하수처리장 기반 수소 생산 및 활용 방안에 대한 경제성 분석 연구
2026 The Korean Hydrogen and New Energy Society. All rights reserved.
Abstract
This study evaluates the economic feasibility of hydrogen production from biogas at wastewater treatment plants (WWTPs) for hydrogen city integration. Using the Ansan WWTP in Korea as a case study, hydrogen production from anaerobic digester gas and sewage sludge was analyzed via biogas reforming and steam plasma gasification. Economic evaluation was performed using the H2A methodology and discounted cash flow analysis, considering capital and operating costs, hydrogen sales revenue, and sludge disposal savings. Three models were examined: fuel cell, hydrogen sales, and hybrid models. Results indicate the hydrogen sales model has the highest feasibility (Internal Rate of Return 16.07%, Benefit-Cost Ratio 1.39), followed by the fuel cell model (Internal Rate of Return 6.19%, Benefit-Cost Ratio 1.06). Sensitivity analysis shows that capital expenditure (CAPEX) is the most critical factor. These findings suggest that WWTP-based hydrogen production can stabilize local energy supply and reduce emissions, provided that policy support and infrastructure integration are established.
Keywords:
Hydrogen City, Wastewater Treatment Plant(WWTP), Hydrogen Production, LCOH(Levelized cost of Hydrogen), Fuel Cell키워드:
수소 도시, 하수처리장, 수소 생산, 수소균등화비용, 연료 전지1. 서 론
전 세계적으로 기후변화 대응과 탄소중립 실현을 위한 에너지 전환 정책의 필요성이 증대되면서 수소에너지는 연소 과정에서 이산화탄소를 배출하지 않으며, 재생에너지와 연계한 에너지 저장 및 활용이 가능하다는 점에서 탈탄소화의 핵심 수단으로 평가된다1,2). 이에 따라 주요 국가들은 수소 생산·저장·활용 전반에 걸친 산업 생태계 조성과 인프라 구축을 국가 전략으로 추진2)하고 있으며, 대한민국 역시 2019년 1월 17일 “수소경제 활성화 로드맵” 비전 선포를 통해 수소의 생산, 저장, 운송, 활용 전반에 걸친 수소도시 조성과 같은 인프라 구축과 기술개발을 국가적 과제로 추진하고 있다3,4).
현재 전 세계 수소 생산의 대부분은 천연가스 개질(Steam Methane Reforming, SMR)과 같은 화석연료 기반 공정에 의해 생산되고 있으며, 이는 온실가스 배출과 연료 가격 변동성이라는 구조적 한계를 가진다5). 이러한 한계를 보완하기 위한 대안으로 재생에너지 기반 수전해 수소와 함께 바이오가스 기반 수소 생산 기술이 주목받고 있다6,7). 특히, 하수처리장에서 발생하는 하수슬러지는 비교적 안정적으로 대량 확보가 가능한 유기성 폐자원으로서, 폐기물 처리와 에너지 생산을 동시에 달성하는 자원순환형 에너지 시스템으로 평가된다8,9). 바이오가스 기반 수소 생산은 기존 화석연료 의존도를 낮추면서도 지역 내에서 안정적인 수소 공급원을 확보할 수 있다는 점에서 분산형 에너지 전환 전략의 핵심 요소로 인식되고 있다.
수소도시는 교통, 발전, 건물 및 산업 부문에 수소를 통합적으로 적용하는 도시 단위 실증 플랫폼으로서, 안정적이고 지속 가능한 수소 공급원이 필수적이다. 그러나 현재 다수의 수소도시는 외부 공급 또는 중앙 집중형 생산 방식에 의존하고 있어, 공급 안정성과 수송 비용 측면에서 한계를 가진다. 이에 반해 하수처리장 기반 하수슬러지의 수소생산 시스템은 도시 내 생산과 소비를 연계하는 분산형 공급 모델 구축이 가능하며, 에너지 자립도 향상과 온실가스 감축 측면에서 정책적 가치가 높다10). 따라서 수소도시와 공공 환경기초시설 간의 연계 모델에 대한 정량적이고 체계적인 분석이 요구된다.
국내 지자체를 중심으로 한 바이오가스 활용은 음식물류 폐기물, 가축분뇨, 하수슬러지 등 유기성 폐자원을 에너지 자원으로 전환함으로써 자원순환 및 온실가스 감축을 동시에 달성하기 위한 핵심 전략으로 자리 잡고 있다. 특히 최근에는 바이오가스를 단순 열·전력 생산에 국한하지 않고, 수소 생산 및 도시가스 대체 연료 등 고부가가치 에너지로 활용하려는 시도가 다수의 지자체에서 추진되고 있다. 충주시의 경우, 음식물류 폐기물 기반 바이오가스화 시설을 활용하여 수소 생산을 연계한 시범사업을 2022년부터 추진하고 있으며, 바이오가스를 정제한 후 수소추출 설비를 통해 수소를 생산하고 이를 수소차 연료로 활용하는 것을 목표로 한다11). 이는 바이오가스의 에너지 활용 범위를 수송부문까지 확장한 사례로, 지역 단위 수소경제 실증 모델로서 의의를 가진다. 창원시는 가축분뇨 및 하수슬러지를 활용한 바이오가스 생산 후, 이를 수소 생산 및 연료전지 발전에 연계하는 구조를 2021년부터 2024년까지 추진하였으며, 생산된 바이오가스를 기반으로 전력 및 열을 생산함과 동시에 일부는 수소 생산 원료로 활용함으로써 다원적 에너지 활용을 통한 이용 효율 극대화를 실현하였다.
그럼에도 불구하고 바이오가스 기반 수소 생산의 기술적 가능성과 환경적 장점에 비해, 실제 수소도시 적용을 전제로 한 경제성 및 정책 타당성 분석 연구는 제한적인 실정이다. 특히 설비 규모, 운영 조건, 수소 판매 단가, 전력 판매 수익, 온실가스 감축 효과 및 정책 인센티브를 통합적으로 고려한 경제성 평가가 요구된다17). LCOH (Levelized cost of Hydrogen) 기반 분석과 투자 회수 기간, 수익 구조 평가 등은 정책 설계와 보급 전략 수립을 위한 핵심 정량 지표로 활용될 수 있다. 따라서 본 연구는 안산시 수소시범도시 연계를 전제로 한 하수처리장 바이오가스 기반 수소 생산 및 활용 모델을 대상으로 경제성을 정량적으로 분석하고, 정책적 지원 및 제도 개선 방향을 도출하는 것을 목적으로 한다. 이를 위해 바이오가스 개질 기반 수소 생산 시스템의 비용 구조와 수익 구조를 분석하고, 시나리오별 경제성 변화를 평가하였다.
2. 안산시 수소시범도시 및 하수처리장 시설
본 연구는 경기도 안산시 공공하수처리시설과 수소시범도시 사업으로 구축된 인프라를 주요 분석 대상으로 설정하였다. 기술적 범위는 하수슬러지의 혐기성 소화부터 바이오가스 정제 및 고순도 수소 정제, SMR을 통한 수소 생산12), 그리고 생산된 수소의 지역 내 공급망 통합까지의 전과정을 포괄한다.
안산시는 정부가 추진하는 제1기 수소시범도시 중 하나로 2019년 선정되었다. 수소시범도시는 수소의 생산-이송-활용 전주기에 걸친 생태계를 도심에 구축하여 수소가 시민의 일상생활과 경제 활동의 주요 에너지원으로 사용되는 미래 도시 모델을 실증하는 것을 목표로 한다. 안산시 수소시범도시 1단계 사업은 2020년 1월부터 약 4년 8개월간 진행되었으며13), 총 477억 원의 사업비가 투입되었다. 수소 생산 시설은 SMR을 통해 일일 1.8 톤 생산하고 있으며 총 10.9 km의 수소 배관망이 지하에 구축되었다.
수소 활용 인프라는 440 kW급 인산형 연료전지 설치, 인근 병원과 504세대의 공동주택에 전기와 열공급하고 교통용 충전시설인 수소e로움 충전소는 직접 운영하고 있으며, 본오동 차고지와 안산스마트산단 시우역 근처에 복합 충전소가 구축되어 있다. 이와 함께 수소 관련 시설을 24시간 모니터링하고 제어하기 위한 통합 운영·안전센터가 운영되고 있다. 안산시는 1단계 사업의 성공을 바탕으로 수소도시 2단계 사업을 추진하고 있다. 안산시 계획에 따르면 2단계 사업에서는 수소 생산 방식의 다각화를 추진할 예정이며, 그 핵심 방안 중 하나로 소화가스 및 하수슬러지를 활용한 수소 생산이 검토되고 있다.
안산하수처리장은 1977년 최초 설치 인가 이후 1992년, 2000년, 2004년, 2008년에 걸쳐 단계적으로 증설되었다. 시설용량은 안산하수처리장이 총 534천 톤/일로, 생활하수 179천 톤과 산업폐수 206천 톤을 처리할 수 있는 규모이다. 이 하수처리장은 초기 중력식 침전법에서 시작해 표준활성슬러지법, 질소·인 제거법(BNR-C), Symbio, HFBF, MDF, ICEAS SBR 공법 등 다양한 고도처리기술을 적용하여 운영되고 있다. 안산시 하수처리장 소화조는 혐기성 중온 1단 소화 방식으로, Egg-shaped steel digestor와 철근콘크리트 구조로 설치되어 있고 직경 16.8 m, 높이 25.0 m로 총 5기가 있다. 또한 열교환기를 이용한 간접 가온 방식과 기계식 교반 방식을 적용하고 있으며, 중온 혐기성 소화 조건(33.3℃)에서 운영되고 있다. 또한 소화조에서 발생하는 바이오가스 발생량은 2019년부터 2023년까지 평균 16,164 m3/일로 나타났으며, 이는 설계 기준치인 13,233 m3/일을 상회하는 수준이다14). 안산시는 2023년 3월 ‘하수슬러지 수소 생산·활용 방안 수립 용역’을 발주하여 하수슬러지 및 바이오가스를 활용한 수소 생산 가능성을 검토하였다.
3. 수소생산 시스템 및 분석방법
본 연구에서의 수소 생산은 Fig. 1에서 보는 바와 같이 하수처리시설에서 발생하는 소화가스와 탈수 슬러지 케이크를 활용하여 가스화 및 수소정제공정을 거쳐 고순도 수소를 생산하는 시스템으로 구성되었다. 본 연구에서 적용된 스팀 플라즈마 가스화 기술의 신뢰성을 확보하기 위하여, 안산시에서 수행한 “하수슬러지 수소 생산·활용 방안 수립 용역”14)의 실증 검토데이터를 기초 자료로 활용하였다. 혐기성 소화조에서는 미생물에 의한 생화학적 분해를 통해 메탄(CH4)과 이산화탄소(CO2)가 주성분인 바이오가스가 생성되고, 탈수 슬러지 케이크 공정에서는 마이크로웨이브(Microwave)에 의해 고온의 증기와 접촉시켜 플라즈마 상태를 형성하는 스팀 플라즈마 기술이 적용되고, 이 과정에서 생성된 활성 산소(O-) 플라즈마가 슬러지 내 탄소와 반응하여 가스화기에서 약 72%의 CO와 H2가 혼합된 고효율 합성가스(CO+H2)를 생산되는 메커니즘을 반영하였다14). 이렇게 포집 및 생성한 가스들은 SMR 및 정제 및 정제 설비로 투입된다. 이 과정에서 고온 증기 및 촉매 반응을 통해 바이오가스 내 메탄 성분을 수소로 전환함과 동시에 합성가스 내 일산화탄소 등을 처리하여 수소 생산량을 극대화한다. 최종적으로 정제 설비를 통해 일산화탄소 및 잔류 불순물을 정밀하게 제거하는 수소정제 과정을 수행함으로써, 연료전지 발전 및 수송용 규격에 부합하는 99.9% 이상의 고순도(H2) 수소가 생성된다.
Process of hydrogen from biogas
본 연구에서는 수소 생산 기술의 경제적 가치를 객관적으로 산정하기 위하여 미국 에너지부(Department of Energy, DOE)에서 개발한 H2A (Hydrogen Analysis) 모델을 적용하였다. H2A 모델은 전 세계적으로 수소 생산 기술의 경제성을 비교·평가하는 표준 프레임워크로 인정받고 있으며 사업 수명 주기 동안 발생하는 모든 비용을 현재 가치로 환산하여, 수소 1 kg 생산에 소요되는 단위 원가인 LCOH를 도출하는 데 최적화되어 있다15). H2A 모델을 통해 산출된 LCOH는 기술 자체의 생산 효율성을 대변하는 지표로 활용되었다. 이를 바탕으로 실제 시장의 수소 판매가 및 지자체의 슬러지 처리 비용 절감 편익을 반영한 현금흐름할인법(Discounted Cash Flow, DCF) 분석을 병행함으로써, 내부수익률(Internal Rate of Return, IRR) 및 편익/비용 비율(Benefit-Cost Ratio, B/C)과 같은 실질적인 투자 타당성 지표를 도출하였다16). Table 1과 Table 2와 같이 바이오가스와 슬러지 기반 수소 생산 및 판매 사업과 연료전지 발전설비의 투자비(Capital Expenditure, CAPEX)와 Table 3과 같이 운영비(Operating Expenditure, OPEX)를 주요 비용 항목으로 설정하고, 수소 판매 수익과 슬러지 처리비 절감에 따른 편익을 반영하여 경제성을 분석하였다.
Breakdown of CAPEX for hydrogen production facility
Breakdown of CAPEX for fuel cell facility
Annual OPEX of hydrogen production facility14)
비용 및 수익 산정에 필요한 주요 입력 자료는 안산 하수처리장의 운영 자료를 참고하였으며, 이를 바탕으로 B/C, IRR 및 순현재가치(Net Present Value, NPV)를 위해 식 (1), (2), (3)으로 산정하였다17).
| (1) |
| (2) |
| (3) |
Bt : t년차의 총 할인 편익, Ct : t년차의 총 할인 비용
r : 사회적 할인율(4.5%), n : 분석 대상 기간 (15년),
t : 편익과 비용이 발생하는 연도
또한 안산 하수처리장의 바이오가스를 활용한 수소 생산 사업의 경제성 분석은 최근 5년간 안산 하수처리장의 소화가스 발생량과 슬러지 처리량에 대한 현장 데이터를 반영하였으며, 연료전지 활용과 수소판매 등 수소 활용 방식에 따른 수익 구조를 고려하여 시나리오별 수익성을 분석하였다. 또한 사회적 할인율(social discount rate)은 4.5%로 하였으며, 사업 분석 기간은 15년으로 설정하였다17). 2027년부터 2030년까지 사업 준비 및 건설하여 2031년부터 2045년까지 운영하는 것으로 가정하였다.
하수처리 과정에서 발생하는 슬러지는 전량 수소 생산에 활용하는 것으로 하였으며, 하수처리장 내 보일러는 소화조 가온 시설로 활용되며, 미생물 활성 유지를 위해 약 33℃를 유지하는 데 사용되고 있다. 또한 슬러지 소각시설은 점화 시 경유를 사용하며, 소각 온도 유지를 위해 소화가스를 활용하고 있다. 그러나 해당 소각시설은 슬러지 처리를 위한 시설로서 설치 후 30년 이상 경과한 노후 시설로, 수소 생산을 위한 대체 설비 구축 시 폐쇄되는 것으로 가정하였다. 이에 따라 기존 소각시설에 사용되던 소화가스는 전량 수소 생산에 활용 가능한 것으로 설정하였다. 소화가스 즉 바이오가스는 2019년부터 2023년까지의 최근 5개년 자료를 바탕으로 평균 사용 비율을 산정하여 개략적인 비율로 적용하였다. 이에 따라 소화가스로부터 생산 가능한 전체 수소량 중 약 20%는 내부 수요에 일부 활용하고, 나머지는 외부 판매 또는 추가 활용이 가능한 것으로 설정하였다. 소화조 가온 및 내부 공정에 사용되는 20% 정도의 바이오가스는 분석 대상에서 제외하였다. 수소 생산량은 최근 5년간 안산 하수처리장에서 발생한 평균 소화가스 발생량 16,164 m3/일을 기준으로 하였으며, 이 중 80%를 수소 생산 공정에 활용하여 일일 약 2,600 kg의 수소가 생산되는 것으로 산정하였다. 또한 앞서 언급한 것처럼 슬러지 처리량 220 톤/일을 스팀 플라즈마 기반 슬러지 가스화하여 일일 약 3,760 kg의 수소가 추가적으로 생산됨으로 바이오가스와 슬러지로부터 일일 수소 생산량은 약 6,360 kg가 생산되는 것으로 하였다. CAPEX와 OPEX는 EPC (Engineering, Procurement, and Construction) 단가를 기준으로 산정하였다.
3.1 다양한 사업모델에 대한 분석 조건
안산시 하수처리장의 운영 특성과 현장 조건을 반영하여 바이오가스 기반 수소 생산 사업의 적용 가능한 사업모델은 하수처리시설의 기존 운영 방식과의 연계 가능성을 고려하여 1)연료전지 단독 모델, 2)수소 판매 단독 모델, 3)연료전지와 수소 판매를 병행하는 혼합 모델로 설정하였다. 연료전지 단독 모델의 경우는 하수처리장에서 생산되는 수소 6,360 kg 전량을 연료전지 발전으로 전기를 생산하여 활용하는 시나리오이다. 생산되는 수소 전량을 기준으로 연료전지 10대를 운영하는 것이며, 연료전지는 하수처리시설과의 연계 활용이 가능하고 국내 설치 실적이 가장 많은 두산퓨얼셀 M400 Hydrogen 모델을 적용하였다. 이 연료전지 1대당 수소 소비량은 297 Nm³/h로 일일 수소 소비량은 약 634 kg/일이다. 연료전지에서 생산되는 전력은 ｢전기사업법｣ 제31조(전력거래)에 따라 전력시장에 판매되는 것으로 가정하였으며, 계통 연계 단가는 2023년 전력판매가격(System Marginal Price, SMP) 연평균 가격인 167.11 원/kWh를 적용하였다. 또한 신재생에너지 공급인증서(Renewable Energy Certificates, REC)는 2023년도 공급인증서 기준 가격인 66,593 원/REC를 적용하였다18,19). 연료전지에서 발생하는 열은 현재 하수처리장에서 자체 보일러를 통해 운영 중인 소화조 가온 시설에 무상으로 제공하여 활용하는 것으로 가정하였으며, 열 판매에 따른 추가 수익은 보수적으로 반영하지 않았다. 슬러지 처리와 관련된 조건으로는 일일 슬러지 처리량 220 톤, 처리 단가 6 만원/톤, 연간 처리일수 350일을 적용하였다14).
수소 판매 모델의 경우는 하수처리장에서 생산되는 수소 6,360 kg/일 전량 외부로 판매하는 시나리오로 설정하였다. 현재 안산시 내 수소충전소의 수소 사용량 대비 생산 규모는 상대적으로 소규모이나 수소도시로서의 확장성과 중장기 수요 증가 가능성을 고려하여 생산된 수소가 전량 판매될 수 있다는 가정을 적용하였다. 수소의 외부 판매 방식으로는 기존 수소 배관망과의 연계한 공급 방안을 대안으로 고려하였다. 본 모델에서는 수소 생산량 전량을 판매 대상으로 설정하여 경제성을 분석하였다.
혼합 모델의 경우는 하수처리장의 기존 소화가스 사용 구조를 반영하여, 일부 수소는 연료전지 내부 에너지 수요로 활용하고 잉여 수소는 외부로 판매하는 시나리오로 설정하였다. 혼합 모델은 연료전지를 3대, 5대, 7대로 가동을 변화함에 따라 일일 생산된 수소량인 6,360 kg 중 연료전지에 사용하고 남은 4,458 kg, 3,190 kg, 1,922 kg을 판매하는 시나리오를 가지고 경제성을 분석하였다.
3.2 경제성 분석을 위한 전제조건
안산시는 2030년까지 수소충전소를 12개소로 확대할 계획을 수립하고 있으며, 충전소 1개소당 일일 수소 사용량을 250 kg으로 가정할 경우, 총 일일 수소 수요는 약 3,000 kg 이상으로 산정된다. 또한, 현재와 같이 연료전지 2대를 운영할 경우 연료전지 1대당 수소 소비량은 297 Nm3/h로, 이를 기준으로 환산한 일일 수소 소비량은 약 634 kg/day이다. 따라서 연료전지 2대 운영 시 내부 수소 소비량은 약 1,268 kg/day이며, 이를 충전소 수요와 합산할 경우 안산시의 총 일일 수소 필요량은 약 4,268 kg으로 산정되었으나 본연구에서는 생산 가능한 6,360 kg 전량을 수소판매 또는 연료전지를 운영한다는 가정으로 경제성을 분석하였다.
모델별 경제성 검토시 총사업비는 소화가스 수소화 시설은 17,580백만 원, 슬러지수소화시설은 26,200 백만 원 연료전지시설 10대는 29,194백만 원 연료전지 모델 총 사업비는 67,974백만 원을 적용하였다14). Table 3과 같이 운영비는 6,511백만 원을 적용하였으며, 연료전지 발전 시설의 경우 설비 특성을 고려하여 장기유지보수계약(Long Term Service Agreement, 이하 LTSA) 비용을 반영하였다. 편익은 연료전지 발전 수익과 슬러지 처리 수수료 수익으로 구분하였다. 슬러지 처리 수수료 수익은 처리 단가 60,000 원/톤14), 처리량 220 톤/일, 연간 350일을 적용하여 4,620백만 원으로 산정하였다. 연료전지 발전 수익인 SMP는 2023년 전력거래소 평균 가격인 167.11 원/kWh을 REC는 2023년 공급가격 기준 66,593 원/REC를 적용하여 계산하였다18,19). 열은 하수처리장 가온 시설에 무상 제공하는 것으로 가정하여 열 판매 수익은 보수적으로 반영하지 않았다.
4. 경제성 및 민감도 분석
4.1 다양한 모델에 대한 경제성 분석
연료전지 모델의 경우는 총 투자사업비 67,974백만 원과 기본 운영비 6,511백만 원과 연료전지 연간 운영비 1,432백만 원이 투자되고 연료전지 운영에 따른 발전 수익으로 연료전지를 10대 운영하였을 때, SMP 5,867백만 원과 REC 4,676백만 원으로 총 10,543백만 원의 연료전지 발전 수익이 발생된다. 그에 따른 경제성 분석 결과는 Table 4와 같다.
Economic analysis results for fuel cell utilization model
수소판매 모델의 경우에는 수소 판매 시설 총 투자비용은 43,780백만 원이며, 운영비는 6,511백만 원으로 비용이 적용되고 수소판매단가는 LCOH 4,560 원/kg을 적용하여 계산하였다. 수소판매단가를 4,560 원/kg을 적용하여 소화가스에서 수소를 하루에 2,600 kg 생산하면 4,150백만 원, 슬러지수소화 시설에서는 3,760 kg 생산되면 6,001백만 원 수소판매로 총 10,151백만 원의 수익을 얻게 된다. 수소판매의 경제성 분석 결과는 Table 5와 같다. Table 5에서 보듯이 IRR이 16.07%, B/C가 1.39로 세 모델 중 가장 경제성 있는 것으로 나타났다.
Economic analysis results for the hydrogen sales model
혼합 모델의 경우에는 혼합 모델은 연료전지가동 대수를 3대, 5대, 7대로 변화시키고 생산된 수소 일일 6,360 kg 중 연료전지에 사용하고 남은 4,458 kg, 3,190 kg, 1,922 kg을 판매하는 것으로 가정한 시나리오를 가지고 경제성을 분석하였다. 수소화 시설은 수소판매 모델과 같이 43,780백만 원을 수소판매모델과 동일하게 연료전지 3대, 5대, 7대분에 동일하게 적용하고 운영비에서 수소화 시설도 동일하게 6,511백만 원을 적용하였다. 연료전지시설 3대는 7,258백만 원을 적용하였고, 이때 운영비 중 연료전지 발전시설 LTSA 비용도 430백만 원을 반영하였다. 연료전지 5대는 운영 투자비용은 12,097백만 원이며 연료전지 연간 운영비는 LTSA 비용 716백만 원으로 반영하였으며, 연료전시시설은 7대분 16,936백만 원을 적용하였고 LTSA 비용은 1,002백만 원을 반영하였다. 연료전지 3대를 가동할 경우 연료전지 발전 수익(SMP + REC)은 연간 3,163백만 원 수익이 발생하였고 연료전지 사용하고 남은 4,458 kg/day를 판매하는 것으로 적용하면 수소판매 수입금은 7,115백만 원이 된다. 연료전지 5대를 가동할 경우 연료전지 발전 수익은 SMP 2,933백만 원 REC 2,337백만 원으로 연간 5,271백만 원 수익이 발생하였고 소화가스 중 잔여 80%를 활용하고, 슬러지수소화가스는 전량 활용하였다. 연료전지 사용하고 남은 3,190 kg/day를 판매하는 것으로 적용하면 수소판매수익금으로 연간 5,091백만 원이 된다. 편익은 앞선 혼합 모델과 같은 방법으로 전력판매 수익과 수소판매 금액을 적용하였다. 연료전지 7대 발전 수익(SMP + REC)은 연간 7,380백만 원 수익이 발생하였고 수소판매금액은 연료전지 사용하고 남은 1,922 kg/day를 판매하면 수소판매 수입금은 3,068백만 원이 된다.
Table 6과 Fig. 2에서 보면 연료전지를 가동하는 것은 편익/비용이 1.0 이상으로 분석되었다. 연료전지를 많이 가동할수록 내부수익률이나 편익/비용이 감소하는 것을 볼 수 있다.
Comparison of economic analysis with number of fuel cells utilization(unit: million KRW)
Analysis of IRR and B/C Ratio according to the Number of Operational Fuel Cells
위의 경제성 분석 결과를 종합해 보면, 현재의 비용 구조 하에서는 연료전지 가동 대수를 최소화하고 생산된 수소를 전량 외부로 판매하는 전량 판매 모델이 가장 우수한 경제성을 확보하는 것으로 나타났다. 이는 초기 연료전지 시설 구축에 소요되는 높은 CAPEX와 LTSA 기반의 운영비 부담이 전력 판매 수익(SMP + REC) 및 수소 판매 수익의 총합을 상회하여 전체적인 수익성 지표(IRR, B/C)를 하락시키는 주된 요인으로 작용하기 때문이다. 그럼에도 불구하고, 유연성 확보 차원에서 경제성이 좋은 연료전지와 수소 판매를 병행하는 혼합 모델의 전략적 가치에 주목할 필요가 있다고 판단된다. 최근 AI(인공지능) 데이터 센터의 증설 및 로봇 산업 등 급격한 산업변화에 따라 기하급수적인 전력 수요가 폭증하고 있다. 이러한 중앙 집중식 전력 계통의 부하 가중 하에서, 청정 수소를 활용해 전력을 생산하는 분산형 전원으로서의 연료전지 역할은 필수적이다. Fig. 3은 연료전지 대수 변화에 따른 총비용과 총편익을 비교하여 나타냈다. Fig. 3에서 연료전지 대수가 0인 경우는 수소 판매만 할 경우를 나타낸 것이며 연료전지 운영대수의 증가에 따라 총편익과 총비용을 차이가 감소하는 것을 볼 수 있다.
Total costs and total benefits according to the number of fuel cells
4.2 민감도 분석
본 연구에서는 하수처리장 바이오가스 기반 수소 생산을 연료전지 발전과 수소 외부 판매에 병행 활용하는 혼합 모델(연료전지 + 수소판매)의 경제적 타당성에 영향을 미치는 주요 변수들의 불확실성을 정량적으로 평가하기 위하여 민감도 분석을 수행하였다.
민감도 분석은 장기 사업의 특성상 수소 판매 단가, CAPEX, OPEX, SMP, REC 가격과 같은 변수의 변동이 IRR에 미치는 영향을 분석함으로써, 사업 구조의 안정성과 주요 리스크 요인을 규명하는 데 있다. 분석 방법은 기준 시나리오(민감도 0%)를 중심으로 각 변수에 대해 ± 30% 범위 내에서 10% 단위로 변화시켜 IRR의 변화를 산정하는 방식으로 수행하였다. 이때, 특정 변수만을 변화시키고 나머지 변수는 기준값을 유지하는 단변량 민감도 분석(one-way sensitivity analysis)을 적용하였다. 분석 대상 변수는 혼합 모델의 수익성과 비용 구조를 대표하는 다음의 다섯 가지로 선정하였다. 수소 판매 단가, CAPEX, OPEX, SMP, REC 가격에 대해 각 변수는 독립적으로 변동시키고, 다른 조건은 기준 시나리오와 동일하게 유지하여 IRR 변화만을 비교하였다. 이를 통해 혼합 모델의 경제성에 가장 큰 영향을 미치는 핵심 요인을 도출하고, 사업 안정성 및 정책 민감도를 평가하고자 하였다. 혼합 모델에 대한 민감도 분석 결과를 Fig. 4에 나타냈다. 기준 시나리오(0%)에서 혼합 모델의 IRR은 10.41%로 나타났으며, 이는 공공부문 투자 기준 할인율인 약 4.5%를 충분히 상회하는 수준이다. 다만, 주요 변수의 변동에 따라 IRR의 변화 폭에는 뚜렷한 차이가 나타났다.
Sensitivity analysis of cost, electricity sales revenue, and hydrogen selling price under the hybrid model
수소 판매 단가는 혼합 모델의 수익성에 가장 직접적인 영향을 미치는 변수로 분석되었다. 수소 판매 단가가 기준 대비 30% 감소할 경우 IRR은 6.91%까지 하락하였으며, 반대로 30% 증가할 경우 13.69%까지 상승하였다. 이는 ± 30% 변동 시 IRR 변화 폭이 약 6.78%에 달함을 의미한다. 이러한 결과는 혼합 모델이 연료전지 발전 수익뿐만 아니라 수소 판매 수익에 상당 부분 의존하고 있음을 보여준다. 특히 수소 판매 단가가 일정 수준 이하로 하락할 경우에도 IRR이 4.5% 이상을 유지하고 있다는 점은, 혼합 모델이 단일 수소판매 모델 대비 상대적으로 안정적인 구조임을 시사한다. 그러나 장기적으로는 수소 가격 변동성에 대응할 수 있는 계약 구조가 사업 안정성 확보에 중요함을 알 수 있다.
CAPEX와 OPEX는 비용 측면에서 혼합 모델의 경제성에 큰 영향을 미치는 변수로 나타났다. CAPEX가 30% 증가할 경우 IRR은 6.27%로 감소하였고, 30% 감소할 경우에는 17.09%까지 상승하였다. 이는 투자비 변동이 IRR에 미치는 영향이 매우 크다는 것을 의미하며, 민감도 분석결과는 모든 변수 중 가장 큰 변동 폭을 보였다. OPEX 역시 유사한 경향을 보였으나, CAPEX에 비해서는 영향도가 다소 낮게 나타났다. OPEX가 30% 증가할 경우 IRR은 5.32%까지 하락하였고, 30% 감소할 경우에는 14.88%까지 상승하였다. 이는 혼합 모델이 수소화 설비 및 연료전지 설비의 에너지 소비, 유지보수 비용에 상당히 민감함을 의미한다.
이러한 결과는 EPC 비용 절감, 국산화 설비 도입, 공공 인프라 연계 활용 등을 통한 초기 투자비 저감 전략이 혼합 모델의 경제성 확보에 핵심적인 요소임을 시사한다. 또한 운영비 절감을 위한 공정 효율 개선과 전력요금 구조 최적화 역시 중요한 과제로 남는다.
전력 판매 수익과 직결되는 SMP와 REC 가격의 민감도는 수소 판매 단가 및 비용 변수에 비해 상대적으로 완만한 것으로 나타났다. SMP가 30% 감소할 경우 IRR은 8.44%로 하락하였고, 30% 증가할 경우 12.28%로 상승하였다. REC 가격의 경우, IRR은 8.85%에서 11.91% 범위로 변동하였다. 이러한 결과는 혼합 모델에서 연료전지 발전 수익이 전체 수익 구조의 일부를 차지하되, 수소 판매 수익과 비용 구조가 보다 지배적인 역할을 수행하고 있음을 의미한다. 즉, SMP 및 REC 가격 변동에 대한 노출 위험은 단일 연료전지 모델 대비 완화되어 있으며, 혼합 모델이 전력시장 및 신재생에너지 정책 변화에 대해 상대적으로 높은 완충 효과를 가지는 것으로 해석된다.
5. 결 론
본 연구는 하수처리장에서 발생하는 바이오가스 및 슬러지를 활용한 수소 생산 시스템을 제안하고, 활용 방식에 따른 세 가지 비즈니스 모델의 경제적 타당성을 비교 분석하였다. 경제적 타당성 분석 결과는 첫째, 수소 활용 방식에 따른 경제성 평가 결과, 수소 전량 판매 모델이 가장 우수한 수익성을 확보하는 것으로 분석되었다. LCOH 4,560 원/kg을 기준으로 분석한 결과, IRR 16.07%, B/C 1.39로 도출되어 하수처리장이 수소 공급 거점으로서 높은 경제적 잠재력을 보유하고 있음을 입증하였다. 둘째, 연료전지 활용 모델은 IRR 6.19%, B/C 1.06으로 최소한의 사업 타당성은 확보하였으나, CAPEX 및 LTSA에 따른 운영비 부담으로 인해 타 모델 대비 수익성이 제한적이었다. 셋째, 연료전지-수소 판매 혼합 모델은 연료전지 가동 비중이 증가할수록 수익성 지표가 다소 하락(IRR 10.85% → 9.97%)하는 경향을 보였으나, 모든 시나리오에서 B/C 1.0 이상을 상회하여 공공 사업으로서 충분한 경제적 안정성을 갖추고 있음을 확인하였다.
민감도 분석 결과, 수익성에 가장 지배적인 영향을 미치는 요인은 CAPEX였으며, 수소 판매 단가가 그 뒤를 이었다. 특히 모든 변수가 ± 30% 범위 내에서 변동하더라도 IRR이 기준 할인율을 상회한다는 점은, 본 연구에서 제안한 하수처리장 연계 모델이 외부 경제 환경 변화에 대응할 수 있는 충분한 경제적 회복력을 확보하고 있음을 시사한다.
단기적인 경제적 성과 측면에서는 수소 판매 중심 모델이 유리하지만, 국가적 에너지 안보와 탄소중립 실현 측면에서는 혼합 모델(Hybrid Model)의 전략적 가치에 주목해야 한다. AI 데이터 센터 및 첨단 로봇 산업 확산에 따른 전력 수요 폭증에 대응하기 위해, 수요처 인근에서 에너지를 자급자족할 수 있는 연료전지 기반 분산형 전원 구축은 필수적이며 혼합 모델은 도심 내 핵심 부하에 대한 안정적 전력 공급과 수소 모빌리티용 연료 공급을 동시에 충족할 수 있는 유연한 에너지 거점 모델이다. 또한, 향후 기술 향상에 따른 연료전지 시스템의 비용 하락이 이루어질 경우, 혼합 모델은 경제성과 공익성을 동시에 달성할 수 있는 가장 지속 가능한 대안이 될 것이다.
Acknowledgments
본 연구는 대한민국 산업통상부와 한국에너지기술평가원의 지원(RS2022-KP002716, 중견기업 업종별 에너지 효율화기반 탄소자원화 특화 인력 양성) 및 환경부와 한국환경산업기술원의 지원(DX기반 탄소공급망 환경 전문인력 양성)을 받아 수행되었음.
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