기체/전력 등 형태의 에너지는 저장과 수송이 어려워
최근 대규모 에너지 인프라 투자 수요가 커지는 현상은 최종 에너지 소비에서 기체/전력 비중이 늘어나는 에너지 전환 트렌드와 관련
인류가 사용하는 최종 에너지(Final Energy)의 물리적 형태는 고체, 액체, 기체, 전력 등으로 나뉜다. 19세기까지는 고체인 석탄이 주요 에너지원이었던 시대다. 이 시기를 지나, 20세기 초 라커펠러(John D. Rockefeller)의 스탠더드 오일 (Standard Oil Company & Trust)이 본격적으로 석유의 산업화 시대를 연 이래, 인류는 아직까지 액체 에너지가 주류인 세상을 살고 있다.
그렇다면 석유가 최종 에너지 소비의 주역으로 오랜 기간 동안 지위를 유지할 수 있었던 배경은 무엇일까? 여러 가지 이유가 있겠으나, 상온에서 액체인 석유는 액상 그 자체로 에너지 밀도가 매우 높고 저장과 수송이 용이하다는 뚜렷한 장점이 있기 때문이다. 이는 생산 이후 저장과 수송 비용까지 감안해도 경제성이 높고, 상황에 따라 재고의 분배가 쉽게 이뤄져 지역 간 수급 편차가 비교적 빠르 게 해소된다는 특징으로 연결된다.
이와 달리 기체·전력 등 형태의 에너지원은 저장과 수송이 어렵다. 장거리 수송을 위해서는 대규모 배관망(Pipelines)이나 송배전망(T&D, Transmission & Distribution)과 같은 망(Network 혹은 Grid) 형태의 인프라 자산이 반드시 필요 하다. 최근 대규모 에너지 인프라자산에 대한 투자수요가 지속적으로 늘어나고 있는 현상은 최종 에너지 소비에서 기체와 전력 에너지의 비중이 늘어나고 있는 에너지 전환 트렌드와 관련이 깊다. 그런데 환경이나 민원·보상 등 측면의 다양 한 문제제기로 이들 인프라 건설 프로젝트도 점점 더 많은 시간과 비용이 소요 되고 법적 분쟁 또한 늘어나는 추세다.
기체는 장거리 해상 수송과정에서의 효율 즉 에너지 밀도를 높이기 위한 추가 공정이 필요하다. 천연가스 해상 수송을 위해 수출항에서 기체인 천연가스의 부피를 약 1/600로 줄인 액체(LNG, Liquefied Natural Gas)로 만드는 LNG액화터미널(LNG Liquefaction Terminal)은 이를 위한 필수 인프라 시설이다. 수입하는 수요지항에서 이를 다시 기체로 변환하기 위한 LNG재기화터미널(LNG Regasification Terminal) 역시 마찬가지다.
BESS(Battery ESS)처럼 전력을 충방전해 저장하기 위한 인프라 시설은 최근에서야 비로소 일부 선진국을 중심으로 보급되기 시작했다. 대부분 국가의 도매 전력 시장이 예상 전력수요에 맞춰 하루전(Day Ahead) 시장에서 전력량을 선도 (Forward) 거래하고 실시간(Real Time) 시장에서 정산하게끔 설계된 이유는 이런 저장 기능이 없었기 때문이다.
수소는 기체인 에너지원, 천연가스와 비교 및 수송, 저장체계 파악 필요
결국 최종 에너지 소비에서 기체와 전력 에너지의 비중이 늘어날수록, 거래허브의 가격이나 물량처럼 인덱스화된 데이터가 실제 시장에 대해 갖는 대표성은 크게 떨어질 수밖에 없다. 허브가 아닌 실제 지역간 물리적인 편차는 크게 벌어 질 가능성이 높다는 뜻이다. 이런 현상은 특히 인프라 대체투자에서 더 중요하다. 에너지 인프라 대체투자는 금융시장 내에서 인덱스화된 지표를 거래하는 게 아니라, 특정 지역에 소재한 실물자산이 에너지를 생산·수송·거래한 운용성과에 기반하기 때문이다.
앞으로 형성될 상용 수소프로젝트 시장에서 매우 중요한 변수는 저장 및 수송 체계다. 수소는 천연가스처럼 상온에서 ‘기체’ 상태인 에너지원이기 때문이다. 수소가 전통적인 기상(氣狀) 에너지인 천연가스와 어떤 점이 다른지, 그래서 인프라 자산 투자에 있어 어떤 고려가 필요한지 등에 중점을 두고 저장 및 수송 체계에 대해 살펴보자.
수소 수송의 과학
수소는 부피가 커, 수송 시 기존 LNG 등에 비해 운임 면에서 불리
수소를 수송하는 방법은 크게 세가지로 생각해볼 수 있다. 압축 혹은 액화해서 (1) 부피를 작게 만든 후 트럭이나, (2) 선박으로 수송하거나, (3) 기체 상태 그대로 파이프라인으로 수송하는 방법이다. 1 및 2의 방법은 기존 천연가스 운송 시 부피를 줄이기 위해 CNG(Compressed Natural Gas) 혹은 LNG(Liquefied Natural Gas) 형태로 만든 후 수송하는 방법과 유사하다. 그러나 수소(H2)의 물리∙화학적 성질은 천연가스(Methane, CH4)와 크게 달라, 고려해야 할 사항이 많다.
수소는 천연가스에 비해 비점(Boiling Point)이 매우 낮아, 천연가스 보다 액화하거나 액화 후 액상(液狀)으로 유지하기가 훨씬 더 어렵다. 또 수소는 분자량과 밀도가 매우 작아 기체 상태에서 질량 에너지밀도(kg 당 열량)가 매우 높은 반면, 부피 에너지밀도(리터 당 열량)는 매우 작다. 이에 따라 수소가 LNG와 같은 열량을 가지려면 LNG 대비 약 1,000~2,000배의 부피가 필요하고, 수소를 압축한 다고 하더라도 LNG에 비해 약 4배의 부피가 필요하다.
더 많은 에너지를 들여 수소를 추가로 압축 및 냉각해 액상인 액화수소(LH2, Liquefied Hydrogen)로 만들 경우에도, LNG의 약 2.5배 부피가 된다. 트럭이나 선박으로 수송할 경우, 자연기화(Boil-off) 등의 영향을 제외하더라도 LNG에 비해 운임 면에서 크게 불리할 수 밖에 없다.
수소 취성 현상으로 파이프 라인 소재 특성을 고도화하거나 소재 교체 필요, 투자비 규모 증가 불가피
그렇다면 파이프라인 수송이 실질적 대안이 될 수 있을까? 수소 파이프라인은 이미 설치된 기존 천연가스 배관망 인프라를 잘 활용하면 투자비 규모의 큰 절감이 가능해 더 매력적인 옵션이 될 수 있다.
그런데, 수소에 노출된 환경에서 장시간 기능하는 금속재료에서는 수소 취화 (Hydrogen Embrittlement)로 불리는 기계적 열화(Degradation) 현상이 흔히 발견된다. 분자상태의 수소는 금속에 침투할 수 없지만, 원자상태의 수소는 워낙 미세해 금속조직에 침투가 가능하다. 수소 수송을 위해 배관망의 압력을 높이면 원자의 수가 늘어나게 되는데, 이 수소원자가 파이프라인 소재인 금속(탄소강) 조직에 침투된다. 침투된 수소가 금속조직 내 탄소와 반응하면, 금속조직을 열화시켜 연성(Ductility)과 인장강도가 낮아지면서 장시간 후 금속이 깨지는 수소 취성(Brittleness) 발생의 원인이 되기 때문이다.
하지만, 배관망 내 압력이 높을수록 수송 효율은 높아진다. 따라서 고압 수소 수송에서 필연적으로 나타날 수 밖에 없는 취성을 막기 위해서는 파이프라인 소재인 강재의 특성을 고도화하거나 소재를 교체하는 방향으로 기술을 진화시킬 수 밖에 없다. 이는 곧 수소 파이프라인의 투자비 규모 증가를 불가피하게 하는 요인이다. 따라서 규모의 경제 효과, 해상수송과의 경쟁 등을 따졌을 때 2,000~3,000km 까지는 수소 파이프라인이 경제성을 갖출 수 있으나, 기존 천연 가스 파이프라인에 비해서는 다소 열악한 수준이다.
기존 천연가스 파이프라인의 수소 파이프라인 내 전환 프로젝트 활성화 가능성
독일의 경우, 2030년을 목표로 추진 중인 수소전략에서, 최종 1,200km 길이의 수소 파이프라인 중 1,100km은 기존 천연가스 배관망을 업그레이드하는 형태로 충당할 계획이다. 이 프로젝트를 위해 예상되는 단위 투자비는 km 당 약 55만 유로로, 총 프로젝트 투자비는 약 6.6억 유로에 달한다.
이 계획을 발표한 FNB Gas는 이 프로젝트의 수익성 확보와 금융조달을 위해 기존 대비 1% 이내의 파이프라인 이용요금(Grid Fee) 인상안을 잠정 제시한 상태다. 향후 다양한 형태의 기존 천연가스 배관망의 수소 파이프라인으로의 전환 프로젝트가 인프라 투자시장에 나올 가능성이 높다.
암모니아, 수소 운반체의 대안
암모니아는 액화수소 대비 에너지 밀도가 높아 효율적 수소 수송수단
결국 수소의 원거리 해상 수송을 위해서는 액화수소보다 부피가 작으면서도(밀도가 높은) 공정비용이 더 저렴한 방법이 필요하다. 이수요에 맞춰 최근 가장 많이 거론되는 방법이 암모니아(NH3)나 액체 유기화합물계 수소운반체(LOCH, Liquid Organic Hydrogen Carrier) 합성법이다.
수소는 매우 가볍고 반응성이 높은 원소이기 때문에 자연상태에서는 대부분 물(H2O)이나 메탄(CH4)처럼 화합물을 구성하는 원자 형태로 존재한다. 따라서 수소를 안정성이 높고 반응 시 탄소 배출이 없으면서 수소원자 비중이 높은 분자 형태의 화합물로 만들면 에너지 밀도를 높여 수송 효율을 개선할 수 있는데, 암모니아가 바로 이런 형태의 대표격이다.
비료 등 기존 산업기반도 갖춰 조기 효율화 가능하나, 수입지에서 암모니아 분해 비용이 높은 점은 단점
일반적인 기체 상태 수소의 밀도가 0.09kg/m3에 불과한데 반해, 암모니아 중 수소 밀도는 0.15kg/m3(암모니아 밀도는 0.86kg/m3)로 훨씬 높다. 이에 따라 1m3 의 암모니아는 같은 부피의 수소 대비 70%나 많은 수소를 포함한다. 암모니아를 액화할 경우 수소 밀도가 121kg/m3(액상 암모니아 밀도는 681.9kg/m3)로 크게 증가하는데, 이는 액화수소(LH2)의 약 1.7배에 달하는 높은 수준이다. LOHC로 거론되는 화합물의 하나인 메틸사이클로헥산(MCH, Methylcyclohexane)보다도 훨씬 높다.
암모니아의 비점은 섭씨 영하 33도에 불과해, 비점이 영하 253도에 달하는 수소에 비해 액화 공정의 용이성 및 수송 비용 절감 측면에서도 큰 이점이 있다. 뿐만 아니라, 암모니아는 수소 운반체이기 이전에 비료나 요소수 제조 용도로 이미 광범위한 산업기반을 갖추고 있어, 기존 제조 및 수송 인프라를 활용하면 공급 효율을 극대화할 수 있다.
그러나 최종 수요지에서 수소 사용을 위해서는 암모니아를 분해하는 화학공정을 통해 수소를 다시 분리, 재생산하는 과정이 필요하다. 결국 수출, 수송 이후 수입 소비지에서 수소를 사용하기까지 ‘암모니아 합성 화학반응(수소와 질소를 이용한 Haber-Bosch 합성, Hydrogenation) → 액화 → 수송 및 저장 → 재기화 → 암모니아 분해 화학반응(수소와 질소 분리, Dehydrogenation)’의 복잡한 과정을 치게 된다. 따라서 전체 공급사슬 관점에서의 총 비용 경쟁우위, 특히 액화수소 수출에서의 액화공정 및 수송 비용과의 상대 비교가 중요하다. 이 밖에도 암모니아는 강한 부식성으로 독성이 있고 고유의 자극적인 냄새를 갖기 때문에 취급과 규제에 민감한 점도 감안해야 한다.
수소 수송수단 별 경제성 비교
수소는 시장형성 초기부터 중장거래 교역 활성화 가능
최근까지 30여개 이상 국가에서 정부 주도로 다양한 수소 에너지 활용 전략이 추진 중인 반면, 중장기 전략산업으로써 수소 수출 육성을 천명한 국가는 호주와 칠레, 캐나다 등 소수에 불과하다. 그리고 이들 전략수출 국가는 태양광PV 등 상대적으로 우월한 신재생 발전이나 천연가스 생산여건을 갖는다는 공통점이 있다. 이를 감안하면, 탄소중립 에너지로써 수소는 시장형성 초기부터 국가 간 중장거리 교역이 활성화될 가능성이 높다. 이런 관점에서 현재 가장 유망한 수소 운반 수단으로써 암모니아와 액화수소 간 수송 경쟁우위 비교는 매우 중요하다.
높은 부피 에너지 밀도와 낮은 액화공정비가 장점인 암모니아는 성숙한 기존 산업을 기반으로 수송 및 교역 관련 인프라가 어느 정도 확충된 상태다. 글로벌 암모니아 생산량 중 수출 비중은 16%에 달한다. 한편, 암모니아는 수요지까지 수송한 후 이를 분해하는 화학반응(Dehydrogenation 혹은 Reconversion)을 통해 수소를 재생산해야 하는데 이 공정비용이 높은 점은 큰 단점이다.
액화수소와 암모니아 수송 간 경쟁 우위 확보 중요
반면, 액화수소는 수요지에서의 재기화 비용은 낮으나, 수출지에서의 액화공정과 액상수송 비용이 매우 높다. 비점이 섭씨 영하 253도에 달하는 수소는 장거리 수송 과정에서 액상 보존을 위해 진공 단열(High Vacuum Insulation) 등 기존 LNG 수송선(Polyurethane 폼 등 사용)과 상이한 고가의 단열성능이 필요한데, 이런 상용 인프라가 아직 갖춰지지 않았기 때문이다. 수소액화터미널 역시, 신규 건설 대비 50~60% 투자비 절감이 예상되는 기존 LNG액화터미널의 업그레이드가 주요 프로젝트 투자 대상이 될 수 있다.
암모니아 수송이 유리하나 인프라 규모 확대되면 액화수소와 경쟁 가능성, 기존 천연가스 인프라의 수소자산으로 전환 투자기회 대두 가능성
이와 관련, IHS는 중동 카타르에서 독일까지 해상운송에 해당하는 12,000km 거리를 최대 선적량 5만 입방미터(CBM) 선박으로 일 2,500톤의 수소를 수송하는 경우에 대해 시뮬레이션한 바 있다. 일 2,500톤의 수소 공급량이면 연간 수소 1백억 입방미터에 해당하며, 암모니아로는 연 5.3백만톤에 달하는 양이다.
이 결과 수소 kg 당 총수송비는 액화수소가 암모니아의 160% 이상에 달했다. 예상대로 높은 액화·액상수송 비용이 대부분을 차지했다. 그런데 수송 선박의 규모를 확대하면 결과가 크게 달라진다. 최대선적량 16만 입방미터(CBM) 선박을 사용 시, 총 수송비는 액화수소가 암모니아의 120%로 격차가 현격히 줄어든다.
결국 현재 주목받고 있는 암모니아의 수소 운반체로써의 가능성은 수소 액화 및 수송선 인프라 규모의 경제 미비와 수소 고유의 특징인 가연성(Flammability) 리스크 때문으로 보는 것이 옳다. 따라서 수소 액화 및 수송의 상용 인프라 규모가 본격적으로 커지고, 가연성에 대한 통제가 용이해지기 전까지는 원거리 수소 수 송에 있어 암모니아의 역할이 지속될 가능성이 높다. 그런 한편, 기존 천연가스 파이프라인과 LNG 액화터미널의 수소자산으로의 업그레이드 혹은 전환 프로젝트도 꾸준히 인프라 투자시장에 출회될 전망이다.
일각에서는 직접 암모니아 연료전지(DAFC, Direct Ammonia Fuel Cells), 특수 내연기관, 특수 가스터빈 등 암모니아를 분해하지 않고 직접 연료로 사용하는 방안도 제시되고 있다. 그러나 암모니아는 부식성이 강해 구리 등이 포함된 소재를 사용하기 어려워 장비 제조단가가 높아지고, 질소산화물(NOx)을 배출해 현실화 에는 많은 제약이 예상된다.
수소 수송시장 확대는 기존 천연가스 인프라 투자자에게도 기회
수소 수송시장 확대는 기존 천연가스 파이프라인 투자자들에 옵션가치化 가능성
향후 형성될 상용 수소 프로젝트 시장에서 저장 및 수송 체계는 매우 중요한 변수다. 이 부문에서 신규 인프라 프로젝트가 광범위하게 개발될 가능성이 높을 뿐 아니라, 천연가스 파이프라인이나 LNG액화터미널 같은 기존 인프라자산의 수소 자산화 업그레이드 투자수요도 다수 발생될 수 있기 때문이다.
최근 가장 유망한 수소 수송수단으로 암모니아가 대두되고 있으나, 수출입 경로나 수송 규모의 경제 확보 등 여부에 따라 액화수소와 경쟁 관계가 형성될 여지도 있다. 이 경우, 기존 인프라자산 업그레이드 프로젝트 투자자들의 관심은 액화터미널 보다는 파이프라인에 집중될 수 있다. 주요 수송루트를 확보하고 있는 현행 천연가스 파이프라인 자산지분 투자자들에게 추가적인 옵션가치가 될 수 있는 부분이다.
수소의 육상·해상 수송은 다양한 면에서 기존 천연가스나 LNG 수송과 유사해 참고할 점들이 있다. 그러나, 물리∙화학적 특성이 달라, 독성 및 가연성 관리, 액 화수소 수송선 단열두께 증가에 따른 선적부피 감소 등 기술적 측면의 유의점도 많다. 수소 운반체로써 암모니아 수송은 기존 산업과의 연계 및 기존자산 활용 여부에 따라 프로젝트 수익성 수준이 달라질 가능성이 있다. 향후 시장 전개에 따라 꾸준한 모니터링이 필요하다.
