锂电回收最全面分析：下一个风口？【钜大锂电】

2018年，新能源汽车动力锂电池将进入规模化退役阶段，2020年，锂电回收市场规模预计将达到150亿，年均复合上升率超过50％，将成为新能源汽车产业链下一个风口。

1．七部委联合公布回收政策

2018年三月二日，工业和信息化部、科技部、环境保护部、交通运输部、商务部、质检总局、能源局联合公布《有关组织开展新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作的通知》，要求构建回收利用体系，探索多样化商业模式，鼓励产业链上下游公司进行有效的信息沟通和密切合作，以满足市场需求和资源利用价值最大化为目标，建立稳定的商业运营模式，推动形成动力蓄电池梯次利用规模化市场。

2．市场规模：2020年预计150亿

截至2017年底，我国累计推广新能源汽车180多万辆，装配动力蓄电池约86．9GWh，2018年后新能源汽车动力蓄电池将进入规模化退役，预计到2022年累计将超过40万吨，复合上升率70％。

预计未来三年锂电池回收市场将呈现快速上升态势，至2020年市场规模有望超过156亿元，年复合上升率41％。

3．2017年我国锂电回收8．3万吨

GGII统计，2017年全国梯次利用和拆解报废的锂电池（含数码锂电池）共8．3万吨，其中电池拆解占比95％。

梯次利用占比较小的原因包括：

电池厂商不愿意承担电池安全风险，不希望报废电池再次流入市场；

过去动力锂电池报废量较少，旧电池匹配比较难；

目前动力锂电池梯次利用技术还不成熟，要不断进行技术积累；

储能市场、再利用市场空间还未大规模释放。

技术多样

4．技术标准体系

为提高动力锂电池回收的经济性，国家在《新能源汽车废旧动力蓄电池综合利用行业规范条件》中规定，湿法冶炼条件下，镍、钴、锰的综合回收率应不低于98％；火法冶炼条件下，镍、稀土的综合回收率应不低于97％。

国内领先的锂电回收公司邦普集团，重要采用湿法技术，在镍、钴、锰的综合回收率已接近或达到了《规范条件》的要求。

动力锂电池回收过程中出现的二次污染是公司面对的巨大挑战，回收过程中使用的萃取剂，回收过程中出现的废气以及金属提炼后的残渣都会对环境造成污染。

以格林美为例，公司会将回收金属后的残渣和煤矸石、页岩等进行混合、焙烧、压型成环保砖，最大限度地对资源循环利用；同时，格林美在液体污染物处理及水生态修复方面成果明显，具有一套完整的环境生态修复体系。

目前仅对废旧锂电池进行回收，尚未有相关的资质要求。但废旧锂电池中含有镍、钴、锰等重金属元素，对含有某些重金属（如镍元素）的废旧电池组分进行进一步处理，则需具备危险废物经营许可证。

5．磷酸铁锂电池适宜梯次利用

根据锂电池容量来区分，100％～80％段满足汽车动力使用，80％～20％段满足梯次利用，20％容量以下进行报废回收。

相较三元电池，磷酸铁锂电池循环寿命更长，80％循环寿命可达2000－6000次，CATL曾分别在25℃、45℃、60℃的温度下进行实验，综合考虑储能设备的使用条件，退役后的动力锂电池可继续作为储能电池使用至少五年。

若将磷酸铁锂电池通过报废拆解仅能够实现每吨大约0．93万元的经济收益，难以覆盖其回收成本。

综上，磷酸铁锂电池适宜梯次利用，可充分发挥其剩余价值，实现循环经济最大化，降低储能系统的建设成本。

6．梯次利用关键技术在于离散整合和全生命周期追溯

梯次利用流程

首先是对退役动力锂电池的筛选。2014年后投运的动力锂电池保守预计能够梯级利用比例可达60％－70％。

第二是组串式应用。煦达新能源项目案例做法为：将每辆电动汽车上拆下来的一套动力锂电池组作为单独的单元，配以中小功率的储能逆变器，形成一个基本的储能单元，再将多个储能基本单元集成在一起形成中大型储能功率系统。

第三是充放电管理。目前基于铅炭电池的"削峰填谷"项目，其电池容量和功率的配比一般为8：1，也即放电倍率为0．125C，煦达溧阳项目采用的电池充放电倍率约为0．164C，放电深度为衰减后电池容量的90％。

梯次利用关键技术在于离散整合和全生命周期追溯

离散整合技术重要包括动力锂电池组拆解和系统集成两个关键技术点，而电池全生命周期追溯技术的实现重要依托其BMS的技术成熟度。

（1）离散整合技术：不同动力锂电池的PACK技术不同，因此，如何更为高效地进行自动化拆解成为有效梯次利用的关键技术点，而根据不同电池模组的性能、寿命等数据进行系统集成，也是梯次利用的关键技术点。

（2）全生命周期追溯技术：通过BMS系统供应的精确SOC、SOH以及SOP等指标估算，可以及时退役用量达到80％容量的动力锂电池，同时该技术也是离散整合技术实现的基础。

以电池编码为信息载体，构建"新能源汽车国家监测和动力蓄电池回收利用溯源综合管理平台"，实现动力蓄电池来源可查、去向可追、节点可控、责任可究，对动力蓄电池回收利用全过程实行信息化管控。

全生命周期管理

针对动力蓄电池设计、生产、销售、使用、维修、报废、回收、利用等产业链上下游各环节，明确相关公司履行动力蓄电池回收利用相应责任，保障动力蓄电池的有效利用和环保处置，构建闭环管理体系。

7．三元电池适宜资源化回收

相较于磷酸铁锂，三元材料电池寿命较短，三元材料电池80％循环寿命仅为800－2000次，且安全性存在一定风险，不适宜用于储能电站、通信基站后备电源等应用环境复杂的梯次利用领域。

但三元动力锂电池由于含有镍钴锰等稀有金属，通过拆解提取其中的锂、钴、镍、锰、铜、铝、石墨、隔膜等材料，理论上能实现每吨大约4．29万元的经济收益，具备经济可行性。

以硫酸镍的生产为例，通过废旧动力锂电池回收处理每吨镍的成本在4万元以下，而直接通过镍矿生产的成本在6万元以上。通过资源化回收获得金属原料的成本低于直接从矿产开发的成本，三元电池的资源化回收具有降低成本的意义。

具备三元材料及前驱体生产量力的专业化处理公司盈利能力更强

动力锂电池回收生产出来的硫酸镍、硫酸钴、硫酸锰等金属盐，可继续加工处理生产出三元前驱体，具有明显的增值空间。

8．磷酸铁锂适宜干法，三元适宜湿法

资源化回收过程包括预处理和后续处理两个阶段

预处理是将废旧锂电池放入食盐水中放电，除去电池的外包装，去除金属钢壳得到里面的电芯。电芯由负极、正极、隔膜和电解液组成。负极附着在铜箔表面，正极附着在铝箔表面，隔膜为有机聚合物；电解液附着在正、负极的表面，为LiPF6的有机碳酸酯溶液。

后续处理环节是对拆解后的各类废料中的高价值组分进行回收，开展电池材料再造或修复，技术方法可分为三大类：干法回收技术、湿法回收技术和生物回收技术。

干法回收技术是指不通过溶液等媒介，直接实现各类电池材料或有价金属的回收技术方法，重要包括机械分选法和高温分热解法。

干法热修复技术可对干法回收得到的粗产品进行高温热修复，但产出的正、负极材料含有一定杂质，性能无法满足新能源汽车动力锂电池的要求，多用于储能或小动力锂电池等场景，适合磷酸铁锂电池。

火法冶金，又称焚烧法或干法冶金，是通过高温焚烧去除电极材料中的有机粘结剂，同时使其中的金属及其化合物发生氧化还原反应，以冷凝的形式回收低沸点的金属及其化合物，对炉渣中的金属采用筛分、热解、磁选或化学方法等进行回收。火法冶金对原料的组分要求不高，适合大规模处理较复杂的电池，但燃烧必定会出现部分废气污染环境，且高温处理对设备的要求也较高，同时还要新增净化回收设备等，处理成本较高。

湿法回收技术是以各种酸碱性溶液为转移媒介，将金属离子从电极材料中转移到浸出液中，再通过离子交换、沉淀、吸附等手段，将金属离子以盐、氧化物等形式从溶液中提取出来，重要包括湿法冶金、化学萃取以及离子交换等三种方法。

湿法回收技术工艺相比较较复杂，但该技术对锂、钴、镍等有价金属的回收率较高；得到的金属盐、氧化物等产品，高纯度能够达到生产动力锂电池材料的品质要求，适合三元电池，也是国内外技术领先回收公司所采用的重要回收方法。

生物回收技术重要是利用微生物浸出，将体系的有用组分转化为可溶化合物并选择性地溶解出来，实现目标组分和杂质组分分离，最终回收锂、钴、镍等有价金属。目前生物回收技术尚未成熟，如高效菌种的培养、培养周期过长、浸出条件的控制等关键问题仍有待解决。

当前回收效率更高也相对成熟的湿法回收工艺正日渐成为专业化处理阶段的主流技术路线；格林美、邦普集团等国内领先公司，以及AEA、IME等国际龙头公司，大多采用了湿法技术路线作为锂、钴、镍等有价金属资源回收的重要技术。

湿法技术进行有价金属回收后再造得到的正极材料，其比容量这一关键性能指标均优于干法技术修复后得到的正极材料。

运营模式

9．国外运营模式

美国：生产者责任延伸＋消费者押金制度

针对废旧电池立法涉及联邦，州及地方3个层面，分别颁布《资源保护和再生法》、《含汞电池和充电电池管理法》等，针对废旧电池的生产、收集、运输和贮存等过程提出技术规范。

借鉴相关相关经验：借鉴美国有关电池回收的成功，良好的回收和运作一定离不开法律的规范，有关我国来讲，制定电池回收相关方法和严厉的监管，才是促进动力锂电池回收的当务之急。

德国：电池生产者承担重要责任

1998年德国成立共同回收系统基金会，电池公司按其电池的市场份额，重量和类型支付管理费用，可以共享基金会的回收网络。

借鉴相关相关经验：有关我国来说，依靠基金会辅助不太实际，生产者承担重要责任似乎更加符合我国国情。毕竟电池生产者有关电池的拆解、再利用更加专业。

日本：国家立法，并对电池生产公司进行补助

借鉴相关相关经验：从日企的成功相关相关经验可以看出，新能源汽车的电池回收体系应该在车辆生产时就及时制定，若考虑不到动力锂电池的解决途径，新能源汽车不仅无法做到节能环保，反而会成为车企和影响人们生活的能源负担。

10．丰田回收模式

1）进入维修体系：对电池进行充放电试验和相关信息的读取，如电池整体状况良好，只是个别单体到达使用寿命，则对这些单体更换后重新组装电池包，可以作为置换电池重新应用于普锐斯汽车上。

2）梯次利用：通过检测，假如回收电池还剩余规定容量，则可以进行梯次利用，应用于分布式储能电池系统，用来平抑、稳定风能、太阳能等间歇式可再生能量发电的输出功率；或者应用于微电网，实行削峰填谷，减轻用电负荷供需矛盾。

2015年，丰田将凯美瑞混合动力车的废旧电池用于黄石国家公园设施储能供电，重新设计了储能电池管理系统，208个凯美瑞电池可存储85KWh电能，将电池的使用寿命延长了两倍。

3）拆解：有关完全丧失再利用价值的电池，则对电池进行拆解和化学处理，完全回收镍、钴等金属，用于生产新的电池，实现循环利用。

2011年，丰田在日本和住友金属合作，实现镍的多次利用，能够回收电池组中50％的镍。丰田化学工程和住友金属矿山为此配置了每年可回收相当于1万辆混合动力车电池用量的专用生产线。

2012年，本田和日本重化学工业公司合作配置了类似的生产线，这条生产线可以回收超过80％的稀土金属，用于制造新镍氢电池。

11．回收主体：生产者责任延伸制度

汽车动力锂电池的回收主体分为汽车生产公司、电池生产公司和第三方回收利用资源再生公司，汽车生产公司作为动力蓄电池回收的主体，三种动力锂电池回收主体将长期并存。

12．商业模式：回收网络＋专业化处理

通过积极和国内动力锂电池厂商和整车厂商建立深度合作关系，专业第三方回收公司正逐步建立起较为完善的回收网络，如豪鹏科技和北汽新能源共建回收网络，超威集团成立子公司长兴亿威专注于回收网络的构建。

锂电池回收领域的"回收网络＋专业化处理"的框架性商业模式已初具雏形，并在动力锂电池生产者及专业第三方回收公司等多方的推动下不断优化。

13．梯次利用经济性要探讨

目前动力锂电池的梯次利用所面对的最大问题就在于成本。根据我国电池联盟的数据，以一个3MW＊3h的储能系统为例，在考虑投资成本、运营费用、充电成本、财务费用等因素之后，如采用梯次利用的动力锂电池作为储能系统电池，则系统的全生命周期成本在1．29元／kWh。而采用新生产的锂电池作为储能系统的电池，则系统的全生命周期成本在0．71元／kWh，铅炭电池、抽水蓄能的综合度电成本已接近0．4元／kWh。

根据《我国能源报》2017年九月十八日的披露，煦达动力锂电池梯级利用溧阳项目储能系统容量1．1MWh，单位系统成本约为1元／Wh；根据项目报道采样的两个日期样本九月五日和九月六日数据显示，当日售电收入分别为629．103元和622．588元。基于以上项目信息我们作出如下假设：

1）项目回收期第1年的每日收益取采样点九月五日和九月六日收益的平均值，也即625．8455元／日；

2）根据应用场景，我们合理假设储能系统每年可有效运行320天，回收期第1年存售电收益约20．027万元；

3）根据磷酸铁锂循环相关相关经验曲线，假设项目运营周期10年，其间退役动力锂电池总容量衰减20％，年均衰减2％；

4）放电深度保持为90％，谷时充电不足的部分由平时充电补足，溧阳市的峰平电价差为0．44元／kWh；

5）本次项目采用集装箱部署，因此暂不考虑场地成本，系统维护费用取年均0．15万元；

6）储能项目考虑享受税收优惠，本次测算取所得税率为10％；静态测算暂不考虑融资成本（贷款利率）。

退役动力锂电池梯次利用项目投资回报测算具体如表23所示。

可以看到，测算中项目税后累计现金流在第6年成为正值，即静态6年回收投资成本，假如能运营满10年，项目全周期的税后内部收益率为9．86％。

投资并购

14．我国铁塔联手17家公司回收

2018年一月四日，我国铁塔公司在北京和重庆长安、比亚迪、银隆新能源、沃特玛、国轩高科、桑顿新能源等17家公司，举办了新能源汽车动力蓄电池回收利用战略合作伙伴协议签约仪式。