그린수소

그린수소(Green Hydrogen)는 신재생에너지 및 원자력에너지 등을 이용해 물을 전기분해하여 얻어지는 수소의 일종이다. 그린수소는 100% 탄소중립 친환경 청정 에너지원이다. 다만, 생산 단가가 높아서 상용화에 걸림돌이 되고 있다.

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개요

그린수소는 태양광이나 풍력 등 재생에너지에서 나온 전기로 물을 수소와 산소를 분해해 생산하는 수전해수소를 말한다. 그린수소는 생산과정에서 탄소배출이 전무한 수소로 탄소중립 시대에 가장 필요한 미래형 에너지 기술로 평가받는다. 그린수소 생산의 핵심 장비는 전해조이다. 전해조는 전기를 활용해 물에서 수소와 산소를 분해하는 장비이다. 탄소 배출이 전혀 없는 반면, 생산 단가가 높다. 그린수소를 만드는 비용의 약 80%는 재생에너지에서의 전기 생산 비용인데, 이 단가가 내려가면 그린수소 시장이 빠르게 확대된다. 물을 전기나 열로 분해하는 방식으로 수소를 만들려면 국제 전기 가격을 고려할 때 ㎏당 약 6달러가 드는데, 이는 천연가스를 원료로 하는 메탄 개질에 의한 수소 생산비인 ㎏당 2달러에 비해 3배가량 비싼 것이다.

각국은 그린수소 생산과 사용을 장려하기 위해 여러 제도를 구축하고 있다. 유럽연합은 2016년부터 블루수소, 그린수소 인증 기준을 마련하는 한편 수소의 친환경성을 인증하는 '수소 원산지 보증제도' 시스템을 구축했다. 대한민국은 2021년 3월 제3회 수소경제위원회에서 청정수소 사용 장려를 위한 '청정수소 인증제' 도입 계획을 밝히기도 했다. 2021년 5월 기준 탄소 배출을 동반하는 부생수소와 개질수소 글로벌 생산량은 연 7000만 톤, 시장 규모는 1500억 달러에 이른다.

발전 배경

그린수소의 생산 단가는 전통적인 수소에너지 생산 방식, 예를 들어 그레이수소 생산 방식보다 2배 정도 높다. 그러나 수전해 기술의 발전, 재생에너지 원가 감소 및 규모의 경제로 인해 생산비용이 상당히 줄어들 것으로 예상되며 경제적으로 성공적인 에너지 해결책이 될 것으로 기대된다. 다양한 수전해 기술, 특히 고분자전해질 수전해 기술의 발전으로 인해 수소에너지 시스템의 효율성이 약 90% 가량 개선되었고, 발전 시스템은 대략 8만 시간의 운영주기를 가지게 되었다. 또한 새롭고 저렴한 원료 개발로 인해 800~1,400달러에 달하는 수전해 설비 비용이 하락하여 2050년에는 200달러까지 저렴해질 것으로 기대된다. 그리고 재생에너지의 원가가 감소했다. 전기는 수전해 공정 운영 비용의 많은 부분을 차지한다. 그러나, 전 세계적으로 향후 10년 간 발전 비용이 더욱 저렴한 태양광 및 풍력발전소가 설치될 것으로 예상됨에 따라, 입찰 견적가를 기반으로 2센트/kWh 이하의 비용으로 전력 생산이 가능해질 것이다. 그리고 수소에너지 관련 프로젝트의 규모가 커지면서 연간 수전해 용량도 늘어나 규모의 경제가 확대되고, 프로젝트에 소요되는 비용 또한 절감되고 있다.

필요 요소

• 고효율의 재생 가능 에너지원 : 그린수소의 생산을 위해서는 지속가능한 에너지가 1년 내내 저렴하게 효율적으로 공급되어야 한다.
• 대규모 평지 : 전 세계 국가들은 2050년 그린수소의 글로벌 수요에 대비하여 대규모 재생에너지 발전 역량을 구축할 필요가 있다. 4,700 기가와트 규모의 신규 발전이 필요할 것으로 전망되는데, 이는 기존의 전 세계 발전량의 거의 5배에 해당되며, 이를 위해 재생에너지와 수전해발발전소 건설을 위한 대규모 부지가 필요하다.
• 수자원 : 2050년까지 그린수소에 대한 수요를 충족하기 위해서는 약 5~6조 리터의 탈이온수가 필요할 것으로 예상됨에 따라, 해수 사용을 위한 접근성이 용이해야 한다.
• 낮은 수준의 내수 규모 : 브라질, 인도, 중국 및 미국과 같은 국가는 대규모의 그린수소를 저렴한 비용으로 생산하는 조건을 충족한다. 그러나 이들 국가들의 그린수소 생산량은 대부분 국내에서 소비될 것으로 예상되므로, 수출 잠재력은 제한적이다. 이와 대조적으로 아르헨티나, 호주, 캐나다 및 사우디아라비아는 전기와 가스가 수소에너지보다 저렴하기 때문에 앞서 언급한 국가의 에너지 수요를 충족하기 위해 생산하는 그린수소의 대부분을 수출할 수 있다. 호주는 난방, 운송, 전력 및 산업 부문에 공급을 위해 수소에너지 생산을 크게 늘릴 계획이다. 수소에너지 이용률이 높아질 경우, 호주는 2040년부터 매년 300만 톤 이상의 수소에너지를 수출할 수 있으며, 연간 수출액은 약 90억 달러에 이를 것으로 예상된다. 캐나다 브리티시 컬럼비아 주는 2050년까지 약 150만 톤에 달하는 블루 및 그린수소를 생산 및 수출해 1,500억 달러의 수익을 창출할 계획이다. 중국은 2050년까지 운송, 대체 원료, 건설, 난방 및 전력과 산업 부문 등 국내 수요를 6,000만 톤으로 끌어올리는 것을 목표로 수소클러스터를 구축할 계획이다.

해결방안

비용 절감

수전해 방식

재생에너지를 활용한 수전해 방식은 알칼라인(Alkaline), 고분자 전해질막(PEM), 음이온교환막(AEM), 고체산화물(SOECs) 수전해 방식으로 구분한다. 알카라인 수전해는 알칼리 전해액을 이용해 물을 전기 분해하는 방식이다. 보통 알칼라인 단위 전지의 전해액으로 20∼30wt%의 고농도 수산화칼륨(KOH)이 사용된다. 전극은 탄소강에 니켈을 도금해 사용하거나 니켈 메쉬(그물망 형태로 제작)와 니켈 폼(스펀지 형태로 제작) 형태의 전극이, 분리막으로는 테플론 계열의 고분자와 세라믹 입자로 구성된 분리막이 주로 활용된다. 현재 수전해 기술 중 상용화가 가장 많이 진척됐으며, 국내에서도 일부 시판되고 있다. 오랜 기간 동안 기술개발이 이루어져 가장 안정적인 수전해 기술이며, 고가의 귀금속 촉매를 사용하지 않아 초기 설치 비용이 상대적으로 저렴하고 대용량에 적합하며, 신뢰도가 높다는 장점이 있다. 하지만 낮은 효율과 전극 부식, 전해액 보충 등 단점이 존재한다. 고분자 전해질막 수전해는 이온전도성 고분자 전해질막을 전해질로 이용하는 수전해 방식이다. 수소이온이 이동할 수 있는 듀퐁사의 나피온과 같은 양이온교환막을 전해질로 이용한다. 단위전지는 막전극접합체의 형태로 구성된다. 고분자 전해질막 수전해 기술은 전류밀도가 높아 에너지 효율이 높은 방법으로 평가받으며, 장치의 크기도 작아 생산 설비의 소형화가 가능하고 유지 및 보수 측면에서 가장 우수하다는 장점이 있다. 또한 고체산화물 수전해 기술과 마찬가지로 전해액을 사용하지 않고 순수한 물을 원료로 사용하기 때문에 생산된 수소의 순도가 매우 높아 미래 수전해 수소생산분야의 핵심 기술이 될 것으로 기대되고 있다. 하지만 양성자 교환막과 백금 촉매는 매우 고가이기 때문에 유지비용이 많이 드는 단점이 있다.

재생에너지와 연계 관점에서 정격전류가 0∼160%인 고분자 전해질막 수전해가 알칼라인 수전해 방식보다 활용하기가 용이하다. 최근 기술 개발을 통해 가격 및 에너지 효율 관점에서 알칼라인 수전해와 유사한 수준에 도달했으며, 추가적인 연구개발 진행으로 그린수소 확산에 고분자 전해질막 수전해 방식이 활용될 전망이다. 음이온교환막 수전해는 음이온교환막을 전해질로 이용하는 수전해 방식이다. 음이온교환막 수전해는 알칼라인의 장점인 저가 촉매 사용으로 비용을 낮출 수 있고, 낮은 전력에서도 잘 작동하며 압축기 없이도 고압에서 작동이 가능해 효율 및 순도가 높다. 하지만 현재 촉매와 음이온교환막의 성능이나 신뢰도가 부족한 상황이다. 고체산화물 수전해는 고체산화물 전해질을 이용해 800℃ 이상의 고온 수증기를 전기분해해 수소를 생산하는 기술이다. 이 방식은 물을 분해하기 위해 필요한 전기에너지가 고온에서 더 낮아지는 현상을 이용하는 방법으로 적은 전기에너지로 고효율의 물 분해가 가능하다. 또한 고체산화물 전해질을 사용하기 때문에 부식에 대한 내구성이 뛰어나고, 전해액을 보충할 필요가 없어 유지 및 보수가 용이하다는 장점이 있다. 하지만 이 기술은 수증기를 800℃ 이상으로 가열하는데 추가 열원이 필요하고, 고온의 작동조건을 가지기 때문에 충분한 내구성을 가진 고체전해질에 대한 연구와 개발이 필요한 상태다. 현재 수전해 방식별 총 시스템 비용은 알칼라인은 500∼1000$/kW, 고분자 전해질막은 700∼1400$/kW, 고체산화물는 2800∼5600$/kW이다. 고분자 전해질막 수전해 비용은 알칼라인 대비 50∼60% 비용이 높고 음이온교환막과 고체산화물는 훨씬 더 높으며 일부 제조업체에서만 상용화되고 있다. 하지만 최근 고분자 전해질막의 신규 프로젝트 점유율이 증대되고 있는데 알칼라인 대비 비용 절감 폭이 크기 때문이다. 알칼라인은 스택을 1개에서 20개로 증가 시 투자비 절감효과가 20%인 반면 고분자 전해질막은 스택을 1개에서 6개로 증가시 40%의 투자비 절감효과를 보인다. 2014년까지 설치된 수전해 설비용량의 90%가 알칼라인 방식이고, 2015∼2019년에는 고분자 전해질막 방식이 90%를 차지하고 있다. 현재 수전해 설비 평균 용량은 1∼2MW이며 점차 수전해 설비 대형화가 이뤄지고 있다. 수전해 시스템 구성요소를 보면 알칼라인 수전해의 경우 수소 및 산소발생 전극, 분리막, 분리판, 전해액으로 구성된 스택이 핵심부품이며, 이를 구동 및 제어하는 BOP(balance of plant)로 구성된다. 전극과 분리막으로 구성된 단일셀은 전기화학반응에 의해 수소가 생산되는 부품이며 수전해 스택의 성능을 결정하게 된다.

고분자 전해질막 수전해 스택은 촉매 코팅된 고분자 전해질막(CCM; Catalyst Coated Membrane)에 기체확산층까지 접합한 것을 막전극접합체(MEA)라고 하고 가장자리에 분리판을 붙여 하나의 셀을 만들어 이 셀을 적층형식으로 제작한다. 수전해 시스템 비용 구성 비중은 제조업체와 운전 형태, 설치 지역 등에 따라 차이가 있으며, 평균으로 볼 때 알칼라인과 고분자 전해질막 수전해 비용은 둘 다 스택이 45%, BOP가 55%를 차지한다. 스택의 경우 알칼라인은 다이어프램(분리막)과 전극 패키지가 57%를 차지할 정도로 상당한 비용이 전극 제조와 관련이 있다. 고분자 전해질막은 분리판(Bipolar Plates)이 스택 내 비중의 53%를 차지하기 때문에 저가화가 요구된다. 알칼라인 방식의 분리판은 고분자 전해질막에 비해 단순한 설계와 간단한 제조, 저렴한 재료(니켈 도금 스테인레스 스틸)로 인해 스택 비용에서 차지하는 비중이 작다. 분리판과 더불어 고분자 전해질막 수전해에서 비용 절감 잠재력이 큰 부분은 CCM(촉매 코팅된 고분자 전해질막)과 확산층(Porous Transport Layer)이다. BOP의 경우는 알칼라인과 고분자 전해질막 둘 다 전원 공급 부분이 50%로 비용 절감을 달성할 수 있는 가장 큰 단일 영역이다.

전해조 비용

고효율·고내구성 설계

수전해 기술을 이용한 수소 생산 비용을 낮추기 위해 스택 최적화 설계와 저가 금속재료 사용이 동시에 요구된다. 먼저 고효율·고내구성 스택 설계와 셀 구성이 필요하다. 고분자 전해질막의 경우 부하변동 대응성과 고전류 밀도에서의 효율적 운전을 위해 막전극접합체와 더불어 스택 핵심 구성부품인 확산층과 분리판의 최적 설계를 통한 효율과 내구성 확보가 필요하다. 또한 고가의 귀금속 계열 소재부품의 사용량을 줄이거나 저가 금속물질을 사용하여 저렴한 고효율 촉매를 개발해야 한다. 알칼라인은 백금 및 코발트를 사용하지 않는 설계 전환이 필요하다. 고분자 전해질막의 경우 귀금속 촉매와 금 또는 백금 코팅 티타늄과 같은 고가재료의 분리판을 사용하기 때문에 티타늄을 더 저감하거나 저가재료로 대체하고, 스택의 핵심인 CCM(촉매 코팅된 고분자전해질막)은 희귀금속 비용을 절감함으로써 전해조 비용 인하를 가져올 수 있다. 수전해 모듈 사이즈를 확대시킴으로써 수전해 시스템 단위 투자 규모 증가시 투자비를 절감할 수 있다. 모듈 사이즈가 10배 증가 시 비용은 4∼5.6배만 증가하는 것으로 분석된다. 모듈 사이즈가 증대됨에 따라 상대적으로 스택에 비해 BOP(balance of plant) 부문의 비용 절감이 크다. 이는 대규모 부품 제조의 한계와 대규모 부품의 기계적 불안정성, 셀의 대면적화 등을 포함하는 이슈들 때문에 스택이 규모의 경제 효과를 가지기에는 제한적인 반면 BOP는 규모의 경제 효과가 큰 것으로 분석된다. 일례로 1MW에서 10MW로 모듈 사이즈 증대 시 압축기 비용은 10배 증가하지 않고 4배만 증가한다. 규모의 경제가 가장 큰 모듈 사이즈는 10∼20MW이다. 반면 이 모듈 사이즈를 넘어서면 절감율은 낮아진다. 전해조 플랜트 규모를 현재 평균인 1MW에서 20MW로 확대 시 단위당 투자비를 1/3 이상 줄일 수 있을 것으로 예상된다. 또한 1MW(1000$/kW)와 100MW(500$/kW) 비교시 대략 50%만큼 투자비 절감이 가능하다.

수전해 용량 조절

전해조 제조업체인 티센크루프(Thyssenkrupp)는 수전해 용량이 100MW에 근접할수록 비용 절감 효과가 클 것으로 전망하고 있다. 현재 세계 최대급 전해조는 단일 스택인 일본 후쿠시마의 10MW 알칼라인 수전해 시설이며 하이드로제닉스(Hydrogenics)는 캐나다 퀘벡주 베칸쿠흐에 세계 최대인 20MW 규모의 고분자전해질 수전해 설비를 구축하고 있다. 현재 전해조 제조 시장은 소수의 회사만이 참여하고 소규모이나 향후 대규모 제조설비 증가로 비용 절감이 예상된다. 기가와트(GW)급 규모의 제조 시설에서 스택 생산을 확대하면 단위당 건물비 절감과 장비 활용도가 증가하므로 비용 절감이 가능하다. 또한 소규모 생산의 경우 수동 조립에서 연간 대규모 생산으로 확대할 경우 반자동화와 자동화 공정으로 단계적으로 비용 절감을 달성할 수 있다. 규모의 경제가 큰 전해조 플랜트의 연간 제조 용량은 1MW급 1000유닛(1GW)이다. 고분자전해질 수전해의 연간 10MW 전해조 플랜트 경우 총 비용에서 스택 비용은 약 45%를 차지하나 1GW로 증대 시 30%로 비중이 감소해 제조용량 증대로 인해 스택 비용이 크게 하락하게 된다. 스택 비용 구성 요소의 대부분은 고가의 금속 재료비가 차지하기 때문에 대부분 금속 재료비 절감과 공정 자동화로 인한 인건비 절감이 가능하다. 제조 플랜트를 연간 1GW로 확대할 경우 공정의 자동화와 더불어 고도의 코팅 기술개발 등으로 스택비용을 절감할 수 있고 더욱이 금속 재료 사용량의 절감으로 비용 절감을 가져올 수 있다. 한편 BOP는 상대적으로 스택에 비해 비용 절감이 크지 않으나 탈이온수 순환 및 냉각 시스템에서 비용 절감율(50∼60%)이 클 것으로 예상된다. 학습효과는 전해조 시리즈 생산의 혁신과 공정 경쟁 시장, 정부 로드맵의 명확화 등을 통해 비용 절감이 가능한 부분을 포함한다.

제조 공정 단순화

제조 공정 단계 단순화와 생산시간 단축을 통한 비용 절감을 가져올 수 있다. 설치 장소에 따라 모듈식으로 적용할 수 있는 전해조 플랜트 건설과 다수의 수전해 프로젝트 수행을 통한 유연한 운영 방식 등의 요인으로 비용 하락이 예상된다. 또한 맞춤형 설계, 최적화 설비 배치 등과 같은 국제 표준화와 저리융자, 보조금 지원 등과 같은 금융 리스크를 줄일 수 있는 정부의 투자 지원 방향이 긍정적인 변화를 가져올 수 있다. 더욱이 전기분해 시스템의 설계 및 작동은 다양한 산업 분야에서 응용될 수 있다. 전해조와 연료전지는 동일한 원리를 사용하고 동일한 구성요소(양극, 음극, 멤브레인 및 어셈블리)를 공유하기 때문에 배터리 개발의 이점으로 비용 절감이 가능하다. 수전해 효율과 내구성을 향상시킴으로써 경제성 확보를 위해 필요한 핵심 기술을 수전해 방식별로 살펴보면 다음과 같다. 알칼라인은 전극 제조비용 절감 및 최적화 설계 기술개발이 요구된다. 전력 소비효율을 높게 유지하면서도 보다 고전류밀도에서 운전할 수 있는 고효율 전극 및 셀 개발이 필요하다. 또한 다이어프램(분리막) 두께 변화에 따라 고전류밀도에서 알칼라인 수전해 효율을 높일 수 있고 저비용을 달성할 수 있기 때문에 분리막 핵심 부품소재 요소 기술이 필요하다. 한편 알칼라인 수전해 장치를 재생에너지와 연계해 에너지 저장장치로 적용하기 위해서는 재생에너지 연계 부하변동 대응형 수전해 시스템 개발이 핵심 기술이다. 재생에너지 전력원의 불규칙한 출력특성으로 가스혼입 및 전극 효율 문제를 야기할 수 있기 때문에 고효율을 유지하면서도 전류밀도를 높일 수 있는 셀 및 스택개발이 요구된다. 고분자전해질 수전해 장치의 핵심 기술로는 이온전도도와 내구성이 높은 양이온교환막 개발이 필요하다. 전해질막 두께가 얇으면 효율손실이 감소하기 때문에 고분자전해질은 현재 125∼175μm에서 20μm 이하로 분리막 두께 감소가 필요하다. 또한 고효율·고내구성 촉매 및 촉매담지체를 개발하여 귀금속 촉매의 사용량을 감소시키고 내구성을 향상시켜야 한다.

음이온교환막 수전해는 촉매와 음이온교환막 내구성 확보가 관건으로 5만시간 이상의 신뢰도 입증이 필요하다. 높은 기계적, 열적 및 화학적 안정성, 이온전도도, 전자 및 가스에 대한 낮은 투과성을 가진 음이온교환막 개발이 필요하다. 또한 고성능 비귀금속 소재 개발이 요구된다. 고체산화물 수전해는 고온 상태의 내구성을 갖출 수 있는 고체전해질 연구 및 개발이 필요하다. 또한 고체산화물 스택에 사용되는 전극이 핵심 구성요소이기 때문에 가동 유연성 증대를 위한 전지스택 및 플랜트 설계 최적화가 필요하다. 이러한 핵심기술 개발이 장기적으로 이루어질 경우 2050년까지 수전해시스템 전력소비량은 45kWh/kg-H2 이하 달성, 스택 수명은 1만 시간 이상 지속과 같은 효율과 내구성이 향상될 것으로 예상된다. 이로 인해 수전해 총 시스템 비용도 수전해 방식에 따라 200∼300$/kW 이하로 하락할 수 있을 것으로 예상된다. 또한 2030년까지 270GW 전해조 설치의 경우 약 55%, 2050년까지 1,700GW 전해조 설치의 경우 약 70∼80% 이상 비용을 현재 대비 절감할 수 있을 것으로 전망된다.

생산 과제

그린수소에 대한 정책 우선순위 설정

각 국가별로 특정한 조건을 가지고 있으므로 국가 그린수소 정책 입안자들은 수소 밸류 체인의 각 부문에 대해 신중하게 평가하여 정책 우선순위를 정해야 한다. 여기에는 국가 재생 가능 자원의 규모, 에너지 부문의 성숙도, 현재의 경제 경쟁력 수준 및 잠재적인 사회 경제적 효과가 포함된다. 국가들이 탄소 중립과 그린수소 전략을 개발함에 따라 정책 우선순위를 정하기 위해 세 가지 기본 개념을 기억하는 것이 유용할 수 있다.

• 수소는 화석연료의 완전한 대체품이 아님
• 가장 가치가 높은 활용 분야 식별의 필요성
• 재생에너지 부가성의 원리

원산지 보증 제도

그린수소의 분자는 그레이 수소의 분자와 동일하다. 이 때문에 일단 수소가 생산되면 최종 사용자와 정부가 수소의 원산지와 품질을 알 수 있는 인증제가 필요하다. 원산지를 추적하는 데 사용되는 체계는 일반적으로 원산지 보증을 제공하는 것으로 알려져 있다. 예를 들면 유럽연합의 CertifHy 프로젝트이다. 이 인증제는 그린 또는 저탄소수소에 대해 76,000개 이상의 원산지 보증을 발행했으며, 그 중 2019년까지 3,600개가 사용되었다.

관리 시스템 및 활성화 정책

그린수소가 주류로 전환함에 따라, 전환을 추진하는 정책은 그린수소의 배치뿐만 아니라 더 넓은 에너지 시스템으로의 통합을 포함해야 한다. 변화의 지속 가능성과 속도에 영향을 미치는 것은 경제 전반의 정책이다. 시민 사회와 산업이 이 새로운 분야에 관여해야 이익을 거둘 수 있다. 광범위한 지원 기반은 그린수소 관련 사업자들이 전체 에너지와 사회 시스템에 가치를 제공할 수 있는 환경을 조성할 수 있다. 이러한 목표를 염두에 두고 정책 입안자가 취할 수 있는 구체적인 조치는 다음과 같다.

• 시민 사회와 산업계의 조언 청취
• 산업 경쟁력 유지 및 수출기회 창출 방안 추진
• 경제 성장과 일자리 창출 기회 파악
• 수소를 에너지 안보의 일부로 도입
• 국제 코드 및 표준 설정
• 인프라 구축 또는 용도 변경
• 자금 조달 보장
• 통계 수집
• 연구 우선 순위 결정
• 탄소 가격제 도입
• 화석연료 보조금의 단계적 폐지

정책 지원

전기분해를 위한 정책 지원

전기분해에 따른 비용은 규모의 경제, 혁신, 효율성 향상 및 전해액 제조의 개선을 통해 절감할 수 있다. 몇 가지 정책은 전해질 용량과 그린수소 생산의 성장을 가속화할 수 있으므로 이러한 비용 절감을 달성하는 데 도움이 된다. 한편 정책들은 그린수소와 그레이수소를 생산하는 비용 격차를 해소함으로써 그린수소 생산에 대한 재정적 인센티브를 증가시킬 수 있다. 이러한 정책에는 다음이 포함된다.

• 전해액 용량 대상 설정
• 높은 자본 비용 처리
• 전해주기에 대한 세금 체계 개선
• 친환경 수소에 대한 보험료 지불
• 재생 에너지 생성에 대한 추가 보장
• 연구에 대한 지원 증가

수소 기반 시설에 대한 정책 지원

그린수소의 잠재력을 실현하려면 운송과 저장의 과제를 해결하기 위한 신중한 정책적 관심이 필요하다. 미래의 기반 시설 계획은 시작이 중요하며, 전력망의 계획과 유사하게, 계획의 영향은 지금부터 수십 년 후에 나타난다. 따라서 다음 사항을 고려해야 한다.

• 수소의 세계 무역에 관한 국제적인 협력 시작
• 전환 프로그램의 우선순위 식별
• 표준의 체계화 및 목표 연관성
• 인프라 개발 자금 조달

수소의 산업 활용에 대한 정책 지원

현재의 산업 프로세스와 그린수소 사용 사이의 비용 격차를 해소하고 그린수소 시장을 장려하고 탄소 배출과 같은 문제를 해결하기 위해 다음과 같은 조치를 채택해야 한다.

• 그린수소에 대한 산업 정책 적용
• 온실가스 다량 배출 기술의 단계적 폐기 계획
• 대출, 보조금 또는 전용 자금 제공
• 친환경 제품의 가치 인식
• 저탄소 제품 시장 활성화
• 탄소 배출 문제 해결 강화

항공분야 합성 연료 정책 지원

합성 연료를 사용하여 항공 배출량을 줄일 수 있는 기회를 활용하기 위해 다음을 고려할 수 있다.

• 항공 배출량 감소를 위한 명시적 목표 설정
• 합성 연료 집중 강화
• 화석 연료와 합성 연료 사이의 비용 격차를 줄이기 위한 재정적 인센티브 제공
• 지속 가능한 탄소 공급원 보장

해상운송에서의 수소 사용을 위한 정책 지원

화석 연료와 그린수소 그리고 관련 연료 사이의 비용 격차를 줄이기 위해 이 보고서에 기술된 많은 정책들은 그린 합성 연료의 탄소세부터 재생 가능한 전기와 암모니아 제조 공정의 가격을 낮추는 것까지 선박에서의 그린 합성 연료 사용을 위해 더 경제적인 방안을 찾는데 도움을 줄 것이다. 그러한 일반적인 정책 외에도, 정부가 해상 운송의 탈탄소화 가속을 위해 취할 수 있는 구체적인 조치들이 있다. 이러한 정책은 국내 또는 국제적으로 구현될 수 있지만, 국제 수준에서 가장 큰 영향을 미칠 것이다.

• 재정적 인센티브 마련
• 그린 해양 연료에 대한 수요 창출
• 인프라 개발 지원
• 국제 정책 및 규정 지원

현황

국내

2020년 10월, 대한민국 정부는 제2회 수소경제위원회가 의결한 수소발전의무화제도(HPS) 도입 계획에서 청정수소 활용을 강조한 청정수소발전의무화제도(CHPS) 도입 계획을 밝혔다. 또한, 2021년 3월, 제3회 수소경제위원회를 개최하여 청정수소에 관한 인센티브 및 의무 부여를 위한 기반으로 청정수소 인증제 도입 계획을 의결했다. 그린수소 생산을 위해 효율적이고 견고하며 저렴한 대용량의 전해조 시스템 개발은 에너지 전환의 핵심 기술이다. 향후 글로벌 시장에서 수전해 시스템 비용은 전해조 제조업체들의 전해조 제조 플랜트 규모 확대와 모듈 규모 확대, 학습 효과, 연구 개발이 복합적으로 병행 추진됨으로써 2050년까지 대략 80%를 인하시킬 수 있을 것으로 예상된다. 온실가스를 배출하지 않는 그린수소 생산을 위해서는 수전해 설비 없이는 불가능하기 때문에 국내뿐만 아니라 세계 주요국들이 수전해 설비 개발과 확충에 총력을 기울이고 있다. 특히 재생에너지의 증가와 이에 따른 잉여전력의 대용량, 장기간 저장 방식으로 수전해 기술혁신이 더욱 요구되고 있다. 즉 수전해와 연료전지 응용 분야, 장기간 에너지 저장장치는 상호 연관성이 큰 기술들로 부가가치 창출효과가 크게 기대되기 때문에 미래 유망 기술들에 대한 선제적 대응이 필요하다. 따라서 정부와 기업은 차세대 그린수소 분야의 국산 수전해 설비 기술 경쟁력을 높이고 관련 시장을 확대해 비용 절감에 더욱 힘써야 할 것이다. 현재 국내에는 수전해 기술 관련 연구개발 역사가 짧고 아직 관련 시장이 크지 않기 때문에 국산 수전해 설비의 효율이 경쟁국에 비해 낮고 핵심 소재 기술도 부족한 실정이다. 이에 국가 주도의 기술개발 및 육성을 위한 지원이 필요한 상황으로 과학기술정보통신부는 수전해 기술을 포함해 친환경적인 방법으로 수소를 생산하고 효과적으로 저장하는 기술에 2021년 33억 원을 포함해 향후 6년간 총 253억 원을 투입하고 연료전지 핵심기술 개발에도 예산을 지원할 방침이다. 국내 연구기관들은 수전해 셀 구성 재료의 저가화와 고효율, 고내구성 등 기계적 안정적 측면에서 실용화 연구 중심으로 적극 검토가 필요하며, 기업들은 MW급 대용량 전해조 시스템 개발과 투자비를 현저히 낮출 수 있는 기술 개발에 박차를 가해야 할 것이다. 2021년 6월, 현대엔지니어링은 포스코, 경상북도, 울진군, 포항공과대학교, 포항산업과학연구원, 한국원자력연구원과 원자력 활용 그린수소 생산 기술개발을 위한 상호업무협약을 체결했다. 고온 수소 생산기술 개발, 고온 수전해 요소 기술 개발, 원자력 활용 고온 수전해 기술개발 및 사업화, 기타 원자력 이용 수소생산 등 협력을 통해 초소형 모듈형 원자로 기술 경쟁력 확보와 수소경제 활성화에 기여할 계획이다. 또한 국제표준 선점을 위한 수소기술 관련 핵심기술 표준화가 필요하다. 즉 재생에너지원을 이용한 그린수소 제조 기술 등의 표준화 프로세스와 안전 기준 등의 체계적 구축이 필요하다. 그리고 국내 그린수소 생산을 위한 지리적인 제약 요인으로 2030년부터는 해외 그린수소 수입이 불가피한 상황이기 때문에 해외 기술교류 및 해외 공동 사업 등을 적극 추진할 필요가 있다. 수소시장 참여자 간 전략적 제휴 모색과 해외 수전해 사업 참여, 국제협력 네트워크 구축 강화 노력이 결합될 때 더 낮은 전해조 비용과 궁극적으로 더 저렴한 그린수소 생산이 가능할 것으로 전망된다.

해외

세계 주요 국가들은 그린수소 생산에 주목하고 있다. 가장 대표적인 것은 재생에너지를 활용한 수전해 방식이다. 오스트레일리아는 대륙 서쪽에 광활하게 펼쳐진 필바라 사막에 태양광 패널을 설치하고 여기서 생산된 전기에너지를 활용하는 수전해 수소 생산 설비를 대규모로 건설 중이다. 미국은 플라스틱, 폐휴지 등의 자원을 재활용해 수소를 생산하는 시설을 세계 최대 규모로 구축하고 있다. 재활용 종이와 플라스틱을 고온으로 가열한 뒤 얻은 바이오가스에서 수소를 추출하는 방식이다. 바이오매스를 원료로 수소를 생산할 경우 생산 비용이 저렴하고 온실가스 배출량도 적다는 장점이 있다. 또 폐기물을 활용하기 때문에 쓰레기 매립으로 발생할 수 있는 환경오염을 줄일 수 있다. 2021년 유럽 천연가스 가격의 급등은 재생에너지에서 생산된 그린수소가 현재 감소되지 않은 메탄으로부터 높은 오염을 일으키는 그레이수소보다 생산하는 데 더 저렴하다는 것을 의미한다. 런던에 본부를 둔 분석기업 아이씨아이에스(ICIS)의 계산에 따르면, 영국의 그레이수소 생산 가격은 2021년 9월 중순 이후 그린수소보다 높았으며, 2021년 10월 초에 kg당 거의 6파운드(2021년 4월의 1.43파운드)에 달했다. 대조적으로 재생에너지 전력구매약정(PPA)에 따른 45/kWh의 그린수소 가격은 3.39파운드/kg의 일정한 가격을 유지하고 있다. 2021년 11월 8일, 아이씨아이에스 수치에 따르면 그레이수소의 가격은 £4.16/kg으로 20% 조금 더 비쌌다. 풍력과 태양열 발전은 도매 시장에서 팔리지 않고 전력구매약정에 따라 구입되는 경향이 있기 때문에, 재생에너지 가격은 유럽 전역의 가스 도매 전력 가격의 상승에 의해 크게 영향을 받지 않았다.

전망

산업별

• 화학 산업 : 수소는 암모니아와 메탄올의 생산을 위한 화학 원료로 사용된다. 화학 산업의 수소 수요는 암모니아와 메탄올 시장의 성장에 힘입어, 2018년 4,300만 톤에서 2050년 약 1억 2,000만 톤으로 증가할 것으로 전망된다. 2030년 경에는 그린수소 에너지의 생산 비용이 더 저렴해지면서 다수의 암모니아 및 메탄올 신규 생산 설비가 그린수소 방식으로 전환될 것이며, 이로 인해 그린수소의 수요는 2050년까지 최대 5,500만 톤으로 증가할 것으로 예상된다.
• 철강 산업 : 기후온난화 대응 정책으로 전 세계 주요 철강 기업들은 기존의 생산 방식에서 친환경적인 공정으로 전환할 것으로 예상되며, 여기에는 수소를 환원제로 사용하는 직접환원철이 포함된다. 2050년까지 전 세계 1차 철강의 연간 생산량은 약 15억 톤에 이를 것이며, 이 중 약 1/3은 직접환원철 방식을 통해 제조될 것으로 전망된다. 이러한 철강 생산 방식의 변화에 기인한 그린수소 수요는 2050년까지 잠재적으로 약 1,000만 톤으로 증가할 것이다.
• 난방 : 상업 및 주거용 난방은 일반적으로 천연가스의 연소를 통해 이루어진다. 2050년까지 천연가스 배관망에 최대 10% 또는 1억 1,500만 톤의 수소를 주입하는 것은 가스 설비에 큰 변경을 필요로 하지 않으며, 탄소 배출을 상당히 줄여 줄 것이다.
• 발전 : 액화 또는 가스 탄화수소의 연소를 통한 기존의 발전 방식은 전 세계 전력 생산에서 가장 큰 비중을 차지한다. 재생에너지와 석유 자원이 부족한 국가들은 값비싸고 오염을 유발하는 수입 연료에 상당히 의존할 수밖에 없으며, 송전선로를 통한 전기 수입은 높은 비용과 시스템 손실 및 지리적 장벽으로 인한 문제를 야기한다. 그러나 그린수소는 이러한 문제에 대한 대안을 제공한다. 원유 수입에 의존하는 국가들은 향후에는 원유 대신 저렴한 그린수소를 수입하여 대형 발전용 연료전지를 통해 이를 전기로 전환할 수 있다.
• 수송 : 내연기관 자동차와 친환경 전기자동차(EV)의 경쟁은 갈수록 치열해지고 있다. 전기자동차용 전력은 차량을 플러그에 연결하여 배터리를 충전하거나 차량 탱크에 수소를 채워 연료전지를 통해 전기로 변환하여 제공된다. 연료전지는 전기화학 반응을 이용하여 산소와 수소의 결합을 통해 전기와 열을 생성하는데, 산소는 이미 대기 중에 존재하므로 연료전지는 수소 공급만을 필요로 하고, 기타 발전연료와 비교 시 다양한 장점을 보유하고 있다.
  • 고효율 : 내연기관의 효율은 약 25% 정도이며, 복합 사이클 가스터빈은 약 65%의 열효율을 보인다. 이와 비교하여 수소연료전지의 효율은 일반적으로 80%~90% 수준을 유지한다.
  • 청정 연료 : 그린수소로 구동되는 연료전지는 석유, 가스 등 전통적인 연료를 필요로 하지 않기 때문에 탄화수소 수입에 대한 의존도를 줄일 수 있다.
  • 소음 절감 : 연료전지는 부품이 작으므로 작동 시 소음이 거의 발생하지 않는다.
  • 급속충전 : 배터리 전지는 완충까지 30분에서 몇 시간씩 걸리는 반면, 연료전지의 수소탱크는 5분 이내로 충전이 가능하다.

지역별

수소에너지는 장기간 저장과 장거리 수송이 가능한 청정 에너지원으로, 2050년 그린수소 에너지의 연간 글로벌 수출시장은 약 3천 억 달러 규모에 이를 것으로 전망된다. 난방, 산업 및 운송 분야의 에너지 소비량을 감안했을 때 연료 수입에 많은 비용을 지출하는 유럽과 동아시아 국가에서 그린수소에 대한 수요가 가장 많이 발생할 것으로 예상된다. 그린수소는 환경적으로 더욱 청정하며 지구에 지속 가능한 미래를 보장하는 잠재력을 지닌 에너지원으로 인식된다. 특히 풍부한 태양 및 풍력 에너지원을 보유하여 매우 낮은 수준의 에너지 평준화 비용으로 대량의 전력을 생산할 수 있는 국가들은 규모 및 비용 면에서 경쟁력 있는 수소에너지를 생산할 수 있을 것이다. 이미 그린수소의 잠재적인 기회를 인지하고, 이를 포착하기 위해 노력을 기울이고 있는 국가들이 있다. 호주, 캐나다, 중국, 독일, 미국 등은 국가 정책을 통해 자국 내 그린수소 산업을 육성하기 위한 투자를 실행하고 있다.

참고자료

• 〈그린 수소〉, 《나무위키》
• 〈그린 수소〉, 《네이버 지식백과》
• 〈수소에너지에도 종류가 있다. 그레이수소, 블루수소, 그린수소란?〉, 《HMG 저널》, 2021-08-18
• 〈밝아오는 그린수소의 미래〉, 《삼일회계법인》
• 남궁윤 한국가스공사 가스경영연구소 책임연구원, 〈(기고) ‘저렴한 그린수소’ 생산, 해법은 무엇일까?〉, 《에너지신문》, 2021-05-12
• 양인범 기자, 〈그린수소, 유럽 전역에서 그레이수소보다 저렴〉, 《가스신문》, 2021-11-15
• 홍대선 기자, 〈수소경제는 친환경?…문제는 수소 생산방식이다〉, 《한겨레》, 2021-04-12
• 홍순혁, 〈그린수소 정책 수립 가이드〉, 《한국환경산업기술원》
• 김재산 기자, 〈원자력 활용한 그린 수소 생산 기술 개발에 나선다〉, 《국민일보》, 2021-06-16

같이 보기

• 수소
• 물
• 전기분해
• 전해조
• 그레이수소
• 브라운수소
• 블루수소

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