서 론
수소경제 실현을 위한 수소에너지 전망
수소 가치사슬에서 에너지자원공학의 역할
수소생산의 청정성 제고
수소운송 견실성과 지중저장 기술 개발
해외자원개발의 새로운 동력, 수소
해외 CCUS, 수소공급원 확보의 시기
해외 수소 수입은 에너지안보를 위한 자원개발의 확장
결 론
서 론
세계는 기후변화에 대응하기 위하여 탄소기반 에너지자원(석탄, 석유, 천연가스)에서 저탄소 ․ 무탄소 에너지원으로 전환을 요구하고 있다. 현재에도 세계에너지원의 대부분은 화석에너지가 차지하고 있지만, 미래에너지에 대한 고민은 기후변화 대응과정에서 시작되었다. 4차 산업혁명으로 인공지능과 지식정보의 융합기술이 자원공학에 다양하게 활용되고 있지만, 기존 공학분야에 접목되는 기술적인 진보와 활용보다는 ‘에너지’라는 보다 큰 범주에서 에너지자원공학의 도전을 고민할 시점이다.
화석에너지자원을 완전히 대체하기 어려운 가까운 미래에는 다양한 에너지원이 공존하는 에너지믹스의 시대일 것이다. 화석연료 기반의 자원기업들은 대부분 에너지믹스형 종합에너지기업으로 변모를 시도하고 있다. 석유개발을 주업으로 하는 메이저 석유회사들은 태양광, 풍력, 바이오, 수소 등 신재생에너지와 화석에너지의 혼합형 사업을 중심으로 ESG(Environmental, Social, Governance)경영을 추구하고 있다. 국가적으로도 파리기후협약 이후, 저탄소 ․ 무탄소 에너지원에 투자를 확대하는 정책을 제시하고 있다. 이와 같은 탄소중립 국가정책과 친환경 에너지에 대한 전 세계적인 수요와 관심이 커지면서, 수소에너지가 주목받고 있다(Cheon and Kim, 2020; Kim and Cheon, 2021; Chu et al., 2022).
“왜 수소인가?”에 대한 물음에서 수소에너지의 강점을 에너지안보, 탄소중립, 에너지운반체, 전후방산업의 높은 파급성으로 요약할 수 있다(KPMG, 2021; H2KOREA, 2022; Hydrogen Council, 2023). 첫째, 에너지자립률 제고와 에너지안보 강화의 측면이다. 간헐성, 경직성, 지역편재성을 가진 기존 에너지원과 달리, 수소는 다양한 생산방법을 가진 보편적 에너지이다. 러시아-우크라이나 전쟁과 같은 사태에서도 에너지원의 다각화로 공급리스크를 완화할 수 있다. 기술의 난이도는 높지만 국내생산이 가능하고 대용량 장기저장이 가능한 수소를 통해 에너지안보를 강화할 수 있다. 둘째, 친환경성을 갖추어 탄소중립 사회실현에 기여할 수 있다. 수소에너지는 열과 전기를 모두 만들며 활용과정에서는 탄소가 배출되지 않는다. 셋째, 에너지운반체로서 섹터커플링(서로 다른 에너지를 통합하는 의미로 재생에너지의 잉여전력을 다른 에너지로 전환 및 저장활용) 기능을 수행할 수 있다. 태양광, 풍력과 같은 재생에너지는 전력생산에 초점을 맞추고 있는 반면, 수소는 전력 뿐만 아니라 에너지생산, 운송, 저장의 기술대상이며 다양한 화합물의 형태로도 활용할 수 있는 다변형 에너지운반체로 역할을 할 수 있다. 마지막으로 전후방 산업에 파급효과가 큰 미래성장동력이다. 가치사슬 전반에 걸쳐 다양한 산업과 연계가 가능하고 수소산업의 시장확대를 통한 연관산업 성장이 가능하다. 기존 제조업을 중심으로 협력 부품업체가 많고 생산-저장 및 운송-활용 등의 가치사슬 산업연계가 긴밀하다.
“왜 수소는 미래에너지인가?”에 대한 고민에서 현재 수소에너지에 대한 약점을 나열할 수 있다(Hydrogen Council, 2020; Hydrogen Council, 2021a; IRENA, 2023). 첫째, 비용이다. 장기 평균유가가 USD 75/bbl, 천연가스의 경우 USD 4~6/GJ인 반면 수소의 가격은 2~3배 높다(IRENA, 2023). 수소운송용 파이프라인도 일반 가스운송용에 비해 10~50%가량 고가이며, 화석연료가 아닌 신재생에너지활용 수소생산 비용과 운송매체의 제조비용, 에너지원 변환비용 등 비용경쟁력이 부족하다. 둘째, 친환경적인 수소생산의 부족한 차별성이다. 탄소배출이 없는 수소 생산을 요구하지만 화석연료를 이용하여 얻어진 개질수소와 재생에너지를 이용한 그린수소의 활용과정의 차별성이 없다. 셋째, 부족하고 성장하지 못한 수소시장이다. 수소는 유가와 같은 교역용 가격이나 가격지표(price index)도 마련되어 있지 않다. 넷째, 부족한 인프라이다. 수소의 중장거리 운송을 위한 방법론과 안전규정 등이 미결된 상태이며 수소산업 전반의 인프라가 부족하다. 다섯째, 수소에너지 이용과정의 에너지손실과 부족한 재생에너지 용량이다. 수소가 에너지운반체로서 변환이 이루어지면서 에너지손실은 필수 불가결하게 발생하며, 이를 보완하고 청정성을 확보하기 위해서는 재생에너지의 추가용량이 필요하다. 마지막으로는 모빌리티에 초점을 맞춘 정책적 한계가 있다. 수소연료전지자동차와 수소충전소에 정책적 초점을 맞추다보니 수소의 운송과 저장분야의 정책지원이 부족한 현실이다.
수소에너지에 관한 다양한 논쟁이 있지만, 탄소중립의 세계적 추세에서 수소에너지는 우리나라 에너지분야에 뜨거운 감자임에는 분명하다. 이 논문에서는 우리나라 수소에너지를 정책과 기술적인 분야로 구분하고, 수소에너지분야에서 에너지자원공학의 역할에 관하여 서술하고자 한다.
수소경제 실현을 위한 수소에너지 전망
수소경제(hydrogen economy)는 수소를 주요한 에너지원으로 사용하는 경제산업구조를 뜻한다(Rifkin, 2003; Scipioni et al., 2017; Seddon, 2022; Khan and Al-Ghamdi, 2023). 수소를 통해 국가경제, 사회전반, 국민생활 등에 근본적인 변화를 초래하며 경제성장과 친환경에너지의 원천이 되는 경제사회이다. Hydrogen Council(2021a)에서는 2050년 탄소중립을 위하여 연 660백만 톤의 저탄소 ․ 무탄소수소1) 수요(국제에너지기구의 목표로 세계 에너지수요의 22%를 수소로 대응)가 필요할 것으로 전망하였다(Fig. 1). 탄소중립을 실현하기 위해서는 2020년 수소생산량인 연 90백만 톤(=90 Mt H2)의 약 7배 이상의 저탄소 ․ 무탄소 수소 생산이 필요하다.
우리나라는 석유화학을 중심으로 수소를 생산하고 소비하는 국가이다. EG-TIPS(2023)은 2020년 136개 수소활용 신고사업장을 중심으로 국내 수소생산과 소비를 분석하였다. 신고사업장의 총 수소생산은 1.8백만 톤(=1,818,128t)이며 석유정제업종이 수소생산의 64%인 1.2백만 톤(=1,207,084t)으로 가장 큰 비중을 차지하였다. 수소생산방식은 부생수소 61%(=1,116,223t), 개질수소 35%(=640,939t), 수전해 3%(=60,967t)로 분류된다. 수소소비량은 1.6백만 톤(=1,624,180t)으로 원료로 92%(=1,495,042t), 연료 7.9%(=129,139t)을 차지한다. 원료는 석유정제(탈황 및 개질)에 소비가 가장 높은 비중(79%=1,284,762t)을 차지하였다. 요컨대, 현재 우리나라의 수소생산과 소비는 부생수소를 중심으로 생산이 이루어지고 석유정제과정에서 상당부분 소비되는 특징을 가진다. 석유화학산업 지자체인 울산이 수소생산의 52.1%와 소비의 53.9%로 가장 높은 비중을 차지하고 있다.
우리나라는 수소경제활성화로드맵(2019.01)를 통해 2030년 3.9백만 톤, 2050년 27.9백만 톤의 수소를 공급할 목표이다. 2050년 공급량 가운데 수전해수소는 3백만 톤, 블루수소 2백만 톤, 해외수소도입 22.9백만 톤을 목표로 하고 있다. 2050년 국내 수소공급량 목표 가운데 수전해수소 3백만 톤을 위해서는 상기의 2020년 수전해수소 생산량 0.06백만 톤(=60,967t)의 50배를 증가시켜야 한다. 현재의 개질수소를 모두 블루수소로 산정한 저탄소수소의 생산량 합계 0.7백만 톤(=701,906t=640,939+60,967)를 가정하더라도, 2050년까지 약 7배(=5Mt/0.7Mt)의 국내 수소증산이 필요하다.
수소 가치사슬에서 에너지자원공학의 역할
수소생산의 청정성 제고
수소는 생산방법에 따라, 부생수소, 개질(추출)수소, 수전해수소로 구분할 수 있다. 첫째, 부생수소는 석유화학, 제철공정에서 화학반응에 의해 부수적으로 생산되는 수소이다. 식 (1)은 나프타분해공정에서 프로판()에서 프로필렌()과 부생수소가 생산되는 화학식이며, 식 (2)는 염소와 가성소다를 생산하는 식염전해공정의 부생수소 화학식이다. 제철공정에서 발생하는 COG(coke oven gas)에도 수소함량이 55% 수준이다. 요컨대, 부생수소는 화학 및 제철공정에서 수소를 포함하는 폐가스를 활용할 수 있으므로 현재에도 추가설비 투자비용없이 생산할 수 있다.
둘째, 개질(추출)수소는 탄화수소계 화석연료(천연가스, 석탄, 석유 등)를 활용한 촉매반응으로 생성된 수소로서 수증기개질(SMR, steam methane reforming)이 대표적인 상용 생산법이다. 식 (3-1)은 메테인의 고온수증기(≈ 700~ 1000°C)개질 화학식이며, 식 (3-2)는 식 (3-1)에서 발생한 일산화탄소를 다시 수증기와 반응하여 이산화탄소와 수소를 추출하여 수소생산 수율을 높이는 과정이다(수성가스전이반응, water-gas shift reaction).
마지막으로 수전해수소는 전기화학반응에 기인한 물분해방식으로 알카라인수전해(AEC, alkaline electrolysis cell), 고분자전해질막수전해(PEM, proton exchange membrane electrolysis cell), 음이온교환막수전해(AEM, anion exchange membrane electrolysis cell), 고체산화물수전해(SOEC, SOE, solid oxide electrolyzer cell)이 대표적이다(Fig. 2). 알카라인수전해는 알카리 전해액을 이용하여 물을 전기분해하는 방식으로, 현재 가장 상용화된 기술이다. 비귀금속 촉매를 이용하므로 단가가 저렴하고 수소생산구조가 단순한 장점이 있는 반면, 알카리 전해액 농도유지를 위한 전해액의 지속적인 보충이 필요하고 알카리 성분에 의한 부식문제의 단점이 있다. 고분자전해질막수전해는 고분자 전해질막을 전해질로 이용하는 방식이다. 백금촉매와 양이온교환막을 사용하여 높은 전류밀도로 운전할 수 있고 에너지 효율이 높아 장치의 소형화도 가능하다. 반면, 백금 촉매와 양이온 교환막의 단위 가격이 높은 점이 단점이다. 음이온교환막수전해는 음이온교환막을 전해질로 이용한다. 알카라인수전해와 마찬가지로 저가의 촉매를 사용하고 효율 및 순도가 높은 장점이 있다. 기술력의 한계로 촉매와 음이온교환막의 성능 및 신뢰도가 높지 않다는 점이 단점이다. 마지막으로, 고체산화물수전해는 고체산화물전해질을 이용하여 800°C이상의 고온 수증기를 전기분해하는 방식이다. 고체산화물전해질을 이용하므로 부식에 강하고 전해액을 보충할 필요가 없어 유지보수가 쉽다는 장점이 있다. 단점으로는 수증기 가열을 위해 추가적인 열에너지가 필요하고, 고온을 견딜만한 내구성을 지닌 고체전해질에 대한 연구가 부족하다(SK E&S, 2023).
현재 세계 수소생산은 천연가스를 원료로 하는 개질수소가 주도하고 있다. 2021년 기준 전 세계에서는 94백만 톤(=94Mt H2)이 생산되었고 9억 톤(=900 Mt CO2)의 이산화탄소가 함께 배출되었다(IEA, 2022). IEA(2022)의 위의 통계(2021년기준 전 세계 94백만 톤의 수소생산)에 따르면, CCUS(carbon capture, utilization, and storage)를 포함하고 있지 않는 천연가스 활용 개질수소(그레이수소) 생산이 62%를 차지하고 있으며, 나프타공정과 정유공정의 부생수소가 18%, 중국 중심의 석탄개질수소(브라운수소)가 19%를 차지한다. 나머지 1%는 제한적이지만 오일에서 생산된 수소이다. 저탄소 청정수소는 2021년 기준 1백만 톤 이하로 전체 수소생산의 0.74%수준이며, 대부분 CCUS와 연계된 블루수소(개질수소+CCUS)이다. 수전해 수소생산은 2020년 대비 20%가량 증가하였음에도 35천톤(=35kt H2; 0.04%)으로 극히 미미한 수준이다(Fig. 3(a)). IEA(2022)는 계획 중인 수전해수소생산, 블루수소생산계획이 모두 실현된다면 현재 연 1백만 톤 이하인 저탄소 ․ 무탄소 수소가 2030년 24백만 톤(=24 Mt H2)에 도달할 것으로 전망하였다(Fig. 3(b)). 저탄소 ․ 무탄소 수소생산량 가운데 약 10백만 톤은 블루수소가 차지할 것으로 분석함으로써, 2030년까지 개질수소와 CCUS에 대한 투자는 지속될 것으로 평가하였다.
지구시스템을 중점적으로 다루는 전통 에너지자원은 화학공학적 수소생산 방식에 직접적인 방법론이 되기는 어렵다. 지구상에 존재하는 수소자원을 탐사하고 유가스개발과 같이 시행하는 연구도 있을 수 있지만, 현재로서는 기술성숙도가 매우 낮다(Hand, 2023; USGS, 2023). 지하에 부존하는 수소의 탐사와 개발생산에 비해 개질수소의 청정성 제고분야에서 에너지자원공학의 역할이 보다 현실적이다. 수소생산과정의 청정성을 제고하는 것은 CCUS와 연관된다. 그러나, 단순히 이산화탄소를 포집하고 이를 지중에 격리하는 연구에 한정하지 않고, 보다 적극적인 이산화탄소 활용연구에도 집중할 필요가 있다. 유가스전에서 생산되는 고염 폐수에서 리튬을 추출하는 연구(Jiang et al., 2023; Kingston et al., 2023; Kumar et al., 2019; Leece and Jiang, 2023), 화산암층에 이산화탄소를 주입하여 탄산염으로 고정화 연구(Gislason and Oelkers, 2014; McGrail et al., 2006; Raza et al., 2022), 지열에너지와 CCUS 또는 수소생산의 결합(Ghazvini et al., 2019; Wu and Li, 2020) 등 이산화탄소의 지중저장의 연구가 다양해지고 있다. 수소생산의 청정성 제고를 위하여 석유공학, 응용지질, 지화학, 지질학 등과의 융복합 CCUS연구를 시도하는 것은 전통 에너지자원공학의 범위를 확장하고 친환경적인 에너지공학 연구로 탈바꿈할 수 있는 계기가 될 수 있다.
수소운송 견실성과 지중저장 기술 개발
수소운송을 위한 방법론은 가스상(相, phase), 액화수소(LH, liquid hydrogen), 수소화합물(암모니아, 액상유기화합물-LOHC, liquid organic hydrogen carrier-)으로 구분한다(Fig. 4). Fig. 4에서 수소가스는 생산-운송-소비까지 모두 활용가능한 특징을 가지며, 액화수소, 암모니아와 LOHC 등의 수소화합물은 주요 중장거리 운송수단으로 고려되고 있다. 가스상 운송은 중소규모로 간헐적공급을 위한 내륙운송으로 현재에도 튜브트레일러를 통해 이루어지고 있으며, 연속공급을 위해서는 파이프라인을 활용하고 있다. 그러나, 대용량의 장거리 수소운송을 위해서는 액화 또는 수소화합물을 이용한 선박활용 운송이 요구된다. 액화수소는 수소를 –253°C로 액화한 후 선박으로 운송한 후 소비지에서 다시 기화하는 방식으로, LNG(액화천연가스, liquefied natural gas)와 동일한 액화방식으로 에너지자원공학분야에서는 가장 친숙한 방식이다. 수소의 고압 수송과 액화 수소의 유지 및 보관은 안전에 큰 영향을 미친다. 고압 수송은 적절한 인프라와 안전 대책이 필요하며, 액화 수소의 경우 극저온을 유지하기 위한 냉각 시스템과 BOG(boil of gas) 문제 등 에너지손실을 고려한 저장 ․ 운송 기술의 성숙이 요구된다(Park et al., 2021). 마지막으로 암모니아 또는 LOHC와 같은 액상수소화합물이다. 암모니아운송은 선박을 이용하여 이송한 후, 암모니아 크랙킹을 통해 수소로 전환하는 방식이지만, 현재 상업적 수준의 암모니아 크랙킹기술 개발이 요구되고 있다. Fig. 5는 액화수소와 암모니아 운송의 에너지손실을 비교한 도표이다. 수소를 액화하는 과정 43.8%의 에너지손실이 발생하여 저장까지 총 46.1%의 손실이 발생할 수 있는 반면, 암모니아는 23.7%의 총 에너지손실로 보다 효율적이다(Yara, 2019). LOHC는 탄소-탄소 이중결합을 포함하고 있는 액상유기화합물이기 때문에 수소화(hydrogenation)로 이중결합을 단일결합으로 변환하고, 탈수소화(dehydrogenation)를 시행하여 다시 이중결합으로 만들어 수소를 변환하는 방식이다. LOHC는 부피대비 높은 수소저장용량을 가지며 상압에서 운송 또는 저장할 수 있는 장점이 있기 때문에, 최근 대용량 수소 운송 및 저장매체로 주목받고 있다. 또한, 가솔린과 유사한 액상으로 현재의 석유 인프라를 활용할 수 있는 장점을 가진다(Yoon, 2019). 단점으로는 수소추출 공정에서 소량 발생하는 부산물인 부분탈수소화물질이 저장-추출과정이 반복되면서 누적되고 결과적으로 수소 저장량을 감소시키고 공정효율을 떨어뜨리는 점이다. 고온에서 진행되는 수소추출공정에서도 촉매 안정성이 낮아지기 때문에 수소생산성이 떨어지는 약점도 있다.
Table 1은 미국과 유럽의 분석기관에서 수행한 장거리 수소 운송비용을 정리한 것이다. 장거리 수소운송으로 7,000 km 이상의 해상운송은 암모니아와 LOHC가 다소 우위에 있으며, 1,500 km 이내의 내륙운송은 수소 배관망 운송을 경제적으로 유망하게 평가하였다. Hwang et al.(2022)은 해외 그린수소 생산단가(수전해 설비단가와 재생에너지 발전단가), 운송체 합성, 선박운송, 수소로의 전환비용을 종합하여 2030년 수소도입가를 사우디아라비아와 호주로 구분하여 추정하였다. 암모니아는 USD 4.9~5.1/kgH2로 액화수소(USD 5.5~5.8/kgH2)보다 저렴할 것으로 평가하였다.
Table 1.
Value-chain analysis of hydrogen carrier (Roland Berger, 2021; Hydrogen Council, 2021b; HySTOC, 2020; IEA, 2019)
| Institute | High ← maturity of value chain → Low | Assumption | ||||
| Year1 | Unit | Ammonia | LH | LOHC | ||
|
Roland Berger (Germany) | 2022 | EUR/kg | 4.3 | 4.8 | 4.2 |
UAE-Rotterdam (12,000 km) |
|
Hydrogen Council/McKinsey (US) | 2021 | USD/kg | 3.7~4.8 | 3.2~3.8 | 3.1~4.2 |
Saudi Arabia-Rotterdam (8,700 km) |
| HySTOC (EU) | 2020 | EUR/kg | - | 5.88 | 4.63 |
Inland transport (EU; 300 km) |
| IEA (US) | 2019 | USD/kg | 5.4 | 7.2 | 5.9 |
Australia-Japan (over 7,000 km) |
폐기(sequestration)과 비교하여 저장의 개념은 ‘필요할 때 다시 사용한다’는 순환의 의미로 구별할 수 있다. Fig. 6은 수소저장의 분류를 도식화한 것이다. 물리적 저장법은 현재 주로 사용하고 있는 압축가스, 초저온압축, 액화, 지중저장으로 구분한다. 화학적 저장은 금속수소화물, 흡착제, 수소화물로 분류한다.
가치사슬 중 수소저장은 공급 안정성 확보가 매우 중요하므로 대규모 ․ 장기 수소저장에 관한 방법에 관심이 높다(Park et al., 2022). Miocic et al.(2022)는 거대 수소지중저장 사례를 제시하면서, 암염동(salt cavern)에는 순수 또는 95% 수소-이산화탄소의 혼합가스를 지중저장하는 반면, 노후 가스전에는 도시가스 또는 10% 수소 혼화가스로 저장된 사례를 제시하였다(Table 2). IEA(2023)는 순수한 수소를 암염동에 저장하는 ① 네델란드의 ｢HyStock｣, 노후 가스전에 수소-이산화탄소 혼화가스가 지중에서 메탄화 과정을 거치는 ② 오스트리아의 ｢Sun Storage, RAG｣와 ③ 아르헨티나의 ｢Hychico｣ 실증연구 프로젝트를 소개하였다(Table 2; Miocic et al., 2022).
Table 2.
Historical record of underground hydrogen storage projects (Miocic et al., 2022)
현재 수소경제실현을 위한 가장 큰 난제는 운송과 저장이다. 수소생산은 상대적으로 높은 기술성숙도를 갖추고 있지만, 대용량 장기저장과 원거리 운송에 대한 기술은 논쟁 중이다. 전통 에너지자원공학은 천연가스배관망, 액화 및 기화, 지중저장 등에서 다양한 기술 연구를 수행하여왔으며, 다른 수소가치사슬에 비해 학문적 경험이 많이 축적되어 있다. 그 근거로 메이저 석유회사들은 2021년 이후 유가상승으로 얻은 대규모 수익을 신재생에너지, 수소에너지, CCUS에 투자하고 있는 점을 들 수 있다(Cheon, 2022; Palmer, 2023).
천연가스 배관망을 활용한 수소 유동견실성(Melaina et al., 2013; Zapukhlyak et al., 2022), 대규모 수소지중저장에 관한 연구(Miocic et al., 2022; Park et al., 2022; Zivar et al., 2021)가 진행 중이다. 수소 지중저장의 경우, 수소 누출에 대한 안전성 평가를 위한 지하수학, 지질학, 지화학, 생화학적 융복합 연구도 필요하다.
해외자원개발의 새로운 동력, 수소
해외 CCUS, 수소공급원 확보의 시기
새로운 에너지를 도입하는 과정에서는 기존에 사용하던 에너지와 비교하여 경제적 ․ 기술적 ․ 산업적 기반이 취약할 수밖에 없다. 그러나, 수소는 상용화된 천연가스의 공급 인프라가 이미 구축되어 있기 때문에, 단기간 내에 경제성과 기술적 진보를 기대할 수 있다. 에너지자원공학이 기존 자원영역을 에너지로 확장하기에 매우 적합한 분야라고 평가할 수 있다.
국제석유공학회(SPE, Society of Petroleum Engineers)를 중심으로 매장량과 유사한 개념의 이산화탄소 지중저장량 평가시스템인 SRMS(CO2 storage resources management system)를 규정화(2017.07)하고 저장량평가 가이드라인을 공표(2022.07)하였다. 유가스전을 매입할 때 활용되던 매장량 규정이 이산화탄소 지중저장량 평가로 확장되는 점은 해외에서 지중저장소의 매입과 판매의 가치평가 기준이 될 수 있음을 의미한다. 수소 가치사슬과 탄소중립과 연관된 다양한 해외사업 기회(예, 온실가스 지중저장소, 수소 지중저장소, 운송용 파이프라인 등)가 열릴 것으로 보인다. 예를 들어, 우리나라는 해외 청정수소 개발부터 운송 ․ 저장, 활용을 위한 청정수소 가치사슬 5개 프로젝트(H2 STAR Project)를 진행하고, 해외 청정수소 도입을 계획하고 있다(Cheon, 2022; Lee et al., 2021; Oh et al., 2023). 2023년 6월에 포스코홀딩스 주도의 글로벌 콘소시엄이 중동의 오만에서 그린수소 개발 사업권을 확보하였다. 8.6조원을 투자하여 2030년부터 연간 22만 톤의 그린수소를 생산해 암모니아로 합성 후 국내에 도입하는 해외수소개발 사업은 시사하는 바가 크다.
화석에너지중심의 해외자원개발이 수소를 포함하는 해외에너지개발로 확장되고 있다. 국내 퇴적분지는 해외에 비해 규모가 상대적으로 작고 저장효율도 크게 우수하지 않을 수 있다. 국내의 유가스전 또는 염대수층 기반의 CCUS 활용도 현 시점에서는 여의치 않은 편이다. 우리나라는 석유화학, 제철, 시멘트 등 탄소다배출 산업구조를 갖추고 있으며, 단기간 내 이 산업구조가 독자적인 개선을 통해 저탄소환경으로 탈바꿈하기 어렵다. 이 과정에서 국내에 필요한 청정에너지는 수입으로 보완할 것이다. 그래서, 해외 CCUS, 수소공급원의 확대를 중심으로 해외자원개발이 해외에너지개발, 에너지인프라개발로 확장할 시점이라는 점은 당연한 추론이다.
해외 수소 수입은 에너지안보를 위한 자원개발의 확장
러시아-우크라이나 전쟁의 장기화로 유럽을 중심으로 에너지안보 요구가 증가하고 있다. 안정적인 자원의 공급을 위해 국가마다 자원민족주의와 수출입 다변화 정책을 시도하고 있다(IEA, 2022). 우리나라는 2050년 수소공급량 목표(년 2,790만 톤) 가운데 82.1%인 2,290만 톤의 수소를 해외에서 도입할 계획이다. 해외 수소의 수입량이 급증하고 수입의존도가 증가(2030년 50.3%; 2050년 82.1%)할 것으로 예상되면서, 수소는 에너지안보를 위한 해외자원으로 평가할 수 있다.
에너지안보 측면에서는 국내 실정에 맞는 에너지 믹스의 구성이 필요하며, 재생에너지 시대에서도 에너지 자급이 어려움을 고려하여 신재생에너지 자원이 풍부한 국가에서의 해외에너지자원개발을 보다 적극 추진해야 한다. 태양광, 풍력 등과 같은 재생에너지 도입을 선점하는 것이 미래 경쟁력 확보의 측면에서 중요하다. 우리나라는 천연가스를 생산국에서 액화해서 수입하는 가치사슬이 이미 구축되어 있고, 관련 기술과 경험이 풍부한 국가이다. 석유가스 사업을 통하여 축적한 광권 계약, 인프라 건설 및 운송, 지중저장 등의 전주기에 걸친 경험을 보유하고 있기 때문에, 해외사업 추진에 장점을 갖고 있다. 그리고, 수소의 수출예상국(칠레, 호주, 중동 등)이 전통적으로 유가스자원의 생산 및 수출국이므로 계약 및 법제부분에서 에너지자원공학이 중요한 역할을 선점할 수 있다.
해외 수소사업은 수소 가치사슬(생산-운송-저장-활용)의 측면에서 패키지형 사업이다. 포스코그룹의 오만 그린수소사업을 주목할 필요가 있다. 오만은 삼성엔지니어링을 비롯한 국내 기업들이 석유화학 플랜트를 건설한 경험이 있고, 천연가스 생산 및 수출로 그린수소 프로젝트 사업장 주변에 도로, 항만 등 기존 인프라가 있어서 재생에너지 단지 조성에 유리하다. 오만 그린수소 프로젝트에서 알 수 있듯이 수소개발 프로젝트도 전통에너지인 천연가스 개발 과정도 유사하다. 오만 프로젝트의 투자규모에서 알 수 있듯이 2050년 국내 기술자본으로 개발해서 도입할 17백만 톤 규모의 청정수소를 개발하기 위해서는 약 600조원 규모의 초기 투자비가 소요됨을 알 수 있다.
1983년에 한국가스공사를 설립하여 해외로부터의 천연가스 도입을 시작한 이래 2022년 기준 약 46백만 톤의 천연가스를 사용하고 있다. 이미 40년 동안 가스라는 기체 에너지의 개발, 생산, 도입 및 활용 등 전 주기적 경험을 축적하였다. 주요 LNG도입 항만 시설을 포함한 전국에 걸친 방대한 천연가스 인프라는 수소경제의 마중물로써 충분히 활용될 것이다. 석유와 가스 자원의 지중저장의 경험은 수소의 대규모, 장기 저장기술로 확장할 수 있는 점은 매력적인 강점이다. 친환경성을 평가하는 응용지질, 지화학과 누출위험 감지와 부지선정과 관련한 물리탐사, 응용지질, 지화학 분야의 전망도 밝다. 자원경영경제가 에너지경영경제로의 전환도 용이하다. 가스안전공학을 확장한 수소안전 분야로의 진입도 필요하다. 석유개발회사가 바뀌어가는 것처럼 상류부문 중심의 에너지생산공학을 중류와 하류, 다양한 에너지원을 다루는 종합적 에너지공학으로의 탈바꿈할 시점이다.
결 론
기후변화대응과 수소경제는 에너지자원공학의 변화를 요구하고 있다. 미래에너지는 친환경, 사용편의성, 저비용고효율, 다활용성이어야 한다는 점은 명확하다. 가까운 미래에도 에너지원의 대부분은 화석에너지가 차지할 것이라는 전망에 안주하여서는 에너지전환의 시대에서 도태될 수 밖에 없다. 과거 석유개발기업이 석유자원을 포기하는 것이 아니라 화석에너지, 신재생에너지를 모두 망라하는 ESG경영의 종합에너지기업으로 변모하고 있다. 메이저 오일회사가 오일머니를 신재생에너지, 수소산업에 투자하는 점은 시사점이 크다. 이와 같은 시대적 흐름에서 에너지자원공학은 미래에너지 시대의 주도적인 역할을 위해 다양한 변화와 적극적인 융복합 연구를 시도할 때이다.
해외자원개발의 경험을 바탕으로 수소개발을 넘어 해외에너지개발로 확장하는 것이 수소경제를 위한 에너지자원공학의 역할이다. 수소경제는 생산-운송-활용-저장이 모두 아우러진 종합적 에너지가치사슬이며, 실현가능성이 높은 미래 에너지시장이다. 에너지자원공학은 수소경제의 중요한 축을 차지할 수 있는 역량과 경험을 갖추고 있다.
