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발전사, RPS 달성 위해 연료전지 건설 ‘러쉬’

2030년 RPS 의무량 28%로 대폭 상향 조정
REC 가중치(2.0) 유지로 연료전지 설치 확대될 듯
경제성 확보 위한 연료전지 전용요금제 도입 필요


[월간수소경제 이종수 기자] 문재인 대통령은 지난해 5월 취임 후 원전과 석탄화력발전을 줄여나가고 신재생에너지 비중을 대폭 높이는 ‘에너지 전환’을 천명했다. 연료전지 업계는 친환경 분산전원인 연료전지의 활성화 계획이 나올 것으로 기대했다. 하지만 정부가 세부이행계획을 수립하는 과정에서 연료전지가 제외될 것이라는 소문이 돌았고 업계의 이러한 우려는 현실로 나타났다.


정부는 지난해 12월 20일 태양광·풍력을 중심으로 오는 2030년까지 재생에너지 발전량 비중을 20%로 높이는 ‘재생에너지 3020 이행계획’을 발표했다. 이번 계획에서 ‘재생에너지’로 표기된 것처럼 신에너지인 연료전지에 대해서는 분산전원 기반 에너지신산업 육성 차원에서 도시가스 낙후·소외지역에 연료전지발전소를 설치한다는 보급 내용만 반영됐을 뿐이다.


이번 계획이 나오기에 앞서 산업통상자원부는 한 토론회에서 연료전지업계를 달랜 바 있다. 지난해 12월 4일 김규환 국회의원이 미래연료전지발전포럼 창립대회 및 1차 세미나의 일환으로 개최한 ‘연료전지의 지속가능 발전을 위한 정책 토론회’에서의 일이다.


당시 발표자로 나선 전병근 산업통상자원부 신재생에너지과장은 “폐기물·우드펠릿 등에 대한 REC 가중치를 축소하고, 국제기준 및 국내여건을 감안해 비재생 폐기물을 재생에너지에서 제외하면 연료전지 수요가 증가할 것으로 예상된다”고 밝히며 연료전지업계에 희망감을 안겨준 바 있다.


결국 재생에너지 3020 계획에서 연료전지가 제외되는 설움을 겪었지만 연료전지업계는 재생에너지가 지닌 한계적 특성을 연료전지가 보완할 수 있다는 점에서 연료전지 장점이 더욱 부각될 것으로 기대하고 있다. 



연료전지는 연중 90% 이상 전기생산이 가능하고 송·배전 등 추가 인프라 구축 없이도 전기와 열이 필요한 장소에서 바로 생산, 사용할 수 있는 고효율의 분산형 발전설비이다. 또 소음과 분진 등이 거의 없는 친환경 발전시스템이다.


태양광과 풍력 등의 재생에너지는 설치장소에 한계가 많지만 연료전지는 도심의 작은 면적만 있어도 설치가 가능해 연료전지가 재생에너지의 보완적 친환경 발전설비로서 새롭게 조명 받을 가능성이 크다는 것이 업계의 기대감이다.


연료전지발전설비 건설 확대 전망
이러한 연료전지의 장점을 잘 알고 있는 공공 발전사들은 ‘재생에너지 3020 이행계획’과 ‘RPS’ 실적을 달성하기 위해 연료전지 발전설비 구축에 적극 나설 것으로 전망된다.


지난 2012년 1월부터 시행되고 있는 RPS는 신재생에너지를 제외한 설비용량 500㎿ 이상 보유한 발전사업자에게 총 발전량의 일정비율을 신재생에너지로 공급토록 의무화한 제도로, 공공 발전사들에 있어 최대 관심사다.


RPS 목표를 이행하지 않으면 패널티도 물게 돼 있어 RPS 실적 관리에 상당한 공을 들이고 있다. RPS 의무량도 2017년 4%에서 2030년 28%로 대폭 상향 조정돼 재생에너지설비의 확대가 시급한 상황이다.


특히 올 상반기에 신재생에너지공급의무화(RPS) 제도와 관련한 신재생에너지 공급인증서(REC) 가중치 조정(RPS 고시 개정, 6월 26일 시행)에서 그동안 발전사들이 많이 이용해온 폐기물과 바이오(우드펠릿·우드칩, Bio-SRF(폐목재)를 가중치에서 제외하거나 가중치를 줄인 반면 연료전지는 현행 가중치 2.0이 유지됐다.


가중치 2.0은 신재생전원 중 풍력·태양광 설비 연계 ESS와 해상풍력 다음으로 높은 수치다. 발전사 입장에서 RPS 실적 달성에 있어 연료전지는 매력적인 발전설비일 수밖에 없다.



발전사 연료전지 설치 계획
남동·중부·서부·남부·동서발전, 한수원 등 6개 공공발전사들이 그동안 구축한 연료전지발전설비는 총 148.4MW 정도로 2030년까지 총 2,844MW로 확대할 계획이다.


먼저 한국남동발전은 지난 2006년 분당발전본부에 1단계 연료전지발전설비(300kW)를 시작으로 올해 2월 5단계(5.72MW)를 준공해 안산 연료전지(2.64MW)를 포함 총 17.46MW 규모의 설비를 운영 중이다.


남동발전은 현재 분당본부에서 4단계(16.72MW) 와 6단계(8.35MW)를 건설 중으로 각각 올해 8월, 10월 준공 예정이다. 또 LH대전사업단 내 ‘LH대전연료전지발전소’가 내년 12월 준공 일정으로 건설 중이다.


남동발전은 매년 신재생에너지 공급의무량 부족분을 채우기 위해 분당 7~10단계 연료전지발전을 우선적으로 추진할 계획이다. 오는 2030년까지 총 370MW를 달성한다는 목표다.


남동발전의 관계자는 “남동발전의 새로운 비전인 ‘2030년 신재생에너지 발전비중 25%’ 달성을 위한 단기적인 이행수단으로 연료전지발전소가 최적”이라며 “연도별 RPS제도의 의무비율이 급격하게 상승하고 있음에 따라 타 신재생전원보다 REC 가중치가 높은 연료전지 설치 확대로 효율적인 제도 이행이 가능할 것으로 보고 있다”고 밝혔다.



한국중부발전은 자체적으로 보령발전본부(0.3MW), 신보령발전본부(7.5MW)에서 연료전지를 건설·운영 중이며, 인천발전본부(15MW), 세종발전본부(5MW), 서울발전본부(6MW)에 신규설치를 예정했다. 

 
중부발전은 천연가스뿐만 아니라 수소, LPG를 연료로 하는 다양한 연료전지 사업모델을 개발한다는 방침이다. 지난해 4월 SK건설, 두산과 부생수소를 활용한 인천연료전지발전사업의 공동 추진을 위한 업무협약을 체결한 바 있다. 현재까지 국내에서 이러한 방식으로 상용화된 연료전지설비가 없어 시범설비를 1년간 운영하고 성공시 20MW 규모의 수소연료전지로 확대할 계획이다.


또 지자체 및 공공기관과의 협업을 강화해 대용량 신재생에너지 복합단지 개발 중심으로 연료전지발전을 설치해 2030년까지 총 130MW로 확대한다는 계획이다. 정부정책 및 내부역량을 반영해 △태양광·풍력·ESS △태양광·풍력·연료전지 △태양광·연료전지 △태양광 등 4가지 모델 중 최적의 모델을 선정한다는 것이다.


중부발전은 한국도로공사, 경동도시가스, SK건설과 경남 양산시 남양산IC 유휴부지에 설치하는 ‘남양산 연료전지 발전사업(20MW급)’을 추진하고 있다.


한국서부발전은 서인천발전본부 내 1~3단계 총 34.2MW의 연료전지발전을 운영하고 있다. 현재 서인천 4단계(22MW) 연료전지사업이 심의 중이며, 내년 1월 착공해 12월 준공한다는 목표다. 또 중부도시가스부지에 천안청수 연료전지발전소(5MW)를 설치(내년 1월 착공, 2020년 6월 준공)할 계획이다.


서부발전은 수도권 열수요처 중심의 대규모 연료전지 복합단지를 구축한다는 전략이다. 단기적으로는 서인천발전본부 내 총 60MW의 연료전지 발전단지를 구축하고, 장기적으로는 민간과 공동개발을 통한 대규모 연료전지 복합단지 사업 추진으로 2030년까지 총 606MW의 연료전지발전설비를 구축할 계획이다.


서부발전의 관계자는 “정부의 재생에너지 3020 이행계획에 부응하기 위해 고효율의 연료전지발전설비로 RPS 요구 이행량을 확보하는 데 노력할 것”이라고 말했다.


이 관계자는 또 “정부의 ‘재생에너지 3020 이행계획’에 반영된 ‘도시가스 낙후·소외지역 연료전지발전소 설치’와 관련해서는 아직 구체적인 계획은 없으나 공기업으로서의 역할을 위해 지역 도시가스회사 및 집단에너지사업자와 연계해 사업 추진을 검토할 의향이 있다”고 밝혔다.



한국남부발전은 현재 운영 중인 연료전지 발전은 없지만 발전소의 기존 인프라(LNG 사용, 계통 확보)와 유휴부지를 활용해 2030년까지 총 358MW의 연료전비 설비를 구축한다는 목표다.


남부발전은 지난해 9월 대전광역시, 충남도시가스, 한솔제지와 ‘연료전지 발전사업 추진을 위한 업무협약’을 체결하고, 대전시 한솔제지 공장에 30MW급 연료전지 설비를 건설하는 등 대전 지역내 유휴부지를 활용해 총 50MW 규모의 연료전지 구축사업을 진행할 계획이다.


한국동서발전은 일산화력 내 유휴부지에 지난 2009년 1단계(2.4MW), 2011년 2단계(2.8MW), 2013년 3단계(2.8MW) 연료전지 건설에 이어 올해 5월 4단계(5.28MW) 준공을 통해 총 13.28MW의 대용량 연료전지 발전단지를 조성했다. 울산연료전지(2.8MW)도 운영 중이다.


동서발전은 2030년까지 신재생에너지 설비를 전체 발전량의 25%까지 확대하기 위해 연료전지를 적극 활용할 계획이다. 화학공장의 부생수소와 회사 보유자산인 일산·울산복합화력의 유휴부지를 활용해 대용량 연료전지를 건설, 2030년까지 총 420MW를 달성한다는 목표다.


현재 대산수소연료전지(50MW), 동해 대용량 연료전지(100MW) 개발을 추진하고 있다.



동서발전의 관계자는 “연료전지는 천연가스와 물의 반응을 통해 나오는 수소와 공기 중 산소를 이용해 전기에너지를 발생시키는 친환경·고효율 발전시스템”이라며 “설비구성이 단순하고 소요면적이 작아 단기간 시공이 가능하다는 장점이 있으며, 에너지 밀도가 높아 대용량화 및 후속호기 증설이 용이해 앞으로도 지속적으로 연료전지가 각광을 받을 것”이라고 밝혔다.


한수원은 경기연료전지 58.8MW, 노을연료전지 20MW, 부산연료전지 30.8MW 총 109.6MW의 연료전지발전소를 운영 중이다. 2019년까지 인천 40MW, 익산 20MW, 암사 20MW 총 80MW를 준공할 예정이다. 오는 2020년까지 총 220MW용량의 연료전지 발전소 건설을 계획하고 있다. 2030년까지는 총 960MW를 달성한다는 목표다.


연료전지 전용요금제 마련 시급
그러나 연료전지발전사업을 하는 데 가장 큰 애로사항은 연료비 리스크가 크다는 점이다.


한 발전사의 관계자는 “연료전지발전사업의 경제성 확보를 위해 연료전지 전용요금제 마련이 시급하다”고 밝혔다.



연료전지는 높은 초기 투자비용 외에도 태양광, 풍력 등의 재생에너지와 달리 연료 공급이 필요해 연료인 LNG가격 변동에 따른 연료비 리스크가 추가로 발생한다. 발전단가 중 연료비(천연가스)가 차지하는 비중이 50~70%로 상당히 높은 수준이다.


현재 연료전지에 적용하고 있는 열병합요금은 계절·시간별 부하변동(수요편차)이 심한 열병합발전의 특성을 반영한 것으로 연중 수요가 거의 일정한(기저발전에 가까운) 연료전지의 수요패턴과 일치하지 않고 가스요금 중 상대적으로 열병합요금이 높다는 지적이 제기돼 왔다.


실제 발전사업 허가를 받은 3개의 연료전지발전 프로젝트가 연료비 문제로 인해 철회된 사례가 있다. 산업통상자원부가 관련 연구용역을 통해 연료전지 전용요금제 도입을 검토 중이다.




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