📋 목차
연료전지 발전 이야기를 꺼내면 분위기가 두 갈래로 갈라지기 쉬워요. 친환경·고효율·수소경제의 핵심이라는 기대와, kWh당 원가가 너무 높아서 사업성이 안 나온다는 현실적인 걱정이 동시에 튀어나오죠. 특히 숫자와 제도를 한 번에 정리해 본 적이 없다면, “좋다는 건 알겠는데 실제로 돈이 되는 건가?”라는 물음표가 머릿속에서 쉽게 사라지지 않아요.
국내 상황을 보면 더 복잡하게 느껴져요. 발전용 연료전지는 RPS와 REC, 앞으로는 청정수소발전의무화제도(HPS)에 들어가고, 주택·건물용 연료전지는 에너지공단의 주택지원·건물지원·융복합사업까지 섞여 있어서, 어디까지가 지원 대상이고 어느 제도를 기준으로 사업성을 봐야 하는지부터 헷갈리기 쉬워요. 제도는 계속 바뀌는데, 기사와 보도자료는 조각조각 흩어져 있으니 한 번에 감을 잡기가 쉽지 않죠.
내가 생각 했을 때 가장 현실적인 접근은 “기술 단가(LCOE)와 제도·보조금을 분리해서 이해한 뒤 둘을 다시 합쳐 보는 것”이에요. 그래서 이 글에서는 먼저 연료전지 발전 단가가 왜 높은지, LCOE가 어떻게 계산되는지부터 차근차근 풀어보고, 이어서 유럽 Fraunhofer ISE 같은 해외 연구에서 제시하는 숫자를 한국 전력시장과 대략 비교해 볼 거예요. 그다음에는 MW급 발전소용 연료전지의 RPS·HPS 구조, 주택·건물용 보조금 단가와 설치 전략, 사업자 입장에서 꼭 확인해야 할 체크포인트까지 한 번에 묶어 볼게요.
연료전지 발전 단가가 비싸 보이는 이유 💣
연료전지 발전 단가가 얘기만 나오면 “태양광·풍력보다 몇 배 비싸다”는 표현부터 튀어나오는 이유는 구조적으로 자본집약적인 장치이기 때문이에요. 스택 안에는 고가 촉매, 고분자막, 분리판이 촘촘히 들어가 있고, 그 주변에는 수소 저장 설비·개질기·수소 배관, 공기 공급 장치, 열·수관리 계통, 인버터와 변압기까지 따라붙어요. 결국 ‘장비 박스 하나’가 아니라 ‘작은 발전소 한 세트’를 사는 느낌이라 kW당 투자비가 높게 나오는 구조예요.
유럽 Fraunhofer ISE 연구에서 제시한 2024년 기준 수치를 보면, 50MW급 연료전지 발전소의 설비 투자비는 1kW당 약 5천~8천 유로 수준으로 정리돼요. 환율을 대략 1유로=1,450원 정도로 잡으면, kW당 7백만~1천1백만 원 사이에 있다는 말이 되고, 이는 같은 보고서에 등장하는 복합화력발전(CCGT) 투자비의 여러 배 수준이에요. 이 정도 수치는 “장비 가격이 비싸다”가 아니라 “전체 발전소 구성이 복잡하다”라는 말과 거의 같은 뜻이라고 봐도 무방해요.
여기에 연료비가 더해지면 체감 단가가 확 올라가요. 태양광·풍력은 연료비가 사실상 0에 가까운 반면, 연료전지는 도시가스나 수소를 계속 사다가 써야 하죠. 특히 아직 수소 가격이 충분히 내려오지 않은 단계에서는, 전체 LCOE에서 연료비 비중이 굉장히 크게 나와요. 천연가스를 개질해서 쓰는지, 그린수소를 들여다 쓰는지에 따라 kWh당 몇십 원~몇백 원 차이가 나기도 해요.
💣 왜 연료전지 CAPEX가 높은가, 구조 요약
| 구분 | 내용 | 비용 영향 |
|---|---|---|
| 스택·촉매 | 백금 기반 촉매, 고분자막, 분리판 등 고가 부품 다수 포함 | kW당 장비 단가 상승의 핵심 요인 |
| 수소·연료 계통 | 수소 저장 탱크, 정압기, 배관, 안전설비, 개질기 포함 가능 | 안전 규제로 인해 설비비가 쉽게 증가 |
| 보조 설비(EPC) | 토목·건축, 계통연계, 냉각, 제어·계측, 방폭 설비 등 | 카탈로그 가격 대비 20~40% 추가 비용 발생 원인 |
여기에 스택 교체비까지 생각하면 장기적인 비용 구조가 더 무거워져요. 보통 스택 수명을 7~10년 사이, 설비 전체 수명을 20~25년 정도로 잡는 경우가 많은데, 이러면 사이클 중간에 한 번 이상 큰 폭의 교체비가 들어가요. 이 비용을 CAPEX와 별개로 OPEX 쪽에 넣어 현금흐름을 짜야 현실적인 LCOE 값이 나와요. 단순 “초기 투자비+연료비”만 넣어 계산하면 실제 숫자보다 낙관적인 결과가 나올 수 있어요.
정리하면, 연료전지 단가는 설비 자체가 복잡해서 비싸고, 연료비까지 들고, 스택 교체비가 중간중간 들어오기 때문에 당연히 높게 보일 수밖에 없어요. 여기서 관건은 “이 비용을 어떻게 떨어뜨리고, 정책·보조금으로 어떻게 보완할 것인가”로 넘어가게 돼요. 그 지점을 제대로 보려면 LCOE라는 개념을 한 번 정리해 둘 필요가 있어요.
LCOE로 보는 연료전지 발전 단가 구조 🔍
연료전지 발전 단가를 현실적으로 보려면 LCOE(균등화 발전단가)라는 개념을 쓰는 게 좋아요. LCOE는 말 그대로 설비 전체 수명 동안 들어가는 모든 비용을 현재가치로 합친 뒤, 평생 생산한 전력량으로 나눈 “kWh당 평균 비용”이에요. 태양광·풍력, 복합화력, 연료전지 등 서로 다른 기술을 같은 기준으로 비교할 수 있게 해 주는 도구라서, 정책 보고서나 투자 검토 자료에 거의 항상 등장하죠.
연료전지 LCOE를 쪼개 보면 네 가지 덩어리로 나눌 수 있어요. 초기 투자비(CAPEX), 고정운영비(인건비·보험·정기점검), 변동운영비(연료비·소모품·스택 교체비), 그리고 금융비용이에요. 이 네 덩어리를 연간 현금흐름으로 바꿔서 일정 할인율(WACC)로 현재가치를 구한 뒤, 평생 생산 전력량으로 나누면 숫자가 나와요. 계산식만 보면 복잡해 보이지만, 구조만 이해하면 어디를 줄여야 단가가 내려가는지 감이 빨리 와요.
🔍 연료전지 LCOE 구성 요소 정리
| 구성 요소 | 포함 항목 | 단가에 미치는 영향 |
|---|---|---|
| CAPEX | 스택, BOS, 수소설비, 전력 계통, 토목·건축, 인허가, 설계·감리 | 이용률이 낮으면 kWh당 고정비가 급격히 상승 |
| 고정 OPEX | 운영 인건비, 보험료, 정기점검, 원격감시, 토지 임대료 등 | 규모가 클수록 단위당 비용이 줄어드는 경향 |
| 변동 OPEX | 연료비(천연가스·수소), 소모품, 스택 교체비, 용수비 등 | 연료 가격과 효율에 민감, 수소 가격이 핵심 변수 |
| 금융비용 | 이자비용, 자기자본 수익률 요구, PF 수수료 등 | 정책 안정성과 장기 계약 여부에 의해 크게 좌우 |
Fraunhofer ISE 분석을 보면 2024년 기준 연료전지 LCOE는 kWh당 약 23.1~59.0유로센트 범위로 제시돼요. 이를 단순 환산하면 kWh당 대략 3백원대 중반에서 8백원대 수준이에요. 같은 자료에서 복합화력과 다른 기술들의 LCOE도 함께 제시되는데, 연료전지가 아직은 상단에 위치해 있다는 점이 선명하게 보이죠. 열을 같이 판매하는 CHP(열병합발전)로 운영할 경우에는 열 크레딧을 반영해 19.6~54.3유로센트 정도까지 내려가는 시나리오가 함께 제시돼요.
이 수치들이 말해 주는 포인트는 두 가지예요. 하나는 “이용률이 중요하다”는 점이에요. 똑같은 설비라도 연간 3,000시간만 돌리는 경우와 6,000시간 넘게 상시 운전하는 경우의 kWh당 고정비가 거의 두 배 수준으로 벌어질 수 있어요. 다른 하나는 “열을 돈 받고 팔 수 있느냐”예요. 병원·호텔·지역난방처럼 열수요가 확실한 경우에는 열판매 수익을 LCOE에서 빼 줄 수 있기 때문에, 단가가 10~20% 정도 내려가는 효과를 기대할 수 있어요.
연료전지 사업을 준비하는 입장에서는 LCOE를 단순히 “얼마냐”가 아니라 “어떤 항목이 지배적이냐”로 보는 게 좋아요. CAPEX가 큰지, 연료비가 큰지, 금융비용이 큰지에 따라 설계 전략과 협상 포인트가 달라지거든요. 전력판매 가격은 외부에서 주어지는 값이지만, 열판매 구조, 이용률 설정, 자금 조달 구조는 설계 단계에서 꽤 조정할 여지가 있으니 이 부분에 집중하는 편이 현실적인 접근이에요.
해외 LCOE 수치와 한국 상황 비교 🌍
유럽 연구에서 나온 LCOE 범위를 그대로 한국 전력시장에 대입해 보면 체감이 조금 더 선명해져요. 위에서 언급한 것처럼 Fraunhofer ISE 기준 23.1~59.0유로센트/kWh라는 숫자를 단순 환산하면 대략 300~800원/kWh 정도의 범위가 돼요. 반면 한국전력의 2023년 상반기 평균 전력 판매단가는 약 146원/kWh 수준으로 집계돼요. 이 둘의 차이를 비교해 보면 “현재 요금 체계만으로 연료전지를 돌리기에는 차이가 꽤 크다”는 사실이 눈에 들어와요.
국내 여러 분석자료에서는 LNG 복합화력 발전비용 대비 연료전지 발전비용이 대략 1.5배 안팎이라는 지적이 반복적으로 등장해요. 연료전지 효율 자체는 높지만, 설비비와 연료비, 스택 교체비, 금융비용까지 합쳐 놓고 보면 현재 연료·설비 가격 구조에서는 복합화력보다 부담이 큰 게 사실이라는 뜻이에요. 이런 구조에서 정부가 RPS·REC, 앞으로는 청정수소발전의무화제도(HPS)를 도입해 추가 수익원을 열어 주는 이유가 자연스럽게 설명돼요.
🌍 해외 LCOE와 한국 전력단가 대비 감각
| 항목 | 대략적인 범위(참고용) | 의미 |
|---|---|---|
| 연료전지 LCOE(유럽) | 약 300~800원/kWh(열 크레딧 반영 시 하단 소폭 하락) | 고투자·고효율 구조, 연료·CAPEX에 크게 의존 |
| 국내 평균 전력 판매단가 | 약 146원/kWh(2023년 상반기 기준) | 현재 소매 전기요금 수준, LCOE와 격차 존재 |
| LNG 복합화력 발전비용 | 연료전지의 약 2/3 수준이라는 분석 다수 | 현 시점에서 연료전지가 경제적 우위에 있지는 않음 |
그러면 이런 질문이 생겨요. “이렇게 비싼데 왜 연료전지를 계속 깔려고 할까?” 여기에는 탄소중립과 수소경제라는 두 축이 깔려 있어요. 수소 기반 발전은 연료 생산·유통·사용 전 과정을 엮어서 새로운 산업 생태계를 만들겠다는 국가 전략 차원에서 도입되고 있고, 연료전지는 그 중심에 있는 변환 기술이에요. CO₂ 가격, 환경 규제, 에너지 안보 이슈까지 고려하면, 단순 kWh 단가만 보고 판단하기 어렵다는 논리가 등장해요.
정책 설계 관점에서는 “시장 전력가격+α 구조로 연료전지에 인센티브를 줄 것인가”가 핵심이 돼요. 지금까지는 RPS·REC에서 α를 제공했고, 앞으로는 청정수소발전의무화제도(HPS)에서 별도의 정산단가와 연료비 보상 구조를 제공하는 방향으로 옮겨가는 그림이 그려지고 있어요. 결국 연료전지 단가는 기술 LCOE와 정책 제도가 함께 만들어 내는 복합적인 숫자라고 보는 편이 더 현실적이에요.
MW급 연료전지: RPS에서 HPS로, 수익 구조 변화 ⚙️
지금까지 국내 MW급 발전용 연료전지는 RPS 제도 안에서 커 왔어요. 구조는 단순해요. 전력거래소 전력시장에 전기를 팔아 SMP(계통한계가격)를 받고, 동시에 신재생에너지 공급인증서(REC)를 발급받아 의무사업자에게 추가로 판매하는 방식이에요. 연료전지는 신에너지로 분류되면서 REC 가중치를 꽤 높게 받았고, 전력+REC를 합친 단가 덕분에 높은 LCOE에도 어느 정도 사업성을 맞출 수 있었어요.
문제는 같은 RPS 풀 안에 연료비가 거의 없는 태양광·풍력과 연료비가 큰 연료전지가 같이 들어 있다는 점이에요. 태양광·풍력은 REC 가격이 떨어져도 연료비 부담이 없어서 SMP만으로도 어느 정도 수지가 맞을 수 있지만, 연료전지는 REC 가격 하락이 곧바로 적자로 이어질 수 있어요. REC 가중치나 가격이 바뀔 때마다 연료전지 사업성 그래프가 크게 출렁이는 구조적 리스크가 계속 지적돼 왔어요.
⚙️ RPS vs 청정수소발전의무화제도(HPS) 구조 비교
| 항목 | RPS 하의 연료전지 | HPS(청정수소발전의무화제도) 설계안 |
|---|---|---|
| 수익 구조 | SMP + REC 판매, 가중치에 따라 수익 변동 | 용량 또는 LCOE 기준 입찰, 정산단가+연료비 보상·차액정산 |
| 리스크 요인 | REC 가격·가중치·RPS 의무량 변동에 높은 민감도 | 입찰경쟁, 효율·비용조건 충족 여부, 정책 지속성 |
| 열 활용 조건 | 별도 가중치 부여 정도에 따라 달라짐 | 입찰 참여 조건으로 열 판매·활용을 요구하는 설계 논의 |
청정수소발전의무화제도(HPS) 설계안에서는 연료전지를 RPS에서 떼어내 수소경제법 체계 안에서 별도로 다루는 그림이 나와요. 요약해 보면, 40MW 이하 설비는 고정비 단가 경쟁을 통해 낙찰하고 표준효율 기준 연료비를 별도로 보상해 주고, 40MW 초과 설비는 LCOE 기준 입찰과 차액 정산 방식으로 투자비와 연료비를 보전해 주는 구조예요. 열을 실제로 활용하는 설비에 가점을 줘서 CHP 기능을 장려하는 방향도 함께 논의되고 있어요.
사업자 입장에서는 “시장가격 변동에 민감한 RPS 구조에서, 장기 계약 기반 HPS 구조로 옮겨간다” 정도로 이해하면 편해요. SMP+REC 조합은 시장 상황에 따라 수익이 크게 흔들리는 반면, HPS 구조에서는 입찰을 통해 일정 수준의 LCOE를 제시하고, 그에 맞춰 정산단가와 연료비 보상이 설계되는 식이죠. 물론 입찰 경쟁이라는 새 리스크가 생기지만, PF를 짜는 금융기관 입장에서는 확실한 장기 정산단가가 있다는 점이 큰 장점이 될 수 있어요.
향후 몇 년간은 RPS로 들어간 기존 설비와 HPS로 들어갈 신규 설비가 혼재하는 과도기가 이어질 가능성이 커요. 이 시기에는 “준공 시점과 계약 구조에 따라 같은 기술인데도 수익 구조가 완전히 달라질 수 있다”는 점을 특히 조심해서 봐야 해요. 설비 발주·준공 일정과 제도 적용 시점을 항상 나란히 놓고 검토하는 습관이 필요해지는 구간이에요.
주택·건물용 연료전지 보조금과 설치 전략 🏢
MW급 발전소와 달리, 단독주택·아파트·학교·병원 같은 곳에 들어가는 수 kW~수백 kW급 연료전지는 한국에너지공단이 운영하는 보급지원사업을 통해 지원받을 수 있어요. 대표적으로 주택지원사업·건물지원사업·융복합지원사업이 있고, 여기서 연료전지는 다른 에너지원에 비해 kW당 지원단가가 꽤 높은 편이에요. 그만큼 설비비 자체가 비싸다는 뜻이기도 하지만, 보조금을 잘 활용하면 체감 설치비를 크게 낮출 수 있어요.
주택지원사업 기준으로 1kW 이하 가정용 연료전지는 kW당 약 1,173만 원 정도의 보조금을 받을 수 있어요(도서지역은 약 1,349만 원 수준). 예를 들어 1kW급 설비 설치비를 3천만 원 정도로 가정하면, 정부가 1,173만 원을 부담하고 나머지 1,800만 원 안팎을 자부담으로 처리하는 구조가 돼요. 건물지원사업에서는 건물용 연료전지에 대해 kW당 702만7천 원 수준의 보조금 단가가 책정돼 있고, 이는 태양광·지열에 비해 매우 높은 지원액이에요.
🏢 주택·건물용 연료전지 보조금 개요
| 구분 | 보조금 단가(참고용) | 특징 |
|---|---|---|
| 주택지원 연료전지 | 1kW 이하 기준 약 11,733천 원/kW, 도서지역 13,492천 원/kW | 단독·공동주택 대상, 초기 CAPEX 대폭 완화 효과 |
| 건물지원 연료전지 | 약 7,027천 원/kW(부가세 제외 기준 공고 사례 다수) | 학교·병원·업무시설 등 비주거 건물 대상, 열병합형에 유리 |
| 융복합·지자체 추가 지원 | 사업별로 상이, 일부 지자체는 추가 수백만 원 이상 지원 | 태양광·연료전지·ESS 등 묶어서 단지 단위로 지원하는 구조 |
실제 설치 현장에서는 에너지공단에 등록된 참여기업(시공사)이 대신 신청과 서류를 처리해 주는 경우가 많아요. 주민 동의서, 건축물 용도, 전기요금 계약 형태, 설치 기한 같은 조건이 꽤 꼼꼼하게 정해져 있고, 기한 내에 공사를 완료하지 못하면 보조금이 취소될 수 있어서요. 그래서 발주자는 “보조금 단가와 예산 규모, 지자체 추가 지원 여부를 먼저 확인하고, 경험 많은 참여기업을 고르는 것”이 매우 중요해요.
최근에는 주택·건물용 연료전지 보급 예산이 줄고 있다는 업계의 이야기도 나와요. 예산이 줄면 지원단가나 대상 물량이 조정될 수 있고, 실제 보급 규모가 감소하는 현상이 나타날 수 있어요. 이 말은 곧 “정해진 예산 안에서 먼저 신청하는 쪽이 유리하다”는 의미이기도 해요. 설치를 고민 중이라면 해당 연도 공고가 뜨는 시점에 바로 참여기업과 상의해 신청 타이밍을 잡는 게 유리해요.
사업성 계산 실전 체크리스트와 팁 📊
연료전지 발전 단가와 지원제도 정보를 한 바퀴 훑어봤다면, 이제 “내 프로젝트에 적용하면 숫자가 어떻게 나올까?”가 궁금해질 거예요. 이때 엑셀을 열고 바로 모델을 만들기보다, 먼저 체크해야 할 질문들을 쭉 정리해 두면 훨씬 덜 헤매게 돼요. 투자·엔지니어·발주자 입장에서 공통으로 중요한 포인트들을 한 번에 보면서, 누락 없이 재무모델과 설계를 연결하는 게 핵심이에요.
첫 단계는 “kW당 설비가격이 아니라 kW당 총사업비를 계산하는 것”이에요. 카탈로그에 나온 스택·인버터 가격만 보고 단가를 잡으면, 실제 EPC 견적과 비교할 때 수치가 맞지 않아요. 수소 저장설비, 배관·계통연계, 토목·건축, 인허가 비용, 시운전·예비품까지 모두 포함한 총사업비를 기준으로 kW당 CAPEX를 잡아야 현실적인 LCOE가 나와요.
📊 연료전지 사업성 검토 체크리스트
| 체크 포인트 | 질문 예시 | 영향 항목 |
|---|---|---|
| 총사업비 산정 | 장비 외에 토목·건축·인허가·배관·전기공사까지 반영됐는가? | CAPEX, 금융규모 |
| 연간 이용률·열수요 | 기저부하 운전이 가능한가, 열을 유상으로 판매할 수 있는가? | LCOE, 열 크레딧 |
| 적용 제도 구분 | RPS 대상인지, HPS 입찰 대상인지, 주택·건물지원 대상인지? | 수익 구조, 보조금 규모 |
| 연료 조달 전략 | 도시가스·수소 가격, 계약기간, 가격연동 조건은 어떠한가? | 변동 OPEX, 가격 리스크 |
| 금융·계약 구조 | 장기 정산단가 또는 보장된 수익 계약이 있는가? | WACC, IRR, 회수기간 |
열병합발전(CHP)을 할 수 있는 프로젝트라면, 열수요 시나리오를 따로 그려 보는 것이 좋아요. 열을 유상으로 팔 수 있다면 열 크레딧을 LCOE 계산에서 빼 줄 수 있고, 이때 단가는 10~20% 정도 내려가는 효과가 나올 수 있어요. 반대로 열수요가 불확실하다면, 열 크레딧을 과하게 잡지 않은 보수적인 시나리오를 따로 만들어 두는 편이 안전해요.
정책·제도 측면에서는 “현재 적용되는 제도”와 “사업기간 중 바뀔 제도”를 따로 보는 게 중요해요. 예를 들어 2024년 이후 준공되는 MW급 설비는 RPS 대신 HPS로 들어갈 가능성이 크고, 주택·건물용 보조금 단가와 예산은 매년 공고마다 조정될 수 있어요. 올해 기준 수치만 넣어 모델을 완성하기보다, 최소 두 가지 이상의 정책 시나리오를 만들어 민감도 분석을 해 보는 것이 리스크 관리에 도움이 돼요.
FAQ 연료전지 단가·지원제도 자주 묻는 질문 ❓
Q1. 왜 연료전지 발전 단가는 태양광·풍력보다 훨씬 비싼가요?
A1. 연료전지는 고가 촉매와 막, 분리판이 들어간 스택과 수소 저장·공급 설비, 냉각·공기 계통, 인버터, 방폭 설비까지 패키지로 들어가서 kW당 투자비가 높아요. 유럽 Fraunhofer ISE 기준으로는 2024년 연료전지 설비 투자비가 1kW당 5천~8천 유로 수준으로 제시되고, 여기에 천연가스·수소 연료비와 스택 교체비까지 반영되기 때문에, 연료비가 거의 없는 태양광·풍력보다 LCOE가 높게 나오는 구조예요.
Q2. 한국에서 연료전지 발전 단가는 kWh당 어느 정도 수준으로 보는 게 현실적인가요?
A2. 국내에서 “정답”처럼 통용되는 단일 숫자는 없어요. 다만 유럽 연구에서 제시한 LCOE 23.1~59.0유로센트/kWh를 단순 환산하면 300~800원/kWh 정도 범위이고, 국내 분석에서는 LNG 복합화력 대비 약 1.5배 수준이라는 지적이 반복돼요. 여기에 열병합 여부, 연료가격, 이용률, 금융조건에 따라 각 프로젝트의 실제 LCOE는 크게 달라질 수 있기 때문에, 개별 사업별로 재무모델을 직접 돌려 보는 것이 필요해요.
Q3. 주택용 연료전지를 설치하면 보조금을 얼마나 받을 수 있나요?
A3. 한국에너지공단 주택지원사업 기준으로, 1kW 이하 연료전지 설비에는 kW당 약 11,733천 원의 보조금이 책정된 사례가 있고, 도서지역은 약 13,492천 원 정도로 더 높게 설정돼 있어요. 예를 들어 1kW급 설비 설치비가 3천만 원이라면, 정부가 약 1,170만 원을 부담하고 나머지 1,800만 원 정도를 자부담하는 셈이에요. 다만 보조금 단가와 예산은 연도별 공고에 따라 조정될 수 있으니, 실제 설치 시점의 공고문을 꼭 확인해야 해요.
Q4. 건물용 연료전지는 어떤 지원을 받을 수 있나요?
A4. 학교·병원·공공청사·업무시설 등에 설치되는 건물용 연료전지는 에너지공단 건물지원사업과 융복합지원사업 등을 통해 지원받을 수 있어요. 건물지원사업에서는 연료전지에 대해 kW당 약 7,027천 원(부가세 제외 기준)의 보조금 단가가 공고된 사례가 있고, 융복합지원사업이나 지자체 자체 예산으로 추가 지원이 붙는 경우도 있어요. 열병합 설계를 통해 난방·온수에 연료전지 열을 활용하면 사업성 측면에서 더 유리해지는 경우가 많아요.
Q5. RPS와 청정수소발전의무화제도(HPS)는 연료전지 사업자에게 어떤 차이가 있나요?
A5. RPS 체계에서는 연료전지가 SMP+REC 구조로 수익을 얻기 때문에, REC 가격과 가중치 변동에 수익성이 크게 흔들리는 특징이 있어요. HPS 설계안에서는 용량 또는 LCOE 기준 입찰을 통해 설비를 선정하고, 일정 기간 정산단가와 연료비 보상·차액정산을 제공하는 구조라서, 장기 고정 수익 계약에 가까운 형태가 돼요. 대신 입찰 경쟁을 통해 효율과 비용을 지속적으로 낮추라는 압력을 받게 되며, 열 활용 의무 조건 등도 함께 따라올 수 있어요.
Q6. 열을 판매하면 연료전지 발전 단가가 정말 많이 줄어드나요?
A6. Fraunhofer ISE 연구에서는 전기만 기준으로 연료전지 LCOE가 23.1~59.0유로센트/kWh 수준인데, 열을 판매해 열 크레딧을 반영하면 19.6~54.3유로센트/kWh 수준까지 내려갈 수 있다고 제시돼요. 즉, 열을 유상으로 쓸 수 있다면 LCOE가 대략 10~20% 정도 줄어들 수 있다는 의미예요. 그래서 병원·호텔·지역난방 연계 프로젝트처럼 열수요가 확실한 현장은 연료전지 경제성이 상대적으로 좋아지는 편이에요.
Q7. 앞으로 연료전지 발전 단가는 내려갈 가능성이 있나요?
A7. 여러 연구에서는 연료전지 설비 투자비가 시장 확대와 학습효과를 통해 점진적으로 낮아질 것으로 보고 있어요. 촉매 사용량 감소, 대량 생산, 공급망 확대가 동시에 이루어지면 kW당 CAPEX가 줄어들 가능성이 커요. 수소 연료 가격도 재생에너지 기반 그린수소 보급이 확대되면 장기적으로는 하락 여지가 있고, HPS 같은 제도가 안정적으로 자리 잡으면 금융비용(WACC)을 낮추는 효과까지 기대할 수 있어요. 다만 단기간에 태양광·풍력 수준의 단가로 수렴하기는 어렵다는 점을 전제로 보는 편이 현실적이에요.
Q8. 연료전지 사업성을 볼 때 가장 먼저 체크해야 할 한 가지를 꼽는다면 무엇일까요?
A8. 한 가지를 꼽는다면 “연간 이용률과 열수요를 동시에 어떻게 설계할 수 있느냐”예요. 연료전지는 CAPEX 비중이 크기 때문에 최대한 많이 돌릴수록 kWh당 고정비가 줄어들고, 열을 유상으로 활용할 수 있다면 LCOE를 추가로 낮출 수 있어요. 여기에 어떤 제도(RPS, HPS, 주택·건물지원)가 적용되는지, 장기 정산단가나 보장된 수익 계약이 있는지도 함께 보면서, 수익·비용·리스크를 한 번에 정리하는 것이 중요해요.
이 글에 정리된 단가·보조금·제도 관련 내용은 공개된 자료와 알려진 사례를 바탕으로, 이해를 돕기 위해 재구성한 일반적인 설명이에요. 실제 투자·설계·입찰·계약을 진행할 때는 반드시 최신 법령·공고문·표준계약서와 전문기관·전문가의 자문을 함께 확인해야 하고, 여기서 제시된 숫자나 예시는 참고용일 뿐 법적·재무적 책임을 보장하는 근거로 사용할 수 없어요.