MESSAGEix 모형을 이용한 국제해운 온실가스 넷제로 이행경로 및 최적화 연구 = An Analysis of Greenhouse Gas Net-Zero Transition Pathways and Optimal Strategies for International Shipping Using the MESSAGEix Model|RISS 상세보기

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

The International Maritime Organization （IMO） adopted the goal of achieving net-zero greenhouse gas emissions from international shipping by or around 2050 in the 2023 IMO Strategy on Reduction of GHG Emissions from Ships （2023 IMO GHG Strategy）. In 2025, it approved the Net-Zero Framework to translate this goal into binding regulation, but the session to adopt it was adjourned amid a lack of agreement among member states. Quantitative evidence and methods for how to set the framework's core levy and reward rates, and for how much abatement those rates would deliver, remain insufficient.
This study applied MESSAGEix, a bottom-up energy systems optimization framework, to the international shipping sector to derive a cost-minimizing fuel transition pathway toward net-zero by 2050 and to identify the implicit carbon price arising from the emission constraint along this pathway. International shipping was represented as a single region （node）, and its energy flows were structured as a reference energy system （RES）. At the primary level of the RES, the fuels were classified by type into fossil fuels, biofuels, and alternative fuels （ammonia and methanol）. The fossil fuels were divided into heavy fuel oil, marine gas oil, and LNG; the biofuels into bio diesel and bio-gas; and the alternative fuels into gray, blue, and green according to their production method. The secondary level comprised 41 ship technologies including onboard carbon capture and storage （OCCS）, and final demand was specified as the maritime transport demand of five ship types: bulk carriers, container ships, tankers, LNG carriers, and other ship types （others）.
The scenarios comprised a business-as-usual （BAU） case, six emission-cap scenarios, and two carbon-tax scenarios, for a total of nine. Following the indicative checkpoints of the 2023 IMO GHG Strategy, the emission-cap scenarios were built on two axes, both targeting net-zero by 2050: a base-target pathway reducing emissions by at least 20% by 2030 and 70% by 2040 relative to 2008, and a striving-target pathway reducing emissions by 30% by 2030 and 80% by 2040. These were complemented by a base-target delayed pathway that postpones the net-zero point by five years, a striving-target early pathway that advances it by five years, and a new-building ban variant prohibiting newly constructed fossil-fueled ships. The carbon-tax scenarios were designed as a flat-rate approach imposing 100 USD/tCO2eq uniformly and a stepped approach raising the rate progressively to 400 USD/tCO2eq. A sensitivity analysis was conducted by progressively relaxing the assumed price decline of zero or near-zero （ZNZ） fuels （green ammonia, green methanol, and bio-LNG） to assess how the price assumption affects the transition pathway and net-zero achievement.
Under the policy-absent BAU case, the cost-minimizing solution selected only fossil HFO and fossil LNG and fell far short of net-zero, showing that voluntary efforts alone cannot achieve the target. Once an emission cap was imposed, the fuel transition unfolded in multiple layers. Around 2045, fossil HFO was phased out and its place was filled by the combination of fossil LNG and OCCS, which then gave way to green fuels. By 2050, green ammonia—whose well-to-wake （WTW） emissions are zero—emerged as the dominant fuel, accounting for approximately 32.2% to 57.5% of primary-level supply.
In contrast, blue fuels and bioenergy with carbon capture and storage （BECCS） were not selected in any of the nine scenarios. Blue fuels were not used because residual emissions remained even after capture, leaving them unable to meet the absolute zero-emission constraint, and because the combination of fossil LNG and OCCS had already taken over the bridging role. BECCS was not used because the supply ceiling of biofuels was exhausted by direct combustion alone, and because green ammonia, with its zero WTW emissions, provided an alternative. OCCS was likewise applied only to a limited extent, as 14 of the 16 OCCS technologies remained unselected.
The five ship types diverged into different fuel combinations according to their operational characteristics. Bulk carriers converged on green methanol, while tankers and others converged on green ammonia. Container ships transitioned to green ammonia after passing through the combination of fossil LNG and OCCS as a bridge, and LNG carriers retained the single pathway of fossil LNG and OCCS, as their cargo's boil-off gas serves as fuel. These results show that a policy mandating a single-fuel transition for all ship types is not efficient and that a differentiated approach by ship type is needed.
The average implicit carbon price of the emission-cap scenarios ranged from 400.5 to 490.1 USD/tCO2eq across scenarios. As the marginal abatement cost （MAC） at the cost-minimizing optimum, this is about 3.8 to 4.0 times the average abatement cost （105.1 to 122.9 USD/tCO2eq）, a metric that collapses the entire analysis period into a single value. The price in individual years did not move in proportion to policy stringency. Scenarios that abate strongly from the outset showed a temporal reversal in which their MAC in later years became lower instead.
In the comparison of policy instruments, the limitation of a carbon tax that relies on rates fixed in advance became apparent. Even at 400 USD/tCO2eq, the tax did not reduce cumulative emissions enough to reach net-zero. The emission cap, by contrast, endogenously formed a carbon price higher than 400 USD/tCO2eq and achieved the target. Under an already stringent emission cap, a ban on newly constructed fossil-fueled ships left the implicit carbon price and cumulative emissions unchanged, producing no additional abatement.
In the sensitivity analysis of ZNZ fuel prices, the cumulative system cost through 2050 remained stable as the price-decline assumption was relaxed, with the additional cost increase limited to at most 6.1%. The green ammonia-centered transition pathway, however, held only when the assumed price decline was realized almost in full. When only 75% of the decline was realized, green ammonia supply fell to about 15.7% of the base case, and when only 50% was realized, it was replaced by the combination of green methanol and fossil LNG with OCCS.
The net-zero pathway from this model requires green ammonia at roughly 1.3 to 1.7 times the current global ammonia production by 2050, indicating that the key constraint on net-zero lies not in the availability of onboard technology but in expanding the production and supply chain of carbon-free fuels. This direction of fuel transition is consistent with IEA （2023）, which projected a green ammonia-centered outlook, and with Raucci et al. （2023）, which estimated e-ammonia demand at about 1.4 times the current level.
This study applied a bottom-up energy system optimization framework to international shipping, building an analytical approach that accounts for technology-level cost structures and emission factors across the entire analysis period. The distinction between the implicit carbon price and the average abatement cost, together with the temporal reversal of the year-by-year price, shows that the abatement cost of the net-zero transition must be assessed over the whole period rather than at a single point in time. The implicit carbon price derived here can serve not as the levy rate of the IMO Net-Zero Framework but as an upper-bound reference for the reward level of ZNZ fuels.
The results should be read together with the limitations arising from the model's simplifications. Fossil fuel prices were held fixed throughout the analysis period; because fossil fuels stay inexpensive under this assumption, the carbon price needed to drive the fuel transition appears higher than it would otherwise. The implicit carbon price derived here should therefore be interpreted as an upper-bound estimate, somewhat higher than the level actually required to reach net-zero. Analyzing global shipping as a single node also leaves regional differences in fuel supply and competition with other industries for the same green hydrogen unaccounted for, and the results rest on the premise that green ammonia can be supplied at scale. As a deterministic model that minimizes cost from single input values, it does not treat the uncertainty of fuel prices or the response of demand probabilistically, which remains a task for future research.
The cost-efficient path to net-zero in international shipping by 2050 does not emerge from a single fuel or a single policy. Reaching the target requires differentiation that accounts for diverse carbon-free fuels and the characteristics of each ship type, along with a combined design of emission caps and complementary policies. Large-scale early investment in blue fuels, moreover, risks becoming a stranded asset given the cost decline of green fuels and the bridging role of the combination of fossil LNG and OCCS. This study provides quantitative evidence for these findings to support the design of the reward mechanism under the IMO Net-Zero Framework and the shipping policies of individual countries.

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국문 초록 (Abstract)

국제해사기구（IMO）는 「2023년 온실가스 감축 전략」을 통해 2050년경 국제해운의 넷제로 달성을 목표로 채택하였다. 넷제로 목표를 구속력이 있는 규제로 구체화하기 위해 2025년 넷제로 프레임워크를 승인하였으나, 당사국 간에 합의가 지연되면서 채택이 미뤄지고 있다. 넷제로 프레임워크의 핵심인 부과금 및 보상금 단가를 어떻게 산정할 것인지, 또 부과금과 보상금의 감축 효과가 얼마나 될 것인지에 대한 정량적 근거와 방법은 충분히 마련되지 않은 상태이다.
본 연구는 상향식 에너지시스템 최적화 모형인 MESSAGEix를 국제해운 부문에 적용하여 2050년 넷제로 달성을 위한 비용 최소화 연료 전환 경로를 도출하고, 그 경로에서 배출 제약에 따른 내재 탄소가격을 규명하였다. 국제해운을 하나의 지역으로 설정하고, 국제해운의 에너지 흐름을 기준에너지시스템（RES）으로 구조화하였다. 기준에너지시스템의 1차 기술은 연료 종류에 따라 화석연료, 바이오연료, 대체연료（암모니아, 메탄올）로 구분하여 구성하였다. 화석연료는 중유, 경유, LNG로, 바이오연료는 바이오경유, 바이오가스로 구분하였고, 대체연료는 생산 방식에 따라 그레이, 블루, 그린으로 구분하였다. 2차 기술은 선상 탄소포집（OCCS）을 포함한 41개 선박 기술로 구성하였고, 최종 수요는 다섯 개 선종（벌크선, 컨테이너선, 유조선, LNG운반선, 기타선）의 해상 수요로 설정하였다.
시나리오는 기준 시나리오（BAU）와 배출 상한 시나리오 6개, 탄소세 시나리오 2개로 9개를 구성하였다. 배출 상한 시나리오는 2030년 20%, 2040년 70% 감축의 기본 목표 경로와 2030년 30%, 2040년 80% 감축의 강화 목표 경로를 두 축으로 두고, 넷제로 시점을 5년 늦춘 기본 목표 지연 경로, 5년 앞당긴 강화 목표 조기 경로, 화석연료 추진선의 신규 건조를 금지하는 신조 금지 변형을 포함하였다. 탄소세 시나리오는 톤당 100 USD를 균일 부과하는 단일 가격 방식과 400 USD까지 단계적으로 인상하는 상향 가격 방식으로 설계하였다. 무탄소 연료（그린 암모니아, 그린 메탄올, 바이오 LNG）의 가격 하락 가정을 단계적으로 완화한 민감도 분석을 수행하여 가격 가정이 전환 경로와 넷제로 달성에 미치는 영향을 평가하였다.
정책이 부재한 BAU에서는 비용 최소화 풀이가 화석 HFO와 화석 LNG만 선택하여 넷제로에 크게 미달하였으며, 자발적 노력만으로는 목표 달성이 어렵다는 점을 보여준다. 배출 상한이 부과되면 연료 전환은 다층적으로 전개되었다. 2045년을 전후하여 화석 HFO가 퇴출되고 그 자리를 화석 LNG와 OCCS 조합이 메운 뒤 그린 연료로 전환되었다. 2050년에는 전과정 배출이 0인 그린 암모니아가 1차 기술 공급량의 약 32.2~57.5%를 차지하며 주력 연료로 부상하였다.
블루 계열 연료와 바이오연료에 OCCS를 적용한 BECCS는 9개 시나리오 전반에서 선택되지 않았다. 블루 계열이 선택되지 않은 것은 포집 후에도 잔여 배출이 남아 절대 배출 0의 제약을 충족하지 못하고, 가교 역할마저 화석 LNG와 OCCS 조합이 선점하였기 때문이다. BECCS는 바이오연료 공급 상한이 일반 연소만으로 소진되고, 그린 암모니아라는 전과정 배출량 0의 대안이 존재하여 활용되지 않았다. OCCS 역시 16개 기술 중 14개가 선택되지 않아 제한적으로 활용되었다.
다섯 선종은 운항 특성에 따라 다른 연료 조합으로 나뉘었다. 벌크선은 그린 메탄올, 유조선과 기타선은 그린 암모니아로 수렴하였다. 컨테이너선은 화석 LNG와 OCCS 조합을 가교로 거쳐 그린 암모니아로 전환되었으며, LNG운반선은 화물의 증발가스를 연료로 쓰는 특성상 화석 LNG와 OCCS 조합의 단일 경로를 유지하였다. 모든 선종에 단일 연료로 전환하는 정책이 효율적이지 않으며 선종별 차별화된 접근이 필요함을 보여준다.
배출 상한 시나리오의 시나리오별 평균 내재 탄소가격은 400.5~490.1 USD/tCO2eq.로 도출되었다. 이는 시스템 비용 최소화 최적해에서의 한계감축비용으로서 분석 기간 전체를 단일 값으로 환원한 평균 감축비용 105.1~122.9 USD/tCO2eq.의 약 3.8~4.0배에 해당한다. 개별 연도의 가격은 정책 강도와 비례하지 않는다. 초기부터 강하게 감축하는 시나리오는 후반부 한계 가격이 오히려 낮아지는 시점별 역전을 보였다.
정책 수단 비교에서는 사전에 고정된 단가에 의존하는 탄소세의 한계가 나타났다. 400 USD/tCO2eq. 수준에서도 누적 배출량을 충분히 줄이지 못해 넷제로에 도달하지 못했다. 배출 상한은 400 USD/tCO2eq.보다 더 높은 탄소가격을 내생적으로 형성하며 목표를 달성하였다. 화석연료 신조 금지는 강한 배출 상한이 이미 적용된 조건에서 내재 탄소가격과 누적 배출량을 변화시키지 않아 추가 감축 효과가 없었다.
무탄소 연료（그린 암모니아, 그린 메탄올, 바이오 LNG） 가격 민감도 분석 결과, 2050년까지의 누적 시스템 비용은 가격 하락 가정의 완화에도 안정적으로 유지되어 추가 비용 상승이 최대 6.1%에 그쳤다. 반면 그린 암모니아 중심의 전환 경로는 가정한 가격 하락이 거의 그대로 실현되어야만 성립하였다. 하락 폭의 75%만 실현되어도 그린 암모니아 공급량은 본 연구 기준의 약 15.7% 수준으로 감소하였고, 50% 실현의 경우 그린 암모니아 전량이 그린 메탄올 및 화석 LNG와 OCCS의 조합으로 대체되었다.
본 모형의 넷제로 경로는 2050년 그린 암모니아를 현재 글로벌 암모니아 생산량의 약 1.3~1.7배 규모로 요구하여, 넷제로의 핵심 제약이 선박 기술의 가용성이 아니라 무탄소 연료의 생산과 공급망 확장에 있음을 보여주었다. 이러한 연료 전환 방향은 그린 암모니아 중심 전망을 제시한 IEA（2023） 및 e-암모니아 수요를 약 1.4배로 추정한 Raucci 등（2023）과 정합적이다.
본 연구는 상향식 에너지시스템 모형을 국제해운에 적용하여 기술 단위 비용 구조와 배출계수를 분석 기간 전체에 걸쳐 고려하는 분석 체계를 구성하였다. 내재 탄소가격과 평균 감축비용의 구분과 시점별 가격이 역전되는 현상은 넷제로 이행 감축 비용을 특정 시점이 아니라 전체 기간에 걸쳐 평가해야 함을 보여준다. 이 과정에서 도출된 내재 탄소가격은 IMO 넷제로 프레임워크의 ZNZ（Zero or Near-Zero） 연료 보상 수준의 상한 참조 지표로 활용될 수 있다.
본 연구의 결과는 모형의 단순화에서 비롯된 한계를 함께 고려해야 한다. 본 연구는 화석연료 가격을 분석 기간 내내 고정된 값으로 두었는데, 이 가정에서는 화석연료가 저렴하게 유지되므로 도출된 내재 탄소가격은 넷제로 달성에 실제로 필요한 수준보다 다소 높게 추정된 상한값으로 해석해야 한다. 또한 전 세계 해운을 하나의 지역으로 분석하여, 지역마다 다른 연료 공급 사정이나 같은 그린 수소를 두고 다른 산업과 경쟁하는 상황을 반영하지 못하였다. 본 연구는 단일한 연료 가격을 입력해 비용을 최소화하는 결정론적 모형이어서, 연료 가격의 불확실성이나 수요의 반응을 확률적으로 다루지 못한다는 점도 후속 연구의 과제로 남는다.
국제해운 2050년 넷제로의 비용 효율적 이행은 하나의 연료나 정책으로 도출되지 않는다. 목표 달성을 위해서는 다양한 무탄소 연료와 선종 특성을 고려한 차별화, 배출 상한과 보완 정책의 조합적 설계가 요구된다. 또한 블루 계열 연료에 대한 대규모 선제 투자는 그린 연료의 비용 하락과 화석 LNG와 OCCS 조합의 가교적 역할을 고려할 때 좌초자산으로 전락할 수 있다. 본 연구는 이러한 결과를 정량적 근거로 제시하여 IMO 넷제로 프레임워크의 보상금 설계와 각국 해운 정책 수립을 뒷받침한다.

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국제해사기구（IMO）는 「2023년 온실가스 감축 전략」을 통해 2050년경 국제해운의 넷제로 달성을 목표로 채택하였다. 넷제로 목표를 구속력이 있는 규제로 구체화하기 위해 2025년 넷제로 프...