[월간수소경제 성재경 기자] 새해를 맞아 ‘2023 K-Hydrogen Trend’라는 주제로 커버스토리를 기획했다. 앞서 첫 번째 기획이 수소 정책과 제도, 수소발전 입찰 시장에 대한 내용을 담고 있다면, 두 번째 기획은 ‘2023년 수소 트렌드’를 담고 있다.

 

<월간수소경제>는 기획회의를 거쳐 사전에 대중의 관심이 큰 4개의 키워드를 선정했다. 

 

여기에는 #CCUS #그린수소 #액화수소 #원전수소가 포함된다.

 

업계에 오랫동안 몸담은 관계자와 전문가에게 단 하나의 ‘원픽’ 질문을 던지고 여기에 대한 답변을 받았다.

올해 수소산업이 어떤 방향으로 흘러갈지 예측해보는 시간이 되었으면 한다.

 

 

#CCUS

• 현재 가장 저렴하게 수소를 생산할 수 있는 그레이수소에 대한 비판이 일면서 CCUS(탄소 포집·활용·저장) 기술을 적용한 블루수소에 대한 관심이 높다. CCUS는 대량의 온실가스 발생원에서 CO2를 선택적으로 포집해서 액화, 수송, 지중저장하거나 포집된 CO2를 일부 전환해서 활용하는 기술로 탄소중립 목표 달성에 꼭 필요하다. 국내 대표 탄소포집 기술인 키어솔(KIERSOL)을 개발해 상용화에 성공한 한국에너지기술연구원 윤여일 책임연구원이 CCUS 기술의 동향을 짚어준다.

 

블루수소 생산 위한 필수 기술,  CCUS에 주목해야

 

 

국제에너지기구(IEA)가 2021년 발표한 ‘Net Zero By 2050’ 보고서에는 2050 탄소중립 목표 달성을 위한 CCUS 기술의 기여도를 18%로 기재했다. 2021년 10월 한국 정부에서도 2050 탄소중립 목표를 달성하기 위하여 2018년 배출량인 6억8,630만 톤의 온실가스를 감축하겠다는 목표를 설정한 바 있다.

 

탄소중립 목표 달성안 중 모든 화력발전소의 전면 가동 중단인 ‘A안’과 LNG 가스발전을 일부 활용하는 ‘B안’을 보면, CCUS 기술로 매년 줄여야 하는 탄소양은 5,510만 톤과 8,460만 톤으로 나온다.

 

2050년까지 신재생에너지와 연계한 전기·수소 에너지로 패러다임이 바뀐다 하더라도, 건설용 시멘트와 우리가 일상에서 사용하는 LNG 인프라는 단시간에 대체할 수 없어 불가피하게 CO2가 발생하며, 이를 감축하려면 CCUS 기술을 활용할 수밖에 없는 실정이다. 특히 현실적으로 선택 가능성이 높은 B안의 경우 CCUS 기술로 감축해야 할 8,460만 톤 외에도 수소생산 시 배출되는 900만 톤도 ‘블루수소’화 해서 추가로 줄여야 한다.

 

CCUS 기술은 1990년 중반부터 지구온난화 이슈로 인해 세계적으로 개발되기 시작했으며 CO2 포집, 액화, 수송, 저장, 직접이용, 간접전환이용, 무포집 광물화 등 다양한 기술이 연계된 종합기술로써 현재 포집·액화·수송·저장 방법은 상용화된 상태이다.

 

먼저 포집 부문을 살펴보면 화력발전, 제철, 시멘트, 석유화학을 중심으로 대량 포집이 가능한 연소 후 습식 포집기술 위주로 상용화되었다. 포집원은 주로 천연가스 시추 시설, 촉매 개질공정, 석탄화력발전소 후단이다. CO2 저장처가 충분한 국가는 포집한 CO2를 초임계 유체로 만들어 배관을 통해 이송하고 있고, 저장처가 포집원에서 먼 경우 선박으로 수송하고 있다.

 

CO2는 에너지 준위가 매우 낮은 기체이므로 합성가스(수소, 일산화탄소의 혼합물), 메탄올, 개미산 등으로 제조하기 위해서는 메탄, 수소, 800℃ 이상의 고온, 촉매 반응기 기술이 필요하므로 전환공정에 공급할 에너지가 매우 저렴해야 경쟁력이 있다. 따라서 재생에너지가 경제성을 확보하거나 탄소 라이프 사이클 분석(LCA)을 통해 감축 인정을 받고 배출권 가격이 감축기술과 비교해서 경쟁력이 있을 때 상용화가 가능하다.

 

2022년 8월 기준 유럽의 탄소배출권 가격은 톤당 88.14유로(118,300원), 미국은 30.05달러(39,300원), 한국은 20.83달러(27,200원)이다. ‘Global Status of CCS’ 보고서에 따르면 현재 총 39개의 실증 사이트가 세계적으로 운전이 되고 있으며, 가장 대용량으로 운전 중인 사이트는 미국의 ‘페트로 노바(Petro Nova)’ 프로젝트로 하루에 6,800톤의 CO2를 습식 포집하여 감축하고 있다. 운전 중인 블루수소 생산시설은 미국 에어프로덕츠(2013년, 100만tCO2/년), 캐나다 ACTL(2020년, 150만tCO2/년)이 있다.

 

한국은 1990년 중반부터 정부 지원 하에 CCUS 기술개발을 시작했으며, 현재 KIERSOL(에너지연), KOSOL(한전), PS 분리막(에어레인) 기술이 포집기술로 상용화가 완성된 상태이다. KIERSOL 기술은 현대건설, SK머티리얼즈, SCT 엔지니어링이 EPC(설계·조달·시공)를 담당하고 있고, KOSOL 기술은 DL E&C가, 분리막은 롯데케미칼이 EPC를 수행하고 있다.

 

2023년에 하루 100~400tCO2 규모의 포집 플랜트가 국내 소각장, 민간 발전시설에 5군데 정도 건설될 예정으로 한국도 CCS 기술 상용화 초입 단계라 볼 수 있다. 다만 포집한 CO2를 저장할 수 있는 공간은 매우 부족한 상황이다. 해저 지층에 저장 가능한 잠재 용량이 서해(4억 톤), 남해(2억 톤), 동해(1억 톤) 정도라 해외 저장소 확보가 필요하다.

 

한국에서 CCUS 기술이 본격적인 상용화 궤도에 오르면 주요 CO2 포집원은 포틀랜드 시멘트,  블루수소, 납사크래커 시설이 될 것으로 예측된다. 유럽에서는 1kg의 수소를 생산하기 위해 10.92kg의 CO2(채굴 2.18kg CO2+촉매개질 8.74kg CO2)가 발생하고 이중 60%를 CCS 기술로 처리할 경우 블루수소로 정의하고 있다. 2023년부터 KIERSOL과 분리막 기술을 이용해 연간 3만 톤의 CO2가 감축되는 블루수소 시설이 평택에 건설될 예정이며, 유사 시설이 점차 확산될 것으로 예상한다.

 

2050년 안에 재생에너지 상용화와 더불어 잉여 재생에너지를 이용한 CO2 전환기술도 상용화 단계에 이를 것으로 전망한다. 재생에너지, 그린수소, CCUS 기술이 세계적으로 탄소중립 목표 달성을 이끄는 ‘핵심 트로이카’ 기술로 전면에 나설 가능성이 높다.

 

 

#그린수소

• 재생에너지와 연계한 그린수소 생산은 탄소중립을 위한 궁극의 기술에 든다. 다만 국내 재생에너지 기반이 약하고, 메가와트급 수전해 기술 확보에 어려움을 겪는 등 한계도 분명하다. 한국에너지기술평가원 박진남 청정수소PD가 국내 그린수소 기술의 한계와 가능성을 짚어준다.

 

수전해 시스템 양산 기술 확보 절실, 그린수소 생산단가 고민할 때

 

 

그린수소는 재생에너지 전력을 이용한 수전해로 생산한 청정수소다. 재생에너지원으로는 태양광과 풍력이 주로 거론되고 있으나 수력이나 지열과 같은 다른 재생에너지원도 사용할 수 있다.

 

특히 전력의 안정적인 공급 측면에서는 수력이나 지열이 더 유리하나, 에너지원 확보에 한계가 있어 주로 태양광과 풍력이 대상이 된다.

 

그린수소는 현재 생산단가가 비싸서 본격적으로 상용화하기에는 어려움이 많다. 그 원인으로는 고가의 수전해 시스템 가격에 따른 높은 초기 투자비와 전력망 전기 대비 고가인 재생에너지 전기의 가격에 따른 높은 운전비용이 있으며, 그 외에도 재생에너지의 특징인 간헐적인 전력 공급에 따른 수전해 시스템의 가동률 저하 등이 있다. 대용량의 에너지저장시스템(ESS)을 함께 구축한다면 재생에너지의 간헐성을 해소할 수 있으나 초기 투자비 부담을 가중시켜 경제성 측면에서는 바람직하지 않다.

 

국내는 제주의 상명풍력발전소와 연계한 500kW급 그린수소 생산 실증을 시작으로 현재까지 다수의 그린수소 생산 실증 과제가 추진되었거나 진행 중이다. 2022년에는 에너지기술평가원의 신재생에너지핵심기술개발 사업 과제로 제주도에 12.5MW 그린수소 생산 실증이 시작됐으며, 이를 통해 그린수소 생산의 경제성을 평가하고 그린수소 생산을 활성화하기 위한 정책적인 지원방안을 도출하고자 한다.

 

그린수소의 생산을 위해서는 수전해 기술이 필수적이다. 상용화된 기술로는 알칼라인 수전해(AEC)와 고분자전해질 수전해(PEM)가 있으며, 현재 초기 시장을 형성하고 있는 차세대 기술로는 음이온교환막 수전해(AEM)와 고온 수전해(SOEC)가 있다. 국내는 네 가지 수전해 기술 모두 기업과 연구기관에서 활발하게 연구 개발이 진행 중이며, 이중 알칼라인·고분자전해질 수전해는 1MW급 수전해 시스템을 개발하여 실증한 바 있다.

 

해외 사례를 보면 알칼라인 수전해 기업은 아사히카세이(Asahi Kasei), 티센크루프(Thyssenkrupp), 넬(Nel) 등이 있으며, 고분자전해질 수전해 기업은 플러그파워(Plug Power), 지멘스에너지(Siemens Energy) 등이 있다. 해외 기업은 현재 연간 수백 메가와트(MW) 규모의 양산 능력을 보유하고 있으며, 시장 확대에 대비하여 기가와트(GW) 규모로 양산 능력을 확대하고 있다.

 

국내는 안타깝게도 아직 실증용 수전해 시스템을 제작하는 수준으로, 양산 능력을 보유한 수전해 기업은 보이지 않는다. 수전해 시스템의 규모에서도 차이가 있는데, 알칼라인 수전해의 경우 아사히카세이나 티센크루프는 이미 5MW급 이상의 대면적 단일스택을 기반으로 10MW급 이상의 수전해 시스템을 양산하고 있으나, 국내에서 개발한 1MW 스택은 상대적으로 크기가 작아 스택 용량을 키우는 데 한계가 있고 대용량 수전해 시스템 제작에 어려움이 있다.

 

따라서 국내 기업들이 대면적 스택 기술을 적용한 적절한 규모의 스택 모듈 기술을 개발하고, 이를 기반으로 MW급 수전해 시스템 양산 능력을 갖춰야 한다는 숙제를 안고 있다. 또 이와 관련된 전력변환장치, 스택의 핵심 부품과 소재, 관련된 BOP(주변장치) 기술 등 전반적인 산업이 동반 육성돼야 한다.

 

그린수소 생산에서는 수소의 생산단가를 낮추는 것이 중요하다. 국내 재생에너지 자원과 비교하면 호주, 북아프리카, 유럽, 미국, 칠레와 같은 국가는 태양광이나 풍력 자원이 우수하다. IEA 보고서(The Future of Hydrogen, 2020)에 따르면 호주나 미국의 그린수소 생산단가는 kg당 2~4달러이며, 일본의 그린수소 생산단가는 kg당 4~6달러로 추정된다. 즉 일본의 그린수소 생산단가는 호주보다 kg당 2달러 정도가 비싸며, 일본과 재생에너지 여건이 비슷한 우리나라도 같은 수준으로 볼 수 있다.

 

친환경적이고 자원을 소모하지 않는 재생에너지에 기반한 국내 그린수소 생산을 어느 정도 확대할 필요는 있지만, 국내 자원과 기술력을 고려한다면 현실적으로 그린수소뿐 아니라 원전을 활용한 핑크수소 생산에도 많은 관심을 기울일 필요가 있다. 수전해 수소생산 측면에서 보면, 간헐성을 피해갈 수 없는 재생에너지보다는 안정적인 전력을 저가로 공급받을 수 있는 원전이 더 효율적이고 기술 대응에도 유리하기  때문이다.

 

 

#액화수소

• 정부는 2023년을 ‘액화수소 시대 원년’으로 삼고 있다. 실제로 SK E&S, 효성중공업, 하이창원(두산에너빌리티 참여) 등이 액화수소 플랜트를 건설 중이다. 다만 액화수소가 시장에 안착하려면 대용량의 수소 수요처가 필요하고, 액체수소의 생산·저장·운송을 위한 기반시설을 갖춰야 한다. 액화수소 시대 개막을 앞두고 효성중공업 손순근 상무에게 올해 전망과 현실적인 문제 등을 들어본다.

 

액화수소 생산 원년, 액체수소충전소에 우선 공급

 

 

올해는 국내에서 최초로 액화수소가 생산될 전망이다. 또 이를 수소모빌리티 시장에 공급하기 위한 액체수소충전소 구축의 원년이 될 전망이다. 세계적으로 미국, 유럽, 일본에서는 액화수소 생산공장과 충전소가 확대되고 있으며, 수소차에 액체수소를 그대로 공급하는 L2L(Liquid to Liquid) 방식도 개발되고 있다.

 

사업 초기 국내에는 액화수소 관련 기준이 없어 그동안 실증특례를 통해 일을 진행해왔다고 볼 수 있다. 액화수소 생산·운영 및 충전소 구축·운영을 위한 실증규제특례가 2021년 9월에 승인됐고, 이를 실제로 진행할 수 있도록 추가 안전 규정이 수립되었으며, 사업자들은 이를 근거로 설비 발주를 진행했다. 이후 운영에 관한 자체 안전 규정을 수립해 액화수소 생산공장과 충전소를 건설 중에 있다.  

 

액화수소 관련 사업은 국내 기업들도 처음 도전하는 분야이다. 수소는 영하 253℃의 극저온에서 액체가 된다. 이러한 특성을 가진 액화수소의 생산, 저장, 운송, 충전 등 전 과정에 필요한 핵심 기술의 난이도가 높다 보니 해외 선진기업에서 기술과 설비를 도입하는 형태로 초기 사업을 추진하고 있다. 효성중공업의 경우 세계 산업용 가스 1위 업체인 린데그룹과 합작하여 액화수소 사업을 전개하고 있다.

 

기체수소를 고압으로 압축해서 충전하는 수소충전소만 해도 사업 초기에는 외국산 설비를 도입했고, 이후 기술력 확보를 통해 국산화가 진행되어온 면이 있다. 액화수소 설비도 이러한 과정을 거쳐 국산화율을 높여가는 방식이 적용될 전망이다. 현재 국내 3사가 액화수소 생산공장을 건설하고 있으며 올해 생산에 들어가더라도 본격적인 운영은 2024년 이후가 될 것으로 보인다.

 

액체수소는 여러 가지 장점이 있다. 적재용량 3톤의 트레일러로 대량 운송이 가능해 운송효율이 높고, 충전 설비의 부지 면적이 축소되며, 전기 소비량이 낮다. 충전소에는 4톤급 대용량 액화수소 저장탱크를 갖춰 수소를 안정적으로 공급할 수 있다는 이점이 있다. 시간당 200kg의 대용량 충전설비를 구축할 경우 시간당 12대의 수소시내버스를 충전할 수 있어 차고지를 중심으로 한 수소버스 보급에 크게 기여할 수 있다.

 

다만 액화수소 생태계 확장을 위해서는 수요 측면에서 모빌리티 시장의 확대가 꼭 필요하다. 정부가 상용차(버스·트럭) 중심의 수소전기차 보급 확대를 위해 다양한 지원책을 내면서 마중물 역할을 하고 있다. 차량 제작사 또한 상용차 라인업 확대, 수소전기차 품질 개선에 힘쓰고 있고, 수소상용차 외에도 기차나 트램, 지게차 등 애플리케이션 확대를 위한 시도가 지속되고 있다.

 

그럼에도 단기적으로는 액체수소충전소 사업의 시장성 확보에는 어려움이 있을 것으로 보인다. 이러한 사업 초기의 어려움을 극복하기 위해서는 수소 전주기 분야와 관련된 기관, 업체의 협력이 필요하다. 수소판매 가격의 현실화, 셀프충전 허용 등 운영비 절감 노력도 뒤따라야 한다. 이런 노력들이 더해져야 액화수소 생태계가 제자리를 잡을 수 있다.

 

 

#원전수소

• 새 정부가 출범하면서 원전에 대한 관심이 커졌다. 원전은 저가로 안정적인 전력공급이 가능해 수전해 설비와 연계한 수소생산의 효율이 높다. 국내 기업들도 미국의 소형모듈원전(SMR) 개발에 적극 참여하고 있으며, 경북 울진의 경우 ‘원자력수소 국가산단’ 유치에 힘을 쏟고 있다. 한국원자력연구원 김찬수 실장이 원전수소의 현황과 더불어 그 가능성을 짚어준다.

 

에너지 안보와 경제, 두 마리 토끼 잡는 원자력수소

 

 

전통적으로 수소는 재생에너지의 간헐성 보완을 위한 에너지 저장원으로 태양광이나 풍력 개발을 가속화하기 위해 개발됐다. 탄소중립사회에서 수소는 화석연료를 대체하는 에너지원, 수소환원제철을 포함한 다양한 산업에 응용되어 수요가 폭발적으로 늘어날 가능성이 높다.

 

최근 주요 원자력 선진국은 단기적으로는 가동원전을 활용한 수전해 수소생산, 장기적으로는 고효율 수소생산과 공정열 공급에 유리한 고온 선진원자로와의 연계를 계획하고 있다.

 

특히 미국은 조만간 나인마일 포인트(Nine Mile Point) 발전소에서 원자력 전기를 활용한 MW급 PEM 수전해로 원전수소를 생산할 예정이고, 2024년까지 팔로 베르데(Palo Verde) 발전소에서 수십MW급 수전해 수소 생산·저장 통합시스템 운영이 실증될 계획이다. 고온수전해의 경우에는 2024년까지 아이다호국립연구소에서 실증이 완료된 150kW급 모듈을 엑셀에너지(Xcel Energy)가 운영하는 원전에 설치해 수소생산 적합성을 평가하게 된다.

 

또 일본과 러시아는 고온가스로 소형모듈원전(Small Modular Reactor, SMR)과 증기메탄개질을 연계한 수소생산 실증을 2030년대 초반까지 완료할 계획이다.

 

국내로 눈을 돌리면 한국원자력연구원이 2006년부터 2019년까지 원자력연구개발사업의 일환으로 초고온가스로(VHTR)를 활용한 원자력수소 핵심기술을 개발해왔으며, 2020년부터 ‘미래선진원자로 핵심요소기술 개발사업’을 통해 초고온시스템 핵심기술을 개발하고 있다.

 

특히 2021년부터 포항산업과학연구원과 공동으로 ‘초고온 연계 수소생산 요소기술 개발’ 과제를 통해 초고온시스템과 고온수전해 연계 기술을 개발하고 있다. 2024년에는 헬륨루프에서 생산한 700℃ 이상의 증기를 활용한 고온수전해 수소생산 시험이 완료될 계획이다. 한국원자력연구원이 3년 만에 개발한 중형헬륨루프의 경우 MW급 고온수전해 모듈 성능시험에 필요한 고온의 증기를 생산할 수 있는 핵심 실험장비에 든다.

 

한국수력원자력은 2022년 4월에 산업통상자원부로부터 ‘2022년도 제1차 에너지기술개발사업’ 중 ‘수출경쟁력 확보를 위한 대용량 청정수소 생산·저장 플랜트 설계 및 인허가 대비 기반 연구’ 용역을 발주 받았다. 앞으로 2년 동안 원자력수소 실증 타당성 조사와 기초연구, 원자력수소 생산·저장 플랜트 설계, 인허가에 대비한 안전성 분석 등이 수행되고 있다.

 

2024년에는 약 300억 원 규모의 비예타 신규 사업의 기획을 제안하고, 2027년부터는 국내 가동원전 중 한 곳을 선정해 원자력 연계 대용량 수소 생산·저장 플랜트 실증에 나설 계획이다.

 

이 계획이 실행될 경우 경북 울진이 실증지로 유력해 보인다. 2024년도 착공을 목표로 추진 중인 신한울 3, 4호기를 포함하면 울진은 향후 원전 10기를 보유한 세계 최대 규모의 원전 집적지가 된다. 현재 원자력수소 국가산단 유치에 적극적인 만큼 가능성이 높다.

 

원전수소는 재생에너지 자원이 제한적인 우리나라에서 ‘에너지 안보’와 ‘경제’라는 두 마리 토끼를 잡는 해결책이 될 수 있다. 원전수소 생산이 가능해지려면 우선 정책적으로 수소법뿐만 아니라 전기사업법과 전력시장운용규칙 등 다양한 법령이 개정돼야 한다. 인허가 측면에서도 원자력은 발전과 연구 목적으로만 정의가 되어 있어 규제 선진화가 요구된다.

 

원전수소가 시장에 안착하려면 업계와 기관의 협조가 필요하다. 원자력계는 고온 선진원자로 개발뿐만 아니라 수전해 대용량화 및 사업화에도 적극 협력할 필요가 있다. 인허가 측면에서는 2027년 실증플랜트 인허가에 대비해서 한국원자력안전기술원과 한국가스안전공사는 융합연구를 선제적으로 추진할 필요가 있다.

 

수소업계도 국내 수소사업 활성화를 위해 재생에너지만을 강조하는 그린수소보다는 이산화탄소가 배출되지 않는 청정수소에 힘을 실어줘야 한다.

 

미국은 원전수소를 핑크수소로 분류하고 있고, 영국과 프랑스는 원전수소를 그린수소에 넣고 있다. 국내 수소경제 활성화를 위해서는 수소의 색깔에 연연하기보다는 탄소 배출 없이 수소를 저렴하게 생산하는 것이 더 중요하다. 이런 실질적인 고민을 공유하면서 원전수소가 청정수소의 한 부분으로 인정받는 한 해가 될 것으로 본다.