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  • 기사등록 2022-07-05 12:29:43
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원자력 청정수소 상용화, 수소경제 시대 뒷받침



정산 단가 재생E 절반, 수소용 원전 에너지믹스 필요

법제개선·원자력수소 실증단지·허브 마련해야




▲ 박찬오 서울대 원자력정책센터 연구위원

지난 6월 16일 발표한 경제정책방향에서 새 정부는 전임 정부의 국가온실가스 감축목표(NDC)를 계승하는 가운데 감축경로와 감축 이행 수단 등은 재검토하기로 했다고 밝혔다.


탄소중립이라는 새로운 국제질서 아래, NDC 계승이 불가피한 점과 새 정부의 원전 비중 확대로 감축 목표 달성이 어렵지 않다는 점이 고려되었을 것으로 짐작된다.


실제로 신한울 3,4호기 건설 재개와 가동원전의 계속 운전만으로 2030년 원자력 발전 비중이 기존 대비 11% 증가한 35%까지 확대된다. 늘어난 원전 용량만큼 석탄 화력을 줄일 경우 ‘30년 전환부문 배출목표의 1/3에 해당하는 5천만 톤의 온실가스를 감축할 수 있다.


늘어난 원전 용량은 국가 에너지 믹스 최적화 과정에서 재생에너지 발전 비중을 하향 조정하거나 원전의 열과 전기를 이용한 청정 수소 생산에도 활용할 수 있다.


청정 원자력 수소는 원자력의 싼 전력단가와 높은 설비이용률 그리고 고온증기 전해설비의 높은 전해효율 속성으로 미국을 비롯한 주요국에서 지속가능 청정수소 생산기술로 부상하고 있다.


우리나라는 도전적인 수소경제이행 기본계획을 작년 11월에 발표했으나 원자력 수소가 포함되지 않아 그 실현 가능성에 의문이 제기되어 왔다.


여기서는 미국의 원자력 수소 정책 동향과 우리나라에서의 원자력 고온증기전해 수소 타당성을 정리한다.


미국은 2000년대 중반부터 가동원전의 수지 개선 일환으로 원전을 이용한 원자력 수소 생산 타당성 연구와 실증이 이루어졌다. ‘19년부터 4개 발전사에서 약 6,200만 달러의 정부지원 아래 원자력 수소 실증 연구가 진행되어 왔으며, ‘25년까지 200MW 규모의 가동원전 이용 고온증기전해 실증을 추진하고 있다.


바이든 행정부에 들어와서는 온실가스 감축의 핵심 수단으로서 청정수소 기술개발과 산업화를 정부가 적극 지원하고 있다.


미국은 작년 11월에 제정된 인프라 법에서 청정수소를 수소 1kg 생산 당 이산화탄소 배출이 2kg 이하인 것으로 규정하고 있다. 같은 법에서 수전해 생산단가 목표를 ‘26년까지 2달러 이하로 정하고 있다.


또한 80억달러를 들여 4개의 지역 수소 허브를 조성하되 적어도 한 곳은 원자력 수소 허브를 포함할 것을 규정하고 있다.


지역 허브는 수소의 생산과 활용을 유기적으로 인접 연계시킴으로써 시너지 효과와 함께 수소의 운송 저장 비용을 크게 줄일 수 있는 이점이 있다.


인프라 법에는 수전해 생산 등 기술개발을 위한 예산 15억 달러도 편성되어있다. 한편, 미 에너지부는 kg 당 청정수소 생산단가를 ‘30년까지 1달러 이하로 낮추는 수소 샷 계획을 작년에 수립 이행하고 있다.


미국 아이다호국립연구소(INL)는 원자력 수소도 고온증기전해 설비 가격 인하 및 내구성능 향상, 수전가격 인하, 수소 판매를 통하여 수소 생산가 목표인 1달러를 달성할 수 있을 것으로 전망하고 있다.


세계 유수 기업 130여개로 구성된 수소위원회 보고서에 따르면, 탄소세로 톤당 100달러를 부과하고 수소 생산단가가 1달러인 경우, 디젤 운송, 그레이수소 석유정제, 석탄 환원 제철, 천연가스 난방 등 대부분 기존 탄소배출 업종에서 사용하는 연료나 원료를 수소로 대체해도 수익이 나는 것으로 나타났다.


우리나라에서도 수전해 수소 생산단가 구성 인자의 민감도 특성을 살펴보면 원자력 수소가 가격 경쟁력을 갖출 수 있는 이유를 어렵지 않게 이해할 수 있다.


즉 수전해 단가는 전기가격, 설비비(CAPEX), 설비 이용률, 설비 성능에 의해 결정되는데 이중 수전 가격의 원가 비중이 60~80%로 가장 크다.


원자력 정산단가가 REC 포함 재생에너지 발전단가의 절반 미만이기 때문에 원자력 수소가 생산단가 측면에서 절대적으로 유리하다.


설비 이용율 또한 원자력 수소설비는 85% 이상인 반면 태양광 의존 수소설비는 15%에 불과하다.


그림에서 보듯이 동일한 성능의 수전해 설비를 사용하더라도 원자력수소와 태양광 이용 수소 즉 그린 수소의 단가 차이는 2배 이상이 난다.


여기에 원전의 증기를 이용하는 고온전해기술은 저온 수전해에 비하여 약 30% 정도 전해효율이 더 좋기 때문에 원자력 수소 단가는 그 만큼 더 낮아진다.


물론 고온증기전해 기술이 상용화 초입 단계이기 때문에 아직은 상대적으로 설비비용이 비싸고 전해조 수명이 짧은 단점을 갖고 있다. 이들 단점들은 설비의 대형화, 자동화 연속 제작, 성능개선을 통하여 조만간 해결될 것으로 전망된다.

▲ CAPEX, 수전가격, 이용률에 따른 수전해 수소 생산 단가 추이출처 IEA, The Future of Hydrogen, 2019. 6


작년 11월 정부가 발표한 ’제1차 수소경제이행 기본계획’에 따르면 ‘30년에 재생에너지 사용 그린수소 25만톤을 생산단가 3,500원/kg, ’50년에는 300만톤을 2,500원/kg 수준으로 각각 공급예정이다.


우리나라 재생에너지의 높은 발전단가 추이와 낮은 이용률을 고려할 때 큰 폭의 보조금 없이는 목표 생산단가 달성이 어려워 보인다. 가격도 문제지만 수전해 시설에 전력을 공급하기 위하여 지어야 할 막대한 재생에너지 시설규모도 난제다.


‘50년 그린수소 수요 300만톤에 필요한 신규 태양광 발전 시설 규모는 112GW에 달한다. 현재 태양광 누적 설치용량(16GW)의 7배 정도이다.


▲ 수소 수급계획 [출처 1차 수소경제 이행 기본계획(‘21. 11)]


반면에 가동원전을 이용한 고온증기전해 원자력 수소는 생산단가 경쟁력, 공급효율성, 재생에너지와의 상생을 기준으로 할 때 타당성이 충분한 것으로 나타났다. 생산단가는 현재의 전해설비 기술수준 및 설치비용과 원전발전 단가를 고려하더라도 정부 목표공급가를 만족시킬 것으로 분석되고 있다.


계속운전과 원전이용률 개선 등으로 수전가격이 낮아지고 여기에 스택 내구성 향상 및 수전해 설비가격 인하가 동반할 경우 원자력 수소 생산가는 그린제철 등 감축곤란(hard-to-abate) 산업의 손익분기 단가에 도달할 수 있을 것으로 전망하고 있다.


▲ 고온증기전해 원자력 수소 생산단가 민감도(출처 세계원전시장 인사이트(‘22. 3. 18))


공급 효율성 측면에서도 계속운전 원전을 원자력 수소 생산용으로 전용할 경우 별도의 발전 설비 증설 없이 정부의 목표 청정수소를 공급할 수 있다. ‘50년의 계속운전 용량은 17GW 정도가 가용할 것으로 예상되므로 이를 수소생산 전용으로 쓸 경우 연간 약 340만톤의 청정수소 생산이 가능하다.


또한, 원자력 수소설비를 플러스 수요반응(DR) 자원으로 활용할 경우 수소생산단가를 유사하게 유지하면서 재생에너지 출력제약을 상당부분 회피할 수 있는 것으로 나타났다.


세계는 탄소중립 기반의 기후변화 대응체제가 자리잡아 감에 따라 수소 경제로의 비가역적 여정이 시작된 것으로 보인다. 미국의 ’30년 청정수소 생산기 1달러/kg 목표가 실현될 시 탈탄소 사회로의 글로벌 에너지 체계 변혁은 가속화될 것으로 전망된다.


최고수준의 원전경쟁력을 갖춘 우리나라도 원자력 수소를 상용화할 경우 글로벌 경쟁력을 충분히 갖출 수 있을 것으로 기대된다.


이를 달성하기 위해서는 원자력 수소용 원전을 고려한 에너지믹스 수립, 원자력 수소사업이 용이하도록 관련 법제 개선, 성능혁신과 설비가격 유도를 위한 100MW 이상의 원자력 수소 실증단지 조성, 수소생산과 활용이 유기적으로 연계된 원자력 수소허브 조성, 안전에 대한 선제적 소통과 홍보가 필요할 것으로 보인다.

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