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논문 기본 정보
- 자료유형
- 연구보고서
- 저자정보
- 발행연도
- 2007.12
- 수록면
- 1 - 318 (336page)
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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 의한 수소제조비용 추정결과를 상호비교하고, LCA에 의해 도출된 환경성을 상호 비교하여 양 방법 간의 장단점을 보여주고자 한다.
3. 주요 연구결과 및 정책적 시사점
가. 연구 결과
본 연구에서는 미래의 주요 에너지 시스템 가운데 하나인 수소 에너지를 대상으로 수소제조비용을 2030년까지 추정하였다. 투입된 에너지원으로 고려된 것으로는 천연가스와 석탄이었다. 수소제조비용 추정 시나리오는 기술진보와 탄소세 도입을 감안하지 않는 기준안과 기술진보 시나리오, 그리고 탄소세 도입 시나리오로 구분된다.
천연가스 스팀개질법을 이용한 수소제조비용 기준안 시나리오의 경우 수소제조비용 추정에 가장 큰 영향을 미친 것은 천연가스 투입비용인 것으로 나타났다. 중대규모 설비인 경우 천연가스 투입비용이 차지하는 비중은 64~83%로 나타났고, 분산형 설비에서는 39%로 나타났다. 즉 천연가스 가격을 어떻게 예측하는지에 따라 수소제조비용에 대한 추정결과가 달라질 수 있다는 것이다. 따라서 천연가스 가격에 대한 정밀한 예측이 수소제조비용 추정에서 중요함을 알 수 있다. 본 연구에서는 천연가스 가격 데이터로는 1997년부터 월별 도시가스가격 자료를 이용하였다. 중장기 가격예측을 위해서는 장기 자료를 이용하여야 하나 우리나라에 천연가스가 도입된 지가 길지 않기 때문에 자료수집에 한계가 있었다.
천연가스 개질법을 이용한 수소제조 비용추정 기준안 시나리오에서 대규모 중앙집중식에 의한 수소제조비용이 가장 저렴한 것으로 나타났다. 또한 이산화탄소 포집기술을 감안할 경우 전체 수소제조비용에 미치는 영향은 수소 1㎏당 약 50~60센트로 나타났다. 분산형의 수소제조비용은 중앙집중식에 비해 $3.3~4.4/㎏ 높게 형성되었다. 2030년에 가서는 중앙집중식과 분산형 간의 격차가 더욱 벌어져 $3.9~5.3/㎏으로 나타났다.
한편 천연가스 개질법에서 생산 증가에 따른 기술진보를 가정할 경우 설비별로 생산비용은 점차 감소하게 되는데 수소가 본격적으로 생산되는 시점은 2015년으로 가정하였다. 기술진보의 정도를 결정하는 데에는 수소 생산량에 대한 가정이 상당한 영향을 미치므로, 수소 생산량 변화에 따라 기술진보도 상당한 정도로 변할 수 있을 것이다. 또한 생산 확대에 따른 생산비 저감 정도를 나타내는 기술 진보율을 외생적으로 가정하였기 때문에 진보율 변화에 따라서도 상당히 바뀔 것이다.
기술진보를 가정할 경우 중앙집중식의 경우에는 수소제조가 본격적으로 시작되는 2015년에 비용이 소폭 감소하였으나 천연가스 가격 상승효과에 압도당해 지속적으로 상승하는 것으로 나타났다. 반면에 분산형의 경우에는 기술혁신 효과가 천연가스 가격 상승효과를 지속적으로 압도하여 비용 상승 정도가 중앙집중식에 비해 매우 낮은 것으로 나타났다.
다음으로 천연가스를 이용한 수소제조과정에서 발생하는 이산화탄소에 대해 기후변화대책으로 탄소세가 부과될 경우를 가정하여 수소제조 비용의 변화를 추정해 보았다. 탄소세율을 추정하기 위해 전 세계 탄소 배출권 거래시장에서 최근 시장가격과 시장전망가격을 추정한 결과를 이용하였다. 탄소세율은 탄소포집기술을 가정한 설비에서는 수소제조비용에 미치는 영향이 거의 없으며, 탄소포집기술이 없을 경우에는 보다 많은 영향을 미치는 것으로 나타났다. 특히 분산형의 경우 기술진보에 의해 탄소세율은 크게 감소할 것으로 분석되었다. 수소제조비용에 대한 추정결과는 기술진보만을 가정한 경우와 거의 차이가 없었으며, 약간의 비용 상승이 있는 것으로 분석되었다.
석탄가스화에 의한 수소제조비용 기준안 시나리오에서는 대규모 중앙 집중식에서 탄소포집기술을 감안할 경우와 감안하지 않을 경우만 분석하였다. 투입된 석탄 비용은 수소 1㎏당 $0.24로 전제하였는데, 이는 전체 수소제조비용 $1.48/㎏의 17% 정도이다. 또한 이산화탄소 포집기술을 감안할 경우 전체 수소제조비용은 $1.62/㎏로 약 20센트 정도 상승하였다. 석탄가스화에 의한 수소제조비용은 천연가스 개질법에 비해 2030년까지 보다 안정적인 것으로 분석되었다. 즉, 탄소포집기술을 포함하지 않은 대규모 중앙집중식의 경우 2008년 수소 1㎏당 $1.43에서 2030년에 $2.06으로 약 60센트 정도 상승하였고, 탄소포집기술을 감안할 경우는 2008년 $1.62에서 2030년 $2.33로 약 70센트 상승하였다.
한편 석탄가스화에서 생산 증가에 따른 기술진보를 가정할 경우 설비별 생산비용은 점차 감소하는데 천연가스 개질법과 마찬가지로 수소가 본격적으로 생산되는 시점을 2015년으로 가정하였다. 또한 석탄투입비율은 생산이 2배 확대될 때마다 8% 감소하고, 전력은 탄소포집기술이 고려되지 않은 경우 68% 감소하고, 탄소포집기술이 감안된 경우 53% 감소하는 것으로 가정하였다. 또한 이산화탄소 발생량도 기술진보에 따라, 탄소포집기술이 고려되지 않은 경우 11% 감소하고, 탄소포집기술이 고려된 경우 27% 감소하는 것으로 전제하였다.
기술진보를 가정할 경우 천연가스 개질법에 비해 기술진보의 효과가 크게 나타나 2015년 이후에 가격이 떨어졌다가 상승세가 많이 약화되는 모습을 보였다. 또한 탄소포집기술을 감안한 경우의 제조비용은 초기에는 더 높지만 2015년 이후에는 탄소포집기술을 감안하지 않은 경우의 격차가 크게 줄어드는 것을 알 수 있었다.
다음으로 석탄을 이용한 수소제조과정에서 발생하는 이산화탄소에 대해 탄소세가 부과될 경우 수소제조비용의 변화를 추정해 보았다. 탄소세율을 추정하기 위해 천연가스 개질법에서 가정한 것과 같은 과정을 적용하였다. 탄소세율은 탄소포집기술을 기정한 설비에서는 거의 영향이 없었고, 탄소포집기술이 없을 경우에는 보다 많은 영향을 미치지만 양자 간에 큰 차이는 없었으며, 2030년에 근접할수록 두 경우의 비용이 거의 수렴하는 양상을 보였다.
본 연구에서 추정된 수소제조비용 추정결과를 평가하기 위해 선행연구를 검토한 결과를 요약하면 다음과 같다.
우선 천연가스를 이용하는 수소제조에 대한 선행연구들은 대규모 중앙집중형 및 분산형에서 메탄스팀개질(SMR)기술을 이용한 수소제조비용을 추정하였다. 추정된 수소제조단가는 대략 $1.00~$4.00/㎏로 다양하며, 이러한 차이는 효율성(또는 기술진보), 원료가격, 최종소비지까지의 운송 및 저장비용, 탄소처리비용/탄소세, 수소제조시설의 크기에 대한 가정들에 차이가 있기 때문이다. 따라서 순수하게 천연가스를 이용하여 수소를 제조하는데 드는 비용은 대략 $1.00~$2.00/㎏ 혹은 $1.00/㎏ 이하이며, 대부분의 선행연구에서는 미래 기술발전과 더불어 수소제조비용은 감소될 것으로 추정하고 있다.
예를 들변 The National Academies(2004)는 2004년 $1.03/㎏, 2011년 $0.92/㎏으로 추정하였는데, 이러한 수소단가는 최대 생산 가능량이 1,200톤/일인 대규모 시설에서 원료인 천연가스를 $4.50/MMBtu에 구입하여 수소를 제조하며, 탄소포집기술을 이용하지 않고 파이프라인을 이용하여 최종소비지까지 운반하는 경우를 가정하여 계산하였다. 배송 및 연료주업비용과 탄소세를 포함하는 경우의 수소단가는 2004년 $2.11/㎏, 2011년 $1.73/㎏로 추정되었다. 반면 Argonne National laboratory(2005)는 2010년의 수소단가를 $3.21~$3.72/㎏로 추정하였는데, 이러한 단가는 천연가스를 $5.03/MMBtu에 구입하여 최대 생산 가능량이 150톤/일인 대규모시설에서 생산하는 경우를 전제한 것이다. 또한 분산형 천연가스-수소제조단가는 $4.09~$4.42/㎏로 추정되었다.
석탄을 이용한 수소제조에서도 원료인 석탄가격, 탄소포집분리기술(CCS) 또는 탄소세, 운반 및 저장 방법, 그리고 수소제조시설 크기(최대 용량), 생산효율성에 따라 수소단가가 달라진다. 추정된 수소단가는 대략적으로 $1.00~$4.00/㎏ 또는 $1.00/㎏ 이하의 범위에 있다. 대부분의 선행연구에서는 미래 기술발전과 더불어 수소제조비용은 감소될 것으로 추정하고 있다. 예를 들면 MTR/DOE의 연구에 의하면 현재 87%의 탄소분리가 가능하고, 석탄을 3 00톤/일(가격:$29/톤) 투입하는 경우에 수소단가는 $1.10/㎏로 추정되었다. 반면 100% 탄소분리가 가능한 경우 (2015년 목표)에는 $0.79/㎏로 추정되었다. 이때 탄소분리비용은 $10/㎏로 가정하였다. 탄소분리에 추가적인 비용이 소요됨에도 불구하고 수소단가가 낮아지는 이유는 미래 기술진보에 따른 효율성 향상(59%에서 75.5%로) 때문이다. NREL(2002)은 최대생산가능량이 150톤/일인 대규모 시설(파이프라인)에서 석탄을 $1.10/MMBtu(dry HHV)에 구입하여 제조한 수소단가는 $1.62/㎏이며, 수소운반비용 $2.94/㎏과 수소투입비용 1.07/㎏을 포함하면 $5.62/㎏이 될 것으로 추정하였다.
본 연구의 결과와 해외 선행연구 결과의 가장 큰 차이점은 대부분의 선행연구들이 수소제조비용이 점차 하락할 것으로 예측했다는 것이다. 이들 연구에서는 비용 구조에 가장 큰 영향을 미치는 천연가스, 석탄, 전력과 같은 투입연료 가격에 대한 추정을 별도로 행하지 않았다. 그러나 본 연구결과가 보여주듯이 기술진보가 발생하더라도 기술진보에 의한 생산비 저감효과가 연료가격 상승으로 인한 효과를 압도하지 못하며 수소제조비용은 미래로 갈수록 상승한다. 이런 측면에서 본 연구의 기여도가 부각된다고 할 수 있다.
다음으로 천연가스와 석탄을 이용하여 수소를 생산할 때 발생하는 대기 배출물 및 에너지 투입량을 정량적으로 알아보기 위해 전과정목록분석(LCIA)을 수행하였다.
그 결과 수소 1㎏을 생산하는 과정에서 천연가스 스팀개질법(SMR)의 경우 각 시스템별로 4.1~15.2㎏의 이산화탄소가 직간접적으로 발생하고, 기술개선에 의해서도 역시 3.5~12.9㎏이 발생하는 것으로 나타났다. 또한 석탄가스화(CG) 방법에 의해서는 6.4~21.5㎏의 이산화탄소가 발생하고, 기술개선에 의해서 4.5~18.5㎏의 이산화탄소가 발생하는 것으로 나타났다. 각 제조방법별로 이산화탄소는 수소제조단계에서 발생하는 직접 배출량이 대부분을 차지한다. 이산화탄소 배출량이 가장 많은 시스템은 탄소포집기술이 없는 대규모 중앙집중형 석탄가스화 공정이었고, 가장 적은 시스템은 탄소포집기술이 적용되고, 기술진보를 가정한 천연가스 개질법이었다. 한편 이산화황 배출량이 가장 많은 시스템은 분산형 천연가스개질법이었고, 배출량이 가장 적은 시스템은 기술진보를 전제한 대규모 중앙집중형 석탄가스화 시스템이었다.
에너지 효율성 측면에서 비교해보면, 가장 효율적인 시스템은 기술진보를 가정한 중앙집중형 천연가스 개질법이고, 분산형 천연가스개질법의 효율이 가장 낮은 것으로 나타났다.
나. 정책적 함의
경제성 측면에서 천연가스와 석탄을 이용하는 방법 모두 시간이 경과함에 따라 투입연료비가 증가하며, 기술진보에도 불구하고 수소제조비용도 지속적으로 증가함을 알 수 있다. 또한 천연가스에 비해 석탄을 이용한 수소제조비용의 가격 상승폭이 낮고 비용에 비해 보다 효율적인 것으로 분석되었다. 석탄 가스화 기술은 천연가스 개질법에 비해 아직 상용화되기 어려우므로 단기적으로는 천연가스 개질법을 중심으로 추진하되 중장기적으로는 석탄 가스화에 중점을 두는 것이 적합하다. 또한 양 시스템 모두 분산형 시스템보다는 중앙집중식 시스템에서 생산비용이 더 낮게 나타나 초기에는 분산형 시스템으로 시작하더라도 중장기적으로는 중앙 집중식으로 전환할 필요가 있을 것으로 보인다.
환경적 측면에서 수소는 사용단계에서 이산화탄소를 배출하지 않아 미래의 청정한 대체에너지로 각광받고 있지만, 실제로 제조단계에서 다량의 이산화탄소를 배출하기 때문에 오히려 환경부담을 가중시킬 수 있음을 알 수 있다. 따라서 중장기적으로는 화석연료가 아닌 신재생에너지를 이용한 수소제조방식으로 전환해야한다. 또한 경제적으로는 석탄가스화를 이용한 수소제조가 경제성이 높기 때문에 천연가스개질법에 비해 선호될 수 있을 것이나, 환경성 분석 결과를 보면 이산화탄소 발생량에 관한 한 석탄가스화가 천연가스개질법에 비해 불리하고 볼 수 있다. 다행스럽게도 석탄가스화에서 탄소포집기술을 적용하더라도 천연가스개질법에 비해 경제성이 우수한 것으로 나타났다는 것이다. 즉 환경성을 기술적으로 개선함에 따른 비용이 들더라도 석탄가스화에 의한 수소제조 방식이 더 경제적이므로 종국적으로는 천연가스 개질법에서 석탄가스화 방식으로 전환함이 바람직하다고 하겠다.
본 연구에서는 많은 가정을 전제하여 수소제조원별 수소제조비용을 추정하였고, 이를 2030년까지 확장하여 기술저감 시나리오와 탄소세 부과 시나리오에 대해 시뮬레이션을 시도하였다. 따라서 여러 가지 가정으로 인해 정확한 추정이 어려움을 감안할 필요가 있다. 특히, 수소제조비용 추정에 가장 많은 영향을 미치는 천연가스, 석탄, 전력가격 예측이 신뢰성을 확보하여야 하나 아직 국내에는 이러한 에너지원에 대한 장기 가격 추정이 제대로 이루어지지 못한 상태이다. 본 연구에서는 여러 가지 제약상 정확한 추정이 이루어지지 못했으며, 향후 에너지원별 가격에 대한 장기적인 예측 모형을 개발하여야 할 것이다.
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 significantly.
Prediction if CG H₂ production costs
In the reference case without CCS, coal price at the starting date was assumed as $0.24/H₂㎏, 17% of total production cost ($1.43). The production cost with the CCS increases into $1.62/H₂㎏. Compared to the SMR method, CG method was more stable with regard to the H₂ production cost. More specifically the production cost of large central system without CCS increases by $0.6 between 2008 and 2030, while the production cost with the CCS increases by $0.7 during the same period.
With the technological progress, input ratio of coal declines by 8%, input ratio of electricity decreases by 68% without CCS, while declines by 53 % with the CCS. The emission level of CO₂ diminishes by 11 % without CCS, 27% with the CCS according to the technological progress.
The production cost of hydrogen decreases considerably after 2015 as the technological progress is included. Also, the production cost with the CCS is higher than that without CCS in the initial stage, but after 2015, the gap of production cost diminishes.
The impact of carbon tax scenario was not significant for with the CCS as well as without CCS. We observed that the two production costs converge into the same price at 2030.
Most of previous studies on the estimation of hydrogen production costs did not consider changes in input energy prices such as natural gas, coal, and electricity. Nor the technological progress and carbon tax scenarios were included in most cases. This study is distinguished from other studies in these contexts.
LCA on the SMR-H₂ and CG-H₂
In the case of SMR-H₂, CO₂ was emitted at the level between 4.1 and 15.2㎏ per ㎏ of H₂ depending on different systems, while the level was 3.5~12.9㎏ per ㎏ of H₂ for the technological progress case. In the case of CG-H₂, the emission level of CO₂ was 6.4~21.5㎏ per ㎏ of H₂, while the level was reduced into 4.5~18.5㎏ for the technological progress.
The above outcomes show that hydrogen energy is not clean and carbon neutral when we consider the production process of hydrogen. In the context of economic costs, coal gasification is better than the steam methane reforming, but in the environmental aspect, the latter is better than the former. Thus, we need to consider both of economics and environmental aspects of hydrogen energy when we have to determine investment on a new technology.
3. Conclusion and Policy Implication
This research shows that the production cost of hydrogen based on natural gas and coal depends on various kinds of factors such as projection of natural gas price as well as coal price, forecast of electricity, progress of technological change, environmental policy such as carbon tax on the emission of green house gases, and etc. Overall, economically, hydrogen production using coal gasification is more stable and cost-effective than the SMR approach. However, when we consider environmental aspects, hydrogen production using natural gas is more environment-friendly than the CG approach. Therefore, policy makers should consider economics as well as environmental aspects in determining the energy mix strategy of hydrogen energy in the future.
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 의한 수소제조비용 추정결과를 상호비교하고, LCA에 의해 도출된 환경성을 상호 비교하여 양 방법 간의 장단점을 보여주고자 한다.
3. 주요 연구결과 및 정책적 시사점
가. 연구 결과
본 연구에서는 미래의 주요 에너지 시스템 가운데 하나인 수소 에너지를 대상으로 수소제조비용을 2030년까지 추정하였다. 투입된 에너지원으로 고려된 것으로는 천연가스와 석탄이었다. 수소제조비용 추정 시나리오는 기술진보와 탄소세 도입을 감안하지 않는 기준안과 기술진보 시나리오, 그리고 탄소세 도입 시나리오로 구분된다.
천연가스 스팀개질법을 이용한 수소제조비용 기준안 시나리오의 경우 수소제조비용 추정에 가장 큰 영향을 미친 것은 천연가스 투입비용인 것으로 나타났다. 중대규모 설비인 경우 천연가스 투입비용이 차지하는 비중은 64~83%로 나타났고, 분산형 설비에서는 39%로 나타났다. 즉 천연가스 가격을 어떻게 예측하는지에 따라 수소제조비용에 대한 추정결과가 달라질 수 있다는 것이다. 따라서 천연가스 가격에 대한 정밀한 예측이 수소제조비용 추정에서 중요함을 알 수 있다. 본 연구에서는 천연가스 가격 데이터로는 1997년부터 월별 도시가스가격 자료를 이용하였다. 중장기 가격예측을 위해서는 장기 자료를 이용하여야 하나 우리나라에 천연가스가 도입된 지가 길지 않기 때문에 자료수집에 한계가 있었다.
천연가스 개질법을 이용한 수소제조 비용추정 기준안 시나리오에서 대규모 중앙집중식에 의한 수소제조비용이 가장 저렴한 것으로 나타났다. 또한 이산화탄소 포집기술을 감안할 경우 전체 수소제조비용에 미치는 영향은 수소 1㎏당 약 50~60센트로 나타났다. 분산형의 수소제조비용은 중앙집중식에 비해 $3.3~4.4/㎏ 높게 형성되었다. 2030년에 가서는 중앙집중식과 분산형 간의 격차가 더욱 벌어져 $3.9~5.3/㎏으로 나타났다.
한편 천연가스 개질법에서 생산 증가에 따른 기술진보를 가정할 경우 설비별로 생산비용은 점차 감소하게 되는데 수소가 본격적으로 생산되는 시점은 2015년으로 가정하였다. 기술진보의 정도를 결정하는 데에는 수소 생산량에 대한 가정이 상당한 영향을 미치므로, 수소 생산량 변화에 따라 기술진보도 상당한 정도로 변할 수 있을 것이다. 또한 생산 확대에 따른 생산비 저감 정도를 나타내는 기술 진보율을 외생적으로 가정하였기 때문에 진보율 변화에 따라서도 상당히 바뀔 것이다.
기술진보를 가정할 경우 중앙집중식의 경우에는 수소제조가 본격적으로 시작되는 2015년에 비용이 소폭 감소하였으나 천연가스 가격 상승효과에 압도당해 지속적으로 상승하는 것으로 나타났다. 반면에 분산형의 경우에는 기술혁신 효과가 천연가스 가격 상승효과를 지속적으로 압도하여 비용 상승 정도가 중앙집중식에 비해 매우 낮은 것으로 나타났다.
다음으로 천연가스를 이용한 수소제조과정에서 발생하는 이산화탄소에 대해 기후변화대책으로 탄소세가 부과될 경우를 가정하여 수소제조 비용의 변화를 추정해 보았다. 탄소세율을 추정하기 위해 전 세계 탄소 배출권 거래시장에서 최근 시장가격과 시장전망가격을 추정한 결과를 이용하였다. 탄소세율은 탄소포집기술을 가정한 설비에서는 수소제조비용에 미치는 영향이 거의 없으며, 탄소포집기술이 없을 경우에는 보다 많은 영향을 미치는 것으로 나타났다. 특히 분산형의 경우 기술진보에 의해 탄소세율은 크게 감소할 것으로 분석되었다. 수소제조비용에 대한 추정결과는 기술진보만을 가정한 경우와 거의 차이가 없었으며, 약간의 비용 상승이 있는 것으로 분석되었다.
석탄가스화에 의한 수소제조비용 기준안 시나리오에서는 대규모 중앙 집중식에서 탄소포집기술을 감안할 경우와 감안하지 않을 경우만 분석하였다. 투입된 석탄 비용은 수소 1㎏당 $0.24로 전제하였는데, 이는 전체 수소제조비용 $1.48/㎏의 17% 정도이다. 또한 이산화탄소 포집기술을 감안할 경우 전체 수소제조비용은 $1.62/㎏로 약 20센트 정도 상승하였다. 석탄가스화에 의한 수소제조비용은 천연가스 개질법에 비해 2030년까지 보다 안정적인 것으로 분석되었다. 즉, 탄소포집기술을 포함하지 않은 대규모 중앙집중식의 경우 2008년 수소 1㎏당 $1.43에서 2030년에 $2.06으로 약 60센트 정도 상승하였고, 탄소포집기술을 감안할 경우는 2008년 $1.62에서 2030년 $2.33로 약 70센트 상승하였다.
한편 석탄가스화에서 생산 증가에 따른 기술진보를 가정할 경우 설비별 생산비용은 점차 감소하는데 천연가스 개질법과 마찬가지로 수소가 본격적으로 생산되는 시점을 2015년으로 가정하였다. 또한 석탄투입비율은 생산이 2배 확대될 때마다 8% 감소하고, 전력은 탄소포집기술이 고려되지 않은 경우 68% 감소하고, 탄소포집기술이 감안된 경우 53% 감소하는 것으로 가정하였다. 또한 이산화탄소 발생량도 기술진보에 따라, 탄소포집기술이 고려되지 않은 경우 11% 감소하고, 탄소포집기술이 고려된 경우 27% 감소하는 것으로 전제하였다.
기술진보를 가정할 경우 천연가스 개질법에 비해 기술진보의 효과가 크게 나타나 2015년 이후에 가격이 떨어졌다가 상승세가 많이 약화되는 모습을 보였다. 또한 탄소포집기술을 감안한 경우의 제조비용은 초기에는 더 높지만 2015년 이후에는 탄소포집기술을 감안하지 않은 경우의 격차가 크게 줄어드는 것을 알 수 있었다.
다음으로 석탄을 이용한 수소제조과정에서 발생하는 이산화탄소에 대해 탄소세가 부과될 경우 수소제조비용의 변화를 추정해 보았다. 탄소세율을 추정하기 위해 천연가스 개질법에서 가정한 것과 같은 과정을 적용하였다. 탄소세율은 탄소포집기술을 기정한 설비에서는 거의 영향이 없었고, 탄소포집기술이 없을 경우에는 보다 많은 영향을 미치지만 양자 간에 큰 차이는 없었으며, 2030년에 근접할수록 두 경우의 비용이 거의 수렴하는 양상을 보였다.
본 연구에서 추정된 수소제조비용 추정결과를 평가하기 위해 선행연구를 검토한 결과를 요약하면 다음과 같다.
우선 천연가스를 이용하는 수소제조에 대한 선행연구들은 대규모 중앙집중형 및 분산형에서 메탄스팀개질(SMR)기술을 이용한 수소제조비용을 추정하였다. 추정된 수소제조단가는 대략 $1.00~$4.00/㎏로 다양하며, 이러한 차이는 효율성(또는 기술진보), 원료가격, 최종소비지까지의 운송 및 저장비용, 탄소처리비용/탄소세, 수소제조시설의 크기에 대한 가정들에 차이가 있기 때문이다. 따라서 순수하게 천연가스를 이용하여 수소를 제조하는데 드는 비용은 대략 $1.00~$2.00/㎏ 혹은 $1.00/㎏ 이하이며, 대부분의 선행연구에서는 미래 기술발전과 더불어 수소제조비용은 감소될 것으로 추정하고 있다.
예를 들변 The National Academies(2004)는 2004년 $1.03/㎏, 2011년 $0.92/㎏으로 추정하였는데, 이러한 수소단가는 최대 생산 가능량이 1,200톤/일인 대규모 시설에서 원료인 천연가스를 $4.50/MMBtu에 구입하여 수소를 제조하며, 탄소포집기술을 이용하지 않고 파이프라인을 이용하여 최종소비지까지 운반하는 경우를 가정하여 계산하였다. 배송 및 연료주업비용과 탄소세를 포함하는 경우의 수소단가는 2004년 $2.11/㎏, 2011년 $1.73/㎏로 추정되었다. 반면 Argonne National laboratory(2005)는 2010년의 수소단가를 $3.21~$3.72/㎏로 추정하였는데, 이러한 단가는 천연가스를 $5.03/MMBtu에 구입하여 최대 생산 가능량이 150톤/일인 대규모시설에서 생산하는 경우를 전제한 것이다. 또한 분산형 천연가스-수소제조단가는 $4.09~$4.42/㎏로 추정되었다.
석탄을 이용한 수소제조에서도 원료인 석탄가격, 탄소포집분리기술(CCS) 또는 탄소세, 운반 및 저장 방법, 그리고 수소제조시설 크기(최대 용량), 생산효율성에 따라 수소단가가 달라진다. 추정된 수소단가는 대략적으로 $1.00~$4.00/㎏ 또는 $1.00/㎏ 이하의 범위에 있다. 대부분의 선행연구에서는 미래 기술발전과 더불어 수소제조비용은 감소될 것으로 추정하고 있다. 예를 들면 MTR/DOE의 연구에 의하면 현재 87%의 탄소분리가 가능하고, 석탄을 3 00톤/일(가격:$29/톤) 투입하는 경우에 수소단가는 $1.10/㎏로 추정되었다. 반면 100% 탄소분리가 가능한 경우 (2015년 목표)에는 $0.79/㎏로 추정되었다. 이때 탄소분리비용은 $10/㎏로 가정하였다. 탄소분리에 추가적인 비용이 소요됨에도 불구하고 수소단가가 낮아지는 이유는 미래 기술진보에 따른 효율성 향상(59%에서 75.5%로) 때문이다. NREL(2002)은 최대생산가능량이 150톤/일인 대규모 시설(파이프라인)에서 석탄을 $1.10/MMBtu(dry HHV)에 구입하여 제조한 수소단가는 $1.62/㎏이며, 수소운반비용 $2.94/㎏과 수소투입비용 1.07/㎏을 포함하면 $5.62/㎏이 될 것으로 추정하였다.
본 연구의 결과와 해외 선행연구 결과의 가장 큰 차이점은 대부분의 선행연구들이 수소제조비용이 점차 하락할 것으로 예측했다는 것이다. 이들 연구에서는 비용 구조에 가장 큰 영향을 미치는 천연가스, 석탄, 전력과 같은 투입연료 가격에 대한 추정을 별도로 행하지 않았다. 그러나 본 연구결과가 보여주듯이 기술진보가 발생하더라도 기술진보에 의한 생산비 저감효과가 연료가격 상승으로 인한 효과를 압도하지 못하며 수소제조비용은 미래로 갈수록 상승한다. 이런 측면에서 본 연구의 기여도가 부각된다고 할 수 있다.
다음으로 천연가스와 석탄을 이용하여 수소를 생산할 때 발생하는 대기 배출물 및 에너지 투입량을 정량적으로 알아보기 위해 전과정목록분석(LCIA)을 수행하였다.
그 결과 수소 1㎏을 생산하는 과정에서 천연가스 스팀개질법(SMR)의 경우 각 시스템별로 4.1~15.2㎏의 이산화탄소가 직간접적으로 발생하고, 기술개선에 의해서도 역시 3.5~12.9㎏이 발생하는 것으로 나타났다. 또한 석탄가스화(CG) 방법에 의해서는 6.4~21.5㎏의 이산화탄소가 발생하고, 기술개선에 의해서 4.5~18.5㎏의 이산화탄소가 발생하는 것으로 나타났다. 각 제조방법별로 이산화탄소는 수소제조단계에서 발생하는 직접 배출량이 대부분을 차지한다. 이산화탄소 배출량이 가장 많은 시스템은 탄소포집기술이 없는 대규모 중앙집중형 석탄가스화 공정이었고, 가장 적은 시스템은 탄소포집기술이 적용되고, 기술진보를 가정한 천연가스 개질법이었다. 한편 이산화황 배출량이 가장 많은 시스템은 분산형 천연가스개질법이었고, 배출량이 가장 적은 시스템은 기술진보를 전제한 대규모 중앙집중형 석탄가스화 시스템이었다.
에너지 효율성 측면에서 비교해보면, 가장 효율적인 시스템은 기술진보를 가정한 중앙집중형 천연가스 개질법이고, 분산형 천연가스개질법의 효율이 가장 낮은 것으로 나타났다.
나. 정책적 함의
경제성 측면에서 천연가스와 석탄을 이용하는 방법 모두 시간이 경과함에 따라 투입연료비가 증가하며, 기술진보에도 불구하고 수소제조비용도 지속적으로 증가함을 알 수 있다. 또한 천연가스에 비해 석탄을 이용한 수소제조비용의 가격 상승폭이 낮고 비용에 비해 보다 효율적인 것으로 분석되었다. 석탄 가스화 기술은 천연가스 개질법에 비해 아직 상용화되기 어려우므로 단기적으로는 천연가스 개질법을 중심으로 추진하되 중장기적으로는 석탄 가스화에 중점을 두는 것이 적합하다. 또한 양 시스템 모두 분산형 시스템보다는 중앙집중식 시스템에서 생산비용이 더 낮게 나타나 초기에는 분산형 시스템으로 시작하더라도 중장기적으로는 중앙 집중식으로 전환할 필요가 있을 것으로 보인다.
환경적 측면에서 수소는 사용단계에서 이산화탄소를 배출하지 않아 미래의 청정한 대체에너지로 각광받고 있지만, 실제로 제조단계에서 다량의 이산화탄소를 배출하기 때문에 오히려 환경부담을 가중시킬 수 있음을 알 수 있다. 따라서 중장기적으로는 화석연료가 아닌 신재생에너지를 이용한 수소제조방식으로 전환해야한다. 또한 경제적으로는 석탄가스화를 이용한 수소제조가 경제성이 높기 때문에 천연가스개질법에 비해 선호될 수 있을 것이나, 환경성 분석 결과를 보면 이산화탄소 발생량에 관한 한 석탄가스화가 천연가스개질법에 비해 불리하고 볼 수 있다. 다행스럽게도 석탄가스화에서 탄소포집기술을 적용하더라도 천연가스개질법에 비해 경제성이 우수한 것으로 나타났다는 것이다. 즉 환경성을 기술적으로 개선함에 따른 비용이 들더라도 석탄가스화에 의한 수소제조 방식이 더 경제적이므로 종국적으로는 천연가스 개질법에서 석탄가스화 방식으로 전환함이 바람직하다고 하겠다.
본 연구에서는 많은 가정을 전제하여 수소제조원별 수소제조비용을 추정하였고, 이를 2030년까지 확장하여 기술저감 시나리오와 탄소세 부과 시나리오에 대해 시뮬레이션을 시도하였다. 따라서 여러 가지 가정으로 인해 정확한 추정이 어려움을 감안할 필요가 있다. 특히, 수소제조비용 추정에 가장 많은 영향을 미치는 천연가스, 석탄, 전력가격 예측이 신뢰성을 확보하여야 하나 아직 국내에는 이러한 에너지원에 대한 장기 가격 추정이 제대로 이루어지지 못한 상태이다. 본 연구에서는 여러 가지 제약상 정확한 추정이 이루어지지 못했으며, 향후 에너지원별 가격에 대한 장기적인 예측 모형을 개발하여야 할 것이다.
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 significantly.
Prediction if CG H₂ production costs
In the reference case without CCS, coal price at the starting date was assumed as $0.24/H₂㎏, 17% of total production cost ($1.43). The production cost with the CCS increases into $1.62/H₂㎏. Compared to the SMR method, CG method was more stable with regard to the H₂ production cost. More specifically the production cost of large central system without CCS increases by $0.6 between 2008 and 2030, while the production cost with the CCS increases by $0.7 during the same period.
With the technological progress, input ratio of coal declines by 8%, input ratio of electricity decreases by 68% without CCS, while declines by 53 % with the CCS. The emission level of CO₂ diminishes by 11 % without CCS, 27% with the CCS according to the technological progress.
The production cost of hydrogen decreases considerably after 2015 as the technological progress is included. Also, the production cost with the CCS is higher than that without CCS in the initial stage, but after 2015, the gap of production cost diminishes.
The impact of carbon tax scenario was not significant for with the CCS as well as without CCS. We observed that the two production costs converge into the same price at 2030.
Most of previous studies on the estimation of hydrogen production costs did not consider changes in input energy prices such as natural gas, coal, and electricity. Nor the technological progress and carbon tax scenarios were included in most cases. This study is distinguished from other studies in these contexts.
LCA on the SMR-H₂ and CG-H₂
In the case of SMR-H₂, CO₂ was emitted at the level between 4.1 and 15.2㎏ per ㎏ of H₂ depending on different systems, while the level was 3.5~12.9㎏ per ㎏ of H₂ for the technological progress case. In the case of CG-H₂, the emission level of CO₂ was 6.4~21.5㎏ per ㎏ of H₂, while the level was reduced into 4.5~18.5㎏ for the technological progress.
The above outcomes show that hydrogen energy is not clean and carbon neutral when we consider the production process of hydrogen. In the context of economic costs, coal gasification is better than the steam methane reforming, but in the environmental aspect, the latter is better than the former. Thus, we need to consider both of economics and environmental aspects of hydrogen energy when we have to determine investment on a new technology.
3. Conclusion and Policy Implication
This research shows that the production cost of hydrogen based on natural gas and coal depends on various kinds of factors such as projection of natural gas price as well as coal price, forecast of electricity, progress of technological change, environmental policy such as carbon tax on the emission of green house gases, and etc. Overall, economically, hydrogen production using coal gasification is more stable and cost-effective than the SMR approach. However, when we consider environmental aspects, hydrogen production using natural gas is more environment-friendly than the CG approach. Therefore, policy makers should consider economics as well as environmental aspects in determining the energy mix strategy of hydrogen energy in the future.
목차
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
참고문헌 (0)
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전기 및 수소차 보급 확산의 환경적·경제적 영향분석: 계산가능일반균형모형(CGE)의 적용
자원·환경경제연구
2019 .01
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미래 수소경제 실현을 위한 기반구축 연구 : 가정·상업 및 발전부문의 수소공급 인프라 구축
에너지경제연구원 연구보고서
2010 .12
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충남지역 신재생에너지산업 육성을 위한 지역네트워크 플랫폼 구축방안에 관한 연구: 바이오가스 기반 수소공급 산업육성 사례
동북아연구(구 통일문제연구)
2017 .01
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수소산업 육성정책
한국지방정부학회 학술대회자료집
2019 .05
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미래 수소경제 실현을 위한 기반구축 연구 : 수송부문의 수소공급 인프라 구축
에너지경제연구원 연구보고서
2009 .12
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수소연료전지 자동차 (FCEV) 충전용 수소 시장조성을 위한 정책연구
에너지경제연구원 수시연구보고서
2018 .03
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미래 수소경제 실현을 위한 기반 구축 연구 : 수소경제 이행의 산업 및 국민경제 파급효과 분석
에너지경제연구원 연구보고서
2010 .12
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동태 CGE 모형을 활용한 수소에너지 보급의 경제적 영향 추정
자원·환경경제연구
2007 .01
이 논문의 저자 정보
이 논문과 함께 이용한 논문
수소에너지 현황과 전망
김종원
한국에너지학회 학술발표회
2005
.11
수소 생산 및 수송방법에 따른 경제성 및 환경성 비교 분석
김수현
,
유영돈
,
김형식
외 3명
한국신·재생에너지학회 학술대회 초록집
2017
.05
수소경제 도래에 대비한 수소공급의 시스템적 접근
부경진
,
조상민
,
김봉진
에너지경제연구원 연구보고서
2007
.12
제철소 부생가스 활용 생물학적 수성가스 전환 공정 적용에 따른 수소 생산 비용 분석
김수현
,
유영돈
,
박성호
외 1명
한국신·재생에너지학회 학술대회 초록집
2017
.05
미래 수소경제 실현을 위한 기반구축 연구 : 원자력을 이용한 수소 제조 비용 추정
정경화
,
안지운
,
배정환
외 1명
에너지경제연구원 연구보고서
2008
.12
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