200 milliards d'euros pour la voiture électrique européenne : géographie d'une riposte à la Chine

200 milliards d'euros — ce que le chiffre New Automotive recouvre exactement

Le chiffre publié par le groupe de recherche New Automotive en mai 2026 et largement repris par la presse (Zonebourse, Automobile Propre, Journal Auto) totalise 200 milliards d'euros d'investissements engagés ou annoncés dans l'Espace économique européen et en Suisse depuis le tournant 2018 jusqu'à mai 2026.

Précision importante : il s'agit d'engagements et non d'investissements opérationnels. Une fraction notable des projets annoncés n'a pas encore démarré (typiquement 30 % des projets gigafactories), une autre fraction a été annulée ou révisée à la baisse (Northvolt en Suède en 2025, Britishvolt au Royaume-Uni en 2024). New Automotive estime que les investissements opérationnels effectivement réalisés à mai 2026 représentent environ 110 milliards d'euros, soit 55 % du total annoncé.

La répartition par poste — 109 batteries, 60 fabrication VE, 23 à 46 recharge

Le découpage par poste révèle où se concentre l'effort européen. La chaîne d'approvisionnement batterie reçoit 109 milliards d'euros, soit 54 % du total. Ce poste couvre l'extraction et le raffinage des matières premières (lithium, cobalt, nickel, manganèse), la fabrication des cellules en gigafactories, l'assemblage des packs, et les infrastructures de recyclage. La fabrication de véhicules électriques pèse 60 milliards d'euros, soit 30 % — investissements dans les chaînes d'assemblage VN, les châssis et plateformes EV, et les centres de R&D.

La recharge publique pèse entre 23 et 46 milliards d'euros, soit 12 à 23 % selon les méthodes de comptabilité (la fourchette dépend du périmètre retenu pour les bornes : publiques seules, ou publiques + semi-publiques entreprises + bornes domestiques subventionnées). Ce poste finance le déploiement des bornes AC, des hubs DC rapides (et ultra-rapides 350 kW), l'extension du réseau électrique, et les logiciels de paiement et d'orchestration.

La carte par pays — Allemagne 25 %, France et Pologne sur les talons

L'Allemagne concentre près d'un quart des investissements (environ 50 milliards d'euros), s'imposant comme le principal pôle national. Les sites emblématiques : la gigafactory Northvolt-Volkswagen de Salzgitter (40 GWh à terme), CATL à Erfurt (24 GWh opérationnels), Tesla à Grünheide (extension du site à 50 GWh batteries d'ici 2027), et la centrale ACC à Berlin-Schoeneck. L'Allemagne combine fabrication batteries + fabrication véhicules + recharge, ce qui la place en position de coordinateur de la filière européenne.

La France (environ 25 milliards engagés) arrive en deuxième position grâce à ACC à Douvrin (Hauts-de-France, 40 GWh à terme), Verkor à Dunkerque (16 GWh opérationnels), ProLogium à Dunkerque (48 GWh annoncés mais retardés), et Renault-Envision à Douai. La Pologne (15 milliards) capte une part importante de la fabrication véhicules grâce à Stellantis (Tychy) et Volkswagen (Poznań). L'Italie, l'Espagne et la Suède complètent le top 6 avec 8 à 12 milliards chacune. Business AM consolide la cartographie.

Ce que l'Europe produit déjà — une batterie pour un VE européen sur trois

Au-delà des engagements, les volumes opérationnels donnent une lecture plus nuancée. L'Europe produit en 2026 environ 380 GWh de cellules batteries en capacités installées, contre une demande européenne de l'ordre de 1 100 GWh annuels (intégrant VE + bus + utilitaires + stockage stationnaire + applications industrielles). En première lecture, l'Europe couvre donc 35 % de sa demande totale en cellules batterie. Sur le segment véhicules électriques particuliers spécifiquement, le ratio remonte à environ 33 % — soit une batterie sur trois.

Cette autonomie de 35 % est un palier intermédiaire significatif. En 2021, l'Europe n'en produisait que 8 % à 10 %. En 2030, le scénario optimiste vise 60 % à 70 % si les gigafactories planifiées atteignent leurs capacités nominales. Le scénario pessimiste plafonne à 50 % en raison des retards et annulations déjà observés sur Britishvolt (Royaume-Uni), Northvolt (Suède, restructuration 2025), Italvolt (Italie, projet abandonné), Britishvolt et Verkor en restructuration.

Le retard vs la Chine — 80 % de la production mondiale 2025 chinoise

La comparaison avec la Chine reste défavorable à l'Europe. La Chine a produit en 2025 plus de 80 % de l'ensemble des batteries lithium-ion mondiales (toutes applications confondues), avec quatre champions dominants : CATL (37 % du marché mondial cellules), BYD (16 %), CALB (5 %) et Gotion High-Tech (5 %). Pour les seules cellules destinées aux VE, le ratio chinois reste à 78 %. Cette domination s'appuie sur trois piliers : maîtrise verticale des matières premières (cobalt RDC contrôlé indirectement, lithium australien transformé en Chine), capacités industrielles intégrées depuis 15 ans, et coûts énergétiques compétitifs grâce au mix charbon/hydraulique.

L'écart de productivité s'élève à environ 30 % en faveur des sites chinois en 2026 : une gigafactory chinoise produit 30 % plus de cellules par euro investi qu'une gigafactory européenne. Cet écart s'explique par les volumes (effets d'échelle), la maturité des process, et la disponibilité immédiate des intrants matières premières en Chine. L'Europe doit non seulement bâtir des capacités, mais aussi importer les matières premières (souvent depuis l'Asie), ce qui ajoute un surcoût de 8 à 12 % par batterie produite.

Les vulnérabilités — coûts de l'énergie, dépendance matières premières, capex non-amortis

Trois vulnérabilités structurelles ressortent. Premier point : le coût de l'énergie. Une gigafactory consomme 0,8 à 1,2 GWh par GWh de cellule produit. En 2026, le prix moyen de l'électricité industrielle européenne (90 à 130 €/MWh selon le pays) reste supérieur de 40 à 60 % au prix chinois (55 à 80 €/MWh). Cet écart pèse directement sur le coût final de la cellule (1 à 3 €/kWh de surcoût européen sur des cellules vendues 70 à 90 €/kWh).

Deuxième point : la dépendance aux matières premières. Le lithium est importé essentiellement d'Australie (raffiné en Chine), le cobalt est importé de RDC (transformé majoritairement en Chine), le nickel transformé vient principalement d'Indonésie (raffiné en Chine). Les projets miniers et de raffinage européens (Vulcan Energy en Allemagne, Imerys en France pour le lithium) restent embryonnaires en 2026 et ne représentent que 5 % de la demande européenne. Troisième point : les capex annoncés mais non encore amortis. Plusieurs gigafactories opérationnelles affichent des taux d'utilisation inférieurs à 60 %, ce qui dégrade fortement le retour sur investissement et augmente le coût unitaire des cellules.

Ce qu'il faudrait pour passer le palier — subventions, protection, contrats long terme

Les analystes consultés par Le Journal des Entreprises identifient quatre leviers pour faire passer la filière européenne du palier 35 % à un palier 60-70 %. Premier levier : un dispositif de subvention sectorielle plus structuré et plus prévisible que les aides actuelles (taxonomie verte, Innovation Fund, Next Generation EU). L'idée d'un « IRA européen » (équivalent de l'Inflation Reduction Act américain qui débloque 369 milliards de dollars sur 10 ans) est ouvertement débattue à Bruxelles depuis 2024.

Deuxième levier : des protections commerciales ciblées, notamment droits de douane sur les VE chinois (les 17 à 35 % décidés en juin 2024 sont jugés insuffisants par certains États membres). Troisième levier : des contrats long terme garantissant les volumes (Power Purchase Agreements électricité, contrats matières premières) pour réduire l'incertitude opérationnelle. Quatrième levier : une politique de prime à l'achat « made in Europe » différenciée des achats hors UE, pour orienter la demande consommateur vers les VE produits sur le continent.

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