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• [에너지 논단] 2025년 글로벌 수소 시장 현황과 전망

  송고일 : 2026-01-16
  
  ▲ 임선후 한국가스공사 경제경영연구소 선임연구원.

  [에너지신문] 21세기 에너지 전환을 상징하는 수단으로 수소가 부각됐지만, 현실의 수소 시장은 여전히 '수요 부족'이라는 구조적 한계에 직면해 있다.

  각국이 야심찬 수소 전략과 청정수소 목표를 내놓고 있음에도 불구하고 다른 에너지원에 비해 비싼 수소 가격으로 인해 산업·발전·운송부문에서의 실제 수요처는 생각보다 적다.

  발표된 수소 프로젝트와 정책만 보면 마치 공급이 넘쳐날 것처럼 보이지만 정작 상업 운전 단계까지 가는 사업은 제한적이고, 수요 부족으로 인해 투자 결정(FID)이 지연되거나 축소되는 사례가 반복되고 있다.

  이런 현실은 수소경제의 시간표를 전반적으로 늦추고 있다. 규제와 보조금 설계, 인허가와 인프라 구축, 금융·계약 구조 정비가 뒤따르지 못하면서 정책 집행과 프로젝트 실행이 동시다발적으로 지연되는 모습이다. 그러나 동시에, 이 과정에서 수소 시장의 다음 단계에 대한 윤곽도 조금씩 드러나고 있다.

  과잉 낙관의 발표 경쟁을 지나, 실제 수요와 가격 신호를 바탕으로 한 수소·암모니아·e-fuel의 트레이딩 시장이 형성될 수밖에 없고, 또 그러한 계약 사례도 조금씩 드러나고 있다.

  향후 수소는 LNG처럼 파생 상품, 장기·단기 계약이 결합한 국제 거래 상품으로 진화할 것이며, 그 과정에서 수요 부족과 정책·프로 젝트 지연을 어떻게 극복하느냐가 각국·각 기업의 경쟁력을 가르는 핵심 변수가 될 것이다.

  
  

  ■ 국제 수소시장 수급 동향

  2025년 현재 수소 시장은 우리가 예상한 흐름에 비해 정체기에 머물러 있다. 여전히 화학연료가 수소 생산량의 절대 다수(99% 이상)를 차지하고 있고, 수소 수요도 2023년 대비 2024년 약 2% 증가한 약 1억톤이며 대부분 기존 산업과 정제화학분야에서 활용되고 있는 수준이다.

  수요의 29%는 중국에서, 북미가 그 뒤를 이어 16%, 중동이 15%, 인도가 10%, 유럽이 7%, 그 외 국가들에서 23%가 형성되고 있다.

  IEA에 따르면 2024 년 수소 생산은 대부분 정유·암모니아·메탄올 생산 공정에 내재한 형태로 소비되고 있다. 이를 위해 수소 수요의 2/3는 이미 상용화 수준에 있고 인프라가 잘 구축된 천연가스 개질수소가 생산돼 활용됐다.

  다음으로 석탄을 통한 수소 생산방식이 두 번째로 큰 생산점유율을 차지했다. 특히 중국이나 인도 내 석탄 공정과 화학 공정이 결합한 플랜트에서 정유나 비료 플랜트에 직접 공급하는 콤플렉스에서 주로 활용됐다.

  반면 저탄소 수소 생산량은 아직도 전 세계 생산량의 1% 미만 수준(IEA기준 2024년 약 80만 톤)인 것으로 확인됐다.

  예상보다 수전해 설비와 같은 최신 기술의 대량화나 상용화가 뒷받침되지 못했고, 상대적으로 고배출 수소의 생산비용이 배출 권거래제와 같은 환경비용을 고려하더라도 매우 저렴해서 경쟁력이 떨어지는 것으로 분석된다.

  ■ 청정수소 프로젝트 현황

  Platts 기준으로 올해 저탄소 수소 프로젝트는 총 2060개로 집계됐다. 이중 약 20% 수준이 취소되거나 정지, 혹은 지연됐는데, 사업 중단율이 2분기 대비해서도 20%나 증가했다.

  Westwood Insight 분석 기준, 유럽에서 취소·지연된 프로젝트의 주된 이유로 높은 생산비와 경제적으로 도전적인 투자비를 제시하고 있다. 재생에너지의 단가가 증가하거나 금리 상승의 원인도 존재하고, 설비 가격 인플레이션으로 인해 주요 수소 플레이어들은 대형 저탄소 수소 프로젝트들을 홀딩하고 있다.

  한편으로 수요가 부족하다는 측면도 존재한다. 철강이나, 수소 발전, 그리고 수소차 등 실수요자(Off-Taker)의 장기계약 부재 등이 주된 이유가 될 수 있다.

  이러한 문제점에는 정책적인 문제가 뒤따른다. 미국의 IRA와같이 수많은 국가가 수소 시장에 관한 장기적인 지원 정책을 제시했지만, 정권에 따라 정책이 중단되거나 규제 및 지침이 엄격해져 가뜩이나 경제성이 부족한 프로젝트들이 당장 유지가 어려운 상황으로 변하고 있다.

  마지막으로 기존 석유 가스 메이저기업이나 국영기업들이 상대적으로 수익성이 검증된 사업(기존 가스·전력, 데이 터센터, 다른 재생에너지 등)에 자본을 재배분하거나, 수소 포트폴리오의 규모를 줄이거나, 실증/단계적 확대 방식으로 방향을 선회하고 있다.

  예를 들어 영국 Teesside의 청정수소 허브는 동일 부지의 대규모 AI 데이터센터 개발로 대체되면서 사실상 사업이 취소되는 경우도 존재한다.

  그럼에도 불구하고 올해 많은 수소 프로젝트들이 운영(Operation)단계로 돌입했거나 건설(Under Construction)단계로 돌입한 것을 확인할 수 있다. 특히 지난 분기 대비 운영프로젝트는 20% 증가했고, 건설단계에 돌입한 프로젝트는 14%가량 증가했다.

  이는 2020년부터 2023년까지 많은 프로젝트가 선언 위주의 기간이었다면 이제는 실제 실행기로 넘어가는 단계라고 판단할 수 있다.

  2024년 이후 몇몇 프로젝트들이 장기계약을 체결하면서 FID 및 착공 단계로 돌입했고, 특히 중국은 이미 내수 수요가 기존 사업에서 매우 클 뿐만 아니라 국가 전략사업으로 수소가 지정돼 FID 및 착공이 보다 쉽게 이뤄지고 있음을 확인할 수 있다.

  중동도 NEOM 그린수소 프로젝트 등과 같이 초대형 수출 프로젝트가 본격화되면서 이미 FID를 통과했거나 공사 1단계가 진행된 사업들이 속속 나타나고 있다.

  이러한 점에서도 수소 프로젝트의 진행 요인은 값싼 발전 단가와 중국과 같이 자국내 설비기술의 대량화·상용화가 주된 요인임을 확인할 수 있다.

  
  

  ■ 글로벌 수소정책

  현재까지 발표된 국가 전략들은 대부분 목표 중심의 전략으로, 실질적으로 막대한 보조금·규제체계를 갖추고 시장을 움직이는 축은 미국, EU(영 국, 독일), 일본, 중국, 한국 그리고 일부 자원 부국(중동·호주·캐나다 등)으로 압축된다.

  이러한 국가 들의 전반적인 공통점은 ①생산단계 보조금(세액 공제, kWh·kg당 프리미엄, CAPEX 보조, 이중경 매 등) ②수요·오프테이크 보장(의무화 제도, CfD5, 장기 구매계약 지원) ③인프라 지원(수소·암모니아 파이프라인, 항만·저장, 허브 지정) ④규제·인증 체계(청정수소 정의, 탄소집약도 기준, 인증제도) 등으로 구성돼 있다.

  다만 현재까지 공통적인 수급 정책 목표로 수요는 수송 분야 목표가 대다수이며, 공급 분야는 수전해 설비 확보를 목표로 제시하고 있다.

  IEA(2025)기준 2024년 이후 새롭게 발표된 국가 수소 전략은 볼리비아, 이탈리아 등 5개 국가에 불과하다.

  그만큼 수소 시장이 지연되고 시장의 성장 속도가 둔화했음을 의미한다. 국가 펀 딩 규모도 2023년 발표된 전략들에 비해 2/3 수준 감소했다. 한편, EU, 인도, 일본, 그리고 영 국 등은 개정된 수소 전략을 제시하기도 했다.

  먼저 주요국들의 수소 정책을 살펴보면 첫 번째로 미국은 인플레이션 감축법(IRA6))과 인프라법(IIJA ) 조합으로, 2025년 현재 전 세계에서 가장 강력한 금전적 인센티브를 가진 국가다. IRA의 45V는 수소 1kg당 최대 3달러까지 세액공제를 주는 구조로 설계돼 있다.

  다만 실제 적용 세율·구체조건은 2024~2025년 계속 다듬어지는 중이다. 저탄소 수소에 대한 배출량 기준을 총 4단계로 나누고 있으며 구간별 차등, 인센티브를 제공하는 구조로 돼 있다.

  45V를 바탕으로 많은 기업들이 저탄소 수소 프로젝트를 추진하고 있다. 또한 2021년 인프라법 (IIJA)에서 80억 달러를 배정해 7개의 ‘청정수소 허브’를 선정했고, 2024~2025년에 걸쳐 허브별 1단계 자금을 집행하고 있다.

  2024년 7월에는 캘리포니아·태평양 북서부·아팔래치아 허브에, 2024년 11월에는 걸프코스트·미드웨스트, 1월에는 하트랜드, 미들 애틀랜틱 허브에 수천만 달러 단위의 초기 자금이 지급되기 시작했다.

  또한 미국 에너지부(DOE)는 국가 청정수소 전략 및 로드맵을 통해 2030년까지 청정수소 생산 단가 목표를 $1/kg-H2으로 설정했고 수소 허브, 산업 탈탄소 프로젝트 등 대형 인센티브 패키지 등을 지원하고 있다.

  정책의 특징으로는 직접적인 보조금을 지급하기보단 세액공제와 대규모 허브 투자를 통해 민가의 투자를 도모하는 수단으로 지원하고 있다.

  EU는 2020년 EU 수소 전략 이후, 2025년 현재까지 규제·보조·시장조성을 동시에 밀어붙이고 있다. 먼저 European Hydrogen Bank를 통해 재생 수소(RFNBO8))에 대해 kg당 고정 프리미엄을 지급하는 경매 제도를 운영하고 있다.

  2025년 2월 2차 경매에서 15개의 재생수소 프로젝트를 선정하고 약 9.92억 유로를 배정했으며, 2025년 말 현재 최대 13억 유로 규모의 3차 경매 공모를 시작했다.

  인프라 측면에서도 적극적인 보조 정책을 펼치고 있다. 2024년 IPCEI(유럽 공동이익 중요 프로 젝트)는 Hy2Infra라는 프로젝트를 승인했다.

  독일, 이탈리아, 네덜란드 등 7개 회원국이 공동 으로 참여하는 프로젝트로, 최대 69억 유로의 공공 자금을 투자하기로 했다.

  ①3.2GW 규모의 대형 전해조 ②2700km 수준의 수소 송·배전 파이프라인 구축 ③370GWh 용량의 대규모 수소 저장 시설 개발 ④연 6000톤의 수소를 처리할 수 있는 LOHC용 하역 터미널 및 항만 인프라 건설을 목표로 하고 있다.

  수요 확대를 위해 규제 측면에서도 지원을 확대하고 있다. 재생에너지지침(REDIII)에 운송·산업 부문의 재생연료 사용률을 높이고, RFNBO 정의·추적성 기준을 강화해 진짜 그린수소만이 프리미엄을 받을 수 있도록 구조를 짜고 있다.

  뿐만 아니라 2025년 7월에는 에너지 및 원자재 플랫폼에 수소시장 전용 매커니즘(Hydrogen Mechanism)을 출범했고, EU 내·외부의 수소 공급자와 수요자를 연결하 는 등 향후 유럽 수소 은행에서 운영할 예정이다.

  
  

  마지막으로 과거에 다루지 않았던 중국의 수소 정책에 대해 살펴보고자 한다. 중국은 현재 가격경 쟁력이 높은 수전해 설비의 대용량화와 상용화를 적극적으로 추진하고 있고 공급망 확보에 매진하고 있다. 중앙 차원의 직접 보조 정책도 존재하지만, 도시별 시범도시·클러스터 지원이 더 활발한 편이다.

  수송부문에서 중앙정부는 과거 차량 대당 보조금 방식에서, 최근 도시 클러스터별 성과(주행거리, 이용량)에 따라 패키지 보조금을 주는 방식으로 전환했다.

  또한 서북부 지역(내몽골, 신장, 간쑤 등)의 풍력·태양광과 수전해 수소 생산단지를 결합해 동부 연안의 산업지대로 수소·암모니아를 공급하는 내륙과 연안을 연결하는 모델을 육성하고 있다.

  아울러 정유·화학·철강에서 사용되는 부생수소· 석탄 기반 수소의 효율을 개선하고 점진적인 CCUS 결합 블루수소 실증 프로젝트에 국가 차원의 R&D· 투자 인센티브를 제공할 것으로 분석된다.

  다음으로 수요·공급 측면에서 전 세계 다양한 국가들이 수소산업에 공통적으로 어떤 정책을 펼 치는지 분석했다.

  아직까지 대부분의 국가 수소 정책들은 수요 측면보다는 공급 측면에서 더 활발하다. IEA(2025)에 따르면 전세계 수소 공급 목표는 연간 33억만톤인데 비해 수요 목표는 9억 5000만톤밖에 이르지 못하고 있다. 또한 대부분의 실질적인 펀딩은 선진국(Advanced Economies)에서 제시되고 있다.

  
  

  세부 분야별로 살펴보면 먼저 수소 수요의 가장 선두주자인 수소차(FCEV)12)이다. 2018~2021년 사이 각국이 수소경제 로드맵을 내놓으면서 승용·상용 수소전기차(FCEV) 수백만 대와 수소충전소 수백~수천 기 같은 공격적인 목표를 세웠다.

  수소차 자체는 전기차와 함께 차세대 상용 운송수단으로 주목을 받고 있고, 특히 대형 버스나 트럭 등 대형 차량에서 장점을 보유하고 있다.

  하지만 다양한 국가들의 공격적인 보급 목표에도 불구하고 충전소가 확보되지 않아 수요 측면에서도 지지부진할 뿐만 아니라 대체제인 전기차가 다양한 모델과 성능을 제시하며 경쟁력이 다소 실추된 상황이다.

  수소차 목표치가 2024년 누적 약 88만대인 것에 비해 실제로 2024년까지 누적 약 10만 대, 한 해 동안 5000대 이하의 수소연료전지 자동차가 판매됐고, 전 세계에 2024년 기준 약 1300개 이상의 충전소가 존재하는데 IHS(2025)에서 집계한 2024년 글로벌 정책 목표(2771개소)와 비교했을 때 절반에 미치지 못하는 수준임을 알 수 있다.

  또한 지역적 편중도 큰 편임을 확인할 수 있다. 대부분의 수소차 보급은 아시아 권역에서, 특히 중국이 전체 수소차 수요의 75%를 차지했고 한국이 15%로 잇따랐다.

  
  

  다음으로 여러 국가가 공통적인 공급 목표로 제시하고 있는 수전해 설비 능력에 대해 살펴보려고 한다. 2024년 기준 약 27.7GW 수준의 수전해 설비 능력 도달을 목표로 했다. 하지만 실제 운영되 고 있는 수전해 설비는 2GW 수준밖에 되지 않는다.

  이는 앞서 설명한 2020년대 초반 수많은 국가에서 제시됐던 수소 프로젝트들의 지연 및 취소의 결과와도 연관돼 있다.

  심지어 세부적인 수전해 목표를 제시하지 않은 중국이 수전해 설비 현황의 50% 이상을 차지할 정도로 전 세계적으로 수전해 설비 보급이 지체되고 있음을 확인할 수 있다.

  하지만 2024년 FID가 확정된 수전해 설비만 하더라도 14GW 수준으로, 향후 각국의 목표에 도달할 수 있는 기대를 걸어볼 수 있을 것이다.

  ■ 국제 수소 수요·공급 전망

  현재까지는 주로 화학 정제 및 자급용으로만 활용되는 수소가 향후 2030년대부터는 산업 및 발전 그리고 교통 분야 등 수요처가 다방면으로 확대될 것으로 전망된다.

  현재는 수소 시장 인프라 구축을 위해 수소 생산에 초점이 맞춰져 있지만 향후 2030년대 이후부터 수소 수요가 공급보다 더욱 큰 형태로 성장할 것으로 전망한다.

  그 이유로 2030년대 이후 발전 부문에서 화석연료 사용을 폐지하려는 국가 정책들이 발표되고 있고, 현재는 규제나 안전성 문제 등으로 활용되지 못하는 가정용·건물용 수요가 확대될 것으로 전망된다.

  2030년 중기 이후부터는 두 가지 시나리오로 판단해 볼 수 있다. 먼저 기후변화 정책이 강화돼 탄소중립 경로를 따라간다고 하면 철강, 정유와 같은 산업 부문에서 저탄소 수소 의무 사용이 요구될 것이다.

  이에 따라 다양한 수소 생산 프로젝트들의 FID 및 건설단계로의 진입이 이어지게 되고, 수요량을 따라가면서 공급량이 타이트하거나 부족한 형태로 지속될 가능성이 높을 것으로 예상된다. 이러한 경우 수소 가격도 프리미엄이 높은 상태로 유지될 수 있다.

  반면 탄소중립과 관련한 정책이 느슨해지거나 화석연료의 가격이 저렴하고 규제가 약한 경우엔 수소의 수요 증가 속도는 둔화할 것으로 예상된다.

  이미 FID까지 돌입한 대형 공급 프로젝트들은 그대로 완공돼 공급량이 수요량을 역전, 수소 및 암모니아와 같은 파생상품의 가격도 하락하는 상황도 예상해 볼 수 있다.

  2040년대 이후 장기적으로 살펴보면 수소는 결국 탄소중립의 핵심축이 될 것으로 전망된다. 이에 따라 철강·비료·정유와 같은 산업 뿐만 아니라 해운용 암모니아, 항공용 e-fuel, 그리고 수소 발전 및 장주기 저장까지 수소에너지의 사용량이 폭발적으로 증가할 것으로 분석된다.

  총 수소 수요량은 3억톤 이상까지 커지게 되고 대부분의 수소 수요가 저배출 수소가 될 것으로 예상할 수 있다. 즉, 장기적으로 수소는 기후규제 때문에 어쩔 수 없이 써야하는 '전략 연료' 성격을 유지할 가능성이 크다고 분석된다.

  
  

  ■ 시장 가격 현황 및 절감 요인

  현재 청정수소 가격은 2025년 10월 기준 현재, 알칼라인 수전해 기술을 활용한 그린수소의 경우 $6/kg($177/MWh), 블루수소(개질수소 with CCS)가 $2.16/kg($65.5/MWh)로 천연가스 가격(헨리 허브)과 비교 시 최대 6배 가까운 수준까지 벌어지고 있다. 그만큼 기타 유인없이 수소 산업이 빠르게 성장하긴 어렵다는 것을 의미하고 있다.

  Hydrogen Council(2025)은 2025년 3월에 발표한 Hydrogen: Closing the cost gap 보고서에서 2030년 청정수소 잠재 수요량인 3400만톤의 보급을 위한 수소 비용 격차 감축 방안으로 지역별 정책 인센티브, 에너지 가격 격차, 인프라 현황에 대한 강력한 조치가 필요하다고 분석하고 있다.

  먼저 정책적인 부분부터 살펴보자. 미국의 IRA, EU의 RED III(재생에너지 지침), 일본의 CfD, 한국의 CHPS 등 선진국에 의해서 수요가 견인될 것으로 예상하며 약 800만톤의 청정수소 수요량 확대, 그리고 상대적으로 쉽게 청정수소 비용 격차를 축소할 수 있을 것으로 전망한다.

  다음으로 약 1300만톤의 청정수소 수요 견인 및 비용 절감은 미국의 정유화학과 같은 산업에서 발생할 것으로 예상하고 있고, 인프라 및 비용 개선이 필요하다고 분석하고 있다.

  2030년까지 미국의 정책·인프라 구축을 전제로 기존 수소 수요 분야의 청정수소 가격이 충분히 경쟁할 수 있는 수준으로 떨어질 것으로 분석하고 있다.

  마지막으로 2030년에도 비용 격차가 클 것으로 예상되는 해운·항공용 수소 파생연료는 2030년에도 고가 연료일 가능성이 크며, 시장 형성은 강한 탈탄소 규제에 의해 주도될 것으로 전망한다.

  
  

  ■ 수소 시장 전망(시장의 트레이딩)

  Hydrogen Council(2025) 은 2030년 기준 저탄소 수소의 공급 비용이 $1.2~3.5/kg-H2, 그린수소는 $3~11/kg-H2로 전망하며, 지역과 공급 경로별로 비용 차이가 클 것으로 예상하고 있다.

  인도, 호주, 미대국, 중동과 같은 재생에너지와 천연가스가 풍부한 지역에서 이미 자국 내 수요 전망치보다 더 많은 양의 수소를 생산하기 위한 프로젝트들을 수행하고 있다.

  특이점으로 2025년 인도의 수소 수출 잠재량이 가장 높게 평가됐으며, 기존 잠재 수출강국으로 평가되던 호주의 경우 수소 프로젝트 중단으로 인한 잠재 생산량이 500만톤이 넘어 수출 예상국 순위의 하위에 자리잡고 있다.

  한편 유럽, 한국, 일본 등 자국 내 잠재 생산량보다 수요량이 훨씬 클 것으로 예상되는 나라는 잠재 수출국과 긴밀한 논의를 진행하고 있다.

  IEA는 추후 수소 교역의 형태는 대부분 암모니아를 통해 수송할 것으로 예상하고 있으며, 프로젝트의 1/3 수준은 2030년에 완료돼 수송될 것으로 전망된다.

  ■ 맺음말

  2020년 이후부터 현재까지 수소시장의 흐름을 봤을 때 느껴지는 점은 수소시장의 전개가 가스산업에 위기이자 기회라는 것이다.

  단기적으로는 기존 천연가스 인프라와 수요 기반이 여전히 핵심 에너지 시스템을 지탱하겠지만, 중장기적으로는 탄소중립 목표와 국제 규제가 가스산업의 역할과 미래 사업 포트폴리오를 재구성할 것이다.

  따라서 가스산업은 수소를 천연가스 수요 잠식 요인으로만 볼 것이 아니라 기존 인프라·기술·운영 역량을 확장해 새로운 저탄소 분자 에너지 비즈니스로 진화할 수 있는 연속선상의 자산으로 인식할 필요가 있다.

  
  

  수소 배관·혼입·저장·터미널 등에서 가스인프라의 전환, 특히 수소 배관 혼입과 같은 공동 활용을 모색하고, LNG·가스 트레이딩에서 축적한 계약·리스크 관리·시장 운영 역량을 향후 수소·암모니아·e- fuel 시장으로 이식하는 전략적 구상이 요구된다.

  이를 위해 가스산업은 몇 가지 방향에서 선제적으로 준비할 필요가 있다. 첫째, 수소·저탄소 가스 기반 포트폴리오 전환 로드맵을 수요·공급· 인프라·재무구조 관점에서 구체화하고, 수소 혼입 허용 한계분석과 배관·저장 설비의 단계적 개조 계획을 마련해야 한다.

  둘째, 청정수소 생산 및 도입 프로젝트, 수소 허브 조성, 수소 발전용·산업용 공급체인 등에서 발전·산업·해운·화학 기업과의 파트너십을 통해 조기 레퍼런스를 축적하고, 장기 오프테이크·차액계약(CCfD)·허브 기반 가격지수 등 새로운 계약 구조를 선도할 필요가 있다.

  셋째, 가스·수소 복합 네트워크를 운영할 수 있는 안전·계량·디지털 모니터링·시장 운영 인력과 조직 역량을 강화함으로써 향후 국제 수소 트레이딩과 시장 운영에서 신뢰할 수 있는 인프라 사업자·시장 플레이어로 자리매김해야 한다.

  결국 가스산업이 수소 전환의 수동적 수혜자가 아니라 수소 시장 형성과 트레이딩 구조를 설계·주도하는 적극적 행위자로 나설 수 있을 때, 탄소 중립 시대에도 지속가능한 성장 경로를 확보할 수 있을 것이다.

  
  출처 : 에너지신문(https://www.energy-news.co.kr/)