- 아직까지는 연료전지 원료로 투입되는 수소는 천연가스 기반의 그레이 수소가 대부분을 차지하고 있어 탄소중립을 위한 수단으로서의 발전용 연료전지 수요가 적다

- 향후 유럽 및 중국 등 풍부한 신재생에너지원을 바탕으로 생산한 그린 수소를 전력으로 전환하는 수요가 증가하며 발전용 연료전지에 대한 수요도 확대될 것으로 전망한다.

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- 발전용 연료전지에 대한 수요는 중국에서부터 확대될 것으로 전망한다. 중국은 정부 주도로 청정 에너지 기지를 확대 중인데, 청정 에너지 기지는 태양광·풍력·수력 발전 시설을 결집한 초대형 청정에너지 클러스터를 조성하는 것이다.

- 하지만 현재 연료전지를 개발하여 상업화 수준까지 다다른 중국 연료전지 업체는 많지 않으며, 그마저도 대부분 PEMFC 제조사로 발전용으로는 적합하지 않다. PEMFC가 PAFC 대비 수명도 짧고 kg 당 전력 생산량도 낮기 때문이다. 따라서 중국 발전용 연료전지 시장에 해외 업체들의 공략 속도가 빨라질 것으로 예상되며, 특히 현재 글로벌 발전용 연료전지를 가장 많이 설치해 운영하고 있는 두산퓨얼셀의 중국향 수출이 기대된다.

- 원자력 수소는 원자로에서 생성되는 열과 전기를 활용하여 생산 가능하다. 생산 방법에 따라 레드 수소, 퍼플 수소, 핑크 수소 등으로 구분되는데 현재 기술로는 원전에서 생산한 전력을 활용하여 저온(≤100℃)의 물을 전기 분해하여 수소를 생산하는 핑크 수소만 생산 가능하다.

- 원자력 수소 생산에 활용되는 원자로는 크게 경수로형(LWR)과 비경수로형 원자로로 나눌 수 있으며, 비경수로형 원자로는 소듐냉각고속로(SFR), 용융염원자로(MSR), 초고온가스로(VHTR) 등이 존재한다. 핑크 수소는 경수로형(LWR)에서 PEMEC 기술을 활용해 생산할 수 있다

- 이 경우 수소 생산에 사용된 전력의 단가가 낮고, 운영율이 높기 때문에 재생에너지로 만든 그린수소 대비 경제성이 있는 것으로 전망되고 있다. 또한 향후 SOEC 기술이 상용화된다면 고온열을 이용하여 퍼플수소도 생산 가능하다.

- 초고온가스로(VHTR)를 이용할 경우 가장 높은 에너지 효율을 기대할 수 있으나 VHTR의 기술성 및 경제성 실증이 선제적으로 이루어져야 한다. 또한, VHTR에서 발생하는 열에너지를 천연가스 수증기 개질에 활용한다면, 천연가스 연소를 통한 열에너지 공급 과정을 거치지 않기 때문에 기존 대비 효율적으로 탄소 포집이 가능하다.

알칼라인 방식: 기술 성숙도는 가장 높지만, 효율성 추가 개선은 한계

현재 상용화된 수전해 기술 중 가장 대표적인 알칼라인 방식은 NaOH, KOH 등과 같은 알칼리성 용액을 전해질로 투입한다. 가장 일찍 상용화된 만큼 기술 성숙도가 높고, 100 도 이하의 온도에서 작동해 단위당 투자비용이 낮다. 그러나 전류밀도가 낮아 설비 크기가 클 수 밖에 없고, 설비작동 반응시간이 느리다는 단점이 있다. 또한 알칼라인 방식은 변동성 흡수능력이 낮아 안정적으로 전력공급이 되어야 하나 수전해설비에 전력을 공급하는 재생에너지는 간헐적이고 에너지출력이 불규칙하다. 그린수소는 신재생에너지의 간헐성을 해결하기 위한 수단이기 때문에 궁극적으로 알칼라인 방식의 효율성이 향상되기에는 한계가 있다

PEM 방식: 재생에너지와의 시너지는 크지만, 고가촉매 사용으로 가격 부담이 문제 

반면, 최근 점점 사용 비중이 확대되고 있는 PEM 기술은 전류밀도가 높아 전해조 소형화가 가능하고, 에너지 효율성 역시 상대적으로 우수하다. 특히 최소부하에서 최대부하까지의 반응시간이 약 10 초 이내로 빨라 부하변동에 유연하게 대응할 수 있다는 점이 가장 큰 장점이다. 그러나 Platinum, Iridium 등 고가의 촉매를 재료로 활용해야 한다는 점에서 아직까지는 알칼라인 대비 생산비용이 약 2 배 이상 높다.

고체산화물 방식: 효율성은 가장 좋지만, 아직 기술 상업화가 부족 

약 1,000 도 내외의 고온에서 발생한 증기로 물을 전기분해하는 고체산화물 방식은 기존 알칼라인 기술 대비 전력 사용량이 30% 내외에 불과하고, 생산효율도 가장높다. 그러나 세라믹 등 고온에서도 견딜 수 있는 한정된 소재를 사용하는 특성상 비용이 너무 비싸 경제성이 떨어지고, 무엇보다 아직 기술은 연구개발 단계에 있다.

AEC과 PEMEC은 상업적 수준에서 사용 가능하며, 현재 생산 능력으로는 AEC이 가장 많이 설치되고 있다. AEC은 1920년대부터 1세대 기술 개발이 시작되었으며, 현재는 재생에너지 연계를 위한 운전범위 확대 및 전류밀도 향상에 초점을 맞추어 2세대 기술개발이 진행중이다. 안정화된 기술을 바탕으로 AEC은 현재 설치비가 800~1,500$/kWh로 가장 낮으며, 상업용 기준으로 AEC은 최대 750Nm3/h(약 75kg/h) 수소 생산이 가능해 PEMEC(0NM3/h(약 3kg/h)) 수소 생산율이 높다.

PEMEC은 높은 전류밀도와 출력을 가지고 있어 소형화가 가능하지만, 수전해 장치 내부의 강한 부식 환경에 대응하기 위한 촉매 개발, 내구성 향상 등 기술 개발이 아직 더 필요하다. 또한, 산화전극 촉매로 주로 쓰이는 Ir 계는 가격이 비싸고, Ru계는 활성이 높지만 부식 문제가 있기 때문에 Ir-Ru 합금을 활용한 성능 향상 연구가 진행되고 있다. PEMEC은 유럽을 중심으로 밀도 및 압력 향상, 대용량 시스템 구축을 위한 프로젝트가 진행 중이다. 독일의 Rhineland는 REFHYNE 실증 프로젝트를 통해 ITM Power의 10MW급 수전해 장치를 빌딩 블록 방식으로 설계하여 100MW 급 규모의 PEMEC 시스템을 구축할 예정이다.

하지만 향후에는 PEMEC 설치 속도가 빠르게 증가할 것으로 전망된다. 간헐성 이슈로 부하 추종이 필요한 신재생 에너지 발전원과 연계하여 진행되는 프로젝트는 시동 소요시간이 짧아(10초이내) 유연성 측면에서 AEC 대비 강점을 보유하고 있기 때문이다.

차세대 기술로 불리는 SOEC의 경우 700℃ 이상의 고온에서 운전 가능하며 세라믹 등 이온전도성 고체산화물을 전해질로 사용하여 수증기를 분해하는 기술로 대형 수전해 시스템에 적용 가능하다. 따라서 높은 에너지 효율과 높은 전류 밀도를 가지지만, 아직 실증단계의 소규모 시스템만이 운영 중이다. 또한 AEC 및 PEMEC 대비 시동에 긴 소요시간이 필요해 재생에너지 연계 프로젝트보다는 원자력 발전 전기를 활용한 프로젝트에 사용될 가능성이 높다

22년~23년에는 동사를 포함한 주요 리튬 생산 업체의 증설이 집중되어 있어 수급은 다소 둔화될 전망. 

해당 기간 가동 예정인 주요 프로젝트는 SQM의 Salar de Carmen [6.9만톤LCE], Ganfeng Lithium의 Cauchari-Olaroz[4만톤LCE], Albemarle의 La Negra III/IV[4만톤LCE] 및 Kemerton I/II[5만톤LCE] 등이 있다 <그림 4>. 대규모 증설이 예정되어 있는 만큼 향후 1~2년간 리튬 가격 하락의 우려가 있다