Accumulateur lithium-ion

La batterie lithium-ion est basée sur l'échange réversible de l'ion lithium entre une électrode positive, le plus souvent un oxyde de métal de transition lithié (dioxyde de cobalt ou manganèse) et une électrode négative en graphite (sphère MCMB)[4]. L'emploi d'un électrolyte aprotique (un sel LiPF₆ dissous dans un mélange de carbonate d'éthylène, de carbonate de propylène ou de tétrahydrofurane) est obligatoire pour éviter de dégrader les électrodes très réactives.

La tension nominale d’un élément Li-ion est de 3,6 ou 3,7 V selon la technologie.

Cette équivalence : 1 élément Li-ion = 3 éléments Ni-MH est intéressante car elle permet parfois une substitution (du Li-ion par du Ni-MH uniquement, l'inverse pouvant s'avérer catastrophique). Le Ni-MH est d'une utilisation plus sûre, notamment lors de la charge.

Les problèmes de sécurité imposent d'intégrer un système électronique de protection embarqué (BMS), qui empêche une charge ou décharge trop profonde et permet l'équilibrage des tensions entre éléments dans les batteries constituées de plusieurs éléments en série ; à défaut, le danger peut aller jusqu'à l'explosion de la batterie. Les courants de charge et de décharge admissibles sont aussi plus faibles qu'avec d'autres technologies.

Cependant, certains accumulateurs Li-ion industriels de grande puissance (plusieurs centaines de watts par élément) durent jusqu'à quinze ans, grâce à une chimie améliorée et une gestion électronique optimisée. Ils sont utilisés en aéronautique, dans les véhicules hybrides et électriques, les systèmes de secours, les navires… EDF Énergies nouvelles a mis en service un ensemble de batterie Li-Ion de 20 MWh à McHenry (Illinois), destiné à réguler le réseau haute tension pour le compte de l'opérateur PJM Interconnection (en)[5]. Les sondes spatiales Galileo par exemple sont équipées de batteries Li-ion prévues pour douze ans[6]. L'utilisation de la technique Li-ion à ces échelles de puissance n'en était qu'à ses débuts dans les années 2000.

Les réactions électrochimiques permettant le fonctionnement d'un accumulateur forcent le déplacement d'ions lithium d'une électrode vers l'autre. En phase de décharge, l'ion Li⁺ est libéré par une matrice de graphite pour laquelle il a peu d'affinité et se déplace vers un oxyde de cobalt avec lequel il a une grande affinité. Lors de la charge, l'ion Li⁺ est relâché par l'oxyde de cobalt et va s'insérer dans la phase graphitique[alpha 1].

Lors de la décharge de l'accumulateur, cela se traduit par les équations chimiques suivantes :

À l'électrode (+) :

${\displaystyle \mathrm {Li} _{1-x}\mathrm {CoO_{2}} +x\mathrm {Li^{+}} +x\mathrm {e^{-}} \leftrightarrows \mathrm {LiCoO_{2}} }$

À l'électrode (-) :

${\displaystyle x\mathrm {LiC_{6}} \leftrightarrows x\mathrm {Li^{+}} +x\mathrm {e^{-}} +x\mathrm {C_{6}} }$

Lors de la charge, les équations sont à considérer dans l'autre sens. Le processus de décharge est limité par la sursaturation de l'oxyde de cobalt et la production d'oxyde de lithium Li₂O qui n'est plus susceptible de restituer l'ion Li⁺.

${\displaystyle \mathrm {Li^{+}} +\mathrm {e^{-}} +\mathrm {LiCoO_{2}} \rightarrow \mathrm {Li_{2}O} +\mathrm {CoO} }$

Une surcharge de 5,2 V conduit à la synthèse d'oxyde de cobalt(IV) CoO₂.

${\displaystyle \mathrm {LiCoO_{2}} \rightarrow \mathrm {Li^{+}} +\mathrm {CoO_{2}} +\mathrm {e^{-}} }$

Au sein de l'accumulateur lithium-ion, les ions Li⁺ font donc la navette entre les deux électrodes à chaque cycle de charge/décharge mais la réversibilité n'est possible que pour ${\displaystyle x}$ < 0,5.

La capacité énergétique d'un tel accumulateur est égale à la charge globale des ions transportés multipliée par la tension d'utilisation. Chaque gramme d'ions lithium déplacé d'une électrode vers l'autre transporte une charge égale à la constante de Faraday/6,941 soit 13 901 C. Pour une tension de 3 V, cela correspond à 41,7 kJ/g de lithium, soit 11,6 kWh/kg. Cela représente un peu plus que la combustion d'1 kg d'essence, mais il faut aussi considérer la masse des autres matériaux nécessaires au fonctionnement de l'accumulateur.

• Ils possèdent une haute densité d'énergie, grâce aux propriétés physiques du lithium (densité massique d'énergie de 100 à 265 Wh/kg ou 0,36 à 0,95 MJ/kg, densité d'énergie de 250 à 620 Wh/L, ou 900 à 1 900 J/cm³, puissance massique 300 à 1 500 W/kg et 285 Wh/L). Ces accumulateurs sont donc très utilisés dans le domaine des systèmes embarqués.
• Ils ne présentent aucun effet mémoire contrairement aux accumulateurs à base de nickel.
• Ils ont une faible auto-décharge (quelques % par an à 10 % par mois).
• Ils ne nécessitent pas de maintenance.
• Ils peuvent permettre une meilleure sécurité que les batteries purement lithium, mais ils nécessitent toujours un circuit de protection et de gestion de la charge et de la décharge.

• La nature des cycles de décharge : ces batteries préservent mieux leur capacité lorsqu'elles sont rechargées à partir d'un état de décharge partielle que lorsqu'elles subissent des cycles complets de décharge/recharge[7].
• La décharge profonde (< 2,5 V par élément ou < 5 % de la capacité totale) est destructrice et peut altérer irrémédiablement l'endurance de ces batteries.
• Les éléments lithium-ion sont passivés par construction (par exemple par dépôt d'un mince film de chlorure de lithium sur l'anode) afin de les protéger contre l'auto-décharge pendant le stockage et, contre la corrosion. Cependant, cette passivation peut avoir des inconvénients car, en augmentant la résistance interne de l'élément, elle génère une chute de tension lors de l'utilisation (au début de l'application de la charge). Ceci est d'autant plus sensible que le courant demandé par l'utilisation est élevé, ce qui peut conduire à l'intervention du circuit de protection qui coupe alors le circuit si la tension par élément descend en dessous de 2,5 V. Cette résistance de la couche de passivation augmente avec la durée et la température de stockage (les températures élevées augmentent la passivation). D'autre part, cet effet est accentué si la température de décharge est basse et augmente avec les cycles d'utilisation. Mais, l'amplitude du phénomène est aussi fonction de la conception chimique qui n'est pas la même selon les fabricants[8].
• Les courants de charge et de décharge admissibles sont plus faibles qu'avec d'autres techniques.
• Il peut se produire un court-circuit entre les deux électrodes par croissance dendritique de lithium.
• L'utilisation d'un électrolyte liquide présente des dangers si une fuite se produit et que celui-ci entre en contact avec de l'air ou de l'eau (transformation en liquide corrosif : l'hydroxyde de lithium). Cette technique mal utilisée présente des dangers potentiels : elles peuvent se dégrader en chauffant au-delà de 80 °C en une réaction brutale et dangereuse. Il faut toujours manipuler les accumulateurs lithium-ion avec une extrême précaution, ces batteries peuvent être explosives.
• Comme avec tout accumulateur d'électricité ne jamais mettre en court-circuit l'accumulateur, inverser les polarités, surcharger ni percer le boîtier.
• Pour éviter tout problème, ces batteries doivent toujours être équipées d'un circuit de protection, d'un circuit de régulation (en anglais le BMS de Battery Management System signifiant « gestion de la batterie »), d'un fusible thermique et d'une soupape de sécurité.
• Elles doivent être chargées en respectant des paramètres très précis et ne jamais être déchargées en dessous de 2,5 V par élément.

Plusieurs constructeurs comme Nokia et Fujitsu-Siemens ont lancé un programme d'échange de batteries à la suite de problèmes de surchauffe sur certaines batteries qu'ils avaient vendues[9]^,[10]^,[11].

En 2016, le constructeur de produits mobile Samsung a même dû retirer son Galaxy Note 7 à la suite de plusieurs cas d'incendies et d'explosions[12].

La charge se passe généralement en deux phases, une première phase à courant limité de l'ordre de C/2 à 1 C (C étant la capacité de l'accumulateur). Cette phase permet une charge rapide jusqu'à environ 80 %, puis une deuxième phase à tension constante et courant décroissant pour se rapprocher des 100 % de charge en environ deux heures de plus. La charge est terminée lorsque le courant de charge chute en dessous d'une valeur appelée courant de fin de charge.

La tension de fin de charge des accumulateurs Li-ion peut être de 4,1 à 4,2 V suivant la spécification du fabricant de l'accumulateur. La tolérance couramment admise est de ± 0,05 V par élément, ils sont très sensibles à la surcharge et demandent une protection lorsqu'ils sont connectés en série. Les chargeurs doivent être de bonne qualité pour respecter cette tolérance. Il importe de toujours respecter la feuille de données fournie par le fabricant, qui fait état des conditions de charge de l'accumulateur (tolérance, courant de charge, courant de fin de charge, etc.). Toutefois, certains éléments destinés au grand public possèdent une électronique interne qui les protège des mauvaises manipulations (surcharge, décharge profonde). En effet, la décharge doit être limitée à une tension de 3 V par élément, une tension de décharge inférieure à 2,5 V peut conduire à une destruction de l'élément.

Les accumulateurs Li-ion ne doivent pas être confondus avec les piles au Lithium qui ne sont pas rechargeables. La confusion est entretenue par le terme anglais Battery qui désigne aussi bien une pile électrique[alpha 2] (primary battery ou primary cell en anglais[13]^,[14]) qu'un accumulateur (secondary battery ou secondary cell en anglais[13]^,[15]), alors qu'en français le terme batterie est utilisé, improprement, pour désigner généralement une « batterie d'accumulateurs électriques ».

Le taux d'auto-décharge des batteries lithium-ion est faible : moins de 10 %/an[16], contrairement à certains types de batteries qui se déchargent même à l'arrêt : c'était le cas de la batterie lithium/métal/polymère (LMP) de Bolloré, qui ont été un fiasco car elle doit être maintenue à une température de 60 °C, ce qui imposait de la recharger en permanence lorsqu’elle n’était pas en circulation, sans quoi elle se déchargeait[17].

La perte de capacité des batteries est très variable selon les modèles, le climat et le mode de recharge. En moyenne, selon une étude menée en 2019 sur 6 300 véhicules électriques, cette perte est de 2,3 % par an. Les charges rapides accélèrent fortement cette perte : sans charge rapide, une batterie perd moins de 2 % en cinq ans, contre plus de 10 % avec des charges rapides régulières[18].

Si l'on respecte rigoureusement les conditions de charge et décharge, ces accumulateurs peuvent durer 5 à 6 ans pour des produits « grand-public » (vélos électriques, smartphones, appareils photos) et plus d'une dizaine d'années pour des produits industriels.

Respecter les particularités électriques

• La tension de fin de charge à ne « jamais » dépasser est de 4,1 à 4,2 V par élément.
• La tension de décharge ne devrait jamais descendre en dessous de 2,5 V.

Avec un chargeur adapté de qualité et un système de gestion de batterie (BMS), ces impératifs sont normalement respectés.

Respecter quelques consignes d'utilisation[19]

Éviter l'échauffement de l'accumulateur :

• contenant noir, exposé au soleil ;
• ne pas recharger immédiatement après une utilisation intensive ;
• ne pas utiliser immédiatement après une recharge ;
• éviter les décharges importantes (exemple : monter une côte à vélo électrique sans pédaler)[20] ;
• stockage[21].

Les accumulateurs s'usent même sans servir (à l'achat, vérifier la date de fabrication).

• Stocker si possible dans un endroit frais (le froid ralentit les réactions chimiques)[22].
• Si le stockage doit être long (plusieurs semaines ou mois), il est préférable de ne pas charger complètement l'accumulateur (passivation des électrodes) mais le laisser à mi-charge ET il faudra faire des recharges partielles tous les mois pour réactiver l'électrolyte et les électrodes et compenser l'auto-décharge (5 à 10 % par mois).

En respectant ces conditions, l'accumulateur pourra continuer à fonctionner, tout en sachant néanmoins que sa capacité (en Ah) diminuera d'année en année.

La fin de vie intervient quand, lors de la décharge, le BMS détecte une tension inférieure au seuil de coupure, même sur un seul élément, et coupe l'alimentation. Il peut rester 10 à 20 % de capacité dans l’accumulateur, mais on ne peut plus l'utiliser. La fin de vie peut aussi advenir parce qu'on a épuisé le nombre de cycles charge-décharge du produit, mais cela devient rare, le nombre de cycles possibles ayant augmenté (environ de 500 à 1 000).

Un appareil équipé d'une batterie au lithium-ion fournit moins d'énergie lorsque les températures sont négatives. Il est conseillé de garder son smartphone, sa tablette ou tout autre appareil électronique équipé d'une batterie au lithium-ion dans un endroit à la température comprise entre 0 °C et 35 °C, avec une zone de confort entre 16 °C et 22 °C. Lorsque les températures chutent, les réactions chimiques qui produisent de l'énergie sont moins actives. De ce fait, l'énergie fournie est moindre. Les performances de la batterie reviennent toutefois à la normale, lorsque les températures remontent[23].

Le groupe japonais Panasonic reste au 1^er rang mondial des fabricants de cellules pour batteries au premier quadrimestre 2018 avec une production de 3 330 MWh, en progression de 21,5 % par rapport à 2017, mais sa part de marché recule de 31,4 % à 21,1 % ; au 2^e rang, le chinois CATL a produit 2 274 MWh, en progression de 261 % (14,4 % du marché), et au 3^e rang, le chinois BYD 1 735 MWh (+180,6 % ; 11 % du marché) ; au 4^e rang, le coréen LG Chem, avec 1 670 MWh (+39 %) recule de 13,8 % à 10,6 % du marché et au 5^e rang, le coréen Samsung SDI 879 MWh (+47 %) recule de 6,8 % à 5,6 % du marché. Au total, ces cinq producteurs représentent 64 % du marché mondial[27].

Une alliance financée par le gouvernement japonais a été créée en mai 2018 pour accélérer le développement des batteries solides ; elle comprend des constructeurs (Toyota, Nissan et Honda), des fabricants de batteries (Panasonic et GS Yuasa) et le Libtec, organisme de recherche nippon sur les batteries lithium-ion. L'objectif est de doubler l’autonomie des voitures électriques pour passer à 800 kilomètres d’ici 2030, avec un premier objectif fixé à 550 kilomètres à l’horizon 2025.

En juin 2018, le gouvernement chinois a supprimé toute subvention pour les batteries qui n'assurent pas une autonomie d'au moins 150 km ; cette nouvelle politique va déclencher une consolidation à grande échelle dans l'industrie des batteries automobiles en Asie, où sévit une centaine d'acteurs. Les producteurs japonais et sud-coréens ont eux aussi programmé une montée en puissance rapide. Entre 2017 et 2020, Panasonic, qui travaille quasi exclusivement pour Tesla, va plus que doubler ses volumes de production avec l'inauguration de sa Gigafactory au Nevada au début des années 2020. CATL va quintupler ses capacités de production d'ici à 2020 grâce à une usine chinoise géante. Le nouveau site de LG Chem à Wroclaw en Pologne va approvisionner Renault, Audi ou Volvo. Samsung SDI a transformé une ancienne usine d'écrans plasma à Goed en Hongrie en un centre de production de batteries lithium-ion afin de livrer Volkswagen et BMW ; ce dernier a cependant signé un contrat avec CATL[28].

La société chinoise Contemporary Amperex Technology Limited (CATL) annonce en juin 2020 une batterie lithium-ion, pour voitures électriques, capable de durer 16 ans et une distance de 2 millions de kilomètres, deux fois plus que les garanties actuelles, limitées à huit ans en moyenne, et 1 million de kilomètres au maximum chez Lexus. En revanche, le prix de ces batteries serait 10 % plus élevé que celles actuelles. Tesla annonce 1,6 million de kilomètres pour ses batteries, moins chères à produire, et General Motors a présenté ses batteries Ultium, ayant une durée de vie annoncée supérieure à 1 million de kilomètres[29].

En 2020, l'Inde envisage un plan analogue à l'« Airbus des batteries » afin de s’affranchir de sa dépendance à la Chine pour ses cellules de batteries lithium-ion. Le gouvernement estimerait qu’il y aurait sur son territoire le potentiel suffisant pour créer au moins 5 Gigafactories de type Tesla pour une capacité totale de 50 GWh[30].

Tesla a construit sa Gigafactory 1 au Nevada avec une capacité de 35 GWh/an et prévoit des Gigafactory 2 et suivantes à Buffalo dans l'État de New York, au Japon et en Chine. Tesla a sécurisé en mai 2018 ses approvisionnements en lithium pour trois ans grâce à un contrat avec la compagnie australienne Kidman Resources[31].

Le projet Northvolt, soutenu par la Commission européenne via un prêt de la Banque européenne d'investissement (BEI) de 52,5 millions d’euros, a été initié par deux anciens de chez Tesla ; il rassemble Scania, Siemens et ABB pour construire en Suède une usine de batteries qui devrait entrer en service en 2020 avec un objectif de production de 8 GWh/an de cellules, puis 32 GWh/an d’ici 2023[32]. La construction de l'usine a commencé le 8 juin 2018 à Skellefteå, en Suède ; le consortium Northvolt a reçu l'adhésion du fabricant danois d'éoliennes Vestas[27]. Les deux fondateurs, Peter Carlsson, ancien responsable production de la Model S, et Paulo Cerruti, ont choisi la Suède parce qu'on y dispose d'une énergie pas chère et à 100 % hydraulique, ce qui permet de minimiser les émissions de CO₂ ; ils espèrent aussi pouvoir s'approvisionner en nickel, cobalt, lithium et graphite en Scandinavie. Afin d'être compétitifs avec les géants asiatiques, ils comptent réduire leurs coûts par une intégration verticale très forte et automatiser les process[33].

Soutenue par la Commission européenne et sa banque d’investissement, l’European Battery Alliance (EBA) veut promouvoir un « Airbus des batteries » ; elle estime qu’il faudrait « au moins 10 à 20 gigafactories » pour satisfaire la demande de l’Union européenne en batteries. Dès 2025, le continent pourrait capter un marché de 250 milliards d’euros, alors qu'en 2018 les constructeurs asiatiques monopolisent ce marché. Après avoir soutenu le projet Northvolt, ils poussent les projets du français Saft, récemment racheté par Total et du consortium allemand Terra-E[34].

Les entreprises coréennes LG Chem et Samsung SDI exploitent déjà (en 2018) des usines de cellules pour batteries en Europe, respectivement en Pologne et en Hongrie, et le fabricant chinois de batteries CATL (Contemporary Amperex Technology), qui a signé des contrats de fourniture avec BMW, Volkswagen, Daimler et l’alliance Nissan-Renault, envisage la construction d’une usine en Europe[35]. CATL a décidé en juin 2018 de construire cette usine à Erfurt en Allemagne ; elle aura une capacité de 14 GWh/an[36].

Le 13 novembre 2018, Peter Altmeier, ministre de l'Économie et de l'Énergie allemand, annonce la mobilisation d'un milliard d'euros d'ici à 2021 pour faciliter le lancement d'une production de cellules lithium-ion en Allemagne, afin que l'Allemagne et l'Europe puissent satisfaire 30 % de la demande mondiale d'ici à 2030[37].

La Commission européenne donne le 2 mai 2019 son accord « de principe » au versement par Paris et Bruxelles de subventions aux projets d'« Alliance européenne des batteries », sans que celles-ci soient jugées comme des aides d'état illégales. Le montant des subventions autorisées sera cependant limité à 1,2 milliard d'euros, soit moins que le 1,7 milliard promis par la France et l'Allemagne. En ajoutant les fonds privés, les investissements dans cette initiative pourraient représenter jusqu'à 5 à 6 milliards d'euros. Peter Altmaier, ministre allemand de l'Économie, annonce avoir reçu plus de trente-cinq marques d'intérêt[38].

La Roumanie annonce en juin 2019 la réouverture de plusieurs mines pour contribuer au projet d’Alliance européenne des batteries. Il s'agit de mines de cobalt, utilisé pour la fabrication des cathodes dans les cellules des accumulateurs lithium-ion, et de graphite, principal constituant des anodes[39].

La Commission européenne attribue, le 9 décembre 2019, le label « projet européen d'intérêt commun » (IPCEI) au projet d'« Airbus des batteries » lancé par la France et rejoint par six autres États membres de l'UE (Allemagne, Belgique, Pologne, Italie, Suède, Finlande) ; ce label autorise les aides d'État. Le projet réunit dix-sept entreprises, dont PSA, Saft, BASF, BMW, Varta, Eneris, Solvay et Umicore. Le total des aides d'État promises devrait atteindre 3,2 milliards d'euros, qui s'ajouteront aux 5 milliards d'investissement prévus par les entreprises[40].

La coentreprise Volkswagen-Northvolt annonce en mai 2020 la construction d'une première usine de batteries sur le site Volkswagen de Salzgitter en Allemagne. Elle produira 16 GWh d’accumulateurs chaque année dès 2024, soit environ le dixième de la demande européenne, estimée à 150 GWh par an en 2025[41].

En novembre 2020, le fabricant chinois de batteries SVolt annonce la construction d'une usine de batteries pour voitures électriques en Allemagne, dans la région de Sarrelouis ; sa capacité de production de 24 GWh permettra d'équiper entre 300 000 et 500 000 voitures par an ; elle devrait démarrer à la fin de 2023[42].

En mars 2021, Volkswagen annonce son objectif de produire 240 GWh de batteries en 2030 dans six usines, contre 30 GWh en 2023 lors du démarrage des deux premières usines : l’usine suédoise de Skellefteå sera la première à atteindre 40 GWh en 2023, puis celle de Salzgitter en 2025. Un modèle unique de batterie sera utilisé sur 80 % de la gamme, ce qui devrait permettre une réduction du prix des voitures de 30 % en milieu de gamme et de 50 % sur le segment d’entrée de gamme[43]^,[44].

Les projets d'usines géantes de batteries se multiplient en Europe : avant même les annonces de Volkswagen, les experts de l'ONG Transport & Environnement avaient recensé 22 projets, dont 8 en Allemagne, représentant 460 GWh de capacité en 2025 et 730 GWh en 2030[45].

Après l'accord « de principe » donné par la Commission européenne le 2 mai 2019 au versement par Paris et Bruxelles de subventions aux projets d'« Alliance européenne des batteries », Bruno Le Maire confirme que le premier projet est porté par Saft, propriété du groupe Total, et PSA, via sa filiale allemande Opel ; il débutera par une usine pilote de 200 salariés, dès 2020, en France, puis deux usines de production, l'une en France et l'autre en Allemagne, de 1 500 salariés chacune, d'ici 2022-23, qui produiront d'abord des batteries lithium-ion liquides « améliorées », puis adopteront à partir de 2025-2026 la technologie solide[46]. Le PDG de Total, marqué par son échec dans le secteur des panneaux solaires, estime que ce projet ne serait pertinent qu’en investissant dans la future génération de batteries. Il demande également des garanties de l’Union européenne afin de protéger le marché face aux concurrents asiatiques. Il explique que l’initiative nécessitera d’« énormes » subventions publiques[38].

Le 3 septembre 2020, le constructeur automobile PSA et le pétrolier Total (avec sa filiale Saft) annoncent la création d’Automotive Cells Company (ACC), une coentreprise chargée de créer deux usines de cellules de batteries dès 2023 en France et Allemagne. ACC développe déjà les cellules lithium-ion sur le site Saft de Nersac, près d’Angoulême ; la production de ses batteries sera relocalisée en 2023 sur deux autres sites à forte capacité : en France à Douvrin (62) pour Peugeot/Citroën, et à Kaiserslautern en Allemagne pour Opel, avec 8 GWh de capacité annuelle, portée progressivement à 48 GWh en 2030, soit l’équivalent d’un million de véhicules électriques[47].

Le 28 juin 2021, Renault annonce deux partenariats majeurs pour des usines géantes de batteries, le premier avec le chinois EnVision pour la construction d'une « gigafactory » à Douai (9 GWh en 2024, 24 GWh en 2030), représentant un investissement de 2 milliards € et 2 500 emplois à horizon 2030, le second avec la startup grenobloise Verkor, dont il prend plus de 20 % du capital, afin de lui permettre de construire une ligne pilote dès 2022 pour codévelopper des batteries haute performance, qui équiperont les véhicules à batterie haut de gamme de Renault (de segment C et plus), ainsi que les Alpine électriques. Verkor construira ensuite une « gigafactory » de 16 GWh, qui démarrera en 2026 et emploiera 1 200 personnes à plein régime[48].