서 론

2025년 세계 에너지 시스템은 재생에너지 확대와 화석연료 의존이 동시에 진행되는 전환기의 특징을 보였다. 2025년 세계 총에너지공급(total energy supply, TES)은 처음으로 600 EJ를 초과하며 전년 대비 1.7% 증가하였다(Energy Institute, 2026). 재생에너지는 경기침체기가 아닌 해로는 처음으로 TES 증가의 최대 기여원이 되었고, 특히 태양광이 재생에너지 증가분의 대부분을 차지하였다. 그러나 화석연료 공급도 절대량 기준으로 증가하였고, 전체 TES에서 화석연료가 차지하는 비중은 여전히 86%에 달하였다. 그 결과 에너지 부문 CO₂ 배출량은 전년 대비 1.1% 증가한 358억 tCO₂로 집계되었으며, 에너지, 가스 플레어링, 메탄, 산업공정 배출을 포함한 총 배출량도 약 410억 tCO₂e(이산화탄소 환산톤)로 증가하였다. 이는 재생에너지 확대와 전기화가 빠르게 진행되고 있음에도 불구하고, 세계 에너지 수요 증가와 화석연료 기반 산업구조로 인해 온실가스 배출량이 아직 구조적 감소세에 진입하지 못했음을 보여준다.

이러한 추세에서 탄소포집·활용·저장(Carbon Capture, Utilization, and Storage, CCUS)은 전력, 철강, 시멘트, 정유·석유화학, 수소, 폐기물 처리 등 온실가스 감축이 어려운 산업부문의 CO₂ 배출을 줄이기 위한 핵심 기술로 논의되고 있다(Global CCS Institute, 2025). CCUS 중 탄소포집·저장(Carbon Capture and Storage, CCS)은 포집된 CO₂를 지중 또는 해저 지층에 장기 저장하는 기술이며, 탄소포집·활용(Carbon Capture and Utilization, CCU)은 포집된 CO₂를 화학제품, 광물화 제품, 연료, 건설재료 등으로 전환하는 기술이다(Fig. 1). 최근에는 바이오에너지 탄소포집·저장(Bioenergy with Carbon Capture and Storage, BECCS)과 직접공기포집·저장(Direct Air Carbon Capture and Storage, DACCS)처럼 대기 중 CO₂ 제거(Carbon Dioxide Removal, CDR)와 영구저장을 결합하는 기술도 탄소중립 및 네거티브 시나리오에서 중요하게 다루어지고 있다.

Fig. 1.

Schematic diagram of carbon capture, utilization, and storage (CCUS).

전 세계 CCUS 포집용량(capture capacity)은 운영, 건설, 계획 중인 프로젝트를 합산할 때 2020년 1억 8,010만 tCO₂/년에서 2025년 2억 5,890만 tCO₂/년으로 증가하며 2025년에만 전년 대비 25.4% 증가하였다(Energy Institute, 2026). 다만 이러한 증가는 현재 배출 규모와 탄소중립 시나리오에서 요구되는 감축 규모에 비하면 아직 제한적이다. 무엇보다 CCUS를 통한 탄소감축은 인프라, 모니터링·보고·검증(Monitoring, Reporting and Verification, MRV) 등 기술성뿐만 아니라 탄소회계·시장제도 등 경제성, 사회적 수용성이 함께 갖추어져야 실현 가능하다. 이러한 이유로 최근 CCUS 논의는 개별 요소 기술의 성능 개선을 넘어 포집–수송–저장·활용–검증–시장을 포괄하는 전주기 상용화 체계로 확장되고 있다.

본 총설은 CCUS가 전주기 상용화 단계로 접어드는 과정에서 제기되고 있는 기술적·제도적 쟁점을 검토한다. 특히 현재 상용화 논의가 구체화된 CCS 가치사슬을 주요 분석 대상으로 삼고, 2025년 이후 공개된 국제에너지기구 온실가스 기술협력프로그램(International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Technology Collaboration Programme, IEAGHG)의 기술보고서와 현장 사례를 분석하였다. IEAGHG 기술보고서는 포집, 수송, 저장, 활용, 비용, 정책·규제, 사회적 수용성 등 CCUS 전주기 이슈를 다루고 있어 최근 논의의 방향을 파악하는 데 유용하다. CCU의 경우 화학제품, 연료, 건설재료 등 다양한 활용 가능성을 갖지만 제품 수명, 재배출 가능성, 전과정평가, 시장 인증 기준 등에 따라 감축효과가 달라질 수 있다. 이에 본 총설에서 CCU는 CCUS 시장모델과 연계되는 범위에서 제한적으로 다룬다.

2장에서는 IEA 기술협력프로그램 체계와 IEAGHG의 역할을 소개하고, 3장에서는 포집·수송·저장을 중심으로 한 CCUS 전주기 상용화 동향을 정리한다. 이 과정에서 시장모델, 실효성 논쟁, 사회적 수용성 및 Brevik CCS 사례를 함께 검토하여 기술적 가능성이 실제 사업으로 구현되기 위해 요구되는 조건을 살펴본다. 4장에서는 이러한 국제적 논의를 한국의 CCUS 추진 방향과 연계하여 분석하고, 5장에서는 CCUS가 실질적인 기후에너지 솔루션으로 기능하기 위한 조건과 한국형 상용화 전략의 핵심 과제를 종합한다. 이를 통해 본 총설은 CCUS 전주기 상용화의 핵심 조건을 체계화하고, 한국의 CCUS 연구개발·실증·상용화 전략 수립에 필요한 시사점을 도출한다.

IEA 기술협력프로그램 체계와 CCUS 국제협력 플랫폼으로서의 IEAGHG

IEA 기술협력프로그램 개요

IEA 기술협력프로그램(Technology Collaboration Programme, TCP)은 에너지 기술의 연구개발, 실증, 상용화 촉진을 위해 운영되는 국제 협력체계이다. IEA TCP는 산·학·연·관 전문가가 참여하는 다자 협력 플랫폼으로, 현재 38개 TCP가 운영 중이다(IEA, 2026). 2026년 7월 기준 한국은 29개의 IEA TCP에 참여하고 있으며(Table 1), 한국에너지기술평가원(Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, KETEP)은 국제협력 과제를 통해 14개 TCP의 국내 활동전문가를 3년 주기로 모집·운영한다. 활동전문가들은 한국 대표로 각 TCP에 참여하여 기술·정책 정보를 확보하고 이를 국내 협의체 등을 통해 확산하는 역할을 수행한다. 각 TCP는 IEA 체계 아래 운영되나 기능적·법적으로 독립된 전문가 네트워크이므로 개별 TCP의 활동과 견해가 IEA 또는 회원국의 공식 입장을 의미하는 것은 아니다.

IEAGHG 개요

IEAGHG는 IEA의 TCP 체계 중 CCUS와 CDR을 전문적으로 다루는 국제협력 플랫폼이다. IEAGHG의 핵심 기능은 탄소감축 기술의 공정 개선, 비용 저감, 보급 장벽 해소를 위한 연구를 수행하고, 그 결과를 정부, 산업계, 국제기구가 활용할 수 있는 기술적 근거로 제공하는 데 있다. 2026년 기준 IEAGHG는 39개 회원으로 구성되어 있으며, 한국도 1997년부터 회원국으로 참여하고 있다(Fig. 2). 회원 대표로 구성된 집행위원회(Executive Committee, ExCo)는 연 2회 개최되며, 연구 방향, 예산, 기술보고서 주제, 국제협력 활동 등을 논의하는 의사결정기구이다. 2026년에는 상반기 ExCo가 5월 노르웨이 오슬로에서 개최되었고, 하반기 집행위원회는 10월 호주 퍼스에서 개최될 예정이다.

Fig. 2.

International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Technology Collaboration Programme’s (IEAGHG’s) member nations and organizations as of July 2026.

IEAGHG의 2025년 활동은 기술보고서 발간을 중심으로 기술검토, 인사이트 논문, 블로그, 웨비나, 대면 행사, 외부 학회 발표 등 다양한 지식 생산과 확산 활동으로 구성되었다(Table 2). 이 중 외부 전문가 검토를 거친 기술보고서는 IEAGHG의 핵심 산출물로 2025년에는 CO₂ 천부 이동 가능성, 폐기물 기반 저탄소 수소, (초)고철질암 내 CO₂ 광물화 저장, DACCS, CCUS/CDR 시장모델, CO₂ 유량계측, CO₂ 수송·저장 비용, CO₂ 수송·저장 가용성 등을 다루었다(Table 3). 이러한 주제 구성은 최근 CCUS 논의가 포집, 수송, 저장 등 요소 기술의 성능 개선을 넘어 저장 안전성, 수송·저장 인프라, 계측·검증, 비용, 시장제도, 탄소제거 등 상용화 조건 전반으로 확장되고 있음을 보여준다.

IEAGHG는 기술보고서 발간과 함께 국제 정책·규제 논의에 기술적 근거를 제공하는 역할도 수행한다. 2025년에는 유엔기후변화협약(United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) 회의에서 CCS 관련 과학기반 정보를 제공하고, 런던협약·런던의정서(London Convention and London Protocol) 회의에서는 해양 지중저장 허가, CO₂ 수출 개정안, 국경통과 CO₂ 수송·저장 관련 논의에 참여하였다. 또한 기후변화에 관한 정부간 협의체(Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC)의 CDR 및 CCS 산정 방법론 논의, 청정에너지장관회의 CCUS 이니셔티브, 국제표준화기구(International Organization for Standardization, ISO) TC265의 CCS 표준화 활동에도 관여하고 있다. 이러한 활동은 IEAGHG가 CCUS의 기술개발뿐 아니라 국제 규범, 표준, 회계, 장기책임, 국경통과 수송 논의에 기술적 근거를 공급하는 정책 지식 플랫폼으로 기능함을 보여준다.

IEAGHG는 국제회의, 주제별 전문가 네트워크, 워크숍, 교육 프로그램을 통해 CCUS 지식의 공유와 확산을 지원한다. 대표적으로 격년으로 개최되는 온실가스 제어기술 국제학술대회(Greenhouse Gas Control Technologies Conference, GHGT)와 연소후 포집 국제회의(Post-Combustion Capture Conference, PCCC)를 비롯해 비용, 리스크 관리, 모니터링 등 주제별 전문가 네트워크를 운영한다. 2025년에는 인공지능 기반 CCUS 워크숍, 국제 CCS 여름학교, 개도국 CCUS 센터 네트워크 출범 등 다양한 지식교류와 인력양성 활동을 함께 추진하였다.

CCUS 전주기 상용화 동향

CCUS 논의는 포집–수송–저장·활용–검증–시장 형성을 포괄하는 전주기 상용화 문제로 확장되고 있다. 본 장에서는 CCUS라는 포괄적 틀 안에서 현재 실증과 상용화가 가장 진전된 CCS 가치사슬, 즉 포집·수송·저장 부문을 중심으로 최근 동향을 정리한다. 포집 부문에서는 산업공정 배가스 특성, 대기오염물질 관리, 모듈형 설비 적용성이 중요해지고 있으며, 수송 부문에서는 비용, 유량계측, 시스템 가용성(availability), 국경통과 수송이 핵심 쟁점으로 부상하고 있다. 저장 부문에서는 저장소 신뢰성, 밀폐성, 폐쇄 후 책임 이전, 장기 모니터링이 강조되고 있다. 시장모델 측면에서는 포집·수송·저장 기술을 투자 가능한 사업구조로 전환하기 위한 소유구조, 수익창출 방식, 자본조달, 계약구조, 장기책임이 핵심 조건으로 부상하고 있다.

CO₂ 포집 동향: 포집효율에서 산업 적용성과 환경관리로

포집 부문의 최근 논의는 포집률 개선을 넘어 기존 산업공정에 포집설비를 어떻게 유기적으로 통합할 것인가로 이동하고 있다. 노르웨이 Brevik CCS처럼 기존 산업공정에 연소후 포집(post-combustion capture)을 추가 설치하면 CO₂ 배출은 감소하지만 기존 대기오염물질 배출 특성도 함께 변화한다. 배가스 전처리와 세정 과정에서 일부 황산화물, 질소산화물 등 오염물질은 감소할 수 있으나, 아민계 용매와 그 분해물질 등 새로운 배출물질이 관리 대상에 포함될 수 있다. 따라서 시멘트, 철강, 정유와 같은 산업부문 포집은 포집률뿐만 아니라 기존 대기오염 방지설비, 배가스 조성, 용매 선택, 배출허가 기준, 측정·관리 체계를 함께 고려해야 한다(IEAGHG, 2026a).

Fig. 3은 산업 배출원에 CO₂ 포집설비를 추가할 때 CO₂ 외 배출물질 관리가 왜 중요한지를 보여주는 개념도이다. 기존 산업공정은 이미 대기오염 방지설비를 통해 배출허가 기준을 충족해야 하며, 포집설비가 추가되면 포집공정 보호를 위한 전처리와 용매 관련 배출물질 관리가 새롭게 요구된다. 예를 들어 시멘트, 철강, 정유 부문은 각각 배가스 조성, 불순물 농도, 온도, 수분 함량이 다르므로 동일한 연소후 포집기술이라도 전처리 설계와 환경관리 방식이 달라질 수 있다. 즉, 포집량뿐만 아니라 포집 후 전체 배출 특성의 변화를 함께 평가해야 한다는 점에서 환경규제와 직접 연결된다.

Fig. 3.

Potential effects of post-combustion CO₂ capture on emissions from an industrial point source. Adapted and redrawn from IEAGHG (2026a).

상용화 속도를 높이기 위한 또 다른 흐름은 모듈형 포집(modular capture)이다. 표준형 모듈형 포집설비는 주요 장치와 배관, 계측·전기설비를 공장에서 제작한 뒤 현장에 운송·설치하는 방식으로 현장 공사기간과 품질 불확실성을 줄일 수 있다. 예를 들어 SLB Capturi(구 Aker Carbon Capture)는 Just Catch™ 제품군에서 4만, 10만, 40만 tCO₂/년급 규모의 모듈형 설비를 제시하고 있으며, Carbon Clean의 CycloneCC™는 약 2.5만–28만 tCO₂/년 범위의 모듈형 설비를 제시한다. 이러한 모듈형 접근은 표준화된 설비 단위를 반복 적용하거나 병렬 배치함으로써 처리용량을 확대하는 방식으로 발전하고 있다(IEAGHG, 2026f). 다만 표준 모듈의 공급가격은 전체 투자비를 의미하지 않는다. 유틸리티 공급, 현장 설치, 기존 설비와의 연결, 모듈 외 부대설비 구축 비용이 추가로 발생하기 때문이다. 따라서 모듈형 포집설비의 경제성은 모듈 단가가 아니라 총설치비와 전체 가치사슬 비용을 기준으로 평가해야 한다.

CO₂ 수송 동향: 비용·계량·가용성과 국경통과 수송

CO₂ 수송·저장 인프라는 CCUS 상용화의 핵심 병목 중 하나이다. 포집설비가 확보되더라도 CO₂를 안정적으로 수송·저장할 수 있는 인프라가 뒷받침되지 않으면 포집된 CO₂는 실제 감축성과로 이어지기 어렵다. 수송·저장 비용은 거리, 수송방식(파이프라인, 선박, 차량 등), 저장소 유형, 주입정 수, 인프라 이용률, 금융비용에 따라 크게 달라진다. 공개된 주요 프로젝트의 수송·저장 비용은 약 £15/tCO₂에서 £90/tCO₂ 이상까지 넓게 분포하며, 금융비용은 전체 수송·저장 비용에 20–30% 수준의 추가 부담을 줄 수 있다(IEAGHG, 2025d). 따라서 수송·저장 비용을 비교할 때에는 단순 단가뿐 아니라 처리용량, 인프라 이용률, 저장소 유형, 수송방식, 가격 기준연도 및 비용 산정범위를 함께 검토해야 한다.

Table 4는 공개자료에서 확인 가능한 주요 CO₂ 수송·저장 프로젝트의 비용 수준과 범위를 보여주며, 수송·저장 비용을 단일 대표값으로 설명하기 어렵다는 점을 확인할 수 있다. 동일한 파이프라인 기반 시스템이라도 이용률이 높아질수록 단가는 크게 낮아질 수 있다. 예를 들어 영국 HyNet은 100만 tCO₂ 규모에서는 £38.5/t 수준이지만, 1,000만 tCO₂ 규모에서는 £10.0/t까지 낮아지는 것으로 제시된다. 반면 선박 기반 액화 CO₂ 수송은 저장소 접근성과 초기 유연성 측면에서 장점이 있으나, 액화, 중간저장, 선박운항, 허브터미널 비용이 추가된다. 따라서 내륙 산업 배출원, 항만, 국내 저장소, 해외 저장소를 동시에 고려할 경우, 파이프라인과 선박수송을 경쟁관계가 아니라 단계별·지역별 보완수단으로 검토할 필요가 있다. 다만 프로젝트별 자료는 인프라 이용률, 가격 기준연도, 금융조건, 비용 산정범위 및 예비비 반영 여부를 동일한 기준으로 제시하지 않으며, 일부 정보는 기업의 상업적 기밀로 공개되지 않는다. 따라서 표의 단가는 프로젝트 간 비용 우열을 직접 판단하기 위한 값이라기보다, 사업 규모와 수송·저장 방식에 따른 비용의 변동 범위를 파악하기 위한 자료로 해석하여야 한다.

수송·저장 가치사슬에서 CO₂ 감축량을 정확히 산정하는 계량(metering)은 상업성과 규제 신뢰성을 좌우하는 핵심 요소이다. CO₂ 유량계측은 거래, 과세, 감축실적 산정, 국제협정 이행, 저장량 검증에 필요하다. 코리올리스(Coriolis), 차압식, 터빈, 초음파 유량계 등은 CO₂ 및 CO₂ 고농도 혼합유체(CO₂-rich mixture)를 대상으로 성능평가가 이루어지고 있다. 그러나 실제 산업 규모의 압력·온도·유량 조건을 재현해 액체상 또는 고밀도상(dense phase) CO₂ 유량계를 측정표준에 소급 가능한 방식으로 교정할 수 있는 설비는 아직 제한적이다. 통제된 실험 조건에서는 직접 질량유량 측정의 상대 측정불확도(relative measurement uncertainty)가 기체상에서 ±0.25%, 고밀도상에서 ±0.35% 수준까지 제시된다. 그러나 실제 프로젝트에서는 CO₂ 조성, 압력·온도, 유동상태, 계량 방식, 교정 기준의 정확도에 따라 측정불확도가 더 커질 수 있다(IEAGHG, 2025b).

Fig. 4는 포집 이후 CO₂가 압축, 액화, 선박 또는 파이프라인 수송, 중간저장, 주입정으로 이동하는 과정에서 계량과 조성분석이 필요한 지점을 보여준다. 이 과정에서 CO₂는 압력, 온도, 상, 불순물 조성이 계속 달라질 수 있다. 현장 계량기는 CO₂ 고농도 유체의 전체 질량유량을 측정하지만, 감축실적으로 인정받기 위해서는 순 CO₂ 저장량을 산정해야 한다. 따라서 총 질량유량 측정과 CO₂ 조성분석이 결합되어야 하며, 기체크로마토그래피, 적외선 분석, 질량분석 등 조성분석 방법과 기준물질 확보가 중요하다(IEAGHG, 2025b).

Fig. 4.

Carbon capture and storage (CCS) value chain showing post-capture measurement nodes, changes in stream composition, and typical CO₂ transport conditions. Modified from Arellano et al. (2024) and IEAGHG (2025b).

수송·저장 시스템의 가용성도 상용화 단계에서 중요한 변수이다. 수송·저장 시스템이 정지되면 포집설비는 CO₂를 대기 방출하거나 제품 생산을 줄여야 할 수 있으며, 이는 배출권 비용, 탄소세, 저탄소 제품 인증, 공공지원 조건, 계약 이행에 직접 영향을 미친다. 네덜란드 Porthos는 계획·비계획 정지를 고려한 수송·저장 시스템 가용성 목표를 90–95%로 설정하고 있으며, Aramis와 연계된 L4a 해상 저장 프로젝트는 안정화 이후 저장시스템 설계 목표를 97%로 설정하였다(IEAGHG, 2025c). 따라서 수송·저장 네트워크의 가용성은 단순한 설비 신뢰성 문제가 아니라, 배출원의 생산연속성, 포집설비 운전전략, 계약상 책임배분과 연결되는 상용화 조건으로 이해해야 한다.

국경통과 CO₂ 수송은 향후 수송·저장 시장의 중요한 제도적 쟁점이다. 런던의정서 체계에서는 해저 지중저장을 목적으로 CO₂를 수출·수입할 경우 양자 또는 다자 협정이 요구된다. 덴마크와 벨기에는 2022년 런던의정서 제6.2조에 근거한 세계 최초의 양자 합의문(arrangement)을 체결하였고, 2023년 벨기에에서 포집된 CO₂가 덴마크 대륙붕에 주입되면서 국경통과 해상 CO₂ 저장 사례가 구현되었다(IEAGHG, 2026e). 이는 CO₂ 수송이 기술 인프라 문제뿐 아니라 국가 간 회계, 소유권, 장기책임, 저장량 검증, 모니터링 자료 공유, 법적 책임배분과 연결된 제도적 문제임을 보여준다.

CO₂ 저장 동향: 저장용량에서 성능입증과 책임 이전으로

최근 CO₂ 저장 분야의 논의는 충분한 저장용량(storage capacity)을 확보할 수 있는가를 넘어, 저장소가 실제 주입 과정에서 예측한 압력 및 플룸(plume) 거동을 보이는지, 장기간 밀폐성을 유지할 수 있는지, 어떤 모니터링 근거를 바탕으로 저장소 폐쇄와 책임 이전을 판단할 것인지로 확장되고 있다. 따라서 저장소 평가는 저장용량뿐만 아니라 주입성(injectivity), 부합성(conformance), 밀폐성(containment), 장기 모니터링, 폐쇄 후 관리(post-closure stewardship)를 함께 고려해야 한다. 즉, 최근의 저장 논의는 이론적 저장공간의 존재 여부를 확인하는 단계에서, 해당 저장소를 상업적 저장 프로젝트로 개발·운영·검증할 수 있는가를 평가하는 단계로 이동하고 있다.

저장소 선정과 지질학적 특성화가 충분히 이루어진 경우, 주입된 CO₂는 장기간 지중에 안정적으로 머물 가능성이 높다. 북해 저장소를 대상으로 한 누출 시나리오 분석에서는 50년 동안 총 1억 tCO₂를 저장하는 가상사례에서 누출 시나리오 10종류를 고려할 때, 주입량의 99.99%가 최소 500년 동안 저장소에 잔류할 것으로 나타났다(IEAGHG, 2025g). 또한 영국 대륙붕의 저장소 특성을 반영한 누출확률 모델링에서는 고갈 유·가스전(depleted oil and gas reservoir) 저장소와 완전 또는 부분 폐쇄형 염수층(aquifer) 저장소를 각각 1억 2,500만 tCO₂ 규모로 설정하고, 25년 주입과 100년 주입 후 모니터링 조건에서 누출 가능성을 평가하였다. 그 결과 두 저장소 유형 모두에서 주입 CO₂의 99.9% 이상이 저장소 내에 잔류할 것으로 분석되었다(Daniels et al., 2023; IEAGHG, 2025g). 여기서 저장소는 CO₂가 직접 주입되는 저장층(reservoir), 이를 밀폐하는 덮개암(cap rock), 주변 지질구조를 포함한다.

그럼에도 불구하고 폐공, 단층, 가스 침니(gas chimney), 덮개암 손상 등 잠재적 이동 경로를 파악해야 한다. 잠재적 이동 경로의 존재 여부를 확인하는 데 그치지 않고, 현장 조건에서 우세한 경로가 무엇인지와 이를 어떤 관측기술 및 지표로 조기에 탐지할 수 있는지를 규명해야 한다. CO₂가 천부 대수층, 토양, 지표수, 해양 또는 대기로 이동할 경우 국지적 환경·건강 영향이 발생할 수 있기 때문에, 저장소 선정 단계부터 기존 유정 조사, 지질구조 해석, 기저상태 조사, 모니터링 계획 및 완화전략이 함께 수립되어야 한다. 예를 들어 압력 모니터링, 3차원·4차원 탄성파 탐사, 미소지진 관측, 유정 무결성 평가, 지하수 지구화학 분석, 토양가스 플럭스 측정, 해저 pH/pCO₂ 및 기포탐지 등이 저장소 유형과 예상 이동경로에 따라 조합될 수 있다.

저장소의 부합성과 밀폐성은 주입 전 예측 단계, 주입 중 검증 단계, 주입 종료 후 안정화 단계에서 지속적으로 재평가되어야 한다. 주입 이전의 저장소 모델은 제한된 지질자료와 시뮬레이션에 기반한 예측이지만, 주입이 시작되면 압력 변화, CO₂ 플룸 이동, 지구물리·지화학 모니터링 자료가 축적되면서 예측 모델과 실제 거동을 비교할 수 있다. 이 과정에서 불확실성이 감소할 수 있으며, 반대로 초기 모델에서 충분히 반영되지 않았던 위험요인이 새롭게 확인될 수도 있다. 부합성·밀폐성 위험의 시간적 변화 분석에서는 경사진 개방형 염수층, 수평 개방형 염수층, 돔형 폐쇄 구조 염수층 등 대표적인 세 가지 저장층 유형을 바탕으로 19개 모사 사례를 구성하고, 20년 주입 이후 최대 7,500년까지의 장기 거동을 검토하였다(IEAGHG, 2026d). 분석 조건에는 200 m 두께의 저장층과 100만 tCO₂/년 및 400만 tCO₂/년의 CO₂ 주입률을 적용하였으며, 400만 tCO₂/년 주입 시나리오에서는 4개 주입정을 가정하여 주입정당 최대 100만 tCO₂/년을 적용하였다. 이러한 장기 거동 분석은 저장소 폐쇄와 책임 이전이 단순한 시간 경과가 아니라 실제 모니터링 자료와 저장소별 성능기준에 기반해 판단되어야 함을 보여준다.

Fig. 5는 저장소 유형에 따라 저장용량, CO₂ 플룸 이동성, 저장 안정성, 모니터링 필요성이 서로 다르게 나타남을 보여준다. 양질의 고갈 유·가스전은 대체로 1,000만에서 1억 tCO₂ 규모의 중형급 저장용량을 제공할 수 있으며, 기존 구조적 폐쇄성과 지질자료를 활용할 수 있다는 장점이 있다. 이 경우 CO₂ 이동 범위가 비교적 제한적이므로 플룸이 기존 유체 접촉면 또는 폐쇄 구조 내에 머무르는지를 확인하는 것이 핵심이다. 반면 광역 개방형 염수층은 1억 tCO₂ 이상의 대형급 저장용량을 가질 수 있으나, 플룸 이동성과 압력 전파 범위가 커질 수 있어 더 넓은 영역의 지질·지구물리 자료와 장기 모니터링이 필요하다. 따라서 저장용량이 큰 저장소가 항상 개발과 관리가 쉬운 저장소를 의미하지는 않으며, 저장소 유형별로 주입전략, 모니터링 범위, 폐쇄 기준을 달리 설정할 필요가 있다.

Fig. 5.

Relationship among storage capacity, CO₂ plume mobility, storage security, and monitoring effort at a carbon capture and storage (CCS) site. Process-dominated trapping mechanisms include residual, dissolution, and mineral trapping (IEAGHG, 2026d).

저장소 폐쇄와 책임 이전도 이러한 저장소 유형별 차이를 반영해야 한다. 고갈 유·가스전에서는 잔류 유체 중 CO₂ 부존 여부, 압력 안정화, 기존 유정의 무결성 확인이 중요하다. 반면 광역 개방형 염수층에서는 플룸 이동, 압력 회복, 용해포획, 잔류포획, 장기 광물화 가능성 등을 더 넓은 공간과 긴 시간 규모에서 추적해야 한다. 따라서 폐쇄 기준은 모든 저장소에 동일한 기준을 적용하기보다 시간에 따른 저장소별 위험도 변화와 모니터링 증거에 기반한 성능기준으로 설정되는 것이 타당하다. 요컨대, CO₂ 저장 상용화의 핵심은 저장소의 존재 여부가 아니라, 저장소별 주입성·밀폐성·장기거동을 실증하고 그 근거를 바탕으로 폐쇄와 책임 이전을 판단할 수 있는가에 있다.

CCUS 시장 동향: 기술 가능성에서 투자 가능한 사업모델로

CCUS 가치사슬이 상용사업으로 전환되기 위해서는 기술성뿐 아니라 경제성이 확보될 수 있는 사업구조가 필요하다. 대규모 CCUS 프로젝트는 초기 투자비가 크고, 포집원, 수송사업자, 저장사업자, 저탄소 제품 구매자, 정부, 규제기관 등 다수의 이해관계자가 참여한다. 따라서 기술적 타당성이 확인된 프로젝트라도 자산의 소유·운영 구조, 수익창출 방식, 자본조달 조건, 계약상 책임 배분, 장기책임 체계가 구체화되지 않으면 최종투자결정(Final Investment Decision, FID)으로 이어지기 어렵다.

현재 IEA CCUS 프로젝트 데이터베이스에는 800개 이상의 계획·건설·운영 프로젝트가 포함되어 있으며, 이 중 약 6%는 운영 단계, 5%는 건설 단계, 88%는 계획 단계이다. 지역별로는 북미가 44%, 유럽이 38%로 두 지역이 전체의 82%를 차지하고, 아시아·태평양 지역은 15% 수준이다(IEAGHG, 2025e). 이는 CCUS 프로젝트가 빠르게 확대되고 있으나, 실제 시장 형성은 여전히 정책지원과 인프라가 상대적으로 앞선 북미와 유럽을 중심으로 진행되고 있음을 보여준다.

운영 중 프로젝트와 계획 중 프로젝트 사이에는 규모와 수익모델에서 뚜렷한 차이가 나타난다. 시장모델 분석에서는 캐나다 Alberta Carbon Trunk Line, 미국 Petra Nova, 호주 Gorgon, 노르웨이 Sleipner, 아이슬란드 CarbFix, 브라질 Petrobras Santos 등 12개 운영 프로젝트와 덴마크 Greensand, 영국 bpH2Teesside, 동티모르 Bayu-Undan, 말레이시아 Petronas Kasawari, 미국 ExxonMobil Baytown, 스웨덴 Heidelberg Materials Slite plant 등 14개 계획 프로젝트를 비교하였다(IEAGHG, 2025e). 분석 대상 중 연간 처리용량이 100만 tCO₂/년 이상인 운영 프로젝트는 33%에 그친 반면, 계획 프로젝트는 92%에 달하였다. 수익모델에서도 차이가 나타난다. 운영 프로젝트의 42%는 석유증진회수(Enhanced Oil Recovery, EOR)를 주요 수익요인으로 포함하지만, 계획 프로젝트는 모두 배출저감 목적의 지중저장을 목표로 한다(IEAGHG, 2025e). 이는 CCUS 시장이 초기의 EOR 연계형 모델에서 저장서비스, 저탄소 제품, 탄소제거 크레딧, 배출권 기반 수익모델로 이동하고 있음을 시사한다.

Table 5는 CCUS/CDR 시장모델을 소유구조(ownership structure), 수익창출(revenue generation), 자본조달(capital financing)의 세 요소로 정리한 것이다. 소유구조는 포집, 수송, 저장 자산을 누가 소유하고 조정할 것인지에 관한 문제이다. 포집·수송·저장을 하나의 사업자가 통합적으로 운영하는 전주기 통합형 모델(full-chain ownership)은 가치사슬 조정이 상대적으로 용이하지만, 단일 사업자가 부담해야 할 자본비와 책임이 크다. 반면 포집원, 수송사업자, 저장사업자가 분리되는 부분 가치사슬 모델(part-chain ownership)은 전문화와 확장성 측면에서 장점이 있으나, 한 구간의 지연이나 정지가 다른 구간에 영향을 미치는 교차가치사슬 위험이 커진다. 허브·클러스터 모델(hub-and-cluster model)은 여러 배출원이 공용 수송·저장 인프라를 활용할 수 있어 규모의 경제를 기대할 수 있지만, 초기 과잉투자 비용과 이용률 불확실성을 어떻게 배분할지가 핵심 쟁점이 된다.

계획 중인 프로젝트 중 일부는 국경통과 CO₂ 수송·저장을 전제로 한다. 예를 들어 동티모르 Bayu-Undan, 벨기에-노르웨이 Fluxys–Equinor Trunk Line, 덴마크 Greensand, 스웨덴 Heidelberg Materials Slite plant 등은 배출원과 저장소가 서로 다른 국가 또는 관할권에 위치하는 구조를 포함한다(IEAGHG, 2025e). 이는 향후 CCUS 시장이 단일 사업자·단일 국가 중심의 통합형 프로젝트에서, 다중 사업자와 다중 국가가 참여하는 네트워크형 사업구조로 확장될 가능성을 보여준다. 이러한 구조에서는 포집량, 수송 가용성, 저장소 주입성, CO₂ 품질, 장기책임에 대한 명확한 계약과 규제 체계가 필수적이다.

수익창출 방식은 CCUS 프로젝트의 경제성을 결정하는 핵심 요소이다. 여기서 CCU 제품 시장은 일부 수익모델로 검토될 수 있으나, 본 절의 초점은 포집된 CO₂를 감축 또는 제거 실적으로 인정받아 장기 수익으로 전환하는 시장구조에 있다. CCUS 프로젝트의 수익은 탄소가격, 배출권거래제, 세액공제, 탄소차액계약제도(Carbon Contract for Difference, CCfD), 저탄소 제품 프리미엄, 탄소제거 크레딧, 공공조달 등 다양한 제도와 시장을 통해 형성된다. 운영 중인 프로젝트에서 EOR이 수익모델의 일부로 활용된 사례가 많았던 것과 달리, 계획 중인 프로젝트는 배출저감 목적의 영구 저장을 전제로 한다. 따라서 향후 시장모델의 중심은 CO₂를 활용해 부가수익을 얻는 방식에서, 감축 또는 제거 실적을 신뢰성 있게 인증하고 장기적으로 구매하는 방식으로 이동할 가능성이 크다. 이 경우 저탄소 제품 구매계약, 장기 탄소가격 신호, 감축실적 인증, 공공조달이 프로젝트의 현금흐름 안정성을 좌우하게 된다.

자본조달 측면에서는 최초 상용 실증(first-of-a-kind, FOAK) 프로젝트와 반복 보급(next-of-a-kind, NOAK) 프로젝트를 구분할 필요가 있다. FOAK 단계에서는 기술·시장·계약 위험이 모두 크기 때문에 공공보조, 보증, 세액공제, 장기계약, 정부의 위험분담이 중요하다. 예를 들어 캐나다는 투자세액공제를 통해 DACCS 프로젝트에 60%, 연소후 포집 투자에 50%, 수송·저장 부문에 37.5% 수준의 지원을 계획한 바 있다(IEAGHG, 2025e). 반면 NOAK 단계에서는 표준계약, 공용 인프라, 저장서비스 모델, 포집 서비스화(capture-as-a-service), 장기 이용계약 등을 통해 거래비용과 자본비용을 낮추는 방향으로 전환되어야 한다. 결국 CCUS 상용화는 비용 저감만의 문제가 아니라, 투자자가 예측 가능한 수익과 책임범위를 확인할 수 있는 제도 설계의 문제이다.

계약구조는 상기 세 요소를 실제 프로젝트 운영으로 연결하는 실행 장치이다. 포집설비는 수송·저장 시스템이 정지되면 CO₂를 대기 방출하거나 제품 생산을 줄여야 할 수 있고, 반대로 포집원이 계획보다 적은 CO₂를 공급하면 수송·저장 인프라는 이용률 저하와 수익 불안정에 직면한다. 따라서 의무사용계약(take-or-pay), 가용성 조항(availability clause), 성능보증, 장기책임, 불가항력, CO₂ 품질 기준, 계량·검증 기준 등이 계약에 명확히 반영되어야 한다. 특히 다중 배출원이 하나의 수송·저장 네트워크를 공유하는 구조에서는 개별 배출원의 운전 변동, 수송설비 정지, 저장소 주입성 변화가 전체 가치사슬의 경제성과 책임배분에 직접 영향을 줄 수 있다.

종합하면, CCUS 시장은 초기의 통합형 프로젝트와 EOR 연계 수익모델에서 대형 전용 저장, 허브·클러스터 인프라, 국경통과 네트워크, 저탄소 제품 및 탄소제거 가치 기반 수익모델로 이동하고 있다. 이러한 전환은 기술 성능만으로는 달성되기 어렵고, 소유구조, 수익창출 방식, 자본조달 조건이 동시에 안정화되어야 한다. 특히 다중 배출원과 다중 사업자가 참여하는 네트워크형 CCUS에서는 계약구조가 비용, 가용성, CO₂ 품질, 장기책임을 배분하는 핵심 장치가 된다. 또한 계량·검증·인증체계가 갖추어지지 않으면 감축 또는 제거 실적의 시장가치를 형성하기 어렵다. 따라서 CCUS 상용화는 설비 구축뿐 아니라 저장서비스, 장기 구매계약, 수익지원, 표준계약, 책임배분 체계를 갖춘 투자 가능한 탄소관리 시장으로 전환되는 과정으로 이해할 필요가 있다.

CCUS의 실효성 논쟁: 포집용량 확대, 저장한계, 기회비용

CCUS의 탄소감축 수단으로서의 역할과 비교우위에 대해서는 전문가 집단 내에서도 논쟁이 지속되고 있다. 논쟁은 크게 세 가지 축으로 구분할 수 있다. 첫째는 계획 중인 CCS 프로젝트가 실제 운영 가능한 연간 포집용량으로 얼마나 빠르게 전환될 수 있는지, 둘째는 포집된 CO₂를 장기간 지중 수용할 수 있는 저장용량이 충분한지, 셋째는 CCUS가 재생에너지·전기화 등 다른 감축수단과 비교해 충분한 편익을 갖는지이다. 포집용량이 빠르게 확대되더라도 저장용량과 수송·저장 인프라가 뒷받침되지 않으면 감축성과로 이어지기 어렵고, 저장용량이 존재하더라도 비용·건강·기후 편익이 대안보다 낮다면 정책적 우선순위는 낮아질 수 있다.

첫 번째 쟁점은 계획 중인 CCS 프로젝트가 실제 운영 가능한 연간 포집용량으로 얼마나 빠르게 전환될 수 있는지이다. Kazlou et al.(2024)에 따르면 2030년 CCS 포집용량은 낙관적 조건에서도 IEA와 IPCC에서 요구하는 수준에 못 미칠 것으로 전망된다. 이들은 과거 CCS 프로젝트 계획의 실패율과 원자력·풍력·태양광 등 정책주도형 저탄소 기술의 확산속도를 비교하였다. 1972–2018년 CCS 프로젝트 계획의 역사적 실패율은 88%였으며, 현재 계획의 부문별 구성을 반영할 때 실패율은 76%로 추정하였다. 계획된 포집용량이 2023–2025년 사이 두 배로 증가하고 실패율이 초기 미국 원전 계획 수준인 45%까지 낮아지는 낙관적 조건을 적용할 때 2030년 포집용량의 최대 추정치는 3.7억 tCO₂/년으로 제시하였다. 이 수치는 IEA 넷제로 시나리오의 10억 tCO₂/년 및 IPCC 제6차 평가보고서(AR6) 1.5℃ 경로의 2030년 중앙값 9억 tCO₂/년과 비교할 때 37–41% 수준이다(IEA, 2021; IPCC, 2023).

두 번째 쟁점은 포집된 CO₂를 영구적으로 지중저장하기 위한 잠재적 저장용량(potential storage capacity)의 추정과 그 활용 우선순위이다. 기존 문헌에서는 기술적으로 가능한 전 세계 잠재적 저장용량을 10–40조 tCO₂ 수준으로 추정하여 왔다(Kearns et al., 2017; Selosse and Ricci, 2017). 이에 대해 Gidden et al.(2025)은 전 지구 규모(위도 및 경도 1° 해상도)의 퇴적분지 분포와 심도자료를 이용해 퇴적분지 체적을 산정하고, 50년 주입기간과 압력 증가에 따른 주입성 제약을 반영한 보수적 저장계수인 3,700만 tCO₂/1,000 km³를 적용하여 초기 잠재적 저장용량을 약 11.8조 tCO₂로 산정하였다. 이후 보호지역, 극지, 지진위험, 인구밀집지역, 해양수심, 저장심도 등 위험 기반 배제조건을 적용한 결과, ‘신중하게 활용 가능한 저장한계(prudent planetary limit)’는 기준 조건에서 1.46조 tCO₂, 민감도 분석에서는 1.29–2.71조 tCO₂로 제시되었다(Fig. 6). 또한 이 저장한계를 모두 탄소제거에 활용할 경우 가능한 지구 평균기온 저감효과는 약 0.7℃로, 불확실성 범위는 0.35–1.2℃로 추정되었다. 이러한 결과는 지중 저장공간을 유가스전처럼 세대 간 유한자원으로 간주하고, 난감축 산업의 공정배출 저감과 영구적 탄소제거 등 우선순위가 높은 용도에 전략적으로 배분해야 한다는 문제의식을 제기한다.

Fig. 6.

Storage potential loss resulting from the application of different risk layers. (a) Reduction in global storage potential following the successive application of exclusion layers. Assessed sensitivities represent the lower and upper bounds of each uncertainty bar around the central estimate. (b) Difference in total global storage potential before (left) and after (right) the application of all exclusion layers, resulting in the assessed planetary limit, including the central estimate and sensitivity cases. (c) Full technical potential and final assessed potential by IPCC region based on the central estimate (Gidden et al., 2025).

세 번째 쟁점은 CCUS의 편익과 기회비용이다. Jacobson et al.(2025)은 149개국을 대상으로 풍력·수력·태양광 중심의 100% 청정 재생에너지 체계와, 점배출원 탄소포집 및 대기 중 CO₂ 직접포집을 광범위하게 포함하는 정책 패키지를 비교하였다. 이 연구는 100% 풍력·수력·태양광 체계로 전환할 경우 최종에너지 수요가 약 54.4%, 연간 에너지 비용이 약 59.6%, 에너지·보건·기후비용을 합산한 사회적 비용이 약 91.8% 감소한다고 분석하였다. 반면 탄소포집과 직접포집을 에너지 시스템 전반에 적용하는 경우 연간 사회적 비용이 60–80조 달러에 이르며, 이는 100% 풍력·수력·태양광 체계 대비 9.1–12.1배 수준이라고 주장하였다. 다만 이 연구는 탄소포집과 직접포집을 매우 광범위하게 적용하는 정책 시나리오의 기회비용을 평가한 것이므로, 시멘트·철강·화학 등 전기화만으로 감축이 어려운 특정 산업공정에서의 CCUS 필요성까지 일반적으로 부정하는 근거로 해석하기는 어렵다.

다만, 상기 비판들은 CCUS를 배제해야 한다는 결론이라기보다 적용 범위와 우선순위를 보다 엄밀하게 설정해야 한다는 문제제기로 이해할 수 있다. 특히 IEAGHG를 비롯한 CCUS 분야에서는 상기 비판들에 대하여 두 가지 보완적 시각을 제시하고 있다. 첫째, CCS는 이미 일정 수준의 실제 주입·저장 경험을 보유한 산업기술이라는 점이다. London Register of Subsurface CO₂ Storage에 따르면 1996년부터 2024년까지 산업 기원 CO₂ 약 3.83억 tCO₂가 지중에 영구 저장되었으며, 2016–2023년 동안 35개 CCS 프로젝트의 연간 CO₂ 주입률은 4,520만 tCO₂/년까지 증가하였다(Gao and Krevor, 2025). 이는 CCUS가 아직 기후목표 달성에 필요한 규모에는 미치지 못하지만 단순한 개념기술이 아니라 운영 실적을 가진 산업기술임을 보여준다.

둘째, 저장용량 추정치는 위험회피적 기준과 실제 프로젝트 경험을 함께 고려하여 해석할 필요가 있다. Gidden et al.(2025)이 제시한 1.46조 tCO₂의 ‘신중하게 활용 가능한 저장한계’는 저장자원의 전략적 관리 필요성을 제기한다는 점에서 의미가 있다. 다만 이 추정치는 적용된 배제 기준과 공간해상도에 민감하며, 지역별 상세 지질자료 기반 저장용량 평가와의 추가 비교·검증이 필요하다는 지적도 있다. 예를 들어 저장심도 2,500 m 및 해양수심 300 m 제한은 실제 CCS 사례를 충분히 반영하지 못한다. 노르웨이 Northern Lights의 2,600 m 저장심도, 브라질의 약 2,000 m 수심 CO₂ 주입 경험, 아이슬란드 CarbFix와 캐나다 Quest의 인구 밀집지역 인접 운영 사례는 일부 배제 기준이 실제 프로젝트 경험보다 보수적으로 작용했을 가능성을 보여준다(Global CCS Institute, 2026). 따라서 핵심 쟁점은 저장용량의 절대적 부족 여부만이 아니라, 검증된 저장자원을 얼마나 빠르고 안전하게 상용 규모로 활용할 수 있는가에 있다. 이러한 관점은 CO₂ Storage Resources Management System(SRMS)의 프로젝트 기반 저장자원 평가체계와도 연결된다(Society of Petroleum Engineers et al., 2025). SRMS는 저장자원을 단순한 지질학적 공극부피가 아니라, 특정 프로젝트를 통해 개발·운영·검증될 수 있는 자원으로 평가해야 한다고 제시한다. 즉, 기술적 저장잠재량이 곧바로 상업적 저장용량을 의미하는 것은 아니며, 상업적 저장용량으로 분류되기 위해서는 발견된 지질구조, 충분한 주입성, 밀폐성 또는 봉쇄 신뢰성, 수송·처리·주입시설, 모니터링 가능성, 법적·계약적·환경적·규제적 승인, 사회적 우려 해소, 경제성이 함께 충족되어야 한다. 따라서 저장용량 평가는 저장소의 지질학적 규모뿐 아니라 프로젝트 성숙도, 인프라 접근성, 규제 승인 가능성, 장기책임 체계, 사회적 조건을 포함하는 전주기 평가로 확장되어야 한다.

이상의 논의를 종합하면, CCUS의 실효성은 연간 포집용량, 지중 저장용량, 수송·저장 인프라, 비용·편익 구조가 동시에 충족될 때 확보될 수 있다. 따라서 CCUS는 재생에너지와 전기화를 대체하는 만능수단이라기보다 적용대상과 조건을 선별해야 하는 포트폴리오 기술로 이해하는 것이 타당하다. 특히 시멘트, 철강, 석유화학 등 공정배출 비중이 크고 단기간에 전기화만으로 감축하기 어려운 산업에서는 여전히 중요한 감축수단이 될 수 있다. 반대로 전기화와 재생에너지 전환으로 직접 감축이 가능한 부문에서는 CCUS 적용의 기회비용을 면밀히 검토할 필요가 있다.

CCUS의 사회적 수용성: 대중 관점

전문가 논쟁이 CCUS의 기술적·경제적 실현가능성을 다룬다면, 사회적 수용성은 이러한 논의가 실제 프로젝트 추진으로 이어질 수 있는지를 결정하는 실행 조건이다. 호주 Curtin University는 IEAGHG의 의뢰를 받아 CCUS에 대한 대중 인식과 수용성에 영향을 미치는 요인을 사회과학적으로 분석하였다(IEAGHG, 2026c). 이 연구는 두 단계로 구성되었다. 1단계에서는 2016년부터 2023년까지 발표된 CCUS 사회적 수용성 관련 문헌을 체계적으로 검토하는 정성적 종합분석을 수행하였고, 2단계에서는 주요 7개국을 대상으로 한 온라인 설문조사와 이산선택실험(Discrete Choice Experiment, DCE)을 결합하여 CCS에 대한 정량적 선호분석을 수행하였다. 이를 통해 CCUS 및 CCS에 대한 일반 인식뿐 아니라 포집원, CO₂ 수송 방식, 저장 위치, 감축효과, 비용 부담 등 구체적 프로젝트 속성이 사회적 수용성에 미치는 영향을 분석하였다.

1단계 정성적 종합분석은 Web of Science와 Scopus 검색 결과를 바탕으로 중복 제거와 적합성 평가를 거쳐 최종 75편의 출판 논문을 검토하였다. 분석 결과, CCUS에 대한 대중 인식은 긍정·중립·부정 인식이 공존하는 것으로 나타났다. 주요 우려는 저장소 안전성, 환경영향, 비용효과성, 적시 배치 가능성, 모니터링과 장기책임을 뒷받침할 규제가 충분한지에 집중되었다. 특히 대중 인식은 국가, 지역, 프로젝트 유형, 조사 방식에 따라 달라지므로 단일한 결론으로 일반화하기 어려운 점을 지적하였다. 또한, CCUS는 재생에너지 확대를 대체하는 기술이 아니라, 난감축 산업의 배출저감을 보완하는 기술로 이해되어야 한다는 점을 핵심 메시지로 제시하였다.

2단계 정량적 선호분석은 CCS가 활발히 논의되거나 추진 중인 호주, 브라질, 캐나다, 덴마크, 영국, 인도네시아, 미국 7개국을 대상으로 수행되었다. 설문은 2024년 9월 10일부터 25일까지 진행되었으며, 설문 링크에 접속한 58,993명 중 품질검사와 데이터 정제를 거쳐 최종 7,257명의 응답을 분석에 포함하였다. 품질검사에서는 응답시간 10분 미만, 동일 응답 반복 등 신뢰도가 낮은 응답을 제외하였다. 응답자들은 CCS 프로젝트의 포집원, CO₂ 수송 방식, 저장 위치, CO₂ 감축률, 비용 부담을 비교하였다. 이와 함께 기술수용성 프레임워크(Technology Acceptance Framework, TAF) 관련 문항을 통해 신뢰, 선호도, 절차적·분배적 공정성 등 사회심리적 요인이 CCS 프로젝트 선택에 미치는 영향도 분석하였다.

Fig. 7은 CCS에 대한 정보 제공 전후의 지지도 변화를 보여준다. 정보 제공 전인 Time 1, CCS 정의 및 관련 동영상 제공 후인 Time 2, DCE와 기술수용성 질문 이후인 Time 3의 세 시점에서 응답자의 지지 수준을 비교하였다. 긍정 응답은 Time 1에서 약 75%, Time 2에서 약 83%, Time 3에서 약 80%로 나타났고, 중립 응답은 각각 18.7%, 10.5%, 11.6%로 변화하였다. 특히 중립 응답자 중 “CCS에 대해 충분히 알지 못해 결정할 수 없다”는 응답은 65.1%에서 45.4%, 37.9%로 감소한 반면, “장단점이 있어 중립”이라는 응답은 15.6%에서 26.2%, 32.9%로 증가하였다. 이는 정보 제공이 단순히 찬성률을 높이는 데 그치지 않고, 응답자가 CCUS의 장단점과 프로젝트 조건을 보다 구체적으로 검토하도록 만드는 효과가 있음을 보여준다.

Fig. 7.

Respondents’ support for carbon capture and storage (CCS) as a mitigation solution at three time points, expressed as a percentage (IEAGHG, 2026c). Time 1 indicates baseline support before information was provided. Time 2 indicates support after participants received a definition of CCS and had the option to view a video. Time 3 indicates support after completing the discrete choice experiment and technology acceptance questions.

DCE와 기술수용성 분석에서 응답자 선택에 가장 크게 작용한 변수는 비용이었다. 배출감축률이 높을수록 CCS 프로젝트에 대한 선호도는 증가했지만, 선택 민감도는 비용 변수에서 더 크게 나타났다. 응답자들은 저비용 프로젝트를 고비용 프로젝트보다 약 두 배 더 선택하는 경향을 보였다. 저장 위치와 수송 방식도 중요한 변수였다. 인근 지역 저장은 가장 민감한 요인으로 나타났으며, 초기 프로젝트에서는 해상 저장을 고려하는 것이 수용성 측면에서 유리할 수 있다. 또한 모든 조사국가에서 응답자들은 대학과 비정부기구를 가장 신뢰도 높은 정보 제공 주체로 평가하였다. 비용과 편익의 균형, 지역 프로젝트 영향, 추가 소통의 필요성 또한 제시되었다.

이러한 사회적 수용성 분석은 정보 제공이 CCUS에 대한 이해도를 높일 수는 있지만, 그것이 항상 지지 확대로 이어지는 것은 아님을 보여준다. CCUS는 기후변화 대응의 중요한 수단으로 인식될 수 있지만, 실제 수용성은 대중의 이해도, 정보 제공 방식, 프로젝트 설계, 저장 위치, 수송 방식, 비용 부담, 감축효과, 정보 제공 주체에 대한 신뢰 등에 의해 결정된다. 따라서 CCUS의 사회적 수용성은 홍보나 인식 개선의 문제를 넘어 프로젝트 설계와 위험관리, 비용·편익 배분, 규제 신뢰성, 독립적 정보 제공이 결합된 종합적 문제로 간주하여 접근할 필요가 있다.

최신 CCUS 사례 분석: 노르웨이 Brevik CCS

2025년 6월부터 가동을 시작한 노르웨이 브레빅(Brevik) CCS는 전기화만으로는 탄소 감축이 어려운 시멘트 산업에서 CCS 전주기 가치사슬을 상용 규모로 구현한 최초 사례(FOAK)이다. 특히 기존 공장을 운영하면서 포집설비를 통합하고 액화 CO₂ 수송과 해저 저장 인프라를 연계했다는 점에서 중요한 의미를 갖는다. 오슬로(Oslo) 남서쪽 약 160 km에 위치한 Brevik의 하이델베르그 머티리얼즈(Heidelberg Materials) 시멘트 공장에 구축된 CCS 설비는 연간 약 40만 tCO₂를 포집하며, 이는 공장 배출량의 약 50%에 해당한다(Heidelberg Materials, 2026). Brevik CCS가 중요한 이유는 시멘트 산업의 배출 특성에 있다. 시멘트 제조 과정에서는 연료 연소에 따른 CO₂뿐만 아니라, 석회석(CaCO₃)이 산화칼슘(CaO)으로 전환되는 소성 반응에서 공정 CO₂가 필연적으로 발생한다. Brevik 시멘트 공장의 연간 순 CO₂ 배출량 80만 tCO₂ 중 소성 공정 배출은 약 55.2만 tCO₂, 연료 기원 배출은 약 24.8만 tCO₂이다. 또한 콘크리트에서 시멘트/결합재는 중량 기준 약 14%에 불과하지만, CO₂ 배출량 기준으로는 약 91%를 차지한다. 이는 콘크리트 탈탄소화에서 시멘트/결합재의 배출 저감이 핵심임을 보여준다.

Brevik CCS의 의의는 포집, 액화, 중간저장, 선박수송, 허브터미널, 해저 지중저장으로 이어지는 전주기 CCS 가치사슬을 실제 산업 현장에서 구현했다는 점에 있다. Brevik 공장에서는 시멘트 소성로(kiln) 배가스를 냉각·정제한 뒤 아민 기반 연소후 포집공정으로 CO₂를 분리하고, 이를 압축·건조·액화·정제하여 선박 운송이 가능한 액화 CO₂로 전환한다(Fig. 8(a)). 액화 CO₂는 –26℃, 15 bar(g) 조건으로 현장 내 6기의 저장탱크에 임시 저장되며, 총 저장용량은 약 5,000 tCO₂로 약 4일간 포집되는 CO₂를 수용할 수 있는 규모이다. 이 용량은 Northern Lights 초기 설계에서 상정한 포집원별 약 4일 주기의 선박 입항과 기상, 항만, 터미널 운전 지연 등 전체 가치사슬의 변동성을 고려한 완충설비에 해당한다. 액화된 CO₂는 전용 액화 CO₂ 운반선인 Northern Pioneer와 Northern Pathfinder를 통해 베르겐(Bergen) 인근 외이가르덴(Øygarden) 터미널로 운송되며(Fig. 8(b)), 각 선박은 약 7,500 m³의 액화 CO₂를 운송할 수 있고 Brevik–Øygarden 구간 항해에는 약 36시간이 소요된다.

Fig. 8.

Brevik (capture) and Northern Lights (transport and storage) carbon capture and storage (CCS) projects in Norway.

Brevik에서 선적된 액화 CO₂는 Longship 프로젝트의 수송·저장 부문인 Northern Lights에 인계된다. Northern Lights는 Øygarden 허브터미널에서 액화 CO₂를 하역·중간저장한 뒤, 약 100 km의 해저 파이프라인과 해저 주입설비를 통해 북해 해저 약 2,600 m 아래 저장층에 영구 저장한다(Fig. 8(c)). 2025년 8월 운영을 시작한 1단계의 수송·저장 용량은 150만 tCO₂/년이며, 2028년부터 2단계를 통해 500만 tCO₂/년 규모로 확대될 예정이다. 이 모델은 배출원과 저장소가 공간적으로 분리된 조건에서 개별 배출원이 저장소를 직접 개발하지 않고도 공용 수송·저장 인프라를 통해 CCS에 참여할 수 있는 네트워크 모델의 대표 사례라고 할 수 있다. 특히 저장소가 제한적이거나 대규모 배출원과 저장소가 장거리로 분리된 국가, 또는 국경통과 CO₂ 수송이 필요한 국가에서는 포집(Brevik)과 수송·저장(Northern Lights)을 연계한 네트워크 모델이 산업 CCS 초기 확산을 위한 중요한 참고사례가 될 수 있다(TotalEnergies, 2026; Northern Lights, 2026).

Brevik CCS는 최초 상용 실증 프로젝트의 성숙 과정과 위험관리 측면에서도 중요한 의미를 갖는다. 이 프로젝트는 장기간의 기술시험, 타당성 조사, 개념설계, 기본설계(Front-end Engineering Design, FEED), 정부 의사결정, 건설 및 시운전 단계를 거쳐 구현되었다. 또한 기존 시멘트 공장을 계속 운영하면서 CCS 설비를 통합한 기존 설비 연계형 프로젝트(brownfield integration)라는 점에서도 주목할 만하다. SLB Capturi의 대형 배출원 맞춤형 포집설비 Big Catch™는 Brevik 공장의 공정 조건과 열원에 맞춰 통합되었으며, 폐열 활용은 전체 시스템의 에너지 효율을 높이는 중요한 요소로 작용한다. CCS 설비의 도입은 기존 시멘트 공장에 고압 CO₂, 액화 CO₂, 대량의 증기, 아민계 화학물질, 드라이아이스 형성 가능성 등 새로운 공정안전 요소를 추가한다. 따라서 최초 상용 산업 CCS 프로젝트는 포집률이나 연간 포집량만으로 평가하기보다는 공정통합, 폐열 활용, 운전 안정성, 보건·안전·환경 관리체계, 선박 적재 안전, 계약구조, 정부–민간 위험분담까지 함께 검증하여야 한다. 이와 같이 Brevik(포집)과 Northern Lights(수송·저장)를 연계한 CCS 비즈니스 모델은 산업 CCS의 상용화가 포집설비 구축뿐만 아니라 저장소 접근성, 수송·저장 서비스, 운영 안정성, 장기 저장 보증, 저탄소 제품 시장이 함께 결합되어야 가능하다는 점을 시사한다.

한국 CCUS 상용화를 위한 대응 과제

국내 CCUS는 개별 요소기술의 연구개발을 배출원–수송–저장·활용–검증–시장으로 연결하는 전주기 상용화 체계로 확장될 필요가 있다. 국내에는 시멘트, 철강, 정유·석유화학, 수소, 발전, 폐기물 처리 등 대규모 산업 배출원이 존재하며, 이들 중 상당수는 전기화와 재생에너지 전환만으로 단기간에 배출을 충분히 줄이기 어려운 난감축 산업에 해당한다. 특히 공정배출 비중이 큰 산업에서는 CO₂의 분리·처리뿐 아니라 수송과 영구저장까지 안정적으로 연계해야 실질적인 감축성과를 확보할 수 있다. 따라서 한국형 CCUS 전략은 산업공정별 포집·전환 기술, CO₂ 품질 관리, 수송·저장 인프라, 저장소 성능입증, MRV, 장기책임, 시장모델 및 사회적 수용성을 통합적으로 고려해야 한다. 이를 위한 과제로 저장소 성능입증, 대규모 실증 및 상용화 사업, 국내외 저장소 포트폴리오, 순감축량 기반 성과평가, 시장·사회적 기반 구축을 제안한다.

첫째, 국내 CCUS 연구개발은 포집·전환, CO₂ 처리·계량, 수송, 주입·저장 및 모니터링 기술 간 연계를 강화하고, 상용화의 핵심 병목인 저장소 성능입증을 우선적으로 다루어야 한다. 산업공정별 포집효율 향상, 에너지 소비 저감, 모듈형 설비 및 배가스 대응 기술과 함께 CO₂ 압축·액화·정제, 유량계측 및 품질관리 기술을 고도화할 필요가 있다. 동시에 저장소 후보지에 대한 평가정 확보와 시험주입을 통해 실제 주입성, 압력 변화, 플룸 거동 및 밀폐성을 검증하고, 기존 유정·단층 위험평가, 기저상태 조사 및 장기 모니터링 기술을 함께 개발해야 한다. 저장소 평가는 저장용량 평가뿐만 아니라 주입성, 밀폐성, 저장소 거동의 부합성 및 폐쇄 후 책임 이전 기준을 실증자료로 확인하는 방향으로 전환되어야 한다.

둘째, 국내에서도 실제 수송과 주입·저장을 포함한 대규모 실증사업과 상용화 사업을 단계적으로 추진해야 한다. Brevik CCS와 Northern Lights 사례가 보여주듯이, 상용 CCUS는 어느 하나의 설비만으로 완성되지 않는다. 포집된 CO₂는 압축, 액화 또는 고밀도상 처리, 중간저장, 선박 또는 파이프라인 수송, 허브터미널, 주입정 및 장기 모니터링으로 연결되어야 실제 감축성과가 된다. 한국도 산업단지와 항만을 연계한 허브형 실증, 액화 CO₂ 중간저장과 선박수송, 해상 저장소 주입을 통합한 사업을 추진할 필요가 있다. 이러한 실증은 기술 성능뿐 아니라 인허가, 안전관리, 유량계측, 보험, 계약, 지역사회 소통 및 저탄소 제품 인증까지 검증하는 상용화 전 단계로 설계되어야 한다.

셋째, 국내 저장소 개발과 국경통과 CCS를 결합한 저장소 포트폴리오가 필요하다. 국내 저장소 탐사와 실증을 지속하되, 저장용량, 입지 및 개발 시기의 불확실성에 대응하기 위해 해외 저장소 활용 가능성을 병행 검토해야 한다. 이를 위해서는 런던의정서 체계에 따른 양자협정, CO₂ 수출입 회계, 저장국과 배출국 간 장기책임, 모니터링 자료 공유 및 수송·저장 서비스 계약을 초기 단계부터 준비해야 한다. 선박 기반 CO₂ 수송은 한국의 조선, 해운, 항만, 플랜트 및 계량 기술과 연계될 수 있으므로, 국경통과 CCS는 감축수단인 동시에 관련 산업의 새로운 사업기회가 될 수 있다.

넷째, CCUS 사업의 성과는 단순한 포집량이 아니라 전주기 순감축량을 기준으로 평가해야 한다. 포집·전환 공정의 에너지 소비, CO₂ 압축·액화·정제, 수송, 저장, 주입 및 모니터링에서 발생하는 배출을 반영해야 실질적인 감축성과를 판단할 수 있다. 저탄소 산업제품 역시 포집률이나 제품명만으로 감축효과를 판단하기보다, 원료·연료 전환, 제품 단위 배출계수, 수송거리, 저장 영구성, 제품 사용 단계 및 CO₂ 재흡수 가능성을 포함한 전과정평가(Life Cycle Assessment, LCA)가 필요하다. 이를 위해 유량계측, 조성분석, 저장량 검증, MRV 및 LCA 기반 인증체계를 연구개발과 실증사업에 포함해야 한다.

마지막으로, 전주기 CCUS 사업을 최종투자결정과 상용운영으로 연결하기 위한 시장·계약·사회적 기반이 마련되어야 한다. 대규모 사업에는 배출원, 수송사업자, 저장사업자, 저탄소 제품 구매자, 정부 및 규제기관이 함께 참여하므로, 공공지원, 장기 구매계약, 저장서비스 계약, 탄소가격, 감축실적 인증 및 위험분담 구조가 명확해야 한다. 주민수용성 또한 단순한 정보 제공만으로 확보되기 어려우므로, 부지선정 근거, 정량적 위험평가, 모니터링 계획, 장기책임 및 지역편익을 투명하게 제시하고 독립적인 전문가 집단이 검증 가능한 정보를 제공할 필요가 있다. 따라서 기술개발, 인프라, 시장수요, 제도 및 사회적 신뢰가 상호 연계되는 사업구조를 구축해야 한다.

맺음말

최근 CCUS 논의는 포집, 수송, 저장 및 시장 전 분야에서 개별 기술의 성능 향상을 넘어 전주기 상용화 조건으로 이동하고 있다. 산업공정 통합과 환경관리, 수송·저장 비용과 가용성, 계량·검증, 저장소 성능입증과 책임 이전, 수익창출과 위험배분이 상호 연계되어야 실제 사업이 성립할 수 있다. 이는 CCUS 상용화가 개별 설비의 구축이 아니라 기술, 인프라, 제도, 시장 및 사회적 신뢰를 결합하는 탄소관리 체계의 구축임을 의미한다. 한국의 우선 과제는 부문별 기술개발을 실제 수송·주입·저장을 포함한 전주기 실증과 상용사업으로 연결하는 것이다. 국내 저장소의 탐사와 성능입증을 지속하는 동시에 국경통과 CCS를 보완적 선택지로 검토하고, 감축성과의 신뢰성을 확보할 수 있는 검증체계와 안정적인 사업구조를 마련해야 한다. 결국 CCUS의 성패는 포집된 CO₂를 어디로, 어떻게, 얼마나 안전하게, 어떤 책임과 시장구조 아래 관리할 수 있는지에 달려 있다. 이러한 조건이 충족될 때 CCUS는 한국의 난감축 산업 탈탄소화를 지원하는 실질적인 기후에너지 솔루션으로 기능할 수 있다.