텍사스 전력시장(ERCOT)의 계통용 배터리는 2020년대 초 약 200MW에서 2026년 17~18GW 규모로 늘었지만, 시장 포화로 최근 12개월 수익은 설치 용량 기준 kW당 약 30달러까지 떨어졌다. Modo Energy의 미국 시장 담당 브랜트 버밀리언(Brandt Vermillion)은 팟캐스트 Catalyst에서 데이터센터 수요 증가가 배터리 수익 회복을 앞당길 수 있지만, 그 시점과 실제 전력망 부하는 불확실하다고 설명했다.
버밀리언에 따르면 배터리 수익은 과거 보조서비스 시장에 크게 의존했지만, 설비가 늘며 이 시장이 포화됐다. 이후 배터리 사업자들이 가격이 낮을 때 충전하고 높을 때 방전하는 에너지 차익거래로 이동하면서 경쟁이 심해졌고, 수익 기회와 가격 변동성도 줄었다. 2023년 설치 용량 기준 kW당 수익은 약 200달러에 달했지만 최근 12개월에는 약 30달러로 감소했다. 버밀리언은 2시간 배터리의 사업성을 확보하려면 대략 kW당 100달러가 필요하다는 업계의 경험칙을 전했다.
그는 수익 감소의 주된 원인으로 배터리 설비 증가를 꼽았고, 극단적이지 않은 날씨도 변동성을 낮추는 요인으로 작용했다고 봤다. 반면 장시간 배터리는 하루 중 첫 가격 급등 이후 나타나는 두 번째 급등에도 방전할 수 있다. 버밀리언은 2026년 1월 폭풍 펀(Storm Fern) 때 배터리의 충전 상태와 발전·수요 예측 오차가 실시간 가격 급등에 영향을 줬다고 설명했다.
수익이 낮은 시기를 견디기 위해 프로젝트 금융기관은 개발사에 톨링 계약이나 수익 배분·하한 보장, 거래사와의 스왑 계약 같은 장기 구매 약정을 요구할 수 있다. 이런 계약은 낮은 가격에서도 부채 상환을 돕지만, 개발사의 수익 상승 여력은 줄인다. 구매자와 개발자가 원하는 계약 기간과 가격이 달라 합의가 어려울 수 있다는 게 버밀리언의 설명이다.
텍사스에는 데이터센터 등 신규 전력 수요를 연결하려는 사업이 400~500GW 규모로 제안돼 있지만, 버밀리언은 이 수치가 크게 부풀려졌다고 짚었다. 그는 제안 물량의 10%만 실제로 연결돼도 현재 약 91GW인 최대 수요를 기준으로 전력망에 큰 변화가 생길 수 있다고 말했다. 다만 현장 발전 설비가 데이터센터 부하 일부를 충당하면 명목상 수요가 그대로 전력망의 최대 수요로 이어지지는 않는다. 버밀리언은 장기적으로 명목 부하의 50~70%가 실제 계통 전력 수요가 될 것이라는 대략적인 추정을 제시했으며, 이 추정에는 상당한 가정이 들어간다고 밝혔다.
Modo Energy의 자체 생산비용 모델은 배터리 수익 변동성이 2029~2030년 무렵 다시 커질 가능성을 보여준다. 다만 실제 시점은 데이터센터 연결 속도와 공급 설비의 증설·철수, 날씨 등에 따라 달라질 수 있다. 버밀리언은 ERCOT 배터리 계통연계 대기열이 150~160GW 수준에서 정체됐고, 2025년에는 계통연계 계약을 맺은 뒤 철회한 프로젝트가 13~15GW에 이르렀다고 설명했다. 그는 향후 1~2년 동안 개발이 더 둔화할 가능성도 언급했다.
대화에서는 배터리 지속시간, 폭풍 때의 충·방전 전략, 데이터센터의 현장 발전, 다른 전력시장에서도 나타날 수 있는 보조서비스 포화와 수익 잠식 문제를 다뤘다. 2026년 에너지 시장 전망, 유연한 데이터센터의 부상, AI 붐이 미국 배터리 저장 시장에 미친 영향 등 관련 자료도 함께 소개됐다.
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