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风电光伏不只是发电设备,它们本身也有"寿命"。按测算,2035年中国每年退役的光伏和风电装机将分别达到1.1亿千瓦和0.7亿千瓦,对应约105万吨报废光伏组件与100万吨废弃风机叶片。面对这场"报废潮",回收技术路线怎么选、成本与收益如何权衡、产业链为何迟迟没有成型?这份行业概览报告给出了光伏组件与风电叶片两条主线的解答。
核心判断
- 2035年退役光伏、风电装机分别达1.1亿千瓦/年和0.7亿千瓦/年。
- 玻璃占晶硅组件质量68%,铝边框超17%,硅片3.46%,合计超88%。
- 三种光伏回收法成本:物理粉碎法34元/kWp最低,化学热解法57元/kWp最高。
- 物理粉碎法回收经济效益343元/kWp,占组件价格19%,为三法最高。
- 废弃叶片回收中热回收法对纤维性能影响小于机械回收,更具前景。
脱水解读
报废潮将至:风光退役装机的规模有多大体量
对光伏而言,报告认为现阶段中国回收规模较小、未形成相应产业链。要<|DELIM_L|>实现高效、低能耗、低成本回收,争取更大的市场竞争力,除了研发先进的工艺和装备,国家有关部门和行业有关机构在政策上的支持对光伏组件回收行业前期实现产业化发展至关重要。
光伏组件拆开看:哪些材料真正值钱
报告还提到晶体硅光伏组件一般分为单晶硅和多晶硅两种,其中单晶硅光伏组件技术最成熟、转换效率最高,但两种组件主要结构相同。报告由此得出结论:对光伏组件进行合理的回收利用,既有利于节约资源、减少对原生资源的开采,又可以带来可观的经济回报。
光伏回收的三条技术路线:流程与成本账
化学浸泡法利用EVA或POE在化学溶剂中氧化分解,浸泡层压件实现分离。报告称该方法<|DELIM_L|>硅的回收和再利用率一般可以达到90%以上,且能得到完整的硅片;但废液需进一步处理,工艺控制不当会造成EVA或POE过度膨胀挤碎太阳电池,大规模应用具有一定难度。
在成本上,报告以1kWp晶体硅光伏组件回收为例分析:化学热解法回收成本57元/kWp,化学浸泡法44元/kWp,物理粉碎法34元/kWp。对应经济效益分别为333元/kWp、321元/kWp和343元/kWp,分别占组件价格(以1800元/kWp计)的18.5%、17.8%和19%。报告强调,回收还不能实现较大收益的主要原因并不是主流处理方式成本过高,而是废旧光伏组件回收尚未形成产业链,拆卸运输、拆解等环节成本依旧巨大。
风电叶片:从成本结构到玻纤的寡头格局
在风机主要部件及可回收材料分解中,机舱的主要可回收材料包括铜、钕磁铁、铝、钢铁等,叶片的主要可回收材料是玻璃纤维/碳纤维树脂复合材料。报告认为,回收利用可以从源头上减少风机叶片生产及回收过程中由于原材料使用所产生的碳排放。
废弃叶片回收:机械、热回收、化学三条路怎么比
化学回收包括超临界流体法和溶剂分解法,难度大、成本高但回收效果更好。超临界流体法使用水或醇作为分解介质,回收工艺清洁无污染,但要求高温高压、对设备要求高、成本高、安全系数低,仍处于实验室阶段;溶剂分解法对纤维和树脂回收效果较好,但大多数溶剂有毒且价格较高,降低了可持续性。
报告综合判断:与机械回收法相比,热回收法和化学回收法得到的纤维可以保持更长的长度和更少的损伤,应用更广泛;化学回收法需要特定溶剂、暂不具备普适性;目前已达工业规模的是机械回收法和热回收法。热回收法相较于机械回收法对纤维性能影响较小,故具有一定前景。在热回收各方法中,热解法已发展到工业水平,热解产生的高热值液体和气体可被收集用作燃料或二次资源,为消除纤维表面热解炭层还需对热解产物进行氧化。
政策与产业化:回收卡在哪一环
对风电叶片,报告建议开发和应用者提前做好研究工作:一方面加快研制新型环保材料步伐,制备可持续发展的新型叶片;另一方面针对现役或未来很长一段时间的热固性树脂基复合材料进行回收利用。报告还提到,国外对普遍采用的热固性树脂基复合材料退役叶片多采取堆积方式处理,占用大量土地资源,也对当地环境造成极大污染。
图说解读
2035年风光退役规模测算
这张图把报告中最具冲击力的一组数字放在一起:2035年中国光伏和风电装机量将分别达到15亿千瓦和11亿千瓦,而每年退役的光伏和风电装机量将分别达到1.1亿千瓦/年和0.7亿千瓦/年。按此推算,每年对应产生报废光伏组件约105万吨、废弃风机叶片约100万吨。
两组退役量几乎处于同一量级,意味着光伏和风电的回收压力将在同一时期叠加出现,而不是先后到来。报告由此判断,风电叶片退役带来的环境污染问题不容忽视,如何有效回收利用是巨大考验同时也是巨大机遇。
晶硅组件物质重量占比
报告给出的晶体硅光伏组件物质重量占比中,玻璃占68.02%,铝边框占17.74%,EVA占6.76%,其他占7.48%,硅片占3.46%,TPT背板占3.51%,银镀层和铝镀层合计不足0.6%。玻璃、铝边框、硅片三者合计占比超过88%。
这张图说明组件回收的主体物质是玻璃和铝边框,回收价值高的硅、铜、银虽然在重量上占比很小,却是决定回收经济性的关键。报告因此强调,组件中含有大量潜在的可重复利用资源,铝框架、银网格线、锡铜线和玻璃经加工可获得工业产品。
三种光伏回收法的成本对比
报告以1kWp晶体硅光伏组件回收为例,测算了三种方法的费用(已去除设备折旧、人工成本等)。化学热解法回收成本最高,为57元/kWp;化学浸泡法44元/kWp;物理粉碎法最低,为34元/kWp。
对应经济效益,物理粉碎法最高,为343元/kWp,占组件价格(1800元/kWp)的19%;化学热解法333元/kWp,占18.5%;化学浸泡法321元/kWp,占17.8%。报告据此指出,废旧组件回收不能实现较大收益的主因并非处理成本过高,而是回收尚未形成产业链,拆卸运输、拆解等环节成本依旧巨大。
风电整机结构成本构成
报告的风电整机结构成本数据显示,塔架占29%,叶片占22%,齿轮箱占13%,轮毂占10%,机舱占8%,变流器占6%,轴承占5%,发电机占4%,底座占3%。叶片以22%的占比位居第二,是风力发电机的核心部件之一。
报告特别指出,叶片约占风机总成本的20%左右,其设计好坏直接关系到风机的性能以及效益。叶片制造材料从亚麻布蒙木板发展到钢材、铝合金,直至目前广泛应用的玻璃钢,材料演进也决定了退役后回收路线的选择。
废弃叶片三种回收方法对照
报告把废弃叶片回收方法归为机械回收、热回收和化学回收三类。机械回收成本低、工艺简单、无有害气体,但处理能力弱,回收纤维机械性能损失严重,回收物市场价值低。热回收包括热解法、流化床法和微波热解法,其中热解法已发展到工业水平,再生碳纤维相比原生碳纤维的强度损失为10%。
化学回收包括超临界流体法和溶剂分解法,回收效果更好但难度大、成本高。超临界流体法要求高温高压、对设备要求高,仍处于实验室阶段;溶剂分解法所用溶剂大多有毒且价格较高。报告判断,已达工业规模的是机械回收法和热回收法,化学回收法暂不具备普适性。
叶片热解回收工艺流程
报告给出了废弃风电叶片热解回收的工艺路径:先将风力机叶片进行粉碎等初步处理,在隔氧、一定温度和适宜反应条件下热解,再经分离得到气体(热解气,含烷烃、烯烃、合成气等)和液体(焦油),进一步分离得到固体(纤维、填料、金属件等)。
报告指出,热解所产生的高热值液体和气体可以被收集并用作不同制造步骤的燃料或二次资源。为消除聚合物热解后纤维表面形成的热解炭层,还需要对热解后的产物进行氧化,通过优化工艺参数可以实现机械性能损失最小化。
数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 玻璃 | 68.02 | % | 第3页 |
| 铝边框 | 17.74 | % | 第3页 |
| 其他 | 7.48 | % | 第3页 |
| EVA | 6.76 | % | 第3页 |
| TPT背板 | 3.51 | % | 第3页 |
| 硅片 | 3.46 | % | 第3页 |
| 铝镀层 | 0.46 | % | 第3页 |
| 银镀层 | 0.05 | % | 第3页 |
这组数据揭示了晶硅光伏组件"以玻璃和铝为主"的物质结构。玻璃占68.02%,铝边框占17.74%,两者合计超过85%;硅片仅占3.46%,银镀层仅占0.05%,但它们恰恰是回收价值最高的成分。 报告指出,玻璃、铝边框、硅片三者占比超过88%,组件中含有大量潜在的可重复利用资源。铝框架、银网格线、锡铜线和玻璃经加工可获得工业产品,晶体硅面板中的铟、镓、锗、碲等稀有金属可回收用于新设备生产。对光伏组件进行合理回收既节约资源,又能带来可观经济回报。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 化学热解法回收成本 | 57 | 元/kWp | 第6页 |
| 化学浸泡法回收成本 | 44 | 元/kWp | 第6页 |
| 物理粉碎法回收成本 | 34 | 元/kWp | 第6页 |
| 化学热解法经济效益 | 333 | 元/kWp | 第6页 |
| 化学浸泡法经济效益 | 321 | 元/kWp | 第6页 |
| 物理粉碎法经济效益 | 343 | 元/kWp | 第6页 |
| 经济效益占组件价格比(物理粉碎法) | 19 | % | 第6页 |
报告以1kWp晶体硅光伏组件回收为例,估算了三种方法的回收成本(已去除设备折旧、人工成本):化学热解法57元/kWp、化学浸泡法44元/kWp、物理粉碎法34元/kWp。经济效益方面,物理粉碎法最高为343元/kWp,化学热解法333元/kWp,化学浸泡法321元/kWp。 以组件价格1800元/kWp计算,三种方法的经济效益分别占组件价格的19%、18.5%和17.8%。报告由此判断,主流处理方式下的经济效益较高,回收难以实现较大收益的原因不在处理成本,而在产业链未形成,拆卸运输与拆解环节成本仍然巨大。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 塔架成本占比 | 29 | % | 第4页 |
| 叶片成本占比 | 22 | % | 第4页 |
| 齿轮箱成本占比 | 13 | % | 第4页 |
| 轮毂成本占比 | 10 | % | 第4页 |
| 机舱成本占比 | 8 | % | 第4页 |
| 2035年风电退役装机量 | 0.7 | 亿千瓦/年 | 第2页 |
| 2035年废弃风机叶片量 | 100 | 万吨 | 第2页 |
| 国内玻纤产能CR3占比 | 70 | % | 第4页 |
这组数据把风电叶片的"成本位置"与"退役规模"放在一起。叶片占风电整机结构成本的22%,报告另述其约占风机总成本的20%左右,是继塔架之后的第二大成本项。到2035年,每年退役风电装机将达0.7亿千瓦/年,对应废弃风机叶片约100万吨。 上游材料端,玻纤行业已形成较明显的寡头竞争格局,以中国巨石、泰山玻纤、重庆国际为代表的龙头企业,CR3占国内玻纤产能的70%以上。报告认为,回收利用可以从源头上减少叶片生产及回收过程中原材料使用产生的碳排放。
附件资料
2022年中国风电、光伏回收行业概览:“报废潮”来袭,如何打通绿色产业链的最后一公里?(摘要版)--头豹研究院.pdf
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