
Sanghyun, a modeller and scientist, seeks to view the world through the lens of quantitative models to discover pathways for economically viable and technically feasible decarbonisation, all while minimising human impact on nature. Loves winter and skiing just as much as reading novels.



상현은 모델러이자 과학자로서, 정량적 모델의 렌즈를 통해 세상을 바라보며 자연에 대한 인간의 영향을 최소화하면서도 경제적으로 타당하고 기술적으로 실현 가능한 탈탄소 경로를 찾고자 합니다. 겨울과 스키, 그리고 소설 읽기를 똑같이 좋아합니다.



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


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


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


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 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 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


## 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


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.

Sanghyun Hong

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