动力电池的回收市场前景如何？未来收入可观么？

全球新能源汽车产业发展迅速，车型主要以纯电动和插电式混合动力车型为主；销售地区主要在日本、美国、中国、英国等，目前中国成为全球最大的新能源汽车市场，随之而来的是，车用电池的处理必然成为重要的议题。日前，工信部发布了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》，此后，国务院办公厅又印发《生产者责任延伸制度推行方案》（以下简称《方案》），倡导绿色制造，保护生态环境，其中对汽车生产和动力电池回收提出具体要求。

有人从中看到这是一个巨大的市场机遇，有人从中看到这是很难解决的社会问题，也有人认为这是一场生态灾难。。。。。。那么，动力电池的回收到底能赚钱么？是一笔好生意么？市场有那么大么？具体来讲，到底如何回收？如何处理？政府有什么样的政策导向，有哪些企业做的好？

一、动力电池回收产业发展背景：

中国从2009年开始推广应用电动汽车至今，已超过7年时间。随着近年来我国新能源汽车推广使用数量的快速上升，动力电池陆续开始进入大规模报废期。日前，工信部发布了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》，此后，国务院办公厅又印发《生产者责任延伸制度推行方案》（以下简称《方案》），倡导绿色制造，保护生态环境，其中对汽车生产和动力电池回收提出具体要求。

中国目前已具备技术能力强、环保水平较高的镍氢电池、锂电池回收利用企业。部分已在汽车动力电池拆解、回收利用上开展了大量工作，积累了实践经验；于此同时，为适应新能源汽车大规模推广带来的市场需求，一些科研院所正积极开展动力电池回收利用工艺研究，并联合企业开展商业化探索。

二、动力电池回收产业市场预测：

动力电池回收场景来源于新能源车的推广，市场盘子取决于新能源汽车整体情况。据中国汽车工业协会数据统计，2015年新能源汽车产量达34.05万辆，销量33.11万辆，同比分别增长3.3倍和3.4倍。2016年，中国新能源汽车销量达50.7万辆，同比增长超过50%，其中，新能源乘用车销量达32.9万辆。中国新能源汽车销量在整个车市的占比达到1.8%，保有量接近100万辆。

中国新能源汽车在销量、销量占比、保有量等方面均保持着世界第一的地位。同时，据中国电动汽车充电基础设施促进联盟统计，我国公共类充电桩建设、运营数量接近15万个，相较于2015年末的4.9万个增加2倍以上，中国也已成为充电基础设施发展最快、保有量最大的国家。

预计2017年我国新能源汽车销量将达80万辆，其中乘用车销量占比将从去年的65%提升至70%左右。

伴随新能源汽车的发展，车用动力电池的需求量和报废量将与日俱增。预计到2020年，中国汽车动力电池累计报废量将会达到20万吨的规模。

作为新能源汽车的核心零部件，动力蓄电池出货量持续高增长。按照相应的报废标准，2015年国内报废动力电池累计为2万~4万吨，对应的电池回收率仅2%。根据中国汽车技术研究中心的预测，到2020年，我国累计报废动力电池将达12万~20万吨。

业内预计，废旧动力蓄电池回收市场将从2018年开始暴发，当年即可达50亿元规模；到2020年和2023年，废旧动力蓄电池回收市场规模将进一步增长至136亿元和311亿元。结合汽车报废年限、动力电池寿命等因素，对电动汽车动力电池报废量进行了预测，到2025年中国电动汽车用动力电池年报废量或可达到35万吨的规模。

三、相关政策法规盘点：

随着近年来中国新能源汽车推广使用数量的快速上升，部分动力电池开始进入报废期。政府高度重视动力电池回收利用，已经开始研究制定相关政策和标准。日前，工信部发布了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》，此后，国务院办公厅又印发《生产者责任延伸制度推行方案》（以下简称《方案》），倡导绿色制造，保护生态环境，其中对汽车生产和动力电池回收提出具体要求。盘点历年政策，要求愈发具体，为产业发展指明了方向。

四、动力电池回收企业及模式盘点：

目前，专门进行动力电池回收企业有邦普集团、格林美、金泰阁、芳源环保、江门市长优实业有限公司等。

梯次利用方面，国家电网、中国电科院、北汽新能源、普莱德等进行了梯次利用、商业储能等示范。

（一）动力电池回收工艺

针对废旧动力电池回收的需求，目前代表性的主要有邦普公司的定向循环工艺和格林美公司社会集散与企业收购相结合的模式。

A：定向循环工艺（邦普为代表）：产品——废弃物——再生资源——原产品

首先通过物理拆解得到电池单体，之后切割得到外壳、电芯；之后电芯部分球磨、破碎、热解、浸出等预处理工艺得到镍、钴、锰、锂的精料溶液，之后经特制萃取剂萃取，可将Li离子萃出。剩余镍钴锰通过化工盐和煅烧等手段制备镍钴锰酸锂三元材料。

此种镍钴锰综合回收率达98.5%，经济性显著。

B：动力电池材料再合成工艺（中科院过程所、中南大学、哈工大为代表）：机械拆解——粉碎分选——分别处理——材料修复——电池再制造。

以中南大学为例，在自动化程度较高的情况下（已经建立中试线），废旧电池壳体分解为电解液、隔膜、铜粉、铝粉、正极废粉、负极废粉。其中，电解液以混合溶液形式回收，正负极材料进行材料修复，最终重新修复为电池能用的材料。

回收率方面估算：铝合金外壳、铜块、铜粉、橡胶、废塑料、不锈钢都有95%及以上的回收率，磷酸铁锂、铝粉、石墨也具有90%-93%的回收率。

经济性方面估算：毛利率33.4%，净利率25%

C：格林美对电池等含镍钴废弃物采用向社会集散采集收购和向企业收购相结合的回收模式。

区域部点，培育个体收购商——建立废旧电池回收体系

企业收购模式：废料搜集——深度循环——深加工；

D：江门市长优实业有限公司，采用机械+湿法工艺，生产球形氢氧化镍，镍钴锰氢氧化物等。

E：其他进展：

  国网北京市电力公司、北京工业大学、北京普莱德建立的汽车动力电池梯次系统利用及回收示范线开始运营，实现了动力电池利用效率最大化及环保回收。在电动场地车、电动叉车、电力变电站直流系统上进行改装示范，经实测电池性能优于铅酸电池，建于北汽新能源基地的废旧锂电子动力电池回收示范线，处理能力达到日均100颗电芯，利用再生法正极材料回收利用率达85%以上，锂电芯回收率80%以上，极片的铜箔、铝箔回收率达99%，同时电解液可进行无害化处理。

电改9号文中提出，电力体制改革要管住中间，放开两端，要有序放开输配以外的竞争性环节的电价。这就是说，上网电价不再像从前那样由发改委核定，而是由各发电企业彼此竞争决定。政府主要核定输配电价，输配电价也会逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这就是大家说的，电改的一大本意是要恢复电力的商品属性。

　　但是电改本身并不是孤立的或者封闭的。在全球共同应对气候变化的大环境下，我国作为世界第二大经济体和全球最大的碳排放国，温室气体减排任务艰巨，能源结构亟待转型。在这个大背景下，任何一个与能源相关政策都要与之呼应，电改也一样，最直接的一点，就表现在能够转化为电能的可再生能源上。

　　电改9号文中列举了亟待通过电改解决的几个主要问题，其中一个问题就提及“节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存”。国家发改委、国家能源局也紧跟9号文发布《关于改善电力运行 促进清洁能源多发满发的指导意见》。社会上，近几年关于可再生能源消纳难的讨论从未停止过。

　　可以说，作为二次能源的电力，承接着一次能源消费结构转型的重担，而电力体制改革成为解困可再生能源消纳难的希望所在。

　　识别消纳难

　　解决问题之前，先要识别问题，对于可再生能源消纳难，原因是多方面的。

　　供给端，我国电力装机容量总体过剩，风电、光伏新增装机容量已经跃居世界第一。国家能源局发布的数据显示，2015年我国全口径电力装机容量达150673万千瓦，与弃风、弃光、弃水问题相比，弃煤问题更严重，弃煤率已经超过20%。所以消纳难已经不仅仅是可再生能源面临的问题。

　　需求端，我们的研究结果显示，过去七、八年间，对水泥、钢铁等产业近16万亿元的投资仅增加了产能而未能产生收益，这种错误投资直接导致当下经济增速放缓，全社会用电量增速下滑。数据显示，2015年我国全社会用电量55500亿千瓦时，同比增长0.5%，明显低于2014年的3.7%和2013年7.5%。

　　一个需要被注意到的事实是，在国家能源局规划内的可再生能源都已经被消纳，被弃的可再生能源都是规划以外的部分。规划外的风电、光伏等装机容量增多，超过了按规划建设的电网等级承载量，而电网建设又有一定的滞后性，这也是一部分可再生能源传递不出去的原因。

　　加入清洁电力机制

　　破解可再生能源消纳难，可以在电改中引入清洁电力机制，即在电力传输的中端借鉴国际通行的绿色电力调度，在末端对各省清洁电力消费实行配额制。

　　绿色电力调度是一种国际化选择，我们可以引入。在做电力采购的时候，将可再生能源的定价为0或者一个很低的价格，使其在竞价排序的时候，永远排在最前面，电力用户最先使用的也都是可再生能源，之后才是其他能源，这就可以使得可再生能源多发多用。

　　可再生能源配额制是我国现阶段可以采取的一种选择。我国各地资源禀赋不同，有些地区可再生能源充沛，难以完全本地消纳，需要进行跨省传输。可以借助政策，规定各省清洁电力消费需占该省全年用电量一定比重，比例不足则需要自行在电力市场跨省购买，以此来促进可再生能源跨省传输，扩大消纳范围。

　　清洁电力机制解决了可再生能源的消纳问题。但在发电端，上网电价放开，意味着清洁能源要以低于自身成本的价格来与煤电竞争，要促进清洁能源发展，补贴还得持续，应对清洁能源补贴缺口问题，方式有二：

　　第一种方式是提高居民用电价格。电力体制改革就是要解决电力倒挂问题。我国工业企业用电量大，用电成本最高；居民用电量小，用电成本低，一直是工业用电在补贴居民用电，这与发达国家情况相反。其实工业企业用电成本高，最终反映在生产产品的价格高，这部分费用看不见，但却加重了居民的生活成本，与其这样，不如提高居民用电价格，让居民支付看得见的成本。

　　现在我国居民用电价格地区差异很大。北京地区居民用电水平已与发达国家相当，但价格依旧是2006年核定的0.485元/千瓦时，考虑到通货膨胀的因素，现在北京居民的用电成本相当于2006年的60%，与其他省市相比，用电成本偏低，居民收入水平与用电成本严重不对等。所以提升居民用电成本，重点落在收入高但用电成本低的地区。据我们研究测算，只需将现在的可再生能源居民用电附加值从1.9分钱提高到5分钱，即可解决可再生能源的补贴问题。

　　第二种方式是对煤电征收碳税。这里传导机制可以有两种，一是用征收的碳税补贴可再生能源发电，预计千万元碳税即可解决现在的可再生能源补贴难题；二是改善现在的碳配额交易制度，实行一旦排放温室气体就征收碳税，提升煤电企业发电成本，预计每度电成本增加3～5分钱，这样可再生能源与煤电成本基本相当，也就有了市场竞争力。

　　电力消费的最终趋势是，煤电会主要担任调峰的角色，但仅仅给予电量电价肯定不足以覆盖其成本，可以按照国际通行的做法，给予煤电容量电价，让煤电负担的成本与社会其他产业成本达到一个平衡，从而实现能源安全与二氧化碳减排的双重目标。

　　能源系统必然转型

　　由于我国要实现大气雾霾改善目标和气候变化目标，我国的能源系统必然转型，而且转型速度还会很快。因而大规模发展可再生能源是一个基本趋势，现在不转型未来的成本会更高。因此需要全力发展促进可再生能源，打造一个适合大规模可再生能源接入的电力供应系统。短期内就必须要开始规划和安排，同时统筹化石燃料发电的缩减，在避免大量社会问题出现的前提下合理安排燃煤电站的自然退出，避免大量的沉没成本。同时也要考虑适当的电价调整，适应燃煤电站更多调峰，让燃煤电站在减少发电利用小时的情况下给予容量和调峰电价，构造一个在大规模可再生能源接入的情况下安全的能源供应系统。