1. 서 론

탄소중립 이행과 재생에너지 보급 확대에 따라 태양광 및 풍력과 연계한 수전해 기반 그린수소 생산의 중요성이 증가하고 있다. 수전해를 이용한 수소생산은 재생에너지 전력을 수소 형태로 전환함으로써 산업·수송·발전 등 직접적인 전기화가 어려운 분야의 탈탄소화에 활용할 수 있다(MOTIE, 2021, 2025). 그러나 태양광과 풍력은 기상조건과 시간대에 따라 발전량이 변동하기 때문에 재생에너지 전력에 직접 연계된 수전해 설비는 전력공급조건에 따라 운전시간과 부하율이 크게 변화할 수 있다(KEA, 2025; Kim and Ahn, 2020). 이러한 운전특성은 수소생산량뿐만 아니라 설비 이용률과 수소생산원가에도 직접적인 영향을 미친다.

특히 수전해 설비는 초기 투자비가 크기 때문에 낮은 이용률로 운전할 경우 단위 수소생산량에 배분되는 고정비가 증가할 수 있다. 반대로 계통전력을 이용하여 수전해 설비의 이용률을 높일 경우 수소생산량과 생산기능의 지속성은 향상될 수 있으나, 적용되는 전력요금과 운전시간대에 따라 전력비가 증가할 수 있다. 따라서 태양광 연계 수전해 시스템의 경제성을 평가하기 위해서는 단순한 재생에너지 발전량뿐만 아니라 전력조달방식, 수전해 이용률, 수소생산량 및 전력가격을 통합적으로 고려할 필요가 있다(Park et al., 2020).

본 연구대상 태양광 발전설비는 3.2 MW 규모로 계통에 연계되어 있으며, 2022년 기준 연간 발전량은 약 4,222 MWh, 설비 이용률은 약 15.1%로 나타났다. 월별 이용률은 10.7~22.5%로 변동하였으며 일사량이 높은 4~6월에 높고 동절기에 낮은 특성을 보였다. 또한 기상조건이 불량한 경우 출력이 단시간에 1,000 kW 수준에서 500 kW 수준까지 감소하는 등 실제 운전에서 상당한 변동성이 관찰되었다.

특히 3.2 MW 태양광 설비에서 2.5 MW 이상의 출력을 확보한 시간은 연간 226시간으로 약 2.6%에 불과하였고, 500 kW 이상의 발전시간도 연간 2,575시간 수준이었다. 이는 태양광 설비의 정격용량이 수전해 설비용량보다 크더라도 실제 운전에서는 태양광 단독전원만으로 2.5 MW 수전해 설비를 지속적으로 정격운전하기 어렵다는 것을 의미한다.

기존 수전해 경제성 분석에서는 전력가격, 수전해 설비비, 운전효율 및 설비 이용률 등이 주요 경제성 인자로 다루어져 왔다. 첨부 분석자료에서도 IRENA의 수전해 비용분석 사례와 해외 전력가격 사례를 검토하고 있으며, 전력가격과 시스템 투자비가 수소생산원가를 결정하는 주요 요인으로 제시되어 있다(Park et al., 2020; Roh et al., 2023; Kim et al., 2019; Kim and Lee, 2022; Kim and Park, 2019). 그러나 국내 실증환경에서는 해외의 낮은 PPA 가격과 다른 산업용 전력요금, SMP 및 REC 정산조건이 적용되므로 실제 발전데이터와 국내 전력가격체계를 반영한 분석이 요구된다(KOMIPO, 2021; Sung, 2023).

또한 수소가 향후 다양한 에너지 수요처에 안정적으로 공급되어야 한다는 점을 고려하면 수전해 기반 수소생산기지는 단순한 경제적 생산설비뿐 아니라 일정 수준의 생산기능을 지속할 수 있는 에너지 기반시설의 관점에서도 검토할 필요가 있다. 본 연구에서 의미하는 기능연속성(functional continuity)은 별도의 재난위험지수를 새롭게 정의하는 것이 아니라, 전력공급조건 변화에서도 수전해 설비가 요구되는 생산기능을 어느 수준까지 유지할 수 있는지를 의미한다. 이에 따라 본 연구에서는 수전해 설비 이용률과 연간 수소생산량을 생산기능 연속성의 대리지표로 활용하였다.

따라서 본 연구의 목적은 실제 태양광 발전운전자료를 기반으로 태양광 출력변동이 수전해 기반 수소생산기지의 운전에 미치는 영향을 분석하고, 태양광 직접공급, 계통전력 및 저가시간대 전력을 포함한 전력공급방안에 따른 수전해 설비 이용률, 수소생산량 및 생산원가를 비교하는 데 있다. 이를 통해 경제성과 생산기능 연속성을 동시에 고려할 수 있는 수전해 기반 수소생산기지의 전력공급방안을 제시하고자 한다.

2. 연구방법

2.1 연구대상 및 시스템 구성

연구대상은 3.2 MW 태양광 발전설비와 2.5 MW 알칼라인 수전해 설비로 구성된 수소생산기지이며, 태양광 및 계통 연계형 수소생산 시스템의 전체적인 구성도는 Fig. 1과 같다. 태양광 발전설비는 전력계통에 연계되어 운전되고 있으며, 수전해 설비의 전력공급은 태양광 직접전력과 계통전력을 조합할 수 있는 구조를 대상으로 하였다. 원자료에서도 태양광 직접수전 방식과 별도의 한전 배전선로를 통한 수전방식이 검토되었으며, 태양광 발전량 및 전력판매가격과 계통 수전단가를 함께 고려할 필요성이 제시되었다.

Fig. 1.

Configuration Diagram of a PV-Grid-Connected Water Electrolysis Hydrogen Production System

태양광 발전특성 분석에는 2022년 운전자료를 기본으로 하였으며, 연간 발전량, 월별 이용률 및 출력구간별 운전시간을 분석하였다. 경제성 분석에서는 산업용 전력요금, SMP 및 REC를 적용하여 전력공급방식에 따른 전력조달비용을 비교하였다.

2.2 전력공급 방안 설정

원자료는 24시간 운전, 태양광 발전시간대 정격운전, 태양광 발전량 추종운전, 심야 저부하 운전 및 전력정산방식에 따른 다양한 Case를 설정하고 있다. 본 연구에서는 이를 학술적 비교가 가능하도록 운전방식과 전력가격 정산조건을 분리하여 해석하였다. 주요 운전방식은 ① 24시간 정격운전, ② 태양광 발전시간대 2.5 MW 운전, ③ 태양광 발전량 추종운전, ④ 심야시간 저부하 운전, ⑤ 야간 계통전력과 주간 태양광을 결합한 하이브리드 운전, ⑥ 야간 저부하와 주간 고부하를 결합한 부하조정 운전으로 구분하였다. 경제성 평가는 각 운전방식에 산업용 전기요금, SMP 또는 SMP+REC 정산조건을 적용하여 비교하였다. 원자료의 최종 분석에서는 24시간 운전의 이용률을 100%로 할 때, 태양광 발전시간대 정격운전 32%, 태양광 발전량 추종운전 18%, 심야 25% 운전 35%, 야간 정격·주간 태양광 운전 82%, 야간 20%·주간 100% 운전 44% 수준으로 분석하고 있다.

2.3 수전해 운전 및 수소생산량 산정

태양광 이용률 CFPV는 연간 실제 태양광 발전량을 정격출력 기준 연간 최대발전량으로 나누어 산정하였다.

여기서 PPV(t)는 시간 t에서의 태양광 출력, CPV는 태양광 정격용량, T는 분석기간이다.

전력공급 시나리오 s 에 따른 수전해 설비 이용률 CFEL,s은 다음과 같이 산정한다.

여기서 PEL,s(t)는 시나리오 s의 수전해 운전전력이며, CEL은 수전해 설비 정격용량이다.

연간 수소생산량은 수전해 설비의 전력 소비량과 단위 수소생산 전력소비량을 이용하여 다음과 같이 산정하였다.

여기서 MH2,s는 연간 수소생산량, EEL,s는 연간 수전해 전력사용량, SECEL은 단위 수소생산에 필요한 전력소비량이다. 경제성 분석의 기준조건에서는 수전해 설비를 알칼라인 방식, 설비규모 2.5 MW, 시스템 소비전력 55 kWh/kg-H₂, 설비수명 30년, 이자율 7%로 설정하였으며, 유지보수비는 자본비용의 3%, 스택교체비용은 설비가격의 30%로 적용하였다. 다만 원자료의 100 kW 수전해 실증자료에서는 BOP, KOH Pump 및 제어반의 소내전력이 약 2~4%, AC-DC Converter, BOP, Dryer 및 기타 Utility를 포함한 전체 보조전력은 약 10~20% 수준으로 제시되어 있으며 Compressor는 제외되어 있다. 따라서 최종 논문에서는 55 kWh/kg-H₂가 전체 AC 시스템 기준인지 스택 중심 기준인지 명확히 정의하여 보조전력의 중복반영을 방지해야 한다.

2.4 수소생산원가 및 LCOH 산정

전력비 기준 수소생산원가 HCelec,s는 다음과 같이 산정한다.

여기서 Celec(t)는 시간대별 적용 전력단가이다.

균등화수소생산원가(Levelized Cost of Hydrogen, LCOH)는 연간화 자본비, 유지보수비, 스택교체비용 및 전력비를 연간 수소생산량으로 나누어 산정하였다.

본 연구에서는 별도의 재난위험지수를 정의하지 않고, 수전해 설비 이용률과 연간 수소생산량을 생산기능의 연속성을 평가하기 위한 대리지표로 활용하였다. 이를 통해 각 시나리오의 경제성과 생산기능 유지 수준을 동시에 비교하였다.

3. 결과 및 고찰

3.1 태양광 발전특성과 수전해 운전 제약

2022년 기준 3.2 MW 태양광 발전설비의 연간 발전량은 4,222.95 MWh로 나타났으며 연평균 이용률은 15.1%였다. Fig. 2와 같이 월별 이용률은 1월과 2월 11.5%, 4월 21.4%, 5월 22.5%, 12월 10.7%로, 봄철에 높고 동절기에 낮아지는 계절적 특성을 보였다.

Fig. 2.

Monthly solar power facility utilization rate

시간대별 평균 발전량은 비교적 완만한 형태를 나타내지만 실제 일별 운전에서는 구름 등 기상조건에 따라 단시간 출력변동이 발생하였다. 원자료에서는 기상조건이 좋지 않은 경우 약 1,000 kW 수준에서 500 kW 수준까지 출력이 급격히 감소하는 사례가 제시되어 있다. 이러한 출력변동은 태양광 전력에 직접 추종하여 운전하는 수전해 설비의 부하변동을 유발할 수 있다. 출력구간별 운전시간 분석 결과 2.5 MW 이상의 발전시간은 연간 226시간으로 약 2.6% 수준이었으며, 2.0 MW 이상은 712시간, 1.5 MW 이상은 1,246시간, 500 kW 이상은 2,575시간으로 나타났다. 따라서 3.2 MW 태양광 설비를 설치하더라도 2.5 MW 수전해 설비를 태양광만으로 정격운전할 수 있는 시간은 제한적이다. 이 결과는 태양광 설비용량과 수전해 설비용량의 단순한 정격용량 비교만으로 수전해 설비의 운전가능성을 평가해서는 안 된다는 점을 보여준다. 수전해 설비의 생산기능을 지속적으로 유지하기 위해서는 실제 태양광 발전의 출력지속곡선과 계절·시간대별 변동특성을 고려한 전력공급설계가 요구된다.

3.2 전력공급방안에 따른 이용률 및 수소생산량

전력공급방안별 연간 전력사용량과 수소생산량을 비교한 결과를 Table 1에 나타내었다. 전력공급방안별 분석 결과 24시간 운전조건에서는 연간 전력사용량이 21.9 GWh로 가장 높게 나타났으며, 태양광 발전시간대 정격운전은 약 7.07 GWh, 태양광 발전량 추종운전은 약 4.02 GWh 수준으로 나타났다. 원자료에서 제시한 이용률은 각각 100%, 32%, 18%로 나타나 태양광 직접연계의 경우 수전해 설비의 이용률이 크게 감소하는 것으로 분석되었다. 연간 수소생산량도 이에 비례하여 변하였다. 최종 월별 집계자료에서 24시간 운전 시 연간 수소생산량은 358,364 kg으로 분석된 반면, 태양광 발전시간대 정격운전은 157,623 kg, 태양광 발전량 추종운전은 63,795 kg으로 제시되었다.

이러한 결과는 태양광 단독연계가 재생에너지 직접사용 측면에서는 유리하더라도 수전해 설비의 이용률 및 연간 수소생산량 확보 측면에서는 한계가 있음을 보여준다. 반면 계통전력을 활용하여 태양광 발전이 부족한 시간대에 전력을 보완하면 수전해 이용률과 연간 생산량을 크게 증가시킬 수 있다. 특히 원자료에서는 야간에 정격운전하고 주간에 태양광을 활용하는 경우 약 82% 수준의 이용률이 가능한 것으로 분석되어, 태양광과 계통전력을 결합한 운전방식이 태양광 단독운전에 비해 높은 생산기능을 확보할 가능성을 보여준다.

3.3 전력공급 방안별 수소생산원가

전력공급방안별 분석 결과 24시간 운전조건에서는 연간 전력사용량이 21.9 GWh로 가장 높게 나타났으며, 태양광 발전시간대 정격운전은 약 5.17 GWh, 태양광 발전량 추종운전은 약 2.94 GWh 수준으로 나타났다. 원자료에서 제시한 이용률은 각각 100%, 23.6%, 13.4%로 나타나 태양광 직접연계의 경우 수전해 설비의 이용률이 크게 감소하는 것으로 분석되었다. 연간 수소생산량도 이에 비례하여 변하였다. 최종 월별 집계자료에서 24시간 운전 시 연간 수소생산량은 358,364 kg으로 분석된 반면, 태양광 발전시간대 정격운전은 114,545 kg, 태양광 발전량 추종운전은 46,801 kg으로 분석되었다.

가장 낮은 전력비 기준 생산원가는 심야시간 중심 운전조건에서 나타났으나, 이는 운전시간이 제한되기 때문에 높은 생산기능 연속성을 의미하지는 않는다. 반대로 24시간 운전은 단위 수소당 전력비가 최저는 아니지만 수전해 설비의 이용률과 연간 수소생산량 측면에서 가장 높은 생산기능을 확보할 수 있다. 따라서 최저 생산원가를 나타내는 운전전략과 최대 생산기능을 확보하는 운전전략이 반드시 일치하지 않는다. 이는 수전해 기반 수소생산기지의 전력공급전략을 결정할 때 경제성뿐만 아니라 필요한 수소생산량과 공급연속성을 함께 고려해야 함을 의미한다. 또한 동일한 운전방식에서도 산업용 전력요금, SMP 및 SMP+REC와 같이 전력비를 어떻게 평가하는가에 따라 수소생산원가가 달라진다. 이는 재생에너지 전력을 수전해에 직접 사용하는 경우 단순히 발전원가만을 적용하기보다는 전력판매를 포기함으로써 발생하는 기회비용을 어떻게 처리할 것인지 명확한 경제성 평가 경계를 설정할 필요가 있음을 보여준다.

3.4 LCOH 및 민감도 분석

운전시간 증가와 전력가격 및 설비투자비 변화에 따른 LCOH 민감도 분석결과는 Fig. 3에 나타내었다. 경제성 기준조건은 알칼라인 2.5 MW, 설비가격 35억원/MW, 설비수명 30년, 유지보수비 자본비의 3%, 스택교체비 설비가격의 30%, 이자율 7%, 시스템 소비전력 55 kWh/kg-H₂로 설정되었다. 부하율 50%와 전력가격 130원/kWh 조건에서 LCOH는 약 15,779원/kg-H₂로 산정되었으며, 전력비는 전체 LCOH에서 약 47% 수준을 차지하는 것으로 분석되었다. 민감도 분석 결과 이용률이 낮을수록 LCOH가 급격히 상승하였다. 시스템 비용 78억원 및 전력가격 130원/kWh 조건에서 부하율 10%의 LCOH는 약 37,524원/kg-H₂, 50%에서는 약 15,780원/kg-H₂, 100%에서는 약 12,940원/kg-H₂로 제시되었다. 즉, 이용률을 10%에서 50%로 증가시키는 구간에서는 고정투자비가 더 많은 수소생산량에 분산되면서 LCOH가 크게 감소하지만, 이용률이 높아질수록 추가적인 원가절감폭은 점차 감소한다. 이는 수전해 설비의 경제성 확보를 위해 일정 수준 이상의 설비 이용률 확보가 필수적임을 의미한다. 전력가격에 대한 민감도도 높게 나타났다. 동일한 설비조건에서 전력가격이 130원/kWh에서 175원/kWh로 상승하면 LCOH가 지속적으로 증가하는 것으로 나타났다. 예를 들어 부하율 50%에서 해당 조건의 LCOH는 약 15,780원/kg-H₂에서 18,387원/kg-H₂ 수준까지 증가한다. 따라서 수전해 경제성은 단순히 높은 이용률을 확보하는 것만으로 결정되지 않는다. 높은 이용률을 위해 고가의 계통전력을 지속적으로 사용하는 경우 전력비 증가로 인한 비용상승이 발생할 수 있으므로, 이용률 향상에 따른 자본비 절감효과와 추가 계통전력비 간 최적점을 찾는 것이 중요하다(PNNL, 2024).

3.5 기능연속성과 경제성의 Trade-off

본 연구에서는 수전해 설비 이용률과 수소생산량을 생산기능 연속성의 대리지표로 해석하였다. 태양광 발전량 추종운전은 이용률이 약 18% 수준으로 낮아 재생에너지 직접사용에는 유리하지만 생산기능을 지속적으로 확보하기에는 한계가 있다. 반면 24시간 계통보완 운전은 100% 수준의 운전기능 확보가 가능하지만 전력비 부담이 발생한다. 태양광과 계통전력을 혼합한 일부 운전방식은 양자의 중간영역에 위치한다. 따라서 수소생산기지의 적정 전력공급방안은 최저 생산원가만으로 결정하기보다는 ① 수소 수요량, ② 필요한 생산기능 유지수준, ③ 수전해 설비 이용률, ④ 재생에너지 활용수준, ⑤ 시간대별 전력가격을 함께 고려하여 결정할 필요가 있다.

Fig. 3.

Variations in Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) by Operation Hours under Electricity Price and CAPEX Scenarios

X축을 수전해 설비 이용률, Y축을 수소생산원가로 설정하고 각 전력공급 시나리오를 표시하면 본 연구의 핵심 결과를 효과적으로 제시할 수 있다. 수전해를 통한 균등화 수소생산원가(LCOH)는 수전해시스템의 CAPEX, 효율, 전력가격, 이용율이 결정을 짓게 되는데 특히 수전해 장치의 이용율이 균등화 수소생산원가(LCOH)의 결정에 많은 영향을 끼치는 것으로 판단되었다. 즉 높은 이용률과 낮은 생산원가를 동시에 달성하는 영역에 가까운 운전전략일수록 기능연속성과 경제성을 동시에 만족하는 대안으로 평가할 수 있다. 방재안전의 관점에서도 이러한 결과는 의미가 있다. 향후 수소가 산업·수송·발전 등 주요 수요처의 에너지원으로 활용될 경우 태양광 발전량 부족이나 전력공급조건 변화로 인해 수소생산 기능이 장기간 저하되는 것은 에너지 공급의 연속성 측면에서 고려해야 할 위험요인이 될 수 있다. 따라서 계통전력 등 보완전원을 활용한 전력공급 다변화는 경제적 운전수단인 동시에 수소생산시설의 기능연속성을 향상시키는 수단으로 활용될 수 있다. 다만 본 연구는 실제 정전, 재난 또는 계통사고 발생 시나리오를 직접 모의한 연구가 아니라는 점에 유의할 필요가 있다. 따라서 본 연구의 기능연속성은 정상적인 전력시장 및 태양광 출력변동 환경에서의 생산기능 지속성으로 한정하여 해석하는 것이 타당하다.

4. 결 론

본 연구에서는 3.2 MW 태양광 발전설비와 2.5 MW 알칼라인 수전해 설비로 구성된 수소생산기지를 대상으로 실제 태양광 발전특성과 국내 전력가격 조건을 적용하여 전력공급방안에 따른 수전해 설비 이용률, 수소생산량 및 수소생산원가를 분석하였다.

첫째, 분석대상 태양광 설비의 연간 발전량은 약 4,222.95 MWh, 이용률은 15.1%였으며, 2.5 MW 이상 발전할 수 있는 시간은 연간 226시간으로 약 2.6%에 불과하였다. 따라서 태양광 설비의 정격용량이 수전해 설비보다 크더라도 태양광 단독공급만으로 2.5 MW 수전해 설비의 지속적인 정격운전을 확보하기에는 한계가 있는 것으로 나타났다.

둘째, 전력공급방안에 따라 수전해 설비 이용률과 수소생산량에 상당한 차이가 발생하였다. 태양광 발전량 추종운전의 이용률은 약 18%인 반면, 계통보완을 포함한 24시간 운전은 100%의 이용률 확보가 가능하였다. 태양광과 계통전력을 결합한 일부 운전전략에서는 약 82% 수준의 설비 이용률이 가능한 것으로 분석되어, 전력공급 다변화가 수전해 설비의 생산기능 유지에 효과적일 수 있음을 확인하였다.

셋째, 전력공급 및 정산방식에 따른 전력비 기준 수소생산원가는 약 7,603~11,107원/kg-H₂ 범위로 나타났다. 가장 낮은 수소생산원가가 나타나는 운전방식과 가장 높은 생산기능 연속성을 나타내는 운전방식은 일치하지 않았으며, 이는 수전해 기반 수소생산기지에 경제성과 기능연속성 간 Trade-off가 존재함을 의미한다.

넷째, LCOH 분석에서는 전력가격과 설비 이용률이 경제성을 결정하는 주요 변수로 나타났다. 기준조건인 부하율 50%, 전력가격 130원/kWh에서 LCOH는 약 15,779원/kg-H₂로 산정되었으며, 이용률 감소와 전력가격 상승에 따라 LCOH가 크게 증가하였다. 따라서 수전해 경제성 확보를 위해서는 저가전력 조달과 일정 수준 이상의 설비 이용률을 동시에 확보하는 것이 중요하다. 종합하면, 태양광 연계 수전해 기반 수소생산기지는 태양광 직접전력만을 활용하는 방식보다 계통전력과 저가시간대 전력을 적절히 활용하는 태양광-계통 하이브리드 전력공급전략을 적용할 경우 수소생산 기능의 연속성과 경제성을 보다 효과적으로 확보할 수 있을 것으로 판단된다. 특히 수소생산기지를 에너지 공급기반시설로 활용하기 위해서는 최저 수소생산원가뿐만 아니라 목표 수소생산량, 요구 이용률 및 생산기능 유지수준을 함께 고려한 전력공급계획이 필요하다.

본 연구는 실제 태양광 운전자료와 국내 전력가격 조건을 적용했다는 점에서 실증적 의미를 가지지만, 실제 정전·재난 및 계통제약 발생 시 생산기능 저하와 복구특성을 직접 분석하지 못한 한계가 있다. 향후 연구에서는 15분 또는 그 이하의 고해상도 발전데이터를 적용하고, 계통정전·출력제한·재생에너지 저발전 지속사건 등을 Stress Scenario로 설정하여 강건성(Robustness), 완충성(Absorptive Capacity), 복구성(Recoverability) 관점의 기능연속성 평가를 수행할 필요가 있다.