中国新能源汽车已经出现了泡沫，废弃电池如何处理为何成了最大难题

截至2018年底，我国新能源汽车保有量已突破300万辆大关。在我国成为世界新能源汽车第一产销大国的同时，也成了世界最大的新能源汽车动力蓄电池生产和消费国。面对如此庞大的新能源汽车市场，诸多问题也迎面而来，电动车使用一定年限之后，淘汰之时，动力蓄电池的回收就是其中最大的挑战。新能源汽车推广应用的根本目的就在于节能环保。如果，新能源汽车动力电池报废后，不加以合理利用与正确处理，而任由其自生自灭，甚至胡乱抛弃，造成电池里的有害物质四处污染，这是与国家推广应用新能源汽车的初衷相违背的。2018年8月1日，由工信部、科技部、环境保护部、交通运输部、商务部、质检总局、能源局联合制定《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》，正式实施，旨带来污染，旨在解决新能源汽车动力电池回收利用问题，确保它不会对环境造成污染，不会给社会留下隐患，主要措施是：1.实施全生命周期溯源管理。通过信息采集与管理等功能，实现动力蓄电池来源可查、去向可追、节点可控、责任可究，从而有效监管电池各环节责任主体的回收利用责任落实，这是《办法》为推动动力电池回收利用而推出的重要措施。2.确立生产者责任延伸制度。新能源汽车生产企业承担动力蓄电池回收的主体责任，要建立并公布回收服务网点，通过4S等网点回收电池；梯次利用企业要承担起梯次利用产品生产者的回收责任，保障动力蓄电池的有效利用和环保处置。具体来说，就是车企通过4S等服务店回收报废动力电池，然后移交给梯次利用企业。梯次利用企业根据电池状况，把车企移交的电池进行区分，衰减率在20%-40%之间的，进行梯次利用，比如生产充电宝、给储能电站使用、作为电动自行车蓄电池等；衰减率在40%以上的，进行拆解分解，作再生处理。在再生环节，不同的电池有不同的办法处理。对于三元锂电池而言，比较常用的是湿法回收技术。这种办法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，主要包括湿法冶金、化学萃取以及离子交换等三种方法。湿法回收技术工艺相对比较复杂，但该技术对锂、钴、镍等有价金属的回收率较高，是国内外技术领先回收企业所采用的主要回收方法。对于磷酸铁锂电池而言，主要采用干法热修复技术，即不通过溶液等媒介，直接实现各类电池材料或有价金属的回收技术方法。无论是哪种方法，最后都能对锂电池进行有效分解，而不会留下任何污染物。作为消费者，我们在电池报废时，要主动将废弃电池交给服务店回收利用。

我们从去年一直看好新能源行业。这一判断基于两个原因：基本面转好和政策支持力度加大。在这篇文章里我们讨论基本面的变化，在下一篇文章里我们会讨论政策方面的支持。

万亿级电力市场，电力供应在未来能源消费中仍将处于提升态势。 2019年全国发电装机容量210,066 kW，同比增速5.8%，新增发电装机量12,184 kW；全 社会 用电量为72,255亿kWh，同比增速4.5%，按照全国工商业用电均价0.6188元/kWh计算，用电环节市场规模为4.47万亿。由于电能具有运输安全、能源转换方便、易于实现机械化以及存在与信息化深度融合的潜力等诸多优势，电力正逐渐取代煤炭成为最主要的供能品种。根据国网公司预测，2050年电能将贡献50%的发电量。

电力能源中，新能源发电的提升更是大势所趋。 能源需求的持续增加与低碳环保的约束存在矛盾，这种矛盾必须通过生产端的清洁化来解决。非再生能源总有枯竭的一天，目前非再生能源的储量只能支撑化石能源41年的开采时间，天然气、煤炭则为65年和155年。此外，上述非再生能源在发电过程中会造成较严重的环境污染。因此新能源必将逐步替代传统非再生能源（图1）。新能源中，水电对生态环境危害较大且受资源禀赋限制；光伏和风电由于发电成本低、环境污染小，未来将成为新能源主流；核电、生物质发电随着技术成熟也将贡献部分发电量。国网公司判断，2050年新能源使用量将达到一次能源的50%。

随着光伏、风电等新能源度电成本的进一步下降，新能源装机量将快速提升。 过去10年，新能源度电成本快速下降：1. 全球范围看，光伏度电成本下降到了0.05美元/度，降幅达86%；风电为0.045美元/度，降幅达67%，均低于火电的0.102美元/度和气电的0.06美元/度，已经实现平价。2. 国内的标杆电价较低，为0.25 – 0.453元/度。① 陆上风电有望短期内达到平价。 2019年国内陆上风电度电成本为0.315 – 0.565元/度，平均0.393元/度，国网公司预计到2025年风电度电成本将下降为0.20-0.23元/度，实现平价；② 光伏已基本实现平价， 光伏平价分为三个阶段：工商业用户侧平价（分布式）、居民用户侧平价（分布式）、发电侧平价（集中式电站），比较基准分别为工商业售电价格、居民售电价格和脱硫煤标杆电价。2020年，光伏度电成本下降到了0.35元/度，已低于脱硫煤标杆电价，实现平价（图2）。预计未来新增电力装机中，以光伏和风电为代表的新能源发电设备将加速取代火电。

电网侧消纳新能源能力的提升，也是确保新能源替代传统能源的关键条件。 电网侧多举措促进新能源消纳：包括跨省跨区通道建设、市场交易、优化调度、装机控制、火电灵活性改造等。2015-2019年，我国新能源消纳矛盾持续缓解，新能源弃电量下降为215亿kWh，同比降低35.2%，利用率由2015年的85.3%上升到2019年的96.7%，确保了清洁能源所发的电能够被充分利用（图3）。

因此我们认为，从基本面来看，光伏、风电等新能源在发电侧取代火电是大势所趋，新能源可替代的能源市场空间大，较传统能源具有经济性优势，投资新能源行业中的优质公司将有助于获得超额收益。在下一篇文章里我们会讨论政策面的变化对新能源行业的影响。

新能源发电装机持续快速增长

新能源发电是指利用传统能源以外的各种能源形式，包括太阳能、风能、生物质能、地热能、潮汐能、生物质能源等实现发电的过程。

2019年我国新能源发电新增装机容量5610万kW，占全国新增装机容量的58%，连续三年超过火电新增装机。截至2019年底，新能源发电累计装机容量达到4.1亿kW，同比增长16%，占全国总装机容量的比重达到20.6%。

2019年我国新能源发电量达到6302亿kW h，同比增长16%，占全国总发电量的8.6%。

新能源利用率持续提高

2019年我国新能源消纳矛盾继续缓解，新能源弃电量为215亿kWh，同比下降35.2%，利用率达到96.7%，同比提升2.5个百分点，提前一年实现新能源利用率95%的目标。

中国新能源行业融资前景分析

新能源企业一般是中小型民营企业，在我国境内融资存在困难。首先，银行不愿意贷款给规模不大、前景不明的中小企业其次，中国的风投或私募基金难以对某个行业进行长期深入研究，不了解技术成熟度等关键性问题，对投资新能源持观望态度。第三，中国市场变数相对较多，像市盈率等关键数据难以准确计算。

目前国内电站处于洗牌的过程中，洗牌的过程中，国企和民企的选择截然不同。国企在发展的压力下，必须加注在风电、光伏领域，而且主要精力放在大型基地项目上。而民营企业则在逐步出售原来的地面项目，补贴拖欠是原因之一，但核心问题还在于部分民企杠杆过高、成本过高。在银行的不良贷款中很大一部分来自于新能源领域。这些不良贷款的记录直接影响了银行对新能源企业和项目贷款的态度。新能源行业下一步的融资前景依旧严峻。

——更多数据及分析请参考于前瞻产业研究院《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》。

随着新能源 汽车 产量和消费量逐年递增，电池报废率也随之增加。2013年前后是国内新能源 汽车 大规模推广的起点，按照动力电池设计使用年限普遍为5到8年，那么2020年前后无疑是动力电池的 报废高峰期 。据估算，2020年国内累计退役的动力电池规模或将达到 20万吨 （约25GWh） ，2025年累计退役量约为 78万吨 （约116GWh） 。

在如此巨量的退役电池面前，电池报废后该如何处理成为最大的难题。 众所周知，废弃电池内含有的多种贵金属和危险物质，如若处理不当不仅会造成 资源浪费 ，更有可能造成 环境污染 ，所以废旧电池综合回收及处理一直是新能源业内焦点。

目前来看，国内对于废旧动力电池的回收和利用主要有两种方式，一种是 再生利用 ，另一种是 梯次利用 。

先来说说再生利用，它是是对废旧电池进行 拆解、破碎、分选、材料修复或冶炼等处理后进行资源化利用 。以常见的三元锂电池为例，内部含有大量的锰、镍、钴等有色金属，就算长期使用，直到电池衰减到初始容量的30%以下，里面的一些金属元素仍可以被回收利用，从而被重复利用再加工，尤其是钴和镍更是较为稀缺的矿藏资源。 不过电池回收工艺的过程极为复杂，成本也极高。

听起来很简单，但实际操作的难度很大。首先是要对电池进行彻底放电，然后对电池内部各种材料如隔膜、电解液、正极、负极等材料等进行拆分，取出各部分材料，最后才能冶炼回收金属元素。

目前国内动力电池的主流回收工艺有几种，如 物理拆解 、 干法冶金 、 湿法冶金 等几种工艺，不同的工艺处理都有各自的优缺点，而且针对不同类型的电池也有不同的回收工艺。比如湿法冶金适合磷酸亚铁锂电池的回收，优点是工艺 稳定性好 ，不足在于 成本高 和 工艺复杂 。而干法冶金回收钴和镍的效果更好，优点是 工艺简单 ，但 污染较大 ，这里需要专业的防污染措施。

由于电池回收难度之大，所需要投入的人力物力无疑也是巨大的。有数据显示，目前1吨磷酸铁锂电池回收成本在 8500元 左右，而经过一系列回收处理之后， 市场价值仅9000元左右 ，基本没什么利润可言。

值得注意的是，目前电池回收业务除了小部分被掌握在有资质、有规模且正规的大型第三方回收企业旗下之外，很大一部分退役电池还是被一些作坊类企业分摊，这些非正规的小作坊通过分散的中介将4S店或者废弃回收站里的关系收集动力电池，使用原始、低成本的手工拆解方法将电池拆解后，再加工卖给相关企业赚取利润，但由于非专业拆解以及废液处理，因此环境污染、甚至爆炸的风险较高。

梯级利用是对废旧电池进行必要的检测、分类、拆分、电池修复或重组后，当电池容量降至初始容量的70-80%以下，动力电池就难以满足 汽车 续航要求， 但这些动力电池却可以重新用于低速电动车、电动工具、太阳能/风能储能装置等领域。

在正规的梯级回收利用中，符合安全标准的退役 汽车 动力电池会找到一个“ 新岗位 ”，尽量 榨干它们的剩余价值 。例如给动力/续航需求较弱的电动车辆使用、给通讯基站、路灯等装置当储能装备。

整体来看，梯级利用的一大优势是 无需把电池完全拆解，更环保也更安全 。但经济效益较低，毕竟这些退役电池主要应用在储能、照明等领域，未免有点大材小用。尽管梯级利用的产生的效益有限，但也是今后动力电池回收利用行业的重点方向，因为不可能所有的闲置退役电池都能被快速的再生利用， 而梯级利用恰好是一种周期较长的电池回收方式 。

如今的电池回收市场，主要的参与者有第三方的电池回收企业 （格林美、邦普等） 、电池生产厂商 （宁德时代、比亚迪等） 、电池材料生产厂商 （赣锋锂业、华友钴业等） 以及小作坊等。值得一提的是，随着此前工信部文件提出 谁产谁负责 ， 谁污染谁治理 ，明确了 汽车 生产企业将承担动力蓄电池回收的主体责任，主机厂也在陆续布局电池回收业务。特斯拉去年底也在官网上宣布上线电池回收服务。

不过，由于车企不可对电池进行直接拆解，因此大多数车企选择与电池回收企业合作的方式，这其中 既有梯级利用，也有通过再生利用 。比如比亚迪利用e6车型回收的磷酸铁锂电池组建造了浙江省最大规模的梯次储能电站、比亚迪、三星联合格林美公司成立了福建格林美再生资源有限公司、博世联合宝马集团，用退役电池建造大型光伏电站储能系统。而特斯拉在去年9月份也上线了电池回收服务，官网表示， 报废的锂离子电池均不会做填埋处理，可100%回收利用。

此外，诸如像丰田、大众、通用这样巨头车企都建立了各自完整的电池回收体系，似乎为未来大量退役电池做好了准备。

虽然电池回收的参与者众多，但国内电池回收体系的规范尚未形成。近期发布的 《新能源 汽车 产业发展规划（2021-2035年）》 ，再次强调了完善动力电池回收、梯级利用和再资源化的循环利用体系，鼓励共建共用回收渠道，建立健全动力电池运输仓储、维修保养、安全检验、退役退出、回收利用等环节管理制度，这将引导动力电池回收利用行业朝着更规范更 健康 的方向发展。

（文/电车资源 大师兄）

对于曾经长期负担基本负荷的火电厂来说需要进行改造、频繁启停，最重要的是降低发电小时数无异于自断财路。

04月08日，山西能源局关于火电灵活性改造发文:一、提高认识，积极开展灵活性改造工作

受新冠疫情及春节影响，2020年1-2月份，全省用电负荷长期低位徘徊，为了兼顾民生供热与新能源消纳，在省内供热机组连续30天按保供热最小方式运行的情况下，仍出现了6.6亿千瓦时的弃电量，弃电率远远高于全国平均水平，我省电源侧调峰能力不足与新能源消纳的矛盾持续加深。在新能源快速发展、装机占比大幅增长的背景下，火电企业尤其是供热企业，除提供稳定的电力热力供应外，还需承担新能源消纳的调峰义务。因此，火电企业要进一步提高认识，准确把握煤电机组发展趋势，主动转变观念，积极开展灵活性改造工作，要创新机制，拓展融资渠道，积极吸引 社会 资本投资， 探索 企业发展新途径，进一步提高新能源的消纳能力。

二、加快改造，主动承担新能源消纳任务

各发电集团要根据集团内省调火电机组与新能源发电机组的装机情况，尽快确定2020-2022年本集团的火电机组灵活性改造计划，并于3月31日前报省能源局。原则上各集团煤电机组的调峰能力应与新能源装机容量相匹配，2020年底各发电集团煤电机组改造容量应不低于本集团的新能源装机容量。

三、化解矛盾，供热机组优先实施改造

为有效化解民生供热和新能源消纳的矛盾，自2020年起，对于新投产的热电联产机组，或改造为供热机组的现役煤电机组，应对机组实施灵活性改造，具备深度调峰能力，经相关部门验收后方可按供热机组对待。

目前火电灵活性改造是必然要进行的，承担调峰任务后如果可以发给足够调峰补助，其实火电企业的改造积极性会很高。在东北地区，少发一度电补贴一块，东北的改造相对较好，但全国来看，仅完成目标的两成。

完善补贴机制才能从根本上提高火电企业的改造积极性。实行电力辅助市场化运作，进行电网旋转备用交易，制定煤电灵活性改造标准。目前很多地方才刚开始试点，最合适的方法也许还要很久才会出现。

那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？

电力体制改革加快跨省电力交易扩大

2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。

次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。

2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。

油气体制改革加速管网独立取得突破

2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。

新能源车逆势上行氢能源是大势所趋

2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。

天然气供需仍处紧平衡

中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。

2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。

光伏步入平价时代光储一体渐成趋势

在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。

2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。

风电产业全年回暖海上装机稳步向前

2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。

配额制艰难出台鼓励新能源发展

2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。

国网混改再提速特高压迎建设高峰

2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。

值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。

“三弃”问题有缓解新能源高质量发展

据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。

促关联产业发展

煤化工市场重回快车道

在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。

但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。