New Energies, new possibilities

출처: 에너지 신문

[에너지신문] 2020년 10월 문재인 대통령은 국회 시정연설에서 2050년 탄소중립을 목표로 나아가겠다고 선언했다. 2050년 탄소중립을 선언한 국가는 우리나라 뿐만 아니라 유럽연합과 미국, 일본 등 120개국에 달한다. 

지구온난화 및 기후변화 대응을 위해 많은 국가들이 탈탄소화 전략을 추구함에 따라 수소가 미래 에너지믹스의 핵심 구성 요소로 부상할 것으로 전망된다.

특히 수소생산방식 중 이산화탄소를 배출하지 않는 수전해 방식에 의한 그린수소는 탄소중립을 달성하는데 크게 기여할 것으로 예상되나 그린수소 생산비용을 낮추는 것이 관건이다.

현재 그린수소는 블루수소에 비해 약 2∼3배 비용이 더 높지만 향후 그린수소 생산비용은 급속한 하락이 가능할 것으로 예상된다. 

IRENA(국제재생에너지기구)는 최근 발표한 ‘그린수소 생산비용 절감 전략’에 대한 보고서에서 지구 평균 온도 상승 폭을 1.5℃ 이하로 억제하기 위해 그린수소 역할이 필수적이라는 전제하에 그린수소 생산비용 절감 방안을 분석했다.

해당 보고서는 향후 재생에너지 발전단가는 지속적으로 하락할 것으로 예상됨에 따라, 특히 전해조 비용 절감에 초점을 맞춰 그린수소 생산비용 절감을 위한 전략 방안을 제시했다.

따라서 본고에서는 IRENA 보고서에 주로 기초해 향후 글로벌 그린수소 생산비용 수준 전망과 그린수소 생산비용을 낮출 수 있는 비용 절감 요인에 대해 구체적으로 살펴보고자 한다.

특히 지속적인 기술 혁신과 시장 규모 확대 등으로 전해조 비용 절감이 예상됨에 따라 수전해 방식 특성과 수전해 시스템 비용 절감 요인에 초점을 맞춰 그린수소 생산비용 절감 방안을 세부적으로 분석하고자 한다.

글로벌 그린수소 생산비용 전망
현재 전 세계 수소생산량은 연간 약 7000만톤이고 이중 천연가스에 의한 수소생산이 3/4을 차지하며 재생에너지 활용 수전해 수소 비중은 약 1% 수준이다. 수전해 총 설비용량은 2019년 10월 기준 3.2GW에 이르렀고 향후 급증할 것으로 전망된다.

주요 기관별 수전해 설비용량 전망치는 기관별 전망치를 발표한 시점과 기본 가정들에 대한 차이에 따라 2030년까지 IEA는 25GW, 수소위원회는 90GW, IRENA는 270GW로 전망했다.

최근 유럽연합(EU)이 발표한 내용에 따르면 그린수소를 EU의 탈탄소화를 위한 혁신적인 에너지 기술로 인정함에 따라 유럽만으로도 2030년까지 40GW의 수전해 설비가 설치될 것으로 예상된다. 2020년 7월 8일 유럽연합은 ‘기후 중립 목표를 위한 수소전략’에서 2030년까지 최소 40GW의 수전해 설비를 설치하고 최대 천만톤의 그린수소 생산 계획을 발표했다.

IRENA는 당초 국가별 로드맵 발표에 기초해 수전해 용량을 2030년까지 100GW를 전망했으나 최근 확장 시나리오에서 270GW로 전망했고 2050년까지 약 1700GW(1.7TW)로 확대 전망했다. IRENA는 세계 재생에너지 수요 확대와 기술 개발을 촉진시키는 기구라는 관점에서 향후 수소 수요를 충족하는데 있어서 재생에너지에 의한 수소생산이 큰 비중을 차지할 것으로 예상하고 있다.


IRENA는 기후변화협약 목표 달성 시나리오에서 2050년까지 연간 수소 생산은 29EJ로 전망했다. 이중 재생에너지 활용 수전해 설비용량 1700GW에서 생산된 수소가 19EJ로 66%를 차지하고 나머지는 CCS(탄소 포집 및 저장 기술) 설비가 추가된 천연가스 추출 수소와 전력계통 연계에 의한 수전해 수소가 차지할 것으로 전망했다.

이와 같이 2050년까지 전해조 설치용량이 1∼5TW로 급증하는 것을 가정할 경우 수전해 설비비는 130∼307$/kW로 하락할 것으로 예상된다. 하지만 2050년에 수전해 용량이 약 5TW의 설치 용량에 도달하기 위해서는 2030년까지 연간 50GW, 2040년까지 연간 250GW로 급속히 확대돼야 함을 의미한다.

국제사회가 기후변화 협약 목표를 준수하고 수소사회 구현을 위해 글로벌 그린수소 생산을 확대하면 수전해 용량 확대가 가능해지고 규모의 경제로 인한 그린수소 생산비용도 현재 대비 대폭 하락할 것으로 예상된다.

IEA 보고서에 따른 현재 생산원별 수소생산비용을 살펴보면 그레이수소는 1∼2.2$/kgH2, 블루수소는 1.5∼3$/kgH2, 그린수소는 3∼7.2$/kgH2 이다. 현재 대부분 그레이수소가 생산되고 일부 국가들에서는 블루수소가 그레이수소 대비 비용 경쟁력을 갖기 시작했다. 

현재 그린수소 생산비용은 평균 5$/kgH2 수준으로 최대 비용 구성 요소는 재생에너지 발전단가이고 다음으로 전해조 설비비의 비중이 큰 것으로 분석된다.

2020년에도 최적 조건, 즉 재생에너지 발전단가가 20$/MWh이고 수전해 설비비가 650$/kW인 경우 그린수소는 블루수소와 생산비용 측면에서 경쟁이 가능하다. 또한 재생에너지 발전단가가 보다 하락하고 전해조 기술 개발이 더욱 촉진되면 2030년까지 그린수소가 블루수소에 비해 비용 경쟁력을 갖게 될 것으로 예상된다. 더욱이 탄소가격이 50$/tCO2 이상이 될 경우 그린수소 비용 경쟁력은 더 커질 것으로 예상된다.

BloombergNEF의 전망에 따르면 그린수소 생산비용은 현재 2.5∼4.6$/kgH2에서 2050년에는 0.8∼1.6$/kgH2 수준까지 하락할 것으로 전망된다. 또한 2050년까지 수소위원회는 평균 1.5$
/kgH2, IRENA는 1$/kgH2에 도달할 것으로 전망하고 있다.

재생에너지를 활용한 수소생산비용은 재생에너지 발전단가 하락, 수전해설비비 하락, 전해조 효율 향상과 운영비 하락 등으로 2020년 평균 5$/kgH2에서 2050년에 1$/kgH2로 약 80% 하락이 예상된다.

재생에너지는 이미 세계 여러 지역에서 가장 저렴한 전력공급원이 됐으며 일부 국가들의 경매에서 20$/MWh 이하의 기록적인 가격에 도달할 만큼 재생에너지 발전단가는 지속적으로 하락하고 있다.

재생에너지 발전단가가 40$/MWh인 경우와 수전해 투자비가 450$/kW인 경우, 전해조 가동시간이 증가함에 따라 수소생산비용이 하락하는 것으로 나타나고 있다.  가장 최적의 지역에서는 연간 가동시간은 5000시간도 달성이 가능하나 대략 4000시간 이상이 필요하며 수전해 수소생산비용을 낮추기 위해서는 연간 가동시간을 높이는 것이 필수적이다.

수전해 방식 특성과 비용 요소
재생에너지를 활용한 수전해 기술은 알칼라인(Alkaline), 고분자 전해질막(PEM, Polymer Electrolyte Membrane), 음이온교환막(AEM, Anion Exchange Membrane), 고체산화물(SOECs, Solid Oxide Electrolysis Cell) 수전해 방식으로 구분한다.

알칼라인 수전해는 알칼리 전해액을 이용해 물을 전기분해하는 방식이다. 보통 알칼라인 단위전지의 전해액으로 20∼30wt%의 고농도 수산화칼륨(KOH)이 사용된다. 전극은 탄소강에 니켈을 도금해 사용하거나 니켈 메쉬(그물망 형태로 제작)와 니켈 폼(스펀지 형태로 제작) 형태의 전극이, 분리막으로는 테플론 계열의 고분자와 세라믹 입자로 구성된 분리막이 주로 활용된다.

현재 수전해 기술 중 상용화가 가장 많이 진척됐으며, 국내에서도 일부 시판되고 있다. 오랜 기간 동안 기술개발이 이뤄져 가장 안정적인 수전해 기술이며, 고가의 귀금속 촉매를 사용하지 않아 초기 설치 비용이 상대적으로 저렴하고 대용량에 적합하며, 신뢰도가 높다는 장점이 있다.

하지만 낮은 효율과 전극 부식, 전해액 보충 등의 단점이 존재한다. 고분자 전해질막(PEM) 수전해는 이온전도성 고분자 전해질막을 전해질로 이용하는 수전해 방식이다. 수소이온이 이동할 수 있는 듀퐁사의 나피온(Nafion)과 같은 양이온교환막을 전해질로 이용한다.

단위전지는 막전극접합체(MEA)의 형태로 구성된다. PEM 수전해 기술은 전류밀도가 높아 에너지 효율이 높은 방법으로 평가받으며, 장치의 크기도 작아 생산설비의 소형화가 가능하고 유지 및 보수 측면에서 가장 우수하다는 장점이 있다.

또한 고체산화물 수전해 기술과 마찬가지로 전해액을 사용하지 않고, 순수한 물을 원료로 사용하기 때문에 생산된 수소의 순도가 매우 높아 미래 수전해 수소생산분야의 핵심 기술이 될 것으로 기대되고 있다. 하지만 양성자 교환막과 백금 촉매는 매우 고가이기 때문에 유지비용이 많이 드는 단점이 있다.

재생에너지와 연계 관점에서 정격전류가 0∼160%인 PEM 수전해가 알칼라인 수전해 방식보다 활용하기가 용이하다. 최근 기술 개발을 통해 가격 및 에너지 효율 관점에서 알칼라인 수전해와 유사한 수준에 도달했으며, 추가적인 연구개발 진행으로 그린수소 확산에 PEM 수전해 방식이 활용될 전망이다.

음이온교환막(AEM) 수전해는 음이온교환막을 전해질로 이용하는 수전해 방식이다. AEM 수전해는 알칼라인의 장점인 저가 촉매 사용으로 비용을 낮출 수 있고, 낮은 전력에서도 잘 작동하며 압축기 없이도 고압에서 작동이 가능해 효율 및 순도가 높다. 하지만 현재 촉매와 음이온교환막의 성능이나 신뢰도가 부족한 상황이다.

고체산화물(SOEC) 수전해는 고체산화물 전해질을 이용해 800℃ 이상의 고온 수증기를 전기분해해 수소를 생산하는 기술이다. 이 방식은 물을 분해하기 위해 필요한 전기에너지가 고온에서 더 낮아지는 현상을 이용하는 방법으로 적은 전기에너지로 고효율의 물 분해가 가능하다.

또한 고체산화물 전해질을 사용하기 때문에 부식에 대한 내구성이 뛰어나고, 전해액을 보충할 필요가 없어 유지 및 보수가 용이하다는 장점이 있다. 하지만 이 기술은 수증기를 800℃ 이상으로 가열하는데 추가 열원이 필요하고, 고온의 작동조건을 가지기 때문에 충분한 내구성을 가진 고체전해질에 대한 연구와 개발이 필요한 상태다.

현재 수전해 방식별 총 시스템 비용은 알칼라인은 500∼1000$/kW, PEM은 700∼1400$/kW, SOEC는 2800∼5600$/kW이다. PEM 수전해 비용은 알칼라인 대비 50∼60% 비용이 높고 AEM과 SOEC는 훨씬 더 높으며 일부 제조업체에서만 상용화되고 있다.

하지만 최근 PEM의 신규 프로젝트 점유율이 증대되고 있는데 알칼라인 대비 비용 절감 폭이 크기 때문이다. 알칼라인은 스택을 1개에서 20개로 증가 시 투자비 절감효과가 20%인 반면 PEM은 스택을 1개에서 6개로 증가시 40%의 투자비 절감효과를 보인다.

2014년까지 설치된 수전해 설비용량의 90%가 알칼라인 방식이고, 2015∼2019년에는 PEM 방식이 90%를 차지하고 있다. 현재 수전해 설비 평균 용량은 1∼2MW이며 점차 수전해 설비 대형화가 이뤄지고 있다.

수전해 시스템 구성요소를 보면 알칼라인 수전해의 경우 수소 및 산소발생 전극, 분리막, 분리판, 전해액으로 구성된 스택이 핵심부품이며, 이를 구동 및 제어하는 BOP(balance of plant)로 구성된다. 전극과 분리막으로 구성된 단일셀은 전기화학반응에 의해 수소가 생산되는 부품이며 수전해 스택의 성능을 결정하게 된다.

PEM 수전해 스택은 CCM(Catalyst Coated Membrane, 촉매 코팅된 고분자 전해질막)에 기체확산층까지 접합한 것을 막전극접합체(MEA)라고 하고 가장자리에 분리판을 붙여 하나의 셀을 만들어 이 셀을 적층형식으로 제작한다.

수전해 시스템 비용 구성 비중은 제조업체와 운전 형태, 설치 지역 등에 따라 차이가 있으며, 평균으로 볼 때 알칼라인과 PEM 수전해 비용은 둘 다 스택이 45%, BOP가 55%를 차지한다.

스택의 경우 알칼라인은 다이어프램(분리막)과 전극 패키지가 57%를 차지할 정도로 상당한 비용이 전극 제조와 관련이 있다. PEM은 분리판(Bipolar Plates)이 스택 내 비중의 53%를 차지하기 때문에 저가화가 요구된다.

알칼라인 방식의 분리판은 PEM에 비해 단순한 설계와 간단한 제조, 저렴한 재료(니켈 도금 스테인레스 스틸)로 인해 스택 비용에서 차지하는 비중이 작다.

분리판과 더불어 PEM 수전해에서 비용 절감 잠재력이 큰 부분은 CCM(촉매 코팅된 고분자 전해질막)과 확산층(Porous Transport Layer)이다. BOP의 경우는 알칼라인과 PEM 둘 다 전원 공급 부분이 50%로 비용 절감을 달성할 수 있는 가장 큰 단일 영역이다. 


전해조 비용 절감 요인
수전해 기술을 이용한 수소생산비용을 낮추기 위해 스택 최적화 설계와 저가 금속재료 사용이 동시에 요구된다.

먼저 고효율·고내구성 스택 설계와 셀 구성이 필요하다. PEM의 경우 부하변동 대응성과 고전류 밀도에서의 효율적 운전을 위해 막전극접합체와 더불어 스택 핵심 구성부품인 확산층과 분리판의 최적 설계를 통한 효율과 내구성 확보가 필요하다.

또한 고가의 귀금속 계열 소재부품의 사용량을 줄이거나 저가 금속물질을 사용하여 저렴한 고효율 촉매를 개발해야 한다. 알칼라인은 백금 및 코발트를 사용하지 않는 설계 전환이 필요하다.

PEM의 경우 귀금속 촉매와 금 또는 백금 코팅 티타늄과 같은 고가재료의 분리판을 사용하기 때문에 티타늄을 더 저감하거나 저가재료로 대체하고, 스택의 핵심인 CCM(촉매 코팅된 고분자전해질막)은 희귀금속 비용을 절감함으로써 전해조 비용 인하를 가져올 수 있다.

수전해 모듈 사이즈를 확대시킴으로써 수전해 시스템 단위 투자 규모 증가시 투자비를 절감할 수 있다. 모듈 사이즈가 10배 증가 시 비용은 4∼5.6배만 증가하는 것으로 분석된다. 모듈 사이즈가 증대됨에 따라 상대적으로 스택에 비해 BOP 부문의 비용 절감이 크다.

이는 대규모 부품 제조의 한계와 대규모 부품의 기계적 불안정성, 셀의 대면적화 등을 포함하는 이슈들 때문에 스택이 규모의 경제 효과를 가지기에는 제한적인 반면 BOP는 규모의 경제 효과가 큰 것으로 분석된다.

일례로 1MW에서 10MW로 모듈 사이즈 증대 시 압축기 비용은 10배 증가하지 않고 4배만 증가한다. 규모의 경제가 가장 큰 모듈 사이즈는 10∼20MW이다. 반면 이 모듈 사이즈를 넘어서면 절감율은 낮아진다.

전해조 플랜트 규모를 현재 평균인 1MW에서 20MW로 확대 시 단위당 투자비를 1/3 이상 줄일 수 있을 것으로 예상된다. 또한 1MW(1000$/kW)와 100MW(500$/kW) 비교시 대략 50%만큼 투자비 절감이 가능하다.

전해조 제조업체인 티센크루프(Thyssenkrupp)는 수전해 용량이 100MW에 근접할수록 비용 절감 효과가 클 것으로 전망하고 있다. 현재 세계 최대급 전해조는 단일 스택인 일본 후쿠시마의 10MW 알칼라인 수전해 시설이며 하이드로제닉스는 캐나다 퀘벡주 베칸쿠흐에 세계 최대인 20MW 규모의 PEM 수전해 설비를 구축하고 있다.

현재 전해조 제조 시장은 소수의 회사만이 참여하고 소규모이나 향후 대규모 제조설비 증가로 비용 절감이 예상된다. 기가와트(GW)급 규모의 제조 시설에서 스택 생산을 확대하면 단위당 건물비 절감과 장비 활용도가 증가, 비용 절감이 가능하다.

또한 소규모 생산의 경우 수동 조립에서 연간 대규모 생산으로 확대할 경우 반자동화와 자동화 공정으로 단계적으로 비용 절감을 달성할 수 있다.  규모의 경제가 큰 전해조 플랜트의 연간 제조 용량은 1MW급 1000유닛(1GW)이다. 

PEM 수전해의 연간 10MW 전해조 플랜트 경우 총 비용에서 스택 비용은 약 45%를 차지하나 1GW로 증대 시 30%로 비중이 감소해 제조용량 증대로 인해 스택 비용이 크게 하락하게 된다.
스택 비용 구성 요소의 대부분은 고가의 금속 재료비가 차지하기 때문에 대부분 금속 재료비 절감과 공정 자동화로 인한 인건비 절감이 가능하다.

제조 플랜트를 연간 1GW로 확대할 경우 공정의 자동화와 더불어 고도의 코팅 기술개발 등으로 스택비용을 절감할 수 있고 더욱이 금속 재료 사용량의 절감으로 비용 절감을 가져올 수 있다. 

한편 BOP는 상대적으로 스택에 비해 비용 절감이 크지 않으나 탈이온수 순환 및 냉각 시스템에서 비용 절감율(50∼60%)이 클 것으로 예상된다. 학습효과는 전해조 시리즈 생산의 혁신과 공정 경쟁 시장, 정부 로드맵의 명확화 등을 통해 비용 절감이 가능한 부분을 포함한다.

제조 공정 단계 단순화와 생산시간 단축을 통한 비용 절감을 가져올 수 있다. 설치 장소에 따라 모듈식으로 적용할 수 있는 전해조 플랜트 건설과 다수의 수전해 프로젝트 수행을 통한 유연한 운영 방식 등의 요인으로 비용 하락이 예상된다. '

또한 맞춤형 설계, 최적화 설비 배치 등과 같은 국제 표준화와 저리융자, 보조금 지원 등과 같은 금융 리스크를 줄일 수 있는 정부의 투자 지원 방향이 긍정적인 변화를 가져올 수 있다.

더욱이 전기분해 시스템의 설계 및 작동은 다양한 산업 분야에서 응용될 수 있다. 전해조와 연료전지는 동일한 원리를 사용하고 동일한 구성요소(양극, 음극, 멤브레인 및 어셈블리)를 공유하기 때문에 배터리 개발의 이점으로 비용 절감이 가능하다.

수전해 효율과 내구성을 향상시킴으로써 경제성 확보를 위해 필요한 핵심 기술을 수전해 방식별로 살펴보면 다음과 같다.  

알칼라인은 전극 제조비용 절감 및 최적화 설계 기술개발이 요구된다. 전력 소비효율을 높게 유지하면서도 보다 고전류밀도에서 운전할 수 있는 고효율 전극 및 셀 개발이 필요하다. 또한 다이어프램(분리막) 두께 변화에 따라 고전류밀도에서 알칼라인 수전해 효율을 높일 수 있고 저비용을 달성할 수 있기 때문에 분리막 핵심 부품소재 요소 기술이 필요하다.

한편 알칼라인 수전해 장치를 재생에너지와 연계해 에너지 저장장치로 적용하기 위해서는 재생에너지 연계 부하변동 대응형 수전해 시스템 개발이 핵심 기술이다. 재생에너지 전력원의 불규칙한 출력특성으로 가스혼입 및 전극 효율 문제를 야기할 수 있기 때문에 고효율을 유지하면서도 전류밀도를 높일 수 있는 셀 및 스택개발이 요구된다.

고분자전해질(PEM) 수전해 장치의 핵심 기술로는 이온전도도와 내구성이 높은 양이온교환막 개발이 필요하다. 전해질막 두께가 얇으면 효율손실이 감소하기 때문에 PEM은 현재 125∼175μm에서 20μm 이하로 분리막 두께 감소가 필요하다. 또한 고효율·고내구성 촉매 및 촉매담지체를 개발하여 귀금속 촉매의 사용량을 감소시키고 내구성을 향상시켜야 한다. 

음이온교환막(AEM) 수전해는 촉매와 음이온교환막 내구성 확보가 관건으로 5만시간 이상의 신뢰도 입증이 필요하다. 높은 기계적, 열적 및 화학적 안정성, 이온전도도, 전자 및 가스에 대한 낮은 투과성을 가진 음이온교환막 개발이 필요하다. 또한 고성능 비귀금속 소재 개발이 요구된다.

고체산화물(SOEC) 수전해는 고온 상태의 내구성을 갖출 수 있는 고체전해질 연구 및 개발이 필요하다. 또한 고체산화물 스택에 사용되는 전극이 핵심 구성요소이기 때문에 가동 유연성 증대를 위한 전지스택 및 플랜트 설계 최적화가 필요하다.

이러한 핵심기술 개발이 장기적으로 이루어질 경우 2050년까지 수전해시스템 전력소비량은 45kWh/kg-H2 이하 달성, 스택 수명은 1만 시간 이상 지속과 같은 효율과 내구성이 향상될 것으로 예상된다. 이로 인해 수전해 총 시스템 비용도 수전해 방식에 따라 200∼300$/kW 이하로 하락할 수 있을 것으로 예상된다.

또한 2030년까지 270GW 전해조 설치의 경우 약 55%, 2050년까지 1,700GW 전해조 설치의 경우 약 70∼80% 이상 비용을 현재 대비 절감할 수 있을 것으로 전망된다.

저렴한 그린수소 생산 과제는
그린수소 생산을 위해 효율적이고 견고하며 저렴한 대용량의 전해조 시스템 개발은 에너지 전환의 핵심 기술이다. 향후 글로벌 시장에서 수전해 시스템 비용은 전해조 제조업체들의 전해조 제조 플랜트 규모 확대와 모듈 규모 확대, 학습효과, 연구 개발이 복합적으로 병행 추진됨으로써 2050년까지 현재 대비 대략 80%를 인하시킬 수 있을 것으로 예상된다.

온실가스를 배출하지 않는 진정한 수소경제를 구축하기 위해 그린수소 생산을 위해서는 수전해 설비 없이는 불가능하기 때문에 우리나라 뿐만 아니라 세계 주요국들이 수전해 설비 개발과 확충에 총력을 기울이고 있다.

특히 재생에너지의 증가와 이에 따른 잉여전력의 대용량, 장기간 저장 방식으로 수전해 기술혁신이 더욱 요구되고 있다. 즉 수전해와 연료전지 응용 분야, 장기간 에너지 저장장치는 상호 연관성이 큰 기술들로 부가가치 창출효과가 크게 기대되기 때문에 미래 유망 기술들에 대한 선제적 대응이 필요하다.

따라서 정부와 기업은 차세대 그린수소 분야의 국산 수전해 설비 기술 경쟁력을 높이고 관련 시장을 확대해 비용 절감에 더욱 힘써야 할 것이다.

현재 우리나라는 수전해 기술 관련 연구개발 역사가 짧고 아직 관련시장이 크지 않기 때문에 국산 수전해 설비의 효율이 경쟁국에 비해 낮고 핵심 소재 기술도 부족한 실정이다.

이에 국가 주도의 기술개발 및 육성을 위한 지원이 필요한 상황으로 과학기술정보통신부는 수전해 기술을 포함해 친환경적인 방법으로 수소를 생산하고 효과적으로 저장하는 기술에 2021년 33억원을 포함해 향후 6년간 총 253억원을 투입하고 연료전지 핵심기술 개발에도 예산을 지원할 방침이다.

국내 연구기관들은 수전해 셀 구성 재료의 저가화와 고효율, 고내구성 등 기계적 안정적 측면에서 실용화 연구 중심으로 적극 검토가 필요하며, 기업들은 MW급 대용량 전해조 시스템 개발과 투자비를 현저히 낮출 수 있는 기술 개발에 박차를 가해야 할 것이다.

또한 국제표준 선점을 위한 수소기술 관련 핵심기술 표준화가 필요하다. 즉 재생에너지원을 이용한 그린수소 제조 기술 등의 표준화 프로세스와 안전 기준 등의 체계적 구축이 필요하다.

그리고 국내 그린수소 생산을 위한 지리적인 제약 요인으로 2030년부터는 해외 그린수소 수입이 불가피한 상황이기 때문에 해외 기술교류 및 해외 공동 사업 등을 적극 추진할 필요가 있다. 수소시장 참여자 간 전략적 제휴 모색과 해외 수전해 사업 참여, 국제협력 네트워크 구축 강화 노력이 결합될 때 더 낮은 전해조 비용과 궁극적으로 더 저렴한 그린수소 생산이 가능할 것이다.     

[기고] ‘저렴한 그린수소’ 생산, 해법은 무엇일까? - 에너지신문 (energy-news.co.kr)
출처 : 에너지신문(http://www.energy-news.co.kr)

자료출처 가스신문

일 자 2021.7.9

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■도쿄가스 - 저비용화 수전해 셀 개발

[가스신문=강동수 일본특파원] 일본 도쿄가스는 SCREEN 파인텍솔루션즈와 수전해식 수소제조장치의 핵심 부품인 수전해용 셀택과 셀택제조장치의 공동 개발에 합의해 2년 내에 저비용 제조 기술 확립을 목표로 하고 있다. 수소의 용도는 직접 이용과 합성 메탄의 원료로 활용하는 데 쓰인다.

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지난해 1월에 개설한 도요스 수소충전소의 수소 충전 설비를 2개 추가해 하루에 연료전지버스 20대 이상을 충전할 수 있게 했다. CO₂삭감 흡수효과로 CO₂배출량을 상쇄한 탄소중립 도시가스를 수소 제조의 원료로 해서 충전소 내에서 사용하는 전력은 전부 신재생에너지 유래의 CO₂프리 수소를 공급하는 일본 최초의 충전소로 주목을 받고 있다.

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도쿄 올림픽 선수촌 부지의 도시 개발 프로젝트 ‘HARUMI FLAG’에서는 도쿄가스와 자회사인 하루미에코에너지가 수소 배관 공급을 시행할 예정이다. 이미 수소 배관 약 700m를 정비하고 대회가 끝나면 남은 300m를 추가 설치할 예정이다.

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■오사카가스 -고효율 메타네이션 성공

일본 오사카가스는 SOFC 에너팜 type S의 역기능을 이용해 CO₂와 수소로부터 메탄을 합성하는 고효율화 기술의 기초연구에 몰두하고 있다. SOFC는 도시가스를 개질해 수소를 만들고 발전하는데 SOEC는 역으로 전기를 투입해 수증기와 CO₂를 고온에서 수소와 일산화탄소로 전기분해하고 그것을 이용해 메탄화 반응 장치로 메탄을 생성한다. SOEC와 메탄화 기술을 조합함으로써 기존의 메타네이션보다 고효율의 탄소중립 도시가스 연료를 신재생 에너지 유래 전기로부터 제조할 수 있다. 최근 저비용과 규모 증대에 적합한 금속지지형 신형 SOEC의 실용 사이즈 셀 시험 제작을 일본 최초로 성공했다. 연구개발을 통해 2030년경에 기술 확립을 목표로 하고 있다.

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■도호가스 - 수소연소기술 개발

도호가스는 공업로 버너용 수소 전용 연소 기술을 개발했다. 미래의 수소 연료 수요를 예측해 공업로에 사용되는 도시가스 사양의 버너 부품을 교환하는 것만으로 수소 전용 연소로 바꿀 수 있게 했다. 이 버너의 수소 전용 연소 기술을 확립한 것은 일본에서 최초이다.

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또한 산업기술종합연구소와 공동으로 도시가스와 수소의 혼합 연소 엔진의 연구에도 힘쓰고 있다. 2022년 3월까지 기초연구를 하고 2025년 이후 500~수천㎾급 가스 엔진 코제너레이션에의 탑재를 목표로 하고 있다.

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아울러 탄소 재활용과 CO₂저장 등에 필요한 고압 고순도의 CO₂를 효율적으로 회수하는 기술의 확립을 목표로 LNG의 미이용 냉열을 활용해 대기 중의 CO₂를 직접 회수하는 세계 최초 기술 연구를 진행하고 있다.

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- 중국 시장의 새로운 먹거리로 부상하는 수소에너지 -

- 지속적인 연구·개발 속 협력 수요 존재  -

2021년 제6회 국제 수소에너지 및 연료전지 자동차 대회(The 6th International Hydrogen Fuel Cell Vehicle Congress, 이하 "2021 FCVC")가 중국 상하이에서 개최됐다. KOTRA 난징 무역관은 올해로 6회째 개최되고 있는 이번 전시회에 한국관으로 참가하는 한편, 전시회에 참가한 기업들을 통해 중국의 수소에너지 산업 현황에 대해 알아보는 시간을 가졌다.

전시회 개요

2021 FCVC 전시관

자료: KOTRA 난징무역관 촬영

전시회 기본정보

자료: 전시회 홈페이지, KOTRA 난징 무역관 정리

Jaran Hydrogen : 수소에너지 상용화는 필수적인 흐름

2021 FCVC 전시 현장 사진

자료: KOTRA 난징 무역관 촬영

Q1: 귀사 소개를 부탁한다.

A1: 수소에너지 영역에서 수소 연료의 정화, 수소 배출 가스 처리 등 제품의 연구개발, 설계, 생산 및 운영까지 원스톱으로 제공하는 첨단기술 기업이다. 수소에너지 충전소, 수소차 등에 사용되는 모듈을 주로 생산하고 있다.

Q2: 수소에너지 산업 현황에 대한 귀사의 의견을 부탁한다.

A2: 환경보호, 자원의 한계에 대한 사람들의 인식과 더불어 관련 기술이 지속적으로 개발되며 수소에너지가 점점 기존 에너지를 대체해 갈 것으로 예상하고 있다. 특히 수소에너지는 대부분 물과 열만 방출하며, 수소 연료전지 자동차의 경우 내연 차량 대비 오염물질 발생이 적어 향후 시장이 지속적으로 성장할 것으로 보고 있다. 그러나 이러한 장점에도 불구하고 수소를 운반하고 저장하는 것 또한 오염물질을 생성할 수 있어 이런 오염물질을 정화하고 처리하는 장치들이 필요할 것이기에 본사 역시 관련 제품들의 지속적인 연구 개발을 진행하고 있다.

Q3: 수소에너지에 대한 중국 시장의 인식은 어떤지?

A3: 사실 일반 사람들은 수소에너지에 대해 잘 알고 있지 못하다. 가장 널리 알려진 수소에너지 관련 산업은 수소연료전지 자동차일텐데, 이것 또한 현재 승용차로 출시된 수소연료전지 자동차는 상대적으로 적으며 전기차 대비 장거리 운행과 상용차(트럭, 버스) 등에 적합하기 때문에 일반 사람들의 접근이 어려운 탓이다. 다만 환경보호에 대한 사람들의 인식이 예전보다 훨씬 개선됐고 그 필요성에 대해서도 공감하고 있어 긍정적인 인식이 더 많을 것이라 예상하고 있다.

Q4: 수소에너지에 대한 귀사의 발전 방향은 어떠한지

A4: 위에서도 잠깐 설명했듯이 수소에너지는 수소연료전지 자동차 이외에도 다양한 부분에서 활용될 가능성이 높다. 현재 건설현장, 선박, 드론 등 다양한 분야 및 제품에 접목되고 있으며 각 국가들 역시 향후 수소에너지 충전소의 확대를 계획하고 있는 것으로 알고 있다.

이렇게 다양한 분야에서 활용된다는 것은 어떠한 환경에서도 작동이 잘 돼야 한다는 것인데, 현재 수소탱크 등 저장장치에 대한 연구개발은 활발하게 이뤄지고 있으나 기타 부품, 모듈 등에 대해서는 아직 부족하다고 보고 있다. 본 사는 특히 불안정한 환경(건설현장 등)에서도 정상적으로 작동될 수 있는 정화, 배출 모듈을 개발 및 생산해내고 있으며, 관련 기술이 더욱 발전해야지만 수소에너지에 대한 안정성 역시 확보될 것으로 보고 있다.

D.R(Zhejiang) Powertrain Technology : 적극적인 기술개발과 협력 추구

Q1: 귀사 소개를 부탁한다

A1: 본사는 2017년 설립되어 수소연료전지 자동차, 엔지니어링 및 특수차량 동력계통, 수소저장시스템 등을 주요 업무로 하고 있는 중국-독일 합작회사이다. 본부는 저장성에 위치해있으며 상하이에는 기술센터, 충칭에 자회사를 두고 첨단 수소연료전지엔진 및 핵심 부품 생산기지, 테스트 센터 등을 두고 있다.

전시회 현장 사진

자료: KOTRA 난징 무역관 촬영

Q2: 중국 수소에너지 산업 현황에 대한 귀사의 의견을 부탁한다.

A2: 수소에너지는 현재 전 세계에서 친환경 에너지로 각광받고 있으며 중국 역시 수소에너지, 특히 수소차 산업 육성에 적극적으로 나서고 있다. 2016년부터 수소차 산업 육성을 위한 로드맵을 발표한바 있으며, 2030년까지 수소차 및 충전소를 지속적으로 확대해서 세계 최대의 수소차 시장 보유국으로 발돋움할 전망이다. 이에 따라 관련 기업에서도 적극적으로 기술 개발 및 연구를 진행하고 있는 상황이며, 이러한 업계 트렌드를 따라가기 위해 연구개발에 앞장서고 있다. 본 사는 산업 발전 초기부터 중국 내 연료전지 엔진 개발과 시범 운영에 매진해오며 풍부한 산업화 경험과 더불어 석박사 비율이 30%를 넘는 인력구조를 가지고 있다.

Q3: 수소전지연료 자동차의 핵심은 무엇인지

A3: 아무래도 연료전지 시스템과 동력 시스템이라고 볼 수 있겠다. 차종별 크기에 맞춘 디자인과 더불어 출력 등의 규격 맞춤을 통해 차량의 최적화를 유지하는 것이 핵심이다. 특히 핵심 부품의 경우 자체 개발을 통하여 완전 A/S를 보장하는 것이 중요하다고 할 수 있다.

모든 부품들에 대해 자체 개발이 가능하도록 하는 것이 최종 목표일 것이나 기술과 효율성 문제가 있어 가능한 부분에 협력, 합자 등의 옵션도 검토해야 한다.

Q4: 시장에서 주의해야 할 부분이 있다면 무엇인지

A4: 아직까지 수소연료라는 에너지에 대해서 의심을 가지고 있는 소비자가 많은 편이다. 특히 안정성 부분에서 그러한 인식이 많다. 자동차 엔진이라는 것이 도로 주행 중 문제가 생기거나 하면 치명적인 사고로 이어질 수도 있지만, 실제로 사람들이 걱정하는 부분은 수소연료가 폭발하지는 않을까 하는 걱정이 상당수다. 그러나 사실 이런 걱정들은 기우인게 수소연료전지 자동차는 충돌, 화재, 충격 시에도 안전할 수 있도록 설계하고 테스트를 거치게 되어있다. 정부에서도 역시 이러한 안정성 보장을 위해 스택, 수소저장장치 부품 등 핵심 부품군에 대해 국가 표준을 제정하고 개정에 박차를 가하고 있는 것으로 알고 있다. 그러나 개별 기업 별로도 자사 제품에 대한 적극적인 기술개발과 더불어 안정성 마케팅과 홍보가 필요할 것이다.

전망 및 시사점

중국 정부는 대기오염 해결과 새로운 먹거리를 위한 신산업 육성을 위해 수소, 특히 수소연료전지 자동차 산업에 대해 적극적인 지원을 아끼지 않고 있다. 2016년 중국 공업정보화부에서는 2035년에 수소차 100만 대, 충전소 1,000기 시대를 열겠다는 로드맵을 발표한 바 있다.

이러한 정부의 적극적인 지원 정책과 기업의 지속적인 기술 연구, 개발을 통해 산업은 계속 발전해나가고 있으나 안정성에 대한 일반 소비자들의 인식 개선을 위해서는 앞으로 더욱 많은 홍보와 마케팅이 필요할 것으로 보인다.

자료: D.R(Zhejiang) Powertrain Technology인터뷰, Jaran Hydrogen인터뷰, KOTRA 난징 무역관 자료 종합

수소에너지 및 자동차 전시회 참가기업에 들어보는 중국 수소에너지 시장현황 - 현장·인터뷰 - KOTRA 해외시장뉴스

일본 수소산업 인프라 및 서플라이체인 구축 전략

2021-07-06 일본 오사카무역관 안재현

- 수소산업 인프라 구축사업 본격화할 전망 -

- 수소산업 전 범위에서 기술 개발과 제도 정비, 주목 필요 -

현재 일본 내에서는 수소산업에 대한 기대감이 큰 상황이다. 2010년대부터 미래 산업의 중추 역할로 수소산업을 정의한 이후 꾸준히 산업에 대한 개발 및 지원을 체계적으로 진행하고 있었던 만큼 세계 시장에서 일본 수소산업의 경쟁력이 높은 것으로 알려졌다. 특히 스가 총리가 2030년의 탄소배출량의 감소 목표를 기존의 감축 목표였던 25%에서 46%까지 상향하겠다는 야심찬 목표를 발표함에 따라 수소산업의 중요성이 매우 중요해졌다. 특히 수소산업은 재생에너지 분야에서부터 모빌리티 산업 분야까지 전 분야에서의 영향력을 미칠 것으로 보이기 때문에 그 중요성이 매우 크다. 일본에서는 새로운 산업 성장동력으로 수소산업에 거는 기대가 매우 크다.

수소산업의 현황

일본의 수소산업의 기본은 2017년 12월 <수소기본전략>에서 출발한다. 2050년까지의 장기 비전을 바탕으로 2030년 도달 목표를 세운 기본 틀에서 2019년 3월 <수소·연료전지전략 로드맵>, 2019년 9월 <수소·연료전지기술개발전략을 통해 중전적 기술 개발 목표들을 구체화했으며 2020년 12월 <탄소 중립을 위한 그린성장전략>을 통해 탈탄소 사회를 위한 수소의 대량 공급을 목표로 전 분야에서의 혁신을 추진하고 있다.

수소산업은 기존의 화석 연료가 차지하고 있던 에너지원을 대체하기 위한 차세대 기술인만큼 자원 확보(수소 채집 및 저장), 동력 기술(수소연료전지), 활용(수소차, 수소 발전소 등) 등 다양한 분야에서 새로운 기술의 발전이 종합적으로 이루어져야 하는 산업이다. 그리고 이를 위해서는 산업 전반에 있어서의 유기적인 협력이 필수적이며 사회의 기본 인프라에도 영향을 미치는 근본적인 변화를 촉구한다.

수소산업의 기술 활용

자료: NEDO

이러한 상황에 대해 경제산업성은 현재 수소산업에 대한 현 상황을 점검하는 회의를 통해 각 분야의 발전 상황을 확인하고 향후 발전 과제에 대해 수립하는 점검 회의를 지속적으로 개최하고 있다. 해당 회의의 자료를 살펴보면 지금까지의 일본의 수소산업의 현황에 대한 큰 그림을 확인할 수 있다. 수소산업을 ‘발전, 산업, 운송 및 교통 등 광범위하게 활용될 수 있는 탄소중립시대의 키 테크놀로지’로 정의하며 ‘일본이 기술적으로 선행하고 있으나 유럽, 한국 등이 전략을 책정해 따라오고 있는 상황임’으로 현 상황 인식을 드러내고 있다.

이에 수소를 자동차 산업뿐만 아닌 광범위한 중요 자원으로의 위치를 인식하고 현재 화력발전의 단가 이하로 수소 발전의 단가(20엔/Nm3 이하)로 목표를 설정하여 2050년에는 화석연료에 비해 경쟁력이 뒤지지 않는 수준까지 발전하는 것을 목표로 하고 있다. 이에 수소의 도입량을 2030년 최대 300만 톤, 2050년에는 2000만 톤으로 목표를 설정하고 있다. 그리고 기간별로 분야별 수소 활용 계획을 세우며 수소산업의 발전을 추진해 나가고 있다.

수소산업의 발전 방향

자료: 경제산업성

로드맵을 기본으로 경제산업성은 구체적인 발전 과제를 확인하고 있다. 해당 과제를 살펴보면 현재 일본 정부는 수소의 활용과 공급망 구축을 중시해 실제 수소 경제가 사회 전반에 안착할 수 있는 기반 마련에 총력을 기울이기 시작했다는 것을 볼 수 있다. 향후 일본의 기술 발전도 공급망 구축 및 상용화를 위한 비용 현실화를 위한 기술 개발에 초점이 맞춰질 것으로 예측된다.

경제산업성의 수소산업 향후 발전과제

자료: 경제산업성

수소의 제조기술 현황

이러한 수소산업과 관련한 전방위적인 노력이 진행되는 가운데 현재 일본에서 중점적으로 진행하는 상항은 수소와 관련한 대규모 공급 시스템의 구축이다. 수소를 활용한 다양한 분야의 기술이 증가함에 따라 수소를 안정적으로 공급할 수 있는 국내외의 공급망이 필수적이고 수소 공급망이 확대됨에 따라 수소 제조 비용도 점점 감소해나갈 것으로 예상된다.

수소의 제조와 관련하여 수소 제조공정을 3가지로 나누게 된다. <그레이 수소>, <블루 수소>, <그린 수소>로 구분을 지을 수 있는데, 이는 각 연료의 유래와 생산 시 CO2가 발생하는지 여부에 따라 그 등급을 나누게 된다.

환경 영향에 따른 수소 분류

자료: 닛케이

최종적으로는 재생 에너지를 활용한 그린 수소 생산을 위해 다양한 플랜트 사업들이 진행되고 있으나 대부분의 시설들이 2020년대 후반부터 가동되기 시작할 것을 고려하면 실질적으로 그레이 수소나 블루 수소를 통한 수소 생산이 한동안은 중심으로 진행될 것으로 예상된다.

일본에서는 수소 생산을 위해 신에너지산업기술 종합 개발기구(NEDO)와 도시바 에너지 시스템, 이와타니 산업 등이 협력하여 그린 수소의 상용화를 위한 연구를 후쿠시마현에서 진행하고 있다. 2020년 2월에는 재생 에너지를 활용해 10메가와트의 수전해장치*를 보유한 <후쿠시마 수소에너지분야 연구 필드(FH2R)>이 설립돼 가동을 시작했다. 해당 기관에서는 시간당 13.4톤의 수소를 생산하는 능력을 보유하고 있어 청정 수소 제조 기술의 비용 절감 등을 연구하며 청정 수소 기술을 개발하고 있다.

해당 시설이 위치한 후쿠시마현 나미에 마치는 수소 활용을 위해 마루베니, 히타치, 파나소닉, 먀이기생활협동조합과 협정을 맺어 수소 공급망 만들기에 공동으로 대처하기로 했다(2021.7.2.). 전력을 모두 재생에너지로 충당하는 <RE100산업단지>의 조성과도 연계한다. 마루베니와 미야기 생협은 2020년 나미에마치 내 가정 등의 수소공급의 사업성을 조사했고 그 결과를 바탕으로 수소수요의 확대 및 설비 도입 비용의 절감 등을 검증했다.

후쿠시마 수소에너지 분야 연구 필드(FH2R)

자료: 경제산업성

향후 그린 수소의 제조를 위해서는 해양 풍력을 활용한 수소 제조방식 도입 및 수전해장치의 효율화가 진행될 것으로 보인다. 독일에서는 이미 해상풍력을 통한 재생에너지를 활용해 수소를 제조하는 AquaVentus 프로젝트가 진행되고 있다. 일본에서도 해상 풍력에 대한 지원이 증가함에 따라 발전량이 증가할 것이므로 이를 활용한 수소 제조에도 긍정적인 영향이 예상된다.

일본의 해상풍력 발전량 예상도

자료: 경제산업성

또한 수전해 장치의 효율화도 진행 과제로 꼽히고 있다. 이를 위해 ① 수전해 장치의 대형화 및 모듈화를 통한 생산비용 절감, ② 중요 기술의 개발 및 실용화 ③ 유연한 운영 방안 마련 ④ 낮은 비용의 전력 확보를 중점적으로 다루고 있다.

수소의 공급 인프라 구축

수소의 공급 인프라를 위해서는 우선 수소의 운반과 저장 기술의 확립이 중요하다. 현재 수소의 운반과 관련해서 ‘부피가 크고, 한 번에 운반되는 양이 적고 가연성 폭발의 위험이 있다’는 문제를 해결하기 위해 다양한 방식의 사업들이 진행되고 있다.

자료: 닛케이

다양한 방식 중에서 현재 <액화 수소>와 <MCH> 기술이 현재 상용화에 더 가까운 상황으로 보인다. 액화 수소의 경우 구성기기의 대형화 및 고효율화를 통한 비용 절감을 목표로 2030년에는 30엔/Nm3, 2050년에는 약 20엔/Nm3의 비용 감소를 목표로 기술 발전을 진행하고 있다. 이를 위해 로딩 암, 육상 저장용 탱크 등의 다양한 상용 기술 개발에 박차를 가하고 있다

일본 기업들의 액화수소 비용절감계획

자료: 경제산업성

MCN의 경우 치요다화공건설이 중심이 되어 집중적으로 투자를 진행하고 있다. 현재 치요다 화공건설은 MCH에서 효율적으로 수소를 추출하는 기술을 개발했고 브루나이에서 수소를 만들어 MCH 형태로 일본에 옮겨와 수소와 툴루엔으로 분해해 수소는 일본에서 활용하고 툴루엔은 다시 브루나이로 운반해 재사용하는 실증 사업에 성공했다.

치요다 화공건설과 미츠비시 상사, 미쓰이 물산, 일본 유센으로 구성된 <차세대 수소 에너지 체인 기술 연구 조합(AHEAD)>는 싱가포르 대형 가스 회사 5개사 등과 협력을 체결하고 2030년 본격적인 사업화를 시작하는 것을 목표로 하고 있다. 그리고 향후 수소 스테이션 및 화학제품 원료 등으로 시장을 개척해 나갈 것으로 알려졌다.

치요다 화공건설의 MCH 사용화 로드맵

자료: 경제산업성, 치요다 화공

수소 스테이션의 확장과 FCV의 상용화

수소의 활용과 공급에 있어서는 현재 수소 연료를 공급하는 수소 스테이션의 확장에 주목하고 있다. 현재 수소차(FCV)의 확대에 큰 걸림돌이라고 지적되고 있는 수소 스테이션의 부족을 해결하기 위해 새로 수정된 성장전략에서는 2030년까지 수소 스테이션의 건립을 1000개까지 늘리는 것으로 결정했다. 2021년 2월 기준 일본 전역에 162개의 수소 스테이션이 설치돼 있고 137개소가 운영 중인 상황이다. 수소 스테이션의 보급계획은 원래 2030년까지 900개 수준으로 확장하는 것이 목표였으나 이번 성장전략을 통해 더욱 적극적으로 수소 인프라의 확충과 FCV의 보급을 확장하려는 일본 정부의 의도를 엿볼 수 있다.

참고자료: (해외시장뉴스) ‘수소사회’를 향해 가는 일본

수소 스테이션 일본 내 현황

자료: 경제산업성

수소 스테이션의 적극적인 도입을 위해서 현재 인프라 사업자와 자동자 사업자들이 연계해 <일본 수소 스테이션 네트워크 합동회사 (JhyM,제이하임)>을 설립하여 각 지방자치단체들과의 협의를 통한 전략적인 수소 스테이션 도입을 추진하고 있다. 제이하임에는 현재 토요타, 혼다, 닛산 등 자동차회사 외의 에노스, 이와타니 등 인프라 기업들 등 총 25개사가 참여해 수소 스테이션의 보급을 위해 노력하고 있다.

현재 해당 기업은 수소 스테이션의 도입을 위해 주력으로 삼고 있는 화제는 고객의 이용 편의성을 향상시키기 위한 스테이션 배치 및 운영, 운영 비용 절감을 위한 방안 및 규제 개혁 방안 마련 등의 노력을 기울이고 있는 것으로 알려졌다.

FCV, 수소 스테이션 사업의 자립화 계획

자료: 경제 산업성

수소 스테이션의 확충과 더불어 인프라를 활용한 운송 방안에도 변화가 이뤄질 것으로 보인다. 특히 FC트럭을 통한 운송 시스템 구축에 많은 관심과 투자가 진행되고 있는 상황이다. 현재 FC 트럭의 세계시장 규모는 2050년 시점에서 최대 1,500대(약 300조 엔)의 시장이 형성될 것으로 예상되고 있어 FC트럭에 대한 실증 실험을 통한 상용화를 가속화하고 도입 지원책을 마련해 시장을 육성해나갈 예정이다. 향후 수소 스테이션이 더욱 확충된다면 해당 시장의 성장에도 가속도가 붙을 전망이다.

FC트럭의 경우, ① 긴 주행 가능 시간 ② 짧은 충전시간이란 특성으로 장거리 운송용도로 적합한 것으로 평가받고 있다. 더욱이 거점 형태의 수소 스테이션이 확충됨에 따라 물류 분야에서 큰 시너지를 낼 것으로 기대돼 수소 스테이션에 대한 보급 지원이 더욱 필요할 것으로 보인다. 현재 일본 국내외로 FC트럭과 관련한 실증 실험이 진행되고 있고 대표적으로 2022년부터 일본 최대의 물류 터미널 ‘하네다 크로노게이트’와 군마현 간 택배 화물을 중심으로 한 거점 간 수송이 계획돼 있다. 해당 실증 실험에는 야마토 운송, 도요타자동차, 아사히 홀딩스 등 주요 물류사업자들이 참여해 실제 사업화가 가능한지 점검할 계획이다.

FC 트럭의 물류 유통 활용 실증 실험

자료: 경제산업성

또한 경제산업성은 민간사업자와 협력해 FC 트럭 등 대형 모빌리티용 수소 스테이션의 개발을 추진할 것으로 알려졌다. 구체적으로 FC트럭용 충전 스탠드의 사양 검토, 충전 프로토콜, 계량 시스템 검토, 대용량 수소탱크의 단시간 충전기술 등을 목표로 하고 있다. 해당 내용을 위해 2021년 실증 실험을 위한 설비 건설에 착수할 계획이다.

참고 자료: (해외시장뉴스) 일본 혼다-이스즈, 수소트럭 공동개발 착수

시사점

일본은 2010년 중반부터 수소산업에 대한 준비를 지속적으로 꾸준히 해오고 있어 수소산업의 발전도가 놆은 상황이다. 산업 전반에 있어서 기술의 발전뿐만 아니라 향후 상용화 및 인프라 확보 단계에 진입하고 있는 것을 체감할 수 있다. 일본은 수소산업을 미래의 일본의 중심이 되는 근간 산업으로 바라보고 해당 산업을 철저하게 진행하고 있는 인상이다.

한 동안 일본 내에서 수소산업을 위한 인프라 설치 및 기반 마련은 지속될 전망이다. 그리고 이를 바탕으로 해외 시장에서의 주도권 경쟁에서 우위를 점하고자 하는 것이 일본의 기본 전략이다. 발전된 수소 인프라를 해외에 수출함으로써 자연스럽게 수소 관련 산업의 진출을 노리는 일본발 국제 수소 서프라이 체인 구축은 머나먼 미래가 아닌 멀지 않은 시기에 일어날 수 있는 가능성이 높다.

우리 기업의 경우 기술 경쟁과 더불어 국제 표준과 상품화에 더욱 민감히 대응하는 전략을 통해 수소 경쟁에 대비할 필요가 있다. 일본의 입장에서는 디스플레이나 반도체 등 다양한 분야에서 선진 기술을 가지고 있었으나 상품화 및 국제 상품화에서 밀린 경험이 있기 때문에 이에 대한 대비도 진행되고 있는 만큼 해당 부분에 주의를 기울일 필요가 있다.

이와 더불어 에너지 근간이 화석연료에서 수소 연료로의 변환이 이루어지는 시점에 새롭게 구성되는 공급망에 우리 기업들이 안착될 수 있도록 세심한 지원도 필요할 것으로 보인다. 지금은 비용 절감을 위한 기술 발전이 이뤄지고 있는 만큼 주의를 기울이며 새로운 사업기회를 모색할 필요가 있을 것으로 예상된다.

자료: 경제산업성, 닛케이, 도요타 자동차 등 KOTRA 오사카 무역관 자료 종합

일본 수소산업 인프라 및 서플라이체인 구축 전략 - 트렌드 - KOTRA 해외시장뉴스

자료출처 굿모닝경제

일 자 2021.7.5

현대차그룹은 순수 전기차 모델만으로 운영되는 모터스포츠 경기 ‘ETCR’에 수소연료전지 발전 시스템을 제공한다고 밝혔다. [사진=현대차그룹]

[굿모닝경제=이세영 기자] 재계가 차세대 에너지원으로 수소를 주목하면서 산업생태계 확장을 위해 인프라 구축도 함께 고려해야 한다는 지적이다.

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5일 업계에 따르면 현대차그룹, SK, 롯데, 포스코, 한화, GS, 현대중공업그룹, 에쓰오일(S-OIL), 효성 등 재계는 대규모 수소 사업을 진행하고 있다.

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현대차그룹은 2013년 세계 최초로 수소 전기차 양산에 들어갔고, 2030년까지 연간 수소 전기차 50만대, 수소 연료전지 시스템 70만기를 생산하겠다는 목표를 세웠다.

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연료전지는 연료를 태워서 발전기를 돌리는 기존 발전시설과 달리 연료 화학반응에서 전기를 얻는 일종의 발전기로 수소경제의 핵심으로 꼽힌다.

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현대차그룹은 수소경제 생태계 구축을 위해 수직계열화에 나서고 있다. 현대차가 키를 쥔 상황에서 현대모비스가 수소 전기차 핵심 부품인 파워트레인 연료전지 통합모듈(PFC)을 생산한다. 현대로템은 수소 충전 인프라, 현대제철은 수소 생산, 현대글로비스가 수소 운송 시스템을 각각 담당한다.

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SK그룹은 지난해 말 지주사인 SK㈜를 중심으로 한 수소 사업 전담 조직인 ‘수소 사업 추진단’을 신설했다. 2023년 부생수소 3만톤을 시작으로 2025년부터는 친환경 청정 수소 25만톤 등을 생산할 계획이다.

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최태원 SK그룹 회장은 지난달 ‘2021 확대경영회의’에서 “향후 탄소 가격이 생각보다 더 빠르게 올라갈 것을 고려하면 ‘넷 제로(탄소중립)’는 하느냐 안하느냐의 문제가 아니라 경쟁력의 문제”라며 “남들보다 더 빨리 움직이면 우리의 전략적 선택의 폭이 커져 결국에는 경쟁에서 이길 수 있다”고 강조했다.

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포스코그룹은 수소 사업을 새로운 성장 동력으로 삼고 2050년까지 그린수소 생산 500만톤, 수소 매출 30조원을 달성하겠다는 목표를 세웠다.

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이를 위해 지난달 현대엔지니어링, 포항공대 등 7개 기업·기관과 원자력 활용 그린수소 생산 기술 개발 업무협약을 했다. 이들은 고온가스로에서 생산한 값싼 전기와 750도 열을 이용해 고온수전해 방식으로 물을 전기 분해함으로써 수소를 생산하는 데 힘을 쏟는다.

지난 6월 21일 울산 효성화학 용연공장 부지에서 진행된 ‘효성-린데 수소 사업 비전 선포 및 액화수소 플랜트 기공식’ 중 관계자들이 기공식 터치 버튼 세리머니를 펼치고 있다. 왼쪽부터 안수일 울산시의회 부의장, 송철호 울산광역시장, 성백석 린데코리아 회장, 조현준 효성 회장, 박진규 산업부 차관, 문재도 H2KOREA 회장. [사진=효성]

효성그룹은 액화수소에 집중한다. 2023년까지 글로벌 기업 린데와 함께 울산 남구 용연 국가산업단지에 1만3000톤 규모의 액화수소 공장을 세우고, 전국 30여곳에 대형 액화수소 충전소를 확보할 예정이다.

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액화수소는 기체수소를 극저온 상태(-253도)로 냉각해 액화된 수소로, 고압의 기체수소와 비교해 안전성과 경제성 면에서 강점이 있다.

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이와 별도로 효성중공업은 중장기적으로 액화수소 생산 능력을 3만9000톤까지 늘리기 위해 5년 간 1조원을 투자하기로 했다.

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조현준 효성 회장은 “수소 에너지는 인류의 미래를 바꿀 에너지 혁명의 근간”이라며 “지속적인 투자를 통해 수소 에너지로의 패러다임의 전환을 이끌어나갈 것”이라고 강조했다.

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현대중공업그룹 계열사인 현대오일뱅크는 '블루수소'를 집중 공략하고 있다.

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블루수소는 화석연료로 수소를 제조하는 과정에서 배출되는 이산화탄소를 회수, 활용해 만들어진 수소다. 대기 중에 탄소가 그대로 배출되는 '그레이수소'와 신재생 에너지로 만들어져 제조단가가 비싼 '그린수소'와 비교해 각각 친환경성과 경제성이 우수하다는 장점이 있다.

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지난달 14일에는 신비오케미컬과 ‘액체 탄산 생산 공장’ 기공식을 열었다. 수소 제조 공정에서 배출되는 이산화탄소를 회수해 반도체 공정용 탄산가스와 드라이아이스를 생산할 계획이다.

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현대오일뱅크 관계자는 “당사가 20만톤의 수소를 제조하는 과정에서 매년 36만톤의 이산화탄소를 배출하는데, 이를 전량 회수해 제품화할 것”이라고 말했다.

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현대오일뱅크는 지난 4월엔 글로벌 수소 기업 에어프로덕츠와 ‘수소 에너지 활용을 위한 전략적 협력 양해 각서’를 체결했다.

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2025년까지 블루수소 10만톤을 생산, 판매할 계획을 세운 현대오일뱅크는 에어프로덕츠의 선진 제조기술을 활용, 저렴한 원유 부산물과 직도입 천연가스로 수소를 생산해 원가경쟁력을 확보할 방침이다.

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에쓰오일은 지난 3월 차세대 연료전지 기업 FCI와 투자 계약을 체결했다. FCI 지분 20%를 확보한 에쓰오일은 향후 수소와 연료전지를 연결할 수 있는 신사업 진출 기회를 엿보고 있다.

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이밖에 롯데·한화·GS 등도 수소 시장에 진출했다. 모두 정유·화학공장에서 발생하는 부생수소를 기반으로 저장·유통은 물론 수소 연료전지 발전소 개발에도 나서고 있다.

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이처럼 재계가 시장 선점을 위해 수소 사업에 뛰어들고 있지만 수소를 에너지원으로 활용하기까지는 넘어야 할 산이 적지 않다는 지적이다. 일단 수소를 얻기 위해 별도의 에너지를 투입해야 하므로 친환경성과 비용 문제를 해결해야 한다.

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현재 국내에서 사용되는 수소는 대부분 부생수소다. 석유화학 공정 중 부생물로 발생하기 때문에 이산화탄소가 발생해 '그레이수소'라고 불린다.

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태양광 등 신재생에너지로 물을 분해해 만드는 '그린수소'의 단점은 비용이다. 생산 단가가 1㎏​당 1만~1만6000원 가량으로 알려져 있다.

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위정현 중앙대학교 경영학부 교수는 “수소 에너지는 20여년 전부터 나온 이야기”라며 “환경을 훼손하지 않고 수소를 추출해야하며 최대한 저렴한 가격에 생산해야 하는 것도 앞으로 해결해야할 문제”라고 말했다.

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인프라 확충도 과제다. 수소를 생산하더라도 이를 운송·저장·충전할 수 있는 공급망이 충분히 확보되지 못하면 그만큼 활용도가 떨어질 수밖에 없다.

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위 교수는 “현재 서울에 수소 충전소는 10여 곳 밖에 없는 것으로 알고 있다”며 “충전소를 대폭 늘리기(원활한 산업생태계를 구축하기) 위해서는 안전 이슈를 선결해야 할 것”이라고 말했다.