La grande muraille énergétique : éviction des onduleurs chinois, coût souverain à découvert, nucléaire en position relative

Synthèse

Le 1er avril 2026, la Commission européenne a fermé l'accès des financements de l'Union, instruments de la BEI et de la BERD compris, aux projets énergétiques intégrant des onduleurs en provenance de Chine, de Russie, d'Iran et de Corée du Nord [1]. La mesure, présentée comme dispositif de sécurité économique et articulée avec le Net-Zero Industry Act et la révision en cours du Cybersecurity Act, ferme le canal le plus structurant de pénétration des fournisseurs visés : le projet cofinancé par les fonds verts européens. La présente analyse défend trois thèses, qu'elle énonce comme telles. Premièrement, la décision révèle au grand jour une dépendance que le marché photovoltaïque européen avait masquée par sa compétitivité affichée. Deuxièmement, elle met à découvert l'écart entre le LCOE des renouvelables et le coût complet d'un système électrique souverain. Troisièmement, dans la mesure où les deux thèses précédentes se vérifient, le nucléaire pourrait connaître un repositionnement relatif sans devenir mécaniquement le moins-disant économique : il retrouverait une partie des atouts comparatifs que la grille LCOE classique avait minorés. La lecture procède en sept temps, intègre dans le corps les principales objections, et ouvre sur un scénario d'arbitrage 2026-2030 dont la France constitue, sous conditions, le point pivot. Les zones les plus spéculatives sont signalées dans la note méthodologique et étiquetées dans le corps.

Note méthodologique

L'article distingue quatre registres épistémiques. Fait établi : élément documenté par une source institutionnelle ou primaire. Lecture analytique : interprétation d'un fait à la lumière d'un cadre conceptuel explicite. Inférence raisonnée : projection conditionnelle dont les hypothèses sont énoncées. Pari éditorial : prise de position assumée, distincte de la prévision technique. Les contre-arguments sont traités en confrontation directe dans la section V, conformément à l'exigence de loyauté analytique. Les chiffres au format pourcentage emploient la virgule décimale ; les estimations sont labellisées comme telles ; les fourchettes sont préférées aux valeurs ponctuelles lorsque la dispersion des sources est significative.

Avertissement de prudence. Cet article articule des éléments documentés et des projections. Trois zones doivent être identifiées comme particulièrement spéculatives et susceptibles d'être invalidées par les développements de 2026-2027. Premièrement, l'extension future de la doctrine de cybersécurité à une interdiction de mise sur le marché via la révision du Cybersecurity Act : le calendrier 2028-2029 mentionné dans cet article relève d'une lecture des intentions affichées par la Commission, non d'un texte adopté ni même d'un projet stabilisé. Deuxièmement, la trajectoire allemande : les paragraphes consacrés à la position de Berlin reposent sur une lecture conjoncturelle de la coalition Merz-CDU/SPD inaugurée en mai 2025, dont les arbitrages énergétiques effectifs n'étaient pas tranchés à la date de rédaction. Troisièmement, l'avantage comparatif français dans le nouvel équilibre 2026-2030 : il dépend d'une chaîne d'arbitrages politiques, financiers et industriels (validation EPR2 par la Commission, calibrage VNU, capacité d'EDF à tenir le devis 72,8 Md€) dont aucun n'est certain. Ces trois zones sont signalées dans le corps du texte par leur étiquetage explicite en pari éditorial ; le lecteur est invité à les lire comme telles.

I. Anatomie d'une décision : périmètre, calendrier, héritage

Fait établi. Le périmètre est délimité avec précision. La mesure couvre l'ensemble des instruments financiers de l'UE, directs et indirects, Banque européenne d'investissement (BEI) et Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) comprises [2]. Elle s'étend aux pays voisins connectés au réseau européen, notamment les Balkans occidentaux et l'Afrique du Nord. Elle vise les onduleurs solaires et, par extension, l'ensemble des équipements de pilotage de réseau intégrant des liaisons à distance et des fournisseurs liés à des entités contrôlées depuis les juridictions à haut risque [3]. Le calendrier comporte trois phases : application immédiate aux nouveaux projets à partir du 1er avril 2026 ; régime transitoire jusqu'au 1er novembre 2026 pour les opérations notifiées ; régime de croisière à partir d'avril 2027 [4]. Une évaluation par la Commission, prévue pour le 15 juillet 2026, doit déterminer si les fournisseurs alternatifs peuvent absorber la demande déplacée [5].

Le trait pointillé entre les phases adoptées (2026-2027) et l'extension hypothétique au Cybersecurity Act (2028-2029) marque la frontière entre fait établi et pari éditorial.

Lecture analytique. Trois traits caractérisent cette décision. Premièrement, elle ne ferme pas le marché européen aux onduleurs chinois ; elle leur ferme l'accès aux financements publics. La distinction est juridique mais aussi économique : elle préserve l'argument du libre-échange tout en privant la concurrence chinoise du levier qui structurait sa pénétration. Deuxièmement, le texte s'inscrit dans une architecture régulatoire déjà constituée, dont le NZIA (règlement 2024/1735) forme la pierre angulaire avec son objectif de 40 % de production locale en 2030 et sa clause de plafonnement à 50 % de dépendance à un fournisseur tiers unique [6]. Troisièmement, le ciblage explicite de la Chine, de la Russie, de l'Iran et de la Corée du Nord institue dans le droit énergétique européen une catégorie politique nouvelle, celle des « États à haut risque », définie non par référence aux régimes de sanctions existants mais par appréciation directe des risques d'infrastructure critique. Cette catégorie introduit dans la régulation énergétique une grille de lecture géopolitique explicite, ce qui constitue une rupture de doctrine.

Le précédent direct de cette doctrine est documenté. Entre 2019 et 2023, l'Union et ses États membres ont écarté Huawei et ZTE du cœur des réseaux 5G nationaux, sur fondement d'une « toolbox 5G » publiée par la Commission en janvier 2020 [7]. Le mécanisme reproduit en 2026 emprunte la même architecture juridique : qualification de « fournisseurs à haut risque », exclusion progressive des financements publics et des marchés sensibles, articulation avec une révision ultérieure du droit communautaire de la cybersécurité. SolarPower Europe a explicitement appelé en avril 2025 à un « inverter security toolbox » modelé sur le cadre 5G [8]. La filiation est revendiquée par l'industrie elle-même.

II. Le réveil d'une dépendance : anatomie d'un quasi-monopole

Fait établi. Selon Wood Mackenzie, Huawei et Sungrow occupent les deux premières places mondiales du marché des onduleurs photovoltaïques pour le dixième exercice consécutif et concentrent à eux seuls 55 % du marché global en 2024, sur des livraisons totales de 589 GWac [9]. Sur les dix premiers fournisseurs mondiaux, neuf sont chinois ; l'unique exception, Enphase, est américaine ; le premier européen, l'allemand SMA, occupe la troisième place du classement de qualité Wood Mackenzie mais ne détient plus que moins de 3 % de part de marché en volume depuis 2022 [10]. En Europe, 80 % des onduleurs et 95 % des modules photovoltaïques installés dans l'Union proviennent de Chine selon les données SolarPower Europe et de l'European Solar Manufacturing Council (ESMC) [11]. Huawei détenait, en 2023, 25 à 30 % du marché résidentiel et 30 % du marché des installations à grande échelle ; Huawei et Sungrow totalisaient ensemble plus de 160 GW d'onduleurs livrés en Europe [12].

Lecture analytique. Cette concentration ne résulte pas d'un dumping caractérisé au sens commercial strict, mais d'une combinaison documentée : avantage chinois sur la chaîne amont du silicium polycristallin (la province du Xinjiang concentre une part majoritaire de la capacité mondiale de polysilicium métallurgique), intégration verticale des acteurs (Huawei et Sungrow ont investi dans leurs propres fonderies de carbure de silicium), maturité industrielle accumulée, stratégie d'assemblage régionalisé pour contourner les barrières d'importation [13]. La part de marché européenne de SMA, qui était structurellement majoritaire au début des années 2010, a été divisée par dix en moins d'une décennie. Cette trajectoire reproduit, sur un horizon plus long, celle de l'industrie photovoltaïque européenne au cours des années 2010 et celle de la 5G dans la décennie 2020.

Inférence raisonnée. L'éviction des onduleurs chinois va donc opérer sur une base industrielle européenne très affaiblie. La Commission table sur la capacité d'approvisionnement alternative auprès du Japon, de la Corée du Sud, des États-Unis, de la Suisse et des fabricants européens [14]. L'ESMC déclare que ses adhérents disposent d'une capacité « substantielle » et soutient la mesure comme instrument de revitalisation industrielle [15]. La capacité européenne installée actuelle reste cependant inférieure aux besoins du marché communautaire, en particulier sur le segment utility-scale où la dimension des onduleurs centraux exige des investissements industriels lourds. Le délai d'absorption de la demande déplacée constitue le principal facteur d'incertitude.

III. La prime à l'européanité : ce que coûte la souveraineté

Fait établi. Selon une analyse de Wood Mackenzie reprise par l'ESMC, le passage aux onduleurs occidentaux représenterait un surcoût de 1,7 à 4,3 % du coût total pour les projets résidentiels et commerciaux, et inférieur à 2 % pour les projets utility-scale [16]. Ces chiffres sont produits par une partie au débat dont l'intérêt est de minorer la prime à l'européanité ; ils doivent être lus avec cette précaution. Selon l'étude conjointe SolarPower Europe et Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) de septembre 2025, l'écart de coût entre une installation utility-scale conforme aux standards NZIA et une installation chinoise s'établit à 60,8 c€/Wc contre 50,0 c€/Wc, soit un surcoût d'environ 21 % à matériel, et un LCOE supérieur de 14,5 % [17]. Cet écart de LCOE peut être ramené sous 10 % en combinant le NZIA avec des mécanismes de soutien CAPEX et OPEX à condition que les unités de production atteignent une capacité de 3 à 5 GW [18].

Lecture analytique. L'enjeu réel se loge dans un périmètre plus large que le seul surcoût de composants. Trois objets passent traditionnellement sous le radar de la grille LCOE.

Premier objet : le facteur de charge. Un EPR2 produit à environ 90 % de sa puissance nominale en moyenne annuelle. Un parc photovoltaïque utility-scale en France produit entre 12 et 15 % du temps en équivalent puissance nominale. L'éolien terrestre français présente un facteur de charge moyen de 24 %, l'éolien en mer 38 à 42 %. Cette asymétrie fondamentale rend la comparaison directe en €/MW installé trompeuse. Rapporté à la production effective, le 1,2 M€/MW solaire affiché à la centrale de Cestas représente, en équivalent puissance livrée, environ 8 à 10 M€/MW utile. L'EPR2 à 7,3 M€/MW pilotable se situe dans un ordre de grandeur comparable une fois cette correction opérée [19].

Deuxième objet : le coût système. L'OCDE-NEA estime que les coûts d'intégration des « énergies renouvelables variables » (renforcement réseau, équilibrage, services système, stockage) passent de 7 €/MWh à environ 45 €/MWh lorsque la part des EnR variables…