수소제조 비용추정 : 화석연료를 중심으로

국문 초록 (Abstract)

1. 연구 배경 및 목적
수소 및 연료전지 기술은 탄소에 기반한 중앙집중식 에너지공급 시스템을 수소에 기반한 분산형 에너지 공급 시스템으로 전환시킴으로써 지구온난화와 같은 전 지구적 위기와 대규모 정전사태로 인한 경제위기에 대비하기 위한 대체에너지 시스템으로 주목받고 있다. 그러나 수소 제조에 필요한 에너지는 아직까지 화석에너지인 천연가스나 석탄, 원자력 등이 주류를 이룰 것으로 예상되어 재생가능 에너지라고 분류하기는 어려운 점이 있다. 장기적으로는 수소를 제조하기 위해 풍력이나 바이오매스와 같은 재생가능에너지원을 적극적으로 활용해야 할 것이다.
현실적으로 수소를 제조하기 위한 주요 에너지원으로 천연가스와 석탄이 일반적으로 고려되고 있다. 그렇다면 수소 제조의 경제성과 환경성을 모두 고려할 때 천연가스와 석탄 가운데 어떤 에너지원이 더 우월하다고 할 수 있을 것인가? 본격적으로 수소-연료전지 기술에 막대한 투자를 하기에 앞서 이러한 질문에 대해 답할 수 있어야 할 것이다. 대부분의 신기술에 대한 투자는 비가역성(irreversibility)을 갖기 때문에 투자의 타당성을 평가하기 위한 다양한 측면의 분석이 필요하다.
본 연구의 목적은 천연가스를 이용한 스팀 메탄가스 개질법(natural gas reforming)에 의한 수소제조비용과 석탄가스화에 의한 수소제조비용을 추정하고, 향후 2030년까지의 비용을 추정하는 데에 있다. 또한 에너지투입에서 산출, 그리고 폐기에 이르기까지 전 과정에 대한 환경성과 에너지 효율성을 LCA(Lifee Cycle Assessment)를 이용하여 분석함으로써 경제성과 환경성을 모두 파악하려는 데에 있다. 이러한 경제성과 환경성에 대한 평가를 토대로 수소제조를 위한 에너지 믹스를 어떻게 구성해야할 것인지에 대한 답을 불완전하나마 밝히고자 하는 것이 최종 목적이라고 하겠다.
2. 주요 연구 내용
우선 수소제조를 위한 다양한 기술들에 대해 개관하고, 장단점을 상호 비교한다. 수소제조를 크게 중앙집중식과 분산형으로 구분하고, 에너지원별, 제조방식별로 구분하여 각 기술별 특징과 장단점을 분석한다.
다음으로 해외의 천연가스 및 석탄을 이용한 수소제조비용에 대한 선행연구를 분석한다. 이를 통해 본 연구에서 도출된 천연가스 및 석탄을 이용한 수소제조비용 추정결과와 비교해 봄으로써 본 연구의 신뢰성을 어느 정도 가늠할 수 있을 것으로 보인다.
세 번째로는 천연가스 및 석탄을 이용하여 수소를 제조할 경우 전 공정에 걸친 에너지 투입량, 이산화탄소 발생량, 주요 대기오염물질 배출량 등을 산출하여 시스템별로 비교한다. 이를 통해 어떤 시스템이 가장 에너지 투입 대비 효율적이며, 친환경적인지를 도출하고자 한다.
네 번째로는 천연가스와 석탄을 이용하여 수소 제조에 필요한 공정비용을 조사하고, 이를 바탕으로 단위당 수소 생산비용을 추정한다. 이를 위해 주요 투입 에너지원인 천연가스, 석탄, 전력의 미래 비용을 시계열 회귀분석을 통해 추정 한다. 분석의 대상이 되는 시스템으로는 천연가스 개질법의 경우 중앙집중식과 분산형으로 크게 구분하고, 다시 중앙집중식을 대규모 및 중규모로 구분한다. 또한 각 규모별로 탄소 포집분리기술(carbon capturing and sequestration: CCS)이 있을 경우와 없을 경우를 고려한다. 석탄가스화 기술의 경우에는 기술적 특성상 중앙집중식만 고려하고, CCS기술의 유무에 따라 구분한다.
다섯 번째로는 시뮬레이션을 통해 시스템별로 기술진보가 있는 경우와 탄소세가 부과될 경우를 감안한다. 기술진보에 대해서는 해당 시스템별로 생산규모 확대에 따라 설비의 설치비용이 저감된다고 가정하고, 이에 대한 저감량을 추정한다. 또한 투입되는 에너지가 기술진보에 따라 저감된다고 가정하고, 에너지 투입 감소량을 계산한다. 탄소세는 기존의 이산화탄소 배출권 거래시장의 거래가격에 기초하여 2030년까지의 거래가격을 추정하고, 이에 기초하여 산정한 탄소세율을 부과할 경우의 제조비용을 추정한다. 마지막으로는, 분석된 천연가스 개질법 및 석탄가스화에

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

1. Bac㎏round and objective of this study
Recently, hydrogen energy is emerging as a new energy system substituting carbon-based energy system even if the substitution will not be realized in the near future. Hydrogen energy is efficient as well as clean when it is utilized in the final stage. However, major energy sources for producing hydrogen are natural gas and coal at present, and in this sense, hydrogen energy is not renewable, but depletable. When the production process is considered, it is difficult to regard hydrogen energy as clean and renewable energy.
Now the question arises as following: Between coal and natural gas as energy sources of hydrogen production, which one is better in the sense of environmental as well as economic aspects? Since huge investment on a new technology is irreversible, we need to take no-regret strategy. In order to do that, it is necessary to compare and evaluate economic validity as well as environmental impacts of hydrogen production from coal and natural gas. If one energy source is found as more economically efficient as well as more environmental-friendly than the other one, investment should be made to the former energy source rather than the latter one.
This research focuses on the estimation of production costs of hydrogen using coal and natural gas. More specifically, production costs of steam methane reforming and coal gasification are predicted until 2030. Secondly, energy efficiency and environmental impact of two production methods are compared for the two approaches using a life cycling assessment (LCA) analysis tool. Based on the cost estimation and LCA results, best choice is recommended.
2. Major Findings
Major contents of this research include reviews on the technologies for producing hydrogen, overview of steam methane reforming(SMR) and coal gasification (CG), literature review of hydrogen production cost for the SMR and CG methods, simulation of hydrogen production cost, and LCA of the SMR and the CG approach.
Prediction if SMR H₂ production costs
We consider central system as well as on site system. Central system consists of large and middle size, with and without carbon capturing and sequestration (CCS). Prices of natural gas and electricity are predicted until 2030 using time series econometric methods. Technological progress on each facility in the SMR H₂ system is assumed. Accordingly, the production cost declines as the technological progress saves unit input costs as well as the magnitude of unit input. In addition to the technological progress, we include carbon tax scenario in the simulation.
In the reference case without technological progress and carbon tax, natural gas input cost is the most significant factor in the estimation of production costs. In the middle and large scale, the proportion of natural gas price in the production cost is 64~83%, while the proportion is 39% in the on-site case. Central system with large scale shows the lowest production cost. The impact of CCS on the production cost is 50~60cents per ㎏ of hydrogen. The production cost of on-site system is the highest among the different systems, $3.3~4.0 per ㎏ of hydrogen higher compared to central system. However if we include infrastructure cost of central system, the whole cost will be considerably bigger.
In the case of technological progress, capital costs of each facility decline after 2015 when the production of hydrogen is on the track. For the central system, the diminishing effect from technological progress is overwhelmed by the increasing effect of natural gas price. By the way, for the on-site system, the effect of technological progress dominates the increasing effect of natural gas price.
Next, when carbon taxes are imposed on carbon emitted from the hydrogen production, the impact of carbon tax rate on the production cost was ignorable for the CCS case. In the case of technological progress, the effect of carbon taxes on the cost was reduced

목차 (Table of Contents)

• 제1장 서론
• 제2장 수소제조 방법 개요
• 제3장 수소제조비용 선행연구
• 제4장 LCA/LCC를 활용한 수소제조의 물질흐름 분석
• 제5장 SMR과 CG에 의한 수소제조비용 추정
• 제6장 결론 및 정책적 함의
• 참고 문헌
• 부록
• 요약
• ABSTRACT