[에너지데일리 조남준 기자] 수소는 에너지부문의 패러다임을 바꿀 수 있는 잠재력이 있는 것으로 평가되고 있다. 수소가  자동차와 전력 시스템, 난방, 산업부문 등에 서비스를 제공하는 등 다양한 용도로 쓰일 수 있어 미래 저탄소 경제에서 전력과 함께 핵심 역할을 할 수 있기 때문이다. 특히 재생에너지에서 생산한 전력으로 수소 생산 시 탄소배출 저감이 어려운 산업.수송.난방 부문에 대한 무배출 전환이 가능하다. 또한 생산된 수소를 연료전지에 투입해 전력을 생산하면 에너지 발전부문과 소비부문 연결.통합도 할 수 있다. 이에 따라 수소 개발은 탈탄소화된 경제에서 지속가능한 고용과 성장기회 제공이 기대되고 있다. 다만 수소와 연료전지가 그 잠재력을 실현할 수 있을지는 예측 가능한 일관된 에너지 정책의 추진 여부에 달려 있다는 지적이다. 지속적인 정부 지원과 기술 진보, 대규모 인프라 투자가 결합돼야 수소의 상용화가 가능하기 때문이다.
에너지경제연구원의 현안분석 수소경제로의 성공적인 이행을 위한 ▲에너지전환 솔루션 인식 ▲지속가능한 수소생산 방식 개발 ▲국제 수소시장 구축 ▲수소이용 비용 효과성 달성 ▲수소인프라 구축 등 5가지 조건을 살펴봤다. 

■에너지전환 솔루션 인식…전력망 간헐성. 불안정성 보완

- 잉여 재생에너지 전력으로 수소 생산시 전력망의 간헐성과 불안정성 문제를 보완할 수 있다. 또한 생산된 수소를 연료전지에 투입해 다시 전력을 생산한다면 기존에 배출저감이 어려웠던 부문의 전력화를 촉진할 수 있고 이때 에너지 발전부문과 소비부문 연결.통합이 가능하다는 분석이다.

특히 수소차 확대 및 수소이용 철도, 화물 수송 등 수송부문에서의 전력화가 기대된다. 또 수소 개발은 장기적인 에너지 안보 기여는 물론 탈탄소화 된 경제에서 지속가능한 고용과 성장기회를 가져다 줄 것으로 기대되고 있다.

이에 따라 전력화 보완 수단으로써 수소의 필요성을 인식해야 할 것으로 제시되고 있다.  현안분석에선 수소가 전력화를 보완하는 수단으로 성장하기 위해서는 ▲수소시장 형성 및 제품 개발 ▲수소 생산방식의 탈탄소화가 필수적으로 꼽았다.

전력화가 진행됨에 따라 부문 간 국가 간 수소를 거래할 시장과 매개체도 필요하다. 또한 이들 시장에서 수소가 경제성 있는 상품(commodity)으로 거래되기 위해서는 대규모?고효율로 생산돼 적정한 가격·품질을 지닌 제품으로 거듭나야 할 것이란 의견이다.

아울러 기후변화와 탈탄소화 추세에 발맞추어 저탄소 또는 무배출 방식으로 수소가 생산돼야 한다. 특히, 재생에너지 발전비용과 재생에너지 연계 수전해 방식의 수소 생산비용 감소가 필수적이라는 주장이다.

■지속가능한 수소생산…P2X 방식 부상

-지속가능한 수소 생산을 위해서는 소요비용, 탄소배출량, 규모 확장성을 고려한 단계별 중장기 목표 수립이 필요한 것으로 제시됐다.

수소생산 방식에는 재생에너지에서 생산한 전기를 사용해 수전해하는 방법에서 부터, SMR이나 석탄가스화 공정에 CCS를 결합하는 방식까지 여러 가지가 있다. 

각 생산방식은 상호 배타적이지 않다. 각 생산자는 여건에 따라 생산규모, 투자수준, 정부지원, 가용 가능한 공급원료 등을 고려해 수소 생산방식을 선택할 수 있다.

기존의 석유.가스 시설에서 수소를 생산하려는 경우, SMR과 CCS를 결합해 저탄소 수소(블루수소)를 생산할 수 있다. 또한 재생에너지 시설에서 수소 생산 시, 재생에너지 발전 전기를 수전해해 그린 수소를 생산할 수 있다.

하지만 간헐성을 지닌 재생에너지 비중이 늘어나면서 전력망의 불안정성이 문제로 부각되고 있다. 이를 보완하기 위해 잉여 재생에너지 전력으로 수소를 생산해 에너지를 수소, 열, 기타 합성연료 형태로 저장하는 방식인 P2X (power-to-X)가 대안으로 떠오르고 있다.  

P2X는 화석연료, 재생에너지로부터 생산한 전력을 사용해 암모니아, 메탄 등을 생산하는 것까지 통칭한다.  다만 전력을 수소로 전환하는 P2G 방식에서 문제점은 재생에너지의 발전비중이 낮고 비용이 높고, 수소의 생산 가능 용량도 아직은 낮은 수준이라는 점이다.

그러나 최근 기술이 발전하고 비용이 낮아지고 있어 P2G의 경제성이 향상될 여지가 있고,  나아가, 수소의 무역이 활성화되면 경제성은 더 개선될 여지가 있다는 분석이다.

특히 일본원자력에너지기구(JAEA)는 고온가스 냉각 원자로를 이용한 수소 생산 기술을 개발하는 등 수소를 생산하는 P2G 방식에서 발전원의 하나로 원자력도 거론되고 있다.  

전통적인 방식(천연가스 개질, 석탄가스화)에 CCS를 결합해 수소를 생산하는 블루수소는  산업 규모에서 탄소 중립적으로 수소를 생산할 수 있는 방법으로 꼽히고 있다. H21 North of England의 보고서에 따르면 이 기술은 규모의 경제를 확보할 수 있을뿐만 아니라 최종 소비처까지의 인프라 개발을 가속화할 수 있다.

다만 수소 에너지 생태계의 편익을 극대화하기 위해서는  각 단계에서 지리적 조건(재생에너지나 CCS에 적합한 장소 등) 등 수소 생산방식을 세밀하게 조합해야 할 것으로 제시됐다.

특히 수소생산의 최적조건 달성을 촉진하고 기술개발을 가속화하기 위해서는 단계별 중?장기 목표 수립이 필요하다는 의견이다. 예컨대, SMR과 CCS를 결합한 방식으로는 블루수소의 대규모 공급을 단기간에 중앙집중 방식으로 추진할 수 있다. 반면, 재생에너지 전력으로 수전해하는 방식은 분산화된 전력공급 시스템에 적용 가능하다. 
 
■ 국제 수소시장 구축…생산국의 기술? 수송 인프라 투자
 
- 국제 수소시장이 구축된다면 수출국은 수소생산 투자와 산업 성장을 촉진할 수 있으며, 수입국은 저비용으로 수소를 이용할 수 있게 된다. 특히 한국과 일본에서는 저탄소 수소를 수입할 필요가 있어 국제 수소시장의 개발과 참여가 필수적임이다.

이를 위해서는 우선 수소 생산국에서 생산기술과 수송 인프라에 대해 투자하는 것이 국제 수소시장 개발에 유리하다.

단기적으로 잠재적 생산자와 소비자가 연계해 예비타당상 조사를 시행해야한다. 일본의 경우, 호주와 브루나이에서 예비타당성 조사를 시작했다. 또한 기후변화 및 에너지 관련 다자간 협의체에서 수소 국제시장 개설을 정식으로 의제화하는 것도 필요하다.

■ 수소이용 비용 효과성 달성…정부 적극적 지원 정책

-기존의 수소 활용방식은 현재로서는 비용 효과적이지 않다는 분석이다. 예컨대, 수소연료전지차는 배터리전기차(BEV)보다 자본비용이 높다.  따라서 수소차가 비용 효과적이려면 수소 생산비용이 더욱 낮아져야 하며, 연료전지를 비롯한 수송.저장.충전 인프라 비용도 감소해야 한다.

특히 수소이용의 비용 효과성을 달성하기 위해서는 정부의 적극적인 지원과 정책 수립이 필요하며, 수소의 실제 사업화 사례를 발굴하는 것이 중요하다.

또한 정부가 대규모 민간투자를 유도하기 위해서는 시장에 기반한 정책(예: 캘리포니아 등)도 필요하지만, 초기에는 인센티브나 보조금 등 정부 지원(예: 중국, 일본, 한국 등)도 수반돼야 한다는 주장이다. 

아울러 수소 보급을 확대하기 위해서는 수소의 실제 사업화 사례를 발굴하는 것이 중요한 것으로 제시되고 있다. 대규모 사례가 아니더라도 실제 사업화 사례는 선도 프로젝트로 활용돼 수소 시장 형성을 위한 아이디어나 사업모델로 발전될 수 있다.

또한 특정 지역의 성공사례가 국제적으로도 확대?재생산되면 비용하락과 기술발전을 촉진할 수 있다. 

선도 프로젝트들이 수소의 장기적인 경제자립성을 상업적으로 보여주면서 국가별 장기 에너지비전과 수소 산업에 맞춤형 규제제도가 개발되고 있다.

따라서 저탄소 수소시장이 개발되기 위해서는 분명한 정부의 비전, 정책, 인센티브 제도가 마련돼야 한다. 여기에는 기후변화 문제를 해결하겠다는 정부의 의지와 장기적인 전략이 기반돼야 한다는 지적이다.

■ 수소인프라 구축… 생산지.수송망.충전소 등 시급
 
-수소를 에너지 용도로 사용하기 위해서는 생산지, 수송, 수송망, 충전소 및 배관망 인프라가 시급한 것으로 지적되고 있다.

현존하는 수소 생산 및 수송 인프라는 대부분 원료로 사용되는 수소를 위한 것으로 에너지 용도의 인프라는 부족한 실정이다. 이에 따라 상당 규모의 신규 인프라가 신설되고, 기존 인프라 또한 용도 변경하는 등 확충이 필요하다는 분석이다.

이를 위해서는 대규모 생산지, 수송망과 배관망, 장거리 수송, 충전소 등 수소 인프라가 마련돼야 할 것으로 제시되고 있다.

우선 생산 인프라와 관련해 현재 전기분해 방식으로 5~15MW의 전력 생산이 가능하다. 독일에서 10MW 설비가 현재 건설 중이며, 호주에서는 1억1700만달러를 투입해 30MW 규모의 알칼리성 전해조(alkaline electrolyser, AE) 설비를 건설하고 있다.

또한 H2U사와 Baker Hughes사는 호주에서 16MW 규모의 100% 수소가스 터빈을 개발하기 위해 제휴했다.

SMR/ATR+CCS방식은 SMR 또는 자열개질(ATR) 방식과 CCS설비를 결합해 블루수소 생산이 가능하다.

수송망과 배관망과 관련해 최종소비지까지 수소를 수송하기 위한 현실적인 방법은 파이프라인으로 꼽히고 있다. 파이프 라인은 라인 팩킹(line packing)에도 이용될 수 있는데, 이는 수소를 파이프라인 안에 저장하다가 필요시에 피크 수요를 충당하기 위한 저장 기술이다.

기존의 가스배관망의 용도를 변경해 수소를 수송하는 방안이 검토되고 있다. 여기에는 안전지침이 마련돼야 한다. 이 방식은 좌초좌산화될 수 있는 화석 연료 시설의 환경적?경제적 리스크를 완화할 수 있다.

또한 수출 등 장거리 수송에 적합한 방법은 수소를 암모니아 형태로 운송하는 것이 꼽히고 있다. 일본은 액체수소 관련 기술을 개발하고 있으며, 2020년 말 1250m³ 용량의 특수선박을 통해 처음 수소를 수송할 것으로 발표했다.

충전 인프라의 경우 수소차는 가장 유망한 수소이용 분야이나 충전소 설치가 큰 난관으로 작용하고 있다. 수소의 차량이용에서 가장 중요한 투자는 충전소 네트워크 확충으로 지목되고 있다.

이는 닭이 먼저냐 달걀이 먼저냐의 전형적인 사례라는 지적이다. 충전소 인프라가 있어야 수소차 보급이 확대될 수 있지만 동시에 수소차 수요가 커야 인프라 투자 유인이 생기기 때문이다. 따라서 수소 보급을 확대하기 위해서는 가치사슬 전반에서 대규모 투자가 일어나야 할 것으로 보인다.

때문에 수소 이용은 장기 에너지 전략 차원에서 논의돼야 하며 정부와 에너지 업계의 공조가 필수적이라는 의견이다. 이와 관련 ‘캘리포니아 연료전지 파트너쉽’에서는 수소 보급의 시너지를 창출하기 위해 석유?가스 기업과의 공조를 강조하고 있다.

기존 석유.가스 네트워크는 수소 충전소는 물론, 수소생산부터 수송, 소비까지 전 단계에서 활용될 여지가 있기 때문이다.  

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