石油化学の大転換
③ 脱炭素の確実な代替案、「NCC電化」はどこまで進んだか

[비즈한국] 「大山（デサン）1号」プロジェクトの承認を機に、国内石油化学産業の本格的な構造調整が始まった。政府と業界は今回の構造調整で供給過剰問題を解消し、高付加価値・環境配慮型産業へと体質を改善する方針だ。しかし、カーボンニュートラルに向けた実質的な産業転換対策が不十分だという批判も出ている。構造調整が単なる生産量削減にとどまらず、真の「転換」につながるために何が必要かを探る。

石油化学産業は国家経済の中枢的な役割を担ってきたが、同時に国内製造業の中で二番目に多くの温室効果ガスを排出する代表的な業種でもある。2022年の統計によると、国内全体の温室効果ガス排出量のうち産業部門が約38%を占め、このうち石油化学の排出量は精油部門と合わせて国家全体の排出量の約10%に達する。特にナフサを分解してエチレン、プロピレンなどの基礎油分を生産するナフサ分解工程（Naphtha Cracking Center, NCC）は、石油化学全工程の排出量の中で圧倒的な割合を占めており、カーボンニュートラルの成否を分ける核心ターゲットとして浮上している。

NCC工程は、原油精製過程で得たナフサを800°C以上の超高温に加熱し、化学結合を断ち切る熱分解過程を経る。この過程で高温状態を維持するために膨大な量の化石燃料を燃焼させなければならず、これが大規模な温室効果ガスの排出につながる。NCC工程は現在、石油化学産業全体の炭素排出量の約70%を占めている。

NCC工程の燃料を転換しなければ、石油化学産業の2050年カーボンニュートラル達成は事実上不可能と言える。現在、ほとんどのNCC設備はメタンとLNGを主燃料として加熱炉を稼働させている。これを再生可能エネルギーベースの電力や無炭素燃料に置き換える技術的転換が重要となった。工程転換に失敗した場合、麗水（ヨス）、大山（デサン）、蔚山（ウルサン）などの主要石油化学拠点団地が、炭素規制により莫大な経済的損失を招く「座礁資産」へと転落するリスクが大きい。

グリーン水素より電化方式がより効率的

NCC設備の脱炭素に向けた核心技術経路は、大きく二つに絞られる。一つは加熱炉の燃料を既存の化石燃料からグリーン水素に置き換える「水素化」方式であり、もう一つは加熱炉自体を電気加熱方式に転換する「電化」方式である。

電化方式は、再生可能エネルギーで生産された電気を加熱炉の電熱線やプラズマなどを通じて直接熱エネルギーに変換し、ナフサを分解する。一方、水素化方式は再生可能エネルギーで水を分解して水素を得て（水電解）、その水素を再び燃やして熱を得るという多段階の過程を経る。この過程で発生するエネルギー変換損失のため、電化方式の方が水素化方式よりもエネルギー効率が約2.3倍高いと分析されている。

経済性分析の結果は、電化方式をより支持している。国内生産のグリーン水素を活用してNCC工程を水素化へ転換する際に発生する累積費用は、2050年までに約1488億ドル（約219兆ウォン）に達すると推計される一方、電化方式を選択した場合、その費用は約756億ドル（約112兆ウォン）と半分程度の水準にとどまる。

費用に大きな差がある理由は、グリーン水素の生産および輸送コストが高いからだ。現在の技術レベルにおいて、グリーン水素は電力よりも高価なエネルギー源であり、これを大量に貯蔵して輸送するインフラ構築にも天文学的なコストがかかる。したがって、直接電化は現在利用可能な脱炭素技術の中で最も現実的で経済的な代替案と評価される。

海外の先進企業は、すでにNCC電化技術の可能性を確認し、商用大規模実証設備を稼働させて先を行っている。ドイツのBASFは、サウジアラビアのSABIC、エンジニアリングパートナーのLindeと協力し、世界初の大型電気加熱式ナフサ分解実証設備を構築した。

ドイツのルートヴィヒスハーフェンに位置するこの設備は、2024年4月から本格稼働に入り、再生可能エネルギーを活用して850°C以上の超高温工程を安定的に維持する技術的検証を終えた。この実証施設は、1時間あたり6MW級の再生可能エネルギー電力を消費し、約4トンの炭化水素を処理する。

グローバル先進企業の迅速な動きは、韓国の石油化学産業に大きな圧力として作用している。韓国はLG化学051910などが2030年の商用化実証を目指して技術開発を進めているが、まだ小規模なパイロット段階にとどまっており、グローバルとの技術格差が生じている状況だ。

NCC電化実現の障害「メタンとコスト」

革新的な炭素削減効果があるにもかかわらず、NCC電化を現場に適用するためには解決すべき構造的、経済的な難題が多い。単に設備を交換するのではなく、石油化学工程全体のエネルギーおよび原料を再設計する複雑な問題だからだ。

最大の技術的課題の一つは、工程副産物であるメタンの処理だ。既存のNCC工程は、ナフサ分解過程で発生するメタンを外部販売することなく、工程内の加熱炉の燃料として直接再利用する完全な自家消費システムを構築していた。これは燃料費を削減し、副産物を効率的に処理する重要なメカニズムだった。

しかし、工程を電化すると、このメタンはもはや燃料として使用されず、大量の余剰副産物として残ってしまう。これを単に燃焼させて処理したり、大気に放出したりすれば、経済的に大きな損失であるだけでなく、炭素削減の意義も薄れる。そのため石油化学企業は、メタンを高付加価値な化学原料に転換したり、水素に変換したりする追加の工程を構築しようとしている。LG化学が推進する「副生メタンの水素転換」プロジェクトは、この問題を解決しようとするもので、メタンを高温水蒸気と反応させて水素に変えた後、それを再び活用するブルー水素体系を目指している。

もう一つの変数は「エネルギーコスト」だ。石油化学産業は、電気料金をコントロールするのが難しい構造的コストだと認識している。近年、産業用電気料金が急騰しており、カーボンニュートラル転換の意欲を挫く主要要因となっている。2022年から今年まで産業用電気料金は80.0ウォン/kWh以上上昇しており、大企業の場合、売上高に対する電気料金の割合が約74.7%も急増するなど、原価負担が深刻化している。石油化学工程は稼働を止めることができない24時間連続工程であるため、電気料金の上昇は製造原価の上昇に直結する。化石燃料であるLNGやメタンよりも電気が高くなる恐れがあれば、企業がわざわざ莫大な投資をしてまで電化へ転換する経済的な誘因が失われてしまう。

LG化学のチャン・ヨンヒ低炭素推進チーム長は「メタンの転換が重要だ」とし、「メタンを水素に転換する過程でもエネルギーが必要なため、ここでも電気代を考慮しなければならない」と述べた。

電気NCCが定着するためには、再生可能エネルギーの供給と電気料金が安定しなければならない。NCC電化工程はエチレン1トンの生産につき約5.0MWhの膨大な電力を消費するため、大規模な再生可能エネルギーの供給と、それを支える電力インフラの構築が必須だ。特に再生可能エネルギーの発電所と物理的に近接した供給網を確保し、直接電力を調達する環境を整える必要がある。

電気料金については、全羅南道、蔚山、大山などの主要石油化学団地が含まれる「分散エネルギー特化地域」制度を積極的に活用し、電力調達の付帯コストを下げることができる。特区内で分散エネルギー事業者と直接電力取引契約を結び、近距離需給に伴う網利用料金の減免や気候環境料金の免除特典を受ければ、コスト削減効果が期待できる。

NCC電化は初期投資費用が莫大であり、既存のNCCが副産物メタンを活用する効率の高い設備であるため、転換に伴うコストが大きい。政府の気候対応基金を通じたNCC電化実証支援が必要だという声が上がる理由はここにある。

プランイット（Planit）のパク・ジンス代表は「石油化学産業の始まりは自己資本比率が低く、国が資金を集中させた政策金融だった」とし、「この観点から、石油化学の脱炭素転換は企業が社会に対して責任を果たすこととしても見ることができる」と強調した。