수소는 전력·수송·산업 열원에서 화석연료를 대체할 수 있는 후보입니다. 본 문서는 발전, 모빌리티, 산업 공정의 세 부문에서 수소의 효율·배출·비용을 정량·정성 기준으로 평가하고, 이득과 문제점, 실행 가능한 해결방안을 제시합니다.
발전 부문: 비용·효율·배출 균형 평가
수소 발전은 내연 연소 터빈과 연료전지 방식으로 구분됩니다. 연소 터빈은 기존 가스터빈에 수소 혼소 또는 100% 연소를 적용하며, 복합발전 기준 열효율은 설계·연료 조건에 따라 약 50~60% 범위를 보입니다. 연료전지 발전은 PEMFC·SOFC가 대표이며, 시스템 효율은 45~60% 수준이고 열회수(CHP) 시 종합효율이 80%에 접근합니다. 배출 측면에서 그린수소 사용 시 CO₂ 직접배출은 0에 가깝지만, 연소 터빈은 화염온도에 따른 NOx가 발생하므로 저 NOx 버너·수분 분사·SCR 등 통제가 필요합니다. 연료전지는 연소 과정이 아니므로 NOx 배출이 매우 낮아 지역 대기질 개선에 유리합니다. 비용은 수소 원가(LCOH), 설비투자(CAPEX), 운전비용(OPEX), 전력·용수 가격, 이용률이 좌우합니다. 그린수소의 LCOH는 전력비와 전해 효율(일반 65~75% LHV), 가동 시간대에 크게 의존하므로 잉여 재생전력 연계, 장 주기 PPA, 전해조 대형화가 핵심입니다. 저장·운송은 고압 기체, 액화, 암모니아·LOHC 캐리어 중 선택하며, 액화는 25~35% 수준의 에너지 손실과 냉열 유지 비용이 추가됩니다. 이득은 장 주기 저장(LDES)과 피크부하 대체, 분산형 무탄소 전원 확보입니다. 문제점은 연료공급망 초기 비용, 저장·운송 손실, 혼소 안정성·NOx 관리, 연료전지 촉매 내구성입니다. 해결방안으로 ① 전해조-재생에너지 동시 증설과 피크·오프피크 요금차 활용, ② 해상 도입선의 암모니아 캐리어 채택 및 분해 효율 개선, ③ 혼소→전소 단계 로드맵과 질소 희석·수증기 주입 패키지, ④ 백금군 촉매 저감·수명 향상 및 사이클 최적화를 제안합니다. 또한 LDES의 체계적 가치평가(정전 회피, 재생 변동 보완, 용량 신뢰도)와 용량요금·무정전 보상 제도가 경제성을 높입니다.
모빌리티 부문:사업성 비교
수송 분야에서는 연료전지전기차(FCEV), 수소 내연기관, 선박·철도·항공으로 확장됩니다. BEV는 “발전→송전→충전→구동” 종단 효율이 높지만, 수소 체인은 “전력→전해→압축/액화→운송→충전→연료전지→구동”의 다단 손실이 존재합니다. 그럼에도 중·대형 상용차, 장거리·고가동률 노선, 혹한·고온 환경, 짧은 급유 시간이 요구되는 운송에서는 FCEV의 이용률·회전율 이점이 비용을 상쇄할 수 있습니다. 주행 중 배출은 사실상 0이며 소음·진동이 낮아 도심 대기질·소음 규제 대응에 유리합니다. 총배출은 수소 생산경로에 좌우되므로 청정수소 인증(탄소집약도 gCO₂e/MJ)과 보급정책 정합성이 핵심입니다. 비용 측면에서 차량가격은 스택 및 700 bar 복합재 저장용기 비중이 크며, 스택 내구성(5,000~20,000h), 전력밀도 향상, 규모의 경제가 TCO를 낮춥니다. 연료비는 수소 kg당 가격과 주행 효율(승용 0.8~1.2kg/100km, 대형버스 7~9kg/100km 가정), 충전소 CAPEX와 이용률에 의해 결정됩니다. 이득은 ① 디젤 대비 PM·NOx 대폭 감소, ② 장거리·고하중 운송에서 가동률·급유시간 우위, ③ 혹한기 주행거리 안정성, ④ 수 이 뷰 의존도 완화입니다. 문제점은 ① 연료가격 변동성과 초기 공급망 취약, ② 충전소 입지·안전·인허가, ③ BEV와의 인프라 경쟁, ④ 잔존가치 불확실성입니다. 해결책은 ① 물류거점·차고지 중심 클러스터형 충전망, ② 그린/블루 혼합 도입과 장기공급 계약, ③ 차량·연료·인프라 동시 지원(차량 보조+수소가격 지원+충전소 세액공제), ④ 리스·잔존가치 보장 프로그램입니다. 선박·철도·항공은 암모니아 연료, 수소 터빈, e-연료 경로를 병행하며, IGF Code 등 국제규격 기반의 안전·표준화가 전제됩니다.
산업 공정: 구조 로드맵
제철·정유·화학·시멘트 등 고온 열·환원 공정에서 수소는 원료·환원제·열원으로 활용됩니다. 제철에서는 수소 직접환원(DRI)+전기로(EAF)가 고로 대비 CO₂를 크게 감축합니다. 에너지 흐름(전력→수소→환원→EAF)에서 손실이 있으나, 재생전력·그린수소 조합 시 단위 톤당 배출량이 탄소가격·국경조정(CBAM) 체계에서 유리합니다. 화학·정유 공정에서 그레이수소를 청정수소로 대체하면 공정 배출이 직접 감소하고, CCUS 병행 시 감축 효율이 커집니다. 열원 대체에서는 수소 보일러·산소연소·수소버너가 800~1,600℃의 공정열을 제공할 수 있으나, 화염 특성·재질 열화·산화 분위기 변화에 대한 공정 적합성 검증이 필요합니다. 비용은 전환 CAPEX(환원로·버너·배관 교체), 가동중단 손실, 수소 가격·공급 안정성에 좌우됩니다. 이득은 ① ETS·CBAM 비용 회피, ② 저탄소 제품 프리미엄, ③ 공정 오염물질 동시 저감, ④ ESG 신용도 개선입니다. 문제점은 ① 대규모 연중 수소 공급, ② 배관·저장 안전과 누설·취성(수소취성) 관리, ③ 화염특성 변화로 인한 품질 리스크, ④ 지역별 전력·수소 가격 격차입니다. 해결방안은 ① 산업단지형 수소 허브(배관·액화·암모니아 크래킹)와 공동 구매·장기계약, ② 합금·코팅·밀폐·감지센서(파이버·초음파)로 취성·누설 리스크 최소화, ③ 파일럿→실증→단계 확산 로드맵, ④ 저탄소 제품 라벨링·녹색조달·차액정산(CfD)으로 초기 비용 회수, ⑤ 국제 청정수소 인증 상호인정으로 원산지·탄소집약도 투명화입니다. 잉여 열·수소의 P2X(예: e-메탄올) 연계로 계통안정과 공정유연성도 확보할 수 있습니다. 수소는 발전의 장 주기 저장과 무탄소 전원, 모빌리티의 고가동률 운송, 산업 공정의 직접환원·열원 대체에서 효율·배출·비용의 균형점을 형성합니다. 공급망·인프라·표준·인증을 동시 설계하고, 단계적 투자·장기계약·정책 3 트랙을 결합해 사업성과 탄소감축을 함께 달성하시기 바랍니다.