Doug Kimmelman affirme que la demande énergétique de l'IA pourrait bénéficier aux clients des services publics — sous conditions

Doug Kimmelman a formulé une affirmation frappante alors que les centres de données dédiés à l'IA font grimper la demande d'électricité : cette expansion peut devenir « un cadeau énorme » pour les clients des services publics. Le titre de Google News relayant son entretien avec CNBC a retenu cette promesse, mais pas les conditions exigeantes qui l'accompagnent.

L'argument de Kimmelman remet en cause le récit dominant autour des infrastructures d'IA. Les centres de données sont souvent présentés comme des concurrents pour une électricité rare, des moteurs de nouvelles capacités de production fossile et une source de hausse des factures des ménages. Lui envisage un autre scénario, dans lequel les grands clients financent de nouvelles capacités et répartissent les coûts fixes du réseau sur une base plus large.

Les deux scénarios restent possibles. L'enjeu décisif n'oppose pas simplement les entreprises d'IA aux services publics d'électricité. Il confronte la promesse de bénéfices pour les clients à la réalité financière de la construction de centrales, de pipelines, de sous-stations et de lignes de transport avant que la demande ne soit pleinement démontrée.

Cette distinction est importante, car Kimmelman n'observe pas ce marché depuis les tribunes. Il a fondé Energy Capital Partners, connu sous le nom d'ECP, en 2005 et en est aujourd'hui le président exécutif. Son entreprise investit dans la production d'électricité, les infrastructures et les actifs positionnés pour répondre au développement des centres de données.

Ce que Doug Kimmelman promet réellement

La thèse de Kimmelman en faveur des clients dépend de la capacité des centres de données à générer suffisamment de nouveaux revenus et de capacités de production dédiées pour couvrir les infrastructures qu'ils nécessitent.

La citation reprise dans le titre provient d'un segment de CNBC consacré aux centres de données d'IA et à la demande électrique. Kimmelman a soutenu que cette nouvelle charge pouvait bénéficier aux consommateurs ordinaires, plutôt que d'augmenter automatiquement leurs factures. Cette conclusion dépend de la manière dont les services publics récupèrent leurs coûts.

Les services publics d'électricité supportent d'importantes dépenses fixes. Les centrales, sous-stations, lignes de transport, systèmes de contrôle et programmes de maintenance coûtent de l'argent, même lorsque la demande d'électricité reste stable. Les services publics récupèrent généralement ces dépenses auprès de leur clientèle par le biais de tarifs réglementés.

Un grand centre de données peut modifier cette équation. Il peut consommer de l'électricité en continu, signer un contrat à long terme et générer des revenus substantiels pour couvrir les coûts d'infrastructure. Si ce nouveau client paie l'intégralité de sa part, les clients existants peuvent bénéficier d'une répartition des dépenses fixes sur un plus grand volume de ventes d'électricité.

C'est le « cadeau » au cœur de l'argument de Kimmelman. Il ne s'agit ni d'énergie gratuite ni d'une réduction automatique. C'est la possibilité qu'un acheteur important et régulier améliore l'économie d'un système électrique dont les coûts augmentaient déjà.

Le parcours de Kimmelman explique pourquoi il insiste sur cette structure. Selon son profil ECP, il a passé 22 ans chez Goldman Sachs avant de créer ECP. Ses activités précédentes incluaient la production d'électricité, le financement des services publics, le négoce d'électricité et les actifs énergétiques pendant la déréglementation du marché.

Cette expérience inscrit son affirmation dans un cadre familier de financement des services publics. Les grands clients peuvent soutenir des investissements qui seraient autrement difficiles à financer. Ils doivent toutefois rester raccordés et continuer à acheter de l'électricité suffisamment longtemps pour que ces investissements génèrent le rendement attendu.

Le risque central apparaît lorsqu'un service public construit des infrastructures pour une demande projetée qui ne se matérialise jamais. Un développeur de centres de données peut annuler un campus, réduire la capacité demandée ou déplacer ses charges de travail ailleurs. Les clients existants peuvent alors hériter des coûts d'actifs sous-utilisés.

Kimmelman a précédemment décrit une structure conçue pour limiter ce danger. Dans un entretien de 2025 sur le partenariat d'ECP avec la société d'investissement d'Abou Dhabi ADQ, il a soutenu que la nouvelle production devait apporter une « additionalité », c'est-à-dire une capacité ajoutée spécifiquement pour répondre à une nouvelle demande.

Il a déclaré qu'ECP ne souhaitait pas retirer de l'électricité du réseau existant d'une manière qui nuirait à la fiabilité ou aux prix pour les consommateurs. Cette condition est essentielle. Sans nouvelle offre, un grand centre de données peut entrer en concurrence avec les ménages, les usines et les entreprises pour une capacité limitée.

La promesse est donc plus restreinte que ne le laisse entendre le cadrage de Google News. Les centres de données d'IA ne deviennent un bénéfice pour les clients que lorsque les développeurs ajoutent de l'offre, acceptent des obligations de long terme et paient les investissements réseau construits pour leur compte.

Pourquoi la demande électrique de l'IA arrive si vite

Le problème ne réside pas seulement dans la quantité d'électricité utilisée par l'IA, mais aussi dans la rapidité et la concentration géographique des nouvelles demandes.

Un centre de données conventionnel abrite des serveurs, du stockage, des équipements réseau, des systèmes de refroidissement et des sources d'alimentation de secours. Les installations d'IA ajoutent des grappes denses d'accélérateurs, notamment des processeurs graphiques conçus pour exécuter de nombreux calculs simultanément.

L'Agence internationale de l'énergie estime que les centres de données ont consommé environ 415 térawattheures d'électricité dans le monde en 2024. Cela représentait environ 1,5 % de la consommation mondiale d'électricité après cinq années de croissance annuelle de 12 %.

Son analyse de la demande énergétique prévoit environ 945 térawattheures de consommation des centres de données en 2030. Cela représenterait un peu moins de 3 % de l'utilisation mondiale d'électricité et plus du double du total de 2024.

La même prévision anticipe une croissance d'environ 15 % par an de la consommation électrique des centres de données jusqu'en 2030. L'électricité utilisée par les serveurs accélérés augmenterait plus vite, à raison de 30 % par an dans le scénario de référence de l'agence.

Ces pourcentages mondiaux peuvent sembler gérables. Les effets locaux sont beaucoup plus difficiles à absorber, car les centres de données se concentrent à proximité des réseaux de fibre, des clients, des terrains disponibles, des incitations fiscales et des infrastructures électriques existantes.

L'arrivée d'un gigawatt de demande dans le territoire d'un seul service public pose un défi différent de la même consommation répartie à l'échelle d'un pays. Les planificateurs du réseau doivent fournir l'électricité à l'endroit et au moment demandés, et non simplement produire une quantité équivalente ailleurs.

Le calendrier crée un autre décalage. L'AIE indique qu'un centre de données peut devenir opérationnel en deux ou trois ans. Les grandes infrastructures électriques exigent souvent des délais plus longs de planification, d'autorisation, de construction et de raccordement.

Cet écart pousse les services publics à engager des capitaux avant de disposer d'informations complètes sur l'adoption de l'IA. Il pousse également les développeurs à trouver de l'électricité avant que leurs concurrents ne sécurisent les capacités disponibles.

Les entreprises d'IA peuvent améliorer l'efficacité des puces, l'architecture des modèles et le refroidissement. Ces progrès ne réduisent pas nécessairement la demande totale. Des coûts de calcul plus faibles peuvent encourager les développeurs et les clients à effectuer davantage d'inférence, à entraîner des systèmes plus vastes et à intégrer l'IA dans davantage de produits.

Cet effet rebond rend les prévisions particulièrement incertaines. Un accélérateur plus efficace peut accomplir une tâche avec moins d'électricité, tandis que le marché crée simultanément suffisamment de nouvelles tâches pour accroître la consommation globale.

L'Electric Power Research Institute estime que les charges de travail d'IA représentent actuellement 15 à 25 % de l'utilisation électrique des centres de données. Ses perspectives pour 2026 soulignent que l'adoption de l'IA, l'efficacité matérielle, les algorithmes et les contraintes d'approvisionnement peuvent tous modifier cette trajectoire.

Cette incertitude est importante pour l'affirmation de Kimmelman. Les services publics doivent construire des actifs dont la durée de vie opérationnelle se mesure en décennies, tandis que les plans d'infrastructure d'IA peuvent évoluer entre deux cycles budgétaires d'entreprise.

Les clients ne bénéficient de cet avantage que lorsque les contrats commerciaux comblent ce décalage. Des engagements à long terme, des paiements minimums, des dépôts de garantie et des frais de sortie peuvent empêcher qu'une demande spéculative ne devienne une obligation pour les ménages.

Les lecteurs de Google News peuvent-ils s'attendre à des factures d'électricité moins élevées ?

Davantage de ventes d'électricité peuvent réduire les coûts moyens du système, mais seulement si les régulateurs empêchent les services publics de transférer les risques des centres de données sur les autres clients.

L'argument de Kimmelman commence par les économies d'échelle. Si un service public dispose de capacités inutilisées, l'ajout d'un grand client peut accroître ses revenus sans nécessiter une hausse équivalente des investissements fixes. Les actifs existants produisent davantage de valeur et les coûts sont répartis sur un plus grand volume de ventes.

Un centre de données peut également soutenir des investissements dans de nouvelles capacités de production qui bénéficient à l'ensemble du système. Une nouvelle centrale peut fournir de la capacité pendant les pointes de demande, renforcer la fiabilité locale ou remplacer une installation plus ancienne aux coûts d'exploitation plus élevés.

Le bénéfice devient plus plausible lorsqu'un centre de données fonctionne de manière régulière. De nombreuses charges de travail d'IA peuvent s'exécuter tout au long de la journée, produisant un facteur de charge relativement élevé. Le facteur de charge mesure l'utilisation moyenne d'électricité par rapport à la demande maximale qu'un client impose au système.

Un client stable peut être plus facile à desservir qu'un client très variable. Il offre aux producteurs une demande prévisible et peut générer des revenus réguliers pour le service public. Certaines tâches informatiques peuvent également être déplacées dans le temps lorsque les conditions du réseau se tendent.

Ces avantages ne règlent toutefois pas la question de savoir qui paie. La conception tarifaire, c'est-à-dire les règles qui déterminent comment les services publics répartissent les coûts entre les clients, détermine si les économies promises atteignent les ménages.

Le Département américain de l'Énergie a identifié plusieurs questions non résolues dans les tarifs pour les grandes charges. Elles comprennent une répartition équitable des coûts, la protection contre les actifs échoués, l'adéquation des ressources et le partage des risques pour les technologies de production plus récentes.

Chaque question représente une condition attachée au « cadeau » de Kimmelman.

Premièrement, les grands clients doivent financer les installations directes nécessaires à leur raccordement. Ces installations peuvent inclure des sous-stations, des transformateurs, des mises à niveau du réseau de transport et des capacités de production.

Deuxièmement, leurs contrats doivent couvrir le risque que la consommation attendue soit inférieure aux prévisions. Un service public ne devrait pas supposer que chaque campus annoncé atteindra sa capacité demandée.

Troisièmement, les centres de données doivent contribuer aux coûts de capacité, et non simplement payer l'électricité qu'ils consomment. La capacité désigne les ressources maintenues disponibles pendant les périodes où le système fait face à sa demande la plus élevée.

Quatrièmement, les régulateurs ont besoin de prévisions transparentes. Les développeurs déposent parfois des demandes de raccordement similaires dans plusieurs territoires tout en évaluant des sites potentiels. Compter chaque demande comme une demande ferme peut conduire les services publics à surconstruire.

Cinquièmement, les contrats doivent prévoir une durée significative. Un engagement de courte durée ne peut pas soutenir de manière fiable des infrastructures censées fonctionner pendant plusieurs décennies.

Ces protections peuvent créer un véritable bénéfice pour les clients. Elles peuvent aussi ralentir les négociations et rendre certains projets moins attractifs. Cette friction n'est pas un défaut. C'est le mécanisme qui permet de vérifier si la demande annoncée est suffisamment sérieuse pour soutenir un investissement de longue durée.

Le résultat varie également selon les marchés. Les services publics verticalement intégrés possèdent la production et les réseaux sous régulation des États. Les marchés électriques concurrentiels séparent certaines de ces fonctions et utilisent des enchères pour acquérir de la capacité.

Un contrat qui protège les clients au Texas pourrait ne pas convenir à la Virginie, à l'Ohio ou à la Pennsylvanie. La disponibilité des ressources, les règles de marché, la congestion du réseau et l'autorité réglementaire diffèrent considérablement.

Les lecteurs de Google News devraient donc résister à une conclusion nationale binaire. Les centres de données ne réduisent pas universellement les factures, pas plus qu'ils ne les augmentent systématiquement. Le contrat, l'emplacement, le plan d'approvisionnement et la décision réglementaire déterminent le résultat.

La réalité pour les payeurs de tarifs met déjà la promesse à l'épreuve

Kimmelman décrit un potentiel crédible, mais les signaux actuels du marché de l'électricité montrent que les clients peuvent faire face à des coûts plus élevés avant l'arrivée de nouvelles capacités d'approvisionnement.

L’interconnexion PJM fournit le test de résistance le plus clair. PJM coordonne un vaste marché régional de l’électricité couvrant tout ou partie de 13 États et le district de Columbia. Son territoire comprend la Virginie du Nord, le plus grand pôle de centres de données du pays.

PJM utilise un marché de capacité afin de garantir que suffisamment de ressources de production restent disponibles durant les périodes de forte demande. Les producteurs reçoivent des paiements de capacité en échange de leur disponibilité, indépendamment de l’électricité qu’ils vendent.

En juillet 2026, l’enchère de capacité de PJM a atteint le plafond applicable de 325 dollars par mégawatt-jour. Les obligations de capacité qui en ont résulté ont totalisé 16,4 milliards de dollars, selon une analyse de l’enchère.

L’opérateur du réseau a déclaré que le prix aurait atteint 554,72 dollars sans ce plafond. Le surveillant indépendant du marché de PJM a estimé que les centres de données représentaient environ 6,3 milliards de dollars du coût total de capacité.

Ces chiffres ne prouvent pas que chaque hausse subie par les ménages provient de l’IA. Les mises à l’arrêt de générateurs, les limites de transmission, les coûts du combustible, les règles de marché et la croissance plus générale de la demande influencent également les prix de l’électricité.

Ils montrent toutefois que la croissance de la charge peut augmenter la valeur d’une capacité rare avant que les développeurs n’ajoutent suffisamment de nouvelles ressources. Ce problème de calendrier constitue le défi le plus sérieux pour l’argument de Kimmelman.

Un nouveau centre de données peut obtenir des serveurs et commencer sa construction plus vite qu’un opérateur de réseau ne peut achever une grande ligne de transmission. Une nouvelle centrale au gaz exige également des turbines, un accès aux pipelines, des permis, un financement et un accord de raccordement.

Pendant cet intervalle, les producteurs existants renforcent leur pouvoir de fixation des prix. Les clients peuvent payer davantage pour la fiabilité pendant que les investisseurs développent une capacité qui n’arrivera que plus tard.

Une autre incertitude subsiste : la demande annoncée peut dépasser la demande réellement réalisée. Les entreprises d’IA ont de fortes incitations à réserver de l’électricité tôt, car l’accès au courant peut déterminer quels projets de centres de données aboutissent.

Les services publics ont une incitation différente. Ils perçoivent des rendements régulés sur les investissements d’infrastructure approuvés, même si les régulateurs examinent le caractère prudent de ces investissements.

Cette combinaison peut gonfler les prévisions. Les développeurs réservent plus de capacité qu’ils n’en auront finalement besoin, et les services publics proposent des constructions en fonction de ces demandes. Les abonnés supportent un risque si les contrats ne tiennent pas les développeurs responsables.

La résistance politique s’intensifie lorsque les habitants voient leurs factures augmenter sans constater les économies promises à long terme. Les collectivités locales évaluent aussi la consommation d’eau, le bruit, les besoins fonciers, les émissions atmosphériques, les incitations fiscales et le nombre d’emplois permanents créés.

Cette opposition dépasse désormais les audiences locales d’urbanisme. Les responsables des États s’interrogent de plus en plus sur le traitement favorable accordé aux centres de données alors que les ménages absorbent les coûts du système.

L’argument du bénéfice pour les clients exige plus qu’une prévision montrant une hausse des ventes d’électricité. Il nécessite des preuves que les tarifs des ménages et des petites entreprises sont inférieurs à ce qu’ils auraient été sans le projet.

Ce scénario contrefactuel est difficile à établir. Les factures peuvent augmenter même lorsqu’un centre de données réduit l’ampleur de cette hausse. À l’inverse, un service public peut revendiquer de vastes retombées économiques tout en imputant des coûts d’infrastructure importants à d’autres clients.

Les régulateurs devraient donc publier leurs hypothèses, les protections contractuelles et les méthodes de répartition des coûts. Des conditions commerciales confidentielles peuvent imposer certaines limites, mais le public a tout de même besoin de suffisamment d’informations pour comprendre qui supporte le risque à la baisse.

L’affirmation de Kimmelman doit être considérée comme une proposition vérifiable, non comme un résultat établi. Les preuves doivent apparaître dans les dossiers tarifaires, les prix de capacité, les calendriers de construction et les factures des clients.

ECP mise sur de nouvelles capacités, surtout à proximité de la charge

La stratégie d’ECP vise à résoudre le conflit sur le réseau en construisant de la production à côté des grands clients, mais cette approche introduit des compromis liés au combustible et aux émissions.

ECP et ADQ ont annoncé en mars 2025 un partenariat destiné à investir dans la production d’électricité et les infrastructures pour les centres de données et d’autres consommateurs industriels. Cette structure associait des capitaux internationaux à l’expérience d’ECP sur les marchés américains de l’énergie.

Les partenaires ont indiqué vouloir fournir un engagement initial combiné de 5 milliards de dollars. Leur ambition plus large portait sur plus de 25 milliards de dollars d’investissements et un portefeuille de projets potentiel totalisant 25 gigawatts.

Kimmelman a déclaré à Axios qu’un objectif majeur concernait des centrales au gaz installées au même endroit que les centres de données. Cette coimplantation place la production près du client, réduisant la dépendance aux centrales éloignées et aux axes de transmission encombrés.

Le partenariat énergétique prévoyait de se concentrer d’abord sur les États-Unis. Kimmelman a cité le Texas et l’Ohio comme candidats potentiels, car les projets ont besoin d’un accès au gaz, de travailleurs qualifiés et d’un environnement réglementaire favorable.

Cette approche renforce son argument sur l’additionnalité. Un centre de données associé à une centrale nouvellement construite ne se contente pas de revendiquer de l’électricité provenant du parc existant.

Elle peut également réduire la pression sur le système de transmission, selon la configuration du projet. Un campus produisant sur place la majeure partie de son électricité peut nécessiter un raccordement au réseau plus modeste qu’un autre dépendant entièrement du service public.

Toutefois, la coimplantation ne supprime pas tous les coûts du système. Les centres de données ont toujours besoin de dispositifs de secours, et les installations de production nécessitent de la maintenance. Un campus peut dépendre du réseau lorsqu’une centrale sur site est indisponible.

Les services publics doivent tarifer correctement ce service de secours. Si une installation ne paie que l’électricité occasionnellement consommée tout en attendant du réseau qu’il réserve une capacité suffisante pour couvrir l’intégralité de sa demande, les autres clients peuvent subventionner sa fiabilité.

Le gaz naturel offre des avantages opérationnels aux installations d’IA. Les centrales au gaz peuvent fournir une production garantie, ce qui signifie que les opérateurs peuvent planifier leur disponibilité au lieu de dépendre entièrement des conditions météorologiques.

La production au gaz expose également aux prix du combustible, aux contraintes sur les pipelines, aux fuites de méthane et aux émissions de carbone. Les projets peuvent associer le gaz à des énergies renouvelables et à des batteries, mais la durée de stockage reste importante lorsqu’une installation attend une alimentation continue.

Kimmelman a déclaré que le gaz peut être complété de façon sélective par des renouvelables et du stockage. La formulation importe, car il ne prétend pas que l’éolien, le solaire ou les batteries suffiront à eux seuls à soutenir chaque campus d’IA prévu.

Cette position diffère des objectifs plus larges d’énergie sans carbone des entreprises technologiques. Certains hyperscalers misent sur le nucléaire, les systèmes géothermiques avancés, les contrats d’énergie renouvelable et le stockage de plus longue durée en complément de la production au gaz.

La concurrence entre ces solutions déterminera le coût réel de l’infrastructure d’IA. Le gaz peut être déployé plus rapidement sur certains marchés, même si les retards de turbines et les autorisations de pipelines peuvent ralentir les projets. Les projets nucléaires et géothermiques offrent des émissions opérationnelles plus faibles, mais s’accompagnent souvent de calendriers de développement plus longs.

Aucune de ces options n’échappe à la nécessité de contrats fermes. Les investisseurs qui financent une centrale dédiée doivent avoir la certitude que l’acheteur du centre de données restera présent pendant la durée de vie utile de l’actif.

La stratégie d’ECP transforme donc la demande liée à l’IA en problème de financement. L’entreprise parie que les hyperscalers accordent suffisamment de valeur à une alimentation fiable pour soutenir de nouvelles capacités de production par des engagements à long terme.

Si ce pari réussit, de nouvelles capacités peuvent soulager les marchés contraints. Si la demande faiblit, les investisseurs, les services publics ou les abonnés se disputeront sur la personne qui devra absorber les coûts restants.

Trois signaux détermineront si les clients reçoivent le cadeau

La prochaine phase doit être évaluée à travers les contrats exécutés, les capacités de production achevées et les résultats tarifaires mesurés, plutôt qu’à partir d’annonces de projets toujours plus importantes.

Le premier signal est la qualité des contrats de forte charge approuvés par les régulateurs des États. Des paiements minimums, des frais de sortie, des exigences de crédit et des durées longues renforceraient l’argument de Kimmelman.

Ces dispositions obligent les développeurs de centres de données à supporter les conséquences financières de la modification de leurs plans. Des engagements faibles laisseraient davantage de risques aux services publics et aux clients existants.

Il faut suivre si les régulateurs établissent des catégories tarifaires distinctes pour les centres de données. Une catégorie dédiée peut faciliter l’identification des coûts d’infrastructure et de capacité, même si cette seule étiquette ne garantit pas une répartition équitable.

Le deuxième signal est la quantité de nouvelles capacités de production qui entrent en exploitation commerciale près des campus prévus. Les annonces et les demandes de raccordement ne constituent pas une capacité opérationnelle.

Les projets doivent obtenir des turbines ou d’autres équipements, un approvisionnement en combustible, des permis, un financement et des ressources de construction. Les retards prolongeraient la période durant laquelle la nouvelle demande entre en concurrence avec l’électricité existante.

La comparaison pertinente ne consiste pas simplement à opposer les gigawatts annoncés aux gigawatts demandés. Les observateurs devraient comparer la charge ferme des centres de données avec une production disposant de financements, de permis, d’équipements et d’un calendrier d’achèvement crédible.

Le troisième signal est l’évolution des tarifs résidentiels sur les marchés les plus concentrés. Les prix de capacité de PJM, les dossiers des services publics des États et les factures des clients peuvent révéler si les nouvelles recettes répartissent les coûts ou intensifient la rareté.

Une facture plus élevée ne réfute pas automatiquement l’argument du bénéfice pour les clients. Les analystes doivent la comparer à la facture attendue sans le centre de données, tout en tenant compte des coûts du combustible et des autres investissements.

Néanmoins, des hausses répétées liées aux nouvelles capacités et à la transmission affaibliraient l’affirmation de Kimmelman. Des coûts moyens du système plus faibles, associés à de solides protections pour les développeurs, l’étayeraient.

Les lecteurs devraient aussi distinguer la demande d’électricité de la disponibilité de l’électricité. Les développeurs d’IA peuvent annoncer des projets informatiques ambitieux, mais c’est le système électrique qui détermine à quelle vitesse ces projets deviennent opérationnels.

Cette contrainte affecte plus que les services publics. Les développeurs choisissant des régions cloud, les entreprises budgétant des services d’IA et les travailleurs utilisant des produits d’IA dépendent tous du coût et de la fiabilité de l’infrastructure sous-jacente.

Suivre ces liens exige davantage que de conserver des titres d’actualité isolés. Un système personnel de gestion des connaissances structuré peut relier les annonces de projets aux permis ultérieurs, aux décisions tarifaires, aux retards et aux capacités achevées.

Google News a fait remonter une affirmation provocatrice, mais le titre ne constitue que le début des preuves. La question utile est de savoir si chaque nouveau campus apporte suffisamment de production, de protection contractuelle et de recettes durables pour améliorer le système qui l’entoure.

Au cours des prochains mois, suivez d’abord les contrats approuvés des services publics, ensuite la production opérationnelle, puis les éléments concernant les tarifs résidentiels. Si les trois s’alignent, le « cadeau » de Kimmelman ressemblera à un modèle dans lequel investir. S’ils divergent, les clients sauront qui a reçu le bénéfice et qui a reçu la facture.