La matière et la cellule

Les minerais critiques représentent environ un quart du coût d'une cellule de batterie, mais seulement 3 % du prix d'une voiture électrique moyenne (Agence internationale de l'énergie, communiqué, 16 juillet 2026) ^A. C'est sur ces 3 % que se concentre aujourd'hui l'essentiel du pouvoir de nuisance industrielle de Pékin. Toute la chaîne amont de la voiture électrique tient dans cette disproportion : une fraction dérisoire de la facture, et sans elle rien ne roule.

Le goulot est dans le four, pas dans la mine

Le premier contresens à défaire concerne la géographie. On imagine volontiers que la dépendance se joue au fond des mines. Elle se joue en réalité au raffinage — cette étape peu spectaculaire qui transforme le minerai brut en matière utilisable par une usine de cellules, et qui ne fait jamais d'images.

L'Agence internationale de l'énergie l'a écrit sans détour : « China is the dominant refiner for 19 of the 20 minerals analysed, holding an average market share of around 70% » (AIE, *Global Critical Minerals Outlook 2025*, mai 2025) ^A. Le mot « moyenne » n'est pas ornemental : c'est une moyenne des parts minerai par minerai, pas une part agrégée sur un panier pondéré.

L'écart entre les deux étages de la chaîne est mesurable. Toujours selon l'AIE, la part moyenne des trois premiers pays miniers pour les minerais énergétiques clés est passée de 73 % en 2020 à 77 % en 2024, quand celle des trois premiers pays raffineurs montait de 82 % à 86 % ^A. Extraire est concentré ; raffiner l'est davantage. Et l'AIE ne voit pas ce verrou céder : sa projection à 2035 — une projection, avec les hypothèses de son scénario, pas un fait — ramène la part des trois premiers raffineurs à 82 %, soit « effectively returning to the concentration levels seen in 2020 » ^A. Quinze ans de diversification pour revenir au point de départ.

L'édition 2026, publiée le 16 juillet 2026, mesure autre chose : « The average share of the top refined supplier stood reaching 70 % in 2025, up from 68 % in 2020 » (AIE, chapitre *Market overview*) ^A. Attention au faux ami : ce 70 %-là désigne la part du premier fournisseur, quel qu'il soit, et non la part de la Chine sur 19 minerais. Deux indicateurs différents qui tombent sur le même nombre ; les fusionner est une faute de lecture très fréquente.

Là où la domination chinoise est écrasante, l'AIE 2026 la nomme : « For gallium, graphite, manganese and rare earths, the top refiner, China, accounts for over 90 % of global supply » (AIE, chapitre *Outlook*, 16 juillet 2026) ^A. Le graphite est l'anode de presque toutes les batteries lithium-ion du monde. Le manganèse entre dans les cathodes NMC. On parle donc du cœur de la cellule, pas d'accessoires.

Un point va à contre-courant du récit dominant : sur les terres rares, la concentration recule. La part du premier fournisseur est passée « from over 90 % in 2023 to 85 % in 2025 » (AIE, 16 juillet 2026) ^A. Cinq points en deux ans, à rebours de la trajectoire générale — un dossier bâti sur l'édition 2025 l'aurait manqué.

Deux chiffres encadrent l'effort de rattrapage. Les financements publics consacrés aux minerais critiques « more than quadrupled between 2023 and 2025, reaching $65 billion » ^A. Mais l'investissement, lui, « fell by 9 % in 2025 », sous l'effet de la volatilité des prix et des tensions géopolitiques ^A. L'argent public afflue pendant que l'argent privé se retire, et l'un ne finance pas ce que l'autre abandonne.

Sur le cobalt, il faut être méticuleux sur les dates. L'US Geological Survey écrit que la République démocratique du Congo « was the world's leading source of mined cobalt and accounted for an estimated 73 % of world total » — phrase qui porte sur 2025 (USGS, *Mineral Commodity Summaries 2026*, février 2026) ^A. Pour 2024, la table de production du même document donne 226 000 tonnes congolaises sur 302 000 mondiales, soit 74,8 % — ratio calculé à partir des données brutes, et présenté comme tel ^A. Quant à la part détenue en capital par des groupes chinois, elle atteignait 43 % de l'offre minière mondiale en 2023 et passerait à 46 % en 2030 selon Benchmark Mineral Intelligence, 17 octobre 2024 ^B — fournisseur commercial, non source publique, et chiffre portant sur la production minière, pas sur le raffinage, où la part chinoise est bien supérieure. Le cobalt congolais part très majoritairement se faire raffiner en Chine : deux étapes, deux géographies, et les confondre efface le point central de ce chapitre.

Le levier : les contrôles à l'export

Depuis 2023, Pékin a méthodiquement armé cette position. Juillet 2023, licences d'exportation sur le gallium et le germanium. Octobre 2023, le graphite. Août 2024, l'antimoine et les matériaux superdurs. Décembre 2024, l'annonce MOFCOM n° 46 interdit par principe l'exportation de ces produits vers les États-Unis. Avril 2025, sept terres rares moyennes et lourdes passent sous licence. Octobre 2025, cinq de plus — douze des dix-sept terres rares sont désormais visées — et, surtout, les annonces n° 61 et 62 instaurent un régime extraterritorial : licence exigée pour des produits fabriqués hors de Chine à partir de technologies chinoises, avec une règle de minimis à 0,1 %, c'est-à-dire qu'un produit contenant un millième d'intrants terres rares d'origine chinoise tombe dans le champ (chronologie établie à partir de l'inventaire Global Trade Alert) ^A.

Voilà pour l'arsenal. Reste l'état du droit, que la presse confond régulièrement avec les annonces. Le 7 novembre 2025, la Chine a suspendu pour un an, jusqu'au 10 novembre 2026, l'intégralité des mesures du 9 octobre — les cinq nouvelles terres rares comme le volet extraterritorial ^A. Le 9 novembre 2025, l'annonce n° 72 a levé jusqu'au 27 novembre 2026 l'interdiction d'exporter vers les États-Unis ^A. Au 27 juillet 2026, la règle des 0,1 % ne s'applique pas. Écrire le contraire serait faux. Demeurent en vigueur : les contrôles d'avril 2025 sur sept terres rares, les licences gallium-germanium et graphite de 2023, antimoine de 2024, et l'interdiction visant les utilisateurs finaux militaires américains.

Ce qui est suspendu n'est pas abrogé. Deux dates sont à surveiller à l'automne 2026 : le 10 et le 27 novembre. L'AIE a chiffré l'enjeu si les mesures venaient à s'appliquer pleinement : « an estimated $6.5 trillion in annual downstream production outside China could be jeopardised if the measures are enacted fully » (AIE, 16 juillet 2026) ^A. C'est une estimation sous hypothèse d'application intégrale, pas une prévision de dommage : elle mesure l'exposition, pas la perte. À côté de cette exposition théorique, un fait déjà constaté : les contrôles ont « forced some automakers to reduce production or temporarily suspend operations » ^A. Des chaînes se sont arrêtées. Pour 3 % du prix d'une voiture.

L'Europe, ses objectifs et ses zéros

Face à cela, l'Union européenne s'est dotée du Critical Raw Materials Act — règlement (UE) 2024/1252 du 11 avril 2024. Son article 5 fixe quatre valeurs de référence pour 2030 : au moins 10 % de la consommation annuelle de l'Union extraits sur son sol, au moins 40 % transformés, au moins 25 % issus du recyclage, et aucun pays tiers fournissant plus de 65 % de cette consommation pour une matière première stratégique donnée (JO du 3 mai 2024) ^A. Deux réserves juridiques comptent autant que les nombres : ces valeurs sont des références non contraignantes — la Cour des comptes européenne les qualifie de « non-binding targets » ^A, sans obligation de résultat opposable — et le seuil de 65 % s'apprécie matière par matière et à chaque stade, jamais sur un panier agrégé. Une Europe dépendante à 90 % de la Chine pour le graphite raffiné ne se rachète pas avec une bonne position sur le cuivre.

L'état des lieux dressé par la Cour des comptes européenne dans son rapport spécial 04/2026 est sec. Sur les 26 matières premières critiques pertinentes pour la transition énergétique, « for 10 such materials, the EU is fully dependent on imports » (§ 39) ^A. Dix sur vingt-six, à 100 %. Ensuite : « Currently, 100 % of rare-earth processing is done outside the EU, mostly in China » (§ 61) ^A — la Cour écrit processing, transformation, notion plus large que le seul raffinage. Enfin, dix de ces mêmes 26 matières, « including lithium, gallium and silicon metal, are not recycled at all » (§ 83) (Cour des comptes européenne, rapport spécial 04/2026) ^A. Pas « peu recyclées » : pas recyclées du tout. L'objectif de 25 % en 2030 part, pour ces dix matières, de zéro.

Ce que coûte un kilowattheure, et de quoi on parle exactement

Descendons d'un cran, du minerai à la cellule. Ici, un seul chiffre circule partout et il est presque toujours mal employé.

En 2025, le prix moyen mondial d'un pack de batteries lithium-ion s'est établi à 108 dollars par kilowattheure, en baisse de 8 % sur un an (BloombergNEF, 9 décembre 2025) ^A. Quatre précisions transforment ce chiffre en information utilisable.

D'abord, c'est un prix de pack — la batterie complète, avec son boîtier, son refroidissement et son électronique de gestion — et non de cellule, la brique élémentaire. Les prix de cellule correspondants sont bien plus bas : 74 dollars par kilowattheure tous segments confondus, en baisse de 5 % (Energy-Storage.News, reprise de BNEF, 10 décembre 2025) ^A, et 79 dollars pour les cellules de véhicules électriques (BloombergNEF, 19 décembre 2025) ^A. La cellule pèse donc environ 69 % du prix du pack — rapport calculé ici, non publié par BNEF. Comparer un « 90 dollars » entendu quelque part au « 108 dollars » sans préciser l'étage n'a aucun sens.

Ensuite, ce 108 dollars est une moyenne tous segments confondus : voitures, bus électriques, véhicules commerciaux, deux et trois-roues, stockage stationnaire. Ce n'est pas un prix de pack automobile. Dans un dossier sur la voiture électrique, le chiffre pertinent est celui des packs de véhicules 100 % électriques : 99 dollars par kilowattheure, « the cheapest in the transport segment » ^A — le moins cher du transport, pas du marché.

Troisièmement, le −8 % est exprimé en termes réels. BNEF réévalue sa série à l'inflation. En dollars courants, 108 rapporté aux 115 dollars de 2024 ne fait que −6,1 % (BloombergNEF, 10 décembre 2024, écart recalculé) ^A. Deux points de baisse s'évaporent selon la convention retenue.

Quatrièmement, et c'est la limite que BNEF reconnaît elle-même : il s'agit d'un prix de transaction, pas d'un coût de production. Verbatim : « Due to a lack of transparency around margins, in the Battery Price Survey we currently use price as a proxy for cost » (BloombergNEF, 5 mars 2019) ^A. En 2025, dans une surcapacité cellulaire massive, une partie de l'industrie chinoise vend à marge nulle ou négative : une part de la baisse observée mesure une compression de marges, mécaniquement réversible, et non un progrès technique acquis. L'enquête repose enfin sur 320 points de données déclarés par la filière ^A, pas sur un relevé de marché audité.

Une seule grille permet de ne plus se tromper. Toutes ces valeurs sont de la même enquête, la même année.

Deux faits sautent de ce tableau. Le premier est un renversement historique : à 70 dollars par kilowattheure, en chute de 45 % en un an ^A, le stockage stationnaire devient en 2025 le segment lithium-ion le moins cher, sous les packs automobiles. C'est la première fois depuis le début de la série. Cette chute reflète largement une recomposition — bascule vers de très grandes cellules LFP chinoises, surcapacité — plutôt qu'une baisse de coût unitaire de 45 %.

Le second est une question de dispersion. BNEF publie aussi les extrêmes observés : 36 dollars par kilowattheure pour la cellule la moins chère du marché, 50 dollars pour le pack le moins cher (BloombergNEF, 19 décembre 2025) ^A. La moyenne mondiale, à 108 dollars, coûte donc plus du double du meilleur pack au monde. Il n'existe pas un prix de la batterie : il existe un nuage de prix, et la moyenne n'y désigne aucune transaction réelle.

Six années de prix de pack, et une bosse qu'il ne faut pas lisser

Un point annuel ne dit rien d'une trajectoire. BloombergNEF publie chaque décembre le résultat de son enquête, et le montant figure dans le titre même du communiqué — particularité éditoriale qui permet de reconstituer la série sans ouvrir les documents, mais qui en fixe aussi le niveau de preuve. Notre passe de vérification de juillet 2026 a capté six millésimes consécutifs, tous en prix de pack, en dollars par kilowattheure, moyenne mondiale pondérée par les volumes et toutes applications confondues : 137 dollars en 2020 (communiqué de décembre 2020, « Battery Pack Prices Cited Below $100/kWh for the First Time in 2020, While Market Average Sits at $137/kWh ») ^B ; 132 dollars en 2021 (« Battery Pack Prices Fall to an Average of $132/kWh, But Rising Commodity Prices Start to Bite », date de publication non confirmée) ^B ; 151 dollars en 2022 ^B ; 139 dollars en 2023 (1er décembre 2023, « Lithium-Ion Battery Pack Prices Hit Record Low of $139/kWh ») ^B ; 115 dollars en 2024 (11 décembre 2024) et 108 dollars en 2025 (9 décembre 2025). Ces deux derniers points sont établis plus haut en ^A, sur lecture des communiqués eux-mêmes ; les quatre précédents ne le sont pas, ils reposent sur des titres, et ils ne portent à eux seuls aucune affirmation. S'y ajoute un repère rétrospectif : BNEF situe le pack « above $1,100 per kilowatt-hour in 2010 », dans une phrase qui précise que la chute de 89 % jusqu'aux 137 dollars de 2020 est mesurée « in real terms » ^B.

C'est la meilleure matière à graphique de tout ce dossier, et c'est précisément pourquoi il faut en énoncer les deux limites avant de tracer quoi que ce soit. La première tient au point de 2010 : il est donné en termes réels quand les points annuels sont publiés en dollars courants. Les porter sur le même axe est une opération que nous ne faisons pas, et nous n'actualisons aucun de ces montants de l'inflation. La seconde est plus lourde. La série n'est pas monotone. L'année 2022 est une hausse — la première de l'histoire de l'enquête, et BNEF la nomme dans son propre titre (« Lithium-ion Battery Pack Prices Rise for First Time to an Average of $151/kWh »), tout comme Bloomberg le 6 décembre 2022 (« Battery Prices Climb for First Time Just as More EVs Hit Market ») ^B. Un graphique qui lisse cette bosse, ou qui la traite comme un accident de mesure, falsifie la source. La baisse des batteries n'est pas une loi de la nature : elle s'est déjà interrompue une fois, et rien n'interdit qu'elle s'interrompe encore.

Deux trous doivent être déclarés dans la foulée. Cette même passe n'a pu reconstituer ni décomposition régionale du prix de pack, ni aucun prix de cellule : ces montants ne figurent dans aucun titre de communiqué, et les documents n'étaient pas accessibles. Le seul élément de segmentation capté est que le stockage stationnaire devient, selon le communiqué du 9 décembre 2025, le segment le moins cher ^B — segmentation par application, et non par région, dont il découle seulement que le pack de véhicule électrique se situe au-dessus de la moyenne de 108 dollars, sans que le montant automobile lui-même ait été lu. Les valeurs régionales et cellulaires du tableau ci-dessus ne viennent donc pas de là : elles proviennent d'une passe antérieure qui a, elle, lu les documents, et c'est ce qui leur vaut leur ^A. L'écart entre les deux résultats ne mesure aucune contradiction ; il mesure la fragilité du sourçage dès qu'on retire l'accès aux corps de texte. C'est une raison de plus de ne jamais promouvoir une convergence de titres au rang de preuve documentaire.

Le piège arithmétique : 35 % et 56 % sont le même chiffre

Sur les écarts régionaux, BNEF est explicite : « Average battery pack prices were lowest in China, at $84/kWh. Pack prices in the North America and Europe were 44% and 56% higher » (BloombergNEF, 9 décembre 2025) ^A. Les pourcentages sont référencés à la Chine, pas à la moyenne mondiale — c'est l'erreur la plus commune dans la presse. En valeur absolue, cela donne environ 121 dollars par kilowattheure en Amérique du Nord et 131 en Europe : deux valeurs recalculées, que BNEF ne publie pas telles quelles.

Or on lit souvent, ailleurs, que les batteries chinoises seraient « environ 35 % moins chères » qu'en Europe, formulation généralement attribuée à l'Agence internationale de l'énergie. Et l'on voit alors des articles opposer les deux sources, comme si 35 et 56 se contredisaient.

Ils ne se contredisent pas. Ils disent la même chose vue depuis deux points de départ différents. Si la batterie chinoise vaut 65 % de l'européenne, alors l'européenne vaut 1 / 0,65 = 1,5385 fois la chinoise, soit 53,85 % de plus. Inversement, si l'européenne est 1,56 fois plus chère, la chinoise est à 1 / 1,56 = 64,1 % de l'européenne, soit 35,9 % moins chère. « 35 % moins cher » et « 56 % plus cher » décrivent le même écart à moins de deux points près. Un pourcentage n'a de sens qu'avec sa base : une remise vue depuis le prix fort n'est jamais la même chose qu'une surcote vue depuis le prix bas. Contrôle croisé, avec les mêmes données : le +44 % nord-américain équivaut à une Chine 30,6 % moins chère — cohérent avec l'idée courante d'un tiers d'écart entre la Chine et l'Occident.

Une précaution s'impose néanmoins, et nous la posons nous-mêmes : la formulation exacte du « 35 % » attribué à l'AIE n'a pas pu être vérifiée sur la page primaire lors de notre passe ^C. L'arithmétique, elle, est certaine. Aucun raisonnement de ce chapitre ne repose sur ce « 35 % » : la démonstration tient sur le seul verbatim BNEF. Le « 35 % » sert ici d'illustration pédagogique, pas de preuve.

Reste un fait qui a été largement présenté à l'envers, y compris dans une première version de ce dossier. Les dynamiques 2025 sont les suivantes : « The largest drop in pack prices was in China, down 13% in real terms from 2024, while North America and Europe saw declines of 4% and 8%, respectively » ^A. Chine −13 %, Amérique du Nord −4 %, Europe −8 %. C'est donc l'Amérique du Nord qui affiche la plus faible baisse des trois, pas l'Europe. L'écart absolu avec la Chine continue de se creuser partout, mais le décrochage relatif de 2025 est nord-américain.

Chimies : un écart qui contamine tout le reste

Deux familles se partagent le marché. Le LFP — lithium, fer, phosphate — moins dense en énergie, moins cher, sans cobalt ni nickel. Le NMC — nickel, manganèse, cobalt — plus dense, plus cher, dépendant de métaux critiques.

BNEF chiffre l'écart : « Average LFP battery pack prices across all segments came in at $81/kWh while nickel manganese cobalt (NMC) packs were at $128/kWh » ^A. Soit 58 % d'écart — rapport calculé, non publié tel quel. Deux mises en garde. Ce sont des prix de pack, jamais de cellule. Et « across all segments » signifie que le 81 dollars du LFP est tiré vers le bas par le stockage stationnaire, quasi intégralement LFP et vendu 70 dollars, quand le NMC est presque exclusivement automobile. La comparaison mélange donc un effet chimie et un effet segment, et surestime l'avantage chimique pur.

Sur les parts de marché des chimies, nous nous en tenons au sourçable, et nous datons. Le LFP représentait « nearly half of the global EV battery market » en 2024, et « three-quarters of domestic battery demand » en Chine la même année (reprise du *Global EV Outlook 2025* de l'AIE, 20 mai 2025) ^B. Les chiffres 2025-2026 souvent cités — « plus de 55 % » de part LFP mondiale, « environ 1 % » pour le sodium-ion, les densités de référence par chimie en wattheures par kilogramme — n'ont pas pu être vérifiés sur source primaire, le site de l'AIE étant resté inaccessible. Nous ne les publions pas. Notons seulement que les densités qui circulent sont des valeurs de cellule, non de pack : un pack perd une fraction substantielle de la densité de ses cellules dans son boîtier, son refroidissement et sa structure.

Le sodium : une chimie qui monte en Chine et qui a échoué en Occident

Le sodium-ion est présenté depuis trois ans comme la relève du lithium : un métal abondant, non critique, non soumis aux contrôles à l'export décrits plus haut. Ce que nous pouvons établir de cette chimie est beaucoup plus mince que ce qui s'en écrit, et l'essentiel de ce que nous savons est de nature qualitative.

Ce que nous tenons tient en deux mouvements de sens contraire. En Chine, la chimie avance, portée par des acteurs qui possèdent déjà l'outil industriel du lithium : CATL a nommé une marque, Naxtra, et annonce une extension de 40 GWh de capacité sodium dans le Fujian (CnEVPost, 9 mai 2026 ; Electric & Hybrid Vehicle Technology) ^B — capacité annoncée, ni installée ni effective, distinction que ce chapitre applique déjà à toutes les autres. Un premier véhicule de série au sodium est annoncé, la Changan Nevo A06, présentée le 5 février 2026 (carnewschina, electrive, InsideEVs, paultan, IAA Mobility, titres lus) ^B ; les transcriptions « Nevo » et « Qiyuan » désignent probablement le même véhicule, ce que nous ne certifions pas. Le sodium-ion est également travaillé par HiNa, adossé au constructeur JAC (CnEVPost, 28 mars 2025 ; carnewschina, 1er avril 2026) ^B.

Le mouvement inverse s'est joué aux États-Unis. Natron Energy, principal acteur occidental spécialisé sur cette chimie, a cessé son activité en septembre 2025, abandonnant du même coup une usine annoncée en Caroline du Nord (ESS-News, 3 septembre 2025 ; Battery-News, 8 septembre 2025 ; Manufacturing Dive) ^B. Le montant de 1,4 milliard de dollars attaché à ce projet est un investissement annoncé, jamais dépensé : il ne mesure pas une capacité perdue, il mesure une intention. La convergence de cinq titres ne fait pas monter le niveau de preuve — elle reste du ^B —, mais elle rend le fait difficile à contester.

Nous ne publions, pour cette chimie, aucune densité énergétique, aucune autonomie, aucun temps de charge. Les densités qui circulent ne précisent pas si elles portent sur la cellule ou sur le pack, et la distinction change tout. Les autonomies annoncées pour l'A06 varient de 400 à 500 kilomètres selon les reprises, sans qu'aucune ne nomme son cycle d'homologation : un chiffre CLTC, un chiffre WLTP et un chiffre EPA ne mesurent pas la même chose, le premier étant le plus optimiste des trois. Quant au « pleine charge en 25 minutes » annoncé par HiNa, il ne précise aucune fenêtre d'état de charge, ce qui le rend inutilisable. Reste donc un fait de structure, et un seul : le sodium progresse là où l'outil lithium existe déjà, et il a échoué là où il devait se construire seul.

Tout-solide et semi-solide : deux mots, deux choses

Aucune confusion n'est plus répandue dans la presse batterie que celle-ci, et elle est décisive. Une batterie tout-solide remplace intégralement l'électrolyte liquide par un solide. Une batterie semi-solide conserve une fraction liquide ou gélifiée : c'est une technologie intermédiaire, industriellement plus proche du lithium-ion existant, et ses performances ne préjugent en rien de celles du tout-solide. Écrire « batterie solide » pour l'une comme pour l'autre revient à annoncer une rupture en décrivant une amélioration.

Le seul cas industriel clos dont nous disposons relève du semi-solide, et il vaut plus que toutes les annonces réunies. La chronologie, chaque étape reposant sur un titre daté et aucune sur un corps de texte lu :

Une réserve de traduction doit être signalée plutôt que masquée. Le verbe drops du titre electrive est ambigu en anglais — il peut dire « lance » comme « abandonne » —, et un titre isolé (batteryindustry.net) écrit à l'inverse que Nio launches une version actualisée du pack. Nous tranchons pour l'arrêt parce que deux sources indépendantes et sérieuses emploient le mot non ambigu halts production. Mais cette lecture repose sur des titres, pas sur des corps de texte, et le lecteur doit le savoir. Le chiffre qui circule — un arrêt après « plusieurs centaines » d'unités — provient d'une source secondaire faible et nous le traitons comme du ^C : il n'argumente rien, il figure ici pour être écarté.

Ce que ce cas démontre est plus solide que n'importe quel wattheure par kilogramme. « Premier pack semi-solide produit en série » en avril 2024 et arrêt dix-neuf mois plus tard sont deux énoncés parfaitement compatibles : ils décrivent une série nominale qui n'a jamais atteint le volume. Sur un cas réel, documenté et clos, « sort de ligne » ne veut pas dire « série ». C'est la grille de lecture que nous appliquons ensuite à toute annonce de production de masse, quelle que soit la chimie.

Recycler : ce que l'Europe manque n'est pas la capacité

Le récit courant veut que l'Europe soit en retard sur le recyclage des batteries et coure après une capacité qui lui échappe. Les travaux du Fraunhofer ISI disent l'inverse, et le disent dans le titre même de leur mise à jour 2025 : les capacités de recyclage de batteries lithium-ion excéderont la demande en Europe pour la période à venir (Fraunhofer ISI, mise à jour 2025 ; mise à jour 2024 ; analyse capacités, besoins, acteurs) ^B. Le niveau de preuve reste celui d'un titre lu, mais l'institut est une source de premier rang et l'affirmation est portée par le titre lui-même. Le goulot européen n'est donc pas l'usine : c'est la matière à recycler, un parc électrique encore trop jeune pour alimenter les lignes. Nous ne publions aucune capacité en tonnes : aucune source lue n'en donne, et nous n'en construisons pas.

La même prudence de vocabulaire s'impose sur les installations elles-mêmes. BASF a mis en service à Schwarzheide une unité de black mass, en juin 2025 (communiqué p-25-112, basf.com) ^B. La black mass est une étape de prétraitement — broyage, concentration —, non un raffinage hydrométallurgique. On peut écrire que BASF exploite une unité de black mass ; on ne peut pas écrire que BASF recycle des batteries. Glencore, de son côté, a achevé la reprise des actifs de Li-Cycle (Waste Dive) ^B. Il serait tentant d'en tirer que les acteurs occidentaux spécialisés ne tiennent pas économiquement face aux groupes intégrés ; ce serait une lecture, pas un fait sourcé, et nous ne la publions pas comme un constat.

Ce que nous n'avons pas pu établir sur les chimies alternatives

Trois trous méritent d'être nommés, parce qu'ils sont systématiquement comblés ailleurs par des affirmations que rien ne soutient. Le NMC à haute teneur en nickel n'a produit, dans nos résultats, aucun élément exploitable. Le LMFP — lithium, manganèse, fer, phosphate — repose sur deux titres de 2022 et sur une intention déclarée de CATL, sans aucune confirmation d'exécution : écrire « le LMFP est en production » n'est pas défendable en l'état. Le sigle « M3P » est parfois donné comme synonyme de LMFP ; ce n'est pas établi, et nous ne les traitons pas comme équivalents.

Qui fabrique, et ce que « fabriquer » veut dire

Trois grandeurs sont sans cesse échangées l'une pour l'autre. La capacité installée est ce que les usines pourraient produire, lignes à l'arrêt comprises. La production effective est ce qui sort réellement des chaînes. Le taux d'utilisation est le rapport des deux, et c'est le chiffre décisif — donc celui qu'on tait.

La première de ces trois grandeurs, elle, est désormais documentée sur source primaire. L'Agence internationale de l'énergie chiffre la capacité nominale mondiale de production de cellules à plus de 4 térawattheures fin 2025, en hausse de 30 % sur un an, dont plus de 80 % en Chine, 6 à 7 % dans l'Union européenne et 6 à 7 % aux États-Unis ; entre 2024 et 2025, cette capacité a crû d'environ 50 % dans l'Union et d'environ 50 % aux États-Unis, contre environ 25 % en Chine (AIE, *Global EV Outlook 2026*, chapitre batteries, 20 mai 2026) ^A. Deux lectures s'imposent ensemble. La croissance occidentale est deux fois plus rapide en rythme, et cela ne rattrape rien : partir de 6 % en doublant de vitesse ne comble pas un écart avec 80 %. Et le mot « nominale » reste le mot important — c'est ce que les lignes pourraient produire, pas ce qu'elles produisent. Le taux d'utilisation qui rapporterait cette capacité à la production effective n'a, lui, pas pu être établi sur source primaire : la surcapacité reste ici une inférence, pas une grandeur mesurée.

Il existe une seconde manière, moins visible, de confondre ce que « fabriquer » veut dire, et elle joue à l'intérieur même d'une usine. Produire des cellules, c'est enduire des électrodes, manipuler un électrolyte, mener l'étape de formation : c'est l'opération à forte intensité capitalistique, forte consommation d'énergie et forte valeur ajoutée, celle qui crée une industrie et une chaîne de sous-traitance. Assembler des modules, c'est empiler dans un boîtier des cellules déjà faites — et cela peut se faire, intégralement, avec des cellules importées. Les deux opérations se déroulent sous le même toit, portent le même nom d'« usine de batteries » et se comptent dans les mêmes gigawattheures annoncés. Elles ne mesurent pas la même chose.

Le plus gros projet batteries d'Europe donne à cette distinction un tour très concret. Le 13 mai 2026, ce qui a été inauguré par CATL à Debrecen, en Hongrie, est une ligne d'assemblage de modules, dans un bâtiment neuf dédié aux modules (electrive, 13 mai 2026, « CATL launches new battery module assembly line in Debrecen ») ^B. Six semaines plus tard, le même titre écrit que CATL s'approvisionne en composants depuis la Chine plutôt que depuis Debrecen (electrive, 23 juin 2026, « CATL sources battery components from China instead of Debrecen ») ^B. Ces deux éléments sont des titres lus, corps non consultés : à ce niveau de preuve, ils ne peuvent porter aucune accroche, et nous n'en tirons pas de thèse. Ils suffisent en revanche à imposer une prudence de formulation. La capacité de 100 GWh attachée au site est un montant annoncé, non confirmé ici sur source primaire, et il ne doit être confondu ni avec une capacité installée, ni avec une production. Une source hongroise affirme par ailleurs que l'usine de cellules de Debrecen est « achevée » (autopro.hu, date non établie) ^B : nous l'affichons telle quelle, sans arbitrer, en rappelant qu'achevée ne signifie pas produisante et qu'aucune source lue ne confirme une production de cellules en série sur ce site. La formulation que nous tenons est donc celle-ci, et pas une autre : CATL a annoncé 100 GWh à Debrecen ; à la mi-2026, le site assemble des modules, et un titre non vérifié en corps indique que les composants viennent de Chine. Le contenu industriel européen réel de l'usine n'a, lui, jamais été mesuré par personne publiquement.

Ce qui est solide, c'est le déploiement — les batteries effectivement installées dans des véhicules. Entre janvier et mai 2026, « total global EV battery usage reached 469.2 GWh, marking a 16.3% increase compared with the same period last year », et « among the top 10 companies, seven were Chinese firms, together accounting for 72.6% of the global EV battery market » (SNE Research, via CnEVPost, 3 juillet 2026) ^A. Périmètre restrictif : seuls les sept chinois du top 10 sont comptés, à l'exclusion de tous les producteurs chinois hors classement. Le total chinois réel est donc supérieur à 72,6 % — ce qui rend « environ les trois quarts » défendable, mais interdit d'écrire « 75 % » comme un chiffre sourcé.

Ce déploiement automobile n'épuise pas la demande de batteries, et c'est une échelle qu'il faut avoir en tête avant de parler de surcapacité. Benchmark Mineral Intelligence évalue la demande mondiale de batteries lithium-ion, toutes applications confondues — véhicules, stockage stationnaire, électronique portable —, à 1,6 térawattheure en 2025, en hausse de 29 % sur un an (Benchmark Mineral Intelligence, janvier 2026) ^B. Le niveau de preuve est ici inférieur à celui du reste de la section : titres lus, corps de l'article non consulté. Et le périmètre interdit toute opération avec les 469,2 GWh de SNE Research, qui portent sur cinq mois de 2026 et sur les seuls véhicules, quand ce térawattheure et demi couvre une année entière et tous les usages. Nous n'en déduisons donc aucune part automobile de la demande totale.

Le chiffre le plus frappant est dans le même tableau : CATL 40,2 % du marché mondial (188,4 GWh) et BYD 14,4 % (67,6 GWh) ^A, soit 54,6 % à deux entreprises — addition faite ici. Derrière : LG Energy Solution 8,7 %, CALB 5,1 %, Gotion 4,6 %, SK On 3,4 %, Eve Energy 3,3 %, Panasonic 3,2 %, Svolt 2,6 %, Sunwoda 2,4 % ^A. Deux firmes chinoises fournissent plus d'une batterie de voiture électrique sur deux dans le monde.

Ces parts sont très saisonnières. En janvier 2026 pris isolément, CATL montait à 45,2 % et le duo à 59,0 % (SNE Research via CnEVPost, 6 mars 2026) ^A, effet du Nouvel An chinois. Un mois isolé ne vaut rien sur ce marché. Enfin, le chiffre mondial ne permet aucune déduction régionale : la part des producteurs chinois sur le seul marché européen est une autre grandeur, mesurée par l'AIE et traitée au chapitre consacré à l'Europe.

Le lithium a resurgi, et il menace la prévision

La baisse continue des prix des batteries reposait depuis trois ans sur des matières premières bon marché. Ce socle a bougé. Le carbonate de lithium, tombé à 7,50-8,60 dollars le kilogramme au creux de juin 2025, cotait 17,00-19,00 dollars le 23 février 2026 puis 20,00-22,50 dollars le 26 février (Fastmarkets, 3 mars 2026) ^A — de l'ordre de 264 % au-dessus du point bas. Une autre série, sur un autre indice, donne 13 433 dollars la tonne début décembre 2025 et 26 278 fin janvier 2026, soit +95 % en deux mois (Investing News Network, 8 avril 2026) ^B. Les deux séries ne portent ni sur la même unité ni sur le même produit : nous affichons la divergence plutôt que de la lisser. L'effet sur les coûts reste amorti — selon un acteur cité par Fastmarkets, un doublement du carbonate se traduirait par « around a 10-15% cost increase » sur un système de stockage ^B, les fabricants intégrés absorbant mieux le choc.

Il faut ici publier une contradiction qui ne vise pas une source mais nous-mêmes. La commande de cette enquête posait, comme hypothèse de travail, que la baisse du lithium chinois expliquait une part de la baisse des prix de pack : matière moins chère, cellule moins chère, pack moins cher. Les sources de fin 2025 disent l'inverse. BNEF titre la chute à 108 dollars par kilowattheure « despite rising metal prices » — le prix de pack recule pendant que le métal monte (communiqué du 9 décembre 2025) ^B, formulation que reprend la dépêche du 10 décembre citée ci-dessous. Et du côté amont, les fournisseurs chinois de matériaux de batterie annonçaient à leurs clients des hausses allant jusqu'à +15 % (carnewschina, 14 décembre 2025, titre lu, corps non consulté) ^B. Nous n'arbitrons pas entre les deux lectures : le mécanisme lithium → pack reste plausible pour 2023 et 2024, années où la matière et le pack baissent ensemble ; il ne décrit pas 2025, où ils divergent. Ce qui cède, en 2025, ce sont donc d'autres postes — surcapacité de cellules, guerre des prix, compression de marges, bascule vers le LFP —, mais aucune source lue ne les quantifie, et nous n'attribuons la baisse à aucun d'entre eux. Le lecteur doit savoir que c'est notre propre prémisse de départ que le dossier contredit, et non une thèse adverse.

Conséquence éditoriale : BNEF prévoyait pour 2026 une baisse de 3 %, à « just under US$105/kWh » (Energy-Storage.News, 10 décembre 2025) ^A. Cette projection date du 10 décembre 2025, avant l'essentiel de la flambée, et suppose des matières premières modérément haussières — hypothèse démentie depuis. Elle ne doit pas être présentée comme acquise. Il n'existe à ce jour aucune mesure BNEF plus récente : l'enquête est annuelle, l'édition suivante n'est pas attendue avant décembre 2026.

Ce que ce chapitre ne prouve pas

Il ne prouve pas que l'Europe soit industriellement 56 % moins compétitive que la Chine sur la batterie. Dans les mêmes données BloombergNEF, l'écart entre chimie LFP et chimie NMC atteint +58 %, presque exactement l'écart régional Europe/Chine de +56 %. Or la Chine est massivement LFP et intègre d'énormes volumes de stockage stationnaire bon marché, quand l'Europe reste dominée par le NMC sur des véhicules plus grands. L'écart régional mesure donc pour une large part un effet de composition — mix de chimies et de segments — et non le surcoût d'un même pack fabriqué des deux côtés. BNEF ne publie pas de comparaison à panier constant ; personne, à ce jour, n'a produit publiquement le chiffre qui trancherait.

Il ne prouve pas non plus l'ampleur de la surcapacité mondiale. La capacité nominale est désormais sourcée — plus de 4 térawattheures fin 2025 —, mais la production effective qui lui correspond ne l'est pas, et sans taux d'utilisation l'écart entre les deux reste une déduction de bon sens, pas une mesure. Il ne prouve pas davantage que la demande de 1,6 térawattheure toutes applications et les 469,2 GWh déployés dans des véhicules soient commensurables : millésimes, périmètres et sources diffèrent, et nous nous interdisons d'en tirer une part automobile de la demande mondiale. Ni la part des chimies en 2026, ni les densités énergétiques. Enfin, BNEF mesure des prix de transaction, pas des coûts : une part de la baisse de 2025 est une compression de marges, et elle peut se retourner.

Il ne prouve pas que la baisse des prix de pack soit une tendance régulière. La série 2020-2025 que nous publions repose, pour quatre de ses six points, sur des titres de communiqués et non sur les documents eux-mêmes : c'est du ^B, et c'est assez pour tracer une courbe, pas pour fonder une loi. Cette série comporte une hausse en 2022, la première de l'histoire de l'enquête, et nous n'avons aucune mesure indépendante qui permettrait de dire si l'épisode était isolé ou récurrent. Le repère de 2010 est publié en termes réels quand les points annuels sont en dollars courants : nous ne les additionnons ni ne les portons sur un même axe.

Il ne prouve pas non plus le mécanisme de cette baisse. Notre hypothèse de départ — un lithium chinois bon marché tirant les packs vers le bas — est explicitement contredite pour 2025 par les sources de décembre 2025, sans qu'aucune explication de remplacement n'ait pu être quantifiée. Nous constatons une divergence entre le prix de la matière et le prix du pack ; nous ne savons pas ce qui l'absorbe, et nous n'attribuons la baisse ni à la surcapacité, ni à la guerre des prix, ni à la bascule vers le LFP.

Il ne prouve rien, non plus, sur les chimies alternatives — et le déséquilibre est ici frappant. Tout ce que nous avons pu établir sur le sodium, le semi-solide et le recyclage est qualitatif : une chimie qui progresse là où l'outil lithium existe déjà, un pack semi-solide dont la série nominale s'est arrêtée, des capacités de recyclage européennes qui excèdent leur matière. Dès qu'il faut chiffrer, tout tombe. Nous n'avons ni densité énergétique dont le niveau — cellule ou pack — soit précisé, ni autonomie accompagnée de son cycle d'homologation, ni temps de charge assorti de sa fenêtre d'état de charge, ni capacité de recyclage en tonnes, ni volume de vente pour le seul véhicule de série au sodium annoncé, ni tonnage sodium effectivement produit par quiconque. Toutes ces grandeurs existent ; aucune n'est publique dans les termes qui la rendraient utilisable. Cette asymétrie n'est pas un aveu d'échec de notre part : elle est une information sur l'état du marché, où l'annonce est publique et la mesure ne l'est pas.

Il ne prouve enfin rien sur le contenu industriel des usines. Aucune décomposition régionale du prix de pack et aucun prix de cellule n'ont pu être retrouvés dans cette dernière passe de vérification ; le seul élément de segmentation capté est par application, non par région. Et à Debrecen, l'écart entre 100 GWh annoncés et une ligne de modules inaugurée n'est pas mesuré : nous savons qu'il existe, nous ne savons pas combien il vaut. Il n'existe, à notre connaissance, aucune statistique publique qui distingue en Europe les capacités de production de cellules des capacités d'assemblage de modules. Tant qu'elle n'existe pas, tout total européen de gigawattheures mélange les deux.