综述：报废晶体硅光伏组件的回收：技术、挑战与前景的综合综述

《Molecules》：Recycling of End-of-Life Crystalline Silicon Photovoltaic Modules: A Comprehensive Review of Technologies, Challenges, and Prospects

　　

随着全球光伏（PV）装机容量快速增长，大规模报废（EOL）浪潮带来的环境污染和资源浪费日益引起关注。传统的填埋和焚烧处理方法已不再可行，因此绿色回收成为光伏（PV）行业的合理路径。本文综述了报废晶体硅（c-Si）光伏组件拆解和回收的最新进展。首先描述了c-Si光伏组件的结构材料组成，并总结了全球回收政策和法规框架。然后分析了主要分层技术的机理和工艺参数，包括机械破碎、热解、热切割、高压脉冲破碎、溶剂法和激光剥离。还涵盖了提纯硅和回收贵金属（如银和铜）的方法。最后，讨论了回收领域的关键挑战和未来发展趋势，旨在支持c-Si光伏回收技术的进步和相关产业链的可持续发展。

本文系统综述了报废晶体硅（c-Si）光伏组件的回收技术、挑战与前景。以下按小标题总结主体内容。

**2. Types and Composition of c-Si PV Modules**
**2.1. Types of c-Si PV Modules**
根据硅片晶体结构，c-Si光伏组件分为单晶硅（mono-Si）和多晶硅（mc-Si）两类。基于不同电池技术可进一步细分为六种子类型：铝背场（Al-BSF）、钝化发射极和背面电池（PERC）、隧穿氧化层钝化接触/氧化多晶硅（TOPCon/POLO）、硅异质结（SHJ）、交叉背接触（IBC）及硅基叠层。目前，多晶硅（mc-Si）产品已退出市场，Al-BSF技术也已过时。2018至2023年间，PERC技术成为主流，但其效率接近理论极限。随后，n型TOPCon技术因其钝化接触结构减少背表面复合损失，且与PERC产线兼容性高，迅速成为市场主导技术。SHJ、IBC和硅基叠层等新兴技术也在并行发展，有望推动光伏行业的技术迭代和效率突破。

**2.2. Structures of c-Si PV Modules**
典型c-Si光伏组件采用多层夹层结构。最外层为铝合金框架，提供结构完整性。自上而下，顶层为钢化玻璃，下方是聚合物封装层（通常为乙烯-醋酸乙烯酯（EVA）），作为粘合剂和屏障。中间为厚度130–150 μm的晶体硅光伏电池，其顶部涂有抗反射（AR）层（如SiO₂、Si₃N₄、Al₂O₃），通过银栅线形成电接触。电池间通过镀锡铅的铜焊带互联。电池下方还有一层EVA，连接背板。背板通常为含氟聚合物（如Tedlar?（PVF）或PVDF）的层压板，提供电气绝缘和环境防护。组件还包含接线盒。随着技术发展，结构正在变化：双面组件采用玻璃背板；封装材料逐步用聚烯烃（POE）或EVA/POE共挤膜替代单层EVA以提升抗电位诱导衰减（PID）性能；电池尺寸增大，硅片厚度减薄。

**2.3. Material Components of c-Si PV Modules**
c-Si光伏组件中玻璃质量分数最高（69%–76%），其次为铝、硅、铜等。银虽质量分数极低，但经济价值显著。铅等有害物质需控制处理，以避免环境与健康风险。

**3. Management and Treatment of EOL c-Si PV Modules**
**3.1. Treatment of EOL c-Si PV Modules**
报废组件的处理路径包括：先分拣出可直接复用或经简单修复后复用的组件进入循环利用阶段；其余组件根据状况和法规导向填埋、焚烧或回收。目前全球多数地区仍以填埋和焚烧为主，因报废量尚未形成规模，且经济可行性不足。组件复用需经过四步筛选：桌面资格筛查（基于性能损失率（PLR）和残值）、现场检查与功能测试（I-V曲线和红外成像）、样品实验室测试（I-V闪测、锁相热成像（LIT）、电致发光（EL）成像等）及安全测试（接地连续性、绝缘电阻、湿漏电流测试）。通过评估后，组件分为直接复用、修复后复用或材料回收。目前二次复用缺乏统一国际标准，且面临规格异质、运输损伤、检测设施不足、经济性低等问题。对于无法复用的组件，填埋和焚烧虽成本低，但会释放铅、镉等有害物质，造成环境污染和资源浪费，且焚烧可能产生二噁英等有毒气体。生命周期评估表明，填埋导致金属耗竭影响最大，因此这些方法不适宜。

**3.2. Regulations and Policies for EOL Management of PV Modules**
**3.2.1. Europe**
欧盟2012年通过WEEE指令（2012/19/EU），强制要求光伏组件回收，设定最低收集率（65%或85%）、回收率（85%）和再循环率（80%）。德国通过《电气和电子设备法》（ElektroG）实施EPR，制造商承担全链条责任。法国通过EPR体系，由非营利组织Soren管理，设定回收和再循环目标。意大利通过第49/2014号法令，要求85%再循环率，并区分家用和工业组件。西班牙通过皇家法令110/2015，要求生产者注册并承担管理成本，2022年细分组件类别。

**3.2.2. Japan**
日本依据《废弃物处理及清扫法》管理，2024年发布第三版《光伏组件适当处理指南》，2025年提议建立强制回收机制，采用生产者付费模式。

**3.2.3. South Korea**
2019年将光伏组件纳入EPR范围，2023年起由E-Cycle Governance负责收集回收，并制定“光伏废弃面板管理强化计划”，目标三年内回收/再利用率超80%。

**3.2.4. China**
以《固体废物污染环境防治法》为基础，2023年发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》，明确集中式光伏电站运营者的责任。2025年实施《退役光伏组件梯次利用通用规范》，优先梯次利用；2026年发布《废弃光伏设备回收利用污染控制技术规范》。

**3.2.5. United States of America**
无专门法规，依据《资源保护与回收法》（RCRA）管理。2023年EPA提议将光伏组件列为通用废物。加州、夏威夷已立法，华盛顿州要求2025年提交产品管理计划。

**3.2.6. India**
缺乏专门法律，2020年制定《太阳能光伏废弃物管理国家计划》，推动循环经济，中央污染控制委员会（CPCB）负责监管。

**4. Recycling of c-Si PV Modules**
完整回收路径包括拆解、层分离和材料提取。首先移除接线盒、铝框等外部部件，然后对核心层压板进行分层，分离玻璃、电池、背板和封装剂，最后提纯硅和回收银、铜、铝等金属。回收材料可按类型进入不同再利用路线：铜熔炼为导体，铝再生为锭，银返回银浆供应链，玻璃根据完整性用于农业温室或降级为平板玻璃原料，硅经化学提纯后可重新用于光伏电池或锂离子电池负极。

**4.1. Methods of c-Si PV Module Delamination**
**4.1.1. Mechanical Crushing**
机械破碎通过锤磨、双刀转子破碎机等施加剪切、冲击力，配合筛分和分级回收玻璃、硅和金属。回收性能因设备配置而异，多级破碎和静电分离可提高银富集和金属回收率，但纯机械方法难以有效分离聚合物。

**4.1.2. Pyrolysis**
热解在500–650°C下处理30–60分钟，去除EVA，回收高纯玻璃、硅和金属。需预先去除背板以减少有害气体和残渣。主要挑战是高能耗和潜在气体排放。

**4.1.3. Thermal Cutting**
热切割利用热刀（180–200°C）或电热丝软化EVA，实现玻璃与电池层分离。温度控制关键，200°C为最佳，温度过低需辅助，过高导致热变形。

**4.1.4. High-Voltage Pulse Fragmentation**
高压脉冲破碎利用瞬时放电产生局部高温高压和冲击波，实现选择性破碎。可获得高纯硅和金属，银回收率可达93.78%，但设备成本和产能限制工业应用。

**4.1.5. Solvent Approaches**
溶剂法通过有机溶剂溶胀、溶解或化学降解EVA，实现低损伤分离。溶剂包括烃类、极性非质子溶剂、酯类、生物基溶剂、超临界流体和低共熔溶剂（DES）。多数绿色溶剂低毒可回收，但处理时间较长，部分溶剂导致硅片破裂。

**4.1.6. Laser Peeling**
激光剥离利用激光诱导局部加热或应力波精确破坏粘合层，实现非接触、高可控分离。效果依赖激光参数，需避免EVA碳化和电极损伤。

**4.1.7. Other Methods**
其他方法包括电热脉冲剥离（利用电容放电产生热应力，1秒内快速分层）、水射流技术（从背面高压喷射，不损伤玻璃）以及多技术协同工艺，如激光预处理结合高压脉冲、低温预处理结合机械破碎、热切割结合溶剂法等。

**4.2. Silicon and Valuable Metals Recovery**
**4.2.1. Recovery and Purification of Silicon from c-Si PV Cells**
硅提纯通过化学蚀刻去除银电极、抗反射层（AR）、n-p结和铝背电极。第一类工艺简单蚀刻后硅可用于锂离子电池负极；第二类深度提纯得到太阳能级硅，常用HF/HNO₃混合酸，但HF有毒。替代方案包括磷酸（H₃PO₄）替代HF、机械磨削去除AR层、以及熔盐蚀刻（NaOH-KOH混合盐）实现无氟快速提纯。挑战包括工艺复杂、成本高、跨代兼容性差和二次污染。

**4.2.2. Methods of Recycling Valuable Metals**
高价值金属回收主要采用湿法冶金。银回收常用HNO₃浸出后沉淀或电沉积，纯度可达99%以上。绿色替代方法包括甲磺酸（MSA）加H₂O₂、电化学辅助浸出、DES（Ethaline）结合FeCl₃、熔盐蚀刻、碘-碘化钾（I₂-KI）溶液等。铝通过机械拆解铝框和碱浸（NaOH或KOH）回收背电极，生成铝酸盐。铜和锡通过湿法冶金结合电沉积或机械方法回收。

**5. Challenges and Prospects**
**5.1. Challenges of Recycling EOL c-Si PV Modules**
**5.1.1. Technological Challenges**
EVA封装层分离困难：物理破碎导致硅片和银栅线碎裂，热解能耗高且氧化金属，化学处理时间长且有毒，绿色溶剂成本高。高价值材料回收工艺复杂，尚未规模化。组件异质性高，缺乏标准化。新技术（高压脉冲、激光、超临界流体）成本高、产能低。

**5.1.2. Financial Challenges**
净现值（NPV）常为负，回收成本高而回收材料价值低。经济性过度依赖银价，银含量低且未来下降。规模经济不足，当前报废量小，单位成本高。收集和物流成本高。政策和市场激励不足。

**5.1.3. Environmental Challenges**
回收过程自身产生排放：热解产生温室气体和挥发性有机物，化学处理产生有害副产物，机械破碎产生粉尘。环境-经济权衡：全回收收益高但技术经济挑战大，大宗回收技术成熟但环境效益有限。

**5.2. Prospects**
未来突破需从技术、管理、政策、市场四方面协同：开发高效低损绿色分层和提纯工艺，如可回收绿色溶剂、激光剥离、电热脉冲剥离及多技术协同；建设数字生命周期管理系统和区域回收网络；完善EPR法规和统一回收标准；建立补贴和回收配额交易机制，提升经济可行性。

**6. Conclusions**
c-Si光伏回收技术正从传统机械破碎和热解向绿色、精确方法发展。低毒溶剂（如NMP）、绿色溶剂（DES、生物基溶剂）及新型分层技术（激光剥离、电热脉冲剥离）可实现无损分离。绿色提纯和金属回收技术（熔盐蚀刻、DES结合电沉积）可替代传统方法，减少二次污染。未来研究方向包括开发可回收绿色溶剂、激光剥离、电热脉冲剥离及协同工艺；推进无氟蚀刻（如盐蚀刻、磷酸替代氢氟酸）和可回收绿色溶剂规模化；建立数字生命周期管理系统和区域回收网络；完善EPR和回收配额交易机制。