해외 그린수소 공급망 경제성 분석
2022 The Korean Hydrogen and New Energy Society. All rights reserved.
Abstract
At the present time, interest in hydrogen is increasingly growing worldwide to tackle climate change. Korea also takes an action by announcing the first hydrogen economy implementation basic plan with the import targets of 22.9 million tons of hydrogen from oversea in 2050. To achieve this plan, it is very essential to establish an overseas hydrogen supply chain. In this paper, the study estimates the import price for hydrogen into basic scenario and comprehensive scenario, and also analyses economic feasibility considering price of the each technology.
Keywords:
Hydrogen economy, Overseas hydrogen supply chain, Hydrogen value chain, Import price, Economic analysis키워드:
수소경제, 해외 수소공급망, 수소 밸류 체인, 도입단가, 경제성 분석1. 서 론
2021년 11월, 정부는 수소경제의 첫 법정 기본계획인 제1차 수소경제 이행 기본계획을 발표하였다. ‘수소’를 탄소중립 이행을 위한 핵심수단으로 선정하고, 수소 생산-유통-활용의 전주기적 관점에서 선도국가 도약을 목표로 방향을 언급하였다. 수소경제 이행을 통한 국내 산업 경쟁력 제고 및 에너지 안보 강화를 위해 수소 생산, 인프라 구축, 제도개선 등을 마일스톤으로 제시하였다1). 특히, 2020년 22만 톤에서 2030년 390만 톤, 2050년에는 2,790만 톤의 수소를 공급하는 계획을 발표하였다. 그중 해외에서 수입하는 수소는 2030년 196만 톤, 2050년 2,290만 톤으로 수소 수입 의존도는 2030년 50.3%에서 2050년 82.1%로 지속적으로 증가하고 있다(Table 1). 해외 수소의 수입량이 급증함에 따라 에너지 안보 측면에서 국내기업 및 정부의 해외 수소 공급망 구축은 필수적이라고 할 수 있다.
Korea’s hydrogen economy implementation basic plan
호주 및 사우디, UAE 등 중동지역 국가들은 수소 수출국 도약을 목표로 블루·그린수소 생산을 추진 중2)이며, 이에 독일, 일본 등 잠재적인 수소 수입국들은 대규모 정부 지원을 통해 해외 수소 공급망 구축을 장려 중이다. 독일은 해외 그린수소 생산설비 지원 및 해외 수소 도입 지원 메커니즘(H2Global) 개발을 위해 9억 유로 이상을 지원3)하고 있으며, 일본에서도 대규모 수소 공급망 구축 프로젝트 지원을 위해 3천 억 엔이 넘는 금액을 국가에서 지원4)하며, 기업들의 해외 프로젝트 추진을 지원하고 있다.
우리나라 정부는 H2STAR 프로젝트를 통해 해외 청정수소 공급망 구축을 위한 4개 프로젝트를 발표하였다. 이후 주요 기업에서는 해외 수소 생산 프로젝트에 직접 투자 또는 사업지분을 확보하는 방식으로 해외 청정수소 공급망 구축을 추진 중이다. 정부에서도 「해외 청정수소, 암모니아 생산 및 도입 기반구축사업」을 2023년 신규사업으로 추진하여 해외 수소 공급망 구축에 서두르고 있다.
수소의 경제성 측면에서는 수소 생산 여건이 우수한 곳을 선점하여 생산 비용을 낮추는 것이 중요하지만, 생산된 수소를 운송·도입하는 과정 또한 수소의 단가에 영향을 주고 있다5). 수소 공급망의 밸류 체인은 수소의 생산 단계, 운송을 위한 형태로 전환하는 운송체 합성 단계, 선박을 통한 해상 운송, 운송체를 수소로 전환하는 과정으로, 크게 4단계로 구분할 수 있다6).
본 연구에서는 해외 수소 도입을 위해 국내 기업들이 사업 추진을 위해 주로 검토 중인 사우디아라비아와 호주에서 생산한 그린수소를 액화수소, 암모니아로 전환하여 국내로 도입하는 과정에 중점을 두어 운송체 전환, 해상 운송 그리고 수소로 재전환하는 공정까지의 도입단가를 통해 경제성을 분석하고자 한다.
2. 해외 수소 도입 경제성 분석
2.1 그린수소 생산
그린수소 생산 경제성을 분석하기 위한 핵심요인은 수전해 설비단가와 재생에너지 발전단가이다. 수소 생산을 위한 수전해 설비단가는 International Energy Agency (IEA) (2021)에서 제시한 2030년 지속가능발전(SDS) 시나리오 설비단가인 $562/kWe를 적용하였다. 발전단가(levelized cost of energy, LCOE)로는 IEA (2021)의 2030년 호주 Port Headland 사례를 참고하여 태양광 MWh당 $30, 풍력 MWh당 $40을 적용하였으며, 사우디아라비아 Aqaba 사례를 참고하여 태양광 MWh당 $23, 풍력 MWh당 $36을 적용하였다. 수전해 이용률은 H2KOREA (2021)에서 사우디아라비아의 풍력 이용률 36.1%, 태양광 이용률 23.5% 및 호주 풍력 38.9%, 태양광 21.8%의 이용률의 재생에너지를 수전해 설비에 연결을 가정하여 사우디아라비아 59.6%, 호주 60.7%를 반영하였다7).
2.2 운송체 합성
암모니아 합성 시 공기분리장치(air separation unit, ASU), 냉매·원료압축기, 재순환 압축기, 히터 등 사용에 따른 에너지 소비가 주요하며, 전환율을 증가시키기 위해 입구로 재순환시켜 97-99% 수소가 암모니아로 전환이 가능하나, 발열 반응으로 인해 생산된 암모니아의 8%에 해당하는 열손실이 발생한다6). ASU, 압축기 등에 소요되는 전기에너지 소요량에 대해서는 International Renewable Energy Agency (IRENA) (2022)에서 제시하는 수치인 4.3 kWh/kgH2를 반영하였다.
액화 공정은 우선 수소를 13 bar 이상에서 20-30 bar까지 압축하여 액체질소 등 냉매제를 활용하여 1차로 -190℃까지 액화시킨 후 수소 또는 헬륨을 사용하는 극저온 냉매 사이클을 통해 추가로 -253℃까지 냉각하는데, 주로 2차 냉각과정에 많은 양의 에너지가 투입된다6). 액화 공정은 수소에너지의 1/3에 해당하는 전기투입이 필요한 공정으로 가장 많은 기술혁신이 일어나야 하는 공정 중 하나로 현재까지는 액화 공정에 10-12 kWh/kgH2의 전력 투입이 필요한 것으로 알려져 있다8). 그러나 대량의 해외 수소 도입을 위해서는 투입에너지를 현격히 낮춰야 하며, 이에 일본 및 유럽 등 주요국은 최종 6 kWh/kgH2 목표를 제시하고 있다. 본 연구의 기본 시나리오로는 우선 IRENA (2022)에서 2030년에 달성 가능할 것으로 제시하는 낙관적 시나리오의 수치인 8 kWh/kgH2를 반영하였다6).
2.3 선박 운송
암모니아 운송의 경우, 주요 터빈 제조사의 2024년 암모니아 추진 선박용 터빈개발 완료 시점과 국내 조선사 선박개발 완료 시점을 고려하여 암모니아를 연료로 사용하여 추진하는 선박을 가정하였다. 선박의 선가는 IRENA (2022)의 암모니아 운송 선박의 낙관적·비관적 시나리오의 중간값을 가정하여 60,000 tNH3 운송 선박 규모에 USD 1,325/tNH3을 적용하였다5). 선박의 연료로는 사우디아라비아 및 호주에서 싣고 오는 화물인 그린 암모니아를 활용하는 것으로 산정하였다.
수출입 터미널에서의 암모니아 수출입 기반 설비비용 관련해서는 도착지로 128,000 t/y급 기준으로 추산된 €286M를 달러 기준으로 변환하였다. 용량이 상이한 설비의 비용 추정을 위해 투자비의 증가율을 나타내는 스케일지수는 0.6을 적용하였다9).
액화수소 운송 선박의 경우, boil-off되는 수소를 활용하여 연료전지를 활용하는 추진 선박으로 가정하였다. Boil off rate는 일본의 선행 연구를 차용하여, 운송과정 중에는 0.2%/day를 가정하였다10). 국내 조선업계 자문 의견을 토대로 초기에는 40 K급의 선박 크기가 현실적인 것으로 가정하였다. 여기에 액화수소 밀도 70.8 kgH2/CBM (cubic meter)을 가정하여 한 번에 운송 가능한 양을 산정하였다. 연료전지 효율로는 60%, 모터 효율은 95%, 운항속도는 25 km/h를 가정하였다. 선박 연료의 경우 boil-off되는 양과 추가적으로 필요한 양은 화물에서 차감하여 반영하는 형태로 구성하였다. 선박 가격의 경우, IEA (2021)에서 제시된 선가를 기준으로 스케일지수 0.6을 적용하여 선박의 선가를 추정하였다11).
수출입 터미널에서 필요한 액화수소 탱크 비용을 전망할 때 2030년은 초기 시장일 것을 감안하여 다소 규모가 작은 IRENA (2022)의 40 K급 탱크 비용인 $19/kg을 반영하였다6). 또한, 인수기지의 기타설비 구축에 소요되는 비용은 IRENA (2022)의 4 t/d급을 기준으로 한 $770,000를 반영하였다.
2.4 수소로의 재전환
크래킹 과정 중에 투입되는 열에너지의 경우, Nielsen12)이 제시한 에너지 열량 기준 86% 전환율, 즉 14%가 공정 중 자가 소비되는 것으로 반영하였으며, 생산된 가격은 암모니아 크래킹 과정 이전까지의 전환효율이 반영된 상태에서의 암모니아 가격으로 산정하였다. 크래킹 설비가격은 Ishimoto 등9)이 제시한 €268M를 스케일지수 0.6을 적용하여 반영하였다.
재기화 설비 가격은 IRENA (2022) 보고서에서 검토한 다수의 문헌에서 제시한 수치 중 중간값 수준인 $300/kWH2를 기준으로 하되, 초기 리스크를 반영하여 1.5배를 추가 반영하였다. Boil off rate는 Mizuno 등10)을 차용하여 인수기지, 출하기지 등 고정된 곳에서는 0.1%를 가정하였다.
3. 결과 및 고찰
3.1 경제성 분석 결과
2030년경 액화수소 형태로 한국까지 도착하는 도입가는 사우디의 경우 $5.8/kgH2, 호주의 경우 $5.5/kgH2로 추정되며(Fig. 1), 두 나라의 도입단가 차이는 주로 운송거리에 기인한 비용 차이에서 발생한다. 액화기술 체인의 경우, 액화에 투입되는 에너지 및 액화설비 가격에 기인하여 액화공정이 전체 도입가의 21% (사우디), 24% (호주)를 차지하였다. 운송선박 가격 및 운송 중 boil-off 손실로 인해 해상운송 단계가 차지하는 비용은 전체 도입가의 23% (사우디), 12% (호주)를 차지하였다. 두 나라 사이의 운송 비용 비중 차이가 큰 이유는 우선 호주 대비 사우디가 한국까지 해상운송 거리가 멀어 동일한 양의 수소를 한국으로 운송하기까지 필요한 선박의 수가 2배 많으며, 운송거리가 멀기 때문에 연료비도 2배 더 소요되기 때문이다. 더욱이 기술 초기 단계임을 감안하여 고려된 40 K 규모의 선박은 규모의 경제를 확보하지 못해 도입가에서 상당한 비중을 차지하는 비용요소로 작용한다.
Import price of liquefied hydrogen in the basic scenario
2030년경 암모니아 형태로 사우디에서 한국으로 도입단가는 $4.9/kgH2, 호주에서 도입하는 경우 $5.1/kgH2로 추정된다(Fig. 2). 암모니아 도입단가의 주요한 차이는 그린수소 생산단가에서 기인한다. 이는 크래킹 과정 중의 암모니아 손실로 인해 동일한 양의 수소 생산을 위해 액화수소 대비 상대적으로 많은 양의 수소 생산이 필요하기 때문이다.
Import price of ammonia in the basic scenario
3.2 주요 변수에 따른 시나리오 분석
기본 시나리오에서 가정한 액화 과정 중의 전력 투입량에 대해서 10 kWh/kgH2의 현재 기술 수준을 가정한 경우와 간헐적 발전 특성을 흡수 가능한 수전해 공정을 제외한 상시 운전이 필요한 공정 중의 산업용 그리드 전력사용을 가정하여 Table 2와 같이 시나리오를 설정하고, 기본 시나리오 대비 사우디와 호주의 단가 변화를 추정하였다(Fig. 3). 산업용 전력단가는 러시아-우크라이나로 비정상 상태의 전력 가격이 반영되는 것을 회피하기 위해 2020년 9월 기준으로 global petrol prices에서 확인된 호주는 MWh당 $134, 사우디는 MWh당 $50을 활용하였다13).
Main conditions for each scenario of liquefied hydrogen
Import price for liquefied hydrogen in the comprehensive scenario
기본 시나리오와 동일하게 재생에너지를 사용하되, 액화 과정 중의 투입 전력이 10 kWh/kgH2 조건인 경우(scenario 1), $5.9/kgH2 (사우디), $5.6/kgH2 (호주)로 기본 시나리오 대비 전력소비량 증가에 기인하여 양 국가 모두 $0.1/kgH2의 도입단가 증가가 예상된다. 수소 압축, 액화 공정 등 수소 생산 이외의 공정에서 산업용 그리드 전력을 사용하는 경우(scenario 2), 액화 공정에서 전력 투입량이 기본 시나리오와 동일한 8 kWh/kgH2일 때 사우디는 $6.1/kgH2, 호주는 $6.4/kgH2로 각각 $0.3/kgH2, $0.8/kgH2가 상승하는 것으로 추정된다. 즉, 액화 공정 중의 전력단가가 도입단가의 가격 상승을 크게 주도하는 것을 알 수 있었다. 여기에 현재 액화 공정 기술 수준인 투입전력 10 kWh/kgH2를 반영하는 경우(scenario 3), 사우디는 $6.2/kgH2, 호주는 $6.7/kgH2까지 도입가격이 상승하게 된다.
암모니아의 경우, 액화수소 경로와 같이 수소 생산을 제외한 암모니아 합성 등에서 사용하는 전력을 산업용 전력을 활용하는 경우와 크래킹 시 사용되는 열의 공급원을 외부에서 천연가스로 조달하는 경우로 나누어 Table 3과 같이 시나리오를 설정하고, 한국으로 도입하는 단가를 추정하였다(Fig. 4).
Main conditions for each scenario of ammonia
Import price for ammonia in the comprehensive scenario
외부에서 천연가스로 필요 열원을 공급받는 조건에서(Scenario 1) $4.4/kgH2 (사우디), $4.6/kgH2 (호주)으로 기본 시나리오 대비 두 나라 모두에서 $0.5/kgH2 정도 크게 하락하는 것을 확인할 수 있었다. 암모니아 합성 등 수소 생산 이외의 공정에서 산업용 전력 활용을 가정하는 경우(scenario 2) $5.0/kgH2 (사우디), $5.6/kgH2 (호주)으로 기본 시나리오 대비 각각 $0.1/kgH2, $0.6/kgH2가 상승하는 것으로 추정된다. 암모니아 합성 중의 전력소비량이 액화 공정 대비는 다소 작지만, 높은 수준의 호주 산업용 전력단가로 인해 호주는 특히 크게 단가 상승을 일으키는 요인으로 작용하게 된다. 수소 생산 이외 공정에서의 산업용 전력 활용과 크래킹 과정 중 천연가스 공급하는 경우(scenario 3), $4.5/kgH2 (사우디), $5.1/kgH2 (호주)로 기본 시나리오 대비 사우디는 $0.4/kgH2 하락하며, 호주의 경우 차이가 거의 없는 것으로 확인되었다.
4. 결 론
전 세계적으로 기후 변화 대응을 위해 탄소중립을 달성하기 위한 노력으로 수소에 대한 관심이 증가하고 있다. 우리나라도 2050년 탄소중립 달성을 위한 핵심수단으로 수소를 선정하고, 제1차 수소경제 이행 기본계획을 발표하는 등 수소 선도국가로 발돋움하고 있다. 2050년 수소공급량 2,790만 톤 중 82.1%인 2,290만 톤의 수소를 해외에서 도입하기 위해서는 경제성과 환경성을 모두 고려한 해외 수소 공급망 구축이 필수적이다. 따라서 본 연구에서는 해외 수소 공급망 구축을 위해 고려되고 있는 주요 기술들에 대한 현황 분석을 기반으로 경제성을 분석하였으며, 사우디와 호주를 중심으로 사례분석을 진행하였다. 암모니아는 액화수소에 비해 운송체 전환과정 및 해상운송에서 강점을 보이지만 수소로 재전환하는 크래킹 공정에서 단가가 크게 상승하는 단점이 있다. 따라서 암모니아로 도입 시 암모니아를 직접 활용하는 방안이 가장 바람직할 것이다. 대안으로 크래킹 과정에 필요한 열을 천연가스로 공급 시 비용이 10% 이상 절감될 수 있으나 국내 CO2 배출이 약 1 kg/kgH2 내외로 늘어날 수 있기 때문에 비용과 및 추가적 감축 노력 필요 수준에 따라 선택이 필요할 것이다.
암모니아나 액화수소 경로 모두 운송체 합성과정 중의 산업용 그리드 전력을 사용하는 경우, 전체적인 도입단가가 크게 상승하므로, 수소 수출국과 사업모델 개발 시 협상을 해야 하는 가장 주요한 포인트로 검토가 필요할 것으로 판단된다. 암모니아와 액화수소 모두 해상 운송단계에서도 화물 자체를 연료로 활용할 경우, 생산단가의 증가가 더욱 가중되어 비용이 더욱 크게 증가하게 된다.
본 연구 결과를 통해 해외 수소 공급망 구축을 위한 주요 기술의 경제성을 분석할 수 있었으며, 유관기업과 정부의 공급망 구축 전략을 위한 기초자료로 방향성을 제시할 수 있을 것이다.
Acknowledgments
이 논문은 2020년도 정부(산업통상자원부)의 재원으로 한국에너지기술평가원의 지원(20203020040010, 수소 전주기[생산, 저장/이송, 활용] 경제성, 환경성 평가 기술 개발)과 2021년도 정부(산업통상자원부)의 재원으로 한국에너지기술평가원의 지원을 받아 수행된 연구이다(20213030040620, 청정수소 인증제도 설계 기술개발).
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