[신년특집좌담] 청정수소발전입찰시장, 어떻게 가야 하나

[이투뉴스] 신재생에너지공급의무화(RPS) 제도로 운영되던 수소연료전지 발전사업이 지난해 처음 일반수소시장으로 편입돼 상·하반기 두 차례 입찰을 가졌다. RPS 대비 발전단가는 약 12% 하락했고, 수도권 비중은 63%에 달했다. 국내 주기기사 비중도 60%를 기록했다. 처음 문을 열어젖힌 일반수소시장이 단가 하락, 분산전원 확대, 국내산업 기여 측면에서 일단 합격점을 받았다. 올해는 청정수소를 활용한 수소 전소·혼소 발전기를 대상으로 전 세계 최초의 청정수소발전 입찰시장이 개설된다. 이미 큰 방향의 제도설계는 끝났고, 산·학·연 의견수렴도 어느 정도 마무리된 상태다. 한국은 미래 수소경제 사회를 향해 아무도 가본 적 없는 길을 걷고 있다. 여기에 대해선 기대와 우려가 교차한다. <이투뉴스>는 지난달 18일 '청정수소발전입찰시장, 어떻게 가야하나'란 주제로 신년특집 좌담회를 열어 입찰시장에 대한 그간의 성과를 정리해보고, 차기시장에 관한 전문가들의 의견을 청취했다.

[진행] 이상복 이투뉴스 부국장 (이하 ‘-’) 수소발전시장의 주요경과를 설명해 달라.

옥기열 전력거래소 시장혁신처 처장 “2022년 수소법이 개정되면서 RPS에서 분리돼 REC시장과는 근본적으로 다른 개념에서 출발했다. 인증서가 아니라 구매자의 구매 의무를 직접화 했고, 장기투자 옥션을 통해 경쟁기반을 조성했다. 수소발전의 수요를 창출, 수소산업을 지지한다는 목표도 제시했다. 연료전지 일반수소시장은 경쟁을 유발해 비용절감을 유도하고, 비가격 지표로 분산전원도 정착시켰다. 내부 평가로는 정책목표를 무난히 달성했다고 보고 있다. 향후 개선방향 검토는 필요하다. 청정수소발전시장은 기본설계 방향을 마련했고 마무리 단계다. 1월까지 서둘러 확정해야 한다. 정부 목표대로라면 내년에 시장을 개설한다. 수소가 당분간 해외도입이 불가피하다는 측면에서 도입을 준비하고 가격입찰이 진행되려면 최소한의 시간이 필요하다. 6개월 정도 잡고 있지만, 여유가 없는 건 사실이다.”

- 수소시장 육성을 바라보는 시선은 여러 갈래다. 선행정책의 의의는

양태현 에너지기술연구원 책임연구원(K-수소사업추진단장) “탄소중립에 있어 수소는 ‘마무리 투수’다. 수소는 풍부하지만, 만들기 위한 경제적 부담은 아직 크다. 기술이나 인프라가 갖춰지기까지 시간도 상당히 걸릴 거다. 하지만 2050년대 에너지수요의 60% 가량은 전기가 감당할 것이고 대부분은 재생에너지일 것이다. 재생에너지의 간헐성과 변동성은 수소가 해결해 줄 수 있다. 에너지저장기능, 발전기능, 제품 원료로도 쓸 수 있다. 2050년 기준 수소비중은 에너지원의 최대 15%를 차지할 것이란 예측이 있다. 유럽은 장주기 에너지저장 관점에서 수소의 가능성을 보고 있다. 우리도 재생에너지가 확대되면 변동성을 백업할 무탄소연료가 필요한데 수소와 그린암모니아가 그 역할을 할 수 있다. 국내 수소기술은 활용 쪽은 수준이 높은데, 생산이나 저장은 선진국과의 격차가 있다. 하지만 출발점이 얼마 차이가 나지 않아 얼마나 빨리 인프라를 깔고 경험을 쌓느냐에 따라 얼마든 추월이 가능하다. 우리 수소는 우리가 만들고 우리가 직접 가져와 우리기술로 쓴다는 정책 방향은 맞다. 정부투자도 필요하지만 기업투자도 뒷받침 돼야 한다.”

조홍종 단국대 경제학과 교수 (입찰시장위원) “수소가 미래에너지원이 될 거란 건 명백하다. 탄소중립 과정에 전기의 비중은 최종에너지의 20% 정도다. 나머지 중 열이 50%이고, 수송이 30%이다. 전기분야면 얘기해선 답이 안 나온다. 열에너지를 효율적이고 저렴하게 쓸 방법은 무엇일까. 탄소를 안 태운다면 대안을 찾아야 한다. 전기로 열을 생산하면 효율이 35%에 불과하다. 전기로 열과 수송을 해결하면 비용이 엄청 는다. 결국 에너지밀도가 아주 높은 에너지를 태워야만 한다. 그게 액화수소다. 덩치 큰 운송수단인 비행기와 선박이 무탄소 장거리 운행을 위해 결국 수소를 사용하는 시점이 올 거다. 기존의 RPS는 발전사에 할당을 주는 무한 보조금 형태여서 문제가 생겼다. 정책에 구멍이 많았다. 그걸 보완하기 위해 도입한 게 수소발전입찰시장이다. 앞으로 정산제도에 상한을 만들어 기술개발과 가격인하를 유도해야 한다. 또 계통 등의 인프라를 확대하면서 입지에 대한 자격요건을 갖춰야 하고, 계통에 어떤 부담을 주는지 거버넌스가 있어야 시민들이 전기료 인상을 수용할 수 있게 된다. 일전에 수소 수요자와 공급자를 모두 불러 수급계획을 세운 적이 있다. 수요자는 값싸게 공급해달라고, 공급자는 수요를 안정적으로 만들어 달라고 요구하더라. 누군가는 독립된 변수를 만들어줘야 한다. 그 첫 번째를 끊는 지점이 청정수소발전의무화(CHPS) 물량이 될 거다.”

- 수소는 정말 다루기 까다롭다. 여전히 높은 가격도 장벽이다.

양태현 “수소를 만드는 방법은 그레이, 블루, 그린 등으로 확정돼 있다. 규모 확대가 안 되다보니 너무 많은 에너지와 비용이 든다. 가격이 점차 떨어지면 사용량은 증가할 거다. 현재의 그린수소는 kg당 1만원이 훨씬 웃돈다. 그레이가 2000~3000원 수준이다. 재생에너지(그린)는 모로코에서 생산하면 3000원도 가능하다. 앞으로 그런 곳에서 만들어져 수입 될거다. 문제는 수요와 공급 양쪽에서 모두 준비돼야 한다. 생산 쪽에선 투자만하면 만들 순 있지만 누군가 사줘야 한다. 한국, 중국, 일본 등 동북아가 가장 큰 수요처가 될 것이다. 파이프라인이 먼저 깔리는 쪽의 시장이 먼저 치고 나갈 거다. 한·일은 인프라가 부족해 시간이 좀 더 걸릴 듯 하다. 정착까지 10년은 걸릴 거다. 인프라성 투자라 글로벌 석유회사나 국가가 해야 하고, 그래도 시간이 필요하다.”

- 석탄발전이 주력인 발전공기업도 전담팀을 신설하고 뛰어들었는데

김용기 동서발전 에너지혁신처 처장 “글로벌 에너지전환은 거스를 수 없는 흐름이다. 호주, 칠레, 중동 위주로 전 세계에서 380개 대형 수소생산 프로젝트가 진행되고 있다. 대부분이 한국과 일본 수요처를 찾고 있다. 시기와 구체적인 양을 묻고 있다. 발전사 입장에서는 나름대로 NDC 맞춰 석탄과 LNG, 수소 혼소·전소에 이르는 전환을 차질 없이 이어가고 있다. CHPS는 그 견인차 역할을 하고 있다. 초기 인센티브가 없으면 민간은 사업화를 주저한다. 사업화는 수익성을 전제할 수밖에 없고, 경제성도 중요하다. CHPS로 가면 경쟁입찰인데, 낙찰돼 고정비나 변동비를 보전할 수 있는 구도라면 충분히 장기 PPA계약으로 가져갈 수 있다. 수소로 가기 위한 세계 최초 시장개설이란 시그날 측면에서 출발은 좋아 보인다.”

- 정부의 산업 육성 의지는 확고부동한가

옥기열 “정부 국정과제에 ‘세계 1등 수소산업육성’이 포함돼 있다. 일반수소가 1300GWh였지만, 내년은 6500GWh로 입찰한다. 강하게 밀고 있다. 세계 최초 CHPS는 여러 의미가 있다. 우리는 재생에너지만으론 어려우니 수소발전이 한축을 담당해야 한다는 전원믹스적 고려다. 다른 나라가 강조하는 석유화학·제철 등의 산업용을 조기에 수소기반으로 바꾸기는 어려울 거다. 따라서 어느 정도 저탄소 전원으로서 수소가 필요한 상황이고, 수소발전 통해 초기 수소산업에 대한 수요기반을 만들어 준다는데 의의가 있다. 다만 발전량에 대한 향후 믹스정책 변화는 수소발전에 있어 불확실성과 리스크를 키우는 요인이다. 최근에 가장 큰 영향을 주는 건 송전여건이다. 갈수록 전체 에너지믹스에 대한 송전의 영향은 커질 것이다. 상당히 우려되는 상황이다. 특히 대단위 발전단지는 엄청난 불확실성을 초래할 수 있다.”

- 초기 시장 참여자로 현 시장 여건을 어떻게 보고 있나

김용학 롯데케미칼 수소에너지부문장 (롯데SK에너루트 대표) “전통 석유화학기업으로서 이번에 수소에너지사업단을 만들면서 에너지사업에 처음 진출했다. 발전사업보다는 우리가 잘 할 수 있는 연료공급에 주력하고 있다. 발전사(수요자)나 정부기관을 만나면 공급이 제대로 될 것이냐는 질문을 많이 받는다. 열심히 해외사이트를 개발했는데, 한 곳당 보통 20억~30억 달러 정도의 대규모 투자가 수반된다. 공급 자체는 걱정하지 않아도 된다. 수요가 없으면 투자비를 날리는 것 아니냐는 우려가 있을 뿐이다. 결국 닭이 먼저냐, 달걀이 먼저냐의 문제다. 누군가 출발점을 만들어줘야 하는데 아직은 정부밖에 답이 없다고 본다. 청정수소발전제도로 본격적인 수소암모니아 사업의 촉매는 마련됐다고 본다. 다만 경쟁입찰이다보니 기업의 리스크가 많다. 컨트롤 할 수 있는 리스크는 해외개발과 인허가, 투자비, 일정관리 등이다. 반대로 컨트롤이 어려운 리스크는 블루·그린암모니아를 개발하려고 할 때의 가스가격 등 변동성이다. 리스크를 반영하면 가격이 뛰고, 누군가 조절해주면 저렴하게 할 수 있다. 또 환율리스크와 발전사의 가동률이 제어하기 어려운 리스크다. 제도설계 시 그런 부분을 배려해 주면 가격을 상당히 낮출 수 있다.”

- 6월 시장개설 일정을 고려하면 시간이 빠듯한데, 이같은 의견에 대한 견해는

옥기열 “설명회 때 쟁점은 대부분 다뤘다. 개별기업이 흡수 불가능한 리스크가 수소 수요일 것이다. 초창기 정책적으로 육성해야 하는 시장이어서 차질 없이 갈거라 본다. 다만 암모니아를 초창기에 도입할 수밖에 없다면, 가격변동성은 흡수하는 게 맞는다. 고민했던 건 초창기 청정수소가 그린이냐 블루냐에 따라 블루는 화석에너지 기반이라 국제적으로 활성화된 가격인덱스를 쓰는 게 타당하다고 봤다. 그린위주로 간다면 어차피 재생에너지 투자 위주니 오히려 인덱스가 없는 게 맞다. 결론은 내년 초장기 청정수소발전에 대한 정책방향은 굳이 그린에 대해 특별히 고려하지 않겠다는 측면이다. 기본방향은 연료비에 대해 인덱스를 설정하는 쪽으로 갈 거다. 국제적으로 신뢰할 만한 인덱스를 써서 적정하게 가중하는 부분은 용인이 될 거다. 환율리스크는 고려하지 않고 있다. 낙찰가격이 소비자 부담으로 전가되기 때문이다. 발전기가동률은 어려운 요소인데, 재생에너지와도 관련이 깊고 전력시장개편 방향과도 관계가 있다. 결국은 송전망에 대한 입지 책임을 누가 지게 할거냐의 문제다. 송전이 매우 제한적인 환경 아래서 발전소가 입지를 맞출 수밖에 없다. CHPS도 발전소가 입지를 찾아야 한다는 관점을 가져갈 거다. 청정수소에 대해서는 지역 쿼터시장보다 전국 경쟁시장으로 가되 송전여건에 대해 어느 정도 비가격점수를 고려할 생각이다. 사업자들은 가동률을 확실히 해주면 좋겠다고 하지만, 수용할 수 없는 가동률을 제외한 가동률 상한 아래서 각 사가 입지에 맞는 발전량을 입찰해야 한다는 원칙을 가져갈거다. 가동률상한이 필요한 또다른 이유는 초창기는 혼소 위주로 갈 수밖에 없어서다. 열량이든 석탄암모니아든 20% 밖에 혼소가 안된다. 탄소비중이 매우 높아 가동률을 높게 보장하면 오히려 총배출량이 증가해 사회적으로 받아들일 수 없는 상황이 된다. 송전제약이 없는 지역일수록 최대 가동률에 맞춰 입찰이 가능할 거다.”

- 청정수소는 아직 비싸고 한전 적자와 맞물려 국민 수용성도 생각하지 않을 수 없다.

조홍종 “결국은 청정성과 경제성의 트레이드오프(trade off)다. 현재 한전 재무상황을 보면 발전단가를 더 높이거나 전기료에 부담을 주는 건 쉽지 않다. 정부입장에서의 선택은 재원조절이다. 물량을 정해 놨지만 시장에 얼마를 태울 것인가, 한전 부담을 가중하지 않으며 다른 기금으로 할 방법은 뭔지 생각하지 않을 수 없다. 물량을 재원의 양으로 조절할 가능성도 충분하다. 발전사 입장에선 굉장히 큰 리스크인 동시에 투자사들에게는 커다란 정책 불확실성이다. 그래서 재원이 빨리 확정돼야 한다. 하루빨리 청정인증제에 대한 보조금 수준도 결정해야 한다. 어디까지를 청정으로 볼지, 보조금은 얼마가 될지 판단해 투자를 결정토록 해야한다. 누군가 도대체 수소에 왜 그렇게 많은 돈을 태우냐고 묻는다면, 나는 이건 국가가 미래 비즈니스를 뭐라고 생각하느냐에 대한 문제라고 답한다. 수소나 암모니아 기술은 선행산업과 후행산업 모두에게 자극을 줄 수 있는 비즈니스다. 특히 산업쪽 열을 다루는 철강이나 석유화학은 수소없이 앞으로 사업이 어렵다. 그렇기에 발전시장이 마중물이다. 결국은 돈 문제다. 누가 얼마를 낼 거냐를 정해야 수소시장의 성패도 결정된다. 롯데의 경우 암모니아 크래킹설비가 없으면 발전시장에 못판다. 누구 돈으로 구축할지 논의해야 하는 상황이다. 미국의 경우 IRA로 kg당 보조금을 3달러 준다. 2030년이 되면 텍사스 풍력발전으로 생산된 수소는 마이너스 가격이 나올 수 있다. 그래서 7개 허브를 만들고 있고, 운송수단과 산업단지에 수소공급을 하겠다는 거다. 나라가 재정을 투자할 때는 이 보조금이 미래 경제성장동력으로 이어질 수 있겠냐는 관점에서 해야 한다. 자신이 없다면 하면 안 된다.”

- 해외서 직접 프로젝트를 개발하면서 체감하는 시장 분위기가 궁금하다

김용학 “최근 2년간 접촉하고 협의한 해외 개발 프로젝트가 20~30개다. 글로벌로는 너무 수가 많고 단계도 다양하다. 초기개발프로젝트(FEED)가 어느 정도 완료된 곳, 최종투자결정(FID)을 해서 진행하는 곳도 몇 군데다. 타당성조사(FS) 단계는 수백 곳이다. 전체적으로 200여곳 정도 된다. 미국에선 세어본 것만 37개다. 내후년 이중 FID까지 갈 곳은 10여개 정도다. 많은 사이트들이 한·중·일과 유럽을 보고 있다. 과거 천연가스는 공급자가 수요자를 컨트롤하는 분위기였다면, 수소는 그렇지 않다. 오히려 한·일 유럽이 수요를 들고 줄 세울 여건은 된다. 중동 국가는 과거 관행이 있어 한국업체를 줄 세우려는 경향이 있다. 미국도 IRA나 자기들 제조원가가 저렴하니 선별하려는 경향을 보인다. 그대로 말려들어 제안대로 가는 국내기업이 있는가 하면, 오히려 휘어잡고 가는 회사도 있다. 200~300개 프로젝트 중 10개만 국내기업이 주도권을 갖고 가면 현재 여건에서 가장 저렴한 암모니아를 한국으로 들여올 여건들이 충분히 성숙돼 있다고 본다. 아쉬운 건 우리가 개발한 게 그린도 있고 블루도 있는데 80% 정도의 도입시기가 2029년 이후이고 블루 비중이 많다. 내년 CHPS에서 경쟁할 만한 규모는 된다. 장기적으로 보면, 블루의 경우 앞으로 가격이 내려갈 여지는 그다지 높지 않다. 천연가스에 연동되고 거기에 들어가는 암모니아 합성법이 이미 세팅돼 있어 기술개발의 여지도 별로 없다. 반면 그린의 경우 향후 재생에너지 가격하락 여지가 커 끊임없이 가격이 떨어질 거라 본다. 규모의 경제가 있어야 선순환이 일어나므로 입찰 때 그린에 대한 배려가 작게라도 있다면 좋겠다. 석탄발전은 암모니아를 혼소해야 하는데 크래킹이란 또 다른 비용으로 쉽진 않을거라 생각한다. 그럼에도 일정 물량을 배려해주면 크래킹 기술개발과 좋은 원가절감 아이디어들이 나와 가격이 하락할 거다. 최근 설명회에서는 암모니아 석탄혼소 쪽으로 운동장이 기운 느낌을 받았는데, 그린 암모니아나 가스혼소도 일정 배려해주면 좋지 않을까 한다.”

옥기열 “정책적으론 일단 시장 출범 자체를 중시하고 있다. 그래야 이것저것 챙길 수 있다. 첫해인 2024년은 일단 경제성을 중시할 거다. 수소나 암모니아가 싼 것부터 시작해 다음에 좀 더 비쌀 수밖에 없는 그린이나 전소로 가야한다는 측면이 있다. 그래서 그린수소나 선순위 물량은 아직 고려하지 않고 있다. 당분간 암모니아 중심일 수밖에 없는 상황에서 해외도입 그린암모니아가 어떤 편익을 줄 수 있을지는 의문이 있다. 천연가스 수소혼소 및 석탄암모니아 혼소에 대해 끊임없이 검토하고 있는데, 일단 혼소 중심으로 갈 수밖에 없다. 수소터빈과 석탄암모니아 전소 쪽도 검토하는데, 실무자들 판단은 해볼만하다이다. 배출권 정책과도 관련이 깊다. 단일BM이 되면 천연가스와 수소혼소가 석탄암모니아 대비 이점을 갖게 되는 측면이 있다. 사업자들의 전략적 입찰을 배척만 할 것도 아닌 게 대규모 발전사들은 석탄화력을 LNG로 대체하고 있어 결국 석탄암모니아 혼소를 하고 뒤이어 크래킹한 뒤 LNG 수소혼소를 할 수 있다. 어떤 게 정답이라 말할 순 없다. 시장을 억지로 구분하지 않더라도 결국 암모니아와 LNG는 충분히 양립해 갈 수 있다고 본다.”

- 일반수소시장으로 돌아가 동서발전은 상·하반기 입찰에 모두 참여했는데 성과는

김용기 “올해 상반기가 첫 시도였다. 기본적으로 경쟁사에 대한 정보부족으로 상반기에는 발전사들이 모두 탈락했다. 하반기 입찰에선 상반기 전략에 대한 실패 요인을 분석해 계통 접속점을 변경하고 연료전지 제조사와의 단가인하 협의, LTSA(장기유지보수계약) 비용 절감 등을 통해 전체 물량의 46.6%를 동서발전이 확보했다. 일반 입찰시장은 국산 외산 제조사 할 것 없이 나름대로 경쟁력을 높이기 위해 무던히 애쓰는 게 보였다. 제작사와의 협상에서 우위에 서면서 숨겨진 비용 등을 경쟁으로 인하하는 효과를 거뒀다. 애로사항은 낙찰되면 7일 이내에 계약을 해야 하는데, 그 기간에 전기사업허가를 받지 못한 경우가 있었다. 계약기간을 조금 더 주면 좋겠다. 연료전지 역시 앞으로는 계통과 접속점이 상당히 중요하다. 발전사업허가 제출 때 승산이 없는 위치라고 미리 알게 되면 아예 사업허가를 내지 않을 수도 있다고 본다.”

- 발전원을 가리지 않고 지역수용성 확보는 갈수록 어려운 문제다

조홍종 “과거엔 발전소를 지을 때 1% 이자로 3~5년 안에 건설했다면, 지금은 5% 이자로 수용성도 챙기면서 건설해도 10년이 걸릴 수 있는 상황이다. 30년 가동할 발전소를 60년 돌려야 겨우 수익이 될까말까한 여건이다. 연료전지도 마찬가지다. 입지를 확보하지 못한 발전소에 사업허가를 줘봐야 경제성이 안 나온다. 한전이 10차 장기송변전계획으로 건설할 물량이 15년간 59조원 규모다. 매년 4~5조원을 투입해야 한다. 부지 없이 10년이 걸릴지 20년이 걸릴지 모른다. 앞으로는 계통이 최우선이다. 분산전원으로 갈 수밖에 없다. 정부가 첨단산업단지 20곳을 발표했다. 용인에 300조원 반도체가 들어간다는데 RE100이 되나, 열공급이 되나, 용수공급이 되나. 인프라 투자를 다시 하다보면 300조원이 아니라 400조원이 들 수 있다.”

- 연료전지를 바라보는 시선이 그다지 호의적이진 않다.

양태현 “탄소중립 개념이 나오기 전엔 다양한 연료로 고효율 발전이 가능하다고 얘기했었다. 또 설치면적이 작아 분산형으로 적합하다고 했다. 이제는 수소를 연료로 써야하는 시점이 됐다. 수소에 가장 적합한 발전원은 연료전지다. 효율도 효율이지만 전기화학반응을 이용해 유해물질이 나오지 않는다. 혹자들은 500MW급 가스터빈과 비교하는데, 복합발전의 효율은 60% 정도다. 하지만 연료전지를 500MW로 만드는 건 난센스다. 단위모듈이 400kW 정도라 20MW도 적지 않다. 그 정도 규모에선 최고효율이다. PAFC가 42%, SOFC가 60% 정도 나온다. 도심형 분산발전원으로는 동급에서 최적이다. 연료전지는 대용량으로 많이 건설하면 안된다. 소규모로 분산화해야 경제성이 있다. 경직성 전원이란 비판이 있는데, 종류에 따라 출력조절 능력이 다르다. 온도가 낮은 연료전지는 가능하고 SOFC는 어렵다. 연료만 수소로 바뀌면 개질기가 필요 없어 수소 투입량에 따라 반응 속도가 빠르게 달라진다. 경직성 전원은 옛 얘기다. 다만 기존처럼 천연가스를 개질해 쓸 땐 나또한 부하주종이 안된다고 말했다. 정작 연료전지의 가장 큰 문제는 비싸다는 거다. 제조사들이 가격을 점점 낮춰야 하는데 아직까지 양산을 통한 가격 인하를 못하고 있다. 그러면 결국 시장에서 소멸된다. 경제성을 스스로 만들어야지 정부더라 만들어달라고 하면 곤란하다. 발전용과 달리 소형 건물용은 유럽이나 일본에서의 성장세가 가파르다. 어느 순간 한국이 건물용 2위 자리를 독일에 내줬다. 너무 정책에만 의존하고 안주해 경쟁력을 확보하지 못한 탓이다. 전기료가 너무 저렴한 것도 원인이다. 연료전지를 입찰시장으로 내 몬 것은 가격을 떨어뜨리고 경쟁력 확보한다는 측면에서 잘한 일이다. 앞으로 연료전지든 CHPS든 경쟁력은 배관망과 공급망에 의해 좌우될 거다. 수소든 암모니아든 터미널에서 배관망이 깔려 나와야 하는데 보급시기상 기지 주변에서만 CHPS가 일어날 확률이 높아 보인다. 도시가스 배관망까지는 아니더라도 대도시 인수기지에서 대도시까지의 망은 서둘러 설치해야 한다. 그래야 발전에서 산업과 수송까지 혜택을 받을 수 있다.”

김용기 “사업비를 보면 연료전지가 MW당 50억원 정도라면 수소터빈은 10억원 정도이고 LCOE도 2배 정도 높다. 수소터빈과 연료전지는 역할자체가 다르다. 수소터빈은 대규모 계통의 안정성 측면에서, 연료전지는 도심에서의 설치 용이성과 하수슬러지나 부생수소 연계로서의 쓰임이 좋다. 분산전원으로서 충분히 마중물 역할을 할 수 있다. 수요가 줄지 않을 거라고 본다.”

옥기열 “실제 경직성 전원은 따로 있다. 입찰시장에서 유연성 요건을 LNG 수준으로 넣었는데, 심사해보면 거의 그런 능력을 만족한다. PAFC 경우는 에너지출력에 대한 램핑이나 최소출력 유연성이 화력을 압도한다. SOFC 경우는 반복적인 주파수 제어는 못하지만 시간대별 변동은 화력발전기만큼 해낸다. 내년 연료전지 입찰시장에선 비가격 요건에서 빼고 최소요건으로만 넣을 예정이다. 연료전지는 분산전원으로의 장점 외에도 주거지 인근에 가능한 정지형 기기란 강점이 있다. 회전기기는 아무리 소규모라도 주거지 인근에 현실적으로 어렵다.”

- 재생에너지 비중도 낮은 나라가 수소를 너무 서두르는 것 아니냐는 지적도 있다.

김용학 “수소경제는 초기엔 발전으로 시작해 수송용과 선박용 벙커링 시장이 그 다음에 열리고, 이후 산업용 시장으로 확대될 거다. 발전에서 규모의 경제를 이룬 회사나 나라가 이 시장의 주도권을 잡을 거라 본다. 발전은 정부의지만 있으면 CHPS 제도를 통해 내년부터라도 20년대 중후반을 기대할 수 있다. 수송용은 2030년에나 시장이 개화되고, 해상규제 강화 측면에 이후 시장수요가 폭발할 거라고 예상한다. 2030년 이후가 타깃이고, 그 전까지는 규모의 경제를 이루는 단계다. 정부가 제때 마중물을 붓는다면 민간기업도 한국에 머물지 않고 세계로 진출해 수송용이나 산업용으로 충분히 주도권 잡고 사업화 할 수 있다. 기술적 어려움은 극복을 못한 게 아니라 시간의 문제라고 본다. 예를 들어 암모니아 크래킹은 화학공정에서는 납사크래킹보다 훨씬 단순하다. 공정설계나 부산물처리도 암모니아가 훨씬 단순하다. 현재 암모니아 크래킹 기술을 보유한 기업들은 그저 수요가 없어서 안 했을 뿐이라고 말한다.”

- 청정수소시장 개설이 초읽기에 들어갔다. 꼭 챙겨야 할 부분은

양태현 “에기평 연료전지 PD 이후 모든 지역을 돌면서 주민설명회를 많이 다녀봤다. 과거에 비해 안전이나 무공해에 대한 이해가 많이 높아졌음을 느낀다. 앞으론 주민편익을 좀 더 높일 수 있는 방안을 찾아야 한다. 열과 발전을 모두 하는 열병합을 기본 모토로 열이용을 극대화하는 쪽에 연료전지가 초점을 맞춰야 한다고 생각한다.”

조홍종 “시장제도개편이 시급하다. 전력시장의 소매단이 완전히 막혀있다. 다른나라 전문가들과 얘기를 나누다 우리나라가 전국 단일요금이고 단일 판매사업자(한전)라고 하면 아직 그런 나라가 있냐며 깜짝 놀란다. 이젠 PBP(가격입찰) 소매시장에서 원가부터 연료조달, 수요공급까지 책임지면서 경쟁하는 발전사가 나와줘야 한다. 도매시장에서 지역요금제를 한다는데, 소매를 막아놓고 무슨 어불성설인가. 전기란 상품은 시간대별로 지리적으로 수요와 공급이 다를 수밖에 없다. 그걸 시장에서 소매요금에 반영할 수 있는 구조가 필요하다.”

김용기 “분산전원을 얘기했는데 현재 전력자립도가 낮은 지자체들과 발전사가 산단열병합 등을 추진하고 있다. 자연스럽게 그 방향으로 가고 있고, 그게 맞다. 발전사들의 고민은 기존에 운영 중인 발전소다. 석탄화력과 LNG가 혼소와 CHPS를 통해 자연스럽게 계통에 기여하고, 가장 경제적으로 오랫동안 발전했으면 하는 바람이다.”

김용학 “제도는 일정 준수가 중요하다. 올해 일반수소입찰시장을 상반기 고시한다고 했을 때도 안될 거라는 의구심들이 많았다. 결과적으로 일정대로 진행했다. 청정수소입찰의 경우 상반기에 한다고 선언했음에도 많은기업들은 어려울거라 얘기한다. 정부가 의지를 갖고 확실히 보여준다면 각자가 준비 할거라 본다. 시장에 대한 확실한 메시지가 중요하다.”

옥기열 “말씀대로 약속이행이 중요하다. 방향은 잡았으나 여전히 재고되고 있는 이슈는 있다. 가령 모든 기술별로 골고루 가야한다는 시장요구 등은 다 이루기는 어려울 거다. 경제적으로 주어진 일정 안에 첫단추를 잘 꿰도록 시장을 준비하겠다. 시장설계는 어느 정도 되어가지만 더 어려운 건 이후다. 청정수소가 순수 발전시장이 목적이 아니다 보니 과거 천연가스 시장에서의 교훈이 몇가지 있다. 도입계약의 경직성, 오픈 어세스, 밸런싱 미비, 허브항만 거래 등 정책적으로 입찰시장 개설과 병행해 다시 논의가 부분이 많다. 각자의 이해만 생각하면 국가적으로 결과가 좋지 않은 경우가 있다. 그런 것을 지혜롭게 풀어나가면 국정과제로 제시한 세계 1등 수소산업에 한발짝 다가설 수 있다고 믿는다.”

이상복 기자 lsb@e2news.com