수소경제 활성화를 위한 수소공급부문 해외사례 연구

KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

수소경제 활성화를 위한 수소공급부문 해외사례 연구

자체 연구 보고서

19-02

www.keei.re.kr

유 동 헌 정 준 환

참여연구진

연구책임자 : 선임연구위원 유동헌

선임연구위원 정준환

외부참여자 : 경북대학교 이수출

요약 i

<요 약>

우리나라는 2019년 1월 ‘수소경제 활성화 로드맵’을 발표하면서 수 소경제를 선도하는 국가로 발전하겠다는 목표를 제시했다. ‘수소경제 활성화 로드맵’은 수소경제 추진을 통해 에너지 산업에서 새로운 성장 동력을 창출하여 지속적인 경제 성장을 이루는 한편, 화석에너지 중심 의 에너지시스템을 친환경 에너지 시스템으로 전환을 촉진하고, 높은 해외 에너지의존도의 축소 등을 주요 목표로 제시하고 있다. 그러나 정부가 제시하고 있는 ‘수소경제 활성화 로드맵’은 수소의 생산부문보 다는 수소차, 연료전지와 같은 활용부문 활성화 정책에 초점을 맞추고 있는 것으로 보인다. 이에 따라 수소경제 확충을 위한 보다 종합적인 정책체계를 완비하기 위해 수소경제 확충의 중요한 축인 ‘수소 생산부 문’에 대하여 단기 및 중·장기 차원의 정책방향 및 목표 설정이 필요할 것으로 생각된다.

본 연구는 우리나라의 수소공급 능력 제고를 위해 고려될 수 있는 다양한 정책대안을 점검하기 위해 수소경제 추진을 선도하고자 하는 주요 선도국의 수소 공급역량 확충 정책사례를 분석하여 시사점을 도 출하려고 한다. 또한 해외사례 분석결과와 우리나라 정부가 제시한

‘수소경제 활성화 로드맵’의 수소 공급방안을 종합적으로 검토하여 우리

나라에 적용 가능한 수소 공급시스템에 대한 시사점을 도출하는 것에 목적이 있다.

2019년 2월 EU는 에너지 전환 정책의 안정적 추진을 지원하는 측면

에서 ‘수소 로드맵(Hydrogen Roadmap Europe)’을 발표했으며, 2050

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년까지 수소 및 연료전지의 보급을 확산하기 위한 EU의 정책 및 활동 방향을 제시하고 있다. ‘수소 로드맵’을 바탕으로 독일, 네델란드, 이탈 리아, 영국과 같은 EU의 주요국들은 수소의 친환경적인 생산, 수소 공 급인프라 확충 및 수소의 이용 확대에 주안점을 두고 있는 것으로 보 인다. 특히 친환경적인 수소의 생산과 관련해서 재생에너지로 생성된 전력을 수소로 전환하는 기술개발과 생산설비의 대형화를 위한 연구 프로젝트에 정책적인 지원을 집중하고 있다.

일본은 2014년 6월의 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣, 2017년 12월의

｢수소기본전략｣, 2019년 3월에 재발표한 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣을 통해 수소경제 활성화 방안을 제시하고 있다. 2019년에 발표한 ｢수소·

연료전지 전략 로드맵｣에서는 수소 공급방안을 자국내에서 수소를 생 산하는 방식과 해외에서 생산된 수소를 수입하는 방식으로 이원화된 체계를 제시하고 있다. 일본의 자국내 수소 공급은 재생에너지를 활용 한 그린수소의 생산과 미활용 지역자원을 활용한 저탄소 수소 생산에 초점을 맞추고 있다. 또한 수소의 수입과 관련해서는 해외에서 재생에 너지원 또는 화석연료에 CCS를 결합한 형태로 생산된 그린수소를 수 입하는 방식의 친환경적 글로벌 수소 공급체계 구축방안을 제시하고 있다.

2019년 11월 ‘호주에너지위원회(The Council of Australian Governments)’는

｢호주 수소전략(Australia’s National Hydrogen Strategy)｣을 통해 정부와 관련 산업계가 2030년까지 수소산업 기반을 확충하고 수소를 수출 에너지 원으로 육성하기 위한 전략을 제시하였다. 호주의 경우에는 수소 생산을 재생에너지를 이용하는 방식과 화석연료를 이용한 방식으로 구분하고 있다. 재생에너지를 이용한 방식은 재생에너지에서 생산된 전력을 활용

요약 iii

하여 수전해 방식으로 그린수소를 생산하는 것이며, 화석연료를 이용하 는 방식은 호주에 풍부한 천연가스, 석탄 등의 화석연료에서 수소를 추 출하면서 CO2를 저장할 수 있는 CCS와 결합하여 블루수소를 생산하는 방식을 제시하고 있다.

수소를 생산하는 방식은 기술개발이 진행됨에 따라 다양해지고 있지 만, 현재 수소의 대표적인 공급방식은 크게 천연가스를 이용하는 스팀 매탄개질(SMR), 전력을 이용한 수전해, 석탄을 이용하는 석탄가스화 를 꼽을 수 있으며, 해외에서 생산된 수소를 수입하는 방안도 공급대 안으로 고려할 수 있다. 이러한 수소의 공급대안별 장단점을 살펴보면 석탄 및 천연가스에서 수소를 생산하는 방식은 경제성이 우수하지만 CO₂를 배출한다는 점에서 한계가 존재한다. 반면 수전해 방식으로 수 소를 생산하는 것은 CO2를 배출하지 않는다는 점에서 환경성 측면에서 는 우수하지만, 다른 방식들에 비해 경제성 확보가 어렵다는 문제가 존 재한다. 또한 해외에서 생산된 수소를 수입하는 방안은 효율적이고 친 환경적인 방식으로 생산된 수소를 이용할 수 있다는 점은 긍정적이지 만, 수소의 수송을 위해서는 높은 비용이 소요된다는 단점이 지적되고 있다.

우리나라도 2019년 발표한 ‘수소경제 활성화 로드맵’에서 수소의 주요 공급방법을 4가지(추출수소, 부생수소, 수전해, 해외수입)로 제시하고 있다. 부생수소와 추출수소는 현재 생산이 가능한 방식으로 수소경제 이행 초기의 생산방식으로 제시되고 있으며, 중장기적으로는 수전해 방식과 해외수입 방식을 통해 CO2를 배출하지 않는 그린수소 공급방 안을 제시하고 있다. 그러나 ‘수소경제 활성화 로드맵’의 수소 공급방 안은 수소 생산방식별로 구체적인 생산 목표를 제시되지 못하고 있으며,

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경제성에 대한 구체적인 분석이 결여되어 있고, 수소의 소비구조를 고려한 생산 포트폴리오 구성을 제시하지 못하는 한계점을 가지고 있 다. 수소의 생산과 관련하여 우리나라가 현재 사용할 수 있는 대안은 추출방식의 수소생산이지만, 중장기적으로는 친환경성이 강조되는 수 전해 방식과 수입을 통한 그린수소 공급이 활용할 수 있는 대안으로 생각된다.

우리나라가 추진하는 수소경제 활성화 목표를 달성하기 위해서는 환경 성과 경제성을 만족시키는 수소를 안정적으로 공급하는 시스템 구축이 필요하며, 우리나라 수소 공급시스템을 구축함에 있어서 다음과 같은 정책시사점의 고려가 필요하다고 생각된다.

첫째, 친환경적인 에너지 시스템으로 전환이라는 수소경제 활성화의 목적을 감안하여 우리나라 수소 공급시스템 구축을 고려해야 한다.

수소경제 활성화를 추진하고 있는 해외 주요국(EU, 일본 등)들은 수소 에너지 보급 확대를 ‘탈탄소화’와 ‘재생에너지로 전환’이라는 목표 달 성을 위한 정책수단으로 제시하고 있으며, 우리나라도 수소경제 활성 화의 주요 목적의 하나로 ‘친환경적인 에너지 시스템으로 전환’을 제 시하고 있다. 그러므로 우리나라 수소 공급시스템을 구축하는데 있어 서 현재의 경제성만을 과도하게 고려하거나, 수소공급 목표량과 같은 정량적인 수치에 집착하는 경우 정책의 궁극적인 목표에 소홀해질 가 능성이 있음을 유념해야 할 것이다.

둘째, 정부에서 발표한 ‘수소경제 활성화 로드맵’을 보완하여 2040 년까지 수소의 공급 포트폴리오를 구체화할 필요가 있다. 우리나라의 수소산업 발전단계가 아직 초보적인 수준에 있으며 수소 생산기술 발 전에 대한 불확실성이 높다는 측면에서 구체적인 목표 제시가 곤란할

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수 있지만, 정책목표를 명확하게 제시하는 것이 달성가능성을 높일 수 있다는 점에서는 향후 구체적인 수소 생산 포트폴리오 제시가 필요하 다고 생각된다.

셋째, 수소경제 활성화를 위해서 정부와 민간부문의 역할분담 및 협 력방안 설계가 필요할 것으로 보인다. 수소경제 활성화를 추진하는 EU 국가들도 정부의 역할과 지원정책의 중요성을 인정하지만, 수소와 관련된 R&D 부문에서는 민간기업이 중요한 역할을 담당할 필요가 있다.

이를 위해서는 정부가 담당해야 할 역할을 명확하게 규정하고, 기술개 발 및 사업화와 같이 민간부문 효율성이 발휘될 수 있는 부문에 대해 서는 정부가 지원자 역할에 집중해야 할 것이다.

마지막으로, 수소경제 활성화 정책의 지속가능성을 제고할 수 있도 록 법률적, 제도적, 재정적인 체계를 보완해야 한다. 특히 수소경제 활 성화 정책이 지속적으로 추진될 것이라는 믿음이 약하다면, 불확실성 이 높은 수소산업에 대하여 민간부문의 참여와 투자는 제한될 것으로 생각된다. 이러한 불확실성을 해소하기 위하여 수소경제 추진을 담보 할 수 있는 법률과 제도를 수립할 필요성이 있다. 예를 들면 정부의

‘에너지기본계획’에 수소경제 활성화의 구체적인 내용을 포함시켜 불 확실성을 낮추는 방안도 추진할 수 있다. 또한 수소경제 활성화에 필 요한 재원을 안정적으로 확보할 수 있는 방안을 마련하는 것도 정책의 지속가능성을 높이는 중요한 방안으로 생각된다. 이를 위해서는 ‘에너 지 및 자원사업 특별회계’ 또는 ‘전력산업기반기금’과 같이 별도의 재 원을 마련하는 방안도 고려해 볼 수 있을 것이다.

Abstract i

ABSTRACT

The Korean government announced Hydrogen Economy Roadmap in January 2019 with a vision of positioning itself as a leading hydrogen economy. The main goals of the roadmap include developing the hydrogen economy as a new engine for sustainable economic growth and transitioning to an eco-friendly energy system while reducing its high dependence on foreign energy by establishing a robust hydrogen economy. Meanwhile, the roadmap is more focused on policies aimed at promoting the use of hydrogen technologies such as hydrogen cars and fuel cells, rather than the production side. Therefore, it is considered necessary to have further discussion on hydrogen production and set a policy direction, as it is an essential part of a vibrant hydrogen economy.

Under this context, this study analyzes hydrogen supply policies in major countries that are pursuing the hydrogen economy and their implications in order to discuss an efficient hydrogen supply system in Korea. The aim of this study is to provide implications for a hydrogen supply system that could be applicable to Korea through a comprehensive review of overseas cases and the Korean government’s hydrogen supply policies introduced in its Hydrogen Economy Roadmap.

European Union (EU) unveiled its Hydrogen Roadmap Europe in February 2019 to support the stable implementation of energy transition

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policies. The roadmap outlined EU’s policies and action plans to expand the use of hydrogen and fuel cells by 2050, and based on which key EU countries such as Germany, the Netherlands, Italy and the UK are intent on producing hydrogen in an eco-friendly manner, establishing supply chain infrastructure and expanding the use of hydrogen.

In particular, regarding the eco-friendly way of producing hydrogen, policy supports are being provided for the development of technologies that convert electricity generated from renewable energy sources to hydrogen. In addition, research projects for large-scale production facilities also receive policy supports.

Japan announced Hydrogen·Fuel Cell Strategy Roadmap in June 2014 and adopted Basic Hydrogen Strategy in December 2017 and then revised the Hydrogen·Fuel cell Strategy Roadmap in March 2019, introducing plans to promote the hydrogen economy. The 2019’s roadmap described a hydrogen supply system that combines domestic hydrogen production and its import from abroad. Japan’s domestic hydrogen production is mainly consist of so-called “green hydrogen”

from renewable sources and low-carbon hydrogen from unutilized local resources. As for its import, the roadmap envisaged an eco-friendly global hydrogen supply system to import green hydrogen produced from renewable sources or fossil fuels combined with carbon capture and storage (CCS).

The Council of Australian Governments Energy Council announced National Hydrogen Strategy in November 2019 for the government and

Abstract iii

relevant industry to spur the hydrogen energy sector and turn hydrogen energy into an exportable resource. In Australia, hydrogen production is divided into two categories; 1) green hydrogen from electrolysis of water, using electricity generated from renewable energy sources, 2) “blue hydrogen” from fossil fuels with CCS, such as natural gas and coal, which are abundant in Australia.

Though new production methods are emerging along with technological development, hydrogen is mostly produced today from steam methane reforming of natural gas, electrolysis of water using electricity and coal gasification, while importing hydrogen from abroad could be considered as another option.

Each supply option has some advantages and disadvantages; hydrogen production from coal and natural gas is highly economical but has a constraint regarding CO2 emissions; hydrogen production from electrolysis is environmentally friendly, as it does not emit CO₂, but securing the economics is relatively more difficult. In the case of importing hydrogen, the advantage is an access to hydrogen produced in an efficient and eco-friendly manner, but high transport cost could be disadvantageous.

The Korean government suggested four means of hydrogen supply (natural gas reforming, by-product hydrogen, electrolysis, importing from abroad) in its Hydrogen Economy Roadmap announced in 2019.

By-product hydrogen and steam methane reforming are currently available, which are suggested in the early stage of the hydrogen economy. In the medium and long term, green hydrogen produced from

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electrolysis of water or imported from abroad is suggested, which does not emit CO2.

The Hydrogen Economy Roadmap’s supply plan lacked specific production volume by production methods and detailed analysis on the economics. In addition, it was pointed out that a production portfolio should be set up taking into account the structure of hydrogen consumption.

In Korea, hydrogen production from steam methane reforming is currently available, but in the medium and long term, green hydrogen produced from electrolysis or imported from abroad is considered as a promising option.

In order to meet the goal of building a vibrant hydrogen economy, a system is required to ensure stable supply of hydrogen, which is produced in an eco-friendly and economic way, and the following policy implications should be considered in establishing such a system.

First, the hydrogen supply system should be in line with the ultimate aim of building a hydrogen economy, which is a transition to an eco-friendly energy system.

Major countries that are pursuing the hydrogen economy (i.e. EU, Japan) promote the use of hydrogen energy as a means of achieving

‘decarbonization’ and ‘renewable energy transition’ goals.

Korea is also seeking to build a hydrogen economy with the aim of transitioning to the green energy future. Therefore, when establishing the hydrogen supply system, it is worthy to note that too much focus

Abstract v

on the current economics or hydrogen supply target in quantitative terms could result in a long way from the ultimate policy goal.

Secondly, the Hydrogen Economy Roadmap needs to be improved to present a detailed hydrogen production portfolio by 2040. Setting a specific goal could be challenging, as the hydrogen industry is at an early stage, and there is a high degree of uncertainty in technological advance. Still, a detailed production portfolio is required, given that a clear policy goal increases the chance of achieving it.

Thirdly, the government and private sector should all take a part and work on collaboration details to build a robust hydrogen economy. EU countries that are promoting the hydrogen economy acknowledge that the government support and policies are important, but private enterprises also have an important role to play in the hydrogen R&D sector. That means the government’s role should be clearly defined, and when it comes to the areas where private companies perform more effectively, such as the development of technology and business, the government should confine its role to providing support.

Lastly, legal, institutional and financial frameworks should be strengthened to enhance the sustainability of policies that create a vibrant hydrogen economy. A lack of confidence in sustainable policy implementation could hinder the private sector’s interest and investment in the hydrogen industry where uncertainty is high. Legal and institutional arrangement could address this uncertainty, providing momentum to create a hydrogen economy. For instance, if the government lays out

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detailed plans on the hydrogen economy in Energy Master Plan, the uncertainty will decrease. In addition, a stable financial flow to the hydrogen economy is essential to ensure sustainable policy implementation, and thus it could be considered to set aside financial resources such as Special Account for Energy & Resource Project or Electric Power Industry Basis Fund.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ··· 1

1. 연구의 필요성··· 1

2. 연구의 목적··· 2

제2장 주요국의 수소 공급 정책 ··· 3

1. EU의 수소 공급 정책··· 3

1.1. EU 수소 로드맵의 개요··· 3

1.1.1 수소에너지의 중요성··· 4

1.1.2 EU 수소 로드맵의 목표··· 5

1.2. EU 수소 생산기술 로드맵··· 6

1.2.1. 전기분해 기술··· 6

1.2.2. 기타 수소 생산기술··· 8

1.3. EU 주요국 수소경제 활성화 정책··· 11

2. 일본의 수소 공급정책 분석··· 14

2.1. 일본의 수소경제 추진 정책··· 14

2.1.1. 일본의 수소 경제 추진 동향··· 14

2.1.2. 일본의 수소·연료전지 전략 로드맵 (2014) ··· 15

2.1.3. 일본의 수소·연료전지 전략 로드맵 (2019) ··· 16

2.2. 일본의 수소 공급정책··· 17

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2.2.1. 일본의 국내 수소 공급정책··· 17

2.2.2. 일본의 글로벌 수소 공급정책··· 18

2.3. 일본의 수소공급 주요 프로젝트··· 20

2.3.1. 호주 수소생산 프로젝트··· 20

2.3.2. 브루나이 수소생산 프로젝트··· 21

2.3.3. 후쿠시마 수소생산 실증 프로젝트··· 22

3. 호주의 수소 공급정책 분석··· 23

3.1 호주의 수소 정책··· 23

3.1.1 호주의 국가 수소 로드맵··· 23

3.1.2 호주의 수소 전략··· 24

3.2. 호주의 수소 생산··· 25

3.2.1. 재생에너지를 이용한 수소 생산··· 25

3.2.2. 화석연료를 이용한 수소 생산··· 27

3.3. 지역별 수소 정책 및 주요 프로젝트··· 28

3.3.1. 호주의 지역별 수소공급 정책··· 28

3.3.2. 호주의 지역별 수소 프로젝트··· 30

제3장 수소 공급방식별 비교 분석 ··· 33

1. 수소 공급방식의 장단점 분석··· 33

1.1. 수소 생산방식별 장단점··· 33

1.1.1. 스팀매탄개질의 장점과 한계점··· 34

1.1.2. 석탄가스화의 장점과 한계점··· 35

차례 iii

1.1.3. 수전해의 장점과 한계점··· 38

1.2. 수소 생산방식별 평가··· 40

2. 수소 공급방식별 경제성 비교··· 42

2.1. 수소 생산 방식··· 42

2.2. 수소 생산 기술별 경제성··· 43

제4장 수소경제 활성화를 위한 국내 수소공급 시스템 ··· 49

1. 수소 공급방식별 국내 적용가능성··· 49

1.1. 우리나라 수소 공급정책 방향··· 49

1.2. 국내 적용가능성 검토··· 52

2. 수소 공급시스템 구축을 위한 정책시사점··· 56

참고문헌 ··· 59

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표 차례

<표 -1> EU 수소 모빌리티 보급 목표(2030년) ··· 6

<표 -2> 유럽의 수소생산 수전해 기술 로드맵··· 8

<표 -3> 유럽의 수소 생산 로드맵 요약(기타 생산기술) ··· 10

<표 -4> 일본의 수소공급 로드맵 요약··· 16

<표 -5> 호주 지역별 수소 공급정책··· 29

<표 -6> 호주 지역별 수소 프로젝트··· 31

차례 v

그림 차례

[그림 -1] 일본의 글로벌 수소 공급 전략··· 20

[그림 -2] 호주의 수소 허브 개요··· 25

[그림 -3] 호주의 그린수소 생산 방식··· 26

[그림 -4] 호주의 블루수소 생산 방식··· 27

[그림 -1] 중국의 수소 생산비용··· 36

[그림 -2] 수소 생산방식별 CO2 배출량··· 38

[그림 -3] 수소 생산 기술별 제조비용 비교 분석··· 44

[그림 -4] 천연가스 개질 수소가격에 대한 탄소세 영향··· 46

제1장 서론 1

제1장 서 론

1. 연구의 필요성

우리나라는 수소경제를 선도하는 국가로 발전하겠다는 목표를 제시한

‘수소경제 활성화 로드맵’을 2019년 발표했다. 정부는 2018년 8월 제

시한 ‘혁신성장 전략투자 방향’에서 3대 전략투자 분야로 수소경제를 선정했으며, 이에 따라 수소경제를 지속적인 경제성장에 기여할 수 있는 새로운 성장 동력으로 육성하겠다는 비전을 제시하고 있다. 또한 수소 경제의 활성화를 통해 친환경 에너지 시스템으로 전환을 지원하고, 높 은 해외 에너지 의존도를 낮추어 에너지 자립도를 높이려는 목표도 가 지고 있다.

수소경제 활성화를 위해서는 수소산업 가치사슬의 전 부문인 생산, 저장, 운송, 활용과 안전관리, 법률, 인적자원 양성 등의 부문이 균형적 으로 발전할 수 있도록 정책을 추진하는 것이 필요하다. 그러나 정부 가 제시하고 있는 ‘수소경제 활성화 로드맵’은 수소의 생산부문보다는 수소차, 연료전지와 같은 활용부문 활성화 정책에 초점을 맞추고 있는 것으로 보인다.

이에 따라 수소경제 활성화를 위해 중요한 부분인 수소의 생산부문에 대한 추가적인 논의를 통해 정책방향을 설정하는 것이 필요하다. 특히 안정적이고 경제적인 수소의 생산시스템이 구축되지 않는다면 수소의 활용부문 활성화는 이루어질 수 없다고 판단된다. 현재 우리나라의 수소 생산은 주로 천연가스 개질을 통해 이루어지고 있으며, 일부 부생수소

2

가 활용되고 있다.¹⁾ 그러나 앞에서 언급한 것처럼 수소경제 활성화 정 책은 친환경 에너지 시스템으로 전환이라는 목표도 추진하고 있기 때 문에, 추출수소 위주의 수소 생산시스템에서 친환경적인 수소 생산 포 트폴리오로 전환하는 방안에 대한 검토가 필요하다.

2. 연구의 목적

본 연구에서는 수소경제 활성화를 추진하고 있는 해외 주요국의 수 소 공급 정책에 대한 사례연구와 다양한 수소 공급방식에 대한 분석을 바탕으로 우리나라의 수소 공급 포트폴리오 구성 방향에 대해 살펴보 려고 한다.

본 연구는 우리나라의 합리적인 수소 공급시스템에 대한 논의를 위 하여 수소경제를 추진하는 EU, 일본, 호주의 수소 공급정책 사례를 분 석하여 시사점을 도출하려고 한다. 또한 해외사례 분석 결과와 우리나 라 정부가 제시한 ‘수소경제 활성화 로드맵’의 수소 공급방안을 종합 적으로 검토하여 우리나라에 적용 가능한 수소 공급시스템에 대한 시 사점을 도출하는 것에 목적이 있다.

본 연구는 다음과 같은 순서로 구성되어 있다. 2장에서는 주요국(EU, 일본, 호주)의 수소 공급정책에 대한 사례분석을 실시하고, 3장에서는 수 소의 공급방식별 장단점과 경제성에 대한 비교 분석을 진행한다. 4장에서 는 우리나라 수소 공급정책 현황과 수소 공급방식별 적용 가능성을 살펴 보고, 우리나라 수소 공급 포트폴리오 구성에 대한 시사점을 제시한다.

1) ㈜덕양에 의하면, 2019년 국내 수소가스 생산 설비 중 용량 기준 72% 정도(일부 Reformer에 NNC 설비 포함)가 개질수소생산 설비임.((주)덕양, 국내 부생수소가스 시장의 현황, 에너지경제연구원 세미나 발표자료, 2020.2)

제2장 주요국의 수소 공급 정책 3

제2장 주요국의 수소 공급 정책

1. EU의 수소 공급 정책

1.1. EU 수소 로드맵의 개요

수소와 연료전지 보급 확대를 위하여 EU 산하에 민간부문과 공공 부문이 협력하여 구성한 FCHJU(Feul Cells and Hydrogen Joint

Undertaking; 연료전지 및 수소 공동사업)은 2019년 2월 EU의 에너지

전환 정책의 안정적 추진을 지원하는 측면에서 ‘수소 로드맵(Hydrogen Roadmap Europe)’을 발표했다. EU의 ‘수소 로드맵’은 2050년까지 수 소 및 연료전지의 보급을 확산하기 위한 EU의 정책 및 활동 방향을 제시하고 있는데, 수소 및 연료전지의 사회적·경제적인 영향력이 지속적 으로 확대되고 수소에너지의 중요성도 높아질 것으로 전망하고 있다.

수소에 대한 수요는 주로 천연가스 공급 네트워크, 화물 수송을 위 한 대형트럭 및 화학산업에서 발생할 것으로 전망하고 있다. 반면 수 소의 공급은 에너지 전환 정책의 이행 과정에서 재생에너지의 비중이 증가하면서 나타날 수 있는 에너지 저장에 대한 문제의 해결방안으로 제시하고 있다. 만약 친환경적인 재생에너지의 공급과 수요의 시간적 인 불일치 문제를 수소에너지가 해결할 수 있다면, EU의 에너지 전환 정책의 실현가능성을 높일 수 있다는 점을 이야기하고 있다.

2) ‘Hydrogen Roadmap Europe’의 Executive summary pp4-7의 내용을 요약

4

1.1.1 수소에너지의 중요성

EU의 ‘수소로드맵’에서는 수소에너지의 중요성을 ‘수소에너지 이용 을 통한 탈탄소화’, ‘에너지 생산과 소비의 효율적 연결’, ‘이용자의 편 의성 제고’ 측면에서 설명하고 있다.

먼저 수송부문, 산업부문 및 건물부문에서 CO2 배출량을 대규모로 감축할 수 있는 가장 효과적인 방식이라는 측면에서 수소에너지 이용 의 중요성을 제시하고 있다. 수송부문은 EU의 CO₂ 배출량의 1/3을 차 지하며 향후 에너지 전환 정책에서 탈탄소화를 추진하기 위한 핵심적 인 부문으로 수소에너지 이용 확대를 통해 수송부문 CO2 배출량을 획 기적으로 낮출 수 있다. 산업 및 건물 부문에서는 가정부문 난방의 40% 이상과 EU 발전부문의 15%가 연결되어 있는 가스 네트워크의 탈탄소화에 수소에너지 활용이 필요하다고 언급하고 있다. 또한 수소 에너지는 산업부문의 열 생산에서 석탄을 대체할 수 있으며, 산업용 원료로 사용할 수 있다는 점에서 CO₂ 배출량을 줄이는데 중요한 역할 을 담당할 수 있다.

수소는 에너지의 생산과 소비를 효율적으로 연결하는 도구로 활용될 수 있다는 점에서도 중요성이 인정된다. 수소는 에너지가 생산되고 소 비되는 시점, 장소, 부문을 연결해 주는 역할을 제공할 수 있는데, 향 후 재생에너지원으로 전환하는 정책의 추진과정에서 중요한 역할을 담 당할 수 있다. ‘Sector Coupling’³⁾을 위하여 생산된 전력을 저장이 가 능한 수소로 변환하고, 최종수요가 존재하는 부문으로 수송하여 활용 될 수 있다. 특히 수소는 재생에너지의 생산과 에너지 소비가 시점 및

3) Sector Coupling은 인프라와 저장 가능한 에너지(전력, 열, 수소 등)를 통해 발전, 난방, 수송부문을 연결하는 시스템을 의미함.(윤성권, 임현지 (2019).재생에너지 기반 섹터커플링(부문간 연계를 통한 기후변화 대응 연구. 한국기회변화학회, 10(2))

제2장 주요국의 수소 공급 정책 5

장소 측면에서 불일치하는 문제점을 해결할 수 있는 수단으로 중요성 이 인정된다. 유럽 북부의 풍력 및 지열을 이용해 생산된 재생에너지 를 유럽대륙의 에너지 소비 지역으로 수송하여 시점 및 장소의 한계를 극복할 수 있는 대안으로 여겨지고 있으며 파이프라인, 선박, 트럭을 이용한 수송방식을 선택할 수 있어서, 향후 원거리 수송에 있어서 송 전선을 이용한 전력의 수송보다 경제성을 확보할 가능성이 있다.

1.1.2 EU 수소 로드맵의 목표

EU의 ‘수소 로드맵’에서는 수소에너지 보급 확대를 통해 연 8,200억

유로 규모의 새로운 시장을 창출할 수 있으며, 연 CO2 배출량을 5억

6,000만 톤 감축하는 효과를 얻을 수 있을 것으로 추정하고 있다. 또한

2℃ 이하에서 지구온난화를 억제하겠다는 기후변화 목표 달성을 지원 하기 위한 수소에너지 이용 확대 시나리오를 ‘수소 로드맵’에서 제시 하고 있다.

‘수소 로드맵’은 2℃ 시나리오 목표를 달성을 지원하기 위하여 가스 네트워크를 이용한 수소의 공급과 수소를 연료로 사용하는 상용차, 대 형승용차, 화물수송(트럭, 기차, 선박) 보급 및 수소생산의 탈탄소화에 대한 단계적 목표를 제시하고 있다.

수송부문에서 제시하고 있는 수소 mobility 보급 목표가 <표 Ⅱ-1>

에 정리되어 있다. EU가 2℃ 시나리오 달성을 위하여 수송부문에서 370만대의 수소연료전지자동차(FCEVs; Fuel Cell Electric Vehicles)를 보급하고, 50만대의 경상용차(LCVs: Light Commercial Vehicles) 보 급을 목표로 한다. 또한 연료전지를 사용하는 트럭과 버스 약 45,000 대를 보급하고, 기존의 디젤 기관차를 대체하는 약 570대의 연료전지 기관차를 보급하는 것을 목표로 제시하고 있다.

6

차종 목표량 비고

2030년

FCEV 370만대 승용차

LCV 50만대 경상용차

연료전지 트럭 및 버스 4,500대 - 디젤열차 대체 570대 이상 -

<표

Ⅱ-1> EU 수소 모빌리티 보급 목표(2030년)

자료: FCHJU ‘Hydrogen Roadmap Europe(2019)’, p.8 내용을 저자가 정리

건물부문에서는 2℃ 시나리오 달성을 위하여 2030년까지 전체 천연 가스 수요의 7%를 수소로 대체하고, 2040년에는 약 32%의 천연가스 를 수소로 대체하는 것을 목표로 하고 있다. 이에 따라 2030년에는

250만 가구, 2040년에는 1,100만 가구의 난방수요를 수소가 담당할 것

으로 예상하고 있다. 또한 2040년까지 250만개 이상의 연료전지 CHPs 를 보급하는 것을 목표로 하고 있다.

전력부문에서는 2030년까지 재생에너지에서 생산된 잉여 전력을 수 소로 전환하는 설비와 수소를 이용한 대규모 발전설비에 대한 실증작 업을 목표로 하고 있다.

1.2. EU 수소 생산기술 로드맵

1.2.1 전기분해 기술

수전해 기술은 향후 수소에너지 보급을 확대에 매우 중요한 역할을 담당하고 있다. 수전해 기술의 발전은 저탄소 또는 탈탄소 수소의 대 량생산이 가능하도록 하는 핵심적인 요인으로 지목되고 있다. 수전해 기술발전은 탈탄소 에너지 시스템 보급 확대, 간헐성 특징을 가진 재

제2장 주요국의 수소 공급 정책 7

생에너지 생산 증대, 수소의 생산비용 절감 및 효율성 향상으로 규모 의 경제 달성을 통해 대규모 수소에너지 시스템으로 전환을 가능하게 할 수 있다.

EU는 현재 1~10MW 규모의 다양한 수전해 실증프로젝트를 운영하

고 있으며, 20MW 규모의 실증프로젝트는 개발 중에 있다. EU의 ‘수 소 로드맵’에 따라 비용 절감 및 효율성 향상 잠재력이 높은 기술을 선정하여 R&D를 추진할 계획이며, 2023년부터 2025년까지 1,000개 이상의 1~10MW 규모의 수전해 설비 운영과 50MW급의 시스템 운영 을 통해 수소 생산비용을 현재 10~15€/kg 수준에서 5-8€/kg으로 낮출 계획이다. 또한 2027년까지 100MW 이상의 대규모 실증프로젝트를 운영하고 10GW급의 시스템 설치를 목표로 제시하고 있다.

EU는 2030년까지 기술발전을 통해 유럽 전역에 20~40GW 규모의

수전해 시설을 설치하고, 환경오염물질 배출이 없는 수소의 생산비용 을 3€/kg 수준까지 낮추는 것을 목표로 한다. 이러한 목표 달성을 위 해서는 수전해 기술인 고분자전해법(PEM)과 알칼리전해 방식의 기술 성숙도가 높아지고 수전해 설비의 규모 확대로 생산비용을 낮추는 것 이 반드시 필요하다. 현재 유럽은 전 세계적으로 수전해 설비의 부품 공급과 설비제조 기업의 약 50%를 보유하고 있으며, 기술개발 수준도 상대적으로 높기 때문에 이와 같은 목표의 실현 가능성이 높다고 평가 될 수 있다. EU의 수전해를 통한 수소생산 기술 로드맵의 주요 내용이

<표 Ⅱ-2>에 요약되어 있다.

8

현재 2025 2027 2030

수소가격 5/kg 수소가격 3 /kg AC 효율성

55-70kWh/kg

BoP 플랜트 AC 효율성 50kWh/kg

플랜트 AC 효율성

48kWh/kg 50kWh/kg

시스템비용 1300-2000 /kW

설치비용

720 /kW - 설치비용

500 /kW 6MW Siemens

프로젝트 운영, 10 MWITM Power 프로젝트 건설 중

50MW 시스템 운영, 1,000개 이상의 분산형(1-10MW)

시스템 운영

100MW 시스템 운영, 분산 및 중앙집중식으로 구성된 10GW 이상

유럽 내 설치

20-40GW 시스템 설치 zero emission 수소생산 가능한

전기분해 달성

<표

Ⅱ-2> 유럽의 수소생산 수전해 기술 로드맵

자료: Hydrogen Europe (2018). Hydrogen, Enabling a Zero Emission Europe : Technology Roadmaps Full Pack 내용을 저자가 정리

1.2.2 기타 수소 생산기술

앞에서 설명한 수전해 방식 이외에도 다양한 방식의 수소를 생산하 는 방법이 존재한다. 주요 수소생산 방식으로는 이산화탄소 포집 및 저장(CCS) 설비가 포함된 천연가스 개질 방법, 바이오매스의 가스화 방법, 태양에너지를 이용한 직접 수소생산 방법, 폐기물을 이용한 가스 화 방법, 해조류를 이용한 생물학적 수소생산 방법 등이 있다. 이와 같 은 수소생산 방식은 친환경적으로 수소를 생산할 수 있기 때문에 수소 생산 포트폴리오를 구성하는데 유용하게 활용될 수 있다.

유럽의 수소 생산기술을 살펴보면 천연가스 개질(SMR) 시설에 이산 화탄소 포집 및 저장(CCS) 설비가 결합된 형태의 수소생산 기술은 실 증단계를 거쳐 프로젝트의 시범운영 단계에 진입한 것으로 보인다. 천

제2장 주요국의 수소 공급 정책 9

연가스 개질을 통한 수소의 생산비용이 2€/kg 이하로 현재 가장 경제 적인 수소의 생산방식이지만, CCS 설비를 결합하는 경우에는 생산비 용이 50~100% 증가하는 것으로 추정된다.

바이오매스 또는 폐기물을 이용한 저탄소 수소의 생산은 현재 MW 급 시설을 시연하는 단계로 향후 CCS 설비와 결합되는 경우 환경적 측면에서 높은 잠재력을 보유한 것으로 평가된다. 바이오매스 또는 폐 기물의 수소화 기술은 전 세계 다수의 중소기업이 적극적으로 참여하 는 분야로 소규모 생산시설은 성공적으로 시범 운영되고 있지만, 아직 까지 MW급 생산시설은 운영되지 못하고 있다.

또한 태양광을 이용해 물에서 수소와 산소를 직접 생산하는 방식과 조류를 이용한 수소 생산과 같은 새로운 수소생산 방식에 대한 관심도 증가하고 있다. 현재 태양에너지를 사용하여 물을 분해하는 다양한 기 술에 대한 실험이 진행되고 있으며, FCHJU가 지원하는 태양열 수소생 산 시범 플렌트인 Hydrosol-Plant 프로젝트가 건설되고 있다.

이처럼 화석연료를 사용하지 않는 수소생산 방식의 친환경성과 기술 발전에 대한 잠재력은 높은 것으로 평가되고 있다.

EU의 ‘수소로드맵’에서 제시하고 있는 수전해 기술을 제외한 수소 생산 기술 로드맵이 <표 Ⅱ-3>에 요약되어 있다. EU는 2030년까지 수 전해를 제외한 방식으로 생산되는 수소의 생산비용을 3€/kg 수준으로 낮추는 것을 목표로 하고 있으며, CCS와 결합된 화석연료를 이용하는 시설의 수소 생산비용은 2~3€/kg을 목표로 설정하고 있다.

10

기술 현재 2020 2025 2030

SMR+CCS

유럽 내 하나의 유닛 운영

- 효율성, 비용, 탄소 포집을 최적화 SMR+CCS 시스템 체계 개발 - 유럽 CCS

네트워크 개발

첫 번째 CCS 포함된 SMR 개발

SMR+CCS 보급/확산 CCS/CCU와 배치된

새로운 중앙집중식 개질 플랜트 수소 비용< 2 /kg

CO2 포집> 92%

(2023~25) SMR+CCS 시범 프로젝트의 성공 (2027) SMR+CCS 100MW 규모 프로젝트

바이오매스 가스화

10kW 규모의 시범 시설

H2 플랜트에 바이오매스 배치하여 MW 규모의 기술 입증

10MW 규모의 상업 프로젝트 개발

H2 플랜트에 바이오매스·

바이오폐기물 배치하여 3 /kg의 재생수소

공급

태양광

0.75 MW 생산공장 건설 및

시운전

기존/계획된 실증의 성공적인

운영

H2 생산률이 높은 MW 급 반응기 가동을 입증하는 실증프로젝트 추진

H2 생산하는 HE data를 운영하는 최초의 10MW 규모의

태양광시범프로젝트

폐기물 가스화

소형 프로토 타입

기존/계획된 프로토타입의 성공적인 운영

10MW 규모의 2세대 개념을 기반하는 실증프로젝트 추진

도시내 소형 컴팩트가스화

장치운영

생물학적 생산

실험실 규모

높은 H2 생산률이 상업용 반응기 가동을 입증하는 실증프로젝트 추진

조류로부터 H2의 생물학적 생산의

대규모 입증

<표

Ⅱ-3> 유럽의 수소 생산 로드맵 요약(기타 생산기술)

자료: Hydrogen Europe (2018). Hydrogen, Enabling a Zero Emission Europe : Technology Roadmaps Full Pack 내용을 저자가 정리

제2장 주요국의 수소 공급 정책 11

1.3. EU 주요국 수소경제 활성화 정책

EU 회원국들은 수소에 대한 논의를 진행하기 위한 플랫폼으로 ‘수 소에너지 네트워크’를 설립하고, 28개 국가들이 ‘수소 이니셔티브’에 서명하여 약 100개의 기업과 기관이 지속가능한 수소 기술에 대한 기 술개발 협력을 추진하고 있다. 본 절에서는 주요 국가들의 수소생산 및 공급 정책을 살펴보도록 한다.

독일⁶⁾은 유럽지역에서도 재생에너지를 이용한 친환경 수소(그린수 소) 생산에 선도적인 역할을 수행하고 있으며, 2030년 재생에너지 보 급 50% 목표 달성과 수소경제를 융합한 정책을 추진하고 있다. 독일 은 2007년부터 추진하고 있는 국가혁신프로그램(NIP, The National Innovation Programme)의 1단계(2007년~2016년)에서 수소경제 기반을 마련하기 위하여 5억 유로를 지원했으며, 양산기술 개발과 인프라 구 축을 위한 2단계(2016년~2025년) 프로젝트를 추진하면서 약 14억 유 로를 지원할 계획이다.

독일의 수소경제 활성화 정책은 수송부문에서 적극적으로 추진되고 있는데, ‘독일기후실행계획2050(German Climate Action Plan 2050)’에 따라 2030년까지 수송부문에서 CO₂ 배출을 1990년 대비 40~42% 감 축할 계획을 제시하고 있다. 이와 같은 수송부문 CO2 저감을 위해서

2030년까지 수소차를 180만대 보급하고, 2023년까지 수소충전소를

4) 이서진, 김성균 (2019). 수소 기반 저탄소 에너지 시스템의 구현을 위한 해외 정책 동향. 세계 에너지시장 인사이트 제19-22호(에너지경제연구원) 자료를 이용하여 작 성함.

5) S&T GPS(글로벌 과학기술정책정보 서비스) (2020). 수소경제를 향한 유럽의 정책 발표자료(https://now.k2base.re.kr) 활용하여 정리함.

6) 전주표 (2019). 독일의 수소연료전지자동차 최근 동향. 글로벌 산업기술 주간브리프 No.2019-02-04 내용을 요약

12

400개소 확충하며, 디젤열차를 시범운영중인 수소연료전지열차로 2040년

까지 모두 교체하는 것을 목표로 하고 있다.

이탈리아는 2017년 ‘국가에너지기후계획(National Energy and Climate

Plan)’을 통해 탈탄소화, 에너지효율 향상, 재생에너지 보급 확대를 통

해 친환경 경제로 전환하겠다는 계획을 수립하여 추진하고 있다. 이에 따르면 2030년까지 전력의 55.4%, 최종에너지 소비의 30%를 재생에 너지를 통해 공급할 계획이며, 수소는 수송부문 에너지 소비의 약 1%

를 차지할 것으로 예상하고 있다. 이와 더불어 이탈리아는 EU의 ‘수소 이니셔티브(The Hydrogen Initiative)’, ‘수소장관회의(Hydrogen Energy Ministerial Meeting)’, 미션이노베이션의 ‘재생에너지 및 청정수소 혁 신(Mission Innovation Challenge #8)’, ‘클린에너지장관회의 수소이니 셔티브(CEM-IH2)’와 같은 수소경제 실현을 위한 다양한 국제협력활 동에 참여하고 있다.

이탈리아는 수소의 생산 및 활용에 대한 연구 및 실증 프로젝트를 활발하게 진행하는 국가로 EU의 수소-연료전지 펀드(FC-H2 Joint Undertaking)를 통해 2008년부터 2018년까지 102개 기관이 139개 프 로젝트(총 금액 9,400만€)를 수행했다. 이탈리아는 바이오연료를 활용 한 수소생산(Bio2Energy Project), 재생에너지를 활용한 수소생산 및 바이오 메탄가스로 전환(+Gas Project), 재생에너지 발전소의 연료전지 기반 수소에너지 저장 솔루션의 기술력 및 경제성 실증 프로젝트 (REMOTE Project), 항만터미널의 탈탄소화 및 에너지 효율 및 안정성 제고를 위한 새로운 연료전지 기술 실증 프로젝트(H2PORTS Project) 등의 수행을 통해 EU내에서도 수소의 생산 및 활용 연구를 선도하고 있다고 평가된다.

제2장 주요국의 수소 공급 정책 13

네델란드는 청정수소에 대한 정책방향을 설정하고 RD&D 우선순위 를 결정하여 수소경제 활성화를 추진하고 있다. 우선적으로 추진할 RD&D 분야로 2025년까지 청정수소 생산 실증사업을 2030년까지

GW급 수전해 설비, 청정수소 활용 신산업 개발, 청정수소 인프라 구

축 등을 선정하여 추진하고 있다. 또한 수소인프라 프로젝트와 관련해 서는 Waterstof Backbone 2030을 통해 기존 천연가스 네트워크를 활 용하여 2030년까지 수소 전용 네트워크 가동을 목표로 하고 있다. 이 와 더불어 네델란드와 독일 공기업(Gasunie, Tenne)이 공동으로 추진 하는 ‘Infrastructure Outlook 2050’에서 수소, 천연가스, 전력을 포함하 는 통합 에너지 인프라에 대한 로드맵을 수립하여 추진하고 있다.

영국의 경우에도 수소경제 확산을 위한 다양한 정책을 추진하고 있 다. 대표적인 정책으로는 전력을 활용한 저탄소 수소공급을 위하여

‘Power to X’ 프로젝트에 대한 2,000만 파운드 기금을 설립하고, 천연

가스 네트워크에 수소를 혼합하여 사용하기 위한 연구를 진행하고 있 으며, ‘탈탄소산업 클러스트 미션’을 발표하고 1억 7,000만 파운드의 공공투자 자금을 지원할 계획을 수립하였다.

이처럼 EU의 주요 국가들은 수소경제 확산을 위한 정책들을 추진하 고 있는데, 수소의 친환경적인 생산, 수소 공급인프라 확충 및 수소의 이용 확대에 주안점을 두고 있는 것으로 보인다. 특히 친환경적인 수소 의 생산과 관련해서 재생에너지로 생성된 전력을 수소로 전환하는 기 술개발과 생산설비의 대형화를 위한 연구 프로젝트에 정책적인 지원을 집중하고 있다.

14

2. 일본의 수소 공급정책 분석⁷⁾

2.1 일본의 수소경제 추진 정책

2.1.1 일본의 수소 경제 추진 동향

일본은 2011년 3월 발생한 후쿠시마 원전사고 이후 자립형 에너지 공급시스템을 구축한다는 목표를 설정하고, 수소경제 활성화를 이를 위 한 실행방안의 하나로 선정하여 추진하고 있다. 일본 정부는 수소경제 활성화를 위해 다양한 정책방안을 발표했지만, 핵심적인 내용은 2014년

6월의 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣, 2017년 12월의 ｢수소기본전략｣,

2019년 3월에 재발표한 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣에 수록되어

있다.

2014년 6월에 발표된 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣을 통해 2040년 까지 수소사회 실현을 위한 단계별 목표와 중점과제를 제시하였으며, 이후 수소차 보급과 가정용 연료전지 Ene-farm 보급 확대 등을 반영하 여 2016년 3월에 해당 로드맵의 세부 이행계획을 조정했다.

2017년 12월에는 일본 정부가 ｢수소기본전략｣을 발표하여 수소에너 지가 에너지의 안정적인 공급과 온실가스 배출량 감소를 동시에 달성 할 수 있는 효과적인 미래 에너지원으로 규정했다. 이에 따라 정부 차 원에서 수소의 생산, 공급, 이용을 위한 시스템을 구축하는 기본계획을 수립하였다.

2019년 3월에는 2014년에 수립된 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣을

개정하여 발표했는데, 로드맵 수립 이후 약 5년간 변화된 환경변화를

7) 일본의 수소 공급정책 분석은 일본 정부가 수립한 ｢수소·연료전지 전략 로드맵(2014)｣,

｢수소기본전략(2017)｣, ｢수소·연료전지 전략 로드맵(2019)｣의 내용을 정리함.

제2장 주요국의 수소 공급 정책 15

반영하고 수소사회 실현을 위한 산·학·관의 실행계획을 포함하고 있다.

2019년에 발표된 로드맵에는 수소에너지와 관련된 기술개발에 대한

내용과 글로벌 수소공급망 구축을 통해 수소가격을 낮추기 위한 정부 의 국제협력 방안이 목표로 제시되고 있다. 본 절에서는 2014년과

2019년에 발표된 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣에 대해 살펴보도록 한다.

2.1.2 일본의 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣(2014)

일본 정부가 2014년에 발표한 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣은 2040 년까지 수소사회 실현을 위한 발전단계별 목표와 중점과제를 제시하고 있다. 먼저 수소에너지 사회로 전환을 위한 준비단계인 1단계는 수소 의 이용활성화를 위한 인프라 구축에 중점을 두고 있다. 2020년까지 수소차 보급을 확대하고 수소 충전인프라를 확충하여 수소에너지 수요 확대 기반을 구축한다는 목표를 설정하고 있다. 수소사회로 본격적인 진입을 시작하는 2단계는 수소발전을 도입하고 대규모 수소 공급시스 템을 구축하는데 중점을 두고 있다. 이를 위하여 수소의 생산, 공급, 유통 시스템을 구축하고 타 에너지와 경쟁이 가능한 수준으로 수소가 격을 낮춘다는 목표를 설정하고 있다. 또한 수소를 공급할 수 있는 국 가들(호주 등)과 전략적 협조관계를 구축하여 해외생산 수소를 수입하 는 계획도 제시하고 있다. 이산화탄소 배출이 없는 친환경적인 수소에 너지 시스템을 확립하는 3단계에서는 재생에너지 활용 및 CCS를 이용 한 수소의 생산과 수소의 운송 및 저장 시스템을 확립할 수 있도록 기 술개발 및 실증작업을 2040년까지 진행한다는 목표를 제시하고 있다.

16

2.1.3 일본의 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣(2019)

일본 정부는 2014년 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣ 발표 이후의 산 업 및 정책 환경변화를 반영하여 핵심기술개발, 수소가격, 구체적 실행 계획 등을 수정한 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣을 2019년에 재발표하 였다. 수정된 로드맵에서는 수소의 가격목표를 2030년까지 100엔/N㎥

에서 30엔/N㎥로 낮추며 장기적으로는 20엔/N㎥ 수준까지 인하하는

것을 목표로 제시하고 있다. 이러한 수소가격 인하를 위하여 해외에서 생산된 CO2-free 수소를 수입하여 공급체계를 구축하는 방안도 추진할 계획이다.

현재 2030 목표 전략

공급량 해외수입

P2G

200ton/year 30만 ton/year -

통해 글로벌

가격

- ~10$/kg 3$/kg

-

수송까지

있도록 기술 개발

기술

화석연료

+CCS - (비용 ) 30엔 /N

-

,

-

효율 향상 및 저장

탱크 대형화

,

(수전해)

비용

20만엔 /kW 5만엔/kW -

시범

지역에서 검증

-

,

5kWh/N 4.3kWh/N

<표 Ⅱ-4> 일본의 수소공급 로드맵 요약

자료: 한국에너지기술평가원 에너지정책센터 (2019). 글로벌 수소사회 구축 동향.

에너지 기술정책 Brief vol.03.

8) Hydrogen and Fuel Cell Strategy Council (2019). “The Strategic Road Map for Hydrogen and Fuel Cells : Industry-academia-government action plan to realize a “Hydrogen Society”의 주요 내용을 정리함.

제2장 주요국의 수소 공급 정책 17

일본이 2019년 ｢수소·연료전지 전략 로드맵｣에서 제시하고 있는 분 야별 주요 실행계획은 다음과 같다. 먼저 수소의 생산 등에 대한 기술 개발 분야의 실행계획을 제시하고 있는데, 향후 재생에너지 발전 비중 이 높아지면서 발생할 수 있는 미활용 전력의 저장매체로 수소를 활용 하는 기술개발을 목표로 설정하고 있다. 일본 정부가 목표로 제시하고 있는 수소공급에 관련된 내용이 <표 Ⅱ-4>에 요약되어 있다.

일본은 수소공급을 연간 200톤 수준에서 2030년에는 연 30만 톤 수 준으로 높이며, 수소가격은 현재 kg당 10달러 수준에서 2030년에는 3 달러 수준으로 낮추는 것을 계획하고 있다. 그린수소를 생산하는 수전 해의 경우에도 현재 kW당 20만엔 수준의 시스템 비용을 2030년에는 5만에 수준까지 낮추고 기술개발을 통해 높은 효율과 내구성을 가진 수전해 시스템 기술을 개발할 계획을 제시하고 있다.

2.2 일본의 수소 공급정책

｢수소·연료전지 전략 로드맵｣에서 일본이 제시하고 있는 수소공급은 자국내 수소생산과 해외생산 수소의 수입을 통해 이루어질 것으로 보 인다. 이번 절에서는 일본의 수소 공급정책을 국내공급과 해외수입으 로 나누어 살펴보도록 한다.

2.2.1 일본의 국내 수소 공급정책

일본의 자국내 수소 공급에서 향후 중요한 역할을 담당할 것으로 보 이는 것은 재생에너지를 활용한 그린수소의 생산과 미활용 지역자원을 활용한 저탄소 수소 생산이다. 일본도 CO2 배출량을 줄이기 위하여 향

18

후 재생에너지 도입을 확대할 계획을 세우고 있으며, 재생에너지 확산 으로 발생하는 잉여전력을 수소 형태로 저장하는 P2G(Power to Gas) 기술개발을 추진하고 있다. 이와 같은 P2G 기술개발의 핵심 분야는 수전해 시스템 부문으로 2030년까지 세계 최고 수준의 가격경쟁력 확 보를 목표로 kW당 5만엔 달성을 목표로 한다.

이와 같은 재생에너지를 활용한 수소 생산을 위하여 후쿠시마현에서 진행하고 있는 P2G 시스템 실증프로젝트 성과를 점검하고, 2020년 이 후 다양한 지역에서 P2G 시스템을 적용을 위한 시범사업을 추진할 계획이다.

일본은 미활용되는 다양한 지역자원(하수 오물, 폐플라스틱, 부생 수소, 재생에너지 등)을 저탄소 수소의 공급원으로 활용할 계획을 검토하고 있다. 이와 같은 미활용 지역자원을 이용한 수소의 생산은 수소경제 활성화뿐만 아니라 분산형 에너지 시스템 구축, 에너지 자급률의 향상 및 지역내 새로운 산업을 창출한다는 긍정적 효과가 발생할 수 있다.

일본 정부는 미활용 지역자원을 활용한 지역내 수소 공급망 구축을 위 해서 현재 진행하고 있는 실증사업들의 결과를 종합하여 지역에서 적 용이 가능한 저탄소 수소 공급망 모델을 제시할 계획이다. 수소를 이 용한 자립형 분산에너지 공급시스템은 지진과 같은 재난이 발생하는 경우 유용하게 활용할 수 있기 때문에 일본 정부는 지방자치단체를 대 상으로 적극적인 보급정책을 추진할 것으로 보인다.

2.2.2 일본의 글로벌 수소 공급정책

일본이 수립한 수소 공급정책에서 주목할 부문은 [그림 Ⅱ-1] 에 나타

제2장 주요국의 수소 공급 정책 19

난 것처럼 친환경적인 글로벌 수소 공급체계를 구축하겠다는 것이다.

그림에서 보여주는 것처럼 재생에너지원 또는 화석연료에 CCS를 결합 한 형태의 그린수소⁹⁾를 해외에서 생산하여 도입하는 방식을 추진하고 있다. 수력, 풍력, 태양광, 지열 과 같은 재생에너지원에서 생산된 전력 으로 수소를 생산하여 수입하는 방식과 석유 및 가스 생산시 발생하는 수반가스를 이용 또는 갈탄을 활용하여 수소를 생산 및 도입하는 방식 을 고려하고 있다.

이와 같은 글로벌 수소 공급망 구축을 위한 기술개발 예산이 2016년 부터 2018년까지 각각 28억 엔, 47억 엔, 94억 엔으로 매년 증가하는 모습을 보이고 있다. 또한 민간부문도 정부와 협력하여 해외에서 생산 된 수소를 효율적으로 저장 및 수송할 수 있는 기술개발에 주력하고 있다. 수소의 국제 공급망 구축을 위해서는 액화수소, 메틸 사이클로핵 사인(Methyl Chclohexane), 암모니아 등의 에너지 운반체 활용에 대한 연구를 진행하고 있다.

9) 수소생산에서 배출되는 CO2가 천연가스 개질에서 발생하는 CO2 배출량(91g·co2/MJ·H2) 과 비교하여 60% 이상 낮은 수준의 수소(36.4g·co2/MJ·H2)를 ‘프리미엄 수소(Premium

Hydrogen)’라 정의하며, 프리미엄 수소 중에서도 재생에너지원에서 생산되는 수소를

‘그린 수소(Green Hydrogen)’로 정의함.

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[그림

Ⅱ-1] 일본의 글로벌 수소 공급 전략

자료: Janathan Arias (2019). Hydrogen and Fuel Cells in Japan. EU-Japan Centre for Industrial Cooperation.

2.3 일본의 수소공급 주요 프로젝트

이번 절에서는 일본의 수소 공급정책에서 나타나는 주요 수소공급 프로젝트에 대해 살펴보도록 한다. 해외 수소공급 프로젝트중에서 호 주와 추진하고 있는 HESC 프로젝트와 브루나이와 추진하는 SPERA

Hydrogen 프로젝트를 살펴보고, 일본내에서는 후쿠시마 실증 프로젝

트(FH2R)을 살펴보도록 한다.

2.3.1 호주 수소생산 프로젝트

일본은 호주 빅토리아주 라트로브벨리에서 생산되는 갈탄으로 수소를

10) CO2-free Hydrogen Energy Supply-chain Techonology Research Association(HySTRA).

http://www.hystra.or.jp 의 내용을 바탕으로 정리함

제2장 주요국의 수소 공급 정책 21

제조하고 액화하여 일본 고베시로 수송하는 HESC 프로젝트(Hydrogen Energy Supply Chain Project)의 시범사업을 추진하고 있다. 가격이 저 렴한 갈탄에서 수소를 추출하는 기술과 CO2 분리 및 회수 기술을 개발 하여 2030년까지 상용화할 예정이다. 이 프로젝트는 일본의 J-Power, 쉘-제펜, 이와타니 산업, 가와사키 중공업, 마루베니 상사, JXTG 에너 지로 구성된 HySTRA(CO2-free Hydrogen Energy Supply Chain Technology Research Association)이 정부의 지원을 받아 수행하고 있 다. HESC 프로젝트는 시범사업과 상용화사업의 2단계로 구성되어 있 으며, 시범사업은 2021년까지 호주와 일본 사이 공급망 구축에 대한 실증사업을 목표로 한다. 또한 상용화사업은 2030년까지 실증사업 결 과를 바탕으로 생산 및 수송에 대한 규제, 운영자격 등에 대한 제도를 완비하여 상업적 운영기반을 마련하는 것을 목표로 한다.

2.3.2 브루나이 수소생산 프로젝트

일본의 부르나이 수소생산 프로젝트인 AHEAD(Advanced Hydrogen Energy Chain Association for Technology Development)는 2020년부 터 유기 하이드라이드(Organic Hydride)를 활용하여 수소를 일본으로 공급하는 사업이다. 이 프로젝트는 상온, 상압에서 액상으로 존재하는 메틸 사이클로핵사인 형태로 수소를 저장하여 수송하는 방식을 채택하 고 있다. 해당 프로젝트는 미스비시 상사, 니폰유센, 치요다 건설, 미쓰 이 물산이 2017년 설립한 AHEAD(Advanced Hydrogen Energy Chain Association for Technology Development)를 중심으로 정부의 지원을

11) 윤창원 (2019). 액상유기수소운반체(LOHC) 기반 대용량 수소저장기술 현황, NEWS

& INFORMATION, CHEMICAL ENGINEERS, 37(4)의 내용을 참고하여 정리함

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받아 추진하고 있다.

2020년까지는 일본과 브루나이 간 수소 공급망 구축에 대한 실증사 업과 관련 기술개발을 추진하고, 2025년 이후에는 일본의 수소 수요에 맞추어 공급망 상용화를 목표로 하고 있다.

2.3.3 후쿠시마 수소생산 실증 프로젝트

일본의 자국내 수소생산 프로젝트중에서 핵심적인 사업은 후쿠시마 에서 추진되고 있는 FH2R 실증프로젝트를 꼽을 수 있다.¹²⁾ 이 프로젝 트는 NEDO, 도시바 ESS, 도호쿠 전력, 이와타니 산업이 후쿠시마에 FH2R(Fukishima Hydrogen Energy Research Field)를 2020년 가동을 목표로 건설하고 있다.

FH2R은 후쿠시마에 10MW급 수소생산설비를 갖춘 수소에너지 공

급시스템을 구축하고 2020년 7월까지 시운전 및 기술검증 과제를 완 료하여 수소를 생산 및 공급하는 것을 계획하고 있다. 이 프로젝트는 후쿠시마의 태양광 및 풍력에서 생산되는 전력 이외에도 기존 전력망을 모두 사용하기 때문에 완전한 그린수소 프로젝트로 분류할 수 없지만, 연간 최대 900톤의 수소를 제조 및 공급할 수 있을 것으로 전망하고 있다.

12) NEDO (2018). “NEDO, Toshiba, Tohoku Electric Power and Iwatani Start Construction of Fukushima Hydrogen Energy Research Field”. https://www.nedo.go.jp/english/news/

AA5en_100393.html 의 내용을 정리함

제2장 주요국의 수소 공급 정책 23

3. 호주의 수소 공급정책 분석

3.1 호주의 수소 정책

호주는 화석연료 생산 및 수출하는 대표적인 국가이지만, 미래 에너 지산업의 지속적인 성장을 위하여 수소에너지 분야를 개발하여 수출 자원으로 활용하려는 계획을 수립하였다. 호주의 수소에너지 정책은 2018년의 ｢국가 수소 로드맵(National Hydrogen Roadmap)｣과 2019년 의 ｢호주 수소 전략(Australia’s National Hydrogen Strategy)｣를 통해 알아보도록 한다.

3.1.1 호주의 국가 수소 로드맵

호주는 CO2 감축, 재생에너지 확대, 포스트 화석연료 시대의 새로운 산업 창출 차원에서 수소에너지 활성화 방안을 수립 및 추진하고 있 다. 호주의 경우 풍부한 재생에너지 자원을 보유하고 있으며 향후 재 생에너지 발전 비중이 높아지는 경우 잉여전력을 활용하여 수소의 생 산과 저장에 대한 정책마련이 필요하다. 이에 따라 정부 차원에서 수 소에너지 관련 정책방향을 수립하고, 기술을 개발하며, 대규모 프로젝 트 건설 및 국제협력 활동을 추진하고 있다.

호주연방과학산업연구기관(CSIRO)는 이러한 수소에너지 개발을 지 원하기 위하여 2018년 ｢국가 수소 로드맵｣을 발표하였다. 로드맵은 수 소의 생산, 저장 및 수송, 활용에 대한 정책목표와 수소의 공급가격 목 표를 제시하고 있다. 수소의 생산은 수전해 방식과 열화학(개질 및 석

13) CSIRO (2018). National Hydrogen Roadmap : Pathways to an Economically Sustainable Hydrogen Industry in Australia의 내용을 정리함

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탄가스화) 방식을 이용한 대량생산 기술에 집중하는 정책을 제시하고 있다. 수전해 방식의 수소생산은 재생에너지를 생산할 수 있는 시설 확 보를 우선적으로 고려하고 있으며, 열화학 분야는 연료의 공급과 CO2

저장 공간 확보가 가능한 지역을 우선적으로 고려하고 있다.

3.1.2 호주의 수소 전략

2019년 11월 호주정부의 에너지위원회((The Council of Australian Governments)는 ｢호주 수소 전략(Australia’s National Hydrogen Strategy)

｣을 통해 정부와 관련 산업계가 2030년까지 수소에너지 분야를 성장시 키고 수출자원으로 육성하기 위한 전략을 수립하였다.

호주 정부는 수소에너지 관련 프로젝트에 1억 4,600만 달러 이상을 투입하고 있으며, 본 전략을 마련하여 수소산업 육성을 위한 방향을 설 정하고 상업화를 촉진하기 위한 기술개발에 집중하여 자국내 수소 생산 능력을 높이는데 주력하고 있다. 향후 수소의 경제성을 확보하여 수소 를 호주의 주요 에너지원으로 육성하고 자국의 CO2 배출량을 줄이는 유용한 수단으로 활용할 것으로 기대하고 있다.

중앙정부와 지방정부가 국가에서 마련한 수소에너지 전략을 바탕으로 지역별 여건을 고려한 수소의 생산 및 공급 전략을 수립하고 있다. 또한 수소산업의 발전을 위하여 불필요한 규제를 제거하고 수소와 관련된 법 령을 정비하는데 협력하고 있으며, 향후 수소의 수출을 위하여 수입이 가능한 국가들과 협력관계 강화도 추진할 계획이다.

｢호주 수소 전략｣은 자국내에서 생산된 수소를 [그림 Ⅱ-2]에 나타난 것처럼 수소허브로 수송한 다음에 사용처에 공급하거나 해외로 수출하 는 방안을 고려하고 있다.

제2장 주요국의 수소 공급 정책 25

[그림 Ⅱ-2] 호주의 수소 허브 개요

자료: COAG Energy Council (2019). Australia’s National Hydrogen Strategy.

3.2 호주의 수소 생산

3.2.1 재생에너지를 이용한 수소 생산

호주의 수소 생산 전략에서 중요한 부분을 차지하고 있는 것�