전력 시장 자유화 – 30년 후에도 똑같은 실수: 독일의 배터리 붐이 현재 재앙으로 향하는 이유

전력 대신 관료주의가 배어 있다: 독일에서 전력망 운영자들이 에너지 저장 시장을 가로막는 방식

에너지 전환의 데자뷔: 독일은 1990년대의 치명적인 실수를 되풀이하고 있다

독일 배터리 저장 시장은 전례 없는 호황을 누리고 있지만, 상당 부분의 저장 용량이 소비자에게 도달하지 못하고 있습니다. 프로젝트 개발업체들이 수십억 유로를 투자하고 있지만, 전력망 연결에 대한 치명적인 규제 공백으로 인해 실현이 점점 더 어려워지고 있습니다. 통일된 규정과 투명한 절차 대신, 투자자들은 지역 전력망 독점 기업의 관료주의적 자의성에 직면하고 있습니다. 이러한 상황은 마치 과거의 악몽과 같습니다. 1998년 전력 시장 자유화는 바로 이러한 "협상에 의한 전력망 연결" 때문에 실패 위기에 처했고, 2005년 입법부가 엄격한 규제를 도입하여 이를 만회했습니다. 30년이 지난 지금, 같은 실수가 저장 시장에서 되풀이되고 있습니다. 그 결과는 고스란히 전기 소비자들이 감당하고 있습니다. 완공된 배터리가 전력망에 연결되지 못하면서 혼잡 관리 비용이 수십억 유로까지 치솟고 있습니다. 에너지 전환이 인프라 부족으로 실패하지 않으려면 정책 입안자들은 과거의 교훈을 되새겨 저장 시스템의 전력망 연결을 일관성 있게 규제해야 합니다.

독일은 규제상의 실수를 되풀이하고 있으며, 그 대가는 에너지 전환이 치르고 있다

1998년의 그림자: 진정한 자유화는 아니었던 자유화

1998년 4월, 개정된 에너지 산업법이 독일에서 발효되면서 독일 전력 시장이 공식적으로 개방되었습니다. 수백만 가구와 기업이 자유롭게 전력 공급업체를 선택할 수 있게 된 것입니다. 이 약속은 광범위했지만, 현실은 냉혹했습니다. 독일은 유럽 연합의 다른 어떤 회원국에서도 채택하지 않았던 모델, 이른바 협상에 의한 네트워크 접근 방식을 택했습니다. 획일적인 정부 규제 대신, 시장 참여자들은 신규 전력 공급업체가 기존 사업자의 네트워크를 이용할 수 있는 조건을 자체적으로 협상해야 했습니다.

문제는 명백하면서도 구조적으로 해결 불가능했습니다. 규칙, 기한, 최소 기준도 없이 독점 기업과 협상해야 하는 사람은 필연적으로 불리한 입장에서 협상할 수밖에 없었습니다. 당시 독일의 약 1,000개에 달하는 전력망 사업자들과 송전 가격, 요금 청구 절차, 기술 사양 등에 관해 신규 전력 거래 사업자들은 각각 개별적인 합의를 도출해야 했습니다. 이른바 '산업 협약'인 1998년의 VV I, 1999년의 VV II, 그리고 2001년의 VV II+는 자발적인 산업 표준을 만들기 위한 것이었지만, 강제력이 부족하여 결국 실패로 끝났습니다. 전력망 사업자들은 문의를 지연시키거나, 터무니없이 높은 가격을 요구하거나, 심지어는 법적 제재 없이 무시할 수도 있었습니다. 이러한 소모전에서 살아남은 사업자는 극소수에 불과했습니다.

2005년의 전환점: 규제가 시장을 창출하는 방식

공식적인 자유화 이후 7년 만에 의회는 필요한 결론을 도출했습니다. 2005년 7월 13일, 에너지법 개편 제2차 법안이 발효되어 독일의 특수한 네트워크 접속 방식인 협상 방식이 종료되었습니다. 에너지산업법(EnWG) 개정안을 통해 전국적으로 통일되고 구속력 있는 네트워크 접속 규칙이 도입되었으며, 네트워크 접속 및 네트워크 요금에 관한 4개의 시행령이 함께 제정되었습니다. 동시에 현재의 연방 전기·가스·통신·우편·철도 네트워크청(BPA)은 에너지 시장 관련 책임을 부여받아 네트워크 규제에 대한 감독 기능을 수행하게 되었습니다.

그 효과는 즉각적으로 나타났습니다. 명확한 절차, 표준화된 기한, 그리고 당국에 의한 위반 행위 처벌 가능성 덕분에 새로운 시장 참여자들에게 진정한 평등한 기회가 처음으로 제공되었습니다. 공급업체 변경이 실질적으로 용이해졌고, 경쟁은 서류상뿐 아니라 현실에서 나타났습니다. 시장이 7년 동안 스스로 달성하지 못했던 것을 입법부는 단 몇 달 만에 이루어냈습니다. 바로 제대로 작동하는 경쟁 인프라를 구축한 것입니다. 이것이 1990년대 후반 전력 시장에서 얻을 수 있는 핵심적이고 시대를 초월하는 교훈이며, 2026년 독일에서 놀랍도록 직접적인 방식으로 재현되고 있습니다.

스토리지 시장의 데자뷔: 규제 체계 없는 성장

독일의 배터리 저장 시장은 전례 없는 성장을 경험하고 있습니다. 2025년 말까지 전국적으로 총 용량 25기가와트시(GWh) 이상의 고정형 배터리 저장 시스템 약 240만 개가 가동될 것으로 예상되며, 이는 2020년 대비 5배 증가한 수치입니다. 2026년 1분기에만 2GWh 이상이 신규 설치되어 총 용량은 약 28GWh에 이를 것으로 전망됩니다. 메가와트(MW)급 대규모 저장 시스템 시장은 2025년에 설치 용량이 약 450MW에서 842MW로 거의 두 배 가까이 증가할 것으로 예상됩니다. 2026년까지 추가로 3.4GW 규모의 프로젝트가 진행될 예정이지만, 업계 전문가들은 실제 설치량은 이러한 예측치에 미치지 못할 것으로 예상합니다. 이는 수요, 기술 또는 자본 부족 때문이 아니라, 전력망 연결에 대한 구조적인 규제 미비 때문입니다.

1998년 전력 시장 자유화와의 유사점은 비유적인 것이 아니라, 기계적인 유사점입니다. 오늘날에도 대규모 배터리 저장 시스템을 전력망에 연결하는 데 필요한 구속력 있는 전국적인 규제 체계는 존재하지 않습니다. 전력망 운영자는 자의적으로 기술 요구 사항을 정하고, 마감일을 설정하거나, 심지어 문의에 전혀 답변하지 않을 수도 있습니다. 프로젝트 개발자들은 2000년대 초 전력 거래자들이 직면했던 것과 같은 딜레마에 처해 있습니다. 규칙도, 마감일도, 효과적인 이의 제기 수단도 없이 독점 기업과 협상해야 하는 것입니다. 2005년 전력 시장에서 공식적으로 폐지된 협상에 의한 전력망 연결 방식이 2026년 배터리 저장 시장에서도 여전히 지속되고 있으며, 이는 동일한 역기능적 결과를 초래할 것입니다.

기술적 병목 현상: 완성된 스토리지 시스템이 승인을 기다리는 곳

대규모 배터리 저장 시스템을 전력망에 연결하는 것은 간단한 플러그 앤 플레이 방식이 아닙니다. 우선 적합한 전력망 연결 지점, 즉 전력망에 물리적으로나 기술적으로 적합한 진입점을 찾아야 합니다. 전력망 운영자가 정해진 기한 내에 신청에 응답해야 할 법적 의무가 없기 때문에 이 초기 단계만 해도 몇 달이 걸릴 수 있습니다. 그 후 계량 체계 개발, 보호 및 제어 시스템 조정, 전력망 피드백 테스트, 그리고 최종적으로 실제 시운전이 이어집니다. 이러한 각 단계는 원칙적으로 전력망 운영자의 책임이지만, 운영자는 이 과정을 서두를 경제적 유인이 없습니다.

그 결과, 독일 전역에서 점점 더 흔해지고 있는 일련의 역설적인 상황이 발생하고 있습니다. 수백만 유로가 투입된 대규모 배터리 저장 시스템이 기초 공사를 마치고 기술적으로는 가동 준비를 완료했지만, 전력망 운영자의 승인이 아직 나지 않아 전력을 공급할 수 없는 것입니다. 업계에서는 이러한 지연이 몇 주가 아니라 분기 단위로 측정되고 있습니다. 투자자와 프로젝트 개발자들은 답변을 받지 못하는 문의, 전력망 운영에 필요한 기술적 요건을 훨씬 넘어서는 과도한 요구 사항, 그리고 지역별로 일관성이 없는 규정에 대해 불만을 토로합니다. 한 배전망 운영자에게는 완벽하게 작동하는 것이 인접한 운영자의 관료주의적 불투명성 때문에 실패하는 경우도 있습니다. 이는 결코 경제적 효율성이라고 할 수 없습니다.

규제 실패의 거시경제적 차원

피해는 추상적인 것이 아닙니다. 실제 수치로 측정할 수 있습니다. 2024년 독일의 전력망 혼잡 관리 총비용은 약 27억 8천만 유로에 달했습니다. 2025년에는 이 비용이 약 31억 유로에 이를 것으로 예상됩니다. 이러한 비용은 결국 전력망 사용료 형태로 모든 전기 소비자에게 전가되는데, 주된 이유는 전력망이 수요와 공급의 균형을 맞추는 데 필요한 유연성 자원이 부족하기 때문입니다. 풍력 발전소는 출력을 줄이고, 기존 화력 발전소는 수요에 대응하기 위해 출력을 높이며, 국경 간 전력 거래로 인해 추가 비용이 발생합니다. 이 모든 것은 전력망 혼잡을 비용 효율적으로 완화할 수 있는 배터리 저장 시스템이 전력망에 연결되어 있지 않거나, 전력망 친화적인 방식으로 운영할 유인이 없기 때문입니다.

하지만 근본적인 시스템적 비효율성은 더욱 심각합니다. 배터리 저장 시스템은 기술적으로 피크 부하를 줄이고, 주파수 변동을 보상하며, 지역적 병목 현상을 해소할 수 있습니다. 또한 값비싼 화석 연료 기반의 균형 전력을 일부 대체하고, 새로운 전력망 확장의 필요성을 줄이며, 변동하는 재생 에너지 공급과 안정적인 소비 사이의 유연한 연결 고리 역할을 할 수 있습니다. 그러나 시장 접근이 개별 전력망 운영자의 의지에 달려 있는 한 이러한 잠재력은 제대로 활용되지 못하고 있습니다. 독일 연방 경제에너지부는 에너지 전환을 순조롭게 진행하기 위해 2030년까지 설치된 저장 용량을 약 100기가와트시(GWh)로 늘려야 한다고 예측합니다. 이러한 목표와 현재 현실 사이의 격차는 기술적 한계가 아니라 규제 실패에서 비롯됩니다.

2026년의 규제 미로: 수많은 법률, 허무한 체계

입법자들이 이 문제를 전혀 고려하지 않았다고 주장하는 것은 부당할 것입니다. 2026년까지 배터리 저장 장치에 대한 규제 환경은 그 어느 때보다 복잡해졌지만, 일관성은 크게 개선되지 않았습니다. 2025년 11월에 통과된 에너지 산업법(EnWG) 개정안은 대규모 저장 시설을 우선 인프라로 명시적으로 인정하고, 인허가 절차 간소화 및 계통 연계 절차의 디지털화를 약속했습니다. 그러나 같은 시기에 통과된 지열 에너지 가속화법은 이러한 특권을 즉시 제한합니다. 이제 건축 계획 면제는 변전소 반경 200미터 이내 또는 대형 발전소 인근에 위치한 저장 시설에만 적용됩니다. 오른손이 준 것을 왼손이 다시 가져가는 격입니다.

전력망 연결과 관련하여, 독일 건축법(Baugesetzbuch)은 2026년부터 농촌 지역의 인허가 절차에 대한 계획의 확실성을 제공할 예정이며, 1메가와트시(MWh) 이상의 저장 용량을 갖춘 배터리 저장 시스템에 대해 명시적으로 우선권을 부여합니다. 이와 동시에, 독일의 4대 송전 시스템 운영사인 50Hertz, Amprion, TenneT Germany, TransnetBW는 2026년 4월 1일부터 고전압 전력망 연결 용량 할당에 있어 기존의 선착순 방식을 소위 '성숙도 평가 절차'로 대체했습니다. 이 절차는 토지 취득, 인허가 현황, 기술 개념, 경제적 타당성, 전력망 및 시스템 이점 등의 기준에 따라 프로젝트를 평가합니다. 신청 건당 5만 유로의 정액 수수료가 부과되며, 연결 제안이 수락될 경우 메가와트당 1,500유로의 추가 보증금을 납부해야 합니다.

성숙도 평가 절차는 규제가 전혀 없는 상태보다는 개선된 것이지만, 근본적인 문제를 해결하지는 못합니다. 이 절차는 4개 송전망 운영자의 고전압망에만 적용되기 때문입니다. 중저전압 배전망을 운영하는 훨씬 더 많은 수의 배전망 운영자들은 이와 유사한 구속력 있는 절차의 적용을 받지 못하고 있습니다. 고전압망이 아닌 지역 배전망에 연결될 대규모 배터리 프로젝트의 경우에도, 기존의 협상 기반 계통 연계 방식이 여전히 적용됩니다. 예외 조항, 과도기, 병행적인 법률 제정, 그리고 과도기적 메커니즘의 부재가 공존하면서 규제 공백이 발생하고, 이는 경험이 풍부한 프로젝트 기획자조차도 극복하기 어려운 계획상의 난관에 직면하게 만듭니다.

당사의 EU 및 독일 사업 개발, 영업 및 마케팅 전문 지식 - 이미지: Xpert.Digital

산업 중점 분야: B2B, 디지털화(AI부터 XR까지), 기계 공학, 물류, 신재생 에너지 및 산업

자세한 내용은 여기에서 확인하세요:

• 전문가 비즈니스 허브

주제별 통찰력과 전문 지식을 제공하는 허브:

• 글로벌 및 지역 경제, 혁신, 산업별 동향을 다루는 지식 플랫폼
• 주요 관심 분야에 대한 분석, 통찰력 및 배경 정보 모음입니다
• 비즈니스 및 기술 분야의 최신 동향에 대한 전문 지식과 정보를 얻을 수 있는 공간입니다
• 시장, 디지털화 및 산업 혁신에 대한 정보를 찾는 기업들을 위한 허브입니다

AgNes와 보수 문제: 기반 없는 인센티브

전력망 연결이라는 구조적 문제가 여전히 해결되지 않은 가운데, 연방 네트워크청은 AgNes(일반 전력망 요금 체계) 결정 절차의 틀 안에서 전력망 요금 체계의 근본적인 개혁을 추진하고 있습니다. 개혁의 핵심은 에너지 산업법(EnWG) 제118조 6항에 따라 적용되어 온 에너지 저장 시설에 대한 20년 일괄 전력망 요금 면제를 폐지하는 것입니다. 대신 차등화된 재정 및 인센티브 시스템이 도입될 예정입니다. 재정 기능을 갖춘 전력망 요금은 전력망 운영 비용 분담을 보장하고, 인센티브 기능을 갖춘 동적 에너지 가격은 에너지 저장 시설이 전력망에 기여하는 행위, 즉 전력망 과잉 공급 시 요금을 부과하거나 병목 현상 발생 시 전력을 공급하는 행위를 장려하는 것을 목표로 합니다.

연방 네트워크청은 유럽법 요건을 근거로 이러한 개편을 정당화합니다. 에너지 저장 시설에 대한 전면적인 면제는 유럽법에 위배될 수 없으며 에너지 정책에도 부합하지 않는다는 것입니다. 연방 네트워크청은 네트워크 요금이 일반적으로 부과되어야만 바람직한 행동 유인이 창출될 수 있다고 주장합니다. 그러나 업계 단체들, 특히 독일 에너지 저장 협회(BVES)와 독일 신에너지 산업 협회(bne)는 이에 강력히 반대합니다. 이들은 기존 법적 체계에 기반한 투자를 엄격하게 보호해야 한다고 요구하며, 2021년 9월 2일부터 소급 적용될 수 있는 요금 부과 의무에 대해 경고합니다. 진행 중인 프로젝트의 경우, 이러한 규정은 이미 산출된 수익성의 일부를 몰수하는 것과 마찬가지입니다. 이러한 규제 변화로 인한 투자 불확실성은 기존의 전력망 연결 장벽에 더해 신규 투자를 더욱 저해할 것입니다.

네트워크 연결성은 사각지대: 놓쳐버린 잠재력

특히 심각한 간과 사항은 배터리 저장 시스템의 계통 연계 운영 방식과 관련된 것입니다. 이 둘의 차이는 기술적, 경제적 측면 모두에서 근본적입니다. 도매 전력 가격에만 의존하여 저렴하게 충전하고 비싸게 방전하는, 순전히 차익거래에 기반한 저장 시스템은 계통 혼잡을 악화시키는 경기 순환적 영향을 미칠 수 있습니다. 반면, 계통 연계 방식으로 운영되는 저장 시스템은 지역 계통에 과부하가 걸릴 때 충전하고 병목 현상이 발생할 때 전력을 공급합니다. 이는 전력 재배치의 필요성을 줄이고, 기반 시설 부담을 완화하며, 계통 확장 비용을 절감하는 효과를 가져옵니다.

이러한 시스템적 부가가치는 현재 적절하게 보상되지도, 체계적으로 시행되지도 않고 있습니다. 연방 네트워크 기관은 이 문제를 인식하고 있으며, 2029년부터 송전망 및 고전압 설비에서 에너지 저장 시설이 시스템 운영에 기여하도록 장려하기 위해 동적 계통 연계 수수료 제도를 도입할 계획입니다. 그러나 이 또한 시장 참여를 위한 도구가 아니라 인센티브 수단일 뿐입니다. 에너지 저장 시설이 계통 연계 방식으로 운영되기 위해서는 먼저 공정하고, 균일하며, 투명한 조건으로 계통에 연결되어야 합니다. 계통 연계 자체가 규제되지 않는 한, 인센티브 구조와 수수료 체계에 대한 논의는 모래 위에 세워진 것과 같습니다. 마치 누가 계통 연계에 참여할 수 있는지조차 명확하지 않은 상태에서 의회 의사규칙을 논하는 것과 같습니다.

기관 학습 과정: 2005년에 성공했던 것과 오늘날 부족한 것은 무엇인가

2005년 당시 전력망 접속에 대한 규제 개혁을 성공적으로 이끌어낼 조건은 놀라울 정도로 명확했습니다. 경제부의 정치적 의지, 2003년 EU 가속화 지침을 통한 유럽 차원의 압력, 그리고 명확한 규제 권한을 가진 새로운 기관의 설립이 그것입니다. 연방 네트워크청은 단순한 감독을 넘어 적극적으로 기준을 설정하고, 전력망 이용료를 검토하며, 위반 행위에 대한 처벌 권한을 부여받았습니다. 그 결과 패러다임의 전환이 이루어졌습니다. 협상에 의한 전력망 접속은 규제에 의한 접속으로 바뀌었고, 허울뿐인 시장은 진정한 시장으로 탈바꿈했습니다.

2026년에 부족한 것은 이러한 청사진을 에너지 저장 시장에 일관되게 적용하는 것입니다. 제도적 전제 조건은 원칙적으로 갖춰져 있습니다. 연방 네트워크청은 전문성과 도구를 보유하고 있으며, 경제에너지부는 정치적 책임을 져야 합니다. EU 규정, 특히 재생에너지 지침(RED III)과 새로운 전력시장 지침은 에너지 저장 시스템 통합을 위한 규범적 틀을 제공합니다. 문제는 이 틀을 구속력 있고 포괄적인 방식으로 이행하려는 정치적 의지입니다. 대신, 건축 규정에서 우대 조치를 취하거나, 송전 시스템 운영자의 절차를 변경하거나, 수수료에 대한 논의를 하는 등 단편적인 접근 방식이 만연하고 있습니다. 2005년 에너지산업법 개정안과 유사한, 배터리 저장 시스템의 규제된 전력망 접근을 위한 일관되고 시스템 지향적인 규제 프레임워크는 여전히 부재합니다.

규제 체계 조건은 성장 촉매제 역할을 한다

규제 강화를 주장하는 근본적인 경제적 논리는 직관에 반하지만, 경험적으로 입증된 바 있습니다. 시장을 창출하는 것은 규제 완화가 아니라 잘 설계된 규제라는 것입니다. 2005년 이후 독일의 전력 시장이 대표적인 사례입니다. 국제적으로도 유사한 사례가 있습니다. 영국의 차액결제계약(CFD) 제도는 명확한 규정으로 계획 수립의 확실성을 확보하고 투자 의지를 고취시켜 에너지 저장 시장의 급속한 성장을 가능하게 했습니다. 미국의 경우, 연방에너지규제위원회(FERC)의 2018년 명령 841호는 도매 시장에서 에너지 저장 시설의 참여를 명시적으로 규제하여 상당한 자본을 동원했습니다.

독일에서 배터리 저장 시스템의 규제된 전력망 접근은 본질적으로 세 가지를 의미합니다. 첫째, 명확한 기한, 표준화된 기술 요구 사항 및 관리 가능한 불만 처리 절차를 포함하는 전국적으로 통일되고 구속력 있는 전력망 연결 절차 표준; 둘째, 저장 시스템의 전력망 중립 및 전력망 지원 운영 모드에 대한 명확하고 이해하기 쉬운 기준; 셋째, 실제 시스템 지원 서비스에 대한 보상 메커니즘으로, 저장 시스템 운영자가 차익 극대화뿐 아니라 전력망 안정화에 적극적으로 기여하도록 유도하는 것입니다. 이 모든 것은 기술적으로 실현 가능하고 제도적으로도 구현 가능합니다. 부족한 것은 내용이 아니라 틀입니다.

파이프라인과 구현 사이의 격차: 손실된 기가와트

가능성과 실제 실현 사이의 격차는 추상적인 개념이 아닙니다. 2025년 말 기준 독일의 대규모 배터리 저장 프로젝트 파이프라인은 총 9.5기가와트(GW) 규모였으며, 이 중 5.6GW는 2026년 말과 2027년 초에 전력망에 연결될 예정이었습니다. 그러나 시장 분석가들은 보다 현실적인 전망으로, 전력망 연결 지연으로 인해 이 프로젝트들 중 상당 부분이 제때 완료되지 못할 것이라고 예측합니다. 계획대로 가동되지 못하는 1GW의 배터리 저장 용량은 약 5억 유로에서 10억 유로에 달하는 투자 손실과 함께 전력 시스템의 유연성 상실로 이어집니다.

연방 네트워크 관리국(Federal Network Agency)은 배터리 저장 장치의 계통 연계를 최대 500기가와트까지 무분별하게 확장할 경우 계통에 과부하가 걸리고 비용이 급증할 것이라고 지적했습니다. 이 지적은 기술적으로 타당하지만, 규제 자체에 반대하는 주장이 아니라 현명한 규제의 필요성을 강조하는 것입니다. 모든 연계가 타당한 것은 아니며, 모든 용량이 시스템에 유익한 것도 아닙니다. 바로 이러한 이유 때문에 우선순위 설정과 의사결정에 투명한 기준이 필요하며, 개별 계통 운영자가 자의적인 판단에 따라 비공식적으로 결정해서는 안 됩니다. 송전망 운영자에 대한 성숙도 평가 절차는 올바른 방향으로 나아가는 한 걸음이지만, 가치 사슬의 한쪽 끝만 다루고 배전망은 고려하지 않고 있습니다.

개혁 방안: 규제된 네트워크 접근이 실제로 의미해야 할 점은 무엇인가?

1998년부터 2005년까지의 경험에서 얻은 교훈을 진지하게 고려한, 배터리 저장 시스템을 위한 규제된 전력망 연결 시스템은 본질적으로 다섯 가지 측면을 다뤄야 합니다. 첫째, 구속력 있는 신청 기한이 필요합니다. 전력망 운영자는 정해진 기한 내에 전력망 연결 신청에 응답하고, 용량 병목 현상을 투명하게 공개하며, 거부 사유를 검증 가능한 기술적 근거로 제시해야 할 의무가 있습니다. 둘째, 배터리 저장 시스템의 연결 및 운영에 대한 국가 표준 최소 기술 기준이 필요합니다. 이러한 기준은 추가적인 특별 요구 사항을 허용하지 않으면서 전력망 안정성에 대한 전력망 운영자의 정당한 이익을 보호해야 합니다. 셋째, 관련 비용은 공정하게 분배되어야 합니다. 독일 배터리 에너지 협회(BVES)가 정당하게 비판하는 것처럼, 건설 비용 보조금이 프로젝트 개발자에게 과도한 부담을 주어 투자가 비경제적이 되어서는 안 됩니다.

넷째, 전력망 친화적인 운영 방식을 위한 명확한 규칙 마련이 시급합니다. 전력망 친화적으로 운영되는 것으로 입증된 에너지 저장 시설에는 변동적인 전력망 사용료뿐만 아니라 우선적인 전력망 접속 권한도 부여해야 합니다. 이는 경제적으로 바람직한 행동을 유도하고 연방 네트워크청이 비판하는 불규칙적인 차익거래형 에너지 저장 시스템을 방지합니다. 다섯째, 실질적인 제재 권한을 가진 독립적인 규제 기관이 필요합니다. 연방 네트워크청은 이미 기존 수단을 더욱 일관되게 활용할 의무가 있습니다. 2005년 사태와 유사한 점이 분명히 드러납니다. 규제 기관이 실제로 권한을 행사했을 때에만 전력망 운영자들의 행동이 변화했습니다.

격변의 시대에서의 정치적 책임

이 문제의 정치적 차원을 과소평가해서는 안 됩니다. 독일은 에너지 공급 구조가 급속도로 변화하는 시기를 겪고 있습니다. 전력 생산에서 재생 에너지의 비중이 지속적으로 증가하고 있으며, 발전차액지원제도의 변동성이 커지고 있고, 이에 비례하여 제어 가능한 유연성에 대한 필요성이 증가하고 있습니다. 이러한 상황에서 배터리 저장 장치는 보조적인 기술이 아니라, 화석 연료를 사용하는 피크 부하 발전소가 수행했던 기능을 점차 대체해 나가는 시스템 인프라입니다. 정책 입안자들은 재생 에너지 확대를 공간적, 시간적으로 전력망 확장과 더욱 효과적으로 연계해야 한다고 강조해 왔습니다. 배터리 저장 장치는 전력망 확장보다 비용 효율적이고 구현 속도가 빠른 수단이지만, 실제로 전력망에 통합될 수 있을 때만 효과적입니다.

정치적 역설은 입법자들이 한편으로는 야심찬 기후 보호 목표와 재생 에너지 확대 목표를 설정하면서도, 다른 한편으로는 필수적인 시스템 인프라에 대한 규제 체계를 미완성 상태로 남겨두고 있다는 사실에 있다. 이는 우연이 아니라 복잡한 이해관계의 결과이다. 기존 전력망 운영자들은 현상 유지에서 이익을 얻으며 구속력 있는 규정을 통해 자신들의 활동 범위를 제한할 유인이 거의 없다. 반면, 프로젝트 개발자, 투자자, 기술 기업과 같은 신규 참여자들은 자본력이 풍부하지만 전통적인 에너지 부문만큼 정치적으로 확고한 입지를 구축하지 못했다. 따라서 입법자들은 고전적인 규제 과제에 직면해 있다. 즉, 시장 참여자들이 스스로 만들 수 없거나 만들고 싶어 하지 않는 시장을 만들어야 한다는 것이다.

시간적 관점이 결정적입니다. 지금 규제하느냐, 아니면 나중에 수십억 달러의 비용이 발생하느냐의 문제입니다

이번 결정의 시기는 매우 중요합니다. 배터리 저장 장치의 규제된 전력망 접근이 허용되지 않는 해마다 전력망 혼잡 관리 비용이 수십억 유로에 달하고, 투자가 이루어지지 않거나 해외로 유출되며, 확장 목표와 현실 간의 격차가 더욱 벌어집니다. 독일 정부는 2030년까지 배터리 저장 장치 설치 용량을 약 100기가와트시(GWh)로 늘리는 것을 목표로 삼았습니다. 현재의 확장 속도와 현행 규제 체계로는 이 목표를 달성하기 어렵습니다. 필요한 자본과 기술은 모두 갖춰져 있지만, 이를 실현할 수 있는 규제 열쇠가 부족한 상황입니다.

역사는 우리에게 2005년 에너지산업법(EnWG) 개정안이 효과를 발휘하는 데 몇 년이 아니라 몇 달밖에 걸리지 않았음을 보여줍니다. 통일된 규칙, 강제력 있는 기준, 그리고 유능한 규제 기관은 시장을 신속하게 변화시킬 수 있습니다. 2026년 배터리 붐을 맞이하기 위해 독일에 필요한 것은 더 많은 인내가 아니라 더 큰 결단력입니다. 연방 경제에너지부와 연방 네트워크청은 이러한 변화를 이끌어낼 법적 수단을 공동으로 보유하고 있습니다. 문제는 기술적이거나 제도적인 것이 아니라 정치적인 것입니다.

독일 전력 시장 자유화 시도가 처음 있은 지 30년, 그리고 규제 해결책이 성공을 거둔 지 20년이 지난 지금, 독일은 다시 한번 중대한 기로에 서 있습니다. 배터리 붐은 현실이며, 수요는 시급하고, 해결책의 청사진은 연방 기록 보관소에 있습니다. 같은 교훈을 두 번이나 반복해야 한다면 이는 매우 이례적인 실패일 것입니다.