Et si la prochaine opportunité française se jouait sur des friches de 1 à 20 MW ?

Sur le dossier de vente, l’usine dispose de 10 MW. Dans la cour, le transformateur est encore là. Le vendeur se souvient de ce que tiraient les fours. Le futur client, lui, veut savoir combien de baies il pourra allumer le jour de son emménagement. Notre hypothèse d’investissement est simple. Dès que l’usine atteint un an d’inactivité, le repreneur considère que la disponibilité de ses anciens MW n’est plus sécurisée.

Et si l’on cherchait les prochains sites au moment où une ligne industrielle s’arrête, jusque dans des villes absentes des cartes des grands campus ? Pour un client qui attend quelques mégawatts, la valeur d’une friche tient d’abord aux mois qu’elle permet réellement de gagner. Le guide d’implantation de la Direction générale des entreprises identifie d’ailleurs la réutilisation de friches comme une piste de travail. Reste à distinguer celles qui ont du courant de celles qui en ont eu.

Que reste-t-il après un an d’arrêt ?

Une usine appelait 10 MW avant sa fermeture. Un an plus tard, le transformateur est toujours en place, mais le vendeur ne dispose que des factures de l’ancien exploitant. Dans le scénario de base, l’acquéreur retient alors 0 MW sécurisés. Le terrain et les ouvrages réutilisables peuvent garder de la valeur. La prime demandée pour des mégawatts immédiatement disponibles, elle, sort du prix d’acquisition.

Les douze mois constituent ici un seuil de prudence pour l’investisseur. La date de l’arrêt ne suffit pas à établir qu’une coupure physique a eu lieu, et une fermeture plus récente ne garantit pas à elle seule le maintien des MW. Si le gestionnaire confirme par écrit que 4 des 10 MW sont mobilisables à la date visée, le repreneur peut valoriser ces 4 MW aux conditions indiquées. Les 6 MW restants demeurent une hypothèse d’extension. Démarches professionnelles auprès d’Enedis.

Avant la fermeture, l’industriel peut autoriser le candidat à interroger le gestionnaire sur les conditions d’une reprise. Après la coupure, il faut reconstituer la situation à partir de la convention de raccordement, des contrats d’accès et des derniers relevés. La réponse attendue est écrite et chiffrée : puissance soutirable pour le nouvel usage, date, éventuelles limitations, travaux et coût. Tant que cette réponse manque, attribuer un prix à des « MW immédiats » revient à payer le vendeur pour une prestation qui dépend d’un tiers.

Combien des 10 MW peut-on vendre ?

Une plaque indiquant 10 MVA renseigne sur la puissance apparente nominale d’un équipement. Un relevé de pointe de 10 MW indique ce qu’a appelé l’ancienne usine à un instant donné. Ni l’un ni l’autre ne dimensionne à lui seul une salle informatique en service continu. Un four arrêté la nuit et une salle GPU qui tourne le dimanche présentent des profils de charge très différents.

Supposons que le gestionnaire confirme 10 MW de soutirage continu. Avec un PUE de 1,30, soit 1,30 unité d’énergie totale pour une unité consommée par les serveurs, le calcul simplifié donne environ 7,7 MW IT. Ce chiffre sert au cadrage. Le PUE annuel ne garantit pas la puissance disponible le jour le plus chaud. Pour signer un bail de capacité, l’ingénieur doit refaire le bilan à la température de dimensionnement, puis avec un équipement indisponible en maintenance. C’est ce dernier exercice qui permet de promettre un nombre de baies et une densité par baie.

De 1 à 20 MW, trois marchés à tester

À 1 ou 2 MW électriques, la première question est locale. Une entreprise, un hébergeur régional ou une collectivité a-t-il besoin d’un second site à distance de son installation principale ? Deux adductions fibre empruntant le même pont offrent peu d’intérêt pour un plan de reprise. À cette échelle, le coût fixe d’une astreinte et de deux chemins télécoms réellement indépendants peut décider du projet.

Entre 3 et 8 MW, une première salle de colocation peut ouvrir avec un client d’ancrage, puis accueillir d’autres clients à mesure que la demande se matérialise. Encore faut-il séparer ce que la première tranche exige dès maintenant, comme le poste de livraison, de ce que l’on peut commander plus tard, comme les unités de refroidissement d’une seconde salle. Une première tranche trop petite peut porter à elle seule les coûts communs de tout le projet.

Entre 10 et 20 MW, un client de calcul intensif peut absorber une large part du bâtiment. Son cahier des charges change alors l’économie de la friche. Une halle généreuse en mètres carrés peut manquer de place pour rejeter la chaleur ou pour installer les boucles de refroidissement liquide. Plusieurs petits sites peuvent en revanche servir des charges d’inférence indépendantes. Leur capacité additionnée ne remplace pas automatiquement un seul site pour entraîner un modèle dont les GPU doivent échanger en permanence.

À Marseille, deux reconversions et deux leçons

Dans le port de Marseille, MRS3 occupe une ancienne base sous-marine. Une fiche publiée par le Cerema décrit un datacenter de 16,5 MW et 7 100 m² d’espace. Le cas donne une échelle tangible à la stratégie. La situation portuaire et la connectivité marseillaise font toutefois partie de l’équation économique. Une halle comparable dans un bassin peu connecté ne bénéficie pas de la même clientèle. Fiche du Cerema sur MRS3.

À quelques kilomètres, le projet MRS5 reprend le terrain d’un ancien silo à sucre. L’avis de l’autorité environnementale décrit la démolition du silo et l’extension d’une ligne enterrée de 20 000 volts depuis une sous-station existante. Voilà deux coûts qu’une visite sommaire pouvait laisser sous-estimer. Réemployer le foncier, garder le bâtiment et réutiliser une alimentation sont trois décisions à instruire séparément. Avis de la MRAe sur MRS5.

Ce que vaut vraiment le temps gagné

Pour un investisseur, la comparaison pertinente oppose deux dates de première facturation. Imaginons qu’une friche avance de six mois la livraison de 2 MW IT déjà loués. Avec une redevance illustrative de 150 euros par kW et par mois hors énergie, l’avance représente 1,8 million d’euros de chiffre d’affaires brut. Si le client n’occupe que la moitié de la capacité pendant cette période, le montant tombe à 900 000 euros. Il faut encore déduire les charges, le coût du capital et les travaux propres à la friche. Ce calcul ne fournit ni un tarif de marché ni une prime foncière.

Le calendrier mérite donc autant d’attention que le devis électrique. Un sol pollué à traiter sous le futur poste, de l’amiante dans la toiture, un permis à obtenir ou une fibre à tirer sous une voie ferrée peuvent absorber l’avance annoncée. La collectivité aura aussi ses questions : quels usages industriels sont encore possibles, quel bruit la nuit, quelle consommation d’eau en été ? Une récupération de chaleur devient crédible lorsqu’un voisin peut préciser la température, le volume et les mois où il en aura besoin.

Faut-il acheter la friche ?

Le meilleur moment pour rencontrer un industriel peut être celui où il prépare sa fermeture. Il connaît encore son installation, dispose des contrats et peut organiser l’accès des ingénieurs. Une promesse foncière conditionnée à la confirmation écrite des MW, à un chiffrage de remise en état et à l’engagement d’un premier client donne à chacun le temps de vérifier ce qu’il achète. L’extension future peut alors faire l’objet d’un prix complémentaire lorsqu’elle devient effectivement accessible.

La France a de bonnes raisons d’explorer ces sites de 1 à 20 MW. Un réseau de salles régionales peut rapprocher le calcul de ses utilisateurs et redonner un usage à des emprises déjà aménagées. Mais le premier actif à chercher est très concret : un site où le gestionnaire peut dater l’arrivée du courant et où un client peut dater son besoin. Quand ces deux dates coïncident, une ancienne usine peut avoir plus de valeur pour l’opérateur qu’un terrain beaucoup plus vaste.