2025년까지, 경암형 시설이 빠른 시장 대응에 유리 

2022~2025년 수산화리튬의 수급부족 환경에서, 리튬 기업들에게 우선적으로 필요한 전략은 ‘빠른 시장대응’ 일 것이다. 수산화리튬의 생산방법 중 경암형 방식과 염수형 방식의 장단점은 명확하다. 경암형 방식은 초기 투자비가 낮고 빠른 생산이 가능해 시장대응에 유리한 반면, 선광 비용 등 생산원가가 높다. 염수형 방식은 초기 투자비가 높고 염수 증발, 변환 등의 과정이 오래 걸리지만, 규모의 경제효과로 생산원가가 낮다. 따라서 안정적으로 가동 중인 경암형 수산화리튬 플랜트를 갖춘 중국 기업들의 시장지배력이 앞으로 2~3년은 지속될 것으로 보인다.

그러나 2025년부터 신규 프로젝트들의 리튬 생산이 시작되면, 글로벌 리튬의 생산지도도 다시 그려지기 시작할 것이다.

먼저 탄산리튬의 경우, 표2를 보면 수산화리튬 변환용도를 제외하더라도 공급이 충분할 것으로 보인다.

반면, 표 3를 보면 수산화리튬의 공급 부족이 눈에 띈다. 2023~2024년까지 수산화리튬 공급망에서 중국 캐파가 압도적일 뿐만 아니라, ‘염수형 변환공정’의 낮은 회수율을 고려하면, 수산화리튬의 글로벌 캐파가 부족한 상황이다. 글로벌 신규 프로젝트들은 대부분 2025년부터 생산을 목표로 하고 있다. 일부 배터리 기업들이 신규 프로젝트를 추진 중인 기업들과 공급계약을 발표했지만, 실제 공급까지 타당성 평가/시험가동/램프업/품질검사 등 수많은 단계를 거쳐야 하기 때문에 불확실성이 크다.

글로벌 리튬 생산 방식은 경암형, 염수형 크게 두 가지가 있다. 경암형은 리튬 광산에서 채굴하여 가공하는 방법이고, 염수형은 염호에서 증발 과정을 거쳐 생산하는 방법이다.현재 생산 비중은 반반 정도로 비슷하지만, 실제 매장량은 염수형이 60% 이상이며 앞으로의 캐파 증설도 염수형에서 활발하게 이루어질 예정이다.

탄산리튬은 두 가지 방식 모두에서 제련 생산이 가능하다. 반면, 수산화리튬은 경암형 스포듀민 정광에서만 바로 제련이 가능하고, 염수형 방식에서는 염수에서 만든 탄산리튬을 변환시켜야 생산할 수 있다. 그런데 이 염수형 탄산리튬→수산화리튬 변환 공정이 까다롭다는 문제가 있다. Battery-grade 수산화리튬은 99%가 넘는 높은 순도여야 한다. 따라서, 변환의 feedstock으로 들어가는 물질도 주로 99%이상의 고순도 technical-grade 탄산리튬이어야 하고, 각 기업마다 feedstock으로 쓰는 염수 농축도에 따라 저마다의 설비와 공정 디테일을 운영하고 있다. 또한 변환촉매제로 쓰이는 수산화칼슘의 낮은 용해도 때문에 수율이 낮으며 리튬 손실도 많은 편이다.

즉, 염수형 방식으로 수산화리튬을 생산하는 기업은 ‘검증된’ 기술력이 중요하다. 이에많은 글로벌 기업들이 신규 프로젝트들이 진행 중이더라도, 결과적으로 나올 수율과 품질은 확신할 수 없는 것이다. 변환공정의 까다로움과 오랜 생산기간 때문에, 염수에서중간 물질을 ‘직접추출(DLE)’하는 방법도 국내 POSCO홀딩스를 포함한 여러 기업이 개발하는 중이다.

실제로, 높은 기술성숙도로 안정적 생산 중인 수산화리튬 시설은 대부분 생산하는 경암형 방식(Albemarle의 중국 플랜트, 강봉리튬, 천제리튬 등 약 18만톤)이다. 현재 운영이 확인되는 염수형 탄산리튬→수산화리튬 변환 시설은, ①Albemarle의 Kings Mountain 0.5만톤, ②SQM의 Salar de Carmen 1.35만톤, ③ Livent의 Bessemer City 2.5만톤뿐이다. ④Allkem의 Nahara 1만톤은 2022년 가동 시작 예정이다

화석연료 중에서도 특히 더 큰 호시황을 누릴 석유제품 

화석연료 중에서도 특히 더 큰 호시황을 누리는 체인은 석유제품이 되겠다. 2030년 이후부터는 글로벌 EV 침투율 확대로 운송용 연료 수요가 감소하겠지만, 적어도 그 전까지는 더디게라도 수요는 증가한다. 그러나 한편으로는 향후 10년 내 수요가 정점에 달하는 산업인 만큼 글로벌 정유업체들의 CDU 증설은 더 이상 공격적으로 이루어지지 않고 있다. 특히 수익성이 낮아진 노후설비는 ‘탄소감축’이라는 아젠다 안에서 추가비용 부담으로 오히려 설비를 폐쇄하거나 또는 예정하고 있다.

2021 년에 신규로 유입된 정제설비는 +85 만 b/d 에 불과했으나, 영구폐쇄되었거나 바이오디젤 등 다른 용도로 전환된 설비가 -160 만 b/d 내외에 달해 글로벌 순증설규모는 오히려 -75 만 b/d 감소하였다. 1990 년대 이후 약 30 년 만에 처음으로 글로벌 정제설비 규모가 줄어든 것이다.

2022년에도 신규 정제설비가 약 +200만b/d 유입되긴 하나, 일본과 뉴질랜드 등을 중심으로 -70 만 b/d 가 폐쇄 또는 영구전환됨에 따라 순증설은 +130 만 b/d 에 그칠 것으로 파악된다. 그러나 지난 2 월 러시아의 우크라이나 침공에 따른 서방국가들의 제재로 러시아 및 유럽 일부 지역에서 예상치 못한 공급 감소가 나타나고 있어 글로벌 석유제품 공급량은 오히려 더 감소하거나 전년과 비슷하게 유지될 전망이다.

향후 발표되는 정부 정책과 규제, 기술 상업화 등에 따라 투자 매력도는 충분히 바뀔 수 있고, 중간중간 각 국가의 정권교체에 따라 기존 에너지 정책이 완전히 달라지거나 혹은 더 빠른 속도로 진행될 수도 있다. 이 같은 이유들로 에너지 전환 과정에서 끊임없는 노이즈 발생은 불가피하다. 다만, 에너지 포트폴리오는 단기에 전환되는 것이 아니라 수 십년에 걸쳐 서서히 이루어지기 때문에 특정 기준에 맞춰 각 타임라인별 우선순위를 구분할 필요가 있다.

2050년까지 발전, 운송, 건물 등에서 주요 이벤트가 예정되어 있다. 모든 이슈들이 각 에너지원들의 운명을 바꾸는 크고 작은 변곡점이 되겠지만, 에너지원별 투자 무게중심의 타임라인을 구분하는데 있어 앞서 언급한 핵심 트리거 1)주요 국가들의 ‘석탄발전 중단’, 2)글로벌 EV 침투율 확대로 인한 ‘전기차 충전 전력수요 증가’를 주요 기준점으로 활용하였다.

운송옵션 1. LOHC 

LOHC(Liquid Organic Hydrogen Carrier)는 톨루엔, 디벤질톨루엔, 메틸벤질피리딘 등의 액상 유기화합물과 수소를 결합시킨 후 선박을 활용해 장거리로 이송된다. 어떤 화합물을 사용하느냐에 따라 에너지 밀도에 차이가 있긴 하나, 톨루엔 기반의 MCH 기준 저장용량은 1 ㎥당 약 47kg 이상으로 압축수소 대비 높은 편에 속한다. 또한 반복적으로 수소를 저장 및 방출할 수 있고, 현재 활용하고 있는 휘발유와 디젤 등의 저장 및 운송 인프라를 활용할 수 있다는 점에서 매력적이다.

그러나 LOHC 방식의 운송수단을 활용하기 위해서는 수소 생산 및 소비처 각각에 저장 및 방출설비가 필요하고, 사용된 유기화합물은 재사용하기 위해 생산지로 다시 반환되어야 한다는 점에서 비용 부담이 높다. 또한 수입 액상 유기화합물에서 수소를 다시 추출하는데 많은 양의 에너지가 소비되어야 하기 때문에 최종적으로 효율성이 낮다는 점도 LOHC 의 단점이다. 참고로 MCH 기준으로 수소 추출에 사용되는 에너지양은 약 67.5Kj 인데, 암모니아에서 수소를 분리하는데 필요한 에너지 30.6Kj 대비 약 2 배 더 많은 수준이다. 그러나 무엇보다 아직까지는 에너지 효율성과 생산, 사용과정에 가장 적합한 유기화합물을 개발 및 탐색 중이 단계에 불과해 수소 운반체로서 LOHC 방식이 상용화되기에는 시간이 다소 필요하다.

운송옵션 2. 암모니아 

수소의 장거리 운송을 위한 또 다른 방법은 무기화합물 암모니아(NH3) 활용이다. 현재 합성비료를 비롯한 화학산업의 원료로 사용되고 있는 암모니아는 대량 생산을 위해 질소와 수소를 결합시키는 ‘하버-보슈공법’이 적용되고 있다. 수소를 운송하는 수단으로서의 암모니아 역시 이 공법을 동일하게 활용하지만, 핵심은 화석연료가 아니라 신재생에너지를 활용해 생산된 그린수소를 질소와 합성시킨다는 점이다.

암모니아는 19 세기 후반부터 지금까지 오랫동안 비료 생산용으로 활용되면서 생산설비와 항구, 파이프라인 등의 인프라를 확보해왔다. 따라서 추가적인 대규모 투자없이 대용량의 수소를 운송할 수 있다는 측면에서 경제성이 높다. 또한 동일한 부피 1 ㎥ 당 암모니아 수소 밀도는 120kg 내외로 액체수소 70kg 및 MCH 47kg대비 각각 1.8 배, 2.5 배 더 높아 운송 효율성도 더 우수하다.

재생에너지 발전단가를 낮추는 방법은 크게 1)전체 투자비용(CAPEX) 축소 또는 2)발전량 확대에 기반한 단위당 투자비용 감소로 나눌 수 있다. 전자는 원재료비 등을 중심으로 한 hard cost 와 인력비 및 설치비 등을 포함하는 soft cost 절감에서 이루어질 수 있고, 후자는 태양광 모듈 발전효율을 개선시킴으로써 달성될 수 있다.

전자의 경우 CAPEX 중에서 hard cost 를 구성하는 대표적인 원재료 폴리실리콘, 웨이퍼 등은 2021 년 물류차질과 글로벌 생산 트러블로 가격이 급등하긴 했으나, 이는 향후 생산 정상화 및 신규 증설물량 유입을 통해 하향 안정화가 예상된다. 후자는 현재 태양전지 생산량의 75% 정도를 차지하고 있는 p-type 실리콘 전지가 이론상 최대효율인 30%에 거의 도달했다는 한계가 있긴 하나, 박막형과 TOPCon, 페로브스카이트 등 차세대 태양전지 개발을 통해 보완될 수 있다.

결국 CAPEX 비용을 축소할 수 있는 ‘밸류체인 가격 하락’ 및 ‘생산효율 개선’은 기술과 시간의 문제일뿐, 태양광 산업 내에서 자연스럽게 해결될 수 있는 이슈이다. 따라서 중장기적으로는 발전단가의 지속적인 하락을 기대할 수 있겠다는 판단이다

한국을 포함해 대부분 국가들이 공통적으로 24 시간 내내 안정적인 전력 공급이 가능하고, 연료비가 가장 저렴한 석탄과 원자력을 기저전원으로 활용하고 있다. 2020 년 기준 국내 전체 발전량에서 석탄과 원자력 발전 비중은 64%에 달했는데, 중국도 68%로 국내와 비슷했고, 인도와 프랑스도 각각 75%, 67%를 차지했다. 미국은 전 세계에서 천연가스 생산량이 가장 많아 유일하게 가스발전 비중이 41%로 가장 높았고, 석탄과 원전이 발전에서 차지하는 총 비중은 39%에 그쳤다.

국가마다 에너지원 활용에 대한 구체적인 입장은 다르지만 전통 화석연료인 석탄과 중유, 가스발전 비중은 점진적으로 줄이고 신재생에너지 비중을 빠르게 늘리겠다는 것은 전반적으로 동일하다. 기력발전은 줄이는 동시에 신재생에너지 발전을 점차 늘리면 현재 10% 남짓에 불과한 태양광과 풍력 비중이 2050 년엔에는 절반을 넘어서게 된다. 결국 궁극적으로는 이들이 석탄과 원전을 대신해 기저전원으로서의 역할을 수행해야만 하는 것이다.

넷제로 달성을 위해서는 연간 500GW 규모의 태양광 패널 설치 필요

IEA 는 2050 년까지 탄소배출 제로 달성을 위해 2020 년 글로벌 발전량의 60%를 차지했던 석탄과 가스, 중유 등 화석연료 비중이 2030 년에는 27%, 2050 년에는 2%까지 대폭 낮아져야 한다고 전망한다. 동시에 2020 년 9% 내외에 불과했던 태양광과 풍력 비중은 2030 년 40%, 2050 년 68%까지 확대되어야 한다.

그 중 태양광만 따로 보더라도 2030 년 19%, 2050 년 33% 비중을 충족시키기 위해 2021년 누적 800GW 내외였던 글로벌 태양광 설비가 2030년 5,800GW, 2050년 16,000GW 에 달해야 한다는 의미이다. 올해부터 매년 약 500GW 설치되어야 가능한 수치인데, 이 때 필요한 폴리실리콘 용량만 150 만톤에 달한다. 2021년 글로벌 폴리실리콘 생산설비 규모가 60~70 만톤이었던 것을 고려하면 사실상 도달 불가능한 수치이다.

폴리실리콘 생산규모 감안했을 때 현실적인 태양광 수요는 약 200~300GW 예상 

중국 내 공격적인 증설로 2023 년 말에는 폴리실리콘 생산규모가 약 150 만톤을 넘어설 것으로 예상되긴 하나, 이는 대부분의 프로젝트가 on-schedule 로 완공되고 모든 설비가 풀가동되어야 하므로 현실적인 시나리오는 아니다. 폴리실리콘 순도향상으로 단위당 투입량을 줄이거나 thin-film 등 차세대전지 활용으로 평균사용량을 줄일 수도 있겠지만, 이 역시도 아직 요원하다. 가동율을 평균 70%로 가정했을 때 공급 가능한 폴리실리콘 물량 기준으로는 2022 년 말 240GW, 2023년 말 390GW 수준이 최대치로 추정된다.

이에 기반했을 때 연간 글로벌 신규 설치량은 대략 200~300GW 내외로 보는 것이 합리적인데, 블룸버그와 IEA 등 글로벌 주요 기관들도 글로벌 태양광 수요를 연간 200~300GW 범위로 전망하고 있다. 참고로 각 국가들의 탄소감축 공약에 기반해 추정한 설치량도 평균 230GW 수준이다.

2030년 전까지 석탄발전 완전 폐지를 목표하고 있는 일부 유럽 국가들 

에너지전환의 첫 번째 트리거는 현재 글로벌 최대 발전원인 ‘석탄발전의 중단’이 될 전망이다. 석탄은 글로벌 발전량에서 가장 많은 비중을 차지하는 에너지원으로, 2020년 기준 기여도는 전체 발전량의 35.1% 수준이었다. 2000년대 중반 이후 미국과 유럽을 중심으로 노후설비들이 폐쇄되기 시작했는데, 이러한 추세는 향후 10 년 동안 더욱 강해지며 일부 유럽 국가에서는 석탄발전 자체가 아예 전면 중단될 예정이다.

프랑스는 현재 운영 중인 4 기의 석탄발전소를 사실상 2022년에 모두 폐지하고, 영국은 2024 년 말까지 석탄발전을 단계적으로 폐지하는 것을 목표로 하고 있다. 상대적으로 석탄 의존도가 높은 독일은 당초 2038년으로 계획했던 석탄발전 폐쇄시기를 2030 년으로 앞당겼고, 한국도 2050년까지 전면 폐쇄한다는 계획이다.

현재 최대 발전원인 석탄 활용이 중단되면 그 빈 자리는 태양광이나 풍력 같은 신재생에너지 또는 원자력, 천연가스 중 어떤 것으로든 채워져야 한다. 이 때부터는 더 이상 대안이 없기 때문에 경제성 또는 효율성이라는 명분을 핑계로 에너지원 전환을 미루기가 어렵다. 결국 석탄발전 폐쇄를 기점으로 신재생에너지와 수소,암모니아를 활용한 에너지 믹스 변화는 본격화될 가능성이 높다는 판단이다

2030~2035 년 상당 수 국가들이 내연기관 차량 판매중단 

두 번째 트리거는 글로벌 자동차 시장에서 전기차 비중 확대에 따른 전기차 충전용 전력수요 증가로, 이는 주요국들의 내연기관 차량 판매중단 시기와 연결된다.

주요국 정부의 정책적인 규제와 각 기업들의 EV신규모델 출시 및 판매확대 등으로 2021 년 글로벌 신차 판매량의 9% 내외였던 전기차 비중(BEV+PHEV 합산)이 2025 년에는 20%, 2030 년 40%, 2040 년에는 50% 이상에 달할 전망이다.

이에 근거해 향후 전 세계에 돌아다니는 전기차 대수를 2030 년 1.2 억대, 2040 년에는 약 4.5 억대로 가정할 경우 해당 전기차들의 충전을 위한 글로벌 전력수요는 2030 년 393TWh, 2040 년 1,340TWh 에 달할 것으로 예상되는데, 각각 글로벌 전체 수요의 1.2%, 3.3% 수준이다. 참고로 해당 수치는 연간 평균 주행거리 18,000km, 향후 전기차 에너지 효율은 매년 1%씩 개선되어 1kWh 당 2030 년 5.5km, 2040 년 6.1km 수준이라고 가정하여 산출된 수치이다. 주행거리와 자동차 연비 등의 변수들을 어떻게 가정하냐에 따라 전력수요 증가 규모는 달라지겠지만,중요한 것은 전기차 판매 증가로 글로벌 전력수요가 가파르게 늘어난다는 점이다