2021.03.05 (금)

  • 맑음강릉 6.7℃
  • 맑음서울 6.7℃
  • 맑음인천 7.0℃
  • 맑음원주 4.8℃
  • 흐림울릉도 9.1℃
  • 맑음수원 5.2℃
  • 맑음대전 5.2℃
  • 구름많음대구 5.7℃
  • 맑음전주 5.6℃
  • 흐림울산 8.4℃
  • 창원 7.0℃
  • 흐림광주 6.9℃
  • 부산 9.8℃
  • 흐림목포 8.4℃
  • 제주 11.1℃
  • 맑음양평 3.6℃
  • 흐림보은 3.7℃
  • 맑음천안 2.9℃
  • 흐림김해시 7.6℃
  • 흐림경주시 7.5℃
기상청 제공

수소 생산비용 절감을 위한 정책적 지원 필요

수소 상품 보급 확대하려면 수소 소매가격 인하 필요
수소생산용 천연가스에 부과되는 개별소비세 인하 제안
수전해용 전기요금제 및 플러스 DR 보상제 도입 검토해야
수전해 전용 재생에너지 FIT 제도 도입도 제안

URL복사

본 기고문은 에너지경제연구원 2020년 기본연구보고서 ‘시장주도형 수소경제 조기 정착을 위한 전략 연구(1/3)’ 내용 중 일부를 수정, 편집하여 작성했다.


[월간수소경제 김재경 객원기자] 정부가 지난 2019년 1월 발표한 ‘수소경제 활성화 로드맵’은 ‘수소전기차 및 연료전지 세계시장 점유율 1위 달성’을 목표로 수소전기차와 발전용・자가용 수소연료전지 등 수소 활용부문에서의 시장창출과 육성에 우선적인 중점을 두고 있다. 이를 위해서는 자연스럽게 수소차나 발전용・자가용 수소연료전지 등 수소 활용 상품의 보급 확대가 필수적이다. 


그리고 수소 활용 상품이 소비자들에게 수용되기 위해 적어도 대체 관계에 있는 상품들의 연료비용보다는 충분히 낮은 수준이 되도록 수소 가격, 특히 수소 소매가격의 인하가 반드시 요구된다. 수소 소매가격 인하를 위해서는 수소 공급가격 인하가 필수적이며, 수소 공급가격 인하를 위해서는 이를 구성하는 수소 생산비용과 이송비용 모두를 낮추는 전략이 요구된다. 

 

수소 생산비용 전망

본고는 국내 대표적인 수소생산 방식인 천연가스 추출방식과 수전해 방식에 대한 수소 생산비용을 전망했다. 이때 수소 생산비용은 보통 전기 생산원가 산정에 활용되는 균등화 발전원가(Levelized Cost of Electricity: LCOE)와 유사하게 자본비 및 운영유지비를 합한 총비용을 균등한 값, 즉 균등 총비용에 균등 총 수소 생산량을 나누어 계산하는 균등화 수소 원가(Levelized Cost of Hydrogen: LCOH) 개념을 활용했다.


우선 국내 천연가스 추출방식의 전국 평균 균등화 수소 원가는 추출시설의 규모에 따른 차이로 인해 2020년에는 1,841~4,409원/kg인 것으로 나타났다. 반면 수송용 도시가스 요금 상승에 힘입어 2030년에는 2,132~4,723원/kg, 2040년에는 2,210~4,807원/kg으로 소폭 상승할 것으로 전망되었다. 



분산형에서 거점형 그리고 집중형으로 시설 규모가 증가할수록 균등화 수소 원가가 낮아짐을 확인할 수 있다. 이중 대규모의 천연가스 추출설비에서 수소를 생산해 수소 수요지까지 별도의 수송 방법을 적용해 공급하는 방식인 집중형 방식(40,000Nm³/h급)의 경우 2020년에는 1,841원/kg, 2030년 2,132원/kg, 2040년에는 2,210원/kg으로 2040년까지 2,000원대 초반을 유지하며, 본고의 균등화 수소 원가 산정결과의 하한을 형성했다. 


그러나 대량생산으로 인한 낮은 수소생산 원가에도 불구하고 해당 방식은 수소 수요지까지의 이송이 수반되는 관계로 수소 공급비용을 가늠하기 위해서는 이송비용까지 고려되어야 한다. 반면 일반적으로 소규모의 천연가스 추출설비가 수소충전소와 동일한 위치에 구축되는 분산형 방식(300Nm³/h급)의 경우 2020년에는 4,409원/kg, 2030년 4,723원/kg, 2040년에는 4,807원/kg으로 2040년까지 4,000원대 후반을 유지하며, 본고의 균등화 수소 원가 산정결과의 상한을 형성했다. 


그러나 소량생산으로 인한 높은 수소생산 원가에도 불구하고 해당 방식은 수소 수요지까지의 이송이 수반되지 않는 관계로 이송비용을 고려하지 않아도 된다. 


이와 같은 분산형과 집중형 방식의 특성으로 인해 두 방식의 수소 원가의 차이는 이송비용 수준에 따라 분산형과 집중형 양 방식의 경제적 타당성을 결정짓는 기준으로도 활용할 수 있다. 현재 양 방식의 수소 원가의 차이는 2020년 2,568원/kg, 2030년 2,591원/kg, 2040년 2,597원/kg이다.


만일 대량생산이 가능한 집중형 천연가스 추출공장으로부터 대규모 수요지까지 이송하는 데 드는 비용이 각각 2020년 2,568원/kg, 2030년 2,591원/kg, 2040년 2,597원/kg을 초과한다면 분산형 방식이 상대적 우위를, 반대로 미만인 경우라면 집중형 방식이 상대적 우위를 점하게 된다. 


한편 현 수준의 수전해 원가로 해석될 수 있는 계통전력을 활용하는 1MW급 알칼라인 수전해 균등화 수소 원가는 계통한계가격(SMP) 추이에 영향을 받아 SMP가 인하되는 기간 동안 균등화 수소 원가가 2020년 6,636원/kg에서 2030년에는 6,071원/kg으로 인하되지만, 이후 SMP가 상승함에 따라 2040년에는 6,689원/kg에 도달할 것으로 전망되었다. 


유사하게 고분자 전해질 수전해의 경우도 2020년 7,921원/kg에서 2030년에는 6,331원/kg으로 인하되었다가 이후 인상되어 2040년 6,960원/kg에 도달할 것으로 전망되었다. 


결국 알칼라인 수전해이든 고분자 전해질 수전해이든 2040년까지 계통전력을 그대로 활용한다면 천연가스 추출방식의 생산원가 수준으로 인하되기는 어렵다고 평가된다.   

 


물론 재생에너지 전기를 활용할 경우도 재생에너지 전기의 기회비용인 SMP+REC를 그대로 적용한다면 균등화 수소 원가는 2020년 1만1,895원/kg에서 2030년 1만42원/kg, 2040년 9,552원/kg으로 거의 만 원 대를 유지하게 된다. 대신 SMP+REC의 적용 비율 10% 정도, 다시 말해 90%를 할인할 경우에는 2020년 3,077원/kg으로 거점형 1,000Nm³/h급 천연가스 추출방식의 균등화 수소 원가에 근접할 수 있으며, 2030년에는 2,810원/kg, 2040년 2,761원/kg으로 천연가스 추출방식보다 저렴해진다. 


결국 재생에너지 전기를 활용하되 90% 이상 전기요금을 할인받을 수 있다면 2030년경에는 거점형 천연가스 추출방식과도 경쟁이 가능해진다.    



대신 아직 기술개발이 필요하지만 상대적으로 대규모 수소생산으로 인해 규모의 경제 효과를 기대할 수 있는 100MW급 알칼라인 수전해와 고분자 전해질 수전해의 균등화 수소 원가를 산정한 결과 100MW급 알칼라인 수전해 설비가 계통전력(SMP 적용)을 활용해 수소를 생산할 경우 균등화 수소 원가는 2030년 5,460원/kg, 2040년 5,419원/kg으로 나타났다. 고분자 전해질 수전해의 경우에는 2030년 5,868원/kg, 2040년 5,554원/kg으로, 대략 수소 1kg당 5,000원대를 기대할 수 있을 것으로 전망되었다. 


또한 규모의 경제로 인해 재생에너지 전기를 활용하되 재생에너지 전기의 기회비용인 SMP+REC를 할인받을 수 있다면 알칼라인 수전해의 경우 할인율이 70%(즉, 적용비율 30%)인 경우 2030년 3,928원/kg, 2040년 3,177원/kg으로, 거점형 1,000Nm³/h급 천연가스 추출방식의 균등화 수소 원가보다 저렴해진다. 반면 고분자 전해질 수전해는 같은 조건에서 2040년 3,142원/kg으로 천연가스 추출방식보다 저렴해진다. 


그래서 재생에너지 연계 수전해 수소가 천연가스 추출수소 대비 경쟁력을 갖추기 위해서는 기술개발을 통해 수전해 설비용량을 확대해 규모의 경제를 달성하는 것과 함께 재생에너지 전기요금을 70% 이상 할인해 주어야 함을 알 수 있다.


이상의 국내 수소 생산원가 전망 결과를 통해 천연가스 추출방식이나 수전해 방식 모두 수소 생산비용을 절감할 수 있는 여지가 있음을 알 수 있으며, 그만큼 절감을 위한 정책적 지원을 필요로 한다. 

 

수소 생산비용 절감 정책방안 제언

본고는 수소 생산비용 절감을 위해 다음과 같은 정책방안들을 제언하고자 한다.


우선 수소경제 활성화라는 정부의 정책목표 달성 차원에서 수소생산용 천연가스(또는 도시가스)에 부과되는 제세 공과금, 특히 개별소비세에 대한 한시적 인하를 제안한다. 이 경우 ‘개별소비세법’ 제18조 제1항 개정을 통해 수소생산용 천연가스, 특히 수소차 충전용 수소생산에 투입되는 천연가스에 대해 조건부 면세 혜택을 줄 수 있다. 




현재 ‘개별소비세법’ 제18조 제1항 제13호에 따라 산업용과 집단에너지사업이나 석탄을 액화·가스화한 에너지를 사용해 생산한 전기를 공급하는 발전사업에 투입되는 유연탄의 경우 조건부 면세 혜택을 받고 있다는 사실을 참고할 경우 수소생산용 천연가스에 대한 조건부 면세 조치 도입도 가능할 것으로 생각한다. 


한편 수소경제 이행 추진의 환경적 측면에서의 정당성이 친환경 CO2-free 그린수소 공급 확대에 달려 있으며, 수소경제 활성화가 2050년 탄소중립 달성에 기여하기 위해서는 수소 생산과정에서 온실가스 배출을 줄이는 탈탄소화가 필수적이다. 사실 2019년 1월에 발표된 ‘수소경제 활성화 로드맵’은 수소경제 이행의 정당성을 경제적 가치뿐만 아니라 수소 활용을 통한 탈탄소화로 온실가스 감축과 미세먼지 저감 등 환경적 가치에도 두고 있다. 


수소경제 이행 추진의 환경적 측면에서의 정당성이 친환경 CO2-free 그린수소 공급 확대에 달려있다는 점에서 다양한 수소생산 방식 중 블루·청록수소(저탄소수소)와 함께 궁극적으로 그린수소(CO2-free 수소), 특히 재생에너지 연계 수전해 수소의 생산·공급 확대가 시급히 요구된다. 


현재 수전해 방식에서 계통전력을 활용하는 경우 특별한 전용요금이 없는 관계로 보통 ‘산업용(을)’ 요금을 적용받고 있다. 우선 수전해 수소 생산자 육성을 지원하는 차원에서 수전해용 전용 전기요금제 및 플러스 DR 보상제도 도입을 검토할 수 있다. 수전해용 계통전력 전기요금제를 신설하고, 기본요금 면제 및 전력량 요금 할인 등 현재 적용받고 있는 산업용 요금제보다 저렴한 요금을 적용할 수 있다. 출력제한 미활용 전력을 흡수한 경우 플러스 DR(Demand Response)에 참여하는 수전해 생산자에 대해서 보상함으로써 수익 확보를 지원할 수 있다. 




더욱이 계통전력이 아닌 태양광 발전 또는 풍력 발전 등 재생에너지 전력을 활용하는 재생에너지 연계 수전해 방식의 경우 적용할 수 있는 요금체계 자체가 마련되어 있지 않다.


특히 수전해 수소 생산사업자는 전력판매사업자(한국전력공사)의 중계로 재생에너지 발전사업자로부터 제3자 전력구매계약(Power Purchase Agreement: PPA)을 통해 재생에너지 전기를 구입해 수전해 설비에 투입해야 하며, 수전해 수소 생산자는 재생에너지 발전사업자에게 재생에너지 전기의 기회비용을 포함한 일정 정도 이상을 보상해주어야 한다. 보상 정도는 계약 당사자 간 합의를 통해 제3자 PPA에 포함시켜야 한다.


이에 본고는 수전해 수소생산사업자와 재생에너지 발전사업자 간 원활한 제3자 PPA를 위한 가격 협상을 지원해 재생에너지 연계 수전해 수소생산 확대를 추진하기 위해 정책 당국 차원에서 수전해 전용 재생에너지 전기요금의 ‘기준가격 공시제도’ 도입을 제안한다. 


적정한 수준의 수전해 전용 재생에너지 전기요금의 기준가격을 설정하기 위해 정부, 전담기관, 학계 및 관련 업계 등으로 구성된 ‘가격결정위원회’를 구성하고, 참여자의 합의를 통해 도출된 재생에너지 전기요금을 기준가격으로 설정해 공시하는 방식으로 운영될 수 있다. 


이를 위해서는 해당 제도가 법적 근거를 지닐 수 있도록 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률’에 해당 제도를 추가하는 방안 등을 검토할 수 있다. 나아가 수전해 전용 재생에너지 전기요금 기준가격과 실제 가격과의 차액을 보상해주는 수전해 전용 재생에너지 FIT 제도도 제안한다.





배너

배너

배너

배너

배너


배너

배너




배너
배너