저탄소·재생 수소생산 비용 대폭 하락 전망

[에너지경제신문 김연숙 기자] 가까운 시일 내에 글로벌 저탄소·재생 수소 생산비용이 기술개발과 규모의 경제를 바탕으로 대폭 하락할 것이란 예상이 나와 주목된다.

한국가스공사 남궁윤 박사는 최근 ‘기관별 글로벌 저탄소 수소생산비용 전망’ 보고서를 통해 이 같이 밝히고, 향후 탄소가격이 상승할 경우 저탄소·재생 수소 생산비용은 그레이수소 생산비용에 비해 더 큰 경쟁력을 가질 수 있다고 전망했다.

보고서에 따르면 현재 대부분의 수소는 화석연료로부터 생산되는 그레이수소이며, 이 방식이 가장 경제적으로 유리하다. 하지만 향후 탄소세 등 환경비용이 증가하고 탄소가격이 상승할 경우 그레이수소가 저탄소·재생 수소보다 생산비용이 더 높을 것으로 예상된다.

남궁윤 박사는 "현재 가장 경제적인 그레이수소는 2030년까지도 글로벌 시장에서 폭넓게 사용될 것으로 예상된다"면서도 "2030년에 탄소가격이 50$/tCO2일 경우 그레이수소는 CCS 설비가 추가된 천연가스 추출 방식과 동등한 가격경쟁력을 가질 것으로 보인다"고 밝혔다. 아울러 "그레이수소는 CO2 배출비용이 증가함에 따라 2040년 전에 저탄소·재생 수소에 비해 생산비용이 더 높아질 것"이라고 예상했다.

향후 저탄소 수소생산을 위해서는 CO2 포집·저장(CCS, carbon capture and storage) 설비가 추가된 천연가스 추출방식과 수전해 방식이 주를 이룰 것이란 전망이다.

수소위원회에 따르면 저탄소 수소생산방식에 CCS 설비가 추가된 석탄가스화도 포함시킬 수 있을 것으로 보인다. CCS 설비가 추가된 천연가스 추출수소 생산 시 CO2 배출량은 7.5배 정도 낮아지는 것으로 알려졌다. 이에 따라 특히 유럽에서는 향후 저탄소 수소시장을 위해 CCS 설비가 추가된 천연가스 추출수소 생산량이 대폭 증가할 것으로 기대된다.

CCS 설비가 추가된 천연가스 추출 수소생산비용은 가스가격과 투자비가 주요소이다. 특히 천연가스 가격은 수소생산비용의 45∼75%를 차지할 정도로 가장 큰 비용 요소다. 중동, 러시아, 북미는 낮은 가스가격으로 수소생산비용이 낮은 반면, 상대적으로 가스가격이 더 높은 유럽과 중국은 더 높다. 고갈된 가스전과 같이 CO2를 대규모로 저장 가능한 지역은 수소생산비용이 더 낮다.

재생에너지 활용 수소생산비용은 수전해 설비투자비와 재생에너지 발전단가에 좌우된다. 태양광과 풍력발전에 의한 수전해 설비용량이 증가함에 따라 설비비가 하락하고, 재생에너지원이 우수한 지역의 생산비용은 더 낮아진다.

특히 재생에너지 활용 수소생산은 중앙집중·분배방식이 아닌, 수소를 활용하는 곳에서 수소를 생산할 수 있기 때문에 막대한 에너지 관리비용을 줄일 수 있다. 해상풍력 발전량을 현지에서 수소로 변환해 소비지로 직접 운송하면 대규모 송전망 구축비를 절감하는 이점을 갖는다.

남궁윤 박사는 "향후 기후변화 협약 목표를 준수하고 수소사회 구현을 위해 글로벌 저탄소·재생 수소생산이 확대될 것으로 보인다"며 "글로벌 저탄소·재생 수소생산비용 전망치를 살펴본 결과 전망 기관별 기본 가정들에 대한 차이가 있음에도 불구하고 가까운 미래에 저탄소·재생 수소생산비용은 대폭 하락할 것으로 예상된다"고 밝혔다.

2018년 기준 생산원별 수소생산비용은 그레이수소는 1∼2.2달러/kg, 블루수소는 1.5∼3달러/kg, 그린수소는 3∼7.2달러/kg 수준을 보이고 있다.

국내에서도 현재 가장 저렴한 부생수소의 활용과 함께 증가하는 수소 수요를 충족시키기 위해 일정기간 경제적이면서 활용이 용이한 천연가스 추출방식 수소생산이 주를 이를 것으로 예상된다. 물론 이 과정에서도 발생되는 CO2를 재활용할 수 있는 기술개발을 병행해야 한다.

남궁윤 박사는 "CCS 설비가 추가된 천연가스 추출수소와 재생에너지 연계 수전해 수소방식은 수소 산업을 견인해 나갈 핵심기술 분야이기 때문에 장기적 안목을 가지고 기술개발과 투자가 필요하다"며 "특히 현실적으로 활용 가능한 저탄소 수소 생산을 위해 CO2 포집비용 절감 기술과 CO2 수송·저장 기술 개발을 적극 추진해 나가야 할 것"이라고 강조했다.