베트남 청정 수소 야심, 비용·구매자·사업 준비도 시험대에

1,000억 달러 기회, 상업 프로젝트는 아직 필요

베트남은 연간 약 50만 톤의 수소를 생산하지만, 국가혁신센터(NIC)와 글로벌녹색성장기구(GGGI)가 논의한 시장 평가 초안에 따르면 상업용 그린수소 또는 블루수소 프로젝트에서 생산되는 물량은 없다. 평가 초안은 2035년 잠재 시장 규모를 1,000억 달러로 추산하는 한편, 전력 비용과 확정 구매자, 금융 조달, 인허가를 이 기회가 실제 가동 중인 시설로 이어지는 데 걸림돌로 꼽았다.

10월 2일 하노이에서 열린 협의회는 국가혁신의 날 2026의 일환으로 진행됐으며 NIC 설립 7주년 기념행사와 함께 열렸다. 정부 기관과 업계 협회, 기업, 연구자, 대학 관계자들은 투자 단계로 나아갈 수 있는 프로젝트에 대한 평가를 포함해 ‘베트남 청정 수소 시장’ 보고서 초안을 검토했다.

핵심 결론은 베트남에 필요한 것이 단순한 프로젝트 발표 확대를 넘어선다는 점이다. 대부분의 사업은 아직 준비 단계에 있거나 추진에 필요한 기술·금융·규제 여건을 마련 중이다. 가까운 시일 안에 실행 단계로 나아갈 준비가 된 사업은 소수에 그친다.

이번 워크숍은 베트남의 수소에너지 개발전략을 2030년까지 추진하고 2050년까지의 비전을 제시한 2024년 2월 7일자 결정 제165/QD-TTg호를 토대로 마련됐다. 이번 협의는 수소 기술을 우선시하도록 한 결정 제21/2026/QD-TTg호의 방향도 따른다.

도 띠엔 틴 NIC 부소장은 전략을 제대로 작동하는 시장으로 전환하려면 규제 당국과 기업, 투자자, 연구기관 간 협력이 필요하다고 말했다. 후언 김 GGGI 베트남 대표는 다음 과제가 상업적으로 실행 가능한 기회와 우선 고객, 프로젝트가 투자를 유치할 수 있게 할 여건을 파악하는 것이라고 밝혔다. 이 차이는 중요하다. 재생에너지 자원은 생산을 뒷받침할 수 있지만, 발전소의 자금 조달이 가능한 가격에 고객이 수소를 구매한다는 보장은 없다.

기존 산업 수요가 출발점

시장 평가 초안에 따르면 현재 베트남 수소 사용량의 약 36%는 정유 및 석유화학 부문, 64%는 비료 생산에 쓰인다. 연간 생산량 50만 톤에 이 비중을 적용하면 각각 약 18만 톤과 32만 톤이다.

별도의 이행 현황 자료는 2025년 3월 5일자 산업통상부 문서 제1638/BCT-DKT호에 비료용 연간 31만6,000톤, 중꿧 정유공장 3만9,000톤, 응이선 정유공장 13만9,000톤으로 기록돼 있다고 설명한다. 합계는 49만4,000톤으로, 반올림한 전국 추정치와 대체로 일치한다. 그 밖의 산업 부문이 차지하는 국내 수요는 약 0.5%다.

독일국제협력공사(GIZ)의 산업용 수소 분석에 따르면 수소 시장은 광범위한 유통이나 거래보다 동일 시설 내 생산과 소비가 주를 이룬다. 따라서 기존 산업 고객은 현실적인 출발점이 될 수 있다. 새로운 용도를 처음부터 만들어내기보다 생산 과정에 이미 쓰이는 수소 공급을 대체하는 프로젝트를 추진할 수 있기 때문이다.

그레이·브라운·블루·그린이라는 수소 명칭은 생산 방식을 나타낸다. 그레이수소는 일반적으로 천연가스에서 생산되며 이때 발생한 이산화탄소를 포집하지 않는다. 브라운수소는 석탄에서 생산한다. 블루수소는 화석연료를 이용해 수소를 생산하면서 탄소 포집·저장을 병행한다. 그린수소는 재생에너지 전력으로 전기분해를 해 물을 수소와 산소로 분해한다.

틴 부소장은 블루수소가 그린수소의 대규모 보급으로 나아가는 과도기적 단계가 될 수 있다고 말했다. 그러나 2024년 학술 평가에서는 제한적인 가스 공급이 블루수소 개발의 제약 요인으로 지목됐다. 제안된 청정수소 정의는 탄소 집약도를 기준으로 생산을 평가하므로 색상 명칭에만 의존하지 않는다.

목표는 현재 총생산량이 아닌 청정 공급량

베트남 전략은 재생에너지와 탄소 포집을 적용한 기타 공정을 통해 2030년까지 연간 10만~50만 톤의 생산 능력을 확보하는 것을 목표로 한다. 2050년 목표는 연간 1,000만~2,000만 톤이다. 따라서 현재 생산되는 약 50만 톤의 기존 수소를 청정 생산 목표를 이미 달성했다는 근거로 봐서는 안 된다.

2050년 목표는 현재 수소 생산량의 20~40배에 해당한다. 이를 달성하려면 기존 공급을 대체하는 동시에 산업과 운송, 발전, 수출에 걸쳐 훨씬 큰 시장을 개발해야 한다.

미국 아시아정책연구소(NBR)가 2024년 5월 29일 발표한 수소 전략 논고에서 응우옌 득 뚜옌은 2050년 베트남의 잠재 수요가 연간 2,200만 톤에 이를 것으로 전망했다. 뚜옌은 하노이과학기술대 부교수이자 시바우라공업대 겸임 부교수다.

그가 제시한 수요 전망은 국가 전략의 최대 생산 목표보다 200만 톤 많지만, 두 수치는 서로 다른 항목을 측정하므로 수입이 필요하다는 결론으로 이어지지는 않는다. 해당 논고는 2050년 잠재 시장을 1조2,000억 달러로 추산하고, 예상되는 배출 감축과 고용 효과도 제시했다.

화석연료를 수소로 대체하면 베트남은 CO2 배출량을 5.4% 줄이고 매년 6만2,000~9만2,000개의 일자리를 창출할 수 있다.

이는 시나리오에 따른 추정치이지 실제로 기록된 성과가 아니다. 마찬가지로 평가 초안의 2035년 시장 규모 1,000억 달러도 확보된 계약이나 확정 투자액을 뜻하지 않는다. 초안이 인용한 세계 시장 규모인 2025년 2,295억3,000만 달러와 2034년 4,069억5,000만 달러는 약 77% 성장에 해당한다. 기준 시점이 다르고 가치 산정 범위도 명시되지 않아 베트남의 시장 점유율과 직접 비교하기는 어렵다.

비료·정유·철강 부문별 전망 달라

정유와 비료 생산은 이미 수소를 소비하고 있어 초기 고객 후보가 될 수 있다. GIZ는 비료 부문의 예상 암모니아 수요를 충족하는 데 사용되는 수소를 대체하려면 연간 약 37만 톤의 그린수소가 필요할 수 있다고 추산한다. 이 계산은 2035년 암모니아 수요가 약 208만 톤에 이를 것이라는 전망에 기반한다.

시설별 추정치는 평가마다 다르다. GIZ는 응이선의 수요를 연간 약 18만 톤으로 잡았지만, 2025년 3월 이행 문서에 관한 자료에는 13만9,000톤으로 기재돼 있다. GIZ는 원유 처리량 1톤당 수소 소비량에 대한 국제 기준을 적용해 중꿧의 잠재 정유 수요를 약 16만2,500톤, 응이선은 25만 톤으로 추산한다. 이 기준에 따른 계산치를 현재 소비량으로 보고된 수치와 혼동해서는 안 된다.

철강은 장기적으로 더 큰 잠재 시장이다. GIZ는 기존 제철 공정에서 연료 일부를 대체하는 경우, 직접환원 공정에서 천연가스를 대체하는 경우, 압연 공정의 가열에 쓰는 경우를 합쳐 기술적 수요가 연간 약 165만 톤에 이를 것으로 추산한다. 직접환원은 기존 용광로를 사용하지 않고 철광석에서 산소를 제거하는 공정이다.

철강 부문 추정치는 베트남의 현재 수소 생산량의 약 3.3배지만, 이는 광범위한 대체를 가정한 수치다. 확정된 수요는 아니다. GIZ는 전자·유리·철강 압연 부문의 규모가 더 작은 활용처도 제시한다. 고객 가까이에서 생산하면 운송비를 낮추고 상업적 거래 방식을 시험할 기회를 얻을 수 있다.

전력 비용이 경제성을 좌우

전기분해로 생산하는 수소의 균등화 비용에서 전력은 60~70%를 차지하는 것으로 추산된다. 균등화 비용은 발전소 운영 기간에 걸친 생산비를 수소 생산량과 비교한 지표다. 따라서 저렴하고 안정적으로 공급되는 재생에너지 전력을 확보하는 것이 경제성의 핵심이다.

GIZ의 2025년 계산은 상업적 전망이 활용 분야에 따라 달라지는 이유를 보여준다. 연간 수소 45톤을 생산하는 두 모델의 비용은 각각 kg당 9.66달러와 9.81달러다. 연간 450톤을 생산하는 대형 모델은 kg당 7.49달러로 낮아진다. 투자액은 대형 모델이 3,823만 달러, 소형 모델은 각각 481만 달러와 396만 달러다.

대형 모델의 내부수익률은 12.4%로 계산됐다. 이는 투자 성과를 나타내는 지표로, 소형 모델의 10.7%와 10.6%보다 높다. 세 모델 모두 순현재가치가 양수로 나타났다. 이는 시간에 따른 화폐 가치를 고려했을 때 예상 수익이 비용을 초과한다는 뜻이다.

이 비교 결과는 전제에 따라 달라진다. GIZ는 인플레이션과 가격 상승을 포함해 25년간 그레이수소 기준 가격을 kg당 10.22달러로 설정했다. 이와 별도로 압축가스 탱크로 공급되는 수소의 현재 평균 공급 가격은 kg당 6.47달러로 제시했다. 어느 수치도 정유공장이나 비료 공장 내부에서 생산하는 수소의 비용으로 봐서는 안 된다.

같은 분석에서 암모니아의 경제성은 더 낮다. 모델에 따른 그린암모니아 비용은 kg당 1.71~2.31달러로, 기존 암모니아 기준 가격인 0.89달러를 웃돈다. 세 가지 암모니아 모델 모두 순현재가치가 음수이며, kg당 0.82~1.42달러의 금융 격차가 발생한다. 수소 모델이 유망하다고 해서 비료나 수출용 연료 프로젝트의 상업성이 자동으로 확보되는 것은 아니다.

뚜옌의 2024년 논고는 GIZ가 지원한 별도 전망을 인용해 수소 비용이 당시 평가 시점의 kg당 2.76~4.60유로에서 2050년 1.25~1.50유로로 하락할 수 있다고 제시했다. 장기 전망과 2025년 모델은 통화와 기준 시점, 모델링 방식이 다르다. 따라서 두 수치를 직접 비교 가능한 가격으로 제시할 수 없다.

재생에너지 잠재량, 즉시 쓸 수 있는 전력은 아냐

평가 초안은 베트남 배타적경제수역 내 해상풍력 기술 잠재량이 약 1,068기가와트에 이르며, 아세안 최대 규모라고 추산한다. GIZ도 잠재량이 1,000기가와트를 넘는다고 제시한다. 기술 잠재량은 특정 조건에서 개발할 수 있는 자원을 추산한 것이지, 설치된 설비 용량이나 전기분해 장치에 즉시 공급할 수 있는 전력량이 아니다.

재생에너지 자원이 풍부한 지역의 송전 제약은 여전히 장벽이다. 프로젝트에는 물 공급과 정수 시설, 저장 설비, 고객에게 수소를 안정적으로 공급할 방안도 필요하다.

GIZ는 2023년 5월 승인된 제8차 전력개발계획에서 제시한 재생에너지 전력 목표를 2030년 30.9~39.2%, 2050년 67.5~71.5%로 설명한다. 2030년 47%라는 조건부 목표는 정의로운 에너지 전환 파트너십(JETP)의 지원을 전제로 한다. 이는 해당 분석에서 논의한 계획 수치이지 측정된 전력 비중이 아니다.

산업통상부가 2023년 3월 3일 발표한 그린수소 평가는 계통에서 출력이 제한되는 재생에너지 전력을 저렴한 수소의 손쉬운 공급원으로 간주해서는 안 된다고 경고한다. 에너지연구원 연구에 따르면 해당 전력을 모아 전기분해 시설로 보내는 일은 어렵고 비용도 많이 들며, 생산 가능한 수소량도 적다.

이 평가는 대신 남중부 해안과 남서부의 풍부한 재생에너지 자원을 인근 산업에 공급하는 기반으로 제시한다. JETP는 155억 달러 규모의 파트너십으로 설명되지만, 이 금액 전체가 수소 전용 기금은 아니다. GIZ의 모델은 지역별 재생에너지 발전 패턴과 산소 및 잉여 전력 판매에 따른 추가 수익에도 의존하므로, 결과를 모든 지역에 그대로 적용할 수 없다.

생산과 고객을 연결할 4개 회랑

이번 협의는 에너지와 산업 기반이 서로 다른 4개 지역 회랑의 개발 구상을 제시한다. 아직은 구축된 수소 거래망이 아니라 개발 단계의 구상이다.

• 꽝찌와 후에: 수소 생산을 뒷받침하는 풍력 자원.
• 닌투언과 빈투언: 태양광 자원과 수출 잠재력.
• 짜빈과 벤째: 메콩델타 바이오매스를 포함한 다양한 에너지원.
• 바리아와 붕따우: 기존 석유·가스 인프라와 연계할 수 있는 블루수소 잠재력.

첫 번째 회랑의 지명 표기는 보고서마다 다르다. 한 자료는 꽝테와 후에로, 다른 자료는 꽝찌와 후에로 표기한다. 후자는 2024년 학술 논고에서 다룬 꽝찌 프로젝트 위치와도 일치한다.

2025년 3월 이행 문서에 관한 자료에 따르면 짜빈, 벤째, 박리에우, 띠엔장에 그린수소 프로젝트 4건이 개발 중이며, 계획된 생산 능력은 합쳐서 연간 약 12만 톤이다. 사업이 계획대로 진행되면 국가 전략의 2030년 최소 목표의 120%, 최대 목표의 24%에 해당한다.

계획 생산 능력은 실제 가동 생산량이 아니다. 같은 이행 자료는 대부분의 프로젝트가 여전히 준비 또는 연구 단계라고 밝힌다. 또 빈딘의 연간 2만 톤, 롱안의 249톤을 비롯해 여러 지역의 사업 제안도 열거한다. 당시 보고 시점까지 베트남의 수소 수출은 없었다.

뚜옌은 2024년 5월 논고에서 벤째의 그린수소 공장이 2024년 가동을 시작할 것으로 예상했다. 그러나 2025년 3월 이행 자료와 이후 협의에서는 프로젝트가 여전히 개발 중이며 상업용 그린수소나 블루수소 생산은 없다고 설명한다. 따라서 앞서 제시된 가동 예상 시점을 공장이 실제 문을 열었다는 증거로 봐서는 안 된다.

구매자와 인허가가 투자 가로막아

평가 초안이 인용한 산업통상부 설문조사에서 기업의 58% 이상은 수소가 중요하다고 답했지만, 약 68%는 이 분야에서 실질적인 활동을 하지 않았다고 밝혔다. 이는 서로 별개의 조사 결과이며 상호 보완적인 비율이 아니다. 상당한 관심이 있는 반면 실제 참여는 제한적이라는 점을 보여준다.

평가 초안은 이러한 격차의 원인으로 구매 제도와 가격 지원, 장기 금융의 부족을 꼽았다. 오프테이크 계약은 고객이 생산물을 구매하기로 약정하는 계약으로, 통상 물량과 가격 조건을 명시한다. 이 계약은 대출기관이 프로젝트의 수익으로 차입금을 상환할 수 있는지 판단하는 데 도움이 된다.

김 대표는 베트남에서 청정수소는 아직 상업성이 확보되지 않았으며, 준비된 기술에 적절한 정책과 확정 구매자가 뒷받침돼야 한다고 말했다. 일부 수소 모델에서 나온 GIZ의 긍정적 결과가 이 평가와 반드시 상충하는 것은 아니다. 유리한 조건을 가정한 모델의 결과는 폭넓게 작동하는 상업 시장과 다르며, GIZ의 암모니아 모델은 지원 없이는 여전히 경쟁력이 없다.

평가 초안에 따르면 현재 산업용 수소 프로젝트의 투자 승인과 인허가에는 12~36개월이 걸린다. 여러 부처와 기관에 책임이 분산돼 프로젝트 준비 과정의 불확실성이 커진다. GIZ는 인증과 구매 계약에 관한 규정 마련, 전용 인프라 및 국내 설비 생산 역량의 부족도 우려 사항으로 꼽는다.

8개 제안과 단계별 일정

평가 초안은 8개 우선 행동 과제를 제안한다. 탄소 집약도 정의와 단일 인허가 창구를 포함한 법적 틀, 기관 간 협력, 수요 창출 수단, 금융 도구와 원산지 인증, 제한적 규제 시범사업, 우선 프로젝트 지원, 수요에 앞선 공동 인프라 개발, 맞춤형 국제 협력이 포함된다.

이는 협의 과정에서 나온 권고안이며 채택이 확인된 조치는 아니다. GIZ는 그린수소와 암모니아 관련 조항, 세금·신용·토지 또는 해역 사용료 인센티브를 포함한 전력법 제61/2024/QH15호가 기반을 제공한다고 설명한다. 그러나 사업 개발자들이 이러한 조항을 실제 활용하려면 세부 규정이 필요하다.

워크숍에서 팜 호앙 르엉 부교수는 재생에너지 발전과 생산 현장의 수소 소비를 결합한 시범사업을 제안했다. 또한 일본·한국·독일·호주와의 협력과 함께 투자 지원, 기술 표준, 시범 구매 계약, 공적개발원조와 양허성 금융, JETP를 통한 프로젝트 준비 자금도 제안했다.

정책의 이력과 제안된 추진 순서는 완료된 주요 단계와 향후 계획을 구분한다.

• 2022년 10월과 11월: 베트남에서 수소 연구 워크숍과 기술 발표가 열렸다.
• 2023년 3월 3일: 산업통상부가 재생수소 생산 잠재력 평가를 발표했다.
• 2024년 2월 7일: 결정 제165/QD-TTg호로 국가 수소 전략이 승인됐다.
• 2025년 3월 5일: 이행 문서에 개발 중인 프로젝트와 기존 산업 수요가 기록됐다.
• 2026~2028년: 르엉 부교수는 시범·실증 사업과 기술 표준, 금융 지원을 제안했다.
• 2028~2040년: 제안된 단계에서는 시장과 전력망, 저장 시설, 물류, 산업 중심지를 확대하는 데 초점을 둔다.
• 2040~2050년: 수소와 청정 암모니아, 메탄올 수출 회랑 구축을 구상한다.

GGGI와 NIC는 한국 그린뉴딜 신탁기금의 지원을 받아 정책과 금융, 기술, 산업 관계자를 연결하고 있다. 전문가팀은 워크숍 의견을 취합한 뒤 시장 보고서를 확정할 예정이다. 협의 자료에서는 보고서 발표 기한이나 프로젝트 투자 결정 시점이 발표되지 않았다.

핵심 요점

• 베트남은 비료와 정유 부문을 중심으로 기존 방식의 수소를 연간 약 50만 톤 생산한다.
• 전략 목표는 청정수소 생산 능력을 2030년 연간 10만~50만 톤, 2050년 1,000만~2,000만 톤으로 늘리는 것이다.
• 개발 중인 프로젝트 4건의 계획 생산 능력은 연간 약 12만 톤이지만, 계획 생산 능력은 실제 가동 생산량이 아니다.
• 전기분해 생산 비용에서 전력은 60~70%를 차지하며, 수소와 암모니아 활용 분야의 상업적 전망은 크게 다르다.
• 확정 구매자와 금융, 인증, 인프라, 인허가는 투자 준비의 핵심 과제로 남아 있다.
• 평가 초안은 8개 행동 과제를 제안했으며, 협의 의견은 최종 보고서에 반영될 예정이다.