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⁾.

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.

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.

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⁾.

Fig. 3. 
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).

Fig. 4. 
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.