< Previous장희선 ․ 이상준 ․ 조홍종 • 180 • 3. 선행연구 검토 수소 생산의 경제성은 주로 균등화 생산비용(Levelized Cost of Hydrogen, LCOH)을 중심으로 평가되어 왔다. 기존 연구들은 생산 방식, 전력 비용, 설비 효율, 금융 조건 등 을 주요 결정요인으로 지목하며, 특히 전력 비용이 수소 생산의 경제성을 좌우하는 핵심 변수로 작용함을 공통적으로 강조한다. 예를 들어, Nyangon and Darekar(2024)는 수소 생산 방식에 따라 LCOH가 크게 달라지며, 화석연료 기반 수소는 kg당 1~3달러 수준인 반면, 전기분해 기반 수소는 3.4~7.5달러 수준으로 높은 비용 구조를 보인다고 분석하였 다. Hazrat et al.(2022)은 LCOH의 주요 결정요인으로 전력 비용, 설비 효율, 규모의 경제 를 제시하며, 전기분해 기반 수소의 경우 저렴한 전력 확보가 비용 경쟁력의 핵심임을 강조한다. Fernandes et al.(2025) 또한 전력 조달 방식과 운영 전략이 LCOH에 유의미한 영향을 미친다고 보고하였다. SMR 기반 전력과 연계한 수소 생산을 분석한 Kılıç et al.(2025)은 전력 비용이 LCOH의 약 83~87%를 차지하며, 전력비용이 10% 감소할 경우 LCOH가 약 0.5달러/kg 감소하는 것으로 나타났다. 한편, Liu et al.(2022)은 원자력 기반 수소 생산에서 잉여 전력을 활용한 수전해가 비용 절감 가능성이 있지만, 현재의 기술 및 시장 조건에서는 화석연료 기반 수소 대비 경쟁력이 여전히 제한적임을 지적하였다. Bhattacharyya et al.(2023)은 전력 가격과 운영 불확실성을 반영할 경우 수소 생산비용 이 크게 변동하며, 특히 기저부하 전력과 변동성 전력 간 차이가 경제성에 중요한 영향 을 미친다고 보고하였다. 최근에는 수소 생산이 전력계통 운영과의 연계 측면에서 논의되고 있다. Do et al.(2023) 은 가상 청정수소 발전소(Virtual Clean Hydrogen Plants) 개념을 통해 수전해 설비가 태 양광 출력제한과 송전 혼잡을 완화할 수 있음을 보였다. ERM(2024)은 전력계통에 연계 된 수소 생산이 지역별 전력 수급, 계통 혼잡, 전력 전달 가능성(deliverability)에 크게 영 향을 받으며, 특히 송전 제약과 지역별 전력 구조가 경제성의 핵심 변수임을 강조하였 다. European Parliament(2024) 역시 수소 인프라 확대가 전력망 구조, 송전망 투자, 지역 간 전력 불균형과 밀접하게 연계되어 있음을 지적하며, 수소 생산 입지와 전력계통 조건 간 상호작용의 중요성을 강조하였다. 선행연구는 기술적 ‧ 경제적 분석뿐 아니라 정책 및 제도적 측면도 함께 다루고 있다. 송전제약지역에서의 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용 분석 • 181 • 동아시아 국가들의 수소 로드맵을 분석한 Ghorbani et al.(2026)은 한국을 포함한 주요 국가들이 수소 생산, 저장, 운송 전반에 걸쳐 대규모 투자를 추진하고 있으나, 인프라 구 축과 비용 문제가 주요 제약요인으로 작용하고 있음을 지적하였다. 또한 Kim and Lee (2023)은 수전해 수소 상용화를 저해하는 주요 요인으로 높은 전력 비용과 설비 비용을 제시하며, 제도적 지원과 기술 개선의 필요성을 강조하였다. 선행연구를 종합하면, 수소 생산의 경제성은 전력비용에 크게 의존하며, 전력 조달 방 식, 설비 효율, 운영 전략 등이 LCOH의 주요 결정요인이라는 점에 대해서는 비교적 일 관된 결과가 제시되고 있다. 또한 최근 연구들은 수소 생산을 단순한 연료 생산이 아니 라 전력계통 운영과 연계된 유연성 자원으로 인식하면서, 송전 혼잡 완화, 출력제한 대 응, 계통 안정성 제고 등의 역할에 주목하고 있다. 그러나 기존 연구 가운데 우리나라 전 력계통 여건을 반영하여 원전 기반 수소 생산의 경제성을 분석한 사례는 제한적이다. 특 히 동해안 지역의 송전제약 문제, 원전 PPA를 통한 전력 조달, 그리고 향후 수소환원제 철 부문의 수소 수요를 연계하여 경제성을 분석한 연구는 찾아보기 어렵다. 이에 본 연 구는 동해안 송전제약 지역을 대상으로 원전 PPA 기반 수전해 수소의 LCOH를 산정하 고, 다양한 전력 조달 시나리오와 원전 이용률 변화에 따른 경제성을 비교 ‧ 분석한다. 이 를 통해 송전제약 지역의 잉여 원전 전력 활용 가능성과 수소 생산의 경제성을 함께 검토 한다는 점에서 기존 연구와 차별성을 가진다. Ⅲ. 균등화 발전비용 산정 전제 및 시나리오 본 연구는 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 경제성을 비교하기 위해, 동일한 수 전해 설비 조건 하에서 송전제약 및 전력 조달 구조가 상이한 시나리오를 설정하고 각 시 나리오별 LCOH를 산정한다. LCOH는 분석기간 동안 발생하는 수소 생산 비용의 현재 가치를 같은 기간 동안 생산되는 수소량의 현재가치로 나눈 값으로 정의되며, 수소 1kg 을 생산하는 데 소요되는 평균비용을 의미한다. 본 연구에서 LCOH는 다음 식과 같이 정 의된다.장희선 ․ 이상준 ․ 조홍종 • 182 • (1) 식 (1)에서 는 수전해 설비에 대한 투자비로서, <표 4>에 제시된 수전해 단 위당 설비 비용에 필요한 설비용량과 환율을 곱해서 계산하였다. 연도별 수소 생산량을 기준으로 요구되는 수전해 설비 용량을 산정하고, 이를 수소 생산량의 확대에 따라 단계 적으로 확충하는 방식으로 설비 투자비를 계산하였다. 연도별 수소 생산량을 기준으로 요구되는 수전해 설비 용량은 단위 수소 생산에 필요한 전력소비량과 설비 가동률을 고 려하여 산정하였다. 구체적으로, 수소 1kg 생산에 필요한 전력소비량을 55kWh로 가정 하여, 연도별 수소 생산량에 대응하는 연간 총 전력 사용량을 산정하였다. 이후 수전해 설비가 연중 85%의 가동률로 운영된다는 가정하에, 연간 전력 사용량을 연간 가동시간 으로 나누어 해당 연도의 수소 생산량을 충족하기 위해 필요한 수전해 설비용량을 계산 하였다. 는 수소 생산 및 공급 과정에서 발생하는 배관 운송 비용으로, 수소 1kg 당 346원을 가정하였다. 는 연도별 수소 생산량으로, 2030년 1만 톤에서 시작하여 2035년 24만 톤, 2040년 170만 톤, 2050년 226만 톤으로 증가하는 것으로 설정하였다. 각 기준 연도 사이의 수소 생산량은 연도별로 선형 증가하는 것으로 가정하였다. 수전해 수소의 핵심 비용은 전력비용이며, 이는 식 (1)의 항에 반영된다. 본 연 구에서는 동일한 수전해 설비 조건 하에서 전력 조달 방식이 상이한 시나리오를 설정하 였다(<표 5> 참조). 각 시나리오는 전력단가의 수준과 전력 믹스의 차이를 통해 전력비 용 및 이에 연동된 탄소비용이 LCOH에 미치는 영향을 비교하기 위한 것이다. 시나리오 1은 현재 동해안 지역의 송전제약이 지속되는 상황을 가정한 시나리오이다. 제Ⅱ장에서 설명한 바와 같이 현재 동해안 지역에는 약 17.9GW의 발전설비가 입지하고 있으나, 실 질적인 송전 가능 용량은 약 11GW 수준에 머물러 있다. 이에 따라 약 6.9GW 규모의 발 전설비가 송전제약의 영향을 받고 있는 것으로 볼 수 있다. 본 연구에서는 이러한 송전 제약으로 인해 계통으로 송전되지 못하는 원전 전력을 수전해 수소 생산에 활용할 수 있 다고 가정하고, 해당 범위 내에서는 원전 PPA 단가를 적용하며 부족한 전력은 산업용 전송전제약지역에서의 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용 분석 • 183 • 기요금으로 조달하는 것으로 설정하였다. 원전 PPA 단가는 2024년 평균 원전 정산단가 인 66원/kWh에 망 이용료 및 부가정산금을 포함한 83원/kWh를 적용하였으며, 산업용 전력 단가는 2024년 평균 산업용 전기요금에서 기후환경요금을 제외한 155원/kWh를 적용하였다. 산업용 전기요금에는 기후환경요금이 포함되어 있으나, 본 연구에서는 탄 소배출비용을 별도의 항목으로 반영하였기 때문에 중복 산정을 방지하기 위해 기후환 경요금 9원/kWh를 제외하였다. 또한 후술하는 바와 같이 탄소가격 변화가 전력비용에 미치는 영향을 반영하기 위해 IEA(2021)의 Stated Policies 시나리오와 Net Zero 시나리 오를 적용하여 탄소비용을 산정하였다. 시나리오 2는 정부 계획대로 송전망 확충이 완료되어 동해안 지역의 송전제약이 완전 히 해소되는 경우를 가정한 시나리오이다. 이 경우 원전 전력은 기존 전력시장에 공급되 어 별도의 잉여 전력이 존재하지 않는 것으로 가정하였으며, 수전해 설비에 필요한 전력 은 모두 기존 전력시장에서 산업용 전기요금을 적용받아 조달하는 것으로 설정하였다. 따라서 전력단가는 155원/kWh를 적용하였다. 시나리오 3은 계획된 송전망 확충이 완료되더라도 신한울 3 ‧ 4호기 완공으로 인해 일 부 송전제약이 재발생하는 경우를 가정한 시나리오이다. 제Ⅱ장에서 설명한 바와 같이 계획된 송전선로가 모두 준공될 경우 약 8GW의 추가 송전용량이 확보될 것으로 예상되 지만, 약 2.8GW 규모의 신한울 3 ‧ 4호기가 신규로 계통에 진입하게 된다. 이에 따라 신 한울 3 ‧ 4호기가 완공되는 2034년 이후에는 동해안 지역에 약 1.7GW 규모의 잔여 송전 제약이 존재하는 것으로 가정하였다. 본 시나리오에서는 해당 범위 내에서 원전 PPA를 활용할 수 있으며, 나머지 전력은 산업용 전기요금을 적용받아 조달하는 혼합 전력조달 구조를 가정하였다. 시나리오 4는 전력 조달 방식이 수전해 수소의 경제성에 미치는 영향을 비교하기 위 한 가상 시나리오로서, 수전해 설비에 필요한 전력을 모두 원전 PPA를 통해 조달하는 경 우를 가정하였다. 이는 현실적으로 달성 가능성이 높은 시나리오라기보다는 원전 전력 활용이 수전해 수소의 생산비용을 어느 정도까지 낮출 수 있는지를 보여주기 위한 시나 리오에 해당한다. 본 시나리오에서는 모든 전력에 대해 원전 PPA 단가인 83원/kWh를 적용하였다. 한편 식 (1)에서 는 전력 소비에 수반되는 탄소배출 비용을 의미한다. 본 연구에장희선 ․ 이상준 ․ 조홍종 • 184 • 서는 IEA(2021)에 따라 각 전력 조달 시나리오별 두 종류의 탄소가격을 적용하였다. IEA(2021)의 Stated Policies 시나리오에서는 2030년, 2040년, 2050년의 탄소가격을 각 각 40, 65, 90달러로, Net Zero 시나리오에서는 각각 130, 205, 250달러로 가정하였다. 제 시된 기준 연도 사이의 탄소가격은 연도별로 선형적으로 증가하는 것으로 가정하였다. 이후 이를 2023년 평균 원-달러 환율을 적용하여 원화 기준으로 환산하였다. 탄소배출 비용은 산업용 전기요금을 적용하는 시나리오 1~3에서 발생하는데, 연도별 전원구성 변화에 따른 전력 배출계수를 적용하여 산정하였다. 구체적으로, 2038년까지는 제11차 전력수급기본계획에 제시된 전원별 발전량 중 석탄 및 LNG 발전량에 조성진 외(2019) 의 배출계수를 적용하여 연도별 평균 전력 배출계수를 산정하였다. 이후 기간에 대해서 는 2050 탄소중립 시나리오에서 제시된 총 전력수요를 기준으로 2050 탄소중립 시나리 오 B안의 LNG 발전량을 반영하여 전력 배출계수를 산정하였다. 탄소가격과 마찬가지 로 제시된 기준 연도 사이의 탄소가격은 연도별로 선형적으로 증가하는 것으로 가정하 였다. 원자력 및 재생에너지는 전 과정 배출을 고려할 경우 일정 수준의 탄소배출이 존 재하나(김화년, 2017), 본 연구에서는 전원구성 기반의 운영 단계 배출을 기준으로 분석 하므로 원자력에 대해서는 배출계수를 0으로 가정하였다. 원전 이용률은 <표 2>의 평균 수준을 반영하여 85%를 기준값으로 설정하였다. 다만 원전 이용률 변화가 수전해 수소의 경제성에 미치는 영향을 검토하기 위해 <표 2>에서 제시된 최저 이용률 수준인 65%를 적용한 추가 민감도 분석을 수행하였으며, 해당 분석 은 시나리오 1을 대상으로 수행하였다. 현행 송전제약이 지속되는 시나리오 1은 원전 PPA 활용 비중이 상대적으로 높아 원전 이용률 변화의 영향을 가장 뚜렷하게 확인할 수 있다는 점에서, 원전 이용률 변화에 따른 경제성 변화를 추가적으로 분석하였다. 마지막 으로, 본 연구의 분석기간 T는 2030년부터 2050년까지 20년으로 설정하였으며, 이는 수 전해 설비의 수명을 20년으로 가정한 데 따른 것이다. 할인율은 4.5%를 적용하였고, 모 든 비용은 2025년 기준 현재가치로 환산하였다.송전제약지역에서의 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용 분석 • 185 • <표 4> 균등화 발전비용 산정의 주요 전제 구분설정 근거 수전해 설비 수명 20년- 한국자원경제학회(2025) 수전해 설비 비용 $770/kW(2020), $540/kW(2030), $435/kW(2040), $375/kW(2050) - 한국자원경제학회(2025) - Stack+BOP+EPC - 기술 학습 곡선 기반 수전해 CAPEX 감소 전망 반영(Louwen et al., 2018; IRENA 2019) 배관 운송 비용346원/kgH2 - 한국자원경제학회(2025) - 63 barg, 200,000 TPY 기준, 24 inch 수전해 전력소비량 55kWh/kgH2- 한국자원경제학회(2025) 수전해 가동률85%- 한국자원경제학회(2025) 원전 가동률85%- <표 2>의 원자력 발전 평균 이용률 반영 수소생산량 1 만 톤(2030), 24 만 톤(2035), 170 만 톤(2040), 226 만 톤(2050) - 한국자원경제학회(2025) 전력구매비용 83원/kWh - 한국자원경제학회(2025) - 2024년 평균 원전 정산단가에 망이용료 및 부가정산금 등 포함 155원/kWh - 2024년 평균 산업용 전기요금에서 기후환경요금 제외 - 한국전력통계(2025) 자료를 이용하여 계산 할인율4.5%- 기획예산처(2026) 환율1289.85원/$ - 2020~2025년 평균 원-달러 환율 - 한국은행 경제통계시스템(ECOS) 자료를 이용하여 계산 탄소가격 $40/tCO2(2030), $65/tCO2(2040), $90/tCO2(2050) - IEA(2021) Sated Policies 시나리오 $130/tCO2(2030), $205/tCO2(2040), $250/tCO2(2050) - IEA(2021) Net Zero 시나리오 탄소배출계수 12.80kgCO2/kgH2(2030), 3.93kgCO2/3(2040), 1.03kgCO2/kgH2(2050) - 2038년까지 제11차 전력수급기본계획의 석탄 및 LNG 발전량 적용, 이후 2050 탄소중립 시나리오 B안의 LNG 발전량 적용, 조성진 외(2019) 배출계수로 전력 배출계수 산정, 기준 연도 간 선형 변화 가정장희선 ․ 이상준 ․ 조홍종 • 186 • <표 5> 균등화 발전비용 산정 시나리오 구분전력조달 가정탄소가격추가 가정 시나리오 1 현행 송전제약 지속 및 6.9GW 원전 PPA 허용 IEA(2021) stated policies 시나리오 원전 가동률 65% 하락 시나리오 추가 고려 IEA(2021) Net Zero 시나리오 시나리오 2 송전망 보강이 모두 완료되어 산업용 전기요금으로 계통전력 조달 IEA(2021) stated policies 시나리오 - IEA(2021) Net Zero 시나리오 시나리오 3 계획된 8GW 송전망 보강이 완료되나 발전설비도 20.7GW로 증가하여 1.7GW 범위에서 원전 PPA 허용 IEA(2021) stated policies 시나리오 - IEA(2021) Net Zero 시나리오 시나리오 4원전 PPA 전량 허용-- Ⅳ. 균등화 생산비용 산정 결과 <표 6>은 전력 조달 시나리오별 수전해 수소의 LCOH 산정 결과와 비용 구성 항목을 제시한 것이다. 또한 <그림 2>는 각 시나리오의 비용 구성과 LCOH 수준을 시각화하여 나타낸다. 분석 결과, 시나리오 간 LCOH 차이는 대부분 전력 조달비용에서 발생하는 것 으로 나타났다. 분석에 적용된 모든 시나리오는 동일한 수소 수요량을 가정하므로 수전 해 설비용량과 배관 규모가 동일하게 유지된다. 이에 따라 수전해비용과 배관비용은 시 나리오 간 차이가 없으며, LCOH의 차이는 사실상 전력비용에 의해 결정된다. 특히 전력 비용은 모든 시나리오에서 전체 LCOH의 80% 이상을 차지하는 것으로 나타나, 전력 조 달 구조가 수전해 수소의 경제성을 결정하는 핵심 요인임을 보여준다. 산업용 전기요금 을 적용하는 시나리오 2의 LCOH는 IEA(2021)의 Stated Policies 시나리오 기준 9,840원 /kgH2로 가장 높게 나타났으며, 반대로 모든 전력을 원전 PPA를 통해 조달하는 시나리송전제약지역에서의 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용 분석 • 187 • 오 4는 5,631원/kgH2로 가장 낮은 수준을 보였다. 이는 수전해 수소의 경제성이 전력 조 달 비용에 상당한 영향을 받음을 의미한다. 현행 송전제약이 지속되는 시나리오 1의 경 우 LCOH는 7,452원/kgH2로 나타나 산업용 전기요금 기반 시나리오 2보다 약 2,400원 /kgH2 낮은 수준을 보였다. 이는 송전되지 못하는 원전 전력을 활용할 수 있기 때문이다. 반면 계획된 송전망 확충 이후에도 신한울 3 ‧ 4호기 완공으로 일부 송전제약이 재발생 하는 시나리오 3의 LCOH는 9,108원/kgH2로 분석되었다. 이는 원전 PPA 활용 가능 규 모가 감소하면서 상대적으로 비용이 높은 계통전력 의존도가 증가하기 때문이다. 결과 적으로 송전제약 규모에 따른 원전 전력 활용 가능 범위가 수소 생산비용에 직접적인 영 향을 미치는 것으로 나타났다. 또한 시나리오 1에 대한 민감도 분석 결과, 원전 이용률이 85%에서 65%로 하락할 경 우 LCOH는 7,452원/kgH2에서 7,901원/kgH2로 약 450원/kgH2 증가하는 것으로 나타났 다. 이는 원전 이용률 저하로 원전 PPA를 통해 조달할 수 있는 전력량이 감소하면서 상 대적으로 비용이 높은 계통전력 의존도가 증가하기 때문이다. 반면 탄소가격 변화에 따 른 비용 차이는 상대적으로 제한적인 것으로 분석되었다. Stated Policies와 Net Zero 시 나리오 간 LCOH 차이가 가장 극대화되는 시나리오 2에서 그 차이가 약 500원/kgH2 수 준이었으며, 나머지 시나리오에서는 약 200원/kgH2 내외로 나타났다. 이는 탄소가격 상 승에도 불구하고 전력부문의 탈탄소화가 동시에 진행되면서 전력 배출계수가 지속적으 로 감소하기 때문이다. 즉, 본 연구에서는 탄소가격 자체보다 전력 조달 구조가 수전해 수소의 경제성을 결정하는 더욱 중요한 요인으로 나타났다. 한편 정부는 2050년 청정수소 공급 목표가격으로 2,500원/kgH 2 를 제시하고 있다(강 병욱, 2023). 그러나 본 연구에서 가장 낙관적인 원전 PPA 시나리오에서도 LCOH는 5,631원/kgH2 수준으로 추정되어 목표가격을 크게 상회하는 것으로 나타났다. 이는 원 전 PPA가 수소 생산비용을 상당 부분 낮출 수 있음에도 불구하고, 현재의 기술 및 비용 조건하에서는 전력 조달 방식의 개선만으로 청정수소의 가격 경쟁력을 확보하기 어렵 다는 점을 시사한다. 따라서 청정수소 보급 확대를 위해서는 특정 전원이나 조달방식에 대한 의존보다는 전력공급, 인프라 구축, 기술혁신 및 시장 형성을 포괄하는 종합적인 정책 접근이 필요하다.장희선 ․ 이상준 ․ 조홍종 • 188 • <표 6> 시나리오별 LCOH 산정 결과 시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3 시나리오 4 원전이용률 85% 원전이용률 70% 수전해비용720720720720720 배관비용346346346346346 전력비용6,3006,7258,5257,8604,565 탄소비용 IEA(2021) stated policies 85110248182 0 IEA(2021) Net Zero 255330762553 LCOH (원/kgH2) IEA(2021) stated policies 7,4527,9019,8409,108 5,631 IEA(2021) Net Zero 7,6228,12210,3539,479 <그림 2> 시나리오별 LCOH 비교 및 비용 구성송전제약지역에서의 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용 분석 • 189 • Ⅴ. 결론 및 정책적 시사점 본 연구는 전력 조달 방식에 따른 수전해 수소의 균등화 생산비용(Levelized Cost of Hydrogen, LCOH)을 비교 ‧ 분석하고, 동해안 지역의 송전제약 상황에서 원전 PPA 기반 수소 생산의 경제성을 평가하였다. 특히 동해안 지역은 원자력 및 석탄화력 발전설비가 밀집되어 있는 반면 송전망 부족으로 인해 발전 제약이 발생하고 있으며, 향후 수소환원 제철 도입에 따른 대규모 수소 수요가 예상된다는 점에서 원전 전력 활용 가능성을 검토 하기에 적합한 사례로 볼 수 있다. 분석 결과, 수전해 수소의 경제성은 전력 조달 비용에 크게 영향을 받는 것으로 나타 났다. 모든 시나리오에서 전력비용은 전체 LCOH의 80% 이상을 차지하여 수소 생산비 용을 결정하는 핵심 요인으로 분석되었다. 산업용 전기요금을 적용하는 시나리오의 LCOH는 9,840~10,353원/kgH2로 가장 높게 나타났으며, 현행 송전제약 상황에서 잉여 원전 전력을 활용하는 시나리오는 7,452~7,622원/kgH2 수준으로 분석되었다. 반면 모 든 전력을 원전 PPA를 통해 조달하는 가상 시나리오에서는 LCOH가 5,631원/kgH2까지 감소하는 것으로 나타났다. 또한 원전 이용률 하락은 수소 생산비용을 유의하게 증가시 키는 반면, 탄소가격 변화의 영향은 전력부문의 탈탄소화가 진행됨에 따라 상대적으로 제한적인 것으로 분석되었다. 이러한 결과는 수전해 수소의 경제성 확보를 위해서는 저비용 전력 확보와 안정적인 전력 공급이 무엇보다 중요함을 시사한다. 특히 송전제약 상황에서 활용되지 못하는 원 전 전력을 수소 생산에 활용할 경우 일정 수준의 비용 절감 효과를 기대할 수 있으나, 가 장 낙관적인 시나리오에서도 LCOH는 정부가 제시한 2050년 청정수소 공급 목표가격 인 2,500원/kgH2를 크게 상회하는 것으로 나타났다(강병욱, 2023). 이는 현재의 기술 및 비용 조건 하에서는 원전 PPA를 포함한 전력 조달 방식의 개선만으로 청정수소의 가격 경쟁력을 확보하기 어렵다는 점을 의미한다. 따라서 청정수소 보급 확대를 위해서는 특 정 전원이나 조달방식에 대한 의존보다는 전력공급, 인프라 구축, 기술혁신 및 시장 형 성을 포괄하는 종합적인 정책 접근이 필요하다. 본 연구는 동해안 지역 사례를 중심으로 분석을 수행하였으나, 송전제약으로 인해 활 용되지 못하는 전력을 수소 생산에 연계한다는 분석 틀은 향후 재생에너지 출력제한이 Next >