generator, the chain LNG price → SMP → settlement price → consumer electricity price is unbreakable. Korean electricity prices cannot be insulated from geopolitical risk, and industrial competitiveness suffers accordingly.

## Data 3 — Why Diversification Failed

Korea's import mix has spread considerably since 2000: from 43.5% Indonesian concentration to a spread across Australia (25%), Qatar (19%), Malaysia (13%), and the US (12%). Total LNG imports grew from 15.24 Mt in 2000 to 46.32 Mt in 2024. The Middle East share fell from 31.9% to 29.4% — but the absolute volume imported from the Middle East grew from 4.87 Mt to 13.61 Mt. **The share shrank; the exposure did not.**

## Energy Security 2.0: Self-Reliance

Korea needs to redefine the question. Energy Security 1.0 asked "where do we buy from?" Energy Security 2.0 asks "how much less do we need to buy?"

The core tool is renewable energy. A domestic renewable GW produces electricity at the same cost tomorrow regardless of Hormuz navigation rights, Qatari force-majeure declarations, or the next geopolitical shock. That is why renewables should be understood as a **security asset**, not merely a climate policy.

The Hormuz crisis is the most recent — and most expensive — reminder that the transition cannot wait.



지난 2월28일 미국·이스라엘의 이란 공습 이후, 이란의 호르무즈 해협 차단으로 JKM(동북아 LNG 가격 지표) 가격은 전쟁 전과 비교해 두 배 이상 급등했다. 가스공사는 2024년 전체 도입 물량의 3분의 1이었던 중동산 LNG 비중을 2025년 말 15% 이하로 낮췄음에도 불구하고 가격은 두 배 이상 올랐다.

이는 이번이 처음이 아니다. 2021년 1월 동북아 한파와 공급 차질로 JKM은 역대 최고치를 기록했고, 2022년 러시아의 우크라이나 침공으로 LNG 가격의 최저와 최고 차이는 80배를 넘겼다.

대한민국이 거듭 그 충격에 노출되는 건 수입 연료에 의존한다는 구조적 한계 때문이다. 우리는 **에너지 안보 1.0**(화석연료 수입원 다변화)에서 **에너지 안보 2.0**(에너지 자립)으로 넘어가야 한다.

## 데이터 1. 연료비 불확실성의 비용

발전원별 LCOE를 분석하면, 가스-석탄-원자력 순으로 연료비용 변화에 민감하게 반응한다. 태양광과 해상풍력은 건설비용 비중이 높지만 연료비가 없어 LCOE 불확실성이 매우 제한적이다.

반면 LNG 발전의 '연료비용 불확실성으로 인한 비용'은 100원/kWh을 웃돌아, 건설비용(30원/kWh 이하)의 3배가 넘는다. 연료비가 건설비의 5배 이상으로 불어날 가능성도 있다. LNG 가격이 낮은 상황($10.5/MMBtu)에서도 LNG 발전의 균등화비용은 이미 재생에너지보다 높다.

## 데이터 2. 가스는 어떻게 전력 가격을 흔드는가

2002~2025년 LNG 연료비 단가는 전체 정산단가와 동행하는 패턴을 보였다. LNG가 지난 1년간 계통한계가격(SMP)을 결정한 횟수는 7254회(83%)에 이른다. LNG가 주된 한계발전기인 한, LNG 가격 → SMP → 정산단가 → 전력가격으로 이어지는 고리는 끊을 수 없다.

## 데이터 3. 공급원 다변화에도 에너지 안보가 실패한 이유

한국의 LNG 수입 구조는 2000년대 인도네시아 편중에서 현재 호주(25%)·카타르(19%)·말레이시아(13%)·미국(12%) 등으로 분산됐다. 그러나 중동 수입 비중은 31.9%에서 29.4%로 소폭 하락했지만, 절대 물량은 487만t에서 1361만t으로 오히려 2.8배 증가했다. **비중은 줄었지만 노출은 줄지 않았다.**

## 에너지 안보 2.0: 자립이 답이다

에너지 안보 1.0이 "어디서 사올 것인가"의 문제였다면, 에너지 안보 2.0은 "얼마나 덜 사올 것인가"의 문제다. 재생에너지는 연료를 수입하지 않기에 지정학의 영향을 받지 않는다. 국내에 설치된 재생에너지 1GW는 호르무즈 해협의 통항 여부, 카타르의 불가항력 선언, 다음 번 지정학적 충격과 무관하게 내일도 동일한 원가로 전력을 생산한다.

재생에너지 확대는 기후 정책일 뿐 아니라 안보 정책의 언어로 다뤄져야 한다. 호르무즈 사태는 그 전환을 촉구하는 가장 최근의, 그리고 가장 비싼 경고다.


Energy Security in Data: Why Supply Diversification Is Not Enough

데이터로 본 에너지 안보


Power-grid interconnection across East Asia is more than a technical project — it is a strategic instrument for advancing energy security and climate goals simultaneously. PLANiT extends East Asian grid interconnection into the **"Energy Island" concept**.

## The Energy Island Concept

An "Energy Island" envisages East Asian countries generating electricity at sites with abundant renewable potential — Mongolia, the Gobi Desert, offshore wind in the East Sea — and sharing it among regional partners.

## Benefits of East Asian Interconnection

**Technical benefits:**
- Mitigation of renewable variability via geographic diversification
- Cross-border balancing of supply and demand
- Stronger system stability

**Economic benefits:**
- Lower generation costs by tapping the lowest-cost source available
- Stronger investment incentives for renewables
- Energy security through diversified supply

## Challenges and Barriers

Realising East Asian interconnection requires overcoming:
- **Political and geopolitical tension** — complexity of Korea–China–Japan relations
- **Technical-standard differences** — frequency and voltage harmonisation
- **Regulatory harmonisation** — integrated power-market design
- **Massive infrastructure investment** — submarine cables and converter stations

## Korea's Opportunity

Korea is geographically positioned to act as a hub of an East Asian power network. Through active engagement and a leading role, Korea can pursue both energy security and carbon neutrality at once.



동아시아 국가들의 전력계통 연계는 단순한 기술적 프로젝트를 넘어, 에너지 안보와 기후 목표를 동시에 달성하는 전략적 수단이 될 수 있다. PLANiT은 동아시아 전력망 연계를 **'에너지 아일랜드' 개념**으로 확장한다.

## 에너지 아일랜드 개념

'에너지 아일랜드'는 동아시아 국가들이 재생에너지 잠재력이 풍부한 지역(몽골, 고비사막, 동해 해상풍력 등)을 중심으로 전력을 생산하고, 이를 역내 국가들이 공유하는 구조다.

## 동아시아 전력 연계의 편익

**기술적 편익:**
- 재생에너지의 간헐성 완화 (지리적 분산 효과)
- 국가 간 전력 수급 불균형 조정
- 계통 안정성 강화

**경제적 편익:**
- 발전 비용 절감 (최저 비용 발전원 활용)
- 재생에너지 투자 유인 증대
- 에너지 안보 강화 (다변화된 공급원)

## 과제와 장벽

동아시아 전력 연계를 실현하기 위해 넘어야 할 장벽:
- **정치·지정학적 갈등** — 한중일 관계의 복잡성
- **기술 표준 차이** — 주파수, 전압 규격 조율
- **규제 조화** — 전력 시장 제도 통합
- **막대한 인프라 투자** — 해저케이블, 변환소 건설

## 한국의 기회

한국은 지리적으로 동아시아 전력망의 허브 역할을 할 수 있는 위치에 있다. 적극적인 참여와 선도적 역할을 통해 에너지 안보 강화와 탄소중립 달성이라는 두 목표를 동시에 추구할 수 있다.


East Asian power grid: beyond interconnection toward an 'Energy Island'

동아시아 전력망 - 전력 연계를 넘어 '에너지 아일랜드'로


Korea's steel and petrochemical industries emit over 150 million tonnes of CO₂ per year — 25% of the country's total. Decarbonising them requires electrification, and the scale of the electricity demand that follows is rarely discussed honestly.

## The Electrification Routes

**Steel:** Replacing the blast furnace/basic oxygen furnace (BF-BOF) route with hydrogen direct-reduction and electric arc furnace (H₂-DRI-EAF) cuts CO₂ by 95%. The catch: electric arc furnaces run on electricity.

**Petrochemicals:** Naphtha crackers currently operate above 800 °C using methane as a heat source. Switching to electric heating (e-cracking) eliminates 94–100% of process CO₂. Again: electricity is the input.

## The Numbers

Korea currently produces 67 million tonnes of crude steel annually and 9 million tonnes of ethylene. Maintaining that output while electrifying 100% of both processes would require **345–405 TWh** of electricity per year — roughly 60% of Korea's entire 2023 generation (590 TWh).

The steel and petrochemical clusters in Pohang and Gwangyang alone would need **247–283 TWh**, six to seven times more power than those regions currently consume. This implies explosive electricity demand growth outside the Seoul metropolitan area — something Korea's grid planning has not adequately addressed.

## What the 11th Basic Plan Gets Wrong

The government's 11th Basic Plan for Electricity Supply and Demand (전기본) projects industrial electrification demand of just 63 TWh by 2038. That figure covers only the very early stages of hydrogen-reduction steelmaking and electric cracking introduction. Full electrification for carbon neutrality by 2050 requires more than five times that amount — for steel and petrochemicals alone.

Six more rounds of Basic Plan revisions remain before 2050. Each cycle must grapple seriously with how to project and accommodate industrial electrification at this scale. The conversation cannot wait.



한국에서 철강과 석유화학이 내뿜는 이산화탄소는 한해 1억5000만t이 넘는다. 국가 총배출량의 25%가 이 두 산업에서 나온다. 두 산업을 탈탄소하려면 에너지원을 화석연료에서 전기로 전환하는 '전력화'가 필수적이다.

## 전기화 경로

**철강:** 고로-전로(BF-BOF) 방식 대신 수소환원철-전기로(H₂-DRI-EAF)로 전환하면 이산화탄소 배출을 95% 줄일 수 있다.

**석유화학:** 나프타를 800도 이상의 고온에서 분해하는 크래킹 공정에서 메탄가스 대신 전기가열로로 전환하면 이산화탄소 배출을 94~100%까지 줄일 수 있다.

## 전력 수요의 규모

현재 한국의 연간 조강 생산량은 6700만t, 에틸렌 생산량은 900만t이다. 이 생산량을 유지한 채 공정을 100% 전기화하면, 총 **345~405TWh**의 전력이 필요하다. 2023년 한국 전체 전력 발전량(590TWh)의 60%에 달하는 양이다.

포항·광양의 철강·석유화학이 100% 전력화하는 데 필요한 전력량만 **247~283TWh**다. 지금보다 6~7배를 상회하는 전력이 필요한 것이다.

## 11차 전기본의 과소 추계

정부가 발표한 제11차 전력수급기본계획(전기본)은 2038년 산업부문 전기화 총 수요를 63TWh로 제시했다. 이는 전기화 초기 단계 수치다. 2050년 탄소중립을 위해서는 11차 전기본에서 내다본 산업 전체 전력화 수요의 5배가 넘는 전력이 필요하다.

2050년까지 남아있는 여섯 차례의 전기본 수립과정에서 산업 전력화 수요를 어떻게 반영할 것인지 깊은 논의가 필요하다.


Prepare for the Electricity Appetite of Steel and Petrochemicals

전기 먹는 철강·석유화학에 대비하라


Agrivoltaics — co-locating solar panels on agricultural land so the same land produces both crops and electricity — has long been promoted with slogans like "kill two birds with one stone." But in rural Korea the idea found little traction: worries about yield loss, complex permitting, land-use conflicts, and the absence of protections for tenant farmers all stood in the way.

PLANiT revisited agrivoltaics not as a farm-income supplement but as a **distributed baseload resource** — and the numbers are striking.

## The Resource Potential

Korea's total cultivated area is 15,046 km². Applying the 2023 Ministry of Trade, Industry and Energy siting guidelines (setback distances from sensitive areas), feasible agricultural land drops to 4,988 km². Installing panels on 30% of that feasible area yields **1,496 km²** of usable surface — 1.5% of Korea's total land.

At an estimated capacity density, 1,496 km² supports roughly **224 GW** of installed solar — compared to 29.6 GW of all solar currently installed nationally and a 2038 target of 77.2 GW under the 11th Basic Electricity Plan.

Applying a 15% average capacity factor, 224 GW generates approximately **295 TWh per year**, equivalent to 53% of Korea's total 2024 electricity consumption (~550 TWh). In other words, using just 10% of available farmland for agrivoltaics could supply more than half the country's electricity needs.

## Regional Distribution

By province, Gyeonggi-do leads with 39 GW of potential, followed by Jeonbuk (36 GW), Jeonnam (33 GW), and Chungnam (25 GW). Seoul (0.4 GW), Daejeon (2 GW), and Busan (2 GW) have minimal potential due to high development density.

This distribution is structurally significant. Jeonbuk's agrivoltaic potential exceeds twice its total electricity demand; Jeonnam could meet 130% of its demand. These are the provinces that currently generate renewable energy for export to the capital region while lacking local economic benefit from that generation. Agrivoltaics can flip that equation.

## Beyond Farm Income: A Grid Strategy

The government has announced a target of 500 "sunlight income villages" by 2030 and plans legislation by mid-2026. PLANiT's analysis suggests the policy framing should be elevated. Agrivoltaics is not a rural welfare programme — it is a **strategic distributed generation asset** that can:

- Reduce long-distance transmission congestion (generation close to non-metropolitan demand)
- Strengthen regional energy self-sufficiency
- Make non-metropolitan Korea an active contributor to the national grid rather than a passive transmission conduit for the capital

The energy transition's real challenge is not building more power plants. It is building a system where electricity can be produced and consumed within the same region. Agrivoltaics is one of the few tools that can do this at scale on Korea's terrain.



영농형 태양광은 논밭에 패널을 설치해 '햇빛으로 작물 재배도 하고, 에너지 수확도 하자'는 것이다. 그러나 농업 수확량 감소 우려, 복잡한 인허가, 지역민과의 갈등, 임차농 보호 방안 부재 등으로 농촌 사회에서 별다른 호응을 얻지 못했다.

플랜잇은 영농형 태양광을 단순한 농가 소득 보조수단이 아닌 **'분산형 기저전력자원'** 관점에서 다시 들여다봤다.

## 잠재 자원량

우리나라 총 경지면적은 1만5046km²다. 2023년 산업통상자원부의 입지 가이드라인을 적용하면 설치 가능한 농지 면적은 4988km²로 줄어든다. 여기서 30%에 패널을 설치하면 실제 가용 면적은 **1496km²** — 전 국토의 1.5%다.

1496km²에 설치할 수 있는 태양광 설비 용량은 약 **224GW**로 추산된다. 현재 국내 전체 태양광 설치량(29.6GW)의 7.5배, 11차 전기본 2038년 목표(77.2GW)의 약 3배에 달한다.

평균 이용률 15%를 적용하면 영농형 태양광만으로 연간 **295TWh**의 전력을 생산할 수 있다. 2024년 기준 한국 전체 전력소비량(약 550TWh)의 53%다. 현재 농지의 10%만 활용해도 국가 전력 수요의 절반 이상을 충당할 수 있다는 의미다.

## 지역별 분포

광역시도별 잠재량은 경기도(39GW), 전북(36GW), 전남(33GW), 충남(25GW) 순이다. 전북은 잠재 발전량이 총 전력 수요의 두 배가 넘고, 전남은 수요의 130%를 감당할 수 있다. 수도권 외 지역의 에너지 자립도를 강화할 수 있는 구조적 수단임을 보여준다.

## 단순 소득 보전을 넘어

에너지 전환의 핵심은 더 많은 발전소를 짓는 것이 아니라, 전력의 생산과 소비가 같은 지역 내에서 순환할 수 있는 구조를 만드는 데 있다. 영농형 태양광은 농촌을 단순한 전력 수용지가 아니라 국가 전력 체계의 능동적 구성 요소로 재편하는 전략적 수단이 될 수 있다.

정부가 2030년까지 햇빛소득마을 500곳 조성과 영농형 태양광 특별법 제정을 발표한 지금, 이 정책의 프레이밍을 농가 소득 지원에서 분산 기저전원 전략으로 격상해야 할 때다.


Agrivoltaics: Finally Ready for Its Moment?

영농형 태양광에 마침내 볕들까


Industrial electrification is a core pathway to carbon neutrality. Energy-intensive industries — steel, petrochemicals, cement — can dramatically cut emissions by switching from fossil fuels to electricity. But when this transition materialises, **electricity demand explodes**.

## The 400 TWh Shock

Analysis suggests that, if industrial electrification accelerates in earnest, **additional electricity demand could reach up to 400 TWh** — equivalent to 70% of Korea's current annual consumption (~580 TWh).

The demand outlook in the proposed 11th Basic Electricity Plan does not adequately reflect this electrification demand.

## Limits of the 11th Plan

What the plan misses:
- **Underestimated industrial electrification pace** — gap between policy targets and actual transition speed
- **Missing demand from new industries** like semiconductors and batteries — large new loads such as the Yongin cluster
- **EV charging and heat-pump deployment** — distributional demand effects not adequately reflected

## What Needs to Happen

To meet the additional 400 TWh demand, Korea needs to:

1. **Greatly expand renewable supply** — especially accelerated offshore wind
2. **Invest in grid infrastructure** — transmission and ESS expansion
3. **Secure demand flexibility** — activating Demand Response
4. **Comprehensively revise the basic electricity plan** — incorporating industrial electrification scenarios

## Conclusion

If the 11th plan is finalised in its current form, Korea's carbon-neutrality goals could become difficult to achieve. Updating the demand outlook and significantly raising the supply plan is urgent.



산업 부문의 전력화(Electrification)는 탄소중립의 핵심 경로다. 철강, 석유화학, 시멘트 등 에너지 집약 산업이 화석연료 대신 전기를 사용하면 온실가스를 크게 줄일 수 있다. 그러나 이 전환이 현실화되면 **전력 수요가 폭발적으로 증가**한다.

## 400TWh의 충격

분석에 따르면 산업 부문 전력화가 본격화될 경우, **추가 전력 수요는 최대 400TWh**에 달할 수 있다. 이는 현재 한국 연간 전력 소비량(약 580TWh)의 70%에 해당하는 규모다.

현재 논의 중인 제11차 전력기본계획(전기본)의 수요 전망에는 이 전력화 수요가 충분히 반영되지 않았다.

## 전기본의 한계

11차 전기본이 놓친 것들:
- **산업 전력화 속도 과소평가** — 정책 목표와 실제 전환 속도의 괴리
- **반도체, 배터리 등 신산업 수요 누락** — 용인클러스터 등 대규모 신규 수요
- **전기차 충전, 히트펌프 보급** — 수요 분산 효과 미반영

## 필요한 대응

400TWh의 추가 수요를 충당하기 위해서는:

1. **재생에너지 공급 대폭 확대** — 특히 해상풍력 개발 가속화
2. **전력 계통 인프라 투자** — 송전망, ESS 확충
3. **수요 유연성 확보** — 수요반응(Demand Response) 활성화
4. **전력기본계획 전면 재검토** — 산업 전력화 시나리오 반영

## 결론

11차 전기본이 현재 형태로 확정되면 탄소중립 목표 달성이 어려워질 수 있다. 전력 수요 전망을 현실화하고, 공급 계획을 대폭 상향 조정하는 것이 시급하다.


The 400 TWh shock from industrial electrification: Korea's 11th basic electricity plan falls short

산업 전력화가 몰고 올 400TWh의 충격…11차 전기본으로는 부족


EV adoption is a core pathway to transport-sector decarbonisation, and a critical variable for the transition of the power system. EVs are not merely replacements for internal combustion vehicles — they catalyse the redesign of the broader energy system.

## Accelerating EV Adoption

Global EV sales are surging, and electrification is advancing rapidly across major auto markets. Korea has set a target of 4.5 million EVs by 2030.

## Impact on the Power System

Mass EV adoption brings important shifts on the demand side:

**Rising demand:**
- Concentrated load during charging hours (after evening commute)
- Tens of TWh of additional annual electricity demand

**Opportunities:**
- **V2G (Vehicle-to-Grid)**: using EV batteries as grid storage
- **Flexible demand**: spreading charging time to support grid stability
- **Renewable integration**: shifting charging to peak solar generation hours

## Grid Readiness Gap

Korea's power grid is not yet sufficiently prepared for large-scale EV charging:
- Charging infrastructure is being built too slowly
- Smart-charging frameworks are underdeveloped
- Distributed-energy-resource management systems are inadequate

## Policy Direction

To create a virtuous cycle between EV adoption and the power system, Korea needs an integrated approach: V2G enablement, smart-charging infrastructure investment, and grid flexibility.



전기차(EV) 보급 확대는 수송 부문 탈탄소화의 핵심 경로이자, 전력 시스템 전환의 중요한 변수다. 전기차는 단순히 내연기관차를 대체하는 것이 아니라, 에너지 시스템 전체의 재편을 촉진한다.

## 전기차 보급의 가속화

글로벌 전기차 판매가 급증하면서 주요 자동차 시장의 전동화가 빠르게 진행되고 있다. 한국도 2030년까지 전기차 450만 대 보급 목표를 설정했다.

## 전력 시스템에 미치는 영향

전기차 대량 보급은 전력 수요 측면에서 중요한 변화를 가져온다:

**수요 증가:**
- 충전 시간대 집중 부하 (저녁 귀가 후)
- 연간 수십 TWh의 추가 전력 수요

**기회:**
- **V2G (Vehicle-to-Grid)**: 전기차 배터리를 계통 저장장치로 활용
- **유연한 수요**: 충전 시간 분산으로 계통 안정화 기여
- **재생에너지 연동**: 태양광 발전 최대 시간대 충전 유도

## 계통 준비도 부족

현재 한국의 전력 계통은 대규모 전기차 충전 수요에 대한 준비가 미흡하다:
- 충전 인프라 확충 속도 부진
- 스마트 충전 제도 미비
- 분산에너지 자원 관리 체계 부족

## 정책 방향

전기차 보급과 전력 시스템의 선순환을 위해서는 V2G 활성화, 스마트 충전 인프라 투자, 계통 유연성 확보를 위한 통합적 접근이 필요하다.


Electrification wave: EVs and the energy transition

전기화의 물결: 전기차와 에너지 전환


With the implementation of the IMO mid-term measures pushed back by a year, the shipping industry and policymakers find themselves at a critical junction. How that grace year is used could change the competitiveness of Korea's shipping and shipbuilding industries.

## The Background

The IMO Net-Zero Framework's implementation was delayed beyond the original schedule for several reasons:
- Concerns about implementation burdens on developing countries
- Ongoing detailed-design discussions over the carbon-pricing mechanism
- Insufficient readiness of fuel supply infrastructure

## Why It Could Be an Opportunity

1. **Time to prepare**: build alternative-fuel infrastructure and develop fleet-renewal plans
2. **First-mover positioning**: gain competitive edge through voluntary early transition
3. **Shape the rules**: actively engage in the formation of detailed regulations

## Why It Could Be a Crisis

1. **Cementing transition delay**: the grace period becomes inertia, weakening genuine transition momentum
2. **Carbon lock-in risk**: expanded fossil-fuel-based investment during the grace period
3. **Regulatory uncertainty**: firms delay investment decisions

## Korea's Strategy

Korea's shipping and shipbuilding industries should use this year to:
- Accelerate green-ship technology development
- Build alternative-fuel (ammonia, methanol) supply chains
- Reform domestic regulatory frameworks

The grace period is time to prepare — not an excuse to defer transition.



IMO 중기조치의 시행이 1년 유예되면서 해운산업과 정책 당국은 중요한 갈림길에 섰다. 이 유예 기간을 어떻게 활용하느냐에 따라 한국 해운·조선 산업의 경쟁력이 달라질 수 있다.

## 유예의 배경

IMO 넷제로 프레임워크는 당초 계획보다 시행이 지연되었다. 여러 이유가 복합적으로 작용했다:
- 개발도상국의 이행 부담 우려
- 탄소가격 메커니즘의 세부 설계 논의 지속
- 연료 공급 인프라 준비 부족

## 기회로 볼 수 있는 이유

1. **준비 시간 확보**: 대체 연료 인프라 구축과 선대 개편 계획 수립
2. **선도적 포지셔닝**: 자발적 조기 전환으로 경쟁 우위 확보
3. **제도 설계 참여**: 세부 규정 형성 과정에 적극 개입 가능

## 위기로 볼 수 있는 이유

1. **전환 지연의 고착화**: 유예가 관성이 되어 진정한 전환 동력 약화
2. **탄소 락인 위험**: 유예 기간에 화석연료 기반 투자 확대
3. **규제 불확실성**: 기업들의 투자 결정 지연

## 한국의 전략

한국 해운·조선 산업은 이 1년을:
- 친환경 선박 기술 개발 가속화
- 대체 연료(암모니아, 메탄올) 공급망 구축
- 국내 규제 체계 정비

에 활용해야 한다. 유예 기간은 준비의 시간이지, 전환을 미루는 핑계가 되어서는 안 된다.


IMO mid-term measures: one-year grace period — opportunity or crisis?

IMO 중기조치 1년 유예, 기회인가 위기인가


With the IMO 2030 interim target and 2050 carbon-neutrality goal looming, the global shipping and shipbuilding industries are testing a wide range of solutions: alternative fuels, auxiliary propulsion, and carbon capture. Below is a comprehensive review of the four technology pillars discussed at GASTECH 2025 (Milan).

## 1. Ammonia Propulsion

Industry voices framed ammonia gas turbines as "ready for immediate commercialisation," yet limitations co-exist: lack of real-vessel validation data on efficiency, safety, operational reference, and cargo penalties.

**Key Challenges:**
- Establishing safety protocols for explosivity and toxicity
- Building port infrastructure (storage, supply)
- Validating fuel efficiency under actual operating conditions

## 2. Hydrogen Propulsion

Liquefied hydrogen energy density and storage are advancing rapidly, but economics and infrastructure remain significant challenges.

## 3. Wind-Assisted Propulsion

- A range of technologies — sails, rotors, kites — are reaching commercial deployment
- Verified fuel savings of 15–30%
- Applicable as a retrofit on existing vessels

## 4. CCUS (Carbon Capture, Utilisation and Storage)

Maritime CCUS is still at the demonstration stage, but compact onboard carbon-capture units are under development.

## Comprehensive Assessment

No single technology can serve as a silver bullet. Decarbonising shipping requires a portfolio approach: fuel diversification, energy efficiency improvements, and operational optimisation. Policy consistency and clear market signals will be the decisive variables guiding technology choices.



글로벌 해운·조선 산업은 2030년 IMO 중간 목표와 2050년 탄소중립 목표를 앞두고, 대체 연료·보조 추진·탄소 포집 등 다양한 솔루션을 시험하고 있다. GASTECH 2025(밀라노)에서 집중 논의된 네 가지 기술축을 종합적으로 검토한다.

## 1. 암모니아 추진

암모니아 가스터빈을 이용한 "즉시 상용화 가능"이라는 산업계의 메시지와 반면, 효율·안전·운항 레퍼런스·적재량 패널티에 대한 실선 검증 데이터 부재라는 한계가 공존한다.

**핵심 과제:**
- 폭발성 및 독성에 대한 안전 프로토콜 수립
- 항구 인프라(저장, 공급) 구축
- 실제 운항 조건에서의 연비 효율 검증

## 2. 수소 추진

액화수소의 에너지 밀도와 저장 기술이 빠르게 발전하고 있으나, 경제성과 인프라 측면에서 여전히 도전이 크다.

## 3. 풍력보조추진(Wind-Assisted Propulsion)

- 돛, 로터, 카이트 등 다양한 기술이 상용화 단계
- 15~30%의 연료 절감 효과 검증
- 기존 선박 개조(retrofit)에도 적용 가능

## 4. CCUS (탄소 포집·활용·저장)

해상 CCUS는 아직 실증 단계이나, 선박에 탑재 가능한 소형 탄소 포집 장치 개발이 진행 중이다.

## 종합 평가

어떤 단일 기술도 은탄환(Silver Bullet)이 되기 어렵다. 해운 탈탄소화는 연료 다양화, 에너지 효율 개선, 운항 최적화의 포트폴리오 접근이 필요하다. 정책적 일관성과 시장 신호의 명확성이 기술 선택을 가이드하는 핵심 변수가 될 것이다.


GASTECH 2025 Review: decarbonisation technology trends in shipping

GASTECH 2025 Review: 해운 탈탄소 기술 트렌드


The **Yongin Semiconductor Cluster** is facing significant challenges in achieving **RE100 targets** due to legacy system investments and grid constraints. As global semiconductor companies race to meet renewable energy commitments, Korea's industrial energy infrastructure must keep pace.

## The Problem

Transmission network expansion may be a fundamental solution, but it requires years of planning and construction. In the interim, **agrophotovoltaics (agrivoltaics) in Gyeonggi-do** could potentially provide a viable pathway.

Analysis of farmland in **four key regions** reveals:
- **Potential capacity: 5.6 GW** from agrivoltaic installations
- **2.6% cost savings** compared to industrial electricity prices
- Long-term fixed contracts can help minimize electricity cost risks

## The Opportunity

Agrivoltaics offer a unique dual-use land model: solar panels installed above farmland generate electricity while allowing agricultural activities to continue below. For the Yongin cluster, this could mean:

- Local renewable energy supply close to demand centers
- Reduced transmission constraints
- Support for farmers through additional income streams
- Progress toward RE100 compliance

## What Needs to Happen

**Social consensus** and **active government engagement** are essential for success. Key barriers include:
- Complex permitting processes for agrivoltaic installations
- Need for grid infrastructure investment
- Alignment between energy and agricultural policy

The semiconductor industry's RE100 challenge is ultimately solvable — but it requires coordinated policy action across energy, agriculture, and industrial sectors.



**용인반도체클러스터**는 기존 시스템 투자와 전력망 제약 때문에 **RE100 목표** 달성에 큰 어려움을 겪고 있다. 글로벌 반도체 기업들이 재생에너지 약속 이행을 위해 경쟁하는 가운데, 한국의 산업 에너지 인프라도 그 속도를 따라가야 한다.

## 문제

송전망 확장이 근본적 해법일 수 있으나, 수년간의 계획과 건설이 필요하다. 그 사이에 **경기도의 영농형 태양광**이 현실적 대안이 될 수 있다.

핵심 4개 지역의 농지 분석 결과:
- 영농형 태양광에서 **5.6 GW**의 잠재 용량
- 산업용 전기요금 대비 **2.6% 비용 절감** 효과
- 장기 고정계약으로 전기료 위험 최소화 가능

## 기회

영농형 태양광은 토지의 이중활용을 가능하게 한다 — 농지 위에 설치된 패널은 전기를 생산하면서 그 아래에서 농업이 계속될 수 있다. 용인 클러스터에 있어 이는:

- 수요지에 가까운 지역 재생에너지 공급
- 송전 제약 완화
- 농민에게 추가 소득원 제공
- RE100 이행 진전

을 의미한다.

## 필요한 것

성공을 위해서는 **사회적 합의**와 **정부의 적극적 개입**이 필수적이다. 주요 장벽:
- 영농형 태양광 설치를 위한 복잡한 인허가 절차
- 계통 인프라 투자의 필요성
- 에너지·농업 정책 간 정합성

반도체 산업의 RE100 과제는 결국 해결 가능하지만, 에너지·농업·산업 정책에 걸친 조율된 정책적 행동이 필요하다.


Can RE100 in the semiconductor industry be achieved through agrivoltaics?

반도체 산업의 RE100, 영농형 태양광으로 가능할까?


The 2050 carbon-neutrality goal is an enormous challenge for both aviation and shipping. With full commercialisation of e-fuel still some time away, both sectors are eyeing **biofuels as a realistic interim fuel**.

## The Core Issue: Resource Competition

Both industries depend on the same critical resource: **biomass** produced through agriculture and forestry — and supply is constrained:

- Environmental conservation constraints (forest protection, biodiversity)
- Food security priorities
- Limited arable land

As a result, aviation and shipping will face **supply competition** for the same finite resource.

## Aviation vs. Shipping: Where Does the Balance Tip?

| Aspect | Aviation (SAF) | Shipping (bio-marine fuel) |
|--------|---------------|---------------------------|
| Long-term alternatives | Electric, hydrogen | Ammonia, e-fuel |
| Transition cost | Extremely high | High |
| Biofuel reliance | High | Moderate |

## Conditions for Coexistence

If biofuel demand from both industries cannot be fully met, we need policy criteria for resource allocation:

1. Strengthen sustainability certification
2. Set sectoral usage priorities
3. Invest in expanded biomass production
4. Align with the commercialisation timeline of alternative fuels

Ultimately, biofuels must be designed as a **"time-bounded interim strategy,"** while accelerating each sector's transition to long-term alternatives is the real solution.



2050년 탄소중립이라는 글로벌 목표는 항공과 해운 산업 모두에 커다란 도전 과제가 되고 있다. e-fuel 기술의 완전한 상용화까지 상당한 시간이 필요한 상황에서, 두 산업 모두 **바이오연료를 현실적인 과도기 연료**로 주목하고 있다.

## 핵심 문제: 자원 경쟁

두 산업이 의존해야 할 핵심 자원이 동일하다. 바로 농업·임업을 통해 생산되는 **'바이오매스'**로, 그 공급에는 명확한 제약이 따른다:

- 환경 보전 제약 (산림 보호, 생물다양성)
- 식량 안보 우선순위
- 가용 농지의 한계

이에 따라 항공과 해운은 동일하고 한정적인 자원에 대한 우선순위를 두고 **공급 경쟁**을 벌이게 된다.

## 항공 vs. 해운: 무게추는?

| 구분 | 항공 (SAF) | 해운 (바이오선박유) |
|-----|-----------|----------------|
| 대체 기술 | 전기, 수소 (장기) | 암모니아, e-fuel (장기) |
| 전환 비용 | 극히 높음 | 높음 |
| 바이오연료 의존도 | 높음 | 중간 |

## 공존의 조건

두 산업의 바이오연료 수요를 모두 충족하기 어렵다면, 정책적 자원 배분 기준이 필요하다:

1. 지속가능성 인증 강화
2. 산업별 사용 우선순위 설정
3. 바이오매스 생산 확대를 위한 투자
4. 대체 연료 상용화 일정표와의 연계

결국 바이오연료는 **'기한이 명시된 임시 전략'**으로 설계되어야 하며, 각 산업이 장기 대안으로의 전환을 가속화하는 것이 진정한 해법이다.


SAF and bio-marine fuel: what are the conditions for coexistence?

지속가능항공유(SAF)와 바이오선박유, 공존의 조건을 묻다


In April 2025, at the 83rd Marine Environment Protection Committee (MEPC83), the IMO decided to introduce a **Dual Rate System** for the decarbonisation of shipping.

## What is the Dual Rate System?

It is a system that imposes differentiated carbon charges on ships exceeding GHG emission-intensity thresholds, depending on the level of exceedance:

- **Tier 1** (mild exceedance): **USD 100** per tonne
- **Tier 2** (significant exceedance): up to **USD 380** per tonne

Shipping is now no longer just a sector responding to regulation — it must **fundamentally redesign its cost structure and carbon strategy**.

## Industry Impact

The realisation of carbon costs implies:
- Increased financial burden on fossil-fuel-based operations
- Accelerated investment in alternative fuels (ammonia, methanol, e-fuel)
- Urgent need for carriers to formulate fuel-transition strategies
- Surging demand for green ships at shipbuilders

## Redesigning Shipbuilding and Shipping

The IMO decision is not merely the addition of a new fee — it is a turning point that redefines the business model of the entire shipping industry. Shipbuilders must standardise green propulsion systems, and carriers must immediately formulate fuel-transition plans for their existing fleets.

For the Korean shipbuilding and shipping industry, this is both a crisis and an opportunity. Strategic transition that leverages world-class shipbuilding capabilities to lead the green-ship market is required.



국제해사기구(IMO)는 2025년 4월 제83차 해양환경보호위원회(MEPC83)에서 해운산업의 탈탄소화를 위해 **'이중가격 시스템(Dual Rate System)'**을 도입하기로 결정했다.

## 이중가격 시스템이란?

온실가스(GHG) 배출 강도 기준을 초과하는 선박에 대해 초과 수준별로 탄소비용을 차등 부과하는 제도다:

- **Tier 1** (경미한 초과): 톤당 **$100** 부과
- **Tier 2** (기준을 크게 초과): 최대 **$380** 부과

이로써 해운업은 단순한 규제 대응을 넘어, **비용구조와 탄소전략 자체를 근본적으로 재설계**해야 하는 상황에 직면했다.

## 산업에 미치는 영향

탄소비용의 현실화는 다음을 의미한다:
- 화석연료 기반 운항의 재무적 부담 증가
- 대체 연료(암모니아, 메탄올, e-fuel) 투자 가속화
- 선사의 연료 전환 전략 수립 시급성 증대
- 조선사의 친환경 선박 수요 급증

## 조선·해운업의 재설계

IMO 결정은 단순히 새로운 요금을 부과하는 것이 아니다. 해운 산업 전체의 비즈니스 모델을 재정의하는 전환점이다. 조선사는 친환경 추진 시스템을 표준화하고, 선사는 기존 선대의 연료 전환 계획을 즉시 수립해야 한다.

한국 조선·해운 산업에게 이는 위기이자 기회다. 세계 최고 수준의 조선 기술력을 바탕으로 친환경 선박 시장을 선도할 수 있는 전략적 전환이 요구된다.


Global shipping enters the carbon cost era: IMO dual pricing and the redesign of the maritime industry

글로벌 해운, 탄소비용 시대의 서막: IMO 이중가격제와 조선·해운산업의 재설계


Since its 2015 launch, Korea's Emissions Trading Scheme (ETS) has consistently shown allocations and actual emissions roughly aligned. As a result, firms have little incentive to engage in additional trading, and the **market suffers from structural limitations to liquidity and activity**.

## The Diagnosis

Market turnover (volume / allocation) has risen recently, but largely due to growing surplus allowances at firms. The core problems:

- **Over-allocation**: no incentive for emissions reduction
- **Distorted price signals**: carbon price fails to reflect true abatement cost
- **Increased speculative trading**: focus on allowance trading rather than substantive reduction
- **Lack of liquidity**: difficulty finding counterparties

## Why Demand-Side Policy?

Supply-side measures (allocation tightening) alone are limited. To drive carbon reduction, we need:

1. **Demand creation for low-carbon products** — building a green-premium market
2. **Strengthened public procurement standards** — government as a leading buyer
3. **Mandatory carbon-footprint disclosure** — informing consumer choice
4. **Carbon-intensity-based financial regulation** — guiding green capital allocation by financial institutions

## Recommendations

ETS is a core tool for carbon reduction, but it is not sufficient on its own. Combining demand-side policy with ETS is the key to making the carbon market effective. Only when allocation tightening is paired with policies expanding demand for low-carbon products can ETS deliver on its intended function.



한국의 배출권거래제(ETS)는 2015년 도입 이후 할당량과 실제 배출량이 거의 일치해, 기업들이 추가 거래에 적극적으로 나설 유인이 낮고, **시장 활성화가 어렵다는 구조적 한계**를 안고 있다.

## 현황 진단

시장 회전율(거래량/할당량 비율)은 최근 증가했으나, 이는 기업의 잉여배출권이 늘어난 영향이 크다. 핵심 문제는:

- **할당 과잉**: 배출량 감축 유인 부재
- **가격 신호 왜곡**: 탄소가격이 실제 감축 비용을 반영하지 못함
- **투기적 거래 증가**: 실질적 감축보다 배출권 매매에 집중
- **시장 유동성 부족**: 거래 상대방 찾기 어려움

## 왜 수요정책인가?

공급 측면(할당량 조정)만으로는 한계가 있다. 탄소 감축을 유도하려면:

1. **저탄소 제품에 대한 수요 창출** — 그린 프리미엄 시장 형성
2. **공공 조달 기준 강화** — 정부가 선도적 수요자로 역할
3. **탄소발자국 공시 의무화** — 소비자 선택 정보 제공
4. **탄소집약도 기반 금융 규제** — 금융기관의 녹색 자금 배분 유도

## 제언

ETS는 탄소 감축의 핵심 도구이지만, 그 자체만으로는 충분하지 않다. 수요정책과 ETS의 결합이 탄소시장의 실효성을 높이는 열쇠다. 할당량 조정과 함께 저탄소 제품의 수요를 늘리는 정책이 병행될 때 비로소 ETS가 본래 기능을 발휘할 수 있다.


Korea's ETS: structural limitations and demand-side policy as the solution

한국 배출권거래제의 구조적 한계…수요정책이 해법


The Korean government and local authorities are pushing solar and wind expansion strategies in earnest to meet carbon-neutrality targets and grow renewable supply. **Agrivoltaics** — installing solar panels above farmland to combine agriculture and energy production — is drawing particular attention.

## The Potential of Agrivoltaics

Assuming 10% land use and 15% capacity factor, agrivoltaics could generate **more than 350 TWh/year**, enough to cover over half of national electricity demand.

Regional potential:
- **Gangwon, South & North Gyeongsang, South & North Jeolla, Jeju**: agrivoltaics alone could meet regional electricity demand
- **Gyeonggi, North Chungcheong, South Chungcheong**: combined with wind, could substantially raise energy self-sufficiency

## Challenges to Overcome

Several practical barriers exist:
- Restrictions on installation in agricultural promotion zones
- Complex permitting processes
- Concerns about reduced agricultural productivity
- Conflicts with residents

## Government Response

The government is reforming the system: designating farmers as project operators, focusing on lower-grade farmland, and tightening permitting and post-installation oversight.

Successful adoption requires cooperation among government, local authorities, farmers, and energy companies, alongside technical research and region-specific policy.



정부와 지방자치단체들이 탄소중립 목표 달성과 신재생에너지 확대를 위해 태양광·풍력 발전 전략을 본격적으로 추진하고 있다. 특히 **영농형 태양광**(농지 위에 태양광 패널을 설치해 농업과 에너지 생산을 동시에 하는 방식)이 주목받고 있다.

## 영농형 태양광의 가능성

영농형 태양광의 토지 이용률을 10%, 발전 이용률을 15%로 가정할 경우, **연간 350TWh 이상의 전력 생산이 가능**해 국가 전력 수요의 절반 이상을 충당할 수 있다.

지역별 잠재력:
- **강원, 경남, 경북, 전남, 전북, 제주**: 영농형 태양광만으로 지역 내 전력 수요 충족 가능
- **경기도, 충북, 충남**: 풍력 등과 병행 시 에너지 자립도 제고 가능

## 해결해야 할 과제

다만, 여러 실질적 장벽이 존재한다:
- 농업진흥지역 내 설치 제한
- 복잡한 인허가 절차
- 농업 생산성 저하 우려
- 주민 갈등

## 정부의 대응

정부는 농업인을 사업 주체로 지정하고, 비우량농지 중심 사업화, 인허가 및 사후관리 강화 등 제도 개선에 나서고 있다.

성공적인 정착을 위해서는 정부·지자체·농업인·에너지기업의 협력과 기술 연구, 지역 맞춤형 정책이 필요하다.


Balanced regional development and carbon neutrality: can agrivoltaics be the answer?

국토균형발전과 탄소중립, 영농형 태양광이 해법 될까


A global target to **triple renewable energy capacity by 2030** has been set, and Korea has joined. Yet under current plans, capacity is projected to grow only **2.2 to 2.4 times**.

## The Solar–Wind Gap

| Source | Performance |
|--------|-------------|
| Solar | Far exceeded forecasts |
| Wind | Only **10%** of forecasts |

The gap is particularly stark in offshore wind. Korea has world-class offshore wind potential, yet development has stalled.

## Korea's Offshore Wind Potential

- Diverse siting across the West, South, and East Seas
- World-class shipbuilding and offshore engineering capability
- Strong wind conditions
- Proximity to large electricity demand

## What's Holding It Back?

Reasons offshore wind has been slow:
- Complex permitting and long development timelines
- Conflicts with fishing rights
- Inadequate grid interconnection infrastructure
- Uncertain policy environment

## What's Needed to Hit the Triple Target

To meet the triple renewable expansion goal, the pace of offshore wind development must accelerate substantially. This requires removing institutional barriers, expanding grid investment, and reaching social consensus with the fishing community.



전 세계적으로 2030년까지 재생에너지 용량을 **3배로 확대**하겠다는 목표가 설정되었고, 한국도 이에 동참했다. 그러나 현행 계획상 **2.2~2.4배 증가에 그칠 전망**이다.

## 태양광 vs. 풍력의 격차

| 에너지원 | 실적 |
|---------|------|
| 태양광 | 전망치를 크게 상회 |
| 풍력 | 전망치의 **10%** 수준에 불과 |

이 격차는 특히 해상풍력에서 두드러진다. 한국은 세계 최고 수준의 해상풍력 잠재력을 보유하고 있음에도 불구하고 개발이 지지부진한 상황이다.

## 해상풍력의 잠재력

한국의 해상풍력 잠재력은:
- 서해, 남해, 동해 등 다양한 입지
- 세계적 수준의 조선·해양 엔지니어링 역량
- 강한 해풍 조건
- 대규모 전력 수요 인근 입지

## 걸림돌은 무엇인가?

해상풍력 개발이 더딘 이유:
- 복잡한 인허가 절차와 긴 개발 기간
- 어업권과의 갈등
- 계통 연계 인프라 부족
- 불확실한 정책 환경

## 3배 목표 달성을 위한 과제

재생에너지 3배 확대 목표를 달성하려면 해상풍력 개발 속도를 대폭 높여야 한다. 이를 위해서는 제도적 장벽 해소, 계통 투자 확대, 어업계와의 사회적 합의 도출이 필수적이다.


Korea's triple renewable energy target: what's the offshore wind potential?

한국 재생에너지 3배 확대, 해상풍력 잠재력은?


This report quantitatively evaluates how energy policy — particularly for power and hydrogen — shapes the transition cost and technology choice for Korea's petrochemical industry along the decarbonisation path.

## The Core Challenge of Process Transition

Because petrochemicals use fossil fuels **simultaneously as feedstock and heat source**, fuel-only switching has clear limits. Process-level technology shifts — including electric crackers and hydrogen-based processes — emerge as the central alternatives.

## Methodology

Targeting major Korean petrochemical complexes, we built a **Mixed-Integer Programming (MIP) model** incorporating carbon-budget constraints, technology readiness, and electricity/hydrogen price scenarios, and compared the costs of various transition pathways.

## Key Findings

Total transition cost is driven by **long-run cumulative energy purchase cost, not capital expenditure**:

- Rising electricity prices + hydrogen prices indexed to electricity → cost burden of hydrogen-based pathway expands sharply
- Stable electricity prices + renewable-based hydrogen supply decoupled from electricity → cost gap between electric cracker and hydrogen pathways is limited

Even under the same carbon budget and technology readiness, **energy policy design is the decisive factor** in the scale of transition cost and the technology-choice risk facing firms.

## Policy Recommendations

- Redesign petrochemical restructuring criteria to include carbon budget, infrastructure, and post-transition energy cost
- Integrate industrial and energy policy
- Develop a **place-based transition strategy** that bundles infrastructure deployment with industrial and labour transition at the level of petrochemical clusters



이 보고서는 국내 석유화학 산업을 대상으로 탈탄소 전환 과정에서 전력·수소 등 에너지 정책이 전환 비용과 기술 선택에 미치는 영향을 정량적으로 평가한 연구이다.

## 공정 전환의 핵심 과제

석유화학은 화석연료가 **원료와 열원으로 동시에 사용**되는 공정 특성상 단순 연료 전환만으로는 한계가 있으며, 전기 크래커·수소 기반 공정 등 공정 수준의 기술 전환이 핵심 대안으로 제시된다.

## 분석 방법론

국내 주요 석유화학단지 시설을 대상으로 탄소예산 제약, 기술 성숙도, 전력·수소 가격 시나리오를 반영한 **혼합정수계획(Mixed-Integer Programming) 모형**을 구축해 다양한 전환 경로의 비용을 비교·분석하였다.

## 핵심 발견

총 전환 비용은 **설비 투자비보다 장기간 누적되는 에너지 구매비용**에 의해 좌우된다:

- 전력가격 상승 + 수소가격의 전력 연동 → 수소 기반 경로의 비용 부담 급격히 확대
- 전력가격 안정 + 수소의 재생에너지 기반 독립 공급 → 전기 크래커와 수소 경로의 비용 차이 제한적

이에 따라 동일한 탄소예산과 기술 수준을 전제하더라도 **에너지 정책 설계가 전환 비용 규모와 기업의 기술 선택 위험을 결정**하는 핵심 요인임을 확인하였다.

## 정책 제언

- 석유화학 구조조정 기준을 탄소예산·인프라·전환 이후 에너지비용까지 포함하도록 재설계
- 산업정책과 에너지정책을 통합적으로 연계
- 석유화학 집적지 단위에서 인프라 구축과 산업·고용 전환을 포괄하는 **지역 기반 전환 전략** 마련


Mixed-integer optimisation model showing that energy prices—not capex—determine petrochemical decarbonisation costs.

혼합정수계획 모형을 통해 석유화학 탈탄소 전환의 총비용이 설비투자보다 에너지 구매비용에 의해 결정됨을 분석합니다.

Energy policy and petrochemical transition: cost is in energy, not construction

에너지 정책이 쥐고 있는 석유화학 전환의 리스크와 기회


Amid rapid changes in the international competitive environment, Korea's petrochemical industry faces a structural challenge. With deepening Chinese oversupply, the EU's tightening regulations, and aggressive transition policies in major economies all converging, this study explores response strategies for Korea.

## Global Trends

**China:** Deepening oversupply and expanding self-sufficiency, eroding Korea's export markets

**EU:** CBAM/ETS strengthening with potential extension to petrochemical products — analysis of carbon-border tariff impact on Korean industry

**Germany:** Introduction of CCfDs (Carbon Contracts for Difference) to drive long-term contract-based investment in process innovation — government absorbs the uncertainty in private investment

**Japan:** GX (Green Transformation) push — restructuring through large-scale investment and asset consolidation

## Korean Response Priorities

Drawing on these international cases, the priorities for Korea are:

1. **A Korean CCfD scheme** — long-term price stability for low-carbon process transition
2. **Carbon-footprint certification system** — meeting EU export requirements and capturing green premiums
3. **Restructuring package for commodity assets** — supporting an orderly exit of less-competitive facilities

## Implications

Even under the same carbon regulation and technology readiness, **energy policy design** decisively shapes both transition cost and technology-choice risk. Industrial and energy policies must be integrated, and a place-based transition strategy is needed at the level of petrochemical clusters — bundling infrastructure deployment with industrial and labour transition.



국제 경쟁환경의 급격한 변화 속에서 한국 석유화학 산업은 구조적 도전에 직면하고 있다. 중국발 공급과잉 심화, EU의 규제 강화, 해외 주요국의 적극적 전환 정책 등이 복합적으로 작용하는 상황에서 국내 산업의 대응 전략을 모색한다.

## 글로벌 동향

**중국:** 공급과잉 심화 및 시장 자급화 확대로 한국 수출 시장 잠식

**EU:** CBAM·ETS 강화, 석유화학 제품으로 확대 가능성 — 탄소국경세가 한국 산업에 미치는 파급 효과 분석

**독일:** CCfD(Carbon Contract for Difference) 도입, 장기 계약 기반 공정 혁신 투자 촉진 — 민간 투자 불확실성을 정부가 흡수하는 구조

**일본:** GX(Green Transformation) 추진, 대규모 투자와 설비 통합을 통한 구조조정 병행

## 한국 대응 과제

해외 사례를 바탕으로 한국의 핵심 과제:

1. **한국형 CCfD 도입** — 저탄소 공정 전환에 대한 장기적 가격 안정성 보장
2. **탄소발자국 인증체계 구축** — EU 수출 대응 및 그린 프리미엄 확보
3. **범용 설비 구조조정 패키지 마련** — 경쟁력 낮은 설비의 체계적 퇴출 지원

## 시사점

동일한 탄소 규제와 기술 수준을 전제하더라도, **에너지 정책 설계가 전환 비용 규모와 기업의 기술 선택 위험을 결정**하는 핵심 요인이다. 산업정책과 에너지정책을 통합적으로 연계하고, 석유화학 집적지 단위에서 인프라 구축과 산업·고용 전환을 포괄하는 지역 기반 전환 전략이 필요하다.


Policy lessons from Germany, Japan, and the EU for Korea's petrochemical sector decarbonisation.

독일, 일본, EU의 탈탄소 정책에서 국내 석유화학 산업이 배울 수 있는 정책적 시사점을 도출합니다.

Global decarbonisation policies: lessons for Korea's petrochemical industry

해외 주요국 탈탄소 정책의 국내 석유화학 산업 탈탄소 정책 시사점


Discussions of low-carbon transition in Korea's steel industry have centred largely on short-term burdens: rising upfront capital cost, employment adjustment, and regional economic contraction. In communities heavily dependent on steel — Pohang, Gwangyang — concerns about the negative side of transition persist. But these concerns derive less from transition itself than from the **structural risk that accumulates if transition is delayed or insufficient**.

## Why This Study

Quantitative analysis has been limited on how the **pace** of low-carbon transition affects national output, value added, and employment over the long term — and how the timing of transition shifts both the magnitude and trajectory of economic outcomes.

Steel is tightly linked to many downstream industries, so any analysis confined to a single sector or to short-term effects misses the net effect of transition.

## Methodology

Using **Input-Output (IO) analysis**, this study:
- Compares the socioeconomic impact of different steel-transition speeds on the national economy
- Quantifies the opportunity cost of delayed transition
- Analyses output, value-added, and employment effects across transition-speed scenarios

## Key Findings

The analysis shows that faster low-carbon transition in steel:
- Creates greater GDP and employment gains nationwide
- Provides long-run benefits to the regional economies of Pohang and Gwangyang
- Reframes delayed transition as an opportunity-cost increase, not a short-term cost saving

## Conclusion

The low-carbon transition of the steel industry is empirically shown to be not merely a **climate-policy cost but a new opportunity for national growth and job creation**. The study demonstrates that accelerating the transition is also the economically rational choice for government and industry.



그동안 철강산업의 저탄소 전환 논의는 초기 투자비용 증가, 고용 조정, 지역경제 위축 등 단기적 부담에 주로 초점이 맞춰져 왔으며, 특히 포항·광양 등 철강산업 의존도가 높은 지역에서는 전환 과정의 부정적 영향에 대한 우려가 지속되어 왔다. 하지만 이러한 우려는 전환 자체의 문제라기보다, **전환이 지연되거나 불충분하게 이루어질 경우 누적될 구조적 위험**에 더 크게 기인한다.

## 연구의 필요성

저탄소 전환 속도의 차이가 국가 경제 전반의 생산, 부가가치, 고용에 장기적으로 어떠한 영향을 미치는지, 그리고 전환 시점의 차이가 경제적 성과의 크기와 경로를 어떻게 달라지게 하는지에 대한 **정량적 분석**은 제한적이었다.

철강산업은 다수의 연관산업과 긴밀히 연결되어 있어, 개별 업종이나 단기 효과에 국한된 분석만으로는 전환의 순효과를 충분히 평가하기 어렵다.

## 분석 방법론

**산업연관분석(Input-Output Analysis)** 을 활용하여:
- 철강산업 저탄소 전환 속도 차이가 국가 경제 전반에 미치는 사회경제적 영향 비교
- 전환 지연이 초래할 기회비용을 구체적인 수치로 제시
- 다양한 전환 속도 시나리오별 생산, 부가가치, 고용 효과 분석

## 핵심 발견

분석 결과, 철강산업의 저탄소 전환은:
- **빠를수록** 국가 전체 GDP와 고용 창출에 긍정적
- 포항·광양 지역경제에도 장기적으로 유리
- 전환 지연은 단기 비용 절감이 아닌 장기 기회비용 증가로 이어짐

## 결론

철강산업의 저탄소 전환은 단순한 **기후정책적 비용이 아니라, 국가 경제 전반의 새로운 성장과 고용 창출 기회**로 기능할 수 있음을 실증적으로 확인하였다. 정부와 산업계가 전환 속도를 높이는 것이 경제적으로도 합리적인 선택임을 이 연구는 보여준다.


Input-output analysis showing that faster steel decarbonisation creates more GDP and jobs than delayed transition—reframing the low-carbon transition as an economic opportunity.

산업연관분석을 통해 철강 탈탄소화 속도가 빠를수록 GDP와 고용 창출 효과가 크다는 것을 보여줍니다.

Speed creates economic value: socioeconomic benefits of Korea's low-carbon steel transition

속도가 만드는 경제적 편익: 철강산업 저탄소 전환의 사회경제적 효과 분석


This study quantitatively analyses the effects of lowering minimum-generation capacity thresholds.

## Background

In April 2024, an "output floor for operation below minimum capacity" was introduced for must-run units in Jeju, lowering the threshold. However, the level remains higher than overseas recommendations (20–40%), and on the mainland the discussion has not yet seriously begun.

## Scope of Analysis

The study covers actual curtailment events in Jeju from September 2022 to March 2024, and analyses the effect had the April 2024 lower output floor been applied earlier.

## Key Findings

| Scenario | Curtailment reduction | Fuel cost savings |
|---------|----------------------|--------------------|
| April 2024 revised level | **17%** (5,800 MWh) | — |
| Floor lowered to 20% | **70%** (24,032 MWh) | **up to ₩4.5 billion** |

## Policy Implications

These results indicate that lowering the minimum-generation capacity threshold is a key policy tool that can **simultaneously reduce GHG emissions and cut costs**.

By contrast, the Jeju renewable energy bidding market introduced in June 2024 superficially reduced curtailment, but in reality merely converted forced curtailment into market-based selective non-dispatch. This is hard to interpret as genuine improvement in renewable integration.

## Policy Recommendations

1. Establish a **roadmap** to lower the minimum-generation capacity threshold step-by-step toward international recommendations (20–40%)
2. **Disclose** the basis of unit-level minimum-generation capacity calculations and the rationale for must-run designations, strengthening transparency and reasonable verification
3. Apply the Jeju measure equally to the mainland system, and continue further lowering of Jeju's minimum-generation capacity threshold

Market reforms alone cannot fundamentally resolve curtailment. Structurally lowering must-run levels and minimum-generation capacity is the most direct and cost-effective way to expand renewable integration, strengthen system flexibility, and accelerate the energy transition.



본 연구는 최소발전용량 하향 조정이 미치는 효과를 정량적으로 분석하는 것을 목적으로 한다.

## 배경

2024년 4월 제주 지역 필수운전 발전기에 '최소발전용량 이하 운전 시 출력하한치'가 도입되면서 하향 조정이 이루어졌으나, 그 수준은 여전히 해외 권고 수준(20~40%)에 비해 높고, 육지 계통에서는 논의가 본격화되지 못한 실정이다.

## 분석 대상

2022년 9월부터 2024년 3월까지 제주도의 실제 출력제어 시점을 대상으로, 2024년 4월 하향된 출력하한치가 조기에 적용되었을 경우의 효과를 분석하였다.

## 주요 분석 결과

| 시나리오 | 출력제어 감소 | 연료비 절감 |
|---------|------------|-----------|
| 2024년 4월 개정 수준 적용 | **17%** (5,800 MWh) | — |
| 출력하한치 20%까지 하향 | **70%** (24,032 MWh) | **최대 45억 원** |

## 정책 시사점

이러한 결과는 최소발전용량 하향 조정이 **온실가스 감축과 비용 절감을 동시에 달성**할 수 있는 핵심적 정책 수단임을 시사한다.

반면, 2024년 6월 도입된 제주 재생에너지 입찰시장은 표면적으로 출력제어를 줄였으나, 이는 강제적 출력제어가 시장 기반의 선택적 출력 배제로 전환된 것에 불과해, 실질적인 재생에너지 수용성 제고로 보기 어렵다.

## 정책 권고

1. 최소발전용량을 단계적으로 국제 권고 수준(20~40%)까지 인하하는 **로드맵 수립**
2. 발전기별 최소발전용량 산정 근거와 필수운전 발전기 지정 사유의 **공개 및 투명성 강화**
3. 제주 조치를 육지 계통에도 동일하게 적용하고, 제주도 추가 하향 지속

시장 제도 개선만으로는 출력제어 문제를 근본적으로 해결하기 어렵다. 필수운전과 최소발전용량 수준을 구조적으로 낮추는 것이야말로 재생에너지 수용성을 확대하고 에너지 전환을 효율적으로 달성하는 가장 직접적이고 비용 효율적인 방안이다.


Quantifying how lowering minimum generation capacity thresholds in Jeju could reduce renewable curtailment by up to 70% and save ₩4.5 billion in fuel costs.

최소발전용량 하향 조정이 제주에서 출력제어를 최대 70% 줄이고 연료비 45억 원을 절감할 수 있음을 정량 분석합니다.

Jeju curtailment: the benefits of lowering minimum generation capacity

제주 출력제어 사례로 본 최소발전용량 하향 조정의 편익


## Structural Issues in Current Power Policy

The present national power supply plan remains heavily focused on short-term supply stability, maintaining a fossil-fuel-centered, centralized generation structure. This structural bias makes it fundamentally impossible to comply with or respond to international decarbonization frameworks such as RE100 (Renewable Energy 100%) and CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism), and serves as a root cause of declining international competitiveness for Korean industries.

## Spatial Imbalance of Power Supply and Renewable Potential

Over 55% of Korea's total electricity demand is concentrated in the Seoul Metropolitan Area, while renewable energy potential is predominantly located in non-metropolitan regions such as Jeolla-do and Gyeongsang-do. This severe spatial mismatch has entrenched an inefficient system in which electricity generated in "high-potential but low-demand" regions must be transmitted long distances to "high-demand but low-potential" areas.

## Transformative Potential of Agrivoltaics

Agrivoltaics goes far beyond being a supplementary income source for farmers — it represents a strategic use of national land as a distributed baseload energy resource. Based on realistically available farmland, **more than 200 GW** of agrivoltaic capacity could be deployed nationwide, enough to supply over half of Korea's total electricity consumption as of 2024. Regional potential analysis shows that not only Jeolla-do and Gyeongsang-do but also Gyeonggi-do — close to major demand centers — possess substantial capacity, making agrivoltaics a key tool to mitigate regional supply-demand imbalances.

## Policy Recommendations

The primary constraint today arises from grid congestion caused by transmission overload. Therefore, instead of further transmission expansion, a fundamental shift toward distributed power systems that produce and consume electricity locally is urgently needed. Agrivoltaics can:

- Enhance regional energy self-sufficiency
- Alleviate grid bottlenecks
- Reposition agriculture as an active producer of power
- Serve as a strategic pillar enabling Korea to achieve both carbon neutrality and balanced national development simultaneously



## 현행 전력 정책의 구조적 문제

현재 국가 전력수급계획은 단기 공급 안정성에 과도하게 초점을 맞추면서 화석연료 중심의 중앙집중형 발전 구조를 유지하고 있다. 이러한 구조적 편향은 RE100(재생에너지 100%)이나 CBAM(탄소국경조정제도) 등 국제 탈탄소 체계에 부합·대응하는 것을 본질적으로 어렵게 만들며, 한국 산업의 국제 경쟁력 약화의 근원이 되고 있다.

## 전력 공급과 재생에너지 잠재력의 공간 불균형

한국 전체 전력 수요의 55% 이상이 수도권에 집중되어 있는 반면, 재생에너지 잠재력은 전라도·경상도 등 비수도권에 압도적으로 분포되어 있다. 이러한 심각한 공간 불일치는 "잠재력은 높지만 수요가 적은" 지역에서 생산된 전력을 "수요는 많지만 잠재력이 낮은" 지역으로 장거리 송전해야 하는 비효율적 시스템을 고착시켜 왔다.

## 영농형 태양광의 변혁적 잠재력

영농형 태양광은 농가의 부수입원을 넘어, 국토를 분산형 기저 전원 자원으로 활용하는 전략적 수단이다. 실질적으로 활용 가능한 농지를 기준으로 전국적으로 **200 GW 이상**의 영농형 태양광이 설치 가능하며, 이는 2024년 기준 한국 전체 전력 소비량의 절반 이상을 공급할 수 있는 규모다. 지역별 잠재력 분석 결과 전라도·경상도뿐 아니라 주요 수요지에 가까운 경기도도 상당한 용량을 보유하고 있어, 영농형 태양광이 지역 간 수급 불균형을 완화하는 핵심 수단이 될 수 있음을 보여준다.

## 정책 제언

오늘날의 가장 큰 제약은 송전 과부하로 인한 계통 혼잡이다. 따라서 송전망의 추가 확장 대신, 전력을 지역에서 생산·소비하는 분산형 전력시스템으로의 근본적 전환이 시급하다. 영농형 태양광은 다음을 가능하게 한다:

- 지역 에너지 자립도 강화
- 계통 병목 완화
- 농업을 능동적 전력 생산자로 재정의
- 한국이 탄소중립과 국토균형발전을 동시에 달성할 수 있는 전략적 축


Six site typologies across Jeolla and Gyeongsang. How co-locating solar with agriculture supplies distributed baseload while preserving farmland productivity.

전라·경상권 6개 입지 유형 분석. 농지 생산성을 유지하면서 분산형 기저 전원을 공급하는 영농형 태양광의 잠재력.

Agrivoltaic, the baseload for decarbonised distribution

영농형 태양광, 분산 탈탄소를 위한 기저 전원


Driven by global carbon-neutrality policy and the energy transition, demand for LNG (liquefied natural gas) is projected to drop sharply over the long term. Despite this, Korea continues to expand its LNG terminal capacity — already the world's third largest — with further additions still planned.

This report, motivated by the concern that this trend could lead to **stranded asset risk**, quantitatively analyses the utilisation decline and stranded asset scale across all currently operating and planned LNG terminals in Korea, under multiple demand scenarios.

## Key Research Areas

- LNG demand outlook and terminal utilisation by carbon-neutral scenario
- Quantification of stranded asset scale for operating and planned terminals
- Asset risk evaluation of additional LNG terminal expansion
- Derivation of policy recommendations



전 세계적인 탄소중립을 향한 정책과 에너지 전환 흐름에 따라 LNG(액화천연가스)의 수요는 장기적으로 급감할 것으로 전망된다. 하지만 국내외 가스 수요가 감소할 것으로 전망됨에도 불구하고, 한국은 세계 3위 수준의 LNG 터미널 용량을 유지하면서 추가 확장을 지속하고 있다.

본 보고서는 이 같은 흐름이 **좌초자산 위험**으로 이어질 수 있다는 문제의식을 바탕으로, 현재 운영 중이거나 계획 중인 국내 모든 LNG 터미널을 대상으로 수요 시나리오별 이용률 하락과 이에 따른 좌초자산 규모를 정량 분석하였다.

## 핵심 연구 내용

- 탄소중립 시나리오별 LNG 수요 전망 및 터미널 이용률 분석
- 운영 중 및 계획 중인 터미널의 좌초자산 규모 정량화
- 추가 LNG 터미널 확장에 따른 자산 리스크 평가
- 정책 권고사항 도출


Quantifying the asset risk in Korea's LNG terminal expansion against falling demand projections.

수요 감소 전망 대비 한국 LNG 터미널 확장의 자산 리스크를 정량화합니다.

Demand falls, capacity remains: Korea's LNG terminal stranded asset warning

수요는 감소, 설비는 그대로: 한국 LNG 터미널 좌초자산 경고


In 2025, the IMO approved mid-term measures that introduced a new **Net-Zero Framework** for international shipping, placing strong emphasis on absolute emissions reduction and carbon pricing. SFOC analyzed the economic implications of this policy shift across three scenarios, highlighting the need for targeted government intervention and a credible compensation mechanism to accelerate the early transition in the sector.

## Key Recommendations

This document outlines key recommendations for fuel transitions in achieving net-zero greenhouse gas (GHG) emissions in the international shipping sector by 2050, emphasizing cost-effective strategies and evidence-based policymaking:

1. **Financial support measures** to incentivize early consumption of e-fuels
2. **Internalizing the price of carbon** within the fuel price of conventional fuels
3. **Higher interim targets** to ensure the international shipping sector remains on track to reach net-zero emissions by 2050

## Methodology

A cost optimization model was employed to analyse maritime fuel consumption, fuel costs, and the shadow price of carbon in multiple scenarios. Comparative analysis of the results offers actionable insights to guide policy formulation and investment strategies critical to meeting the sector's decarbonization goals.

## Policy Implications

The IMO Net-Zero Framework marks a paradigm shift: shipping must now manage total greenhouse gas emissions, not merely energy efficiency. The dual-rate pricing system creates real financial incentives for early fuel transition, but targeted policy support is needed to avoid disproportionate cost burdens on developing nations and small operators.



2025년, IMO는 국제해운에 새로운 **넷제로 프레임워크**를 도입한 중기조치를 승인했다. 이는 절대 배출량 감축과 탄소가격에 강한 무게를 두는 제도다. SFOC는 이 정책 전환의 경제적 함의를 세 가지 시나리오에 걸쳐 분석하고, 부문 내 조기 전환을 가속화하기 위해 표적화된 정부 개입과 신뢰할 수 있는 보상 메커니즘이 필요함을 강조했다.

## 핵심 권고

본 문서는 국제해운 부문이 2050년까지 넷제로 온실가스(GHG) 배출에 도달하는 데 있어, 비용효율적 전략과 근거 기반 정책 결정을 강조한 연료 전환에 대한 핵심 권고를 담고 있다:

1. e-fuel의 조기 소비를 유도하는 **재정 지원 조치**
2. 기존 연료 가격에 탄소가격을 **내재화**
3. 국제해운이 2050년 넷제로 경로에 머물 수 있도록 하는 **상향된 중간 목표**

## 방법론

비용최적화 모델을 사용하여 다중 시나리오에서 해상 연료 소비, 연료비, 탄소의 잠재가격(shadow price)을 분석하였다. 결과의 비교 분석은 부문의 탈탄소 목표 달성에 핵심적인 정책 설계와 투자 전략에 실행 가능한 인사이트를 제공한다.

## 정책 시사점

IMO 넷제로 프레임워크는 패러다임 전환을 의미한다: 이제 해운은 단순한 에너지 효율이 아니라 온실가스 총배출량을 관리해야 한다. 이중가격 시스템은 조기 연료 전환을 위한 실질적 재정 인센티브를 만들어내지만, 개발도상국과 소규모 운영자에게 비례하지 않는 비용 부담이 가지 않도록 표적화된 정책 지원이 필요하다.


Modelling fuel choices and carbon costs under the IMO 2030 mid-term framework.

IMO 2030 중기조치 하에서의 연료 선택과 탄소비용을 모델링합니다.

IMO Net-Zero Framework: fuel cost and carbon pricing

IMO 넷제로 프레임워크: 연료비와 탄소가격


POSCO has pledged to reduce carbon emissions by 10% from its baseline by 2030. However, the extension of the lifespan and the suspected expansion of the **Gwangyang No. 2 blast furnace**, which began this year, could increase the required reductions to as much as **12.505 million tonnes**.

## Carbon Budget Analysis

According to scenarios examining the remaining carbon budget (allowable carbon emissions) for the Korean steel industry to meet the 1.5°C target, **four coal-based blast furnaces need to be shut down by 2030**. The Korean steel industry will risk depleting its carbon budget very soon if it fails to begin phasing out these facilities immediately.

The relining of the Gwangyang No. 2 blast furnace signals an intention to continue emitting huge volumes of carbon for at least another 15 years. This will clearly undermine not only Korea's national emissions reduction goals and its commitment to the internationally agreed-upon 1.5°C target, but also POSCO's own carbon-neutral roadmap.

In addition, the decision to reline the blast furnace risks exacerbating the global surplus of steel and hindering the efforts to meet the rising global demand for green steel.

## Recommendations for POSCO

Instead of investing in maintaining coal-based steelmaking, POSCO should prioritize transitioning to green steel. The company should also implement the following measures to demonstrate its commitment to decarbonization:

- Transparently disclose reduction alternatives and quantitative reduction plans for the period leading up to the commercialization of hydrogen-based direct reduction ironmaking (H2-DRI)
- Stop the ongoing relining of the Gwangyang No. 2 blast furnace, as it does not align with achieving the global 1.5°C target and carbon neutrality, and declare its immediate shutdown
- Incorporate a clear plan for the phased shutdown of all blast furnaces within the carbon neutrality roadmap



POSCO는 2030년까지 기준 배출량 대비 10% 감축을 공약하였다. 그러나 올해 시작된 **광양 제2고로**의 수명 연장 및 확장 의혹은 필요한 감축량을 최대 **1,250만 5천 톤**까지 확대시킬 수 있다.

## 탄소예산 분석

한국 철강산업이 1.5°C 목표를 달성하기 위해 잔여 탄소예산(허용 가능한 탄소배출량)을 검토한 시나리오 분석에 따르면, **2030년까지 4기의 석탄 기반 고로를 폐쇄**해야 한다. 한국 철강산업은 이러한 시설의 단계적 폐지를 즉시 시작하지 않으면 머지않아 탄소예산이 고갈될 위험이 있다.

광양 제2고로의 재라이닝(relining)은 향후 최소 15년 동안 막대한 양의 탄소를 계속 배출하겠다는 의도를 시사한다. 이는 한국의 국가 감축 목표와 국제적으로 합의된 1.5°C 목표 이행 의지뿐 아니라, POSCO 자신의 탄소중립 로드맵까지도 명백히 훼손한다.

또한 고로 재라이닝 결정은 글로벌 철강 공급과잉을 심화시키고, 증가하는 그린 스틸 수요에 부응하려는 노력을 저해할 위험이 있다.

## POSCO에 대한 권고

석탄 기반 제철 유지에 투자하는 대신, POSCO는 그린 스틸 전환을 우선해야 한다. 또한 탈탄소에 대한 의지를 입증하기 위해 다음 조치를 이행해야 한다:

- 수소환원제철(H2-DRI) 상용화 이전 시기까지의 감축 대안과 정량적 감축 계획을 투명하게 공개
- 광양 제2고로의 재라이닝은 글로벌 1.5°C 목표 및 탄소중립과 부합하지 않으므로 진행 중단 및 즉시 폐쇄 선언
- 모든 고로의 단계적 폐쇄 계획을 탄소중립 로드맵에 명확히 반영


Cost and emissions implications of life-extension vs. early retirement and DRI conversion.

수명 연장 대 조기 폐쇄 및 DRI 전환의 비용·배출 영향 분석.

Gwangyang Blast Furnace #2: extending life, delaying carbon neutrality

광양 2고로: 수명 연장과 탄소중립의 지연


## Key Findings

The analysis demonstrates that the system-level effectiveness of renewable energy depends more on **power system structure and institutional configuration** than on installed capacity alone. Rather than pursuing detailed unit-level or spatially resolved modeling, this study adopts a transparent, comparative system-level framework to isolate how different cross-border configurations shape costs, emissions, and surplus dynamics under a common structural baseline.

## Domestic Renewable Expansion

Across both Korea and Japan, a uniform tripling of domestic renewables primarily displaces LNG generation and leads to pronounced surplus conditions, particularly under solar-heavy expansion. By contrast, a wind-dominant expansion achieves more effective coal displacement due to wind's more temporally distributed generation profile. In Korea, however, the impact of domestic renewable expansion remains limited by structural rigidities associated with a nuclear-dominated and inflexible system.

## Interconnection Effects

Interconnection between Korea and Japan improves overall system efficiency by pooling demand and smoothing renewable variability, reducing surplus generation and marginal costs at the margin. However, interconnection alone does not induce a qualitative restructuring of the generation mix or cost structure, and its contribution remains incremental rather than transformational.

## The Energy Island Configuration

The energy island configuration produces a qualitatively different outcome by enabling the introduction of system-scale offshore wind as a new regional supply source. Under this configuration, large-scale coal displacement and deep emissions reductions become structurally feasible, alongside a shift toward persistent surplus conditions reflected in abundance-driven marginal cost signals.

## Limitations and Future Research

Key limitations — including restricted access to unit-level operational data, coarse spatial abstraction, and the absence of explicit market representations — are treated explicitly and used to motivate future research priorities. The findings underscore the need for improved generator-level data, higher-resolution regional demand information, and a shared, open power system data platform to support credible, scalable, and policy-relevant Asia-Pacific power system analysis.



## 핵심 발견

분석 결과, 재생에너지의 시스템 차원의 효과는 설비 용량 자체보다 **전력시스템 구조와 제도적 구성**에 더 크게 의존하는 것으로 나타났다. 본 연구는 상세한 발전기 단위 모델이나 공간 해상도 높은 모델 대신, 투명하고 비교 가능한 시스템 차원의 분석 틀을 채택해, 공통의 구조적 기준선 위에서 국가 간 연계 구성이 비용·배출·잉여 전력 동역학을 어떻게 형성하는지를 분리해서 살펴본다.

## 국내 재생에너지 확대

한국과 일본 모두에서 국내 재생에너지를 균등하게 3배 확대할 경우, 주로 LNG 발전을 대체하며 특히 태양광 중심 확대 시 두드러진 잉여 전력이 발생한다. 반면 풍력 중심 확대는 풍력의 시간적으로 분산된 발전 프로파일 덕분에 석탄 발전 대체에 보다 효과적이다. 한국의 경우 원전 중심의 경직된 시스템 구조 때문에 국내 재생에너지 확대 효과가 제한적이라는 한계가 있다.

## 연계 효과

한일 전력 연계는 수요 통합과 재생에너지 변동성 평탄화를 통해 전반적 시스템 효율을 높이고, 한계적으로 잉여 전력과 한계비용을 줄인다. 다만 연계 자체만으로는 발전 믹스나 비용 구조의 질적 재편을 유도하지 못하며, 그 기여는 점진적 수준에 머문다.

## 에너지 아일랜드 구성

에너지 아일랜드 구성은 시스템 규모의 해상풍력을 새로운 지역 공급원으로 도입함으로써 질적으로 다른 결과를 만들어낸다. 이 구성에서는 대규모 석탄 발전 대체와 깊은 수준의 배출 감축이 구조적으로 가능해지며, 풍부한 공급에서 비롯되는 한계비용 신호와 함께 지속적인 잉여 전력 상태로 전환된다.

## 한계와 향후 연구

발전기 단위 운영 데이터의 제약, 공간 해상도의 거친 추상화, 명시적 시장 표현 부재 등의 핵심 한계는 본 연구에서 명시적으로 다루었으며, 향후 연구의 우선순위로 활용되었다. 본 연구 결과는 발전기 단위 데이터의 개선, 더 높은 해상도의 지역 수요 정보, 그리고 공유·개방된 전력시스템 데이터 플랫폼이 신뢰할 수 있고 확장 가능하며 정책 관련성 높은 아시아·태평양 전력시스템 분석을 뒷받침하기 위해 필요함을 강조한다.


A reduced-order model comparing interconnection scenarios across KR–JP–CN.

한·일·중 연계 시나리오를 비교하는 축약 차수 모델.

Bridging East Asia: assessing system costs of an energy island

동아시아 연결: 에너지 아일랜드의 시스템 비용 평가


In 2025, at the 83rd MEPC, the IMO approved mid-term measures for shipping GHG reduction — the **IMO Net-Zero Framework**. This is not simply the addition of one more rule. It signals a paradigm shift away from "energy-efficiency-centric" regulation toward a regime built on **absolute GHG emissions reduction and carbon pricing**.

## The Core Structure of the Regulation

At the heart of the measures is a price-based regulatory regime that evaluates fuel emissions intensity using **GHG Fuel Intensity (GFI)** and applies differentiated carbon charges to emissions exceeding the standard.

When set GFI thresholds are exceeded, a dual-rate pricing system applies:
- **Tier 1** non-compliance band: USD 100/tCO₂eq levy
- **Tier 2** non-compliance band: an additional USD 380/tCO₂eq levy

Operators using fuels exceeding the carbon-reduction targets effectively buy fuel and emissions allowances at the same time.

## Analytical Scenarios

This brief analyses, under the mid-term measures, which fuel transition pathways could realistically emerge in the industry, using three scenarios:

1. **Non-compliance scenario** — current fuel mix maintained
2. **Baseline target scenario** — IMO baseline GFI targets met
3. **Stringent target scenario** — meeting more aggressive reduction targets

## Policy Implications

This brief does not make a technical judgement on "which fuel is best." Instead, it examines whether the mid-term measures can induce meaningful transition pathways and provides a basis for judging where policy intervention — rather than market choice — is required.

The findings suggest governments and industry should consider:
- Financial incentives to support fuel-transition costs
- Mechanisms to internalise carbon pricing in fuel prices
- Tightening of interim targets to accelerate transition



2025년, 국제해사기구(IMO)는 제83차 MEPC에서 해운부문 온실가스 감축을 위한 중기조치, 이른바 **'IMO 넷제로 프레임워크(IMO Net-zero Framework)'**를 승인했다. 이는 단순히 새로운 제도를 하나 추가한 것이 아니다. 기존 '에너지 효율 중심'의 규제 패러다임이 '온실가스 배출 총량 감축'과 '가격 부과'를 핵심으로 한 새로운 규율체계로 전환되었음을 의미한다.

## 제도의 핵심 구조

이번 조치의 핵심은 선박연료의 온실가스 집약도(GHG Fuel Intensity, GFI)를 기준으로 연료의 온실가스 배출 강도를 평가하고, 이를 초과하는 배출량에 탄소세를 차등 부과하는 가격 기반 규제체계가 도입되었다는 것이다.

설정된 GFI의 일정 기준을 초과할 경우, 이중 가격체계를 통해:
- **Tier 1** 미준수 구간: $100/tCO₂eq 부과금
- **Tier 2** 미준수 구간: 추가로 $380/tCO₂eq의 높은 수준 부과금

탄소 감축 목표를 초과하는 연료를 사용하는 선사는 실질적으로 연료를 구매하면서 동시에 배출권을 구매해야 하는 구조에 직면하게 된다.

## 분석 시나리오

본 보고서는 중기조치 하에서 실제 어떤 연료 전환 경로가 산업 내에서 발생할 수 있는지를 3가지 시나리오를 통해 분석한다:

1. **규제 미준수 시나리오** — 현행 연료 구성 유지
2. **기본목표 대응 시나리오** — IMO 기본 GFI 목표 준수
3. **강화목표 대응 시나리오** — 보다 공격적인 감축 목표 충족

## 정책 시사점

본 기고문은 "어떤 연료가 좋은가"라는 기술적 판단을 내리지 않는다. 대신, 중기조치가 유의미한 전환 경로를 유도할 수 있는지를 살펴보고, 시장 선택이 아닌 정책 개입이 어디까지 필요한지에 대한 판단 근거를 제시한다.

분석 결과는 정부와 산업계가 다음을 고려해야 함을 시사한다:
- 연료 전환 비용 지원을 위한 재정적 인센티브
- 탄소가격을 연료가격에 내재화하는 메커니즘
- 중간 목표의 상향 조정을 통한 전환 가속화


Three-scenario cost analysis of fuel transition pathways under the IMO Net-Zero Framework mid-term measures.

IMO 넷제로 프레임워크 중기조치 하에서 3가지 시나리오를 통해 연료 전환 비용과 경로를 분석합니다.

IMO mid-term measures: fuel transition strategy and cost

IMO 중기조치에 따른 연료 전환의 전략과 비용


The introduction of green hydrogen production support policies is a necessary condition for achieving national carbon neutrality goals, strengthening energy security, and enhancing industrial competitiveness. In the future, the competitiveness of foundational industries such as steel will depend on their ability to produce **low-carbon, high value-added products**.

## The Case for Domestic Green Hydrogen

Without strong support for low-carbon fuels such as green hydrogen and renewable energy, Korea's industrial structure risks remaining dependent on fossil fuels and may ultimately face obsolescence.

Expanding hydrogen-based steelmaking (Hydrogen-based Direct Reduced Iron — **H-DRI**) in Korea can accelerate the realisation of a hydrogen economy, not only reinforcing energy security but also contributing to job creation and regional economic development through new infrastructure investments.

## Cost Analysis: Domestic vs. Imported Hydrogen

Currently, the government plans to increase the domestic clean hydrogen self-sufficiency rate through imports of hydrogen produced abroad. However, it presents underestimated import price projections that do not accurately reflect the costs associated with the conversion and transportation of foreign-produced hydrogen.

If green hydrogen needed for hydrogen-based steelmaking is procured from abroad:
- Production cost per ton of steel will be **₩220,000 KRW higher in 2033**
- And **₩590,000 KRW higher in 2050** compared to using domestically produced green hydrogen

## Cost Offset Mechanisms

Even under optimistic projections for domestic green hydrogen price reductions, the additional cost of hydrogen-based steelmaking compared to the conventional blast furnace–basic oxygen furnace process is estimated to be around **₩300,000 KRW per ton of steel by 2050**. However, this cost can be partially or fully offset through:

- Falling PPA (Power Purchase Agreement) prices due to the expansion of renewable energy
- Introduction of policies supporting renewable energy production and procurement for electrolysis
- Expansion of the low-carbon steel product market



그린수소 생산 지원 정책의 도입은 국가 탄소중립 목표 달성, 에너지 안보 강화, 산업 경쟁력 제고를 위한 필요조건이다. 향후 철강과 같은 기간산업의 경쟁력은 **저탄소·고부가가치 제품**을 생산할 수 있는 능력에 달려 있다.

## 국내 그린수소가 필요한 이유

그린수소와 재생에너지 같은 저탄소 연료에 대한 강력한 지원이 없다면, 한국 산업구조는 화석연료 의존을 지속하다 결국 도태될 위험이 있다.

수소환원제철(H-DRI)을 국내에서 확대하면 수소경제의 실현을 앞당기고 에너지 안보를 강화할 뿐 아니라, 신규 인프라 투자에 따른 일자리 창출과 지역경제 발전에도 기여할 수 있다.

## 비용 분석: 국내산 vs. 수입 수소

현재 정부는 해외에서 생산된 수소의 수입을 통해 국내 청정수소 자급률을 높이는 계획을 제시하고 있다. 그러나 정부의 수입가 전망치는 해외 수소의 변환 및 운송 비용을 충분히 반영하지 못한 채 과소평가되어 있다.

수소환원제철에 필요한 그린수소를 해외에서 조달할 경우:
- 톤당 철강 생산비가 **2033년 22만 원 더 비쌈**
- **2050년에는 59만 원 더 비쌈** (국내산 그린수소 사용 대비)

## 비용 상쇄 메커니즘

국내 그린수소 가격 하락에 대한 낙관적 전망 하에서도 기존 고로-전로(BF-BOF) 공정 대비 수소환원제철의 추가 비용은 **2050년 톤당 약 30만 원** 수준으로 추정된다. 다만 이 비용은 다음을 통해 일부 또는 전부 상쇄될 수 있다:

- 재생에너지 확대에 따른 PPA(전력구매계약) 가격 하락
- 전해조용 재생에너지 생산·조달을 지원하는 정책 도입
- 저탄소 철강 제품 시장의 확대


Pathways and procurement structures to localise hydrogen DRI for Korean steelmakers.

국내 철강사를 위한 수소 DRI 현지화 경로와 조달 구조.

Hydrogen-based steel: green hydrogen procurement strategies for Korea

수소 기반 철강: 한국의 그린수소 조달 전략


Global semiconductor companies treat RE100 compliance and carbon neutrality as core competitiveness indicators. The Yongin Semiconductor Cluster is the critical infrastructure that will shape the future of Korea's semiconductor industry, and whether this cluster can run on renewable energy is directly tied to its international competitiveness.

## Strategic Significance of Renewable Procurement

As supply-chain pressure from RE100 global firms intensifies, transitioning the Yongin Semiconductor Cluster to renewables enables:
- **Faster RE100 compliance** — meeting commercial conditions of domestic and overseas customers
- **Carbon-tax / CBAM response** — preserving access to European markets
- **Energy cost stabilisation** — predictable electricity costs through long-term PPAs
- **Corporate reputation** — strengthened ESG management

## Scope of Analysis

This study analyses renewable procurement potential and optimal portfolios given Yongin's electricity demand profile and siting conditions. It compares cost and availability across solar, wind, and PPA pathways and proposes a realistic roadmap for RE100.

## Key Findings

- Current renewable expansion plans alone cannot meet the cluster's electricity demand
- Aggressive government supply expansion and institutional support are essential
- Offshore wind interconnection, corporate PPA activation, and REC system reforms are core levers
- Renewable-based operation reduces long-run energy costs and strengthens competitiveness

## Policy Recommendations

For Korea's semiconductor industry to grow sustainably, policy must reframe renewable energy as **core infrastructure for industrial competitiveness — not merely a substitute for fossil fuels**.



글로벌 반도체 기업들은 RE100 이행과 탄소중립을 핵심 경쟁력 지표로 삼고 있다. 용인반도체클러스터는 한국 반도체 산업의 미래를 좌우할 핵심 인프라이며, 이 클러스터가 재생에너지 기반으로 운영될 수 있는지 여부는 국제 경쟁력과 직결된다.

## 재생에너지 조달의 전략적 의미

RE100 가입 글로벌 기업들의 공급망 압력이 강화되는 가운데, 용인반도체클러스터의 재생에너지 전환은:
- **RE100 이행 가속화** — 국내외 고객사와의 거래 조건 충족
- **탄소세·CBAM 대응** — 유럽 시장 접근성 유지
- **에너지 비용 안정화** — 장기 PPA를 통한 예측 가능한 전력비 확보
- **기업 이미지 제고** — ESG 경영 강화

## 분석 내용

본 연구는 용인반도체클러스터의 전력 수요 특성과 입지 여건을 고려하여, 재생에너지 조달 가능성과 최적 포트폴리오를 분석한다. 태양광, 풍력, PPA 등 다양한 조달 경로의 비용·가용성을 비교하고, RE100 달성을 위한 현실적인 로드맵을 제시한다.

## 주요 발견

- 현재의 재생에너지 확대 계획만으로는 용인클러스터의 전력 수요를 충족하기 어려움
- 정부의 적극적인 재생에너지 공급 확대와 제도적 지원이 필수적
- 해상풍력 연계, 기업 PPA 활성화, 재생에너지 인증서(REC) 제도 개선이 핵심 수단
- 재생에너지 기반 운영은 장기적으로 에너지 비용을 절감하고 경쟁력을 강화

## 정책 제언

한국 반도체 산업의 지속가능한 성장을 위해서는 재생에너지를 화석연료의 대안이 아닌 **산업 경쟁력의 핵심 인프라**로 인식하는 정책 전환이 필요하다.


How the Yongin semiconductor cluster can meet RE100 targets and strengthen industrial competitiveness through renewable energy procurement.

용인반도체클러스터가 재생에너지 조달을 통해 RE100 목표를 달성하고 산업 경쟁력을 강화하는 방안을 분석합니다.

Yongin semiconductor cluster: boosting competitiveness with renewables

용인반도체클러스터 - 재생에너지로 경쟁력을 높이다


For international shipping to address the climate crisis, fragmented fuel-by-fuel transition or simply setting fossil-fuel phase-out dates is insufficient. The core of decarbonisation is **comprehensive policy design based on total greenhouse gas emissions**, through which structural transition can be induced.

## LNG Expansion and the Risk of Carbon Lock-in

When LNG spreads rapidly on economic grounds, the scenario corresponds to one in which IMO mitigation regulations are not complied with. This drives a fossil-to-fossil substitution and risks **structurally embedding carbon lock-in** in the shipping sector.

By contrast, when emissions regulation applies:
- LNG's role is suppressed
- Early transition to e-fuels and blue hydrogen occurs
- Whether LNG expands ultimately depends entirely on policy design

## Role and Limits of Biofuels

Biofuels can play a limited transitional role before e-fuels are adopted, but several constraints exist:
- Sustainability of feedstock
- Lifecycle emissions uncertainty
- Demand competition with other industries

Adopting biofuels as a long-term alternative without policy criteria and controls could undermine emissions targets. In shipping, biofuels should be confined to **a "time-bounded interim strategy"**.

## Key Conclusions

When absolute emissions regulation is paired with policy design, an e-fuel-centred substantive transition becomes feasible. This study confirms this through quantitative analysis of fuel transition pathways and emission outcomes across diverse policy combinations.

To enable Korean shipping and shipbuilding industries to establish strategic pathways for the carbon-neutral transition, this work:
- Responds to evolving international regulation such as the IMO's Greenhouse-gas Fuel Standard (GFS)
- Provides quantitative analysis and policy implications
- Strengthens the role of shipping in achieving the Paris Agreement 1.5°C goal



기후위기 대응을 위한 국제해운 부문의 탈탄소화는 단편적인 연료 유형별 전환이나 화석연료 퇴출 시점의 설정만으로는 충분하지 않다. 탈탄소화 과정의 핵심은 **온실가스 총배출량을 기준으로 한 종합적인 정책 설계**이며, 이를 통해 구조적인 전환이 유도되어야 한다.

## LNG 확산과 탄소 락인 위험

LNG가 경제성을 기반으로 빠르게 확산하는 경우는 IMO 감축 규제를 미준수하는 시나리오였으며, 이는 화석연료 간 전환을 야기해 해운 산업에서 **탄소 락인(Carbon Lock-in) 현상을 구조적으로 고착**할 위험이 있다.

반면, 배출 규제가 적용되는 경우:
- LNG의 역할은 억제
- e-연료 및 블루 수소 등으로 조기 전환
- 정책 설계가 LNG 확산 여부를 결정한다는 점이 확인됨

## 바이오 연료의 역할과 한계

바이오 연료는 e-연료 도입 이전 과도기적 수단으로 제한적 활용이 가능하나:
- 원료의 지속가능성 문제
- 전주기 배출 불확실성
- 다른 산업과의 수요 경쟁

이를 고려할 때, 정책적 기준 및 통제 없이 장기 대안으로 채택하는 것은 감축 목표 달성에 역행할 수 있다. 해운산업에서 과도기 연료로서 바이오 연료는 **'기한이 명시된 임시 전략'**으로 한정하여 활용할 필요가 있다.

## 핵심 결론

배출량 총량 규제가 병행될 때 e-연료 중심의 실질적 전환이 가능하다. 본 연구는 다양한 정책 조합 시나리오를 통해 연료 전환 경로와 온실가스 감축 효과를 정량적으로 분석한 결과, 이를 확인하였다.

국내 해운 및 조선산업이 탄소중립 전환을 위한 전략적 경로를 수립할 수 있도록:
- IMO 연료표준제도(GFS) 등 변동하는 국제 규제에 대응
- 정량적 분석과 정책 시사점 제공
- 파리협약 1.5도 달성에 기여하는 해운 부문의 역할 강화


Quantitative analysis of fuel transition pathways and how LNG expansion risks structural carbon lock-in in international shipping.

국제해운에서 LNG 확산이 어떻게 탄소 락인 현상을 구조적으로 고착시킬 위험이 있는지 정량 분석합니다.

Carbon lock-in: international shipping's decarbonisation delayed

탄소 락인(Carbon Lock-in), 국제해운 탈탄소는 지연 중


Methane is a greenhouse gas with about **80 times** the warming impact of carbon dioxide over the next 20 years. This means that the faster methane is reduced, the faster global warming can be slowed. To keep average temperature rise to 1.5°C above pre-industrial levels through 2050, methane reduction is among the most effective near-term levers available today.

## The Government's Roadmap

In late 2023, the Korean government announced a national methane roadmap, signalling its intention to join global methane reduction efforts. Its 2030 sectoral targets are:

| Sector | Reduction target |
|--------|-----------------|
| Waste | 49% |
| Agriculture & livestock | 34.2% |
| Energy | 22.7% |
| **Total** | **30%** |

## The Core Question

Does this roadmap adequately reflect the country's mid- to long-term carbon-neutrality goals? How well is it aligned with the 2050 carbon-neutrality scenario and the 2050 agri-food carbon-neutrality strategy that the government has already announced?

## Methodology

Using SSP-RCP scenarios, we examined whether the government's sector-by-sector 2030 methane targets — across waste, agriculture/livestock, and energy — are **mid- to long-term consistent through 2050**.

## Key Findings

- The current 2030 methane target may fall short of what is required to stay on a 1.5°C pathway
- Coherence among sectoral targets is weak
- Alignment with the 2050 carbon-neutrality scenario must be improved
- The energy-sector methane target, in particular, needs to be strengthened



메탄은 향후 20년간 이산화탄소보다 지구 온난화 효과가 약 **80배** 큰 온실가스이다. 이 말은 메탄을 빨리 줄이는 만큼, 지구온난화를 빠르게 막을 수 있다는 뜻이다. 현 시점에서 2050년까지 지구온도 평균 상승을 산업화 이전 대비 1.5℃로 제한하기 위해 메탄 감축은 가장 효과적인 방안 중 하나이다.

## 정부 로드맵 현황

우리 정부는 2023년 말 국가 메탄 로드맵을 발표하며 전세계적인 메탄 감축에 동참하고자 하는 뜻을 표명했다. 국가 메탄 로드맵의 2030년 목표:

| 부문 | 감축 목표 |
|------|-----------|
| 폐기물 | 49% |
| 농축산 | 34.2% |
| 에너지 | 22.7% |
| **합계** | **30%** |

## 핵심 질문

하지만 이 로드맵은 국가의 중장기 탄소중립 목표를 충분히 반영하고 있을까? 현재까지 정부가 발표한 2050 탄소중립 시나리오, 2050 농식품 탄소중립 추진전략 등과 얼마나 유기적으로 연계되어 설정되었을까?

## 분석 방법론

SSP-RCP 시나리오를 활용하여 2030년 30% 감축 목표를 맞추기 위한 정부의 폐기물, 농축산, 에너지 부문별 메탄 감축 목표가 **2050년까지 중장기적인 관점에서 타당한지**를 분석하였다.

## 주요 발견

- 현재의 2030 메탄 감축 목표는 1.5°C 경로 달성을 위한 요건에 미달할 가능성
- 부문별 목표 간 연계성 부족
- 2050 탄소중립 시나리오와의 정합성 개선 필요
- 특히 에너지 부문 메탄 감축 목표의 상향 조정 필요


Assessment of whether Korea's 30% methane reduction target by 2030 aligns with long-term carbon neutrality and 1.5°C pathways.

2030년 30% 메탄 감축 목표가 장기 탄소중립 및 1.5도 경로와 부합하는지를 평가합니다.

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