천쉐완 陳雪婉 <차이신주간> 기자

▲ 중국 장쑤성 화이안에 설치된 화넝그룹의 태양광발전소. 화넝그룹 청정에너지기술연구원은 최근 정부의 권장에 따라 에너지저장 시스템통합 사업을 낙찰받았다. REUTERS

시장의 예상처럼 에너지저장 설비가 대규모로 활용되려면 안전성이 최우선 과제이지만 경제성도 필수 조건이다. 고비용은 에너지저장 설비 보급을 막는 주요 장애물이다. 2020년 전기화학적 에너지저장 시스템의 발전원가는 배터리 충방전 횟수 1회당 0.5위안(약 93원)으로 목표 원가인 0.3~0.4위안보다 높았다.
류융 중국화학물리전력원협회 에너지저장응용분과 사무국장은 “절대적인 수치의 차이가 크지 않지만 발전원가가 내려갈수록 어려움이 커진다”며 “지금처럼 에너지저장 사업자 각자가 수직적인 산업 사슬을 구축하면 산업 전후방의 분업과 협력체계가 힘들고 자원 공유와 규모화를 통해 원가를 낮추기 어렵다”고 지적했다. 앞으로 배터리 기술 개발, 공급망 보장, 규모의 경제 확보 등 여러 분야에서 동시에 노력해 원가를 낮춰야 한다.

비용 문제 여전
현재 신에너지발전소에 에너지저장소를 건설할 때 가장 도드라지는 문제도 비용이다. 네이멍구자치구는 2021년 8월 현지 에너지국이 신형 에너지저장 산업 발전 가속화 의견수렴안을 발표했다. 신규 계통연계 보장형 신에너지발전소는 최소 15%, 2시간 규모의 에너지저장 시스템을 구축하도록 규정했다. 시장원리에 따라 전력계통에 연계하는 신규 시장형 시스템 규모는 최소 15%, 4시간이다.
에너지저장 시스템통합 관계자는 대략적인 경제성을 계산했다. 네이멍구 서부지역 100㎿ 규모의 태양광발전소에서 15%, 4시간 규모의 에너지저장 시스템을 구축해 시장형 발전소로 전력계통에 연계하면 발전원가가 1.5위안/Wh이 된다. 충방전 효율이 90%, 충방전 순환 횟수를 6천 회로 가정하면 계통연계 보장형 발전소보다 발전원가가 와트(W)당 0.337위안 늘어난다.
중국 5대 발전 사업자의 하나인 화넝그룹(華能集團)은 에너지 구조 전환을 위해 풍력과 태양광 등 신에너지자원 투자를 늘렸다. 2021년 9월12일 산둥반도 남4호 해상풍력발전소에서 생산한 전력을 전력계통에 연계해 산둥성 최초의 해상풍력발전 전력을 내보냈다. 산둥성 하이양시 남부 해역에 있는 이 발전소는 설비용량이 301.6㎿로 5.2㎿ 규모의 풍력발전기 58대를 설치했다. 2021년 말까지 계통연계 작업을 마칠 계획이다.
신재생에너지 발전소에 에너지저장 시스템 구축을 권장한 정부 정책에 따라 2021년 6월 화넝그룹 청정에너지기술연구원은 1.663위안/Wh의 가격 조건으로 에너지저장 시스템통합 사업을 낙찰받았다. 이 해상풍력발전소의 에너지저장시스템 규모는 15㎿, 30㎿h다. 이 연구원 에너지저장기술부 류밍이 주임은 “현재 대형 발전 사업자가 풍력·태양광 발전소에 에너지저장 시스템을 구축하는 것은 정책 때문이지 경제적 수익은 거의 없다”고 말했다. 오히려 에너지저장 설비를 설치하면 수익률이 약 1%포인트씩 떨어진다. “그룹이 해마다 진행해야 하는 신에너지 개발 사업 지표가 있지만 투자수익률의 고정된 지표가 내려가면 심사를 통과하기 힘들다. 진퇴양난의 처지다.”

▲ 오스트레일리아 남부 제임스타운에 있는 테슬라의 세계 최대 리튬이온 에너지충전소. 테슬라는 2021년 7월 중국 화둥 지역에도 에너지충전소를 세웠다. REUTERS

양수발전 선호
전력망 사정도 비슷하다. 장쑤성 전장시에는 전력망 에너지저장소 8곳이 모여 있다. 전력망 사업자는 송배전망 이용료에 에너지저장 비용을 반영해 처리할 계획이었지만 수포가 됐다. 송배전망 이용료를 내리겠다는 정부의 정책 방향에 맞지 않고 전력망 사업자의 업무 범위가 아니라는 이유였다. 2019년 6월 국가발전개혁위원회는 “물을 퍼올려 전기를 생산하는 양수발전과 전기화학적 방식의 에너지저장 비용을 송배전망 이용료에 포함할 수 없다”고 밝혔다.
2020년 10월 국가전망 산둥종합에너지 커우전 에너지저장소가 지난시 라이우구 전력망에 연결됐다. 산둥성 최초로 전력계통에 연계된 전기화학적 에너지저장소로 1.6㎿, 3.2㎿h 규모다. 저장소 관리자는 “매일 충전하고 방전하는 전력량이 2200㎾h 정도이고, 누적 충방전 전력량이 44만㎾h로 1㎾h마다 0.08위안의 차익거래 수익이 발생한다”고 말했다. 사용수명이 지난 납축전지를 써서 일부 비용을 절감했지만, 400만위안(약 7조4천억원)이 넘는 투자금을 회수하려면 아직 멀었다.
비용을 송배전망 이용료에 반영하지 못하자 2019년 12월 국가전망은 투자, 임대, 에너지관리 계약 방식의 전기화학적 에너지저장 설비 건설을 금지했다. 투자금을 회수할 방법이 없었기에 국가전망은 전기화학적 방식 대신 물리적 에너지저장 방식인 양수발전 투자를 늘렸다. 국가전망은 전국 양수발전소의 약 66%를 보유하고 있다. 2021년 3월 국가전망은 ‘제14차 5개년 규획’ 기간에 1천억위안을 투자해 2천만㎾ 규모 신규 양수발전소를 건설하겠다고 밝혔다.
양수발전도 에너지저장 비용이 송배전망 이용료에 포함되지 않을 때는 투자가 저조했다. 하지만 2021년 5월 국가발전개혁위원회가 전력단가 결정 체계를 조정해 전력망 사업자가 양수발전소에 서비스 비용을 지급한 뒤 송배전 이용료에 반영해 그 비용을 회수하도록 조정했다. 그러자 양수발전 투자가 다시 늘었다.
수요 쪽 에너지저장소는 전력 차익거래에 의존한다. 전력 사용량이 적은 시간대에 전기를 비축했다가 사용량이 많은 시간대에 공급해 전력공급의 안정성을 보장하는 동시에 차익을 거두는 방법이다. 태양광발전소와 산업단지, 데이터센터, 통신기지국, 쇼핑센터, 병원, 호텔 등에 설치할 수 있다.
예를 들어 2021년 7월 화둥 지역에 테슬라 태양광 에너지충전소를 설립했다. 태양광 지붕에서 생산한 에너지를 벽에 붙이는 파워월 배터리에 저장한 뒤 전기자동차에 충전할 수 있다. 베이징대학 국제병원은 에너지관리를 위해 약 2.7㎿ 규모 에너지저장소를 계약했다. 전력공급이 중단되거나 공급장치가 고장 났을 때를 대비하고, 시간대에 따른 요금 차이를 이용해 전기료 부담을 덜어주는 사업이다. 1기 에너지저장소로 해마다 전기료 16만위안 절감할 것으로 기대한다.
2021년 7월29일 국가발전개혁위원회는 최대부하 시간대의 전력 요금을 대폭 인상해 시간대별 요금 격차를 확대했다. 이런 조치는 에너지저장 산업의 수익 가능성을 보장한다. 류융 사무국장은 수요 쪽 에너지저장 설비는 “요금 격차가 클수록 수익성이 높고 투자회수기간이 단축된다”며 “최종 효과는 각 지역 정책의 이행 상황에 달렸다”고 말했다.

사업모델 통합
“지금의 재생에너지 발전과 에너지저장 설비를 결합하는 방법은 효율적인 수익모델을 만들 수 없다.” 류융 사무국장은 칭하이, 후난, 산시성에서 ‘에너지저장소 공유’를 시도한다고 소개하고 “시장 참여자들이 투자 리스크를 분담해 신에너지 소비를 늘리는 방법”이라고 말했다.
산시성은 2021년 ‘대규모 집중 공유식 에너지저장소’ 설립을 결정하고 시장경쟁으로 전문 투자자와 사업자를 모집했다. 설비 임대료와 서비스 구매 가격의 지도가격을 제시하고 예상 투자수익률을 6.5%로 설정했다. 신에너지 발전 사업자와 전력망 사업자의 에너지저장 수요에 부응하고 발전 사업자의 초기 투자비용을 줄여 에너지저장소의 대규모 건설을 촉진하기 위해서다.
2021년 6월14일 칭하이성 하이시와 거얼무에서 공유형 에너지저장 발전소 2곳이 가동을 시작했다. 이곳은 최대부하 시간대에 태양광·풍력 발전소에서 생산한 전력을 저장한 뒤 부하가 낮은 시간대에 전력망으로 송전한다. 신에너지 발전 사업자는 에너지저장소를 임대해 전력을 판매하지 못해 발생한 경제적 손실을 만회할 수 있다.
류융 사무국장은 “분산식에 비해 공유식 에너지저장소는 주변 풍력·태양광 자원을 바탕으로 전력망 사업자와 시스템통합 사업자 또는 제3의 기관 등 다양한 주체가 비교적 큰 규모의 에너지저장소를 설립할 수 있다”고 말했다. 이렇게 하면 에너지저장소 통합 관리, 발전소 이용률과 운영 효율 제고, 공공 토지자원의 효율적 사용이 가능하다. 또 다양한 신에너지 발전 사업자가 에너지저장 자원을 활용해 신에너지 소비와 전력망의 안정적인 운행을 보장하고, 시장원리에 기반한 수익배분 방식으로 다양한 주체가 함께 이익을 얻을 수 있다.
그래도 신에너지 발전 사업자에게 고민이 있다. 류밍이 주임은 에너지저장소를 직접 건설하는 것과 임대하는 것 가운데 어느 쪽이 유리한지 묻는 질문에 이렇게 대답했다. “비용 측면에서 보면 발전 사업자가 자비로 건설하는 것이 가장 유리하다. 외부 기관이 건설하면 건설 비용과 임대료를 어떻게 통제하겠나?” 왕마오춘 국가전망 칭하이성 통제센터 엔지니어는 “에너지저장소를 상업적으로 운영하려면 시장에 의존해야 하는데 운영에 관한 장기 정책이 없어 에너지저장 투자 리스크가 크다”고 지적했다.
중국에는 아직 성숙한 전력의 현물거래 시장과 보조 서비스 시장이 없다. 왕마오춘 엔지니어에 따르면 중국의 전력 현물거래 시장은 발전 쪽의 일방적 거래가 중심이다. 에너지저장 산업의 가격 신호가 효과적인 수요 유인책이 되지 못하고, 폐쇄적인 사업모델을 만들지 못했다. 일부 지역의 에너지저장소는 전력의 부하관리 서비스 수익에 의존해 수익 창출 가능성에 한계가 있다.
화넝그룹은 중국 외에 영국 윌트셔 지역에 99.8㎿ 규모 에너지저장소를 만들었다. 류밍이 주임은 “국내 에너지저장 사업은 수익성이 낮지만, 외국에선 사업모델이 확립됐고 전력시장이 발달해 전력계통 운영 보조 서비스의 수익성이 높다”고 말했다. 개방적이고 유연한 전력시장에서 에너지저장 시스템의 가치가 시장의 가격신호로 나타나고, 수익모델이 명확해지면 정책으로 강제하지 않아도 투자자가 에너지저장의 가치를 반영한 수익을 얻을 수 있다. 하지만 중국의 전력시장은 에너지저장 산업의 발전 속도를 따라가지 못하고 있다. 에너지저장을 포함한 각종 유연성 자원이 기여하는 부분이 있어도 상응하는 보상과 수익을 얻기 힘들다.
8월31일 국가 에너지국은 여러 논란이 있음에도 에너지저장 시장의 주체를 명확하게 규정하고 보조 서비스 시장의 구조를 확립했다. 류밍이 주임은 “에너지저장소의 정체성 문제 외에 구체적인 집행 세칙이 필요하다”며 “구체적으로 어떻게 참여해야 하고 언제 사용해야 하는지 규칙이 없으면 경제성을 갖춘 사업모델을 만들기 어렵다”고 말했다.

▲ 중국 후베이성 이창에 있는 세계 최대 수력발전용 싼샤댐. 현재 중국에선 에너지저장 비용이 송배전망 이용료에 포함되는 양수발전에 대한 투자가 활발하다. REUTERS

불투명한 수익성
신에너지발전소에 에너지저장소를 결합하면 전력공급의 변동성 문제를 해결할 수 있다. 하지만 이런 가치의 생산에는 계량화된 수익이 없다. 에너지저장 기술의 공급 조절이라는 가치에 포함된 비용을 회수하는 계량화된 방법 또한 없다. 2021년 5월부터 양수발전소의 전력 가격 결정 방식을 바꿨다. ‘양부제’(발전 용량에 따른 요금과 사용 전력량에 따른 요금 합산)가 기본인 경쟁 방식으로 전력량 요금을 결정한다. 또 용량요금을 전력망 송배전 이용료에 합산해 양수발전소의 시장화를 촉진했다.
업계는 양수발전소 사례를 참고해 전기화학적 에너지저장소를 전력망 유효 자산으로 계상해 송배전 이용료에 합산하는 방식으로 비용을 회수하거나 ‘양부제’ 전력 요금을 참고해서 신형 에너지저장 설비를 고려한 용량 요금을 만들어야 한다는 의견도 있다.
전력망 기획 담당자는 “기술이 발전했고 비용이 적게 들며 안정적 공간을 갖춘 양수발전에 비해 전기화학적 에너지저장 시스템은 비용이 많이 든다”며 “기술이 성숙하지 않았고 비용 변동성도 커서 지금 전력 요금 체계를 결정해 사회가 그 비용을 분담하는 것은 적절하지 않다”고 지적했다.
에너지저장 시스템은 배터리, 전력변환장치(PCS), 배터리진단시스템(BMS) 등을 포함한다. 유명 투자회사 관계자에 따르면, 현재 에너지저장 시스템통합 사업자와 배터리 제조사, 전력변환장치 제조사는 대부분 대형 상장사다. 이들은 당분간 민간용 에너지저장 장치에 더 많은 관심을 쏟으려 한다. 최근 에너지저장 산업에 대한 시장의 관심이 높아졌지만, 수익성은 명확하지 않다. 전력 가격이나 전력 시장 등의 규칙이 더욱 분명해질 때까지 기다려야 할 것이다.

ⓒ 財新週刊 2021년 제38호
儲能蓄勢待發
번역 유인영 위원