전체 목차에 따른 요약
핵심적인 내용
모든 것을 전기화하여 전기차, 히트펌프, 태양광 지붕 등 가정용 전기 제품 100% 도입
대규모 발전 및 송배전 인프라 구축
기후 대출
그리드 중립성, 가정, 기업, 기존 전력 회사 모두 전기를 생산, 전송, 저장하는 사업에 동등한 조건으로 참여할 수 있어야 함
화석연료 보조금 폐지
지구 온도 유지를 위해선 탄소 배출원들을 가능한 한 빠르게 퇴출시켜야함
4장에서 미국의 에너지 흐름에 대해서 파악 가능
모든 것을 전기화할 수 있다면 현재 사용하고 있는 에너지의 절반만으로도 충분할 것이다.
재생에너지만으로도 전 세계 에너지 수요를 충분히 충족할 수 있음
태양열, 풍력이 가장 큰 공급원 / 수력 발전 역시 거대한 배터리 역할 가능
바이오 연료는 항공에서 / 원전은 지역별 특징에 따라 유용할 수 있음
재생에너지는 공급이 간헐적인 에너지원이다. 그러나 서로를 보완하면 이들 간의 간헐성을 상쇄 가능
에너지를 저장하는 모든 방법을 동원해야함
에너지 소비를 집중할 수 있는 모든 사용은 해가 떠 있을 때나, 바람이 불 때로 옮길 수 있다면 옮겨라
모든 분야를 전기화한다면 전기 부하가 어느 정도 평탄해 질 것이고, 그리드 부하를 더욱 쉽게 조절할 수 있음
(아침에는 집에서, 낮에는 회사에서 다시 저녁에는 집으로 전기 부하 자체는 평탄해짐. 송전 인프라만 잘 깔려있다면)
미국처럼 국가가 넓고 시차가 있다면, 주 지역 경계를 넘어 전기를 전달하는 장거리 송전 인프라를 이용해 그리드 부하를 조절할 수 있을 듯
21세기 그리드: 새로운 시대의 전력망을 위한 부산형 전력망 프로토콜에 대한 아이디어 (구체적인 방안은 없다. 상상력만 있음)
지난 20년간 기술 발전으로 태양광, 풍력, 배터리 등 핵심 기술의 비용이 화석연료보다 더 저렴하다. 규모의 경제까지 이뤄진다면 화석연료보다 훨씬 저렴해질 것. 송전과 배전을 포함한 총 전기 비용을 고려해야 함.
재생 에너지는 저렴하다. 하지만 화석연료 기술에 비해 초기 비용이 더 많이 든다.
탄소를 배출하는 화석 연료의 사용을 아예 제거해버리고, 모든 에너지를 전기를 통해서 공급한다면 어떻게 될지, 그리고 어떻게 해야할지에 대한 구체적인 방법 방안.
화석연료를 이용한 에너지는 카르노 기관의 에너지 효율을 따를 수 밖에 없기 때문에 한계가 있다. 필자는 화석연료를 이용하는 모든 현재 산업을 모두 전기화한다면 (탈탄소에너지원을 이용한, 재생에너지 원전 등) 현재보다 추가로 건설해야 할 전기 용량은 상당히 많겠지만 전기에너지는 효율적이기 때문에 모두 전기화한다면 현재 사용하고 있는 에너지의 절반만으로도 충분할 것이라 주장한다.
이 책에서 얻을 수 있는 아이디어들
화석 연료를 이용하는 것보다 전기 자체를 이용하는 것이 에너지 손실 측면에서 이익을 볼 수 있다는 점.
모든 것을 전기화하여 전력 수요를 평탄화할 수 있다는 점
현재 재생에너지는 규제 등을 제외하면 상당히 가격이 싸다는 점
하지만 한국에서 적용이 가능할까?
비좁은 국토로 인해 태양열 에너지 사용에 한도가 있음. 풍력을 할 만한 땅도 마땅치 않음. 모든 화석 연료는 수입 중.
계절별 큰 날씨차로 인해 겨울의 전력 수요 (90GW) 여름의 최소 전력수요 (40GW) 차이가 큼
현재 한국에서 태양열 풍력의 가격은 원자력보다 비쌈.
하지만 2030년 경에는 대규모 태양광 LOCE가 원자력보다 낮아져 가장 경쟁력 있는 전원으로 자리 잡을 전망이라고 예측함.
한국의 풍력은 40GW 수준이 육상 풍력의 최대 잠재량으로 추정함 (지리적인 한계) - 대안으로 해상 풍력
원자력 종사자 입장에서 원전이 확대되었으면 좋겠다. 하지만 기저부하의 특징을 볼 때 쉽지 않을 듯. 원전은 수도권에 짓는게 불가능하기도 하고.
한국이 선도적으로 모든 것을 전기화하는 국가로 나아가면 어떨까? 좁은 국토라 재생에너지 효율은 떨어지지만, 효율적인 전력망 그리드 구축에는 유리할 것이라 생각된다. 전기화로 수요를 집중시켜 통합 관리의 가능성을 높인다. 국토가 좁기 때문에 한 그리드 안에 모든 에너지 수요를 넣을 방안을 마련하기 상대적으로 쉬울 것이고, 시스템 통합 및 최적화도 이룰 수 있을 것이다. 또한 좁은 국토로 통신/센서망 구축에 효율적이라, 분산된 태양광/풍력/전기차/ESS/원전을 실시간으로 연결, 제어할 수 있다. 시간대별 요금제, 전기차 충전 시간 조절, 산업체 부하 분산, ESS 활용 최적화 등을 이용해 전체 발전 설비 용량을 줄이고 잉여 출력 낭비를 줄여 전체 효율을 상승시킨다.
여러 실증 사례들도 있다.
좋습니다. 한국의 2050년 탈탄소 전기화 미래를 위한 전체 에너지 시스템 시나리오를 조사하겠습니다. 국토가 좁고 사계절에 따른 부하 변동이 큰 점을 고려하고, 원자력, 태양광, 풍력, 수소, 저장장치 등 각 발전원별 비용(설치비, LCOE, 유지비 등)을 종합적으로 분석하여, 현실적인 에너지 믹스 방안을 제시하겠습니다. 조사 결과를 곧 공유드리겠습니다.
2050년 한국 탈탄소화 전기화 시나리오
서론: 2050 탄소중립을 향한 도전
한국은 2050년까지 탄소중립(Net Zero)을 달성하겠다는 목표를 천명했습니다. 이는 전력 부문뿐 아니라 수송, 산업, 건물 등 전체 에너지 시스템에서의 탈탄소화를 요구하며, 특히 “전기화(Electrification)”를 통해 화석연료를 대체하는 대전환이 필요합니다. 한국의 경우 국토 면적이 좁고 자원이 제한적이며, 사계절에 따른 에너지 수요 변동성이 크다는 도전과제가 있습니다. 그럼에도 불구하고 1.5℃ 기후목표를 위해서는 2050년까지 전력 등 에너지 부문의 순배출 제로를 달성해야 합니다. 이를 위한 현실적인 경로를 모색하기 위해, 각 부문(발전, 수송, 산업, 건물)의 전기화 전략과 함께 원자력, 재생에너지, 수소, 화석연료+CCUS, 에너지저장 등 다양한 에너지원의 역할을 종합적으로 고려한 시나리오가 필요합니다.
탄소중립 시나리오에서는 에너지 효율 향상과 전기화로 최종에너지 소비가 현재보다 감소하거나 정체되고, 전력 소비는 크게 증가할 것으로 예상됩니다. 실제 연구들에 따르면 2018년 약 19%이던 전기의 최종에너지 소비 비중이 2050년에 최소 35%에서 최대 76%까지 상승할 것으로 분석되었습니다. 이는 산업공정과 건물난방, 운송수단 등이 화석연료 대신 전기로 대체되기 때문입니다. 전기 수요 증대로 전력 생산은 2018년 대비 평균 112% 늘어나야 하며, 시나리오에 따라 최대 164%까지 증가할 수 있습니다. 아래 그림은 현재와 미래의 전력원별 구성 변화를 보여주는 한 시나리오 예시로서, 2018년에는 석탄·가스 등이 70% 이상을 차지하지만 2050년에는 재생에너지가 대다수를 이루는 구조를 나타냅니다.
2018년과 2050년 전력 생산 믹스 비교 (좌: 2018년 실제, 우: 2050년 탄소중립 시나리오 예시). 2018년은 석탄과 LNG 등 화석연료가 약 68%, 원자력 25%, 재생에너지 6% 수준인 반면, 2050년 시나리오에서는 태양광 38%, 풍력 47%(해상 37%+육상 10%), 원자력 10%, 기타(수력 등) 5%로 재생에너지 위주로 전환된다.
이 보고서에서는 최신 연구와 데이터를 바탕으로, 경제성(LCOE·설치비·운영비)과 부지 제약 등을 모두 고려한 2050년 한국의 에너지 믹스 방안을 제안합니다. 또한 계절별·시간대별 부하 변동에 대응하는 수요-공급 매칭 전략을 함께 제시하며, 필요한 경우 관련 도표와 수치를 활용하여 이해를 돕고자 합니다.
에너지 수요 전망과 전기화 전략
탄소중립 시나리오에서 한국의 최종에너지 소비는 향후 인구구조 변화와 효율 향상으로 정체 또는 감소하고, 에너지 소비 구조는 전기를 중심으로 재편될 전망입니다. 한 연구에서는 2018년 대비 2050년 최종에너지 소비가 최대 50%까지 감소할 수 있다고 분석했습니다. 반면 전기 소비는 내연기관차의 전기차(EV) 전환, 건물 난방의 열펌프화, 산업 공정의 전기/수소 대체 등으로 2배 이상 증가할 가능성이 높습니다. 실제 K-Map 시나리오 분석에 따르면 2018년 526 TWh이던 전력 수요가 2050년 1,258 TWh로 약 2.4배로 늘어날 것으로 제시되었습니다.
수송 부문: 내연기관 차량을 전기차와 수소연료전지차로 전환해 2050년 대부분 탈탄소화합니다. 2030년까지 전기차 1000만대 보급 등의 가속화로 2018년 대비 교통 부문 배출을 40% 이상 감축할 수 있습니다. 도로·철도 운송은 주로 전기화하고, 항공·해운 등은 지속가능연료 및 수소로 전환합니다. 전기차 보급은 전력수요를 증가시키나, 배터리를 이동형 저장장치로 활용할 기회도 제공합니다.
건물 부문: 가정·상업 부문 난방을 LPG/등유 보일러 대신 전기 히트펌프나 지역난방으로 교체합니다. 단열 개선과 제로에너지건물(ZEB) 기준 도입으로 난방수요 자체를 줄이고, 남은 열수요는 전기 및 열네트워크로 공급합니다. 2030년까지 히트펌프 100만대 보급, 건물 그린 리모델링 연 2% 시행 등이 필요합니다.
산업 부문: 철강, 시멘트, 석유화학 등 고탄소 산업에서는 공정 전환과 연료 전환이 핵심입니다. 철강은 용광로를 전기로 및 수소환원제철(DRI)로 전환하고, 시멘트는 CCUS 적용을 검토합니다. 공정 가열에 사용되던 석탄·가스를 전기로 대체하거나, 대체 어려운 고온공정에는 청정수소 연료를 투입합니다. 일부 산업 배출은 공정 특성상 잔존할 수밖에 없어 CCUS로 포집하여 처리합니다. 산업의 전기화·수소화로 전력수요가 증가하지만, 공정 효율향상으로 에너지집약도를 낮추는 노력이 병행됩니다.
전력 부문: 화석연료 발전을 재생에너지·무탄소원으로 대체하는 것이 탄소중립의 핵심입니다. 석탄발전은 2030년대 중반까지 모두 폐지 또는 전환하고, LNG 발전은 점진적으로 퇴출하거나 청정수소·암모니아로 연료를 전환합니다. 늘어나는 전기수요를 감당하기 위해 원자력과 재생에너지 설비를 대폭 확대해야 합니다. 이때 한국의 지리적 한계(부지 부족)를 고려하여 해상풍력 등 잠재량이 큰 분야를 집중 개발하고, 남는 수요는 수소터빈이나 화석발전+CCUS로 보완적인 역할을 수행하게 합니다.
전반적으로 에너지 효율 향상(LED 조명, 고효율 기기, 공정 최적화 등)과 스마트 수요관리(피크시 부하저감, DR 프로그램)도 병행하여, 불필요한 전력수요 증가를 억제하고 시스템 부담을 완화해야 합니다. 요컨대, 2050 탄소중립을 위해서는 에너지 소비 구조가 “적게 쓰고, 전기로 쓰는” 방향으로 재편되며, 이에 맞춰 전력 공급믹스도 대전환이 이루어져야 합니다.
발전원별 역할과 경제성 분석
한국의 전력 생산은 현재 석탄, LNG, 원자력에 크게 의존하고 재생에너지 비중이 낮은 구조이지만, 2050년까지는 완전히 다른 에너지 믹스가 요구됩니다. 발전원별로 기술적·경제적 특성과 한계를 분석하고, 이를 바탕으로 현실적인 역할 분담을 모색합니다.
태양광: 급속한 비용 감소, 분산자원의 핵심
태양광(PV) 발전은 최근 10년간 급격한 비용 하락으로 가장 유망한 에너지원 중 하나로 부상했습니다. 한국에서도 2030년경에는 대규모 태양광 LCOE가 원자력보다 낮아져 가장 경쟁력 있는 전원으로 자리잡을 전망입니다. 실제 BNEF 분석에 따르면 2023년 약 135원/kWh 수준이던 중규모 태양광 발전단가가 2030년경 75원/kWh 수준까지 떨어질 것으로 예측됩니다. 이는 2030년대 이후 태양광이 가장 저렴한 전력원이 될 것임을 시사합니다.
태양광의 장점은 모듈식으로 빠르게 설치 가능하고 유지보수가 용이하다는 점입니다. 발전소 건설기간이 1년 내외로 짧아 목표 용량을 신속히 늘릴 수 있습니다. 또한 지붕형 태양광, 건물 일체형 태양광(BIPV), 농촌 지역의 영농형 태양광 등 분산형 자원으로 활용하면 부지 부담을 줄이고 송배전 손실을 낮출 수 있습니다. 한국 정부도 재생에너지 보급을 위해 신재생에너지 공급의무화(RPS) 등을 통해 분산 태양광 확대를 지원하고 있습니다.
그러나 태양광의 한계는 낮 시간에만 발전하고, 계절에 따라 출력 편차가 크다는 것입니다. 한국은 여름철 일사량이 높고 겨울철 낮은 편이어서, 태양광 출력은 여름에 최대치를 보이고 겨울에는 크게 감소합니다. 예를 들어 한여름 정오에는 부하의 상당 부분을 태양광이 감당할 수 있지만, 겨울 저녁에는 출력이 ‘0’이 되므로 별도의 공급원이 필요합니다. 또한 대규모 태양광을 설치하려면 부지 확보가 관건인데, 국토가 협소한 한국에서는 용지 확보 비용이 점차 증가하고 있습니다. 임야 훼손, 경관 문제, 주민 수용성 등으로 육상 대규모 태양광은 어려움이 있어, 유휴부지 활용(폐염전, 폐교 등)과 수상태양광(댐·저수지 수면) 등이 대안으로 검토됩니다.
그럼에도 불구하고 태양광은 2050년까지 가장 큰 발전량 비중을 차지할 것으로 기대됩니다. 기술잠재량 자체는 매우 커서, 이론적으로 수백 GW 이상 설치가 가능합니다. K-Map 시나리오에서는 2050년 태양광 설비를 375GW까지 확대하여 전체 발전의 38%를 공급하는 안을 제시했습니다. 실제 실현 규모는 이보다 작더라도, 분산자원으로서 도심 건물과 주택 지붕, 산업단지 등에 폭넓게 깔린 태양광이 한국 전력의 주춧돌이 될 것입니다.
풍력: 육상의 한계와 해상풍력의 기회
풍력 발전은 태양광과 함께 재생에너지의 양대 축입니다. 풍력은 태양광과 출력 특성이 상보적이며(대체로 야간 및 겨울에 풍력이 양호), 대규모 발전이 가능하다는 장점이 있습니다. 그러나 한국에서는 육상풍력의 입지 여건이 좋지 않고 주민 수용성 문제로 크게 제약받아 왔습니다. 산악이 많은 지형과 경관·소음 이슈로 육상풍력 개발 가능 부지는 제한적이며, 여러 연구에서 2030년경 약 40GW 수준이 육상풍력의 최대 잠재량으로 추정됩니다. 실제 최근 육상풍력 프로젝트 다수가 인허가 단계에서 지연되거나 취소되는 사례가 있었습니다.
이에 대한 대안이 해상풍력입니다. 해상에는 상대적으로 광활한 공간이 있고, 바람 자원도 육지보다 강하며 일정합니다. 특히 한국 서해안과 남해안, 동해 일부 해역은 양질의 풍황을 보입니다. 정부는 대규모 해상풍력 단지(예: 신안 8.2GW 계획 등)를 추진 중이며, 이를 통해 2030년까지 12GW 이상의 해상풍력을 설치하는 목표를 세운 바 있습니다. K-Map 시나리오는 2050년 해상풍력 154GW 설비를 가정하여 전체 발전의 37%를 담당하도록 설계되었습니다. 이는 육상풍력 40GW(10%)와 합쳐 풍력이 47%를 공급하는 시나리오입니다.
해상풍력은 현재 발전단가가 높은 편이지만, 기술 발전과 규모의 경제로 급격한 비용 감소가 예상됩니다. 고정식 해상풍력은 2030년경 석탄화력 발전과 경제성이 비슷한 수준까지 비용이 내려갈 전망이며, 부유식 해상풍력도 2030년대 후반에는 석탄에 근접할 것이라는 연구 결과가 있습니다. 실제 BNEF의 한국 LCOE 전망에서 2030년 해상풍력 LCOE는 약 205원/kWh 수준이나, 이후 지속 하락해 2036년경 170원대에 이를 것으로 추정됩니다. 향후 대규모 단지 건설, 국내 공급망 형성, 부유식 기술 상용화 등을 통해 해상풍력의 LCOE를 100원/kWh 이하로 낮춘다면, 상당한 경쟁력을 갖출 것입니다.
경제적 요소 외에도 해상풍력은 송전망 연계, 어업권 보상, 환경평가 등의 과제를 안고 있습니다. 출력의 변동성도 커지므로, 예비력 및 저장장치 확충이 병행되어야 합니다. 그럼에도 불구하고 넓은 해역을 활용할 수 있다는 점에서, 부지 제약이 심한 한국에 해상풍력은 사실상 유일한 대규모 재생에너지 확대 경로입니다. 2050년을 바라볼 때, 해상풍력은 태양광과 함께 재생에너지 발전량의 양대 축을 형성하며 한국 전력망의 주요 공급원이 될 것으로 기대됩니다.
원자력: 안정적 기저 전원, 비용과 안전 과제
원자력 발전은 현재 한국 전력의 약 30%를 담당하는 핵심 기저 전원입니다. 국내에서 25기의 상용 원자로가 가동 중이며(설비용량 약 23GW), 운영 경험과 기술력이 축적된 분야입니다. 원전은 기상 조건에 영향받지 않고 안정적으로 전력 공급이 가능하며, 연료비가 저렴하고 탄소 배출이 거의 없다는 장점이 있습니다. 이러한 이유로 정부는 2030년 원전 발전 비중을 32.8%까지 높이는 계획을 세웠습니다. 또한 노후 원전의 수명 연장과 신형 원자로(SMR) 개발을 통해 2050년까지 원자력을 중요 무탄소 전원으로 유지하겠다는 방침입니다.
그러나 원자력에는 경제성 및 안전성 측면의 과제도 있습니다. 신규 원전 건설비용은 매우 높고(1kW당 수천만 원) 공사 기간이 10년 이상 소요되며, 완공 시점에는 재생에너지보다 균등화 발전비용(LCOE)이 높아지는 추세입니다. 실제 국제적으로 원전의 LCOE는 상승 중인 반면 태양광·풍력은 하락하고 있어, 장기적으로 경제적 경쟁력이 저하될 수 있다는 지적이 있습니다. 또한 2011년 후쿠시마 사고 이후 안전 규제가 강화되면서 비용과 건설 기간이 더욱 늘어나는 추세입니다. 방사성 폐기물 처분 문제와 사고 위험에 대한 사회적 우려도 지속되고 있어 사회적 수용성 확보가 중요합니다.
그럼에도 기저부하 공급과 주파수 조정 능력 측면에서 원전은 향후에도 유용한 자산입니다. 특히 재생에너지 변동성이 큰 상황에서 원전은 탄소를 배출하지 않으면서 상시 출력을 제공하여 전력계통 안정화에 기여할 수 있습니다. 다만 원전은 출력조절 유연성이 제한적이므로, 재생에너지 비중이 높아질수록 기저출력 운영방식에 변화를 줄 필요가 있습니다(예: 원전 출력을 시간대별 조정하거나, 초과전력을 이용해 수소 생산 등).
2050년 원자력의 역할에 대해서는 시나리오별로 견해가 갈립니다. 탄소중립위원회 초안 시나리오 등 일부 연구는 2050년 원자력 발전 비중을 7~9% 수준(용량 약 10GW대)까지 낮추는 경로를 제시했고, 반면 정부 측은 원전을 최대한 유지하거나 신증설하여 20% 이상의 비중을 확보하는 방안을 검토하고 있습니다. 현실적으로는 현재 가동 중인 원전의 수명연장 여부가 큰 변수가 될 것입니다. 2030년대 이후 설계수명이 도래하는 원전들의 운영 연장을 통해 2050년에도 상당수 설비를 유지하거나, 혹은 신형원자로(예: 혁신형 SMR)를 배치한다면 2050년 원자력 비중을 20% 내외로 가져갈 수 있습니다. 반대로 원전 축소 정책을 택할 경우 2050년에 10GW 안팎(총 발전량의 10% 이하)만 남길 수도 있습니다.
경제적 요소를 종합하면, 원전은 초기투자 비용은 높지만 연료비와 운전비가 낮고, 발전단가의 변동성이 적은 장기안정형 전원입니다. 다만 최근 재생에너지 단가 급락으로 기회비용이 커지고 있어, 신규 원전 투자에 대한 신중한 검토가 필요합니다. 정책적 고려사항으로는 원자력 규제 강화와 폐기물 처리장 확보, 그리고 원전 수출이나 SMR 개발을 통한 부가가치 창출 등이 있습니다. 결론적으로 원전은 향후 한국 전력망의 신뢰도 확보용으로 일정 역할을 담당하되, 경제성과 안전성을 지속 개선하여 보완적 역할을 하는 것이 현실적 방안입니다.
수소 및 암모니아: 차세대 연료와 장주기 저장
수소(hydrogen)는 탄소를 배출하지 않는 청정에너지 운반체로서, 특히 산업·운송 등 전기화가 어려운 부문과 장기 에너지저장 수단으로 각광받고 있습니다. 한국 정부는 수소를 2050 탄소중립의 핵심 수단 중 하나로 선정하여, 2050년 발전량의 13.8~21.5%를 수소 및 암모니아 연료 발전으로 공급한다는 구상을 밝혔습니다. 이는 기존 석탄·LNG 발전 상당 부분을 수소(또는 암모니아) 전소(혹은 혼소) 터빈으로 대체하겠다는 의미입니다. 현재도 2030년까지 LNG 발전소에서 암모니아 20% 혼소 실증, 수소터빈 50% 혼소 실증을 추진 중입니다.
수소를 전력 생산에 활용하는 주요 방법은 수소 연료 가스터빈과 연료전지입니다. 수소 전소 터빈 기술은 가스터빈에 수소를 투입해 전기를 생산하며, 배출가스로 물(H₂O)만 나오고 CO₂는 발생하지 않습니다. 기존 LNG 복합발전소를 개조해 암모니아 또는 수소를 혼합 연소하는 방안도 병행됩니다. 암모니아(NH₃)는 수소를 합성하여 운반하기 쉬운 형태로 만든 연료로, 연소 시 NOₓ 이슈가 있지만 탄소 배출은 없습니다. 연료전지는 수소와 산소의 전기화학 반응으로 전기를 생산하는 기술로, 소규모 분산전원 및 차량용으로 활용됩니다.
수소 발전의 가장 큰 장벽은 경제성입니다. 현재 그린수소(재생에너지 전기로 생산한 수소)의 비용은 매우 높아, 이를 연료로 발전할 경우 LCOE가 모든 전원 중 가장 비싸게 나옵니다. 한 연구에 따르면 천연가스와 그린수소를 혼소하는 발전은 연료비와 낮은 설비 이용률로 인해 kWh당 비용이 최상위권으로 분석되었습니다. 수소 자체 생산비용이 높고(수전해 효율 한계), 운송·저장 인프라 비용도 추가되기 때문입니다. 다만 기술 발전과 규모 확대, 잉여 재생전력 활용 등이 이뤄지면 장기적으로 수소 가격이 낮아지고 효율이 상승하여, 2040~2050년경에는 청정수소 터빈발전이 가스+CCUS와 유사한 비용 수준까지 접근할 가능성도 있습니다.
수소의 전력 시스템 내 역할은