2021.09.06 (월)

FOCUS

블루·그린 수소로 탈탄소 나선, 한국중부발전 

보령화력에 국내 최대 10MW 탄소 포집 설비 갖춰
SK가 제안한 보령 블루수소 생산기지 사업 “검토 중”
연간 25만톤 블루수소 생산 시 220만 톤 CCS 설비 필요
보령시와 1GW 해상풍력단지 사업 추진…P2G 수소생산 고려

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[월간수소경제 성재경 기자] 한국중부발전은 충남 보령에 총 6기의 석탄발전설비를 운영하고 있다. 한 기당 500MW 용량으로 총 3GW의 발전설비에 해당한다. 내수용 발전설비의 약 8%를 담당하는 대규모 전기생산기지로 전력수요가 많은 수도권에 가깝고, 석탄 수입이 용이한 충남 서해안에 위치하고 있다. 하지만 석탄발전의 비중은 점점 줄어들고 있다. 보령화력 1, 2호기만 해도 지난해 발전정지로 폐쇄됐다. 


보령화력에는 증기와 아민을 이용해 석탄발전에서 나오는 이산화탄소를 포집하는 10MW급 파일럿 플랜트가 설치되어 운영되고 있다. 현재 국내 기술로 만든 가장 큰 규모의 CCU(이산화탄소 포집·활용) 설비에 해당한다. 이산화탄소를 포집한 블루수소에 대한 논의가 활발한 지금 좋은 선례가 되는 곳이다.  


 

보령화력의 10MW CO2 포집 플랜트

CCU 파일럿 플랜트에서 포집한 이산화탄소는 액화설비를 이용해 액화한 후 저장을 하게 된다. 이산화탄소 가격에서 유통비가 차지하는 비율이 높기 때문에 기체보다는 부피가 작은 액화 운송이 여러모로 유리하기 때문이다. 


보령화력에서 포집한 이산화탄소는 한국특수가스에서 유통을 하고 있다. 한국특수가스는 이 중 절반을 파프리카나 토마토 같은 하우스 시설의 농작물 생장활성제 용도로 공급하고, 나머지는 CO2 용접용 가스, 음료용 탄산가스, 드라이아이스 제조 등으로 판매하고 있다. 최근에는 코로나19의 영향으로 신선식품 배송이 늘면서 드라이아이스 공급량이 늘었다. 


10MW CO2 포집 플랜트는 280억 원을 들여 지난 2013년 5월에 완공했다. 이후 설비 개선을 통해 2017년 9월에 CO2 압축액화설비까지 갖췄다. 단순히 이산화탄소 포집해서 유통하기 위해 들인 시설투자비로만 300억 이상이 들었다. 국책 과제가 아닌, 발전사의 자본만으로 CCUS(탄소 포집·활용·저장) 사업을 하기에는 부담이 큰 것이 현실이다.




보령화력 CCU 설비는 작년 한 해 약 3만5,000톤의 이산화탄소를 포집해 활용했다. 또 파일럿 플랜트 운영으로 얻은 기술 데이터를 기반으로 현재 한전 전력연구원에서 150MW급으로 용량을 확대하는 R&D를 진행하는 것으로 알려져 있다. 


이산화탄소 포집은 시장 논리로만 접근할 수 없는 사업이다. 해외만 해도 150MW가 넘는 CCS 플랜트가 단 2곳밖에는 없는 실정이고, 기술 공개가 잘 되지 않는 분야라 원천기술을 확보하려면 시행착오를 겪으며 스스로 경험을 쌓아가는 수밖에 없다.


알다시피 LNG(천연가스)를 개질한 ‘그레이수소’는 탄소 배출 논란에서 자유롭지 못하다. 메탄을 개질하는 과정에서 10배에 이르는 이산화탄소가 배출되기 때문이다. 이때 나오는 탄소를 포집한 블루수소가 주목을 받은 것도 비교적 최근의 일이다. 


“수소는 전력에 비해 판매단가가 높아요. 석탄발전에 CO2 포집을 적용하는 것보다는 아무래도 경제성이 높죠. 다만 보령화력발전에 있는 CO2 포집 설비를 그대로 천연가스 개질에 적용하는 건 불가능해요. 석탄화력발전과 LNG복합화력에서 배출되는 이산화탄소의 농도와 유량 자체가 크게 다르기 때문이죠. 블루수소를 생산하려고 SMR(증기메탄개질)용 수소추출기에 탄소 포집 설비를 붙이려면 설비의 규모와 방식이 달라져야 합니다.” 


한국중부발전 신재생사업처 수소그린사업부 이만형 부장의 말이다. 그는 “세계적으로 대규모 블루수소 생산설비가 운영되고 있는 사례가 아직은 없기 때문에 더 많은 자료 수집과 연구가 필요하다”고 말한다. 





현재 중부발전은 충남 보령에 블루수소 생산기지 건설을 민간기업과 공동으로 추진하는 안을 검토하고 있다. 그동안 발전사의 주 수입원이었던 석탄화력의 단계적 폐지에 대응하면서 새로운 기회를 창출하기 위한 전략의 일환이다. 이 사업은 현재 SK가 주도하고 있다. 


SK는 지난 3월 SK인천석유화학에서 열린 ‘제3차 수소경제위원회’에서 향후 5년간 18조5,000억 원을 투자해 국내 수소 생태계 조성에 나서겠다는 전략을 발표한 바 있다. 


SK의 밑그림은 이렇다. 1단계 사업으로 2023년까지 세계 최대인 연간 3만 톤 규모의 액화수소 플랜트를 인천에 짓는다. 또 2단계 사업으로 2025년까지 이산화탄소를 제거한 청정수소 25만 톤을 보령LNG터미널 인근 지역에서 추가로 생산한다는 것이다.


여기서 주목할 것은 SK E&S가 주축이 되어 추진하는 2단계 사업이다. 2025년까지 약 5조3,000억 원을 투자해 천연가스로 친환경 수소를 생산하는 세계 최대 규모의 청정수소 생산기지를 완공하겠다는 것이다. 이산화탄소를 제거한 연간 25만 톤 규모의 블루수소를 생산, 이 중 20만 톤은 연료전지 발전에 쓰고 나머지 5만 톤은 액화해서 수소충전소 등에 공급하겠다는 것이다. 


가스 생산 과정에서 발생하는 이산화탄소를 포집해 해외 해상 폐가스전에 저장하고, CCUS 기술을 고도화해 보령에 건설할 예정인 수소생산 플랜트에 적용하겠다는 것이다. 바로 이 2단계 사업에 중부발전도 참여 의사를 밝혔다.



 

세계 최대 규모 블루수소 생산기지

보령 석탄화력발전소 바로 위에 보령LNG터미널이 있다. 중부발전은 보령발전본부 내 유휴부지 약 59만4000㎡(18만 평)에 블루수소 생산과 유통, 활용을 겸한 밸류체인을 구축할 방침이다. 생산시설 구축에만 2조5,000억 원이 들어가는 대형 프로젝트다.


중부발전은 SK와 함께 본 사업의 공동 추진을 검토 중이다. 이미 큰 틀의 전략은 지난 3월에 공개가 됐다. SK는 천연가스를 개질해 연간 25만 톤의 블루수소를 생산하고, 이 중 5만 톤은 액화를 해서 유통하게 된다. 나머지 20만 톤의 기체수소는 파이프라인을 통해 400MW 규모의 수소연료전지 발전소에 공급하는 안을 내놨다. 




수소연료전지 발전소의 위치는 아직 미정이다. 분산발전의 특성을 고려하면 소비처 인근에 붙이는 게 맞다. 수소배관 1km 건설에 약 10억 원 이상 소요되는 것으로 알려져 있다. 수소생산기지 반경 100km 이내에 연료전지 발전소를 짓는다고 가정하면 수소배관 구축에 1,000억 원 이상의 비용이 드는 셈이다. 군산, 천안, 세종, 대전 등이 모두 반경 100km 안에 자리하고 있다. 


보령LNG기지와 연계한 수소 사업 핵심은 ‘블루수소’에 있다. 환경과 사회, 지배구조를 고려한 ESG 경영, 탄소중립에 대한 관심은 발전 공기업도 예외가 아니다. 탄소 배출이 없는 신재생에너지나 수소에너지로 전환하기 위해 애쓰고 있지만, 아직은 경제성이나 기술의 성숙도 면에서 시간이 좀 더 필요하다. 


중부발전 수소그린사업부의 이만형 부장은 제주에서 진행된 P2G 사업을 예로 들었다. 


“제주발전본부에서 운영하는 상명풍력단지에 500kW 알칼라인 수전해 설비를 설치해서 그린수소를 생산하는 실증을 올해 완료할 예정입니다. 이 과제의 후속으로 제주에너지공사 주도로 3MW급 P2G 연구개발 과제를 진행하고 있죠. 풍력이나 태양광 같은 신재생에너지에서 나오는 잉여전력으로 그린수소를 만드는 게 가장 좋다는 건 누구나 알지만, 시장이 원하는 수준의 경쟁력을 갖추려면 시간이 필요해요. 그렇다고 가만히 손을 놓고 기다릴 순 없고, 그린수소로 넘어가는 과도기 기술로 CCUS를 적용한 블루수소를 하겠다는 것이죠.” 




천연가스 개질을 통한 블루수소 생산에는 CO2 포집설비가 필요하다. 연간 25만 톤의 추출수소 생산 시 220만 톤의 이산화탄소를 포집해야 한다. 그러자면 넉넉잡아 30만 톤짜리 포집설비 8기 또는 50만 톤짜리 포집설비 5기 정도를 붙여서 가야 한다. 국내 기술로는 이런 설비를 갖추기가 어렵다. 해외 기술을 도입해 적용한 후 국산화 과정을 밟을 가능성이 크다. 


“국내 CO2 소비처는 한정돼 있어요. 단일 사업장에서 나오는 연간 200만 톤 규모의 이산화탄소를 소화할 곳이 없죠. 결국 CCS(탄소 포집·저장)로 갈 수밖에 없어요. 결국 해외 파트너사와 손을 잡고 해상 운송을 해서 폐가스전 같은 곳에 영구 저장하는 방안이 유력하다고 볼 수 있죠.”


한국석유공사 주도로 내년 6월에 생산이 끝나는 동해가스전을 활용한 CCS 실증사업이 예정돼 있다. 천연가스를 빼낸 공동에 이산화탄소를 저장하는 실증사업으로, 연간 40만 톤 저장을 목표로 하고 있다. 이 사업에 필요한 CO2 포집 설비 개발을 SK이노베이션이 맡고 있다. 


SK이노베이션은 지난 2월 석유사업 자회사인 SK에너지와 함께 유럽연합(EU)이 추진하는 CCS 연구 협력에 참여하는 공동개발 합의서에 서명한 바 있다. ‘EU 리얼라이즈(REALISE)’란 이름이 붙은 프로젝트로 노르웨이 국책연구소(SINTEF) 주관으로 정유 산업의 CCS 기술에 대한 검증, 경제성 평가, 이산화탄소 흡수제 기술개발 등을 진행하게 된다.


미국에 이어 두 번째로 큰 CCS 시장을 보유한 캐나다의 사례도 참조할 만하다. 캐나다는 지하저장이나 자원 회수율을 높이기 위한 원유회수증진(EOR; Enhanced Oil Recovery)에 CO2를 활용하고 있다. 이산화탄소를 유전 저류층의 공극에 주입하면 원유 채굴량을 늘릴 수 있다. 캐나다는 총 5개의 대규모 상업용 CCS 시설을 갖추고 있으며, 그 규모만 연간 700만 톤에 이른다. 




탄소를 지중에 저장하는 CCS뿐 아니라 CCU에 대한 관심도 높다. 국내 석유화학 업체로는 롯데케미칼이 눈에 띈다. 롯데케미칼은 최근 여수1공장에 CCU 실증 설비를 설치했다. 약 1년간 설비 운영을 통해 데이터를 쌓고 질소산화물(NOx) 영향평가 등을 거쳐 2023년까지 상용화 설비를 완공할 예정이다.


이를 통해 연 6만 톤 이상의 이산화탄소를 추가 포집하고 순도를 높여 자체 생산 중인 폴리카보네이트 제품의 생산 원료로 사용하고, 드라이아이스와 반도체 세정액 원료 등으로 제조해 인근 중소 화학사에 판매할 계획이다. 향후 대산공장과 울산공장까지 관련 설비를 확대해 연간 20만 톤 이상의 이산화탄소를 활용한다는 계획이다. 

 

1GW 보령해상풍력단지 사업

정부는 최근 국내 발전사의 신재생에너지 공급의무화제도(RPS) 의무공급비율 상한을 10%에서 25%로 크게 높였다. 지난 2012년 RPS 제도 도입 후 9년 만에 이뤄진 첫 상향이다. 이에 따라 발전사 등 공급의무자는 총전력생산량의 25% 이내를 신재생에너지로 공급해야 한다.


중부발전은 국내외 신재생 발전사업을 확대해 그린뉴딜과 탄소중립을 이끌고, 2030년까지 발전량 비율의 30%까지 재생에너지를 확대하겠다는 전략을 세우고 대응해왔다. 정부에서 제시한 목표치(20%)보다 10%가 높다.


중부발전은 국내 발전사 중 처음으로 지난 2012년에 미국 태양광 시장에 진출해 네바다주에 총 150MW의 태양광발전소를 건설해 운영하고 매각에 성공한 바 있다. 올해도 미국 텍사스주 콘초밸리에 160MW 태양광발전소를 건설해 운영에 나서기로 하는 등 투자를 이어가고 있다. 또 재생에너지 강국인 스웨덴의 풍력발전 사업에도 새롭게 진출했다. 62기의 풍력발전기를 갖춘 254MW 발전소를 총 3,600억 원에 인수해 올해부터 본격 가동에 들어간다. 


특히 중부발전은 보령시와 함께 1GW 보령해상풍력단지 사업을 추진하고 있다. 보령 해역에 2025년까지 1GW급 해상풍력 발전 설비를 갖추는 대규모 사업이다. 6조 원이라는 투자비가 들지만, 추가로 드는 연료비 없이 자연의 힘만으로 이삼십 년간 전기를 생산할 수 있다는 점은 큰 매력이다.




“그린수소는 바로 이 해상풍력 사업과 관련이 있죠. 제주의 상명풍력단지처럼 그리드 안에 수소생산을 위한 P2G 설비 구축을 고려하고 있어요. 재생에너지 보급이 크게 늘어나면 제주에서 벌어지는 출력제한 같은 일이 여기서도 일어날 거예요. 전력 공급이 일시적으로 크게 늘 때 남아도는 전기로 수전해 설비를 돌려 그린수소를 생산하는 거죠. 수소로 저장해서 팔거나, 전기 수요가 있을 때 연료전지 발전 용도로 쓰는 겁니다.” 


중부발전은 보령시와 함께 발전수익을 지역에 환원하는 주민참여 방식으로 풍력단지 건설을 추진하고 있다. 보령해상풍력 민관협의회와 실무협의회를 꾸리고, 주민 수용성 확보를 위한 용역을 진행하게 된다. 무엇보다 이해 당사자인 어민들의 협조가 중요하다. 또 해상풍력 등 에너지 관련 부품기업을 웅천일반산업단지 등에 유치해서 해상풍력 산업 클러스터와 RE100 배후단지를 조성하는 사업도 추진한다.


육상풍력의 경우 건설비는 적게 들지만, 관련 부지를 확보하거나 주민을 설득하기가 어렵다. 무엇보다 바람의 상태, 즉 풍황자원이 해상에 못 미친다. 중부발전은 1GW 해상풍력 발전사업을 통해 상당한 양의 탄소 배출 저감 효과를 볼 수 있을 것으로 기대하고 있다. 


중부발전은 작년에 보령화력 1, 2호기를 폐쇄했다. 5, 6호기도 2025년 이전에 폐쇄하면서 이를 LNG 복합발전으로 전환할 계획이다. 중부발전은 지난해 1월 한전 전력연구원과 두산중공업이 주축이 되어 개발한 가스터빈 기동장치를 보령복합발전소에 설치해 2개월간 시험운전을 진행한 바 있다. 바로 이 실증을 거쳐 작년 3월부터 본격 상업운전에 들어가면서 가스터빈 기동장치의 국산화를 이뤄냈다.


두산중공업은 지난해 270MW급 발전용 H급 가스터빈 개발에 성공했다. 이로써 한국은 세계에서 다섯 번째로 발전용 대형 가스터빈 기술을 보유하게 됐다. 이 가스터빈은 오는 2023년 6월에 준공 예정인 김포열병합발전소에 들어가 실증될 예정이다. 두산중공업은 한국기계연구원, 경남테크노파크, 한국지역난방공사 등과 수소 가스터빈 연소기 개발에도 나서고 있다. 비록 시간이 걸리긴 하겠지만, 향후 수소를 연료로 한 가스복합발전이 적용되면 탄소 배출량은 크게 낮아질 전망이다. 




독일의 공업도시인 함부르크가 선례가 될 수 있다. 함부르크의 모어부르크 석탄화력발전소는 2015년에 문을 열었지만, 불과 몇 년 만에 전력 생산을 중단했다. 탄소중립은 한국 정부만의 정책이 아닌 세계적인 흐름으로, 앞으로 보령시가 독일의 함부르크처럼 변하지 말란 법은 없다. 중부발전의 블루수소 생산플랜트 사업이 성공적으로 추진될 경우, 내년 하반기에는 블루수소 생산플랜트 착공에 들어가 2025년 하반기부터 블루수소를 생산하는 수소공장으로 거듭날 전망이다. 


그렇다. 탈탄소는 더 이상 늦출 수 없는 시대의 사명이다. CCUS 기술을 접목한 블루수소도, 해상풍력과 연계한 P2G 그린수소도 온실가스 감축을 향한 에너지 대전환의 흐름에서 이해해야 한다. 국내 발전사나 민간기업은 ‘탄소중립’이라는 목표 아래 생존전략을 마련하고 적극적인 행동에 나서고 있다. 한 발 일찍 도전에 나선 기업들이 더 큰 기회를 잡기 마련이다.





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