Le erreur de 12 milliards de dollars de PJM : Les contribuables ont payé, mais quelles actions des entreprises de services publics seront remboursées ?

Le paiement excédentaire de 9,3 milliards de dollars par PJM : les abonnés ont reçu leur argent, mais quelles actions des entreprises d’électricité seront remboursées ?

Voici un fait étrange. En juillet 2025, PJM Interconnection, l’opérateur de réseau pour 65 millions de personnes dans 13 États du milieu de l’Atlantique et du Midwest, a organisé son vente annuelle de capacité. Le prix de base pour l’année 2025/2026 était…269,92 dollars par jour de puissance électrique, en hausse par rapport à 28,92 dollars par jour de puissance électrique.l’année précédente. C’est une augmentation d’environ neuf fois en un an. Le coût total pour les consommateurs lié à cette seule vente s’est élevé à…environ 15 milliards de dollarsEt le coût accru par rapport au prix de l’année précédente était d’environ 9,3 milliards de dollars.

La question n’est pas de savoir si quelqu’un a payé trop. La question est de savoir si les actionnaires des entreprises d’électricité et d’eau qui ont reçu cet argent devront le rendre.

Les installations de plomberie de base

Un marché de capacité est une machine financière étrange, même en période normale. Il fonctionne de la manière suivante : PJM organise des enchères pour acheter les engagements des générateurs – les générateurs s’engagent à être disponibles pour produire de l’énergie dans quelques années à venir, et PJM leur paie pour cet engagement. Les coûts liés à ces paiements sont transmis aux entreprises de distribution d’électricité qui servent les clients finaux, qui à leur tour les transmettent aux abonnés. L’argent se déplace ainsi : abonné → entreprise de distribution d’électricité → PJM → générateur.

La chose la plus importante à comprendre est que les entreprises de services publics ne paient pas, au sens normal du terme, pour l’utilisation des capacités. Ils collectent plutôt ces coûts. Leurs tarifs réglementés sont conçus de manière à transmettre directement aux clients les coûts liés au carburant et aux énergies renouvelables, y compris les frais liés à l’utilisation de la capacité. Lorsque les coûts liés à la capacité augmentent de 9,3 milliards de dollars, les entreprises de services publics se tournent vers leurs régulateurs étatiques et disent : « Nous devons augmenter nos tarifs pour couvrir ces coûts. » Les régulateurs répondent généralement par oui, car les coûts sont réels et il est nécessaire que les éclairages restent allumés.

Mais c’est là que les choses deviennent intéressantes. Si les coûts étaient calculés sur une base erronée – si l’enchère était mal calculée – alors l’argent qui circulait des abonnés à l’énergie vers les générateurs n’était pas le résultat légitime d’un marché. C’était un erreur. Et les entreprises de services publics, en tant qu’agents de collecte réglementés, sont celles qui se retrouvent dans cette situation difficile.

L’erreur

L’Independent Market Monitor pour PJM, Monitoring Analytics, a identifié le problème : l’augmentation des prix lors des enchères de 2025/2026 était principalement causée par les prévisions concernant l’augmentation de la charge des centres de données, et non par la demande réelle. L’IMM a constaté que les centres de données étaient responsables de 63 % de l’augmentation des prix. De plus, les prévisions concernant la charge des centres de données étaient très incertaines. La prévision pour 2025 prévoit une augmentation de plus de 20 000 MW dans les zones de Dominion d’ici 2037, contre seulement 5 700 MW selon la prévision de 2022. Le marché a donc évalué ces prévisions comme si elles étaient certaines, alors qu’en réalité personne ne savait quand, où ou si ces centres de données seraient construits.

Il y avait également un problème de modélisation plus spécifique. PJM a utilisé une valeur de planification erronée dans sa zone Delmarva Power South (DPL South), ce qui ne correspondait pas aux conditions réelles d’offre et de demande. Cet erreur a entraîné une augmentation des prix dans cette zone.environ 183 millions de dollarsLorsque le FERC a initialement approuvé cette mesure, la Cour d’appel des États-Unis du Troisième Circuit l’a annulée, estimant que cette mesure violait la règle de la tarification en temps réel, qui interdit toute tarification rétroactive en vertu de la loi sur l’énergie fédérale. Le FERC a alors changé de décision et a approuvé les prix plus élevés. La Cour du district de Washington a annulé cette décision en janvier 2026, déclarant que le FERC pouvait utiliser son pouvoir prévu par la section 206 pour ordonner le remboursement des sommes payées.

Le point essentiel : la porte légale pour obtenir des remboursements est maintenant ouverte. La question est de savoir dans quelle direction le argent sera transféré.

La carte de 9,3 milliards de dollars

Les 9,3 milliards de dollars de coûts supplémentaires n’ont pas été répartis de manière uniforme. Ils ont été distribués entre les différentes zones du PJM, en fonction du prix de la capacité de chaque zone. La responsabilité de chaque fournisseur d’électricité dépend de la quantité de charge qu’il génère dans les zones à prix élevé, et de la manière dont les régulateurs étatiques traitent ces charges.

Exelon (EXC, avec une capitalisation boursière de ~46 milliards de dollars) est l’entreprise la plus exposée aux fluctuations des prix. Elle possède six entreprises de services publics situées dans la région PJM : Baltimore Gas and Electric (BGE), ComEd en Illinois, PECO en Pennsylvanie, ainsi que des entreprises de services publics au Delaware, au New Jersey et à Washington D.C. BGE se trouve au Maryland, où le prix du marché a été le plus élevé lors de l’enchère de 2025/2026 : 466,35 dollars par MW-jour, soit près du double du prix général pour toutes les entreprises de services publics. Le directeur général d’Exelon a déclaré que cette enchère pourrait avoir des conséquences positives…“Augmentations de taux à deux chiffres”Pour les clients de BGE. L’entreprise a déjà enregistré une dépense de 70 millions de dollars liée à une vérification effectuée par la FERC chez ComEd. Exelon prévoit des dépenses de capital de 34,5 milliards de dollars jusqu’en 2027, soit une augmentation de 45 % pour les dépenses liées aux infrastructures de transmission. Une grande partie de ces dépenses est due au même niveau de charge sur les centres de données qui a entraîné une hausse des prix de capacité. Si les régulateurs étatiques du Maryland décident que les clients de BGE ne doivent pas supporter intégralement les coûts liés à une erreur de modélisation, les actionnaires d’Exelon seront responsables de ces coûts.

PPL (PPL, avec une capitalisation boursière d’environ 27 milliards de dollars) dessert des clients en Pennsylvanie, Kentucky, Virginie et Rhode Island. Ses activités en Pennsylvanie et en Virginie se situent dans la zone de influence du PJM. Le PUC de Pennsylvanie est très rigoureux en matière de protection des consommateurs, et le gouverneur de l’État a contribué aux négociations concernant le plafond des prix, ce qui a limité les prix lors des appels d’offres pour 2026/2027. L’exposition de PPL est moins importante que celle d’Exelon. Mais Pennsylvanie est également un terrain de bataille important pour l’allocation des coûts des centres de données. Exelon et American Electric Power contestent l’accord d’interconnexion entre Talen-Amazon, au motif que les centres de données situés ensemble devraient payer leur part des coûts de réseau.

Le Public Service Enterprise Group (PEG, avec une capitalisation boursière d’environ 38 milliards de dollars) gère PSE&G au New Jersey, qui se trouve entièrement dans la zone de desserte PJM. Le New Jersey a été un critique acharné des résultats des appels d’offres concernant la capacité électrique. Les défenseurs des contribuables du État ont également joué un rôle actif dans les procédures liées à la section 206. L’exposition du PEG est réelle, mais elle est difficile à quantifier, car le Conseil des services publics du New Jersey n’a pas encore pris de position claire sur la question de savoir s’il voulait obtenir des remboursements ou simplement des réductions des tarifs d’électricité.

FirstEnergy (FE, avec une capitalisation boursière d’environ 27 milliards de dollars) serve des clients en Ohio, Pennsylvanie, Virginie-Occidentale, Maryland et New Jersey. L’Ohio représente une situation complexe. L’État a une histoire de litiges concernant les tarifs des services publics, et l’organisation Ohio Consumers’ Counsel est l’une des principales voix défendant les clients qui demandent des remboursements. Les coûts liés à la capacité des installations de FirstEnergy en Ohio ont augmenté d’environ 16 dollars par mois pour chaque client résidentiel. Un ordre de remboursement complet de la part de la commission d’Ohio serait important pour FirstEnergy, mais c’est aussi un résultat politiquement incertain.

La question de la matérialité

Les 9,3 milliards de dollars de surpaiement semblent énormes, mais il est nécessaire de les comparer à un critère approprié. Selon l’IEEFA, le coût total supplémentaire lié aux enchères de 2025/2026 s’élève à 9,3 milliards de dollars, représentant des coûts récupérés auprès des clients. Lors des enchères de 2026/2027, un autre montant de 1,4 milliard de dollars a été ajouté, après l’entrée en vigueur du plafond de prix.

Pour contextualiser les choses, la capitalisation boursière combinée d’Exelon, PPL, PEG et FirstEnergy s’élève à environ 138 milliards de dollars. Un montant de 9,3 milliards de dollars, distribué sur l’ensemble du territoire du PJM, ne constitue pas en soi une crise de bilan pour ce secteur. Mais la question n’est pas le montant total. La question est l’allocation : quels contribuables des entreprises de services publics ont payé le plus, et quels régulateurs étatiques sont les plus susceptibles de exiger des remboursements de la part des entreprises de services publics plutôt que des générateurs.

Le Maryland est l’État le plus dangereux pour les actionnaires des entreprises de services publics. Le Bureau du Conseil du peuple du Maryland a engagé des poursuites concernant la question de la capacité excédentaire de DPL South depuis 2022. Il s’agit du défendeur principal dans l’affaire intentée devant le tribunal du district de Washington. Les clients résidentiels de cet État ont été confrontés aux prix les plus élevés en raison de cette capacité excédentaire. Si la Commission de service public du Maryland ordonne à Exelon de rembourser une partie des coûts liés à cette capacité excédentaire, l’impact serait mesuré en centaines de millions de dollars, et non en milliards. Pour Exelon, cela est gérable – ce qui correspond à quelques trimestres de ses bénéfices. Mais cela représenterait un coup sérieux pour la valeur actionnariale de l’entreprise.

L’Ohio est le deuxième État le plus dangereux. L’organisation Ohio Consumers’ Counsel est très agressive, et l’environnement réglementaire de l’État est imprévisible. FirstEnergy doit encore faire face aux conséquences de son scandale de corruption en 2020 ; cela a rendu la commission de l’État moins favorable aux arguments des entreprises de distribution d’électricité.

La Pennsylvanie est une situation complexe. Le gouverneur a contribué à négocier le plafond des prix, ce qui indique que l’État préfère des solutions à long terme plutôt que des remboursements rétroactifs. Cependant, le Pennsylvanian PUC n’a pas exclu l’idée de remboursements, et le parlement est constamment confronté aux objections des citoyens indignés.

L’Illinois, où opère ComEd de Exelon, est plus propice pour les entreprises de services publics. La Commission du Commerce de l’Illinois est généralement favorable à la récupération des coûts de services publics. De plus, la grande quantité de connections possibles par ComEd dans son centre de données (plus de 5 GW au stade d’ingénierie, 13 GW en phase d’enquête) fait de cet État un bénéficiaire de cette demande qui a entraîné une hausse des prix.

Le cadre de décision

Le délai de remboursement comprend trois éléments clés : la FERC, les commissions étatiques et les tribunaux.

FERC est la plus importante. La décision du D.C. Circuit en janvier 2026 a ouvert la voie aux plaintes relevant de l’article 206. FERC a donc le pouvoir d’ordonner au PJM de réviser ses tarifs et de verser des remboursements à compter de la date de dépôt de la plainte. FERC a déjà…L’offre a été étendue pour les enchères de 2028/2029 et 2029/2030.Cela couvre les dommages causés à l’avenir. Mais il n’a pas encore tranché sur les plaintes en suspens relevant de l’article 206 concernant l’enchère de 2025/2026.

Les commissions d’État constituent le deuxième niveau de régulation. Même si la FERC ne ordonne pas de remboursements, les régulateurs d’État peuvent interdire l’inclusion des coûts liés à la capacité dans les tarifs des entreprises de services publics. Cela revient, en réalité, au même pour les actionnaires. C’est donc la voie la plus probable pour obtenir des remboursements, car cela permet aux régulateurs d’État de contrôler le résultat de la situation.

Les résultats des enchères pour les périodes 2028/2029, publiés en juillet 2026, ajoutent une complexité supplémentaire. Les enchères se sont déroulées à un prix maximal de 325 $/MWh par jour, mais…6 831 MW en dessous des exigences de fiabilitéCela signifie que le réseau est vraiment tendu, et que les prix élevés ne sont pas simplement un effet de modélisation – il y a une véritable pénurie. Cela a des conséquences positives : cela affaiblit l’argument en faveur des remboursements (car les prix reflètent en partie les conditions réelles de l’offre et de la demande). Mais cela renforce également l’argument en faveur d’une meilleure gestion des coûts (car le système est vraiment sous pression en raison de la demande des data centers).

Quand réduire l’exposition :Le risque est le plus élevé pour les entreprises d’énergie qui ont une exposition importante au Maryland et à l’Ohio – Exelon et FirstEnergy – dans la période allant maintenant jusqu’à l’arrêté de FERC concernant les plaintes relevant de la section 206. Si FERC décide de refuser les remboursements, le risque disparaît. Si les régulateurs étatiques commencent à rejeter les demandes liées aux coûts de capacité, le risque augmente. Ce qui est important à surveiller, c’est tout arrêté émis par les commissions étatiques qui interdisent explicitement le recouvrement des coûts de capacité lors des appels d’offre de 2025/2026.

Quand le tenir :Si les règles de FERC déterminent que les prix des appels d’offre pour 2025/2026 étaient légaux, ou si la demande en centres de données qui a entraîné ces prix est réelle et persistante, le risque de remboursement est minime. Le déficit de 6,8 GW pour l’appel d’offre de 2028/2029 indique que le marché est vraiment tendu, ce qui contredit l’argument selon lequel les prix n’étaient qu’une erreur de modèle. Le système de plafonnement des prix limite également les dommages futurs, c’est pourquoi l’appel d’offre de 2026/2027 a entraîné seulement des coûts supplémentaires de 1,4 milliard de dollars.

La barrière contre la falsification :Toute cette thèse s’effondre si l’un de ces deux événements se produit. Premièrement, si le FERC décide que les prix des appels d’offres pour 2025/2026 étaient justes et raisonnables selon l’article 206, alors la base juridique pour les remboursements disparaît. Deuxièmement, si la demande en centres de données correspond à l’échelle prévue par les prévisions de 2025, alors le prix de 269 $/MW-jour n’était pas une erreur – c’était plutôt un signal clair du marché, indiquant un équilibre entre offre et demande très serré. La faible fiabilité de l’appel d’offres pour 2028/2029 suggère que ce second scénario n’est pas improbable.

Qu’est-ce que c’est vraiment…

L’histoire de l’enchère de capacité du PJM ne concerne pas vraiment une erreur de calcul d’environ 9,3 milliards de dollars. Il s’agit plutôt de l’écart entre un marché qui évalue la demande à partir de ses prix actuels et un système réglementaire qui cherche à déterminer retrocheritablement quelle demande était réelle. Les abonnés payèrent ; les générateurs ont reçu leur compensation. Les entreprises de services publics ont collecté les fonds nécessaires. La question est de savoir si les actionnaires des entreprises de services publics seront ceux qui rembourseront la différence si les régulateurs décident que le prix était incorrect.

Le résultat le plus probable est que une partie de l’argent sera remboursée, mais pas tout. Les contribuables du Maryland pourront probablement bénéficier d’une certaine réduction des coûts, soit par des remboursements ordonnés par FERC, soit via des mesures prises par l’État. Exelon prendra en charge les coûts correspondants. Quant à l’Ohio, c’est un risque incertain. La Pennsylvanie, l’Illinois et le New Jersey continueront probablement à appliquer des tarifs plus élevés, en acceptant ce prix comme coût nécessaire pour attirer de nouvelles générations de équipements afin de répondre aux besoins des centres de données. L’impact sur les actionnaires totaux sera probablement de quelques centaines de millions, et non de milliards – cela n’est pas une crise, mais plutôt un problème à gérer par les entreprises concernées.

La chose la plus étrange dans toute cette affaire, c’est que la même demande de données du centre de stockage qui a causé le paiement excessif est également l’argument contre les remboursements. Le marché est vraiment tendu. Les prix peuvent être incorrects, mais la rareté est réelle. C’est ce genre d’ambiguïté qui permet de trouver des arguments juridiques solides, mais aussi des résultats d’investissement défavorables.