2022년 이후, 배터리급 탄산리튬은 완전한 사이클을 거쳤습니다. 가격은 톤당 최고 56만 위안에서 10만 위안 아래로 폭락한 후 바닥을 찍고 반등했습니다. 같은 기간, 에너지 저장 셀의 가격 결정 로직이 변화했습니다. 과거에는 탄산리튬이라는 단일 지표에 연동되었으나, 이제는 탄산리튬, 전해액, 전해 동박의 3대 원자재에 연동하는 모델로 전환되었습니다. 셀 BOM 비용 구조의 변화가 공급망 전반에 걸쳐 비용 부담을 재분배하고 있습니다.
본 고의 핵심 판단:
첫째, 다중 원자재 지수 연동은 국내 셀 가격 결정에서 일반화되었습니다. 그러나 이러한 비용을 프로젝트 발주처에 전가하는 과정은 결코 순탄치 않습니다. 특히 대형 전력 투자 그룹의 경우, 탄산리튬, 전해액, 전해 동박에 연동하는 공식에 대한 수용도가 매우 낮습니다.
둘째, 해외 시장의 조정 주기가 짧아지고 있습니다. 하지만 탄산리튬 단일 연동 방식조차 발주처 수준에서 저항에 부딪히고 있습니다. 이는 긴 프로젝트 납기, 시스템 마진, 통합업체의 전략 등 복합적 요인을 반영합니다.
셋째, 비용 부담이 시스템 통합 단계에 과도하게 집중되고 있습니다. 이에 따라 통합업체들은 상류 부문에 대한 리스크 관리 역량을 강화해야 하는 상황에 직면했으며, 일부 기업은 이미 탄산리튬 직접 구매 및 선물 시장에서의 포지션 구축을 시작했습니다.
가격 결정 메커니즘의 세 단계
SMM의 2022~2026년 탄산리튬 가격 추이 및 연동 모델 분류에 따르면, 에너지 저장 셀 가격 결정은 세 뚜렷한 단계를 거쳤습니다.
2022년 1월부터 2023년 12월까지 시장은 단일 요소 연동 방식으로 운영되었습니다. 배터리급 탄산리튬 가격이 톤당 약 35만 위안에서 사상 최고치인 56만 위안까지 치솟았으며, 셀 가격은 전적으로 탄산리튬에 연동되어 리튬 가격과 동조화되는 모습을 보였습니다.
2024년 1월부터 2025년 6월까지는 고정 가격 방식이 주를 이루었습니다. 탄산리튬 가격이 톤당 10만 위안 아래로 폭락하며 일방적인 하락 전망이 형성되었고, 셀 제조사들은 비용 고정을 위해 고정가 장기 계약으로 대거 전환했습니다. 이 방식은 한때 시장의 약 50%를 점유하기도 했습니다.
2025년 7월 이후, 시장은 다중 원자재 연동 단계에 진입했습니다. 탄산리튬 가격은 바닥을 다지고 반등하기 시작했으며, 전해액 및 전해 동박 가격도 함께 상승했습니다. 셀 가격 결정 공식에는 이제 리튬뿐 아니라 세 가지 원자재가 모두 반영됩니다.
BOM 비용 구조의 변화가 이를 뒷받침합니다. 2025년 8월과 2026년 2월의 LFP 셀 비용을 비교하면, 인산철리튬(리튬 포함) 비중이 42%에서 46%로, 전해액 비중이 10%에서 13%로 증가했으며, 리튬 배터리 동박 비중은 16~18%로 안정적으로 유지되었습니다. 같은 기간 셀의 단위당 비용은 Wh당 0.19위안에서 0.26위안으로 약 37% 상승했습니다. 이러한 상승은 양극재, 전해액, 동박에서 비롯된 것으로, 오늘날의 비용 변동은 더 이상 리튬만으로 설명할 수 없음을 보여줍니다.
비용 전가: 발주처의 여전한 거부감
새로운 메커니즘 하에서 셀 제조사는 세 가지 원자재의 변동분을 통합업체에 전가하고, 통합업체는 이를 다시 프로젝트 발주처에 전가해야 합니다. 하지만 실제로 발주처의 수용도는 여전히 제한적입니다. 대부분의 통합업체-발주처 간 계약은 여전히 고정 가격을 사용하거나 탄산리튬에만 단일 연동됩니다. 세 가지 원자재에 대한 완전한 전가 조항은 아직 널리 채택되지 않고 있습니다.
중국 주요 발전 그룹, 이른바 '5대, 6소' 그룹의 입찰 체계와 예산 시스템은 아직 이처럼 복잡하고 높은 빈도의 조정 메커니즘을 처리할 준비가 되어 있지 않습니다. 발주처는 더 단순하고 명확히 정의된 비용 구조에 익숙합니다. '리튬, 전해액, 동박' 연동 공식에 대한 수용도는 극히 낮습니다. 이는 통합업체가 상류로부터의 다중 원자재 변동성을 떠안으면서도 이를 하류로 전달하는 데 어려움을 겪고 있음을 의미합니다.
발주처의 투자 논리 역시 프로젝트 유형에 따라 나뉩니다. 공급 안정성 확보가 절실한 프로젝트의 경우, 발주처는 안정적인 셀 공급을 보장하기 위해 프리미엄을 기꺼이 지불합니다. 반면 순수하게 수익률에 기반한 프로젝트의 경우, 비용에 훨씬 더 민감합니다. 2026년 상반기 국내 발주처와의 논의에 따르면, 투자 의사 결정은 전반적으로 신중하며, 더 많은 연동 요소를 추가하거나 가격 조정 빈도를 높이는 것에 대해 여전히 거부감을 보이고 있습니다.
국내외 메커니즘의 차이와 그 원인
국내 시장과 해외 시장은 다중 원자재 연동 적용 방식에서 상당한 차이를 보이며, 최근의 변화는 주목할 만합니다.
국내 시장에서는 조정 주기가 월 단위 또는 주 단위로 짧으며, 대부분의 참여자가 리튬, 전해액, 동박을 포괄하는 3종 연동을 완전히 수용합니다. 해외 시장의 경우, 주기는 과거 분기 또는 45일 단위였고, 발주처는 일반적으로 리튬 단일 요소 연동만을 수용했습니다. 최근 해외 통합업체들은 조정 주기를 45일 수준으로 단축하는 움직임을 보이고 있으며, 일부는 공식에 더 많은 원자재를 포함시키는 방안을 수용하기 시작했습니다. 그럼에도 불구하고 발주처 수준에서는 리튬 단일 연동조차 관철하기 어려운 상황입니다.
이러한 격차는 세 가지 요인으로 설명됩니다. 첫째, 해외 프로젝트는 투자 결정에서 인도까지 훨씬 오랜 시간이 소요됩니다. 해운 및 통관 절차가 추가적인 지연을 발생시킵니다. 셀 조달과 프로젝트 가동 사이에 명확한 시차가 존재하므로, 발주처는 짧은 주기의 가격 조정 필요성과 실행 가능성에 의문을 제기합니다. 둘째, 해외 시스템 가격은 구조적으로 중국보다 높기 때문에 통합업체의 마진 여력이 상대적으로 넉넉합니다. 일부 통합업체는 수주를 위해 원자재 비용 변동분을 발주처에 전가하지 않고 자체적으로 흡수합니다. 이는 단기 수익을 포기하고 시장 점유율과 고객 관계를 확보하려는 전략입니다. 셋째, 국내 시장은 경쟁이 훨씬 치열합니다. 통합업체와 셀 제조사 모두 마진이 얇기 때문에 원자재의 미세한 변동에도 극도로 민감하며, 이에 따라 비용 전가가 훨씬 더 높은 빈도로 이루어져야 합니다.
셀 제조사 및 통합업체에 대한 영향
다중 원자재 연동 모델은 셀 제조사와 통합업체에 각기 다른 방식으로 영향을 미칩니다.
셀 제조사에게는 가격 결정 로직이 과거 단일 요소인 리튬 변동성을 수동적으로 감내하던 방식에서, 원자재 바스켓 비용을 능동적으로 관리하는 방식으로 전환되었음을 의미합니다. 이제 경쟁력은 더 이상 제조 효율성만으로 결정되지 않습니다. 양극재, 전해액, 동박에 대한 비용 예측 및 가격 고정 능력에 의존합니다. 다중 요소 가격 결정 및 리스크 관리 시스템을 구축할 수 있는 셀 제조사는 이번 사이클에서 협상력을 얻게 될 것입니다. 그렇지 못한 기업들은 지속적인 마진 압박에 직면할 것입니다.
통합업체에게는 상황이 더욱 어렵습니다. 상류 셀 제조사들은 다중 원자재 연동 가격을 강제하는 반면, 하류 발주처의 수용도는 제한적입니다. 통합업체는 양쪽에서 압박을 받고 있습니다. 주목할 만한 점은 이에 대한 대응입니다. 점점 더 많은 통합업체가 리스크 관리 역량을 상류로 확장하고 있습니다. 일부는 리튬 가격 리스크를 관리하기 위해 탄산리튬 선물 시장에 진입하여 헤징 도구를 활용하고 있습니다. 이는 통합업체의 경쟁력 요소가 확장되고 있음을 의미합니다. 요구되는 역량이 시스템 통합 및 프로젝트 개발을 넘어 원자재 조달 전략과 금융 헤징으로까지 확대되고 있는 것입니다. 이러한 도구를 갖추지 못한 중소 규모 통합업체는 현 사이클에서 훨씬 더 큰 운영상의 부담에 직면할 것입니다.
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