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VINSSEN holds ship construction kick-off ceremony of hydrogen-powered leisure boat | Global Hydrogen Review

The South Korean government has committed to actively supporting POSCO Group's ambitious plan to invest 73 trillion won ($54 billion USD) by 2030, aimed at leading the clean hydrogen industry. This pledge was highlighted during a joint on-site meeting of related ministries at POSCO's Pohang Steel Works, which included high-level officials such as the Deputy Prime Minister and Minister of Strategy and Finance, Choi Sang-mok.

Government Initiatives to Expedite Projects

The South Korean government has implemented measures to significantly shorten administrative procedures for POSCO's hydrogen reduction ironmaking project in Pohang, valued at 20 trillion won (approximately $14.8 billion USD). These measures include exemptions from maritime traffic safety diagnoses, accelerated environmental impact assessments, and expedited landfill basic plan procedures, cutting the total administrative process by 11 months. As a result, the project’s construction start date is now expected to be advanced to June of the next year.

Comprehensive Financial and Policy Support

In addition to speeding up procedures, the government plans to enhance financial and systemic support. Green finance will be expanded from 6 trillion won (approximately $4.4 billion USD) in 2024 to 9 trillion won (approximately $6.6 billion USD) in 2025, with additional funding for R&D in core carbon-neutral technologies. Regulatory improvements are also scheduled for this year, including adjustments to the emissions trading system to grant companies more flexibility in managing emissions allowances.

Tax Incentives and Strategic Technology Investments

The government will strengthen tax incentives for corporate investments, raising deduction rates for increased investments and extending temporary investment tax credits. Notably, hydrogen reduction ironmaking technology, a field where POSCO is a leader, was designated as a national strategic technology earlier this year.

Infrastructure and Supply Chain Developments

Investments will focus on advancing industrial infrastructure and stabilizing supply chains. This includes increasing funding for secondary battery specialized complex support and constructing essential facilities at the Pohang secondary battery industrial complex. Additionally, the Supply Chain Stabilization Fund, launched in September, will aid in securing raw materials, with POSCO Group companies involved in secondary battery materials receiving targeted support.

Corporate and Governmental Commitment

Jeong Ki-seop, CEO of POSCO Holdings, expressed gratitude for the government’s robust support and confirmed the group’s commitment to carrying out the planned investments smoothly. Deputy Prime Minister Choi emphasized the pivotal role of steel in the country’s industrial growth and reiterated the government’s dedication to supporting POSCO’s 73 trillion won (approximately $54 billion USD) investment plan, particularly in emerging industries like hydrogen reduction ironmaking.

Source: FCW Team

제주도, 행원풍력발전단지서 재생에너지 활용 그린수소 생산3.3MW

그린수소 생산에 2,880MWh 재생E 사용
행원 총 발전량 1만7847MWh의 16%


행원풍력발전단지 전력계통 흐름도
행원풍력발전단지 전력계통 흐름도
제주특별자치도는 지난해 9월부터 행원풍력발전단지에서 재생에너지를 활용해 그린수소를 생산하고 있다고 밝혔다.

이번 실증사업은 풍력 에너지와 수소 생산을 연계한 친환경 에너지 전환 모델을 제시하며, 제주에너지공사가 운영을 주도하고 있다.

3.3MW 규모의 그린수소 생산 실증사업은 지난 9월 30일 종료됐다. 해당 시설은 총 6기(15.08MW)로 구성된 행원풍력발전단지로부터 전력을 공급받아 운영됐다. 1년 동안(2023년 9월~2024년 9월) 발전된 1만 7847MWh의 재생에너지 중 16%에 해당하는 2880MWh가 그린수소 생산에 사용됐다.

풍력 발전이 충분하지 않을 때는 성산변전소에서 전력을 추가로 공급받는다. 성산변전소는 180MW 규모의 재생에너지를 보유한 중요한 전력 공급지로, 풍력(70.1MW)과 태양광(109.9MW)을 통해 성산과 인근 지역에 전력을 송전한다.

현행 전기사업법에 따라 재생에너지로 생산된 전력은 자가소비가 불가능하며, 반드시 전력거래소를 통해 한국전력에 판매돼야 한다. 제주에너지공사는 이렇게 정산된 비용을 바탕으로 그린수소 생산에 사용된 전력 요금을 한국전력에 납부한다. 다만, 이 과정은 한국전력의 외부 전력망이 아닌 행원단지의 내부 전력망을 통해 이루어지는 특이한 방식을 따른다.

▶재생에너지 인증 강화를 위한 PPA 도입 준비

제주도는 재생에너지 사용의 인증 강화를 위해 재생에너지 전력구매계약(PPA) 체결을 검토하고 있다. PPA는 두 가지 방식이 있으며, ‘직접 PPA’는 재생에너지 공급사업자를 통한 거래이고, ‘제3자 PPA’는 한국전력이 중개하는 방식이다. 도는 이 중 현장 상황에 가장 적합한 방식을 선택할 계획이다.

또 자가용 발전설비로 전환할 경우 초과 전력을 시장에 판매할 수 없는 문제가 있어 발전사업 허가를 유지하며 자가용 설비 전환 계획은 검토하지 않기로 했다.

행원풍력발전단지 발전량 및 그린수소 생산 소비전력 데이터(ʼ23.9.~ʼ24.9.) 양제윤 제주도 혁신산업국장은 “에너지 대전환을 위해 그린수소와 같은 유연성 자원을 위한 새로운 전력거래 제도가 필요하다”며 “제도 개선과 분산에너지 특화지역 지정을 통해 제주도에 적합한 재생에너지 거래제도를 마련하겠다”고 강조했다.

고효율화·비용 절감·대규모 실증 등 넘어야 할 산 많아
정부, 2030년까지 25만 톤급 그린수소 생산기반 구축 목표
알칼라인·PEM 수전해 대용량화·소부장 국산화 추진
AEM·SOEC 등 차세대 수전해 원천기술 확보 계획
“그린수소 생산단가 보조 등 경제성 확보 지원책 절실”

국내 처음으로 제주도에서 그린수소 버스가 운행 중이다. ‘기술혁신’과 ‘경제성 확보’가 그린수소 활성화의 관건이다.    

정부는 2022년 11월 9일 ‘제5차 수소경제위원회’를 통해 ‘청정수소 생태계 조성 방안’을 발표했다. 그레이수소(추출·부생수소) 생산기반은 확보했지만 그레이수소로는 온실가스 감축 목표를 달성할 수 없기 때문이다. 수송(상용차)·발전·산업 부문의 대규모 수소 수요 창출을 통해 청정수소 생태계를 조성한다는 것이다. 

발전 부문은 국가 온실가스 감축 목표(NDC) 및 제10차 전력수급기본계획에 따라 청정수소·암모니아 혼소발전 비중을 2030년 2.1%에서 2036년 7.1%로 점차 확대할 계획이다. 올해 처음으로 청정수소발전 입찰시장이 개설되어 2028년부터는 청정수소 사용이 확대될 전망이다. 2030년 기준 수소·암모니아 혼소발전(수소 6.1TWh, 암모니아 6.9TWh)에 따른 청정수소 수요량은 80만 톤이다. 

수송 부문은 NDC에 따라 2030년까지 수소버스·트럭 등 상용차 중심의 수소차 30만대 보급(누적)을 통해 청정수소 활용을 촉진한다는 계획이다. 연비·차종 등을 고려한 2030년 수송 부문 청정수소 최대 수요량은 39만 톤이다. 

2030년까지 발전과 수송 부문의 청정수소가 최대 120만 톤 정도 필요한 셈이다.

산업 부문은 ‘탄소중립산업 핵심 기술개발 사업(2023~2030년)’을 통해 100만 톤급 수소환원제철 공정 실증을 위한 청정수소 9만 톤 공급 및 기술적용 확대를 추진한다. 석유화학 분야는 기존 공정 추출수소를 청정수소로 전환하고, 천연가스·중유 등 기존 공정 연료를 수소·암모니아로 본격 대체한다는 계획으로, 연구용역(청정수소 활용을 통한 화학산업의 탄소중립 실현 공정 기술개발: 2023~2024년), 기술 추이 등을 고려해 연도별 청정수소 수요를 구체화할 예정이다. 

청정수소를 보급하기 위해선 청정수소의 기준이 필요하다. 이를 위해 정부는 지난해 12월 18일 ‘제6차 수소경제위원회’에서 ‘청정수소 인증제 운영방안’을 확정했다. 청정수소는 수소 1kg당 온실가스 배출량 4kgCO2e 이하(선박배출량 등 제외)인 수소로, 총 4등급으로 구분된다. 그린수소, 바이오수소, 블루수소, 원자력 수소 등 다양한 수소가 이 기준을 충족하면 청정수소로 인정받는다. 


국내 수전해 수소생산 걸음마

해외 주요국은 청정수소 중 재생에너지 기반 그린수소가 궁극의 친환경 수소가 될 것으로 전망하고 재생에너지 전기를 이용한 수전해 그린수소 생산 프로젝트를 활발하게 추진하고 있다.

국내는 이제 초기 단계로, 고효율화 및 비용 절감을 위한 기술개발과 상용화를 위한 대규모 실증, 그린수소 생산 경제성 확보를 위한 지원책 마련 등 넘어야 할 산이 많다.

정부는 2030년까지 MW급 실증을 통해 25만 톤급의 대규모 그린수소 생산기반을 구축하고, 생산단가 3,500원/kg 수준(2050년 2,500원/kg, 300만 톤)을 달성한다는 목표를 수립해 수전해 효율 개선, 설비 대형화 등 경제성을 갖춘 그린수소 생산을 위한 핵심 원천기술 개발과 상용화를 위한 실증을 지원하고 있다. 


제주도 행원리 3.3MW급 그린수소 생산 실증사업 현장에 설치된 수전해 설비.
2021년 제주에서 처음으로 500kW급 그린수소 생산 실증사업이 성공적으로 종료된 이후 1MW급(울산), 2MW급(나주), 3.3MW급(제주)을 거쳐 12.5MW급(제주)까지 실증 확대를 추진 중이다. 특히 3.3MW 사업을 통해 지난해 10월 국내에서 처음으로 그린수소로 달리는 버스가 제주 시내에서 정식 운행을 시작했다.

다만 30MW급(제주)이 좌초 위기에 놓여 있어 귀추가 주목된다. 제주도는 2023년 7월 산업통상자원부의 ‘30MW급 그린수소 생산 실증사업’에 선정됐지만 최근 예비타당성조사에서 탈락했다. 전북이 추진해온 새만금 100MW급 수전해 클러스터 조성사업도 예비타당성조사를 통과하지 못하는 상황이다. 

이밖에 산업부의 수전해 기반 수소생산기지 구축 지원사업으로 평창 등 4개소의 구축이 진행 중이다. 

한편 가동 원전에 수전해 기술을 연계한 10MW급 원전수소 생산 실증사업이 올해 착수되어 큰 관심을 모으고 있다. 이 사업을 100MW급 재생에너지-원전 연계 시범사업(예비타당성조사)으로 확장해 2030년 이후에는 GW급으로 확대한다는 게 정부의 계획이다. 


수전해 기술 국산화 지원

국내 수전해 수소생산기술은 선진국 대비 60~70% 수준으로, 2030년 본격 수소생산을 위해서는 기술 국산화가 필요하다는 게 정부의 판단이다. 정부가 ‘세계 1등 수소산업 육성 전략’에서 선정한 수출산업화 5대 분야(수소모빌리티, 발전용 연료전지, 수전해, 액화수소 운송선, 수소충전소)에 수전해 기술이 포함됐다. ‘제5차 수소경제위원회’에서 수전해 수소생산기술 국산화 등의 과제를 담은 ‘수소기술 미래전략’이 발표된 이유다. 

세계적으로 상용화 수준인 알칼라인과 PEM 수전해를 민관협업 R&D로 대용량화하고, 단계적으로 소부장 국산화 및 고효율화를 추진한다는 전략이다. 

먼저 수소 공급가격 인하에 기여하기 위해 시스템 국산화 및 성능 향상 기술을 확보한다는 계획이다. 민간 중심으로 단기에 MW급 스택, 10MW급 모듈 시스템을 구현하고, 중장기에 수십MW급 시스템으로 대용량화한다. 

2050년까지 선도국 수준의 수전해 스택 효율인 45kWh/kg를 달성한다는 목표다. 현재는 57kWh/kg이다. 수전해 시스템 가격도 현재의 kW당 200만 원에서 2050년 30만 원으로 낮춘다는 것이다. 

수전해 단가절감을 위해 알칼라인은 재생에너지 부하변동에 대응할 수 있는 고효율·고내구 핵심소재(전극, 분리막 등)의 저비용화, 대용량·대면적 제조 기술개발을 추진한다. 이를 통해 알칼라인 수전해 시스템 적정전류밀도를 1.8V 0.4A/㎠에서 2030년 0.8A/㎠로 고효율화한다는 목표다. 

PEM은 핵심 소재(촉매, 전해질 등) 및 부품(분리판, 가스켓 등)의 저가화·국산화와 고효율·고내구성 구현을 위한 MEA 구조 최적화 기술을 확보해 PGM(백금족 원소) 촉매량을 1.5~3mg/㎠에서 2030년 0.8mg/㎠으로 낮춘다는 목표다. 

또 2030년 기준 수전해 시스템 내구성 8만 시간을 달성하기 위해 알칼라인은 수소생산 밀도 향상을 위한 고성능 스택 설계·양산기술을, PEM은 운전 특성 및 열화 분석, 가속열화 및 수명예측 기술을 각각 개발한다. 

2030년경 본격 상용화가 예상되는 음이온교환막수전해(AEM), 고체산화물수전해(SOEC) 등의 차세대 수전해 원천기술도 확보한다. 

AEM의 경우 핵심 소재(촉매, 음이온교환막 등)의 내구성 강화연구와 단위 부품(기체확산층, 분리판 등)의 생산단가 절감연구를 추진하고 MEA, 분리판 및 스택 설계·제조공정 기술개발과 BOP를 이용한 운전 평가 등을 통해 수전해 시스템 운용기술을 확보한다. 2026년 200kW급 MEA 설계·제조 기술개발과 시스템 적정전류밀도 1.5A/㎠ 달성을 목표로 한다.

SOEC의 경우 고온(700~1,000℃) 수전해 시스템을 구성하는 핵심소재·부품 국산화를 추진하고 셀·스택 양산기술 및 대용량화 기술을 확보한다. 중온(500℃)에서 고효율 그린수소 생산을 위한 PCEC(프로톤 전도성 세라믹 수전해) 원천기술도 확보할 계획이다. 


국가 수소 중점연구실 운영

정부는 수전해 수소생산기술 국산화를 위해 ‘제6차 수소경제위원회’에서 ‘국가 수소 중점연구실 운영방안’을 확정했다. 국가 연구개발 브랜드로서 개별 연구실을 잇는 국가 수소 중점연구실을 운영해 R&D 역량을 결집하겠다는 것이다. 

수소 중점연구실은 알칼라인·PEM 수전해 및 차세대 수전해 기술(고체산화물, 음이온교환막)을 국산화하고 국산기술이 산업현장에 적용되는 과정을 지원하는 역할을 한다.

한국에너지기술연구원이 주관하고, 한국생산기술연구원과 울산과학기술원이 참여하는 ‘알칼라인 수전해 연구실’은 2030년 가압형 10MW급 알칼라인 수전해 기술 국산화를 목표로, 수전해 스택 48kWh/kg, 시스템 52kWh/kg 이하의 효율을 확보한다는 계획이다. 

2.5MW급 표준스택 4개로 10MW급 시스템을 구성하는 요소 부품을 대형화하는 한편 산소 중 수소농도 2% 미만의 투과도를 가지는 분리막 개발, 전력변환효율 96% 이상의 BOP 개발, 고전류밀도(>1A/㎠ @1.8V)에서 운전이 가능한 전극촉매 개발 등 고밀도·가압형 시스템 상용화를 위한 혁신기술을 확보할 계획이다. 

성과물은 안정적으로 다량의 청정수소 공급이 필요한 산업공정(수소전기차 연료생산, 석유화학·정제 등) 연계 대규모 플랜트 구축에 활용될 예정이다. 

한국과학기술연구원이 주관하고 한국화학연구원과 한국과학기술원이 참여하는 ‘PEM 수전해 연구실’은 2030년 수MW급 PEM 수전해 기술 국산화를 목표로 CAPEX(자본적지출) 절감과 내구성 향상을 위한 핵심기술을 개발한다. 

CAPEX 절감을 위해 저귀금속 사용 촉매 등 설비단가 절감 기술개발을 추진한다. 산소극 귀금속 사용량 1mg/㎠ 이하, 막전극접합체 분리막 저항 100mΩ/㎠ 이하를 달성한다는 목표다. 내구성 향상을 위해 다공성확산층-막전극접합체 접촉저항 10mΩ/㎠ 이하 달성 등 고기능·고내구성 PEM 수전해 핵심기술을 개발한다. 

해상풍력과 연계한 소형 PEM 설비를 도입하고, 재생에너지 변동성이 큰 지역(제주도 등)에 청정수소 생산설비를 구축하는 데 성과물을 활용한다는 계획이다. 

‘차세대 수소기술 연구실’은 2040년 글로벌 수소시장 본격화에 대비해 차세대 수전해(SOEC, AEM) 분야 유망기술 확보를 목표로 한다.

SOEC의 경우 2040년 핵심소재·부품 기술을 국산화하고 기존 고온형 시스템과 차별화된 중온형(600~700℃) 시스템 기술을 선도한다는 것이다. 한국에너지기술연구원이 주관하고, 한국과학기술연구원·한국세라믹기술원·한국원자력연구원·서울대학교·연세대학교·광주과학기술원 등 11개 기관이 참여한다.

AEM 수전해는 2040년 PEM 수전해와 동등한 효율의 핵심기술을 국산화하고 대용량(1MW)·장수명 단일 스택을 개발한다는 계획이다. 한국재료연구원이 주관하고, 포항공과대학교·포항가속기연구소·서울과학기술대학교·중앙대학교·국민대학교·성균관대학교·고려대학교 등 23개 기관이 참여한다. 

정부는 또 ‘수소산업 소부장 육성 전략’을 통해 수전해를 포함한 10대 분야 40대 소부장 핵심품목을 소부장 핵심전략기술로 신규 지정해 R&D, 으뜸기업 선정 등의 제도적 지원을 확대하기로 했다. 40대 핵심품목 중 수전해가 11개로 가장 많다.


그린수소 경제성 확보 지원 필요

이처럼 수전해 그린수소 생태계 조성을 위해선 기술혁신과 함께 경제성 확보를 위한 제도적 지원도 필요한 상황이다. 

에너지경제연구원 김종우 부연구위원과 이태의 연구위원의 ‘청정수소 생산 경제성 확보를 위한 수전해의 기술적·제도적 개선 방안 연구’ 보고서에 따르면 그린수소의 본격적인 확대를 가로막는 가장 큰 걸림돌은 높은 재생에너지 전기요금과 낮은 기술성숙도에 의해 야기되는 높은 생산단가이다. 

보고서는 국내 수소생산방식별 비용 수준을 선행연구 검토와 균등화 수소생산원가(LCOH) 추정을 통해 비교·분석했다. 통상적으로 그레이수소가 가장 저렴하고, 다음이 블루수소이다. 그린수소의 LCOH는 블루수소보다 약 2~3배 높다. 한국은 모든 수소생산방식에서 LCOH가 가장 높아 가격경쟁력 확보가 매우 어려운 상황이다.


2023년 10월에 국내 최초로 제주에서 운행을 시작한 그린수소 버스.
재생에너지 직접 연계형 그린수소는 동일 규모의 태양광 설비를 5MW급 수전해 설비와 직접 연계할 경우(1:1 직접 연계형, 이용률 14.9%) LCOH가 16.19달러/kgH2이며, 3:1로 구성할 경우(이용률 37.1%)는 10.09달러/kgH2로 나타났다. 

PPA(직접전력거래)를 활용한 그린수소의 LCOH는 8.13달러/kgH2로, 이는 3:1 직접 연계형 대비 생산원가를 약 2달러/kgH2 절감할 수 있는 것으로 분석됐다. 

원자력 수소의 경우 원자력 발전 정산단가를 가정해 도출된 추정치는 4.65달러/kgH2로, 이는 그리드 전원(산업용을)을 활용한 수소생산비용(6.87달러/kgH2)보다도 저렴한 수준이다. 

보고서는 우선 청정수소의 등급별 지원 규모와 방법을 구체화하는 한편 중단기적인 관점에서 원자력수소의 가격경쟁력을 고려해 향후 별도의 계약요금 체계 마련 등 관련 법·제도적 지원이 필요함을 제안했다. 

보고서는 “기술성, 경제성, 탄소 감축 기여도 등을 종합적으로 고려할 때 수소생산 R&D 투자의 최우선 순위로 나타난 알칼라인·PEM 수전해의 경우 시스템 규모, 전류밀도, 스택 압력, 부하 운전범위, 수명, CAFEX 등 6개 핵심 성과지표를 향상할 수 있는 세부 기술에 집중적으로 투자와 지원이 이뤄져야 한다”고 제언했다. 

또 “EU와 일본과 같이 정부 주도로 추진하는 대규모 프로젝트가 필요하고, 기후대응기금 내 수소생산과 관련된 프로젝트를 확대하는 등 그린수소 R&D 투자를 위한 추가적인 재원을 마련해야 한다”고 덧붙였다.

보고서는 “국내 수전해 기업은 대부분 비상장 중소기업이므로 재정적 어려움 없이 사업 기반을 조성할 수 있도록 적극적인 지원과 투자가 필요하다”라며 “정부 주도하에 각 세부 기술에 전문성을 갖춘 선도기업을 육성하고 개발된 우수한 소재·부품이 실증과 상용화에 활용될 수 있는 체계를 구축해야 한다”고 밝혔다. 

청정수소생산 인프라 구축을 지원할 수 있는 인센티브 정책의 필요성도 강조했다. 

보고서는 “세계 각국은 청정수소의 높은 생산단가를 보전하기 위한 보조금 지급(칠레, 독일, 네덜란드 등), 세액공제(미국, 브라질, 독일 등), 전력망 수수료 면제(오스트리아) 등 다양한 정책을 발표하거나 시행 중”이라며 “국내에서도 청정수소를 조기에 공급하고 수소경제 활성화를 위해 구체적인 지원제도 마련이 필요하다”고 밝혔다. 

국내 처음으로 제주도에서 그린수소 생산 실증사업(500kW급)에 성공한 이후 현재는 3.3MW급 사업에 참여 중인 박가우 지필로스 대표는 “정부가 ‘수소경제 활성화 로드맵’을 발표한 이후 국내 수소산업이 급성장하면서 기대감이 컸으나 최근 전반적으로 시장 상황이 힘들어지고 있다”라며 “특히 생산비용 단가 문제 등으로 시장 활성화가 늦은 그린수소 분야는 더욱 힘든 실정으로 정부의 그린수소 생산단가 보조 지원 정책이 하루 빨리 수립되어야 한다”고 지적했다.

그린수소 활성화, ‘기술혁신·경제성 확보’에 달렸다 < 기획•연재 < FOCUS < 기사본문 - 월간수소경제 (h2news.kr)
출처 : 월간수소경제(https://www.h2news.kr)