10년 만에 수소 발전도 의무화…전력시장 변화 가속
2020-10-15 11:40
수소경제 속도 낸다…2022년 '수소발전 의무화 제도' 도입
수소제조용 가스 공급체계 개선·상용차 수소충전소 확대
(서울=연합뉴스) 윤보람 기자 = 수소경제 확대를 위해 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량 구매를 의무화하는 제도가 도입된다.
수소제조용 천연가스 공급체계를 개선해 가격을 최대 43% 인하하고, 민관이 특수목적법인을 설립해 상용차 수소충전소를 본격적으로 구축한다.
정부는 15일 정세균 국무총리 주재로 정부서울청사에서 제2차 수소경제위원회를 열어 이런 내용을 담은 5개 안건을 심의·의결했다.
정세균 총리, 수소경제위원회 주재
2012년 신재생에너지 이어 의무 공급시장에 수소 추가
(서울=연합뉴스) 윤보람 기자 = 정부가 2022년 '수소 발전 의무화 제도'(HPS)를 도입하기로 하면서 전력시장에 큰 변화가 일 전망이다.
신재생에너지 발전 확대를 위한 제도가 새로 적용되는 것은 2012년 신재생에너지 공급 의무화(RPS) 제도 도입 이후 10년 만이다.
[한화에너지 제공·자료사진. 재판매 및 DB 금지]
정부가 15일 제2차 수소경제위원회에서 의결한 안건 중 핵심은 HPS의 시장 도입이다.
이는 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량을 구매하도록 의무를 부여하는 것으로, 기존의 RPS 제도와 유사하다.
수소연료전지는 지금까지 태양광, 풍력, 지열, 수력 등 다른 신재생에너지와 동일하게 RPS 제도를 적용받았다.
RPS 제도에 따라 대형 발전사업자는 신재생에너지를 직접 공급하거나 다른 사업자로부터 신재생에너지공급 인증서(REC)를 구매해 간접적으로 공급 할당량을 채워야 한다. 올해 RPS 비율은 전체 발전량의 7%다.
정부는 수소연료전지가 다른 재생에너지와는 특성이 달라 별도의 보급제도 마련이 필요하다고 판단했다고 밝혔다.
우선 수소경제 로드맵에 따라 수소 보급이 앞으로 계속 확대될 경우 RPS 내 수소연료전지 비중이 급증해 다른 재생에너지와의 균형적인 보급 확대가 어려워진다고 봤다.
구체적으로 수소연료전지의 높은 이용률과 REC 가중치로 인해 설비용량 대비 REC가 대량 발급(태양광 대비 10배 이상)되는 문제가 생길 것으로 예상했다.
수소경제 로드맵상 RPS 시장에서 수소연료전지 비중은 지난해 13%에서 2030년 26%로 확대될 전망이다.
정부는 또 수소연료전지가 액화천연가스(LNG) 가격(비용) 및 REC 가격(매출)의 영향을 직접적으로 받아 다른 신재생에너지보다 불확실성이 크다는 점을 고려했다.
REC 기반의 RPS 제도에서는 안정적인 수익 창출이 곤란하므로 장기 고정계약 형태가 더 적합하다고 본 것이다.
이에 더해 RPS는 총량적인 신재생에너지 공급 의무만 부과할 뿐 발전원별 의무를 정해놓지 않아 수소연료전지를 계획적으로 보급하는 데 한계가 있어 별도의 맞춤형 제도를 마련했다고 정부는 설명했다.
수소 경제 (PG)
[정연주 제작] 일러스트
정부는 내년에 수소법을 개정해 수소법상 '수소경제 기본계획'에 중장기 목표와 연도별 보급 계획을 수립하고 2022년부터 이 제도를 시행할 계획이다.
의무를 이행해야 하는 주체는 RPS 의무사업자(발전사) 또는 판매사업자(한국전력) 중 비용 절감 유인, 전력시장과 연계한 장기고정 계약 가능성 등을 검토해 추후 결정하기로 했다.
정부 관계자는 "HPS를 경험이 많은 기존 RPS 의무사업자에 추가로 적용하면 새 제도에 빨리 적응한다는 장점이 있을 것이고, 판매사업자에 새로 적용한다면 수요 독점에 따라 연료전지 시장에 경쟁이 도입되면서 비용을 절감하는 효과가 있을 것"이라며 "판매사업자에 적용하는 게 일단은 더 유리할 것으로 본다"고 말했다.
만일 HPS 이행 주체를 발전사로 정할 경우 기존의 RPS 비율 확대 계획이 그대로 유지된다면 발전사들의 부담이 커질 것으로 보인다.
정부 관계자는 "2022년 HPS 도입 이후 RPS 비율을 조정할지 또는 어느 정도로 조정할지는 HPS 비율이 정해지는 것과 그때의 시장 상황 등을 고려해 결정할 계획"이라고 밝혔다.
정부는 HPS 도입으로 2040년 연료전지 보급량 8GW를 달성하고 향후 20년간 25조원의 투자를 창출할 것으로 전망했다.
HPS 시행 상황에 따라 차량 충전용 수소의 일정 비율을 그린수소로 혼합하게 하는 '그린수소 판매 의무제도'와 일정 규모 이상의 대형 건물을 신축할 때 에너지 사용량의 일정 비율을 연료전지로 공급하도록 하는 '대형건물 연료전지 의무화 제도' 등도 추가 도입을 검토할 방침이다.
bryoon@yna.co.kr
환경도 경제도 없는 수소연료전지발전
2019.11.053
¶글쓴이 : 길벗
-가격과 열량 감안하면 수소연료전지 발전에 사용하는 추출수소가 천연가스보다 3.18배 비싸
-수소는 폭발 가능 범위 넓고, 최소 착화 에너지 매우 낮고, 폭연지수가 LNG보다 10배나 높아
-원자 냉각수, LNG 개질이나 전기분해·수소연료전지에 활용 가능. 원전과 함께하는 것이 유리
문재인이 ‘수소 경제’를 외치자 수소 차가 미래형 자동차의 주역이 될 것처럼 호들갑을 떨고 전국의 지자체들과 (화석 연료)발전회사들은 수소연료전지발전소를 대거 건설하고 있다.
탈원전에 따른 전력 부족을 태양광과 풍력 등 재생에너지로 대체하겠다는 문재인 정부의 에너지정책이 이제 신에너지인 수소를 연료로 한 수소연료전지발전으로 이동한 느낌이다.
하지만 수소연료전지발전은 많은 문제점이 있음에도 불구하고 이에 대한 제대로 된 검토나 검증도 없이 마구잡이로 전국 도처에 건설, 혹은 계획되고 있어 우려가 크다.
1. 수소연료전지발전은 비경제적이고 전력단가 상승 요인
수소연료 발전원가는 원자력 발전, 석탄 발전 원가와는 애초에 비교조차 할 수 없고, LNG 발전은 물론 태양광발전과 같은 재생에너지 발전원가보다 1.7~2.7배 높은 것으로 알려져 있다.
수소연료전지 발전원가가 높다는 것은 정부가 신재생에너지 발전에 부여하는 REC 가중치를 봐도 금방 알 수 있다. 태양광발전의 경우 REC 가중치가 임야가 0.7, 임야 외 부지의 경우 1.0, 3MW 이상인 경우 0.7인 반면, 수소연료전지발전에는 2.0을 주고 있다. REC 가중치 2.0을 부여하지 않으면 수소연료전지 발전사업을 추진하기 어렵다고 판단하기 때문이다. 그만큼 수소연료전지발전원가가 높다는 이야기다.
이와 같이 수소연료전지 발전원가가 높을 수밖에 없는 이유는 연료인 수소를 추출하는 데 비용이 많이 들기 때문이다. 수소를 얻는 방법은 아래의 세 가지이다.
① 부생 수소 : 원유를 정제하는 과정에서 발생한다.
② 추출 수소 : 천연가스에 수증기를 쐬어서 추출한다.
③ 그린 수소 : 물을 전기분해하여 산출한다.
현재 생산단가는 원유 정제과정에서 부산물로 나오는 ‘부생 수소’가 가장 싼값으로 kg당 1,500원, ‘추출 수소’는 5천원, ‘그린 수소’는 9천~1만원으로 추산하고 있다.
이에 비해 천연가스는 600원대/Nm3, 수입 무연탄은 $60/톤 수준으로 ‘추출 수소’ 가격에 비할 수 없을 정도로 싸다.
그리고 연료별 열량은 수소가 34,000kcal/kg, 석탄 6,000kcal/kg, 천연가스 13,000kcal/kg, LNG(도시가스) 10,550kcal/N㎥, 수입무연탄 6,550kcal/kg, 연료용 유연탄 6,200kcal/kg으로 수소가 천연가스의 2.62배 밖에 되지 않는다.
가격과 열량을 감안하면 수소연료전지 발전에 사용하는 추출수소가 천연가스의 3.18배 비싼 연료인 것이다. 전국에 건설되는 수소연료전지 발전소의 수소는 대부분 천연가스에서 추출한 수소를 사용한다.
더욱이 수소연료전지 발전소는 건설비용도 LNG발전소보다 많이 들 뿐아니라 수소와 산소를 반응시켜 전기를 생산하는 Stack의 수명도 5년 정도로 보수비 및 운영비도 상대적으로 LNG 발전소보다 훨씬 높다.
근본적으로 수소연료전지발전은 화석연료 발전 중 가장 비싼 LNG발전보다 생산원가가 높을 수밖에 없는 구조이다. 태양광발전에 비해서도 발전원가가 높게 나온다. 수소연료전지 기술이 발전되어 발전원가를 낮출 수 있다고 하더라도 수소를 LNG에서 추출해 오기 때문에 LNG 발전원가보다 낮출 수 없어 신재생에너지 포함 가장 비싼 발전원가가 될 것이다.
2. 수소연료전지 발전은 결코 환경적이지 않다
수소연료전지 발전은 수소가 환경물질을 배출하지 않기 때문에 환경적이라고 주장하지만, 사실은 꼭 그렇지 않다.
수소연료전지 발전에서의 수소는 에너지라기보다 에너지를 전달하는 수단일 뿐이다. 수소연료전지 발전을 해야 한다고 주장하는 사람들은 온실가스를 배출하지 않는 친환경발전이라고 말하지만, LNG를 개질화 해서 수소를 얻는 과정에서 발생하는 환경문제와 비용에 대해서는 무시한다.
수소는 LNG에서 아래와 같이 추출한다.
LNG 중 CH4(메탄)의 농도는 약 90mol%이고 나머지 메탄 외에 에탄, 프로판, 부탄 등등의 탄화수소가 들어있으며 이들을 개질하면 모두 H2가 발생된다. 간단히 LNG 1Nm3는 전부 CH4 로 보고 계산해 보도록 하자.
CH4의 개질반응을 보면,
•Reforming reaction : CH4 + H2O → 3H2 + CO
•Shift reaction : CO + H2O ↔ H2 + CO2
종합하면 CH4 + 2H2O ↔ 4H2 + CO2
즉, 1몰의 CH4으로부터 4몰의 수소가 만들어진다.
위 식에서 보듯이 천연가스에서 4몰의 수소를 추출하면 이산화탄소(CO2) 1몰도 생긴다. 각 원소별 원자량(H 1, C 12, O 16)으로 무게를 계산하면 수소 8kg이 추출될 때 이산화탄소는 44kg이 나옴으로 약 5.45배의 이산화탄소가 배출되는 것이다.
이 계산법은 이론상이고, 실제 천연가스에서 추출할 경우 효율을 감안하면 수소 1kg당 이산화탄소 온실가스 9~12kg이 대기로 방출된다고 한다.
수소연료전지 발전이 온실가스를 배출하지 않는다고 하지만 이것은 수소연료전지 발전소가 있는 작은 마을에는 온실 가스(이산화탄소)를 마구 쏟아내고 전기를 쓰는 대도시는 온실가스가 적게 배출되는 것뿐이다. 우리나라 전체로 보아 LNG로 발전할 때처럼 온실가스 배출총량이 늘어나는 것은 마찬가지인 것이다.
수소연료전지발전은 문제점이 많은데도 제대로 된 검토나 검증도 없이 마구잡이로 전국 도처에 건설, 혹은 계획되고 있다.
문제는 또 있다.
LNG에서 수소를 추출하는 과정이나 수소연료전지에서 전기를 발전하는 과정에서 수소의 누출이 일부 발생한다고 한다. 수소연료전지 발전도 수소를 뽑아내는 과정에서 질소화합물이나 황화합물 등의 불순물이 발생한다. 대규모로 만들 때는 소음이나 악취 문제도 발생할 수 있다. 현재 국내에서 운영하는 수소연료전지 발전소는 건립된 지 2~6년밖에 안 돼 안전성이 검증됐다고 보기도 어렵다.
천연가스는 분해과정뿐만 아니라 채굴과정에서 더 심각한 온실가스를 방출한다는 비판을 받고 있다. 어차피 천연가스에서 추출한 수소를 연료로 하기 때문에 결코 수소연료전지 발전이 환경적이라 말할 수 없는 것이다.
3. 수소연료전지 발전소는 결코 안전하지 않다
수소는 공기보다 훨씬 가벼워 누출되더라도 폭발 위험성이 없다고 주장한다. 하지만, 이는 수소의 위험을 간과한 위험천만한 것으로 현실에서는 결코 그렇지 않다.
지난 5월 23일 강릉의 수소연료전지발전 연구단지에서 일어난 수소 폭발로 2명이 사망하고 6명이 중경상을 입었으며 3동의 건물이 풍비박산 나고 340억원의 재산 피해가 났다. 화염은 없었지만 문제는 150미터 떨어진 건물에도 상당한 피해를 줄 정도의 충격파였다.
수소는 음속보다 평균 5.4배 빠르게 날아다니면서 공중의 산소와 격렬한 연소반응을 일으켜 초음속의 강력한 충격파를 발생시킨다. 전투기가 음속을 돌파할 때 굉음을 내 주변 건물을 흔들리게 하는 소닉 붐과 같은 현상이다. 수소의 폭발이 무서운 것은 바로 이 폭굉이라 부르는 초음속 충격파 때문이다. 강릉의 수소연료발전 연구단지가 이런 이유로 폭발한 것으로 보여진다.
수소 폭발 사례는 해외에도 많다.
1937년 힌덴부르크호의 폭발, 2011년 후쿠시마 원전 사고도 수소 폭발 때문이었고, 미국의 오하이주 머스킹검에서 수소 튜브트레일러에서 새어 나온 수소가 폭발해 발전소가 초토화된 적도 있다.
수소는 공기 중에서 폭발 가능 범위가 대단히 넓고, 최소 착화 에너지가 매우 낮으며 폭발 강도를 나타내는 폭연지수가 LNG보다 10배가 높은 위험 물질이다.
열전달율과 확산 속도가 대단히 크며(1.8km/s), 색깔·냄새·맛이 없는(무색·무취·무미), 폭발범위 4~75%(공기 중에 그 범위로 섞였을 때 점화하면 잘 타는)의 가연성 기체이다. 비점이 -252.5℃라 액화하기 힘들어 보통 압축된 가스로 유통된다.
고온 고압에서는 탄소강(Fe3C)과 반응하여 탈탄(脫炭)작용을 일으켜 탄소강이 취화(脆化) 되어(이를 수소취성(hydrogen embrittlement)이라함) 수소 금속용기의 사용기한을 제한한다.
4. 수소연료전지발전은 우리나라에 맞지 않는다
문재인이 ‘수소 경제’를 외치니 국내에 수소연료전지 발전소가 우후죽순처럼 생겨나는데 사실 수소연료전지 발전은 우리나라 환경에 맞지 않는다. 수소연료전지 발전소는 세계적으로 미국과 한국에 많고, 일본은 가정용이나 건물용의 소규모 수소연료전지발전 시장이 크다. 일본은 자연재해가 많이 일어나기 때문에 독립적 발전이 필요해 이 부문 시장이 크고 우리나라와 같이 대규모 수소연료전지 발전은 잘 하지 않는다.
미국은 셰일 가스 등 수소 추출을 위한 연료가 풍부하고 가격이 싸기 때문에 수소연료전지 발전원가가 우리나라보다 당연히 싸게 먹혀 다른 연료원 발전원가에 비해 경쟁력이 있다. 하지만 우리나라는 수소를 추출할 천연가스 전량을 수입해 와야 하고, 그 천연가스 국제가격에 따라 발전원가가 춤을 출 수 있어 안정성도 떨어진다. 수소연료전지 발전 원가 중에 LNG 관련 비용이 절반 이상을 차지해 LNG 국제가격이 상승하면 발전원가도 따라서 올라갈 수밖에 없다.
5. 국내 수소연료전지 발전소 실태
우리나라 최대 수소연료전지발전소인 화성에 있는 ‘경기그린에너지’가 현재 어떤 상태인지 보자.
2013년 11월부터 운영 중인 ‘경기그린에너지’의 연료전지 발전소는 용량이 58.8MW로 건설비가 3300억여원이 투입되었는데, 매년 14만 가구가 사용할 수 있는 전력량인 46만4000㎿h를 생산할 수 있다고 호언장담했지만 현실은 달랐다. 2014년에 45만3672㎿h였던 전력 생산량은 지난해 35만1639㎿h까지 떨어졌다. 당초 예상치의 75.8% 정도만 전력을 생산하면서 수익도 급강하했다. 수소연료전지와 수소연료전지발전 시스템을 공급하고 유지보수 용역을 하는 포스코에너지의 기술력 부족 때문이었다.
문제는 현재 포스코에너지는 국내 수소연료전지발전 부문의 50% 이상을 담당하고 있고 포스코에너지의 설비를 사용하는 수소 연료전지 발전소가 28곳이나 된다는 점이다. 수소 연료전지 기술 자체에 결함이 있는 상황이라 다른 수소연료전지 발전소도 제2의 경기그린에너지 사태가 발생할 가능성이 농후하다.
경기그린에너지보다 더 심각한 상황에 있는 것은 삼척의 MCFC기지로 가동이 3년째 멈춘 상태이다.
더 심각한 문제는 포스코에너지가 지난 10년간 6,100억원의 적자를 내고 있어 자신들이 설비를 공급한 경기그린에너지 등 수소연료전지 발전소에 유지보수비용을 2배로 올려 줄 것을 요구하고 있다는 것이다. 포스코에너지의 요구를 들어줄 경우 경기그린에너지의 경우 1기당 유지보수비용이 연간 7억에서 16억으로 올라 5년간 총 1,500억원이 넘는 유지보수비용이 추가로 들어가야 한다고 한다.
Stack 효율 저하로 발전량이 계속 하락해 수입이 급감하는데 유지보수 비용마저 추가로 떠안으면 수소연료전지 발전소 가동은 중단하는 게 낫다. 여기에다 최근 REC 가격이 폭락하고 있어 국내 수소연료전지 발전소들은 그로기 상태다.
위에서 살펴본 대로 우리나라 수소연료전지 발전은 실패했고, 또 개선될 전망도 전혀 보이지 않는 상황이다.
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6. 수소연료전지발전은 원천기술 보유한 미·일 기업들만 이익
수소연료전지는 1세대 PAFC(인산형), 2세대 MCFC(용융탄산염형), 3세대 SOFC(고체산화물형)이 있는데, 이들 수소연료전지의 원천 기술은 모두 미국(Fuel Cell Energy, Bloom Energy), 일본(MHPS) 등의 해외 기업이 갖고 있고, 포스코에너지, 두산 등 국내기업은 이들 기업과 제휴해 수소연료전지를 생산하고 있다. 포스코에너지는 미국의 FCE의 특허를 사용하고 매출액의 3%를 로얄티로 지급하고 있다고 한다.
우리나라 수소연료전지산업의 50% 이상을 점유한 포스코에너지는 누적 적자가 엄청나 매각(청산)을 검토하다 수소연료전지 부문만 따로 떼어내어 자회사로 분리하기는 했지만 장래가 불투명하다고 업계는 보고 있다. 포스코에너지는 지난 10년간 연료전지 사업에서만 6100억원 적자를 내 생산시설 투자비(5000억원)까지 합하면 1조원 이상 손실을 보고 있다고 한다.
LG그룹은 LG퓨얼셀시스템이라는 자회사를 만들어 2012년부터 2017년까지 2천6백억 이상을 투자해 발전용 수소연료전지 상용화를 추진했지만 성과가 없어 최근에 수소연료전지 사업에서 손을 뗐다. LG그룹은 미국 오하이오주 캔턴시에 위치한 LG퓨어셀시스템즈(LG Fuel Cell Systems Inc.)의 본사와 연구소의 문을 최근 닫았다.
LG그룹은 영국 공기업 롤스로이스(Rolls-Royce)의 수소연료전지 개발업체인 ‘롤스로이스 퓨어셀시스템즈'(Rolls-Royce Fuel Cell Systems Ltd.)를 2012년 6월에 4500만 달러(현재가치 약 500억 원)에 인수했고 올해까지 323억 원을 추가로 출자할 계획이었다.
우리나라 지자체들이나 발전회사들이 수소연료전지발전소 건설을 늘리면 늘릴수록 국민들과 기업들은 높은 전력단가를 지불해야 되는 반면, 수소연료전지에 대한 원천기술을 가진 미국과 일본 기업들의 호주머니를 채워주게 된다.
7. 수소연료전지발전은 태양광발전 등 재생에너지 산업 고사시킨다
대용량의 수소연료전지 발전소는 24시간 발전하는 특성과 REC 가중치 2를 받는 특혜 때문에 REC 공급량을 폭증시켜 REC 단가 하락을 촉발하게 된다. 이런 현상은 재생에너지 발전의 수익성을 급락하게 만들어, 수소연료전지 발전원가보다 상대적으로 저렴한 발전원가를 가진 태양광발전 등의 재생에너지발전 산업을 크게 위축시킬 것으로 보인다.
태양광발전은 낮에만 발전이 가능해 용량의 15~16% 정도만 발전하지만, 수소연료전지 발전은 24시간 가동이 가능해 태양광발전보다 약 6배 발전량이 많다. 똑같은 1MW 용량의 태양광발전소와 수소연료전지발전소라도 연간 발전량이 1,314MWh와 7,884MWh로 6배 차이가 난다. 그리고 REC 가중치도 각각 1(0.7)과 2로 수소연료전지발전소의 REC 생산량이 또 2배 더 커지게 된다. 같은 용량의 발전소라도 12배의 REC 생산량 차이가 나는 것이다.
거기에다 수소연료전지발전소는 적은 면적에 대규모 용량 건설이 가능하다. 지자체와 발전회사들이 수소연료전지 발전소를 대거 짓는 이유도 REC를 대량으로 생산이 가능하기 때문이다. 이렇게 수소연료전지 발전소의 REC가 대량 쏟아지게 되면 REC 가격은 필연적으로 하락할 수밖에 없고, 적정한 REC 가격이 유지될 것으로 예상하고 태양광, 풍력, 조력 발전소를 건설했던 기존의 재생에너지 발전업자들은 큰 손해를 받게 되고, 따라서 신규 태양광, 풍력, 조력발전소 건설은 기대할 수 없게 될 것이다.
수소연료전지발전소의 건설과 건설 계획 잇단 발표로 REC 공급이 대량으로 늘 것으로 전망하여 최근 REC 현물시장가격은 4만원/REC(40원/kWh, 2017년에는 10만원/REC이 넘었다)으로 폭락한 상태다. 이 정도의 REC 가격이면 태양광발전소를 운영하는 업체나 업자들은 수익은커녕 원금과 이자내기도 버거울 정도가 된다.
태양광, 풍력, 조력 발전사업자들은 생산한 전력을 SMP와 REC 판매로 매출을 일으킨다. 현재 SMP가격은 80원/kWh, REC는 40원/kWh로 1kWh 생산해 120원의 수입을 얻는데, 1MW의 태양광발전소의 경우 연 1,314MWh 생산해 수입이 1억5768만원 매출이 된다.
이 정도 매출로는 태양광발전소 건설 비용, 운영 비용, 원금, 이자를 고려할 때 수익성은 마이너스가 될 수밖에 없다. REC 가중치 1인 육상 풍력도 마찬가지이고, 연계거리에 따라 REC 2~3.5를 받는 해상 풍력의 경우에는 REC 가격 폭락은 치명적이라 문재인 정부가 재생에너지 발전사업을 육성하겠다는 것은 공염불이 될 것이다.
필자는 기본적으로 REC 가중치가 높은 신재생에너지는 결국 국민과 기업에게 부담을 줌으로 가급적 지원을 배제해야 한다고 생각하기 때문에 수소연료전지 발전소 때문에 해상 풍력 발전소, 조력 발전소가 건설되지 않게 되는 효과에 대해서는 긍정적으로 생각한다. 하지만, 태양광 발전(임야 REC 0.7, 일반 부지 1.0, 3Mw 이상 0.7)과 같이 REC 가중치가 낮아 전력단가 상승을 크게 시키지 않는 재생에너지 발전이 위축되게 해서는 안 된다고 본다.
태양광발전은 재생에너지 중에서 그래도 우리나라에서 가장 효율적이고 장래 Grid Parity까지 도달할 수 있는 가능성이 높기 때문에 육성 발전시켜야 한다. 산림을 심각히 훼손하거나 아파트 베란다 거치형 태양광발전과 같이 효율이 극히 낮은 경우는 철저히 배제해야 한다고 보지만 농업생산성이 낮은 산간 개간지나 경관을 훼손하지 않는 저지대 임야 지역은 적극적으로 태양광발전소 건설이 필요하다.
그 동안 무분별한 태양광발전소 건설과 수천억원을 국민의 혈세로 지원해 설치하는 아파트 베란다 거치형 태양광발전, 그리고 태양광발전사업에 정권 실세들과 주변 인사들이 이권을 챙키는 모습이 국민들에게 태양광발전에 대해 부정적 인식을 심어주었지만, 태양광발전 그 자체는 우리나라에서 해볼 만한 것이다.
8. 중장기적으로 수소연료전지발전도 수익성이 떨어져 사업 지속 어려워진다
REC 단가가 일정 정도 유지되어야 가중치 2를 받는 수소연료전지 발전사업도 수익성이 유지되는데 수소연료전지 발전에서 대량의 REC 공급이 되면 REC 공급량이 넘쳐나고 거기에다 가중치 5를 받을 수 있다 하여 태양광발전소들이 ESS를 연계하는 량이 늘게 되면 그야말로 REC 시장은 패닉에 빠지게 된다. 결국은 수소연료전지발전, 태양광발전 등 신재생에너지 발전이 붕괴되는 사태가 올 것이다.
수소연료전지 발전 REC 가중치 2 부여와 ESS연계 태양광발전 REC 가중치 5 부여 정책은 두 발전산업의 제 살 깎아먹기 밖에 되지 않아 사업의 지속성을 스스로 방해하는 요소로 작동할 것이다.
태양광발전소야 이미 태양광모듈을 설치해 놓았고 추가적인 보수비가 거의 들어가지 않고 운영비도 얼마 되지 않기 때문에 태양광발전 사업자들이 수익이 나지 않더라도 울며 겨자 먹기로 발전소를 운영해 전력을 생산하겠지만, 수소연료전지 발전사업자들은 경우가 다르다.
REC 가격이 하락하면 가중치 2를 받기 때문에 레버러지 효과가 더 발생해 수입이 대폭 하락하고 적자를 면치 못하게 되는데다, 수소 추출을 위해 LNG를 구입, 사용해야 하고 Stack의 수명이 5년 정도라 보수유지 관리비가 발전소 건설비 못지않게 계속 들어간다. 결국 수소연료전지 사업자는 REC 가격이 일정 이하로 떨어지면 발전소 가동을 멈추고 전력 생산을 포기하게 될 것이다. 이런 기간이 장기화되면 결국 수소연료전지 발전소는 흉물로 전락하고 전력 공급에 전혀 기여를 하지 못하게 된다.
9. 수소연료전지 발전은 (화석 연료) 발전사들에게만 이익
우리나라는 신재생에너지를 확충하기 위해 RPS 제도(신재생에너지 공급 의무화 제도)를 운영하고 있다. RPS는 화석연료를 사용해 발전하는 사업자는 총발전량의 일정 비율을 신재생에너지로 발전하거나 신재생에너지로 발전하는 사업자로부터 REC를 구매해 이 비율을 맞추도록 의무화한 제도이다. 2018년까지 매년 0.5%씩 올려 5%를, 2019년부터는 1%씩 올려 2023년에는 10%를 달성해야 한다.
RPS제도는 신재생에너지 사용으로 환경에 기여하는 데 그 목적이 있는데, 수소연료전지 발전에 REC 2를 주거나 ESS 연계하는 태양광발전에 REC 5를 주는 것은 RPS 제도의 기본 취지나 목적을 정면으로 위배한다.
이렇게 REC를 남발하면 실제 신재생에너지 발전은 늘어나지 않으면서 RPS 의무는 이행할 수 있게 되어 발전회사들이 굳이 신재생에너지에 투자할 이유가 없게 된다. 최근 수소연료전지발전소가 대거 건설되고 건설 계획이 발표되는 것은 발전회사들이 가장 손 쉽게 RPS를 이행할 수 있는 방법이기 때문이다.
수소연료전지 발전소는 24시간 가동 가능하고, 작은 부지에 대용량의 발전소 건설이 가능하기 때문에 똑같은 REC를 생산하는데 태양광, 풍력, 조력, 지열 등 재생에너지발전보다 훨씬 간단한데다, 대량의 REC를 확보하기가 훨씬 편하다.
(화석 연료)발전회사는 자사가 직접 신재생에너지 발전으로 생산한 REC로 RPS를 이행하고, 부족한 의무 REC의 잔여량은 신재생에너지 발전사업자들의 REC로 채우게 되는데, 자신들이 이미 수소연료전지 발전으로 대량으로 REC를 확보했기 때문에 신재생에너지 발전사업자로부터 REC 구매를 얼마 하지 않아도 된다. REC 수요량은 적은데 REC 공급량은 많아지면 현물시장의 REC 가격은 하락할 수밖에 없다. 따라서 (화석 연료)발전회사들은 부족한 REC를 낮은 가격에 매입할 수 있게 된다.
발전회사들이 수소연료전지 발전소를 건설하는 것은 꿩 먹고 알 먹기인 셈이고, 반대로 재생에너지 발전사업자나 화석 연료 발전사가 아닌 REC 판매를 위해 수소연료전지 발전을 하는 사업자들은 앞으로 이자도 못 내 부도가 속출할 것이다.
10. 수소연료전지발전은 원전과 함께 해야 그나마 검토 가능
수소경제가 가장 활성화되어 있고 또 실효성도 높은 나라가 있다. 바로 아이슬란드다. 아이슬란드는 수력과 지열발전으로 수요 전력 100%를 충당한다. 화산활동이 활발해 지열발전에 절대적으로 유리하고 그 발전원가도 싸다. 지열발전으로 생산한 전력생산원가는 싸기 때문에 물을 전기분해해 ‘그린 수소‘를 생산해도 수소 추출 비용이 저렴하게 든다.
이렇게 만든 수소를 수소 버스나 수소 자동차에 직접 공급해 사용한다. 전기분해를 통한 그린 수소를 사용하기 때문에 온실가스(이산화탄소 등)를 전혀 배출하지 않는다. 우리나라와 같이 LNG에서 수소를 추출하는 방식과 다르다.
아이슬란드의 예를 본다면 저렴한 전력 생산을 할 수 있는 지역이나 국가만 수소를 이용한 발전소나 수소 자동차를 검토할 수 있음을 알 수 있다.
메탄의 개질반응에는 니켈 촉매 하에서 뜨거운 수증기가 필요하며, 메탄을 전부 개질하기 위해서는 화씨 1,300도 이상의 온도가 필요하다. 또 MCFC나 SOFC 수소연료전지도 발전을 위해 고온의 수증기가 필요하다.
미래에 물을 800도 이상으로 가열한 후 촉매 반응으로 산소와 수소로 분리해 내는(전기분해 방식으로 그린 수소 추출) 원자로가 개발된다면 수소연료전지로 석유를 대체할 수도 있다.
LNG 개질로 수소를 추출하든, 전기분해 방식으로 그린 수소를 추출하든, 수소연료전지로 전기를 생산하든 고온의 스팀(물)이 필요하다. 원전은 원자로를 식히고 난 후 고온의 물이 발생하고, 이 고온의 물은 LNG 개질이나 전기분해, 수소연료전지에 활용할 수 있다. 수소를 이용하려면 원전도 함께 하는 것이 유리하다는 이야기다.
결국 화석 연료를 대체할 방법은 원자력을 안전하게 운영할 수 있는 과학기술을 발전시키는 것만이 현재로서는 유일한 방법인 것으로 보인다.
(2019.11.01)
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Comment 3
길벗
2019.11.6 PM 14:49
1. 경기그린에너지 2018년 경영 실적
1) 손익계산서
-. 매출액 : 964억
-. 매출원가 : 654억 (사용된 원재료비, 감가상각비 및 지급 수수료 제외시 : 1,007,225천원, 2.864원/kWh)
-. 매출총이익 : 310억
-. 판매비와 관리비 : 15억 (4.250원/kWh)
-. 영업이익 : 295억
-. 기타수익 : 109억
-. 기타비용 : 3억
-. 금융수익 : 1억
-. 금융원가 : 80억
-. 세전순익 : 323억
-. 법인세 : 49억
-. 당기순익 : 274억
2) 매출 내역
-. 전력생산량 : 351,639MWh
-. 전기판매 : 24,725,469천원 (SMP : 70.31원/kWh)
REC판매 : 67,961,090천원 (REC : 96.63원/kWh)
기타 : 3,755,046천원
총매출액 : 96,441,605천원
3) 감가상각연수
-. 건물 및 구축물 : 30년
-. 기계장치 : 20년
-. 비품 : 5년
4) 차입금 이자율 : 4.6%
5) 사용된 원재료(LNG) : 38,811,125천원 (110.37원/kWh)
6) 포스코에너지 유지보수용역비(지급수수료) : 113억
*2019년 포스코에너지와 LTSA 315억원에 계약 갱신(1MW당 5.357억)
7) 총비용(판관비 + 매출원가 + 이자 +…) : 1,494,705천원 + 65,381,680천원 + 8,019,024천원 = 74,895,409천원
8) 1kWh당 비용 : 74,895,409천원/351,639MWh = 212.989원/kWh
2. 40MW 신규 수소연료전지발전소 수익성
1) 총 사업비 : 2,800억 (토지 : 100억, 건물, 구축물 및 기타 : 300억, 기계장치 : 2,4,00억)
2) 자본 조달 : 200억(자본금), 2,600억(차입, 이자율 4.6%)
3) 용량 : 40MW (연간발전가능량 : 40MW*24h/d*365d/y*90%(가동효율) = 315,360MWh)
4) 연간 수입(매출) : 50,457,600천원
-. 전기 판매 : 315,360MWh*80원/kWh(SMP) = 25,228,800천원 (현 단가적용)
-. REC 판매 : 315,360MWh*40원/kWh(REC)*2(REC 가중치) = 25,228,800천원 (현 단가 적용)
5) 연간 비용 : 79,957,126천원
-. 매출총원가 : 66,656,846천원
(가) 사용 원재료(LNG) : 315,360MWh*110.37원/kWh*90% = 31,325,655천원 (경기그린에너지의 2018년 1kWh당 원재료 비용 110.37원/kWh에서 2019년부터 LNG 세금 하락을 반영해 10% 인하)
(나) 감가상각비 : 300억(구축물)/30년 = 10억, 2,400억(기계장치)/20년 = 120억, 총 130억
(다) 유지보수용역비 : 5.357억/MW*40MW = 214.28억 (경기그린에너지와 포스코에너지가 2019년 LTSA를 맺은 단가를 적용)
(라) 그 외 매출원가 : 315,360MWh*2.864원/kWh = 903,191천원 (경기그린에너지 2018년 실적 참고)
-. 판매관리비 : 315,360MWh*4.250원/kWh = 1,340,280천원 (경기그린에너지 기준)
-. 금융비용(이자) : (2,800억-200억)*4.6%/년 = 119.6억원 (경기그린에너지 차입금리 적용)
6) 연간 수익 : 50,457,600천원 – 79,957,126천원 = -29,499,526천원
7) 1kWh당 발전원가 : 79,957,126천원/315,360MWh = 253.54원/kWh
* 2018년 경기그린에너지의 REC 단가 96.63원/kWh를 적용해 수익을 계산하면 35,717,673천원 수입이 추가로 발생해 62억원 흑자로 돌아섬. 하지만 이 REC 가격으로 회복은 요원할 것으로 보이고, 만약 REC 가격이 다시 90원대로 올라서면 (화석연료)발전사와 한전이 이 만큼 더 부담을 하게 되어 한전은 전력단가 인상을 하지 않으면 안 됨. 결국 제로섬 게임이라 국가경제 전체적으로는 아무 의미가 없음.
수소연료전지발전이든, 태양광발전 등 재생에너지 발전이든 발전원가가 낮은 에너지원의 발전을 유도해야 국가경제에 도움이 됨.
수소연료전지발전 원가는 250원/kWh가 넘어 태양광발전원가의 2배를 상회해 육성, 지원이 불필요함.
3. 경기그린에너지 2019년 전망
-. 경기그린에너지가 2018년에 323억의 세전이익을 실현했지만, 이 중 기타 수익 109억을 빼면 실제는 214억임.
-. 2018년 실적이 좋았던 것은 REC 가격이 평균 96.63원/kWh로 높았기 때문이고 현재 가격 40원/kWh이면 398억이 줄어 세전손실 75억 적자로 돌아섬.
-. 2018년까지 유지보수용역비는 113억이었지만 2019년 포스코에너지와 유지보수용역계약을 315억/년 했기 때문에 이 비용만 202억/년 상승함.
-. 2018년 1kWh당 발전원가는 212.989원이었지만, 2019년에 유지보수용역비 상승분을 반영하면 270원으로 급상승함.
-. 2018년 사용 원재료비(LNG)가 388억원으로 많은 것이 아님. 2017년의 원재료비는 502억원으로 2018년보다 30% 가량 높았음. 2018년 원재료비가 낮아진 것은 2017년보다 발전량이 떨어져 소요 LNG량이 상대적으로 적고, LNG 가격이 소폭 하락한 것이 원인으로 보임.
-. 2019년부터는 LNG에 붙는 제세금(개별소비세, 수입부과금)이 74.8%(91.4원->23원, 68.4원/kg) 떨어져 원재료비가 10% 하락 할 것으로 보임.
LNG에 대한 세금 감면은 석탄에 부과되는 세금을 인상(36원->46원, 10원/kg)한다고 하지만 그 공백을 메울 수 없어 결국 국민들이 충당해야 함. LNG 제세금 대폭 인하는 LNG발전원가와 SMP 단가를 낮추고, 한전에게 그만큼의 이익을 가져다 줘 한전 적자를 메꾸는데 기여함. 실제는 국민의 세금으로 한전 적자를 메꾸고 있는 것임.
2017년, 유무연탄 소비량은 139,750천톤, LNG 사용량은 23,613,566톤이었음. 이를 기준으로 세금 인상/인하폭을 적용해 세수 변화를 살펴보면, 유무연탄에서 1조 3975억원 세금이 더 걷히는 대신, LNG에서 1조 6152억원의 세금 감소가 발생해, 전체적으로는 2,177억이 세수 감소가 일어남. LNG 사용량은 2017년 이후 계속 급증하고 있어 현재는 종전보다 세수 감소가 더 심해졌을 것임.
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2019.11.12 AM 09:59
2019년 2월에 발행한 영남대학교 에너지융합공학과 김정규의 박사 학위 논문 P114~P130에는 ‘수소연료전지발전의 경제성’에 대해서 분석한 내용이 나온다.
이 분석에 따르면, 투자비 45억/MW, SMP 100원/kWh, REC 70원/kWh, 가동율 92%, 수열율 75%, LNG 단가 524원/Nm3를 적용한 발전원가는 224원/kWh(연료비 104원, 고정비 120원), 매출은 267원/kWh(SMP 100+ REC(70)*2+열(27))로 수익 43원/kWh이 나온다고 한다.
그런데 현재 건설되고 운영되고 있는 수소연료전지 발전소는 위의 조건과 판이하게 다르다.
일단, 40MW의 수소연료전지발전소 총 사업비가 2800억으로 드는 것으로 나타나(최근 수소연료전지발전소 건설을 발표한 경남 고성군 율대리 발전소의 경우) 1MW당 70억으로 위 분석의 45억/MW와는 엄청난 차이가 난다. 이로 인해 1kWh당 고정비는 감가상각비 상승분으로 인해 (70억-45억)/20년/8.059MWh/년 = 15.5원/kWh으로 대폭 오른다.
연료비도 마찬가지로 현재 연료전지용 LNG단가가 549원/Nm3인 점, 이것도 수소연료전지를 정책적으로 지원하기 위해 열병합발전용 LNG 단가 614원/Nm3보다 저렴하게 공급함에도 불구하고 위 적용단가보다 비싸, 연료비도 104원/kWh*549원/524원 = 109원/kWh으로 올라간다. 따라서 수소연료전지발전소의 1kWh당 발전원가는 (120원+15.5원)+109원 = 244.5원이 된다.
매출(수입)은 위 분석과는 더 차이가 큰 초라한 결과가 나온다.
현재 SMP 가격은 80원/kWh, REC는 40원 수준이다. 대부분의 국내 수소연료전지발전소는 페열을 활용해 열병합발전을 하는 시스템이 아님으로 폐열 활용을 통한 판매 수입이 없다. 따라서 1kWh당 수입은 80원+40원*2+0 = 160원이다.
현재 조건을 적용하면 영남대 박사 논문 분석과 달리 160원-244.5원 = 84.5원/kWh 수입(매출) 손실이 발생한다.
연간 발전량이 40MW*24h/d*365d/y*92% = 322,368MWh임으로 연간 손실은 272억원(322,368MWh*84.5원/kWh)에 이르게 될 것이다.
영남대 박사 논문을 보더라도 수소연료전지발전은 그 발전원가가 양호한 조건임에도 224원/kWh이 나올 정도로 매우 높아 전력단가 상승의 요인이 된다. 실제로는 250원을 상회할 것으로 보여 태양광발전원가의 2배가 넘을 것으로 예상한다. LNG 개질화 과정에서 온실가스도 LNG발전소와 비슷하게 배출하면서 왜 이런 수소연료전지발전소를 하려는지 모르겠다.
수소연료전지발전소는 총원가 비중이 연료비가 57.3%(감가상각비 제외시 66.4%)를 차지해 근본적으로 신재생에너지라고 부를 수도 없을 뿐아니라 아무리 수소연료전지 기술이 발전한다 하여도 절대 LNG발전소의 발전원가를 따라 잡을 수 없어 Grid Parity를 달성할 수 없는 발전 방식이다.
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수소경제 가속화… 수소 발전 의무화 제도 도입한다
제2차 수소경제위원회 개최…수소경제 이행 핵심 안건 심의‧의결
“수소경제위원회가 구심점 돼 수소경제 퍼스트 무버 도약 이룬다”
[에너지신문] 정부가 수소경제 확대를 위해 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량 구매를 의무화하는 ‘수소발전 의무화 제도’를 도입된다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 '수소충전소 구축 업무협약식'에 참석했다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 '수소충전소 구축 업무협약식'에 참석했다.
또한 수소제조용 천연가스 공급체계 개선을 통해 가격을 최대 43% 인하하고, 정유‧가스社 등 민관이 특수목적법인을 설립, 상용차 수소충전소를 본격적으로 구축한다. 그리고 4개 지자체의 수소시범도시 구축에 본격 착수하며, 이를 위한 수소도시법 제정을 추진한다.
정부는 15일 정세균 국무총리 주재로 정부서울청사에서 제2차 수소경제위원회를 열고 이런 내용을 담은 5개 안건을 심의·의결했다.
수소경제위원회는 국무총리를 위원장으로, 산업부, 기재부, 환경부 등 8개 관계부처 장관과 산업계·학계·시민단체 등 분야별 최고의 민간 전문가로 구성된 대한민국 수소경제 컨트롤타워다.
이 위원회는 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률(‘20.2 제정)’에 따라 향후 우리나라가 수소경제 선도국가로 도약하기 위해 주요 정책을 수립·추진하는 민관합동 회의체며, 지난 7월 1차 위원회를 개최한 이후 3개월만에 2차 위원회를 진행했다.
회의를 주재한 정세균 국무총리는 “수소경제는 먼 미래 아니라 이미 일상생활 곳곳에 확산하고 있다. 세계 각국들도 경쟁적으로 수소경제 선점 위한 노력을 가속화하는 있다”며 “수소경제위원회가 구심점이 돼 민관이 힘을 모아 ‘누구도 가보지 않은 수소경제로의 길’을 열어갈 것이다”고 격려했다.
▲ 수소 발전 의무화 제도 도입한다
정부는 우선 수소경제의 핵심축인 수소 연료전지의 체계적인 보급 확대를 위해 ‘수소 발전 의무화 제도(HPS)’ 도입을 추진하기로 했다.
정부는 수소경제로의 전환을 가속화하기 위해 지난해 1월 ‘수소경제 로드맵’ 발표를 시작으로, 올해 2월 ‘수소법 제정’, 7월 ‘수소위원회 출범’ 등의 적극적인 노력을 기울이고 있다.
하지만 수소인프라 확충은 기존 신재생 보급체계를 중심으로 이뤄지고 있으며, 특히 발전용 연료전지는 태양광·풍력 등 재생에너지를 중심으로 설계된 ‘RPS 제도’를 통해 보급이 지원되고 있다.
문제는 RPS 제도가 발전용 연료전지 보급에 한계를 드러내고 있어, 수소경제의 다른 분야도 단순한 보조금을 넘어 지원 체계에 관한 종합적이고 세밀한 검토가 필요하다는 지적이다.
이러한 차원에서 정부는 내년까지 수소법을 개정, ‘수소 발전 의무화 제도’를 도입, 수소법 상 수소 기본계획에 중장기 보급의무를 설정하고, 경매를 통해 친환경·분산형 연료전지 발전전력을 구매해 나가겠다는 계획이다.
이는 태양광, 풍력 등이 모두 포함된 기존의 신재생에너지 공급 의무화(RPS) 제도에서 연료전지만 분리해 별도의 의무 공급시장을 조성하는 것으로, 정부는 내년까지 수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률(수소법)을 개정, 수소법상 수소기본계획에 중장기 보급 의무를 설정하고, 경매를 통해 친환경·분산형 연료전지 발전전력을 구매해 나가기로 했다.
이를 통해 2040년 연료전지 보급량 8GW를 달성하고 향후 20년간 25조원의 투자를 창출될 것으로 기대하고 있다.
▲ 수소제조사 중심 천연가스 공급체계 개선한다
또한 정부는 추출수소 경쟁력을 확보한다는 계획이다. 추출수소 제조시 경제성을 제고하기 위해 수소제조 사업자 중심의 천연가스 공급체계로 개선하기로 했다.
기존 도시가스社만 공급 가능했던 천연가스 공급체계를 개선, 가스공사가 대규모 수소제조사업자에게 천연가스를 직접 공급할 수 있도록 허용하고, 수소제조시설의 생산성 향상을 위해 필요시 도시가스社가 고압의 도시가스 배관을 설치할 수 있도록 허용하겠다는 것이다.
이를 통해 수소제조사업자가 최근 하락한 가격으로 천연가스를 별도 수입할 수 있어 원료비를 약 30% 절감하는 효과를 얻을 수 있다. 또한 차량충전 목적의 수소제조용 천연가스 제세공과금(수입부과금, 안전관리부담금 등)을 한시적으로 감면하는 방안도 추진된다.
정부는 이 제도개선으로 향후 수소제조·충전사업자의 지속가능한 운영여건이 마련되고 소비자가 더 저렴한 가격으로 수소를 충전하는 등 수소경제 조기 활성화에도 크게 기여할 것으로 기대하고 있다.
▲수소시범도시 본격 착수…수소도시법 제정한다
정부는 안산, 울산, 전주·완주 등 수소시범도시와 R&D 특화도시 삼척 등 지역별 특색을 고려, 수립한 ‘수소시범도시 기본계획’을 바탕으로 수소시범(특화)도시 구축을 본격 착수하기로 했다.
우선 울산은 공동주택, 요양병원 등에 수소를 공급하고, 수소버스·트램 등 수소 모빌리티 허브 구축, 연료전지 활용 스마트 팜 조성 등을 추진한다. 안산은 국가산단 및 캠퍼스 혁신파크 등에 수소에너지를 공급할 수 있도록 배관망을 확충하고, 조력발전 생산전력을 이용한 그린수소 생산 실증 등을 추진할 예정이다.
전주·완주는 공동주택, 공공기관 등에 수소연료전지를 통해 전력을 공급하고, 포집된 이산화탄소를 활용하는 스마트팜 구축 및 수소드론을 이용한 하천관리 등을 추진한다. 삼척은 태양광 등 재생에너지 전력을 활용, 소규모 에너지 자립타운을 운영할 수 있는 R&D 실증을 추진할 계획이다.
정부는 도시 에너지원을 수소로 전환하기 위한 제도적 기반을 마련하기 위해 ‘수소도시 건설 및 운영에 관한 법률’을 제정, 수소도시 관련 입지규제, 인허가 의제처리, 수소 신기술 등 특례와 지원 체계, 재정 지원 등을 위한 근거 규정을 마련해 나간다는 방침이다.
▲ 수소 예산 7977억 증액…수소경제 가속화
한편, 주요 5개 정부부처(산업‧과기정통‧국토‧환경‧해수)는 수소경제 이행을 가속화하기 위해
수소 관련 예산을 대폭 확대하기로 했다. 올해 5879억원이 반영됐던 예산을 내년에는 7977억원(정부안‧국비기준)으로 35%가량 늘린다는 계획이다.
특히 수소승용차‧트럭 등 보조금을 증액‧신설, 수소차 보급 확대를 지속‧다변화하고, 생산기지 등 인프라 조성 및 수소산업진흥‧유통‧안전 등 수소 전 분야의 기반 구축도 지원한다.
세부 내용을 살펴보면, 올해 2273억원을 반영했던 수소차는 2021년 3375억원을 증액하고, 수소트럭에는 10억원 예산을 신설‧투입했다.
또한 수소생산기지와 수소산업진흥기반구축 예산으로 각각 566억원, 32억 5000만원을 지원했고, 수소유통기반구축 지원으로 36억원을 투입한다. 그리고 수소안전 기반구축으로 73억 7000만원을 편성했다.
제1차 수소경제위원회에서 위원들이 제안한 주요 정책과제도 적극 추진할 계획이다. 실시간으로 충전소 관련 정보를 수집하고 제공하는 시스템을 구축, 수소차 이용자의 편의성을 제고하고, 미래 국가 경쟁력의 근간인 학생들이 참여하는 ‘H2 올림피아드’와 다양한 분야의 전문가들이 참여하는 ‘수소경제 리더스 포럼’을 개최하여 수소경제 붐(Boom)을 확산시킨다는 방안이다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 제2차 수소경제위원회 회의를 주재하고 있다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 제2차 수소경제위원회 회의를 주재하고 있다.(사진제공:국무조정실)
▲ 수소법 하위법령 차질없이 추진한다
한편, 정부는 내년 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률’ 시행(‘21.2.5)을 앞두고 시행령·시행규칙 등 하위법령 제정도 차질없이 추진한다.
수소경제위원회와 3대 수소전담기관(진흥․유통․안전), 수소경제 기본계획 등 수소경제 이행을 위한 체계적인 추진체계를 마련하고, 수소전문기업 선정기준․절차, 수소특화단지 지정절차․요건 등 수소경제를 지원하기 위한 세부규정도 마련할 계획이다.
아울러 정부는 수소용품(연료전지, 수전해설비, 수소추출기), 수소연료사용시설 등 안전관리 규정을 구체화해 국민들이 안심하고 수소경제의 혜택을 누릴 수 있도록 한다는 구체적인 방안도 마련하겠다고 밝혔다.
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2020-10-15 11:40
수소경제 속도 낸다…2022년 '수소발전 의무화 제도' 도입
수소제조용 가스 공급체계 개선·상용차 수소충전소 확대
(서울=연합뉴스) 윤보람 기자 = 수소경제 확대를 위해 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량 구매를 의무화하는 제도가 도입된다.
수소제조용 천연가스 공급체계를 개선해 가격을 최대 43% 인하하고, 민관이 특수목적법인을 설립해 상용차 수소충전소를 본격적으로 구축한다.
정부는 15일 정세균 국무총리 주재로 정부서울청사에서 제2차 수소경제위원회를 열어 이런 내용을 담은 5개 안건을 심의·의결했다.
정세균 총리, 수소경제위원회 주재
2012년 신재생에너지 이어 의무 공급시장에 수소 추가
(서울=연합뉴스) 윤보람 기자 = 정부가 2022년 '수소 발전 의무화 제도'(HPS)를 도입하기로 하면서 전력시장에 큰 변화가 일 전망이다.
신재생에너지 발전 확대를 위한 제도가 새로 적용되는 것은 2012년 신재생에너지 공급 의무화(RPS) 제도 도입 이후 10년 만이다.
[한화에너지 제공·자료사진. 재판매 및 DB 금지]
정부가 15일 제2차 수소경제위원회에서 의결한 안건 중 핵심은 HPS의 시장 도입이다.
이는 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량을 구매하도록 의무를 부여하는 것으로, 기존의 RPS 제도와 유사하다.
수소연료전지는 지금까지 태양광, 풍력, 지열, 수력 등 다른 신재생에너지와 동일하게 RPS 제도를 적용받았다.
RPS 제도에 따라 대형 발전사업자는 신재생에너지를 직접 공급하거나 다른 사업자로부터 신재생에너지공급 인증서(REC)를 구매해 간접적으로 공급 할당량을 채워야 한다. 올해 RPS 비율은 전체 발전량의 7%다.
정부는 수소연료전지가 다른 재생에너지와는 특성이 달라 별도의 보급제도 마련이 필요하다고 판단했다고 밝혔다.
우선 수소경제 로드맵에 따라 수소 보급이 앞으로 계속 확대될 경우 RPS 내 수소연료전지 비중이 급증해 다른 재생에너지와의 균형적인 보급 확대가 어려워진다고 봤다.
구체적으로 수소연료전지의 높은 이용률과 REC 가중치로 인해 설비용량 대비 REC가 대량 발급(태양광 대비 10배 이상)되는 문제가 생길 것으로 예상했다.
수소경제 로드맵상 RPS 시장에서 수소연료전지 비중은 지난해 13%에서 2030년 26%로 확대될 전망이다.
정부는 또 수소연료전지가 액화천연가스(LNG) 가격(비용) 및 REC 가격(매출)의 영향을 직접적으로 받아 다른 신재생에너지보다 불확실성이 크다는 점을 고려했다.
REC 기반의 RPS 제도에서는 안정적인 수익 창출이 곤란하므로 장기 고정계약 형태가 더 적합하다고 본 것이다.
이에 더해 RPS는 총량적인 신재생에너지 공급 의무만 부과할 뿐 발전원별 의무를 정해놓지 않아 수소연료전지를 계획적으로 보급하는 데 한계가 있어 별도의 맞춤형 제도를 마련했다고 정부는 설명했다.
수소 경제 (PG)
[정연주 제작] 일러스트
정부는 내년에 수소법을 개정해 수소법상 '수소경제 기본계획'에 중장기 목표와 연도별 보급 계획을 수립하고 2022년부터 이 제도를 시행할 계획이다.
의무를 이행해야 하는 주체는 RPS 의무사업자(발전사) 또는 판매사업자(한국전력) 중 비용 절감 유인, 전력시장과 연계한 장기고정 계약 가능성 등을 검토해 추후 결정하기로 했다.
정부 관계자는 "HPS를 경험이 많은 기존 RPS 의무사업자에 추가로 적용하면 새 제도에 빨리 적응한다는 장점이 있을 것이고, 판매사업자에 새로 적용한다면 수요 독점에 따라 연료전지 시장에 경쟁이 도입되면서 비용을 절감하는 효과가 있을 것"이라며 "판매사업자에 적용하는 게 일단은 더 유리할 것으로 본다"고 말했다.
만일 HPS 이행 주체를 발전사로 정할 경우 기존의 RPS 비율 확대 계획이 그대로 유지된다면 발전사들의 부담이 커질 것으로 보인다.
정부 관계자는 "2022년 HPS 도입 이후 RPS 비율을 조정할지 또는 어느 정도로 조정할지는 HPS 비율이 정해지는 것과 그때의 시장 상황 등을 고려해 결정할 계획"이라고 밝혔다.
정부는 HPS 도입으로 2040년 연료전지 보급량 8GW를 달성하고 향후 20년간 25조원의 투자를 창출할 것으로 전망했다.
HPS 시행 상황에 따라 차량 충전용 수소의 일정 비율을 그린수소로 혼합하게 하는 '그린수소 판매 의무제도'와 일정 규모 이상의 대형 건물을 신축할 때 에너지 사용량의 일정 비율을 연료전지로 공급하도록 하는 '대형건물 연료전지 의무화 제도' 등도 추가 도입을 검토할 방침이다.
bryoon@yna.co.kr
환경도 경제도 없는 수소연료전지발전
2019.11.053
¶글쓴이 : 길벗
-가격과 열량 감안하면 수소연료전지 발전에 사용하는 추출수소가 천연가스보다 3.18배 비싸
-수소는 폭발 가능 범위 넓고, 최소 착화 에너지 매우 낮고, 폭연지수가 LNG보다 10배나 높아
-원자 냉각수, LNG 개질이나 전기분해·수소연료전지에 활용 가능. 원전과 함께하는 것이 유리
문재인이 ‘수소 경제’를 외치자 수소 차가 미래형 자동차의 주역이 될 것처럼 호들갑을 떨고 전국의 지자체들과 (화석 연료)발전회사들은 수소연료전지발전소를 대거 건설하고 있다.
탈원전에 따른 전력 부족을 태양광과 풍력 등 재생에너지로 대체하겠다는 문재인 정부의 에너지정책이 이제 신에너지인 수소를 연료로 한 수소연료전지발전으로 이동한 느낌이다.
하지만 수소연료전지발전은 많은 문제점이 있음에도 불구하고 이에 대한 제대로 된 검토나 검증도 없이 마구잡이로 전국 도처에 건설, 혹은 계획되고 있어 우려가 크다.
1. 수소연료전지발전은 비경제적이고 전력단가 상승 요인
수소연료 발전원가는 원자력 발전, 석탄 발전 원가와는 애초에 비교조차 할 수 없고, LNG 발전은 물론 태양광발전과 같은 재생에너지 발전원가보다 1.7~2.7배 높은 것으로 알려져 있다.
수소연료전지 발전원가가 높다는 것은 정부가 신재생에너지 발전에 부여하는 REC 가중치를 봐도 금방 알 수 있다. 태양광발전의 경우 REC 가중치가 임야가 0.7, 임야 외 부지의 경우 1.0, 3MW 이상인 경우 0.7인 반면, 수소연료전지발전에는 2.0을 주고 있다. REC 가중치 2.0을 부여하지 않으면 수소연료전지 발전사업을 추진하기 어렵다고 판단하기 때문이다. 그만큼 수소연료전지발전원가가 높다는 이야기다.
이와 같이 수소연료전지 발전원가가 높을 수밖에 없는 이유는 연료인 수소를 추출하는 데 비용이 많이 들기 때문이다. 수소를 얻는 방법은 아래의 세 가지이다.
① 부생 수소 : 원유를 정제하는 과정에서 발생한다.
② 추출 수소 : 천연가스에 수증기를 쐬어서 추출한다.
③ 그린 수소 : 물을 전기분해하여 산출한다.
현재 생산단가는 원유 정제과정에서 부산물로 나오는 ‘부생 수소’가 가장 싼값으로 kg당 1,500원, ‘추출 수소’는 5천원, ‘그린 수소’는 9천~1만원으로 추산하고 있다.
이에 비해 천연가스는 600원대/Nm3, 수입 무연탄은 $60/톤 수준으로 ‘추출 수소’ 가격에 비할 수 없을 정도로 싸다.
그리고 연료별 열량은 수소가 34,000kcal/kg, 석탄 6,000kcal/kg, 천연가스 13,000kcal/kg, LNG(도시가스) 10,550kcal/N㎥, 수입무연탄 6,550kcal/kg, 연료용 유연탄 6,200kcal/kg으로 수소가 천연가스의 2.62배 밖에 되지 않는다.
가격과 열량을 감안하면 수소연료전지 발전에 사용하는 추출수소가 천연가스의 3.18배 비싼 연료인 것이다. 전국에 건설되는 수소연료전지 발전소의 수소는 대부분 천연가스에서 추출한 수소를 사용한다.
더욱이 수소연료전지 발전소는 건설비용도 LNG발전소보다 많이 들 뿐아니라 수소와 산소를 반응시켜 전기를 생산하는 Stack의 수명도 5년 정도로 보수비 및 운영비도 상대적으로 LNG 발전소보다 훨씬 높다.
근본적으로 수소연료전지발전은 화석연료 발전 중 가장 비싼 LNG발전보다 생산원가가 높을 수밖에 없는 구조이다. 태양광발전에 비해서도 발전원가가 높게 나온다. 수소연료전지 기술이 발전되어 발전원가를 낮출 수 있다고 하더라도 수소를 LNG에서 추출해 오기 때문에 LNG 발전원가보다 낮출 수 없어 신재생에너지 포함 가장 비싼 발전원가가 될 것이다.
2. 수소연료전지 발전은 결코 환경적이지 않다
수소연료전지 발전은 수소가 환경물질을 배출하지 않기 때문에 환경적이라고 주장하지만, 사실은 꼭 그렇지 않다.
수소연료전지 발전에서의 수소는 에너지라기보다 에너지를 전달하는 수단일 뿐이다. 수소연료전지 발전을 해야 한다고 주장하는 사람들은 온실가스를 배출하지 않는 친환경발전이라고 말하지만, LNG를 개질화 해서 수소를 얻는 과정에서 발생하는 환경문제와 비용에 대해서는 무시한다.
수소는 LNG에서 아래와 같이 추출한다.
LNG 중 CH4(메탄)의 농도는 약 90mol%이고 나머지 메탄 외에 에탄, 프로판, 부탄 등등의 탄화수소가 들어있으며 이들을 개질하면 모두 H2가 발생된다. 간단히 LNG 1Nm3는 전부 CH4 로 보고 계산해 보도록 하자.
CH4의 개질반응을 보면,
•Reforming reaction : CH4 + H2O → 3H2 + CO
•Shift reaction : CO + H2O ↔ H2 + CO2
종합하면 CH4 + 2H2O ↔ 4H2 + CO2
즉, 1몰의 CH4으로부터 4몰의 수소가 만들어진다.
위 식에서 보듯이 천연가스에서 4몰의 수소를 추출하면 이산화탄소(CO2) 1몰도 생긴다. 각 원소별 원자량(H 1, C 12, O 16)으로 무게를 계산하면 수소 8kg이 추출될 때 이산화탄소는 44kg이 나옴으로 약 5.45배의 이산화탄소가 배출되는 것이다.
이 계산법은 이론상이고, 실제 천연가스에서 추출할 경우 효율을 감안하면 수소 1kg당 이산화탄소 온실가스 9~12kg이 대기로 방출된다고 한다.
수소연료전지 발전이 온실가스를 배출하지 않는다고 하지만 이것은 수소연료전지 발전소가 있는 작은 마을에는 온실 가스(이산화탄소)를 마구 쏟아내고 전기를 쓰는 대도시는 온실가스가 적게 배출되는 것뿐이다. 우리나라 전체로 보아 LNG로 발전할 때처럼 온실가스 배출총량이 늘어나는 것은 마찬가지인 것이다.
수소연료전지발전은 문제점이 많은데도 제대로 된 검토나 검증도 없이 마구잡이로 전국 도처에 건설, 혹은 계획되고 있다.
문제는 또 있다.
LNG에서 수소를 추출하는 과정이나 수소연료전지에서 전기를 발전하는 과정에서 수소의 누출이 일부 발생한다고 한다. 수소연료전지 발전도 수소를 뽑아내는 과정에서 질소화합물이나 황화합물 등의 불순물이 발생한다. 대규모로 만들 때는 소음이나 악취 문제도 발생할 수 있다. 현재 국내에서 운영하는 수소연료전지 발전소는 건립된 지 2~6년밖에 안 돼 안전성이 검증됐다고 보기도 어렵다.
천연가스는 분해과정뿐만 아니라 채굴과정에서 더 심각한 온실가스를 방출한다는 비판을 받고 있다. 어차피 천연가스에서 추출한 수소를 연료로 하기 때문에 결코 수소연료전지 발전이 환경적이라 말할 수 없는 것이다.
3. 수소연료전지 발전소는 결코 안전하지 않다
수소는 공기보다 훨씬 가벼워 누출되더라도 폭발 위험성이 없다고 주장한다. 하지만, 이는 수소의 위험을 간과한 위험천만한 것으로 현실에서는 결코 그렇지 않다.
지난 5월 23일 강릉의 수소연료전지발전 연구단지에서 일어난 수소 폭발로 2명이 사망하고 6명이 중경상을 입었으며 3동의 건물이 풍비박산 나고 340억원의 재산 피해가 났다. 화염은 없었지만 문제는 150미터 떨어진 건물에도 상당한 피해를 줄 정도의 충격파였다.
수소는 음속보다 평균 5.4배 빠르게 날아다니면서 공중의 산소와 격렬한 연소반응을 일으켜 초음속의 강력한 충격파를 발생시킨다. 전투기가 음속을 돌파할 때 굉음을 내 주변 건물을 흔들리게 하는 소닉 붐과 같은 현상이다. 수소의 폭발이 무서운 것은 바로 이 폭굉이라 부르는 초음속 충격파 때문이다. 강릉의 수소연료발전 연구단지가 이런 이유로 폭발한 것으로 보여진다.
수소 폭발 사례는 해외에도 많다.
1937년 힌덴부르크호의 폭발, 2011년 후쿠시마 원전 사고도 수소 폭발 때문이었고, 미국의 오하이주 머스킹검에서 수소 튜브트레일러에서 새어 나온 수소가 폭발해 발전소가 초토화된 적도 있다.
수소는 공기 중에서 폭발 가능 범위가 대단히 넓고, 최소 착화 에너지가 매우 낮으며 폭발 강도를 나타내는 폭연지수가 LNG보다 10배가 높은 위험 물질이다.
열전달율과 확산 속도가 대단히 크며(1.8km/s), 색깔·냄새·맛이 없는(무색·무취·무미), 폭발범위 4~75%(공기 중에 그 범위로 섞였을 때 점화하면 잘 타는)의 가연성 기체이다. 비점이 -252.5℃라 액화하기 힘들어 보통 압축된 가스로 유통된다.
고온 고압에서는 탄소강(Fe3C)과 반응하여 탈탄(脫炭)작용을 일으켜 탄소강이 취화(脆化) 되어(이를 수소취성(hydrogen embrittlement)이라함) 수소 금속용기의 사용기한을 제한한다.
4. 수소연료전지발전은 우리나라에 맞지 않는다
문재인이 ‘수소 경제’를 외치니 국내에 수소연료전지 발전소가 우후죽순처럼 생겨나는데 사실 수소연료전지 발전은 우리나라 환경에 맞지 않는다. 수소연료전지 발전소는 세계적으로 미국과 한국에 많고, 일본은 가정용이나 건물용의 소규모 수소연료전지발전 시장이 크다. 일본은 자연재해가 많이 일어나기 때문에 독립적 발전이 필요해 이 부문 시장이 크고 우리나라와 같이 대규모 수소연료전지 발전은 잘 하지 않는다.
미국은 셰일 가스 등 수소 추출을 위한 연료가 풍부하고 가격이 싸기 때문에 수소연료전지 발전원가가 우리나라보다 당연히 싸게 먹혀 다른 연료원 발전원가에 비해 경쟁력이 있다. 하지만 우리나라는 수소를 추출할 천연가스 전량을 수입해 와야 하고, 그 천연가스 국제가격에 따라 발전원가가 춤을 출 수 있어 안정성도 떨어진다. 수소연료전지 발전 원가 중에 LNG 관련 비용이 절반 이상을 차지해 LNG 국제가격이 상승하면 발전원가도 따라서 올라갈 수밖에 없다.
5. 국내 수소연료전지 발전소 실태
우리나라 최대 수소연료전지발전소인 화성에 있는 ‘경기그린에너지’가 현재 어떤 상태인지 보자.
2013년 11월부터 운영 중인 ‘경기그린에너지’의 연료전지 발전소는 용량이 58.8MW로 건설비가 3300억여원이 투입되었는데, 매년 14만 가구가 사용할 수 있는 전력량인 46만4000㎿h를 생산할 수 있다고 호언장담했지만 현실은 달랐다. 2014년에 45만3672㎿h였던 전력 생산량은 지난해 35만1639㎿h까지 떨어졌다. 당초 예상치의 75.8% 정도만 전력을 생산하면서 수익도 급강하했다. 수소연료전지와 수소연료전지발전 시스템을 공급하고 유지보수 용역을 하는 포스코에너지의 기술력 부족 때문이었다.
문제는 현재 포스코에너지는 국내 수소연료전지발전 부문의 50% 이상을 담당하고 있고 포스코에너지의 설비를 사용하는 수소 연료전지 발전소가 28곳이나 된다는 점이다. 수소 연료전지 기술 자체에 결함이 있는 상황이라 다른 수소연료전지 발전소도 제2의 경기그린에너지 사태가 발생할 가능성이 농후하다.
경기그린에너지보다 더 심각한 상황에 있는 것은 삼척의 MCFC기지로 가동이 3년째 멈춘 상태이다.
더 심각한 문제는 포스코에너지가 지난 10년간 6,100억원의 적자를 내고 있어 자신들이 설비를 공급한 경기그린에너지 등 수소연료전지 발전소에 유지보수비용을 2배로 올려 줄 것을 요구하고 있다는 것이다. 포스코에너지의 요구를 들어줄 경우 경기그린에너지의 경우 1기당 유지보수비용이 연간 7억에서 16억으로 올라 5년간 총 1,500억원이 넘는 유지보수비용이 추가로 들어가야 한다고 한다.
Stack 효율 저하로 발전량이 계속 하락해 수입이 급감하는데 유지보수 비용마저 추가로 떠안으면 수소연료전지 발전소 가동은 중단하는 게 낫다. 여기에다 최근 REC 가격이 폭락하고 있어 국내 수소연료전지 발전소들은 그로기 상태다.
위에서 살펴본 대로 우리나라 수소연료전지 발전은 실패했고, 또 개선될 전망도 전혀 보이지 않는 상황이다.
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6. 수소연료전지발전은 원천기술 보유한 미·일 기업들만 이익
수소연료전지는 1세대 PAFC(인산형), 2세대 MCFC(용융탄산염형), 3세대 SOFC(고체산화물형)이 있는데, 이들 수소연료전지의 원천 기술은 모두 미국(Fuel Cell Energy, Bloom Energy), 일본(MHPS) 등의 해외 기업이 갖고 있고, 포스코에너지, 두산 등 국내기업은 이들 기업과 제휴해 수소연료전지를 생산하고 있다. 포스코에너지는 미국의 FCE의 특허를 사용하고 매출액의 3%를 로얄티로 지급하고 있다고 한다.
우리나라 수소연료전지산업의 50% 이상을 점유한 포스코에너지는 누적 적자가 엄청나 매각(청산)을 검토하다 수소연료전지 부문만 따로 떼어내어 자회사로 분리하기는 했지만 장래가 불투명하다고 업계는 보고 있다. 포스코에너지는 지난 10년간 연료전지 사업에서만 6100억원 적자를 내 생산시설 투자비(5000억원)까지 합하면 1조원 이상 손실을 보고 있다고 한다.
LG그룹은 LG퓨얼셀시스템이라는 자회사를 만들어 2012년부터 2017년까지 2천6백억 이상을 투자해 발전용 수소연료전지 상용화를 추진했지만 성과가 없어 최근에 수소연료전지 사업에서 손을 뗐다. LG그룹은 미국 오하이오주 캔턴시에 위치한 LG퓨어셀시스템즈(LG Fuel Cell Systems Inc.)의 본사와 연구소의 문을 최근 닫았다.
LG그룹은 영국 공기업 롤스로이스(Rolls-Royce)의 수소연료전지 개발업체인 ‘롤스로이스 퓨어셀시스템즈'(Rolls-Royce Fuel Cell Systems Ltd.)를 2012년 6월에 4500만 달러(현재가치 약 500억 원)에 인수했고 올해까지 323억 원을 추가로 출자할 계획이었다.
우리나라 지자체들이나 발전회사들이 수소연료전지발전소 건설을 늘리면 늘릴수록 국민들과 기업들은 높은 전력단가를 지불해야 되는 반면, 수소연료전지에 대한 원천기술을 가진 미국과 일본 기업들의 호주머니를 채워주게 된다.
7. 수소연료전지발전은 태양광발전 등 재생에너지 산업 고사시킨다
대용량의 수소연료전지 발전소는 24시간 발전하는 특성과 REC 가중치 2를 받는 특혜 때문에 REC 공급량을 폭증시켜 REC 단가 하락을 촉발하게 된다. 이런 현상은 재생에너지 발전의 수익성을 급락하게 만들어, 수소연료전지 발전원가보다 상대적으로 저렴한 발전원가를 가진 태양광발전 등의 재생에너지발전 산업을 크게 위축시킬 것으로 보인다.
태양광발전은 낮에만 발전이 가능해 용량의 15~16% 정도만 발전하지만, 수소연료전지 발전은 24시간 가동이 가능해 태양광발전보다 약 6배 발전량이 많다. 똑같은 1MW 용량의 태양광발전소와 수소연료전지발전소라도 연간 발전량이 1,314MWh와 7,884MWh로 6배 차이가 난다. 그리고 REC 가중치도 각각 1(0.7)과 2로 수소연료전지발전소의 REC 생산량이 또 2배 더 커지게 된다. 같은 용량의 발전소라도 12배의 REC 생산량 차이가 나는 것이다.
거기에다 수소연료전지발전소는 적은 면적에 대규모 용량 건설이 가능하다. 지자체와 발전회사들이 수소연료전지 발전소를 대거 짓는 이유도 REC를 대량으로 생산이 가능하기 때문이다. 이렇게 수소연료전지 발전소의 REC가 대량 쏟아지게 되면 REC 가격은 필연적으로 하락할 수밖에 없고, 적정한 REC 가격이 유지될 것으로 예상하고 태양광, 풍력, 조력 발전소를 건설했던 기존의 재생에너지 발전업자들은 큰 손해를 받게 되고, 따라서 신규 태양광, 풍력, 조력발전소 건설은 기대할 수 없게 될 것이다.
수소연료전지발전소의 건설과 건설 계획 잇단 발표로 REC 공급이 대량으로 늘 것으로 전망하여 최근 REC 현물시장가격은 4만원/REC(40원/kWh, 2017년에는 10만원/REC이 넘었다)으로 폭락한 상태다. 이 정도의 REC 가격이면 태양광발전소를 운영하는 업체나 업자들은 수익은커녕 원금과 이자내기도 버거울 정도가 된다.
태양광, 풍력, 조력 발전사업자들은 생산한 전력을 SMP와 REC 판매로 매출을 일으킨다. 현재 SMP가격은 80원/kWh, REC는 40원/kWh로 1kWh 생산해 120원의 수입을 얻는데, 1MW의 태양광발전소의 경우 연 1,314MWh 생산해 수입이 1억5768만원 매출이 된다.
이 정도 매출로는 태양광발전소 건설 비용, 운영 비용, 원금, 이자를 고려할 때 수익성은 마이너스가 될 수밖에 없다. REC 가중치 1인 육상 풍력도 마찬가지이고, 연계거리에 따라 REC 2~3.5를 받는 해상 풍력의 경우에는 REC 가격 폭락은 치명적이라 문재인 정부가 재생에너지 발전사업을 육성하겠다는 것은 공염불이 될 것이다.
필자는 기본적으로 REC 가중치가 높은 신재생에너지는 결국 국민과 기업에게 부담을 줌으로 가급적 지원을 배제해야 한다고 생각하기 때문에 수소연료전지 발전소 때문에 해상 풍력 발전소, 조력 발전소가 건설되지 않게 되는 효과에 대해서는 긍정적으로 생각한다. 하지만, 태양광 발전(임야 REC 0.7, 일반 부지 1.0, 3Mw 이상 0.7)과 같이 REC 가중치가 낮아 전력단가 상승을 크게 시키지 않는 재생에너지 발전이 위축되게 해서는 안 된다고 본다.
태양광발전은 재생에너지 중에서 그래도 우리나라에서 가장 효율적이고 장래 Grid Parity까지 도달할 수 있는 가능성이 높기 때문에 육성 발전시켜야 한다. 산림을 심각히 훼손하거나 아파트 베란다 거치형 태양광발전과 같이 효율이 극히 낮은 경우는 철저히 배제해야 한다고 보지만 농업생산성이 낮은 산간 개간지나 경관을 훼손하지 않는 저지대 임야 지역은 적극적으로 태양광발전소 건설이 필요하다.
그 동안 무분별한 태양광발전소 건설과 수천억원을 국민의 혈세로 지원해 설치하는 아파트 베란다 거치형 태양광발전, 그리고 태양광발전사업에 정권 실세들과 주변 인사들이 이권을 챙키는 모습이 국민들에게 태양광발전에 대해 부정적 인식을 심어주었지만, 태양광발전 그 자체는 우리나라에서 해볼 만한 것이다.
8. 중장기적으로 수소연료전지발전도 수익성이 떨어져 사업 지속 어려워진다
REC 단가가 일정 정도 유지되어야 가중치 2를 받는 수소연료전지 발전사업도 수익성이 유지되는데 수소연료전지 발전에서 대량의 REC 공급이 되면 REC 공급량이 넘쳐나고 거기에다 가중치 5를 받을 수 있다 하여 태양광발전소들이 ESS를 연계하는 량이 늘게 되면 그야말로 REC 시장은 패닉에 빠지게 된다. 결국은 수소연료전지발전, 태양광발전 등 신재생에너지 발전이 붕괴되는 사태가 올 것이다.
수소연료전지 발전 REC 가중치 2 부여와 ESS연계 태양광발전 REC 가중치 5 부여 정책은 두 발전산업의 제 살 깎아먹기 밖에 되지 않아 사업의 지속성을 스스로 방해하는 요소로 작동할 것이다.
태양광발전소야 이미 태양광모듈을 설치해 놓았고 추가적인 보수비가 거의 들어가지 않고 운영비도 얼마 되지 않기 때문에 태양광발전 사업자들이 수익이 나지 않더라도 울며 겨자 먹기로 발전소를 운영해 전력을 생산하겠지만, 수소연료전지 발전사업자들은 경우가 다르다.
REC 가격이 하락하면 가중치 2를 받기 때문에 레버러지 효과가 더 발생해 수입이 대폭 하락하고 적자를 면치 못하게 되는데다, 수소 추출을 위해 LNG를 구입, 사용해야 하고 Stack의 수명이 5년 정도라 보수유지 관리비가 발전소 건설비 못지않게 계속 들어간다. 결국 수소연료전지 사업자는 REC 가격이 일정 이하로 떨어지면 발전소 가동을 멈추고 전력 생산을 포기하게 될 것이다. 이런 기간이 장기화되면 결국 수소연료전지 발전소는 흉물로 전락하고 전력 공급에 전혀 기여를 하지 못하게 된다.
9. 수소연료전지 발전은 (화석 연료) 발전사들에게만 이익
우리나라는 신재생에너지를 확충하기 위해 RPS 제도(신재생에너지 공급 의무화 제도)를 운영하고 있다. RPS는 화석연료를 사용해 발전하는 사업자는 총발전량의 일정 비율을 신재생에너지로 발전하거나 신재생에너지로 발전하는 사업자로부터 REC를 구매해 이 비율을 맞추도록 의무화한 제도이다. 2018년까지 매년 0.5%씩 올려 5%를, 2019년부터는 1%씩 올려 2023년에는 10%를 달성해야 한다.
RPS제도는 신재생에너지 사용으로 환경에 기여하는 데 그 목적이 있는데, 수소연료전지 발전에 REC 2를 주거나 ESS 연계하는 태양광발전에 REC 5를 주는 것은 RPS 제도의 기본 취지나 목적을 정면으로 위배한다.
이렇게 REC를 남발하면 실제 신재생에너지 발전은 늘어나지 않으면서 RPS 의무는 이행할 수 있게 되어 발전회사들이 굳이 신재생에너지에 투자할 이유가 없게 된다. 최근 수소연료전지발전소가 대거 건설되고 건설 계획이 발표되는 것은 발전회사들이 가장 손 쉽게 RPS를 이행할 수 있는 방법이기 때문이다.
수소연료전지 발전소는 24시간 가동 가능하고, 작은 부지에 대용량의 발전소 건설이 가능하기 때문에 똑같은 REC를 생산하는데 태양광, 풍력, 조력, 지열 등 재생에너지발전보다 훨씬 간단한데다, 대량의 REC를 확보하기가 훨씬 편하다.
(화석 연료)발전회사는 자사가 직접 신재생에너지 발전으로 생산한 REC로 RPS를 이행하고, 부족한 의무 REC의 잔여량은 신재생에너지 발전사업자들의 REC로 채우게 되는데, 자신들이 이미 수소연료전지 발전으로 대량으로 REC를 확보했기 때문에 신재생에너지 발전사업자로부터 REC 구매를 얼마 하지 않아도 된다. REC 수요량은 적은데 REC 공급량은 많아지면 현물시장의 REC 가격은 하락할 수밖에 없다. 따라서 (화석 연료)발전회사들은 부족한 REC를 낮은 가격에 매입할 수 있게 된다.
발전회사들이 수소연료전지 발전소를 건설하는 것은 꿩 먹고 알 먹기인 셈이고, 반대로 재생에너지 발전사업자나 화석 연료 발전사가 아닌 REC 판매를 위해 수소연료전지 발전을 하는 사업자들은 앞으로 이자도 못 내 부도가 속출할 것이다.
10. 수소연료전지발전은 원전과 함께 해야 그나마 검토 가능
수소경제가 가장 활성화되어 있고 또 실효성도 높은 나라가 있다. 바로 아이슬란드다. 아이슬란드는 수력과 지열발전으로 수요 전력 100%를 충당한다. 화산활동이 활발해 지열발전에 절대적으로 유리하고 그 발전원가도 싸다. 지열발전으로 생산한 전력생산원가는 싸기 때문에 물을 전기분해해 ‘그린 수소‘를 생산해도 수소 추출 비용이 저렴하게 든다.
이렇게 만든 수소를 수소 버스나 수소 자동차에 직접 공급해 사용한다. 전기분해를 통한 그린 수소를 사용하기 때문에 온실가스(이산화탄소 등)를 전혀 배출하지 않는다. 우리나라와 같이 LNG에서 수소를 추출하는 방식과 다르다.
아이슬란드의 예를 본다면 저렴한 전력 생산을 할 수 있는 지역이나 국가만 수소를 이용한 발전소나 수소 자동차를 검토할 수 있음을 알 수 있다.
메탄의 개질반응에는 니켈 촉매 하에서 뜨거운 수증기가 필요하며, 메탄을 전부 개질하기 위해서는 화씨 1,300도 이상의 온도가 필요하다. 또 MCFC나 SOFC 수소연료전지도 발전을 위해 고온의 수증기가 필요하다.
미래에 물을 800도 이상으로 가열한 후 촉매 반응으로 산소와 수소로 분리해 내는(전기분해 방식으로 그린 수소 추출) 원자로가 개발된다면 수소연료전지로 석유를 대체할 수도 있다.
LNG 개질로 수소를 추출하든, 전기분해 방식으로 그린 수소를 추출하든, 수소연료전지로 전기를 생산하든 고온의 스팀(물)이 필요하다. 원전은 원자로를 식히고 난 후 고온의 물이 발생하고, 이 고온의 물은 LNG 개질이나 전기분해, 수소연료전지에 활용할 수 있다. 수소를 이용하려면 원전도 함께 하는 것이 유리하다는 이야기다.
결국 화석 연료를 대체할 방법은 원자력을 안전하게 운영할 수 있는 과학기술을 발전시키는 것만이 현재로서는 유일한 방법인 것으로 보인다.
(2019.11.01)
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Comment 3
길벗
2019.11.6 PM 14:49
1. 경기그린에너지 2018년 경영 실적
1) 손익계산서
-. 매출액 : 964억
-. 매출원가 : 654억 (사용된 원재료비, 감가상각비 및 지급 수수료 제외시 : 1,007,225천원, 2.864원/kWh)
-. 매출총이익 : 310억
-. 판매비와 관리비 : 15억 (4.250원/kWh)
-. 영업이익 : 295억
-. 기타수익 : 109억
-. 기타비용 : 3억
-. 금융수익 : 1억
-. 금융원가 : 80억
-. 세전순익 : 323억
-. 법인세 : 49억
-. 당기순익 : 274억
2) 매출 내역
-. 전력생산량 : 351,639MWh
-. 전기판매 : 24,725,469천원 (SMP : 70.31원/kWh)
REC판매 : 67,961,090천원 (REC : 96.63원/kWh)
기타 : 3,755,046천원
총매출액 : 96,441,605천원
3) 감가상각연수
-. 건물 및 구축물 : 30년
-. 기계장치 : 20년
-. 비품 : 5년
4) 차입금 이자율 : 4.6%
5) 사용된 원재료(LNG) : 38,811,125천원 (110.37원/kWh)
6) 포스코에너지 유지보수용역비(지급수수료) : 113억
*2019년 포스코에너지와 LTSA 315억원에 계약 갱신(1MW당 5.357억)
7) 총비용(판관비 + 매출원가 + 이자 +…) : 1,494,705천원 + 65,381,680천원 + 8,019,024천원 = 74,895,409천원
8) 1kWh당 비용 : 74,895,409천원/351,639MWh = 212.989원/kWh
2. 40MW 신규 수소연료전지발전소 수익성
1) 총 사업비 : 2,800억 (토지 : 100억, 건물, 구축물 및 기타 : 300억, 기계장치 : 2,4,00억)
2) 자본 조달 : 200억(자본금), 2,600억(차입, 이자율 4.6%)
3) 용량 : 40MW (연간발전가능량 : 40MW*24h/d*365d/y*90%(가동효율) = 315,360MWh)
4) 연간 수입(매출) : 50,457,600천원
-. 전기 판매 : 315,360MWh*80원/kWh(SMP) = 25,228,800천원 (현 단가적용)
-. REC 판매 : 315,360MWh*40원/kWh(REC)*2(REC 가중치) = 25,228,800천원 (현 단가 적용)
5) 연간 비용 : 79,957,126천원
-. 매출총원가 : 66,656,846천원
(가) 사용 원재료(LNG) : 315,360MWh*110.37원/kWh*90% = 31,325,655천원 (경기그린에너지의 2018년 1kWh당 원재료 비용 110.37원/kWh에서 2019년부터 LNG 세금 하락을 반영해 10% 인하)
(나) 감가상각비 : 300억(구축물)/30년 = 10억, 2,400억(기계장치)/20년 = 120억, 총 130억
(다) 유지보수용역비 : 5.357억/MW*40MW = 214.28억 (경기그린에너지와 포스코에너지가 2019년 LTSA를 맺은 단가를 적용)
(라) 그 외 매출원가 : 315,360MWh*2.864원/kWh = 903,191천원 (경기그린에너지 2018년 실적 참고)
-. 판매관리비 : 315,360MWh*4.250원/kWh = 1,340,280천원 (경기그린에너지 기준)
-. 금융비용(이자) : (2,800억-200억)*4.6%/년 = 119.6억원 (경기그린에너지 차입금리 적용)
6) 연간 수익 : 50,457,600천원 – 79,957,126천원 = -29,499,526천원
7) 1kWh당 발전원가 : 79,957,126천원/315,360MWh = 253.54원/kWh
* 2018년 경기그린에너지의 REC 단가 96.63원/kWh를 적용해 수익을 계산하면 35,717,673천원 수입이 추가로 발생해 62억원 흑자로 돌아섬. 하지만 이 REC 가격으로 회복은 요원할 것으로 보이고, 만약 REC 가격이 다시 90원대로 올라서면 (화석연료)발전사와 한전이 이 만큼 더 부담을 하게 되어 한전은 전력단가 인상을 하지 않으면 안 됨. 결국 제로섬 게임이라 국가경제 전체적으로는 아무 의미가 없음.
수소연료전지발전이든, 태양광발전 등 재생에너지 발전이든 발전원가가 낮은 에너지원의 발전을 유도해야 국가경제에 도움이 됨.
수소연료전지발전 원가는 250원/kWh가 넘어 태양광발전원가의 2배를 상회해 육성, 지원이 불필요함.
3. 경기그린에너지 2019년 전망
-. 경기그린에너지가 2018년에 323억의 세전이익을 실현했지만, 이 중 기타 수익 109억을 빼면 실제는 214억임.
-. 2018년 실적이 좋았던 것은 REC 가격이 평균 96.63원/kWh로 높았기 때문이고 현재 가격 40원/kWh이면 398억이 줄어 세전손실 75억 적자로 돌아섬.
-. 2018년까지 유지보수용역비는 113억이었지만 2019년 포스코에너지와 유지보수용역계약을 315억/년 했기 때문에 이 비용만 202억/년 상승함.
-. 2018년 1kWh당 발전원가는 212.989원이었지만, 2019년에 유지보수용역비 상승분을 반영하면 270원으로 급상승함.
-. 2018년 사용 원재료비(LNG)가 388억원으로 많은 것이 아님. 2017년의 원재료비는 502억원으로 2018년보다 30% 가량 높았음. 2018년 원재료비가 낮아진 것은 2017년보다 발전량이 떨어져 소요 LNG량이 상대적으로 적고, LNG 가격이 소폭 하락한 것이 원인으로 보임.
-. 2019년부터는 LNG에 붙는 제세금(개별소비세, 수입부과금)이 74.8%(91.4원->23원, 68.4원/kg) 떨어져 원재료비가 10% 하락 할 것으로 보임.
LNG에 대한 세금 감면은 석탄에 부과되는 세금을 인상(36원->46원, 10원/kg)한다고 하지만 그 공백을 메울 수 없어 결국 국민들이 충당해야 함. LNG 제세금 대폭 인하는 LNG발전원가와 SMP 단가를 낮추고, 한전에게 그만큼의 이익을 가져다 줘 한전 적자를 메꾸는데 기여함. 실제는 국민의 세금으로 한전 적자를 메꾸고 있는 것임.
2017년, 유무연탄 소비량은 139,750천톤, LNG 사용량은 23,613,566톤이었음. 이를 기준으로 세금 인상/인하폭을 적용해 세수 변화를 살펴보면, 유무연탄에서 1조 3975억원 세금이 더 걷히는 대신, LNG에서 1조 6152억원의 세금 감소가 발생해, 전체적으로는 2,177억이 세수 감소가 일어남. LNG 사용량은 2017년 이후 계속 급증하고 있어 현재는 종전보다 세수 감소가 더 심해졌을 것임.
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2019.11.12 AM 09:59
2019년 2월에 발행한 영남대학교 에너지융합공학과 김정규의 박사 학위 논문 P114~P130에는 ‘수소연료전지발전의 경제성’에 대해서 분석한 내용이 나온다.
이 분석에 따르면, 투자비 45억/MW, SMP 100원/kWh, REC 70원/kWh, 가동율 92%, 수열율 75%, LNG 단가 524원/Nm3를 적용한 발전원가는 224원/kWh(연료비 104원, 고정비 120원), 매출은 267원/kWh(SMP 100+ REC(70)*2+열(27))로 수익 43원/kWh이 나온다고 한다.
그런데 현재 건설되고 운영되고 있는 수소연료전지 발전소는 위의 조건과 판이하게 다르다.
일단, 40MW의 수소연료전지발전소 총 사업비가 2800억으로 드는 것으로 나타나(최근 수소연료전지발전소 건설을 발표한 경남 고성군 율대리 발전소의 경우) 1MW당 70억으로 위 분석의 45억/MW와는 엄청난 차이가 난다. 이로 인해 1kWh당 고정비는 감가상각비 상승분으로 인해 (70억-45억)/20년/8.059MWh/년 = 15.5원/kWh으로 대폭 오른다.
연료비도 마찬가지로 현재 연료전지용 LNG단가가 549원/Nm3인 점, 이것도 수소연료전지를 정책적으로 지원하기 위해 열병합발전용 LNG 단가 614원/Nm3보다 저렴하게 공급함에도 불구하고 위 적용단가보다 비싸, 연료비도 104원/kWh*549원/524원 = 109원/kWh으로 올라간다. 따라서 수소연료전지발전소의 1kWh당 발전원가는 (120원+15.5원)+109원 = 244.5원이 된다.
매출(수입)은 위 분석과는 더 차이가 큰 초라한 결과가 나온다.
현재 SMP 가격은 80원/kWh, REC는 40원 수준이다. 대부분의 국내 수소연료전지발전소는 페열을 활용해 열병합발전을 하는 시스템이 아님으로 폐열 활용을 통한 판매 수입이 없다. 따라서 1kWh당 수입은 80원+40원*2+0 = 160원이다.
현재 조건을 적용하면 영남대 박사 논문 분석과 달리 160원-244.5원 = 84.5원/kWh 수입(매출) 손실이 발생한다.
연간 발전량이 40MW*24h/d*365d/y*92% = 322,368MWh임으로 연간 손실은 272억원(322,368MWh*84.5원/kWh)에 이르게 될 것이다.
영남대 박사 논문을 보더라도 수소연료전지발전은 그 발전원가가 양호한 조건임에도 224원/kWh이 나올 정도로 매우 높아 전력단가 상승의 요인이 된다. 실제로는 250원을 상회할 것으로 보여 태양광발전원가의 2배가 넘을 것으로 예상한다. LNG 개질화 과정에서 온실가스도 LNG발전소와 비슷하게 배출하면서 왜 이런 수소연료전지발전소를 하려는지 모르겠다.
수소연료전지발전소는 총원가 비중이 연료비가 57.3%(감가상각비 제외시 66.4%)를 차지해 근본적으로 신재생에너지라고 부를 수도 없을 뿐아니라 아무리 수소연료전지 기술이 발전한다 하여도 절대 LNG발전소의 발전원가를 따라 잡을 수 없어 Grid Parity를 달성할 수 없는 발전 방식이다.
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수소경제 가속화… 수소 발전 의무화 제도 도입한다
제2차 수소경제위원회 개최…수소경제 이행 핵심 안건 심의‧의결
“수소경제위원회가 구심점 돼 수소경제 퍼스트 무버 도약 이룬다”
[에너지신문] 정부가 수소경제 확대를 위해 전력시장에 수소연료전지로 생산한 전력의 일정량 구매를 의무화하는 ‘수소발전 의무화 제도’를 도입된다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 '수소충전소 구축 업무협약식'에 참석했다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 '수소충전소 구축 업무협약식'에 참석했다.
또한 수소제조용 천연가스 공급체계 개선을 통해 가격을 최대 43% 인하하고, 정유‧가스社 등 민관이 특수목적법인을 설립, 상용차 수소충전소를 본격적으로 구축한다. 그리고 4개 지자체의 수소시범도시 구축에 본격 착수하며, 이를 위한 수소도시법 제정을 추진한다.
정부는 15일 정세균 국무총리 주재로 정부서울청사에서 제2차 수소경제위원회를 열고 이런 내용을 담은 5개 안건을 심의·의결했다.
수소경제위원회는 국무총리를 위원장으로, 산업부, 기재부, 환경부 등 8개 관계부처 장관과 산업계·학계·시민단체 등 분야별 최고의 민간 전문가로 구성된 대한민국 수소경제 컨트롤타워다.
이 위원회는 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률(‘20.2 제정)’에 따라 향후 우리나라가 수소경제 선도국가로 도약하기 위해 주요 정책을 수립·추진하는 민관합동 회의체며, 지난 7월 1차 위원회를 개최한 이후 3개월만에 2차 위원회를 진행했다.
회의를 주재한 정세균 국무총리는 “수소경제는 먼 미래 아니라 이미 일상생활 곳곳에 확산하고 있다. 세계 각국들도 경쟁적으로 수소경제 선점 위한 노력을 가속화하는 있다”며 “수소경제위원회가 구심점이 돼 민관이 힘을 모아 ‘누구도 가보지 않은 수소경제로의 길’을 열어갈 것이다”고 격려했다.
▲ 수소 발전 의무화 제도 도입한다
정부는 우선 수소경제의 핵심축인 수소 연료전지의 체계적인 보급 확대를 위해 ‘수소 발전 의무화 제도(HPS)’ 도입을 추진하기로 했다.
정부는 수소경제로의 전환을 가속화하기 위해 지난해 1월 ‘수소경제 로드맵’ 발표를 시작으로, 올해 2월 ‘수소법 제정’, 7월 ‘수소위원회 출범’ 등의 적극적인 노력을 기울이고 있다.
하지만 수소인프라 확충은 기존 신재생 보급체계를 중심으로 이뤄지고 있으며, 특히 발전용 연료전지는 태양광·풍력 등 재생에너지를 중심으로 설계된 ‘RPS 제도’를 통해 보급이 지원되고 있다.
문제는 RPS 제도가 발전용 연료전지 보급에 한계를 드러내고 있어, 수소경제의 다른 분야도 단순한 보조금을 넘어 지원 체계에 관한 종합적이고 세밀한 검토가 필요하다는 지적이다.
이러한 차원에서 정부는 내년까지 수소법을 개정, ‘수소 발전 의무화 제도’를 도입, 수소법 상 수소 기본계획에 중장기 보급의무를 설정하고, 경매를 통해 친환경·분산형 연료전지 발전전력을 구매해 나가겠다는 계획이다.
이는 태양광, 풍력 등이 모두 포함된 기존의 신재생에너지 공급 의무화(RPS) 제도에서 연료전지만 분리해 별도의 의무 공급시장을 조성하는 것으로, 정부는 내년까지 수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률(수소법)을 개정, 수소법상 수소기본계획에 중장기 보급 의무를 설정하고, 경매를 통해 친환경·분산형 연료전지 발전전력을 구매해 나가기로 했다.
이를 통해 2040년 연료전지 보급량 8GW를 달성하고 향후 20년간 25조원의 투자를 창출될 것으로 기대하고 있다.
▲ 수소제조사 중심 천연가스 공급체계 개선한다
또한 정부는 추출수소 경쟁력을 확보한다는 계획이다. 추출수소 제조시 경제성을 제고하기 위해 수소제조 사업자 중심의 천연가스 공급체계로 개선하기로 했다.
기존 도시가스社만 공급 가능했던 천연가스 공급체계를 개선, 가스공사가 대규모 수소제조사업자에게 천연가스를 직접 공급할 수 있도록 허용하고, 수소제조시설의 생산성 향상을 위해 필요시 도시가스社가 고압의 도시가스 배관을 설치할 수 있도록 허용하겠다는 것이다.
이를 통해 수소제조사업자가 최근 하락한 가격으로 천연가스를 별도 수입할 수 있어 원료비를 약 30% 절감하는 효과를 얻을 수 있다. 또한 차량충전 목적의 수소제조용 천연가스 제세공과금(수입부과금, 안전관리부담금 등)을 한시적으로 감면하는 방안도 추진된다.
정부는 이 제도개선으로 향후 수소제조·충전사업자의 지속가능한 운영여건이 마련되고 소비자가 더 저렴한 가격으로 수소를 충전하는 등 수소경제 조기 활성화에도 크게 기여할 것으로 기대하고 있다.
▲수소시범도시 본격 착수…수소도시법 제정한다
정부는 안산, 울산, 전주·완주 등 수소시범도시와 R&D 특화도시 삼척 등 지역별 특색을 고려, 수립한 ‘수소시범도시 기본계획’을 바탕으로 수소시범(특화)도시 구축을 본격 착수하기로 했다.
우선 울산은 공동주택, 요양병원 등에 수소를 공급하고, 수소버스·트램 등 수소 모빌리티 허브 구축, 연료전지 활용 스마트 팜 조성 등을 추진한다. 안산은 국가산단 및 캠퍼스 혁신파크 등에 수소에너지를 공급할 수 있도록 배관망을 확충하고, 조력발전 생산전력을 이용한 그린수소 생산 실증 등을 추진할 예정이다.
전주·완주는 공동주택, 공공기관 등에 수소연료전지를 통해 전력을 공급하고, 포집된 이산화탄소를 활용하는 스마트팜 구축 및 수소드론을 이용한 하천관리 등을 추진한다. 삼척은 태양광 등 재생에너지 전력을 활용, 소규모 에너지 자립타운을 운영할 수 있는 R&D 실증을 추진할 계획이다.
정부는 도시 에너지원을 수소로 전환하기 위한 제도적 기반을 마련하기 위해 ‘수소도시 건설 및 운영에 관한 법률’을 제정, 수소도시 관련 입지규제, 인허가 의제처리, 수소 신기술 등 특례와 지원 체계, 재정 지원 등을 위한 근거 규정을 마련해 나간다는 방침이다.
▲ 수소 예산 7977억 증액…수소경제 가속화
한편, 주요 5개 정부부처(산업‧과기정통‧국토‧환경‧해수)는 수소경제 이행을 가속화하기 위해
수소 관련 예산을 대폭 확대하기로 했다. 올해 5879억원이 반영됐던 예산을 내년에는 7977억원(정부안‧국비기준)으로 35%가량 늘린다는 계획이다.
특히 수소승용차‧트럭 등 보조금을 증액‧신설, 수소차 보급 확대를 지속‧다변화하고, 생산기지 등 인프라 조성 및 수소산업진흥‧유통‧안전 등 수소 전 분야의 기반 구축도 지원한다.
세부 내용을 살펴보면, 올해 2273억원을 반영했던 수소차는 2021년 3375억원을 증액하고, 수소트럭에는 10억원 예산을 신설‧투입했다.
또한 수소생산기지와 수소산업진흥기반구축 예산으로 각각 566억원, 32억 5000만원을 지원했고, 수소유통기반구축 지원으로 36억원을 투입한다. 그리고 수소안전 기반구축으로 73억 7000만원을 편성했다.
제1차 수소경제위원회에서 위원들이 제안한 주요 정책과제도 적극 추진할 계획이다. 실시간으로 충전소 관련 정보를 수집하고 제공하는 시스템을 구축, 수소차 이용자의 편의성을 제고하고, 미래 국가 경쟁력의 근간인 학생들이 참여하는 ‘H2 올림피아드’와 다양한 분야의 전문가들이 참여하는 ‘수소경제 리더스 포럼’을 개최하여 수소경제 붐(Boom)을 확산시킨다는 방안이다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 제2차 수소경제위원회 회의를 주재하고 있다.
▲ 정세균 국무총리가 15일 세종로 정부서울청사에서 열린 제2차 수소경제위원회 회의를 주재하고 있다.(사진제공:국무조정실)
▲ 수소법 하위법령 차질없이 추진한다
한편, 정부는 내년 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률’ 시행(‘21.2.5)을 앞두고 시행령·시행규칙 등 하위법령 제정도 차질없이 추진한다.
수소경제위원회와 3대 수소전담기관(진흥․유통․안전), 수소경제 기본계획 등 수소경제 이행을 위한 체계적인 추진체계를 마련하고, 수소전문기업 선정기준․절차, 수소특화단지 지정절차․요건 등 수소경제를 지원하기 위한 세부규정도 마련할 계획이다.
아울러 정부는 수소용품(연료전지, 수전해설비, 수소추출기), 수소연료사용시설 등 안전관리 규정을 구체화해 국민들이 안심하고 수소경제의 혜택을 누릴 수 있도록 한다는 구체적인 방안도 마련하겠다고 밝혔다.
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