연료의 미래로서 수소의 역할에 대해 알아야 할 모든 것

에너지수소 생성수소 수송 및 저장지속 가능한 친환경 정책

18년 2021월 XNUMX일

by
미셸 누산 피어 파올로 라이 몬디 로사나 시타 만프레드 하프너

Fondazione Eni Enrico Mattei, Corso Magenta 63, 20123 Milano, Italy


 

추상

수소는 현재 많은 국내 및 국제 기후 전략에서 새롭게 확산되고있는 추진력을 누리고 있습니다. 이 리뷰 논문은 잠재적 인 수소 사회의 다양한 관점을 기반으로하는 녹색 및 청색 수소와 관련된 도전과 기회를 분석하는 데 중점을 둡니다. 많은 정부와 민간 기업이 수소 기술 개발에 상당한 자원을 투입하고 있지만 여전히 기술적 문제, 경제적 및 지정 학적 영향을 포함하여 해결되지 않은 많은 문제가 남아 있습니다.

 

수소 공급망에는 많은 단계가 포함되어 추가 에너지 손실이 발생하며 수소 생성 비용에 많은 초점을 맞추고 있지만 수송 및 저장을 무시해서는 안됩니다. 저탄소 수소 경제는 기후 변화에 대처할뿐만 아니라 에너지 안보를 강화하고 많은 국가에서 지역 산업을 발전시킬 수있는 유망한 기회를 제공합니다. 그러나 탄소 제로 에너지 시스템으로의 전환이라는 엄청난 도전에 직면하려면 사용 가능한 모든 기술이 측정 가능한 지표를 기반으로 기여할 수 있어야하며, 이는 투명한 표준과 목표에 기반한 강력한 국제적 합의를 필요로합니다.

 

1. 소개

에너지 시스템은 기후 변화라는 엄청난 도전에 맞서기 위해 온실 가스 (GHG) 배출량을 줄일 수있는 기술로의 전환에 직면 해 있습니다. 수소는 산업에서 운송에 이르기까지 다양한 분야에 적용되는 국내 및 국제 전략에서 잠재적 인 플레이어로 점점 더 고려되고 있습니다. 전용 수소 전략과 로드맵은 일본 [1], 독일 [2], 호주 [3] 및 유럽 연합 [4]을 포함한 주요 세계 경제에서 개발되고 있습니다. 연구 프로젝트 및 산업 응용 프로그램은 생성, 전송, 저장, 배포 및 최종 사용을 포함하는 수소 경로의 다양한 구성 요소를 다루고 있습니다.

 

수소는 이미 정유 공장에서 암모니아 및 메탄올 생산에 이르기까지 다양한 산업 응용 분야에서 공급 원료로 사용되는 상품입니다. 순수 수소에 대한 전 세계 수요는 20 년 1975Mt 미만에서 70 년에는 2018Mt 이상으로 증가했습니다 [5]. 그러나 현재의 수소 수요는 대부분 천연 가스, 석유 및 석탄을 포함한 화석 연료에 의해 공급됩니다. 이는 오늘날 가장 저렴한 경로를 나타내며 수소 비용은 kg 당 1 ~ 3 USD에 이릅니다 [6].

 

그러나 수소는 주로 재생 가능 에너지 원 (RES)에서 생산되는 저탄소 에너지의 광범위한 배포를 지원하기위한 잠재적 에너지 운반체로 제안되었습니다. 다양한 열정의 물결이 화석 연료의 대안을 기반으로 저비용 청정 수소에 대한 이야기를 뒷받침하며 주로 운송 부문에서 연료 전지 응용 분야를 활용합니다. 이전에는 수소 기술의 잠재력에 대한 과학적, 산업적 관심이 세 가지 다른 순간에 나타났습니다 [5]. 세계는 잠재적 인 석유 부족에 대처하고 지역 오염 및 산성비와 같은 환경 문제를 해결할 대안을 찾고 있었기 때문에 1970 년대 석유 위기 때 처음으로 발생했습니다.

 

수소에 대한 연구 프로그램과 활동이 실행되었지만 새로운 석유 발견으로 인해 유가가 결국 하락하고 부족에 대한 두려움이 사라졌기 때문에 큰 영향을 미치지 않았습니다. 다른 두 가지 열광의 물결은 1990 년대와 2000 년대에 일어났습니다 [7]. 기후 변화 문제와 석유 피크 시나리오와 관련된 우려가 증가했습니다. 다시 말하지만, 저 유가는 수소 기술의 확산을 제한했으며 2000 년대 말 경제 및 금융 위기도 마찬가지였습니다.

 

오늘날, 수소의 잠재력에 대한 합의가 다시 형성되고 있으며, 대부분은 도전적인 목표를 가진 강력한 기후 의제 때문입니다. 청정 수소는 기후 친화적 인 에너지 원으로의 전환을 보장하기 위해 최종 용도에 걸쳐 배치되어야하는 기술 그룹의 일부입니다 [8]. 수소 기술은 또한 COVID-19 대유행 이후 회복 관점에서 국가 산업 부문을 발전시킬 수있는 기회로 간주되고 있습니다.

 

수소 생산 기술은 다양한 색상을 기반으로 한 계획을 참조하여 점점 더 체계화되고 있습니다 [9, 10]. 고려중인 주요 색상은 다음과 같습니다.

회색 (또는 갈색 / 검정) 수소, 화석 연료 (대부분 천연 가스와 석탄)에 의해 생산되며 그 과정에서 이산화탄소를 배출합니다.

블루 수소, 회색 수소와 탄소 포집 및 저장 (CCS)의 조합을 통해 공정의 대부분의 GHG 배출을 방지합니다.

청록색 수소, 화석 연료의 열분해를 통해 부산물이 고체 탄소 인 경우;

녹색 수소, 재생 가능한 전기로 공급되는 전해조에 의해 생산되는 경우 (어떤 경우에는 바이오 메탄 개질 또는 고체 바이오 매스 가스화와 같은 바이오 에너지 기반의 다른 경로를 통해);

노란색 (또는 보라색) 수소, 원자력 발전소에서 전기로 공급되는 전해조에 의해 생산되는 경우.

 

이러한 색상 외에도 "깨끗한 수소", "저탄소 수소", "재생 가능한 수소"를 포함하여 수소 경로 그룹을 언급 할 때 종종 다른 명명법이 사용됩니다. 공통 참조를 제공하는 고유 한 표준이 없기 때문에 이러한 정의는 때때로 혼동 될 수 있습니다. 이 논문에서 저탄소 수소라는 용어는 녹색, 파란색, 청록색 및 노란색 수소를 포함합니다. 그러나 각 "색상"내에서도 많은 매개 변수로 인해 탄소 강도의 상당한 변동성이있을 수 있음을 기억하는 것이 중요합니다. 어떤 경우에는 수소는 바이오 에너지와 CCS를 함께 포함하는 경로와 같이 탄소 음성 일 수도 있습니다.

 

주요 다른 경로의 계획이 그림 1에보고되어 있습니다. 추가 경로가 존재하지만 아직 연구 단계에 있으며 포함되지 않았습니다.

 

그림 1. 다른 수소 생산 방법은 색상으로 나뉩니다. SMR : 증기 메탄 개질, ATR : 자동 열 개질, CCS : 탄소 포집 및 격리.

다양한 수소 생산 방법
다른 수소 생산 방법은 색상으로 나뉩니다. SMR : 증기 메탄 개질, ATR : 자동 열 개질, CCS : 탄소 포집 및 격리.

 

각 기술 경로가 기회와 한계를 제시하지만 특정 솔루션의 선택은 종종 자원의 가용성, 에너지 안보 문제 또는 지원에 따른 국가 전략에 기반한 지정 학적 선택을 포함하여 추가 측면과 관련이 있음을 기억하는 것이 중요합니다. 특정 산업 분야 [11]. 더욱이, 향후 수십 년 동안 에너지 시스템의 매우 강력한 탈탄 소화의 필요성으로 인해 국경을 넘는 수소 거래는 글로벌 에너지 지정학에서 잠재적 인 게임 체인저가 될 수 있습니다 [12].

 

녹색 수소의 광범위하고 효과적인 개발은 상당한 양의 재생 가능한 전기가 필요하며, 이는 기존 전력 수요를 탈탄시키기 위해 이미 RES가 필요하기 때문에 단기적으로 문제가 될 수 있습니다. 이러한 이유로 청색 수소는 나중 단계에서 녹색 수소를위한 길을 열어줌으로써 단기 및 중기 적으로 유용한 옵션을 나타낼 수 있습니다 [13].

 

이 리뷰 문서는 향후 수십 년 동안 수소 기반 기술의 잠재적 발전과 관련된 주요 측면을 제시합니다. 이 논문은 저탄소 수소 경제를 지원하기 위해 세계 각국에서 주로 고려하고있는 두 가지 접근법 인 녹색 및 청색 수소 경로에 중점을 둡니다. 이 작업은 수소 비용, 전 세계적으로 진행중인 개발 및 지정학에 대한 결과의 주요 동인이 될 기술적 도전과 기회를 분석합니다. 목표는 전 세계에 존재하는 다양한 관점에 대한 공정한 설명을 제공하고 개발해야하는 공급망의 복잡성에 대한 그림을 제공하는 것입니다.

 

이 논문은 다음과 같이 구성되어 있습니다. 섹션 2에서는 생산, 유통 및 저장 기술을 포함하여 수소와 관련된 주요 기술 측면과 산업, 운송을 포함한 다양한 최종 부문에서 수소의 잠재적 인 응용 분야에 대한 설명을 제공합니다. , 건물 및 발전. 섹션 3은 수소의 지정 학적 차원에 초점을 맞추고 서로 다른 국가 전략, 민간 기업의 잠재적 역할 및 국가 간 합의에 대한 논의와 비교를 포함합니다. 마지막으로 섹션 4에서는 에너지 전환의 맥락에서 수소의 지속 가능하고 효과적인 사용을 지원하기위한 몇 가지 정책 권장 사항과 함께 다루어 진 주요 주제에 대한 비판적인 토론을 제공합니다.

 

2. 기술적 측면

길고 복잡한 수소 공급망 전반에 걸쳐 다양한 기술적 과제를 해결해야하며, 이는 일반적으로 상대적으로 낮은 효율로 인해 최종 사용자에게 높은 비용이 발생하는 영향을받습니다. 일반적으로 녹색 또는 파란색 경로를 통한 수소 생성에 많은 관심이 집중되지만 저장, 운송 및 최종 사용 장비는 추가 비용과 장벽을 수반 할 수 있습니다. 이 섹션에서는 현재 상황과 잠재적 인 미래 진화를 논의하여 전체 공급망에서 작용하는 주요 측면을 제시합니다.

 

2.1. 수소 생산

수소는 지구 표면에서 세 번째로 풍부한 화학 원소이지만 산소와 실리콘 다음으로 순수한 형태로 구할 수 없기 때문에 에너지 원으로 간주 할 수 없습니다. 반대로 수소는 다른 원천에서 생산되어야하는 에너지 운반체입니다. 물에서 전기 분해를 통한 수소 생산은 19 세기로 거슬러 올라가지 만 오늘날의 수소 수요는 대부분 증기 메탄 개질 (SMR), 자동 열 개질 (ATR)을 포함한 화석 연료 (천연 가스, 석탄 및 석유)를 기반으로하는 다른 공정에 의해 충족됩니다. ), 부분 산화 및 석탄 가스화. 이러한 과정을 일반적으로 회색 수소 경로라고합니다. CCS와 결합되면 저탄소 용액으로 변환 될 수 있으며 청색 수소 경로라고합니다.

 

수소 생산
현재 전 세계 수소의 98 % 이상이 화석 연료에서 생산되고 있으며, 매년 70 천만 톤의 수소가 생산되고 있으며, 독일 전체에 앞서 6 번째로 큰 CO2 배출원이기도합니다. 그린 수소 생산 비용은 40 년 이후 2015 % 하락했으며 40 년까지 2025 % 추가 감소

 

반대로 고비용으로 버려 졌던 물 전기 분해로 인한 수소 생산은 RES의 발전과 결합되어 녹색 수소를 생산할 수 있습니다. 현재 비용은 화석 기반 솔루션보다 여전히 높지만 RES 발전 및 전해조 모두에 대한 예상 학습 곡선은 향후 수십 년 동안 실행 가능한 솔루션이 될 수 있습니다.

 

녹색 및 청색 수소에 대한 미래 비용 추세 추정은 BNEF 데이터의 추정치를 기반으로 그림 2에보고되어 있습니다 [14]. 그림은 수소의 낮은 발열량 (kg 당 120MJ 또는 kg 당 33.3kWh)을 고려하여 왼쪽 축의 수소 질량과 에너지 함량 측면에서 비용을보고합니다. 재생 가능한 수소 비용은 자본 지출에 대한 낙관적 인 예측이있는 대규모 프로젝트를 기반으로합니다. 청색 수소는 천연 가스 가격이 미화 1.1 ~ 10.3 / MMBtu이고 석탄 가격이 미화 40 ~ 116 / t에 기반합니다. 미래 비용 범위의 불확실성은 여러 측면과 관련이 있습니다.

 

그림 2. 다양한 경로에 대한 미래의 수소 비용 추정. 수소 발열량 (LHV)을 기준으로 한 에너지 수치. BNEF 데이터에 대한 저자의 설명, 2020 [14].

다양한 경로에 대한 미래의 수소 생산 비용 추정
다른 경로에 대한 미래의 수소 생산 비용 추정. 수소 발열량 (LHV)을 기준으로 한 에너지 수치. BNEF 데이터에 대한 저자의 설명, 2020

 

다른 연구에서는 비슷한 가치와 미래 추정치를보고합니다. IRENA (International Renewable Energy Agency)는 2050 년까지 풍력 발전으로 생산되는 경우 kg 당 0.95 USD, 태양열 전력을 기반으로하는 경우 kg 당 1.2 USD까지 낮은 수소 비용을 8 년까지 균등화 한 비용을 추정합니다 [2.1.1]. 이러한 경로에 대한 자세한 내용은 섹션 2.1.2 및 섹션 XNUMX에서 설명합니다.

 

녹색 및 청색 수소 경로 외에도 특히 특정 국가 또는 지역에서 다른 옵션을 고려할 수 있다는 점에 주목하는 것이 중요합니다. 원자력으로부터의 수소 생산 [15, 16]은 유럽 전략에서 거의 언급되지 않지만 중국 [17]과 러시아 [18]와 같은 다른 세계 지역에서 실행 가능한 대안이 될 수 있습니다. 재생 가능한 수소를위한 다른 솔루션은 바이오 매스 가스화 또는 바이오 가스 공급 원료를 기반으로 한 SMR을 기반으로 할 수 있지만, 이러한 솔루션은 전기 분해보다 확장하기 어려울 수 있습니다.

 

2.1.1. 녹색 수소 생산

녹색 수소 생산 경로는 재생 가능 자원의 발전과 물 전기 분해의 조합으로 정의됩니다. 전해조에 전기와 순수한 물을 공급함으로써 수소와 산소의 출력 흐름이 생성됩니다.

 

갈색 / 검정색, 회색 및 녹색 수소 생산 방법
갈색 / 검정색, 회색 및 녹색 수소 생산 방법. 녹색 수소 생산 경로는 재생 가능 자원의 발전과 물 전기 분해의 조합으로 정의됩니다. 전해조에 전기와 순수한 물을 공급함으로써 수소와 산소의 출력 흐름이 생성됩니다.

 

물 전기 분해에 대해 다양한 기술을 사용할 수 있습니다. 알칼리 전해조는 최신 기술을 대표하며 양성자 교환막 (PEM) 기술은 시연 단계에 있으며 고체 산화물 전해조는 여전히 R & D 파이프 라인에 있습니다 [19]. PEM 전해조는 더 높은 출력 압력, 더 나은 부분 부하 범위, 더 빠른 시작 및 부하 변동을 포함하여 비슷한 에너지 소비에 대해 다양한 이점을 제공 할 수 있습니다 [20]. 글로벌 전해조 배치를 고려할 때, 연간 용량 추가는 25 년에 2019MW에 도달했지만 발표 된 프로젝트는 빠르게 확장되고 있으며 1.5 년에는 2023GW의 새로운 용량에 도달 할 것이며 가장 큰 프로젝트는 540MW 만 차지할 것입니다 [21].

 

현재 산업용 솔루션은 전해조의 크기와 유형, 고려되는 출력 압력에 따라 다양한 전력 소비를 보여줍니다. 수소 에너지 함량 (높은 발열량으로 측정 됨)과 전기 분해 전력 소비의 비율로 정의되는 평균 전기 분해 효율은 65 % ~ 70 % 범위입니다 (10 ~ 30 barg의 출력 압력을 고려할 때) [22].

 

녹색 수소 에너지
Green Hydrogen은 요즘 새로운 유행어입니다. 많은 사람들이 그것을“연료의 미래”라고 부릅니다. 수소 에너지 밀도는 가스보다 2.5 배, 가장 효율적인 배터리의 약 100 배입니다.

 

전기 분해와 관련된 추가 문제는 물 소비입니다. 순수한 물 소비량은 일반적으로 수소 배출량 kg 당 10-15L 범위에 있으며 [23] 투입 수는 탈 이온화해야합니다. 담수 공급원이없는 경우 해수 담수화 또는 폐수 회수 옵션이 있습니다. 해수 담수화를 위해 다양한 기술이 이미 상업적으로 배포되고 있으며, 에너지 소비량을 매우 제한적으로 증가시키면서 전기 분해와 결합 할 수 있습니다 [24].

 

그러나 비해 상 지역의 물 가용성은 특히 기후 변화로 인해 더욱 악화 될 수있는 물 부족이 심각한 문제라는 사실 때문에 많은 세계 지역에서 심각한 문제가 될 수 있습니다. 이 측면은 사막과 같이 태양열 잠재력이 강한 지역에서 녹색 수소 프로젝트의 성공에 중요한 장벽이 될 수 있습니다.

 

녹색 수소 생산 비용은 일반적으로 kg 당 2.5–4.5 USD 범위로 간주되지만 [14] 다른 출처에서는 더 높은 값을 추정합니다. 비용에서 가장 중요한 두 가지 요소는 전해조의 투자 비용과 전기 비용으로 OPEX 비용의 약 90 %를 차지합니다. 알칼리 전해조의 현재 CAPEX 비용은 약 750 EUR / kW (약 900 USD / kW)이며 500 년까지 약 600 EUR / kW (약 2025 USD / kW)로 감소 할 것으로 예상됩니다 [20]. 전문가들은 비용의 약 80 %가 OPEX (연간 4000 시간 가동을 고려할 때)에 기인한다고 추정하므로 전기 비용은 녹색 수소 비용의 중요한 동인입니다.

 

수소 생산 비용 비교
현재 녹색 수소 생산 비용은 그레이 / 블랙 및 블루에 비해 상당히 높습니다.

 

그러나 전기 가격과 연간 운영 시간 사이에는 상충 관계가 있습니다. 전력 네트워크에서 전력 절감을 활용하는 비즈니스 모델은 전력 가격이 25이거나 음수 인 경우에도 이익을 얻을 수 있지만 매우 제한된 시간 동안 CAPEX의 지속 불가능한 가중치로 혜택을 볼 수 있습니다. 또한 Cloete et al. [26] 결과는 전해조의 위치에 따라 수소 파이프 라인과 저장 인프라 (간헐적 수소 생산을 처리하기위한)뿐만 아니라 전기 전송 네트워크 (잉여 전기를 전해조로 전송하기 위해)에도 더 많은 자본 지출이 필요할 수 있음을 시사합니다. 전력 시스템의 현재 구성과 관련된 추가적인 잠재적 제약이 다른 학자에 의해보고되었습니다 [XNUMX].

 

반대로 전해조 계통의 전기를 운영한다는 것은 재생 가능한 전기를 사용하기 위해 녹색 인증서를 구입해야하는 것 외에도 추가 세금 및 부과금을 지불하는 것을 의미합니다. 최상의 솔루션은 수소 생산을 전용 태양 광 또는 풍력 발전소에 통합하는 것으로 보이며, 선택한 위치에서 허용되는 연간 부하 계수에 도달 할 수 있습니다. 이 경우, RES 및 전해조의 발전에 대한 유리한 학습 곡선은 또한 제조 업 스케일에 의해 구동되어 상당한 비용 절감을 가져올 수 있습니다.

 

BNEF는 녹색 수소 가격을 1 년까지 2.6 ~ 2030 달러, 0.8 년까지 1.6 ~ 2050 달러로 추정합니다 [14]. 그러나 다른 연구에 따르면 일부 상황에서 녹색 수소 생산은 화석 연료를 통한 기존 생산과 비교하여 오늘날 이미 경쟁이 치열할 수 있습니다 [27]. 일부 학자들은 또한 낮은 발전 가격을 얻기 위해 태양열과 풍력 에너지를 결합 할 것을 제안하고 있습니다 [28].

 

녹색 수소와 가능한 미래 전력
녹색 수소로 만든 녹색 암모니아는 기존 화력 발전소의 화석 연료 대체 물질로 시험 중

 

이러한 비용은 수소 생산만을 고려한다는 것을 기억하는 것이 중요합니다. 전송, 저장 및 배포와 관련된 추가 비용이 있습니다. 아래에서 설명하는 바와 같이 경우에 따라 이러한 비용은 사용자에 대한 최종 비용의 절반까지 도달 할 수 있습니다.

 

2.1.2. 블루 수소 생산

블루 수소 생산은 화석 연료에서 수소를 생산하는 데 사용되는 현재 공정을 CCS 기술과 결합하여 대부분의 GHG 배출량을 줄일 수 있다는 생각에 기반합니다. 이 접근법은 녹색 수소로 전환하는 것보다 비용이 적게 들지만 CCS 구현에는 사회적 수용과 관련된 문제 외에도 기술적 장벽이 포함될 수 있음을 기억하는 것이 중요합니다. 청색 수소 경로는 현재 7 (석탄 가스화 + CCS)과 8 (SMR + CCS) 사이의 기술 준비 수준 (TRL)을 가지고 있습니다 [29].

 

정의를 회색에서 청색 수소로 전환하는 데 필요한 CO2 포집 률에 대한 표준 정의가없는 것으로 보입니다. 대부분의 연구는 CO70 포집이 적용되는 기술과 단계에 따라 95 %에서 2 % 범위의 최대 포집 률을 인용합니다 [9]. 천연 가스를 기반으로 한 청색 수소를 고려할 때 상류 단계에서 메탄 누출로 인해 발생하는 추가 영향을 기억하는 것이 중요합니다. 정확하게 정량화하기는 어렵지만이 측면은 연구 연구에서 종종 간과됩니다.

 

저탄소 수소 (즉, 청색 수소)를 정의하는 기준 임계 값은 2019 년에 CertifHy Steering Group (유럽 전역에서 녹색 및 저탄소 수소에 대한 일반적인 정의에 도달하기 위해 개발 된 프로젝트)에서 60을 고려하여 제안했습니다. SMR에 기반한 벤치 마크 프로세스와 비교하여 GHG 배출량의 % 감소 [30]. 이 임계 값은 36.4gCO2e / MJ 수소 (131gCO2e / kWh)의 벤치 마크 값에서 시작하여 91gCO2e / MJ (328gCO2e / kWh)로 설정되었습니다.

 

청색 수소 생산 경로는 회색 수소의 기존 산업 경험을 바탕으로 구축 할 수있는 이점이 있으며, 경우에 따라 CCS 시스템을 추가하여 기존 공장의 개조를 수행 할 수 있습니다. 그러나 효과적이고 지속적인 CO2 저장을 보장하려면 특정 조건을 충족해야합니다. 종종 발전 시설을 저장 장소와 연결하기 위해 추가 인프라가 필요할 수 있으며, 이는 장소에서 사용할 수 없습니다. 전용 CO2 인프라는 총 비용을 크게 증가시킬 수 있습니다. 이는 각 공장에 따라 다르기 때문에 일반화하기 어려운 측면입니다. 또한 CCS 시스템의 작동은 SMR 프로세스의 에너지 효율을 5 ~ 14 % 감소시킬 수 있습니다 [29].

 

또한 청색 수소 생산 경로의 경우 물 소비는 종종 간과되는 측면입니다. 물 소비는 종종 전기 분해 과정과 관련이 있지만 청색 수소 경로는 상당한 양의 물을 소비하며 경우에 따라 더 많은 양을 소비합니다. 수명주기 목록에 따라 구체화 된 물을 비교할 때 결과는 H2 kg 당 물 소비량이 SMR의 경우 24L, 석탄 가스화의 경우 38L까지 높을 수 있음을 보여줍니다 [23].

 

마지막으로, 때때로 청록색 수소라고 불리며 여전히 3–5의 TRL에있는 추가 경로는 메탄의 열분해입니다. 현재 호주, 독일, 프랑스를 포함한 전 세계 여러 지역에서 다양한 기술 솔루션이 개발 중입니다 [23]. 이 과정에서 천연 가스가 공급 원료로 사용되는 반면 에너지 소비는 전기, 아마도 저탄소 원천에서 나올 것입니다. 메탄은 고온에서 수소와 고체 탄소 (카본 블랙이라고도 함)로 분리되어 기체 CO31보다 저장 및 관리가 더 쉽습니다.

 

또한 고체 탄소는 산업적 용도로 사용될 수 있으므로 부산물이 아닌 자원으로 볼 수 있습니다. 타이어 생산 및 프린터 용 잉크를 포함한 카본 블랙의 현재 산업 시장은 연간 최대 5Mt의 청색 수소를 지원할 수 있으며, 이는 현재 세계 순수 수소 시장의 약 7 %에 해당합니다 [31].

 

2.2. 수소 수송 및 저장

수소 수송은 환경 및 경제적 관점에서 공급망의 지속 가능성에 중요한 측면입니다. 수소 수송은이를 압축 또는 액화 시키거나 암모니아 또는 기타 액체 유기 수소 운반체 (LOHC)와 같이 취급하기 쉬운 다른 화학 물질로 전환하기 위해 상당한 에너지 소비가 필요할 수 있습니다. 다른 옵션은 대부분 개발 초기 단계에 있지만 기존 천연 가스 그리드에서 수소를 혼합 할 수있는 가능성입니다.

 

수소 공급망의 추가 측면은 저장이며, 이는 다양한 수준에서 필요하며 안전 절차를 준수하고 에너지 소비 및 손실을 최소화하기 위해 적절하게 처리되어야합니다.

 

2.2.1. 천연 가스 그리드의 수소 혼합

수소 경로를 점진적으로 확장 할 수있는 잠재적 옵션은 기존 천연 가스 네트워크를 통합하는 것입니다. 이것은 다른 유럽 국가들 [32, 33, 34]에서 기존 자산을 활용하고 깨끗한 수소를 사용하여 천연 가스의 탄소 강도를 낮추기 위해 제안되고 있습니다. 그러나 이러한 전략은 순수한 수소와 관련된 더 높은 가치를 연소 공정에 사용되는 천연 가스와 혼합하여 완전히 활용하지 못하는 강력한 한계를 가지고 있습니다. 따라서 환경 적 이점을 고려하더라도 경제적 지속 가능성을 증명하기 어려울 수 있습니다.

 

천연 가스 네트워크에서 수소 혼합을 고려할 때 일반적인 혼합 비율이 부피 분담으로 표현된다는 사실을 강조하는 것이 중요합니다. 그러나 수소는 체적 에너지 밀도가 메탄의 약 2/10에 해당합니다. 따라서 에너지 점유율을 고려하여 가스 혼합을 고려할 때, 즉 수소의 발열량 비율을 고려할 때 수소 점유율은 훨씬 낮으며 이와 관련된 잠재적 인 CO20 배출량 절감 효과도 있습니다. 참고로 일반적으로 고려되는 3.5 % 및 7.6 %의 체적 수소 혼합 비율은 각각 2 % 및 3 %의 에너지 비율에 해당합니다. 혼합 비율이 다른 CO90 배출량의 변화를 그림 XNUMX에 나타내며 녹색 수소와 청색 수소를 XNUMX % 포집 비율로 비교합니다.

 

그림 3. 천연 가스 그리드 (순수 메탄 고려)에서 다양한 H2 체적 혼합 비율에 대한 잠재적 CO2 절감.

CO2 배출 감소 대 H2 체적 혼합
천연 가스 그리드에서 다양한 H2 체적 혼합 비율에 대한 잠재적 CO2 절감 (순수 메탄 고려)

 

배출 감축 량은 메탄-수소 혼합물의 배출 계수를 천연 가스 배출량과 비교하여 계산됩니다. 이 차트는 CCS의 200 % 가설에 근거하여 32.8g / kWh의 천연 가스 배출량과 90g / kWh의 청색 수소 배출량을 기반으로합니다. 따라서 천연 가스를 수소로 완전히 대체하면 녹색 수소를 사용할 때 100 %, 청색 수소를 사용할 때 84 % (청색 수소에서 천연 가스의 변환 효율로 인해 90 % 미만) 배출을 줄일 수 있습니다. . 천연 가스와 청색 수소의 상류 메탄 배출량은이 차트에서 고려되지 않습니다.

 

이 측면이 기술적 세부 사항으로 보일 수 있지만 일반적으로 논의되는 혼합 비율은 해당 배출량 절감을 나타내지 않으며 잠재적 인 역할이 종종 과대 평가 될 수 있음을 기억하는 것이 중요합니다.

 

현재의 천연 가스 공급망을 많은 양의 수소를 수용하도록 전환하려면 송전 및 배전 네트워크, 가스 계량기, 압축기, 최종 사용자를 포함한 많은 구성 요소를 업그레이드해야합니다.

 

연구 연구에 따르면 기존 그리드를 수소 네트워크로 전환하면 새로운 파이프 라인을 설치하는 것과 비교할 때 상당한 경제적 이점을 얻을 수 있습니다 [35]. 그러나 부식 및 수소 취화와 관련된 문제에 대처하기 위해 재료를 조정해야 할 필요성과 더불어 [36], 메탄에 비해 수소의 에너지 밀도가 낮기 때문에 현재 파이프 라인 크기는 불가능하다는 점에 주목하는 것이 중요합니다. 현재 천연 가스에서 공급하는 것과 동일한 에너지 수요를 관리합니다. 따라서 현재 에너지 수요는 에너지 효율 측정을 통해 감소하거나 일부는 전기 화와 같은 다른 옵션에 의해 공급되어야합니다.

 

2.2.2. 장거리 운송

수소는 현재의 액화 천연 가스 (LNG) 물류와 유사하게 전 세계적으로 거래 될 잠재적 에너지 운반자로 점차 인식되고 있습니다. 다음 섹션에서 추가로 논의되는 바와 같이, 많은 국제 전략 및 로드맵은 유리한 지역 (예 : 저비용 재생 가능 자원이 풍부함)에서 수소를 생성하는 아이디어를 기반으로하며 수요가 많고 지역 옵션이 거의없는 국가로 배송합니다. 그 세대.

 

중간 거리에서 수소를 수송하는 가장 저렴한 옵션은 종종 파이프 라인을 통해 이루어지며 이미 여러 국가의 산업 시설에 서비스를 제공하는 수소 네트워크가 있습니다. 그러나 파이프 라인 운송 비용은 거리에 따라 선형 적으로 증가하기 때문에 매우 먼 거리에 걸쳐 선박 운송 비용이 저렴 해집니다 (유연성과 관련된 다른 이점 외에도). 천연 가스의 경우 파이프 라인의 경제적 지속 가능성은 수년에 걸쳐 대량 공급과 지속적인 공급으로 개선됩니다. 따라서 장기적인 계획이 필요하고 유연성이 감소합니다.

 

대조적으로 운송은 적절한 인프라가있는 경우 단일 수출자가 여러 국가에 공급할 수 있기 때문에 더 큰 유연성을 제공합니다. 이러한 측면은 지난 몇 년 동안 LNG의 상승을 촉진했으며, 유사한 논리가 향후 수소에도 적용될 수 있습니다. 여러 연구에서 환경 및 경제적 측면을 고려하여 해상 수소 수송을위한 가능한 대안을 비교합니다 [37]. 일부 연구에서는 노르웨이에서 유럽 또는 일본 [38], 호주에서 일본 및 한국 [39], 칠레-일본 [40] 및 아르헨티나-일본 [41]을 포함한 특정 경로에 초점을 맞춘 상세한 평가를 제시합니다. 선박의 수소 수송에는 과도한 비용을 피하기 위해 단위 부피당 가능한 가장 높은 에너지 밀도가 필요합니다. 수소는 기체 형태로 선박으로 운송 될 수 없기 때문에 다른 솔루션이 고려되고 있습니다.

 

장거리 수소 수송에 대해 평가중인 옵션에는 액체 수소, 암모니아 또는 LOHC가 포함됩니다. LOHC는 화학 반응을 통해 수소를 흡수하고 방출 할 수있는 유기 화합물입니다. 액체 수소는 액화 및 극저온 유지를위한 높은 에너지 소비를 의미합니다. 반대로 암모니아와 같은 다른 화학 물질로의 변환 또는 LOHC 저장에는 추가 에너지 소비와 관련된 추가 프로세스가 필요합니다. 액체 수소보다 쉽게 ​​저장할 수있는 이러한 화합물은 매우 먼 거리에서 이점을 가질 수 있습니다.

 

이용 가능한 문헌에서 대체 해상 운송 수단의 비교는 공급량과 거리에 대한 강한 의존성을 보여줍니다. 미래의 추세가 고무적 일 수 있지만, 액체 수소의 장거리 국제 운송을위한 현재 상업적 옵션이 없다는 점을 강조하는 것이 중요합니다. 호주와 일본 간과 같은 일부 데모 프로젝트가 개발 중이며 내년에 테스트 될 예정입니다.

 

반대로 암모니아는 화석 연료를 사용하지만 이미 전 세계적으로 생산되고 선적되는 상품이다 [42]. 따라서 액체 수소보다 암모니아를 선택하면 공급망을 따라 기존의 입증 된 기술과 표준을 활용할 수 있습니다. 그러나 암모니아 생산에는 여전히 추가 에너지 소비가 필요하며 최종 사용자가 순수한 수소를 필요로하는 경우 추가 전환 단계가 필요합니다. 투과성 막 연료 전지와 같은 특정 기술은 암모니아 중독에 취약하며 매우 높은 수준의 수소 순도가 필요합니다 [43].

 

대륙간 수소 선 운송의 경제학은 화석 연료의 현재 운송에 비해 체적 에너지 밀도가 낮아야합니다. 경우에 따라 가장 큰 선박 인 유조선은 부피 입방 미터당 약 10.3 MWh의 원유를 수송 할 수 있습니다. LNG는 입방 미터당 6.2 MWh의 에너지 밀도를 갖기 때문에 동일한 에너지 함량에 대해 더 많은 공간이 필요합니다. 이 수치는 액체 수소와 암모니아의 경우 더욱 나 빠지며, 에너지 밀도는 각각 입방 미터당 2.4 및 3.2 MWh입니다.

 

또한 액체 수소는 매우 낮은 온도 (즉, 약 20K)로 유지해야합니다. 이것은 매우 높은 품질의 절연을 필요로하며 장거리 여행 중 에너지 손실이 상당 할 수 있습니다 (섹션 2.2.4에서 더 논의 됨). 증발 된 수소를 사용하여 온보드 전력 시스템을 공급하는 등 완화 옵션을 사용할 수 있으며, 안전 문제를 피하기 위해 증발 된 수소를 올바르게 제거해야하지만 대형 선박에 적용 할 가능성에 대한 지속적인 연구가 진행 중입니다.

 

2.2.3. 수소 분포

장거리 운송 외에도 최종 사용자에게 수소를 공급해야합니다. 사용 가능한 옵션에는 파이프 라인을 통한 기체 H2 수송 또는 트럭을 통한 액체 또는 압축 수소가 포함됩니다. 독일 [44] 또는 프랑스 [45]와 같은 특정 국가에 초점을 맞춘 문헌 연구는 최종 사용자에게 수소를 공급하기위한 최상의 솔루션 선택이 여러 요인에 달려 있음을 강조합니다. 수송을위한 수소 사용을 고려할 때 [44] 중요한 매개 변수는 주유소의 밀도입니다. 공장 밀도가 높은 경우 분배 파이프 라인을 배치하는 경제적 이점이 분명해집니다. 반대로 정기적 인 수요가 적거나 적은 지역에서는 가스 압축 트레일러가 최선의 선택입니다.

 

가스 트럭을 고려할 때 압력 수준은 수소의 최종 비용에 상당한 영향을 미칠 수있는 추가 매개 변수입니다 [46]. 250 ~ 540bar 범위의 다양한 압력 수준을 고려할 때 최적의 솔루션은 운송, 보관 및 압축 비용이 최종 비용의 다양한 부분을 차지하기 때문에 거리와 부피에 따라 달라집니다. 장거리 및 대량의 수소 공급은 고압 트럭에 의존하는 반면, 200km 미만의 거리에서는 수소를 저압으로 저장하는 트럭이 더 나은 경제적 성능을 보여줍니다.

 

각 분야에 가장 적합한 솔루션을 선택하는 것도 수소 발생 시설의 위치와 관련이 있습니다. 녹색 수소를 고려할 때 전해조의 위치와 크기에 대한 최적의 전략은 재생 가능한 전기의 가용성뿐만 아니라 전력망을 통한 전력 전송과 파이프 라인 또는 트럭을 통한 수소 수송 간의 균형에 달려 있습니다. 최적의 솔루션을 선택하려면 두 에너지 캐리어를 모두 포괄하는 시스템 관점이 필요합니다.

 

2.2.4. 저장

수소 저장은 공급망의 다양한 수준에서 보장되어야하며 기술과 솔루션은 수소의 물리적 형태 (액체 / 기체), 부피, 저장 기간 및 보장해야하는 기타 운영 매개 변수에 따라 달라집니다. 공급망을 운영하는 데 필요한 수소 저장과 RES 발전소의 변동성에 대처하기위한 대규모 계절별 수소 저장 사이에는 큰 차이가 있습니다.

 

공급망을 따른 수소 저장에는 항구와 같은 터미널, 주유소 및 선박, 트럭 및 추진에 사용하는 차량을 포함하여 경로를 따라 사용되는 다양한 차량에 대한 저장이 포함됩니다. .

 

고압의 수소 가스 저장은 일반적으로 강철, 유리 섬유, 탄소 섬유 및 폴리머를 포함한 다양한 재료의 용기에서 수행됩니다. 현재 사용되는 재료의 유형에 따라 4 가지 유형의 용기가 있으며, 결과적으로 다양한 무게, 압력 및 비용이 발생합니다. 작동 압력은 50 ~ 100 MPa 범위에서 다양하며, 주어진 압력에 대해 고정 솔루션은 일반적으로 가격을 최소화하여 설계되는 반면, 차량 내 보관 시스템의 경우 무게와 비용 모두 설계 매개 변수로 간주됩니다 [47].

 

또 다른 옵션은 수소를 액체 상태로 저장하는 것이지만, 임시 액화는 상당한 에너지 소비를 수반하기 때문에이 솔루션은 일반적으로 수소가 이미 액체 형태로 사용 가능한 상황으로 제한됩니다. 대형 산업 시설에서 수소 액화는 일반적으로 H12.5 kg 당 15-2kWh의 전기를 소비하며 [48] 이는 수소의 낮은 발열량 kg 당 33.3kWh에 비해 상당한 부분을 차지합니다. 기술적 개선은 전기 소비를 H7.5 kg 당 9 ~ 2kWh로 줄일 수 있으며, 이는 여전히 수소 에너지 함량의 약 XNUMX/XNUMX입니다.

 

액체 H2 저장은 일반적으로 하루 0.2 % –0.3 %의 비등에 의해 영향을받습니다. 다른 현상에 의해 야기되는 수소의 증발은 탱크의 압력을 증가 시키므로 안전 문제를 피하기 위해 배출해야합니다. 트럭 및 선박과 같은 운송 시스템의 액체 수소 저장은 더 높은 수준의 비등을 나타내지 만 수소를 회수하여 차량에 동력을 공급할 수 있습니다. 진공 단열, 추가 냉동 시스템 또는 액체 질소 냉각을 포함하여 비등을 제한하기 위해 다양한 솔루션이 제안되었습니다 [49].

 

암모니아 및 LOHC와 같은 다른 화학 물질을 통한 수소 저장은 운영 매개 변수 (예 : 온도 및 압력) 측면에서 더 낮은 문제를 제시하며, 이것이 전환 프로세스에 필요한 추가 공급망 단계와 에너지 소비를 정당화하는 주된 이유입니다. . 암모니아는 표준 강철 탱크를 사용하여 25 ° C, 중간 압력 (10bar)에서 액체 상태로 저장할 수 있습니다. LOHC에는 다양한 화합물과 화학 용액이 포함되어 있지만 [50] 일반적인 특징은 주변 온도에서 액체 상태로 보관 및 취급 할 수 있다는 것입니다.

 

수소 공급망을 운영하려면 중소 규모의 저장소가 필요합니다. 반대로 대규모 계절 수소 저장은 RES의 발전을 최적화하기위한 솔루션으로 제안되었으며, 특히 태양 광과 같은 일부 지역에서 51 년 동안 상당한 출력 변동을 보이는 경우에 특히 그렇습니다 [52]. 계절별 수소 저장에는 높은 저장 용량이 필요하며 그 운영에는 XNUMX 년 동안 적은 수의 사이클이 포함됩니다. 따라서, 그것의 경제적 수익성은 긴 저장 기간 동안 낮은 에너지 손실과 낮은 저장 용량 비용과 관련이 있습니다 [XNUMX].

 

소금 동굴, 대수층 또는 고갈 된 석유 및 가스 저장소를 포함하여 수소 저장을위한 다양한 지하 옵션이 있습니다. 현재 순수 수소는 미국과 영국의 전 세계 53 곳에 저장되고 있으며 모두 소금 동굴을 기반으로합니다 [54]. 문학 연구는 유럽 [55, 56], 중국 [57], 캐나다 [XNUMX]를 포함한 여러 지역의 저장 잠재력을 평가했습니다.

 

여러 연구 이니셔티브 [58]에서 높은 관심을 받고있는 수소 저장을위한 추가 옵션은 기체 수소의 저장 압력을 낮추기 위해 다양한 흡착제 재료를 활용할 수있는 가능성입니다. 고체 상태의 수소 저장 물질은 일반적으로 화학 결합 형성을 통해 수소를 저장하는 금속 수 소화물과 수소의 물리적 흡착을 포함하는 다공성 물질의 두 가지 부류로 분류됩니다 [59]. 주요 연구 목표는 기체 수소 저장과 경쟁하기 위해 이러한 물질의 무게를 더욱 최소화하는 것입니다.

 

현재 응용 분야는 고정식 저장소 [60] 또는 지게차 [61]와 같이 중량이 중요한 매개 변수가 아닌 특정 사례로 여전히 제한됩니다. 추가 연구는 수소의 결합 강도를 제어하여 고온과 압력을 피할 목적으로 다양한 물질을 나노 크기로 만들 가능성을 조사하고 있습니다 [59].

 

2.3. 수소 수요

대부분의 초점은 잠재적 인 미래 에너지 수요에 초점을 맞추고 있지만 현재 글로벌 수소 수요가 수십 년 동안 증가하고 있다는 점에 주목하는 것이 중요합니다. IEA [5]에 따르면, 전 세계 수소 수요가 30 년 2Mt 미만에서 1975 년 115Mt로 증가했습니다. 여기에는 순수한 형태의 수 소나 다른 가스와 혼합 된 수소 (순수한 수소의 합이 2018 개 이상)가 포함됩니다. 70 년 산). 수요의 가장 큰 부분은 주로 정유 또는 화학 생산 (암모니아 및 메탄올)과 같은 산업 응용 분야와 관련이 있습니다.

 

유럽 ​​연합 [62]에 초점을 맞춘 최근 연구에 따르면 현재 수소 생산이 녹색 수소 생산으로 이동하는 것은 고려 된 모든 국가의 재생 가능 발전 잠재력보다 훨씬 낮습니다. 현재 EU의 연간 수소 생산량 9.75Mt는 전기 분해로 전환 할 경우 현재 총 생산량의 약 290 % 인 약 10TWh의 전기가 필요합니다.

 

그러나 향후 에너지 시스템의 탈탄 소화를 위해 수소 수요가 크게 증가 할 것으로 예상되며 청정 발전을 지원하는 데 필요한 RES 규모 확대가 충분하지 않을 수 있습니다. 이러한 이유로, RES 스케일 업은 기존 전력 수요를 탈탄 화하기 위해 전념해야하기 때문에 전환 단계에서 수소 수요를 충족하려면 청색 수소가 필요합니다 [13].

 

2.3.1. 산업

산업은 현재 전 세계의 모든 수소 소비에 대해 사실상 책임이 있으며 정유소와 화학 산업이 가장 까다로운 분야입니다. 수소는 현재 정유소에서 특정 환경 기준을 충족하기 위해 석유 제품의 황 함량을 줄이고 경우에 따라 저품질 중유를 업그레이드하는 데 사용됩니다. 전 세계적으로 수요의 약 5 분의 XNUMX은 다른 정유 공정의 부산물로 얻은 수소로 충당되고 나머지는 SMR을 통해 현지에서 생산되거나 외부 생산자에 의해 공급됩니다 [XNUMX].

 

경우에 따라 지난 몇 년간의 엄격한 정제 경제 마진과 비교할 때 수소 비용이 상당 할 수 있습니다. 기존 수소 생산 시설은 정유소의 미래 총 용량에서 가장 큰 부분을 차지할 것이며 새로운 전기 분해 용량을 배치하는 것보다 현재 지역 SMR 공장에 CCS를 통합하는 것이 더 쉬울 수 있습니다. 그러나 CCS 시설은 특정 조건과 일치해야하며 일부 사이트에서는 사용할 수 없습니다.

 

수소는 암모니아와 메탄올 생산을위한 공급 원료로도 사용되고 있습니다. 암모니아 생산은 주로 비료에 사용되는 반면 메탄올은 플라스틱 용 고 부가가치 화학 물질 또는 성능 향상을위한 연료와의 혼합물을 포함하여 다양한 응용 분야에 사용됩니다. 2018 년 현재 암모니아 생산량은 30Mt 이상의 H2와 약 12Mt의 메탄올을 소비했습니다 [5]. 이러한 비 에너지 응용 분야의 역사적 추세는 42 년까지 각각 23Mt 및 2050Mt로 이어질 수 있습니다. 그러나 이러한 수치는 현재 응용 분야만을 고려하고 있으며, 암모니아와 메탄올을 연료로 많이 사용하는 경우 그 양이 크게 증가 할 수 있습니다.

 

수소에 의존하는 또 다른 산업 응용 분야는 철의 직접 환원 (DRI)을 통한 철강 생산입니다. 이 기술은 현재 전 세계 10 차 철강 생산량의 63 % 미만으로 제한되어 있지만 모든 부문에서 탈탄 소화가 필요하고 수소 비용이 감소하면 향후 점유율이 증가 할 수 있습니다 [2]. 현재 HXNUMX 소비량은 일반적으로 천연 가스 또는 석탄에서 현장에서 생산됩니다. 산업에서 수소의 향후 사용은 직접 전기 화가 옵션이 아닌 고온 열을 생성하는 데 사용할 가능성을 포함하여 다른 응용 분야로 확장 될 수 있습니다.

 

2.3.2. 수소 수송

현재 운송이 전 세계 수소 수요의 미미한 부분을 차지하고 있지만,이 부문은 석유 제품에 대한 의존도가 높고 일부 응용 분야에서는 몇 가지 저탄소 옵션으로 인해 수소 기술 개발에 가장 유망한 분야 중 하나입니다.

 

수소 응용 분야가 집중된 첫 번째 부문 중 하나는 승용차입니다. 일본, 한국, 미국 (주로 캘리포니아), 독일을 포함한 일부 국가에서는 이미 수소 자동차 시장이 있습니다. 그림 4에보고되어 있습니다. 2015 년부터 2019 년까지 전 세계 수소 자동차의 19,000 배 증가 4.8 년에는 거의 2019 대에 달하는 전 세계 배터리 전기차가 17,000 년 약 2010 대의 전기차에서 64 년에 XNUMX 만대에 도달했다는 점을 고려하여 전망 할 필요가 있습니다 [XNUMX]. 일부 회사는 일부 국가에서 수소 모델을 판매하고 있지만 전 세계적으로 점점 더 많은 자동차 제조업체에서 배터리 전기 자동차를 선택하고 있습니다.

 

그림 4. 다른 나라의 수소 승용차 재고. 참고 문헌 [64, 65, 66]에서 저자의 설명.

다른 나라의 수소 승용차 재고
미국, 일본, 한국, 독일 및 기타 국가의 수소 승용차 재고, 2015-2019

 

수소 자동차는 전기 자동차와 비교할 때 특히 장거리 및 짧은 주유 시간에서 특별한 이점이 있습니다. 현재 높은 수소 가격은 개발을 크게 방해하고 있으며 이는 전체 공급망을 고려할 때 EV보다 효율성이 낮기 때문입니다. 전기 자동차는 전기의 약 67/XNUMX을 유용한 에너지로 변환 할 수 있지만 수소 자동차의 경우 동일한 수치는 XNUMX/XNUMX로 낮습니다. 배터리 전기 자동차는 전력 전송 및 저장에 손실이 발생하는 반면 수소 자동차에는 전해조, 수소 압축 및 저장, 온보드 연료 전지 등 추가 부품이 필요합니다. 그러나 대체 기술의 향후 개발에 대한 잠재적 불확실성을 고려할 때 특정 솔루션을 선택하는 것이 이르게 될 수 있으며, 종속 결정을 피하기 위해 사용 가능한 모든 옵션을 서로 나란히 진행해야합니다 [XNUMX].

 

개인용 자동차 외에도 일부 국가에서는 택시와 같은 특정 응용 프로그램을 실험하고 있습니다. 주목할만한 예는 파리시로, 100 대의 자동차로 구성된 수소 택시가 이미 운행 중이며 600 년 말까지 택시 2020 대를 목표로하고 있습니다 [68]. 유럽 ​​전력 전송 시스템 사업자 네트워크 (ENTSO-E)가 협의중인 프로젝트는 50,000 년까지이 차량을 파리에서 택시 2030대로 늘리는 것을 목표로하고 있습니다. 이는 11 억 유로 투자의 일환으로 미국에 69GWh의 수소 저장 용량을 추가하는 것입니다. 도시 [XNUMX].

 

특히 고밀도 도시 지역에서 수소 자동차를 배치하는 데있어 중요한 단계는 효과적인 주유소 네트워크의 가용성입니다 [70]. 연료 보급소 위치에 대한 최적의 계획은 다양한 침투 단계에서 다양한 소스로부터의 수소 발생 가능성을 고려하여 개발되어야합니다. 특히, 첫 번째 단계에서 여러 국가가 화석 기반 수소 생성을 이용할 수 있지만 녹색 수소로의 전환은 전체 공급망에 영향을 미칠 수 있습니다. 따라서 주유소의 설계는 중장기 관점에서 수행되는 것이 중요합니다. 또한 연료 보급소의 배치는 수소 기반 자동차 공유 시스템 [71]과 같은 특정 응용 프로그램과 연결될 수도 있습니다.

 

배터리와 비교하여 수소의 현재 장점은 특히 장거리 운행에서 도로화물 운송에서이 기술의 잠재력으로 이어집니다. 디젤에 비해 수소 트럭의 장점은 수명주기 관점에서 입증되었지만 [72] 압축 및 액화를위한 전력 소비는 최종 결과에서 상당한 비중을 차지합니다. 도로화물에 수소를 점진적으로 도입 할 수있는 단기적 기회는 기존 연료 분사 시스템을 개조하여 이중 연료 트럭을 도입하는 것입니다 [73]. 예상되는 배출 감소량은 디젤 배기량 비율에 비례하는 것으로 밝혀졌습니다. 그러나 일부 전문가들은 전기 배터리의 예상되는 비용 감소가 전기 배터리 [74]와 같은 다른 기술과 함께 트럭을위한 표준 저탄소 솔루션이 될 것이라고 추정합니다 [75].

 

산업 기업들은 점차 트럭의 수소 응용 테스트로 이동하고 있지만 도로에는 아직 상용 모델이 없습니다. 차량 배치와 병행하여 적절한 연료 보급 인프라의 가용성을 보장하는 것이 중요합니다. 수소 트럭은 노르웨이 [76]와 네덜란드 [77]에서 테스트되고 있으며 독일 회사는 디젤 대형 트럭을 수소 하이브리드 구동계로 변환하기 위해 노력하고 있습니다 [78]. 또한 2025 년까지 도로에서 수천 대의 연료 전지 트럭에 도달하는 것을 목표로하는 로테르담 항구와 같이 전체 공급망에 걸쳐 여러 파트너가 참여하는 것과 같은 대규모 계획이 전개되고 있습니다 [79]. 그들의 목표는 네덜란드, 벨기에 및 독일 전역에 수소 통로를 제공하는 것입니다. 중국 [80]과 미국 [81]과 같은 다른 지역에서 수소 트럭의 이점을 평가하는 다른 연구도 있습니다.

 

개인용 자동차와화물 운송 외에도 수소 버스 개발에 큰 관심을 보인 애플리케이션이 있습니다. 여러 국가 (이탈리아, 독일, 스웨덴, 영국 [82, 83], 일본 및 미국 [84] 포함)에서 테스트 사례가 수행되었으며 수소 버스는 경제적 지속 가능성이 어렵지만 입증되고 신뢰할 수있는 기술입니다. 현재의 수소 가격으로 달성 할 수 있습니다 [85, 86].

 

도로 운송 외에도 수소는 기차, 선박 및 비행기에서도 잠재적 인 솔루션이 될 수 있습니다. 수소로 구동되는 연료 전지는 기술적 또는 경제적 장벽으로 인해 전기를 공급하기 어려운 승객 및화물 철도에 전력을 공급하는 흥미로운 솔루션입니다. 급유 인프라와 차량 설계는 시스템의 성능을 최적화하기 위해 운영 일정과 예상 범위를 평가하여 신중하게 평가해야합니다 [87]. 지역 여객 열차에 대한 상용 응용 프로그램은 독일 [88], 영국 [89], 이탈리아 [90] 및 프랑스를 포함한 다양한 유럽 국가에서 점점 더 많은 관심을 받고 있습니다.

 

수소는 또한 선박 부문의 탈탄 소화를위한 잠재적 인 해결책으로 제안되었지만, 대부분은 매우 낮은 온도에 도달 할 필요없이 액체 형태로 선박에 저장하기 쉬운 암모니아를 사용합니다 [91]. 수소는 또한 항공 운송을위한 저탄소 솔루션으로 평가되고 있지만, 고도가 높은 작업에는 높은 에너지 밀도뿐만 아니라 안전 표준이 매우 필요합니다 [92]. Airbus는 2035 년까지 최초의 수소 동력 상용 항공기를 만들 겠다는 포부를 최근에 선언했지만 지금까지는 예비 개념 만 제시되었습니다 [93].

 

2.3.3. 건물

일부 프로젝트는 천연 가스 그리드에 수소를 혼합하거나 전용 수소 보일러를 개발하여 건물 부문에서 잠재적 인 수소 사용을 고려하고 있습니다. 그러나 건물 난방에 대한 적용은 매우 특정한 상황을 제외하고는 열 펌프 (RES의 전기에 결합)와 같은 다른 저탄소 기술과 비교할 때 더 낮은 장점이 있습니다.

 

소형 보일러 [94, 95], 산업용 보일러, 가스 엔진 [96] 및 마이크로 터빈 [97]을 포함하여 천연 가스에서 수소의 체적 농도가 증가하는 다양한 기술의 거동을 평가하기 위해 다양한 연구가 수행되었습니다. 고정 발전. 수소 동력 가정용 보일러를 고려하면 현재 네덜란드와 영국에서 가장 진보 된 애플리케이션이 테스트되고 있습니다.

 

영국은 현재 에너지 인프라에 수소를 통합하기위한 다양한 연구의 대상이었습니다. 가장 잘 알려진 것은 아마도 H21 프로젝트 [98] 일 것인데, 이는 2016 년에 리즈시에서 100 % 수소를 운반하기 위해 기존 가스 그리드를 변환하는 기술적 타당성을 추정함으로써 시작되었습니다. 영국 정부는 현재 25 만 파운드의 Hy4Heat 프로젝트 [99]를 지원하고 있습니다. 그 사명은“주거 및 상업용 건물과 가스 기기에서 천연 가스 (메탄)를 수소로 대체하는 것이 기술적으로 가능하고 안전하며 편리한 지 확인하는 것입니다. ”.

 

이와 병행하여 일부 기업은 기술적 장벽과 한계 (제한된 공간, 단열의 어려움 포함)로 인해 히트 펌프를 통해 쉽게 탈탄 화되지 않을 수있는 잠재적 인 응용 분야를 목표로 100 % 수소로 작동 할 수있는 상용 보일러를 이미 제안하고 있습니다 [100]. 역사적인 건물과 저온 난방 시스템으로 이동). 그러나 일부 시범 사이트는 이미 기술을 테스트하기 위해 개발 중이지만 [101] 주거 사용자에게 수소를 공급하기위한 효과적인 인프라 구축에는 시간이 필요할 수 있으며 직접 전기 난방에 비해 경제적 이점이 분명하지 않습니다.

 

건물에서 수소를 사용하는 또 다른 옵션은 연료 전지의 높은 전기 효율을 활용하여 현장 열병합 발전 (CHP) 플랜트에 전력을 공급하는 것입니다. 과거의 연구는 매우 낮은 수소 비용과 다른 연료의 높은 비용을 전제로 마이크로 CHP [102]에 수소를 활용할 가능성에 대해 낙관적이었습니다. 그러나 현재 상황에서는 특히 주거 부문에서 천연 가스 마이크로 CHP가 보여준 성공이 거의 없었기 때문에 건물에서 마이크로 CHP의 잠재력은 덜 유망 해 보입니다.

 

마지막으로, 일부 연구자들은 연료 전지 및 수소 저장 시스템과 관련된 매우 높은 투자 비용을 인정하지만 계절별 생산량을 보상하기 위해 태양 광 (PV) 시스템을 갖춘 건물의 연간 자급률을 보장하기 위해 지역 수소 저장을 제안했습니다 [103 ].

 

2.3.4. 발전

최종 부문에서 직접 사용하는 것 외에도 수소는 디스패치 가능한 발전으로 사용되는 것으로 간주되고 있습니다. 일반적으로 발전 자체의 효율은 연료 전지나 개조 된 가스 터빈 및 복합 사이클을 통해 높지만 수소 생산 및 저장을 포함한 전체 공정을 고려할 때 에너지 손실은 70 %까지 높을 수 있습니다. 전기로 경제적 지속 가능성은 제로 또는 마이너스 비용으로 보장 될 수 있지만 이러한 상황에서도 연간 운영 시간은 자본 지출을 정당화 할 수있을만큼 충분히 높아야합니다.

 

그럼에도 불구하고 완전히 탈탄 소화 된 에너지 시스템에 도달하려면 장기적인 전기 저장이 불가피한 것처럼 보이며 수소는 몇 가지 사용 가능한 솔루션 중 하나 일 수 있습니다. 수소를 통한 전기 저장의 전체 사이클 비용을 줄이고보다 효과적인 에너지 전환을 지원하려면 연구에 대한 추가 투자가 필요합니다 [104].

 

수입 된 수소로부터의 발전에 기반한 기후 전략은 주로 일본에서 지역 재생 가능 잠재력이 낮은 지역에 대해 제안되었습니다 [105, 106]. 추가 응용 분야에는 광산, 항구 도시 또는 북극 지역과 같이 재생 가능성이 낮은 섬과 같은 원격 위치에 청정 에너지 공급을 보장 할 수있는 가능성이 포함됩니다 [107]. 다양한 재생 에너지 원에 연결된 전해조 및 연료 전지의 사용은 외딴 섬 또는 고립 된 마이크로 그리드에서 수입 화석 연료에 대한 의존을 피할 수있는 가능성을 평가하기 위해 여러 연구에서 평가되었습니다 [108, 109, 110].

 

3. 지정 학적 측면

수소에 대한 새로운 관심은 수소 개발로 인한 잠재적 지정 학적 결과에 대한 여러 분석에 불을 붙였습니다 [12, 111]. 많은 국가들이 기후 목표를 달성하고 세기 중반까지 완전한 탈탄 소화를 달성하기위한 노력에서 감축하기 어려운 분야에서 청색과 녹색 모두 수소 사용을 고려하고 있습니다. 높은 잠재력과 다양한 응용으로 인해 수소는 또한 주요 지정 학적 문제가 될 수 있습니다. 기술 노하우는 저탄소 미래 에너지 지정학의보다 관련성이 높은 이슈가 될 것으로 기대됩니다. 국가와 민간 기업 모두 탈탄 소화 노력의 주요 참여자가되기 위해 특정 기술 지식과 경쟁력을 확보하기 위해 노력하고 있습니다.

 

수소 기술이 자리를 잡으면 서 새로운“수입 업체”와“수출 업체”가 등장 할 것입니다. 한편 화석 연료 생산 업체와 수출 업체는 에너지 전환으로 인한 잠재적 지정 학적 및 경제적 손실을 상쇄하기 위해 향후 수소 프로젝트 및 계획을 고려하고 있습니다. 이 섹션의 목적은 수소 지정 학적 의미에 대한 간략한 개요를 제공하고, 주요 국가 수소 전략을 제시하고, 잠재적 인 수소 플레이어, 수소 개발 프로젝트에서 민간 플레이어의 역할 및 수소 거래에 대한 국제 협약을 설명하는 것입니다.

 

3.1. 국가 전략

점점 더 많은 국가에서 수소 기술 및 시장 개발을 목표로하는 국가 수소 전략을 발표하거나 연구하고 있습니다 [11]. 이러한 전략은“수입자”와“수출자”사이의 잠재적 인 구분뿐만 아니라 국가의 다양한 야망과 에너지 요구를 반영합니다. 최근 IRENA 논문 [112]에서 설명했듯이 국가 전략은 더 긴 과정의 마지막 단계 일뿐입니다. 실제로 각국은 초기에 수소 기술의 기본을 이해하고 장기적인 '비전 문서'로 이동하기위한 R & D 프로그램을 수립합니다. 추가 단계는 수소 잠재력을 더 잘 평가하는 데 필요한 활동과 통합 된 계획을 정의하는 '로드맵'입니다. 로드맵은 수소 배치를 진행하는 데 필요한 단기 및 중기 조치를 식별하여 연구 분야에서 가장 높은 우선 순위를 정의합니다. 마지막 단계는 전략이 목표를 정의하고 구체적인 정책을 다루며 기존 에너지 정책과의 일관성을 평가하는 것입니다.

현재 아시아와 유럽은 수소 수요 창출을 지배하는 두 대륙입니다.

 

일본은 수소 경제의 주요 선두 주자입니다. 2017 년 2019 월 일본은 수소 전략을 발표했습니다. 또한 2019 년에 일본은 수소 및 연료 전지에 대한 전략적 로드맵을 업데이트했습니다. 현재 일본은 주로 화석 연료와 같은 에너지 수입에 크게 의존하고 있습니다. 2011 년 일본은 87 위의 원유 수입국, 2050 위의 LNG 수입국, XNUMX 위의 석탄 수입국이었습니다. 이러한 상황은 XNUMX 년 후쿠시마 원전 사고 이후 일본의 원전 계획이 종료되면서 더욱 악화되었습니다. 원전 사고 이후 일본의 에너지 믹스와 발전은 크게 변했습니다. 천연 가스, 석유 및 재생 가능 에너지는 원자력을 대체하기 위해 총 에너지 소비의 점유율을 높였습니다. 일본은 일부 원자력 발전소를 재개하기로 결정했지만 화석 연료는 일본의 XNUMX 차 에너지 공급의 XNUMX % 이상을 차지하여 국가 기후 목표를 약화시킵니다. 따라서 수소는 기후 목표 (즉, XNUMX 년까지 탄소 중립성)를 구현하는 실행 가능한 솔루션을 제공 할 수 있습니다.

 

일본에서는 지난 수십 년 동안 연료 전지 연구에 많은 예산이 지출되었지만 실제 상용 응용 프로그램의 배포에는 거의 영향을 미치지 않았습니다 [113]. 대조적으로, 공급망의 다른 단계에 거의 초점을 두지 않아 발전 및 공급에 대한 국가 전문 지식이 낮습니다. 일본의 매우 높은 수입 의존도 (국가는 석유 및 가스 수요를 모두 수입하고 있음)는 대부분의 수소를 수입 할 계획이므로 사라지지 않을 것입니다. 일본은 특정 수소 경로에 대한 선호를 명확하게 발표하지 않았습니다.

 

다른 국가들은 특정 부문에 전략을 집중하고 있습니다. 예를 들어, 중국은 연료 전지 차량의 채택을 촉진하기위한 전용 인센티브의 구현을 포함하여 운송 부문에서 수소 전략을 개발했습니다 [114].

 

2020 년 중국은 2060 년까지 탄소 중립에 도달 할 계획을 발표했습니다. 이러한 노력으로 원자력은 중국 에너지 믹스에서 더 많은 관련성을 얻을 수 있습니다. 중국은 현재 XNUMX 개 이상의 새로운 원자로를 건설하거나 계획하고 있습니다. 원자력 부문은 원자력의 높은 경제적 비용을 상쇄하고 깨끗한 수소를 개발하기위한 노력에서 추가적인 수소 공급원이 될 수 있습니다.

 

현재 중국은 세계에서 가장 큰 수소 생산국으로 연간 20 천만 톤 이상이 세계 총 생산량의 거의 35/2030에 해당합니다. 그럼에도 불구하고 대부분의 중국 수소는 석탄에서 나온다. China Hydrogen Alliance는 수소 수요가 15 년에 2040 만 톤 증가하고 녹색 수소가 전체 국내 수요의 45 %를 차지할 것으로 예상하고 있습니다. 40 년에는 수소 수요가 2050 만 톤 (녹색 수소가 60 %를 차지함), 75 년에서 115 천만 톤 (녹색 수소가 XNUMX %를 차지)으로 증가 할 것으로 예상됩니다 [XNUMX].

 

한국에서 수소 전략을 시작한 또 다른 아시아 국가. 2019 년 초 한국은 수소 경제 로드맵을 발표했습니다. 한국 자동차 부문의 강력한 역할을 감안할 때 우선 순위는 자동차 용 연료 전지와 전력 용 대형 고정형 연료 전지 분야의 리더입니다. 로드맵은 6.2 년까지 2040 만 대의 수소 전기차를 생산하는 것을 목표로하고 있습니다.이 수치 중 2.9 만대는 내수, 3.3 만대는 수출에 투자해야합니다. 또한 로드맵은 수출용 15GW를 포함하여 2040 년까지 7GW의 발전 용 연료 전지를 공급할 계획입니다 [116].

 

유럽에서 수소는 유럽과 국가 차원에서 특별한 관심을 끌었습니다. 2020 년 2030 월 유럽 연합은 수소 전략을 발표했습니다. EU 전략은 녹색 수소를 유럽의 최우선 순위로 설정하고 청색 수소는 중기 적으로 일시적인 해결책으로 간주됩니다. 40 년까지 EU는 470GW의 수소 전해조 용량을 확보하기로 약속합니다.이 용량은 세계 최대 발전소 인 중국의 Three Gorges Dam 용량의 거의 두 배입니다. 이 목표를 달성하기 위해 EU는 2050 년까지 40 억 유로의 공공 및 민간 투자를 계획하고 있습니다. 또한 같은 기간 동안 동부 및 남부 인접 국가에서 추가로 XNUMXGW의 수입 공급망 구축을 발표했습니다 ( 즉, 우크라이나 및 북아프리카 국가).

 

동시에 일부 유럽 회원국은 자체 수소 전략을 발표했습니다. 그중 스페인, 독일, 프랑스는 4 년까지 각각 5, 6.5, 2030GW의 녹색 수소를 설치하겠다고 발표했습니다 [117]. 독일, 프랑스, ​​포르투갈, 네덜란드 및 스페인의 녹색 수소 국가 목표는 이미 EU가 50 년에 설치 한 전해조 용량 40GW의 2030 % 이상을 차지하고 있습니다.이 국가들은 수소에 수십억 투자를 발표했습니다. COVID-19와 경제 침체의 여파로 정부는 기후 목표를 실행하면서 경제 회복을 촉진하는 실행 가능한 방법으로 수소에 자금을 할당하는 것을 고려할 수 있습니다.

 

다른 잠재적 인 수소 수입업자는 다른 수소 전략에 의존합니다. 유럽은 녹색 수소에 대한 선호를 분명히 발표했지만 아시아 시장 (예 : 한국, 일본, 중국)은 다가오는 수십 년 동안 더 다양한 회색-청록색 전략을 가지고 있습니다.

 

대부분의 국가가 국내 탈탄 소화 목표에 따라 수소 전략을 개발 한 반면, 다른 국가에서는 잠재적 인 수출 자원으로 저탄소 수소에 초점을 맞추기 시작했습니다.

 

정부 수입을 위해 석유 및 가스 수출에 의존하는 국가는 특히 수출용 수소 개발에 관심이 있습니다.

 

주목할만한 예는 호주로, 세계적 수준의 수출 업체를 목표로 여러 프로젝트를 개발하고 있습니다. 지리적 위치와 큰 자원 가용성을 고려할 때 호주는 아시아 시장, 특히 일본과 한국에 깨끗한 수소를 공급하고자합니다. 2020 년 2 월 호주의 에너지 및 배출 감축 장관은 수소 생산 비용을 kg 당 2 AUD (즉, kg 당 2 USD) 이하로 줄이는 것을 목표로하는 야심 찬“H1.5 under 118”목표를 발표했습니다. 이 도전적인 목표는 산업 전략 및 연구 활동과 조정 된 지원 정책이 필요합니다 [XNUMX].

 

중동 및 북아프리카 (MENA) 지역의 주요 석유 및 가스 생산 업체는 점점 더 수소 프로젝트 및 계획을 평가하고 있습니다. 이들 국가는 화석 연료를 기반으로하는 기존 글로벌 에너지 시스템의 초석입니다. 화석 연료, 특히 석유는 이들 국가의 주요 정부이자 수출 수입원입니다. 따라서 RES의 역할이 증가하는 글로벌 에너지 전환은 국내 안정에 실존 적 위협을 제기합니다. 이들 국가는 미래의 탈탄 소화 세계에서 부정적인 거시 경제적 영향을 상쇄하고 지정 학적 역할을 줄이는 방법을 고려하고 있습니다. 풍부한 재생 가능 에너지와 CCS 잠재력을 감안할 때 MENA 석유 및 가스 생산 업체는 녹색 수소의 주요 수출국으로 자리 매김 할 수 있습니다. 큰 잠재력에도 불구하고 MENA 국가의 수소 야망은이 지역의 높은 물 부족으로 인해 약화 될 수 있습니다. MENA의 물 스트레스는 기후 변화로 인해 악화 될 것으로 예상됩니다. 물 부족 문제를 해결하기 위해 MENA 국가는 Neom에서와 같이 담수화 계획과 함께 수소 프로젝트를 개발할 수 있습니다. 이는 현재 전세계 담수화 용량의 거의 절반을 차지하는 MENA의 담수화 능력을 더욱 발전시킬 것입니다.

 

오늘 현재 걸프만 2020 개국 (사우디 아라비아, 아랍 에미리트 (UAE), 오만)이 수소 프로젝트를 발표했습니다. 5 년 2025 월 Air Products, Saudi ACWA, Neom은 태양 광 및 풍력 에너지를 사용하는 4 억 달러 규모의 녹색 수소 및 녹색 암모니아 발전소 (세계 최대 규모로 간주 됨)를 개발하기위한 합작 투자 계약을 체결했습니다. 이 프로젝트는 119 년에 가동 될 예정입니다.이 발전소는 태양열과 풍력에서 XNUMXGW 이상의 재생 가능 전력을 통합하여 전력을 공급받을 것입니다 [XNUMX]. 사우디 아라비아를 최고의 녹색 수소 수출국으로 자리 매김 할 수 있지만이 프로젝트는 심각한 도전에 직면 해 있습니다. 수소 계획에 동력을 제공 할 것으로 발표 된 재생 가능 용량은 상당합니다.

 

더욱이이 프로젝트는 2020 년 유가 하락으로 인한 사우디 거시 경제 및 재정적 제약에도 불구하고 상당한 재정적 지원이 필요할 것입니다.

 

UAE는 새로운 청정 에너지 원을 개발하기 위해 녹색 및 청색 수소 프로젝트에 투자하고 있습니다. UAE가 공식 수소 로드맵을 작성하고 있지만 국영 두바이 전력 및 수도국 (DEWA)은 Mohammed bin Rashid Al Maktoum의 태양열 전기 분해 시설을 활용하여 녹색 수소 이동성 프로젝트를 개발하는 데 전념하고 있습니다. 태양 광 공원. 태양 광 공원은 5 년까지 2030GW의 설치 용량을 가질 것으로 예상됩니다. UAE는 태양 광 발전의 경쟁력있는 가격이 녹색 수소 가격을 낮추는 원동력이 될 것이라고 확신합니다 [120]. 재생 에너지에 대한 야망에도 불구하고 UAE는 CCUS 잠재력을 활용하는 청색 수소를 찾고 있습니다.

 

오만은 국내에서 수소를 사용할 수있는 잠재력을 연구 해 온 세 번째 걸프 국가입니다. 이를 위해 오만은 대규모 수출 중심의 정유 및 석유 화학 시설이 개발되고있는 Duqm 항구에 녹색 수소 플랜트를 건설한다고 발표했습니다. Hyport Duqm 시설은 250 단계부터 500 ~ XNUMXMW의 전해조 용량을 가질 것으로 예상되며 제품은 수출용으로 지정됩니다. 국영 석유 개발 오만은 아시아 국가, 특히 일본에서도 투자를 유치 할 계획이며, 이는 향후 생산량의 일부가 아시아로 수출 될 가능성이 있음을 시사합니다. 오만은 다가오는 수소 전략을 발표했습니다.

 

중요한 수소 수출국이 될 또 다른 MENA 국가는 모로코입니다. 모로코는 알려진 탄화수소 매장량을 보유하고 있지 않지만 수소를 개발하기 위해 엄청난 태양열과 풍력 잠재력을 활용하려고합니다. 모로코는 높은 수입 의존도를 줄이기 위해 이미 재생 에너지 (풍력, 태양 광, 집중 태양 광)에 중요한 투자를했습니다. 2030 년까지 국가는 재생 가능 자원에서 전기의 52 %를 생산하는 것을 목표로하고 있으며 이는 설치된 재생 가능 전력의 약 11GW에 해당합니다 [121]. 야망은 모로코 녹색 수소의 3.3 분의 XNUMX을 국내 시장에 투자하고 XNUMX/XNUMX는 수출에 투자하는 것입니다. 방대한 태양열 및 풍력 자원과 유럽과의 근접성을 감안할 때 모로코는 유럽에 녹색 수소의 주요 공급원이 될 수 있습니다. 독일과의 긴밀한 관계는 XNUMX 절에 설명 된 바와 같이 미래 지정 학적 환경의 한 예입니다.

 

유럽의 탈탄 소화가 진행됨에 따라 러시아는 수입과 지정 학적 영향력을 보존하기 위해 잠재적 인 수소 프로젝트를 고려해야하는 또 다른 주요 석유 및 가스 수출국입니다. 러시아는 주요 천연 가스 매장량의 혜택을 받아 수소 경제의 주요 선수가 될 수 있습니다. 2020 년 200,000 월, Pavel Sorokin 러시아 에너지 부 차관은 2024 년까지 연간 2 만 톤의 수소를 수출하여 2035 년까지 122 만 톤으로 늘리는 새로운 정부 정책을 발표했습니다 [XNUMX]. 러시아는 또한 수소를 생산할 수있는 핵 능력의 혜택을받을 수 있습니다. 가스 및 원자력 잠재력 외에도 담수 매장량이 많고 유럽과 아시아 사이의 지리적 전략적인 위치는 러시아를 선도적 인 수소 플레이어로 자리 매김하는 데 기여할 수 있습니다.

 

또한 다른 가능한 녹색 수소 수출국이 전 세계적으로 등장하고 있습니다. 칠레는 그중 하나입니다. 이미 주요 광물 공급국 인 남미 국가는 25 년까지 연간 2050 만 톤의 녹색 수소를 생산하는 녹색 수소를 수출 할 수있는 잠재력을 가지고 있습니다. 청정 수소 수출은 30 억 달러 이상으로 추정되는 상당한 수익을 제공 할 수 있습니다. 11]. 지리적 위치를 고려할 때 칠레는 북미와 서유럽뿐만 아니라 아시아 시장 (한국, 일본 및 잠재적으로 중국)에 청정 에너지를 공급하여 수소 무역의 주요 플레이어가 될 수 있습니다.

 

마지막으로 국가 수소 전략은 각 국가가 할 수있는 잠재적 인 역할을 반영합니다. 그림 5에서 볼 수 있듯이 국내 소비와 재생 가능한 생산 잠재력은 미래의 '수입 업체'와 '수출 업체'를 정의 할 주요 요인 중 일부일뿐입니다.

 

그림 5. 녹색 수소 국내 소비 및 생산 잠재력을 기반으로 선택한 국가 비교. GCC는 걸프 협력위원회 (바레인, 쿠웨이트, 오만, 카타르, 사우디 아라비아, 아랍 에미리트 포함)를 의미합니다. 출처 : [123].

녹색 수소 국내 소비 및 생산 잠재력
녹색 수소 국내 소비 및 생산 잠재력

 

3.2. 민간 기업의 역할

수소는 국가 정부뿐만 아니라 민간 부문에서도 관심을 불러 일으켰습니다.

 

첫째, 국제 석유 회사 (IOC)는 기후에 대한 약속과 증가하는 정치적 압력을 고려하여 잠재적 인 수소 프로젝트를 고려하기 시작했습니다. IOC 간의 일반적인 추세에 주목하는 것이 중요합니다. 유럽과 미국 에너지 메이저 간의 차이가 증가하고 있습니다. 유럽 ​​IOC는 재생 가능 에너지 원에 점점 더 많은 투자를하고 있지만 미국 IOC는 전통적인 화석 연료 자산에 계속 집중하고 있습니다.

 

2020 년 2 월, NortH1는 Shell, Gasunie 및 Groningen Seaports로 구성된 컨소시엄에 의해 시작되었습니다. 이 프로젝트는 북해의 대형 해양 농장에서 생산 된 재생 가능한 전기를 사용하여 녹색 수소를 생산하는 것을 목표로합니다. 이 프로젝트의 용량은 2027 년 4GW, 2030 년 10GW이며 2040 년까지 약 2020GW로 성장할 것이라는 야망이 있습니다.이 프로젝트는 2021 년 2021 월에 새로운 파트너가 된 Equinor와 RWE의 지원을 받았습니다. XNUMX 년까지 , 프로젝트는 XNUMX 년 하반기에 프로젝트 개발 활동을 시작하는 것을 목표로 타당성 조사를 완료 할 것입니다.

 

2020 년 50 월, BP는 Ørsted와 협력하여 산업 규모의 녹색 수소 생산을위한 프로젝트 Lingen Green Hydrogen을 개발하기 시작했습니다. 이 프로젝트에서 두 회사는 독일 북서부에있는 BP의 Lingen Refinery에 초기 2022MW 전해조 및 관련 인프라를 구축하는 것을 목표로합니다. 이것은 북해의 Ørsted 해상 풍력 단지에서 생성 된 재생 에너지로 구동되며 생산 된 수소는 정유소에서 사용될 것입니다. BP와 Ørsted는 2024 년 초까지 최종 투자 결정 (FID)을 할 계획이며이 프로젝트는 XNUMX 년까지 운영 될 수 있습니다.

 

또한 스페인 최대 에너지 회사 인 Repsol은 수소에 대한 투자를 확대하고 있습니다. 풍력 발전에서 나오는 녹색 수소와 인근 Petronor 정제소의 CCS를 결합하여 초저 배출 연료를 만드는 스페인에 공장을 건설하기 위해 60 천만 유로를 투자 할 예정입니다.

 

둘째, 전기 유틸리티는 특히 수소에 투자하기를 원합니다. 그들은 국내외에서 녹색 수소를 추진하고 있습니다. 칠레에서 녹색 수소를 생산하는 첫 번째 프로젝트를 건설 할 계획 인 이탈리아의 Enel이 그 예입니다. 이 프로젝트는 풍력 에너지로 구동되며 2022 년까지 생산에 들어갈 수 있습니다. 스페인의 Iberdrola, 미국 NextEra 및 독일의 Uniper와 같은 다른 주요 유틸리티는 수소 프로젝트를 시작했습니다. 전기 화 및 탈탄 소화가 시작됨에 따라 전기 유틸리티는 점점 더 관련성이 높아지고 있습니다. 수소는 탈탄 소화의 주요 에너지 플레이어로서의 역할을 강화할 수있는 추가 분야를 제공합니다.

 

셋째, 가스 그리드 사업자는 재생 가능 에너지 원의 성장으로 인해 수익과 영향력이 감소 할 수 있습니다. 수소는 그들에게 기후 노력의 일부가 될 기회를 제공합니다. 가스 그리드 운영자는 기존 가스 파이프 라인을 수소 수송으로 전환 할 것을 제안했습니다. 가스 파이프 라인에서 수소를 사용하는 데 몇 가지 문제가 있지만 유럽 가스 그리드 사업자는 2020 년 124 월에 계획 (소위 "유럽 수소 백본")을 발표하여 [2020] 2030 년대 중반부터 등장하는 인프라 네트워크를 제시합니다. 앞으로. 6800 년까지 2040km의 초기 파이프 라인 네트워크는 선택된 수소 계곡으로 제한되는 반면, 23,000 년에는 해당 네트워크가 거의 XNUMXkm로 확장되어 전체 대륙에 걸쳐 확장 될 것입니다.

 

이탈리아의 Snam과 같은 가스 그리드 운영자는 인프라와 함께 탈탄 소화 프로세스에 참여하고 잠재적 인 좌초 자산을 피하기 위해 수소에 베팅하고 있습니다. 2020 년에 Snam은 향후 7.4 년 동안 50 억 유로를 투자 할 계획을 약속했습니다. Snam은 전체의 XNUMX %를 "수소 지원"인프라를 구축하거나 수소 지원 표준으로 새 자산을 교체 및 개발하기 위해 최선을 다하고 있습니다. Snam은 이탈리아가 북아프리카 국가에서 녹색 및 청색 수소를 수입하면서 유럽 시장의 수소 허브가 될 수있는 좋은 위치에 있다고 믿습니다.

 

저렴한 수소 경제의 발전은 큰 도전에 직면 해 있습니다. 따라서 여러 부문에 걸쳐 수많은 기업이 노력을 조정하기 시작했습니다. 예를 들어 스페인의 Iberdrola, 덴마크의 Orsted, 이탈리아의 Snam, 사우디 아라비아의 ACWA, CWP Renewables 및 Yara 등 25 개 회사가 설립 한 Green Hydrogen Catapult 이니셔티브가 있습니다. Green Hydrogen Catapult는 전 세계 재생 에너지 기반 수소 생산 능력을 최대 2GW까지 개발하고 2026 년까지 현재 생산 비용을 USD 110 / kg 미만으로 절반으로 줄이는 것을 목표로합니다.이 목표에는 약 125 억 달러의 투자가 필요합니다 [XNUMX].

 

3.3. 국제 협정

수소는 미래의 국제 에너지 거래를 다시 시작할 수 있습니다. 실제로, 국가 수소 전략과 병행하여 일부 국가는 이미 생산 잠재력이 높은 국가와 수소 수요가 높은 국가를 결합하기 위해 양자 간 협약을 체결하고 있습니다. 잠재적 수입국 중 독일은 태양 에너지로 구동되는 최초의 100MW 프로젝트를 통해 모로코와 협력하여 국가의 녹색 수소 생산을 지원하고 있습니다.

 

2020 년 XNUMX 월 독일은 호주의 태양 광 발전소를 통해 수소 생산량을 늘리는 것을 목표로 호주와 양자 간 협정을 체결했습니다. 잠재적 수출국 중 호주는 선두 주자입니다. 최근 독일과의 협정을 통해 호주는 수소 생산 및 수출의 강국이 되고자하는 야심에 한 걸음 더 나아갔습니다. 앞서 언급했듯이 호주는 빠르게 성장하는 아시아 에너지 시장에 수소를 수출 할 계획입니다. 독일과의 파트너십은 호주가 일본, 한국 및 싱가포르를 포함한 다른 국가와 이미 추구했던 기존 약속에 추가로 제공됩니다.

 

2020 년 40 월, 사우디 아라비아에서 일본으로의 세계 최초의 청색 암모니아 선적은 에너지 매개체로서 암모니아의 미래 무역에 중요한 이정표를 세웠습니다. 일본으로 선적 된 최초의 청색 암모니아 126 톤화물은 발전에 사용되었습니다 [2050]. 일본은 XNUMX 년 탄소 중립을 달성하기위한 일본의 노력의 일환으로 암모니아가 일본의 화력 발전에 중요한 역할을 할 것이라고 발표했습니다.

 

4. 결론 및 정책 권고

현재 전 세계의 미래 수소 전략 개발에 상당한 추진력이 있습니다. 이 논문은 수소 기술을 기반으로 한 에너지 시스템의 구현과 관련된 주요 측면뿐만 아니라 녹색 또는 파란색 경로를 통한 수소 생성, 운송, 저장 및 다양한 부문에서의 최종 사용과 관련된 시장 및 지정 학적 관점을 제시했습니다. .

 

미래 수소 경제의 성공을 위해서는 경쟁력있는 비용으로 관심있는 사용자에게 수소를 공급할 수있는 현재 기술을 개선하여 여러 측면을 다루어야합니다. 목표는 수소 자체를 사용하는 것이 아니라 현재 에너지 시스템을 저탄소 대안으로 전환하는 것입니다. 따라서 수소는 더 넓은 그림의 핵심 구성 요소이며 구현을위한 향후 전략이 다른 솔루션과 잘 통합되는 것이 중요합니다.

 

이러한 관점에서 녹색 및 청색 수소 경로의 비교는 저탄소 에너지 시스템을 지원하기위한 두 솔루션의 잠재적 기여를 고려하여 다루어야합니다. 많은 국가에서 RES 전력 용량의 확장은 저탄소 수소 수요를 지원하기에 충분하지 않을 수 있으며, 전환 중이 격차를 채우기 위해 청색 수소를 사용할 수 있습니다.

 

수소 생성 외에도 전체 가치 사슬을 고려하는 것이 중요합니다. 대부분의 기술은 이미 서로 다른 수준의 수소 공급망에서 성숙하고 있지만, 최종 사용자에게 수소를 공급하는 데 필요한 수많은 프로세스로 인해 복잡성이 상대적으로 낮은 에너지 효율성을 유발합니다. 초점은 종종 발전 비용에 있지만, 증거에 따르면 수소 운송과 저장 모두 에너지 손실 및 필요한 인프라 측면에서 주요 과제를 나타냅니다. 기술적 한계를 해결하고 명확하고 일관된 전략을 전개하는 성공은 저탄소 수소의 수용 가능한 비용에 도달하는 데있어 두 가지 핵심 측면이 될 것입니다.

 

그럼에도 불구하고 수소 공급망의 복잡성은 수소가 탈탄 소화를위한 실행 가능한 대안이 거의없는 응용 분야에서 주로 사용되어야하는 귀중한 운반체임을 시사합니다. 이것은 일반적으로 가격에 반영됩니다. 자원을 다른 대안으로 대체 할 가능성이 낮을수록 가격이 높아지기 때문입니다.

 

기후 변화는 전 세계적인 문제이기 때문에 효과적인 전략은 GHG 배출 감축 측면에서 잠재적 인 이점을 충분히 인정하고 정량화하기위한 강력한 국제적 합의를 필요로합니다 [127]. 특히 고려되는 기술, 시스템 경계 (시스템 운영 또는 수명주기 평가 포함) 및 가정 된 임계 값을 포함하여 수소 경로 개발 및 예상되는 영향에 대한 투명하고 명확한 표준과 목표를 정의하는 것이 중요합니다. 저탄소 수소를 정의합니다. 국가 간 명확한 조정이 없으면 서로 다른 비전이 서로 겹칠 위험이 있으며 사용 가능한 자원의 최적 배치로 이어지지 않을 수 있습니다. 또한 현실적인 타임 라인과 중간 목표를 심각하게 제시하지 않고 최종 목표를 설정하지 않는 것이 중요합니다. 이를 위해 정책과 로드맵은 불확실성과 도전을 고려하고 새로운 지식과 현실에 정기적으로 적응해야합니다.

 

수소는 새로운 지정 학적지도를 그릴 수 있습니다. 또한 수소 지정학에서 국가는 공급 / 수요의 보안 및 다양 화와 같은 고전적인 에너지 지정 학적 문제를 고려할 것입니다. 지정학은 자원 가용성과 함께 기술적 우위를 점점 더 고려할 것입니다. 현재의 석유 및 가스 주요 생산자들은 RES가 부여 된 다른 국가들과 함께 지정 학적 역할 (및 그에 따른 수익)을 보존하거나 확보하기 위해 안전하고 신뢰할 수있는 수소 수출 업체로 자리 매김하려고 노력할 것입니다. 일부 국가 또는 지역에서는 수소 수요의 일부를 국내에서 생산하는 것 외에도 기후 목표를 달성하기 위해 수소 (녹색 및 / 또는 청색)를 수입해야합니다.

 

국제 수소 무역이 부상하고 있습니다. 수소는 일부 지역에서 배출량을 줄이고 감축하기 어려운 부문의 탄소를 제거하는 데 기여할 수 있지만, 모든 국가가 시민에게 청정 에너지를 제공하는 데 집중해야한다는 사실을 잊지 말아야합니다. 따라서 지역 에너지 수요가 더 많은 오염 에너지 원으로 부분적으로 충족되는 반면 녹색 수소가 수출되는 상황을 방지하기 위해 정부와 기업이 협력해야합니다.

 

수소 개발의 주요 동인은 에너지 시스템의 탈탄 소화이지만, 특정 물 수요는 다르지만 녹색 수소와 청색 수소를 모두 생산하기 위해 담수가 필요하다는 것을 포함하여 종종 간과되는 추가 영향을 고려하는 것이 중요합니다. 실제로 해수 담수화 또는 폐수 재사용과 같은 특정 솔루션이이 중요한 문제를 해결하는 데 도움이 될 수 있지만, 지역 생태계에 부정적인 영향을 미치고 다른 용도의 담수 가용성에 대한 제한을 피하기 위해 포괄적 인 분석이 필요합니다.

 

저자들은 기후 변화와 싸우기위한 다른 기술과 마찬가지로 저탄소 수소 경로의 개발이 글로벌 관점에 기반한 명확한 비전에 의해 지원되어야한다고 믿습니다. 국가 전략은 국가 간 격차를 확대하고 기존 불평등을 악화시킬 위험이 있기 때문에 글로벌 그림에 더 초점을 맞추지 않으면 효과가 거의 없을 수 있습니다. 이렇게 분열 된 세상에서 기후 변화를 제한하는 데 필요한 도전적인 목표에 도달하는 것은 훨씬 더 어려운 작업이 될 것입니다.

 

작성자 기여

MN, PPR, RS 및 MH는 연구를 함께 개념화했으며 작업의 모든 섹션에 서로 다른 수준으로 기여했습니다. MN은 기술 부문의 주요 저자이며 지정 학적 부문의 PPR입니다. MN, PPR, RS 및 MH는 최종 논문의 작성 및 검토에 기여했습니다. 모든 저자는 출판 된 원고 버전을 읽고 동의했습니다.
저자는 아무런 이해 상충을 선언하지 않습니다.

 

약어

이 원고에는 다음과 같은 약어가 사용됩니다.
ATR-Auto 열 개질
BNEF- 블룸버그 신 에너지 금융
CHP 결합 된 열 및 전력
DRI- 직접 철분 감소
EVs- 전기 자동차
GHG- 온실 가스
IEA- 국제 에너지기구
IRENA- 국제 재생 에너지기구
LHV- 낮은 발열량
LNG 액화 천연 가스
LOHC- 액체 유기 수소 운반체
PEM- 양성자 교환막
PV- 태양 광
RES- 재생 가능 에너지 원
SMR- 증기 메탄 개질
TRL- 기술 준비 수준

 

이 기사는 원래 MDPI, 스위스 바젤에서 31 년 2020 월 XNUMX 일에 게시되었으며, 다음에 따라 다시 게시되었습니다. Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International Public License. 원본 기사를 읽을 수 있습니다. 바로가기. 이 기사에 표현 된 견해는 WorldRef가 아닌 저자의 견해입니다.

 

재 게시자 : Aks Kuldeep 싱

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