Korea's steel and petrochemical industries emit over 150 million tonnes of CO₂ per year — 25% of the country's total. Decarbonising them requires electrification, and the scale of the electricity demand that follows is rarely discussed honestly.

## The Electrification Routes

**Steel:** Replacing the blast furnace/basic oxygen furnace (BF-BOF) route with hydrogen direct-reduction and electric arc furnace (H₂-DRI-EAF) cuts CO₂ by 95%. The catch: electric arc furnaces run on electricity.

**Petrochemicals:** Naphtha crackers currently operate above 800 °C using methane as a heat source. Switching to electric heating (e-cracking) eliminates 94–100% of process CO₂. Again: electricity is the input.

## The Numbers

Korea currently produces 67 million tonnes of crude steel annually and 9 million tonnes of ethylene. Maintaining that output while electrifying 100% of both processes would require **345–405 TWh** of electricity per year — roughly 60% of Korea's entire 2023 generation (590 TWh).

The steel and petrochemical clusters in Pohang and Gwangyang alone would need **247–283 TWh**, six to seven times more power than those regions currently consume. This implies explosive electricity demand growth outside the Seoul metropolitan area — something Korea's grid planning has not adequately addressed.

## What the 11th Basic Plan Gets Wrong

The government's 11th Basic Plan for Electricity Supply and Demand (전기본) projects industrial electrification demand of just 63 TWh by 2038. That figure covers only the very early stages of hydrogen-reduction steelmaking and electric cracking introduction. Full electrification for carbon neutrality by 2050 requires more than five times that amount — for steel and petrochemicals alone.

Six more rounds of Basic Plan revisions remain before 2050. Each cycle must grapple seriously with how to project and accommodate industrial electrification at this scale. The conversation cannot wait.

한국에서 철강과 석유화학이 내뿜는 이산화탄소는 한해 1억5000만t이 넘는다. 국가 총배출량의 25%가 이 두 산업에서 나온다. 두 산업을 탈탄소하려면 에너지원을 화석연료에서 전기로 전환하는 '전력화'가 필수적이다.

## 전기화 경로

**철강:** 고로-전로(BF-BOF) 방식 대신 수소환원철-전기로(H₂-DRI-EAF)로 전환하면 이산화탄소 배출을 95% 줄일 수 있다.

**석유화학:** 나프타를 800도 이상의 고온에서 분해하는 크래킹 공정에서 메탄가스 대신 전기가열로로 전환하면 이산화탄소 배출을 94~100%까지 줄일 수 있다.

## 전력 수요의 규모

현재 한국의 연간 조강 생산량은 6700만t, 에틸렌 생산량은 900만t이다. 이 생산량을 유지한 채 공정을 100% 전기화하면, 총 **345~405TWh**의 전력이 필요하다. 2023년 한국 전체 전력 발전량(590TWh)의 60%에 달하는 양이다.

포항·광양의 철강·석유화학이 100% 전력화하는 데 필요한 전력량만 **247~283TWh**다. 지금보다 6~7배를 상회하는 전력이 필요한 것이다.

## 11차 전기본의 과소 추계

정부가 발표한 제11차 전력수급기본계획(전기본)은 2038년 산업부문 전기화 총 수요를 63TWh로 제시했다. 이는 전기화 초기 단계 수치다. 2050년 탄소중립을 위해서는 11차 전기본에서 내다본 산업 전체 전력화 수요의 5배가 넘는 전력이 필요하다.

2050년까지 남아있는 여섯 차례의 전기본 수립과정에서 산업 전력화 수요를 어떻게 반영할 것인지 깊은 논의가 필요하다.

Prepare for the Electricity Appetite of Steel and Petrochemicals

전기 먹는 철강·석유화학에 대비하라

Korea's ETS tightens the emissions cap in line with national targets, but market prices reflect the cheapest abatement options first — so the carbon price needed for large-scale plant conversion in steel and petrochemicals may form too late. Under the 4th allocation plan, the expected allowance price of about KRW 67,000 in 2040 falls short of the KRW 90,000–120,000 range required for industrial transition.

## Proposal: a Korean Market Stability Reserve (K-MSR)

This report proposes an auction floor price starting at **KRW 40,000 in 2026**, rising **7% annually in real terms**, with allowances left unsold at that price **permanently cancelled**.

- With the K-MSR in place, the projected price path exceeds KRW 90,000 by 2038 and reaches about KRW 103,000 by 2040
- The 40,000/7% path is designed to limit early auction shocks while crossing the KRW 90,000 decarbonisation price signal by 2038

## Conditions for adoption

The government should first codify the multi-year carbon pricing schedule and the cancellation procedure in legislation, then regularly review unsold volumes and actual cancellations, the gap between auction and secondary-market prices, and firms' capital investment plans.

한국 배출권거래제는 국가 감축목표에 맞춰 배출허용총량을 줄이지만, 시장가격은 비용이 낮은 감축수단부터 반영하기 때문에 철강과 석유화학의 대규모 설비전환에 필요한 탄소비용은 뒤늦게 형성될 수 있다. 제4차 할당계획의 총량과 산업별 감축수단을 고려하면 2040년 예상 배출권 가격은 약 6만 7,000원으로, 9만~12만 원의 산업전환 가격대에 도달하지 못할 가능성이 크다.

## 제안: 한국형 시장안정예비분(K-MSR)

본 보고서는 2026년 배출권 경매 최저가격을 **4만 원**에서 시작해 매년 **실질 7%**씩 높이며, 그 가격에서 팔리지 않은 배출권을 **영구취소**하는 한국형 시장안정예비분(K-MSR)을 제안한다.

- 해당 제도 도입 시 배출권 가격 경로는 2038년에 9만 원을 넘고 2040년에는 약 10만 3,000원에 도달할 것으로 전망된다
- 4만 원·7% 경로는 도입 초기의 경매 충격을 줄이면서 2038년에 탈탄소 가격 시그널인 9만 원을 넘도록 설계한 시나리오다

## 도입 조건

정부는 다년 탄소가격제 및 유상할당 취소 절차를 법령으로 먼저 정하고, 시행 이후에는 유찰량과 실제 취소량, 경매가격과 2차시장 가격의 차이, 기업의 설비투자 계획을 정기적으로 검토하여야 한다.

Proposes a Korean Market Stability Reserve: an auction floor price starting at KRW 40,000 in 2026, rising 7% annually in real terms, with unsold allowances permanently cancelled.

2026년 배출권 경매 최저가격을 4만 원에서 시작해 매년 실질 7%씩 높이고, 유찰된 배출권을 영구취소하는 한국형 시장안정예비분(K-MSR)을 제안합니다.

A Korean Market Stability Reserve (K-MSR) for industrial decarbonisation

한국 탈탄소 산업전환을 위한 K-MSR 도입 방안

This report quantitatively evaluates how energy policy — particularly for power and hydrogen — shapes the transition cost and technology choice for Korea's petrochemical industry along the decarbonisation path.

## The Core Challenge of Process Transition

Because petrochemicals use fossil fuels **simultaneously as feedstock and heat source**, fuel-only switching has clear limits. Process-level technology shifts — including electric crackers and hydrogen-based processes — emerge as the central alternatives.

## Methodology

Targeting major Korean petrochemical complexes, we built a **Mixed-Integer Programming (MIP) model** incorporating carbon-budget constraints, technology readiness, and electricity/hydrogen price scenarios, and compared the costs of various transition pathways.

## Key Findings

Total transition cost is driven by **long-run cumulative energy purchase cost, not capital expenditure**:

- Rising electricity prices + hydrogen prices indexed to electricity → cost burden of hydrogen-based pathway expands sharply
- Stable electricity prices + renewable-based hydrogen supply decoupled from electricity → cost gap between electric cracker and hydrogen pathways is limited

Even under the same carbon budget and technology readiness, **energy policy design is the decisive factor** in the scale of transition cost and the technology-choice risk facing firms.

## Policy Recommendations

- Redesign petrochemical restructuring criteria to include carbon budget, infrastructure, and post-transition energy cost
- Integrate industrial and energy policy
- Develop a **place-based transition strategy** that bundles infrastructure deployment with industrial and labour transition at the level of petrochemical clusters

이 보고서는 국내 석유화학 산업을 대상으로 탈탄소 전환 과정에서 전력·수소 등 에너지 정책이 전환 비용과 기술 선택에 미치는 영향을 정량적으로 평가한 연구이다.

## 공정 전환의 핵심 과제

석유화학은 화석연료가 **원료와 열원으로 동시에 사용**되는 공정 특성상 단순 연료 전환만으로는 한계가 있으며, 전기 크래커·수소 기반 공정 등 공정 수준의 기술 전환이 핵심 대안으로 제시된다.

## 분석 방법론

국내 주요 석유화학단지 시설을 대상으로 탄소예산 제약, 기술 성숙도, 전력·수소 가격 시나리오를 반영한 **혼합정수계획(Mixed-Integer Programming) 모형**을 구축해 다양한 전환 경로의 비용을 비교·분석하였다.

## 핵심 발견

총 전환 비용은 **설비 투자비보다 장기간 누적되는 에너지 구매비용**에 의해 좌우된다:

- 전력가격 상승 + 수소가격의 전력 연동 → 수소 기반 경로의 비용 부담 급격히 확대
- 전력가격 안정 + 수소의 재생에너지 기반 독립 공급 → 전기 크래커와 수소 경로의 비용 차이 제한적

이에 따라 동일한 탄소예산과 기술 수준을 전제하더라도 **에너지 정책 설계가 전환 비용 규모와 기업의 기술 선택 위험을 결정**하는 핵심 요인임을 확인하였다.

## 정책 제언

- 석유화학 구조조정 기준을 탄소예산·인프라·전환 이후 에너지비용까지 포함하도록 재설계
- 산업정책과 에너지정책을 통합적으로 연계
- 석유화학 집적지 단위에서 인프라 구축과 산업·고용 전환을 포괄하는 **지역 기반 전환 전략** 마련

Mixed-integer optimisation model showing that energy prices—not capex—determine petrochemical decarbonisation costs.

혼합정수계획 모형을 통해 석유화학 탈탄소 전환의 총비용이 설비투자보다 에너지 구매비용에 의해 결정됨을 분석합니다.

Energy policy and petrochemical transition: cost is in energy, not construction

에너지 정책이 쥐고 있는 석유화학 전환의 리스크와 기회

Amid rapid changes in the international competitive environment, Korea's petrochemical industry faces a structural challenge. With deepening Chinese oversupply, the EU's tightening regulations, and aggressive transition policies in major economies all converging, this study explores response strategies for Korea.

## Global Trends

**China:** Deepening oversupply and expanding self-sufficiency, eroding Korea's export markets

**EU:** CBAM/ETS strengthening with potential extension to petrochemical products — analysis of carbon-border tariff impact on Korean industry

**Germany:** Introduction of CCfDs (Carbon Contracts for Difference) to drive long-term contract-based investment in process innovation — government absorbs the uncertainty in private investment

**Japan:** GX (Green Transformation) push — restructuring through large-scale investment and asset consolidation

## Korean Response Priorities

Drawing on these international cases, the priorities for Korea are:

1. **A Korean CCfD scheme** — long-term price stability for low-carbon process transition
2. **Carbon-footprint certification system** — meeting EU export requirements and capturing green premiums
3. **Restructuring package for commodity assets** — supporting an orderly exit of less-competitive facilities

## Implications

Even under the same carbon regulation and technology readiness, **energy policy design** decisively shapes both transition cost and technology-choice risk. Industrial and energy policies must be integrated, and a place-based transition strategy is needed at the level of petrochemical clusters — bundling infrastructure deployment with industrial and labour transition.

국제 경쟁환경의 급격한 변화 속에서 한국 석유화학 산업은 구조적 도전에 직면하고 있다. 중국발 공급과잉 심화, EU의 규제 강화, 해외 주요국의 적극적 전환 정책 등이 복합적으로 작용하는 상황에서 국내 산업의 대응 전략을 모색한다.

## 글로벌 동향

**중국:** 공급과잉 심화 및 시장 자급화 확대로 한국 수출 시장 잠식

**EU:** CBAM·ETS 강화, 석유화학 제품으로 확대 가능성 — 탄소국경세가 한국 산업에 미치는 파급 효과 분석

**독일:** CCfD(Carbon Contract for Difference) 도입, 장기 계약 기반 공정 혁신 투자 촉진 — 민간 투자 불확실성을 정부가 흡수하는 구조

**일본:** GX(Green Transformation) 추진, 대규모 투자와 설비 통합을 통한 구조조정 병행

## 한국 대응 과제

해외 사례를 바탕으로 한국의 핵심 과제:

1. **한국형 CCfD 도입** — 저탄소 공정 전환에 대한 장기적 가격 안정성 보장
2. **탄소발자국 인증체계 구축** — EU 수출 대응 및 그린 프리미엄 확보
3. **범용 설비 구조조정 패키지 마련** — 경쟁력 낮은 설비의 체계적 퇴출 지원

## 시사점

동일한 탄소 규제와 기술 수준을 전제하더라도, **에너지 정책 설계가 전환 비용 규모와 기업의 기술 선택 위험을 결정**하는 핵심 요인이다. 산업정책과 에너지정책을 통합적으로 연계하고, 석유화학 집적지 단위에서 인프라 구축과 산업·고용 전환을 포괄하는 지역 기반 전환 전략이 필요하다.

Policy lessons from Germany, Japan, and the EU for Korea's petrochemical sector decarbonisation.

독일, 일본, EU의 탈탄소 정책에서 국내 석유화학 산업이 배울 수 있는 정책적 시사점을 도출합니다.

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