수소 수요는 증가하고 있으며, 주요 애플리케이션에 긍정적인 신호
수소 수요는 2021년에 9천400만 톤(Mt)에 도달하여 코로나 이전 수준(2019년 91 Mt)으로 회복되었으며, 전 세계 최종 에너지 소비량의 약 2.5%를 점유하고있습니다. 새로운 응용 분야에 대한 수요가 약 4만 톤으로 증가했지만, 대부분의 증가는 정제 및 산업에서의 사용이 증가했습니다.
수소에 대한 몇몇 새로운 핵심 응용이 진전되는 조짐을 보이고 있습니다. 철 환원수소 시범사업 시작 1년 만에 신규 철강사업 발표가 빠르게 늘고 있습니다. 수소 연료 전지 열차의 첫 번째가 독일에서 운행되기 시작했습니다. 수소와 그 유도체를 수송에 사용하는 파일럿·시범 프로젝트도 100건 이상 있어, 주요 기업은 이미 이러한 연료의 공급을 확보하기 위한 전략적 제휴를 체결하고 있습니다. 전력 분야에서는 수소와 암모니아 사용이 더욱 주목을 받고 있습니다. 발표된 프로젝트는 2030년까지 약 3.5GW의 잠재 용량을 보유하게 됩니다.
전 세계 정부가 이미 시행하고 있는 정책을 고려할 때, 수소 수요는 2030년까지 115 Mt에 달할 것으로 예상되지만, 새로운 용도에서는 2 Mt 미만의 수요가 발생할 것입니다. 지금까지 전 세계 정부가 제시한 기후 공약을 충족하기 위해 필요한 130Mt(신규 용도의 25%)와 비교되며, 2030년까지 200Mt에 가까운 Mt가 2050년까지 순배출량 제로를 달성하기 위해 필요합니다.
수소 생산 프로젝트 파이프라인이 계속 확대되고 있다.
2021년 수소 수요 증가의 상당 부분은 화석 연료에서 생성된 수소로 채워졌는데, 이는 기후 변화를 완화시키는 데 아무런 이득이 없다는 것을 의미합니다. 2021년 저탄소 수소 생산량은 1Mt 미만이었으며, 실질적으로 탄소 포집, 이용 및 저장(CCUS)이 있는 화석 연료를 사용하는 공장에서 생산되었습니다. 그러나 저탄소 수소 생산 프로젝트 파이프라인이 눈부신 속도로 성장하고 있습니다.
현재 파이프라인에 있는 모든 프로젝트가 실현되면 2030년까지 저배출 수소 생산량은 연간 16-24 Mt에 달할 수 있으며, 전기 분해 기준 9-14 Mt, CCUS를 사용한 화석 연료 기준 7-10 Mt가 될 수 있다.전기 분해의 경우, 파이프라인의 모든 프로젝트를 실현하면 2030년까지 134-240 GW의 설치 전해기 용량으로 이어질 수 있으며, 범위의 하단부는 독일의 총 설치 재생 가능 용량과 유사하고 상단부는 라틴 아메리카 지역과 유사합니다. 각국 정부의 기후 공약을 충족하기 위해서는 2030년까지 연간 34 Mt의 저배출 수소 생산이 필요하며, 2050년까지 전 세계적으로 순배출 제로(0)에 도달하기 위해서는 2030년까지 약 100 Mt가 필요합니다.
프로젝트의 상당 부분이 현재 계획 단계에 있지만, 건설 중이거나 최종 투자 결정(FID)에 도달한 프로젝트는 극히 일부(4%)에 불과합니다.주요 이유로는 수요의 불확실성, 규제 프레임워크의 부족, 최종 사용자에게 수소를 공급할 수 있는 가용 인프라의 부족 등이 있습니다.
수소 공급망에서 벗어나려면 전기분해 제조 능력 확대가 필수
저배출 수소를 생산하기 위해서는 저배출 전기를 사용하는 전해제가 필요합니다. 현재 전해조 제조능력은 거의 8GW/년에 달하고 있으며, 업계 발표에 따르면 2030년에는 60GW/년을 초과할 수 있습니다. 이는 전기분해 배치에 대한 현재 정부 목표를 충족하기에 충분하지만, 구축은 현재 프로젝트 파이프라인을 넘어 실제 프로젝트로 전환되는 정부 목표에 달려 있습니다. 프로젝트 파이프라인이 향후 몇 년 동안 지속적으로 성장할 것으로 예상되지만 FID에 도달하여 규모를 확장할 수 있도록 프로젝트를 조기에 지원할 필요가 있습니다.
오늘날 화석 에너지 가격에서 재생 가능한 수소는 이미 많은 지역에서 화석 연료의 수소와 경쟁할 수 있으며, 특히 재생 가능한 자원이 좋은 수소는 수소 생산 수요를 충족시키기 위해 화석 연료를 수입해야 한다는 것을 보여줍니다. 물론 이것이 향후 몇 년 동안 어떻게 전개될지에 대한 불확실성이 있습니다. 그러나 파이프라인의 전해조절기 프로젝트가 실현되고 제조 능력의 계획적인 스케일업이 이루어질 경우, 2030년까지 전해조절기 비용은 현재보다 약 70% 감소할 수 있습니다. 재생 에너지 비용의 예상 하락과 함께, 재생 에너지 기반 수소 비용은 USD 1.3-4.5/kg2 H 범위(USD 39-135/MWh에 상당)로 내려갈 수 있습니다. 이 범위의 하한은 재생 수소가 이미 화석 연료와 구조적으로 경쟁할 수 있는 재생 에너지 접근성이 좋은 지역에서 발생합니다.
무역장벽이 해결되면 10년 말까지 대량의 수소가 거래될 것
호주에서 일본으로 액화수소를 세계 최초로 출하한 것은 2022년 2월로, 국제 수소 시장 발전의 중요한 이정표입니다. 개발 중인 수출 지향 프로젝트에 따르면, 2030년까지 연간 12 Mt의 수소를 수출할 수 있으며, 2026년까지 2.6 Mt/yr가 온라인화될 예정입니다. 이러한 수출 지향적인 수소 프로젝트 계획들은 지난 2년 동안 거의 모두 발표되었으며, 수소 운반선을 선택한 대부분의 프로젝트들은 암모니아를 선호 옵션으로 선택했습니다.
그러나 오프 테이크 및 수입 협정은 계획된 수출 규모보다 뒤처져 있습니다. 즉, 고객 또는 잠재 고객을 확보한 것은 H/r 2 Mt뿐입니다2.프로젝트 개발자와 투자자들은 초기 시장에서 높은 불확실성에 직면해 있고 많은 정부들은 프로젝트의 성공적인 개발에 필요한 구체적인 수소 무역 정책을 아직 시행하지 못하고 있습니다. 국제 협력은 정렬을 촉진하고 수소 시장의 발전을 늦출 수 있는 장벽을 식별하기 위해 필수적입니다.
세계적인 에너지 위기: 수소에 대한 추가적인 추진력?
글로벌 에너지 위기는 에너지 안보의 요구를 기후 목표에 맞추기 위한 정책의 필요성을 강조합니다. 수소는 최종 용도에서의 화석 연료 대체 또는 화석 기반 수소 생산을 재생 수소로 전환함으로써 화석 연료에 대한 의존도를 줄임으로써 에너지 안보에 기여할 수 있습니다. 국제 수소 시장의 발전은 잠재적 에너지 공급자의 다양성을 더하여 특히 에너지 수입국의 에너지 안보를 강화할 수 있습니다.
정부가 기후 공약을 충족시키기 위해 야심찬 정책을 시행한다면, 수소는 2030년까지 천연가스 사용 14bcm/yr, 석탄 사용 20Mtce/yr, 석유 사용 360kbd를 피할 수 있을 것이며, 이는 오늘날 콜롬비아의 화석 연료 공급량보다 많은 양입니다. 중공업, 중공업, 중도로 수송 및 선박은 화석연료와 배출가스 절감을 실현할 수 있는 가장 큰 기회를 제공합니다.
수소 사용을 위한 인프라 용도 변경에는 기회와 과제가 있습니다.
천연가스 파이프라인을 수소 투과용으로 용도 변경하면 새로운 파이프라인을 개발하는 데 비해 투자 비용을 50-80% 절감할 수 있습니다.수천 킬로미터에 이르는 천연가스 파이프의 용도를 100% 수소로 바꾸는 프로젝트가 진행 중입니다.그러나 실제 경험은 제한적이며 상당한 재구성 및 적응이 필요합니다.
유럽 각국 정부는 액화천연가스(LNG) 터미널의 용도를 바꾸는 방안을 검토하고 있습니다. 그러나 기회는 궁극적으로 수소를 공급받느냐 암모니아를 공급받느냐에 달려 있습니다. 초기 연구에 따르면 암모니아를 수용하기 위한 용도 변경은 새로운 LNG 터미널 투자 비용의 11-20%로 가능합니다. 액화수소를 위한 LNG 터미널의 용도 변경은 훨씬 낮은 온도 요구로 인해 기존 장비의 재사용이 제한되기 때문에 더 큰 기술적 문제에 직면해 있습니다. 여기에는 중요한 비용 영향이 있습니다. LNG 탱크만 해도 LNG 터미널 투자 비용의 약 절반을 차지하며 이를 대체할 액화 수소 저장 탱크가 새로 건설되면 LNG 탱크보다 50% 더 비쌀 수 있습니다. 기존 LNG 터미널을 암모니아 또는 수소로 전환한 경험이 아직 없어 비용 추정치가 불확실합니다. 수소와 그 파생 제품에 대한 미래 수요의 규모에 대한 불확실성으로 인해 수소 또는 암모니아를 사용할 수 있는 새로운 단자의 흡수가 제한될 수 있습니다.
출처 : IEA
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