* 이 기사는 IEA의 ‘글로벌 수소 리뷰 2021’ 보고서에서 실린 수전해, CCUS 분야의 기술 현황, 경제성 분석 자료를 기반으로 하고 있음을 밝혀둔다.
[월간수소경제 성재경 기자] 수소생산에는 비용이 든다. 현재 화석연료로부터 수소를 생산하는 방식이 가장 저렴하다. 천연가스를 개질한 수소의 평균비용은 0.5~1.7달러/kg이며, 재생에너지를 이용할 경우 평균 3~8달러/kg로 훨씬 비싸다.
그러나 재생 가능한 전기와 전해조 가격이 모두 하락함에 따라 생산방식 간의 가격 차이는 빠르게 줄어들 것으로 예상된다. 또 CO2 배출에 따른 탄소세 등이 (그레이) 수소생산 비용을 증가시켜 격차는 더 줄어들 수 있다. 천연가스 개질로 수소생산 시 탄소포집(CCUS) 설비가 없으면 수소 1kg당 0.9달러의 비용이 상승하고, CCUS가 없는 석탄가스화 방식으로 수소를 생산할 경우에는 2달러를 추가로 부담하게 된다.
수전해를 통한 그린수소 생산에서는 전기 비용이 무엇보다 중요하다. 미국의 ‘수소 어스샷 이니셔티브’의 2030년 목표인 1달러/kg의 수소생산 비용은 설비투자비나 고정운영비 없이 20달러/MWh의 전기가격으로 환산된다. 따라서 이 목표 수소생산 비용에 도달하기 위해서는 추가 자본과 운영비를 감안해 전기가격이 20달러/MWh보다 충분히 낮아야 한다.
태양광 자원이 충분해 전해조를 운전하는 시간이 상대적으로 긴 지역은 충분한 경쟁력이 있다. 실제로 2019년과 2020년에 중동의 유틸리티 규모 태양광 발전 입찰에서는 14~17달러/MWh의 입찰가가 나왔다.
수전해 배치 빠르게 확대 중
수전해는 전기를 써서 물(H2O)을 수소(H2)와 산소(O2)로 분해하는 전기화학 과정이다. 지난해 이 공정은 수소생산의 약 0.03%를 차지했다. 설치된 290MW의 글로벌 전해조 용량 중 40% 이상이 유럽에 기반을 두고 있으며, 캐나다(9%)와 중국(8%)의 점유율이 다음으로 높다.
수전해 방식으로는 알칼라인, 양성자교환막(PEM), 고체산화물 전해전지(SOEC), 음이온 교환막(AEM) 등 네 가지 주요 기술이 존재한다. 2020년 알칼라인 전해조 설치 용량이 61%로 압도적이었고, PEM은 31%의 점유율을 보였다. 나머지는 지정되지 않은 전해조 기술과 SOEC(0.8MW 설치 용량)에 해당한다.
알칼라인 수전해는 1920년대부터 비료와 염소 산업에서 수소생산에 사용된 성숙한 상업 기술이다. 귀금속 재료가 필요하지 않아 다른 전해조 기술에 비해 상대적으로 설치비가 저렴하다. 그에 반해 PEM 수전해는 상대적으로 좁은 공간에 설치할 수 있어 도심이나 산업단지에 유리하다. 다만 전극 촉매(백금, 이리듐), 양극판(타이타늄), 멤브레인 재료가 비싸 전체 비용이 상승한다.
통상 PEM(1,750달러/kW)은 알칼라인 수전해(1,000~1,400달러/kW)보다 비용이 높다. 또 현재 PEM 시스템의 수명이 더 짧다. 2030년까지 전 세계에 설치되는 전해조 용량은 예정된 사업을 포함해 54GW까지 상승할 수 있다. 계획 초기단계에 있는 모든 프로젝트를 계산에 넣으면 91GW에 이를 수 있다. 지리적으로는 유럽(22GW 이상)과 호주(21GW)가 선두를 달리고 있으며, 중남미(5GW)와 중동(3GW)이 그 뒤를 잇는다.
수전해 프로젝트의 대부분은 전기 공급원으로 재생에너지를 활용하며, 수소생산에 원자력을 사용하는 12개 시범 프로젝트(총 250MW)가 캐나다, 중국, 러시아, 영국과 미국에서 추진되고 있다. 다만 지금까지 건설 중이거나 최종 투자가 결정된 사업은 4GW(7%)에 불과하며, 50GW는 여전히 타당성 조사나 개념설계 같은 개발 초기 단계에 머물러 있다.
글로벌 전해조 용량이 늘면서 개별 프로젝트의 규모도 커졌다. 2020년 평균인 0.6MW 안에는 세계 최대 규모의 알칼라인 전해조 공장(전기 그리드에 연결된 페루의 25MW 산업용 카치마요 공장)과 PEM 수전해 공장(수력 사용, 캐나다 퀘벡 베칸쿠흐의 20MW 에어리퀴드 공장)이 포함돼 있다.
또 건설 중이거나 계획 중인 약 80개 프로젝트의 용량은 100MW 이상이며, 11개 프로젝트는 1GW에 달한다. 호주의 ‘웨스턴 그린에너지 허브’만 해도 GW 규모로 진행된다. 2030년까지 평균 프로젝트 규모가 230MW로 증가함에 따라 전해조 설치비용은 낮아질 것으로 예상된다.
2020년 전기분해를 통한 그린수소 제조 용량은 연간 최대 3GW로 볼 수 있으며, 알칼라인이 85%, PEM이 15% 미만이었다. SOEC와 AEM은 소규모로 이뤄졌다. 그린수소 생산은 대부분 유럽(60%)과 중국(35%)에 집중됐다. 티센크룹, 넬, ITM, 맥피(McPhy), 커민스, 존 코커릴(John Cockerill) 같은 업체들이 수전해 기술에 주력하고 있으며, 발표된 프로젝트가 모두 실현될 경우 프로세스 자동화와 조달 개선으로 제조비용이 낮아지면서 제조 용량은 연간 최대 20GW에 이를 수 있다.
전해조 생산의 증가는 광물, 특히 니켈과 백금 계열 금속에 대한 수요에 영향을 미칠 전망이다. 알칼라인 수전해에는 귀금속이 필요하지 않지만, 현재 설계에는 800~1,000톤/MW의 니켈이 사용된다. 2030년까지 니켈 수요를 최대 72Mt(메가톤)까지 잡더라도 배터리 제조에 필요한 양보다는 훨씬 적다.
PEM 전해조의 촉매는 GW당 300kg의 백금과 700kg의 이리듐을 필요로 한다. 이에 따라 2030년 탄소중립 시나리오 상으로 PEM이 전해조 생산량을 모두 공급한다면 이리듐 수요는 현재 세계 생산량의 9배에 달하는 63kt(킬로톤)까지 치솟을 것으로 보인다. 그러나 전문가들은 이리듐과 백금의 수요가 향후 10년 안에 10배가량 감소할 것으로 예상한다. PEM 전해조 셀을 재활용하면 귀금속의 1차 수요를 크게 줄일 수 있으며, 이는 셀 설계의 핵심 요소가 되어야 한다.
한편 SOEC 생산에는 니켈(150~200톤/GW), 지르코늄(40톤/GW), 란타넘(20톤/GW), 이트륨(5톤 이하/GW)이 필요하다. 향후 10년 안에 더 나은 설계를 통해 니켈 함량이 10톤/GW 이하로 떨어질 수 있는 기술 잠재력이 있어 이러한 예상치는 각각 절반으로 줄어들 것으로 보고 있다. SOEC는 전기효율이 높기 때문에 이러한 광물 수요를 알칼라인, PEM 전해조와 직접 비교하기는 어렵다.
재생에너지와 연계한 수소생산 비용
전기 비용은 수소생산의 전체 평균비용에서 50~90%를 차지하는 가장 중요한 고려 사항이다. 송전망 전력의 경우 전기가격이 50~100달러/MWh일 때 수소생산 비용은 3~5달러/kg(전해질 용량 계수의 90%, 자본비용 500달러/kW)가 되는 경우가 많다.
가변 재생에너지 점유율이 증가함에 따라 그리드의 잉여전기로 수소를 생산해 저장한 후 나중에 쓸 수 있어 비용을 낮출 수 있다. 다만 유감스럽게도 연간 750시간 동안 무료로 잉여전기를 사용한다고 해도 수소생산 비용은 3달러/kg(자본비용 500달러/kW)로 유지된다. 따라서 그리드의 잉여전기로만 전해조를 구동하는 것은 수소를 생산하는 경제적인 방법이 아닐 수 있으며, 일부 수요처에 필요한 용량을 제공하지 못할 수 있다.
그러나 재생에너지 또는 원자력의 전용 전력생산과 수소생산을 함께 배치하면 종종 송전비용을 피하거나 최소화할 수 있다. 이런 이유로 재생 가능한 전기는 현재 건설 중이거나 계획 중인 수소 프로젝트의 주요 공급원이 되고 있다.
태양광 발전은 전력생산을 위한 가장 저렴한 에너지원 중 하나가 됐다. 중동처럼 자연 조건이 우수한 지역에서는 태양광 발전 비용이 20달러/MWh 이하일 수 있으며, 이는 수소생산 비용 3달러/kg(전해조 설비이용률 32%, 자본비용 1,000달러/kW 적용 시)에 해당한다.
탄소중립 시나리오에서 태양광 발전과 전해조 비용이 감소함에 따라 2030년에는 중동의 태양광 발전(17달러/MWh)으로 생산된 수소 비용이 1.50달러/kg(자본비용 320달러/kW) 아래로 떨어질 수 있다. 2050년에 태양광 발전 비용이 12달러/MWh면 수소 비용은 1달러/kg(자본비용 250달러/kW)까지 떨어져 태양광 발전으로 생산한 수소가 CCUS 없이도 천연가스와 가격 경쟁력을 갖추게 된다.
유럽의 몇몇 국가는 수소생산을 위한 전기 공급원으로 해상풍력 사업을 추진하고 있다. 연안에서 수소를 생산해 배관으로 이송하는 것은 다소 비싼 전기 케이블 사용에 대한 대안일 수 있다. 현재 계획된 시험사업이나 실증사업은 이 접근법을 연구하고 있다. 네덜란드 NorthH2 프로젝트는 2030년까지 해상 수전해 설비를 4GW까지 확장하며, 독일의 AquaVentus는 2035년까지 10GW를 목표로 하고 있다.
2020년 통계에 따르면 해상풍력 발전(60달러/MWh)은 상대적으로 전기가격이 비싸 수소생산 비용으로 4.5달러/kg(50% 용량계수)가 들었다. 해상 발전비용(30달러/MWh), 대형 터빈의 비용 감소로 용량 요인(57%)이 높아짐에 따라 북해의 수소생산 비용은 2030년까지 2달러/kg로 떨어지고, 2050년까지(전력비용 25달러/MWh 기준) 1.5달러/kg 이하로 떨어질 수 있다.
유럽의 연안 풍력을 활용한 수소생산은 중동이나 북아프리카의 태양광 발전보다 비용이 높지만, 수소운송비를 감안한다면 유럽의 일부 지역에서 해상풍력으로 수소를 생산해 국내에 조달하는 방식이 좋은 선택일 수 있다. 특히 지역에 따라서는 태양광과 육상풍력을 결합한 하이브리드 발전소가 더 효과적일 수 있다. 이는 지역 특성, 기후 조건, 인프라, 수요처와의 거리 등 사례 분석에 따라 경제성이 달라진다는 뜻이다.
천연가스 개질, 석탄가스화를 통한 수소생산은 비용이 저렴한 대신 CO2가 배출되는 문제를 안고 있다. CCUS에 대한 관심은 여기서 출발한다. CCUS는 전 세계 배출량의 2.5%를 차지하는 정유·화학 분야의 기존 수소발전소 배출량을 줄일 수 있고, 특정 국가에서 새로운 수소 수요를 위해 생산을 확대하는 저비용의 선택지가 될 수 있다.
CCUS는 각국이 에너지와 기후 목표를 달성하기 위해 중요한 역할을 할 것으로 예상하는 다양한 기술군을 포함한다. 화석연료나 바이오매스를 연료로 하는 대규모 발전소나 산업시설을 비롯해, 대기 중에서 직접 CO2를 포집하는 기술을 아우른다.
포집한 탄소의 사용처도 늘고 있다. 암모니아 공장에 보내 요소비료 합성(2020년 한 해 130Mt CO2 사용)에 쓰는 것이 현재 유일한 대규모 응용이지만, 향후 시멘트나 합성연료 생산에도 널리 쓰일 수 있다.
다만 여기에는 한계가 명확해 대규모 저장이 꼭 필요하다. 이는 포집된 CO2를 땅속 지질층에 주입해 암석으로 영구 흡수하는 방식을 이른다. 현재 지중에 주입하기 위한 대규모 CO2 포집 용량은 연 40Mt 정도다. 이 용량의 약 3분의 2는 천연가스 처리 시설에서 나오고, 나머지는 발전, 합성연료, 암모니아, 수소 응용 분야에서 거의 동일한 비율로 포집된다. 또 바이오에탄올과 철강 생산에서는 더 적은 양이 포집된다.
현재 포집된 CO2(40Mt)의 약 20%가 영구 지질 저장소로 향하고, 나머지 80%는 원유회수증진(EOR, Enhanced Oil Recovery)에 사용된다. 이는 더 많은 석유를 뽑아내기 위해 땅속으로 이산화탄소를 주입하는 방식이다. 석유·가스업계가 수십 년간 사용해온 이 기술이 결과적으로 이산화탄소를 땅속에 안전하게 저장하는 효과가 있다는 것이다.
화석연료를 통한 수소생산
천연가스를 개질해 수소를 생산하는 대표 방식으로는 스팀메탄개질(SMR), 자열개질(ATR), 부분산화개질(POx) 방식이 있다.
수증기를 활용한 SMR 공정의 경우 증기와 열을 생성하는 연료로 쓴 천연가스에서 직접 배출되는 CO2가 30~40%에 달한다. 또 다음 단계인 수성가스전이 공정에서 60%에 이르는 농축된 CO2가 발생하며 이를 포집할 수 있다. 따라서 이 두 가지 공정 스트림에서 탄소를 모두 포집하면 전체 배출량을 90% 이상 줄일 수 있으며, 그 비용은 CO2 톤당 50~70달러에 달한다.
자열개질(ATR)은 프로세스 자체로 필요한 열을 생성하는 대체 기술이다. 이는 모든 CO2가 반응기 내부에서 생성되어 SMR 공정과 비교할 때 더 높은 CO2 포집 속도(95% 이상) 또는 더 낮은 포집 비용으로 동일한 포집 속도를 허용하는 집중된 연도 가스흐름을 발생시킨다.
ATR은 증기 대신 산소를 사용한다. 전 세계 암모니아와 메탄올 공장의 많은 공정에 이미 ATR 기술을 적용하고 있지만 CCUS 설비는 없다. 영국은 HyNet과 H2H Saltend라는 2개 프로젝트를 통해 ATR을 CCUS와 결합할 계획이다.
부분산화개질(POx)은 기체 또는 액체 연료에서 수소 생성을 지원하는 기술이다. 이 공정은 ATR과 달리 촉매가 필요하지 않으며 공급 원료의 불순물을 받아들일 수 있다. POx는 ATR처럼 산소를 사용하므로 에너지 입력에 전기가 필요하다. 전통적으로 이 공정은 저가의 폐기물이나 무거운 원료를 사용해 수소 또는 합성가스를 생산할 수 있는 곳에 배치됐다.
한편 석탄가스화는 성숙한 기술로 통한다. 수소 1톤 생산에 20톤의 CO2가 발생하는 탄소배출 집약 산업이다. 일부 기술적 난제를 극복해야겠지만 석탄가스화는 CCUS와 결합될 수 있다. 포집 기술의 선택과 설계는 최종 수소 사용처나 생산비용에 따라 달라진다. 호주의 경우 값싼 갈탄으로 수소를 생산해 액화수소 형태로 일본 고베로 수출하는 수소공급망 프로젝트를 추진하고 있다.
CCUS를 통한 수소생산 전망
세계적으로 CCUS를 접목한 수소생산으로 47개의 프로젝트가 개발 중이며, 현재 중국과 미국에서 총 4개의 프로젝트가 건설을 진행 중이다. 세부 내용을 보면 41개는 천연가스, 4개는 석탄, 1개는 석유 시설에 CCUS를 적용하게 된다. 유럽은 네덜란드와 영국을 중심으로 23개의 프로젝트를 시작했으며, 북아메리카는 4개, 중국은 2개의 프로젝트를 시작했다.
상기 프로젝트를 포함해 화석연료와 CCUS의 조합으로 생산하게 될 전 세계 수소생산량은 2030년까지 9Mt에 이를 수 있다. 대부분의 국가는 수전해를 통한 그린수소 생산을 목표로 하며, 몇몇 국가는 CCUS를 저탄소 수소생산 옵션으로 간주하고 있다. 2030년까지 국내 저탄소 생산능력 목표치를 5GW로 설정한 영국을 비롯해, 일본(수소 420kt)과 체코(수소 10kt)가 여기에 든다.
정유사, 화학사 등이 몰려 있는 대규모 산업 항구는 탄소 포집을 통해 수소생산량을 늘리는 허브가 될 잠재력을 갖추고 있다. 다양한 업종에 걸친 운송·저장 인프라를 갖춰 투자 위험도 줄일 수 있다.
유럽에서 인구 1명당 온실가스를 가장 많이 배출하는 나라에 드는 네덜란드는 북해의 로테르담 항을 중심으로 세계 최대 규모의 CCS 사업을 전개하고 있다. 항구 지역을 통과하는 30여km의 파이프라인을 기반으로 해안에서 20km 남짓 떨어진 해상 폐가스전에 CO2를 저장하는 ‘Porthos 프로젝트’를 추진 중이다.
노르웨이의 국영 석유회사인 에퀴노르가 쉘, 토탈과 함께 추진 중인 ‘오로라 프로젝트’도 대표적인 CCS 프로젝트에 든다. 오슬로의 산업단지에서 포집한 이산화탄소뿐 아니라 인접국에서 나온 이산화탄소를 액화해서 노르웨이 서해안의 육상 터미널로 운송한 뒤 파이프라인으로 북해의 지중에 저장하게 된다.
탄소중립 선언을 계기로 CCUS에 대한 관심이 부쩍 늘었다. 올해만 해도 첫 8개월 동안 개선된 투자 환경을 반영해 40개 이상의 새로운 상업 프로젝트가 발표됐다. 요소비료 제조와 기타 산업 공정에 CO2 포집이 필요하다. 이제는 화학, 철강, 시멘트 공정 등으로 확대되는 추세다.
CCUS 설비를 구축한 두 개의 석탄 화력발전소는 연간 2.4Mt의 탄소 포집이 가능해진다. 세계적으로 약 30개의 석탄, 가스, 바이오매스 또는 수소발전 시설에 CCUS 설비를 설치할 계획이다.
기존의 상업용 CCUS 시설은 대부분 천연가스 처리와 연계되어 있어 상대적으로 포집 비용이 낮다. 이러한 시설에서 현재 연간 약 30Mt의 탄소를 포집하고 있다. 저탄소 수소나 바이오연료, 정제, LNG 생산과 관련해 광범위한 CCUS 프로젝트가 계획되어 있으며, 일부 지역은 수소 허브 개발과 병행해 진행되고 있다.
DAC로 불리는 직접공기포집(Direct Air Capture) 방식도 주목을 받고 있다. 탄산음료 제조나 온실 작물 재배에 CO2를 상업적으로 공급하기 위해 일부 공장을 포함한 다수의 소규모 실증 DAC 공장이 현재 전 세계에서 가동 중이며, 미국에서는 연간 1Mt 포집이 가능한 대규모 시설이 개발 중에 있다.
DAC 기술기업으로는 클라임웍스, 카본엔지니어링, 카본큐어 등이 이름을 올리고 있다. 클라임웍스는 지난 9월 아이슬란드에 연간 4,000톤의 이산화탄소를 포집할 수 있는 오르카(Orca) 플랜트를 가동했다. 또 카본엔지니어링은 2026년 가동을 목표로 영국 스코틀랜드와 미국 텍사스에 50만 톤 규모의 DAC 시설을 지을 계획이다.
