Alabama Power

1. Modèle économique

Le cœur du modèle, c’est l’électricité au détail en situation de monopole encadré, sur un territoire d’environ 1,4 million de points de fourniture (les deux tiers sud de l’Alabama), avec ventes d’appareils en marge. Le dépôt fédéral de la maison mère indique un bénéfice net 2025 d’Alabama Power d’1,516 Md$ (+8 %, soit +113 M$ d’une année sur l’autre) ; la dynamique tient beaucoup au « Rate RSE » (ajustement des revenus autorisés) et à l’ajout d’environ 39 000 compteurs en 2025 avec hausse de consommation. Côté patrimoine, la fiche 2025 plafonne l’effectif d’environ 6 200 personnes côté Alabama Power et la capacité installée fin 2024 à 12 942 MW ; le groupe mère, lui, compte environ 29 800 salariés (10-K 2025). L’approvisionnement en gaz est massif côté contrats (par ex. 644 Bcf en vision 2026, selon le 10-K). Bref : revenu largement adossé à la conso, à l’élargissement de la base tarifable et à la marge de manœuvre auprès d’une Public Service Commission à la réputation sulfureuse quant aux contrôles d’envergure.

2. Impact réel

Le mix 2024 annoncé par la fiche d’entreprise tranche le débat : gaz 36 %, charbon 32 %, nucléaire 24 %, hydro + imports + autres 8 % — soit un fossile largement majoritaire. Le charbon n’est pas un épisode lointain : Connaissance des Énergies a déjà relayé, via l’AFP, le contentieux local autour d’une centrale Miller emblématique (santé, emploi, pollution) — le bon repère, côté lecteur français, est que PPE3, CSRD ou fiches sectorielles ADEME ciblent des acteurs et obligations européens : aucun alignement 1:1 n’est redevable ici pour un utilitaire d’État fédéral, mais l’IRP 2025 traduit l’enjeu « système » (marge d’hiver, besoins, risque d’insuffisance de réserve) avec une cible d’environ 26 % de marge d’hiver planifié. Les cendres : AL.com avance 259 M$ de seuls frais 2026 et un lourd de clôture sur les bassins évalué à l’ordre de 3,3 Md$ (à suivre, mais l’ordre de grandeur donne l’idée d’un passif eaux/sols multi-décennies). Enfin, l’eau souterraine de Plant Gadsden a déclenché l’intention de recours citée par le collectif d’environnement (arsénic) — miroir froid d’un héritage charbon loin d’être clos.

3. Innovations / partenariats

L’appel d’offres sur la capacité 2025 (ressources dispatchables, critères d’ELCC…) et l’acquisition d’environ 900 MW de gaz à Lindsay Hill structurent l’offre « fiabilité » vantée dans l’IRP ; l’affaire s’est invitée en commission et sur la place publique, avec des contestataires côté EnR qui crient au verrou. Parallèlement, Inside Climate News mentionne l’entrée en service 2026 d’une unité de recyclage de cendres (ligne « Eco Materials ») sur le site de Barry — piste d’utilisation seconde des matériaux, pas d’effacement du stock historique inondable. Côté « sociétal », la Fondation affiche 17 M$ de dons 2024 : utile, mais cela n’efface pas 259 M$ d’Opex cendres en un an.

4. Greenwashing / zones grises

Le risque, ce n’est pas le catalogue RSE, c’est le double registre : d’un côté, marges et ROE d’intérêts d’infrastructure dans la zone haute de la filiale électrique US ; de l’autre, des doutes massifs sur l’indépendance réelle de la commission tarifaire (financement perçu, absence d’appels tarifaires publics de fond en comble depuis des décennies d’après l’enquête). L’arsenic à Gadsden rappelle que l’« excellence » d’infrastructure côtoie l’impunité d’héritage dès qu’on creuse l’eau. En parallèle, l’élan solaire résidentiel bute sur des frais de raccordement vus comme punitifs (contentieux), et l’élection des régulateurs devient un objet d’[ingérence législative et de lobbying] (enregistrements médiatisés 2026), ce qui tord le récit d’« ouverture » au zénith de la com’ utilitaire.

5. Positionnement stratégique

L’horizon 2029-2035 d’insuffisance d’hiver matérialisée dans l’évaluation d’[offres tierces] — du 1,1 GW+ manquant dès 2029 à 2,4-2,5 GW vers 2035 selon l’[argumentaire exposé en débat public] — pousse l’utilité vers des ressources « fiables » (gaz, nucléaire existant) et d’[éventuels rachats d’actifs quand la concurrence EnR crie à la fermeture de marché. En concurrence frontale : la facture cendres 2026 (et, au-dessus, le 3,3 Md$ de clôture) côté passif environnemental, en même temps qu’un gel volontaire de hausses ciblées de tarifs après pression médiatique: signal court terme, pas virage structurel de mix**.

Verdict WattsElse

Alabama Power est un moteur de marge sous licence étatique, bâti charbon, gaz, nucléaire et record de résultat 2025: la « transition » se joue ici d’abord en fiabilité hivernale, gaz et cendres, et en température politique autour de la facture — le reste, c’est du vernis tant que s’empilent 259 M$ par an d’Opex cendre et des eaux souterraines en alerte. Birmingham surfe sur un ROE tandis que Mobile et la Coosa héritent de la boue.

Sources : s27.q4cdn.com · en.wikipedia.org · wbrc.com · alabamapower.com · s27.q4cdn.com · capedge.com · insideclimatenews.org · connaissancedesenergies.org · ademe.fr · alabamapower.com · al.com · al.com · coosariver.org · alabamapower.com · alabamareflector.com · insideclimatenews.org · wbrc.com · wbrc.com · wbrc.com