[연재] 신재생에너지, 어디까지 왔나-석탄 액화, 가스화

개요 1. 개념 석탄가스화·액화기술(Gasification and Liquefaction)은 저급연료(석탄 및 중질잔사유)를 산소 및 스팀에 의해 가스화시켜 얻은 합성가스(일산화탄소와 수소가 주성분)를 정제하여, 전기, 화학물질, 액체연료 및 수소 등의 고급에너지로 전환시키는 종합기술로 가스화기술, 합성가스 정제기술, 합성가스 전환기술로 구분된다. 석탄가스화·액화기술의 요체는 연소에 근거한 방식보다 높은 에너지 이용효율을 얻으면서도 향후 강화된 환경규제치를 만족할 정도로 깨끗하게 고유황, 고회분의 저급 연료를 에너지원으로 활용할 수 있다는 점이다. 석탄가스화의 가장 대표적인 활용 방식은 가스화 복합발전(Integrated Gasification Combined Cycle: IGCC)으로서, 이 시스템에서는 석탄을 고온고압에서 가스화시켜 합성가스를 만든 다음 정화공정을 거쳐 가스터빈에서 1차 발전, 증기터빈에서 2차 발전하는 고효율의 복합발전을 한다. 석탄가스화 시스템은 가스화기, 산소공급장치인 공기분리설비, 가스정제설비로 구성되며, 최종 활용목적에 따라 다른 설비가 연계된다. 최종 목적이 비료를 생산하는 경우에는 석탄을 가스화 시킨 후 정제가정을 통한 다음 암모니아 가스로 합성하여 비료의 원료로 사용한다. 이는 주로 중국과 일본에서 현재 많이 활용하는 방안이다. 석탄액화의 방식에는 직접액화와 간접액화 방식이 있다. 직접액화의 가장 핵심인 고온고압하에서 석탄에 수소를 첨가하는 기술과 간접액화의 핵심인 일산화탄소의 소첨반응은 독일에서 1930년대에 개발되었다. 최대의 상용급 액화설비로는 70년대 남아공에서는 간접액화 방식을 사용하여 연간 1천만톤의 연료유를 생산하여 남아공 원유 수급량의 60%를 담당하기도 하였다. 2. 특징 가스화반응에서는 석탄 전환방응 자체에서 주요 공해물질인 SOx와 NOx가 발생치 않는다. 따라서, 미분탄 연소와 같이 연소반응에 근거한 공정에서 발생하는 SOx, NOx의 발생량을 최소화할 수 있다. 가스화반응이 산소가 불충분한 불완전연소이므로 화학반응 자체에서 S와 N성분이 H2S와 NH3로 대부분 발생되므로 후단공정에서의 처리가 용이하다. 또한 석탄 내에 황성분이 많을수록 가스화 방식이 기존 연소방식보다 유리하다. 유황성분은 가스화반응에 의해 황화수소(H2S) 가스로 주로 발생되는데 정유공정에서 50년 이상 사용되어 오고 있는 Claus 공정을 통하면 황화수소가스로부터 유황이나 황산을 생산해낼 수 있다. 이들 유황이나 황산은 유상판매가 가능하게 되므로 시료내의 유황성분을 공해물질인 SOx로 발생시키는 대신 판매할 수 있는 제품으로 추출해내게 되기 때문에 시료에 유황성분이 많을수록 연소처리공정에 비해 더욱 경제적으로 유리하게 된다. 또한 최근의 가스화기술은 모두 1,300℃씨이상의 고온을 사용하므로 원료내의 무기물질은 용융 슬랙으로 생성되어 환경문제가 없는 건자재로 활용이 되기 때문에 석탄 내에 중금속 성분 등 불순물이 많이 있을수록 가스화기술이 유리하게 된다. 석탄을 가스화하여 활용하면 환경적인 우수한 특성이 많은데, 요약하면 다음과 같다. 공해가스 측면의 장점을 보면, 환원성 분위기 반응으로 인해 공해물질인 SOx, NOx이 발생하지 않는 대신 H2S, NH3가 발생하여 후처리가 용이하고 공해 처리가스량이 저감되며, 유황 시료일수록 연소공정에 비해 경제성이 유리하고, 고온반응이므로 다이옥신 생선이 억제된다. 회재(ash)처리 측면에서 보면, 슬래그로 발생하기 때문에 중금속 용출문제가 없고 재활용이 가능하며, 미연탄소가 0.5% 이내이고, 회재 내 유기물질이 완전히 연소된다는 장점이 있다. 가스화 방식은 석탄이 갖고 있는 에너지의 대부분을 화학에너지로 바꾸어 발생케 되므로 후단 정제공정에서의 온도변화에 전체공정의 효율감소가 적게 된다. 연소반응에 의한 생성가스는 주로 CO2이고 CO2는 발열량이 없기 때문에 다이옥신 등의 저감을 위해 급속세정을 하게 되면 가스내의 현열이 거의 없어지게 되어 에너지의 손실이 크게 된다. 반면에 가스화 반응의 주요 생성물은 CO와 수소이므로 이들 가스는 연소 시 큰 발열량을 내게 된다. 즉, 가스화반응에 의해서는 시료내의 상당부분 에너지가 CO나 수소같이 화학에너지를 가진 가스로 발생되고 이들 가스는 급속 냉각을 시키더라도 자체의 화학에너지가 그대로 유지되어 필요시 연소를 시키면 가스터빈이나 증기터빈을 통해 에너지를 재회수할 수 있다는 유리한 점이 있다. 가스화를 이용하면 석탄을 환경에 적합하게 처리하면서 일산화탄소와 수소를 주성분으로 하는 합성가스를 생산할 수 있으므로, 이 가스의 정제와 농축정도에 따라 연료전지, 도시가스로 이용할 수 있고, 액화에 의한 원유 생산, 비료 생산 등 기존 원유를 사용하는 정유공장에서 공급하였던 화학원료를 대체할 수 있다. 가스화복합발전 방식으로 석탄을 활용하면 환경친화적이면서도 장기적으로는 최대 60%까지 고효율로서 활용이 가능하며, 지구온난화 및 공해문제를 동시에 해결할 수 있다. 석탄의 경우에는 지금까지 미분탄연소발전기술을 적용하여 발전을 하고 있는데, 최근 부각되고 있는 환경문제와 CO2 문제 등에 효과적으로 대처키에는 기술적으로 한계가 부각되고 있는 상황이다. 가스화복합발전기술은 기존기술 대비 15~25%의 CO2 저감효과를 얻을 수 있고 SOx를 95% 이상, NOx도 90% 이상 저감할 수 있다.

3. 주요 핵심 기술 석탄가스화·액화기술의 주요 내용으로는 가스화기술, 합성가스 정제기술, 합성가스 전환기술이 있다. 가스화는 탄소계 연료가 소량의 산소에 의해 부분산화되고 일부의 탄소는 스팀에 의해 수성가스화되어 일산화탄소 및 수소로 전환되는 반응이 고온(800~1500℃)에서 일어나는 것을 지칭하는 것을 반응식은 다음과 같다. 부분산화 : (HC)n + O2 -> H2 + CO 수성가스화 : (HC)n + H2O -> H2 + CO 가스화기는 고체연료의 유동상태에 따라 고정층(Lurgi), 유동층(HTW) 및 분류층(GE Energy, Shell, E-Gas)으로 구분되며 최근에는 회분을 슬래그로 제거하는 분류층 가스화기가 효율 및 유지보수 측면에서 유리하여 주종을 이르고 있으며 분류층 가스화기도 연료공급 방식에 따라 건식 및 습식 방식으로 나눌 수 있으며 가스화기 개발을 위해 확보해야 하는 세부적인 기술은 고체연료 주입기술, 버너 기술, 내화물 기술, 슬래그 제거 기술, 가스화기 설계 기술 등이 있다. 합성가스 정제기술은 가스화에 의해 발생된 생성가스 중에 포함된 황화합물(H2S, COS), 분진, 질소화합물(NH3), 할로겐화합물(HCI) 및 수은 등의 불순물을 제거하는 기술로 분진 제거에는 세라믹필터 및 금속필터가 사용되며 황화합물은 수십 ppm까지는 아민흡수법(MDEA), 1ppm 이하는 알콜흡수법(Rectisol) 등의 습식법에 의해 제거 가능하며 시스템의 에너지 이용 효율을 향상시키기 위하여 고체 탈황제를 이용한 건식법의 개발이 진행 중에 있다. 합성가스 전환기술로는 전기 생산 및 액체 연료, 화학연료, DME, 수소로의 변화 방법이 있다. 합성가스를 연소하는 터빈은 대략 200~300MW급으로 GE와 Siemens에 의해 상용화가 되었으며, 연소 시 NO의 농도를 3ppm이하로 줄이는 터빈 개발이 진행 중이다. 합성가스를 디젤, 가솔린 등 액체 연료로 전환시키는 Fischer-Tropsch(F-T) 반응은 아래 식과 같고, n의 숫자에 따라 많은 종류의 생성물이 발생한다. F-T : 2nH2 +nCO -> (CH2)n + nH2O F-T 공정은 Sasol 및 Shell 사에서 상용화되어 있고, F-T용 촉매, 반응기 및 최적 조업조건 확립 등이 핵심 기술로 알려져 있다. 화학원료 및 비료 생산은 F-T 공정을 고온에서 운전하여 에틸렌 및 프로필렌 등의 수율을 높여 화학원료로 이용하는 기술로 메탄의 생성을 억제하는 촉매와 고온 반응기 기술이 필요하다. 암모니아 비료 제조용 공정 및 초산 제조 공정 등은 상용화 되었다. 합성가스를 메탄올 제조 조건(250~300℃, 50기압)과 유사하게 유지하면서 메탄올 제조촉매와 산촉매의 혼합체에 흘려주면, DME(dimethyl ether)가 만들어지며(직접합성법) 메탄올을 먼저 만든 후에 탈수반응에 의해 제조도 가능하다(간접합성법). DME는 가정용을 LPG 대용이 되며, 수송용으로는 디젤 대용이 가능하여 일본 등에서 개발이 진행 중이다. DME : 3H2 + 3CO -> CH3OCH3 + CO2 또는 2CH3OH -> CH3OCH3 + H2O 합성가스를 수증기와 반응시키면 수성가스 반응에 의하여 추가적인 수소가 생성되며 PSA 등에 의해 분리하면 대량 수소 생산이 가능하다. 상용화를 위해서는 대규모 가스 처리용 수성가스반응기술과 고효율 수소분리 기술이 필요하다. 국내외 시장동향 1. 국내 한전 전력사의 분할에 따른 석탄 IGCC 발전소의 건설주체가 불명확해짐에 따라 산업자원부의 장기전력 수급 계획상 언급된 300MW급 신석탄 발전 플랜트의 건설자체가 연기되고 있다. 조기착공을 위해서는 발전 기준가격과 건설비용에 대한 인센티브가 필요한 현실이다. 신재생에너지의 발전할당제 도입에 대비한 발전사들의 관심은 높아진다고 하나, 해외기술 turn-key 도입을 선호하고 있으며 국내 기술개발 내용과 결과를 적용할지는 미지수인 상태이다. 국내 중공업체들도 초기에 관심들을 가졌으나, 현재는 기술개발 및 해외 사용화 추진내용을 파악하는 정도에 머물고 있으며 이 분야에서 고부가가치 창출을 위한 노력은 미미한 실정이다. 해외 기술 licensing에 의한 이전방식과 동일한 수준으로 접근하고 있다. 고온고압 가스화기와 복사열교환기 등 석탄가스화 공정에서 요구되는 고가의 설비에 대한 설계와 제작 분야에서는 국내업체들의 상용급 실적이 없는 상태이고, 관련설비의 생산제작 기술은 국내업체들의 능력이 일본이나 미국에 뒤지지 않으나 기본설계와 검증능력에서는 크게 뒤지고 있는 상황이어서 추가 투자가 필요한 상황이다. 즉, IGCC 플랜트 설비의 대부분은 국내에서 제작이 가능하나, 고부가가치 설비제작을 위한 상세 설계능력과 경험이 없는 상태이다. 대형 플랜트 산업으로서의 시장성 및 산업적 파급효과가 큰데, 1기당 4,000~8,000억원에 이르는 상용급 IGCC 발전 플랜트 사업으로 국내 중공업 및 건설회사의 기술 확보가 필요한 실정이다. 석탄의 액화분야는 1990년대 중반 에너지기술연구원에서 소규모 파일럿 직접액화 설비를 운영하기도 하였으나 현재는 계속되지 못하고 있으며, 간접액화 분야는 대학에서 전환촉매에 대한 연구가 일부 있었을 뿐이며 공정에 대한 연구는 전무하였다. 2. 국외 석탄가스화 공정 신뢰도가 80%이상이라는 사실을 실증 확인함에 따라, 2000년부터 대형플랜트의 건설이 급격히 증가하고 있다. 2005년까지 예상되는 전 세계 합성가스의 생산원료도 석탄이 가장 크다는 것을 아래의 그림에서 볼 수 있다. 선진각국이 많은 자금을 1980년대 초반부터 투입하고도 석탄가스화 발전 상용화가 지연되었던 이유는, 기술적으로 각 기술을 시스템으로 연결시키는데 따른 어려움과 고체 시료를 용융상태에서 처리 취급함에 따라는 열교환지수 등 운전 자료의 부족이 요인이었고 경제적으로는 LNG 발전과 기존 미분연소발전에 비해 건설비가 높았던 점이었다. 그러나 IGCC 발전소의 건설단가가 1995년~1996년의 US$ 1,250/kW 정도까지 낮아진 상태이고 경제성 측면에서의 문제점을 해결해 나가고 있다. 석탄액화 분야에서 중국은 이미 내몽골 지역에 세계에서 가장 큰 석탄직접액화 플랜트에 20억 달러를 투자하여 미국 기술로 2007년 하반기에 운전시작을 목표로 건설 중에 있는데, 하루에 13,000톤의 석탄을 사용하여 최종적으로는 하루 5만 배럴의 저유황 디젤과 휘발유를 생산할 예정이다. 이 프로젝트에서 중요한 부분은, 1단계에서는 설비의 60%를 중국산으로 하고 2단계에서는 중국 국산화율을 80%로 예상하고 있다는 점이다. 중국은 간접액화 플랜트도 남아공의 Sasol사와 연계 건설하여 2007년까지 연간 1백만 톤을 생산할 계획을 가지고 있다. 이 규모는 2차 세계대전 당시 독일이 생산하여 자체 유류 수요의 90%를 공급하던 양의 1/4 규모이고 남아공에서 간접액화 공장에서 자체 수요의 60%까지를 최대 생산할 당시의 1/10 규모이다. 중국은 2013년까지 원유수입량의 10%를 석탄액화유로 대체하는 목표를 가지고 있다. 중국은 석탄 액화를 통한 합성연료유 생산만이 아니라 최근 LPG나 디젤유 대체가 가능한 청정연료인 DME 생산에도 과감히 투자를 하여 이미 석탄과 천연가스로부터 DME를 생산하고 있다. 적용한 기술은 일본 기술이었다. 미국은 현재 에너지부에서 초청정 액화유를 생산하기 위한 2개의 대형 CTL(Coal-To-Liquid) 프로젝트를 지원하고 있는데, Waste Management processors, Inc.의 폐무연탄을 사용하는 Gilberton Initiative와 정유 코크스를 사용하는 Early Entrance Coproduction Plant(EECP) CTL 프로젝트이다. 또한 다양한 에너지원의 생산을 목표로 하는 미국 에너지성의 FutureGen 프로젝트에서는 석탄 간접액화를 통한 합성연료유를 생산하는 내용을 포함하고 있다. 일본은 석탄 직접액화공정에 대한 개발로서 NEDOL공정(1983~2000년, 18년간)과 BCL(Brown Coal Liquefaction)공정(1981~2002년, 21년간)을 추진하여 왔다. 일본은 18년간 개발한 NEDOL 석탄직접액화 공정을 만주와 내몽골 지역에 적용한 상용 플랜트 건설을 추진하고 있다. 내몽골 지역 프로젝트는 미국 HTI사가 수주하여 건설 중에 있고 만주 쪽에서도 지난 10여년 이상 공을 들여오고 있으나 실제 상용 플랜트 프로젝트로는 연계가 아직 안되고 있다. 현재 일본정부는 석탄액화에 대한 대형 설비실증 기술개발 투자를 본격적으로는 하지 않고, 일본 내 여러 대학에 기반연구를 꾸준히 지원하여 핵심 원천기술의 발견이 이루어지도록 지원하고 있다. 남아프리카공화국 SASOL사에서는 현재 저급 석탄으로부터 하루 15만 배럴 이상의 액화연료유를 생산하고 있으며 남아공 내의 버스, 트럭, 택시에 연료로 사용 중이다. 호주 APEL사와 Syntroleum사는 총 3억 달러는 투자하여 빅토리아주 Latrobe Valley에 호주 갈탄을 사용하여 Gilberton Initiative와 유사하게 전기와 합성연료유를 생산할 계획을 주친 중이다.

기술 개발 현황 1. 국내 석탄가스화의 원리를 이용한 사업의 국내 첫 사례로서 1950년대 말에 전남 나주비료공장에 설치된 국내 무연탄을 이용한 석탄가스화 암모니아 제조 플랜트를 들 수 있으나 탄종에 따른 공정선택이 잘못되어 실패하였다. 이후 석탄가스화복합발전에 관한 연구는 학계 및 연구소 주도하의 기초연구를 제외하면 거의 없다고도 할 수 있는 실정이었으며 국내 기술 축적도 매우 부족한 실정이었다. 이는 가스화복합발전 관련기술이 고도의 첨단성을 요구하며 연구개발에 소요되는 비용이 막대하며 몇 십 년 이상의 장기적인 기술개발이 요구되나, 인적·물적 자원이 부족한 국내의 여건상 기술개발에의 투자가 부족하였기 때문으로 분석된다. 석탄가스화 분야에 대한 지금까지의 기술개발 현황은 1988~2004년까지 IGCC 분야의 기술개발에 총 326억원을 투자(41개 과제, 정부 지원 199억원)하였으나 투자환경의 열세로 기반기술 및 BSU(Bench Scale Unit)급 설비 설계, 건설 및 운전기술 개발에 주력되어 왔다. 주된 기술 개발 내용으로 고온탈황 및 고온집진 분야는 선진국 수준의 기술력 확보하였으나 설비 규모면에서는 크게 뒤지고 있다. 1~3톤급/일급 파일럿 설비 기술개발로 장시간 석탄합성가스 공급이 가능해짐에 따라, 복합발전 이외에 DME, 메탄올, 디젤유/휘발유 생산공정 연구 등이 가능한 수준에 도달하였고 공정 및 단위장치 전산해석 분야는 선진국 수준이나 대형 플랜트 설계 및 운전 경험이 거의 없다. 석탄 간접액화기술은 파일럿급 가스화 설비는 갖추어져 있으나, 간접액화 기술 자체에 대한 개발 투자는 아직 이루어지지 못하고 있는 상황으로 국내에서는 석탄으로부터 발생된 합성가스로부터 가솔린 등의 액체연료를 생산한 바 없으나 일반적인 합성가스를 디젤, 가솔린 등 액체 연료로 전환시키는 F-T 반응에 관련해서는 한국화학연구원 및 대학 등에서 연구개발을 수행하여 산업재산권을 확보하였다. 2. 국외 최근 주요 선진국들은 실증 플랜트 건설·운영을 위해 민간과 정부가 공동 노력중이며, 차세대 발전기술 분야의 수출 전략산업으로 육성중이다. 가스화복합 발전기술은 미국, 독일, 네덜란드, 일본이 각국의 정부지원에 힘입어(미국 50%, 유럽 10%, 일본 90%) 차세대 환경친화적 발전기술로서 상용화 바로 전 단계인 실증 플랜트 설계/건설/운전 단계에 이르렀으며, 300MW급 5기(미국 3기, 네덜란드 1기, 스페인 1기)의 실증 플랜트가 운전 중이다. 미국은 Vision 21 프로그램을 통하여 가스화 기술개발을 핵심 기술의 하나로 인식하여 중점 개발하고 있으며, 특히 fuel-flexible 발전소의 개발에 주요한 초점을 맞추고 있는데, 석탄을 사용한 경우 2015년까지 60%의 효율 달성이 가능한 시스템 구성을 목표로 하고 있다. 석탄 IGCC 발전소는 250~300MW급 3기를 운영중이다. 일본은 Sunshine 프로젝트의 일환으로서 1983년부터 수 조원을 지원하여 2톤/일급 설비로부터 1997년에 200톤/일급 IGCC 시험 플랜트에 대한 가동을 마쳤고, 200톤/일급 시험 플랜트에 90%의 비용을 정부에서 지원하였다. 그동안 자체기술로 개발하여 온 가스화기술 등을 일본 업체들의 설계와 제작을 거쳐 9700억 원 중 1/3을 정부에서 보조받아 2004년부터 250MW급 석탄 IGCC 발전 플랜트를 건설 중에 있다. 특히 일본은 Chiyoda가 엔지니어링 설계 분야를 담당하고 미쓰비시 중공업이 설비제작을 담당하는 등 자체 국산화가 가능하도록 정부와 업체가 협조하여 대처하고 있다. 중국은 외국기술을 도입하여 석탄 가스화 2,000톤/일급 3기와 900톤/일급 1기를 2004년과 2005년에 준공하여 운전예정인데 석탄가스를 암모니아 가스로 합성하여 비료를 생산하거나 합성가스를 가공하여 화학원료로 사용하고자 하며 비료생산용 990톤/일급 석탄가스화플랜트는 2000년부터 운전 중에 있다. 대만은 2002년도에 1톤/일급 석탄 IGCC 파일럿 설비를 미국 GTI에 용역을 맡겨 설계하여 2004년 12월에 완공하였다. 호주는 1999년 10월에 독일 DMT로부터 270만 호주달러(21.6억원)를 들여 10kg/hr를 10기압까지 가스화시킬 수 있는 분류층 건식 가스화 설비를 준공하였으며, 2000년 6월부터 운전 중이다. 석탄액화의 경우 파일럿 규모로 FT 공정의 개발을 진행하고 있는 기관은 Rentech, Syntroleum, ExxonMobile, ConocoPhillips, BP 등이 있으며 규모는 70~400배럴/일 정도이다. 석탄 간접액화의 경우 연구 개발의 방향은 자동차용 초청정 대체연료(휘발유, 디젤유) 생산 기술에 중점을 두고 있다. 보급 현황 국내에 상용급으로 보급된 석탄 가스화나 액화 설비는 없으며, 2010년 이후 석탄과 중질잔사유를 원료로 하는 300MW급의 가스화복합발전소의 건설이 예상되고 있다. 이들 플랜트에서 생산되는 일부 합성가스를 액화하여 DME를 생산 보급하는 개념이 기획 추진되고 있으며, 전력 비수기 동안에 생산되는 합성가스를 사용하는 개념이 가장 유력하다. 향후 추진 계획 1. 추진전략 석탄가스화 기술개발은 상용급 규모가 수백 MW급에 해당하므로, 국내의 기술개발 투자규모로는 선진국과 같은 규모의 설비를 통한 기술개발이 불가능하므로 이에 따른 추진전략이 필요하다. 기술전략의 방향은 크게 두 가지로 나눌 수 있다. 국내에서 가용한 자금 규모에 맞는 파일럿 설비를 구축하고 국내에서 사용할 시료를 사용하여 전체 공정을 실증하는 전략으로서, 미국과 유럽 등지에서 겪었던 운전상 문제점들이 국내에서 재발되지 않도록 운전 및 설비의 특성 자료를 제공하는 것이 첫째 방향이다. 그 다음은 국내에 건설되어 운전될 때 필요한 핵심 설비와 부품에 대한 국산화율을 제고키 위한 제반 기술 개발의 방향이다. 이를 살펴보면 국내 투자규모, 기술수준 및 향후 국내 보급 환경에 적합한 규모의 실증 설비 개발추진, 국내업체의 제작/건설기술 등 산·학·연의 기반기술을 활용할 수 있는 추진 체계를 구성하여 기술개발의 효율성을 제고하여야 한다. 2. 기본방안 석탄가스화 이용기술을 선진국 수준으로 조기에 진입시키기 위해 국가적 콘소시움을 구성하여 추진하며 차세대 대형 발전기술 확보를 위해 산·학·연 공동체를 구성하여 민간기업 및 연구기관의 보유시설, 장비 및 인력을 공동 활용하는 콘소시움을 구성하여 진행한다. 석탄 IGCC에 대한 국내 고유기술분야 집중개발로 보급기반을 조성하며 그 추진방법은 IGCC 핵심부분에 대한 국내 고유 공정기술로 선택적인 개발, 국내 중공업 업체의 강점인 모듈화 설계·제작 능력과 IT기술을 접목한 설계기술개발, 상용화 플랜트 설계·운전기술력 확보를 위한 실증공정 연구, 50~100톤/일급 플랜트 건설을 통한 실증 연구 추진, 기술개발 기반확보를 위한 기술전문 인력 풀(pool) 구축 등이다. 석탄 직접액화는 중국의 세계 최대 규모 설비의 2007년 이후 운영을 참조하여 추진하며, 국내에 2010년 이후 건설될 석탄 및 중질잔사유 가스화 공장에 연계된 간접액화 방식에 중점을 두면서 전기와 합성 디젤유/DME의 동시 생산에 중점을 두고 추진한다. 3. 당면과제 및 애로기술 확보 방안 해외 상용규모인 300MW급 대형 플랜트를 건조할 투자비용 및 설계/건설/운전 등을 위한 기반 기술이 부족하다. 강점인 국내 중공업체들의 대형 플랜트 건조능력을 활용하는 추진체계 구축이 필요하며, 국내 SOx, NOx, CO2 등 환경규제치가 기존설비를 일부 보완하여 달성 가능하므로 신석탄발전소 건설에 대한 시급성이 없어 석탄 IGCC 발전소의 건설이 지연되고 있다. 전력회사 분할에 따른 신석탄발전소 건설주체가 불명확하고 단기 이익을 위해 천연가스 발전소를 선호하는 추세로 인해 국내 석탄가스화 시장의 창출이 지연되고 있다. 이에 대해서는 외국과 같이 정부주도의 지원책이 필요한 상황이다. 석탄가스화 에너지와 같이 수 백 MW의 대규모로 활용이 되는 부분에서 국내 기술 개발에 대한 인센티브가 없는 상황에서는 외국기술을 그대로 도입하여 사용하게 되는데, 적어도 설비의 대부분을 국내에서 제작할 여건의 구비는 정책적으로 추진 될 필요가 있다. 가스화와 같은 고온고압 공정기술에 막대한 자금과 기술 인력이 투입되나, 개발된 이후 사용에 대한 인센티브가 없으므로 비싸더라도 외국설비를 도입하게 되는 상황을 타파하기 위해서는 국내 민간기업에서의 수요가 있다면 적극적인 기술개발투자에 대한 인센티브가 필요하다. 석탄가스화 및 합성가스 정제기술은 비용을 더 지불할 의지만 있다면 turn-key로 외국에서 도입하고 운전도 해외용역으로 추진할 수 있다. 그러나 미국, 일본의 추진방향을 참조하여 보면 석탄가스화 기술은 향후 석탄발전 기술자체가 나아가야 할 방향으로 알려지고 있으므로, 국내 자체 기술의 필요성이 상존한다. 석탄 IGCC 발전소의 경우는 1기가 4,000억원이 넘는 대형 설비투자사업이므로, 이를 외국에 전적으로 의존하는 데는 한계가 있을 수밖에 없다. 이에 대한 민간과 정부의 인식전환이 필요한 시점이다. 국내의 제한된 자금과 인력으로 석탄 IGCC와 석탄액화 공장과 같은 대형 플랜트 기술에서 외국과 경쟁하는 데 한계가 있고, 민간 기술개발 투자에 대한 회수율이 낮다는 점이 가장 큰 제한 요인이다.