MDU资源第三季度利润下滑；Bakken East项目稳步推进

MDU资源集团（MDU Resources Group）公布第三季度净利润下滑，主要因电力公用事业业务的业绩改善被天然气公用事业业务季节性亏损扩大、管道业务盈利疲软以及总部费用增加所抵消。这家受监管的能源输配公司重申了其2026年盈利指引，同时继续推进计划中的巴肯东线管道（Bakken East Pipeline）项目，该项目预计需耗资28亿至31亿美元。

截至2026年9月30日的三个月内，MDU资源按GAAP计算的净利润为1400万美元，合稀释后每股收益0.07美元，而上年同期为1840万美元，合每股收益0.09美元。在剔除与已终止的诺特垃圾填埋场（Knott Landfill）可再生天然气项目相关的成本以及巴肯东线未资本化的咨询费用后，调整后净利润为1660万美元，合每股收益0.08美元。

前九个月GAAP净利润从1.141亿美元增至1.161亿美元，但由于平均稀释发行在外流通股股数增加，稀释后每股收益从0.56美元降至0.55美元。前九个月调整后净利润为1.194亿美元，合每股收益0.57美元，而上年同期为1.141亿美元，合每股收益0.56美元。

电力公用事业业务收益增长

电力公用事业业务是本季度业绩的最大贡献者，收益从2150万美元增至2650万美元。在北达科他州、蒙大拿州和怀俄明州获批的新费率带来了710万美元的额外收入，巴杰风电场（Badger Wind Farm）则贡献了320万美元的季度收益。零售用电量同比增长9.3%。

MDU表示，已签署供电服务协议涵盖的数据中心负荷超过1吉瓦。其中包括位于北达科他州埃伦代尔（Ellendale）的530兆瓦负荷，该处已有280兆瓦投运，随着新建筑完工，预计还将接入更多负荷。位于北达科他州森特（Center）的430兆瓦项目预计将于2027年投运，位于南达科他州莱奥拉（Leola）的50兆瓦项目预计将于2028年投运。后两个项目仍需获得委员会的批准。

该公司表示，迄今为止其在数据中心项目上的资本投资极少，并称这些协议有助于提升净资产收益率。公司目前仍在就其他潜在项目进行洽谈。

燃气公用事业及管道业务业绩走弱

天然气配气业务录得2070万美元的季节性亏损，上年同期亏损为1820万美元。新费率带来了650万美元的收入增量，零售销量增长7.1%，客户数量增长1.5%。然而，这些有利因素被更高的运营与维护费用完全抵消。该业务板块还确认了因决定终止开发诺特垃圾填埋场项目而产生的210万美元税后亏损。

管道业务收益从1680万美元降至1310万美元。对短期合同需求的增加，以及来自迈诺特（Minot）和32号管段扩建项目增加的需求收入，均被更高的运营与维护成本、巴肯东线咨询费用以及储气相关业务减少所抵消。

MDU于9月30日就巴肯东线项目做出了正向最终投资决定。该管道初始设计输送能力为每天14亿立方英尺，并具备未来扩建的灵活性，项目将包括新建四座压气站以及对两座现有压气站进行升级。目前已有约每天12亿立方英尺的输送能力签署了具有约束力的先决协议，相关期权可能使认购承诺接近该项目开放认购期内所提交的意向水平。

该公司预计将于2026年第四季度向美国联邦能源监管委员会（FERC）正式提交第7(c)条申请。施工预计于2028年动工，第一阶段计划于2029年底投运，第二阶段计划于2030年底投运。MDU目前正在评估融资结构，包括潜在的合作伙伴关系。

此外，计划中的32号管段扩建项目将增加每天1.9亿立方英尺的输送能力，预计于2028年底投运，预计资本投资约为7000万美元。MDU还正在北达科他州开发一条从泰奥加（Tioga）至迈诺特、全长约90英里的管道，以满足预期的工业需求。一项提供成本回收保障的开发协议将持续有效至2026年12月。

业绩指引与监管动态

MDU重申了其2026年每股收益0.93至1.00美元的盈利指引，并维持6%至8%的长期每股收益增长目标。该年度展望的前提假设包括：正常的天气、经济及营运条件，公用事业客户年增长率为1%至2%，以及已获批的资本投资和费率回收计划顺利执行。

北达科他州临时电价已于9月1日生效（附退款条款），同时获批的俄勒冈州费率和解方案于10月31日生效。该公司于10月30日提交了明尼苏达州天然气费率申请案，寻求每年增加450万美元的收入，其中包括自2027年1月1日起增加约390万美元的临时费率申请。FERC新的管道费率定于12月1日生效（同样附退款条款）。

截至9月30日，MDU的债务占总资本比率为46.6%。该公司表示，在为业务增长筹资的同时，致力于保持稳健的投资级信用状况。其各项预测仍取决于监管审批、费率回收、融资安排、施工执行及经营假设；这些因素的变化可能导致实际业绩与当前预期存在重大差异。