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“수소화력발전, 2050년부터 기존 가스발전와 비용 격차 줄어들 것”
수소발전 경쟁력 높이기 위해선 대규모 신재생 발전 확보가 선결
승인 | 구태경 차장 | roy1129@mediapen.com
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 승인 2021-11-24 15:36:33
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[미디어펜=구태경 기자] 범세계적인 기후변화 대응에 맞서 저탄소 발전에 대한 논의가 활발한 가운데, 아직은 발전단가가 높은 수소화력발전이 오는 2050년부터는 '원가 역전'으로 인해, 주요 발전원이 될 것이라는 주장이 제기됐다. 

최근 3, 4분기에 목도된 천연가스 가격 급등락 등 에너지 전환 과도기에서의 부작용과 이를 해결할 발전 기술 개발간 '시차'가 주목되고 있다.

   
▲ 문재인 대통령이 지난 10월 7일 인천광역시 서구 현대모비스 수소연료전지공장 투자 예정지에서 열린 수소경제 성과 및 수소 선도국가 비전보고에서 발언하고 있다./사진=청와대


24일 신한금융투자 대체투자분석팀이 발표한 ‘탄소중립을 향한 여정, 수소 및 탄소저장포집기술(CCS) 연계발전 균등화발전비용(LCOE)’ 보고서는 “원가 경쟁력 측면에서 상대적으로 유리하고, 가까운 미래에 현실적인 활용도가 높은 발전 자산의 우선순위 판단이 필요하다”며, 수소화력발전을 꼽고 있다.

수소화력발전은 수소 생산 원가와 운영관리(O&M) 비용이 발전 원가의 주요 요인이다. 

낮은 수소단가를 위해서는 대규모 신재생 발전 확보, 저렴한 전력 단가 및 전해조의 높은 이용률이 필수 조건이라고 보고서는 밝히고 있다. 

올해 기준 알카라인 전해조 및 태양광·풍력 발전 조합을 가정할 경우, 발전비용과 이용률 간 최적점에서 산출된 수소발전단가는 kg당 2.92~4.24달러로 추정된다. 

블루 수소 발전단가인 kg당 1.62~3.31달러 대비 여전히 높은 수준이다. 

그러나 2030년 전해조 누적 설치 용량이 30GW까지 증가한다는 가정 하에, 2030년 수소발전단가는 최소 kg 0.84달러까지 낮아질 수 있을 것으로 보고서는 예상했다.

결국 장기적으로 수소화력발전의 발전단가를 낮추기 위해서는 대규모 신재생 발전 확보와 함께, 수소 생산 원가 절감 및 연소 효율 개선 등이 필요하다는 얘기다. 

보고서는 기술 발전이 지속될 경우 현재와 2040년을 비교했을 때 Capex(미래 이윤을 창출하기 위해 지출한 비용)는 20%포인트, 변동 O&M 비용은 40%포인트, 고정 O&M 비용은 25%포인트, 효율성은 5%포인트 정도 개선될 것으로 예상하고 있다.

   
▲ 기존 가스발전과 CCS연계발전 및 수소화력발전 LCOE 비교./자료=신한금융투자


현재 2030년까지 부하추종 발전에 있어서는 CCS가, 첨두부하발전에 있어서는 수소화력발전이 상대적으로 유리한 발전단가를 지닐 것으로 예상되며, 수소화력발전 Capex는 MW당 78~94만 달러, 석탄 또는 가스 발전과 연계된 CCS는 500만 달러 수준이기 때문에, '첨두부하발전'에서 기존 가스 발전 외에는 수소화력발전이 더 선호될 것이라는 주장이다.

첨두부하발전이란 발전할 때 시간적 또는 계절적으로 변동하는 발전부하 중 가장 높은 경우(최대 수요전력)의 연속적인 수요발전용량을 말한다.

이예신 신한금융투자 대체투자분석팀 연구위원은 “첨두부하발전에서의 기존 가스 발전과 수소화력발전간 발전비용 격차의 축소 여부는 2050년까지 내다볼 필요가 있다”며 “이는 국가별 차별화도 예상된다”고 언급했다.

그러면서 “2040년까지는 기존 가스 발전 대비 수소화력발전이 원가 경쟁력이 낮으나 유럽, 중국 등에서는 탄소 가격 상승으로 기존 화력 발전소의 발전단가가 높아지면서, 격차 축소가 나타날 수 있다”고 주장했다.

이 연구위원은 “중국의 경우 2050년 수소화력발전이 MWh당 210 달러, 가스발전이 211 달러로
발전비용 역전이 가능할 것으로 추정된다”면서 “유럽의 경우는 각각 245 달러, 231 달러로 그 격차를 축소할 수 있을 것”이라고 전망했다.

이어 “다만 미국과 일본은 2050년까지도 수소화력발전 대비 기존 가스 발전에 대한 선호도가 지속될 것으로 예상된다”고 덧붙였다.

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