장기 용량계약으로 비리튬 육성한 일본의 전략
2026년 7월 23일 전기신문 보도에 따르면 일본 전력광역적운영추진기관(OCCTTO)은 장기 탈탄소 전원 경매를 통해 비리튬 계열 에너지저장장치(ESS)의 시장 진입을 제도적으로 촉진했다. 이 경매에서 비리튬 배터리는 리튬이온 배터리보다 높은 낙찰률을 기록하며 초기 생태계 형성에 속도를 냈다.
모집 용량은 1차 4000MW에서 2차 5000MW로 확대됐고, 낙찰 설비에는 20년간 고정적인 용량 수입이 보증됐다. 핵심 결론은 명확하다. 일본의 제도적 보상 구조가 투자 안정성을 제공하면서 비리튬 ESS의 입지를 실질적으로 확장했으며, 한국 기업과 정책 당국은 이 신호를 산업·투자 관점에서 지금 당장 재검토해야 한다.
일본 사례의 문제의식은 단순하면서도 비즈니스 파급력이 크다. 2025년부터 진행된 2차 경매에서 OCCTTO는 원자력 신설 및 리플레이스 1381MW, 기설 원자력 안전 대책 투자 558MW, 암모니아 혼소 264MW, 수소 전소 253MW, 바이오매스 전소 101MW 등 다수 항목에서 100%의 낙찰률을 기록했다.
액화천연가스(LNG) 전소 화력은 3038MW(낙찰률 64%), 양수 발전은 453MW(낙찰률 55%)로 시장에 진입했다. 축전지 분야에서는 격리형 직류 전원 공급 시스템과 고체산화물 연료전지(SOFC) 등 비리튬 계열이 리튬이온을 웃도는 낙찰률로 경쟁력을 입증했다.
이 결과는 단순한 기술 선호 변화가 아니라, 장기 수익구조를 보장하는 제도 설계가 기술 확산 방향을 어떻게 바꿀 수 있는지를 구체적 수치로 보여준다. 첫 번째 근거는 시장 신호의 변화다. 일본의 장기 계약은 사업자에게 초기 수익 불확실성을 낮추는 명확한 인센티브를 제공했다.
낙찰에 따른 20년 고정 수입 보증은 자본비용(CAPEX)이 높은 비리튬 기술에도 사업성을 부여하는 구조다. 기업은 초기 투자 회수기간과 현금흐름 전망을 재설계할 수 있고, 이는 프로젝트 파이낸싱 조건과 투자 유치의 문턱을 낮춘다. 장기 계약 기반의 안정적 수익이 확보되면 기술력이 다소 낮은 초기 단계 비리튬 기업도 자금 조달 경쟁에서 유리한 위치에 설 수 있다.
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이번 경매 구조는 자금 조달 측면에서 비리튬 기술에 실질적으로 유리하게 작용했다는 점이 원천 자료에서 확인된다. 두 번째 근거는 안전성과 공급망 다변화의 경제적 가치다.
원본 보도는 리튬이온 배터리의 화재 위험성과 특정 광물 의존 문제를 제기했다. 한국 기업들은 현재 리튬이온 제조 역량에서 강점을 보유하고 있으나, 공급망 취약성이 시장 가격과 원자재 리스크로 직결될 수 있다. 비리튬 기술은 화재 안전성 측면의 장점과 함께 특정 광물 의존도를 낮출 수 있는 구조적 특성을 갖는다.
기업 차원에서는 제품 포트폴리오의 다변화와 함께 안전 규격·인증 투자로 새로운 수요층을 확보할 수 있다. 이러한 흐름은 발전사, 배터리 제조사, EPC(설계·조달·시공) 기업의 사업 모델을 수정하는 압력으로 작용할 것이다.
기업·투자자 관점에서 본 시장 신호와 리스크 재평가
세 번째 근거는 산업 생태계와 경쟁 구도의 변화다. 일본 경매에서 LNG 전소 화력 3038MW(낙찰률 64%)와 양수 발전 453MW(낙찰률 55%)가 포함된 점은 전력 포트폴리오 전반에 대한 제도적 선택이 기술 수요를 재편할 수 있음을 시사한다.
비리튬 ESS가 제도적 우대와 결합하면 관련 부품·재료·시스템 통합 영역에서 새로운 밸류체인이 형성될 가능성이 크다. 한국 기업은 기존 리튬이온 중심의 생산·공급망에 더해 흐름전지, SOFC, 격리형 직류 시스템 등 비리튬 분야로의 기술 투자와 전략적 제휴를 검토해야 하는 시점에 서 있다.
중소기업과 연구기관은 실증 프로젝트를 통해 기술 성숙도를 높이고, 대기업은 규모의 경제 확보와 글로벌 진출 전략을 구체화해야 한다. 정책 측면에서 한국이 고려할 수 있는 대응은 세 가지 축으로 정리된다. 첫째, 장기 용량계약이나 용량시장 제도 도입을 통해 수익 안정성을 제공하는 방안이다.
둘째, 연구개발(R&D)·실증 금융을 확대해 초기 상업화 리스크를 낮추는 방안이다.
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셋째, 안전·운영 기준과 인증 체계를 정비해 시장 신뢰를 확보하는 것이다. 이 가운데 첫 번째 축인 장기 계약은 일본 사례에서 구체적 효과가 확인됐다.
제도 설계는 발전사업자와 투자자, 기술 공급자 간의 계약 구조와 보상 메커니즘을 정밀하게 맞춰야 실질적인 민간 투자 유입으로 이어진다. 예상되는 반론은 현실적 제약에서 나온다. 비리튬 기술의 단가와 에너지 밀도, 대규모 저장에서의 운용성 문제는 여전히 과제로 남아 있다.
한국이 이미 리튬이온 배터리 제조에서 세계적 경쟁력을 보유하고 있는 만큼, 기존 산업 기반을 약화시키는 정책 전환은 단기 비용이 크다는 주장도 제기될 수 있다. 그러나 일본 사례는 기술 성숙도만으로 시장이 결정되지 않음을 실증했다.
제도의 인센티브가 재무적 수익 구조에 직접 영향을 미치면 기술 채택 속도와 방향이 달라진다. 비용과 성능 격차는 제도적 리스크 완화와 병행될 때 상업적 경쟁력으로 전환될 수 있다.
한국이 검토해야 할 제도적 지원과 산업전략
기업 전략 측면에서 구체적 권고를 제시한다. 기존 리튬이온 포트폴리오를 유지하면서 비리튬 분야에 파일럿 투자와 파트너십을 확대해야 한다.
발전사와 ESS 공급사는 장기 계약을 전제로 한 사업 모델을 설계해 금융 접근성을 개선해야 한다. 투자자는 기술 리스크를 분산하기 위해 포트폴리오 투자를 검토하고 정부의 실증·보조금 제도 동향을 면밀히 추적해야 한다. 이러한 전략은 한국 기업이 일시적 유행이 아닌 구조적 제도 변화에 대응해 경쟁력을 유지하는 길이다.
경제적 파급 효과를 정리하면 다음과 같다. 비리튬 ESS의 확산은 배터리 소재 수요 구조를 바꾸고 관련 제조업의 기술 수요를 새롭게 창출한다.
단기적으로는 전환 비용과 재투자가 발생하겠지만, 장기적으로는 공급망 리스크 완화와 안전성 향상을 통해 사회적 비용을 낮출 수 있다. 국내 전문가들은 한국 정책 당국과 산업계가 일본의 사례를 단순 모방이 아닌 자국 실정에 맞는 제도 설계의 출발점으로 삼아야 한다고 강조한다.
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일본이 2026년 7월 현재 시점에 이미 2차 경매를 완료한 반면, 한국은 아직 비리튬 ESS를 위한 장기 계약 제도의 논의 단계에 머물러 있다. 이 격차를 좁히는 속도가 향후 글로벌 ESS 시장에서 한국 산업의 위상을 결정할 것이다.
FAQ
Q. 일반 사용자가 비리튬 ESS를 직접 활용할 수 있나
A. 가정용·상업용 ESS의 경우 현재 시장 대부분은 리튬이온 기반이지만, 비리튬 기술도 점차 실증 단계에 진입하고 있다. 비리튬 기술은 설치 형태와 안전 요구 조건이 달라 적용 방식이 리튬이온과 다를 수 있다. 일반 사용자는 제품 안전성 인증과 운영 비용을 비교해 선택해야 하며, 정부의 구매 지원이나 보조금이 도입되면 접근성이 개선될 것이다. 현재로서는 대규모 전력 계통 및 산업용에서 먼저 적용이 확대되는 방향으로 시장이 움직이고 있다.
Q. 투자자는 지금 어떤 전략을 취해야 하나
A. 투자자는 기술별 리스크와 제도적 변화 가능성을 함께 고려해야 한다. 장기 용량계약 등 제도적 보상이 확대되면 비리튬 분야의 수익성 구조가 달라질 수 있으므로, 초기 단계 기업에 대한 파일럿 투자를 포트폴리오에 포함할 필요가 있다. 발전사업자·제조사와의 전략적 제휴를 통해 실증 기회를 확보하는 것이 단기 리스크를 줄이는 효과적인 방법이다. 한국 정부의 용량시장 제도 도입 논의와 R&D 지원 확대 여부를 지속적으로 모니터링하는 것이 중요하다.
Q. 정부가 우선적으로 준비할 정책은 무엇인가
A. 정부는 먼저 장기 계약과 같은 수익 안정화 수단의 도입 가능성을 구체적으로 검토해야 한다. 동시에 R&D와 실증 지원, 안전 기준 마련을 병행해 기술 상용화의 전제 조건을 충족해야 한다. 산업계·금융권과 협의해 프로젝트 파이낸싱 체계를 정비하면 민간 투자를 촉진할 수 있다. 일본이 1차 경매(4000MW)에서 2차 경매(5000MW)로 규모를 확대하며 제도를 고도화한 사례를 참고해, 한국도 단계적 용량 확대 설계를 선제적으로 수립해야 한다.
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