HIGHLIGHTS 

   • 사단법인넥스트는 그린수소의 생산 및 운송, 분배 가격을 담은 그린수소 공급 가격 데이터베이스 NEXT Database – Green H₂ Supply Costs(http://nextgroup.or.kr/?ThBZOE36)를 공개하여 해외생산 수입 그린수소의 국내 공급 가격 예측 및 정책적 지원이 필요한 분야를 분석

   • 해외 생산수입 그린수소의 국내 공급가격은 현재 kg당 8,135원(중위값 기준)이나 2030년4,954원/kg, 2050년 3,773원/kg으로 크게 하락하며, 기술 및 정책적 지원이 뒷받침될 경우 2030년 3,879원/kg에 이를 수 있을 것으로 예상

   • 국제 그린수소운송 단가를 낮추기 위해서는 수소액화 및 저장시설, 암모니아 분해 수소 생산 시스템에 대한 투자와 운송용량을 대형화하는 조치가 필요하며, 분배 단가를 낮추기 위해 수소 파이프 허용 압력과 튜브 트레일러 용량의확대가 필요할 것이라 전망

1. 데이터베이스 구축  배경 

 • 그동안 우리나라 중앙정부 및 지자체 등에서 발표한 수소계획은 추출수소가 그린수소에 비해 경제적일 것이라는 가정을 바탕으로 하고 있음 

 • 이에 사단법인 넥스트는 그린수소 공급가격 데이터를 보완하고자 2015년 이후에 발간된 그린수소 생산 및 공급 가격을 다룬 주요 보고서와 논문을 분석, 데이터베이스 NEXT Database – Green H₂ Supply Costs를 구축하였으며 2021년 12월 이를 공개함 (참고문헌 [1]–[22]) 

 • 향후 이를 기반으로 한 데이터 분석을 통하여 그린수소의 공급 가능 가격을 예측하고 정책적 지원이 필요한 분야를 파악하고자 함 

2. 데이터베이스방법론   

 • 보고서 및 논문 선택 기준

   - Peer-reviewed 논문

   - 신뢰성 있는기관(예: 국제기구, 정부기관, 국책연구소, 대학교 연구소 등)의보고서

   - 2015년 이후 2021년 8월 이전 보고서

 • 데이터 추출기준 

   - IEA, IRENA, European Commission 등 총 100개이상의 주요 보고서와 논문을 분석하여 서로 겹치는 수치들을 제외하고 22개의 보고서 및 논문의 수치 포함

   - 데이터가그래프의 형태로 주어진 경우 최대/최소값을 이용

   - 데이터 기준 연도: 2018년 ~ 2050년

 • 데이터 단위 

   - USD/kg-H₂, 인플레이션 제외

   - 기준 환율: 보고서 발간 연도 기준 환율 적용

 • 데이터베이스형식

   - Tableau: NEXTDatabase – Green H₂ Supply Costs (http://nextgroup.or.kr/?ThBZOE36)

3. 데이터베이스구조 및 사용방법

 A. 생산가격

 • 수전해 설비 종류 구분

   - Electrolysis: 수전해 설비 구분되어 있지 않는 경우

   - Alkaline: 알카라인 수전해 설비

   - PEM: 고분자 수전해 설비

   - 그 외 고체 산화물 수전해 설비 등은 가격 정보 및 상용화 시점이 불분명하여 제외

 • 수전해 공급전력원 구분

   - Curtailed: 전력망에 공급되지 못한 재생에너지원

   - Grid: 전력망 직접 연결

   - Renewable: 구분되지 않은 재생에너지원

   - PV: 태양광 발전

   - Wind: 풍력 발전(육상 및 해상 포함)

 • 그 외

   - 그린수소생산에 지역적 특징(예: 태양광 일사량 및 풍력 발전 이용률)이 크게 영향을 미치는 점을 고려하여, 데이터를 지역별로 구분할 수있도록 하였음

   - 재생에너지이용률, 수전해 설비 투자 비용, 전력 가격 등의 변수를포함하여 데이터의 형태로 저장 가능

B. 운송가격

 •  운송 방법 구분

   - LH₂: 액화 수소

   - LOHC: 액상 유기 수소 운반체

   - NH₃ : 암모니아

 •  운송 거리

   - 수출입 국가 선택 가능

   - 운송거리 별 구분   

  C. 분배가격 

 • 분배 방법 구분: 파이프라인 혹은 튜브 트레일러

 • 분배 형태구분

   - Gas: 압축 수소

   - Liquid: 액화 수소

   - LOHC: 액상 유기 수소 운반체

 • 특이사항: 연도별 가격 데이터 부재로 분배 방법및 형태로만 데이터가 구분되어 있음

4. 국내공급 가능 가격 예측

 • 2030년 중위값 4,954원/kg이 예상되므로 블루수소 대비 가격 경쟁력 확보 가능[1]

 • 2030년 1사분위값 3,879 원/kg이 예상되므로 그레이수소 대비 가격경쟁력 확보 가능

                                ※ 참고 : [2]

 • 그린수소생산 단가를 낮추기 위해서 아래와 같은 변화 필요:

   - 현재 수전해설비 가격 $770/kW ~ $1,000/kW에서 $130~200/kW 수준으로 하락

   - 재생에너지전력 단가 2020년 $40/MWh에서 2050년 $11/MWh으로 하락(현재$45/MWh 이상)

   - 재생에너지 이용률 2020년 45%에서 2050년 63%로증가(현재 40% 이하)

 • 그린수소운송 단가를 낮추기 위해서 아래와 같은 조치 필요:

   - 수소 액화및 저장 시설 설비 투자

   - 암모니아분해 수소 생산 시스템에 대한 투자

   - 운송용량 100 ~160톤에서 9,000 ~ 10,000 톤 수준으로 대형화

 • 그린수소분배 단가를 낮추기 위해서 아래와 같은 조치 필요:

   - 수소 파이프허용 압력 20 bar에서100 bar로 증대

   - 튜브 트레일러 용량 250 kg에서 800 kg로 증대

[1] LNG 가격이 MMBTU당 12달러일 경우 블루수소는 4,811 원/kg, 그레이수소는 4,176원/kg 예상 

[2] 2040년 운송 비용은 2030년과 2050년 값의 평균이며, 분배 비용은 2020년 이후 변화가 없다고 가정 

​참고문헌 

[1] Advisian Pty Ltd, “Australian hydrogen market study,” May 2021. Accessed: Jun. 20, 2021.[Online]. Available:https://www.cefc.com.au/media/media-release/cost-competitiveness-of-green-hydrogen-on-the-horizon-cefc-market-study/

[2] ARENA, “Opportunities for Australia from Hydrogen Exports,” Aug. 2018. Accessed: Jun.03, 2021. [Online]. Available: https://arena.gov.au/knowledge-bank/opportunities-for-australia-from-hydrogen-exports/ 

[3] E. Bauer, “Hydrogen Insights 2021,” 2021. Accessed: May 30, 2021. [Online].Available: https://hydrogencouncil.com/en/hydrogen-insights-2021/ 

[4] E. Bauer, “Path to Hydrogen Competitiveness: A Cost Perspective - Hydrogen Council,” Jan. 2020. Accessed: May 30, 2021. [Online]. Available:https://hydrogencouncil.com/en/path-to-hydrogen-competitiveness-a-cost-perspective/ 

[5] Y. Choi, “수소 경제의 본격화 시점, 결코 먼 미래가 아니다.  Deloitte Korea  Consumer  Article,” 2020. Accessed: Jun. 22,2021. [Online]. Available:https://www2.deloitte.com/kr/ko/pages/consumer/articles/2020/20201104.html 

[6] A. Christensen, “Assessment of Hydrogen Production Costs from Electrolysis: United States and Europe,” 2020. Accessed: Jun. 01, 2021. [Online]. Available:https://theicct.org/publications/assessment-hydrogen-production-costs-electrolysis-united-states-and-europe 

[7] CSIRO, “National Hydrogen Roadmap,” 2018. Accessed: Jun. 01, 2021. [Online].Available: https://www.csiro.au/en/work-with-us/services/consultancy-strategic-advice-services/csiro-futures/futures-reports/hydrogen-roadmap 

[8] IEA, “Global Hydrogen Review 2021,” 2021. Accessed: Oct. 05, 2021. [Online].Available: https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2021 

[9] IEA, “Projected Costs of Generating Electricity 2020,” Dec. 2020. Accessed: Oct. 19,2021. [Online]. Available: https://www.iea.org/reports/projected-costs-of-generating-electricity-2020 

[10] IEA, “The Future of Hydrogen – Analysis,” Jun. 2019. Accessed: May 30, 2021.[Online]. Available: https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen 

[11] IEA, “Technology Roadmap - Hydrogen and Fuel Cells,” 2015. [Online]. Available:https://www.iea.org/reports/technology-roadmap-hydrogen-and-fuel-cells 

[12] IRENA, “Green hydrogen cost reduction,” 978-92-9260-295–6, 2020. Accessed: Jun. 01,2021. [Online]. Available: /publications/2020/Dec/Green-hydrogen-cost-reduction 

[13] IRENA, “Green Hydrogen Supply: A Guide to Policy Making,” 2020. Accessed: Jun. 01,2021. [Online]. Available:/publications/2021/May/Green-Hydrogen-Supply-A-Guide-To-Policy-Making 

[14] IRENA, “Hydrogen: A renewable energy perspective,” Sep. 2019. Accessed: Jun. 03, 2021.[Online]. Available:/publications/2019/Sep/Hydrogen-A-renewable-energy-perspective 

[15] T. Longden, F. Jotzo, M. Prasad, and R. Andrews, “Green hydrogen production costs in Australia: implications of renewable energy and electrolyser costs, ”Zero-Carbon Energy for the Asia-Pacific Grand Challenge (ZCEAP), Crawford School of Public Policy, and Australian National University, Aug. 2020.Accessed: Jun. 01, 2021. [Online]. Available: https://ccep.crawford.anu.edu.au/publication/ccep-working-paper/17458/green-hydrogen-production-costs-australia-implications 

[16] J. Arias, “Hydrogen and fuel cells in Japan,” EU-Japan Centre for Industrial Cooperation, Oct. 2019. 

[17] Bloomberg NEF, “‘Hydrogen Economy’ Offers Promising Path to Decarbonization,” Mar. 2020.Accessed: Jun. 22, 2021. [Online]. Available:https://about.bnef.com/blog/hydrogen-economy-offers-promising-path-to-decarbonization/ 

[18] M. Raab, S. Maier, and R.-U. Dietrich, “Comparative techno-economic assessment of a large-scale hydrogen transport via liquid transport media,” Int. J. Hydrog. Energy, vol. 46, no. 21, pp. 11956–11968, Mar. 2021, doi:10.1016/j.ijhydene.2020.12.213. 

[19] IEA-ETSAP,“IEA-ETSAP© Technology Brief P12,” IEA, Feb. 2014. 

[20] MOTIE, “Hydrogen Economy Roadmap,” Jan. 2019. Accessed: May 30, 2021 [Online].Available:http://www.motie.go.kr/motie/ne/presse/press2/bbs/bbsView.do?bbs_seq_n=161262&bbs_cd_n=81¤tPage=1&search_key_n=&cate_n=&dept_v=&search_val_v=

[21] KEEI, “Preliminary Study on Hydrogen Economy Roadmap,” Apr. 2019. 

[22] J. Cihlar, A. V. Lejarreta, A. Wang, F. Melgar, P. Rio, and K. van der Leun, Hydrogen generation in Europe: overview of costs and key benefits. LU: Publications Office of the European Union, 2020. Accessed: Jun. 24, 2021. [Online].Available: https://data.europa.eu/doi/10.2833/122757 

[23] European Commission, “A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe,” European Commission, Brussels, 8.7.2020 COM(2020) 301 final, Jul. 2020.