负极材料扩产项目重新密集出现。

近期，中科电气、尚太科技、翔丰华及青岛海达瑞远等公司公开推进的负极项目，规划产能合计约100万吨，涉及四川、山西、广东、山东和马来西亚等地。

其中，中科电气四川泸州30万吨一体化项目总投资约70亿元；尚太科技山西四期、五期及马来西亚项目合计规划45万吨；翔丰华拟通过定增建设9.3万吨新能源电池负极材料项目。

经历前两年的供给过剩、价格下行和低开工率后，百万吨级项目储备重新出现。

中科电气，一进一退。6月，公司宣布终止甘眉13万吨、兰州10万吨和摩洛哥10万吨负极项目，合计规划产能33万吨，原计划投资规模约103亿元。上述项目主要处于前期准备阶段，尚未实质性建设。

一个月后，中科电气四川泸州30万吨锂电池负极材料一体化项目取得环评批复。项目计划分两期建设，一期20万吨、二期10万吨，包含负极材料生产及石墨化等配套环节。

中科电气仍在扩张，资源开始由三个10万—13万吨级项目，向泸州30万吨和阿曼20万吨两座更大规模基地集中。单体规模扩大，石墨化自供和一体化程度随之提高。

尚太科技也在同步推进多地项目。根据其2026年跟踪评级报告，截至3月末，山西昔阳20万吨一体化项目和马来西亚5万吨项目处于建设阶段，计划投资分别为39.94亿元和10.90亿元；太原综改区20万吨山西五期项目仍列为拟建项目，计划投资40.72亿元。

上述三个项目规划投资合计90.56亿元，截至3月末累计投入2.15亿元。评级机构预计，昔阳项目于2027年初建成。尚太科技的项目池已经形成，后续产能释放仍取决于建设、融资和客户导入进度。

翔丰华拟建设的9.3万吨项目则带有更明显的产品升级特征。项目包括8万吨人造石墨、1万吨硅碳复合负极、2700吨硬碳和300吨多孔碳，计划总投资约13.6亿元，拟通过定增募集不超过6亿元。

翔丰华在定增问询回复中披露，前次3万吨高端石墨负极材料项目受供需失衡、产品价格下行和原料波动影响，未达到预计收益。此次项目增加预碳化、石墨化等全工序能力，产品重点面向超快充、高能量密度动力电池和长循环储能。目前项目仍处于融资审核阶段，预计第五年完全达产。

由此看，近期约100万吨项目中，既有全工序一体化基地，也有部分工序扩建；既有进入建设阶段的产能，也有处于备案、融资和规划环节的储备。它们进入市场的时间和能够形成的有效供给并不相同。

扩产动作重新增加，首先受到下游需求拉动。

高工锂电董事长张小飞在近期演讲中表示，2026年上半年中国锂电池出货量达到1.21TWh，全年预计达到2.75TWh，2027年进一步增至3.3TWh。动力电池保持增长，储能电池出货在2026年进入TWh阶段，材料需求继续向上游传导。

负极行业的产能利用率随之回升。GGII数据显示，负极材料有效产能利用率由2025年的70%升至2026年上半年的81%，预计2026年下半年达到90%。

价格也开始出现变化。2025年末，350mAh/g储能型人造石墨负极价格为1.8万—2万元/吨，2026年6月升至2万—2.2万元/吨；石墨化加工费同期由8000—9000元/吨升至9000—10000元/吨。

总产能依然庞大，有效供给的约束已经显现。一些企业拥有设备和厂房，产品却未通过头部电池客户审核；部分前期停产的石墨化产能，还需要重新完成能评、环保及复产程序，难以及时响应新增需求。

高工产业研究院（GGII）指出，这轮扩产与2021—2022年的普遍扩张已有差别。头部企业具备客户、资金和规模基础，中小企业整体更为谨慎。当前供应偏紧的环节，也更多集中在石墨化及部分高端产品。

这解释了近期项目为何普遍强化一体化。石墨化自供率提高，可以减少外协加工带来的成本和交付波动，也使企业更容易控制产品一致性。对于重新启动的大项目，能否配套稳定、低成本的电力，随之成为投资测算中的关键。

张小飞近期在演讲中提到，四川负极项目此前讨论较多的电价约为0.40—0.45元/千瓦时，近期已有项目按0.48元/千瓦时左右洽谈。

石墨化对这类变化十分敏感。按照连续石墨化吨耗电量低于5000千瓦时的目标值测算，度电价格上涨0.0803元，对应吨电费增加约400元。对于价格仍处低位的负极材料，数百元的吨成本变化足以影响项目盈利。

电价的月度波动，也使企业开始同时关注长期电力成本和能源获取方式。GGII将“低电价或绿电区域”合并统计，这类区域在负极石墨化产能中的占比已经达到约80%。

低电价与绿电仍是两项不同的竞争条件。前者直接影响石墨化成本，后者还涉及能源来源、碳排放核算和供应链追溯。在水电资源丰富的西南地区，两者可能重合；使用当地电网电力，也需要通过绿电交易、绿证或其他核算方式确认绿色属性。

已经有负极项目把绿电纳入产能建设。

滨海能源在内蒙古建设20万吨负极材料一体化基地，同时配套规划58万千瓦源网荷储项目，包括45万千瓦风电、13万千瓦光伏和11.6万千瓦/46.4万千瓦时储能。其首期15万千瓦风电项目已于8月1日送电，进入调试和试运行阶段。

负极产线与风光储、输电线路同步建设，使绿电直接进入项目的能源配置。企业由此获得相对稳定的电力来源，也能形成更清晰的电力追溯和产品碳足迹数据。

政策要求正在强化这一变化。自2026年8月1日起施行的可再生能源消费最低比重制度，将锂离子电池制造纳入“以绿造绿”考核方向。负极材料尚未被单独列为考核行业，相关要求仍可能通过电池客户的碳足迹核算和供应链审核向上游传递。

《锂离子电池行业规范条件（2024年本）》也鼓励企业使用光伏等清洁能源、建设工业绿色微电网，并将负极材料企业单位产品综合能耗参考值设为不高于3000千克标准煤/吨。其指向已经清晰：新增产能需要关注能耗和碳排放问题。

绿电的成本仍需单独核算。直连线路、储能设施和备用电源会增加项目投资，风光出力与连续石墨化负荷之间也需要进行匹配。只有当绿电同时带来可控成本、稳定供应和可核算碳减排，其竞争价值才会真正落到产品和订单上。

从近期项目看，四川、山西、内蒙古等能源富集地区继续承接大规模石墨化一体化基地；广东、山东等沿海地区则更多利用既有厂房、客户距离和物流条件补充负极产能；海外基地同时承担客户本地化、贸易环境和碳足迹要求。

区域分工之外，扩产也在向头部企业集中。客户认证、石墨化自供、资金投入和能源配置抬高了新项目门槛。产能规模仍然重要，能够稳定运行并进入头部客户供应链的产能更受关注。

负极扩产项目还会继续增加。随着电价、绿电比例和碳足迹进入投资测算，名单可能越来越长，最终进入供给端的产能却会更加集中。