面对全球应对气候变化的挑战和实现“碳中和”目标，能源体系的绿色低碳转型已成为重塑全球技术格局与产业结构的重要变革方向[1]，其中太阳能光伏、风力发电以及新能源汽车等清洁能源技术是实现绿色低碳转型的核心驱动力[2]。然而，这些新兴产业的蓬勃发展高度依赖关键金属资源，例如，新能源汽车的动力电池是锂、钴、镍的主要消耗领域，风力发电机的永磁电机需使用稀土元素，部分特种光伏电池离不开铟、镓等金属[3]。据国际能源署(International Energy Agency，IEA)预测，到2040年，清洁能源技术对矿产资源的总需求量在可持续发展情景下将增长6倍[4]。这种需求的激增不仅对传统矿产资源的开采构成巨大压力，也引发对关键金属供应链韧性、安全及可持续性的广泛担忧[5]。研究指出，中国在向可再生能源转型的长期规划中，除了主流的晶硅技术路线，其他下一代光伏技术的发展与应用可能会受到镉、碲、铟、镓、硒等上游关键金属资源的制约，并在2050年前构成潜在高度短缺和供应风险[6]，而且在2015至2050年的累计关键金属需求量将远超现有国家储备；风电产业对钕、镝等稀土元素的需求也对现有产能的规模化扩张提出了挑战[3]。
“城市矿产”是地下矿产资源经过开采、加工、利用而产生的二次再生资源，一般是指蕴藏在废弃电器电子产品、报废汽车、电线电缆等固体废物中的可回收利用资源[7]。在能源转型背景下，探索能源转型新兴“城市矿产”的循环利用潜力，对于缓解资源瓶颈、保障新兴能源产业发展、构建绿色低碳循环经济体系具有至关重要的战略意义。
“城市矿产”的循环利用是满足能源转型对关键金属巨大需求的重要途径。研究表明，在中国传统“城市矿产”中典型的23种有价材料中，有20种的二次资源总量有望在2050年前超过相关产业发展需求并达到自给自足[7]。随着电动汽车产业的快速发展，废旧动力电池中的锂、钴等金属的回收潜力巨大；同时，报废的光伏组件和风力发电设备也蕴藏着可观的硅、铜、稀土以及铟、碲等关键金属[3, 6]。“城市矿产”循环利用不仅可以有效补充原生矿开采不足，降低对外依存度，还能显著减少环境破坏和碳排放[2]。然而，传统电子废物回收体系目前在部分国家虽然已相对较为完善，但正规回收利用率依然较低。此外，技术和经济成本较高、政策法规体系不完善、产业链协同不足、消费者环保意识和参与度不高等均是阻碍“城市矿产”循环利用产业规模化、高效化发展的重要因素[7]。
本文通过深入解析典型的新兴能源转型产业发展过程中关键金属消费和“城市矿产”循环利用潜力，系统揭示发展过程中面临的技术、经济、社会及环境问题，并探索有效的应对策略和发展路径，为保障国家战略性金属资源安全、绿色供应链创新及实现可持续发展目标提供重要的理论指导。
1 能源转型新兴“城市矿产”分析框架构建
为全面识别能源转型中新兴“城市矿产”关键金属的物质流动特征和循环利用潜力，基于物质流分析，构建了新兴“城市矿产”分析框架，分为5个阶段和3类产品形态(见图 1)。基于各类矿产的全生命周期特征，逐一构建了从“原生开采-冶炼-加工制造-消费使用-循环利用和处置”的完整分析框架。该分析框架的核心在于量化“城市矿产”在整个金属供应体系中的贡献率，并以物质流分析视角进行“原生资源+城市矿产→精炼金属→终端产品→报废设备→城市矿产”的各阶段分析，可动态追踪各类金属在新兴能源系统中的消费量、流量和存量变化和回收潜力，为制定差异化的回收策略和政策措施提供科学依据。
2 典型能源转型产业关键金属消费
2.1 风力发电设备产业中关键金属消费
风力发电设备特别是现代大型化、高效能的风力发电机组，制造过程需要消耗数量巨大、种类繁多的关键金属材料[6]。《世界能源展望》预计到2040年，可再生能源将满足欧盟三分之二的发电需求，其中风能和太阳能光伏是主要增长点[8]。具体到风电领域，风能发电量2050年预计将达到20 000 TW·h/a左右，占全球总发电量约36%[9]。这一装机容量的扩张直接导致了原材料消耗的显著增加。此外，除了考虑风电装机容量对金属需求影响，学者也综合金属再生利用率、材料强度以及市场份额等影响，对风电中钕、镨、镝、铽等金属需求进行不同情景预测。在基准情景下，钕、镨、镝需求在2024—2050年持续增长，并在2050年分别达到1.60、0.41、0.25万t；而铽需求经历先增长后下降过程，预计在2030年达到峰值后，到2050年下降到49.12万t。同时，该情景下2050年钕需求量在4种元素总需求量中占比最大，高达70%[10]。到2050年，4 ℃气候情景下风能技术对金属需求量的中位数将增长约150%，2 ℃气候情景下将增长约250%[11]。而IEA预测，到2040年全球清洁能源技术对矿产的总需求在既定政策情景(STEPS)中将增长100%，而在可持续发展情景(SDS)中将增长300%[4]。
铜和铝也是风力发电设备中的重要耗材。其中铜耗用于发电机的定、转子绕组、高压电力电缆导体、变压器线圈等[3]。铝则因其质量轻、强度高等特性而应用于涡轮机的塔架、机舱、电缆及冷却系统等部件。图 2中，2021—2050年风力发电装机(假设直驱永磁同步电机(DD-PMSG)和变速箱永磁同步电机(GB-PMSG)在新增装机容量中的占比分别为60%和40%)将消耗铜1 395万t、铝600万t[9]。GB-PMSG每GW消耗铜950 t、铝1 600 t；永磁同步发动机(GB-DFIG)每GW消耗铜和铝均为1 400 t；而DD-EESG(直驱电力磁同步发电机)因不使用永磁体，其稀土需求为零，但铜耗量可能高达5 000 t/GW[9]。这些技术路线的选择和市场份额变化，会对未来风电产业对特定金属的总体需求结构产生显著影响。
稀土金属特别是钕和镝，是制造永磁直驱(PMSG)风力发电机的核心材料。在全球已安装的风力涡轮机中，直驱永磁发电机市场装机容量占有率大约为20%，并且所用的永磁体材料中钕(Nd)的质量占比为28.5%，镝(Dy)的质量占比为4.4%[14]。同时因永磁直驱电机运转效率高、维护成本低，海上风电中新增装机容量的市场份额未来预计将稳定在永磁直驱电机占60%和齿轮箱永磁电机占10%，合计约占70%的市场份额；陆上风电中永磁体的渗透率也将从当前的30%提升至2050年的50%[9]，预计从2021—2050年风电装机将消耗钕、镨共97万t，消耗铽3万t[9]。尽管钕的总产量仅7 000 t/a左右，但其累计需求量可能超过35万t [11](见图 3)。另一项针对中国可再生能源目标的研究预测，到2050年，风力发电对钕、镝的需求量分别约为80.4~105.6、6.6~8.5万t，均约占中国现有储量的10%[15]。
据IEA的预测数据，在STEPS、已宣布承诺情景(APS)和NZES 3种情景下，风力发电设备产业对铜、镍、钕、镝等关键金属的需求均呈现上升趋势，其中NZES下的需求量均最高(见图 4)，即使最积极情景NZES下，2050年将需要138万t铜，11万t镍、1.86万t钕、0.219万t镝。
减排政策力度与关键金属需求之间呈现正强相关性(见图 4)，以2030年为例，从STEPS到NZES，铜、镍、钕、镝需求分别由80.98、6.78、1.23、0.13万t增至152.74、11.97、2.31、0.25万t，增幅分别约为89%、76%、88%和91%；总体来看，减排情景越严格，关键金属需求显著上升，但不同年份金属需求的增幅存在差异，这不仅凸显了永磁直驱技术路线在深度脱碳路径下的核心地位，尤其是对钕、镝等稀土的需求更为显著，同时也暴露了风电产业链依赖少数稀土资源国供应的脆弱性，强化了发展稀土回收与供应链风险缓释措施的紧迫性。
总体而言，更为积极的减排政策将显著加大这些关键金属的需求。实现净零排放目标也会强力驱动风电等可再生能源的大规模快速部署，而风力发电机组本身对这些金属具有高度依赖性。因此，随着减排政策力度的加大和可再生能源装机容量目标的提升，对这些关键金属的需求也随之急剧放大，这也凸显了实现“碳中和”目标对风电产业链上游金属材料供应的巨大拉动作用。
2.2 光伏发电设备产业中关键金属消费
光伏发电已成为全球清洁能源体系的重要组成部分，其产业的迅速扩张显著提高了关键金属的需求(见图 5)。在STEPS和SDS下，预计到2040年太阳能光伏的新增装机容量将占全球新增总发电容量的45%。在SDS下，2040年的新增装机容量将是2020年的3倍，带动铜需求增长近3倍至约99万t。然而，技术进步将降低金属消费强度，使硅和银的需求增长放缓，使其2040年的需求水平仅比2020年分别高出18%和45%。而在STEPS下，虽然2040年的光伏新增装机容量比SDS中要低25%，但该情景为银和硅设定的材料强度改善速度较慢，抵消了较低新增装机容量的影响，导致2种情景下对硅和银的最终需求量相近。银在晶硅太阳能组件中作为导电材料发挥着不可替代的作用，2023年全球约有4 000 t银用于光伏组件制造，占全球银消费量的14%；预计2030年该比例上升至20%[21]。然而，银资源供应的增长幅度远未跟上其在光伏产业中日益上升的需求。近年来，全球银矿产出未见显著增长，且几乎没有大型新矿项目投入开发。全球市场上的银供应中，仅有28%源自原生银矿，其余72%则为铜、金、铅和锌等金属矿产的伴生产物[22]。这一结构性供需矛盾凸显银在可再生能源转型中的战略地位，其不仅对全球银价上涨构成持续的上行压力，也导致全球可用库存面临不断消耗的风险。
在光伏系统的配套基础设施，如逆变器、电缆与连接器等组件中，铜与铝的关键性作用日益凸显，这些基础设施对两者的依赖程度持续上升。铜因其优异的导电性与散热性能，成为系统中不可或缺的材料，平均每MW装机容量所需铜量为4~5 t。相比之下，铝主要用于光伏组件的边框结构及支架系统，单位装机容量的需求量更高，通常达到每MW约10 t[23]。这类大宗金属的高强度需求不仅加速了相关采矿与冶金工艺的技术演进，也显著影响全球金属市场的供需格局。
随着新型薄膜太阳能技术的快速发展，尤其是CdTe与CIGS等路线的推进，对稀有金属元素如碲、铟与镓的需求显著上升。预计用于透明导电氧化物(ITO)的铟需求在制约全球光伏扩容的趋势下将于2025年达到约80 t，至2050年累计需求可能高达1 500 t[24]。为缓解资源依赖与供应风险，薄膜光伏领域正在加快资源闭环利用与替代材料的技术研发进程，力图在保障性能的同时，降低对关键稀有金属的结构性依赖。其中，一些前沿研究已开始尝试在钙钛矿及其他新型光伏材料体系中引入微量铟、镓等元素[24]。研究表明，在钙钛矿太阳能器件中掺杂少量镓元素，可有效改善晶界质量，降低界面缺陷态密度，促进电荷传输效率，从而提升整体光电转换性能；而微量铟的引入则有助于增强材料结构的热稳定性，延缓器件性能衰退过程，从而延长其服役寿命[25]。
2.3 电力储能设备产业中关键金属消费
近年来，随着锂离子储能电池装机量的迅猛增加，锂、钴、镍、锰等的需求量也出现了爆发式增长，其中约90%的新型储能电池装机容量使用锂离子电池，这其中95%以上使用磷酸铁锂电池(LFP)[28]。全球锂消费量从2010年的不足10万t激增至2023年80余万t(碳酸锂当量)，锂电池用锂量已占据总电池用锂量的87%[29]，其中储能用锂量占比从2020年的10%增长到2025年的25%；从全球电池用钴消费来看，由于NCM三元电池在欧盟市场占据主导地位，因此全球电池用钴量仍然较大，2023年为6.5万t，其中动力电池用钴6.2万t，储能电池用钴3 000 t[30]。但是随着全球高镍低钴产业技术的驱动，电池用钴比例在降低；从镍资源消费来看，全球电池用镍占比从2017年的6%增长到2023年的15%左右[30]。
2022和2024年储能电池金属的消费量对比如图 6所示。2024年，锂、镍的消费量都呈现较大提升，其中锂的消费量增长幅度最大，增加了135.06%。储能电池市场的需求激增是主要驱动因素。鉴于锂电池在当前及可预见的未来都占据着主导且不可替代的地位，这直接导致了锂的消费量呈现翻倍式的大幅增长。同时值得注意的是，镍的消费量也增加了38.00%，这表明储能电池中仍有一定比例的含镍电池，共同推高了镍的消费总量。而钴与锰的消费量呈现了明显的减少趋势，这主要由高镍低钴(或无钴)电池的技术趋势造成。已有研究显示，若不降低电池钴用量，未来钴需求量可能为钴储量的400%[14]。具体从2022—2023年来看(见图 6)，钴消费量减少了约29.53%；锰的消费量相对变动较小，减少了约17.65%。未来，储能电池的钴与镍资源的消费量呈现明显的降低趋势，LFP的主导占比地位成为钴、镍降低的必然条件，而钠离子电池商业化或也成为关键变量。
电力储能行业作为电网发展的补充与博弈行业，与电动汽车(EV)电池市场相同，发展趋势迅猛。2023年，全球储能电池(ESS)市场装机容量创下迄今为止最大涨幅[9]，2023及2024年ESS市场年增长率均已超过EV电池年增长率[31]。在可预见的未来，ESS行业将以高于全球电池行业平均水平的增长率增长。现有研究显示，2025年至2030年，全球ESS市场装机容量将以约21%的年复合增长率快速增长，到2030年将达到442 GWh[28]。而2030年至2050年，将以约18%的年复合增长率增长，按此计算可知，到2050年，全球ESS的市场装机容量可能高达12 TWh，而这远高于前期预测的2 000 GWh[28]。在此预测假设下，按Weibull分布原理计算报废量(假设形状参数β设为2，尺度参数η为15)[32]，到2050年全球储能电池报废总量可能超过5 TWh.
此外，不使用钴与镍元素的LFP也值得关注，这得益于中国电池制造商主导的LFP产能的快速增加，全球LFP电池市场份额持续增加，并逐渐超越了需要使用镍、锰、钴金属元素的三元电池的市场份额。IEA数据显示，2035年之后，全球ESS用钴的需求量预测值快速下降，并在2040年及之后的年份保持为零值。IEA对储能电池未来金属需求进行基于STEPS、APS和NZES三种情景模式下的测算[4]，由图 7可知，在NZES下，2050年锂需求达13.7万t，是2023年需求量的约15倍，凸显了锂资源作为核心电池材料的重要地位。这表明到2050年，锂资源仍是不可替代的电池材料。而钴的预测值在2040年后出现了归零的现象，表明电池技术正转向无钴方案或向其他新型替代电池技术路线转变。锰和镍需求增长显著，在NZES下2050年ESS锰需求达79.8万t，镍需求达57.9万t，反映了未来ESS向高能量密度电池的发展方向。
3 新兴“城市矿产”的循环利用潜力
3.1 风力发电设备产业
一台典型的风力发电机组中，塔筒的钢铁用量可达143 t，地基中铁用量为25 t，机舱外壳中铁用量为10.5 t，主轴中钢铁用量为6.1 t，变压器中钢铁用量为3.3 t，发电机中钢铁用量为4.29 t，齿轮箱中钢铁用量为8 t[6]。这些庞大的在役风机形成了巨大的钢铁社会存量，钢铁具有显著的可循环性，混料经磁选中工艺高效分离，再经过剪切、破碎、熔炼等技术加工进行再生[33]。全球废钢回收已成为钢铁工业重要的供应来源，每回收1 t废钢不仅可以节约1.4 t铁矿石、740 kg原煤，还可以减排1.5 t二氧化碳，每年全球回收6.3亿t废钢相当于减少了9.45亿t的碳排放[13]。风电机组中的钢铁部件因其体积大、质量重，相对易于收集和拆解，具有较高的回收利用价值和环保效益。
铜、铝同为风电机组中重要导电结构和用材，再生潜力同样巨大。尽管现有回收利用政策目标还在持续提高，但再生材料的使用效率并未能有效跟上材料消费总量的增长步伐。其中铜再生量占总需求的比例从2015年的37%降至2023年的33%[34]。风电机组作为未来具有潜力的废铜供应来源，单台(机组)变压器含铜量约1.5 t，发电机含铜量约2 t[6]，回收潜力巨大。然而，参照全球废弃阶段铜回收率约40%、二次资源供应占比为32%及回收率为10%~20%[1]，可知专门针对风电机组中高纯度铜的高效回收体系仍处于发展初期。相比之下，铝在风电机组中再生利用表现稍好，再生份额在同期从32%升至35%[34]，这得益于相对完善的废物管理和支持性法规。废铝的循环利用效益显著，相比原铝生产可降低95%的能源消耗，每回收1 t废铝可减排16 t二氧化碳[13]。风电机组中的铝部件回收技术与铜类似，但核心挑战在于如何高效、低成本地分离与其他材料紧密结合的部分，并根据其合金成分进行分类回收，以确保再生铜和再生铝的品质，满足多元化的市场需求。
镍应用于风电机组的部分合金部件中，再生镍在全球总供应量的比重已从2015年的33%降至2023年的26%[34]，这反映镍资源循环利用的闭环体系面临着挑战。尽管镍在风机中的含量、预期退役量的专项数据相对缺乏，但回收量和价值不容忽视。全球目前镍的报废回收率约60%，其中95%以上以合金形式用于生产不锈钢[15]，针对风电机组中含镍部件的回收，首先需要对其精确地拆解和辨识材料组分，后续回收工艺可能采用化学湿法冶金(如酸浸、溶剂萃取)或火法冶金技术提纯，以实现镍的循环利用。这些回收过程复杂性高、成本高昂及废弃部件中含镍量波动大，是制约当前实现风电机组中镍高效循环利用的关键瓶颈。尽管如此，有研究认为能源转型技术中镍的二次供应增加所带来的整体环境影响和水需求将显著减少。在考虑二次供应时，中国镍生产的耗水量可以减少31%~50%[35]。
随着永磁直驱和半直驱风电机组的退役，稀土永磁体的报废量将持续增加[36]，仅中国风电行业到2060年对钕的累计需求量便高达22万t以上[13]。在基准情景下，预计到2035年，退役风电机组中钕即可满足当年风电行业对于钕需求量的23%~27%[6]。然而，目前全球稀土金属的总体回收率还处于较低水平，而风电永磁体的回收尚处于技术探索和产业链形成的初期。稀土永磁体的回收技术路线多样，主要有物理法(如氢破碎)、化学法(如酸浸、离子液体萃取)、电解提取法等，这些技术将永磁体中的稀土元素与其他金属(如铁、硼)进行有效分离并高纯度提纯[36]。当前面临的主要挑战包括永磁体系结构复杂、稀土元素与其他金属结合紧密、回收过程中二次污染严重且回收成本较高等。为了防止镝元素供应不足成为未来能源转型的瓶颈，有研究建议对镝元素要达到80%的回收率[35]。
3.2 光伏发电设备产业
尽管太阳能发电的迅速发展为全球能源转型带来了显著效益，但其报废组件，尤其是太阳能电池板，正逐渐引发潜在的环境风险。截至2017年底，全球光伏发电的累计装机容量已达约400 GW，预计到2030年将增长至4 500 GW左右。按光伏组件平均使用寿命为25 a计算，预计2025年，中国每年退役组件量将达20~30万t，2030年后进入快速增长期，2040年前后回收量将突破千万t[37]。因此，光伏组件的处置问题将成为循环经济的重要议题之一。
典型晶硅光伏板中，铝边框、硅片、银和铜等为主要可回收材料。其中，铝边框已具备较成熟的回收路径，回收率可达90%以上；硅和银的回收则因技术难度和成本问题仍在探索中[30]。根据上述光伏组件的材料构成和回收率估算，到2025年，中国预计将有约25万t光伏组件退役。这些组件中包含约1.5万t铝材料(循环利用潜力约1.35万t)、1.25万t硅材料(循环利用潜力约7 500 t)、150 t银(循环利用潜力约105 t)、250 t铜(循环利用潜力约175 t)。到2030年，退役光伏组件数量将大幅增长至约150万t。其中，铝材料9万t(循环利用潜力约8.1万t)，硅材料7.5万t(循环利用潜力约4.5万t)，银900 t(循环利用潜力约630 t)，铜1 500 t(循环利用潜力约1 050 t)。
日本自2015年启动光伏组件回收利用的战略路线图以来，已提出一系列涵盖有效收集与资源回收、安全处置等关键环节的应对措施。尽管具体的操作指南尚在完善之中，日本经济产业省与环境省已着手推动相关政策与制度建设。与此同时，日本太阳能发电协会也制定了关于光伏组件妥善处理的自律性指南。在实践层面，太阳能设备制造商NPC公司与工业废物处理企业Hamada公司开展合作，参与了由新能源产业技术综合开发机构支持的相关示范项目[23]。
当前的光伏组件回收技术主要包括机械处理、热处理与化学方法，其中“分层”作为回收流程中的核心环节，广泛采用上述3类技术路径[40]。化学蚀刻技术被广泛认为是提取高纯硅的有效手段，然而其经济可行性在很大程度上依赖于成本的进一步压缩。相关成本分析表明，组件的收集与初步处理环节合计占据总回收成本的90%以上，成为制约其规模化推广的关键因素之一。为了提升银、铝、铜和铅等金属的回收效率，近年来已逐步引入如化学沉淀法与静电分离等精细化处理技术。研究显示，这些方法在优化流程配置的条件下，理论上可使回收回报率提升至95%左右。尽管如此，提升金属富集率仍是当前技术发展的重点，尤其是银元素富集率对整体回收成本具有显著影响，亟需开展深入系统的技术研究与验证[23]，并推动废弃光伏组件的高效回收与环境友好型处置体系的建立。
3.3 电力储能设备产业
锂、钴、镍、锰等关键金属作为储能电池的核心原材料，其循环利用对资源安全和产业链可持续性至关重要。然而在对ESS的未来报废量与回收潜力预测分析时，不能仅简单地基于ESS消费量及未来预测情况进行报废量的推算分析。ESS报废量的未来预测数据具有极大的不确定性。主要原因是现实场景中，退役后的EV电池亦可梯次利用于储能电池。因此研究者除了考虑储能电池生产企业新生产并投入市场使用的储能电池经过产品生命周期后退役的情况，还需要并行考虑EV电池退役后二次梯次利用作为储能电池使用的情况。预计到2050年，退役EV电池梯次利用于储能电池可满足全球储能需求的10%左右。储能电池与EV电池完全退役后将共同进入电池回收循环利用环节，其中的锂、钴、镍等关键金属将被资源化回收再利用(见图 8)。
当前，全球退役锂电池的实际回收率不足25%，而市场化年限短的储能电池实际回收率则预计更低。考虑到全球回收经济性的原因，当前在ESS中占主导地位的、价值更低的LFP电池也进一步加剧了退役储能电池回收率低的情况。此情况将随着ESS类型的演变与回收技术的发展而变化。电池生产过程中的制造废料是当前回收的主要原料，到2030年，制造废料仍占可回收原料的三分之一，随着动力电池与储能电池的大规模退役潮的到来，锂电池回收率有望大幅提升。2035年开始，废旧EV电池与储能电池将成为最大的回收来源，预计到2050年将提供90%的可用回收原料。
从技术层面来看，湿法冶金回收技术占全球电池回收技术市场65%，镍、钴、锂综合回收率可达95%，但其废水处理的成本非常高。火法回收能耗高，但可处理混合废料。技术进步与政策支持分别是提升回收率与增加回收设施的主要驱动力。从关键金属回收情况来看，目前锂资源的实际回收率小于20%[34]，主要来自制造废料。锂2010年之前未被大幅度回收，资源化技术开发相对较晚。目前传统火法回收无法回收锂资源，锂在火法回收中损失率可能高达20%[34]。因此，锂资源的回收主要依赖湿法冶金回收技术的突破，以及湿法冶金回收与火法回收的良好结合。钴循环潜力方面，钴为高价值金属，回收技术成熟，2023年全球钴回收率已超过40%[41]，主要来源为报废的钴酸锂电池及回收处理获得的含钴废料，钴价上升推动着废钴的高价值回收，但另一方面，其回收率受钴产品价格波动影响较大。未来，随着政策驱动与技术进步，钴的回收潜力在稳定的经济情况下，预计将被进一步大幅提升。钴资源未来面临的挑战主要为用工人权等社会问题和尾矿污染等环境问题，以及市场中低钴以及无钴电池技术更新迭代引发的钴需求下降、价格波动、回收经济性下降等一系列衍生问题。镍循环潜力方面，2023年，镍回收率已经大于50%，但回收原料主要来自电池制造废料而非退役电池[15]。
未来，动力电池与储能电池的退役潮和储能需求增长将共同推动退役电池及关键金属资源的回收。中国在回收产能方面占据主导地位，2030年预计全球90%的回收产能将采用湿法技术。同时，印度尼西亚等发展中国家未来可能成为重要的回收市场。随着动力电池与储能电池寿命的最终结束，它们的回收潜力巨大，锂、钴、镍等关键资源的二次资源供给占比有望达到30%。电池回收市场未来发展难点在于退役电池回收供应链的闭环构建。当前，全球90%的正极材料产能集中于亚洲，而电池消费市场分布全球，各国回收商需竞相采购退役电池或黑粉等原料，完全形成“回收-再制造”循环经济式闭环的难度较高。跨国或跨境回收难度大、标准不统一，也是制约规模化回收的一个重要因素，规模化是达到ESG标准及良好的经济效益的重要驱动力。地缘政治、市场结构和规模化、高质化回收是制约发展的关键。
4 “城市矿产”循环利用状况及挑战
退役风电机组中塔筒、齿轮箱、轴承等金属部件(质量占比约85%~90%)可通过机械拆解与熔炼再生实现高效回收，其中性能完好的功能部件经检测翻修后可二次应用于维修领域。值得关注的是，每兆瓦风电机组设备含有250~650 kg的铷铁硼磁铁，而这种高性能永磁体材料含有质量分数约30%的钕、镨和镝等稀土金属，是失效风电机组回收利用的重点[42]。印度国际冶金实验室金属提取和回收部开发了氧化焙烧与选择性酸浸协同的冶金工艺，可将98%的稀土金属高效浸出(钕、镨和镝的液固比分别为16.8、3.8和0.28 g/L)，同时抑制铁离子共溶浓度低至0.014 g/L以下，再通过草酸沉淀与高温焙烧可制备纯度达99%的混合稀土氧化物[43]。另一方面，以玻璃纤维/碳纤维增强环氧树脂等低值复合材料为主的风机叶片已成为回收难点。美国莱斯大学Tour院士团队开发的闪蒸焦耳热技术通过瞬时电脉冲技术(1 s内升温至1 600~2 900 ℃)，将玻璃纤维增强树脂材料直接转化为碳化硅材料，如图 9a所示，反应速率比传统碳热还原快3~4个数量级，且无需溶剂或催化剂，但处理规模仍有待提升[44]。
当前，退役风电机组回收技术难点集中于3个方面：1) 低值复合材料高效分离技术尚未成熟，现有工艺如高压脉冲破碎虽可降低纤维损伤率，但设备成本是传统粉碎的3倍以上；2) 全产业链协同不足，偏远风场运输成本占总回收费用的40%以上，且缺乏涉及检测、分类、物流的标准化体系；3) 稀土永磁体回收面临磁路退磁控制精度不足、重熔过程稀土氧化损失率高等问题。未来，研究者应聚焦于以下几点：材料设计层面，推广热塑性树脂叶片及生物基可降解树脂，从源头消除热固性难题；回收工艺层面，发展微波辅助解聚、人工智能辅助的自动化拆解系统等；再生资源应用层面，探索废风机叶片衍生材料在建筑、3D打印等领域的高值化利用方法。
光伏发电设备的核心部件是光伏电池，其中晶硅光伏电池的市场装机容量的占比已超90%。废晶硅光伏电池的资源化回收技术聚焦高效提取银、铜、铝等高价值金属及硅基材料和解决其次生环境污染问题。典型的晶硅电池组件中，银电极(价值占比最高)、铝边框(价值占比10%~15%)、硅片(价值占比3%~5%)及镀锡焊带等组分通过EVA胶膜与玻璃层黏附伴生。现有回收技术主要通过焙烧(600~800 ℃)削弱EVA黏结性，结合选择性破碎与酸浸法实现金属梯级回收，银、铜浸出率可达94%~98%。研究表明，先通过流化床热解去除EVA，再采用硝酸溶解浸出金属元素可回收95%以上的硅，进一步通过电沉积法可回收高纯银，且银回收率高于90%，但需解决含氟背板处理及全过程的废气废水净化问题[47]。武汉大学尹华意团队研发的熔盐刻蚀技术采用NaCl-KCl熔体直接剥离银电极，纯度达99.5%，并通过碱浸-电沉积联用回收其他金属，避免强酸使用，如图 9b所示，工艺绿色化特征显著[45]。此外，机械分离法(如高压射流研磨[48])结合热解技术可提升硅回收率至95%以上，但需优化能耗与混合细粉分离纯化问题。硅的再生利用也是亟待技术突破的重点。马德里理工大学Tierno团队通过KOH-乙醇-水溶液处理(60~65 ℃，60~105 min)可高效分离由银和铝构成的金属接触层，剩余的硅基体经Czochralski再结晶后，电阻率(约1 Ω·cm)、氧含量(1018 cm-3)及载流子寿命(大于100 μs)均达到光伏级新电池制造标准[49]，验证了硅材料闭环循环的可行性。当前，废晶硅光伏电池回收技术的难点集中于银-硅界面刻蚀选择性不足导致的银损失问题(传统酸浸法损失率大于10%)，以及含氟背板处理产生的环境风险。未来方向包括开发低能耗解离技术和智能化分选系统，以及结合全生命周期碳足迹评估模型优化工艺经济性。此外，通过政策引导建立区域性回收示范工程，可加速技术产业化进程，推动光伏产业向绿色闭环转型。
退役动力锂电池含有多种型号，主要包括磷酸铁锂电池和三元镍钴锰酸锂电池。针对磷酸铁锂电池，主流的氧化浸出回收机理为：通过引入氧化剂(如K2S2O8)诱导LiFePO3晶格中的Fe(Ⅱ)被氧化为Fe(Ⅲ)，形成FePO4沉淀和含锂溶液，从而实现锂与铁的选择性分离。中国科学院王中林院士团队开发了电化学氧化法，利用Cl-/ClO-氧化还原电对来简化湿法流程，结合摩擦纳米发电机，可构建自驱动的回收系统，所得碳酸锂和磷酸铁纯度均超99.7%，可直接作为正极材料前驱体[50]。针对三元镍钴锰酸锂电池，主流的还原浸出回收机理为：通过引入还原剂(如H2O2)诱导高价态难溶过渡金属氧化物还原为低价态可溶性离子，从而实现关键金属的回收利用。目前，研究者聚焦于开发免外加还原剂的绿色浸出方法。渥太华大学学者提出采用硫酸与柠檬酸协同浸出体系，在优化条件(1.25 mol/L黑粉+0.55 mol/L柠檬酸，温度控制在95 ℃)下无需H2O2还原剂即可实现Li、Co、Ni、Mn的溶解，且浸出率分别达99%、98%、90%、92%[51]；清华大学李金惠团队则利用正极材料与固有的铝箔载流体构建基于原电池反应的湿法浸出系统，通过形成的3.84 V电势差诱导电子定向迁移，实现高价金属的原位还原，锂回收率超99%，且能耗显著降低[46]，如图 9c—9d所示。另一方面，废锂电池的升级再生是一个新兴的热点研究方向。清华大学深圳研究院的周光敏研究团队提出将废钴酸锂材料与Al2O3、MgO和Li2CO3混合烧结，可直接转化为新一代4.6 V高电压电池材料。该方法无需传统火法回收或湿法冶金回收中的数十步复杂处理，避免了高密度能源输入和有害化学试剂消耗，显著简化了回收流程并降低了环境负担[52]。
废锂电池回收技术已取得了长足发展，但仍面临多重问题。传统拆解工艺依赖人工或半自动化设备，耗时长且存在安全隐患，尤其是面对如灌胶封装电池包等无模组化设计的退役电池组时，拆解难度陡增。此外，带电破碎分选技术尚未完全成熟，部分锂金属因蕴藏于废石墨电极材料而损失。湿法浸出工艺虽对镍、钴、锰等关键金属的回收率超过98%，但需使用强酸或强碱，产生高盐废水，次生污染控制成本占回收总成本的25%以上；火法回收能耗高且锂回收率仅为70%~80%，部分企业难以平衡环保与经济性。正规企业因需满足环保与安全标准，成本显著高于“黑作坊”，导致70%以上退役电池流入非正规渠道。未来，需融合智能化装备开发、绿色化学工艺与政策激励，构建规模化、低碳化的退役动力电池循环经济体系。
5 结论
针对新兴能源转型背景下关键金属需求的激增，本文解析了风力发电、光伏发电及电力储能等核心产业对这些关键金属的消费特征，总结了从退役风力发电设备、光伏组件及储能电池中回收钢铁、铜、铝、镍、锂、钴、铟以及稀土等金属的巨大潜力，系统剖析了当前“城市矿产”循环利用在技术、经济及环境层面面临的挑战与瓶颈。主要结论如下：
1) 新兴能源产业的快速扩张正驱动关键金属需求量持续攀升，凸显了“城市矿产”作为二次战略资源的重要性。在净零碳排放情景下，风电对钢铁与稀土的需求会明显上升，储能电池对锂的需求预计呈多倍增长趋势，而光伏对银的消耗占比也将显著提高。尽管理论上从报废设备中可回收的关键金属体量巨大，但目前全球范围内实际的回收规模仍显不足，严重制约了其对原生资源供给的有效补充。
2) 风机叶片等复合材料回收因技术经济性不足而面临严重技术瓶颈。现有高压脉冲破碎设备组件回收成本是传统粉碎成本的3倍以上，偏远风场运输费用占总回收费用的40%以上。传统酸法浸出工艺在光伏组件回收中可能导致银损失率超10%，含氟背板的处理带来潜在环境风险，且银—硅界面的刻蚀选择性不足也严重制约回收效率。废旧锂电池回收中湿法冶金技术可实现对镍、钴等金属的高效回收，但随之而来的废水处理与环境治理成本显著削弱了经济效益。
3) “城市矿产”循环利用的经济性受多重因素制约，影响产业可持续发展。正规回收企业因需满足严格环保标准而承担更高成本，这在市场中对低成本、技术落后处置主体形成挤压，存在劣币驱逐良币的风险。同时，仍有大量退役动力电池流向处理技术落后且存在严重环境风险的非正规渠道，致使大量有价值资源流入高污染渠道。此外，生产者责任延伸制度缺失、回收标准不统一及跨境回收障碍等政策法规不完善，严重影响产业规模化发展。
4) 新兴能源设备多样化与技术快速迭代对城市矿产循环体系的适应性提出更高要求。风力发电中永磁直驱发动机中钕、镝等稀土金属的回收成为关注重点；磷酸铁锂电池因成本与安全优势正逐渐占据主导地位，而不含或少含钴、镍的特性削弱了传统以高价值金属为经济驱动的回收模式；光伏技术向晶硅与薄膜等多元化发展。这些材料体系动态变化要求回收技术从粗放式处理转向具备精准识别、柔性处理的智能化、精细化的高度适应模式，以应对不同设备中关键金属的差异化回收需求。
为提升新兴能源转型中城市矿产的循环利用水平，推动相关产业的可持续发展，未来可从以下几方面加强研究与实践：
1) 聚焦核心技术瓶颈，实施靶向攻关。针对风机叶片复合材料回收难题，应重点投入开发化学解聚技术和闪蒸焦耳热技术，推动其中试和规模化应用；对于光伏组件，应集中攻克能够兼容不同封装工艺的低成本、低温EVA胶膜解离技术，并研发如熔盐刻蚀等高选择性的银、硅无损回收工艺；针对多类型锂电池，需研发自适应识别电池化学体系的智能化、柔性化拆解生产线，并推广能耗更低、二次污染更少的绿色湿法冶金技术。
2) 强制推行并严格落实生产者责任延伸制度，明确制造商的回收责任与目标。同时，建立全国统一的退役设备与废旧电池的编码与数据追溯系统，即“数字护照”，从源头追踪关键材料流向，堵住超过半数退役电池流入非正规渠道的漏洞，确保资源进入高标准、高效率的回收体系。
3) 推动建立跨区域的“城市矿产”产业集群，通过合理规划，将拆解、深加工和再利用企业进行地理上的集中布局，以显著降低物流成本。鼓励龙头企业通过兼并重组，整合分散的回收网络，形成规模效应，提升整个产业链的议价能力和运营效率。
4) 针对新兴能源转型城市矿产的回收利用，出台并设立专项财政回收补贴、税收优惠、绿色信贷等经济激励政策，提高回收产品的市场竞争力。同时，积极培育和拓展再生原料的应用市场，鼓励下游产业使用再生材料，对冲原生金属价格波动带来风险，形成良性循环。
5) 从产品设计源头入手，推广“易拆解、易回收”作为新兴能源设备的前置设计标准。通过发展模块化设计，使用可逆连接材料、减少有害物质使用等方式，为后续高效率、低成本回收利用奠定基础。此外，提升新兴能源设备的使用寿命和可靠性，从源头上减少废弃物的产生。
6) 鉴于关键金属供应链和废弃物管理的全球性特征，应加强在城市矿产回收技术、环境标准、EPR政策实践以及再生材料认证等方面的国际交流与合作。积极参与或主导相关国际标准的制定，共同应对废弃物跨境转移带来的挑战，推动建立公平、高效的全球新兴能源转型城市矿产资源循环利用体系。
