Refinery Energy Lab

콘텐츠 이용 및 문의 안내

Refinery Energy Lab — Sun, 19 Jul 2026 16:59:46 +0900

Refinery Energy Lab은 정유공장, 석유시장과 산업 에너지에 관한 정보를 현직 실무자의 경험과 공개 자료를 바탕으로 쉽게 설명하는 블로그다.

본문에 사용한 시장 가격, 정책, 기술 기준과 수치는 가능한 경우 기준일과 출처를 함께 표시한다.

현장 사례는 특정 회사나 설비가 식별되지 않도록 일반화해 작성하며, 비공개 운전자료와 회사 기밀은 다루지 않는다.

블로그의 기술 내용은 교육과 정보 제공을 위한 참고자료다.

실제 설비의 운전조건 변경, 투자 결정과 공정 개선에는 해당 설비의 설계자료, 안전성 검토와 전문 엔지니어의 판단이 필요하다.

Refinery Energy Lab에서 직접 작성한 글과 도표는 출처와 원문 링크를 표시한 범위에서 일부 인용할 수 있다.

글 전체를 복사하거나 출처 없이 재게시하는 것은 허용하지 않는다.

내용 중 오류, 변경된 기준, 링크 문제 또는 보완이 필요한 부분을 발견한 경우 방명록을 통해 알려주면 확인 후 수정한다.

기술자료 제안, 콘텐츠 관련 의견과 협업 문의도 방명록을 이용할 수 있다.

시행일: 2026년 7월 19일

개인정보처리방침

Refinery Energy Lab — Sun, 19 Jul 2026 16:54:04 +0900

Refinery Energy Lab은 방문자의 개인정보를 중요하게 생각하며 관련 법령과 서비스 제공자의 정책을 준수한다.

이 블로그는 티스토리 플랫폼을 통해 운영되며, 이용 과정에서 IP 주소, 쿠키, 접속 일시, 브라우저·기기 정보, 방문 페이지와 유입 경로 등이 티스토리 또는 제3자 서비스에 의해 자동 처리될 수 있다.

댓글·방명록 또는 문의 과정에서 이용자가 직접 입력한 닉네임, 이메일 주소와 문의 내용이 처리될 수 있다. 공개 댓글에는 전화번호, 주소, 직장 정보 등 불필요한 개인정보를 입력하지 않기를 권장한다.

Refinery Energy Lab은 현재 또는 향후 Google AdSense, Google Search Console, Google Analytics와 같은 서비스를 사용할 수 있다. Google 및 제3자 광고 사업자는 광고 제공과 이용 분석을 위해 쿠키, 웹 비콘, IP 주소와 기타 식별정보를 사용할 수 있다.

이용자는 브라우저 설정 또는 Google 광고 설정을 통해 쿠키와 맞춤형 광고를 관리할 수 있다. Google은 게시자에게 이러한 데이터 처리와 기술 사용을 이용자에게 공개하도록 요구한다.

수집되거나 제공된 정보는 문의 응답, 댓글 관리, 방문 통계 분석, 스팸 방지와 블로그 개선을 위해 사용될 수 있으며, 관련 법령에 따른 경우를 제외하고 임의로 판매하지 않는다.

외부 사이트로 이동한 이후의 개인정보 처리에는 해당 사이트의 개인정보처리방침이 적용된다.

개인정보 열람·정정·삭제와 관련한 문의는 블로그 방명록 또는 별도 문의 이메일을 통해 요청할 수 있다.

시행일: 2026년 7월 19일
문의: 블로그 방명록 또는 sadaidhkim@gmail.com

경유가 휘발유만큼 비싸진 이유는 무엇일까? 기름값의 숨겨진 구조

Refinery Energy Lab — Wed, 15 Jul 2026 01:28:32 +0900

경유는 원래 휘발유보다 싸지 않았나?

주유소 가격표를 보면 한 가지 이상한 점이 눈에 들어온다.

과거에는 경유가 휘발유보다 상당히 저렴했지만, 최근에는 두 제품의 가격 차이가 거의 나지 않는다.

2026년 7월 13일 전국 주유소 평균 판매가격은 다음과 같다.

구분	전국 평균가격
보통휘발유	1,878.85원/L
자동차용 경유	1,863.93원/L
가격 차이	14.92원/L

휘발유와 경유 가격 차이가 리터당 15원도 되지 않는다. 과거의 가격 관계를 기억하는 운전자라면 사실상 같은 가격처럼 느낄 수밖에 없다.

심지어 일부 지역이나 개별 주유소에서는 경유가 휘발유보다 비싸게 판매되는 경우도 나타날 수 있다.

왜 이런 일이 생겼을까?

많은 사람들이 원유 가격이 올라서 그렇다고 생각한다.

하지만 기름값은 원유 가격 하나만으로 결정되지 않는다.

경유 가격이 휘발유에 가까워진 가장 큰 이유는 국제 경유 가격이 휘발유보다 훨씬 강해졌기 때문이다.

주유소 기름값은 무엇으로 구성될까?

주유소에서 판매되는 휘발유와 경유 가격은 대략 다음 요소로 구성된다.

국제 석유제품 가격
        +
환율
        +
세금
        +
정유·유통 비용
        +
주유소 마진
        =
최종 소비자 가격

여기서 일반적으로 가장 많이 오해하는 부분이 있다.

국내 기름값이 반드시 국제 원유 가격만을 따라 움직이는 것은 아니라는 점이다.

국내 석유제품 가격은 국제 원유 가격뿐 아니라 국제 휘발유·경유 제품가격, 환율과 시장 경쟁 상황의 영향을 함께 받는다. 정유사 공급가격이 변하더라도 최종 주유소 가격은 재고, 지역 경쟁과 유통 조건에 따라 다르게 결정된다.

그래서 Dubai 원유 가격이 같더라도 국제 경유 가격이 크게 오르면 국내 경유 가격은 휘발유보다 더 빠르게 상승할 수 있다.

원유가 같아도 휘발유와 경유 가격은 다르다

휘발유와 경유는 모두 원유에서 만들어진다.

그렇다면 같은 원유를 사용하니 가격도 비슷하게 움직여야 할 것처럼 보인다.

하지만 석유제품은 각자 별도의 시장에서 거래된다.

휘발유는 승용차 운행 수요의 영향을 많이 받는다.
경유는 물류, 트럭, 건설장비, 농기계와 산업 활동의 영향을 크게 받는다.
항공유는 항공 운항 수요의 영향을 받는다.
나프타는 석유화학 경기의 영향을 받는다.

같은 원유에서 생산되더라도 제품별 수요와 공급 상황이 다르기 때문에 가격도 서로 달라진다.

특히 경유는 승용차 연료만이 아니다.

물류와 산업 활동을 움직이는 핵심 연료다.

경유 공급이 부족해지면 단순히 디젤 차량 운전자만 영향을 받는 것이 아니다.

택배비, 화물운송비, 건설비, 농업 생산비와 제조업 물류비에도 영향을 줄 수 있다.

실제 시장에서 경유 가격은 얼마나 강할까?

2026년 7월 13일 기준 사용자가 제공한 Dubai 원유 대비 제품별 Spread 자료를 보면 경유의 시장 가치가 얼마나 높아졌는지 알 수 있다.

제품	Dubai 대비 Spread
Diesel	60.54달러/배럴
Jet/Kerosene	57.23달러/배럴
LSFO	24.85달러/배럴
Gasoline	24.50달러/배럴
Naphtha	11.74달러/배럴

경유 Spread는 휘발유의 약 2.5배 수준이다.

여기서 Spread란 석유제품 가격에서 기준 원유 가격을 뺀 값이다.

제품 Spread = 국제 제품가격 - 기준 원유가격

Spread가 높다는 것은 시장에서 해당 제품의 상대적인 가치가 높다는 뜻이다.

다만 경유 Spread가 휘발유보다 2.5배 높다고 해서 정유사의 실제 경유 이익이 정확히 2.5배라는 뜻은 아니다.

실제 수익에는 다음 항목도 함께 반영되기 때문이다.

제품 수율
수소 사용량
연료와 전력 비용
촉매 비용
물류비
공정 가동 제약
계약과 판매 조건

그럼에도 현재 시장에서 경유가 휘발유보다 훨씬 높은 가치를 인정받고 있다는 사실은 분명하다.

현직 에너지관리부서의 시각

소비자는 주유소 가격만 보지만 정유공장에서는 제품별 국제가격과 Spread를 먼저 확인한다.

Diesel Spread가 올라가면 경유 생산 확대를 검토하게 되고, Hydrocracker와 Hydrotreater의 운전계획, 수소 공급능력과 에너지 비용까지 함께 계산한다.

경유 가격 상승은 단순한 주유소 현상이 아니다. 국제 제품시장에서 시작된 변화가 정유공장 생산계획과 국내 유통가격을 거쳐 소비자에게 전달된 결과다.

경유 국제가격은 왜 이렇게 높아졌을까?

경유 가격은 여러 요인의 영향을 동시에 받는다.

1. 경유는 산업과 물류에 필수적이다

휘발유는 주로 승용차에서 사용된다.

경유는 사용처가 훨씬 넓다.

대형 화물차
건설장비
농기계
광산장비
비상발전기
일부 선박과 산업용 설비

산업생산과 물류가 유지되는 동안 경유 수요는 쉽게 사라지지 않는다.

전기차 보급이 확대되더라도 대형 트럭과 중장비를 단기간에 모두 전기화하기는 어렵다.

2. 국제 공급이 부족하면 가격이 민감하게 오른다

정유공장은 원유만 있으면 모든 제품을 원하는 만큼 생산할 수 있는 공장이 아니다.

공장마다 설비 구성과 생산 가능한 제품 비율이 다르다.

경유와 항공유를 많이 생산하려면 Hydrocracker 같은 고도화 설비가 필요하다.

이런 설비는 단기간에 새로 건설하거나 생산량을 크게 늘리기 어렵다.

수요는 유지되는데 공급이 빠르게 증가하지 못하면 경유 가격은 민감하게 상승한다.

3. 지정학적 위험과 운송 차질의 영향이 크다

원유 공급 차질뿐 아니라 정유제품 수출입과 해상 운송에 문제가 생겨도 경유 가격이 오를 수 있다.

특히 중동이나 주요 해상 운송로의 불안은 원유 가격과 석유제품 가격을 동시에 자극한다.

다만 국제유가가 하락하더라도 국내 주유소 가격이 즉시 내려가지는 않는다.

비싼 가격에 도입한 원유와 제품 재고가 먼저 소진되어야 하고, 원유 운송과 정제, 유통에 시간이 걸리기 때문이다. 시장에서는 통상 국제가격 변화가 국내 소비자가격에 반영되기까지 일정한 시차가 발생한다고 본다.

세금이 낮은데도 경유가 비싼 이유

과거 경유가 휘발유보다 저렴했던 중요한 이유 중 하나는 세금이었다.

경유는 산업과 물류에서 많이 사용되기 때문에 휘발유보다 상대적으로 낮은 유류세가 적용되어 왔다.

2026년 7월 현재 한시적 유류세 인하 조치도 적용되고 있다.

휘발유 유류세 인하율: 15%
경유 유류세 인하율: 25%
적용 유류세: 휘발유 약 698원/L
적용 유류세: 경유 약 436원/L

정부는 산업과 물류에서 필수적으로 사용되는 경유에 더 높은 인하율을 적용하고 있으며, 이 조치는 현재 2026년 7월 말까지 예정되어 있다.

세금만 보면 경유가 여전히 휘발유보다 유리하다.

그런데도 두 제품의 최종 가격 차이가 15원 수준에 불과하다.

이는 국제 경유 제품가격이 휘발유보다 높게 형성되면서 세금 차이를 대부분 상쇄했기 때문이다.

쉽게 숫자로 표현하면 다음과 같다.

휘발유
높은 세금 + 상대적으로 낮은 제품 Spread

경유
낮은 세금 + 매우 높은 제품 Spread

과거에는 경유의 낮은 세금 효과가 더 크게 나타났다.

현재는 높은 국제 경유 가격이 그 장점을 거의 없애고 있는 셈이다.

경유 가격이 오르면 생활비도 오를까?

경유 가격 상승은 휘발유 가격 상승보다 경제 전반에 더 넓은 영향을 줄 수 있다.

경유는 화물 운송과 산업 활동에 직접 사용되기 때문이다.

예를 들어 경유 가격이 오르면 다음 비용이 증가할 수 있다.

택배와 화물 운송비
농산물 생산·운송비
건설장비 운영비
제조업 물류비
비상발전과 산업용 연료비

이 비용은 결국 제품과 서비스 가격에 일부 반영될 수 있다.

그래서 정부가 경유 유류세를 휘발유보다 더 큰 폭으로 인하하는 것도 물류와 물가 부담을 완화하려는 목적과 관련이 있다.

경유 가격은 앞으로 다시 휘발유보다 싸질까?

가능성은 있다.

경유와 휘발유의 가격 관계는 고정되어 있지 않다.

다음 조건이 나타나면 경유 가격 차이가 다시 벌어질 수 있다.

국제 경유 공급이 증가할 때
물류와 산업 수요가 둔화될 때
정유공장의 경유 생산량이 증가할 때
지정학적·해상 운송 위험이 완화될 때
Diesel Spread가 정상 수준으로 낮아질 때

반대로 경유 공급 부족이 지속되거나 산업 수요가 강하면 휘발유와 비슷한 가격이 계속될 수 있다.

유류세 인하 조치의 연장이나 종료 여부도 소비자가격에 영향을 준다.

현재 조치는 2026년 7월 말까지 예정되어 있으므로 이후 정책은 정부 발표를 다시 확인해야 한다.

현직자가 보는 기름값의 진짜 구조

많은 사람들은 기름값이 원유 가격에 따라 단순하게 결정된다고 생각한다.

실제 구조는 훨씬 복잡하다.

원유 가격
   +
제품별 국제 수급
   +
환율
   +
세금 정책
   +
정유사 생산비와 공급가격
   +
유통비와 주유소 경쟁
   =
소비자가 체감하는 기름값

이번에 경유가 휘발유만큼 비싸진 핵심 원인은 세금이 아니다.

오히려 경유는 세금이 더 낮고 인하율도 더 높다.

핵심은 국제 시장에서 경유 자체의 가치가 크게 올라갔다는 것이다.

2026년 7월 13일 기준 경유의 Dubai 대비 Spread는 60.54달러/배럴로 휘발유 24.50달러/배럴보다 크게 높았다.

휘발유보다 낮은 경유 세금이 높은 국제 경유 가격에 의해 대부분 상쇄되면서, 국내 주유소 가격 차이도 거의 사라진 것이다.

마무리

경유가 휘발유만큼 비싸진 이유를 한 문장으로 표현하면 다음과 같다.

경유에 붙는 세금은 여전히 휘발유보다 낮지만, 국제 경유 가격이 훨씬 높아지면서 세금 차이를 상쇄했기 때문이다.

주유소 기름값을 제대로 이해하려면 원유 가격만 봐서는 안 된다.

국제 휘발유와 경유 가격, 제품별 Spread, 환율, 유류세와 국내 재고 반영 시차까지 함께 봐야 한다.

우리가 보는 주유소 숫자 하나에는 국제 석유시장과 세금정책, 정유공장과 유통시장의 변화가 모두 담겨 있다.

자주 묻는 질문

Q1. 경유는 세금이 더 낮은데 왜 휘발유만큼 비싼가?

국제 경유 제품가격이 휘발유보다 크게 높아졌기 때문이다. 낮은 세금 효과가 높은 국제 경유 가격에 의해 대부분 상쇄된 상태다.

Q2. 원유 가격이 같으면 경유와 휘발유 가격도 같아야 하지 않나?

그렇지 않다. 휘발유와 경유는 별도의 국제 제품시장에서 거래되며 각각의 수요와 공급에 따라 가격이 다르게 결정된다.

Q3. 경유 가격 상승은 디젤 차량 운전자에게만 영향을 주나?

아니다. 화물운송, 건설, 농업과 제조업 물류비에도 영향을 주어 생활물가로 이어질 수 있다.

Q4. 경유가 휘발유보다 더 비싸질 수도 있나?

가능하다. 국제 경유 가격이 강세를 보이고 지역별 주유소 경쟁이나 재고 상황이 다르면 일부 주유소에서는 경유가 휘발유보다 비싸게 판매될 수 있다.

정유사는 왜 휘발유보다 경유를 더 많이 만들려고 할까? 돈이 되는 제품의 비밀

Refinery Energy Lab — Tue, 14 Jul 2026 18:00:04 +0900

주유소에서는 휘발유를 넣는데, 정유사는 왜 경유를 더 중요하게 생각할까?

자동차를 운전하는 사람이라면 대부분 휘발유를 먼저 떠올린다.

그래서 많은 사람들이 이렇게 생각한다.

"정유사는 휘발유를 가장 많이 만드는 회사 아닌가?"

하지만 실제 정유공장은 전혀 다르게 움직인다.

오히려 세계 대부분의 정유사는 휘발유보다 경유(Diesel)의 가치를 더 중요하게 평가하는 경우가 많다.

심지어 수천억 원을 투자해 경유 생산량을 늘리는 프로젝트를 추진하기도 한다.

왜일까?

답은 의외로 단순하다.

정유사는 휘발유를 만드는 회사가 아니라, 가장 수익성이 높은 제품을 만드는 회사이기 때문이다.

이 사실을 이해하면 뉴스에서 자주 나오는 정제마진(Crack Spread), Hydrocracker, 수소(Hydrogen), SAF까지 모두 연결해서 이해할 수 있다.

정유공장은 휘발유 공장이 아니다

정유공장에 들어오는 원유는 하나의 제품으로 끝나지 않는다.

원유는 증류(Distillation)와 다양한 후속 공정을 거쳐 여러 제품으로 나뉜다.

제품	주요 용도
LPG	가정·산업용 연료
나프타(Naphtha)	석유화학 원료
휘발유(Gasoline)	승용차
항공유(Jet Fuel)	항공기
경유(Diesel)	트럭·건설장비·산업용
중유(Heavy Fuel Oil)	선박·산업용

즉, 정유공장은 휘발유만 생산하는 공장이 아니라 시장 상황에 맞춰 가장 가치가 높은 제품을 생산하는 공장이다.

원유 가격도 중요하지만,

실제로 정유사의 수익을 결정하는 것은 어떤 제품을 얼마나 생산해서 얼마에 판매하느냐이다.

생각보다 경유를 사용하는 곳은 훨씬 많다

우리는 일상에서 승용차를 많이 보기 때문에 휘발유가 가장 많이 사용될 것이라고 생각한다.

하지만 산업 전체를 보면 이야기가 달라진다.

경유는 우리 생활을 움직이는 거의 모든 산업에서 사용된다.

물류 트럭
농기계
굴착기와 건설장비
⚡ 비상발전기
일부 선박
산업용 설비

마트에서 물건을 사는 순간에도,

택배를 받을 때도,

새로운 건물이 올라갈 때도,

뒤에서는 대부분 경유가 사용된다.

그래서 경유는 흔히 산업의 혈액이라고 불린다.

실제 시장은 경유의 가치를 어떻게 평가할까?

이 이야기는 단순한 이론이 아니다.

실제 시장 데이터에서도 확인할 수 있다.

2026년 7월 13일 기준 Dubai 원유 대비 제품별 Spread

제품Dubai 대비 Spread ($/B)

Diesel	60.54
Jet Fuel	57.23
LSFO	24.85
Gasoline	24.50
Naphtha	11.74

흥미로운 점이 있다.

현재 경유의 Spread는 휘발유보다 약 2.5배 높다.

이는 같은 원유를 정제하더라도 시장에서는 경유를 훨씬 높은 가치의 제품으로 평가하고 있다는 의미다.

물론 이것이 곧바로 "경유가 휘발유보다 2.5배 많은 이익을 남긴다"는 뜻은 아니다.

정유사의 실제 수익은 원유 가격, 제품 수율, 운전 비용, 공정 구성 등을 모두 고려해야 하기 때문이다.

하지만 현재 시장이 어떤 제품을 가장 원하고 있는지는 충분히 보여주는 지표다.

정제마진도 최근 크게 상승했다

제품별 Spread뿐 아니라 정유사의 대표 수익성 지표인 Crack Spread(복합 정제마진) 역시 최근 크게 상승했다.

날짜Crack Spread ($/B)

2026.06.02	47.56
2026.06.10	47.01
2026.06.20	42.79
2026.06.30	48.02
2026.07.02	54.91
2026.07.09	59.36
2026.07.13	61.76

6월 중순에는 40달러 초반까지 내려갔던 Crack Spread가 한 달도 되지 않아 60달러를 넘어섰다.

이는 정유사의 수익성이 크게 개선되고 있다는 의미다.

특히 이번 상승은 Diesel과 Jet Fuel의 강세가 크게 영향을 준 것으로 해석할 수 있다.

현직 에너지관리 부서의 시각

일반적으로 뉴스에서는 "정제마진이 좋아졌다"라는 표현만 사용한다.

하지만 실제 정유공장에서는 그것만으로 의사결정을 하지 않는다.

제품별 Spread를 함께 분석하면서

어떤 원유를 구매할지

어떤 공정을 최대한 활용할지

어떤 제품 생산을 늘릴지

를 종합적으로 검토한다.

즉, 정유공장은 가격을 따라 움직이는 공장이 아니라 수익을 최적화하는 공장이다.

그런데 정말 경유를 마음대로 더 많이 만들 수 있을까?

여기서 또 하나의 궁금증이 생긴다.

현재 시장에서는 경유의 가치가 가장 높다.

그렇다면 정유사는 휘발유 대신 경유만 많이 만들면 되는 것 아닐까?

아쉽게도 현실은 그렇게 단순하지 않다.

원유에서 나오는 제품의 비율은 어느 정도 정해져 있으며,

경유를 더 많이 생산하려면 FCC(FCCU), Hydrocracker(HCU), Hydrotreater(HDT)와 같은 고도화 공정을 적극 활용해야 한다.

하지만 여기에는 또 하나의 중요한 제약이 있다.

바로 Hydrocracker의 원료인 VGO(Vacuum Gas Oil) 이다.

Hydrocracker의 원료인 VGO는 생각보다 훨씬 귀한 원료다

많은 사람들이 VGO를 단순히 Hydrocracker의 Feed라고 생각한다.

하지만 실제 정유공장에서는 VGO의 가치가 매우 높다.

왜냐하면 같은 VGO를

Hydrocracker로 보내면 경유와 항공유를 생산할 수 있고,
윤활기유(Lube Base Oil) 공정으로 보내면 고부가가치 윤활기유를 생산할 수 있기 때문이다.

즉,

Hydrocracker와 Lube 공정은 같은 원료(VGO)를 서로 사용하려는 경쟁 관계에 있다.

그래서 정유사는 Diesel Crack만 보지 않는다

최근 시장에서는

Diesel Spread가 매우 높다.

하지만 동시에

윤활기유 시장도 강세를 보이고 있다.

실제로 2026년 7월 13일 기준 Lube-VGO 가격은 약 186.21$/B 수준으로 매우 높은 가치를 유지하고 있다.

따라서 정유사는 단순히

"경유가 비싸니 Hydrocracker를 최대한 돌리자."

라고 결정하지 않는다.

오히려

"VGO를 Hydrocracker로 보내는 것이 더 유리한가, 아니면 Lube 공정으로 보내는 것이 더 유리한가?"

를 매일 계산한다.

VGO는 어디로 보내는 것이 가장 이익일까?

                 Vacuum Gas Oil (VGO)
                         │
         ┌───────────────┴───────────────┐
         │                               │
         ▼                               ▼
   Lube Process                    Hydrocracker
         │                               │
 Base Oil 생산                  Diesel / Jet 생산
         │                               │
  Lube Margin                   Diesel Crack
         │                               │
         └───────────────┬───────────────┘
                         ▼
        경제성이 높은 공정으로 Feed 최적 배분

정유사가 매일 하는 일은

공정을 많이 돌리는 것이 아니다.

같은 원료를 가장 가치가 높은 제품으로 전환하는 것이다.

현직 에너지관리부서의 시각

실제 정유공장에서는 VGO를 모두 Hydrocracker로 보내지 않는다.

최근처럼 윤활기유(Base Oil)의 경제성이 높을 때는 VGO를 먼저 Lube 공정에 최대한 공급하고, 남는 물량을 Hydrocracker에 투입하는 운전 전략을 선택하기도 한다.

즉, Hydrocracker는 항상 Feed가 부족한 공정일 수도 있으며, 공정 운영은 Diesel Crack 하나가 아니라 Lube Margin, VGO 가치, 제품 수요를 종합적으로 고려해 결정된다.

일반 기사에서는 "경유 가격이 오르면 Hydrocracker를 많이 돌린다." 정도로 설명하지만, 실제 정유공장에서는 VGO Allocation이 가장 중요한 의사결정 중 하나다.

그런데 Hydrocracker를 많이 가동하면 또 다른 문제가 생긴다

Hydrocracker는 이름 그대로 Hydrogen을 사용하는 공정이다.

따라서 VGO를 Lube 공정보다 Hydrocracker로 더 많이 보내기로 결정했다면,

이번에는 수소(Hydrogen) 공급 능력을 확인해야 한다.

Hydrocracker 가동률이 올라가면

Hydrogen 소비도 함께 증가한다.

그리고 여기서부터는 공정팀만의 문제가 아니라

공장 전체 Utility 운영이 함께 영향을 받는다.

경유 생산 전략은 결국 에너지 전략이다

Hydrocracker의 처리량이 증가하면 다음과 같은 변화가 연쇄적으로 발생한다.

Diesel Crack 상승
          ↓
Hydrocracker Feed 증가
          ↓
Hydrogen 사용 증가
          ↓
Hydrogen Plant 부하 증가
          ↓
Fuel Gas 소비 증가
          ↓
Steam 사용 증가
          ↓
전력 사용 증가
          ↓
Utility Cost 증가

즉,

경유 생산을 늘린다는 것은

단순히 공정 하나의 문제가 아니라

Hydrogen,

Steam,

Fuel Gas,

전력,

Boiler,

GTG,

그리고 Refinery EII까지 함께 영향을 받는다는 의미다.

현직 에너지관리부서의 시각

실제 공장에서는 Hydrocracker 처리량을 높이기 전에 에너지관리팀도 함께 검토를 수행한다.

Hydrogen Plant는 추가 수소를 공급할 수 있는가?

Steam Header는 안정적인가?

Boiler와 GTG는 추가 부하를 감당할 수 있는가?

Fuel Gas Balance는 유지되는가?

EII 목표는 유지할 수 있는가?

결국 제품 생산 전략과 에너지 운영 전략은 분리될 수 없다.

정유공장은 단순히 석유를 정제하는 공장이 아니라 제품 가치와 에너지 효율을 동시에 최적화하는 거대한 시스템이다.

마무리

이번 글의 제목은

"왜 정유사는 경유를 더 많이 만들려고 할까?"였지만,

실제 답은 조금 다르다.

정유사는 경유를 많이 만드는 회사가 아니다.

같은 원료(VGO)를 가장 가치가 높은 제품으로 전환하는 회사다.

어떤 날은 경유가 더 높은 가치를 만들고,

어떤 날은 윤활기유가 더 높은 수익을 가져온다.

그리고 그 판단은 단순히 제품 가격만이 아니라

원료 가격,

제품 수요,

Hydrogen 공급 능력,

Steam Balance,

Fuel Gas,

에너지 비용까지 모두 고려해 이루어진다.

우리가 주유소에서 넣는 경유 1리터 뒤에는

공정 최적화와 에너지 최적화가 동시에 이루어지는 정유공장의 복잡한 의사결정이 숨어 있는 것이다.

자주 묻는 질문(FAQ)

Q1. 정유사는 항상 경유를 더 많이 생산하려고 하나?

아니다. 시장 상황에 따라 가장 수익성이 높은 제품은 계속 바뀐다. 최근에는 Diesel Crack이 높아 경유의 경제성이 좋았지만, 시기에 따라 휘발유나 항공유의 가치가 더 높아질 수도 있다.

Q2. Hydrocracker와 FCC는 무엇이 가장 다른가?

FCC는 휘발유 생산 비중이 높고, Hydrocracker는 수소를 사용해 경유와 항공유 생산 비중을 높이는 공정이다.

Q3. 경유 생산을 늘리면 왜 수소가 더 필요한가?

Hydrocracker는 수소를 이용해 중질유를 고품질 경유와 항공유로 전환하는 공정이기 때문에 가동률이 높아질수록 수소 소비도 함께 증가한다.

Q4. 에너지관리부서는 왜 제품 가격까지 확인하나?

제품 가격 변화는 공정 운영과 에너지 사용량에 직접 영향을 미친다. 따라서 수익성과 에너지 효율을 동시에 최적화하기 위해 제품 시장도 지속적으로 모니터링한다.

기존 정유공장만으로는 부족하다? SAF 전용공장이 필요한 이유

Refinery Energy Lab — Sun, 12 Jul 2026 12:20:47 +0900

기존 정유공장에서 SAF를 만들 수 있는데, 왜 새로운 공장을 지을까?

지난 글에서는 SAF(Sustainable Aviation Fuel, 지속가능항공연료)가 왜 전 세계 항공산업과 정유업계의 핵심 사업이 되었는지 살펴봤습니다.

많은 사람들이 여기서 이런 의문을 갖습니다.

"기존 정유공장에서 SAF를 생산할 수 있다면 굳이 새로운 공장을 지을 필요가 있을까?"

실제로 초기 SAF 시장은 대부분 Co-processing 방식으로 시작됐습니다.

기존 Hydrotreater나 Hydrocracker에 바이오 원료를 일부 투입해 SAF를 생산하는 방식입니다.

투자비도 적고 기존 설비를 활용할 수 있어 가장 현실적인 방법처럼 보였습니다.

그런데 최근 Shell, bp, TotalEnergies, ENI, Neste 등 글로벌 정유사들은 하나같이 Dedicated SAF Plant(전용 SAF 생산공장) 건설에 막대한 투자를 하고 있습니다.

왜일까요?

정답은 생각보다 단순합니다.

Co-processing은 '시장 진입'에는 적합하지만, '대량 생산'에는 구조적인 한계가 있기 때문입니다.

Co-processing은 훌륭한 시작이지만, 어디까지 가능할까?

Co-processing은 기존 정유설비를 활용한다는 점에서 매우 효율적인 방법입니다.

대표적인 바이오 원료는 다음과 같습니다.

폐식용유(UCO)
동물성 지방(Tallow)
식물성 오일
기타 바이오 기반 유지류

이러한 원료를 기존 수첨처리(Hydrotreating) 설비에 원유와 함께 투입하면 일정 비율의 SAF를 생산할 수 있습니다.

초기 시장에서는 매우 좋은 전략입니다.

신규 CAPEX가 작다.
공사 기간이 짧다.
기존 운전 경험을 그대로 활용할 수 있다.
제품 인증 경험을 빠르게 확보할 수 있다.

그래서 대부분의 글로벌 정유사들도 처음에는 이 방식으로 SAF 사업을 시작했습니다.

하지만 생산량이 증가하기 시작하면 이야기가 완전히 달라집니다.

첫 번째 한계, 바이오 원료는 원유와 전혀 다른 물질이다

많은 사람들이 바이오 원료도 결국 '기름'이라고 생각합니다.

하지만 정유공정에서는 완전히 다른 원료입니다.

바이오 원료는 원유보다 산소(Oxygen)를 많이 포함하고 있으며, 불순물과 금속 성분의 특성도 다릅니다.

이 때문에 다음과 같은 문제가 발생합니다.

촉매(Catalyst) 성능 변화
촉매 수명 단축 가능성
압력강하(Pressure Drop) 증가
운전 조건 변경
제품 품질 관리 어려움

Co-processing 비율이 높아질수록 기존 공정이 설계된 운전 범위를 벗어나기 시작합니다.

두 번째 한계, 수소(H₂) 사용량이 크게 증가한다

여기서부터는 일반 기사에서는 잘 다루지 않는 내용입니다.

바이오 원료는 산소를 제거하는 Hydrodeoxygenation(HDO) 반응이 필요합니다.

즉,

SAF를 많이 생산할수록 더 많은 수소가 필요합니다.

현직 에너지관리 부서의 시각

정유공장에서 수소는 단순한 원료가 아닙니다.

수소 생산량이 증가하면

Hydrogen Plant Load 증가
            ↓
SMR Fuel 사용 증가
            ↓
Fuel Gas 소비 증가
            ↓
Steam 소비 증가
            ↓
전력 사용 증가
            ↓
Utility Cost 증가

SAF 생산은 단순히 항공유 하나를 만드는 프로젝트가 아니라 정유공장 전체 Utility Balance를 바꾸는 프로젝트가 됩니다.

세 번째 한계, 기존 공정의 생산능력을 잠식한다

기존 Hydrotreater는 원래

Diesel
Kerosene
Naphtha

등 기존 석유제품을 생산하기 위해 설계되었습니다.

그런데 SAF 생산량이 증가하면

기존 설비를 계속 점유하게 됩니다.

결국

기존 제품 생산 감소
병목(Bottleneck) 발생
정기보수 일정 영향
전체 생산계획 변경

까지 연결될 수 있습니다.

정유사 입장에서는 새로운 사업을 위해 기존 사업을 희생하는 구조가 됩니다.

장기적으로는 매우 비효율적입니다.

네 번째 한계, 앞으로 필요한 SAF 물량이 너무 많다

현재 SAF는 일부 항공사만 사용하는 연료가 아닙니다.

국제적으로 SAF 혼합 의무가 단계적으로 확대되고 있습니다.

초기에는 1~2% 수준이라도 장기적으로는 두 자릿수 혼합 비율이 예상됩니다.

수십만 톤 규모의 SAF를 생산하려면 기존 Hydrotreater의 일부 용량만 활용하는 방식으로는 한계가 있습니다.

그래서 글로벌 정유사들은 Dedicated HEFA Plant를 건설하기 시작했습니다.

Dedicated SAF Plant의 가장 큰 장점

전용 SAF 공장은 처음부터 바이오 원료만 처리하도록 설계됩니다.

장점은 생각보다 많습니다.

Co-processing	Dedicated SAF Plant
기존 설비 활용	전용 설비
초기 투자비 낮음	초기 투자비 큼
생산량 제한	대량 생산 가능
기존 공정 영향	기존 정유공정 영향 최소
운전조건 제약	SAF 최적 운전 가능
장기 확장성 제한	대규모 증설 가능

초기에는 Co-processing이 유리하지만,

장기적으로는 Dedicated Plant가 훨씬 높은 경쟁력을 갖게 됩니다.

현직 에너지관리 부서의 시각

많은 기사에서는 Dedicated SAF Plant를 단순히 생산량 확대를 위한 투자라고 설명합니다.

실제 정유공장에서 더 중요한 이유는 따로 있습니다.

전용 공장을 건설하면

기존 Diesel 생산에 영향을 주지 않고
Hydrogen Network를 별도로 설계할 수 있으며
Steam Balance도 최적화할 수 있고
Utility 공급능력도 함께 증설할 수 있습니다.

결국 Refinery 전체의 운영 안정성을 유지하면서 SAF 사업을 확대할 수 있다는 것이 가장 큰 장점입니다.

글로벌 정유사들은 이미 방향을 결정했다

최근 글로벌 메이저 정유사들의 전략은 거의 동일합니다.

1단계

Co-processing

↓

시장 진입

↓

제품 인증

↓

공급 계약 확보

2단계

Dedicated HEFA Plant

↓

대량 생산

↓

수출 확대

↓

장기 공급 계약

초기에는 기존 설비를 활용하지만, 시장이 성장하면 전용 생산설비로 전환하는 것이 현재 글로벌 표준 전략이 되고 있습니다.

마무리

SAF는 단순히 친환경 항공연료가 아닙니다.

정유사의 입장에서는

새로운 원료
새로운 공정
새로운 수소 수요
새로운 Steam Balance
새로운 Utility 전략

까지 모두 다시 설계해야 하는 거대한 프로젝트입니다.

그래서 글로벌 정유사들은 더 이상 Co-processing만으로는 미래 시장을 대응할 수 없다고 판단하고 있습니다.

앞으로 SAF 경쟁력은 누가 더 많은 SAF를 생산하느냐가 아니라, 누가 더 효율적으로 생산하느냐에서 결정될 가능성이 큽니다.

정유공장의 에너지 효율과 Utility 운영 능력이 SAF 시대의 새로운 경쟁력이 될지도 모릅니다.

자주 묻는 질문(FAQ)

Q1. 기존 정유공장에서도 SAF를 생산할 수 있나요?

네. 초기에는 기존 Hydrotreater를 활용한 Co-processing 방식으로 SAF를 생산할 수 있습니다. 다만 생산량과 운전 조건에는 한계가 있습니다.

Q2. Dedicated SAF Plant가 필요한 가장 큰 이유는 무엇인가요?

대량 생산, 기존 정유공정과의 간섭 최소화, 수소·Steam 등 Utility 최적화, 장기적인 경제성 확보 때문입니다.

Q3. SAF 생산이 늘어나면 수소 소비도 증가하나요?

그렇습니다. 바이오 원료의 산소를 제거하는 Hydrodeoxygenation(HDO) 반응이 필요하기 때문에 기존 항공유 생산보다 수소 수요가 증가하는 것이 일반적입니다.

Q4. 앞으로 모든 정유사가 Dedicated SAF Plant를 건설하게 될까요?

모든 정유사가 동일한 전략을 선택하는 것은 아니지만, 대규모 SAF 공급을 목표로 하는 글로벌 정유사들은 전용 생산설비 투자 비중을 점차 확대하는 추세입니다.

SAF(지속가능항공연료)란? 정유사들이 수천억 원을 투자하는 진짜 이유

Refinery Energy Lab — Sun, 12 Jul 2026 12:07:15 +0900

SAF는 왜 갑자기 주목받기 시작했을까?

"비행기를 전기로 움직이면 되지 않을까?"

많은 사람들이 이렇게 생각합니다.

자동차는 전기차가 빠르게 보급되고 있지만, 항공기는 이야기가 조금 다릅니다.

대형 여객기가 수천 km를 비행하려면 현재의 배터리 기술로는 무게와 에너지 밀도 측면에서 현실적인 한계가 있기 때문입니다.

그래서 항공업계는 기존 항공기 엔진을 그대로 사용하면서도 탄소배출을 줄일 수 있는 연료를 찾기 시작했고, 그 결과 등장한 것이 바로 SAF(Sustainable Aviation Fuel, 지속가능항공연료)입니다.

최근 몇 년 사이 SAF는 단순한 친환경 연료를 넘어 세계 정유사들의 새로운 성장동력으로 자리 잡고 있습니다.

전 세계 정유사들이 SAF에 투자하는 이유

겉으로 보면 SAF는 단순히 친환경 연료처럼 보입니다.

하지만 실제로는 훨씬 큰 산업 변화가 진행되고 있습니다.

정유사들이 수천억 원을 투자하는 이유는 크게 네 가지입니다.

① 항공산업은 탄소중립이 가장 어려운 산업

자동차는 전기차로 전환되고 있습니다.

발전소는 재생에너지 비중이 늘어나고 있습니다.

하지만 항공기는 장거리 운항을 위해 높은 에너지 밀도를 가진 액체연료가 여전히 필요합니다.

현재 가장 현실적인 대안이 SAF입니다.

② 앞으로는 '선택'이 아니라 '의무'

유럽연합(EU)은 단계적으로 항공유에 SAF 혼합 비율을 확대하는 정책을 시행하고 있으며, 국제민간항공기구(ICAO)의 CORSIA 체계도 국제 항공의 탄소 감축을 촉진하고 있습니다. 우리나라도 국제선 항공유에 SAF 혼합을 의무화하는 정책을 추진하고 있어, 앞으로는 정유사와 항공사 모두 SAF 공급 체계를 갖추는 것이 경쟁력의 핵심이 될 전망입니다.

이제 SAF는 ESG 활동이 아니라 사업 지속성을 위한 필수 조건이 되고 있습니다.

③ 기존 정유 인프라를 활용할 수 있다

여기서 흥미로운 점이 있습니다.

SAF는 새로운 개념의 연료이지만, 기존 정유공장의 인프라를 상당 부분 활용할 수 있습니다.

예를 들어,

수소 공급설비(Hydrogen Network)
저장탱크
배관
항공유 출하시설
일부 수첨처리(Hydrotreating) 설비

등은 기존 자산을 활용할 수 있습니다.

이 때문에 세계 주요 정유사들은 신규 산업으로 진출하기보다 기존 경쟁력을 확장하는 전략을 선택하고 있습니다.

기존 정유공장에서 SAF를 생산할 수 있을까?

이 질문은 업계에서도 가장 많이 나오는 질문입니다.

결론부터 이야기하면 가능합니다.

하지만 여기에는 중요한 조건이 있습니다.

현재 가장 많이 활용되는 방식은 Co-processing입니다.

쉽게 말하면 원유만 처리하던 기존 정유공정에 바이오 원료를 일정 비율 함께 투입하는 방식입니다.

대표적인 원료는 다음과 같습니다.

원료	예시
폐식용유(UCO)	음식점, 식품공장
동물성 지방	축산 부산물
식물성 오일	대두유, 카놀라유 등

이러한 원료를 기존 수첨처리 설비에서 함께 처리하면 SAF 성분을 포함한 항공유를 생산할 수 있습니다.

가장 큰 장점은 기존 설비를 활용하기 때문에 투자비가 상대적으로 적고, 빠르게 시장에 진입할 수 있다는 점입니다.

Co-processing이 초기 시장에서 각광받는 이유

Co-processing은 기존 설비를 활용하는 만큼 다음과 같은 장점이 있습니다.

초기 투자비(CAPEX)가 낮다.
공장 건설 기간이 짧다.
기존 정유공장의 운영 경험을 활용할 수 있다.
초기 SAF 시장에 빠르게 대응할 수 있다.
고객 인증과 제품 공급 경험을 축적할 수 있다.

그래서 많은 글로벌 정유사들도 처음부터 대규모 전용 공장을 짓기보다 Co-processing으로 시장에 진입했습니다.

현직 에너지관리 부서의 시각

Co-processing은 '기존 설비를 조금만 바꾸면 되는 기술'로 오해받기 쉽습니다. 실제 정유공장에서는 그렇지 않습니다.

바이오 원료의 특성은 원유와 다르기 때문에 원료 품질 관리, 수소 사용량, 촉매 성능, 제품 품질 관리까지 함께 검토해야 합니다. 특히 초기에는 생산량보다 안정적인 운전과 제품 인증 경험을 확보하는 것이 더 중요한 과제가 되는 경우가 많습니다.

여기서 궁금증이 생깁니다.

그렇다면 앞으로 모든 정유사가 기존 설비만 활용해서 SAF를 생산하면 되는 걸까요?

답은 '아니오'입니다.

Co-processing은 분명 훌륭한 출발점이지만, 생산 규모가 커질수록 한계가 점점 뚜렷해집니다.

실제로 글로벌 메이저 정유사들은 초기에는 Co-processing으로 시장을 시작했지만, 현재는 Dedicated SAF Plant(전용 SAF 생산설비) 투자로 방향을 전환하고 있습니다.

다음 편에서는 왜 기존 정유공장만으로는 SAF 수요를 감당할 수 없는지, 그리고 Dedicated SAF Plant가 필요한 이유를 현직 에너지관리팀의 시각에서 자세히 살펴보겠습니다.

정유사는 왜 Steam을 회수할까? 응축수 1톤의 숨겨진 가치

Refinery Energy Lab — Sun, 12 Jul 2026 11:48:16 +0900

정유공장을 처음 방문한 사람들은 이런 질문을 자주 한다.

"증기는 결국 공기 중으로 사라지는 것 아닌가?"

얼핏 맞는 말처럼 들린다.

하지만 실제 정유공장에서 가장 중요하게 관리하는 것은 증기(Steam)보다 응축수(Condensate)일 때가 많다.

왜냐하면 응축수는 단순한 물이 아니라,

이미 막대한 비용을 들여 만든 고온·고순도의 에너지이기 때문이다.

실제로 많은 정유사들은 응축수 회수율을 중요한 KPI로 관리하며, 회수율을 단 몇 %만 높여도 연간 수억~수십억 원의 비용을 절감할 수 있다.

오늘은 정유공장이 왜 응축수를 끝까지 회수하려고 하는지 알아보자.

Steam은 어디에서 사용할까?

정유공장은 하루에도 수천 톤의 Steam을 생산한다.

Steam은 공장 곳곳에서 사용된다.

대표적으로

Reboiler 가열
Stripping Steam
공정 예열
Tank Heating
Steam Turbine
Heat Tracing

등 거의 모든 공정에 사용된다.

Steam은 열을 전달한 뒤 결국 물이 된다.

이 물이 바로 Condensate(응축수)이다.

응축수는 그냥 물이 아니다

많은 사람들이

"물인데 버리면 되지 않을까?"

라고 생각한다.

하지만 응축수는 일반 수돗물과 완전히 다르다.

응축수는

이미 탈염(Demineralized Water) 처리된 초순수이며
Boiler에서 다시 한번 처리되었고
공정에서 사용된 후에도 약 60~90℃의 높은 온도를 유지하고 있다.

즉,

고순도의 물과 열에너지를 동시에 가지고 있는 자원이다.

응축수 1톤의 가치는 얼마나 될까?

실제 Fuel Gas 단가를 이용해 계산해 보자.

가정을 다음과 같이 두었다.

Fuel Gas : 약 9만 원/EFO
Boiler 효율 : 90%
Demi Water 온도 : 15℃
LP Condensate 온도 : 60~90℃

이 경우 응축수 1톤이 가지고 있는 열적 가치는 다음과 같다.

응축수 온도	연료 절감 가치
60℃	약 3,100원/톤
90℃	약 5,100원/톤

여기에는

Demi Water 생산비
Boiler 약품비
Blowdown 감소
폐수 처리비

등은 포함되지 않았다.

즉,

실제 응축수의 가치는 이보다 더 크다.

정유사는 얼마나 회수할까?

실제 국내 정유사들의 사례를 보면

응축수 회수율은 대체로

40~60% 수준으로 알려져 있다.

회수가 불가능한 Steam을 제외하면

세계적인 정유사들은

90% 수준을 목표로 관리하기도 한다.

실제 국내 대형 정유공장의 Steam Balance를 분석한 사례에서는

Steam 생산 : 약 2,400 ton/hr
응축수 회수 : 약 1,600 ton/hr

로 나타났다.

이를 기준으로 하면

공정용 Steam을 포함한 회수율은 약 67%이며,

회수가 구조적으로 가능한 Steam만 고려하면 약 80% 수준이었다.

즉,

생각보다 많은 응축수가 아직도 회수되지 못하고 있는 셈이다.

응축수는 어디에서 사라질까?

Steam을 사용했다고 해서 모두 응축수로 돌아오는 것은 아니다.

대표적인 손실은 다음과 같다.

Steam Trap 불량
Condensate Drum Vent
Deaerator Vent
Steam Vent
Boiler Blowdown
Stripping Steam
Reforming Steam
Ejector Steam

이 가운데

Stripping Steam이나 Reforming Steam처럼 공정 특성상 회수가 어려운 Steam도 있지만,

상당 부분은 설비 개선을 통해 줄일 수 있다.

에너지 관리 부서에서는 무엇을 먼저 개선할까?

많은 사람들은 새로운 Boiler를 설치하거나 Steam을 더 많이 생산하면 된다고 생각한다.

하지만 실제 현장에서는

기존 Steam을 얼마나 잘 회수하느냐가 더 중요하다.

예를 들어 Steam Balance를 구축해 분석한 결과

다음과 같은 개선 과제를 도출할 수 있었다.

Boiler Blowdown 최적화
Condensate Drum Vent 감소
Steam Trap 개선
Deaerator 운전 최적화
Boiler 수질 기준 최적화

이러한 개선을 통해

약 50 ton/hr 수준의 Condensate 추가 회수 할 경우,

경제성은 약 100억 원/년

으로 평가된다.

Steam Trap 하나도 그냥 지나치지 않는다

Steam Trap은

증기는 통과시키지 않고

응축수만 배출하는 장치다.

겉보기에는 작은 밸브 하나에 불과하지만,

불량이 발생하면

Steam이 그대로 새거나
응축수를 회수하지 못하는

문제가 발생한다.

실제로 Steam Trap 개선만으로도

수십 ton/hr 수준의 Condensate 회수가 가능한 사례가 보고되고 있다.

그래서 정유공장은 Steam Trap을 정기적으로 점검하고,

최근에는 초음파와 IoT를 이용한 온라인 모니터링 시스템도 도입하고 있다.

Boiler Blowdown도 자동으로 최적화한다

Boiler는 수질을 유지하기 위해 일정량의 물을 외부로 배출한다.

이를 Blowdown이라고 한다.

과거에는 운전원이 수동으로 Blowdown 양을 조절하는 경우가 많았다.

하지만 최근에는 Nalco Water의 BFW Blowdown Optimizer와 같은 시스템을 적용해,

실시간으로 Boiler 수질을 분석하고 Blowdown을 자동으로 최적화한다.

필요 이상으로 배출되는 고온의 Boiler Water를 줄이면

연료 절감
응축수 회수 증가
Boiler 효율 향상

효과를 동시에 얻을 수 있다.

실제 개선 사례에서는 Blowdown을 약 6 ton/hr 줄여

연간 약 14억 원의 경제성이 기대되었다.

응축수 회수율 1%가 왜 중요할까?

응축수 회수율은 단순한 운영 지표가 아니다.

대형 정유공장의 Steam 규모에서는

회수율이 단 1%p만 향상되어도

열량 가치만으로도

연간 수억 원의 비용 절감 효과가 발생한다.

여기에

Demi Water 생산 감소
약품비 절감
Boiler 부하 감소
폐수 감소

까지 고려하면

실제 경제성은 더욱 커진다.

그래서 많은 정유사는 응축수 회수율을

에너지 KPI 중 하나로 관리하고 있다.

에너지 관리 부서가 보는 Condensate

Steam을 더 만드는 것은 어렵지 않다.

하지만 이미 만든 Steam을 다시 회수하는 것은 훨씬 어렵다.

응축수는 공장 곳곳에 흩어져 있고,

Steam Trap 하나,

Vent 하나,

배관 하나의 차이로 회수율이 크게 달라질 수 있기 때문이다.

그래서 실제 에너지관리팀은

새로운 Boiler를 설치하기 전에

먼저

Steam Balance를 분석하고,
Condensate Loss를 찾고,
Steam Trap을 개선하며,
Blowdown을 최적화한다.

이 과정은 눈에 잘 보이지 않지만,

정유공장의 생산비를 결정하는 중요한 경쟁력이 된다.

결론

증기는 열을 전달하면 사라지는 것처럼 보인다.

하지만 실제로는

열과 물이라는 두 가지 자산을 남긴다.

그래서 현대 정유공장은

응축수를 단순한 물이 아니라

다시 회수해야 할 에너지 자산으로 관리한다.

결국 응축수 회수율을 높인다는 것은

물을 아끼는 것이 아니라

연료를 절감하고, 탄소를 줄이며, 생산비를 낮추는 가장 경제적인 에너지 절감 활동 중 하나인 셈이다.

정유사는 왜 수소(H₂)를 직접 만들까? 수소가 가장 중요한 원료인 이유

Refinery Energy Lab — Fri, 10 Jul 2026 19:00:27 +0900

"수소경제 시대."

요즘 뉴스에서 가장 많이 들리는 단어 중 하나다.

하지만 많은 사람들이 모르는 사실이 있다.

현재 우리나라에서 수소를 가장 많이 사용하는 곳 중 하나는 정유공장이다.

더 놀라운 사실은 대부분의 정유사는 필요한 수소를 외부에서 사오는 것이 아니라 직접 생산하고, 회수하고, 재활용한다.

왜 이렇게까지 할까?

그 이유를 실제 정유공장의 운영 데이터를 바탕으로 알아보자.

수소는 정유공장의 '숨은 원료'다

많은 사람들은 정유공장이 원유만 있으면 휘발유와 경유를 만들 수 있다고 생각한다.

하지만 현대 정유공장은 그렇지 않다.

초저유황 경유

고품질 항공유

친환경 휘발유

를 만들기 위해서는

엄청난 양의 수소가 필요하다.

즉,

원유가 가장 중요한 원료라면, 수소는 두 번째로 중요한 원료라고 해도 과언이 아니다.

수소는 어디에 사용될까?

수소는 주로

황(Sulfur)
질소(Nitrogen)
금속

등의 불순물을 제거하는 데 사용된다.

대표적인 공정이

Hydrotreater(HDS)

이다.

또한

Hydrocracker에서는

무거운 원유를

휘발유
항공유
경유

와 같은 고부가가치 제품으로 전환하는 데에도 사용된다.

즉,

수소는

제품을 깨끗하게 만들고 동시에 더 가치 있는 제품으로 바꾸는 핵심 원료다.

실제 정유공장은 얼마나 많은 수소를 사용할까?

여기서부터는 실제 운영 데이터를 살펴보자.

2025년 기준 국내 대형 정유공장의 운영 사례를 보면

연간 약

4억 Nm³

의 수소가 공정으로 공급되었다.

이 가운데

Hydrogen Plant(HMP) 생산 : 약 50%
PSA 회수 수소 : 약 40%
외부 구매 : 약 10%

였다.

즉,

정유공장에서 사용하는 수소의 90% 이상은 자체 생산하거나 회수한 수소다.

외부에서 구매하는 수소는 일부에 불과하다.

수소는 어느 공정에서 가장 많이 사용할까?

많은 사람들이

Hydrocracker가 가장 많이 사용할 것이라고 생각한다.

실제 데이터를 보면 조금 다르다.

공정	수소 사용 비중
경유 수첨탈황(HDS/RHDS/GHDS)	42%
Hydrocracker	26%
Mild Hydrocracker	9%
나프타 수첨(HDT/HDS)	9%
PX·방향족 공정	7%
기타	7%

※ 실제 국내 대형 정유공장 운영 데이터를 기반으로 재구성한 내용

흥미로운 점은

정유공장에서 사용하는 수소의 절반 이상이 '탈황' 공정에 사용된다는 것이다.

그만큼 오늘날의 초저유황 연료는 수소 없이는 생산할 수 없다.

정유사는 어떻게 수소를 만들까?

현재 대부분의 정유공장은

Steam Methane Reforming(SMR)

방식을 사용한다.

천연가스(CH₄)에 고온의 수증기를 반응시키면

수소가 포함된 합성가스가 생성된다.

이후

공정을 거쳐

일산화탄소를 제거하고

마지막으로

PSA(Pressure Swing Adsorption)

에서

고순도 수소를 생산한다.

생각보다 더 중요한 것은 '회수'다

많은 사람들이

Hydrogen Plant에서 생산만 하면 끝이라고 생각한다.

하지만 실제 정유공장은 그렇지 않다.

공정에서 수소를 사용하면

H₂ Rich Off-gas

가 발생한다.

이 가스에는 아직도 상당량의 수소가 포함되어 있다.

그래서

Off-Gas PSA에서

수소를 다시 회수하여

Main Hydrogen Header로 보내

재사용한다.

즉

정유공장의 수소는

생산 → 공급 → 사용 → 회수 → 재사용

이라는 거대한 순환 구조로 운영된다.

PSA는 생각보다 엄청난 역할을 한다

운영 데이터를 보면

PSA를 통해 회수된 수소는

전체 공급량의 약

40%

에 달한다.

이는

새로 생산하는 수소 부담을 크게 줄여준다.

만약 PSA가 없다면

Hydrogen Plant를 훨씬 더 크게 운영해야 하며,

천연가스 소비도 크게 증가한다.

수소도 생산원가를 관리한다

수소는 공짜가 아니다.

Hydrogen Plant는

정유공장에서

가장 많은 천연가스를 사용하는 설비 중 하나다.

실제 운영 사례에서는

수소 생산원가를

약

200원/Nm³ 수준

으로 관리하고 있다.

이렇게 보면

수소를 하루 수십만 Nm³ 사용하는 정유공장에서는

단가가

단 10원/Nm³

만 상승해도

연간 수십억 원의 비용 증가로 이어질 수 있다.

그래서

Hydrogen Plant 효율
PSA 회수율
Hydrogen Network
Purge 최소화

는 모두 중요한 에너지 절감 과제가 된다.

수소는 얼마나 깨끗해야 할까?

수소는 많이 생산하는 것만큼

순도(Purity)도 중요하다.

실제 수소 공장에서는 99.99% 이상의 고순도 수소

를 안정적으로 생산하고 있다.

이렇게 높은 순도를 유지하는 이유는

촉매 성능을 보호하고

제품 품질과 공정 안정성을 확보하기 위해서다.

현직 에너지관리팀장이 보는 Hydrogen Management

많은 사람들은

수소 생산량이 중요하다고 생각한다.

하지만 실제 현장에서는

새로 생산하는 수소보다 '회수하는 수소'를 더 중요하게 관리하는 경우가 많다.

Hydrogen Plant에서 수소를 생산하려면

막대한 천연가스와 연료가 필요하기 때문이다.

따라서

PSA 회수율 향상
Purge Gas 최소화
Hydrogen Balance 최적화
공정별 수소 사용량 관리

를 통해

신규 수소 생산량을 줄이는 것이

생산비 절감과 탄소배출 저감의 핵심 전략이 된다.

앞으로 수소도 AI가 관리한다

최근에는

AI 기반 Hydrogen Network Optimization 기술도 확대되고 있다.

AI는

각 공정의 수소 사용량,

순도,

압력,

회수율을 실시간으로 분석하여

가장 경제적인 수소 공급 전략을 제안한다.

즉

미래의 정유공장은

더 많은 수소를 만드는 것이 아니라

같은 수소를 더 효율적으로 사용하는 방향으로 발전하고 있다.

결론

많은 사람들은

수소를 미래 자동차의 연료라고 생각한다.

하지만 지금 이 순간에도

정유공장에서는

수소가 없으면

깨끗한 휘발유도,

초저유황 경유도,

항공유도 만들 수 없다.

더 중요한 사실은

정유공장은

수소를 단순히 생산하는 것이 아니라

생산하고, 회수하고, 재활용하는 거대한 순환 시스템으로 운영된다는 점이다.

결국 현대 정유공장에서 수소는

연료가 아니라 생산비와 제품 품질, 그리고 에너지 효율을 결정하는 가장 중요한 원료 중 하나인 것이다.

What Is Refinery EII? Why One Point of Energy Intensity Index Can Be Worth Millions

Refinery Energy Lab — Thu, 9 Jul 2026 21:43:53 +0900

Energy is one of the largest operating costs in a refinery.

Modern refineries spend hundreds of millions of dollars every year on fuel gas, natural gas, steam, and electricity.

That is why refinery engineers closely monitor one key performance indicator:

Energy Intensity Index (EII).

Although it may look like just another engineering number, improving EII by only one point can represent millions of dollars in annual savings.

So what exactly is EII, and why does every refinery care about it?

What Is EII?

The Energy Intensity Index (EII) is an industry benchmark used to evaluate how efficiently a refinery consumes energy.

Unlike simple energy consumption, EII compares a refinery's actual energy use with the energy that a reference refinery would require to process the same crude oil and produce the same product slate.

The basic concept is:

EII = Actual Energy / Standard Energy × 100

Where:

Actual Energy = the refinery's measured energy consumption
Standard Energy = theoretical energy required under benchmark operating conditions

An EII of 100 represents benchmark performance.

Values below 100 indicate better-than-reference energy efficiency, while higher values indicate additional opportunities for improvement.

Why Does One EII Point Matter?

At first glance, improving EII from 80 to 79 may not seem significant.

However, for a large refinery, one EII point can represent a substantial reduction in annual energy consumption.

For example:

Assume a refinery has a Standard Energy requirement of:

300,000 MMBtu/day

A one-point EII improvement represents approximately 1% of Standard Energy.

That equals:

3,000 MMBtu/day

1.1 million MMBtu per year.

Depending on local energy prices and the refinery's fuel mix, this can translate into tens of millions of dollars in annual operating cost savings.

That is why many refineries pursue not only one-point improvements but even 0.1-point improvements.

How Do Refineries Improve EII?

Improving EII rarely comes from one large project.

Instead, it is usually the result of many small improvements across the refinery.

Typical initiatives include:

Fired Heater efficiency improvement
Excess oxygen optimization
Steam system optimization
Heat recovery projects
Air Fin Cooler optimization
High-efficiency Cooling Tower Fans
Adjustable Speed Drives (ASD)
Process Expanders
Combined Heat and Power (CHP)
AI-based process optimization

Each project may contribute only a small improvement, but together they significantly reduce energy consumption.

Why Does EII Become Worse at Lower Throughput?

One common misconception is that lower refinery throughput automatically means better energy efficiency.

In reality, the opposite often happens.

Many refinery systems continue consuming energy regardless of production rate.

Examples include:

Fired Heaters
Steam networks
Cooling Water systems
Air Compressors
Pumps

These fixed energy losses become more significant when throughput decreases.

As a result, energy consumption per barrel increases, causing EII to deteriorate.

This is one reason why many refiners also evaluate normalized energy performance when comparing operating periods.

Beyond Energy Savings

A lower EII does much more than reduce operating costs.

It also provides:

Lower CO₂ emissions
Better refinery competitiveness
Improved operating reliability
Higher ESG performance
Stronger long-term profitability

As carbon regulations become more stringent, energy efficiency has become one of the most effective decarbonization strategies available to refineries.

The Future of Refinery Energy Management

Digital transformation is changing how refineries manage energy.

Today, many leading companies are implementing:

Digital twins
AI-assisted operation
Real-time energy dashboards
Predictive analytics
Automated performance monitoring

The objective is no longer simply to monitor EII.

It is to predict performance before energy losses occur.

Final Thoughts

Most people never notice the amount of energy required to produce gasoline, diesel, or jet fuel.

Yet behind every barrel of refined product is a continuous effort to reduce energy consumption.

That is why refinery engineers focus on every fraction of an EII point.

Because in a modern refinery,

one point of EII is not just a number—it represents millions of dollars, lower emissions, and a stronger competitive advantage.

정유공장은 왜 24시간 불을 태울까? 수백억 원을 지키는 마지막 안전장치, Flare의 진짜 이야기

Refinery Energy Lab — Wed, 8 Jul 2026 14:03:51 +0900

밤에 고속도로를 달리다 보면 멀리서도 한눈에 보이는 시설이 있다.

바로 정유공장 굴뚝 끝에서 24시간 타오르는 거대한 불꽃이다.

많은 사람들은 그 불꽃을 보며 이렇게 생각한다.

"연료를 그냥 태우는 거 아닌가?"

"환경오염 아닌가?"

"공장에 문제가 생긴 건가?"

하지만 실제로는 정반대다.

그 불꽃은 수천억 원 규모의 설비와 수많은 작업자의 생명을 지키는 마지막 안전장치다.

더 놀라운 사실은 정유사들은 그 불꽃조차 줄이기 위해 매년 막대한 비용을 투자하고 있다는 것이다.

오늘은 정유공장의 Flare(플레어)가 왜 존재하는지, 그리고 왜 정유사들이 Flare를 가장 싫어하는지 알아보자.

Flare는 정유공장의 마지막 안전장치다

Flare(플레어)는 정유공장과 석유화학공장에서 발생하는 가연성 가스를 안전하게 처리하기 위한 설비다.

쉽게 말하면

정유공장의 초대형 안전밸브(Safety Valve)

라고 생각하면 된다.

정유공장에서는 매일 엄청난 양의

수소(H₂)
메탄(CH₄)
LPG
에틸렌·프로필렌 등의 올레핀
각종 탄화수소 가스

를 취급한다.

만약 이러한 가스를 비상 상황에서 대기 중으로 그대로 배출한다면 어떻게 될까?

화재와 폭발 위험은 물론이고 심각한 환경 문제까지 발생할 수 있다.

그래서 정유공장은 비상 시 발생한 가스를 Flare System으로 보내 완전 연소시킨다.

즉,

태우는 것이 낭비가 아니라 가장 안전한 처리 방법인 것이다.

불꽃이 보인다고 사고가 난 것은 아니다

많은 사람들이 가장 크게 오해하는 부분이다.

플레어에는 Pilot Flame이라는 작은 불꽃이 24시간 켜져 있다.

비상 시 가스가 유입되는 순간 즉시 점화하기 위한 장치다.

가정용 가스레인지의 점화불과 비슷한 개념이라고 생각하면 이해하기 쉽다.

또한 Flare Stack 내부에는 공기가 유입되면 폭발 위험이 있기 때문에 Purge Gas를 지속적으로 공급하여 내부를 항상 불활성 상태로 유지한다.

따라서 멀리서 보이는 작은 불꽃은 대부분 정상 운전 상태이며, 사고를 의미하는 것은 아니다.

그렇다면 언제 불꽃이 커질까?

Flare의 불꽃이 갑자기 커지는 경우는 대부분 다음과 같은 상황이다.

공정 Start-up
공정 Shutdown
Compressor Trip
긴급 압력 해소(Relief)
정기보수(Turnaround) 후 재가동

특히 대규모 정기보수 이후에는 공정을 하나씩 정상 상태로 복귀시키는 과정에서 일시적으로 Flare 발생량이 증가하는 경우가 많다.

따라서

큰 불꽃 = 사고

라고 단정할 수는 없다.

실제로는 계획된 운전 절차에 의해 발생하는 경우도 매우 많다.

사실 정유사는 Flare를 가장 싫어한다

여기서 많은 사람들이 놀란다.

"어차피 태우라고 만든 설비인데 무엇이 문제일까?"

하지만 정유사 입장에서 Flare는 가능한 한 줄여야 하는 대상이다.

이유는 간단하다.

Flare Gas = 돈 이기 때문이다.

플레어로 보내지는 가스는 원래

연료(Fuel Gas)로 사용할 수 있고
제품 생산에 활용할 수 있으며
에너지로 회수 가능한 자원

이다.

즉 안전을 위해 반드시 필요하지만,

경제적인 관점에서는 가능한 한 적게 발생해야 한다.

Hydrocarbon Loss는 정유사의 핵심 KPI다

정유업계에서는 Hydrocarbon Loss(탄화수소 손실) 를 매우 중요한 운영지표(KPI)로 관리한다.

Hydrocarbon Loss란 원유가 공장으로 들어와 제품으로 출하되기까지 발생하는 모든 손실을 의미한다.

대표적으로

Flare Loss
증발 손실(Evaporation)
Drain Loss
누설(Leak)
측정 오차

등이 포함된다.

업계에서는 일반적으로

Hydrocarbon Loss	평가
0.5 wt% 이하	양호
0.3 wt% 이하	우수
0.2 wt% 수준	Best Practice

로 평가하는 경우가 많다.

숫자로 보면 단지 0.1% 차이처럼 보일 수 있다.

하지만 대형 정유공장에서는 이 차이가 연간 수백억 원의 가치로 이어질 수도 있다.

실제로 일부 정유사에서는 Hydrocarbon Loss를 약 0.1 wt% 개선하여 연간 1,800만 달러 이상의 경제적 효과를 달성한 사례도 보고되고 있다.

플레어에서는 생각보다 엄청난 돈이 타고 있다

Flare Loss 관리 자료를 보면

특정 운전 조건에서는

약 28,000 USD/day

수준의 경제적 손실이 발생한 사례도 확인된다.

이를 연간으로 환산하면 수십억 원에서 많게는 수백억 원 규모가 될 수도 있다.

그래서 Flare를 줄이는 것은 단순히 환경 문제가 아니다.

동시에

에너지 절감
탄소배출 저감
수익성 개선

을 모두 달성하는 활동이다.

그래서 Flare Gas Recovery System(FGRS)을 설치한다

현대 정유공장에서는 Flare Gas Recovery System(FGRS, FGRU) 를 적극적으로 도입하고 있다.

FGRS는 Flare Header로 모인 가스를 그대로 태우지 않고 회수하여 다시 연료로 사용하는 설비다.

구조는 생각보다 간단하다.

즉,

과거에는

공정 → Flare → 연소 → 손실

이었다면,

FGRS를 적용하면

공정 → Flare Header → Compressor → Fuel Gas System → 재사용

으로 바뀐다.

쉽게 말하면

"버릴 가스를 다시 연료로 사용하는 재활용 시스템"

인 것이다.

실제 대부분의 정유공장에서는 Liquid Ring Compressor를 가장 많이 사용한다.

습한 Hydrocarbon Gas도 안정적으로 처리할 수 있고, 다양한 운전 조건에 대응하기 쉽기 때문이다.

Vendor와 공개 사례를 보면 정상 운전 중 발생하는 Flare Gas의 상당 부분을 회수할 수 있으며, 프로젝트에 따라 투자회수기간(Payback)은 일반적으로 1~4년 수준으로 보고된다.

실제로 과거 개선 사례를 보면

Benzene Column OVHD Gas 회수, H₂ Rich Gas 회수

등 다양한 프로젝트가 추진되었으며, 회수된 가스는 Fuel Gas System으로 재사용되어 연료비 절감 효과를 얻고 있다.

이제는 AI가 Flare 발생을 미리 예측한다

최근에는 설비 개선만으로 끝나지 않는다.

AI와 실시간 데이터 분석 기술까지 활용되고 있다.

과거에는

Flare가 발생하면 원인을 분석했다.

하지만 이제는

압력 상승
Compressor Surge
Valve 이상
공정 불안정

등을 AI가 미리 예측하여

Flare가 발생하기 전에 운전 조건을 최적화하는 방향으로 발전하고 있다.

즉

Flare를 잘 태우는 것이 아니라 Flare 자체가 발생하지 않도록 만드는 것

이 최신 운영 기술의 목표다.

정유사의 진짜 목표는 '불꽃을 없애는 것'이다

야간에 정유공장을 지나며 보이는 거대한 불꽃.

많은 사람들은

"연료를 낭비하고 있다."

고 생각한다.

하지만 실제로는 그 반대다.

그 불꽃은

수천억 원 규모의 설비와 수많은 작업자의 생명을 지키는 마지막 안전장치다.

그리고 현대 정유사들은 그 불꽃마저 줄이기 위해

Hydrocarbon Loss 관리
Flare Gas Recovery System(FGRS)
AI 기반 예측 운전
실시간 Flare Monitoring

에 지속적으로 투자하고 있다.

결국 현대 정유공장의 목표는

"안전을 절대 포기하지 않으면서도, 단 1 Nm³의 가스도 헛되이 태우지 않는 것."

바로 그것이 세계 최고 정유사들이 추구하는 진정한 에너지 효율이자 경쟁력이다.

Refinery Energy Lab

콘텐츠 이용 및 문의 안내

개인정보처리방침

경유가 휘발유만큼 비싸진 이유는 무엇일까? 기름값의 숨겨진 구조

경유는 원래 휘발유보다 싸지 않았나?

주유소 기름값은 무엇으로 구성될까?

원유가 같아도 휘발유와 경유 가격은 다르다

실제 시장에서 경유 가격은 얼마나 강할까?

현직 에너지관리부서의 시각

경유 국제가격은 왜 이렇게 높아졌을까?

1. 경유는 산업과 물류에 필수적이다

2. 국제 공급이 부족하면 가격이 민감하게 오른다

3. 지정학적 위험과 운송 차질의 영향이 크다

세금이 낮은데도 경유가 비싼 이유

경유 가격이 오르면 생활비도 오를까?

경유 가격은 앞으로 다시 휘발유보다 싸질까?

현직자가 보는 기름값의 진짜 구조

마무리

자주 묻는 질문

Q1. 경유는 세금이 더 낮은데 왜 휘발유만큼 비싼가?

Q2. 원유 가격이 같으면 경유와 휘발유 가격도 같아야 하지 않나?

Q3. 경유 가격 상승은 디젤 차량 운전자에게만 영향을 주나?

Q4. 경유가 휘발유보다 더 비싸질 수도 있나?

함께 읽으면 좋은 글

정유사는 왜 휘발유보다 경유를 더 많이 만들려고 할까? 돈이 되는 제품의 비밀

주유소에서는 휘발유를 넣는데, 정유사는 왜 경유를 더 중요하게 생각할까?

정유공장은 휘발유 공장이 아니다

생각보다 경유를 사용하는 곳은 훨씬 많다

실제 시장은 경유의 가치를 어떻게 평가할까?

2026년 7월 13일 기준 Dubai 원유 대비 제품별 Spread

정제마진도 최근 크게 상승했다

현직 에너지관리 부서의 시각

그런데 정말 경유를 마음대로 더 많이 만들 수 있을까?

Hydrocracker의 원료인 VGO는 생각보다 훨씬 귀한 원료다

그래서 정유사는 Diesel Crack만 보지 않는다

VGO는 어디로 보내는 것이 가장 이익일까?

현직 에너지관리부서의 시각

그런데 Hydrocracker를 많이 가동하면 또 다른 문제가 생긴다

경유 생산 전략은 결국 에너지 전략이다

현직 에너지관리부서의 시각

마무리

자주 묻는 질문(FAQ)

Q1. 정유사는 항상 경유를 더 많이 생산하려고 하나?

Q2. Hydrocracker와 FCC는 무엇이 가장 다른가?

Q3. 경유 생산을 늘리면 왜 수소가 더 필요한가?

Q4. 에너지관리부서는 왜 제품 가격까지 확인하나?

함께 읽으면 좋은 글

기존 정유공장만으로는 부족하다? SAF 전용공장이 필요한 이유

기존 정유공장에서 SAF를 만들 수 있는데, 왜 새로운 공장을 지을까?

Co-processing은 훌륭한 시작이지만, 어디까지 가능할까?

첫 번째 한계, 바이오 원료는 원유와 전혀 다른 물질이다

두 번째 한계, 수소(H₂) 사용량이 크게 증가한다

세 번째 한계, 기존 공정의 생산능력을 잠식한다

네 번째 한계, 앞으로 필요한 SAF 물량이 너무 많다

Dedicated SAF Plant의 가장 큰 장점

글로벌 정유사들은 이미 방향을 결정했다

마무리

함께 읽으면 좋은 글

자주 묻는 질문(FAQ)

Q1. 기존 정유공장에서도 SAF를 생산할 수 있나요?

Q2. Dedicated SAF Plant가 필요한 가장 큰 이유는 무엇인가요?

Q3. SAF 생산이 늘어나면 수소 소비도 증가하나요?

Q4. 앞으로 모든 정유사가 Dedicated SAF Plant를 건설하게 될까요?

SAF(지속가능항공연료)란? 정유사들이 수천억 원을 투자하는 진짜 이유

SAF는 왜 갑자기 주목받기 시작했을까?

전 세계 정유사들이 SAF에 투자하는 이유

① 항공산업은 탄소중립이 가장 어려운 산업

② 앞으로는 '선택'이 아니라 '의무'

③ 기존 정유 인프라를 활용할 수 있다

기존 정유공장에서 SAF를 생산할 수 있을까?

Co-processing이 초기 시장에서 각광받는 이유

현직 에너지관리 부서의 시각

여기서 궁금증이 생깁니다.

함께 읽으면 좋은 글

정유사는 왜 Steam을 회수할까? 응축수 1톤의 숨겨진 가치

Steam은 어디에서 사용할까?

응축수는 그냥 물이 아니다

응축수 1톤의 가치는 얼마나 될까?

정유사는 얼마나 회수할까?

응축수는 어디에서 사라질까?