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Power to Hydrogen (P2H2) has partnered with global utility leaders American Electric Power (AEP), EDP, E.ON, and Electricity Supply Board (ESB) to demonstrate the first ever industrial scale Anion Exchange Membrane (AEM)-based electrolysis stack for low-cost green hydrogen production. Green hydrogen is a potential emissions-free alternative to fossil fuels for energy storage, heating, and industrial applications.  The pilot project between the global utilities and P2H2 focused on demonstrating a fully integrated system based on P2H2’s patented hybrid liquid alkaline / AEM stack design. During the successful Phase I of the project, the demonstrated pilot system used an AEM-based stack that was 4x larger than has ever been installed with a customer to date. Phase II will demonstrate full-scale modules in a commercial setting.

AEM-based electrolysis technology is viewed as a high potential breakthrough in the hydrogen industry due to its ability to integrate easily with renewables, while removing the need for expensive and supply chain constrained raw materials. By eliminating the need for materials, like gold, platinum, iridium, and perfluorinated chemicals (PFAS), an AEM electrolysis stack can reduce cost by 70% compared to existing electrolyzer stacks. While AEM technology provides significant promise for the hydrogen industry, the technology is still in the scale up phase. The demonstrated stack and system incorporated P2H2’s hybrid liquid alkaline / membrane design that drastically improves performance and durability compared to conventional AEM electrolyzer designs.

The pilot project focused on demonstration of key performance criteria necessary for integrating the electrolysis system directly with renewable energy. The system demonstrated the ability to react quickly to load changes and produce hydrogen more efficiently than any renewable load-following product on the market.

The system was operated under simulated renewable energy load cycles for over 1,000 hours of operation, with degradation rates matching conventional alkaline and PEM electrolysis systems. Renewable load following enables direct connection of the electrolyzer to low-cost electricity “behind the meter” and will make the technology eligible for U.S. and European green hydrogen tax incentives. The demonstrated cost reductions with respect to electricity input and equipment cost are critical to reaching a <$2/kg hydrogen cost target, which can put clean hydrogen at a competitive level with fossil fuels, even without government incentives. (Representatives from AEP, EDP, E.ON, ESB, and P2H2 pictured)

“Our hybrid liquid alkaline/AEM technology is critical to allowing hydrogen to reach its decarbonization potential. Existing electrolysis technologies are dependent on using steady, grid electricity that is often carbon intense, or they rely on expensive raw materials that cause additional ecological issues.  Our technology charts a course to avoid both of those issues. With the Free Electrons collaboration, we want to eventually help decarbonize electrical grids and heavy industry all over the world” said Power to Hydrogen CEO, Paul Matter.

AEP, EDP, E.ON, and ESB are partnering together as a part of their Free Electrons program, the leading innovation program for global utilities working to decarbonize the grid. Head of Innovation Pipeline at ESB, John McKiernan, had this to say about the project, “Climate change is relentless. We urgently need to pivot to 100% clean energy. A step change breakthrough in storage cost is imperative to hit NetZero. We are at 40% clean electricity in Ireland already, but a paradigm shift in storage tech is now needed to hit 100%. The Power to Hydrogen pilot demo at AEP’s facility in Ohio offers genuine potential to crack the hydrogen price point challenge. We are excited about the prospects for low-cost megawatt scale facilities. Low-cost green hydrogen is the missing piece of the puzzle that we urgently need to solve before climate change goes beyond the tipping point. ESB is delighted to be collaborating with our Free Electrons partners AEP, EDP and EON to help P2H2 prove the viability and reliability of this unique H2 solution. It’s not rocket science, but they are working with NASA! In future, history may very well show this technology was the linchpin for global NetZero.”

 Luis Manuel, Executive Board Member at EDP Innovation, said the following about the successful pilot, “EDP is supportive of technology development in the hydrogen space, and we acknowledge the achievement of an important milestone in advancing low-cost green hydrogen production through the adoption of AEM-based electrolysis. This project can contribute significantly to the hydrogen industry, representing a promising step towards a cleaner alternative to traditional fossil fuels”.

The utility pilot took place at American Electric Power’s facility in Columbus, Ohio. With the successful completion of this pilot, the groups intend to test an even larger industrial scale version of the technology by the end of 2024. Details of the next phase will be publicly announced in the near future. These pilots are focused on enabling a 10MW+ commercial scale system that can make a significant impact on industrial and energy storage decarbonization. To date, Power to Hydrogen’s technology development has been supported by global energy leaders like NASA, Shell, and ARPA-E.

For media inquiries:

Alex Zorniger

VP of Business Development, Power to Hydrogen

alexz@power-h2.com

+1-937-657-9308

 

About the Companies:

 

Power to Hydrogen is a US-Based clean hydrogen startup located in Columbus, Ohio, USA, and a leader in commercializing AEM-based electrolysis technology for clean hydrogen production and energy storage. The company has developed a patented cell design that solves the durability challenges related to conventional AEM electrolyzers.  The company is setting out to make clean hydrogen competitive against fossil fuels. The company has also been funded by global strategic partners, and major U.S. institutions, including NASA, the U.S. Department of Energy (DOE), NYSERDA, and ARPA-E, for more information see: https://power-h2.com/

American Electric Power, based in Columbus, Ohio, is powering a cleaner, brighter energy future for its customers and communities. AEP’s approximately 16,700 employees operate and maintain the nation’s largest electricity transmission system and more than 224,000 miles of distribution lines to safely deliver reliable and affordable power to 5.5 million regulated customers in 11 states. AEP also is one of the nation’s largest electricity producers with approximately 31,000 megawatts of diverse generating capacity, including more than 6,900 megawatts of renewable energy. The company’s plans include growing its renewable generation portfolio to approximately 50% of total capacity by 2032. AEP is on track to reach an 80% reduction in carbon dioxide emissions from 2005 levels by 2030 and has committed to achieving net zero by 2045. AEP is recognized consistently for its focus on sustainability, community engagement, and diversity, equity and inclusion. AEP’s family of companies includes utilities AEP Ohio, AEP Texas, Appalachian Power (in Virginia and West Virginia), AEP Appalachian Power (in Tennessee), Indiana Michigan Power, Kentucky Power, Public Service Company of Oklahoma, and Southwestern Electric Power Company (in Arkansas, Louisiana, east Texas and the Texas Panhandle). AEP also owns AEP Energy, which provides innovative competitive energy solutions nationwide. For more information, visit https://www.aep.com/

EDP is a global electric utility with headquarters in Lisbon, Portugal.  Present in 29 markets, EDP is a global energy company engaged in electricity and gas production, transport, distribution and trading. With around 13,000 employees and over 12 million customers, EDP is at the forefront of innovation and renewable energies, and it has recently committed to even more ambitious clean energy targets, including becoming all green by 2030. https://www.edp.com/en

E.ON is one of Europe’s largest operators of energy infrastructure and a provider of innovative solutions for more than 50 million customers. Thus, E.ON is decisively driving forward the energy transition in Europe and are committed to sustainability, climate protection, and the future of our planet. As an important part of E.ON’s business, Energy Infrastructure Solutions (EIS) is best positioned to become the change agent for the sustainable energy transition. As a long-term energy partner for cities, municipalities, real estate and industrial customers, EIS offers technical infrastructure solutions that improve the carbon footprint of the customers. https://www.eon.com/en\

ESB is Ireland’s leading energy utility with operations spanning electricity generation, transmission and distribution and energy supply.  Since 1927, it has worked to enhance the lives of customers, support economic growth and ensure a brighter future for all.  Today that means taking leadership in the transition to a low carbon future, with a target to reach net zero by 2040.  Through our portfolio of brands, ESB Networks, Electric Ireland, ESB International and NIE Networks, we are removing carbon from our generation fleet, creating a smart network to support a low carbon energy system and developing new products and services to help our customers manage their energy use more efficiently. www.esb.ie

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월간수소경제 = 성재경 기자 | 다국적 대기업이자 인도 최대 건설사인 라르센앤투브로(Larsen & Toubro, 이하 ‘L&T’)가 구자라트 하지라에 있는 AM Naik 중공업단지의 그린수소 플랜트에서 자체 제조한 전해조로 수소를 생산하는 데 성공했다.

이번 성과는 L&T Electrolysers가 인도 전해조 제조시장에 성공적인 첫발을 내디뎠음을 의미하며, 지속 가능한 에너지 솔루션을 추진하는 회사의 노력을 강조한다.

전해조의 정격용량은 1MW로 시간당 200N㎥(약 18kg)의 수소를 생산할 수 있다. 2MW까지 확장이 가능한 이 제품에는 2개의 스택과 전해조처리장치(EPU)인 ML-400이 장착되어 있다.

L&T Electrolysers는 L&T의 신설 법인으로 프랑스 맥피(McPhy Energy) 사의 수전해 기술을 활용한 가압 알칼라인 전해조 제조에 주력하고 있다. 맥피의 스택을 활용해 자체 제작한 제품은 국제표준을 준수하며, 뛰어난 유연성과 열 안정성을 제공한다.

L&T의 관계자는 지난 1일 “성능 최적화를 위해 앞으로 몇 주 안에 엄격한 테스트를 거쳐 전해조의 본격적인 제조 기반을 마련할 예정”이라고 밝혔다.

L&T Electrolysers는 인도의 공급업체와 협력해 엔지니어링부터 제작까지 전체 가치사슬을 주도하면서 인도 내 그린수소 수요를 충족하기 위한 기가팩토리를 하지라에서 가동해 현지화에 나선다는 계획이다.

L&T Electrolysers는 인도 신재생에너지부(MNRE)가 주관하고 솔라에너지(Solar Energy Corporation)가 시행하는 ‘국가 그린수소 미션’의 생산 연계 인센티브(PLI)를 통해 연간 300MW에 이르는 용량을 할당받았다.

이 사업을 기반으로 생산단가를 낮춰 전해조 제조 분야 핵심 기업으로 성장해 나간다는 것이 L&T의 전략이다.

인도 건설사, 프랑스 맥피社 기술 활용한 전해조 개발 < 시장 < NEWS < 기사본문 - 월간수소경제 (h2news.kr)

 

인도 건설사, 프랑스 맥피社 기술 활용한 전해조 개발

월간수소경제 = 성재경 기자 | 다국적 대기업이자 인도 최대 건설사인 라르센앤투브로(Larsen & Toubro, 이하 ‘L&T’)가 구자라트 하지라에 있는 AM Naik 중공업단지의 그린수소 플랜트에서 자체 제조

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월간수소경제 = 성재경 기자 | 혼다는 2016년 3월 수소전기 세단 클래리티(Clarity)를 출시하며 일찌감치 수소차 시장에 뛰어들었지만 이렇다 할 성과를 내지 못했다. 충전 인프라에 기반한 시장 자체가 작았고 자국에서는 도요타 미라이의 아성을 넘지 못했다.

혼다는 4년 만에 클래리티를 단종 수순을 밟았고, 수소사업에 이렇다 할 의지를 보이지 않았다. 그러다 지난해 초 제너럴모터스(GM)와 손을 잡고 연료전지시스템 공동개발을 선언하면서 화려한 복귀를 예고했다. 그리고 올해 초 혼다를 대표하는 스포츠유틸리티차량(SUV)인 CR-V 수소전기차 출시를 앞두고 미국에서 연료전지시스템 생산 소식을 전했다.

CR-V 수소전기차 일본, 미국 출시 예정

지난해 3월 일본의 도쿄 빅사이트에서 열린 ‘FC 엑스포’ 현장에서 가장 붐빈 곳은 혼다와 도요타 부스라 할 수 있다. 특히 혼다가 개발하기로 한 80kW급 차세대 연료전지시스템 앞은 시부야의 ‘스크램블 교차로’처럼 인산인해를 이뤘다.

이는 올해 열린 ‘H2 & FC 엑스포’ 현장에서도 마찬가지였다. 혼다는 1년 만에 실차를 전시회 부스에 공개했다.


올해 열린 ‘H2 & FC 엑스포’ 현장에 선보인 CR-V e:FCEV 차량으로 전기충전을 따로 지원한다.
혼다가 선보인 CR-V e:FCEV는 준중형 SUV로 현대차 넥쏘급 차량이다. 수소탱크 2개가 들어가면서 뒤쪽 트렁크 공간 일부가 줄긴 했지만, 전체적으로 여유로운 공간을 확보하고 있었다.

요코하마시 미나토미라이21 지구에 설치된 풍력발전기인 ‘하마윙’ 실증현장을 찾았다 시청 직원이 몰고 온 2017년형 혼다 클래리티를 처음 접했다. 외부 디자인과는 별개로 실내만큼은 도요타 미라이2보다 확실히 넓었다. 도요타가 지난해 ‘올 뉴 크라운 세단’의 수소전기차 버전을 새롭게 출시한 것도 상품성 확보 차원으로 볼 수 있다. 

이 점에서는 현대차의 판단이 옳았다. 수소탱크, 열관리를 위한 라디에이터 공간 확보를 위해서는 세단보다 SUV가 유리하다. 실내 공간이 기존 내연기관차와 비슷하거나 여유롭게 나와야 고객의 선택을 받을 수 있다. 

시트로엥, 푸조, 피아트 등을 소유한 스텔란티스가 경상용차(LCV)를 중심으로 수소전기차 모델을 출시한 것도 같은 맥락이다. BMW만 해도 자사의 SUV 차량인 iX5에 도요타의 연료전지를 장착했다.


혼다의 연료전지는 미국 미시간주 브라운스타운에 있는 6,500㎡(7만 제곱피트) 규모의 연료전지시스템 제조시설에서 생산된다. 이 공장은 혼다와 GM이 2017년 1월 8,500만 달러를 투자해서 세운 합작투자 생산시설로 ‘Fuel Cell System Manufacturing LLC(FCSM 유한책임회사)’란 이름을 달고 있다. 

FCSM에는 80여 명의 직원이 일하고 있으며, 연료전지 전극 코팅을 위한 자동화 설비, 클린룸 시설을 갖추고 있다. 연료전지 스택 조립을 자동화하기 위한 다양한 방법이 최초로 통합되어 운영되지만, 마지막 스택 체결 작업 등은 사람 손으로 이뤄진다. 

미 미시간주 브라운스타운에 있는 연료전지시스템 제조시설(FCSM)에서 한 직원이 80kW 연료전지 스택 위에 주변장치를 조립하고 있다.(사진=혼다)

 

혼다와 GM의 엔지니어들은 2013년부터 차세대 연료전지시스템 개발을 함께해왔다. GM이 니콜라와 손을 잡으면서 잠시 한눈을 판 적은 있지만, 양사의 관계는 굳건해 보인다. 

두 회사가 도요타, 현대차를 따라잡기 위해서는 규모의 경제를 갖추는 일이 매우 중요하다. 이를 위해 셀 설계를 개선하고, 전극에 들어가는 값비싼 귀금속 사용을 줄이고, 보조장비를 단순화했다. 또 부품 조달을 일원화해서 개발비, 제조비용을 낮추기 위해 힘써왔다. 

American Honda의 제이 조셉(Jay Joseph) 부사장은 지난 1월 24일 FCSM의 생산 시작 발표회 현장에서 “혼다의 마지막 연료전지 차량인 클래리티(2019년형)와 비교했을 때 한 세대 발전된 새로운 연료전지”라며 “전보다 더 가볍고 더 작고 더 높은 출력을 가지며, 높은 신뢰성을 확보했다”고 말했다. 

미 브라운스타운에 있는 FCSM의 셀 전극 코팅 장비.(사진=혼다)

 

혼다는 FCSM 공장에서 나온 새로운 연료전지를 오하이오주에 있는 퍼포먼스 제조센터(Performance Manufacturing Center)로 보내 CR-V 수소전기차를 제작하게 된다. 혼다는 이 차량에 들어가는 연료전지시스템 제조비용을 과거 클래리티의 3분의 1 수준으로 낮추는 것을 목표로 한다. 

혼다의 80kW급 스택에는 총 307개의 셀이 들어가는 것으로 알려진다. 넥쏘에 탑재되는 95kW급 연료전지 스택은 440개의 단위 셀로 이뤄진다. 이는 출력을 낮추는 대신 내구성을 크게 높이는 방향으로 개발이 진행됐음을 의미한다. 

모자란 출력은 배터리로 보완하면 된다. 실제로 이번 차량에 리튬이온 배터리팩을 충전하기 위한 충전구를 별도로 제공한다. 플러그인 하이브리드(PHEV)처럼 17kWh 배터리 충전만으로 60km 정도를 달릴 수 있다. 

다만 생산 대수는 많지 않다. 혼다는 일본의 수소차 시장, 미 캘리포니아 시장의 규모를 고려해 연 2,000대 생산을 예정하고 있다. 또 SUV뿐 아니라 다른 시장의 가능성도 높게 보고 있다.

GM은 이동형 연료전지 발전기에 집중

혼다가 수소 기술의 핵심인 연료전지시스템 개발에 다시 나선 것은 탄소중립 요구 때문이다. 혼다는 수소 활용 범위를 확대하기 위해 네 가지 핵심 영역을 식별했다. 여기에는 CR-V를 포함한 수소전기차 모델, 수소상용차 모델, 고정형 연료전지 발전소, 수소건설기계가 든다.

혼다는 2030년까지 연료전지 6만 대 판매를 목표로 하고 있다. 이를 위해서는 차량뿐 아니라 고정형 발전소 등으로 수요를 확대해야 한다. 

혼다는 지난해 3월 캘리포니아주 토랜스(Torrance)에 있는 American Honda Motor 캠퍼스에서 고정형 연료전지 발전소 시범사업을 시작했다. 캠퍼스 내 데이트센터에 필요한 비상전력을 공급하기 위한 설비로 500kW급 용량으로 구축됐다.

다만 이 장비에는 기존 클래리티용 연료전지시스템이 재사용된 것으로 알려진다. 연료전지시스템 4개를 한 묶음으로 해서 250kW 단위로 출력을 높일 수 있게 설계됐다. 설치 환경에 맞게 연료전지 장치의 레이아웃을 변경해 정육면체, L자, Z자형 등으로 설치 구조를 유연하게 바꿀 수 있다.

혼다는 이스즈와 손을 잡고 25톤급 기가퓨얼셀(GIGA FUEL CELL) 수소트럭도 개발 중이다. 이 차량은 지난해 연말부터 일본의 공공도로에서 시범운행에 나섰다. 올해 9월까지 진행되는 도로 실증을 통해 연료전지시스템의 호환성, 차량 제어기술 등을 검증하게 된다.

혼다의 연료전지시스템을 장착한 이스즈의 25톤급 기가퓨얼셀 수소트럭이 도로 실증에 나섰다.(사진=혼다)

 

이 차량은 지난해 일본에서 열린 ‘재팬 모빌리티쇼 2023’의 이스즈그룹 부스에 전시되기도 했다. 실증 차량은 한 대로 도치기현, 사이타마현, 도쿄도, 가나가와현 등이 속한 일본 관동지방에서 물류 업무를 수행한다. 

혼다와 이스즈는 지난 2020년부터 대형 수소트럭 개발을 본격적으로 진행해왔다. 기가퓨얼셀의 사양을 보면, 100kW급 연료전지 스택 4기가 적용됐으며 정격출력은 320kW다. 700bar 충전으로 최대 56kg의 수소를 저장할 수 있고, 500마일(800km) 이상 운행을 목표로 한다. 양사는 기가퓨얼셀의 출시 시점을 2027년으로 잡고 있다.

수소모빌리티에 대한 혼다의 명확한 로드맵과 달리 GM은 수소차 개발에 소극적이다. 차량보다는 수소연료전지 발전기 사업에 관심이 있다. 이는 GM이 LG에너지솔루션과 세운 배터리 합작법인인 얼티엄셀즈를 중심으로 전기차 사업에 공을 들이고 있기 때문이다. 

GM은 쉐보레, 뷰익, 캐딜락, GMC 등 인기 모델의 전동화에 집중하고 있다. 픽업트럭, SUV의 경우에도 전기차 출시에 방점이 맞춰져 있다. 이들 차량에 연료전지 발전기로 급속충전 기능을 제공할 수 있다. 

GM은 하이드로텍(HYDROTEC)을 통해 육상·항공·해상을 위한 배출가스 제로 수소연료전지 솔루션를 제공한다. 

GM이 제시한 하이드로텍의 연료전지 발전기 모델은 총 세 가지다. 이동형 급속충전기에 해당하는 MPG(Mobile Power Generator), 기존 주유소나 충전소 한쪽에서 DC 급속충전 기능을 제공하는 엠파워(EMPOWER) 급속충전기, 소음 없이 효율적으로 전력을 공급하는 팔레트형 MPG가 여기에 든다. 전력망이 부족한 곳에 간단하게 설치해서 전기차를 충전할 수 있다. 

​GM 하이드로텍의 ‘엠파워’ 급속충전기.(이미지=GM)

 

올해 미국에서 출시되는 CR-V 수소전기차 판매량은 많아야 2,000대다. 미국은 수소 충전 가격이 높고 대부분의 충전소가 캘리포니아주에 속해 있다. 대형트럭의 운행경로를 중심으로 충전소 구축이 진행되고 있어 일반 운전자가 편하게 접근하기에는 한계가 있다. 

그럼에도 글로벌 판매량이 높은 인기 모델에 연료전지를 적용해 합리적인 가격에 제품을 출시한다면 수소전기차 대중화에 일조할 수 있다. 특히 수소 충전, 전기 충전이 모두 가능하다는 점이 신선하게 다가올 수 있다.

전기차와 수소전기차는 대립 관계가 아니다. ‘모빌리티의 전동화를 통한 탄소배출 감축’이라는 같은 목표를 공유한다. 상품성을 갖춘 다양한 모델이 개발되어 시장에서 경쟁해야 한다. 그래야 대중의 수요를 파악할 수 있고, 수소모빌리티의 미래를 열어가는 데도 도움이 된다.

출처 : 월간수소경제(https://www.h2news.kr)

절치부심 혼다, 수소전기 하이브리드 SUV로 승부수 < 기술 < NEWS < 기사본문 - 월간수소경제 (h2news.kr)

 

절치부심 혼다, 수소전기 하이브리드 SUV로 승부수

월간수소경제 = 성재경 기자 | 혼다는 2016년 3월 수소전기 세단 클래리티(Clarity)를 출시하며 일찌감치 수소차 시장에 뛰어들었지만 이렇다 할 성과를 내지 못했다. 충전 인프라에 기반한 시장 자

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자료출처 전기신문

일 자 2024.3.5

서부발전, UAE·오만 총 2GW 태양광사업 수주…그린수소 생산

포스코홀딩스-남부·동서발전, 연 22만t 그린수소 생산사업 수주

청정수소 인증제, 해외 그린수소 ‘유리’ - 국내 그린수소 ‘불투명’

한국서부발전·남부발전·동서발전, 포스코홀딩스 등 국내 기업의 중동 그린수소 시장 진출이 활발해졌다. 지난달 말 윤곽을 드러낸 청정수소 인증제를 등에 업고 중동산 그린수소가 한국에 대거 들어올 전망이다. / 출처=게티이미지

중동산(産) 그린수소가 청정수소 인증제 날개를 타고 국내 수요처에 쏟아져 들어올 전망이다.

지난 4일 업계에 따르면 중동에서 생산된 그린수소는 풍부한 재생에너지원과 항만 기반 시설, 생산 증대가 가능한 규모의 경제를 두루 갖춰 각국 기업의 현지 생산을 유인하고 있다. 워낙 안정적인 사업환경을 제공하다 보니 사업권 확보를 놓고 굴지의 에너지기업 간에 치열한 경쟁이 펼쳐진다.

중동 현지에 그린수소 생산 거점을 확보한 한국 기업도 하나둘 나타났다. 지난달 14일 한국서부발전이 ‘아랍에미리트(UAE) 아즈반 1500MW 태양광발전 사업’ 입찰전에서 우선협상대상자로 선정된 것이 대표적인 사례다.

서부발전은 프랑스전력공사의 신재생 자회사인 EDF-R과 함께 오는 6월부터 2026년 7월까지 약 1조원 이상을 투입해 대규모 태양광발전소를 짓는다. 앞서 서부발전은 6000억원 규모의 오만 마나 500MW 태양광발전 사업권도 확보했다. 중동에서만 총 2GW에 달하는 사업을 수주해 이곳에서 만든 전력으로 그린수소·암모니아를 생산하는 방안을 구상하고 있다.

UAE 아즈반 사업의 연평균 예상 발전량은 4500GWh로, 인천시의 한 해 가정용 전력 소비량과 같다. 풍부한 일조량과 드넓은 부지 덕택인데, UAE 수전력공사가 향후 30년간 생산될 전력 구매를 보장한다. 이에 수소·암모니아를 안정적으로 생산할 최적지로 꼽힌다. 서부발전 관계자는 “그린수소 생산 앞 단계인 재생에너지 발전에 상당히 유리한 입지를 가졌다”고 밝혔다.

포스코홀딩스, 한국남부발전·한국동서발전 등도 오만 그린수소 독점 개발 사업권을 따냈다. 서울시 면적 절반에 달하는 부지에서 향후 47년간 연간 22만t의 그린수소를 생산하는 프로젝트다. 이들 기업이 확보한 부지는 두쿰 경제특구 내 도로·항만 등 기존 인프라를 활용할 수 있어 재생에너지 단지 조성이 수월한 것으로 전해졌다.

포스코홀딩스 측에 따르면 오만에서 생산할 그린수소를 효율적으로 운송하기 위해 120만t의 암모니아로 합성한 뒤, 국내로 들여와서 제철소에서 석탄 대신 수소를 사용해 철을 만드는 수소환원제철과 수소·암모니아 혼소발전에 사용할 계획이다.

한국 기업의 중동 진출은 청정수소 인증제 시행을 계기로 탄력을 받을 전망이다. 아직 실증 단계에 있는 국내 그린수소 프로젝트는 가뜩이나 높은 생산 단가와 좁은 부지 면적에 고군분투하는 가운데, 앞으로 인증제로 인해 사업성이 더욱 불투명해졌다.

핵심은 새롭게 시행될 인증제에선 해외든 국내든 오직 수소 생산 과정에서의 배출량만 따져 수소 등급을 매긴다는 점이다.

이와 관련 지난달 29일 청정수소 인증제 운영기관인 에너지경제연구원은 청정수소 배출량 산정 기본원칙에 대해 “Well-to-Gate 기준에 따라 수소 생산까지만 산정한다”며 “선박운송 과정의 배출량은 당분간 청정수소 배출량을 산정할 때 제외된다”고 밝혔다. 즉 해외에서 생산된 수소를 국내로 들일 때는 현지 생산 과정에서의 배출량만 고려한다는 얘기다.

수소 업계 관계자는 “선박운송 비용 등을 고려하면 해외 그린수소나 블루수소의 최종가격은 현지 생산비용 대비 2배에 가까운 수준에 이를 것으로 보인다”며 “하지만 청정수소 인증만 놓고 볼 땐 당분간 해외와 국내 그린수소에 차이를 두지 않아 대용량의 수소가 필요한 기업 입장에선 해외 그린수소 생산이 유리하다는 계산이 충분히 설 수 있다”고 내다봤다.



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