수소 수입비용 천문학적인데…'8할' 해외서 들여오겠다는 文정부

LNG는 발화·폭발 위험이 낮아 국가 간 수송 체계가 안정적으로 구축돼있다. 이에 비해 액화수소는 아직까지 액화·운송·저장수송 리스크가 상존해있어 수입비용이 천문학적일 것으로 추정된다. 이번 '제1차 수소경제 이행 기본계획'은 이러한 점을 면밀히 검토하지 않았다는 지적이 나온다. 사진은 한국조선해양 LNG선. ⓒ한국조선해양

"2050년 청정수소 자급률 60%를 달성하겠다"는 정부의 수소경제 법정계획이 현실성이 없다는 지적이 잇따르고 있다. 우리 기술·자본으로 생산한 해외 청정수소, 수입 수소를 합하면 결국 청정수소 80%를 해외에서 들여오는 구조다. 수소의 액화·저장·운송비용이 천문학적인 것으로 추정되고 기술력이 안정화되지 않아 막연한 '장밋빛 계획'이라는 비판이 나온다.

정부는 지난달 26일 '제1차 수소경제 이행 기본계획'을 발표했다. 이에 따르면 2050년까지 연간 2790만t의 수소를 100% 청정수소로 공급한다. 청정수소는 생산 시 탄소배출이 없는 그린수소와 생산 시 배출되는 탄소를 포집·저장하는 블루수소를 말한다. 2050년 전체 수소 수요의 20%인 558만t을 국내에서, 40%인 1116만t을 우리 자본·기술을 활용해 호주 등 해외에서 생산한다는 계획이다. 나머지 40%인 1116만t은 해외에서 수입한다.

특히 재생에너지와 연계한 수전해 실증을 통해 그린수소의 대규모 생산기반을 구축하고 궁극적으로 생산단가를 감축하겠다는 목표다. 정부는 그린수소 생산 확대로 2030년(25만톤 생산) kg당 3500원인 생산단가를 2050년(300만톤 생산) 2500원으로 낮출 것으로 전망했다.

결국 우리 기술·자본으로 생산한 해외 청정수소, 수입 수소를 합해 청정수소 80%를 해외에서 들여오는 구조다. 에너지업계는 액화수소를 장거리 대량 운송하는데 큰 장벽이 존재하기 때문에 정부 계획이 현실성이 없다고 지적한다.

우선 현재 기술력과 기술 진보 가능성을 고려해도 수소의 고유한 특성으로 인해 운송 안전성이 담보되지 않는다는 치명적인 걸림돌이 있다. 액체수소는 비상 상황으로 공기 중에 배출하면 정전기 정도의 불씨만 있어도 발화·폭발 가능성이 있을 정도로 위험성이 높기 때문이다.

이에 비해 액화천연가스(LNG)는 끊는점과 임계온도를 넘어 저장용기가 터질 우려가 발생할 경우 배출밸브를 통해 긴급히 공기 중에 배출하면 발화·폭발 위험이 낮다. 청정수소를 도입하겠다던 정부 계획은 이같은 운송 리스크를 간과한 것이다.

운송 비용 역시 고려되지 않았다. 학계에 따르면 수소는 끓는점(-252.8도)과 임계온도(-240도)가 절대영도(-273도)에 가까울 정도로 매우 낮다. 이에 비해 LNG는 주성분 메탄의 끓는점이 –160도, 임계온도가 –82도, 물은 끓는점이 영상 100도, 임계온도가 영상 374도다. 끓는점과 임계온도가 낮다는 것은 그만큼 비용을 기하급수적으로 증가시키는 요인이 된다는 게 업계의 설명이다.

익명을 요구한 한양대 한 교수는 "물질은 절대영도(-273도)에 가까워질수록 1℃ 낮추는데 필요한 에너지가 기하급수적으로 높아진다"며 "이 때문에 액화천연가스에 비해 액화수소가 액화·운송·저장에 드는 비용이 급증할텐데 이번 수소경제 계획은 이러한 점을 면밀히 검토하지 않은 것으로 보인다"고 지적했다.

수소의 액화온도는 천연가스보다 무려 100도나 낮은 영하 252.8도로, 수소를 액화하기 위해서는 천연가스 액화에 필요한 에너지의 약 40배가 필요하다.

정부는 앞서 2050년까지 수소 2390만t을 호주·중동·러시아·북아프리카 등에서 수입하는 방안을 제시했는데, 이와 관련해 한국가스공사는 수소 2390만t 액화하려면 286.8TWh가 필요할 것으로 추산한 바 있다. 지난해 한전이 판매한 전력량(509.3TWh)의 절반이 넘는다. 수소를 액화하는 데만 국내 소비 전력의 절반 이상을 쏟아부어야 한다는 뜻이다.

그린수소 생산단가를 1kg당 2500원으로 낮추겠다는 계획도 사실상 실현 불가할 것으로 업계는 바라보고 있다. 수소 생산 못지 않게 저장·운송비용이 크게 들 것을 간과했다는 지적이다. 해외에서 생산한 수소를 국내로 들여올 시 현지에 공장을 지어 수소를 액화하는 비용, 이를 배로 실어 국내로 들여오는 수송비용, 국내에서 다시 기화하는 비용 등 천문학적인 비용이 발생한다.

국민의힘 한무경 의원이 한국가스공사로부터 받은 자료에 따르면, 2050년 해외수소 2390만t을 국내 들여올 때 액화·수송·저장 비용은 66조원이 드는 것으로 추정됐다. 액화수소를 선박으로 운송하는 데 28조7000억원, 수소 저장 및 수출입 터미널 건설에 필요한 비용 5조 8190억원 등이 이에 포함된다.

정부가 추정한 생산단가 2500원에는 이 수입비용이 배제됐다. 당초 정부가 2050년 수소 자급률 목표 60% 중 3분의 2를 해외 생산으로 달성하려는 했던 것도 재생에너지를 이용한 수소 생산 단가가 싼 해외에 의존하려는 취지였는데 이같은 변수로 차질을 빚을 전망이다.

노동석 서울대학교 원자력정책센터 연구위원은 "정부의 제1차 수소경제 이행 기본계획은 수소 국산화의 기술·비용적 측면을 너무 쉽게 생각한 경향이 있다"며 "해외에서 수소를 저렴하게 생산한다고 가정하더라도 공장 건립 비용, 액화 비용, 수송 비용, 국내 다시 들여와 기화하는 비용까지 추산하면 공급단가 2500원을 도저히 맞출 수 없을 것"이라고 전망했다.