[UK BEIS Hydrogen Production Costs 2021 번역] #6 생산비용 및 가정

본 장은 LCOH 추정의 기초가 되는 각 생산 비용 및 가정에 대한 간단한 설명과 출처 설명을 목적으로 함

 

 

기술비용은 2018년 말에 Element Energy의 자료를 기반으로 하며 비용은 2020년 기준가격임

 

 

1. 주요 비용

 

설비비용(Capital expenditure 이하 CAPEX)

• SMR with CCUS 경우 CAPEX는 개질 장치, 동력(증기 터빈), 플랜트, 토목 공사(건물 및 기초), 전기(해당되는 경우) 및 가스 그리드 연결 및 CO2 탈수 및 압축 장치의 기타 필요한 모든 설비비용을 의미함
• SMR 플랜트는 고온 가스 공급시 발생하는 CO2 제거 장치가 포함되며 ATR 플랜트의 경우 공기 분리 장치가 CAPEX에 포함됨
• 전기분해의 경우 CAPEX는 전해조 시스템(스택) 및 건조기, 냉각 및 탈이온화 장비, 토목 공사(건물 및 기초) 및 전력망 연결을 포함됨
• 가스화의 경우 CAPEX는 가스화기, 합성가스 처리 장치, 공기 분리 장치, 전환 변환 장치, 산성 가스 제거 장치, 황 회수 장치, CO2 건조 및 압축 장치 및 잔류 탄소 산화물을 변환하는 메탄 발생 장치를 포함됨
• 필요한 공정 전기는 공급원료(예: 바이오매스)에서 생산된 합성 가스 중 일부를 사용하는 것으로 가정하므로 그리드 연결 비용은 포함되지 않음
• CAPEX 추정치에는 수소 압축 장비 비용이 포함되어 있지 않음
• CAPEX 문헌분석
• 본 자료는 2018년을 기준으로 하는 바, 수소기술의 혁신속도를 감안할 때 타 문헌 분석을 수행하여 본 자료의 타당성을 확인할 필요가 있음. 따라서 CAPEX와 관련된 다양한 문헌검토를 수행함^[1]
• 전기분해는 BNEF(Bloomberg New Energy Finance), IEA, Imperial College London, Energy Systems Catapult 및 Deloitte에서 수행한 연구를 주로 분석함
• CCUS가 활성화된 메탄개질 기술은 Wood와 IEA에서 전세계를 대상으로 연구가 진행되었음
• CCUS 지원 기술의 경우 SMR, ATR 및 ATR+GHR 기술만 포함하고 PoX와 같은 최신 기술은 제외하였으며 전해조의 경우 알칼리성 및 PEM이 포함됨
• CCUS가 활성화된 메탄 개질의 경우, 주요 문헌의 추정치는 약 300MW의 설비용량을 기준으로 CAPEX £/kW H2 HHV를 제시함
• Aurora에서 사용하는 시계열 모델링 가정은 대규모(1GW+) 발전소를 기반으로하는데 반해 National Grid의 CAPEX 시계열은 100MW에서 100MW까지 다양한 규모의 발전소의 CAPEX를 활용함
• 아래 차트는 300MW 및 1GW 플랜트 CAPEX 가정을 문헌 추정치와 비교함
• 외부 시계열 모델링 가정 및 IEA 추정치는 본 보고서의 추정치보다 약간 높음
• 또한, 본 보고서는 규모의 경제를 반영하므로 설비용량이 클수록 비용이 크게 절감된다고 가정함

 

 

• 전기분해의 경우 본 보고서는 National Grid 및 Aurora의 다른 최근 연구에서 가정한 것과 일치하나 2020년과 2030년 추정치는 상이함
• 본 보고서에서 상한 비용 데이터는 문헌 추정의 상한을 기준으로 하나 하한 추정은 다른 출처보다 더 보수적으로 가정하였으며 이는 2050년에 가장 두드러짐
• 향후 세계 수요 확대 및 이에 따른 기술 확산으로 규모의 경제를 제공하는 더 큰 스택등의 도입 및 학습 등에 따라 기술비용은 감소할 것으로 전망됨이 타당하나 본 보고서에는 이를 보수적으로 고려하였음

 

 

운영비(Variable and fixed operating expenditure, 이하 OPEX)

• 변동 및 고정 운영비용은 발생한 모든 기술 관련 비용을 의미함. 단, 본 보고서에서는 연료 비용은 따로 고려함
• CCUS가 활성화된 메탄 개질 및 가스화의 경우 가변 OPEX는 물 및 화학 물질, 촉매와 같은 필요한 모든 소모품을 의미하며 고정 OPEX는 인건비, 관리/일반 간접비, 보험/지방세 및 유지 관리비 등을 의미함
• 전기분해의 경우 가변 OPEX는 스택 교체 비용을 의미함
• 스택 비용은 플랜트 CAPEX의 60%(PEM), 50%(알칼리성), 60%(SOE) 정도이며 각 설비별로 11년(PEM), 9년(알칼리성), 7년(SOE)마다 교체된다고 가정
• 매탄개질과 마찬가지로 고정 OPEX는 일반적으로 인건비, 관리/일반 간접비, 보험/지방세 및 유지 보수가 포함됨
• OPEX 추정치에는 수소 압축 장비 비용은 제외됨

 

 

수소 압축 비용(Hydrogen compression costs)

• 본 보고서는 수소 압축 비용을 포함하지 않음
• 수소압축비용이란 생산된 수소를 고압(일반적으로 8.5MPa 이상)으로 수송망에 주입시 발생하는 비용 또는 저장(수송 시 보다 훨씬 높은 압력에서)시 발생하는 비용을 의미함
• 대부분의 기술은 수송망에 직접 주입기 압축비용발생
• 대부분의 CCUS 지원 기술은 약 2 MPa의 수소를 출력하는 반면 전기분해는 약 3 MPa의 수소를 출력함
• PEM 전기분해의 경우 8 MPa 이상이며 알칼리 전해조는 최대 6 MPa로 증가시키기 위한 작업이 진행 중임
• PEM 전기분해만 수송망에 직접 주입가능
• 수소 압축을 통한 저장 및 수송은 대형 설비용량 시에만 발생하는 바, 규모의 경제 등을 고려할 때 압축기 CAPEX 및 고정 OPEX 비용은 LCOH에 미치는 영향이 극히 낮음^[2]
• 또한, 수소의 송·배전 및 저장 등의 도입 시기와 그 위치, 연결망 구성 등이 상당히 불확실한 바, 본 보고서의 LCOH에서는 제외하였으나 향후 고려필요

 

 

효율성(Efficiency)

• 전기분해는 전해조 스택 자체와 MWh의 전기 입력을 MWh(HHV) 수소 출력으로 전환하는 데 필요한 효율로 구성됨
• 개질기 및 가스화 기술은 MWh로 표현되는 연료/공급 원료/전기 투입의 변환 효율과 수소 산출의 MWh(HHV)로 구성됨

 

 

설계수명(Build and lifetime)

• 설계수명 등은 프로젝트 마다 상이하나 본 보고서에서는 전기분해 및 가스화 프로젝트의 경우 30년의 설계수명으로 가정하고 개질기의 경우 40년을 설계수명으로 함
• 향후 추가적인 문헌조사 등을 통해 해당 설계수명을 검토할 계획임

 

 

비용 절감

• 비용 절감은 CAPEX 및 OPEX에 직접 영향을 미치거나 플랜트 효율성의 개선을 통해 보다 일반적으로 생산 비용에 영향을 줄 수 있음
• 비용 절감의 주요 동인은 다음과 같음
• 기술 학습 / 현지 또는 영국별 실습 학습 / 규모의 경제
• 본 보고서에서 기술 학습과 일부 기술에 대한 규모의 경제를 반영하나 최초(FOAK)에서 두 번째(SOAK) 또는 Nth-Of-A로 연속 설비공사 등으로 인한 학습역량은 비욜절감에 반영되지 않음
• (CCUS가 활성화된 메탄 개질) SMR은 기술 학습으로 인한 연평균 1.26%의 CAPEX 감소(과거 증거 기반)가 가정되며 새로운 ATR 및 ATR+GHR의 경우 2030년까지 추가로 10% 비용이 감소된다고 가정됨. 이는 신기술이 SMR 같은 기존 기술을 추월할 것으로 가정하며 이는 2030년 이후일 것으로 가정함
• (전기분해) CAPEX 및 OPEX의 주요 비용 절감 및 시간 경과에 따른 효율성 개선은 전기분해에 대한 수요 및 활용으로 인한 기술 학습에 의해 주도됨
• 설비규모가 증가할 수록 스택 및 설비에 대한 규모의 경제가 발생하나 해당 사이트별 설비는 규격화된 모듈에 따라 설계되는 바, 비용 절감 한계가 명확함(즉, 10~100MW의 전해조 플랜트는 개별 소형 스택으로 구성됨)
• 이 보고서는 PEM 전기분해를 위해 설치된 설비용량이 2배 증가할 때마다 7%의 비용이 절감된다고 가정함. 2018년에 설치된 총 글로벌 PEM 용량은 50MW 미만임
• 알칼리 전기분해는 예상 비용 절감이 더 낮은 보다 성숙한 기술임
• (가스화) 효율성 개선 및 기술 개발, 2세대 가스화로로의 이동, 보다 적극적인 CO2 제거 용매 및 보다 효율적인 CO2 압축 등을 가정하여 CAPEX 및 OPEX 감소

 

 

전력비용 및 부하율

• 대표적인 LCOH 추정치의 범위를 보여주기 위해 세 가지 유형의 전력원과 가격을 가정함
• 전력망을 통한 전력공급(Electricity from the grid)
• 전력망을 통해 전력을 공급받으면 수소 생산자가 수소생산설비를 동일한 최대 부하 계수로 일정하게 가동 가능 (대부분 기술의 경우 약 95% 임)
• 본 보고서에서는 이를 '베이스로드'라고 칭함
• 현재 단계에서 수소 생산자가 어떤 유형의 공급업체를 통해 전력을 공급받을지 어느 지역에서 전력망에 연결될지(배전 또는 송전) 또는 전력가격이 어떻게 변동할 지에 대한 불확실성이 높음^[3]
• 이러한 불확실성을 고려하여 본 보고서는 두 가지 전력망 연결 전력가격인 산업 소매 가격과 산업 장기 변동 비용(LRVC)을 제시함. 도매가격을 통해 전력을 공급받는 것은 고려하지 않았으며 도매가격을 통해 전력을 공급받는다면 더 낮은 LCOH가 가능
• 산업 소매 가격은 수소 생산자가 전력망 연결이 가능하고 다른 산업 사용자가 지불하는 평균 전력 산업 소매 가격을 의미함
• LRVC는 사회적 비용편익 분석을 목적으로 하며 소비수준에 따른 사회적 비용을 반영하고 그룹간 이전되는 비용은 제외한 가격을 의미함
• 본 보고서는 일부 비용(특정 정책 또는 네트워크 비용)을 제거한 LRVC를 활용하며 이는 전력 도매가격의 하나로서 활용되는 바, 본 보고서에서는 이를 "도매 가격 플러스"라고 지칭함
• LCOH는 시스템 비용은 포함되지 않음

 

 

수소설비 전용 전력요금(Electricity from dedicated electricity generation sources)

• 본 가정은 전기분해에만 해당되며 전용 발전설비 구축 시 수소생산설비에 필요한 발전설비 및 부하계수가 적용된다고 가정함
• 수소설비 전용 전력은 해상·육상 풍력 및 태양열, 원자력, ESS 등 다양한 기술적 조합이 가능함
• 본 보고서는 다른 전용 재생에너지에 비해 부하율이 높은 전용 해상풍력을 중심으로 LCOH를 추정함
• 원자력는 현재 전기분해를 위한 전용 원자력은 제외함
• 원자력은 열과 전력을 모두 제공가능하며 새로운 노형의 경우 직접적으로 수소 생산이 가능함
• BEIS는 다양한 유형의 원자로(소형 모듈식 원자로 및 첨단 모듈식 원자로 등)에 대해 검토 중이며 향후 이를 포함할 계획이며 향후 원자력과 SOE의 결합 등 새로운 기술 조합의 LCOH 추정 가능
• 풍력 사용 시 전기분해 설비는 해상풍력 발전의 평준화 비용(LCOE)을 전기가격으로 활용함. 즉, 전기분해 플랜트는 전체 해상 풍력 발전 비용이 포함됨^[4]
• 2025년부터 2040년까지 해상풍력 LCOE는 BEIS의 “ELECTRICITY GENERATION COSTS 2020”를 활용함
• 2025년부터 전용 해상 풍력을 사용하여 LCOH를 추정하나 실질적용은 2035년에야 가능할 것으로 전망됨

 

 

재생에너지 출력제한(Electricity from curtailment)

• 전기분해 기술에만 해당됨
• 재생에너지 출력제어 시 낭비되는 전기를 전기분해로 활용하여 수소 생산가능
• 재생에너지 출력제한은 재생에너지의 간헐성으로 인해 전기공급이 수요를 초과시 또는 전력망 제약으로 인해 재생에너지를 직·간접적으로 차단하는 제도임
• 출력제어는 바람이 많이 부는 날/태양이 강한 날과 같이 전력생산이 급증하는 시점에 발생하는 바, 일정치 않으며 간헐적임
• 전력원 믹스 중 재생 에너지의 비중이 증가할수록 출력제한이 또한 증가함
• BEIS의 “Modelling 2050 : Electricity System Analysis”에 따르면 재생에너지 출력제어시 약 25%의 평균 부하율을 전력을 전기분해 플랜트를 제공가능
• 전기분해 설비가 한 개 이상인 경우 첫 번째 전기분해 설비는 출력제어로 발생하는 전력을 활용하여 높은 설비이용율을 가능하나, 그 외의 발전설비는 이러한 이용율 향상을 기대하기 어려움
• 따라서, 이를 고려할 시 25%평균부하율을 가정하는게 타당함
• 본 보고서에서는 평균 25% 부하율을 가정하며, 2020년에서 2050년까지 일정하다고 가정함

 

 

2. 연료비

 

천연가스

• CCUS가 활성화된 메탄 개질은 천연 가스를 연료로 수소를 생산함
• 전기와 마찬가지로 메탄개질설비가 천연가스 공급의 단위당 비용 및 공급망 등이 불분명한 바, 이러한 불확실성을 반영하기 위해 두 가지 가스 가격, 즉 산업 소매 가격과 산업 장기 변동 비용(LRVC)을 제시함
• 산업 소매 가격은 수소 생산자가 다른 산업 사용자가 평균적으로 도입하는 가스 소매가격을 의미함
• 가스 발전부문에서는 안정적인 소비와 장기계약으로 천연가스가 계약되는 바, 도매가격으로 천연가스를 소비함
• 본 보고서는 도매 가격으로 산업용 LRVC를 제시함함

 

 

바이오매스

• 바이오매스 가스화 설비는 목재 펠릿을 소비만을 고려함
• 소규모 사이트에서는 우드칩을 소비할 수 있으나 본 보고서에서는 고려치 않음. 따라서 연료비는 목재 펠릿 가격만을 고려함
• 단, 소매와 도매 등을 구분하지 않고 하나의 가격만을 활용함

 

 

3. 탄소비용

 

본 보고서는 발전과 마찬가지로 수소 생산 시 발생하는 탄소배출에 대한 탄소가격을 고려함. 바이오매스의 경우 탄소배출이 저감되는 바, 이는 음의 탄소배출량으로 평가하며 전기분해 설비는 그리드 전기를 사용 시 탄소를 배출하지 않는 것으로 가정함

 

 

전력계통에서 발생하는 추가적인 탄소배출량은 LCOH에서 고려하지 않고 전체 계통분석에서 고려되어야 하는 바, 본 보고서에서는 추정하지 않음

 

 

본 보고서는 BEIS의 “Updated energy and emission projections: 2019, Annex M”에 제시된 베이스라인 탄소가격 전망치를 활용하여 추정하며 이는 EU ETS 탄소가격 추정치를 기본으로 함

 

 

수소 생산자는 현재 CPS(탄소 가격 지원)의 적용을 받는 것으로 간주되지 않음. 현재 CPS는 전력 부문의 CO2 화석 연료 배출자에게만 적용됨

 

 

2030년 이후에는 탄소 가격이 선형적으로 증가하여 2050년에 탄소가격 정점에 도달한다고 가정됨

 

 

4. 이산화탄소 운송 및 저장 비용

 

CCUS를 사용하는 수소 생산자는 CO2 운송 및 수송망 사용을 위한 CO2 운송 및 저장 요금이 발생하며 본 보고서에는 ￡28/tCO2(2020년 가격)을 활용함

• 운송 및 저장 비용 구조 및 방법론은 운송 및 수송망, 저장 등의 다양한 구조 및 관련 설비 등의 자료가 부족하여 명확하게 비용을 추정하기 어려움
• LCOH 추정의 근거자료로 2018년 Uniper 보고서를 활용하며 이산화탄소 운송 및 저장비용은 £28/tCO2(2020년 가격)의 단순화하여 적용됨

 

 

5. 요구수익율 및 할인율

 

최소요구수익율은 프로젝트 개발자가 프로젝트 수명 동안 요구하는 최소 재정적 수익으로 정의됨

• 파이낸싱 비용은 프로젝트가 직면한 가중 평균 자본 비용(WACC)^[5] 대출 시 비용 또는 유사한 위험을 지닌 대체 투자에서 얻을 수 있는 수익 , 즉 투자된 돈의 기회 비용을 의미함
• 이는 WACC는 투자 위험을 감안할 때 투자자의 최소 요구수익률(허들율)을 의미함

 

 

평준화비용은 시간에 따라 비용과 생산이 모두 할인되는 비율로 반영됨

• 할인은 비용과 수소 생산량의 시간 가치를 의미함
• 또한 할인율을 통해 기술 등에 내포된 리스크를 반영할 수 있음
• 낮은 할인율이 적용될 경우 CAPEX 및 생성된 수소가 덜 할인됨을 의미하며 이는 프로젝트는 위험성이 낮고 설계수명 내 충분한 수익률이 가능함을 의미함
• 상대적으로 높은 할인율은 더 높은 가중치를 부여하며 해당 프로젝트는 향후 생산 수익이 충분한 수익을 창출할 것이라는 확신이 낮은 바, 상대적으로 높은 자본 비용으로 적용됨

 

 

각 프로젝트의 위험 및 부채 비용, 자본 및 부채 비율 등에 따라 할인율은 상이하며 향후 수소 비즈니스 모델의 가시성 및 성장성은 할인율에 영향을 미침

 

 

본 보고서는 10% 할인율을 적용함

 

 

5. 요구수익율 및 할인율

 

CCUS가 활성화된 메탄 개질 및 바이오매스 가스화시 온실가스를 배출함

• 이러한 배출량과 관련 탄소 및 CO2 이송 및 저장 비용을 추정하기 위해 BEIS의 “Greenhouse Gas Reporting: Conversion Factors 20212” 온실가스 배출계수를 적용함

 

 

목재 펠릿의 경우 CO2e와 펠릿화, 가공 및 운송과 관련된 배출량이 모두 포함됨

• 또한 CCUS를 사용한 바이오매스 가스화가 대기에서 CO2를 제거하여 생성하는 마이너스 배출도 설명함
• 바이오매스 배출은 사용된 공급원료의 유형에 크게 의존하나 본 보고서는 한 가지 가능한 옵션만 고려함

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[1]  문헌분석 시 각 문헌마다의 단위가 다르므로 다음과 같이 단위를 수정함

   - 2020년 가격 기준으로 조정 / $ 및 €에서 £로 변환 / LHV에서 HHV로 변환 / kWe에서 kW H2로 변환

   - kWe에서 kW H2로의 경우 일부는 변환효율을 활용하였으나 관련 데이터가 없는 경우 일반 자료 활용

[2] 연중 일정/높은 부하율로 수소를 생산하는 300MW 사이트의 경우 약 £1/MWh가 추가됨

[3] 예를 들어, 대규모 산업 사용자는 면제 혜택을 받는 등의 정책

[4] 본 보고서에서는 전용 전원과 전기분해 설비사이의 전선 및 시스템 비용이 포함되지 않음

[5] 대출 시 비용 또는 유사한 위험을 지닌 대체 투자에서 얻을 수 있는 수익

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[보성 청우다원] 목련 그린티(티백 2g x 10개)

[보성 청우다원] 목련 그린티(티백 2g x 10개)