Résumé

  • Le formulaire 10-K 2025 de Dominion Energy Virginia, déposé le 23 février 2026, indique qu'à partir de janvier 2027 les raccordements à forte charge exigeraient — au conditionnel dans le texte original — des contrats de quatorze ans, une garantie et des minima de puissance, afin de limiter les subventions croisées entre catégories de clients et les coûts échoués. C'est une date, et elle reste conditionnelle.
  • Le même document publie une part des centres de données dans les ventes d'électricité — 28 % en 2025 contre 26 % en 2024 — mais aucune répartition entre mégawatts signés et mégawatts simplement demandés n'a été obtenue dans les pièces lues ici. Une part des ventes n'est pas un carnet de contrats.

Si vous possédez une maison dans le comté de Loudoun, ou si vous siégez dans une commission qui vote sur le poste de transformation d'un campus, le chiffre qui décide de votre facture n'est pas la taille de la file d'attente des centres de données. C'est la taille de la file qui a signé quelque chose, plus la part des ouvrages construits pour le reste et qui vous revient malgré tout.

Dominion Energy Virginia vient de datér la seconde moitié de cette phrase. Dans son formulaire 10-K 2025, index de dépôt EDGAR, accession 0001193125-26-063120, déposé le 23 février 2026 pour un exercice clos le 31 décembre 2025, le déclarant — Dominion Energy, Inc., CIK 0000715957, avec Virginia Electric & Power Co., CIK 0000103682, comme codéposant — écrit qu'à compter de janvier 2027, les raccordements à forte charge exigeraient des contrats de quatorze ans, une garantie et des minima de puissance. L'objectif annoncé : réduire les subventions croisées entre catégories de clients et les coûts échoués.

Relisez cette phrase, car deux de ses trois éléments portent tout le poids. La durée est de quatorze ans, plus longue que la plupart des cycles d'équipement à l'intérieur du bâtiment qu'elle alimente. Et le verbe est au conditionnel : le document décrit un régime à venir, pas un ensemble de contrats déjà signés. Quiconque présente cela comme un tarif approuvé va plus loin que la pièce.

Ce que le document compte vraiment

La preuve de demande, dans le même formulaire, est concrète et plus étroite que les titres qu'on en tire d'habitude. À l'item 1, pages imprimées 9 et 10, le déclarant attribue la croissance de la demande principalement à des centres de données nouveaux et plus grands, concentrés dans le comté de Loudoun, en Virginie, et précise que les activités de Dominion Energy Virginia couvrent aussi la Caroline du Nord. Puis le chiffre : les centres de données représentaient 28 % des ventes d'électricité de Virginia Power en 2025 et 26 % en 2024, comme indiqué dans le PDF du formulaire 10-K 2025 publié par le déclarant.

Vingt-huit pour cent des ventes d'électricité, c'est une part réelle et saisissante du débit d'un service public régulé. C'est aussi une part des ventes : ni un chiffre d'affaires, ni une capacité, et rien ne dit qu'elle se limite à la Virginie. Deux points de pourcentage font tout le mouvement annuel, et cette soustraction est mienne, faite sur les deux valeurs que le déclarant imprime.

La prévision du document n'appartient pas non plus aux seuls centres de données. Elle cite la projection de PJM d'une croissance moyenne de 5,4 % par an de la pointe sur dix ans pour la zone PJM DOM — la zone entière, objet plus vaste et plus rugueux qu'une seule catégorie de clients, qui absorbera le chauffage électrique, les transports électrifiés et la croissance ordinaire des ménages à côté des campus.

Le dossier public donne donc une part des ventes et un taux de croissance à l'échelle de la zone. Ni l'un ni l'autre n'est un mégawatt de charge contractée. Entre les deux se trouve la question que pose réellement tout élu local et tout service public concurrent.

L'argent qui circule déjà

Ce qui existe, en dollars explicites, c'est la mécanique de récupération — et ses montants sont assez gros pour que personne ne s'autorise à les multiplier par 28 % et à appeler le résultat une subvention aux centres de données.

Dans la note sur les questions réglementaires du même dépôt, note 13 telle que rendue par la SEC, le déclarant décrit des clauses d'ajustement tarifaire autonomes autorisant la récupération de coûts éligibles de production, de transport, d'enfouissement des lignes, d'environnement, d'efficacité énergétique, de renouvelables et de renouvellement du nucléaire ; le combustible est récupéré par procédures annuelles, et les décisions de la Commission fixent ce qui est récupérable. La note rappelle que la législation de 2023 a instauré des revues biennales des tarifs de base et exigé que des riders totalisant au moins 350 millions de dollars par an soient combinés aux tarifs de base à compter de juillet 2023. Elle rappelle l'issue du dossier de mars 2025 de Virginia Power : une approbation de novembre 2025 autorisant 566 millions de dollars à partir de janvier 2026, plus 210 millions à partir de janvier 2027, avec un rendement des fonds propres autorisé de 9,80 %, applicable aussi de façon prospective aux riders. Ces deux étapes font 776 millions de dollars : c'est mon addition de deux montants énoncés, pas un total publié.

Vient ensuite la ligne du transport, où l'arithmétique devient intéressante. Pour l'année tarifaire commençant en septembre 2025, le besoin de transport de 1,343 milliard de dollars se décomposait en 561 millions dans les tarifs de base et 782 millions dans le Rider T1 ; la récupération approuvée au titre du Rider OSW atteignait 639 millions. Par ma division, le rider porte environ 58,2 % de ce besoin et les tarifs de base environ 41,8 %.

Voici ce que ces montants ne sont pas. Ce ne sont pas des allocations de coûts aux centres de données. Ce sont des montants totaux de récupération pour une année tarifaire, et le fait que les centres de données représentent 28 % des ventes ne rend pas 28 % de ces montants imputables aux centres de données. Le dépôt ne publie pas cette répartition non plus, et la mise en garde de la note s'applique : ces besoins ne sont pas des coûts isolés de centres de données.

La seule décision d'allocation que la note enregistre va d'ailleurs à l'inverse de l'histoire qu'on attend. La Commission a refusé de transférer des dépenses de capacité achetée des tarifs de base vers les dépenses de combustible. C'est une frontière tracée entre deux poches, pas un prélèvement sur le campus voisin.

Ce que la date de 2027 change

Jusqu'à janvier 2027, la réponse du dossier à la question « qui paie les ouvrages dimensionnés pour une charge qui pourrait ne jamais tirer » est : les mêmes riders que tout le monde paie, la Commission décidant de la récupération au cas par cas. À partir de janvier 2027, la description prospective du déclarant ajoute un contrat, une garantie et un minimum de puissance au raccordement lui-même.

C'est un vrai déplacement de celui qui détient l'option. Un contrat de quatorze ans assorti d'un minimum de puissance déplace le coût d'une salle vide du corps général des abonnés vers le client qui a réservé la capacité — si les conditions sont approuvées et si la garantie est calibrée pour mordre. Le déclarant dit exactement viser cela : limiter les subventions croisées et les coûts échoués. Une intention dans un dépôt n'est pas un tarif. L'instrument qui la rendrait contraignante n'a pas été obtenu ici.

Pour une entreprise qui choisit un site, la conséquence pratique est une échéance avec un prix attaché. Pour un ménage, c'est la différence entre cautionner l'option d'un autre et ne pas la cautionner.

Où cette lecture s'arrête

Une limite appartient à côté des affirmations ci-dessus plutôt qu'à la fin du texte, alors la voici là où elle compte. Aucune répartition de première main entre mégawatts de centres de données contractés et mégawatts simplement demandés n'a été obtenue pour ce travail. Le plan intégré de ressources de Dominion Energy Virginia et ses tableaux de prévision de charge n'ont pas été lus ; la demande de recherche qui les visait s'est terminée par une panne de capacité du fournisseur.

Aucune ordonnance de la State Corporation Commission de Virginie sur le service à forte charge n'a été obtenue non plus : le référentiel des tarifs et le portail des dossiers de la Commission bloquaient tous deux la récupération automatisée.

C'est une limite de cette lecture, pas une constatation sur l'entreprise. Il serait confortable et faux d'écrire que Dominion ne publie pas une telle répartition ; la phrase honnête est que cette lecture n'en a pas obtenu. Il est tout aussi faux de combler le vide avec un chiffre de file d'attente tiré du communiqué de quelqu'un d'autre. Le document HTML principal du 10-K pèse 18 147 230 octets et dépassait la limite de 16 777 216 octets de l'outil de récupération : rien ici n'est cité de ce fichier.

Le texte réglementaire vient de la note rendue par la SEC, le texte sur la demande du PDF publié par le déclarant. Et il s'agit d'un instantané déposé le 23 février 2026 : les ordonnances ultérieures de 2026 et tout plan postérieur n'ont pas été examinés.

La date, c'est la révélation

Retirez le commentaire : il reste un fait. Un service public régulé dont les centres de données représentent 28 % des ventes d'électricité a déclaré à la SEC, dans un document signé sous responsabilité, que le régime contractuel des très grandes charges nouvelles commence en janvier 2027 et court quatorze ans. Il n'a pas, dans les pièces lues ici, publié la charge déjà signée à ces conditions, parce que ces conditions ne s'appliquent pas encore.

Le chiffre à surveiller n'est donc pas la file d'attente de l'an prochain. C'est la première feuille tarifaire déposée ou la première ordonnance qui transforme le conditionnel en obligation — et la première publication qui sépare les mégawatts qui ont signé de ceux qui ont demandé. Tant qu'aucune des deux n'apparaît, la part des centres de données dans les ventes d'électricité de Virginie mesure le passé, et le contrat de 2027 est une promesse datée. La fiche Dominion Virginia Power du répertoire identifie l'exploitant derrière AS6231, là où les ouvrages et les dépôts se rejoignent.