녹색수소 도입을 위한 4가지 조건

Four conditions for the deployment of green hydrogen

녹색수소 도입을 위한 4가지 조건

 

Green hydrogen has been identified as a key technology to meet decarbonization ambitions and, in particular, support the transition toward a greener future in hard-to-decarbonize sectors. Despite the large ambitions, the path to green hydrogen is not straightforward – experts from Arthur D. Little four conditions that are needed for the successful deployment of hydrogen.

녹색수소는 탈탄소화 야망을 충족시키고, 특히 탈탄소화가 어려운 분야에서 녹색 미래로의 전환을 지원하는 핵심 기술로 확인되었다. 큰 야망에도 불구하고, 녹색 수소로 가는 길은 간단하지 않다. 수소를 성공적으로 배치하는 데 필요한 네 가지 조건이 있다.

 

The hydrogen economy is touted to become a $700 billion economy by 2050, with green hydrogen expected to take a dominant share. A diverse set of players is currently repositioning and exploring opportunities in the green hydrogen paradigm, and many investments are underway with a plethora of projects announced each month across the globe.

수소 경제는 2050년까지 7,000억 달러 규모의 경제가 될 것으로 예상되며 녹색 수소가 지배적인 점유율을 차지할 것으로 예상된다. 다양한 참가자들이 현재 녹색 수소 패러다임의 기회를 재배치하고 탐구하고 있으며, 전 세계적으로 매달 발표되는 수많은 프로젝트와 함께 많은 투자가 진행 중이다.

 

As it stands, 40+ countries have enacted ambitious policies and plans to boost hydrogen use, which has driven interest similar to the early days of solar energy.

현재 40개 이상의 국가가 야심찬 정책과 수소 사용 활성화 계획을 제정했으며, 이는 태양 에너지 초기와 유사한 관심을 불러일으켰다.

  

 

Four conditions are necessary for successful deployment of hydrogen across four value chain elements:

수소가 네 개의 가치사슬 요소에 걸쳐 성공적으로 배치되기 위해서는 네 가지 조건이 필요하다.

 

Steering policies and regulations / 운영 정책 및 규정

 

Supranational, national, and regional policies supported by adequate regulatory and incentive instruments are at the cornerstone of the green hydrogen economy and are imperative in the short to medium term to establish conditions for success and to fast-track deployment given the cross-sectorial nature of hydrogen applications and the need for economic-financial support initially.

적절한 규제 및 인센티브 수단에 의해 지원되는 초국가적, 국가적, 지역적 정책은 녹색 수소 경제의 초석이며, 수소 애플리케이션의 교차 부문적 특성과 초기 경제적 지원의 필요성을 고려할 때 성공 조건을 확립하고 신속한 배치를 위해 단기적으로나 중기적으로 필수적이다.

 

In fact, while most supranational and national hydrogen policies initiated by the EU, Japan, Germany, Australia, and other countries are clearly targeting the decarbonization of their economies, there are at least two additional reasons why policymakers might advocate green hydrogen.

실제로 EU, 일본, 독일, 호주 등이 시작한 대부분의 초국가적 및 국가적 수소 정책은 분명히 자국 경제의 탈탄소를 목표로 하고 있지만, 정책 입안자들이 녹색 수소를 옹호할 수 있는 최소한 두 가지 추가적인 이유가 있다.

 

First, it offers an opportunity for economic development and energy supply diversification; the Kingdom of Saudi Arabia (KSA) as well as UAE are examples of diversification away from hydrocarbon dependency. And second, is to maintain or achieve technological leadership with an associated positive GDP along with employment impact. One such example is Germany, which might be willing to reaffirm its technological supremacy in the electrolyzer manufacturing business.

첫째, 사우디아라비아 왕국(KSA)과 UAE가 탄화수소 의존에서 벗어나 다양화된 사례로 경제 발전과 에너지 공급 다변화의 기회를 제공한다. 둘째, 고용 영향과 관련하여 긍정적인 GDP로 기술 리더십을 유지하거나 달성하는 것이다. 그러한 예 중 하나는 전기 분해기 제조 사업에서 기술적 우위를 재확인할 의향이 있는 독일이다.

 

A key reinforcing element for the green hydrogen economy is foreign policy, and particularly, the formation of synergic, bilateral, or multilateral agreements, such as those observed recently. In 2021, for example, Germany and KSA announced a strategic alliance on green hydrogen development to collaborate on the generation, processing, use, and transportation of clean hydrogen for the benefit of both countries.

녹색수소 경제의 핵심 강화 요소는 외교 정책, 특히 최근 관찰된 것과 같은 시너지, 양자 또는 다자간 협정의 형성이다. 예를 들어, 2021년 독일과 KSA는 양국의 이익을 위해 청정 수소의 생성, 처리, 사용 및 운송에 협력하기 위해 녹색 수소 개발에 관한 전략적 동맹을 발표했다.

 

This partnership will help Germany maintain its technology leadership as well as attain policy targets. As for Saudi Arabia, the alliance will help bolster it as a global producer of green hydrogen. Another example is the Memorandum of Understanding signed last year between Singapore and Australia to share knowledge and collaborate on new low-emissions technology.

이 파트너십은 독일이 정책 목표를 달성하는 것뿐만 아니라 기술 리더십을 유지하는 데 도움이 될 것이다. 사우디 아라비아의 경우, 이 동맹은 사우디 아라비아가 녹색 수소의 세계적인 생산국으로서 그것을 강화하는 데 도움이 될 것이다. 지난해 싱가포르와 호주가 지식을 공유하고 저배출 신기술 협력을 위해 체결한 양해각서(MOU)가 또 다른 사례다.

 

On top of traditional subsidies, demand-side measures, and green procurement policies, several regulatory/incentive instruments are available to enable the green hydrogen economy. These include the carbon tax and emissions trading system (ETS); research, development, and innovation (RDI) funding; green hydrogen certification; and contract for differences (CFDs).

전통적인 보조금, 수요 측 조치, 녹색 조달 정책 외에도 녹색 수소 경제를 가능하게 하는 여러 규제/인센티브 수단이 있다. 여기에는 탄소세 및 배출권 거래 시스템(ETS), 연구, 개발 및 혁신(RDI) 자금 지원, 녹색 수소 인증 및 차이 계약(CFD)이 포함된다.

 

Carbon taxes and ETS remain key levers for the deployment of green hydrogen, as these bridge the economic gap with gray hydrogen. As recently reported by S&P Global, the EU ETS carbon price surged to an all-time high of €90.75/mt ($102.34/mt) on 8 December 2021 and EU allowance prices are expected to average €65.80/mt in 2022, compared with an average of just under €53/mt in 2021.

탄소세와 ETS는 회색 수소와의 경제적 격차를 해소하기 때문에 녹색 수소의 배치를 위한 핵심 수단으로 남아 있다. 최근 S&P 글로벌이 발표한 바에 따르면, EU ETS 탄소 가격은 2021년 12월 8일에 €90.75/mt($102.34/mt)로 사상 최고치를 기록했으며, EU 허용 가격은 2021년 평균 €53/mt에 약간 못 미치는 것에 비해 2022년에는 평균 €65.80/mt로 예상된다.

 

The EU also plans to bolster its current ETS mechanism with a carbon border adjustment mechanism to eliminate unfair competition outside Europe, creating more advantage for green hydrogen.

EU는 또한 탄소 국경 조정 메커니즘으로 현재의 ETS 메커니즘을 강화하여 유럽 밖의 불공정한 경쟁을 제거하여 녹색 수소에 더 많은 이점을 창출할 계획이다.

 

The development of a green hydrogen certification scheme provides a guarantee of origin for hydrogen and its derivatives. Such certification is important as off-takers seek to develop zero-carbon products due to increased environmental awareness and regulatory pressures. Certification programs are being discussed at a policy level in Europe and Australia and are expected to roll out soon.

녹색 수소 인증 제도의 개발은 수소와 그 파생물에 대한 원산지 보증을 제공한다. 이 같은 인증은 환경의식과 규제 압박이 가중돼 무탄소 제품 개발을 추진하는 만큼 중요하다. 인증 프로그램은 유럽과 호주에서 정책 차원에서 논의되고 있으며 곧 출시될 것으로 예상된다.

 

Besides RFI funding and hydrogen certification schemes, yet another tool that can accelerate the deployment of hydrogen supply facilities are CFDs, which were employed previously with wind farms. In Germany, this instrument is being discussed in conjunction with the concept of a market maker (MM), an entity that tenders long-term supply contracts on one side and demand contracts on the other.

RFI 자금 지원과 수소 인증 계획 외에도 수소 공급 시설의 배치를 가속화할 수 있는 또 다른 도구는 이전에 풍력 발전소에서 사용되었던 CFD이다. 독일에서는 이 상품이 한쪽에서는 장기공급계약을 하고 다른 한쪽에서는 수요계약을 하는 기업인 마켓메이커(MM)의 개념과 함께 논의되고 있다.

 

CFDs will then be used to compensate for the difference between the two to help fast-track the creation of a global green hydrogen market.

이어 CFD를 활용해 둘의 차이를 보완해 글로벌 녹색수소 시장 창출을 빠르게 추적할 수 있도록 지원할 예정이다.

 

Competitiveness and reliability of supply / 공급의 경쟁력과 신뢰성

 

While policy and regulation remain key considerations for successful deployment of green hydrogen, investing in green hydrogen supply is contingent on three critical factors:
1) Cost-competitive production of green hydrogen
2) Willingness of investors to embrace the embryonic green hydrogen opportunity
3) The ability to deliver hydrogen to customers in a reliable manner.

녹색 수소의 성공적인 배치를 위한 정책과 규제가 핵심 고려사항으로 남아 있지만, 녹색 수소 공급에 대한 투자는 다음 세 가지 중요한 요소에 달려 있다.
1) 녹색 수소의 원가 경쟁력 있는 생산
2) 초기 녹색 수소 기회를 수용하려는 투자자들의 의지
3) 고객에게 신뢰할 수 있는 방식으로 수소를 전달할 수 있는 능력.

  

 

One location that meets the requirements necessary for transition to green hydrogen is Saudi Arabia, where inexpensive renewable energy is abundant from both solar and wind. It is here that one of the world’s largest GW-scale green hydrogen plants, when complete, is expected to have a combined electricity cost of $2-$3 cents/kWh, with the total production cost of green hydrogen close to $2 per kg.

녹색 수소로의 전환에 필요한 요건을 충족하는 한 곳은 태양열과 풍력 모두에서 저렴한 재생 에너지가 풍부한 사우디아라비아이다. 세계에서 가장 큰 GW 규모의 녹색 수소 공장 중 하나가 완공되면 총 전력 비용이 2~3센트/kWh로 예상되며, 녹색 수소의 총 생산 비용은 kg당 2달러에 육박한다.

 

The plant is being built in a collaborative project between Air Products, NEOM, and ACWA Power. This allows them to aggregate their capabilities and equity as well as leverage economies of scale.

이 공장은 Air Products, NEOM, ACWA 파워의 공동 프로젝트로 건설되고 있다. 이를 통해 규모의 경제를 활용할 뿐만 아니라 역량과 자본을 통합할 수 있다.

 

There are other examples of collective work, including the Smart Delta Resources consortium in the southwest Netherlands and the province of East-Flanders, Belgium; the cooperation agreement between Total and ENGIE to develop France’s largest renewable hydrogen production site; and the recent alliance between Mubadala, ADNOC, and ADQ to grow the green hydrogen economy in Abu Dhabi.

네덜란드 남서부와 벨기에 이스트플란더스 지방의 스마트 델타 자원 컨소시엄, 프랑스 최대 재생 가능 수소 생산지 개발을 위한 토탈과 ENGIE 간의 협력 협정, 그리고 아부다비에서 녹색 수소 경제를 성장시키기 위한 무바달라, ADNOC, ADQ 간의 협력을 포함한 집단 작업의 다른 예가 있다.

 

So, in many cases, a joint venture may be a good way forward as it limits risks and increases willingness to invest.

따라서, 많은 경우에, 합작 투자는 위험을 제한하고 투자 의지를 증가시키기 때문에 앞으로 나아가는 좋은 방법이 될 수 있다.

 

Another important condition for successful deployment of hydrogen is the reliability of supply (i.e., the ability to provide continuous, uninterrupted supply to customers). Many industries, like chemicals, petrochemicals, and steel, have a constant demand for a continuous and uninterrupted supply of hydrogen. To ensure a continuous supply, it may be necessary to have a configuration of both electrolyzers and existing steam methane reformers, producing both green and blue hydrogen, or to develop and utilize storage facilities.

수소를 성공적으로 배치하기 위한 또 다른 중요한 조건은 공급의 신뢰성(즉, 고객에게 연속적이고 중단 없는 공급을 제공하는 능력)입니다. 화학, 석유화학, 철강과 같은 많은 산업은 지속적이고 중단 없는 수소 공급에 대한 지속적인 수요를 가지고 있다. 지속적인 공급을 보장하기 위해서는, 전해질과 기존의 증기 메탄 개질기를 모두 구성하여 녹색과 청색 수소를 모두 생산하거나 저장 시설을 개발하여 활용할 필요가 있을 수 있다.

 

Availability of adequate transport infrastructure / 적절한 운송 인프라의 가용성

 

Irrespective of hydrogen’s source, it needs to be transported and stored to balance supply and demand. In Europe, the caverns left after salt extraction would be an ideal location as here large quantities of hydrogen could be stored at low cost.

수소의 출처와 관계없이 공급과 수요의 균형을 맞추기 위해 수송 및 저장이 필요하다. 유럽에서는 소금 추출 후 남은 동굴은 많은 양의 수소를 저렴한 비용으로 저장할 수 있기 때문에 이상적인 위치가 될 것이다.

 

Ships can carry hydrogen that has been liquified through compression and then cooled down to as low as -253°C, but this is a relatively wasteful process as there is an immediate 45% loss in volume with a further reduction of 0.2%-2%a day during transit.

선박은 압축을 통해 액화된 후 -253°C까지 냉각된 수소를 운반할 수 있지만, 이는 운송 중 하루에 0.2%-2% 더 감소하는 즉시 45%의 부피 손실이 발생하기 때문에 상대적으로 낭비적인 과정이다.

 

So, as a more effective alternative, hydrogen can be carried as ammonia (NH3) or in liquid organic hydrogen carriers (LOHC), both of which have high energy density and are easier to transport. LOHC, for example, have similar properties to oil products and can be shipped as a liquid without the need for refrigeration. However, both might still require conversion before transport and may also require reconversion at the destination, unless, as with ammonia, it is intended to be used as an end product.

따라서, 보다 효과적인 대안으로서, 수소는 암모니아(NH3) 또는 액체 유기 수소 운반체(LOHC)로 운반될 수 있으며, 둘 다 에너지 밀도가 높고 운반이 용이하다. 예를 들어, LOHC는 석유 제품과 유사한 특성을 가지고 있으며, 냉장 없이 액체로 선적될 수 있다. 그러나 암모니아와 마찬가지로 최종 생성물로 사용하려는 경우가 아니라면 둘 다 운송 전에 변환이 필요할 수 있으며 목적지에서 재변환이 필요할 수도 있다.

 

Compared to shipping, pipeline transport may prove to be a more economical mode of transport. The downside is that the infrastructure takes time to build and may need scale, which means that shipping remains the convenient and necessary short-term solution even though it is more expensive.

운송에 비해 파이프라인 운송이 더 경제적인 운송 방식임이 입증될 수 있다. 단점은 인프라를 구축하는 데 시간이 걸리고 규모가 필요할 수 있다는 것인데, 이는 배송비가 더 비싸더라도 편리하고 필요한 단기 솔루션으로 남아 있다는 것을 의미한다.

 

The below figure illustrates the relative cost of transporting hydrogen in all forms from Saudi Arabia to Germany. The cost of transport in each case is under €3/Kg, with NH3 having a slight cost advantage over LOHC, and both having a significant advantage over liquid hydrogen because of their higher density. However, this benefit is largely offset by the higher conversion and reconversion costs involved.

아래 그림은 모든 형태의 수소를 사우디아라비아에서 독일로 운송하는 상대적인 비용을 보여준다. 각각의 경우 운송 비용은 €3/Kg 미만이며, NH3는 LOHC에 비해 약간의 비용 이점이 있으며, 둘 다 밀도가 높기 때문에 액체 수소에 비해 상당한 이점이 있다. 그러나 이러한 편익은 높은 전환 및 재전환 비용으로 인해 크게 상쇄된다.

 

 

Pipeline transport can be achieved either by converting the existing natural gas network or by building new infrastructure. Even when new hydrogen pipelines are needed, it is more than 10 times cheaper to build them than to install an electrical infrastructure of the same capacity, which is why pipelines tend to be central to any integrated national hydrogen plan.

파이프라인 운송은 기존 천연가스 네트워크를 전환하거나 새로운 인프라를 구축함으로써 달성될 수 있다. 새로운 수소 파이프라인이 필요할 때도 같은 용량의 전기 인프라를 설치하는 것보다 건설하는 것이 10배 이상 저렴하기 때문에 어떤 국가 통합 수소 계획에서도 파이프라인이 중심이 되는 경향이 있다.

 

Though it will be necessary in many instances to construct some parts of a pipeline network, existing natural gas networks often can be converted and repurposed, as is the case in Europe. The German Association of National Gas Transmission System Operators (FNB Gas), for example, is aiming to create a 1,293 km hydrogen transmission network in Germany by 2030.

많은 경우 파이프라인 네트워크의 일부를 구축하는 것이 필요하겠지만, 유럽의 경우처럼 기존 천연가스 네트워크는 종종 전환되고 용도를 변경할 수 있다. 예를 들어, 독일 국가 가스 전송 시스템 운영자 협회(FNB Gas)는 2030년까지 독일에 1,293 km 수소 전송 네트워크를 구축하는 것을 목표로 하고 있다.

 

Similarly, Gasunie plans to build a 10-15 GW “hydrogen backbone” in the Netherlands by 2026. In both countries, it is technically feasible to convert about 80%-90% of the network to carry hydrogen by replacing compressors and other components.

마찬가지로 Gasunie는 2026년까지 네덜란드에 10-15GW의 "수소 골격"을 건설할 계획이다. 두 나라 모두 압축기와 기타 부품을 교체하여 네트워크의 약 80~90%를 수소 운반용으로 전환하는 것이 기술적으로 가능하다.

 

Even without any conversion, it is still possible to carry as much as 10% hydrogen through an existing natural gas network without any adjustments.

별다른 전환 없이도 기존 천연가스망을 통해 10%에 달하는 수소를 아무런 조정 없이 운반할 수 있다.

 

Demand pull / 수요견인

 

Based on a net-zero scenario, IEA forecasts suggest that hydrogen will comprise up to 35% of total demand by 2050, with long-term demand for hydrogen coming primarily from transport, power, heat, and especially industry, where the main use is as a carbon-neutral feedstock for syngas, bioethanol, steel production, and the like.

IEA는 순제로 시나리오를 기반으로 2050년까지 수소가 전체 수요의 최대 35%를 차지할 것으로 예측하고 있으며, 수소의 장기 수요는 주로 수송, 전력, 열 및 특히 산업에서 발생하며, 주로 syngas, 바이오에탄올, 철강 생산 등의 탄소 중립 공급 원료로 사용된다.

 

Using green hydrogen will be one of the few ways that many industries can comply with the Paris Agreement. Collectively, the iron and steel segment, for instance, could cut 2.4 Gt3 from the CO2 emissions it emits worldwide using green hydrogen as the sole or auxiliary reducing agent during production. Some, like German steelmaker ThyssenKrupp, are already planning to use green hydrogen and as part of its emission reduction plans, RWE will supply ThyssenKrupp with green hydrogen made with offshore wind power.

녹색 수소를 사용하는 것은 많은 산업이 파리 협정을 준수할 수 있는 몇 안 되는 방법 중 하나가 될 것이다. 예를 들어, 철과 철강 부문은 생산 중 녹색 수소를 단독 또는 보조 환원제로 사용하여 전 세계적으로 배출하는 CO2 배출량에서 2.4 Gt3를 줄일 수 있다. 독일의 철강회사인 티센크루프와 같은 일부 회사들은 이미 녹색 수소를 사용할 계획을 세우고 있으며, 배출 감축 계획의 일환으로, RWE는 해상 풍력으로 만들어진 녹색 수소를 티센크루프에 공급할 것이다.

 

In transport, green hydrogen is a real option where electrification is problematic, as in segments like shipping, heavy trucking, and aviation. And in the power and heat sector, hydrogen can be used for power generation and seasonal storage.

운송 분야에서 녹색 수소는 운송, 대형 트럭 운송 및 항공과 같은 부문에서 전기화가 문제가 되는 실제 옵션이다. 그리고 전력 및 열 부문에서 수소는 발전 및 계절별 저장에 사용될 수 있다.

 

For heating buildings, green hydrogen is also an alternative. Micro combined heat and power (mCHP), could replace natural gas boilers in private households, for instance.

건물 난방의 경우 녹색 수소도 대안이다. 예를 들어 마이크로 열병합 발전(mCHP)은 개인 가정의 천연 가스 보일러를 대체할 수 있다.

 

However, if they are to ensure the long-term viability of large production facilities, green hydrogen producers will need significant and ongoing contracts from large off-takers in chemicals, petrochemicals, and steel.

그러나 대규모 생산 시설의 장기적 생존 가능성을 보장하려면 녹색 수소 생산업체는 화학, 석유화학 및 철강 분야의 대규모 구매업체로부터 상당하고 지속적인 계약이 필요하다.

 

This article was authored by Arthur D. Little experts Carlo Stella (Dubai), Eddy Ghanem (Beirut), Martijn Eikelenboom (Amsterdam), Cedric Schemien (Frankfurt), and Martin Dix (Berlin).

이 기사는 Arthur D에 의해 쓰였다. 소규모 전문가 카를로 스텔라(두바이), 에디 가넴(베이루트), 마르틴 에이켈렌붐(암스테르담), 세드릭 스케미엔(프랑크푸르트), 마틴 딕스(베를린) 등이 대표적이다.