财务表现：综合收益 - 2025年第三季度综合收益为1840万美元，较2024年同期的6460万美元下降4620万美元，主要原因是2025年终止经营业务无收入[138][139] - 2025年前九个月综合收益为1.141亿美元，较2024年同期的2.259亿美元下降1.118亿美元，主要原因是2025年终止经营业务无收入[138][140] 财务表现：持续经营业务净收入/亏损 - 2025年第三季度持续经营业务净亏损170万美元，较2024年同期的630万美元亏损收窄73.0%[188] - 2025年前九个月净亏损130万美元，较2024年同期的净收入1.031亿美元下降101.3%，主要由于2025年终止经营业务不再产生收入[188][189] - 2025年第三季度运营收入30万美元，而2024年同期为零，增长100.0%[188] 业务表现：电力业务 - 2025年第三季度电力业务收益为2150万美元，较2024年同期的2430万美元下降，主要因运营和维护费用增加[138][139] - 2025年第三季度电力业务营业收入为1.178亿美元，同比增长8.6%；九个月累计营业收入为3.283亿美元，同比增长4.1%[155] - 2025年第三季度电力业务净收入为2150万美元，同比下降11.5%；九个月累计净收入为4690万美元，同比下降18.7%[155] - 2025年第三季度电力燃料和外购电力成本为4120万美元，同比大幅增长26.8%；九个月累计成本为1.198亿美元，同比增长9.9%[155] - 2025年第三季度平均电力燃料和外购电力成本为每千瓦时0.027美元，高于2024年同期的0.020美元[156] 业务表现：天然气分销业务 - 2025年第三季度天然气分销业务季节性亏损1820万美元，较2024年同期的1750万美元亏损扩大，部分被华盛顿、蒙大拿和怀俄明州的费率减免所抵消[138][139] - 2025年第三季度天然气业务营业收入为1.443亿美元，同比增长8.0%；九个月累计营业收入为8.905亿美元，同比增长12.1%[158] - 2025年第三季度天然气业务净亏损为1820万美元，同比扩大4.0%；九个月累计净收入为1910万美元，同比增长8.5%[158] - 2025年第三季度天然气采购成本为6270万美元，同比增长9.4%；九个月累计采购成本为5.19亿美元，同比增长15.5%[158] - 第三季度总收入为1.443亿美元，同比增长8.0%；前九个月总收入为8.905亿美元，同比增长12.1%[160] - 第三季度零售收入为1.192亿美元，同比增长10.4%；前九个月零售收入为7.950亿美元，同比增长8.8%[160] - 第三季度天然气销量为524亿立方英尺；前九个月总销量为2119亿立方英尺[160] - 前九个月天然气分销收益增加150万美元，主要得益于收入增长9590万美元及利息支出减少360万美元[161] - 前九个月购售天然气成本增加6950万美元，其中净环境合规成本为4620万美元，采购量增加导致成本上升1950万美元[161] 业务表现：管道业务 - 2025年第三季度管道业务收益为1680万美元，较2024年同期的1510万美元增长，主要得益于2024年底投产的增长项目及短期天然气运输合同需求[138][139] - 管道业务第三季度营业收入增长11.5%至5740万美元，九个月累计收入增长9.4%至1.704亿美元[179] - 第三季度管道业务净收入增长11.3%至1680万美元，九个月累计净收入增长4.0%至4940万美元[179] - 2024年完成的多个管道扩建项目使系统输气能力每日增加332 MMcf，包括Line 27扩建（+175 MMcf/日）和Line 28扩建（+137 MMcf/日）[177] - 2024年管道运输量九个月累计为455.2 MMdk，较去年同期463.5 MMdk略有下降[179] - 巴肯地区天然气产量接近历史高位，新油井和气油比上升推动管道运输需求增长[182] 业务表现：商业零售电量 - 2025年第三季度商业零售电量收入为5070万美元，同比增长13.4%（4440万美元增至5070万美元）[156] - 2025年九个月累计商业零售电量为21.045亿千瓦时，同比增长19.4%（17.629亿千瓦时增至21.045亿千瓦时）[156] 成本和费用 - 2025年第三季度运营和维护费用增长10.5%至2100万美元，主要受280万美元薪酬相关成本及80万美元非监管项目成本增加影响[179][186] - 九个月期间其他收入下降41.5%至310万美元，主因缺少2024年200万美元客户和解款及利息收入减少[179][186] - 第三季度利息支出增长13.9%至410万美元，源于债务利率上升及AFUDC减少[179] 现金流和资本支出 - 2025年前九个月运营活动产生的净现金流为3.928亿美元，较2024年同期的4.418亿美元下降4900万美元，主要受终止经营业务影响[194][196] - 2025年前九个月投资活动净现金使用3.598亿美元，较2024年同期的3.925亿美元减少3270万美元，部分原因是管道业务资本支出降低[197] - 2025年前九个月融资活动净现金使用2400万美元，与2024年同期的2230万美元基本持平，2025年股息支付增至7960万美元[198] - 2025年前九个月资本支出为3.795亿美元，2024年同期为3.773亿美元，2025年全年预估资本支出约为5.317亿美元[199][200] - 截至2025年9月30日，公司现金及现金等价物和受限现金为7590万美元，可用借款能力为4.307亿美元[193] 资本结构和融资活动 - 截至2025年9月30日，公司总权益占总资本化比率为54%[207] - 截至2025年9月30日，公司约13.4%的未偿还债务为浮动利率，利率每上升1%将导致年度税前利息支出增加约320万美元[219] - Intermountain Gas Corporation于2025年7月15日发行2500万美元利率为6.39%的优先票据，并计划于2025年11月14日再发行2500万美元[208] - 截至2025年9月30日，Intermountain Gas Corporation未遵守最低利息保障条款，但后续已获得豁免[208] - Montana-Dakota Utilities Co.于2025年10月28日发行1.5亿美元加权平均利率为5.96%的优先票据，并计划于2026年2月2日再发行1亿美元[209] - 公司于2025年8月7日设立ATM股权发行计划，可发行总销售额高达4亿美元的普通股[210] - 公司2025年计划向养老金计划注资约340万美元[215] - 截至2025年9月30日，Cascade Natural Gas Corporation循环信贷额度未偿还金额为9140万美元，信用证金额为220万美元[204] - 截至2025年9月30日，Intermountain Gas Company循环信贷额度未偿还金额为7200万美元[204] - 截至2025年9月30日，MDU Resources Group, Inc.循环信贷额度未偿还金额为2000万美元，信用证金额为100万美元[204] 战略举措与资产交易 - 公司于2024年10月31日完成对建筑服务业务Everus的剥离，使其成为独立上市公司，股东每持有4股公司普通股可获得1股Everus普通股[130] - 公司将以2.94亿美元收购北达科他州一个250兆瓦风电项目的49%权益，预计于2025年底完成[165] 增长项目与发展 - 公司已与Badger Wind, LLC签署150兆瓦输出容量的购电及所有权购买协议，以应对2028年的额外容量资源需求[149] - JETx输电项目预计于2028年底投入运营，并于2025年8月向NDPSC提交了路线许可申请[153] - 公司计划通过Line Section 32扩建项目将天然气运输能力增加1.9亿立方英尺/日，目标于2028年底投入运营[191] - 北达科他州工业委员会为潜在的Bakken East管道项目承诺了高达每年5000万美元、为期10年的产能承诺[191] - 公司为Ellendale数据中心提供180兆瓦电力，相当于其发电组合的28%，并已获批准为另一个350兆瓦数据中心负载供电[166] - 公司获得《两党基础设施法》拨款，用于建设一条46千伏输电线路[168] 监管与风险因素 - 公司正通过天气正常化和脱钩机制来减轻天气变化和消费模式改变对天然气分销业务销量的影响[150] - 公司通过客户费率回收环保合规成本，但监管回收时间差可能对运营现金流产生负面影响[171][173] - 原材料关税和供应链挑战导致关键材料交付周期延长，可能延迟维护项目并增加成本[175] - 华盛顿州第2066号倡议法案被裁定违宪，目前正由州最高法院审理[170] 管理层讨论和指引 - 公司董事会设定长期股息支付率目标为受监管能源输送业务利润的60%至70%[132] - 公司预计未来五年费率基础年复合增长率约为7%至8%，客户数量年增长率预计为1%至2%[162]