천연가스 배관망에 대한 수소 혼합을 지역난방(또는 열병합발전)을 위해 천연가스를 사용하는 지역에 적용할 수 있다. 체적 기준으로 최대 20 %의 수소 혼합은 기존 천연 가스 배관망의 중요한 부분을 활용할 수 있다. 이를 위해 최소한의 인프라와 최종 사용 장비가 필요하다.
20 % 혼합 비율(체적 기준)의 사용은 이미 입증되었지만, 에너지 기준으로 약 7 %에 불과하므로 혼합된 수소의 탄소 발자국에 따라 온실가스 배출량은 7 % 미만으로 감소한다. 그러나 소량의 수소를 가스 배관망에 혼합하면 수소 수요를 크게 증가시킬 수 있다. 단기적으로 수소생산 기술의 규모 확대 및 비용 절감에 기여할 것이다.
그러나 최종 소비자에게 상당한 비용이 추가 될 수도 있다. 세계의 모든 천연 가스 사용량에 3 % 만 수소 혼합을 해도 그린수소 수요가 연간 12Mt H2/yr에 가깝게 증가하며 비용은 천연가스 공급 비용에 약 3-15 %가 추가된다. 수전해 수소로 이러한 수요를 충족시키기 위해 약 70GW의 전기분해 용량이 필요하다.
정부의 수소경제 활성화 로드맵에 의하면, 한국은 부족한 그린수소를 수입할 예정이다. 그린수소 수입은 현재 비싼 액화천연가스(LNG) 수입에 추가하여 외화 유출을 크게 증가시킬 것이다. 따라서 한국은 국내 LNG 터미널 인근의 해양 원자력 수소병합 플랜트에서 천연가스 배관망을 활용한 그린수소 공급을 검토할 필요가 있다.
Hydrogen blending into natural gas distribution grids
This option is particularly interesting in regions relying on natural gas for heating. Hydrogen blends up to 20% on a volumetric basis can make use of an important fraction of the existing natural gas distribution infrastructure and would require minimal infrastructure and end-use equipment
adaptation.
The use of 20% blending shares (on a volumetric basis) has already been demonstrated, although it represents only around 7% on an energy basis and, therefore, less than 7% decrease in GHG emissions depending on the carbon footprint of the hydrogen blended. Still, blending small fractions of hydrogen into the gas grid could represent a significant increase in hydrogen demand
in the short term, thus contributing to the scale up and cost reduction of hydrogen generation technologies.
However, it could also add a significant cost to the end user. Blending just 3% by
volume into all natural gas use around the world would boost clean hydrogen demand by close to 12 Mt H2/yr but would add around 3-15% to natural gas supply costs. Meeting this demand with electrolytic hydrogen would represent around 70 GW of electrolysis capacity.
(Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition, IEA/NEA, page 206)
