전력거래소는 지난해 6월부터 시장원리에 기반을 둔 '전력시장 제도개선 제주 시범사업'을 운영해 왔다. 이 시범사업은 크게 실시간시장, 예비력시장 그리고 재생에너지 입찰제가 그 핵심이다. 실시간시장은 지금까지의 하루전시장을 하루전시장과 15분 단위 실시간시장의 이중시장으로 변경하는 것이다. 예비력시장은 계통유연성을 공급하는 피크자원에 대해 정당한 보조서비스 제공대가를 지급하는 형태로써 15분 단위의 예비력시장을 도입하여 예비력을 시장 상품화하여 실시간으로 거래한다. 재생에너지 입찰제는 재생에너지도 전력시장 입찰에 참여하여 발전량과 시장가격을 결정할 수 있도록 하고 중앙급전발전기와 동일한 급전지시 이행의무를 부여하고 이에 따른 보상을 지급하도록 한 것이다. 한 마디로 실시간 시장에 가까운 가격입찰제를 시행하고 재생에너지와 예비력에 가격을 붙여 발전자원을 효율적으로 활용하자는 것이 그 목적이다. 금년 5월 말까지의 시범사업 운영에 대한 중간평가는 꽤 긍정적이다. 재생에너지 입찰제에 참여하는 참여사업자 수가 17개 → 21개 → 23개로 늘어났고, 참여 설비용량도 403.8MW → 426.7MW → 548.0MW로 지속적으로 상승했다. 무엇보다도 시장가격은 미도입을 가정했을 때보다 하루전 SMP는 6.86%, 실시간 SMP는 8.09% 하락하였다. 그 이유로는 시범사업 도입 후 전력수요가 감소하고 태양광 이용률이 높아지는 봄·가을철의 경부하기 낮 시간대 및 주말에 음(-)의 SMP가 발생하였기 때문으로 추정된다. 무엇보다도 재생에너지의 중앙급전자원화를 실현할 수 있었고 강제적 출력제어가 97.7% 줄어들었다는 점이 돋보였다. 이에 더하여 시범사업 개시 후 중개사업자(VPP)가 증가하였고, 배전망 직접연계형 ESS 등 새로운 전력자원의 시장참여가 확대되었다는 것이 고무적이다. 지금까지 우리나라 전력시장은 비용평가 방식을 25년간 고집하고 있다. 사실 원가규제에 가까운 비용평가 시장은 매우 경직적이다. 모든 발전기의 연료를 일일이 비용을 검증하기 위하여 샘플을 취해 실험한 열량 수치를 확인해서 전력거래소에 보고해야 한다. 이에 따른 인력과 자원의 낭비와 복잡한 관료적 절차는 그나마 눈에 보이는 명시적인 비용이다. 눈에 안 보이는 암묵적 기회비용은 가격입찰을 시행했었다면 얻어질 수 있었던 편익이다. 연료비와는 무관하게 발전기 가동을 높이고 싶어도 무조건 비용평가 순으로 발전기를 가동해야 해서 발전사업자간 경쟁을 유도할 수도 없다. 일례로 껐다 켰다를 반복할 때 생기는 기동비용을 줄이고 발전기 수명을 늘리기 위해 돈을 적게 받고서라도 발전기를 연속으로 돌리는 것은 불가능하다. 값싼 연료를 대량으로 빨리 도입하기 위해 기존 연료를 급속히 소모하는 유연한 발전방식도 현 체제에서는 허용되지 않는다. 이러한 비용평가의 한계 때문에 시장원리에 가까운 가격입찰 방식으로 전력거래를 바꿔야 한다는 논의가 나온 지도 비용평가 시장의 역사만큼이나 오래되었다. 규제 당국은 요지부동이었다. 해외의 전력시장은 대부분 가격입찰 방식이라는 국제비교도 통하지 않았다. 한편, 제주도와 전남 등에서 인위적 출력제어가 빈번해지자 이 역시 강제로 하지 말고 재생에너지 입찰제도를 통해 효율적으로 줄일 수 있는지를 살펴보는 것도 이 시범사업의 목표였다. 가격입찰을 잘못 시행하면 발전사업자의 담합 등으로 오히려 전력 도매가격이 상승하여 전기요금 인상요인이 되지나 않을까 하는 걱정도 없지 않았다. 그러나 제주 시범사업의 운영결과는 실시간시장의 도입으로 실제 수급에 따른 실시간가격을 실현하고, 전력 도매가격을 낮추고, 강제적인 출력제어도 자발적 조정으로 대체하고, 예비력에 대한 정당한 댓가를 지불하고, 다양한 전력자원을 발굴하게 된 점이다. 자원을 제값에 팔고 사는 것이 어떤 총명한 독재자의 눈부신 지휘보다도 우월하다는 평범한 시장원리를 다시 확인할 수 있었다. 가격원리를 중시하는 전력시장 제도를 전국으로 확대해야 한다. 조성봉

한국이 2050년 탄소중립을 선언한 지 5년이 지났다. 그러나 산업 구조와 에너지 현실을 고려하면 선언에 그칠 위험이 크다. 철강, 시멘트, 석유화학 등 GDP와 수출을 지탱하는 핵심 산업은 동시에 탄소 다배출 업종이다. 재생에너지 잠재량은 제한적이어서 태양광과 풍력만으로는 25년 안에 산업 탈탄소화를 달성하기 어렵다. 이 격차를 메울 수 있는 현실적 수단이 탄소포집·활용·저장(CCUS)이다. 국제에너지기구(IEA)는 2050년 넷제로 시나리오에서 전 세계 감축량의 15%를 CCUS로 달성할 것으로 본다. 국내 연구들 역시 한국 산업 배출의 최소 30~40%는 CCUS 없이는 줄일 수 없다고 지적한다. CCUS는 단순한 땜질 기술이 아니다. 에너지 전환을 안정화하는 인프라이자, 한국 주력 산업을 연결하는 성장 가치사슬의 출발점이다. 천연가스 개질에 CCUS를 결합하면 블루수소를 안정적으로 공급할 수 있고, 포집된 CO₂와 재생에너지 기반 수소는 e-메탄올, e-암모니아, 합성연료로 전환된다. 이는 항공·해운·발전의 탈탄소 연료로 곧바로 활용 가능하다. 여수·울산·포항 같은 클러스터에서 CCUS–수소–합성연료–연료전지가 선순환 구조를 이루면 단순한 감축이 아니라 산업 체질 전환이 가능하다. 조선·해운업은 특히 주목해야 할 지점이다. 전 세계 조선 시장 점유율 40%를 가진 한국은 CCUS-수소-연료 체인에서 압도적 우위를 확보할 수 있다. 탄소 운반선(Carbon Carrier), 암모니아·메탄올 추진선, 그리고 이를 건조하는 조선업까지 하나의 시장을 형성하면 주력 산업의 재도약이 가능하다. 세계는 이미 속도를 내고 있다. 노르웨이는 북해 유전을 활용한 '롱십(Longship)' 프로젝트로 유럽의 탄소 허브를 선점했다. 미국은 인플레이션감축법(IRA)을 통해 포집 탄소 1톤당 최대 85달러 세액공제를 제공하며 매년 수십억 달러 투자를 끌어들이고 있다. 일본은 아시아 해상저장 거점을 확보하기 위해 싱가포르, 말레이시아와 협력을 강화하고 있다. 반면 한국은 저장소 탐사, 수송망, 제도 설계에서 여전히 걸음마 단계다. 기업들 역시 비용과 리스크 부담 때문에 대규모 투자를 주저한다. 특히 현재 탄소 포집·저장 비용은 톤당 7만~12만 원 수준인데, 배출권거래제(K-ETS) 가격은 1만원 미만이다. 이 괴리 탓에 PF 구조가 성립하지 않고, 민간 투자만으로는 사업 추진이 불가능하다. 이제 필요한 것은 명확하다. 첫째, 동해 가스전 등 해양저장소를 조속히 확보해 2030년까지 최소 1억 톤 저장 용량을 국가 차원에서 준비해야 한다. 둘째, 미국 IRA 수준의 세액공제·투자지원 메커니즘을 도입해야 한다. 그래야만 민간 자본이 본격적으로 참여할 수 있다. 셋째, CCUS를 환경정책이 아닌 조선·해운·수소를 아우르는 통합 산업 전략으로 격상해야 한다. 넷째, 일본·싱가포르와 함께 동북아 CCUS 수송·저장 네트워크 구축을 추진해야 한다. CCUS는 한국의 넷제로를 위한 보조 수단이 아니다. 그것은 산업 재편과 신성장을 열어갈 핵심 전략이다. 한국이 기후위기 대응과 산업경쟁력을 동시에 잡을 수 있는 마지막 골든타임이 바로 지금이다. 유상희

허은녕 서울대학교 에너지시스템공학부 교수/ 전 한국자원경제학회 회장/전 세계에너지경제학회(IAEE) 부회장 북극항로(NSR·Northern Sea Route)가 이번 새 정부 들어 에너지고속도로와 함께 에너지 분야의 주요 키워드로 떠올랐다. 북극항로는 북극해를 통과해 아시아(특히 동북아시아)와 유럽을 잇는 항로를 말한다. 우리나라가 속한 동북아시아를 중심으로 보면 미국/캐나다 위를 지나 유럽으로 가는 북서항로와 유라시아 대륙(주로 러시아) 북쪽을 지나 동쪽으로 베링 해협까지 가는 북동항로 등 2개로 나뉜다. 지난 문재인 정부 때 신북방정책의 추진을 위하여 러시아 위를 지나는 북동항로의 미래 가능성을 논의하였으며 여러 싱크탱크에서 그 가능성을 염두에 두고 러시아, 중국, 일본의 전문가를 초청하여 국제학술대회를 열기도 하였다. 이후 러시아-우크라이나 전쟁의 발발로 북동항로의 가능성이 낮아지자 잠잠해지던 북극항로 논의는 올해 초 트럼프 대통령이 캐나다 및 그린랜드에 대한 소유권 주장으로 북서항로에 관심을 보이면서 다시 수면 위로 올라왔다. 이재명 정부는 북극항로 사업을 국정기획위원회가 발표한 국정과제 리스트에 올리고 추진하고 있다. 사실 러시아와의 협력은 우리나라의 여러 정부에서 추진해 왔으며, 이때 에너지, 특히 LNG 운반선을 통한 천연가스 무역은 언제나 한-러 협력의 중심에 있어 왔다. 그러나 북극항로는 단순히 LNG뿐만 아니라 무역의 새로운 항로이기 때문에 관심을 받은 것이다. 우리나라가 특히 러시아 위를 지나는 북동항로에 주목한 것은 짧은 수송시간 및 크게 낮아질 물류비용 때문이다. 북극항로가 열리면 한국이 유럽과 동북아시아를 잇는 물류허브 기지로 부상한다는 기대감이 높았다. 2013년 5월 한국은 북극이사회 옵서버 자격을 취득한 직후 상업 운항 테스트를 시행하였다. 또한 국내 조선사들은 북극항로를 지날 수 있는 천연가스로 운항하는 쇄빙선을 만들고 LNG 운반선을 만들어 러시아에 수출하였다. 우리나라와 함께 북극이사회 옵서버가 된 중국은 다롄항을 북극항로의 허브로 만드는 것을 목표로 하고 있으며 역시 쇄빙선 및 LNG 운반선을 만들어 수출하고 있다. 일본은 홋카이도의 도마코마이항을 북극항로 중심 항구로 만들고자 하는 등 한․중․일 모두 북극항로 동북아 물류허브를 노리고 있다. 해양수산부 자료에 따르면 부산에서 네덜란드 로테르담까지의 해운 항로 중 현재 이용하고 있는 남방 항로(수에즈운하 통과)는 약 2만 2천 km인 반면 북극항로는 단 1만 5천 km밖에 되지 않는다. 즉, 기존 항로 보다 30% 이상의 해운물류 경쟁력이 강화되는 것이다. 북극항로가 관심을 받는 진짜 이유는 바로 지구온난화 때문이다. 북극의 얼음이 계속 녹아 2030년이면 북극항로를 최소 6개월 이상 사용할 수 있게 되기 때문이다. 북극항로를 통과하는 운송량은 해마다 늘어 COVID-19 직전에는 약 3,500만 톤까지 증가했다. 러시아는 2030년 해당 항로의 물동량이 1억 톤에 이를 것으로 전망하고 있으며 2035년까지 북극해 항로 구간에 액화천연가스 터미널과 석유/석탄 터미널 등을 건설한다고 한다. 한국, 중국, 일본 등 동북아시아 3국은 제조업이 중심인 비슷한 산업구조와 석탄 중심의 부존 에너지원을 가지고 있으며 무엇보다도 인구가 많아서 자체적인 에너지전환 노력만으로는 자국의 에너지 안보 확보는 물론 기후변화 협상을 위한 온실가스 감축이 쉽지 않다. 그러나 한․중․일과 러시아 및 몽골을 모두 아우르는 동북아시아 지역 간 협력체를 구성한다면 이야기가 매우 달라진다. 러시아와 몽골은 재생에너지 및 화석에너지 모두 풍부하여 한․중․일과 에너지 공급망을 연계한다면 이 지역의 에너지 안보 달성에 크게 이바지할 수 있다. 또한 러시아 시베리아지역은 인구가 적고 개발의 필요성이 높아 온실가스 감축 사업 가능성이 커서 기후변화협약 목표 달성에 크게 도움이 되어 우리나라는 물론 중국과 일본의 에너지 부문 고민거리를 일거에 해결할 기회가 될 수도 있다. 한국이 다시 한번 앞서갈 수 있는 새로운 수출 인프라의 건설이자 동시에 에너지 이슈를 일거에 해결할 방법으로 거의 유일하기에 다들 북극항로에 관심을 두고 있는 것이다. 새 정부를 맞아 여러 논의가 진행되고 있지만, 북극항로 정책은 에너지가 국제적이고 지정학적이고 사회적인 이슈임을, 우리나라는 여전히 90% 이상의 에너지와 전략 광물을 수입에 의존하는 나라임을 일깨워 주고 있다. 그런 측면에서 북국항로 정책 추진에 기대가 크다. 허은녕

전력 구매시장이 흔들리고 있다. 독점적 공급 구조에 길들여져 있던 기업들이 더 이상 안주하지 않고, 직접 거래라는 새로운 길을 모색하기 시작했다. LG화학이 여수공장에서 도매시장을 통해 전기를 사들였고, SK어드밴스드가 제도 첫 신청자가 되면서 포문을 열었다. 세아베스틸은 한화큐셀과 20년 계약을 맺어 장기 직거래의 신호를 보냈다. 한화솔루션이 뒤를 따를 기세이고, 코레일 같은 공기업까지 눈길을 주니, 변화는 산업 전반으로 번질 태세다. 이는 단순히 거래 방식의 변주가 아니라, 전력시장 개혁이 더 이상 미룰 수 없는 과제임을 웅변하는 장면이다. 지금 정부와 정치권의 시선은 여전히 '전기요금 인상 여부'라는 눈앞의 변수에만 매달려 있다. 그러나 요금은 어디까지나 결과일 뿐, 본질은 전력시장의 지배구조다. 독점 체제를 그대로 둔 채 요금만 억지로 눌러 놓는 방식은 손해 보는 집단과 이익을 챙기는 집단을 갈라치기 하는 단순한 제로섬 게임에 지나지 않는다. 이런 식으로는 지속 가능한 해법이 나올 수 없다. 이제는 일반 소비자의 차례다. 통신시장을 떠올려보자. 한때 KT의 독점이 굳건했던 통신산업은 이동통신 도입과 함께 SKT·KT·LG의 경쟁 구도로 재편됐다. 알뜰폰 사업자들이 우후죽순 뛰어들면서 소비자는 요금을 스스로 고를 권리를 손에 넣었다. 그 결과는 자명하다. 요금은 내려갔고, 서비스는 개선됐으며, 시장은 혁신의 길로 들어섰다. 전력시장도 예외일 수 없다. 변화는 이미 시작되었고, 소비자 선택권 확대라는 종착역을 향해 다가오고 있다. 한국의 통신도 애초에 국영 독점에서 출발했다. 1980년대까지만 해도 KT가 사실상 전 영역을 지배했지만, 1990년대 들어 국제 압력과 국내 규제 완화의 흐름이 맞물리면서 균열이 생겼다. 1991년 다콤, 1997년 온세텔레콤 같은 신생 사업자들이 등장하며 국제전화 시장에 경쟁이 열렸고, 이어 장거리와 시내전화까지 개방이 확산됐다. 독점이 무너지고 다층적 경쟁이 형성되는 과정을 거치며, 통신시장은 새로운 활력을 얻게 되었다. 물론 경쟁 사업자의 진입이 곧장 효율로 이어진 것은 아니었다. 1997년 개인휴대통신 사업자들이 출범하면서 이동통신 시장은 단숨에 다섯 개 업체가 뒤엉켜 경쟁하는 구조가 되었는데, 그 과정에서 기지국을 비롯한 인프라가 과도하게 증설되며 중복투자와 과잉투자 논란이 불거졌다. 고용 불안정 문제까지 뒤따르며 산업 전반이 흔들렸다. KT 역시 변화를 순순히 받아들이지 않았다. 1989년 민영화라는 길로 들어섰지만, 기존 지위를 지키려는 저항은 완강했고, 기득권을 지키려는 움직임은 곳곳에서 표출되었다. 그럼에도 한국 통신시장의 경쟁 체제는 이런 난관을 뚫고서야 비로소 뿌리를 내렸다. 전력시장 개방을 둘러싼 논의에서 늘 방어 논리로 제기되는 망 중복투자 문제, 기존 독점 사업자의 저항, 기술적·비용적 부담을 이미 통신산업은 고스란히 겪고 극복해낸 셈이다. 그 결과 소비자는 요금 선택권과 서비스 다양성이라는 실질적 혜택을 손에 넣었고, 산업은 경쟁을 통해 혁신으로 나아가는 길을 열었다. 특히 알뜰폰(MVNO: Mobile Virtual Network Operator) 제도는 통신시장의 진화를 잘 보여준다. MVNO는 자체 망을 보유하지 않고 기존 이동통신사의 망을 임대해 독자적인 요금제와 서비스를 설계해 제공한다. 막대한 망 투자 비용을 감당하지 않고도 서비스 혁신과 가격 경쟁을 촉진할 수 있었기에, 소비자는 SKT·KT·LGU+라는 3대 이동통신사의 망을 기반으로 하면서도 수십 개 알뜰폰 사업자가 내놓는 다양한 요금제 가운데 자유롭게 선택할 수 있게 되었다. 이는 소비자 권리를 확장하고 시장 효율성을 높인 대표적 성과였다. 전력망은 물리적으로 중복 구축이 불가능하다. 송전과 배전은 국가 차원에서 통합 운영할 수밖에 없고, 따라서 전형적인 자연독점 영역에 속한다. 그러나 이 송배전망을 토대로 공급과 판매 주체를 다양화한다면, 통신시장의 MVNO 구조와 유사한 경쟁 원리를 전력시장에도 도입할 수 있다. 이를 구현할 수 있는 방식은 크게 두 가지다. 첫째, 전력중개사업자(aggregator)다. 다수의 발전사업자와 신재생에너지 설비, 가정용 태양광이나 에너지저장장치(ESS) 같은 분산형 전원을 하나의 '가상발전소(VPP)'로 묶어 전력시장에서 거래하거나 소매시장에 공급하는 구조다. 개별 소규모 전원이 시장에 직접 참여하기 어렵다는 한계를 중개사업자가 대신 메워주는 것이다. 둘째, 소매사업자(retailer)다. 이들은 송배전망을 그대로 이용하면서 전력 도매시장에서 확보한 전력을 소비자에게 판매한다. 이 과정에서 친환경 인증 전력 상품, 시간대별 차등 요금제, 맞춤형 요금제 등 차별화된 서비스를 설계해 소비자 선택권을 확대한다. 즉, 송배전망은 공공적 독점으로 두되 누구에게나 공정하게 개방하고, 그 위에서 전력중개사업자와 소매사업자가 경쟁하는 구조를 설계하는 것이다. 그렇게 된다면 소비자는 지금처럼 한전만 상대하는 획일적 구조에서 벗어나, 통신시장에서 알뜰폰을 고르듯 자신에게 맞는 전력 공급자와 요금제를 고를 수 있다. 이는 시장의 효율성을 높이고 혁신적 서비스의 도입을 촉진할 뿐 아니라, 소비자와 공급자 모두에게 이익을 돌려주는 새로운 전력시장 질서를 열게 될 것이다. 전력시장 거버넌스를 개혁하지 않는 한, 요금 논란은 끝없이 반복될 것이다. 정부는 전기료 조정이라는 미봉책에 머물 것이 아니라, 전력시장에 아예 공을 넘겨 스스로 그 책임에서 벗어나야 한다. 그러면 소비자들도 더이상 '전기세'라며 인상 마다 정부를 탓할리도 없고, 원자재 가격 하락때는 전기료도 하락하는 난생 겪어보지도 못한 호사도 누릴 수 있지 않을까. 그것이야말로 에너지 위기와 요금 갈등을 동시에 풀어낼 수 있는 유일한 길이다. 유종민

김성우 김앤장 법률사무소 환경에너지연구소장/기후대응기금 운용심의위원 전세계 바다를 누비는 배가 배출하는 이산화탄소의 양은 무려 일년에 10억톤에 달한다. 이는 하늘을 누비는 비행기가 배출하는 이산화탄소의 양보다 많고, 한국이 배출하는 배출량의 약 1.5배에 달하는 엄청난 양이다. 그렇다면 한국을 떠나 미국으로 가면서 배출하는 이산화탄소는 한국의 책임일까? 미국의 책임일까? 아니면 선주나 화주의 책임일까? 국제 사회가 기후변화에 대응하기 위해 무엇을 해야 할지 정하는 기후변화협약(UNFCCC)의 부속 의정서(교토의정서)에 따르면, 국제 해운 및 항공 부문의 온실가스 배출은 타 부문과 달리 국제민간항공기구(ICAO, International Civil Aviation Organization)와 국제해사기구(IMO, International Maritime Organization)를 통해 별도로 제한 또는 감축을 추진하도록 규정하고 있다. 이는 해상 탄소배출량의 국가별 할당이 기술적, 정치적으로 복잡하기 때문이다. 또한, UN 산하의 기후변화에 관한 정부 간 협의체로서 배출량 산정방법을 가이드하는 IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)도 국제 해운 및 항공 연료로 인한 탄소배출량을 국가별 배출총량에서 제외하고 별도로 보고하도록 권고하고 있는 것도 같은 맥락이다. 이에 따라 국제 해운 부문에서는 IMO가 해상 탄소배출에 대한 규제 주체로서의 역할을 수행하게 되었으며, 이는 해운사들이 정해진 기한 내에 특정 목표를 달성하도록 기준을 강화하고 경제적 페널티를 부과하는 제도를 포함한다. 대표적으로, 2022년 국제해상환경보호협약(MARPOL, International Convention for the Prevention of Pollution from Ships) 부속서 VI 수정안이 발효됨에 따라, 에너지 효율 기존선 지수(EEXI, Energy Efficiency Existing Ship Index)와 탄소집약도 지수(CII, carbon intensity indicator)를 통해 기술적·운영적 효율 향상을 유도하는 제도의 도입을 꼽을 수 있다. 이는 출력제한/바람활용/프로펠러최적화 등을 통해 에너지효율 향상을 도모하거나, 속도최적화/생물부착관리/대체연료사용 등을 통해 탄소집약도 향상을 촉진하는 승인 및 등급 제도이다. 더욱이, 지난 4월 제83차 해양환경보호위원회(MEPC 83)에서 국제해운 탄소중립(Net Zero) 목표를 달성하기 위해 총톤수 5천톤 이상의 선박을 대상으로 선박연료온실가스집약도(GHG Fuel Intensity) 신설을 합의했을 뿐만 아니라 CII의 감축률 상향 등을 결정해, 규정 강화의 의지를 분명히 했다. 이로 인해 2028년부터는 충분한 감축이 되지 않으면 이산화탄소톤당 50만원이 넘는 개선금을(Remedial Unit) 지불해야 한다. 전세계에서 가장 비싼 유럽연합(EU)의 탄소배출권 가격이 약 톤당 10만원이고, 우리나라의 탄소배출권 가격은 약 톤당 1만원인 점을 고려하면 부담이 큰 금액이다. 글로벌 규제만 강화되는 것이 아니고 지역 규제도 강화된다. 유럽연합(EU)의 경우, 아예 EU내 항구간 이동은 물론이고 해외 항구와 EU 항구를 오가는 대형 선박에 대해서도 일정 배출량만큼 EU 배출권거래제의 배출권을 구입하도록 2024년부터 강제하고 있다. 또한, 올해부터 발효된 FuelEU Maritime Regulation에 의해 대형 선박이 EU항구에 들르는 경우, 온실가스집약도(GHG intensity)를 2020년 대비 2025년 2프로 감축으로 시작해 2050년 80프로까지 감축해야 한다. 해운사는 효율기술적용, 저탄소연료변경, 사업모델개선 등을 선택해 규제에 대응해야 한다. 해운업계의 탄소중립 달성위한 감축수단의 기여도는 암모니아(32%), 에너지효율(20%), 수소(14%), 바이오연료(12%) 등의 순이다. 다만, 비중이 높은 연료전환은 해운사가 독자적으로 대응하는 것에 한계가 있다. 특히, 대체 연료 수급의 경우, 해운업계의 친환경 연료 수요는 연간 4800만톤 규모인데 반해, 현재 전체 부문에 대한 공급량은 6300만톤 수준이고, 대체 수단이 더 부족한 항공업계의 수요에 밀릴 가능성도 있다. 중장기적으로 조선 및 정유업계와의 협력은 물론 정부의 지원도 필수적인 이유다. 그러나, 규제가 이미 시행되었고 강화가 임박했으니, 연료전환 노력과 더불어 다양한 기술을 활용한 효율성 제고 노력을 병행해야 한다. DNV 2024년 Maritime Forecast 보고서에 따르면, 운영 및 기술적 에너지 효율성 조치를 통해 2030년까지 연료 소비를 16%까지 줄일 수 있다고 한다. 이는 1억톤이 넘는 이산화탄소 배출 감축을 의미한다. 바야흐로 해상 탄소배출의 유료화가 본격적으로 시작되었다. 경제 불확실성 하에서 저가 경쟁과 시황 등락으로 경영난에 시달리는 해운업계는 비상이다. 하지만, 조선업계가 친환경 규제를 LNG선박 수주 등 경쟁력 강화에 역으로 활용했듯, 해운업계도 기술과 협력으로 오히려 비용을 절감하고 경쟁력을 강화할 부분은 없을지 면밀히 따져봐야 할 타이밍이다. 김성우