收入和利润（同比环比） - 2025年第三季度净收入为3820万美元，较2024年同期的4680万美元下降860万美元[113] - 2025年第三季度合并净利润为3820万美元，较2024年同期的4680万美元下降18.4%[142] - 2025年第三季度合并总利润为1.271亿美元，较2024年同期的1.028亿美元增长23.6%，增加2430万美元[143] - 2025年第三季度合并公用事业利润为3.001亿美元，较2024年同期的2.573亿美元增长16.6%，增加4280万美元[145][146] - 2025年前九个月综合净利润为1.364亿美元，相比2024年同期的1.436亿美元下降5.0%[160] - 2025年前九个月综合总利润为3.878亿美元，相比2024年同期的3.383亿美元增长14.6%[161] - 2025年前九个月综合公用事业利润为8.959亿美元，相比2024年同期的8.013亿美元增长11.8%[163][164] - 公司2025年前九个月合并营业利润为2.658亿美元，较2024年同期的2.316亿美元增长14.8%[172] - 2025年九个月总收入为24.1593亿美元，较2024年同期的23.0634亿美元增长4.8%[205] - 公司总公用事业利润率增长14.9%，从2024年的14.8534亿美元增至2025年的17.0726亿美元[205] 成本和费用（同比环比） - 2025年第三季度运营、维护和管理费用（不含合并成本）增加1150万美元，导致净收入减少860万美元[112] - 2025年第三季度运营和管理费用为6410万美元，较2024年同期增长14.7%，增加820万美元[151] - 2025年第三季度行政和一般费用为4670万美元，较2024年同期增长33.8%，增加1180万美元[151] - 2025年第三季度综合运营费用（不包括燃料、采购供应和直接输电费用）为2.197亿美元，相比2024年同期的1.894亿美元增长16.0%[152] - 2025年前九个月运营费用（不包括燃料、采购供应和直接输电费用）为6.301亿美元，相比2024年同期的5.697亿美元增长10.6%[169] - 公司2025年前九个月合并营业费用（不包括燃料、采购供应和直接输电费用）为6.301亿美元，较2024年同期的5.697亿美元增加了6040万美元[170][171] - 燃料、采购供应和直接传输费用下降13.7%，从8210万美元降至7086.7万美元[205] 电力业务表现 - 电力公用事业利润增长3690万美元（16.3%）[145] - 2025年第三季度总电力收入为3.39751亿美元，较2024年同期的3.06478亿美元增长10.9%[178] - 2025年第三季度电力部门Utility Margin为2.62572亿美元，较2024年同期的2.25717亿美元增长16.3%[178][182] - 2025年第三季度Utility Margin增长主要受临时电价（需退还）贡献2520万美元和零售电量贡献580万美元推动[182] - 2025年第三季度蒙大拿州冷却度日数比2024年低24%，南达科他州则比2024年高16%[180] - 2025年第三季度公司电力供应成本少收2110万美元，导致税前收益减少230万美元[184] - 电力业务总收入增长4.9%至9.547亿美元，公用事业利润率增长11.1%至7.252亿美元[187] - 蒙大拿州住宅电力收入增长1.1%至3.076亿美元，售电量增长至2,159千兆瓦时[187] - 南达科他州住宅电力收入增长11.4%至5,989万美元，主要受有利天气影响[187][195] - 工业电力收入下降7.9%至3,206万美元，售电量下降至2,083千兆瓦时[187][195] - 输电收入增长17.1%至8,263万美元，批发及其他收入增长41.5%至773万美元[187] - 监管摊销收入增长109.2%至3,900万美元，主要由于成本回收的时间性差异[187][197] - 2025年前九个月电力公用事业利润率增长主要受临时电价（4,510万美元）和输电收入（1,200万美元）驱动[193] - 2025年前九个月电力业务公用事业利润为7.252亿美元，相比2024年同期的6.528亿美元增长11.1%[163] 天然气业务表现 - 天然气公用事业利润增长590万美元（18.7%）[145] - 天然气业务总收入增长22.0%至4.720亿美元，公用事业利润率增长18.7%至3.745亿美元[198] - 蒙大拿州住宅天然气收入增长29.3%至1,089万美元，售气量增长至890千撒姆[198] - 天然气零售销量受南达科他州和内布拉斯加州有利天气、商业需求增长及客户增长影响[203] - 零售天然气收入增长10.6%，从2024年的18.0303亿美元增至2025年的19.9431亿美元[205] - 内布拉斯加州住宅收入同比显著增长24.6%，从1610.6万美元增至2007.6万美元[205] - 工业用气收入同比大幅增长86.1%，从703万美元增至1308万美元[205] - 运输、批发及其他收入增长30.1%，从2024年的3164.5万美元增至2025年的4116.9万美元[205] - 2025年前九个月天然气业务公用事业利润为1.707亿美元，相比2024年同期的1.485亿美元增长14.9%[163] 费率调整与监管事项 - 蒙大拿州电价审查申请的总收入增加为1460万美元，其中基础电费增加6640万美元，但通过项（如PCCAM）减少9450万美元[118] - 为抵消收购Avista在Colstrip权益带来的约1800万美元年度增量运营和维护成本，申请临时PCCAM关税豁免[128] - 2025年第三季度收入增长主要得益于费率调整，带来2190万美元净收入增长[112] - 蒙大拿州电价审查的临时费率已于2025年7月2日生效，总额为1.103亿美元[118][120] - 临时电价（需退款）对公用事业利润的正面影响为2710万美元[148] 合并、收购与资产交易 - 与Black Hills的全股票合并协议规定，每股NorthWestern普通股可转换为0.98股Black Hills普通股[106] - 2025年第三季度合并相关成本为760万美元，对净收入产生负面影响[112] - 公司对Colstrip 3号和4号机组的持股比例增至55%，预计在2025年第四季度签署合同，自2026年1月1日至2027年底出售可调度容量，相关收入预计将基本抵消与Puget Interests相关的约3000万美元年度增量运营和维护成本[129] - 公司于2025年7月1日以约3590万美元现金完成了对Energy West天然气分销业务的收购，该业务为蒙大拿州约33,000名客户提供服务[131] 资本项目与未来投资 - 数据中心开发项目预计到2030年电力需求将增长至1100兆瓦或更多[125] - 公司提交了一个位于南达科他州阿伯丁的131兆瓦天然气发电设施项目，以满足2030年的区域容量需求，预计成本约为3亿美元[130] - 2025年九个月用于投资活动的现金为4.185亿美元，资本支出包括约2.613亿美元的维护性支出和1.132亿美元的容量相关支出[220] - 重大资本项目承诺总额为1.1768亿美元，其中2025年剩余期间为5952.4万美元，2026年为5787.6万美元[234] 税务影响 - 2025年第三季度因天然气维修安全港方法变更，所得税费用带来700万美元的净收入负面影响[112] - 2025年第三季度综合所得税费用为880万美元，有效税率为18.7%，而2024年同期为所得税收益320万美元，有效税率为-7.3%[157] - 公司2025年前九个月所得税费用为2740万美元，有效税率为16.7%，而2024年同期为1140万美元，有效税率为7.4%[175] 利息费用与其他财务项目 - 2025年第三季度综合利息费用为3840万美元，相比2024年同期的3340万美元增长15.0%[155] - 公司2025年前九个月合并利息费用为1.111亿美元，较2024年同期的9630万美元增长15.4%[173] - 公司2025年前九个月合并其他收入为910万美元，较2024年同期的1960万美元下降53.6%[174] 流动性与资本结构 - 截至2025年9月30日，公司总净流动性约为2.622亿美元，包括620万美元现金及现金等价物和2.56亿美元循环信贷额度可用资金[216] - 2025年九个月运营活动提供的现金为3.383亿美元，略低于2024年同期的3.439亿美元[217] - 截至2025年9月30日，公司信贷安排项下未偿还余额为3.69亿美元，较2024年同期的2.86亿美元增长29.0%[227] - 截至2025年10月24日，公司信贷安排项下可用资金约为2.78亿美元[227] - 公司长期债务总额为31.6366亿美元，其中2028年到期5.4866亿美元，2029年到期3300万美元，此后到期24.77亿美元[234] - 公司目标维持债务与总资本比率为50%至55%（不包括融资租赁）[229] - 公司获得投资级信用评级，例如惠誉对NorthWestern Energy Group的发行人评级为BBB，展望稳定[231] 合同承诺与现金义务 - 公司总合同承诺及现金义务为94.8084亿美元，其中2025年剩余期间为2.167亿美元，2026年为9.6857亿美元[234] - 合格设施（QF）相关合同负债总额约为1.8368亿美元，能源采购价格为每兆瓦时124至130美元[234][236] - 供应与容量合同承诺总额为42.5153亿美元，期限为1至26年[234][237] - 债务合同利息支付总额为15.699亿美元，基于循环信贷设施未偿还余额5.51%的平均利率估算[234][242]