그린 수소 생산방법 - geulin suso saengsanbangbeob

정부가 지난해 1월 발표한 '수소경제592활성화로드맵' 이후 수소에너지에 대한 국민적 관심뿐만 아니라 우려도 나날이 높아지고 있다. 수소에너지 사회로 가면 기존 화석연료사용으로 인류가 직면한 지구 온난화와 환경문제를 모두 해결할 수 있으리라 기대했는데, 수소생산과정에서도 이산화탄소(CO₂)가 배출 될 수 있다고 하니 적잖이 당황스러웠으리라 생각한다.

수소전기차가 달리면서 미세먼지는 사라지고 배기가스 대신 순수한 물만 배출한다고 한들, 사용 원료인 수소의 제조 과정에서 다시 온실가스를 배출한다면 수소경제사회가 청정하다고 느껴지지 않을 것이다. 이런 궁금증을 해소하기 위해서는 수소를 생산하는 방식에 대해 조금 살펴 볼 필요가 있다.

현재 수소 생산 방식은 크게 '개질수소'와 '수전해수소'로 구분할 수 있다. 개질수소는 화석연료인 천연가스와 수증기를 서로 반응시켜 수소를 추출해내는 방법으로, 현재까지 수소생산 기술 중 가장 저렴하면서도 대량으로 수소를 생산하는 방식이다. 화석연료 사용으로 CO₂가 배출되기는 하지만 수소전기차 운행까지 전과정에서의 온실가스 발생량을 비교해보면 가솔린 자동차 대비 약 60% 수준까지 줄어들게 된다. 또한 수소생산 과정 중 발생한 CO₂도 기존 화석연료 연소 공정보다도 훨씬 적은 에너지와 비용으로 분리 및 포집이 가능하다는 장점이 있다. 따라서 친환경에너지원으로 평가받고 있으며 수소경제의 기반 구축과 활성화를 위한 필수 기술이라고 할 수 있다.

또 다른 방식인 수전해수소는 재생에너지 전기를 이용해 물로부터 수소를 생산하는 기술로써 생산단계에서부터 온실가스가 전혀 배출되지 않는 장점이 있다. 하지만 아직은 높은 생산단가 때문에 경제성이 많이 떨어지는 단점을 가지고 있다. 따라서 국내뿐만 아니라 해외 기술 선도국들도 가격 저감을 위한 수전해 수소생산 기술 개발에 많은 노력을 기울이고 있다.

한국에너지기술연구원 경제성 평가에 의하면 재생에너지와 연계된 수전해 장치의 수소생산단가는 운전시간에 따라 어느 정도 차이가 있겠으나 그린수소생산의 경제성을 향상시키기 위해서는 장치가격의 저감 뿐만 아니라 전기를 적게 사용 하도록 전력소모량을 감소시키는 기술개발에 중점을 둬야 할 것으로 분석 결과를 얻었다.

현재 수전해 기술은 유럽과 미국이 기술을 선도하고 있고 대표적인 기업으로는 넬(NEL·노르웨이), 텔레다인(미국), 맥피(프랑스), ETOGAS(덴마크), 하이드로제닉스(캐나다), 그린하이드로젠(덴마크), 인앱터(이탈리아) 등이 있다. 특히 넬은 전력소모량이 49kWh/kg-H2인 상용제품을 생산하고 있고, 유럽연합 수소연료전지 과제 운영기관인 FCH2JU에서는 알칼라인 수전해 운전전류밀도를 2024년까지 0.7A/㎠로 높이겠다는 목표를 설정했다. 국내에서는 수소에너젠이 57kWh/kg-H2로 국내 기업 중 가장 우수한 기술을 갖고 있으나 아직은 해외 기업과의 기술격차가 크고 주요 핵심 소재들도 모두 해외에 의존하고 있다.

에너지연은 이미 차세대 수소에너지 원천기술을 확보했고, 2019년부터는 재생에너지를 연계해 안전성, 효율, 운전전류밀도 향상을 위한 알칼라인 수전해 핵심기술개발 연구단을 운영해 전력소모량 51kWh/kg-H2, 운전전류밀도 0.6A/㎠의 세계 최고수준 단위전지를 개발했다. 지금까지 확보된 기술로 세 건의 기술이전 계약을 체결했고 현재 1건의 기술이전을 진행 중에 있다. 또한 개발된 원천기술들을 바탕으로 상반기내에 대면적 스택을 실증할 계획이다. 따라서 2022년에는 주요 핵심기술을 국산화하고, 2025년에는 기술추격형에서 기술선도형 전환을 목표로 중장기 계획을 수립하고 있다.

[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.