안녕하세요 스타벅 입니다.
지난 포스팅에서 수소의 생산과 관련한 업스트림을 정리했는데요 이번에는 수소 밸류체인의 미드스트림인 저장과 운송에 대해서 정리해 보았습니다.
수소가 깨끗하고 유연한 에너지 시스템에서 의미 있는 역할을 한다면, 장기간에 걸쳐 대량의 에너지를 저장하고 매우 먼 거리를 이동할 수 있기 때문일 것입니다. 따라서 배송 인프라 선택과 비용이 매우 중요합니다.
오늘날 수소는 일반적으로 압축가스 또는 액체 형태로 저장 및 전달됩니다. 대부분은 현장에서 생산 및 소비되거나(약 85%) 트럭이나 파이프라인을 통해 운송됩니다(약 15%). 앞으로 이러한 소비와 운송 옵션 간의 균형이 변경될 수 있습니다.
수소를 트레이딩 하는 다양한 옵션의 경쟁력은 수소가 운송되는 거리, 규모 및 최종 용도에 따라 달라집니다. 장거리 운송을 통해 저비용 생산 지역에서 고비용 생산 지역으로 수소를 수출할 수 있습니다.(Figure 24). 에너지 수입에 의존하는 국가의 경우 수소의 트레이딩은 에너지원의 다양성을 개선하고 에너지 안보를 강화할 수도 있습니다.
이 포스팅에서는 다음 3가지에 대해 살펴보려고 합니다.
1. 수소 및 수소 운반체에 대한 가능한 저장 옵션
2. 기존 천연가스 그리드를 사용하여 수소를 수송하고 분배할 가능성
3. 장거리 전송 및 지역 분배를 위한 다양한 배송 옵션과 비용
4. 여러 무역항로에 대한 저장, 전송 및 유통의 총비용 평가
수소 밸류체인
수소 저장
오늘날 수소는 소규모 모바일 및 고정 응용 분야를 위해 탱크에 가스 또는 액체로 저장되는 것이 가장 일반적입니다. 그러나 향후 대규모 및 대륙 간 수소 가치 사슬의 원활한 운영을 위해서는 훨씬 더 다양한 저장 옵션이 필요합니다.
▣ 수소 저장의 필요성과 효과
예를 들어 수출 터미널에서는 운송 전 짧은 기간 동안 수소 저장이 필요할 수 있습니다. 차량 충전소에는 몇 시간의 수소 저장이 필요하며, 며칠에서 몇 주 동안 저장하면 사용자가 수소 공급과 수요의 잠재적 불일치로부터 보호하는 데 도움이 됩니다. 전기 공급 또는 열 수요의 주요 계절적 변화를 연결하거나 시스템 복원력을 제공하기 위해 수소를 사용하는 경우 훨씬 더 장기적이고 더 큰 저장 옵션이 필요할 것입니다.
가장 적합한 저장 매체는 저장 용량, 저장 기간, 필요한 배출 속도 및 다양한 옵션의 지리적 가용성에 따라 다릅니다. 그러나 일반적으로 지하(geological) 저장은 대규모 및 장기 저장에 가장 적합한 옵션인 반면 탱크는 단기 및 소규모 저장에 더 적합합니다.
지하 저장
소금동굴, 고갈된 천연가스 또는 오일 저장소 및 지하수층은 모두 대규모, 장기 수소 저장을 위해 가능한 옵션입니다(HyUnder, 2014; Kruck et al., 2013). 이 옵션들은 현재 천연가스 저장에 사용되며 상당한 규모의 경제, 높은 효율성(주입된 수소의 양을 추출할 수 있는 양으로 나눈 값), 낮은 비용과 낮은 토지 비용을 제공합니다. 이러한 특성은 수소가 천연가스에 비해 에너지 밀도가 낮음에도 불구하고 수소 저장을 위한 가장 저렴한 옵션이 될 가능성이 있음을 의미합니다. (Bünger et al., 2014).
① 소금 동굴은 1970년대 이후 영국과 1980년대 이후 미국의 화학 부문에서 수소 저장을 위해 사용되었습니다. 일반적으로 비용이 적게 듭니다. USD 0.6/kgH2 이하, 약 98%의 효율을 가지며, 저장된 수소를 오염시킬 위험이 낮습니다(H21, 2018; Bünger et al., 2014; Lord, Kobos and Borns, 2014).
높은 압력은 높은 방전율을 가능하게 하여 산업 및 전력 부문 응용 분야에 매력적입니다. 일반적으로 소금동굴 저장고는 일련의 별도의 저장고로 운영되기 때문에, 천연가스 저장 시설은 수소 사용이 증가함에 따라 한 번에 하나씩 수소 저장소로 전환되어 초기 비용을 줄일 수 있습니다.
미국은 현재 운영 중인 가장 큰 소금 동굴 수소 저장 시스템을 보유하고 있습니다. 정제 및 화학 제품의 공급과 수요를 관리하는 데 도움이 되도록 근처의 증기 메탄 개질기(10~20,000톤의 H2(ktH2) 사이)에서 약 30일 동안 생산된 수소를 저장할 수 있습니다. 영국에는 1 ktH2를 저장할 수 있는 3개의 소금 동굴이 있으며, 독일에서는 소금 동굴에 3.5 ktH2 저장 실증 프로젝트를 준비 중입니다(2023년 예정).
② 고갈된 석유 및 가스 저장고는 일반적으로 소금동굴보다 크지만 투과성이 더 높으며 수소 배출 전에 제거해야 하는 오염 물질을 포함하고 있어 연료 전지에 사용하기 전에는 오염물질이 제거돼야 합니다.
③ 지하수층은 세 가지 지질학적 저장 옵션 중 가장 덜 성숙하며 적합성에 대해서는 다양한 의견이 있습니다(이전에 50~60%의 수소와 도시가스를 저장하는 데 몇 년 동안 사용되었지만).
석유 및 가스 저장고와 마찬가지로 천연의 저장고 벽은 대부분의 수소를 지하 깊숙이 가둡니다. 그러나 미생물, 체액 및 암석과의 반응으로 인해 수소 손실이 발생할 수 있습니다. 순수한 수소를 사용한 상업적 사용에 대해 이전에 조사되지 않았기 때문에 많은 지하수층도 탐사 및 개발 비용이 발생할 것입니다.
고갈된 저장소와 지하수층에 수소를 저장하는 실행 가능성과 비용은 아직 입증되지 않았습니다. 하지만 문제점을 극복하고 실현 가능성을 확보한다면 두 가지 모두 특히 소금동굴에 접근할 수 없는 위치에서 계절별 수소 저장에 필요한 규모의 저장을 제공할 것입니다.
지하 저장은 장기 및 대규모 저장에 대한 최상의 전망을 제공하지만 부지의 지리적 분포, 대규모 및 최소 압력 요구 사항으로 인해 단기 및 소규모 저장에 더 적합하지 않습니다. 이러한 단기, 소규모 분야에서는 탱크가 가장 가능성 있는 옵션입니다.
저장 탱크
압축 또는 액화 수소를 저장하는 탱크는 배출률(discharge rate)이 높고 효율이 약 99%이므로 연료 또는 공급 원료의 현지 재고를 즉시 사용할 수 있어야 하는 소규모 응용 분야에 적합합니다.
① 압축 수소(700bar 압력)는 휘발유 에너지 밀도의 15%에 불과(=부피가 크다) 하므로 차량 주유소에 동일한 양의 에너지를 저장하려면 거의 7배의 공간이 필요합니다. 충전소가 아닌 차량의 경우 압축 수소 탱크는 리튬이온배터리보다 에너지 밀도가 높기 때문에 자동차나 트럭에서 배터리 전기 자동차에 필요한 범위보다 더 넓은 공간이 필요합니다.
② 암모니아는 더 큰 에너지 밀도를 가지므로 이러한 대형 탱크의 필요성을 줄일 수 있지만 최종 용도에 순수 수소가 필요한 경우 변환 및 재변환을 위한 에너지 손실 및 장비와 비교하여 이러한 이점을 평가해야 합니다(아래 참조).
부피가 큰 수소의 특성 때문에 탱크의 크기를 줄이는 방법을 찾는 것을 목표로 연구가 계속되고 있습니다. 여기에는 800 바의 압력을 견딜 수 있고 따라서 더 큰 수소 압축을 가능하게 하는 지하 탱크의 범위를 살펴보는 것이 포함됩니다. 금속 및 화학 수소화물과 같은 고체 상태 물질의 수소 저장은 개발 초기 단계에 있지만 잠재적으로 대기압에서 훨씬 더 높은 밀도의 수소를 저장할 수 있습니다.
수소 운송 및 분배
수소의 낮은 에너지 밀도는 장거리 운송이 매우 비쌀 수 있음을 의미합니다. (노~~우)
그럼에도 불구하고 압축, 액화 또는 액체로 더 쉽게 운반할 수 있는 더 큰 분자로의 수소 통합을 포함하여 이 장애물을 극복하기 위해 가능한 많은 옵션을 사용할 수 있습니다. 또한 많은 국가에는 수소를 수송하고 분배하는 데 사용할 수 있는 광범위한 기존 천연가스 파이프라인 네트워크가 있습니다.
대규모 해외 수소 운송을 가능하게 하는 전용 파이프라인 및 운송 네트워크를 갖춘 새로운 인프라도 개발될 수 있습니다. 가능한 각 옵션에는 다양한 장단점이 있으며 가장 저렴한 선택은 지리, 거리, 규모 및 필요한 수소 최종 용도에 따라 달라집니다.
기존 천연가스 배관에 수소 혼소
새로운 수소 가치 사슬을 개발하는 것은 생산, 전송, 유통, 저장 및 최종 사용 인프라를 성공적으로 완료하고 연결하는 데 달려 있습니다.
이를 위해서는 많은 다양한 시장 참여자들의 공동 투자가 필요한데 개별 참여자들에게는 어려운 문제일 수 있습니다. 그러나 이미 존재하는 천연가스 인프라에 수소를 혼합하면 새로운 전송 및 분배 인프라 개발과 관련된 상당한 자본 비용을 피할 수 있습니다.
또한 혼합이 낮은 수준에서 행해지면 소비자에게 천연가스를 공급하는 비용이 증가할 수 있지만 CO2 배출량도 감소할 수 있습니다. 천연가스와 수소 혼소에 대한 국가 규정을 명확히 하고 국가 간 규정을 조화시키는 조치를 취하면 혼합을 구현하기가 훨씬 더 쉬울 것입니다.
전 세계적으로 거의 3백만 킬로미터(km)의 천연가스 전송 파이프라인과 거의 400(bcm)의 지하 저장 용량이 있습니다. 국제 액화천연가스(LNG) 운송을 위한 인프라도 구축되어 있습니다(Snam, IGU 및 BCG, 2018; Speirs et al., 2017). 이 인프라 중 일부가 수소를 운송하고 사용하는 데 사용될 수 있다면 수소 개발에 큰 도움이 될 수 있습니다.
수소 혼소의 문제점
그러나 수소 혼합은 여러 가지 문제를 가지고 있습니다.
1) 천연가스 수송 파이프라인에 수소를 3% 혼합시키면 파이프라인이 수송하는 에너지를 약 2% 감소시킵니다.(Haeseldonckx 및 D'haeseleer, 2007).
2) 최종 사용자는 주어진 에너지 수요를 충족하기 위해 더 많은 양의 가스를 사용해야 합니다. 예를 들어 금속 제련업같이 천연가스 사용에 의존하는 산업 부문은 더 많은 양의 가스를 사용해야 합니다.
3) 수소는 메탄보다 훨씬 빨리 연소됩니다.(=연소 속도가 빠름) 이것은 화염 확산의 위험을 증가시킵니다. 수소 불꽃은 연소할 때 그다지 밝지 않습니다. 높은 혼합 비율을 위해서는 새로운 화염 감지기가 필요할 것입니다.
아래 영상에서 두중 관계자분은 연소속도가 기존 가스에 비해 10배 정도 높게 때문에 화염이 꺼질 수 있는 문제도 발생가능하다고 언급을 하시네요.
4) 천연가스 스트림에 혼합되는 수소의 부피 변동성은 좁은 범위의 가스 혼합물만 수용하도록 설계된 장비의 작동에 부정적인 영향을 미칩니다(Abbott, Bowers 및 James, 2013). 또한 일부 산업 공정의 제품 품질에 영향을 미칠 수 있습니다.
가스 그리드에서 수소 혼합의 상한 범위는 연결된 장비에 따라 다르며 사례별로 평가해야 합니다. 또한 수소 혼합 허용 오차가 가장 낮은 구성 요소가 전체 네트워크의 혼합 허용 오차가 돼야 합니다
기존 그리드에 수소 혼합의 가능성
천연가스 가치 사슬에 있는 일부 기존 인프라에는 수소 혼합에 대한 내성이 높습니다(그림 25). 가스 배관망과 미터기, 보일러, 조리기구 등이 수소 혼합 가능 비율이 높습니다.
예를 들어 폴리에틸렌 분배 파이프라인은 최대 100% 수소를 처리할 수 있으며 영국의 H21 Leeds City Gate 프로젝트는 가스 분배 네트워크를 통해 수소를 전달하여 가정과 기업에 열을 공급할 수 있는 타당성을 입증하는 것을 목표로 합니다. 마찬가지로 소금 동굴은 업그레이드할 필요 없이 천연가스 대신 순수한 수소를 저장할 수 있습니다. 유럽의 많은 가스 가열 및 조리 기기는 최대 23%의 수소에 대해 인증을 받았지만, 수년 동안 이러한 수준의 사용에 따른 영향은 여전히 불분명합니다(Altfeld 및 Pinchbeck, 2013).
▣ 산업 분야에서 수소 혼소 가능성은 추가 검토 필요
가장 큰 제약은 수소 혼합에 대해 많은 산업 응용 프로그램이 인증되지 않았거나 세부적으로 평가되지 않은 산업 부문에 있을 가능성이 높습니다.
예를 들어, 천연가스를 공급 원료로 사용하는 화학제품 생산자는 가스 함량의 사양을 규정하는 천연가스 공급업체와의 계약 및 공정을 조정해야 할 수 있습니다.
기존 가스 터빈의 제어 시스템과 씰은 수소의 특성에 맞게 설계되지 않았으며 5% 미만의 혼합 수소를 견딜 수 있습니다(ECS, 2015).
혼합 수소의 최대 권장 수준이 2%인 가스 엔진에서 유사한 문제가 발생합니다. 기존 터빈과 엔진을 약간 수정하면 더 높은 수소 혼합 수준을 처리할 수 있으며 새로운 장비는 더 높은 수준의 수소에 대처할 수 있도록 특별히 설계될 수 있습니다. 그러나 그러한 조정에는 시간과 비용이 소요됩니다.
IEA 내용은 2015년 자료가준인데요 위에서 말한 '조정'을 하면 현재 가스터빈의 수소 혼소 가능비율을 50~60%까지 올릴 수 있습니다. GE동영상에서 언급했듯이 밀도가 낮기에 수소 혼소에는 배관의 조정이 불가피해 보입니다.
가스 품질에 대한 기존 국가 규정은 혼합에 가장 잘 대처할 수 없는 영역의 수준에서 규정되고 있습니다. 많은 지역에서 최대 2% 혼합을 지정하고 일부는 4%에서 6% 사이를 지정합니다(그림 26).
독일은 최대 10%를 지정하지만 CNG 충전소가 네트워크에 연결된 경우 2% 미만입니다. 특정 장비에 대한 사양도 제한적일 수 있습니다. 예를 들어, 유럽 표준에서는 가스 터빈의 제어 시스템 및 씰에 대해 천연가스 스트림의 수소 함량이 1% 미만이어야 한다고 규정합니다.
천연가스는 국제적으로 거래되기 때문에 국경을 넘어 혼합 한도를 조화시키는 것이 수소 혼소를 지원하는 중요한 단계입니다. 표준은 또한 시간 경과에 따른 수소 혼합 수준의 변동 가능성을 고려해야 합니다. 유럽에서는 여러 기술 위원회 및 산업 실무 그룹(예: HyReady 및 HIPS-Net)이 수소 혼합에 대한 표준을 검토하고 있으며, 유럽 위원회도 표준 및 천연가스 네트워크(Eurogas, 2018) 표준을 검토 중입니다.
저탄소 천연가스 인증 문제
가스 그리드에 주입된 수소의 양과 탄소 강도를 추적하는 것도 중요합니다. 이러한 방법(때때로 "원산지 보증"이라고 함)은 사업자가 저탄소 가스 공급에 대한 프리미엄을 지불 받는 경우에 필수적입니다.
유럽에서 CertifHy 프로젝트는 원산지 보증을 위한 운영 프레임워크를 설계했으며 75,000개 이상의 디지털 인증서를 발행했습니다.
그리드 자체와 관련된 문제 외에도 더 높은 혼합 수준을 가져오는 정책은 가정, 사무실 및 공장의 장비를 교체하기 위한 전략을 통합해야 합니다. 변환은 지역별로 점진적으로 수행될 수 있습니다.
이런 종류의 정책을 실행하는 것은 시간과 비용이 많이 들지만 전례가 없는 것은 아닙니다. 영국, 오스트리아, 독일, 미국은 1960년대와 1970년대에 도시가스(town gas, 수소 50% 포함)에서 천연가스로 전환했습니다. 영국은 10년 동안 미화 120억 달러의 비용으로 4천만 개의 가전제품을 교체했습니다(Dodds and Ekins, 2013).
현재 가스 그리드에서 수소 혼합을 조사하는 37개의 시범 프로젝트가 있습니다. 네덜란드의 Ameland 프로젝트는 수소를 최대 30%까지 혼합하는 것이 보일러, 가스 오븐 및 조리기구를 포함한 가정용 기기에 어떤 어려움도 제기하지 않는다는 것을 발견했습니다(Kippers, De Laat 및 Hermkens, 2011). 주입은 또한 전송 및 배포 수준 모두에서 테스트되었습니다. 다른 유럽 프로젝트는 지하 저장소의 기술 및 모니터링 요구 사항을 테스트하고 있습니다(Hypos, 2017).
전반적으로 수소 혼합은 수소 생산 비용 외에 약 USD 0.3/kgH2에서 USD 0.4/kgH2까지 비용을 약간 증가시킬 가능성이 있습니다. 이러한 비용 증가는 가스 배관망에 주입 스테이션이 필요하고 운영 비용이 높아지기 때문에 발생합니다(Roland Berger, 2017).
새로운 수소 전송, 분배 인프라
생산 지점에서 최종 사용자에게 수소를 운송하기 위해 여러 가지 새로운 옵션을 개발할 수 있습니다. 천연가스와 마찬가지로 순수한 수소는 밀도를 높이기 위해 운송되기 전에 액화될 수 있습니다. 그러나 액화를 위해서는 수소를 영하 253°C까지 냉각해야 합니다.
수소 자체가 이 에너지를 제공하는 데 사용된다면 초기 수소량의 약 25%에서 35% 사이를 소비할 것입니다(2014년 기술 기준)(Ohlig and Decker, 2014). 이는 초기 천연가스 양의 약 10%를 소비하는 천연가스를 액화하는 데 필요한 것보다 훨씬 더 많은 에너지입니다. (헨리허브 115% 이유 기억하시죠?)
또 다른 가능성은 액체로 더 쉽게 운반할 수 있는 더 큰 분자에 수소를 통합하는 것입니다. 옵션에는 암모니아와 LOHC가 포함됩니다. 암모니아와 LOHC는 수소보다 운송하기가 훨씬 쉽지만 종종 최종 제품으로 사용할 수 없으며 최종 소비 전에 수소를 방출하기 위해 추가 단계가 필요합니다(예를 들어 암모니아가 최종 고객이 직접 사용할 수 있는 경우 제외).
이는 추가 에너지와 비용을 수반하며 이는 낮은 운송 비용과 균형을 이루어야 합니다.
IEA의 분석에 따르면 수소를 약 1,500km 미만의 거리로 운송해야 하는 경우 파이프라인을 통해 가스로 수소를 전송하는 것이 일반적으로 가장 저렴한 옵션입니다. 천연가스의 경우 약 5,000km 미만까지는 파이프라인 전송이 저렴했었죠.
더 먼 거리의 경우 암모니아 또는 LOHC로 전송하는 것이 더 비용 효율적인 옵션일 수 있습니다. 특히 수소를 암모니아 또는 LOHC로 전환하고 다시 역으로 전환하는 비용을 고려하더라도 수소를 해외로 이동해야 하는 경우 더욱 그렇습니다.
지역 유통의 경우, 파이프라인은 더 먼 거리에 많은 양의 수소를 유통하는 데 비용 효율적입니다. 다른 경우에는 트럭이 더 저렴한 옵션일 수 있습니다.
장거리 수소 전송
장거리 에너지 수송은 에너지가 전기가 아닌 화학 연료일 때 더 쉽습니다. 화학 연료는 에너지 밀도가 높고, 운송 중 손실이 없으며, 규모의 경제 효과가 있고, 광범위한 네트워크를 통해 점대점 거래 또는 전송이 가능합니다.
대부분의 천연가스와 석유는 대규모 파이프라인과 선박을 통해 전 세계로 이동하며, 이 두 옵션 모두 수소 및 수소 운반선에도 사용할 수 있습니다. 기차를 사용하여 수소를 이동하는 것도 일부 지역에서는 내륙 옵션이 될 수 있지만 일반적으로 파이프라인을 통해 수소를 이동하는 것보다 비용이 많이 듭니다.
▣ 파이프라인
오늘날 세계적으로 약 5,000km에 가까운 수소 파이프라인이 있으며, 이는 천연가스 전송 파이프라인이 약 300만 km에 달하는 것과 비교됩니다. 이러한 기존 수소 파이프라인은 산업용 수소 생산 업체에서 운영하며 주로 화학 및 정제 시설에 수소를 공급하는 데 사용됩니다. 미국은 2,600km, 벨기에는 600km, 독일은 400km 미만입니다(Shell, 2017).
파이프라인은 운영 비용이 낮고 수명이 40~80년입니다. 그들의 두 가지 주요 단점은 수반되는 높은 자본 비용과 통행권을 획득해야 하는 필요성입니다. 이는 새로운 파이프라인을 건설하려면 미래 수소 수요의 확실성과 정부 지원이 필수적이라는 것을 의미합니다.
기존의 고압 천연가스 전송 파이프는 더 이상 천연가스에 사용되지 않는 경우 미래에 순수한 수소를 전달하도록 변환될 수 있지만 적합성은 사례별로 평가되어야 하며 파이프라인에서 사용되는 수송되는 수소의 순도 때문에 강철 유형에 따라 달라집니다. (NREL, 2013).
네덜란드의 최근 연구에서는 기존의 천연가스 네트워크를 약간 수정하여 수소를 전송하는 데 사용할 수 있다고 제안했습니다(Netbeheer Nederland, 2018; DNV GL, 2017).
주요 과제는 천연가스와 같은 양의 에너지를 공급하려면 3배 더 많은 양이 필요하다는 것입니다. 따라서 수소 성장 정도에 따라 네트워크를 통한 추가 전송 및 저장 용량이 필요할 수 있습니다. 밀도가 낮아서 그런건데 위의 GE동영상에서도 언급돼있는 중요특징입니다.
출처. world of hydrogen
암모니아는 종종 파이프라인으로 운송되며, 암모니아를 위한 새로운 파이프라인은 순수한 수소를 위한 새로운 파이프라인보다 저렴할 것입니다. 미국의 암모니아 파이프라인은 현재 수백 개의 소매 지점에 공급하며 총 길이는 4,830km입니다. 동유럽에서 2,400km의 Odessa 라인은 암모니아를 러시아에서 멀리 우크라이나까지 비료 및 화학 공장으로 펌핑합니다.
LOHC는 원유 및 디젤과 유사하므로 기존 송유관을 사용할 수 있습니다. 그러나 트럭이나 반대 방향에서 작동하는 병렬 파이프라인을 통해 수소를 다시 선적(전송) 하기 위해 LOHC를 원래 위치로 다시 이송해야 하는 필요성으로 인해 이는 복잡하고 비용이 많이 드는 운송 방법입니다.
▣ 해상운송
수입 수소는 국가가 에너지 수입을 다양화할 수 있는 범위를 제공하며, 그 결과 수소를 운송하기 위해 선박을 사용하는 데 상당한 관심이 있습니다. 현재 순수한 수소를 수송할 수 있는 선박은 없습니다. 이러한 선박은 대체로 LNG 선박과 유사하며 운송 전에 수소를 액화해야 합니다.
선박과 액화 공정 모두 상당한 비용이 수반되지만 많은 프로젝트에서 적합한 선박을 개발하기 위해 적극적으로 노력하고 있습니다. 이러한 선박은 항해 중에 증발하는 수소로 동력을 공급받을 것으로 예상됩니다(LNG 운반선에서 소비되는 천연가스의 양과 유사하게 선적된 수소화물의 약 0.2%가 하루에 소비될 가능성이 있음 BOG). 하지만 같은 선박에서 고가의 액체화물을 반대 방향으로 운송할 수 없는 경우(배홀 항차) 선박은 빈 상태로 반환해야 하기 때문에 운송비가 더 늘어날 수 있습니다.
수소 운반선 중에서 대륙 간 운송 측면에서 가장 발전된 것은 암모니아로 화학 및 액화 석유 가스(LPG) 탱커 운송하는 것입니다. 오늘날의 무역로는 아라비아 만과 트리니다드 토바고에서 유럽과 북미로 가는 운송이 활발합니다. LOHC는 석유 제품 탱커를 사용할 수 있기 때문에 선박으로 수소를 운송하는 가장 쉬운 형태가 될 것입니다. 단, 전환 비용과 사용 전 수소로 다시 전환하는 비용도 고려해야 합니다.
선박은 수소 운송을 완료한 후에 원선주에게 선박을 반선(redelivery) 해야 하기 때문에 공급 경로가 복잡해질 수 있습니다. 모든 경우에 해상 운송 공급망은 저장 탱크, 액화 및 재기화 플랜트, 전환 및 재전환 플랜트를 포함하여 필요한 인프라를 선적 및 하역 터미널에 적절하게 구축해야 합니다.
수소 장거리 전송 비용
파이프라인의 경우 모든 자본 및 운영 비용을 고려하여 IEA는 약 1,500km 동안 수소를 가스로 수송하는 데 약 USD 1/kgH2의 비용이 소요될 것으로 추정합니다(그림 27). 수소를 암모니아로 변환하는 비용은 USD 1/kgH2 정도입니다(지역마다 약간의 차이 있음).
파이프라인을 통해 암모니아를 이동하는 것이 수소보다 저렴하지만 이러한 변환 비용은 약 1,500km 동안 암모니아를 전송하는 총비용이 약 USD 1.5/kgH2임을 의미합니다.
전송 거리가 증가함에 따라 더 많은 압축기 스테이션이 필요하기 때문에 파이프라인을 통한 수소 운송 비용은 암모니아 비용보다 빠르게 증가합니다. 전송 거리가 2,500km인 경우 변환 비용을 포함하여 파이프라인을 통해 암모니아를 운송하는 비용은 수소를 가스로 운송하는 비용(약 USD 2/kgH2)과 대체로 유사합니다.
따라서 가스 형태의 수소를 파이프라인으로 전송하는 것은 전송비는 비싸지만 전환비가 들지 않습니다.
선박의 경우 전송 전에 수소 가스를 액화하거나 변환해야 합니다. 이는 수소, LOHC 또는 암모니아를 이동하고 저장하는 비용에 추가되는 비용을 수반합니다.
액체수소의 경우 수출입 터미널에 수소를 저장하는 비용도 상대적으로 비쌉니다. LOHC로 수소 1,500km를 선박으로 이동하는 비용은 USD 0.6/kgH2, 암모니아는 USD 1.2/kgH2, 액체 수소는 USD 2/kgH2입니다.
LOHC ($0.6) < 암모니아 ($1.2) < 액체 수소 ($2.0)
더 많은 선박, 더 긴 항해 거리 및 추가 보관이 필요하다는 점을 고려할 때 전송 거리가 증가함에 따라 운송 비용이 증가하지만 변환 비용에 비해 큰 정도는 아닙니다.
더 먼 거리에서의 비용 증가도 파이프라인의 경우보다 훨씬 작습니다. 위에서 언급한 바와 같이 이러한 비용은 오로지 수소 전송에만 관련됩니다. 다양한 모드의 전체 비용 비교는 지역 분배 및 수소로의 재전환 비용을 고려해야 합니다.
수소 지역 유통
수소가 수입 터미널 또는 전송 허브에 도달하면 최종 사용자에게 전달하기 위해 현지 유통이 필요합니다. 전송과 마찬가지로 수소, 암모니아 및 LOHC에 대해 이를 수행하기 위한 최상의 옵션은 볼륨, 거리 및 최종 사용자 요구 사항에 따라 달라집니다.
트럭 유통
오늘날 수소 유통은 300km 미만의 거리에서 대부분 압축가스 트레일러트럭에 의존합니다. 액체 수소 탱커 트럭은 안정적인 수요가 있고 액화 비용이 낮은 수소 운송 단위 비용으로 상쇄될 수 있는 경우에 대신 자주 사용됩니다.
두 경우 모두 수소는 트레일러에 실린 튜브에 적재됩니다. 트럭은 대체로 유사한 방식으로 암모니아 또는 LOHC를 유통하는 데 사용할 수 있습니다. 이론적으로 압축 수소 가스를 운반하는 단일 트레일러는 경량 복합 실린더(500 bar에서)에서 최대 1,100k gH2를 수용할 수 있습니다. (1.1톤)
그러나 전 세계 규정이 운반할 수 있는 튜브의 허용 가능한 압력, 높이, 너비 및 무게를 제한하기 때문에 이 무게는 실제로 거의 달성되지 않습니다. 예를 들어 미국에서 강철 튜브의 압력 제한은 트레일러의 최대 하중이 280kgH2임을 의미합니다(미국 교통부가 최근 고압 복합재 저장 용기의 제조 및 사용을 승인했음에도 불구하고).
고도로 단열된 극저온 탱커 트럭은 최대 4,000kg의 액화 수소를 운반할 수 있으며 오늘날 최대 4,000km의 장거리 여행에 일반적으로 사용됩니다. 이 트럭은 수소가 가열되어 압력이 상승하기 때문에 이 거리 이상으로 운송하기에 적합하지 않습니다.
암모니아 형태의 약 5,000kgH2 또는 LOHC 형태의 1,700k gH2는 로드 탱커에서 이동할 수 있습니다. LOHC의 경우 운반체 분자에서 수소를 추출한 후 운반체 분자를 원래 목적지로 다시 운반하기 위해 트럭도 필요할 것입니다.
파이프라인 유통
많은 현대식 저압 가스 분배 파이프는 폴리에틸렌 또는 섬유 강화 폴리머로 만들어지며 일반적으로 약간의 업그레이드로 수소를 운반하는 데 적합합니다. 영국에서는 국가 가스 전송 그리드 길이의 약 14배에 달하는 거의 전체 분배 파이프 네트워크가 가스 인프라 업그레이드 프로그램의 일환으로 플라스틱 파이프로 교체되고 있습니다.
천연가스의 유통 파이프라인은 북유럽, 중국, 북미 등 난방수요가 높은 지역에 광범위하게 분포되어 있으며, 도시 지역과 산업 클러스터에 이르기까지 광범위합니다.
수소 지역 유통 비용
오늘날 수소 가스를 운반하는 트럭이 대부분의 수소를 공급하지만 이는 상대적으로 비용이 많이 드는 옵션입니다(그림 28). 유통 거리가 늘어남에 따라 파이프라인은 트럭과의 비용 경쟁력이 높아집니다. 유통에 대한 중요한 고려 사항은 최종 사용자에게 필요한 수소의 양입니다. 대량의 수소가 필요한 경우 더 큰 파이프를 사용할 수 있으므로 배송 비용이 절감됩니다.
예를 들어, 수입 지점에서 500km 떨어진 위치에서 200MW 수소 발전소 하나에 필요한 대략적인 양인 하루 100톤(tpd)이 필요한 경우 트럭 사용은 파이프라인을 건설하는 것보다 저렴합니다. 500 tpd가 필요한 경우 파이프라인의 단위 비용이 낮아집니다.
그럼에도 불구하고 오늘날 지리적으로 분산된 주유소에 휘발유와 디젤을 유통하는 것이 대부분 트럭으로 이루어지는 것처럼 향후 10년 동안 압축가스 튜브 트레일러와 액체 수소 탱크가 주요 분배 모드로 남을 것으로 예상하는 것이 합리적입니다.
비용은 또한 필요한 수소의 최종 사용에 크게 좌우됩니다. 순수한 수소가 필요한 경우 암모니아 또는 LOHC에서 수소를 추출하는 추가 비용이 포함되어야 합니다. 이 재변환 비용은 필요한 수소의 순도에 따라 다릅니다. 수소가 연소되지 않고 연료 전지에 사용되는 경우 재변환 비용이 더 많이 듭니다.
또한 최종 사용 지점(예: 수소 충전소)에서의 재변환 비용은 중앙 집중식 재변환(예: 수입 터미널) 보다 높습니다.
IEA는 트럭으로 500km 거리에 LOHC를 배포하는 비용이 USD 0.8/kgH2이고 최종 사용 지점에서 수소를 추출하고 정제하는 비용이 USD 2.1/kgH2라고 추정합니다. 따라서 현지 유통의 총비용은 USD 2.9/kgH2입니다.
암모니아의 경우 등가 비용은 USD 1.5/kgH2이지만 최종 고객이 수소로 다시 전환할 필요 없이 암모니아를 사용할 수 있다면 유통 비용은 USD 0.4/kgH2로 상당히 낮아질 것입니다.
▶ 그래프 해석 : 파이프로 유통하는 양이 많은 옵션이 가장 저렴합니다. 가스 형태의 수소를 트럭으로 운송하는 비용이 가장 큽니다. 하지만 액체, LOHC, 암모니아의 경우 수소로 다시 변환해 줘야 하는 비용도 고려해야 하는데 이때 LOHC는 수소 추출 후 남은 유기체 분자를 운반하는 비용도 고려해야 합니다.
수소 저장, 운송 총비용
최종 사용자에게 수소를 전달하는 전체 비용은 공급망의 가능한 모든 단계를 고려해야 합니다. 다양한 수소 운반체와 운송 모드는 전환, 전송, 유통, 저장 및 재전환 비용이 매우 다릅니다. 하나의 옵션이 가치 사슬의 특정 부분에 대해 더 저렴할 수 있지만 이는 사슬의 다른 부분에서 더 높은 비용으로 상쇄될 수 있습니다.
관련된 다양한 기술은 성숙도도 다르므로 향후 비용 절감 가능성도 매우 다릅니다. 에너지, 열 및 저장 요구 사항 사이에 시너지 효과의 범위가 있을 수 있습니다.
수소를 전달하는 전체 비용은 수출입 국가에서 사용 가능한 인프라, 전송 및 유통 거리, 운송 방법 및 최종 수요에 따라 달라집니다. 대부분의 이러한 비용 요소에 대한 많은 불확실성에도 불구하고 IEA 분석에 따르면 내륙 전송 및 유통의 경우 수소 가스가 약 3,500km 미만의 거리에서 더 저렴한 옵션이라고 합니다(그림 29). 이 거리 이상에서는 암모니아 파이프라인이 더 저렴한 옵션이 됩니다. 파이프라인과 선박을 이용한 운송을 비교하면 파이프라인을 통한 수소 가스의 전송 및 분배는 약 1,500km 미만의 거리에서 더 저렴합니다.
이 거리 이상에서는 전체 비용 측면에서 대체로 유사한 LOHC 및 암모니아 선박 운송이 더 저렴한 운송 옵션이 됩니다. 그러나 암모니아 또는 일부 LOHC의 운송 및 사용은 잠재적인 안전 및 대중 수용 문제를 야기할 수 있으며, 이는 일부 상황에서 적용을 제한할 수 있습니다.
▶ 그래프 해석 : 파이프라인 전송의 경우 3500km 미만에서는 기체 수소 전송이 저렴하며 그 이상은 암모니아 형태로 전송하는 것이 더 저렴.
선박으로 운송할 경우 액체 수소가 거리에 상관없이 가장 비싸며 암모니아가 가장 저렴.
IEA 분석에 따르면 미래에는 수소를 국내에서 생산하는 것보다 수입하는 것이 더 저렴할 수 있습니다. 예를 들어, 일본은 현재 에너지 수요의 약 90%를 수입하고 있으며 기본 수소 전략에서 알 수 있듯이 수소를 에너지 다양화, 배출 감소 및 산업 리더십의 원천으로 보고 있습니다.
IEA는 2030년 일본의 산업 부문에서 호주에서 전기분해 수소를 수입할 것으로 추정합니다(약 5.5달러/kgH2)는 국산(6.5달러/kgH2)보다 저렴할 것입니다(그림 30). (포스코, ‘2050 탄소중립’ 첫 행보 … 호주.. : 네이버블로그 (naver.com))
이는 태양광 및 풍력 자원이 많은 지역에서 전기분해, 태양열 발전소 및 풍력 발전소를 결합하여 호주에서 수소를 생산하고 이 수소를 일본에서 암모니아 또는 LOHC로 사용하는 지점으로 수출하는 것을 가정합니다. 호주에서 일본으로 수소를 운송하는 데 드는 총비용(변환 및 재변환 포함)은 USD 1.5/kgH2를 약간 상회하며 이는 MWh 당 USD 45에 해당합니다. (호주에서 일본으로 LNG 운송비용보다 거의 2배 비싼 수준으로 보입니다)
암모니아는 최종 소비자가 직접 사용할 수 있다면 수소로 다시 변환하는 추가 비용이 들지 않기 때문에 훨씬 더 매력적일 것입니다. 그러나 가장 저렴한 수소 공급원은 여전히 천연가스보다 상당히 비쌉니다.
2030년 일본의 수입 천연가스 가격은 약 USD 1.2/kgH2에 해당하는 USD 10/MBtu가 될 것으로 예상됩니다. 일부 수소 최종 사용 장치는 천연가스 장치보다 효율이 높을 수 있기 때문에 실제 비용 차이는 보기보다 약간 작을 수 있지만 천연가스 시스템에 대한 수소의 경쟁력을 개선하려면 추가 비용 절감이 필요합니다.
▶ 그래프 해석 : 일본 국내에서 수소를 생산하는 비용과 암모니아를 생산해서 수소로 변환하는 비용은 kg당 6불 이상. 호주에서 수소를 수입하는 경우 생산 비용은 동일하지만 운송 비와 운송 형태에 따라 수소를 액화하는 비용이 많이 들며 수/출입 터미널 시설 비용도 상당. 반면 LOHC, 암모니아 형태로 생산하면 운송비도 적게 들고 수/출입 터미널 비용도 작습니다. 하지만 재변환하는 비용이 많이 듦.
재생 가능한 전기로 생산된 수소를 수입하는 것은 다른 많은 가능한 무역 경로에도 의미가 있는 것으로 보입니다. 암모니아를 수소로 다시 전환할 필요 없이 최종 사용자가 사용할 수 있다면 수입 비용은 훨씬 저렴할 것입니다. 예를 들어, 북아프리카에서 생산된 전기분해 수소에서 유럽으로 암모니아를 수입하는 비용은 유럽에서 생산하는 것보다 저렴할 수 있습니다(그림 31).
▶ 그래프 해석 : 천연가스에서 CCUS를 통해 탄소를 포집한 후 생산한 수소(블루 수소)는 kg당 3불 수준이며 수입한 수소 혹은 국내 생산 암모니아나 수입 암모니아를 재전환 하는 것보다 더 저렴함. (CCUS 가 해답?)
재생에너지로 생산한 전기로 전기분해하여 생산한 수소(그린 수소)는 EU 국내 생산이 kg당 4불~6불 수준임
그러나 가능한 다른 많은 무역 경로의 경우 상대적으로 높은 수소 전송 및 유통 비용은 일반적으로 수소를 수입하는 것보다 국내에서 생산하는 것이 더 저렴하다는 것을 의미합니다. 그 이유는 운송 비용이 재생 가능 에너지원의 전기 생산 비용 차이 또는 천연가스 가격과 CCUS 비용 차이보다 더 크기 때문입니다.
수소 운송 비용 > CCUS 비용 or 재생 에너지 전력 생산 비용
예를 들어 유럽에서는 CCUS가 장착된 천연가스에서 저탄소 수소를 국내에서 생산하는 것이 러시아에서 저탄소 수소를 수입하는 것보다 산업 및 전력 응용 분야에서 더 저렴할 가능성이 높습니다.
운송 부문에서, 예를 들어 수입 터미널에서 수소를 생산하기 위한 LOHC 또는 암모니아의 중앙 집중식 재변환은 일반적으로 주유소와 같은 최종 사용 지점에서 재변환하는 것보다 훨씬 저렴합니다.
북아프리카에서 생산되어 유럽으로 운송되는 수소의 경우, 수소를 암모니아 또는 LOHC로 운송하는 것이 가장 저렴할 가능성이 높습니다.
암모니아의 경우 유통거리가 100km 이하라면 수입되자마자 암모니아를 재전환해 압축 수소 트럭을 이용해 수소를 유통하는 것이 가장 저렴할 가능성이 높다.
유통 거리가 100km 이상이면 트럭에 암모니아를 유통하고 이를 충전소에서 수소 생산을 위해 재변환하는 것이 더 저렴할 가능성이 높다.
LOHC의 경우 최대 500km의 배포 거리에 대해 중앙 집중식 재변환이 더 저렴합니다.
유통 거리가 100km 이면 전달된 수소 가격(세금 및 마진 제외)이 USD 7.5/kgH2에서 USD 9/kgH2 사이가 됩니다(그림 32).
기존 파이프라인 인프라를 수소에 사용할 수 있다면 전송 및 분배 비용이 훨씬 낮아질 것입니다. 예를 들어 건물에 순수 수소를 공급하기 위해 영국의 가스 네트워크를 전환하는 비용은 약 USD 0.6/kgH2(CCC, 2018)로 추정됩니다. 수소의 낮은 에너지 밀도를 감안할 때 열 수요를 충족하려면 추가 저장 용량이 필요하며, 이는 USD 0.5/kgH2를 추가합니다.
이 경우 북아프리카에서 수입되어 유럽 연합의 건물에 전달되는 수소의 총비용은 CCUS를 사용하여 천연가스에서 생산된 수소의 경우 USD 4.5/kgH2(USD 135/MWh), 전기분해 수소용은 USD 6/kgH2 (USD 180/MWh)입니다.
끝.