서론

북극은 대륙인 남극과 달리 북미와 유라시아 대륙으로 둘러싸인 해양으로 중심지역은 거의 대부분이 두꺼운 얼음으로 덮여 있으며, 일반적으로 7월 평균기온이 10°C인 등온선 이북 지역을 뜻한다. 북극해 면적의 70%를 차지하는 대륙붕은 석유지질학적으로 석유부존 가능성이 크고 광물자원이 풍부하며, 자원의 대부분은 수심 500 m 이내의 천해에 부존하고 있다(Han et al., 2013). 또한, 북극은 별도의 국제조약 없이 북극해역에 대해서 1982년 UN에서 채택되어 1994년부터 발효된 UN 해양법협약(United Nations Convention on the Law of the Sea; UNCLOS)의 적용을 받아 북극해 5개 연안국(러시아, 미국, 캐나다, 덴마크, 노르웨이)들은 기본적으로 200해리 배타적 경제수역을 인정받고 있으며, 대륙붕의 지질학적인 연장에 의존하여 해안 기준선으로부터 최장 350해리 혹은 2,500 m 등심선으로부터 100해리까지 대륙붕을 인정받기 위하여 과학조사 중에 있다(Lim et al., 2014). 그러나 UN 해양법협약 상에서는 실제적 규정들이 중간적 입장에서 모호하게 규정되어 있어 그 외의 국가들 간의 영해, 배타적경제수역, 대륙붕과 같은 해양경계확정에 관하여 완전한 합의를 보지 못한 상태이다(Lee, 2012).

북극해는 조류, 바람, 해류의 영향에 의해 부빙으로 형성되어 있으며, 이는 일정하게 움직이고 있다. 이와 같은 환경을 가진 북극에서 지구온난화로 인한 빙하 감소로 북극해 항해 기간이 단축되고, 새로운 수송로가 발견됨으로써 북극항로를 통한 자원개발 가능성이 증가되고 있다(Ko, 2011). 석유의 미발견회수가능(Undiscovered, Technically Recoverable) 자원량은 Fig. 1과 같이 오일 90 Bbbl, 천연가스 1,670 Tcf, 콘덴세이트, 천연가솔린 및 LPG를 포함하는 NGL(Natural Gas Liquid) 44 Bbbl로 발견되지 않은 세계 석유자원량의 약 22%를 차지한다(USGS, 2010). 부존 석유의 87%가 서시베리아 분지(West Siberian Basin), 알래스카(Alaska) 해역, 동바렌츠 분지(East Barents Basin), 서그린란드-동캐나다 분지(West Greenland-East Canada Basin), 동그린란드 열곡분지(East Greenland Rift Basin)에 집중되어 있을 것으로 추정되고 있다.

Fig. 1.

Undiscovered oil and gas resources in the arctic (USGS, 2010).

북극지역의 석유자원개발

북극 자원개발 현황

러시아의 석유자원은 북극지역에서 자원량 규모 1위인 서시베리아 분지와 3위인 동바렌츠 분지에 집중되어 있으며, 석유생산량의 대부분은 서시베리아에서 생산되고 2050년에는 러시아 북극연안에서 전체 생산량의 20~30%가 생산될 것으로 예측되고 있다. 러시아 북극연안 Prirazlomnoye에는 Gazprom Neft가 운영하는 플랫폼을 통해 2018년에 260만톤을 생산할 계획이며(Reuters, 2017), 푸틴 러시아 대통령은 2013년 러시아 북극지역 개발 전략을 승인하여 ‘2020년 러시아 극지방 사회경제 개발 정책’을 2025년까지 연장하였다. 또한 최종투자결정(FID)이 승인된 Yamal LNG 프로젝트의 일환으로 2017년 말에 ‘Yamal LNG 가스플랜트’, ‘Tambey Gas Center’ 개발을 시작하였으며, Gazprom사와 독일 Wintershall사가 Urengoy 석유 및 가스콘덴세이트 매장지의 Achimov 퇴적층 지역을 개발할 계획이다(KMI, 2018).

미국 알래스카는 북극지역에서 가장 많은 약 30 Bbbl의 탐사자원량이 있는 대표적인 대형 석유 부존지역이다. 2010년 멕시코만(Gulf of Mexico)에서 발생한 Deepwater Horizon호 폭발사고 이후, 미국 오바마 정부는 석유 산업의 환경적인 문제에 강력한 규제를 가하여 북극해에서의 석유 시추를 금지시켰다. 2017년 트럼프 대통령 당선 이후, 미국 정부는 국내 에너지 생산량을 늘리기 위한 조치로 거의 모든 미국 연안 해역에서 석유 시추를 개방하였다(Reuters, 2018). 이에 따라 2015년에 Shell이 알래스카 Chukchi Sea에서 진행한 시추 이후 처음으로 석유탐사를 위한 시추를 허가하였다(The Seattle Times, 2018). 또한, 미국 상원의회 국방위원회가 2018년 국방수권법(National Defense Authorization Act)을 통과시켰으며, 최대 6척의 쇄빙선 건조를 허용하는 조항이 포함되었다(KMI, 2017).

캐나다는 전 세계 석유 생산국가 중 석유부존량 3위, 총 일차 에너지 생산량 5위로 개발 생산이 활발하게 진행되고 있으나(EIA, 2018), 북극지역 개발은 준비 단계이다. 캐나다 북극지역의 주요 석유 부존지역 중 탐사자원량이 가장 많은 지역은 Amerasian 및 서그린란드-동캐나다 분지로 각각 19.75 Bbbl과 17.06 Bbbl로 추정되며(USGS, 2008a), 자원개발 시 비용 측면에서 경제성이 떨어져 캐나다 북극지역의 총 11개의 유·가스전은 탐사와 시추 단계에 머물러 있는 상태이다. 2018년에는 C-NLOPB(Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board)와 CNSOPB(Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board) 주도하에 탐사 및 시추를 진행 중이며, 생산을 위한 유정작업을 수행하고 있다(NEBCanada, 2018).

그린란드는 북아메리카 북동부 대서양과 북극해 사이에 위치하며, 영해에는 원유 48 Bbbl, 서부 그린란드와 동부캐나다 사이의 지역에는 원유 7.3 Bbbl, 천연가스 52 Tcf가 부존되어 있는 것으로 추정하고 있다(USGS, 2008b). 특히, 그린란드 북동 대륙붕은 북해의 약 2배에 달하는 광대한 면적의 미개척 석유부존 지역으로 알려져 있다(Ko, 2012). 1991년부터 현재까지 GEUS(Greenland Geological Survey)와 덴마크 정부 주도하에 그린란드 동쪽에 위치한 Jameson Land에 대한 탐사를 수행하고 있으며, 2007~2015년 사이에 Carin Energy는 그린란드 서쪽에 8개의 시추를 수행하였으나 상업성을 확인하지 못하였다. 또한 2013~2014년에는 그린란드 동쪽 지역에서의 탐사 권한을 Shell, Statoil, Chevron, ENI에 허가한 바 있다(Greenland Gas and Oil, 2018).

노르웨이의 경우 정부 발표에 따르면 지속적인 탐사로 인해 북극해의 바렌츠 해에는 80억 Boe, 노르웨이해는 53억 Boe의 석유가 부존되어 있는 것으로 추정된다(KEEI, 2014). 2016년 북극지역 석유탐사권을 13개의 석유기업에 발행하였으며, 북극해의 지속가능한 발전을 위해 북극권 도시인 트롬쇠(Tromsø)에 북극 해양 연구소 건립을 계획하고 있다(KMI, 2017).

북극 자원개발 시 고려사항

북극항로 중 북서항로의 연안국인 캐나다, 북동항로의 연안국인 러시아 그리고 북극항로의 자유통항을 주장하는 국가들로 미국, EU, 중국 등이 있으며, 영유권 및 관할권 문제와 더불어 극한 환경에서도 각국은 자원 개발을 위하여 많은 비용 소모와 위험부담을 안고 개발을 진행하고 있다. 북극에 대한 접근성은 빙질 조건, 수심, 북극 연안국의 요구, 규정 등에 크게 좌우되며, 겨울은 영하 40°C 밑으로 내려가는 추위와 초속 30 m 이상의 눈 폭풍 등으로 야외활동이 불가능하고 곳곳에 위험 요소가 산재하고 있어 일반적인 생활이 어렵다(Lim et al., 2014).

북극에서의 자원개발은 전형적인 고위험, 고비용 사업구조로 극한 환경으로 인한 특수 장비가 필요하며, 접근성 문제로 각종 물자 조달 비용이 상승하고 자원개발을 위한 기반 시설이 극도로 취약한 실정이다. 시추완료 후 완결작업을 수행할 경우 영하 35°C 이하에서는 모든 운영 작업이 중단되며, 저온 생산 환경에서 발생하는 문제에 대한 대비책이 필요하다. 또한, 계절에 따라 북극지역에 대한 접근성이 크게 차이나며, 생산된 석유의 수송은 주로 파이프라인을 통해서 이루어지고 있다. 그러나 파이프라인 건설 시 지반침하, 환경문제, 동상(Frost Heaving) 현상과 시추작업 후 유체가 흐르기 시작하면서 석유에서 석출되는 고체물질에 의한 유동안정성 확보(Flow Assurance) 문제를 제어할 수 있는 기술이 필요하다. 환경의 경우 지구온난화로 북극해 해빙의 두께와 크기가 꾸준히 감소하고 있으며, 수백 톤 이상의 메탄가스가 북극 해저에서 방출되고 잔류성유기오염물질(Persistent Organic Pollutants; POPs), 중금속, 방사능, 산성화, 북극안개, 오존층 파괴, 생태계 파괴 등으로 인해 환경오염이 가중될 우려가 있다(Lim, 2017). 따라서 E&P, 플랜트, 운송, 조선, 철강 등과 같이 북극 개발 관련 산업에 있어 지속가능한 개발을 위해서는 자연광 부족, 해빙, 저온 환경 등과 같은 요인들을 고려할 수 있는 기술을 적용하여야 한다.

자원개발을 위한 해양플랜트 산업의 이해

해양플랜트 산업

해양플랜트 산업은 바다에서 석유 자원의 시추와 생산, 처리 등과 직접 연관된 시설, 구조물, 장비, 시스템 등을 총칭하며, Fig. 2와 같이 나타낼 수 있다. 해상플랫폼(Floater)은 해수면에서 고정식 또는 부유식의 형태로 설치되어 해저로부터 석유를 생산하여 처리 또는 저장하고, 육상이나 셔틀탱커 등으로 이송하는데 필요한 해상설비를 탑재한 구조물을 일컫는다. 상부구조물(Topside)은 일반적으로 석유의 생산, 정제 및 저장 등을 위한 해상플랫폼에 탑재되는 장비와 플랜트, 시스템 등을 총칭하며, 전력생산을 위한 발전기, 가스의 처리공정을 위한 가스플랜트 등을 포함한다. URF는 Umbilicals, Riser 및 Flowline으로 구성되며, 각각 통신, 전력 및 화학 처리제를 이송하기 위한 일종의 케이블, 강관 혹은 유연관으로 해저면에서 해상 설비로 직접 연결되는 관로와 처리되지 않은 생산물이 흐르는 해저관로를 뜻한다. 해저시스템은 해저 생산정에서 회수된 원유 및 가스 등을 해상의 생산 설비에 안정적으로 공급 또는 위급한 경우 차단하기 위한 해저 생산 시스템과 생산정의 생산량 및 회수율 향상을 위해 최근 적용되는 해저 프로세싱시스템으로 구성된다(KRISO, 2015b). 이렇듯 석유뿐만 아니라 심해저망간단괴, 가스하이드레이트, 파력발전플랜트, 조력에너지발전플랜트, 해상풍력발전플랜트 등도 넓은 의미의 해양플랜트로 이해될 수 있다(Sung, 2014).

또한 해양플랜트는 해상을 이용하여 화물을 운송하는 선박이나 해저의 석유 및 광물자원을 시추, 생산, 수집하는 등의 해양자원개발 뿐 아니라 풍력, 조력, 파력 등의 신재생에너지원의 해양시스템, 해양공간을 활용하기 위한 다양한 목적의 건조물을 의미한다. 컨테이너선, 벌크선, 유조선, 해저 에너지원을 탐사, 시추, 생산하기 위한 해상플랫폼, 해저생산처리시스템, 상부구조물 플랜트의 엔지니어링, 건조·제작, 이송‧설치‧운용‧유지‧보수와 관련된 산업 활동이 포함되며, 조선 해양플랜트 기자재도 포함한다(KATS, 2017).

Fig. 2.

Composition and proportion of offshore plant (ISIA, 2018).

해양플랜트 산업의 특성과 공급사슬

해양플랜트 산업은 북해와 멕시코만의 해상광구를 중심으로 노르웨이, 영국, 미국 등의 국가에서 발전해왔으며, 해양의 극한 환경을 극복하며 안정적으로 석유자원을 개발하기 위해서는 고난도의 기술집약적인 대규모 설비 및 막대한 자본투자가 필요하다(KEEI, 2015). 또한 다양한 공학기술을 바탕으로 한 대표적인 융복합 산업으로 각종 분야의 전문 인력이 요구되는 고용 창출형 산업구조이며, 철강, 조선, 기자재, 해운은 물론 IT, 전기, 전자, 철강, 화학 등 연관 산업이 매우 다양하다(KRISO, 2015b).

각 과정에 많은 비용과 위험이 수반되는 석유자원개발로 인해 주로 석유 메이저와 일부 국영석유기업 등 소수 기업에 의해 해양플랜트가 발주되어 왔다. Fig. 3과 같은 공급사슬을 가지는 해양플랜트 산업은 발주사가 플랜트 설계뿐 아니라 주요 기자재의 제작사 지정 등 이들의 영향력이 매우 크게 작용하는 수요자 중심의 시장이며, 전방산업인 자원개발 산업뿐 아니라 후방산업에서의 파급효과도 매우 높다고 할 수 있다. 또한, 정형화되거나 표준화하기 어려운 특성이 있어 플랜트의 사양과 건조방식은 프로젝트마다 달라지며, 안정성과 품질을 중요시 여기는 산업의 특성상 대부분의 핵심 및 요소 기자재는 소수의 검증받은 제한된 업체에 의해 공급되고 업체 간의 경쟁이 치열하다(KEEI, 2015). 신규업체의 경우 시장에 진입하기 위해서는 현장 실증을 통한 납품실적(track record)을 쌓아야 가능하며, 제품이 개발 된 후에도 안정성이 보장되어야 한다.

Fig. 3.

Supply chain of offshore plant.

북극 자원개발용 해양플랜트 기술개발의 필요성

북극의 극한 환경 하에서의 자원개발은 인프라와 각종 설비 건설 시 날씨, 지반환경, 소요자원 조달 등에 어려움이 있으며, 플랜트를 세우기 위해서는 계획, 설계, 설치, 운용, 사후관리까지 전 과정에 걸쳐 철저하고 정밀한 관리가 요구된다. 기존의 중동, 아프리카, 동남아시아 등에서의 플랜트 기술로 해소하기 어려운 측면이 있으므로 북극에서 설치 후 20년 이상 사용되는 해양플랜트의 안전성 및 운용성을 위해서는 지상설비의 재료, 공법, 형식 등에 있어 차별화된 기술과 기준을 적용한 기술이 필요하다.

또한 국내의 기자재 업체들은 대부분 중소기업으로 북극의 극한 환경 해양플랜트 기술개발에 대한 역량이 다소 부족한 실정이며, 상용화 기술 R&D와 더불어 극한 환경 하에서도 채굴, 처리할 수 있는 해양플랜트 관련 설계 및 엔지니어링 기술, 소재 및 기자재 개발 및 인력양성에 대한 적극적인 지원이 반드시 필요하다(Kim, 2014). 미국, 일본 및 유럽의 선진국에서는 계획, 설계단계에서 발생할 수 있는 다양한 문제점들을 분석하여 설계오류 검증, 비용 감소/공기 단축 등을 목적으로 하는 가상현실 기반의 프로그램을 개발하여 활용하고 있으며, 현장 통합 관리를 위해 플랜트에서 실시간으로 공정 데이터, 이벤트를 관리하고 실시간 데이터 처리가 가능한 인프라 및 프로세스 자동화 솔루션을 적극 도입 중이다(Hwang, 2017).

북극 자원개발용 해양플랜트 개발 동향 및 전망

해양플랜트 시장의 규모와 전망

해양플랜트 기자재 분야는 Honeywell, Cameron 등 소수의 해외기업이 독점적으로 지배하고 있으며, 가치사슬(Value Chain) 상 국내 해양플랜트 산업은 PCI(Procurement, Construction & Installation)에서 EPCI(Engineering, Procurement, Construction & Installation) 분야로 점차 경쟁우위를 넓혀가고 있는 것으로 분석되고 있다(Sung, 2014). 주요 해양플랜트 분야별 세계 시장규모와 전망을 Table 1에 나타내었으며, 2014년 하반기 이후 유가 하락이 진행되면서 해양 부문에 대한 투자가 빠르게 위축, 수익성이 악화된 오일 메이저의 투자계획과 더불어 Fig. 4와 같이 2016년 이후 유가 상승의 긍정적인 영향으로 점차 발주가 재개될 전망이다.

Table 1. The global market estimates (2010) and outlook by offshore plant type (Sung, 2014)

Fig. 4.

Global oil price.

일반적으로 해양 유전 개발의 손익분기점을 넘어서는 유가 수준은 배럴당 70~80 USD 이상으로 알려져 있으며, 배럴당 70 USD를 상회하는 수준에서 유가가 유지될 경우 주요 자원개발 투자 기관들의 해양 유전 투자가 증가하는 경향을 보인다. 또한, 중장기적 관점에서 오일 메이저들이 생산능력을 유지하기 위해서는 지속적인 투자집행이 이루어질 필요가 있으며, 다변화된 자원개발 포트폴리오 확보 등을 위해 경제성이 양호한 해양프로젝트를 중심으로 선별적인 투자 집행은 지속적으로 이루어질 것으로 전망된다(KNU, 2015).

전 세계 해양 시추리그의 약 62%는 북해(North Sea), 멕시코만, 페르시아만(Perisan Gulf), 극동해(Far East Sea), 동남아시아(Southeast Asia)에 설치되어 있으며, 약 0.45%가 북극지역에 설치되어 있다(Statista, 2018). 세계 해양 시추 설비 가동 현황은 잭업리그(Jack Up Rig), 반잠수식 시추리그(Semi-Submersible Drilling Rig), 시추선(Drillship)의 전체 가동 설비량이 2013년부터 감소하는 추세를 보이며, 감소량은 반잠수식 시추리그, 잭업, 시추선 순서로 크게 나타난다. 또한 FPSO(Floating Production Storage and Offloading), 고정식 생산설비의 전체 가동설비량은 2013년부터 증가하는 추세이며, 특히 중동, 아시아태평양 지역의 고정식생산설비 가동 설비량이 다른 지역에 비해 크게 증가하였다(KOSHIPA, 2017).

국내 해양플랜트 업계 현황

국내 해양플랜트 업계는 신규 발주감소, 유가하락, 대규모 적자 등과 공사기간 연장 및 발주 취소 등의 문제로 실적 악화는 물론 기업의 신뢰도 하락에 영향을 받고 있는 상태이다. 시장에서 중국의 저가 물량공세와 일본의 엔저 및 기술력을 바탕으로 한 경쟁에서 국내 업계는 생산성 저하, 기업의 영업실적 악화라는 어려움에 처해있으나, 중장기적으로는 중국, 인도 등의 지속적인 에너지 수요 증가와 육상 및 천해지역 자원고갈 등에 따른 심해 석유개발 증가로 2020년 이후에는 점차 발주가 회복될 것으로 전망되고 있으며, 2020년 이후 2014년 발주량 수준으로 회복되고 2017년 이후에는 FPSO 시장 활성화가 예상되고 있다(Seo, 2016).

국내 해양플랜트 업체들의 경우 대형 업체들은 LNG선, 극초대형 컨테이너선, 대형탱커, 시추선, FPSO 등을 주로 건조하며, 중형급 이하 업체들은 석유제품운반선, 벌크선 등을 주로 건조한다(FISI, 2016). 해양플랜트, LNG선, 초대형 컨테이너선 등 고부가가치 선종 중심으로 시장을 석권해왔던 한국은 해양플랜트 시장이 조정을 거치면서 수주량은 감소하였으나, 시장 점유율은 상승하였다(Fig. 5).

Fig. 5.

Shipbuilding tonnage by 2016 of major shipyards.

그러나 플랜트 설계표준화와 단순화를 통해 중소형 리그를 생산하던 해외 조선사의 시장참여로 해양부문의 경쟁이 더욱 높아졌으며, 국내 업계의 수주는 과거처럼 대폭 늘어나기는 어려울 것으로 예상된다.

국내 선종별 수주량, 건조량, 수주잔량은 전체적으로 감소하는 경향을 보이며(Figs. 6~8), 시추선의 수주량 및 수주잔량은 2014년을 기점으로 감소하였다(KOSHIPA, 2017). 시추선은 향후 7년간 연평균 4척 발주, FPSO는 향후 7년간 연평균 20척(신조/개조 포함) 발주가 기대되고 있으며, 유망분야로는 LNG 수요 증가에 따른 LNG FPSO, LNG FSRU(Floating, Storage, Re-Gasification Unit) 등에 대한 발주가 증가할 전망이다(Seo, 2016).

Fig. 6.

Domestic amount of orders received by ship type.

Fig. 7.

Domestic shipbuilding tonnage by ship type.

Fig. 8.

Domestic order backlog by ship type.

Figs. 9~11에 국내 조선 3사의 수주량, 건조량, 수주잔량을 나타내었으며(KOSHIPA, 2017), 건조량은 수주잔량 감소로 2011년부터 지속적으로 감소하다 2016년 소폭 상승하였다. 수주량은 2015년을 기점으로 급격히 감소하였으며, 수주잔량의 경우 2010년부터 감소하는 경향을 보이다 2015년을 기점으로 급격히 감소하였다. 2010년대부터 국내 대형조선사의 수주잔고에서 해양플랜트가 50% 이상 비중을 차지하였으며, 국내 상위권 조선사들이 시장 점유율 저하에 대응하여 해양플랜트 수주를 확대해 왔으나 시추설비의 인도물량 부담과 유가 영향으로 2014년 이후 해양플랜트 발주규모는 크게 위축하였다.

국내 해양플랜트산업의 경우 대형 조선사들은 축적된 경험과 기술개발능력을 바탕으로 주로 고부가가치 영역에서 경쟁하고 있으며, 범용 선박시장은 중국의 다수 조선업체들이 진입하여 경쟁을 시작하였고 국내 중형급 이하 조선소들도 수출시장에 진입해 있는 상황이기 때문에 경쟁이 치열하다(KATS, 2017). 또한, 싱가포르와 중국 조선사들이 가격경쟁력을 바탕으로 중형급의 프로젝트 수주에 성공함으로써 국내 조선사들의 경우 대형 프로젝트에서 기술 경쟁력을 입증하고 안정적인 수주물량 확보 가능성을 파악하여야 할 것으로 사료된다. 따라서 국내의 수주 경쟁력 유지를 위해서는 자원개발에 대한 이해를 바탕으로 기존의 해양플랜트 건조 및 제작 기술을 접목시켜야 할 것이다.

Fig. 9.

The three domestic shipbuilders based on the amount of orders received.

Fig. 10.

The three domestic shipbuilders based on the shipbuilding tonnage.

Fig. 11.

The three domestic shipbuilders based on the order backlog.

해양플랜트 부문 기술역량

해양플랜트의 가치사슬(혹은 생애주기)은 Fig. 12와 같으며, 통상적으로 타당성 조사 및 예비탐사, 시추 및 탐사, 설계, 건조 및 제작, 운반, 설치 및 시운전, 운영 및 유지관리, 해체로 구분된다. 국내의 해양플랜트 산업의 경우 생산기술의 절대적인 우위를 점하고 있음에도 불구하고 설계 기술의 자립화를 위해 상당한 노력이 필요하며, 가치사슬 상 건조 및 제작 부문을 제외하고는 고부가가치영역은 메이저와 해양엔지니어링 회사의 독점영역에 해당되어 있다(Sung, 2014).

Fig. 12.

Value chain of offshore plant.

국내 조선‧중공업사가 강점을 가지고 참여하는 단계는 건조 및 제작 단계라 할 수 있으며, 플랜트 건조과정에서 설계변경 등으로 공정지연 및 비용초과가 발생할 수 있으므로 해양자원개발 경험에 기반을 둔 설계부문 역량이 제작 공정의 효율과 비용을 결정하는 가치사슬의 핵심요인이라 할 수 있다(KEEI, 2015). 세계 최고수준의 해양플랜트 기술수준을 100으로 보았을 때 우리나라와 주요 경쟁국들의 기술수준 분석 결과를 Fig. 13에 나타내었다(KRISO, 2015a). 설계에서 제작에 필요한 생산설계부문의 역량은 우수하나, EPCI, 상세설계, 모듈화의 경우 경쟁국들과 유사한 수준이고 자원개발과 관련된 타당성 조사 및 예비탐사, 시추 및 탐사 등 그 외의 단계에 있어서 우리나라의 기술력은 부족한 실정이다.

국내기업은 시공 중심의 산업구조로 성장하여 가치사슬 상의 상세설계 및 시공 관련 우수한 기술을 보유하고 있으나, 원천기술, 기본설계, 핵심 기자재 등에서는 아직 기술력이 상대적으로 미흡한 상태이다. 국내 조선 3사(현대중공업, 대우조선해양, 삼성중공업)는 전 세계 경기 침체에 따른 업황 부진을 타개하고자 하였으나, 무분별한 해양플랜트 수주로 인해 경영적 위기를 초래하였다. 또한 FEED(Front End Engineering and Design) 기술의 취약으로 인한 생산설계 및 공정, 기자재 국산화와 건조기간 단축, 운송 및 설치 등 EPC(Engineering, Procurement & Construction) 전 분야에서 경쟁력이 약화되고 있는 실정이나, 핵심 기자재의 국산화 추진 및 활발한 IT 융합 기술개발과 해외투자유치 확대 등으로 시장여건을 개선하기 위한 노력이 추진되고 있다(MSS, 2016).

Fig. 13.

Technology level of Korea and major competitors.

북극 해양플랜트 기술 동향

북극에서의 해양플랜트 개발은 자원의 소유와 활용을 위해 둘러싸고 있는 인접국 사이에서 벌어지는 영유권 분쟁, 항로의 통행과 관련한 국제협약상의 이견 등과 더불어 기술적으로 다양한 문제가 산재한다. 수심이 관건이 되는 심해용 플랜트와 달리 북극지역 해양플랜트에서 기술적으로 제기되는 문제는 기능의 최적화와 유빙의 충돌로부터의 안전 확보, -50°C 이하의 저온 조건에서의 생존확보와 더불어 안전 및 친환경 설계 등 다양한 관점에서의 접근이 필요하다. 특정 해역에서 수명이 다할 때 까지 위치를 고정하고 작업에 투입될 수 있는 해양플랜트에 적용되는 법규나 기준은 개별지역의 환경적 특수성으로부터 많은 영향을 받는다(Kim, 2014). 또한 해양플랜트 산업은 목적 및 운항 경로에 따라 적합한 선형 개발이 필요하고, 거친 해상에서의 안전 운항, 화재 및 비상탈출, 해양오염 방지를 위한 설비 구비 등에 있어 국제 표준 및 각종 국제기구의 기준을 적용해야한다(MSS, 2016).

국내 기술로 시장에 진입한 극한지역 운항용 선박 및 해양플랜트는 쇄빙선 및 내빙선, 고정식 플랫폼(Fixed Platform), 반잠수식 시추리그, 시추선, FPSO 등과 함께 북해지역에서 운영 가능한 잭업리그까지 다양한 제품군이 있다(Kim, 2014). 그러나 국제규제 및 산업 환경 변화에 적응하여 선박과 해양플랜트에 탑재되는 부품 및 기자재를 다양한 특수 복합성능을 갖추도록 요구함에 따라 국내 해양플랜트산업의 경쟁 우위를 점하기 위해 관련 기술 개발 필요성이 증대되고 있다(KATS, 2017). 해양플랜트 선가의 35~55%를 차지하는 해양플랜트 기자재 분야에서 우리나라는 EU, 미국, 일본 등 선진국에 비해 제품의 차별적 기술, 신뢰도, 납품실적 등의 측면에서 상대적인 열위 상태로 산업적 진입기 수준에 머물러 있다. 국내 조선산업에서 상선에 탑재되는 기자재의 국산화율은 평균 90%를 상회하고 있으나, FPSO, 반잠수식 시추리그, 시추선 등 해양플랜트기자재의 경우 국산화율이 20%에 불과하여 핵심 기자재를 수입에 의존하고 있는 상황이다. 또한, 해양플랜트 선가 대비 세부 분야별 기자재의 국산화율은 기계장치와 배관재는 15~20%의 국산화율을 나타내며, 전기장치는 35~45% 내외의 비교적 높은 국산화율을 보인다. 이에 반해 핵심장비인 안전설비는 5% 내외의 국산화율을 보이고 있어 이들 설비를 대부분 수입에 의존하고 있다(KRISO, 2015b).

최근에는 선박, 해양플랜트 및 관련 기자재의 연구개발 및 설계 생산과 관련하여 ICT(Information Communication Technology) 기술을 접목한 신기술 개발을 통해 선박 및 해양구조물의 기능 고도화에 대한 관심이 증가하고 있다. 이러한 해양플랜트 ICT 융합 산업을 통해 조선해양산업의 생산성을 향상시킬 수 있으며, 국제경쟁력 강화 및 해양시스템, 기자재의 기능 고도화 및 고부가가치화가 가능할 것이다(MSS, 2016). 국내의 경우 IT 기술의 높은 완성도와 산업기반을 가지고 있어 일반적인 플랜트 기술과 ICT 기술의 융합이 주요 쟁점이며, 한국 선급을 중심으로 생애주기 관리시스템 개발이 진행되고 있다. 국내 조선 3사 및 연구소를 중심으로 안전성 및 위험도 해석과 평가기술 개발이 활발히 이루어지고 있으며, 선진국의 진입장벽을 넘기 위하여 노력하고 있는 실정이다(KRISO, 2015b).

이렇듯 북극과 같은 극한 환경에서의 자원개발 시 자본적 지출(Capital Expenditure; CAPEX)의 증가로 자원개발 사의 수익감소가 불가피하므로 CAPEX의 감소가 필요하며, 이를 위한 설비 단순화, 표준화, 구조물의 기능 고도화 등을 적용한 해양플랜트 기술이 요구되고 있다.

결론

북극해와 같은 극한 환경에서 해양플랜트를 활용한 석유자원개발은 타 산업에 비해 R&D 규모가 크고 기술개발 목표 달성에 대한 위험부담이 존재한다. 러시아, 노르웨이 등 유럽 국가들은 해양플랜트 산업에 대한 기술력과 지정학적 우위를 바탕으로 북극 자원개발과 시장참여에 적극적으로 나서고 있다. 미국은 국가 차원에서 극지 환경보전과 국가 간 협력체계 강화 등 보다 근본적인 생태계 조성에 주로 초점을 맞추고 있으며, 석유개발 메이저 기업을 중심으로 자원개발을 진행하고 있다. 이렇듯 북극 자원개발은 장기적인 투자와 지원이 필요하며, 인력양성과 더불어 해양플랜트 산업의 높은 진입장벽을 넘어야 성장이 가능하다. 따라서 국내의 경우 석유자원개발에 대한 이해와 조선분야의 건조 및 제작 능력을 바탕으로 정부차원의 전략적 기술개발 노력이 필요하며, 해양플랜트, ICT 융합 산업을 통해 기능 고도화 및 고부가가치화 실현을 위한 방안을 개발해야 할 것이다.