본 검토는 SOFC(Solid Oxide Fuel Cell)가 육상 분산전원·데이터센터 시장을 넘어 선박용 시장, 그중에서도 암모니아 운반선의 보조전원으로 확장될 수 있는지를 기술·경제·규제 관점에서 살펴본 것이다. 기준 선박은 약 6 MW의 보조전원 설비를 갖추고 있으며, 이 중 1~2 MW가 연중 장시간 운전되는 기저부하이고 연료는 암모니아 탱크에서 공급받는 것으로 가정하였다.
결론부터 말하면, 2026년 현재 6 MW 전체를 SOFC로 대체하는 것은 시기상조이다. MW급 marine-grade stack의 공급망, CAPEX, 수명, 열사이클, 선급 인증이 아직 갖추어지지 않았기 때문이다. 반면 1~2 MW의 연속 기저부하만 NH₃-SOFC가 담당하고 나머지는 NH₃ 엔진발전기가 맡는 Hybrid 구성은 기술적으로 타당하며, SOFC의 현실적인 선박시장 진입경로로 검토할 가치가 높다.
이때 SOFC의 실질적인 경쟁 상대는 PEMFC가 아니라 NH₃ 엔진발전기이다. NH₃ 엔진은 상용화가 빠르게 진행되고 있으나 pilot fuel, SCR, NOx, N₂O, NH₃ slip 관리가 필요하다. SOFC는 기저부하 효율, 저소음·저진동, 낮은 연소배출물, NH₃ cracking과의 열통합에서 구조적 강점을 가지지만, 높은 초기투자비와 stack 교체비가 사업성의 핵심 제약이다.
따라서 “SOFC가 엔진보다 우수한가”보다, NH₃ 가격, SOFC 효율, stack life에 따라 NH₃ 엔진 대비 허용 가능한 SOFC CAPEX를 역산하는 것이 중요하다. 본 글은 이를 위한 기준 구조와 예비 계산을 제시하며, Base Case(NH₃ $600/t, 1 MW × 8,000 h/y, 20년, 할인율 7%, 스택 수명 40,000 h)를 중심으로 선박 시장 진입을 위한 SOFC 허용 package 단가를 계산하였다.
1. 검토 전제와 기준 시스템
기준 선박은 암모니아 운반선이다. 실제 부하는 항해, 하역, 항만 대기, 냉동·펌프·호텔부하에 따라 변하지만, SOFC의 적용 가능성을 평가하기 위해 1 MW 단위의 기저부하 모듈을 기준으로 하였다. 시스템 조건은 다음과 같이 가정하였다.
• 총 보조전원: 약 6 MW (개념적으로 1 MW급 6기 상당)
• SOFC 검토부하: 1~2 MW 연속 기저부하
• 연료: 암모니아 탱크에서 공급
• 연간 운전시간: 8,000 h/y
• 경제성 수치(평가기간, 할인율, 단가 등)는 견적가가 아니라 개념설계 단계의 민감도 변수로 사용하며, 세부 전제는 10장에 정리하였다.
2. 선박 보조전원으로서 4개 발전방식 비교
먼저 네 가지 발전방식을 한눈에 비교하면 다음과 같고 3~6장에서 각 방식의 특징을 차례로 살펴본다.
구분 MDO 발전기 NH₃ 엔진발전기 NH₃-SOFC NH₃ Cracker+PEMFC
주 연료 MDO NH₃ + pilot fuel NH₃ NH₃→H₂
기술성숙도 매우 높음 상용화 진입/확대 실증·초기 상용화 실증·초기 상용화
기저부하 효율(개념) 약 40~45% 약 40~45% 약 50~60% 약 35~45%
부하추종 매우 우수 매우 우수 상대적으로 불리 우수
기동 빠름 빠름 느림 중간
CO₂(TTW) 높음 매우 낮음* 거의 없음* 거의 없음*
NOx/N₂O NOx 발생 NOx·N₂O 중요 매우 낮으나 후단 검토 매우 낮음
NH₃ slip 없음 관리 필요 후단 포함 관리 필요 정제계통 중요
SCR Tier III 조건에 따라 주요 구성품으로 적용 통상 불필요 불필요
Cracker 없음 없음 내부/전단 분해 가능 필수
현재 CAPEX 최저 중간 높음 높음
주요 강점 검증·정비성 동특성·상용화 고효율·저배출 빠른 동특성
주요 약점 GHG 규제 후처리·pilot CAPEX·stack life cracker·정제 복잡성
* 암모니아는 Tank-to-Wake에서 탄소를 포함하지 않지만, IMO는 Well-to-Wake LCA를 사용하므로 생산경로에 따른 GHG를 별도로 평가해야 한다.
3. MDO 발전기: 기준 Case이지만 장기 규제 리스크 증가
MDO genset은 현재 가장 저렴하고 신뢰성이 높으며, 기동·부하추종·정비 인프라도 가장 우수하다. 따라서 기술·경제성 비교의 Reference Case로 유지한다.
그러나 IMO 2023 GHG Strategy는 국제해운의 연간 GHG 배출을 2008년 대비 2030년까지 최소 20%(30% 지향), 2040년까지 최소 70%(80% 지향) 감축하고, 궁극적으로 2050년경 net-zero에 도달하는 것을 목표로 한다. 또한 2030년까지 zero/near-zero GHG 기술·연료가 국제해운 에너지의 최소 5%(10% 지향)를 차지하도록 제시하였다. 따라서 20년 이상 운항할 신조선에서 MDO 발전기는 초기 CAPEX만으로 평가하기 어렵다. [1]
여기에 IMO LCA Guidelines는 Well-to-Tank와 Tank-to-Wake를 결합한 Well-to-Wake 기준으로 CO₂, CH₄, N₂O를 GHG에 포함한다. GHG Fuel Intensity와 가격 메커니즘이 강화되면 MDO 발전기의 장기 비용은 상승할 수 있으므로, 탄소비용은 확정값이 아니라 sensitivity 항목으로 반영하는 것이 타당하다. [2]
4. NH₃ 엔진발전기: SOFC의 실질적 경쟁기술
NH₃ 엔진은 “암모니아 100% 전소 디젤”이 아니라, 암모니아를 주연료로 쓰고 착화를 위해 소량의 pilot fuel을 사용하는 dual-fuel/ignition-assisted 개념으로 이해하는 것이 정확하다. ammonia energy share와 pilot 비율은 엔진 제작사와 운전조건에 따라 다르다.
시장 신호도 분명하다. Wärtsilä는 2026년 7월 두 척의 51,350 m³ LPG/liquid ammonia carrier에 Wärtsilä 25 Ammonia 보조엔진을 SCR 및 GVU와 함께 공급하기로 발표하였다. 이는 NH₃ 엔진이 보조발전용으로 실제 상용시장에 진입하고 있음을 보여주며, 동시에 경제성 비교 시 엔진 본체뿐 아니라 SCR·GVU·연료공급·안전계통까지 package cost에 포함해서 비교하는 것이 타당하다. [3]
암모니아 연소의 핵심 환경 이슈는 NOx, N₂O, NH₃ slip이다. 특히 N₂O는 CO₂ 등가계수가 273~310에 달하고 IMO LCA의 GHG 대상이므로, “NH₃는 탄소가 없으므로 GHG=0”으로 평가할 수 없다. 따라서 Tier III 대응과 NH₃ slip 저감을 위한 SCR/촉매 후처리 설계가 중요하며, 이는 NH₃ 엔진의 추가 비용요인이자 SOFC와 비교되는 지점이다.
5. NH₃-SOFC: 암모니아와 고온 연료전지의 기술적 궁합
SOFC는 약 650~850°C의 고온에서 작동하므로 암모니아 분해반응(2NH₃ → N₂ + 3H₂)을 전단 또는 stack 내부에서 활용하기 유리하다. 이 반응은 흡열반응이므로 SOFC stack과 후단의 고온열을 preheater와 cracker에 회수하는 열통합이 가능하다.
개념적인 흐름은 “NH₃ → Evaporator → Preheater → Pre-cracker → SOFC → DC/AC inverter”이며, SOFC의 anode off-gas와 배기가스는 afterburner와 열회수 계통을 거쳐 preheater/cracker의 열원으로 재활용할 수 있다.
SOFC의 핵심 장점은 연소기관을 거치지 않고 전기화학적으로 발전한다는 점이다. 이에 따라 기저부하에서의 높은 효율, 저소음·저진동, 낮은 연소기원 NOx 배출, 회전기계 정비 감소를 기대할 수 있다. 다만 afterburner 운전조건에서 NOx와 N₂O가 형성될 가능성이 있으므로 “무배출”로 단순화할 수 없으며, 실증을 통한 데이터 확보가 필요하다.
6. NH₃ Cracker + PEMFC와의 비교
PEMFC는 빠른 부하추종과 낮은 운전온도가 장점이지만 암모니아를 직접 사용할 수 없다. “NH₃ → 고온 Cracker → H₂/N₂ → NH₃ 제거·정제 → PEMFC”의 연료처리계통이 필요하며, PEMFC는 잔류 NH₃에 민감하므로 cracker 전환율뿐 아니라 정제 성능이 중요하다.
반면 SOFC는 고온에서 NH₃ cracking과 발전을 열적으로 결합할 수 있어, 고순도 H₂ 생산을 위한 대형 cracker와 엄격한 NH₃ 제거계통의 부담을 줄여 준다. 최근 연구 자료에 따르면 암모니아 선박 BOG 활용 연구에서는, 특정 통합시스템 기준으로 SOFC의 최대 net electrical efficiency가 약 42%, total system efficiency가 약 68.5%였고 PEMFC는 각각 약 32%, 58.3%으로 발표되었다. 이는 특정 BOG 시스템의 결과이므로 일반적인 1 MW급 발전효율로 직접 적용해서는 안 되지만, SOFC의 열통합 우위를 보여주는 연구 사례이다. [4]
7. 기술성숙도와 현재의 시장 신호
SOFC의 선박 적용은 연구단계를 넘어 선급 승인과 실증 단계로 이동하고 있다. Lloyd’s Register는 2025년 MOL·Samsung Heavy Industries의 174,000 cbm LNG carrier SOFC 적용 설계에 AIP를 부여하였다. 이는 LNG/BOG 기반 SOFC가 gas carrier의 보조전원 또는 전력계통 일부로 검토되고 있음을 보여준다. [5]
반면 2 MW급 ammonia-compatible SOFC를 Viking Energy에 적용하려던 EU ShipFC 프로젝트는 2025년 일시 중단되었다. 사유로는 2 MW 요구용량을 충족할 ammonia-compatible SOFC stack의 공급망과 예산 제약이 제시되었다. 이는 SOFC의 원리가 아니라 MW급 marine-grade stack의 공급망과 가격이 현재 사업화의 병목임을 보여주는 사례이다. [6]
정리하면, 선급 승인과 설계 단계는 진전되고 있으나 MW급 stack 공급은 아직 해결되지 않았다. 따라서 6 MW 전체를 한 번에 대체하기보다 단계적 접근이 타당할 것으로 판단된다.
8. 6 MW 보조전원의 현실적인 시스템 구성
앞의 검토를 바탕으로 6 MW 보조전원의 구성 Case를 정리하면 다음과 같다.
Case 구성 평가 목적
A. Conventional 6 MW MDO genset 현재 Reference / 최저 CAPEX
B. All NH₃ Engine 6 MW NH₃ engine genset 가장 현실적인 탈탄소 엔진 Case
C. Entry Hybrid 1 MW NH₃-SOFC + 5 MW NH₃ engine SOFC 초기 시장진입 모델
D. Advanced Hybrid 2 MW NH₃-SOFC + 4 MW NH₃ engine SOFC 가격·수명 개선 후 확대
E. PEM Hybrid 1~2 MW Cracker+PEMFC + NH₃ engine 동특성 우수 대안 비교
F. All SOFC 6 MW NH₃-SOFC 장기 기술 시나리오
현재 단계에서 가장 주목할 구성은 Case C와 D이다. SOFC는 가능한 한 정격 근처에서 24시간 기저부하를 담당하고, NH₃ 엔진은 load following, peak, standby 및 비상운전을 담당한다. 이렇게 역할을 나누면 SOFC의 약점인 느린 기동, thermal cycling, 급격한 부하변동을 피하면서 높은 기저부하 효율을 최대한 활용할 수 있다.
9. 초기 목표 선종과 육상에서 선박으로의 확장 Roadmap
암모니아 운반선은 초기 SOFC 시장으로 유리한 조건을 갖고 있다. NH₃ 저장, 이송, 검지, 환기, hazardous area, 승무원 안전관리 인프라가 이미 갖추어져 있어 NH₃-SOFC 도입에 따른 연료 인프라 부담이 작고, cargo NH₃ 또는 BOG를 보조전원 연료로 활용할 가능성도 있다.
이 논리를 일반화하면, 초기 target vessel은 모든 선박이 아니라 ① 암모니아/LPG 운반선, ② LNG/BOG 활용이 가능한 LNG carrier, ③ 장시간 일정한 전력 기저부하가 큰 선박, ④ 연간 운항시간이 긴 선박, ⑤ 고가의 저탄소연료를 사용하는 선박으로 좁히는 것이 사업적으로 합리적이다.
SOFC 제조업체 입장에서 marine SOFC는 완전히 새로운 발전원이 아니라, 기존의 강점인 “고효율 장시간 기저부하 발전”을 새로운 환경에 적용하는 시장 확장으로 단계별 로드맵은 다음과 같이 고려될 수 있다.
단계 적용시장 기술 목표
현재 육상 Data center / 분산전원 / 건물 장시간 기저운전, 고효율
Marine 1단계 LNG/BOG carrier 0.3~0.6 MW급 선급·진동·염해·안전 실증
Marine 2단계 NH₃ carrier 약 1 MW base load NH₃ fuel processing 및 장기 stack 검증
Marine 3단계 1~2 MW SOFC + NH₃ engine hybrid 상용 Hybrid package
장기 Multi-MW hybrid/추진전원 일부 MW급 공급망·redundancy 확보
10. 경제성 검토 (Pre-FEED)
앞의 기술 검토를 투자 의사결정 숫자로 전환한다. 핵심 질문은 “NH₃ 엔진발전기의 초기투자비와 20년 O&M을 기준으로 할 때, SOFC가 얼마까지 더 비싸도 높은 발전효율에 따른 연료절감으로 경제성을 확보할 수 있는가?”이다.
SOFC의 경제성은 연료절감만으로 판단할 수 없으며, 초기 package CAPEX, stack 교체, degradation, O&M, inverter/BOP, downtime이 함께 좌우한다. 2025년 marine ammonia-SOFC techno-economic 연구에서도 fuel-cell capital cost가 NPV와 payback을 결정하는 핵심 변수로 평가되었다. [7][9]
한편 미래 IMO 탄소가격, N₂O 비용, SCR 절감가치는 Base Case에서 제외하여 보수적으로 평가하였다.
10.1 Base Case 및 계산 방법
허용 SOFC CAPEX는 NH₃ 엔진 대비 손익균형(break-even) 조건에서 역산한다. 조건식은 다음과 같다.
SOFC 초기 CAPEX + PV(SOFC O&M) + PV(Stack 교체) = NH₃ Engine 초기 CAPEX + PV(Engine O&M) + PV(NH₃ 연료절감)
Base Case의 계산 전제는 다음과 같다.
항목 NH₃ Engine NH₃-SOFC
정격출력 1 MW 1 MW
연간 운전시간 8,000 h/y 8,000 h/y
평가기간 20년 20년
할인율 7% 7%
Net AC efficiency 42% 55%
NH₃ LHV 18.6 MJ/kg 18.6 MJ/kg
초기 CAPEX $800/kW = $0.80M/MW 역산 대상
연간 O&M $16/kW-y = $0.016M/y 초기 SOFC CAPEX의 1%/y
Stack life - 40,000 h = 약 5년
Stack 교체비 - 최초 SOFC CAPEX의 30%/회
Stack 교체시점 - 5, 10, 15년차
Base NH₃ 가격 $600/t $600/t
주: NH₃ 엔진 CAPEX와 O&M, SOFC O&M 및 stack 교체비는 Pre-FEED 단계의 가정이며, SOFC 가격이나 stack life 수치도 현재 marine SOFC가 보증하는 상용사양이 아니라 모델에서 검증할 목표·민감도 값이다. 실제 투자결정 전에는 제작사 견적, 선급 요구사항, SCR/GVU/연료공급계통의 공급범위를 동일한 battery limit로 맞춰 재산정해야 한다.
10.2 1 MW 기준 연료소비와 연료절감 가치
상용사업성 검토에서는 연구논문의 60~70%대 복합시스템 효율[8]을 그대로 사용하지 않고 보수적인 net AC efficiency를 사용하였으며 여기서는 NH₃ 엔진 42%, NH₃-SOFC 55%를 Base Case로 두고 비교하였다. 연간 발전량은 1 MW × 8,000 h/y = 8,000 MWh/y이며, NH₃ 소비량은 NH₃ kg/kWh = 3.6 / (18.6 × η)로 계산하였다.
항목 NH₃ 엔진 NH₃-SOFC 차이
가정 net efficiency 42% 55% +13%p
NH₃ 소비량 약 0.461 kg/kWh 약 0.352 kg/kWh 약 0.109 kg/kWh
연간 NH₃ 소비 약 3,687 t/y 약 2,815 t/y 약 871 t/y 절감
일평균 NH₃ 소비 약 10.1 t/d 약 7.7 t/d 약 2.4 t/d 절감
연간 절감량은 약 871 t이며, 실제 차이는 엔진·SOFC의 net efficiency, 보조동력, degradation, 부분부하 운전에 따라 달라진다. NH₃ $600/t에서 연간 연료비는 엔진 약 $2.21M, SOFC 약 $1.69M로 약 $0.523M/y가 절감되는 것으로 계산되었다. 7%, 20년의 연금현가계수는 약 10.594이므로 이를 20년 NPV로 환산하면 약 $5.54M/MW으로 이 값이 SOFC의 높은 초기투자비와 stack 교체비를 상쇄할 재원이 된다.
10.3 NH₃ 엔진 대비 허용 가능한 SOFC 투자비
Base Case에서는 SOFC O&M을 최초 CAPEX의 1%/y, stack 교체비를 최초 CAPEX의 30%/회(5·10·15년차)로 두고 앞의 손익균형식을 역산하였고 결과는 다음과 같다.
투자 판단 항목 1 MW 기준 결과
NH₃ Engine 초기 CAPEX $0.80M
NH₃ Engine 20년 O&M NPV 약 $0.17M
SOFC 연료절감 NPV @ NH₃ $600/t 약 $5.54M
경제적 허용 SOFC 총 초기 CAPEX 약 $4.12M/MW
NH₃ Engine 대비 허용 SOFC 초기투자 Premium 약 +$3.32M/MW
허용 SOFC Package 단가 약 $4,120/kW
따라서 1 MW NH₃-SOFC package의 초기투자비가 약 $4.1M/MW까지라면, NH₃ 엔진($0.8M/MW)보다 약 $3.3M/MW 비싸더라도 20년 NPV 기준으로 손익균형에 도달한다. 이 값에는 미래 IMO 탄소가격이나 SCR, pilot fuel, N₂O 대응비용의 절감가치가 포함되어 있지 않다.
10.4 NH₃ 가격 민감도
NH₃ 가격에 따라 연료절감 가치와 허용 SOFC 투자비가 어떻게 달라지는지 계산하면 다음과 같다.
NH₃ 가격 연간 연료절감 연료절감 NPV 허용 SOFC CAPEX Engine 대비 허용 Premium
$400/t 약 $0.35M/y $3.69M $2.95M/MW +$2.15M/MW
$600/t 약 $0.52M/y $5.54M $4.12M/MW +$3.32M/MW
$800/t 약 $0.70M/y $7.39M $5.28M/MW +$4.48M/MW
$1,000/t 약 $0.87M/y $9.23M $6.45M/MW +$5.65M/MW
고가의 저탄소 NH₃일수록 13%p의 효율 차이가 만드는 연료절감 가치가 커져 허용 투자비도 증가한다. 즉 SOFC의 시장성은 저탄소 암모니아 가격과 강하게 연동되며, 값싼 화석연료 환경보다 고가의 green ammonia 환경에서 상대적 경제성이 개선된다. 연간 절감액의 단순 20년 누계는 할인율, degradation, stack 교체, O&M을 반영하지 않으므로 투자판단에는 NPV를 사용하는 것이 적절할 것으로 판다된다.
10.5 Stack 수명 민감도
Stack 교체비를 최초 SOFC CAPEX의 30%/회로 고정하고, 연간 운전시간 8,000 h, 할인율 7%, 분석기간 20년, NH₃ $600/t, 엔진 효율 42%, SOFC 효율 55%는 동일하게 적용하였다. Stack 수명별 실제 교체시점을 계산하고 해당 시점의 교체비를 7%로 할인하여 허용 초기 CAPEX를 역산하였다.
Stack life 운전연수 환산 20년 내 교체시점 교체횟수 허용 SOFC CAPEX Engine 대비 허용 Premium
30,000 h 3.75년 3.75 / 7.5 / 11.25 5회 $3.51M/MW +$2.71M/MW
/ 15 / 18.75년
40,000 h 5.0년 5 / 10 / 15년 3회 $4.12M/MW +$3.32M/MW
60,000 h 7.5년 7.5 / 15년 2회 $4.66M/MW +$3.86M/MW
Stack life가 30,000 h에서 60,000 h로 늘면 허용 SOFC 초기 CAPEX는 약 $3.51M/MW에서 $4.66M/MW로 약 $1.15M/MW 증가하고, 엔진 대비 허용 Premium도 약 $2.71M/MW에서 $3.86M/MW로 확대된다. 따라서 Stack life는 단순한 신뢰성 지표가 아니라 SOFC의 선박시장 진입가격을 직접 결정하는 핵심 경제성 변수이다.
40,000 h는 본 글의 Base Case, 30,000 h는 보수적 하한, 60,000 h는 수명 개선 시나리오이다. 실제 투자결정에서는 보증 stack life뿐 아니라 열화율, 계획정비 중 교체 가능 여부, 교체 stack 가격, 교체 후 성능보증 범위를 함께 확인해야 한다.
10.6 Hybrid 규모에 따른 연료절감 효과
6 MW 전체를 SOFC로 대체하기보다 1~2 MW의 기저부하만 SOFC가 담당하는 구성의 연료절감 효과는 다음과 같다.
구성 SOFC 용량 연간 NH₃ 절감 연료비 절감 @ $600/t 20년 연료절감 NPV
Case B. All NH₃ Engine 0 MW - - -
Case C. Entry Hybrid 1 MW 약 871 t/y 약 $0.52M/y 약 $5.54M
Case D. Advanced Hybrid 2 MW 약 1,743 t/y 약 $1.05M/y 약 $11.08M
Base Case를 2 MW SOFC에 선형 적용하면 NH₃ 엔진 대비 허용 SOFC 초기투자 Premium은 약 $6.6M 수준이다. 다만 실제 2 MW 시스템에서는 공통 BOP, redundancy, 설치공간, scale effect가 발생하므로 상세 FEED에서는 선형배율이 아니라 package 견적으로 재평가해야 한다.
10.7 투자 의사결정 Gate와 후속 검토
이상의 결과를 정리한 1차 투자 Gate는 다음과 같다.
지표 1차 Gate 해석
Marine NH₃-SOFC net efficiency ≥ 55% NH₃ 엔진 42% 대비 충분한 연료절감 확보
연간 기저운전시간 ≥ 7,000~8,000 h/y 높은 CAPEX 회수에 필요한 이용률
Stack life 40,000 h Base 5년 주기 교체를 감수한 보수적 기준
Stack replacement cost ≤ 초기 CAPEX의 30%/회목표 교체비가 높아질수록 허용 초기 CAPEX 감소
SOFC package CAPEX 약 $4,100/kW 이하 Base Case 손익균형 Gate
@ NH₃ $600/t
매력적 진입가격 약 $3,000/kW 이하 경제적 안전여유 확보 가능
조건부 영역 약 $4,000/kW 전후 NH₃ 가격·실제 O&M·배출비용 확인 필요
$5,000/kW 이상 추가 조건 필요 고가 NH₃, 수명향상 또는 규제비용 가치 필요
이 Base Case에서 가장 중요한 결과는 “SOFC가 NH₃ 엔진과 동일한 초기 CAPEX여야 경쟁할 수 있는 것은 아니다”라는 점이다. 55% 대 42%의 효율 차이가 1 MW당 연간 약 871 t의 NH₃ 절감을 만들기 때문에, 40,000 h stack life와 5년 주기 교체를 전제로도 NH₃ $600/t에서는 약 $3.3M/MW의 초기투자 Premium을 흡수할 수 있다.
Base Case에는 NH₃ 엔진의 SCR CAPEX/O&M, catalyst 교체, pilot fuel, N₂O의 CO₂eq, NH₃ slip 대응비용과 미래 IMO GHG 비용을 별도 이익으로 넣지 않았다. 이 항목들은 SOFC의 추가 Upside가 될 수 있으나, 규제와 제작사 보증치가 확정된 뒤 별도 Scenario로 반영하는 것이 바람직하다. 추후 Pre-FEED 모델에서는 본 글에서 고정하거나 제외한 변수까지 포함하여 다음과 같이 확장하는 것도 고려된다.
변수 본 글 계산 후속 검토 범위
SOFC package CAPEX 허용값 역산 $2,000 / 3,000 / 4,000 / 5,000 per kW
SOFC net efficiency 55% 고정 50 / 55 / 60%
Stack life 30,000 / 40,000 / 60,000 h 80,000 h 목표 시나리오 추가
NH₃ 가격 $400 / 600 / 800 / 1,000 per t 저탄소 NH₃ 가격 불확실성 반영
할인율 7% 고정 5 / 7 / 10%
GHG 비용 0 (제외) 0부터 단계적 상승 (IMO 제도 불확실성 반영)
11. 사업화의 핵심 기술과제
경제성과 함께 해결해야 할 기술과제는 다음과 같다.
• MW급 ammonia-compatible SOFC stack 공급망과 모듈 표준화
• Marine vibration, shock, salt atmosphere 및 선박 motion에 대한 장기 신뢰성
• 40,000 h 이상(목표 60,000~80,000 h) stack life 검증과 degradation 보증
• Pre-cracker/internal cracking의 열수지 및 catalyst 수명
• Anode off-gas/afterburner의 NH₃ slip, NOx, N₂O 관리
• Black-start 및 SOFC trip 시 NH₃ engine/ESS와의 전력계통 보호
• Class approval, hazardous area, ventilation, gas detection 및 ESD 설계
• Stack replacement를 고려한 module access와 선상 정비성
12. 종합 판단
2026년 현재 NH₃-SOFC가 6 MW급 보조전원 전체를 대체할 정도로 상용화되었다고 보기는 어렵다. ShipFC 사례가 보여주듯 2 MW급 ammonia-compatible SOFC의 공급망과 가격은 여전히 중요한 장벽이다.
그러나 SOFC의 선박시장 확장 가능성을 부정할 근거도 부족하다. 선급 AIP와 gas carrier 적용 프로젝트가 진행되고 있으며, 암모니아가 고가의 저탄소연료로 자리 잡을수록 SOFC의 높은 효율이 갖는 연료절감 가치는 커진다. 또한 SOFC는 NH₃ 엔진이 요구하는 pilot fuel, SCR, NOx, N₂O, NH₃ slip 관리와는 다른 기술경로를 제공한다.
따라서 가장 현실적인 시장진입 논리는 “6 MW 엔진을 6 MW SOFC로 대체”하는 것이 아니라 “6 MW 중 항상 운전되는 1 MW를 SOFC가 먼저 대체”하는 것이다. 이후 stack 가격과 수명이 개선되면 1 MW → 2 MW → hybrid 확대 → 장기적으로 추진전원 일부로 단계적으로 넓혀 가는 접근이 타당하다.
최종 사업성 판단에는 네 개의 숫자가 필요하다. ① marine SOFC package CAPEX, ② 보증 가능한 net AC efficiency, ③ 보증 가능한 stack life와 교체가격, ④ low-carbon NH₃ price이다. 이 값으로 NH₃ 엔진 대비 허용 CAPEX를 역산하면 SOFC 업체의 현재 가격과 시장진입 목표가격 사이의 gap을 정량적으로 제시할 수 있다.
2026년 현재의 1차 투자 Gate는 Base Case 조건에서 marine NH₃-SOFC package가 약 $4,100/kW 이하인지 여부이다. 약 $3,000/kW 이하이면 적극적인 사업화 검토영역, $5,000/kW 이상이면 stack 수명 향상, NH₃ 가격 상승, 규제비용 절감 등 추가 가치가 필요한 영역으로 판단하는 것이 합리적이다.
참고자료
[1] IMO, 2023 IMO Strategy on Reduction of GHG Emissions from Ships, MEPC 80 (2023).
[2] IMO, 2024 Guidelines on Life Cycle GHG Intensity of Marine Fuels (LCA Guidelines), MEPC.391(81); IMO lifecycle GHG framework.
[3] Wärtsilä, “Two new gas carriers to stay ahead of environmental standards with Wärtsilä 25 Ammonia engine,” 16 Jul. 2026.
[4] T. W. Lim et al., “A novel boil-off gas utilization for additional power generation in ammonia-fueled ships: Thermo-economic evaluation of integrated SOFC-based and PEMFC-based energy systems,” Fuel, Vol. 429, Part B, 2027, 140765.
[5] Lloyd’s Register, “LR awards AIP to MOL and Samsung Heavy Industries for SOFC-equipped LNG carrier,” 3 Jun. 2025.
[6] ShipFC, “Temporary Suspension for ShipFC Project,” 18 Feb. 2025.
[7] Duong et al., “Techno-Economic Analysis of a Direct Ammonia Solid Oxide Fuel Cell–Integrated System for Marine Vessels,” Chemical Engineering & Technology, 2025.
[8] Renewable and Sustainable Energy Reviews, “Ammonia-fed solid oxide fuel cell-polygen system: Techno-economic analysis and optimization,” 2025.
[9] Applications in Energy and Combustion Science, “Techno-economic assessment of low-carbon ammonia as fuel for the maritime sector,” 2025.
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