[월간수소경제] 탄소중립 실현을 위해 끊임없이 새로운 에너지원을 이용하려는 노력이 이루어지고 있는 상황에서 한국은 수소를 대체 에너지원으로 발전시키고자 ‘수소경제 활성화 로드맵’(2019년 1월)과 ‘수소경제 성과 및 수소 선도국가 비전’(2021년 10월)을 발표하면서 수소경제 실현을 위해 노력해오고 있다. 

2021년 발표된 자료에 따르면 정부는 수소 수요량을 현재 22만 톤에서 2030년에는 390만 톤, 2050년에는 2,700만 톤까지 목표로 하고 있으며, 그중 청정수소의 비율은 2030년 기준 50%, 2050년 기준 100%로 확대할 것임을 밝혔다. 여기서 청정수소는 기존 화석연료 기반 수소 생산 과정에 탄소 포집・저장・활용 기술을 적용해 생산되는 ‘블루수소’와 재생에너지를 이용해 수전해를 통해 생산되는 ‘그린수소’가 있다. 

선박 운송을 위한 수소운반체의 필요성

기체상태로 생산된 수소는 단위 부피당 저장할 수 있는 에너지가 너무 적어 그대로 운반할 경우 안정성・경제성 측면에서 불리한 단점이 있다. 따라서, 수소를 액화해 액체수소로 전환하거나 암모니아, 액상유기운반체(Liquid organic hydrogen carrier, LOHC) 등의 액상으로 전환해 단위 부피당 저장되는 에너지도 증가시키면서 상온・상압에서 보다 효율적이고 안전하게 운반하려는 연구가 진행되고 있다. 

액체수소의 경우 기체수소와 비교했을 때 단위 부피당 800배 더 많은 에너지를 저장할 수 있어 안전성과 효율이 높지만 영하 253℃에 달하는 극저온으로의 냉각과정과 다시 기화되는 것을 막기 위한 저장 과정에서 많은 에너지가 필요하므로 기술적인 측면에서 아직 많은 개발이 필요하다. 

액상유기운반체의 경우 대표적으로는 톨루엔, 디벤질톨루엔 기반의 물질 등이 있으며, 상온・상압 하에서 저장할 수 있으므로 안전하고 효율적으로 운반할 수 있고, 기존 인프라를 이용할 수 있다는 점에서 주목받고 있다. 

하지만 다른 운반체에 비해 낮은 수소 함량과 탈수소화(dehydrogenation) 과정의 대규모화가 어렵다는 점에서 미국의 에너지부(DOE)가 제시한 상용화를 위한 물성 조건을 충족시키면서 대용량의 수소 운반에 이용되기 위해서는 보다 획기적인 기술 개발이 필요하다. 

마지막으로 암모니아의 경우 최근 가장 현실적인 기술이라는 점에서 주목받고 있다. 기존에 갖춰진 인프라를 이용할 수 있고 수소 함량도 높다는 장점이 있지만 기존의 하버-보쉬 공정을 이용할 경우 에너지 소모량이 많아 저온・저압 하에서 생산할 수 있는 기술 개발이 아직 진행 중이며, 친환경적으로 암모니아를 다시 수소와 질소로 분해하는 기술 또한 추가적인 연구 개발이 필요하다.

해외 청정수소 확보 노력

한국은 청정수소 생산 가속화와 확대를 위해 노력하고 있다. 하지만 정부가 발표한 ‘수소 선도국가’ 비전에서 목표로 하는 생산량을 국내 청정수소 생산으로 충족시키기에는 일차적으로 필요한 풍력・태양광 발전을 포함한 재생에너지와 천연가스 등의 자원 공급에 한계가 많다. 

‘수소 선도국가’ 비전에 따르면 2050년의 경우 전체 목표 생산량은 2,700만 톤인데, 블루수소와 그린수소 목표 생산량은 각각 200만 톤, 300만 톤에 그친다. 나머지 2,200만 톤은 해외 청정수소를 통해 공급되어야 한다는 의미이며, 이는 전체 생산량의 약 81%에 달한다. 

따라서, 한국은 국내 에너지 안보의 강화를 위해 해외에서 국내 기술을 이용해 청정수소를 생산하고, 선박 운송을 통해 도입하고자 국제협약 체결, 수소 항만 조성 등의 공급망 구축을 위한 계획을 마련하고 있다. 

특히, 해외 청정수소의 전체 밸류체인별 관련 기업들은 ‘H2 STAR 프로젝트’를 소개하며 국내 기술로 해외의 풍부한 재생에너지를 이용해 수소를 생산하고, 뛰어난 조선 기술로 개발된 국산 선박을 이용해 운송해오겠다는 계획을 밝힌 바 있다. 

현대글로비스 등은 호주에서, 롯데정밀화학 등은 칠레・사우디・호주에서, 포스코 등은 오만・호주・말레이시아・러시아에서, GS에너지 등은 아랍에미리트에서 블루・그린수소를 생산해 도입하겠다는 프로젝트와 함께 SK E&S 등이 국내에서 블루수소를 생산하면서 발생하는 이산화탄소를 해외에 저장하겠다는 프로젝트가 이에 해당한다.

일본의 경우 일찍부터 해외 청정 수소 도입의 필요성을 인식하고 청정수소 확보를 위한 노력이 많이 이루어진 상황이다. 

대표적인 프로젝트로는 먼저 호주에서 풍부한 갈탄을 이용해 블루수소를 생산한 후 액화해 선박으로 운송해오는 ‘HySTRA 프로젝트’와 브루나이에서 천연가스를 이용해 블루수소를 생산해 액상유기화합물의 형태로 전환해 선박으로 운송해오는 ‘SPERA 프로젝트’를 2017년부터 진행해 현재 모두 실증 단계에 이르렀다. 

이 외에도 사우디아라비아에서 풍부한 태양광을 이용한 수전해를 통해 그린수소를 생산해 암모니아 형태로 도입하는 프로젝트를 2020년부터 진행해 현재 실증 단계에 이르렀다. 최근에는 남호주에서 태양광을 이용한 수전해로 그린수소를 생산해 암모니아 형태로 도입하는 프로젝트도 기획 중인 것으로 알려진다.

독일 또한 2020년에 발표된 국가 수소전략에서 2050년에는 국내 수소 수요의 대부분을 수입을 통해 충족시켜야 할 것이라는 점을 밝히고, 해외 청정수소 확보를 위한 노력을 꾸준히 해오고 있다.  

최근에는 호주에서 그린수소를 생산해 유럽으로 도입하겠다는 계획을 밝히며 협약을 체결한 바 있다. 이를 위해 북해 연안의 LNG 터미널을 활용해 수소 수입 항구로 이용할 계획이다. 아울러 독일은 국가 수소전략 발표 직후 모로코와 그린수소 생산・개발에 관한 협정에 서명하면서 모로코에서 풍부한 재생에너지를 이용해 그린수소를 생산해 수소, 암모니아, 메탄올 등을 최종적으로 생산하고, 이를 유럽 각지로 수출하겠다는 계획을 밝힌 바 있다.

호주는 태양광・풍력을 포함한 재생에너지뿐만 아니라 천연가스, 석탄 등의 자원이 매우 풍부한 나라로, 최근 이러한 강점을 이용해 미래 에너지원으로 꼽히는 수소를 생산해 수출함으로써 세계 최대 수소 생산・수출국으로 성장하기 위한 노력을 하고 있다. 

특히 빅토리아주에서 풍부한 갈탄을 이용해 석탄 가스화를 통해 수소를 생산하고, 액화하여 일본에 수출하고자 하는 프로젝트를 실증한 바 있으며, 남호주에서도 태양광 기반 수전해를 통해 수소를 생산해 암모니아 형태로 전환, 일본에 수출하는 프로젝트를 기획하고 있다. 

또한 한국의 포스코 등 여러 기업과도 그린수소를 수출하는 많은 프로젝트들을 기획하고 협약을 체결하는 등의 노력이 이루어지고 있다.

칠레는 최근 정부의 정책 영향으로 세계 최대의 일사량을 이용한 태양광 발전과 함께 이를 이용한 그린수소 생산에 관한 관심이 증가하고 있다. 북부 사막의 태양광발전과 남부의 풍력발전 설비 이용률은 재생에너지 발전에 유리한 호주와 사우디아라비아를 포함한 다른 국가들에 비해서도 월등히 높은 수치를 보인다. 

또한 재생에너지 기반의 전력 구매 단가가 2021년에는 MWh당 약 24달러에 도달했고, 앞으로도 약 15달러까지 낮아질 것으로 예측된다. 

특히 그린수소 개발을 위해 한국, 독일과 그린수소 협약을 체결한 바 있고, 2020년에는 ‘그린수소 국가전략’을 발표하며 수소 1kg당 1.5달러의 단가를 달성한다는 목표와 함께 재생에너지 기반의 청정 그린수소를 생산해 수출하겠다는 계획을 밝혔다.

해외 청정수소의 경제성과 환경 타당성

최근 수소위원회(Hydrogen council)에서 발표한 ‘Hydrogen Insights’ 보고서에서는 현재 전 세계적으로 크게 남아메리카에서 생산된 수소는 북아메리카로, 아프리카에서 생산된 수소는 유럽 등지로, 호주에서 생산되는 수소는 아시아로 수출되는 공급망 구축을 예상하면서 경제성 분석이 이루어진 바 있다. 

이에 따르면 현재 추산된 예상 수소 공급 단가는 보통 1kg당 약 3~5달러를 보이며, 2030년까지는 2~3달러까지 낮아질 것으로 예상하고 있다. 예외적으로 북아프리카의 모로코나 알제리 등의 국가에서 독일 등의 유럽 국가까지 수송하는 경우에는 현존하는 천연가스 파이프라인을 최대한 활용해 운송한다면 2030년까지 약 1.9달러의 가격대까지 낮아질 것으로 분석하고 있다. 

한국의 경우에도 울산과학기술원 에너지화학공학과 임한권 교수팀이 진행한 ‘해외 수소 수입 모델의 경제성・환경 타당성 평가’에 따르면 해외에서 생산된 수소를 액상운반체로 변환해 약 5,000km 거리를 해상운송하여 연간 100만 톤을 공급할 때 수소 생산 시 이용되는 자원, 그에 따른 생산 방법과 공급을 위해 이용되는 운반체의 종류에 따라 수소 1kg당 천연가스 기반의 블루수소는 약 2.89~3.32달러, 그린수소는 약 4.40~4.83달러의 단가가 형성된다. 

여기서 천연가스 가격과 재생전력 가격은 각각 GJ당 5달러, kWh당 0.05달러로 가정해 추산했다. 이는 한국의 ‘수소경제 활성화 로드맵’에 제시된 2030년 목표 생산 단가인 1kg당 4,000원(약 3.5달러)을 충족시키기에 블루수소는 충분해 보인다. 

하지만 그린수소의 생산 단가 저감과 함께 블루수소 또한 2040년 목표 생산 단가인 1kg당 3,000원(약 2.5달러)을 충족시키기 위해서는 효율 등의 기술적인 개선과 함께 더 값싸고 풍부한 자원 공급이 가능한 국가나 가까이 위치해 운송 비용을 조금 더 줄일 수 있는 국가를 찾아 공급 단가를 더 낮출 필요가 있다. 

따라서 공급 단가에 있어서 실현 가능성이 큰 공급망 중에 최저점을 보이는 공급망을 찾기 위한 최적화 연구가 필요한 것이다.

해외 수소 공급망이 경제성 측면에 적합하다고 하더라도 가장 중요한 점은 환경 타당성이 아닐까 생각한다. 지구온난화로 인해 환경을 파괴하는 화석연료 기반의 에너지원을 대체하기 위해 이용하고자 하는 것이 수소인데, 어설픈 공급으로 전체 공급 과정에서 온실가스가 많이 발생한다면 수소로 대체하는 의미가 없어지기 때문이다. 

현재 공급을 고려하지 않고 오로지 에너지 1GJ을 생산하는 데 발생하는 이산화탄소의 양은 천연가스, 가솔린, 디젤의 경우 각각 55.8kg, 69.3kg, 74.1kg에 해당한다. 수소의 경우 생산 과정에 있어서는 약 30kg 미만으로 기존 에너지원보다 월등히 낮은 배출량을 보이지만, 이후에 해외로부터 도입하는 과정에서 발생하는 배출량이 상당해 최종적으로는 풍력발전 기반의 수전해를 통해 생산해 액체수소를 운반체로 하여 공급하는 경로가 가장 낮음에도 불구하고 가솔린 생산과 비슷한 수준의 배출량을 보이게 된다. 

물론 기존의 화석연료도 공급 과정에서 발생하는 배출량을 포함한다면 더욱 많이 발생하겠지만 수소가 더욱 친환경적인 대체 에너지원으로 사용되기 위해서는 배출량 감축이 필요하다. 

현재 임한권 교수팀의 경우 수전해에 이용되는 전력 이외에 전환・수송에 이용되는 전력은 모두 화석연료 기반의 기존 전력을 이용하며, 선박 수송에서도 기존의 디젤 연료를 이용한다고 가정해 진행했기 때문에 높은 배출량을 보이는 것이다. 

따라서 연료전지 선박 등 친환경적인 선박 이용과 전환과정의 재생에너지 활용, 기술 효율 개선, 그리고 많은 에너지가 요구되는 탈수소화나 암모니아 분해 과정에서의 열 통합 등을 고려할 수 있게 된다면 공급 과정에서 발생하는 배출을 상당량 감축할 수 있을 것으로 기대된다. 

최적의 해외 수소 공급망

풍부한 자원을 이용해 수소를 대량 생산하고, 이를 한국・일본・유럽 등의 국가로 수출하고자 하는 국가는 호주・칠레・모로코・러시아 등 상당히 많다. 하지만 수출국마다 재생전력, 천연가스 등 자원의 가격, 생산 가능한 용량, 국가 간의 거리가 모두 다르기에 수입하는 국가뿐만 아니라 수출하는 국가도 최적의 공급망을 찾아 이를 이용하는 것은 대량의 에너지 거래에 있어서 상당히 중요한 부분이 될 것이다. 

최근 울산과학기술원 임한권 교수팀은 호주, 칠레, 아랍에미리트를 포함한 7개의 국가 중에서 블루수소와 그린수소를 생산해 수소운반체로 전환, 한국으로 수입해오는 공급망에 대해 경제성 측면에 있어서 가장 최적의 경로를 도출해내는 최적화 모델을 구축했다. 

이 모델을 통해 도출한 연구 결과에 따르면 2030년에는 전체 해외 수소 예상 공급량의 89%에 해당하는 양은 러시아와 카타르에서 생산된 블루수소로, 나머지 11%는 아랍에미리트에서 생산된 그린수소로 공급하는 것이 경제성 측면에서 가장 최적의 경로가 될 것으로 나타났다. 

2040년에 이르러서는 해외 수소 공급량의 70%는 호주와 인도에서 생산된 그린수소로, 나머지 30%는 카타르와 러시아의 블루수소로 공급하는 것이 최적의 경로가 될 것으로 분석됐다. 전체적으로 보면 먼저 재생전력 가격의 감소에 따른 그린수소의 가격 경쟁력 증가로 공급 비중이 점차 늘어나게 되며, 각국의 생산 용량 한계에 따라 경제성이 더 뛰어난 경로가 있더라도 모든 공급량을 그 국가로부터 모두 충족할 수 없는 경우가 발생한다. 

수소 공급 단가 측면에서 보면 1kg당 약 2~3달러를 보이며, 2030년보다 2040년에 공급 단가가 증가하는 경향이 있다. 이는 크게 증가할 것으로 예상되는 한국의 수소 수요량에 의해 늘어난 공급량을 공급 단가가 더 낮은 국가에서 모두 충족시키지 못하게 되면서 단가가 더 높은 국가로부터 부족한 공급량을 충족시킬 수밖에 없게 되기 때문이다.

공급 단가는 재생에너지 기반 전력 가격이 예측된 값보다 더욱 낮아지거나, 이용되는 여러 기술의 효율 증대 등을 통해 감소할 수 있다. 그린수소 생산 용량의 경우 재생에너지 전체 용량의 일정 퍼센트가 한국에 할당될 수 있다는 가정에 기반해 계산했기 때문에 예측된 용량보다 더 많은 용량이 가능할 수 있다는 점에서도 일정량 감소가 가능할 것이다. 

마지막으로 만약 경제성뿐만 아니라 환경성까지 고려된 최적화가 진행된다면 이와 다른 결과가 나올 가능성이 있고, 탄소배출권에 의한 비용 발생까지 고려된다면 공급 단가가 소량 증가할 수 있다는 점에서 경제성과 함께 환경성까지 동시에 고려된 종합적인 최적화 연구가 필요하다. 이에 따라 임한권 교수팀은 현재 해당 연구를 위한 모델을 구축하고 있다.