China’s Battery Tax Landed the Month Sodium Was Supposed to Catch a $108 Lithium Pack
Le graphique qui a rendu les piles inévitables vient de grandir. Pendant quinze ans, l'histoire a été une diapositive propre : les packs lithium-ion qui coûtaient environ 1 474 $ par kilowatt-heure en 2010, en dollars d'aujourd'hui, ont atterri à 108 $ en 2025. BloombergNEF’s December 9, 2025 survey une baisse de 8 pour cent par rapport à 2024 et une baisse record, un effondrement de 93 pour cent depuis le début de la décennie et demi. La chute s'est produite alors que le cobalt a sauté sur les quotas d'exportation du Congo et le lithium s'est enrayé. En 2022 ce type de choc métallique a été la seule année BNEF a jamais enregistré une augmentation annuelle des prix pack. En 2025, les usines l'ont mangé. Septembre 2026 est le mois où les usines ont commencé à renvoyer la facture.
Le 1er septembre, une taxe de consommation chinoise de 2 % est tombée sur les cellules primaires exemptes de mercure, l'hydrure de nickel-métal, les batteries primaires au lithium, les batteries au lithium-ion et le vanadium les batteries à débit. Le produit d'exportation peut encore demander un remboursement, ce qui est une façon polie de dire que la taxe mord plus fort à la maison. CATL, le plus grand fabricant de batteries au monde, avait déjà fait passer sa cellule de stockage de 314 ampères-heure de 0,414 yuan par watt-heure à 0,423. EVE Energy a dit aux clients que le supplément serait assis sur le prix de base à partir de la même date. Le suivi de Gaogong Storage montre que la cellule de stockage moyenne de 314 amp-heure passe d'environ 0,28 yuan par watt-heure au début de 2025 à environ 0,38 au milieu de 2026. La première moitié de cette montée était une pénurie. La seconde moitié est taxe plus minerai. En moyenne, près de 0,36 yuan par watt-heure, le nouveau prélèvement n'est que d'environ 0,007 yuan. Petit sur un autocollant. Grand comme un signal. L'industrie qui a absorbé un pic métallique en 2025 ne prétend plus que chaque entrée est libre.
What $108 Actually Bought
BNEF a construit le chiffre de 108 $ à partir de centaines de points de données sur les voitures particulières, les autobus, les véhicules utilitaires, les deux-roues et les trois-roues, et le stockage stationnaire. Les paquets de véhicules électriques à batterie se sont élevés en moyenne à 99 $ par kilowatt-heure, la deuxième année sous le numéro de série Detroit utilisé pour traiter la science-fiction. Sur cette base, un paquet de 60 kilowatt-heure est d'environ 5 940 $ à l'entrée de l'usine, et un paquet de 100 kilowatt-heure est d'environ 9 900 $. Le remplacement chez un concessionnaire est une facture différente, car le travail, la logistique et la garantie ne sont pas dans la cellule.
La géographie est le reste du prix. Les packs chinois sont restés près de 84 $. Les paquets nord-américains ont augmenté d'environ 44 pour cent. Les paquets européens ont augmenté d'environ 56 pour cent. La Chine a affiché le déclin annuel le plus prononcé, soit environ 13 %. L'Europe a chuté d'environ 8%. L'Amérique du Nord a chuté d'environ 4 %. L'entreposage stationnaire a fait le mouvement violent: les paquets se dirigeant vers la grille ont chuté de 45 pour cent en un an, à 70 $, et sont devenus le segment le moins cher sur Terre. Le BNEF de plancher effectivement enregistré était 36 $ à la cellule et 50 $ à la boîte, les deux phosphate de fer lithium allant dans le stockage. Pour chaque usage, les paquets LFP ont été en moyenne de 81 $. Les paquets de nickel-manganèse-cobalt s'élevaient en moyenne à 128 $. La chimie qui saute le cobalt et le nickel mange la chimie qui ne le fait pas.
BNEF’s own note, written before the September tax, still pointed to another dip in 2026, to just under $105, about 3 percent, even with tariffs and ore pressure. Evelina Stoikou, who runs the firm’s battery-technology desk, called the 2025 result « cut-throat competition » and an opening to cut electric-vehicle prices and to put storage behind wind and solar instead of talking about it. A tax and a round of cell-price notices do not erase $105 as a forecast. They do mean the next survey has to explain a policy, not just a learning curve. Analysts who treat Chinese overcapacity as a permanent discount are about to meet a finance ministry.
One Hundred Eight Gigawatts, Then a Salt Battery
The volume behind the price is no longer theoretical. The International Energy Agency’s Global Energy Review 2026 called battery storage the fastest-growing power technology on the planet. In 2025 the world installed 108 gigawatts of new storage, about 40 percent more than 2024 and eleven times the 2021 base. Some trackers put the energy figure near 275 gigawatt-hours. Utility-scale took about 87 gigawatts, roughly four-fifths. China alone added just over 63 gigawatts, about 58 percent of the global total. An IEA commentary on May 29, 2026 noted that 108 gigawatts is more than the historical peak for new gas plants, about 107 gigawatts in 2002. Lithium iron phosphate is about 90 percent of storage deployments. Five years ago it was under half.
Cars still eat more than 70 percent of lithium-ion demand. About one in four cars sold worldwide in 2025 was electric. Grid batteries and backup for data centers are the fast-growing remainder. The overall market topped $150 billion. Global lithium-ion deployment ran about six times the 2020 figure. Forecasts for 2026 deployments sit near 158 gigawatts. The machines are getting cheaper and more numerous at the same time, which is why a 2 percent tax matters. It lands on a flood, not a trickle.
Sodium was supposed to be the escape hatch if lithium ever spiked again. It is having a more complicated year than the slogans. CATL certified its Naxtra sodium-ion cell to China’s GB 38031-2025 safety rule, claims about 175 watt-hours per kilogram, an operating window from minus 40 to plus 70 degrees Celsius, and an 80 percent charge in about 15 minutes. In April 2026 the company put a storage-specific sodium platform on stage and signed a three-year, 60 gigawatt-hour supply deal with HyperStrong, with first energy-storage deliveries aimed at September 2026. Lin Jiubiao, a CATL storage executive, has said the company’s goal is sodium cells at LFP cost by the end of 2026, and that shipments should reach the gigawatt-hour scale. On September 15, CATL Australia chairman John Kwon told the Australian Financial Review Asia Summit that sodium-ion would probably match lithium-ion on cost by early 2027, a shift he framed as pressure on Australia’s lithium export trade.
Three Sodiums, and a Cobalt Bill That Did Not Vanish
Sodium-ion is not one battery. Layered-oxide cells hold the most energy and are the ones aimed at cars; they can still use nickel and manganese. Prussian-blue chemistries were the cheap, fast bet in Europe and the United States, and several of those firms did not survive the last lithium crash. Phosphate sodium cells store less and last longer, and they accounted for the bulk of China’s sodium shipments in 2025. When lithium carbonate collapsed by roughly 90 percent from its late-2022 peak, Chinese LFP cells fell toward $40 to $45 and sodium’s cost advantage disappeared. Natron and Northvolt were among the casualties. BNEF cut its sodium forecasts. Then lithium roughly doubled off the bottom, still far under the peak, Chinese stockpiles thinned, and CATL suspended output at one of its own lithium mines. Sodium came back as insurance. A cell that still pencils at $70 to $90 against LFP at $40 to $45 is not the default for a project signing contracts this year. It is the hedge, and the cold-weather tool, because vendor claims of usable power near minus 40 degrees are the one place LFP still looks clumsy.
The dirt under both chemistries did not get cleaner because the sticker fell. A large share of lithium and what remains of the cobalt trade is still processed in China. The human and environmental cost of cobalt mining did not expire when LFP took the storage market. Recycling of copper, aluminum, and battery metals is still a rounding error next to 108 gigawatts a year. Those are real constraints. They are no longer an excuse for a $1,400 pack. They are also no longer an excuse for pretending the price only moves one direction. A tax, a mine suspension, and a salt battery that might tie LFP on cost in 2027 are the same story: storage got cheap enough to rewire grids, and cheap enough that governments and ore markets noticed.
The generation sitting in front of those packs is the other half of the problem. The AEGIS Alliance has reported on dessalement solaire and on an iceberg-shaped floating tower sold as a climate machine. The industrial uses mainstream coverage skipped, including materials that can stand in for petrochemicals, are in the file on nine uses of hemp. More of this beat is in Environnement et Nouvelles techniques.
