10-Q

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错误Q3--12-31000182660000018266002020-12-3100018266002021-09-3000018266002020-01-012020-09-3000018266002021-01-012021-09-3000018266002020-07-012020-09-3000018266002021-07-012021-09-3000018266002021-01-262021-01-2600018266002021-01-2600018266002021-02-2200018266002020-09-3000018266002021-11-1100018266002020-01-012020-12-3100018266002021-05-312021-05-3100018266002021-05-3100018266002019-12-3100018266002020-06-3000018266002021-06-300001826600US-GAAP：构建和构建改进成员2021-09-300001826600US-GAAP：OtherMachineyAndEquipmentMember2021-09-300001826600美国-GAAP：钻探权利成员2021-09-300001826600美国-GAAP：建设正在进行成员2021-09-300001826600Mntk：发放许可成员2021-09-300001826600Mntk：土地使用权成员2021-09-300001826600Mntk：互联互通成员2021-09-300001826600US-GAAP：客户合同成员2021-09-300001826600Mntk：可再生天然气成员2021-09-300001826600Mntk：可再生电力发电成员2021-09-300001826600美国-GAAP：公司成员2021-09-300001826600美国-GAAP：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-09-300001826600US-GAAP：公允价值输入级别2成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-09-300001826600美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-09-300001826600美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-09-300001826600Mntk：TermLoansMember2021-09-300001826600美国-GAAP：RevolvingCreditFacilityMember2021-09-300001826600Mntk:MontaukRenewablesIncEquityAndIncentiveCompensationPlanMemberMntk：SectionEightyThreeBMember2021-09-300001826600Mntk:MontaukRenewablesIncEquityAndIncentiveCompensationPlanMember2021-09-300001826600US-GAAP：LetterOfCreditMember2021-09-300001826600美国-GAAP：MachineyAndEquipmentMember2021-09-300001826600US-GAAP：构建和构建改进成员2020-12-310001826600US-GAAP：OtherMachineyAndEquipmentMember2020-12-310001826600美国-GAAP：钻探权利成员2020-12-310001826600美国-GAAP：建设正在进行成员2020-12-310001826600Mntk：发放许可成员2020-12-310001826600Mntk：土地使用权成员2020-12-310001826600Mntk：互联互通成员2020-12-310001826600US-GAAP：客户合同成员2020-12-310001826600美国-GAAP：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2020-12-310001826600US-GAAP：公允价值输入级别2成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2020-12-310001826600美国-公认会计准则：公允价值输入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2020-12-310001826600美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2020-12-310001826600Mntk：TermLoansMember2020-12-310001826600美国-GAAP：RevolvingCreditFacilityMember2020-12-310001826600Srt:RevisionOfPriorPeriodReclassificationAdjustmentMemberSRT：最小成员数2020-12-310001826600美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2021-01-012021-09-300001826600US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2021-01-012021-09-300001826600Mntk：MembersEquityMember2021-01-012021-09-300001826600美国-GAAP：CommonStockMember2021-01-012021-09-300001826600美国-GAAP：SecuryStockMember2021-01-012021-09-300001826600Mntk：NaturalGasCommodityMemberUS-GAAP：TransferredAtPointInTimeMember2021-01-012021-09-300001826600Mntk：NaturalGasCommodityMemberUS-GAAP：TransferredOverTimeMember2021-01-012021-09-300001826600Mntk：NaturalGasCommodityMember2021-01-012021-09-300001826600Mntk：NaturalGasEnvironment 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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格

10-Q

(标记一)

☒	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条规定的季度报告

在截至本季度末的季度内9月30日，2021

或

☐	根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告

在从中国到日本的过渡期内，中国将从中国过渡到中国，中国将从中国过渡到中国，从中国到日本的过渡期将持续到三年。在这段过渡期内，中国将从中国过渡到中国，中国将从中国过渡到中国。

委托文件编号：

001-39919

蒙托克可再生能源公司

(注册人的确切姓名载于其章程)


特拉华州		85-3189583
(立案法团或其他司法管辖区或		(美国国税局雇主身分证号码)
组织)

安徒生大道680号, 5 地板匹兹堡, 宾夕法尼亚州		15220
(主要行政办公室地址)		(邮政编码)

(412)

747-8700

(注册人电话号码，包括区号)

不适用

(前姓名、前地址和前财政年度，如果自上次报告以来发生变化)

根据该法第12(B)节登记的证券：


每节课的标题	交易代码	注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值0.01美元	Mntk	这个纳斯达克资本市场

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直遵守此类提交要求。是

**☒*☐

用复选标记表示注册人是否已经按照条例第405条的规定以电子方式提交了所有需要提交的交互数据文件

S-T

(本章§232.405)在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短期限内)。是

**☒*☐

用复选标记表示注册者是大型加速文件服务器、加速文件服务器

非加速

Filer，一家规模较小的报告公司，或一家新兴的成长型公司。请参阅Rule中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义

12b-2

《交易法》的一部分：

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第(13)(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如规则中所定义

12b-2

《交易法》(Exchange Act)的一部分：是，☐：是，不是。☒

11月登记人的普通股流通股数量。

，2021年是143,584,827股份。


		页面

第一部分财务信息			6

第一项。	财务报表		6

第二项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析		28

第三项。	关于市场风险的定量和定性披露		47

第四项。	控制和程序		47

第二部分其他信息			48

第一项。	法律程序		48

项目1A。	危险因素		48

第二项。	未登记的股权证券销售和收益的使用		48

第三项。	高级证券违约		49

第四项。	煤矿安全信息披露		49

第五项。	其他信息		49

第6项。	展品		49

签名			51

关键术语词汇表

本季度报表

10-Q

使用了几个特定于我们行业和业务的艺术术语。为了方便读者，这里提供了这些术语的词汇表。除非我们另有说明，或除文意另有所指外，本季度报告中有关表格的任何引用

10-Q

致：

•

“

ADG

“是指厌氧消化气体。

•

“

碳水化合物

“指的是加州空气资源委员会。

•

“

CNG

“指压缩天然气。

•

“

词汇表

“指的是碳强度。

•

“

CWCS

“指的是纤维素豁免积分。

•

“

指温室气体减排要求为60%的纤维素生物燃料。

•

“

“是指温室气体减排要求达到50%的先进生物燃料。

•

“

EHS

“是指环境、健康和安全。

•

“

环境保护局

“指的是美国环境保护署(U.S.Environmental Protection Agency)。

•

“

环境属性

“指美国联邦、州和地方政府以RIN、REC、LCFS抵免、退税、税收抵免和其他形式向可再生能源项目的最终用户、分销商、系统集成商和制造商提供的鼓励措施，以促进可再生能源的使用。

•

“

温室气体

“是指温室气体。

•

“

JSE

“指约翰内斯堡证券交易所。

•

“

LCFS

“指低碳燃料标准。

•

“

LFG

“是指垃圾填埋气。

•

“

PPA

“指购电协议。

•

“

区域经济合作组织

“指的是可再生能源信用额度。

•

“

可再生电力

“是指由可再生能源产生的电力。

•

“

RFS

“指的是美国环保署的可再生燃料标准。

•

“

RIN

“指的是可再生标识号。

•

“

RNG

“指的是可再生天然气。

•

“

RPS

“指的是可再生产品组合标准。

•

“

RVO

“指可再生量债务。

•

“

WRRF

“是指水资源回收设施。

有关前瞻性陈述的注意事项

本季度报表

10-Q

包含美国联邦证券法所指的涉及重大风险和不确定性的“前瞻性陈述”。本报告中除有关历史或当前事实的陈述外，其他所有陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述指的是我们目前对财务状况、经营结果、计划、目标、战略、未来业绩和业务的预期和预测。你可以通过它们与历史或当前事实没有严格相关这一事实来识别前瞻性陈述。这些陈述可以包括诸如“预期”、“假设”、“相信”、“可以拥有”、“考虑”、“继续”、“可能”、“设计”、“到期”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“项目”“潜在”、“寻求”、“应该”、“目标”、“将会”、“将会”以及与任何关于未来运营业绩或其他事件的时间或性质的讨论相关的其他类似含义的词语和术语都是“潜在”、“寻求”、“应该”、“应该”、“目标”、“将会”和“将会”。例如，我们做出的所有与公司未来经营结果、财务状况、预期和计划有关的陈述，包括皮科修正案和北卡罗来纳州收购的预期收益、安全设施发动机维修的预期完成情况、估计和预计的成本、支出、增长率，以及我们对未来经营、增长、计划或战略的计划和目标，都是前瞻性陈述。所有前瞻性陈述都会受到风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致实际结果与我们预期的大不相同，因此, 你不应该过度依赖这样的说法。可能导致这些实际结果与这些前瞻性陈述明示或暗示的结果大不相同的风险和不确定因素包括但不限于：

•

持续变化的影响

新冠肺炎

大流行对我们的业务、财务状况和经营结果的影响；

•

我们有能力开发和运营新的可再生能源项目，包括畜牧场；

•

减少或取消政府对可再生能源市场的经济激励；

•

拖延新项目的收购、融资、建设和开发，包括向农业废物等新领域的扩张计划；

•

新项目的开发和优化周期的长短，包括我们的可再生能源项目的设计和建造过程；

•

依赖第三方生产产品和服务；

•

为新项目物色合适的地点；

•

我们的可再生天然气和可再生发电部门依赖于配电和输电产品的互联；

•

我们的项目没有产生预期的产出水平；

•

皮科原料修正案和北卡罗来纳州收购的预期效益；

•

集中少数客户和项目的收入；

•

依赖我们的垃圾填埋场运营商；

•

我们的未偿债务和我们信贷安排下的限制；

•

我们有能力在到期前延长我们的燃料供应协议；

•

我们有能力满足PPA中里程碑式的要求；

•

影响我们运营的现有法规和法规和政策的变化；

•

公众对可再生能源开发和项目的接受度和支持度下降；

•

我们对环境属性和商品价格的预期；

•

我们对根据Jumpstart Our Business Startup Act(“JOBS法案”)获得新兴成长型公司资格的期限的期望；

•

我们对未来资本支出的预期，包括对设施维护的预期；

•

我们对使用到期前净营业亏损的预期；

•

我们对监管机构为我们的畜牧场项目打出更具吸引力的CI分数的期望；

•

市场波动与商品价格波动和市场价格的环境属性；

•

我们计划中的畜牧场项目的盈利能力；

•

对可再生能源的持续需求；

•

安全威胁，包括网络安全攻击；

•

需要获得和维护监管许可、批准和同意；

•

污染和环境条件带来的潜在责任；

•

由于广泛的环境、健康和安全法律，可能面临成本和责任；

•

气候变化、不断变化的天气模式和条件以及自然灾害的影响；

•

我们的信息技术和数据安全系统出现故障；

•

市场竞争加剧；

•

继续跟上技术创新的步伐；

•

我们相信，采取措施弥补财务报告内部控制中存在的重大缺陷将改善我们的财务报告内部控制；

•

少数股东集中持股以及对股东表决事项结果的相关控制；

•

其他风险和不确定因素，详见本行最新年报中“风险因素”一节。

10-K.

我们的许多前瞻性陈述都是基于我们的运营预算和预测，而这些预算和预测是基于详细的假设。虽然我们相信我们的假设是合理的，但我们警告说，很难预测已知因素的影响，我们不可能预测所有可能影响我们实际结果的因素。

可归因于我们的所有前瞻性声明都明确地受到这些警告性声明以及我们在提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的其他文件和公开信息中所作的其他声明的限制。您应该在这些风险和不确定性的背景下评估我们所作的所有前瞻性陈述。请参阅我们最新年度报告中的“风险因素”部分。

10-K.

我们提醒您，我们确定的风险和不确定性可能并不是对您重要的所有因素。此外，本报告中包含的前瞻性陈述仅在本报告发布之日作出。除非法律要求，否则我们不承担因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务。

第一部分财务信息

第一项。

财务报表


	页面
蒙托克可再生能源公司 .
未经审计的简明合并财务报表
简明综合资产负债表		7
简明合并操作报表		8
股东权益和成员权益简明合并报表		9
现金流量表简明合并报表		10
未经审计的简明合并财务报表附注		11

蒙托克可再生能源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(千美元，股票金额除外)

注1-业务描述

运营和组织

蒙托克可再生能源公司的业务

Montauk Renewables，Inc.(以下简称“公司”或“Montauk Renewables”)是一家可再生能源公司，专门从事沼气的管理、回收和转化为可再生天然气(“RNG”)。该公司捕获甲烷，防止其释放到大气中，并将其转化为可再生天然气或电网的电力(“可再生电力”)。该公司总部设在宾夕法尼亚州匹兹堡，拥有超过30在垃圾填埋场沼气燃料可再生能源项目的开发、运营和管理方面有多年经验。该公司目前的业务是15在加利福尼亚州、爱达荷州、俄亥俄州、俄克拉何马州、宾夕法尼亚州、北卡罗来纳州和得克萨斯州运营项目。该公司销售RNG和可再生电力，利用联邦和州政府鼓励使用RNG和可再生电力的环境属性溢价。

该公司的主要收入来源之一是出售捕获的天然气和向燃料混合器出售可再生识别号码(RIN)。可再生燃料标准(RFS)是环境保护局(EPA)执行的一项联邦法律，要求运输燃料含有最低数量的可再生燃料。从垃圾填埋场沼气、农业沼气池和用作车辆燃料的废水处理设施中提取的RNG符合D3(纤维素生物燃料，含60%温室气体减排要求)RIN。RIN是燃料混合机的合规单位，由RFS计划创建，目的是减少温室气体和向美国进口石油。

该公司采用的另一项计划是低碳燃料标准(“LCFS”)。这是特定于州的，旨在刺激使用

低碳

燃料。如果公司设施中的RNG在采用LCFS计划的州用作运输燃料，则它有资格获得联邦RFS规定的RIN值之外的环境属性。

第二个主要收入来源是销售捕获的电力以及与可再生能源销售相关的环境溢价。该公司的电力设施的设计符合各种国家可再生能源组合标准，并将其货币化，这些标准要求该州一定比例的电力来自可再生资源。此类保费以可再生能源信用(REC)的形式存在。作为电力销售协议的一部分，该公司的所有三个电力设施都获得了用于将REC货币化的收入，或者是单独获得的。

总体而言，本公司受益于美国联邦、州和地方政府的激励措施，这些激励措施以RIN、REC、LCFS抵免、退税、税收抵免和其他激励的形式提供给可再生能源项目的最终用户、分销商、系统集成商和制造商，这些激励措施促进了可再生能源的使用，并具有环境属性。

背景和重组交易

2021年1月4日，本公司、Montauk Holdings Limited(“Montauk USA”)和Montauk Holdings USA LLC(当时为Montauk USA的直接全资子公司)进行了一系列交易，包括股权交换和分销，统称为“重组交易”，导致本公司拥有Montauk USA以前拥有的所有资产和实体(Montauk USA除外)，Montauk Renewables成为Montauk Renewables的直接全资子公司。在重组交易之前，MNK的业务和运营完全通过Montauk USA及其美国子公司进行，MNK除了持有Montauk USA的股权外，没有持有其他实质性资产。在2021年1月4日与Montauk USA和MNK进行股权交换之前，该公司没有重大业务或资产。

重组交易完成后，(I)Montauk USA不再拥有任何重大资产，及(Ii)本公司直接或间接拥有透过其进行MNK业务及营运的所有实体。MNK公司在重组交易完成的同时通过了一项计划，授权MNK公司清算和解散。

2021年1月15日，MNK将Montauk USA的会员权益出售给第三方。2021年1月26日，MNK将公司普通股的所有流通股按比例分派给MNK普通股的持有者(“分派”)，但须遵守适用的南非法律规定的任何预扣税款义务。在2021年1月21日，也就是分配的记录日期(“记录日期”)发行的每股MNK普通股，其持有人有权获得一股本公司普通股。

2021年1月26日，本公司完成其普通股在纳斯达克资本市场的首次公开发行(以下简称首次公开募股)，股票代码为MNTK。蒙托克可再生能源发行2,702,500股票价格为$8.50每股收益和收到的毛收入为$22,971。该公司的普通股也在约翰内斯堡证券交易所第二次上市，交易代码为“MKR”。

于2021年1月26日，本公司与MNK订立贷款协议及担保本票(“初始本票”)。MNK目前是本公司的关联公司，本公司的某些董事和高管也是MNK的董事和高管。根据最初的期票，公司垫付了一笔#美元的现金贷款。5,000根据经修订的1962年“南非所得税法”(1962年第288号法)(“南非所得税法”)，MNK向MNK支付因重组交易而产生的股息税责任。于2021年2月22日，本公司与MNK订立经修订及重订的本票(“经修订本票”)，将贷款本金总额增至$7,140总体而言，根据本公司、MNK和另一方于2020年11月6日签订并于2021年1月14日修订的交易执行协议中规定的本公司义务。

MNK于2021年1月26日从JSE退市。MNK将在分销后24个月内清算。

新冠肺炎

2020年3月，世界卫生组织(World Health Organization)将埃博拉病毒的爆发归类为

新冠肺炎

他认为这是一种流行病，并建议在全球范围内采取遏制和缓解措施。根据美国联邦网络安全和基础设施安全局的指导以及它所在的各个州和/或地方司法管辖区，该公司被认为是一家重要的公司。作为对这一事件的回应

新冠肺炎

在传染病大流行期间，启动了传染病和应对计划，以领导制定和应对任何传染病事件。

虽然本公司的持续业务运作能力并未受到任何重大影响，或因下列原因而对其财务业绩造成重大负面影响

新冠肺炎

截至2021年9月30日的9个月，公司业务、财务状况和经营业绩的某些方面在截至2020年9月30日的9个月期间受到负面影响。这些中断包括开发地点的调试延迟长达五个月，导致EPA路径所需的注册和资格延迟，以及这些设施的收入流延迟，合同取消，以及维护和运营的运营效率下降。州和地方的缓解协议有助于减少对运输燃料的需求，从而降低了基于州的环境溢价。该公司还面临着RIN价格下降的问题，原因是爆发了

新冠肺炎。

潜在的未来影响

新冠肺炎

由于可能会出现关于未来激增和毒株的严重程度和程度、疫苗分发和其他遏制病毒或治疗其影响的行动等原因的新信息，因此无法肯定地预测。未来的负面影响可能包括但不限于合同取消、供应链中断、地方、州和联邦机构的注册延迟、环境属性溢价的不确定性以及运输燃料需求的减少。

附注2-主要会计政策摘要

陈述的基础

随附的未经审计的简明合并财务报表是根据美国公认的中期财务信息会计原则(“GAAP”)和SEC关于表格的指示编制的

10-Q

和规则

10-01

监管部门的

S-X。

因此，它们不包括GAAP要求的完整财务报表的所有信息和披露。管理层认为，未经审核的简明综合财务报表包括为公平列报本公司的财务状况以及所列示期间的经营业绩和现金流量所需的一切必要调整，这些调整属正常和经常性的。该等财务报表应与本公司年报所载截至2020年12月31日止年度的经审核综合财务报表及其附注一并阅读。

10-K

于2021年3月31日向美国证券交易委员会备案(《2020年年报》)。本报告中截至2021年9月30日的三个月和九个月的运营结果不一定表明任何其他中期或全年可能预期的结果。截至2020年12月31日的资产负债表是从截至该日的经审计的财务报表中得出的。欲了解更多信息，请参阅我们截至2020年12月31日的年度经审计的财务报表及其附注，该报表包含在2020年年报中。

其中包含的历史综合财务信息反映了蒙托克美国公司的历史经营结果和财务状况。蒙托克美国公司的合并财务报表在首次公开募股后成为该公司的历史财务报表。所包括的某些历史财务信息与重组交易之前的时期有关。

与重组交易有关的所有权追溯列报

如附注1所述，作为重组交易的结果，本公司收购了MNK以前拥有的资产和实体(不包括Montauk USA)。作为重组交易的一部分，1：1公司普通股的股票按比例分配给MNK公司普通股的持有者。重组交易导致按比例分配，即重组交易后本公司的所有权与重组交易前MNK的所有权相同，因此类似于共同控制交易。所有成员在财务报表和附注中的权益都已进行追溯调整，以使分配生效，就好像该按比例分配在1：1基准发生于

首次公开募股前

列报期间，包括本文所载的简明综合资产负债表(未经审核)、简明综合经营报表(未经审核)、股东及成员权益简明综合报表(未经审核)及未经审核简明综合财务报表附注。

重新分类

已对上期金额进行了某些重新分类，以符合本期财务报表列报。2020年12月31日简明综合资产负债表中重新分类的影响是

$645

财产、厂房和设备、净值和a的减少额

$645

截至2020年12月31日，增加到商誉和无形资产净值。截至2020年9月30日的9个月，重新分类的影响为1美元。996营业收入减少，一美元397运营和维护费用增加，

$1,393

减少特许权使用费、运输、收集和生产燃料。

预算的使用

根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债报告金额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和支出金额。实际结果可能与这些估计不同。

基于股权的薪酬

本公司根据美国会计准则第718条的规定对股权薪酬进行核算。

薪酬-股票薪酬

, (“

ASC 718

“)。ASC 718规定，与基于股份的支付交易相关的补偿成本(以发行票据的公允价值为基础)必须在授标的必要服务期内在综合财务报表中确认。股票期权最初在授予日使用Black-Scholes估值模型进行衡量，该模型要求使用与预期股价波动性、期限、无风险利率和股息率相关的主观假设。对于限制性股票和限制性股票单位，本公司根据股票在授予日的收盘价确定授予日的公允价值。

近期发布的会计准则

2016年9月，FASB发布了ASU

编号：2016-13，

金融工具-

信用损失

。新的指导方针改变了实体衡量金融工具信贷损失的方式，以及记录此类损失的时间。新标准在2022年12月15日之后的财年生效，允许提前采用。该公司目前正在评估这一ASU将对其合并财务报表和相关披露产生的影响。

2020年8月，FASB发布了ASU

2020-06,

债务：可转换债务和其他选项的债务(小主题

470-20)

衍生工具和套期保值

-实体自身权益中的合同(小主题

815-40)

，它简化了实体自身的可转换工具和合同的会计处理

公平。本指南适用于2021年12月15日之后开始的年度报告期，包括这些年内的过渡期，只有在2020年12月15日之后开始的年度报告期才允许提前采用。该公司目前预计，这一ASU不会对其合并财务报表或相关财务报表披露产生实质性影响。

2020年3月，FASB发布了ASU

编号：2020-04，

参考汇率改革(主题848)

该条例为现行合约修改及对冲关系指引提供了可供选择的权宜之计及例外情况，以减轻预期市场由伦敦银行同业拆息(“LIBOR”)及其他银行同业拆息向另类参考利率过渡所带来的财务报告负担。该指导意见自发布之日起生效，可能适用于2022年12月31日或之前签订或评估的合同修改和套期保值关系。该公司目前预计这一ASU不会对其协议产生实质性影响，并在LIBOR过渡期间与行政代理Comerica银行合作。

附注3-资产减值

公司记录了不是截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月的减值亏损。减值损失$626及$278分别记录了截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月。2021年减值亏损是由于2021年2月收到的一份来自垃圾填埋场东道主的通知，该通知修订了相关天然气权利协议，以移除并开始与本公司的一个可再生发电场地相关的退役活动。2020年的减值亏损是由于一项开发协议的终止。本公司评估并得出结论，期内并无其他事件或情况显示长期资产可能无法收回。

注4--与客户签订合同的收入

下表显示了公司在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的收入，按主要来源划分，不包括公司天然气对冲计划下的已实现和未实现收益或亏损，基于产品类型和商品和服务转移的时间：


	截至9月30日的三个月， 2021
	商品转接日期：时间上的一个转折点		商品已转接随着时间的推移		总计

主要商品/服务线：
天然气商品	$	2,983	$	8,570	$	11,553
天然气环境属性		24,223		—		24,223
电力商品		—		2,305		2,305
电气环境属性		1,668		—		1,668

	$	28,874	$	10,875	$	39,749

运营细分市场：
RNG	$	27,206	$	8,570	$	35,776
雷吉		1,668		2,305		3,973

	$	28,874	$	10,875	$	39,749


	截至9月30日的三个月， 2020
	商品转接日期：时间上的一个转折点		商品已转接随着时间的推移		总计

主要商品/服务线：

天然气商品	$	1,594	$	5,951	$	7,545
天然气环境属性		16,470		—		16,470
电力商品		—		2,492		2,492
电气环境属性		1,743		—		1,743

	$	19,807	$	8,443	$	28,250

运营细分市场：
RNG	$	18,064	$	5,951	$	24,015
雷吉		1,743		2,492		4,235

	$	19,807	$	8,443	$	28,250


	截至2021年9月30日的9个月
	商品转接日期：时间上的一个转折点		商品已转接随着时间的推移		总计

主要商品/服务线：
天然气商品	$	13,293	$	21,620	$	34,913
天然气环境属性		56,297		—		56,297
电力商品		—		7,150		7,150
电气环境属性		4,512		—		4,512


	$	74,102	$	28,770	$	102,872

运营细分市场：
RNG	$	69,590	$	21,620	$	91,210
雷吉		4,512		7,150		11,662


	$	74,102	$	28,770	$	102,872

	截至2020年9月30日的9个月
	商品转接日期：时间上的一个转折点		商品已转接随着时间的推移		总计

主要商品/服务线：
天然气商品	$	4,683	$	16,958	$	21,641
天然气环境属性		39,498		—		39,498
电力商品		—		8,035		8,035
电气环境属性		5,226		—		5,226

	$	49,407	$	24,993	$	74,400

运营细分市场：
RNG	$	44,181	$	16,958	$	61,139
雷吉		5,226		8,035		13,261

	$	49,407	$	24,993	$	74,400

附注5--应收账款和其他应收款

公司以信用为基础发放贷款

在对客户的财务状况进行评估后，虽然不需要抵押品，但公司会定期收到保证付款的担保债券。信贷条款符合行业标准和惯例。坏账准备金(如有)在合并经营报表(未经审计)中记为一般和行政费用的一部分。截至2021年和2020年9月30日的三个月和九个月，没有坏账准备金。

截至2021年9月30日和2020年12月31日，应收账款和其他应收账款包括以下内容：

	9月30日， 2021		12月31日 , 2020

应收账款	$	15,188	$	5,264
其他应收账款		94		164
可报销费用		26		21

应收账款和其他应收账款净额	$	15,308	$	5,449

附注6--财产、厂房和设备、净额

截至2021年9月30日和2020年12月31日，物业、厂房和设备包括以下内容：

	9月30日， 2021			12月31日 , 2020

建筑物及改善工程	$	28,251		$	28,065
机器设备		249,337			246,874
天然气矿业权		34,551			34,551
在建工程正在进行中		8,612			3,840

总计		320,751			313,330
减去：累计折旧和摊销		(141,444	)		(126,929	)

物业、厂房和设备、净值	$	179,307		$	186,401

物业、厂房和设备的折旧费用为$。4,839及$4,623分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元14,637及$13,582截至2021年和2020年9月30日的9个月。天然气矿业权的摊销费用为#美元。446及$491分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元1,382及$1,473截至2021年和2020年9月30日的9个月。

2021年5月，公司与一家私人持股实体完成了一系列交易(“资产收购”)。该公司支付了$4,142，包括$341在购置成本方面，用于土地、建筑、移动设备和其他财产、厂房和设备。根据ASC805将资产收购记为资产购买，

业务合并

，并将购买价格和直接交易成本分配给所获得的个别资产。机械和

设备费用包括$

835

资产购买价格的一半，截至2021年9月30日，剩余余额归类为在建工程。

附注7--商誉和无形资产净额

截至2021年9月30日和2020年12月31日，无形资产包括以下内容：

	9月30日， 2021		12月31日， 2020

商誉	$	60	$	60
具有无限寿命的无形资产：
排放限额	$	777	$	777
土地使用权		329		329

寿命不定的无形资产总额：	$	1,106	$	1,106

寿命有限的无形资产：
互联互通，累计摊销净额$2,835及$2,329	$	12,488	$	12,596
客户合同，扣除累计摊销净额$16,904及$16,367		1,379		916

有限寿命无形资产总额：	$	13,867	$	13,512

商誉和无形资产总额	$	15,033	$	14,678

客户合同和互联互通的加权平均剩余使用寿命约为8年和16分别是几年。摊销费用为$381及$356分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元1,043及$1,065截至2021年和2020年9月30日的9个月。

附注8--资产报废债务

下表汇总了截至2021年9月30日和2020年12月31日与公司资产报废义务相关的活动：

	九个月后结束 9月30日， 2021			年终 12月31日， 2020

资产报废债务-期初	$	5,689		$	5,928
增值费用		304			320
新资产报废债务		—			350
退役		(110	)		(909	)

资产报废债务--期末	$	5,883		$	5,689

附注9-衍生工具

为了降低与能源商品价格(天然气)和利率波动相关的市场风险，该公司根据董事会批准的计划，利用各种套期保值来确保能源商品的定价和利率。由于采用了套期保值策略，公司在截至2021年和2020年9月30日的三个月和九个月的合并经营报表(未经审计)中有以下已实现和未实现损益：


			三个月后结束
衍生工具	位置		9月30日， 2021		9月30日， 2020

利率互换		利息支出		287		393

净收益(亏损)			$	287	$	393


			截至9个月
衍生工具	位置		9月30日， 2021		9月30日， 2020
商品合约：
已实现天然气		天然气和大宗商品销售	$	—	$	551
未实现的天然气		其他收入		—		(388	)
利率互换		利息支出		1,011		(993	)

净收益(亏损)			$	1,011	$	(830	)

附注10-金融工具的公允价值

本公司按公允价值经常性计量的资产和负债包括截至2021年9月30日和2020年12月31日在公允价值层次内按级别列出的下列资产和负债：

	2021年9月30日
	1级		二级			3级			总计

利率互换衍生负债	$	—	$	(1,249	)	$	—		$	(1,249	)
资产报废义务		—		—			(5,883	)		(5,883	)
皮科赚取收益责任		—		—			(1,226	)		(1,226	)

	$	—	$	(1,249	)	$	(7,109	)	$	(8,358	)


	2020年12月31日
	1级		二级			3级			总计

利率互换衍生负债	$	—	$	(2,260	)	$	—		$	(2,260	)
资产报废义务		—		—			(5,689	)		(5,689	)
皮科赚取收益责任		—		—			(1,920	)		(1,920	)

	$	—	$	(2,260	)	$	(7,609	)	$	(9,869	)

本公司可归因于资产报废义务的第3级工具的公允价值变动摘要载于附注

。此外，某些资产按公允价值按公允价值计量。

非重复性

确认减值指标并确定资产的公允价值低于其账面价值时的基准。有关更多信息，请参见注释3。

2018年收购Pico Energy，LLC(“Pico”)的购买协议包括

赚取收益

拨备取决于相关气体权协议期限内实现一定水平的EBITDA和产量(各自根据该协议确定)，并作为其中的一个因素计算。公司对皮科公司义务评估的风险调整分析结果

赚取收益

负债导致$694截至2021年9月30日的三个月和九个月的降幅。该公司估计天然气权利协议的未来EBITDA和产量水平，并采用贴现率来评估这一义务。这一调整已包括在RNG部分，并在综合业务报表中的特许权使用费、运输、收集和生产燃料中进行了报告。不是在截至2020年9月30日的三个月和九个月期间进行了调整。

附注11--应计负债

截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司应计负债包括以下内容：

	2021年9月30日		2020年12月31日

应计费用	$	4,710	$	4,975
工资总额和相关福利		2,204		2,341
版税		4,044		2,620
实用程序		1,059		1,147
其他		424		456

应计负债	$	12,441	$	11,539

附注12--债务

截至2021年9月30日和2020年12月31日，该公司的债务包括以下内容：

	2021年9月30日			2020年12月31日

定期贷款	$	22,500		$	30,000
循环信贷安排		36,697			36,697
减去：当前本金到期日		(10,000	)		(10,000	)
减去：债券发行成本(长期债务)		(174	)		(429	)

长期债务		49,023			56,268
长期债务的当期部分		9,633			9,492

	$	58,656		$	65,760

修订的信贷协议

2018年12月12日，Montauk Energy Holdings LLC(“MEH”)与Montauk Energy Holdings LLC(“Montauk Energy Holdings LLC”)签订了经修订并重新签署的循环信贷和定期贷款协议(经修订，“信贷协议”)，该协议由MEH不时作为贷款人的金融机构以及作为行政代理、唯一牵头安排人和唯一簿记管理人的Comerica Bank(“Comerica”)签订。信贷协议(I)已全部修订和重述MEH先前的循环信贷和定期贷款安排，日期为2017年8月4日，经修订，与Comerica和某些其他金融机构，以及(Ii)已全部取代Comerica与MEH的全资子公司Bowerman Power LFG，LLC之间日期为2017年8月4日的先前信贷协议，经修订。

2019年3月21日，MEH签订了《信贷协议》的第一修正案(《第一修正案》)，明确了《信贷协议》中的各种条款、定义和计算。信贷协议要求该公司维持惯例的肯定和消极契约，包括某些财务契约，这些契约是在每个财政季度末衡量的。

2019年9月12日，MEH签订了信贷协议第二修正案(《第二修正案》)。除其他事项外，第二修正案重新定义了固定费用覆盖率(如信贷协议中所定义)，将循环信贷安排下的承诺额减少到#美元。80,000，重新定义了总杠杆率(如信贷协议中所定义)，并取消了RIN下限(如第二修正案中所定义)作为违约事件。关于第二修正案，卫生部偿还了未偿还的定期贷款#美元。38,250由此产生的季度本金分期付款减少到1美元。2,500。信贷协议的到期日并未因第二修正案而改变2023年12月12日.

就完成重组交易及首次公开招股，本公司订立信贷协议第三次修订(“第三次修订”)。这项修订允许改变基础协议中定义的控制条款，以允许完成重组交易和首次公开募股(IPO)。修正案还增加了LIBOR停止备用语言，用于过渡到指定的基于SOFR的替代利率，或如果无法确定这些替代利率，则过渡到行政代理和借款人根据修订的信贷协议选择的另一种利率，以及允许一方或多方在满足指定条件的日期之前过渡的条款。

信贷协议以对本公司及其若干附属公司几乎所有资产的留置权作为担保，并规定95,000定期贷款和一美元80,000循环信贷安排。这笔定期贷款按季度分期摊销，金额为$。2,500并有一个最终的成熟期2023年12月12日利率为2.855%和2.961分别为2021年9月30日和2020年12月31日。

截至2021年9月30日，美元22,500在定期贷款项下未偿还和$36,697在循环信贷安排下是未偿还的。此外，该公司还拥有$3,905截至2021年9月30日的未偿还信用证。循环信贷安排下的可用金额减去信用证项下的任何未付金额。截至2021年9月30日，公司根据循环信贷安排可供借款的能力为$39,397。定期贷款和循环信贷的借款

贷款按LIBOR利率加适用保证金或最优惠参考利率加适用保证金计息，由公司选择。

本公司根据美国会计准则第470条将信贷协议作为债务修改入账。

债务

。关于信贷协议，本公司总共支付了#美元。1,821新债发行成本包括$836支付给贷款人的费用和$985在作为安排人费用支付的费用中。其中，$364已支出和$1,457已资本化，并将在信贷协议有效期内摊销。该公司还发生了$59与信贷协议相关的法律费用。摊销债务发行费用为#美元。123及$169分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元395及$532截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月，并计入精简综合经营报表的利息支出。

截至2021年9月30日，本公司遵守经修订的信贷协议下所有适用的财务契约。

资本化利息

资本化利息为$。0及$322分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元0及$1,056截至2021年和2020年9月30日的9个月。利息是使用正在建设的资产的借款利率来资本化的。2020年期间资本化的利息是用于建设两个

垃圾焚烧发电

项目。

附注13--所得税

该公司在过渡期的所得税拨备通常是通过将估计的年度有效税率应用于该时期的所得税前收益或亏损来计算的。此外,

非重复性

或离散项目在其发生的(多个)期间被记录。对于

九

于截至2021年9月30日止数个月，本公司计算的估计年度有效税率异常高，以致无法对年度有效税率作出可靠估计。因此，本公司采用实际有效税率

在截至的三个月和九个月

2021年9月30日。

	三个月后结束
	2021年9月30日			2020年9月30日
所得税拨备(福利)	$	(3,481	)	$	6,266
实际税率		(64%	)		150	%


	截至9个月
	2021年9月30日			2020年9月30日
所得税拨备(福利)	$	1,286		$	(291	)
实际税率		(15	%)		(16	%)

截至2021年9月30日的三个月和九个月的所得税支出是使用今年迄今的实际有效税率计算的。有效税率不同于美国联邦法定税率21%主要是由于本年度根据经修订的1986年“国税法”(下称“守则”)第162(M)节永久取消公务员薪酬$4,381，部分被生产税抵免的有利影响所抵消(1,623)。当将截至2021年9月30日的三个月和九个月的净税收支出(福利)与

税前

账面亏损，导致实际税率为负。

()的实际税率642021年9月30日止三个月的通胀率低于2020年9月30日止三个月的通胀率150%主要是由于本年度根据守则第2162(M)节不给予人员薪酬所致。本公司对截至2021年9月30日的三个月计算的税费采用年初至今的有效税率，该税率适用于年初至今

税前

账面亏损和名义离散事件的分层导致截至2021年9月30日的三个月的有效税率为(64%)。截至2020年9月30日的三个月150%的有效税率是第三季度的结果

税前

账面收入适用于估计的年度有效税率，该季度没有重大的离散事件。

()的实际税率152021年截至9月30日的9个月的利率高于截至2020年9月30日的9个月的利率(16%)。2021年9月30日(15%)的税率是根据162(M)不利的永久性调整(这在截至2020年9月30日的季度不适用)与

税前

账面损失头寸。或者，2020年9月30日(16%)的税率是根据产生的所得税优惠计算的

与2020年1月1日解散Montauk Energy Capital(“MEC”)合伙企业有关，该合伙企业允许MEC旗下的所有实体作为公司合并的联邦税务集团的一部分进行申报，而不是税前账面收入状况。

附注14-以股份为基础的薪酬

2021年1月，Montauk Renewables进行了重组交易，导致本公司拥有MNK开展业务和运营的所有资产和实体(不包括Montauk USA)。由于分派，MNK的雇员股份增值权利计划(“特别行政区计划”)项下的未行使购股权被取消。该公司记录了$2,050在截至2021年9月30日的9个月的精简综合经营报表(未经审计)中，与取消特区计划下的期权相关的一般和行政费用中的加速补偿费用。

蒙托克可再生能源公司董事会于2021年1月通过了蒙托克可再生能源公司股权和激励性薪酬计划(“MRI EICP”)。首次公开募股结束后，蒙托克可再生能源公司董事会批准授予

不合格

2021年1月，向蒙托克可再生能源及其子公司的员工提供股票期权、限制性股票单位和限制性股票奖励。关于限制性股票授予，本公司的高级职员根据守则第83(B)节作出选择。根据该等选举，本公司扣留950,214从这些奖励中分得的普通股，价格为$11.38从这类奖励中获得每股收益。本公司记录和报告股票期权、限制性股票和限制性股票单位在归属时的基于股份的薪酬，在限制性股票和限制性股票单位的情况下，在期权的情况下行使时的基于股份的薪酬，以及此类奖励

将会是

他们以蒙托克可再生能源公司的普通股结算。截至2021年9月30日，公司预计将授予的奖励的未确认MRI EICP补偿费用约为$11,432并将在大约30多个月内被识别5好几年了。基于股票的薪酬支出为$2,574及$224分别截至2021年和2020年9月30日的三个月和美元6,768及$465截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月。该公司在其简明综合经营报表中确认基于股票的补偿，包括一般和行政费用。

关于2021年5月的资产收购，1,250,000限制性股票奖励(“RS奖”)授予二本公司的员工与其各自的工作有关。RS奖在五年内授予，并取决于在此期间是否达到基于时间和业绩的授予标准。RS奖中的绩效目标与实现基本协议中规定的三个EBITDA目标有关，这些目标从授予日期三周年开始或之后开始。该公司已完成评估，并不是RS奖的补偿费用已经记录在截至2021年9月30日的三个月和九个月。RS奖的授予日期公允价值为$11,300.

限制性股票、限制性股票单位和期权奖励的归属时间表在期权和限制性股票单位奖励的情况下于

一年期

于授出日期的周年纪念日，并须遵守MRI EICP及相关奖励协议的条款及条件，包括(就限制性股票奖励而言)每名人员已根据守则第83(B)节作出选择。该公司记录了$10,813截至2021年9月30日的9个月，其简明合并经营报表(未经审计)中与预扣有关的补偿费用在一般和行政费用内950,214与第83(B)条选举相关的股票。

根据MRI EICP授予的期权允许接受者收到公司普通股，其价值相当于在授予日与行使日行使并结算成股票的期权之间公司普通股的公平市值增值。MRI EICP期权的公允价值是使用Black-Scholes期权定价模型在以下加权平均假设下估算的(预计不会分红)：

	GRANT开始日期：
无风险利率		0.5	%
预期波动率		32.0	%
预期期权寿命(以年为单位)		5.5
授予日期公允价值	$	3.44

无风险利率是根据授予时有效的美国国债收益率计算的，这些票据的条款与奖励条件相当。期权的预期寿命表示期权预计将保持未偿还状态的时间段的估计，基于

中间点

考虑到提前行使或到期的可能性的可行使期。作为

该公司最近于2021年1月完成IPO，没有足够的股票波动性历史数据。预期波动率是基于其行业同行中可比上市公司的平均历史股价波动率。

下表汇总了截至2021年9月30日MRI EICP项下未偿还的期权、限制性股票和限制性股票单位：

	限售股					限售股单位					选项
	数量：股票			加权平均授予日期公允价值		数的股票			加权平均授予日期公允价值		数的股份		加权平均行权价格
期末-2020年12月31日		—		$	—		—		$	—		—	$	—

期初-2021年1月1日		—		$	—		—		$	—		—	$	—
授与		3,519,827			10.43		29,304			11.38		950,214		11.38
既得		(950,214	)		11.38		—			—		—		—
没收		—			—		(1,056	)		11.38		—		—
练习		—			—		—			—		—		—

期末-2021年9月30日		2,569,613		$	10.08		28,248		$	11.38		950,214	$	11.38

下表汇总了截至2020年9月30日的特区计划下的期权和限制性股票：


	选项					限制性股票
	数量股票			加权平均行权价格		数量股票		加权平均授予日期公允价值
期末-2019年12月31日		1,872,534		$	1.18		1,939,200	$	0.95

期初-2020年1月1日		1,872,534		$	1.18		1,939,200	$	0.95
授与		924,779			0.90		—		—
没收		(166,666	)		0.62		—		—
练习		(50,000	)		0.44		—		—

期末-2020年9月30日		2,580,647		$	1.13		1,939,200	$	0.95

附注15-界定供款计划

公司为符合条件的员工维持401(K)固定缴费计划。公司匹配50员工延期的百分比最高可达4%。该公司还贡献了3符合条件的雇员补偿费用的%作为避风港供款。相匹配的缴款按比例归于四年了服务，而避风港的捐款立即归于。与401(K)计划相关的支出为$145及$119分别截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及美元414及$340截至2021年和2020年9月30日的9个月。

注16-段信息

该公司截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的可报告部门是可再生天然气和可再生发电。可再生天然气包括RNG的生产。可再生电力发电量包括#年的发电量。

沼气发电

植物。该公司实体未被确定为经营部门，但为核对本公司未经审计的简明综合财务报表而进行了离散披露。下表与首席运营决策者评估每个部门的业绩和分配公司资源的方式一致。在下表中，“RNG”是指可再生天然气，“REG”是指可再生发电。

	截至2021年9月30日的三个月
	RNG		雷吉			公司			总计
总收入	$	35,002	$	3,872		$	875		$	39,749
净收益(亏损)		15,071		(1,379	)		(4,796	)		8,896
EBITDA ( 1 )		19,358		(44	)		(7,536	)		11,778
调整后的EBITDA(1)		20,180		(24	)		(7,324	)		12,832
总资产		153,108		53,711			52,926			259,745
资本支出		1,864		1,321			49			3,234

(1)2021年第三季度EBITDA对账

下表是公司可报告部门在截至2021年9月30日的三个月中从持续运营到调整后EBITDA的净收益(亏损)的对账：


	截至2021年9月30日的三个月
	RNG		雷吉			公司			总计

净收益(亏损)	$	15,071	$	(1,379	)	$	(4,796	)	$	8,896
折旧及摊销		4,287		1,335			44			5,666
利息支出		—		—			697			697
所得税费用(福利)		—		—			(3,481	)		(3,481	)

EBITDA	$	19,358	$	(44	)	$	(7,536	)	$	11,778

出售资产的净亏损(收益)		822		—			—			822
减值损失		—		—			—			—
交易成本		—		20			212			232

调整后的EBITDA	$	20,180	$	(24	)	$	(7,324	)	$	12,832


	截至2020年9月30日的三个月
	RNG		雷吉			公司			总计
总收入	$	23,994	$	4,256		$	—		$	28,250
净收益(亏损)		9,458		(661	)		(10,881	)		(2,084	)
EBITDA ( 1 )		12,939		1,282			(4,133	)		10,088
调整后的EBITDA(1)		12,939		1,282			(4,133	)		10,088
总资产		135,359		80,485			35,683			251,527
资本支出		3,147		1,311			-			4,458

(1)2020年第三季度EBITDA对账

下表是公司可报告部门在截至2020年9月30日的三个月中持续运营到调整后EBITDA的净收益(亏损)的对账：


	截至2020年9月30日的三个月
	RNG		雷吉			公司			总计
净收益(亏损)	$	9,458	$	(661	)	$	(10,881	)	$	(2,084	)
折旧及摊销		3,481		1,943			46			5,470
利息支出		—		—			436			436
所得税费用(福利)		—		—			6,266			6,266

EBITDA	$	12,939	$	1,282		$	(4,133	)	$	10,088
减值损失		—		—			—			—
非现金套期保值费用		—		—			—			—

调整后的EBITDA	$	12,939	$	1,282		$	(4,133	)	$	10,088

在截至2021年和2020年9月30日的三个月里，分别有三个和四个客户占总收入的10%以上。


	截至2021年9月30日的三个月
	RNG			雷吉		公司		总计
客户A		19.6	%		—		—		19.6	%
客户B		15.4	%		—		—		15.4	%
客户C		11.4	%		—		—		11.4	%


	截至202年9月30日的三个月 0
	RNG			雷吉			公司		总计
客户A		27.5	%		—			—		27.5	%
客户B		16.5	%		—			—		16.5	%
客户C		-			13.4	%		—		13.4	%
客户D		13.3	%							13.3	%

该公司截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月的可报告部门为可再生天然气和可再生发电。


	截至2021年9月30日的9个月
	RNG		雷吉			公司			总计
总收入	$	90,707	$	11,290		$	875		$	102,872
净收益(亏损)		33,205		(3,647	)		(39,579	)		(10,021	)
EBITDA ( 2 )		45,991		498			(36,098	)		10,391
调整后的EBITDA(2)		46,813		1,144			(35,761	)		12,196
总资产		153,108		53,711			52,926			259,745
非经常开支		5,883		1,770			49			7,702

(2)2021年前9个月EBITDA对账

下表是公司可报告部门截至2021年9月30日的9个月的持续业务净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账：


	截至2021年9月30日的9个月
	RNG		雷吉			公司			总计
净收益(亏损)	$	33,205	$	(3,647	)	$	(39,579	)	$	(10,021	)
折旧及摊销		12,786		4,143			133			17,062
利息支出		—		—			2,064			2,064
所得税费用(福利)		—		2			1,284			1,286

EBITDA	$	45,991	$	498		$	(36,098	)	$	10,391

出售资产的净亏损(收益)		822								822
减值损失		—		626			—			626
交易成本		—		20			337			357

调整后的EBITDA	$	46,813	$	1,144		$	(35,761	)	$	12,196


	截至2020年9月30日的9个月
	RNG		雷吉			公司			总计
总收入	$	60,799	$	13,282		$	482		$	74,563
净收益(亏损)		18,700		(1,955	)		(14,598	)		2,147
EBITDA ( 2 )		29,100		3,634			(11,248	)		21,486
调整后的EBITDA(2)		29,100		3,912			(10,860	)		22,152
总资产		135,359		80,485			35,683			251,527
非经常开支		11,493		3,360			58			14,911

(2)2020年前9个月EBITDA对账

下表是公司可报告部门截至2020年9月30日的9个月的持续业务净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账：


	截至2020年9月30日的9个月
	RNG		雷吉			公司			总计
净收益(亏损)	$	18,700	$	(1,955	)	$	(14,598	)	$	2,147
折旧及摊销		10,400		5,587			133			16,120
利息支出		—		—			3,510			3,510
所得税费用(福利)		—		2			(293	)		(291	)

EBITDA	$	29,100	$	3,634		$	(11,248	)	$	21,486
减值损失		—		278			—			278
非现金套期保值费用		—		—			388			388

调整后的EBITDA	$	29,100	$	3,912		$	(10,860	)	$	22,152

在截至2021年和2020年9月30日的9个月里，分别有5个和4个客户占总收入的10%以上。


	截至2021年9月30日的9个月
	RNG			雷吉			公司		总计
客户A		12.8	%		—			—		12.8	%
客户B		12.4	%		—			—		12.4	%
客户C		11.3	%		—			—		11.3	%
客户D		10.5	%		—			—		10.5	%
客户E					10.2	%		—		10.2	%


	截至2020年9月30日的9个月
	RNG			雷吉			公司		总计
客户A		—			15.2	%		—		15.2	%
客户B		14.7	%		—			—		14.7	%
客户C		12.4	%		—			—		12.4	%
客户D		12.0	%		—			—		12.0	%

附注17-租契

该公司根据经营租赁安排租赁办公空间和其他办公设备(初始期限超过12个月)，在2024年之前的不同年份到期。签订这些租约是为了使本公司能够更好地开展业务运营。租用办公空间是为了为匹兹堡、宾夕法尼亚州和德克萨斯州休斯顿的所有员工提供足够的工作空间。

本公司根据一份合同是否转让了对已确认资产的使用权以换取一段时间的对价，来确定一项安排在开始时是否属于租赁或包含租赁。对于所有经营租赁安排，公司在开始之日提出：租赁负债，即承租人支付租赁所产生的租赁款项的义务，以贴现方式计量；以及

使用权

资产，代表承租人在租赁期内使用或控制特定资产使用的权利的资产。

作为一种实际的权宜之计，该公司已选择不将

非租赁

作为承租人，所有租赁安排的每个单独组成部分都是租赁组成部分，而不是每个单独的租赁组成部分。此外，作为实际权宜之计，本公司已选择不对所有类别标的资产的短期租赁安排(一般是租期少于12个月的安排)应用确认租约的要求。在厘定租期时，本公司会考虑租约续期选择权及终止租约条款的可能性。

本公司以递增借款利率为基础，计算租赁开始时未来租赁付款的现值。增量借款利率接近于在类似期限和类似经济环境下以抵押为基础借入资金的利率。

截至2021年9月30日，没有签订的租赁尚未开始，这将使本公司有权获得重大权利或产生额外义务。

有关经营租赁安排的补充资料如下：


	三个月后结束 9月30日，
	2021			2020
为计入经营租赁负债的金额支付的现金	$	76		$	75
加权平均剩余租期(年)		1.83			2.35
加权平均贴现率		5.00	%		5.00	%


	九个月后结束 9月30日，
	2021			2020
为计入经营租赁负债的金额支付的现金	$	227		$	225
加权平均剩余租期(年)		1.83			2.35
加权平均贴现率		5.00	%		5.00	%

截至2021年9月30日的未来最低租赁付款如下：


	金额
年终
2021年剩余时间	$	78
2022		319
2023		8
2024		1
利息		(10	)

总计	$	396

第二项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们的财务报表以及本季度报告中其他地方的报表的相关注释一起阅读

10-Q.

下面讨论的历史综合财务数据反映了蒙托克美国公司的经营和财务状况的历史结果。蒙托克美国公司(Montauk USA)(我们的前身)的合并财务报表在首次公开募股(IPO)之后成为我们的历史财务报表。下文讨论的某些历史财务数据涉及重组交易之前的时期。在本节中，除每股金额、公制百万英制热量单位(“MMBtu”)和RIN定价金额外，美元金额均以千为单位表示，除非另有说明。

除历史财务信息外，以下讨论和分析还包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于许多因素的影响，我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的大不相同，这些因素包括“关于前瞻性陈述的告诫”、“第二部分，第1A项-风险因素”以及本报告其他部分中讨论的那些因素。

概述

Montauk Renewables是一家可再生能源公司，专门从事沼气的管理、回收和转化为RNG。该公司捕获甲烷，防止其释放到大气中，并将其转化为RNG或可再生电力。该公司总部设在宾夕法尼亚州匹兹堡，在以甲烷为燃料的垃圾填埋场可再生能源项目的开发、运营和管理方面拥有30多年的经验。该公司目前在加利福尼亚州、爱达荷州、俄亥俄州、俄克拉何马州、宾夕法尼亚州、北卡罗来纳州和得克萨斯州的15个运营项目中开展业务。该公司销售RNG和可再生电力，利用联邦和州政府鼓励使用RNG和可再生电力的环境属性溢价。

沼气是由微生物在无氧条件下分解有机物(在一个称为厌氧消化的过程中)产生的。我们目前两种商业规模的沼气来源是垃圾填埋气(LFG)和副产气(ADG)，后者是在用于分解有机物(如牲畜排泄物)的密封罐中产生的。我们通常通过与沼气场地东道主签订长期燃料供应协议和物业租赁协议来确保沼气原料的安全。一旦我们获得了长期的燃料供应权，我们就会设计、建造、拥有和运营将沼气转化为RNG或利用加工后的沼气生产可再生电力的设施。我们通过各种短期、中期和长期协议销售RNG和可再生电力。由于我们正在收集废弃的甲烷并利用可再生能源，我们的RNG和可再生电力产生了宝贵的环境属性，我们能够在美国联邦和州的倡议下出售这些属性。

最新发展动态

Montauk Ag资产收购

2021年5月10日，本公司通过新成立的全资子公司Montauk Ag Renewables，LLC(“Montauk Ag”)与约瑟夫·P·卡罗尔(Joseph P.Carroll，Jr.)完成了一系列交易。(以下简称“Carroll”)、Martin A.Redeker(“Redeker”)及其若干附属公司购买其开发技术的业务，以从现代农业废弃物中回收剩余的自然资源，并通过专有和其他工艺提炼和回收这些废物产品，以生产高质量的可再生天然气、生物油和生物炭(“Montauk Ag Renewables Acquisition”)(“Montauk Ag Renewables Acquisition”)。收购的资产包括不动产、知识产权、移动设备和其他与经营业务相关的设备。房地产包括在北卡罗来纳州杜普林县购买一块约9.35英亩的地块。

收购Montauk Ag Renewables的收购价(不包括收购成本)包括(I)于2021年5月10日以现金支付的3,797美元(减去某些成本和债务)和(Ii)根据MRI EICP授予Carroll和Redeker先生各自在Montauk Ag Renewables收购(“RS奖励”)后各自受雇于本公司的两项等额限制性股票奖励，合计价值不超过12,500美元。有关RS Awards的更多信息，请参阅我们未经审计的简明综合财务报表的附注14。

2021年第三季度，我们继续执行收购Montauk Ag Renewables的计划。2021年8月，我们获得了一项专利，涉及收购中收购的连续进料闭环反应堆技术的24个具体方面。我们认为，该反应堆能够将农业废物近零排放转化为多种非化石、可再生燃料替代品，能够为每单位消耗的常规能源生产多个单位的可再生能源，并能够隔离每吨排放的数吨温室气体当量排放(CO2e)。我们预计，经过某些改进后，该反应堆将更好地解决工业化农业面临的一些环境挑战，包括泻湖容量限制、流域污染、气味问题、营养丰富以及动物排泄物的控制和处置，无论位置或规模如何。反应堆正在运行，我们继续对反应堆进行改进，以优化其功能，目前预计该设施将在2022年投入使用，进行这些改进。

在2021年第四季度，我们还完成了一笔5447美元的交易，收购了约146英亩土地和一个现有的约500,000平方英尺的建筑，我们计划在扩大在Montauk Ag Renewables收购中收购的生产流程时使用这些建筑。我们还签署了主服务协议，为Montauk Ag提供加工废物原料的途径。废物的来源是厌氧泻湖内的猪只排泄物，清除这些废物将有助改善泻湖的水流，减低泻湖的容量。我们目前预计这项协议的收入不会很大。随着我们委托并提高我们的生产能力，我们打算在这份协议中增加农场作为原料来源，这有可能为我们的设施获得更多的原料。我们正处于开发与收购Montauk Ag Renewables相关机会的开始阶段，不能保证我们与此次收购相关的计划将达到我们的预期。

皮科饲料协议修正案

在2021年第二季度，我们完成了对我们的Pico原料协议的修订(“Pico Feedstock修正案”)。这项修订将在一至三年内增加供应给该设施进行加工的原料数量。在修订结束时，我们支付了1,000美元的现金。

2021年第三季度，作为我们在Pico工厂整体产能扩张的一部分，我们做出了重大努力，以改善我们Pico工厂现有消化过程的性能。我们暂时闲置了这个设施的RNG生产，以便清理消化池中的沉淀固体，更换消化池的盖子，并进行各种其他效率改进。我们目前预计，除了2021年第三季度确认的288美元的资产处置和与该项目相关的约325美元的预期资本成本外，与该项目相关的非经常性费用至少为1000美元。

改进完成后，我们预计，一旦我们恢复Pico工厂的全面运营，产量将从目前约150MMBtu/天的水平大幅提高，目前预计在2022年第一季度。

改进项目影响了PICO的初始CI得分途径模型的建模和CARB随后的审计批准的时间表。我们目前预计将在2021年第四季度提交这一CI路径模型并重新申请临时CI路径，但不能保证CARB将在2021年底之前批准CI分数路径使用。这一批准的结果可能会对我们在2022年为2021年的生产创造LCFS信贷收入的能力产生重大影响。

影响我们业务的主要趋势

影响可再生燃料市场的市场动向

我们认为，对RNG的需求上升是由多种因素造成的，包括公众对可再生能源的支持不断增加，美国政府提高能源独立性的行动，对环境的担忧以及对天然气需求的增加

燃气动力

车辆、创造就业机会和增加对可再生能源部门的投资。

RNG长期增长的关键驱动因素包括以下因素：

•

监管或政策倡议，包括联邦RFS计划和州一级

低碳

加州和俄勒冈州等州的燃料计划，推动了对RNG及其衍生环境属性的需求。

•

我们运营中的效率、机动性和资本成本灵活性使RNG能够在多个市场上成功竞争。我们的运营模式很灵活，因为我们通常使用模块化设备；我们相信我们的RNG处理设备比化石燃料的同等设备更有效率。

•

天然气对压缩天然气(“CNG”)的需求

燃气燃料

车辆。我们生产的RNG是管道级的，转换成CNG后可以作为运输燃料。CNG通常由靠近加油站的中型车队使用，如城市车队、当地送货卡车和垃圾运输车。

影响我们未来经营业绩的因素

将电力项目转换为RNG项目：

我们定期评估将现有设施从可再生电力转换为RNG生产的机会。这些机会对任何商业电力设施来说都是最有吸引力的，因为相对于市价电力和REC的销售，RNG加RIN的销售具有有利的经济性。自2014年以来，这一战略一直是一种越来越有吸引力的增长途径，当时来自垃圾填埋场的RNG有资格获得D3 RIN。在完成改装后，我们预计RNG投产后所增加的收入，将足以抵销来自可再生电力生产的收入损失。从历史上看，我们在商业电力设施(如Atascoita和Coastal Plains)逐步利用这些机会。

收购和开发管道

由于以下原因，我们开发管道的时间和范围会影响我们的运营结果：

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项目开始运营前较高的销售费用、一般费用和管理费用的影响：

我们招致了巨大的损失

开发新的RNG项目以及我们现有项目现场的维护和资本支出的费用。此外，RIN的接收被推迟，通常在开始向管道注入RNG后4至9个月内不会开始，等待环境保护局对该项目的最终注册批准，然后随后完成第三方质量保证计划认证。在此期间，RNG在物理上或理论上存储，然后从存储中取出，以允许生成RIN。

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新燃料来源项目收入构成的转变：

随着我们扩展到畜牧场项目，我们的收入构成来自

环境属性将会改变。我们相信，畜牧场为我们提供了一个有利可图的机会，例如，由于畜牧场的CI得分明显更具吸引力，用于奶牛场项目的LCFS信用额度的价值是从垃圾填埋场项目中实现的价值的倍数。

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与追求未实现的预期项目相关的费用：

我们为追求未来的目标而招致费用。

项目的目标是网站东道主接受我们的建议或在竞争性投标过程中获得一个项目。从历史上看，我们曾评估过一些机会，但由于预期项目没有达到我们的内部投资门槛或在竞争性投标过程中没有取得成功，我们决定不再寻求这些机会。如果我们寻求追求更多的项目，或者项目投标变得更具竞争力，我们的费用可能会增加。

监管、环境和社会趋势

监管、环境和社会因素是激励RNG和可再生电力项目发展的关键驱动因素，并影响这些项目的经济。我们可能会对某些激励措施(如RIN、RECs和GHG倡议)进行立法和监管改革。EPA错过了2020年11月至30日设定2021年RVO的法定最后期限，也错过了拟议的RVO数量。此外，尽管法定截止日期即将到来，EPA还没有提出2022年的RVO。2021年8月26日，EPA将拟议中的规则提交给白宫管理和预算办公室(White House Office Of Management And Budget)。然而，目前尚不清楚EPA是否会在2021年第四季度发布拟议的规则。EPA将从2023年开始建立RVO的方式，届时法定的RVO授权将到期，预计将给RIN定价带来额外的不确定性。续签项目时分配给项目的CI得分的进一步变化或CARB为新项目制定CI得分的方式的改变可能会显著影响项目的盈利能力，特别是在畜牧场项目的情况下。

影响收入的因素

我们的总营业收入包括可再生能源和环境属性的相关销售。可再生能源的销售主要包括沼气的销售，包括LFG和ADG，这些沼气要么出售，要么转化为可再生电力。环境属性是从可再生能源中产生和销售的。

我们报告了两个运营部门的收入：可再生天然气和可再生发电。公司与公司职能的额外离散财务信息有关；主要用作共享服务中心，用于维护以下所述的功能，而不是以其他方式分配给某个部门。因此，公司实体未被确定为经营部门，但为与本公司未经审计的简明综合财务报表进行核对而进行了离散披露。

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可再生天然气收入

：我们记录了RNG的生产和销售以及环保产品的生成和销售的收入

从RNG派生的属性，如RIN和LCFS信用。我们从环境属性获得的RNG收入是在扣除与我们共享的部分环境属性后入账的

承接-承接

作为将RNG用作运输燃料的此类交易对手的对价。我们根据固定价格和交易对手分享协议出售一部分RNG产品，该协议提供高于商品指数的底价，并分享环境属性货币化的百分比。根据该等分享安排，吾等将收取超过底价的环境属性交易对手货币化所得利润的一部分。我们于2020年8月启用了我们的Pico RNG设施，并从2020年10月开始在我们的RNG部门进行报告。我们于2020年9月启用了我们的海岸RNG设施。虽然这些站点将有助于提高容量，但我们预计设施在投产后将经历优化期，才能达到预算预期。

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可再生能源发电收入：

我们记录了可再生电力的生产和销售收入，以及发电和

出售来自可再生电力的环境属性，如REC。我们所有的可再生电力产品都是根据我们现有运营项目的固定价格PPA销售的。

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公司收入：

根据我们的天然气对冲计划，公司报告已实现和未实现的损益。公司还与其他

公司职能的离散财务信息；主要用作共享服务中心，用于维护执行、会计、财务、法律、人力资源、税务、环境、工程和其他未分配给某个部门的运营职能。

我们的收入是根据公布的指数价格定价的，这些价格可能会受到我们无法控制的因素的影响，例如市场对大宗商品定价和监管发展的影响。由於专营权费的结构是按收入的百分比计算，所以专营权费的支付会随收入的变动而波动。由于这些因素，我们把重点放在管理生产量以及运营和维护费用上，因为这些因素更容易由我们控制。

RNG生产

我们的RNG产量水平受多种因素的影响而波动，包括：

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生产中断：

我们正在进行的垃圾填埋场的废物放置操作中断，恶劣天气事件，故障或退化

我们或垃圾填埋场运营商的设备或互联或传输问题可能会导致我们的RNG产量减少。我们努力通过预防性维护、工艺改进和设备的灵活重新部署来主动解决可能出现的任何问题，以最大限度地提高生产和使用寿命。2019年11月，我们的麦卡蒂工厂因其中一台发动机发生故障而失去了产能。直到2020年3月，更换设备投入使用，生产才恢复。我们2021年第一季度的销量比2020年第一季度增长了约29.1%，这主要是由于这台发动机在去年同期投入使用。2020年10月，加利福尼亚州的野火迫使我们的鲍尔曼工厂暂时关闭。虽然生产于2020年11月恢复，但我们2021年第一季度与Bowerman设施相关的收入比去年同期下降了约18.9%，这在一定程度上与这些野火有关。由于消化池的改进工作，该公司在2021年9月至2021年12月暂时闲置了皮科天然气的生产。

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最近的历史寒冷天气在2021年2月期间影响了我们位于德克萨斯州的阿塔斯科基塔、加尔维斯顿、麦卡蒂和海岸平原设施。由于2021年2月14日至2月20日停电，这些设施的生产暂时闲置，我们的某些交易对手或我们在2021年2月12日至2月22日期间宣布了与这些天气事件相关的不可抗力事件。这些设施后来恢复了运营，但由于我们在不使用公用事业的情况下提供了公用事业条款，供应商能够将容量贡献回市场，我们可以从未来的账单中获得信用。主要由于这些协议，与2020年第一季度相比，我们RNG部门的公用事业成本在2021年第一季度下降了约54.9%。我们的公用事业成本在2021年第二季度恢复正常，并在2021年第三季度继续保持在正常水平。

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我们麦卡蒂工厂的垃圾填埋场东道主最近更换了其井场收集系统，这导致我们工厂接收的原料中的氮气含量升高。此外，垃圾填埋场的东道主修改了井场分叉方法，这影响了该设施接收的原料数量。我们正在与垃圾填埋场东道主合作，但目前麦卡蒂工厂可供加工的原料数量较少。

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沼气质量：

我们依赖于我们网站东道主提供的沼气的质量和可用性。我们的堆填区工程地盘的废物质素，会因应接受的废物数量和种类而有所改变。沼气质量的变化可能会影响我们的RNG生产水平。在我们的三个项目中，我们运行井场收集系统，这可以更好地控制收集到的沼气的质量和一致性。在我们的两个项目中，我们有运营和管理协议，根据这些协议，我们可以通过管理井场收集系统来赚取收入。此外，我们的奶牛场项目得益于原料的一致性和垃圾收集的受控环境，以提高沼气质量。

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我们增长项目的RNG产量：

我们预计，随着露天堆填区继续增加产量，我们现有的某些项目的产量将会增加。

吸收更多的废物，可供收集的气体量就会增加。新项目或改造项目的投产延迟或投产时间延长，都会推迟该项目实现生产的任何时间。

定价

我们的可再生天然气和可再生发电部门的收入主要由我们的

承接-承接

协议和PPA以及我们生产的可再生天然气和可再生电力的数量。我们根据各种短期和中期协议将我们项目生产的RNG出售给交易对手，合同期限从三年到五年不等。我们与交易对手的合同通常是根据生产的RNG的不同天然气价格指数制定的。我们生产的所有可再生电力

沼气发电

项目根据长期合同出售给信誉良好的交易对手，通常是根据与自动扶梯的固定价格安排。

环境属性的定价占我们收入的很大一部分，基于各种因素，包括监管和行政行动以及商品定价，环境属性的定价会受到波动的影响。

我们的Jerome，ID奶牛场项目预计将被CARB授予更具吸引力的CI，从而有可能产生数倍于我们垃圾填埋场项目的LCFS信用额度。由于我们的Pico设施暂时闲置，CARB没有批准延长我们的临时路径，这将使我们能够将初始CI路径的数据收集推迟到2022年。因此，我们使用2021年的数据提交了我们的初始CI路径申请，并在2021年第四季度提交了临时CI延期申请。我们预计将在2021年12月获悉临时CI延期申请的批准。预计与2021年产量相关的初始CI得分将比临时CI得分更具吸引力。在CARB审查初始CI申请期间，我们预计在收到初始CI分数验证之前，将2022个产品放入仓库。

RIN的销售受到市场价格波动的影响，占我们收入的很大一部分。我们通过远期销售RIN来防范这些波动的风险，尽管目前我们通常只在RIN产生的日历年度销售RIN。2020年第四季度，由于2020年美国总统选举结果的不确定性，我们达成了预期2021年RIN世代的约50%的前瞻性承诺。这些远期承诺是基于承诺时的D3 RIN指数价格，因此我们在截至2021年9月30日的三个月和九个月实现的平均RIN价格分别约为1.65美元和1.75美元，分别低于约3.11美元和2.91美元的D3 RIN指数。我们目前的RIN承诺预计将在2021年第四季度得到确认，将以大约2.09美元的平均实现价格实现。我们目前没有为2022年承诺的任何RIN。由于承诺的远期销售，一年内销售的环境属性的已实现价格可能与当年或下一年的指数价格不直接对应。

影响运营费用的因素

我们的运营费用包括特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用、项目运营和维护费用、一般和行政费用、折旧和摊销、出售资产的净亏损(收益)、减值损失和交易成本。

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项目运维费用：

运营和维护费用主要包括与收集和维护有关的费用

沼气加工，包括沼气收集系统运行维护费用、沼气处理运行维护费用以及相关人工和管理费用。在项目级别，这包括所有人工和福利成本、持续的纠正性和前瞻性维护、项目级别的公用事业费用、租金、健康和安全、员工通信以及其他一般项目级别的费用。计划的主动维护时间可以基于设备使用情况，随着设备老化，与前几年相比，这些成本可能不是线性的。

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特许权使用费、运输费、采集费和生产燃料费：

特许权使用费是指向我们的设施主机支付的款项，通常是结构化的

作为收入的百分比。运输和收集费用包括容量和计量费用，代表将我们的RNG和可再生电力产品交付给客户的成本。这些费用包括向管道运营商和其他机构支付费用，以便将我们的天然气和电力商品输送给最终用户。生产燃料费用一般是根据沼气原料的数量支付的替代特许权使用费。

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一般和行政费用：

一般和行政费用主要包括公司费用和未分配的支持

我们的运营设施的职能，包括行政、财务、会计、投资者关系、法律、人力资源、运营、工程、环境登记和报告、健康和安全、IT和其他行政人员以及专业费用和一般公司费用的人事成本。随着首次公开招股和重组交易的完成，根据MNK的特别行政区计划发行的股票期权被取消。根据ASC 718，该公司在2021年1月加快了所有以前未授予的基于股票的薪酬支出，约为2050美元。公司董事会批准授予限制性股票，

不合格

2021年1月28日，根据MRI EICP，股票期权和限制性股票单位奖励。该公司根据ASC 718核算了与这些股权奖励相关的基于股票的薪酬，并在2021年前9个月确认了大约6612美元的与这些奖励相关的基于股票的薪酬。公司目前预计这一金额将反映2021年第四季度的季度支出，因为2021年第一季度的其他基于股票的薪酬支出是

一次

与取消SAR计划并将其替换为MRI EICP相关的费用。最后，在授予限制性股票方面，获奖者根据守则第83(B)款作出选择，我们扣留了一部分授予的限制性股票。根据ASC 718，公司确认了与股票相关的加速股票薪酬支出，我们在2021年第一季度录得约10,813美元的股票薪酬。2021年前9个月，我们总共确认了约19,713美元的股票薪酬。欲了解更多信息，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注14。

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折旧和摊销：

与确认我们的无形资产和固定资产的使用年限有关的费用。我们花了很大一笔钱

资金来建造和拥有我们的设施。除了开发资金外，我们每年都会进行再投资来维护这些设施。

下表汇总了我们在以下时期的收入、支出和净收入：


	三个月截至9月30日									变化 %
	2021			2020			变化			变化 %
营业总收入	$	39,749		$	28,250		$	11,499			40.7	%
运营费用：
运维费用		13,123			11,320			1,803			15.9	%
一般和行政费用		7,520			4,131			3,389			82.0	%
特许权使用费、运输、收集和生产燃料		6,636			5,189			1,447			27.9	%
折旧、损耗和摊销		5,666			5,470			196			3.6	%
保险收益		(157	)		(2,694	)		2,537			94.2	%
交易成本		232			—			232			0.0	%

总运营费用		33,020			23,416			9,604			41.0	%

营业利润	$	6,729		$	4,834		$	1,895			39.2	%
其他费用合计		1,314			652			662			101.5	%

所得税(福利)费用		(3,481	)		6,266			(9,747	)		(155.6	%)

净收益(亏损)	$	8,896		$	(2,084	)	$	10,980			(526.9	%)

截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月的收入

2021年第三季度总收入为39,749美元，比2020年第三季度的28,250美元增加了11,499美元(40.7%)。在2021年第三季度的增长中，销售的RIN数量的增加占到了一半以上(6850美元)。天然气指数价格上涨(79.8%)促使我们的天然气商品收入比上一年有所增加。根据交易对手分享协议确认的1288美元的较高收入也促进了这一增长。

可再生天然气收入

2021年第三季度，我们生产了1510MMBus的RNG，比2020年第三季度的1520MMBus(0.7%)减少了10MMBus。在2021年第三季度的卷中，31MMBus的RNG来自2020年期间投入使用的开发地点。在我们其他设施减少的40MMBtus RNG中，有120MMBtus与我们McCarty设施的井场问题有关。麦卡蒂工厂的收集系统因影响收集的水量增加而受到阻碍。随着水位的变化或增加，抽取原料的能力可能会降低。我们正在与垃圾填埋场东道主合作缓解这些问题，但预计这个问题将持续到2021年第四季度。其他工厂的产量增加(80MMBtus)部分抵消了麦卡蒂工厂产量的下降。

2021年第三季度可再生天然气部门的收入为35,002美元，比2020年第三季度的23,994美元增加了11,008美元(45.9%)。增长的主要驱动因素与上述2021年前9个月的RIN销量有关。2021年第三季度，天然气的平均大宗商品定价为每MMBtu 4.01美元，比2020年第三季度高出79.8%。2021年第三季度，我们售出了13,250台RIN，与2020年第三季度的10,434台相比，增长了2,816台(27.0%)。这一增长主要与RIN转让的跨期时间有关，因为我们的大多数RIN都是自我营销的，导致2021年第三季度的承诺比2020年第三季度更高。2021年第三季度RIN销售实现的平均定价为1.65美元，而2020年第三季度为1.54美元，增长7.1%。相比之下，2021年第三季度D3 RIN指数的平均价格为3.11美元，是2020年第三季度平均D3 RIN指数价格1.55美元的两倍。我们2021年第三季度的所有RIN销售一般都是根据D3指数定价的，没有一个是基于CWC的。截至2021年9月30日，我们大约有1107个MMBus可用于生成RIN，生成和未售出的RIN大约为零。截至2020年9月30日，我们大约有936个MMBTU可用于生成RIN，生成和未售出的RIN约为849个。

可再生能源发电收入

我们在2021年第三季度生产了大约43兆瓦时的可再生电力，比2020年第三季度生产的49兆瓦时(12.2%)减少了6兆瓦时。减少的原因是我们的Bowerman工厂(3MWh)和我们的安全设施在2021年第三季度的发动机维护工作，由于之前宣布的发动机故障，我们的安全设施在2021年第三季度没有生产，

可再生电费

2021年第三季度，我们可再生电力设施的运营和维护费用为3,533美元，比2020年第三季度的2,333美元增加了1,200美元(51.4%)。我们在2020年10月之前报告了PICO在可再生能源发电领域的业绩，PICO在2020年期间贡献了585美元。不包括PICO，2021年第三季度的可再生电力设施运营和维护费用比2020年第三季度增加了1,785美元(102.1%)。这一增长主要是由于我们鲍尔曼工厂计划的发动机预防性维护间隔的时间安排，2021年第三季度比2020年第三季度高出约1,608美元。

2021年第三季度，我们可再生电力设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为428美元，低于2020年第三季度的450美元，占可再生电力部门收入的比例从10.6%增加到11.0%。这一增长主要与我们的Pico结果在2021年第三季度被纳入RNG部门有关。

特许权使用费支付

2021年第三季度的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为6636美元，比2020年第三季度的5189美元增加了1447美元(27.9%)。我们为我们生产的商品和相关的环境属性向我们的燃料供应站点主机支付特许权使用费。这些特许权使用费支付通常是以收入的百分比为结构的，受上限限制，当环境属性价格降至定义的门槛以下时，有固定的最低支付。只要商品和环境属性的价格波动，我们的特许权使用费支付可能会在续签或延长燃料供应协议或与新项目相关时波动。我们的燃料供应协议通常结构如下

20年期

合同，提供对未来特许权使用费支付的利润率影响的长期可见性。

折旧

2021年第三季度的折旧和摊销为5666美元，比2020年第三季度的5470美元增加了196美元(3.6%)。与2020年第三季度相比，我们在2020年投入使用的开发场地在2021年第三季度贡献了492美元的折旧和摊销增加。

减值损失

我们在2021年或2020年第三季度没有记录任何减值亏损。

其他费用(收入)

2021年第三季度的其他费用为1,314美元，比2020年第三季度的652美元增加了662美元(101.5%)。在增加的其他费用中，增加的865美元与我们加尔维斯顿和皮科设施的资产处置成本有关。

所得税费用(福利)

截至2021年9月30日的三个月的所得税支出是使用今年迄今的实际有效税率计算的。实际税率不同于21%的美国联邦法定税率，主要是因为本年度根据“守则”第162(M)条永久不允许支付官员薪酬，但部分被生产税收抵免的有利影响所抵消。

截至2021年9月30日止三个月的实际税率(64.3%)较截至二零二零年九月三十日止三个月的税率149.8%为低，主要是由于本年度根据守则第2162(M)节不容许发放人员薪酬。本公司对截至2021年9月30日的三个月计算的税费采用年初至今的有效税率，该税率适用于年初至今

税前

账面亏损和名义离散事件的分层导致截至2021年9月30日的三个月的有效税率为(64.3%)。截至2020年9月30日的三个月，149.8的有效税率是第三季度的结果

税前

账面收入适用于估计的年度有效税率，该季度没有重大的离散事件。

下表汇总了我们在以下时期的收入、支出和净收入：


(单位为千，每股数据除外)	截至9个月 9月30日
	2021			2020			变化			变化 %
营业总收入	$	102,872		$	74,563		$	28,309			38.0	%
运营费用：
运维费用		36,954			31,281			5,673			18.1	%
一般和行政费用		35,280			11,336			23,944			211.2	%
特许权使用费、运输、收集和生产燃料		18,840			13,376			5,464			40.8	%
折旧、损耗和摊销		17,062			16,120			942			5.8	%
保险收益		(238	)		(3,444	)		3,206			(93.1	%)
减值损失		626			278			348			125.2	%
交易成本		357			—			357			0.0	%

总运营费用		108,881			68,947			39,934			57.9	%

营业利润(亏损)	$	(6,009	)	$	5,616		$	(11,625	)		(207.0	%)
其他费用合计		2,726			3,760			(1,034	)		(27.5	%)

所得税费用(福利)		1,286			(291	)		1,577			(541.9	%)

净(亏损)收入	$	(10,021	)	$	2,147		$	(12,168	)		(566.7	%)

截至2021年和2020年9月30日的9个月的收入

2021年前9个月的总收入为102,872美元，比2020年前9个月的74,563美元增加了28,309美元(38.0%)。这一增长的主要驱动因素与2021年前9个月实现的平均RIN定价上涨43.4%有关，与2020年前9个月的1.22美元相比，RIN价格上涨了1.77美元。天然气指数价格上涨(19.1%)导致我们的天然气商品收入比上一年有所增加。我们还确认，与2020年前9个月相比，我们的交易对手分享协议在2021年前9个月的收入增加了8,304美元，这主要与D3 RIN指数价格上涨有关。

可再生天然气收入

2021年前9个月，我们生产了4274 MMBtu的RNG，比2020年前9个月生产的4451 MMBtu(4.0%)减少了177 MMBtu。2021年前9个月的产量包括从2020年投产的开发地点生产的116MMBtu RNG。在我们其他地点生产的293 MMBtus RNG中，由于填埋模式导致产量有限，我们的伦普克工厂与2020年前9个月相比减少了171 MMBtus，其中195 MMBtus的减少是因为我们McCarty工厂的收集和处理设备故障导致收集系统受到影响的水量增加而阻碍了收集系统。我们Atasocita工厂的产量增加(86MMBtu)，抵消了产量下降的影响。

2021年前9个月，可再生天然气部门的收入为90,707美元，比2020年前9个月的60,799美元增加了29,908美元(49.2%)。增长的主要驱动因素与上述2021年前9个月实现的RIN定价有关。2021年前9个月，天然气的平均大宗商品价格为每MMBtu 3.18美元，比2020年前9个月高出19.1%。2021年前9个月，我们售出了30,875个RIN，与2020年前9个月的30,269个相比，增长了605个(2.0%)。这一增长主要与RIN转让的期间间时间安排有关。2021年前9个月RIN销售额实现的平均定价为1.77美元，而2020年前9个月为1.22美元，增长了45.1%。相比之下，2021年前9个月D3RIN指数的平均价格为2.91美元，比2020年前9个月的平均D3RIN指数价格高出约109.0%。我们在2021年和2020年前9个月的所有RIN销售一般都是根据D3指数定价的，没有一个是基于CWC的。截至2021年9月30日，我们大约有379个MMBTU可用于RIN生成。截至2021年9月30日，我们大约有308个RIN生成和未售出。截至2020年9月30日，我们约有320 MMBTU可用于生成RIN，截至2020年9月30日，已生成和未售出的RIN约为496个。

可再生能源发电收入

2021年前9个月，我们生产的可再生电力约为137兆瓦时，而2020年前9个月为152兆瓦时。减少15兆瓦时(9.9%)的原因是我们鲍尔曼工厂的发动机预防性维护计划一次影响一台发动机，以及我们安全设施正在进行的恢复发动机的项目。我们目前预计安全设施将在2021年第四季度恢复生产活动。

2021年前9个月来自可再生电力设施的收入为11,290美元，与2020年前9个月的13,282美元相比减少了1,992美元(15.0%)。在RNG报告Pico之前，Pico占了减少的707美元。我们的鲍尔曼工厂在2020年第四季度受到加州野火的影响，迫使其暂时关闭该设施。这一关闭推迟了与鲍尔曼设施相关的环境属性货币化的时间，导致2021年前9个月的收入与2020年前9个月相比减少了约6亿美元。

2021年前9个月，可再生发电部门收入的100%来自与相关PPA相关的固定价格的可再生电力货币化，而2020年前9个月的这一比例为94.7%。这为该公司提供了从我们的可再生电力场地产生的价格的确定性。

企业分析

虽然我们在2021年的前9个月没有任何天然气对冲计划，但我们在2020年前9个月的天然气对冲计划的定价高于实际指数价格，导致实现亏损388美元。2021年第三季度，我们记录了与2021年第二季度购买的RIN相关的875美元收入。这包括在截至2021年9月30日的综合营业报表中的营业收入中。在2020年前9个月，我们没有市场购买的RIN。

截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月的费用

一般和行政费用

2021年前9个月的一般和行政费用总额为35,280美元，比2020年前9个月的11,336美元增加了23,944美元(211.2%)。在2021年前9个月的总薪酬中，有18,754美元与IPO和重组交易相关的股票薪酬成本有关。不包括IPO相关股票薪酬的影响，一般和行政费用增加了约4727美元。与2020年前九个月相比，2021年前九个月的员工相关成本(包括股票薪酬)增加了约20,045美元(328.4%)。这一增长与我们取消MNK期权的会计有关，并记录了大约2050美元的以前未授予的基于股票的薪酬支出。我们记录了大约17,426美元与授予限制性股票相关的基于股票的薪酬支出，

不合格

股票期权，以及与公司董事会于2021年1月批准的员工奖励相关的限制性股票单位。此外，于2021年前九个月，专业费用增加约1,827美元(114.0%)，主要原因是我们成功完成首次公开发售及重组交易。此外，于二零二一年首九个月，我们的公司保险费较二零二零年首九个月增加约2,138美元(113.5%)，主要与首次公开发售完成后的保费上升有关。最后，与我们的IPO和重组交易相关的公司备案费用在2021年前9个月比2020年前9个月增加了约312美元。

可再生天然气支出

2021年前9个月，我们RNG设施的运营和维护费用为26,468美元，比2020年前9个月的23,015美元增加了3,453美元(15.0%)。在增加的资金中，约3351美元与2020年期间投入使用的开发用地有关。不包括这些开发地点的影响，2021年前9个月的运营和维护费用为23,117美元，比2020年前9个月的22,899美元增加了218美元(0.9%)。由于甲烷原料中硫化氢污染物水平升高，我们的加尔维斯顿工厂的维修费用增加了约800美元。我们位于德克萨斯州休斯顿的设施在2021年前九个月受到较低公用事业费率的有利影响。我们的某些公用事业合同有条款规定，当我们不使用公用事业时，供应商能够将这些容量重新投入市场，我们可以从未来的账单中获得信用。2021年第一季度的天气事件暂时影响了我们德克萨斯州休斯顿的设施公用事业消费，导致截至2021年9月30日的9个月，我们的RNG公用事业与截至2020年9月30日的9个月相比下降了约1004美元。

2021年前9个月，该公司RNG设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为17,536美元，比2020年前9个月的12,012美元增加了5524美元(46.0%)。特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用占RNG收入的百分比从2020年前9个月的19.8%上升到2021年前9个月的19.3%。特许权使用费的大部分增长，运输，收集和

与2020年前9个月相比，2021年前9个月与环境属性和交易对手分享协议收入增加相关的生产燃料支出。

可再生电费

我们的可再生电力设施在2021年前9个月的运营和维护费用为8,826美元，比2020年前9个月的7,854美元增加了972美元(12.4%)。截至2020年10月，我们报告了PICO在可再生能源发电领域的业绩，在此期间，PICO贡献了1,389美元。不包括Pico，2021年前9个月的可再生电力设施运营和维护费用比2020年前9个月增加了2361美元(36.5%)。这一增长主要与我们Bowerman工厂的定期发动机预防性维护间隔有关，2021年前9个月的发动机预防性维护间隔比2020年第一季度高出约2373美元。我们鲍尔曼工厂的定期维护增加预计将持续到2021年第四季度。

2021年前9个月，我们可再生电力设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为1,304美元，与2020年前9个月的1,363美元相比减少了59美元(4.3%)，占可再生电力部门收入的百分比从10.3%增加到11.5%。这一减少与我们的Bowerman工厂因加州野火而暂时关闭有关，导致与环境属性相关的收入损失有关。

特许权使用费支付

2021年前9个月的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为18,840美元，与2020年前9个月的13,376美元相比增加了5,464美元(40.8%)。我们为我们生产的商品和相关的环境属性向我们的燃料供应站点主机支付特许权使用费。这些特许权使用费支付通常是以收入的百分比为结构的，受上限限制，当环境属性价格降至定义的门槛以下时，有固定的最低支付。只要商品和环境属性的价格波动，我们的特许权使用费支付可能会在续签或延长燃料供应协议或与新项目相关时波动。我们的燃料供应协议通常结构如下

20年期

合同，提供对未来特许权使用费支付影响的长期可见性。

折旧

2021年前9个月的折旧和摊销为17,062美元，比2020年前9个月的16,120美元增加了942美元(5.8%)。与2020年前9个月相比，我们在2020年投入使用的开发场地在2021年前9个月贡献了1643美元的折旧和摊销增加。

减值损失

我们计算并记录了2021年前9个月的减值亏损626美元，与2020年前9个月的278美元相比增加了348美元(125.2%)。2021年前9个月的损坏与垃圾填埋场东道主要求我们将以前改装成RNG的电力场地退役有关。根据合同，我们有义务维护这个场地。2020年前九个月的减值是由于终止了与我们收购Pico相关的开发协议。

其他费用(收入)

2021年前9个月的其他费用为2726美元，与2020年前9个月3760美元的其他费用相比，减少了1034美元(27.5%)。与2020年前9个月相比，2021年前9个月与我们的信贷协议相关的利息支出减少了1,446亿美元，这是减少的主要原因。

所得税费用(福利)

截至2021年9月30日的9个月的所得税支出是使用今年迄今的实际有效税率计算的。实际税率不同于21%的美国联邦法定税率，主要是因为本年度根据“守则”第162(M)条永久不允许支付官员薪酬，但部分被生产税收抵免的有利影响所抵消。

截至2021年9月30日的9个月的有效税率(14.7%)高于截至2020年9月30日的9个月的税率(15.7%)。2021年9月30日的税率(14.7%)是根据与税前账面亏损状况相比，162(M)不利的永久性调整(在截至2020年9月30日的季度不适用)推动的税费支出计算的。或者，2020年9月30日(15.7%)的税率是根据2020年1月1日蒙托克能源资本(MEC)合伙企业解散产生的所得税优惠计算的，这允许MEC下的所有实体作为公司合并联邦税务集团的一部分申报，而不是

税前

账面收入状况。

截至2021年和2020年9月30日的9个月的营业亏损

2021年前9个月的营业亏损为6,010美元，与2020年前9个月的营业利润5,615美元相比，减少了11,625美元(207.0%)。营业亏损增加的主要驱动因素与2021年前9个月确认的IPO和重组交易基于股票的薪酬支出18,754美元有关。2021年前9个月，RNG的营业利润为34,154美元，比2020年前9个月的18,815美元增加了15,339美元(81.5%)。2021年前9个月的可再生能源发电运营亏损为3,626美元，与2020年前9个月的1,817美元运营亏损相比，减少了1,809美元(99.6%)。

非GAAP

财政措施：

下表列出了EBITDA和调整后的EBITDA，

非GAAP

以下列出的每个时期的财务措施。我们公布EBITDA和调整后的EBITDA是因为我们相信，通过剔除我们认为不能反映我们核心经营业绩的项目，这些衡量标准有助于投资者在一致的基础上分析我们在报告期内的表现。此外，EBITDA和调整后的EBITDA是管理层和董事会在财务和经营决策以及确定某些薪酬计划时使用的业绩财务衡量标准。EBITDA和调整后的EBITDA是GAAP没有要求或根据GAAP呈报的补充业绩衡量标准。EBITDA和调整后的EBITDA不应被视为根据GAAP得出的净收入或任何其他业绩衡量标准的替代方案，也不应被视为经营活动现金流或流动性或盈利能力衡量标准的替代方案。

下表提供了我们的EBITDA和调整后的EBITDA，以及截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月的净收入对账，这是GAAP最直接的可比性指标：


	三个月后结束 9月30日
	2021			2020
净收益(亏损)	$	8,896		$	(2,084	)
折旧及摊销		5,666			5,470
利息支出		697			436
所得税费用(福利)		(3,481	)		6,266

EBITDA		11,778			10,088
出售资产净亏损		822			—
交易成本		232			—

调整后的EBITDA	$	12,832		$	10,088

下表提供了我们的EBITDA和调整后的EBITDA，以及截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月的净收入对账，这是GAAP最直接的可比性指标：


	截至9个月 9月30日
	2021			2020
净(亏损)收入	$	(10,021	)	$	2,147
折旧及摊销		17,062			16,120
利息支出		2,064			3,510
所得税费用(福利)		1,286			(291	)

EBITDA		10,391			21,486
减值损失(1)		626			278
出售资产净亏损		822			—
交易成本		357			—
非现金套期保值费用		—			388

调整后的EBITDA	$	12,196		$	22,152

(1)

在截至2021年9月30日的9个月中，我们记录了626美元的减值，这与垃圾填埋场东道主要求我们退役之前改建为RNG设施的设施有关。根据合同，我们以前有义务维护这个设施。在截至2020年9月30日的9个月内，我们记录了278美元的减值，终止了与我们的Pico项目相关的开发协议。

流动性与资本资源

流动资金来源

截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们的现金和现金等价物(扣除限制性现金)分别为20,892美元和20,992美元。我们打算在我们的循环信贷安排下，使用运营和借款的现金流为近期发展项目提供资金。我们相信，在我们的信贷安排下，我们将有足够的运营现金流和借款可用来履行我们的偿债义务，并至少在未来12个月内满足预期的所需资本支出(包括正在开发的项目)。然而，我们受到业务和运营风险的影响，这些风险可能会对我们的现金流和流动性产生不利影响。

2021年1月26日，在IPO结束时，在扣除1,608美元的承销折扣和佣金以及其他估计成本6,891美元后，我们获得了14,472美元的净收益。

截至2021年9月30日，我们的未计债务发行成本为59,197美元，而截至2020年12月31日的未计债务发行成本为66,697美元。

我们的未计发行成本的债务(以千为单位)如下：


	2021年9月30日		2020年12月31日
定期贷款	$	22,500	$	30,000
循环信贷安排		36,697		36,697

未计发债成本的债务	$	59,197	$	66,697

2018年12月12日，我们与Comerica银行(以下简称Comerica)和某些其他金融机构签订了经修订的循环信贷和定期贷款协议(经修订，即《经修订的信贷协议》)。修订后的信贷协议以我们的所有资产和我们某些子公司的资产作抵押，并提供五年期95,000美元定期贷款和五年期80,000美元循环信贷安排。

截至2021年9月30日，定期贷款下的未偿还金额为22,500美元，循环信贷安排下的未偿还金额为36,697美元。这笔定期贷款每季度摊销2,500美元，最终到期日为2023年12月12日，利率分别为2021年9月30日和2020年12月31日，利率为2.855-2.961。经修订信贷协议项下的循环及定期贷款按我们的总杠杆率计算的欧洲美元保证金或基本利率保证金计息(每种情况下，该等条款于经修订信贷协议中定义)。

修订后的信贷协议包含适用于我们和我们某些子公司的习惯契约，包括财务契约。经修订信贷协议须受惯常违约事件影响，并预期，在任何财政季度(X)，每月平均D3 RIN价格(根据经修订信贷协议厘定)低于每RIN 0.80美元及(Y)该季度综合EBITDA低于6,000美元时，我们将会违约。根据修订后的信贷协议，合并EBITDA定义为净收益加上(A)所得税费用，(B)利息费用，(C)折旧，损耗和摊销费用，

(D)非现金

未实现衍生工具费用和(E)任何其他非常、不寻常或

非重复性

根据Comerica在某些情况下达成的协议，对净收入的某些组成部分进行调整。

根据经修订的信贷协议，我们须维持以下比率：

•

截至任何财政季度末，总负债与有形净值的最高比率(在每种情况下，这些条款都在修订的信贷协议中定义)大于2.0至1.0；以及

•

截至每个财政季度末，(X)固定费用覆盖率(定义见经修订信贷协议)不低于1.2至1.0，及(Y)总杠杆率(定义见经修订信贷协议)不超过3.0至1.0。

截至2021年9月30日，我们遵守了修订后的信贷协议下所有适用的金融契约。

经修订信贷协议取代吾等先前与Comerica Bank订立的信贷协议，而根据经修订信贷协议作出的定期贷款所得款项的一部分被吾等用于(其中包括)完全偿还该等信贷协议下未偿还的总额52,500美元。有关经修订的信贷协议的更多信息，请参阅我们未经审计的简明综合财务报表的附注12-债务。

成长率与资本支出

我们历来用营运资金、运营现金流和债务融资为我们的增长和资本支出提供资金。我们预计2021年的资本支出将在8000美元至9000美元之间。我们修订后的信贷协议为我们提供了80,000美元的循环信贷安排，以及75,000美元的手风琴选项，为我们提供了获得额外资本的途径，以实施我们的收购和发展战略。我们的2021年资本计划包括年度预防性维护支出、年度油田扩建项目、其他具体设施改进和信息技术改进。此外，我们预计将花费5000美元在我们最近委托的开发设施的优化项目上。最后，我们目前预计2021年与现有的Montauk Ag Renewables收购和Pico扩建项目相关的开发资本支出高达1.4万美元。

现金流量

下表列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月我们的现金流和现金等价物的信息：


	截至9个月 9月30日
	2021			2020
经营活动提供的净现金流量	$	21,298		$	22,636
用于投资活动的净现金流量		(11,414	)		(13,742	)
融资活动提供的净现金流量(用于)		(9,860	)		1,000
现金及现金等价物净增加情况		24			9,894
受限现金，期末		691			718
现金和现金等价物和受限的，期末		21,583			20,256

2021年前9个月，我们从运营活动中产生了21,298美元的现金，比2020年前9个月的22,636美元下降了5.9%。2021年前9个月，营运资本及其他资产和负债使用了6784美元，而2020年前9个月为2985美元。在截至2021年9月30日的三个月里，我们售出了大约500个RIN，这些RIN是在2021年第二季度以3.17美元的D3现货价格购买的。净收入的重大调整包括我们对基于股票的薪酬的会计处理，增加了19,250美元，以及与我们的利率互换协议相关的减少了2,392美元。

我们用于投资活动的净现金流历来侧重于项目开发和设施维护。2021年前9个月，我们的资本支出为7,702美元，其中约2,362美元与我们最近投入使用的设施的优化项目有关，1,000美元与皮科饲料修正案(Pico Feedstock Amendment)有关。包括341美元的收购成本在内，我们为北卡罗来纳州的Montauk Ag Renewables收购收购了4142美元的资产。2020年前9个月，我们的资本支出为14,911美元，其中806美元、3,862美元和1,516美元分别与加尔维斯顿、海岸平原和Pico RNG设施的建设有关。在2020年前9个月，我们还产生了3003美元的资本支出，用于重建我们McCarty RNG工厂的故障发动机。

2021年前9个月，我们用于融资活动的净现金流为9860美元，与2020年前9个月融资活动提供的现金相比，减少了10860美元。在2021年的前9个月，我们IPO的完成提供了15,593美元的收益，其中包括支付佣金和费用。于2021年首九个月，本公司重新收购950,214股股份，价值约10,813美元，与根据雇员根据守则第83(B)节作出的与IPO有关的选择而从限制性股票奖励中扣留股份有关。此外，在2021年的前9个月，在分配方面，我们向MNK提供了7140美元的贷款，用于支付其根据修订后的1962年南非所得税法产生的股息税义务。作为这笔贷款的担保，MNK已将其在公司的某些股份质押给Montauk Renewables，并同意用出售这些股份的收益偿还这笔贷款。在2020年前9个月，我们根据循环信贷协议借入了8500美元，主要用于发展资本支出。

财务报告的内部控制

在为IPO编制未经审计的简明综合财务报表的过程中，以及在编制我们的

年终

根据财务报表，我们和我们的独立会计师事务所发现，我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷，影响了截至2020年12月31日的12个月以及截至2020年9月30日和2019年9月30日的9个月。2021年第三季度，我们继续实施补救措施，以应对之前发现的与我们的实质性薄弱环节补救计划相关的实质性薄弱环节。见下文第4项：控制和程序。

见“风险因素--新兴成长型公司风险--我们发现财务报告的内部控制存在重大缺陷。我们继续实施补救措施，以应对这一重大弱点。如果我们在未来发现更多重大弱点或未能保持有效的内部控制系统，我们可能无法在2020年年报中准确或及时地报告我们的财务状况或经营结果，这可能会对我们的业务产生不利影响。

关键会计政策和估算

我们未经审计的简明综合财务报表是根据公认会计原则编制的，要求我们的管理层做出影响报告的资产、负债、收入、成本和费用以及相关披露金额的估计和假设。我们的估计是基于历史经验和我们认为在这种情况下合理的各种其他假设。实际结果可能与这些估计不同，如果基础条件或假设发生变化，这些估计可能会发生变化。

收入确认

我们的收入包括可再生能源和根据与客户签订的长期合同提供的相关环境属性销售。当我们通过在客户获得产品控制权时将承诺的产品转让给客户来履行合同(无论是隐含的或明确的)规定的履行义务时，所有收入都将确认。履约义务是在合同中承诺将不同的产品或服务转让给客户。合同的交易价格分配给每个不同的履行义务。我们使用合同中每个不同产品的产品可观察到的市场独立销售价格，将合同的交易价格分配给每个履约义务。

收入的衡量标准是我们期望通过转让我们的产品而获得的对价金额。因此，收入是扣除津贴和客户折扣后记录的。在适用的范围内，向客户收取并汇给政府当局的销售额、增值税和其他税费均按净额(不包括收入)核算。我们长期合同的性质可能会引起几种不同的对价，例如周期性的价格上涨。这种可变的考虑是我们无法控制的，因为可变的考虑是由市场决定的。

该公司长期合同的性质可能会引起几种类型的可变对价，例如周期性的价格上涨。这一可变对价不在本公司的影响范围内，因为可变对价是由市场决定的。因此，与长期合同相关的可变对价被认为是完全受限的。

RIN

根据RFS计划的规定，我们通过生产和销售用于运输目的的RNG来生成D3 RIN。我们的运营成本与RNG的生产有关。RIN是作为我们的可再生运营项目的产出而产生的。我们生产的RIN可以独立于所生产的能源进行分离和销售。因此，在生成RIN时不会将成本分配给RIN。当与客户达成协议，以商定的价格出售信用，并发生控制权转移时，收入将在这些环境属性上确认。我们签订了转让RIN的远期承诺。这些远期承诺基于承诺时的D3 RIN指数价格。由于承诺的远期销售，一年内销售的RIN的实现价格可能与指数价格不直接对应。

区域经济合作组织

我们在包括加利福尼亚州、俄克拉何马州和德克萨斯州在内的多个州通过生产垃圾填埋场甲烷并将其转化为可再生电力来产生可再生能源。这些州有各种法律要求公用事业公司从可再生资源中购买部分能源。我们的运营成本与生产可再生电力有关。REC是作为我们的可再生运营项目的产出而产生的。我们生产的REC可以独立于所生产的电力进行分离和销售。因此，在生成REC时不会将成本分配给REC。当与客户达成协议，以商定的价格出售信用，并发生控制权转移时，收入将在这些环境属性上确认。

所得税

我们在美国联邦司法管辖区以及各州和地方司法管辖区缴纳所得税。各辖区内的税收法规以相关税收法律法规的解释为准，需要重大判断才能适用。

我们的递延税净资产头寸是净营业亏损(“NOL”)、固定资产、无形资产和税收抵免结转的结果。递延税项资产的变现取决于我们在税项属性到期之前，在这些临时差额变为可扣除期间产生足够的未来应税收入的能力。对递延税项资产的评估需要在评估我们的财务报表或纳税申报表中确认的事件未来可能产生的税收后果以及税务管辖区对未来盈利能力的预测方面做出判断。

我们在报告期间根据司法管辖权评估我们的递延税项资产，以确定考虑到事实或情况的变化，对估值拨备的调整是否合适。在每个报告日期，管理层在决定我们递延税项资产的未来变现时，都会考虑新的证据，无论是正面的还是负面的。对于不确定的税收状况，我们使用

“很可能比不可能”

确认和解决不确定税收头寸的门槛。对不确定税务头寸的评估基于各种因素，包括但不限于税法的变化、对纳税申报表中已采取或预期采取的税收头寸的衡量、应审计事项的有效解决、新的审计活动以及与税收头寸相关的事实或情况的变化。鉴于我们目前的水平

税前

收益和预测的未来

税前

除了盈利，我们预计在未来一段时间内在美国产生税前收入的水平将充分利用我们的美国联邦NOL结转和到期前其大部分州NOL结转。

无形资产

可单独确认的无形资产在收购时按其公允价值入账。我们根据美国会计准则第350条对无形资产进行会计处理。

无形资产-商誉和其他

。有限寿命的无形资产包括互联、客户合同、商号和商标。互联无形资产是指利用运营项目和公用事业变电站之间的互联线路传输产生的电力的专有权。该权利包括由公用事业公司在这条线路上提供全面维护。使用年限有限的无形资产在其预计使用年限内按直线摊销。我们评估我们有限年限的无形资产的减值，因为事件或环境变化表明这些资产的账面价值可能无法完全收回。可能导致减值的事件包括市场价格大幅下降或关闭网站的决定等。

寿命不定的无形资产不摊销，包括排放额度和土地使用权。排放限额包括需要应用于内燃机氮氧化物(“NOx”)排放的信用额度。这些发动机排放的NOx水平在美国某些地区需要环境许可。除了NOx额度的永久分配外，每年可使用的额度上限是达到国家环境空气质量标准规定的臭氧达标所需的水平。我们至少每年或每当事件或环境变化表明资产的账面价值可能无法收回时，对寿命无限期的无形资产的减值进行评估。

如果有限年限或无限年限无形资产被视为减值，应确认的减值以资产的账面价值超过资产公允价值的金额计量。公允价值是根据预期未来现金流的现值确定的。我们在进行这些评估时使用最好的估计，但是，未来的实际定价、运营成本和贴现率可能与我们估计中使用的假设有所不同，这种变化的影响可能是重大的。

有限寿命资产减值

根据FASB ASC主题360，只要发生事件或环境变化表明一项资产的账面价值可能无法收回，物业、厂房和设备以及使用年限有限的无形资产就会被评估减值。将持有和使用的资产的可回收性是通过将资产或资产组的账面价值与该资产或资产组预期产生的未来未贴现现金流进行比较来衡量的。该等估计乃基于若干假设，该等假设受不确定性影响，并可能与实际结果有重大差异，包括考虑对长期信贷价格、未来项目营运成本上升及预期工地营运的具体项目假设。如果该等资产被视为减值，应确认的减值以该资产的账面价值超过该资产公允价值的金额计量。公允价值一般是通过考虑(I)资产集团内部开发的贴现现金流量、(Ii)第三方估值和/或(Iii)有关该等资产当前市值的现有信息来确定的。我们在进行这些评估时会使用最好的估计，并考虑各种因素，包括未来的定价和运营成本。然而，未来的实际市场价格和项目成本可能与我们估计中使用的假设有所不同，这种变化的影响可能是实质性的。

我们在2021年和2020年的前9个月分别记录了626美元和278美元的减值。有关更多信息，请参阅我们未经审计的简明综合财务报表的附注3，“资产减值”。

失衡

板材布置

失衡

资产负债表安排包括那些可能会影响我们的流动性、资本资源和经营结果的安排，即使该等安排没有被记录为GAAP下的负债。我们的

失衡

单据安排仅限于未付信用证。虽然这些安排服务于我们不同的业务目的，但我们并不依赖这些安排来维持我们的流动资金和资本资源，我们也不知道有任何合理可能导致

失衡

资产负债表安排对流动性和资本资源产生重大不利影响。

在2021年的前9个月，我们大约有3905美元的

失衡

未偿信用证的单据安排。这些信用证降低了我们根据修订后的信贷协议提供的循环信贷安排的借款能力。我们的某些合同要求开具信用证，以提供额外的履约保证。这些未兑付的信用证没有任何用途。在2020财年，我们没有

失衡

除未付信用证外的单张安排约为7,145美元。

合同义务

与我们2020年度报告中“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中报告的情况相比，我们在2021年第三季度的重大合同义务没有发生实质性变化。

新兴成长型公司

根据《就业法案》的定义，我们是一家新兴的成长型公司。就业法案允许新兴成长型公司推迟采用新的或修订后的会计准则，直到这些准则适用于私营公司。我们打算利用这些过渡期，这可能会使我们的财务报表很难与其他公司的财务报表进行比较。

非新兴市场

成长型公司和其他新兴成长型公司选择退出《就业法案》规定的过渡期。

近期会计公告

关于我们最近采用的会计声明和最近发布的尚未采用的会计准则的说明，请参阅本报告未经审计的简明合并财务报表第一部分附注2“重大会计政策摘要”。

第三项。	关于市场风险的定量和定性披露

自我们在2020年年报第二部分第7A项中披露的关于市场风险的定量和定性披露以来，没有发生实质性变化。

第四项。

控制和程序

管理层对信息披露控制和程序的评估

我们维持披露控制和程序，旨在确保根据1934年证券交易法(下称“交易法”)要求在公司报告中披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保此类信息被积累并传达给公司管理层，包括公司首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关所需披露的决定。任何管制和程序，无论其设计和运作如何完善，都只能提供合理的保证，以达致预期的管制目标。在公司首席执行官和首席财务官的参与下，公司得出结论，根据规则，截至2021年9月30日，公司的披露控制和程序无效

13a-15

和规则

15d-15

基于下文所述财务报告内部控制的重大弱点，“交易法”的规定。

有鉴于此，我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经进行了额外的分析、核对和其他结算后程序，并得出结论，尽管我们对财务报告的内部控制存在重大弱点，但本季度报告所涵盖和包括在本表格中的未经审计简明综合财务报表

10-Q

在所有重要方面，我们的财务状况、经营结果和现金流都相当符合公认会计准则所列期间的财务状况、经营结果和现金流。

之前报道的实质性弱点

在编制与首次公开募股相关的中期财务报表期间，以及在编制我们的

年终

根据财务报表，我们和我们的独立会计师事务所发现财务报告的内部控制存在重大缺陷。如规则中所定义

12b-2

根据“交易法”，“实质性缺陷”是指财务报告的内部控制存在缺陷或缺陷的组合，使得我们的年度或财务报告的重大错报有合理的可能性。

中期财务报表不会被及时阻止或发现。具体地说，我们没有足够的程序和控制来完整和准确地记录综合所得税拨备和相关应计项目的投入。

已识别的控制缺陷可能导致对我们的账目或披露的错误陈述，这可能会导致我们的年度或中期合并财务报表出现重大错误陈述，而这是无法防止或检测到的，因此，吾等认定这些控制缺陷构成重大弱点。管理层从发现重大弱点之日起就采取了补救行动；然而，补救的控制措施在足够长的时间内没有到位，无法对其设计和操作有效性进行测试。在补救措施已经运行了足够长的一段时间，并通过测试证明它们正在有效运行之前，不会认为这些重大缺陷已经得到补救。

在下面的“财务报告内部控制的变化”一节中，我们描述了我们的补救计划，以解决已发现的重大缺陷。

财务报告内部控制的变化

在截至2021年9月30日的季度里，我们对财务报告的内部控制发生了一些变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性产生重大影响。在2021年9月30日的季度，我们继续实施补救计划，以应对之前发现的与我们的重大弱点补救计划相关的重大弱点。当我们完成对我们实施的补救计划的测试后，我们将能够评估我们的补救计划的有效性，如下所述。

作为我们正在进行的补救计划的一部分，我们继续实施旨在改善我们对财务报告的内部控制的措施，以弥补导致重大缺陷的控制缺陷，包括外包外部专家对我们的税务计算和相关披露的并行准备和审查，并启动我们的财务控制环境的设计和实施，其中包括创建额外的控制，旨在加强我们围绕年度和中期税收拨备及相关披露的审查和核对过程。虽然我们相信这些努力将改善我们对财务报告的内部控制，但我们补救措施的实施仍在进行中，需要不断验证和测试内部控制的设计和运行有效性。

如果我们采取的措施不能及时纠正重大缺陷，这些控制缺陷或其他因素可能继续存在合理的可能性，可能会导致我们的年度或中期合并财务报表出现重大错报，无法及时预防或发现。

第二部分其他信息

第一项。

法律程序

有时，我们和我们的子公司可能会成为我们正常业务过程中出现的法律诉讼的一方。我们和我们的子公司目前不是任何重大待决法律诉讼的一方，我们的财产也不受任何重大法律程序的约束。

项目1A。

危险因素

我们面临着许多风险，这些风险可能会对我们的业务、运营结果、现金流、流动性或财务状况产生实质性的负面影响。关于我们的风险因素的讨论可以在我们2020年度报告的第一部分“第1A项风险因素”中找到。经济衰退的影响

新冠肺炎

大流行可能加剧第一部分(项目1A)中讨论的风险。我们在2020年年报中提到了“风险因素”，其中任何一项都可能对我们产生实质性影响。

第二项。	未登记的股权证券销售和收益的使用

出售注册证券所得款项的使用

2021年1月21日，我们在表格上的注册声明

S-1,

经修订的(文件

表格333-251312)

(“注册声明”)，被美国证券交易委员会宣布为与我们的首次公开募股相关的有效。此次IPO的承销商是罗斯资本合伙公司(Roth Capital Partners)。根据注册说明书，总共出售了3399,515股我们的普通股，其中包括(1)本公司发行的2,702,500股新普通股和(2)MNK持有的697,015股本公司普通股。这3,399,515股股票以每股8.50美元的发行价出售，扣除约160万美元的承销折扣和约620万美元的公司应付发售费用后，公司获得的净收益约为1500万美元。

IPO于2021年1月26日截止。吾等并无直接或间接向(I)吾等任何高级职员或董事或其联系人、(Ii)拥有吾等任何类别股权证券10%或以上的任何人士或(Iii)吾等任何联属公司支付该等开支。

从IPO结束到2021年9月30日，Montauk Renewables将IPO净收益中的约530万美元用于尽职调查和2021年5月完成Montauk Ag Renewables收购。一笔无形的金额已用于其他可能的收购和项目。其余约9.7美元的净收益以现金形式持有。

第三项。

高级证券违约

没有。

第四项。

煤矿安全信息披露

不适用。

第五项。

其他信息

没有。

第6项。

展品


展品数		描述
10.1+†		Iogen RC Fuels LP和GSF Energy，LLC之间的天然气买卖基础合同，日期为2021年4月1日
10.2+†		Iogen RC Fuels LP和GSF Energy，LLC之间的交易确认，日期为2021年4月1日
10.3†		Blue Source，LLC和GSF Energy，LLC之间的交易确认第一修正案，日期为2021年5月9日


展品数		描述

31.1		按照规则认证行政总裁13A-14(A)和15D-14(A)《证券交易法》(Securities Exchange Act)

31.2		按照规则认证首席财务官13A-14(A)和15D-14(A)《证券交易法》(Securities Exchange Act)

32.1		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官的证明

32.2		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席财务官的证明

101.INS		内联XBRL实例文档

101.SCH		内联XBRL分类扩展架构文档

101.CAL		内联XBRL分类扩展计算链接库文档

101.DEF		内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档

101.LAB		内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档

101.PRE		内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档

104		封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)

+	标有(+)号的展品不包括某些非实质性的附表和展品 S-K，第601(A)(5)项或第601(A)(6)项。依据规例而遗漏的任何附表及证物的副本 S-K，项目601(A)(5)将应要求提供给证券交易委员会。

†	根据规例第601(B)(10)(Iv)项，标有(†)的展品不包括展品的某些部分。 S-K 如有要求，将向美国证券交易委员会提供一份遗漏部分的复印件。

签名

根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签名人代表其签署。


2021年11月15日	蒙托克可再生能源公司

	由以下人员提供：	/s/肖恩·F·麦克莱恩(Sean F.McClain)
		肖恩·F·麦克莱恩(Sean F.McClain)
		*总裁、首席执行官兼董事首席执行官(首席执行官)

	由以下人员提供：	/s/凯文·A·范·阿斯达兰(Kevin A.Van ASDALAN)
		报道：凯文·A·范·阿斯达兰
		*首席财务官首席财务会计官(首席财务会计官)


	截至9月30日， 2021			截至12月31日， 2020
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	20,892		$	20,992
限制性现金流		118			—
应收账款和其他应收账款净额		15,308			5,449
预付费用和其他流动资产		3,045			6,044

流动资产总额	$	39,363		$	32,485
受限现金- 非电流	$	573		$	567
财产、厂房和设备、净值		179,307			186,401
关联方应收账款		7,140			—
商誉和无形资产净额		15,033			14,678
递延税项资产		13,697			14,822
经营租赁使用权资产		378			586
其他资产		4,254			3,817

总资产	$	259,745		$	253,356

负债、股东权益和成员权益
流动负债：
应付帐款	$	5,800		$	5,964
应计负债		12,441			11,539
租赁负债的当期部分		294			282
衍生工具的流动部分		841			1,185
长期债务的当期部分		9,633			9,492

流动负债总额	$	29,009		$	28,462
长期债务，减少流动部分	$	49,023		$	56,268
非电流租赁责任的一部分		102			320
非电流衍生工具的部分		408			1,075
资产报废义务		5,883			5,689
其他负债		1,226			1,920

总负债	$	85,651		$	93,734

股东权益和会员权益
会员权益	$	—		$	159,622
普通股，$0.01面值，授权690,000,000股份；143,584,8272021年9月30日发行的股票；141,015,2132021年9月30日发行的流通股		1,410			—
国库股，按成本价计算，950,2142021年9月30日的股票		(10,813	)		—
其他内容实缴资本		193,518			—
留存赤字		(10,021	)		—

股东权益和会员权益合计	$	174,094		$	159,622

总负债、股东权益和成员权益	$	259,745		$	253,356


	九个月后结束 9月30日，
	2021			2020
经营活动的现金流：
净(亏损)收入	$	(10,021	)	$	2,147
对净(亏损)收入与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧、损耗和摊销		17,062			16,120
递延所得税拨备(福利)		1,124			(372	)
基于股票的薪酬		19,713			465
关联方应收账款		—			164
导数按市值计价调整和结算		(1,011	)		1,381
财产保险收益		(238	)		(1,169	)
皮科的收益赚取收益债务减免		(694	)		—
出售资产净亏损		822			—
资产报废债务的增加		304			108
债务发行成本摊销		395			532
减值损失		626			278
营业资产和负债变动情况：
应收账款及其他应收账款和其他流动资产		(7,272	)		695
应付帐款和其他应计费用		488			2,287

经营活动提供的净现金	$	21,298		$	22,636
投资活动的现金流
资本支出	$	(7,702	)	$	(14,911	)
资产收购		(4,142	)		—
现金抵押品存款，净额		118			—
出售资产所得收益		74			—
保险追讨收益		238			1,169

用于投资活动的净现金	$	(11,414	)	$	(13,742	)
融资活动的现金流：
长期债务的借款	$	—		$	8,500
偿还长期债务		(7,500	)		(7,500	)
首次公开发行(IPO)所得收益		15,593			—
库存股购买		(10,813	)		—
借给Montauk Holdings Limited的贷款		(7,140	)		—

融资活动提供的现金净额(用于)	$	(9,860	)	$	1,000
现金及现金等价物和限制性现金净增加	$	24		$	9,894
期初现金及现金等价物和限制性现金	$	21,559		$	10,361

期末现金及现金等价物和限制性现金	$	21,583		$	20,255

期末现金、现金等价物和限制性现金的对账：
现金和现金等价物	$	20,892		$	19,537
受限现金和现金等价物-流动		118			151
受限的现金和现金等价物- 非电流		573			567

	$	21,583		$	20,255


	三个月后结束 2021年9月30日
净收益收入	$	8,896
基本加权平均流通股		141,015,213
以股份为基础的奖励的稀释效应		32,793

稀释加权平均流通股		141,048,006

基本每股收益	$	0.06
稀释后每股收益	$	0.06


	九个月后结束 2021年9月30日
净损失	$	(10,021	)
基本加权平均流通股		141,015,213
以股份为基础的奖励的稀释效应		—

稀释加权平均流通股		141,015,213

每股基本亏损	$	(0.07	)
稀释每股亏损	$	(0.07	)


(除非另有说明，否则以千为单位)	三个月截至9月30日						变化			变化 %
	2021			2020			变化			变化 %
收入
可再生天然气总收入	$	35,002		$	23,994		$	11,008			45.9	%
可再生能源发电总收入	$	3,872		$	4,256		$	(384	)		(9.0	%)

RNG指标
CY RNG产量(MMBtu)		1,510			1,520			(10	)		(0.7	%)
减去：固定/底价合同下的当期RNG数量		(333	)		(561	)		228			(40.6	%)
加号：本期分配的前期RNG数量		309			297			12			4.0	%
较少：本期RNG产量未分配		(379	)		(320	)		(59	)		18.4	%
可用于生成RIN的总RNG卷(1)		1,107			936			171			18.3	%

Rin度量
当前RIN代(x 11.727)(2)		12,985			10,977			2,008			18.3	%
减去：交易对手份额(RIN)		(1,415	)		(1,394	)		(21	)		1.5	%
加：前期RIN结转到本期		1,586			1,700			(114	)		(6.7	%)
减去：进入下一个CY的CY RIN		—			—
可供销售的RIN总数(3)		13,156			11,283			1,873			16.6	%
减少：售出的RIN		(13,250	)		(10,434	)		(2,816	)		27.0	%
环库存		(94	)		849			(943	)		(111.1	%)
RNG库存(未分配给RIN的卷)(4)		379			320			59			18.4	%
平均已实现RIN价格	$	1.65		$	1.54		$	0.11			7.1	%

运营费用
可再生天然气运营费用	$	14,916		$	13,717		$	1,199			8.7	%
每MMBtu运营费用(实际)	$	9.88		$	9.02		$	0.86			9.5	%
可再生能源发电运营费用	$	3,961		$	2,782		$	1,179			42.4	%
$/MWh(实际)	$	93.00		$	57.33		$	35.67			62.2	%

其他指标
可再生发电量(兆瓦时)		43			49			(6	)		(12.2	%)
平均实现价格$/MWh(实际)	$	90.93		$	87.69		$	3.24			3.7	%


	三个月后结束 9月30日，						截至9个月 9月30日，
	2021			2020			2021			2020
营业总收入	$	39,749		$	28,250		$	102,872		$	74,563
运营费用：
运维费用	$	13,123		$	11,320		$	36,954		$	31,281
一般和行政费用		7,520			4,131			35,280			11,336
特许权使用费、运输、收集和生产燃料		6,636			5,189			18,840			13,376
折旧、损耗和摊销		5,666			5,470			17,062			16,120
保险收益		(157	)		(2,694	)		(238	)		(3,444	)
减值损失		—			—			626			278
交易成本		232			—			357			—

总运营费用	$	33,020		$	23,416		$	108,881		$	68,947
营业收入(亏损)	$	6,729		$	4,834		$	(6,009	)	$	5,616
其他费用：
利息支出	$	697		$	436		$	2,064		$	3,510
其他费用		617			216			662			250

其他费用合计	$	1,314		$	652		$	2,726		$	3,760
所得税前收入(亏损)	$	5,415			4,182		$	(8,735	)	$	1,856
所得税(福利) 手续费		(3,481	)		6,266			1,286			(291	)

净收益(亏损)	$	8,896		$	(2,084	)	$	(10,021	)	$	2,147


每股收益(亏损)：
基本信息	$	0.06					$	(0.07	)
稀释	$	0.06					$	(0.07	)
加权平均已发行普通股：
基本信息		141,015,213						141,015,213
稀释		141,048,006						141,015,213


	普通股				库存股					委员的权益		其他内容实缴资本		留用收益 (赤字)			总计权益
	股票		金额		股票		金额			委员的权益		其他内容实缴资本		留用收益 (赤字)			总计权益
2021年6月30日的余额		141,015,213	$	1,410		950,214	$	(10,813	)		—	$	190,944	$	(18,917	)	$	162,624
净收入		—		—		—		—			—		—		8,896			8,896
基于股票的薪酬		—		—		—		—			—		2,574		—			2,574

2021年9月30日的余额		141,015,213	$	1,410		950,214	$	(10,813	)	$	—	$	193,518	$	(10,021	)	$	174,094


	普通股				国库股				委员的权益		其他内容实缴资本		留用收益 (赤字)		总计权益
	股票		金额		股票		金额		委员的权益		其他内容实缴资本		留用收益 (赤字)		总计权益
2019年12月31日的余额		—	$	—		—	$	—	$	154,257	$	—	$	—	$	154,257
净收入		—		—		—		—		2,147		—		—		2,147
基于股票的薪酬		—		—		—		—		465		—		—		465

2020年9月30日的余额		—		—		—		—	$	156,869		—		—	$	156,869


(除非另有说明，否则以千为单位)	九个月后结束 9月30日
	2021			2020			变化			变化 %
收入
可再生天然气总收入	$	90,707		$	60,799		$	29,908			49.2	%
可再生能源发电总收入	$	11,290		$	13,282		$	(1,992	)		(15.0	%)

RNG指标
CY RNG产量(MMBtu)		4,274			4,451			(177	)		(4.0	%)
减去：固定/底价合同下的当期RNG数量		(1,273	)		(1,575	)		302			(19.2	%)
加号：本期分配的前期RNG数量		353			266			87			32.7	%
较少：本期RNG产量未分配		(379	)		(320	)		(59	)		18.4	%
可用于生成RIN的总RNG卷(1)		2,975			2,822			153			5.4	%

Rin度量
当前RIN代(x 11.727)(2)		34,883			33,099			1,784			5.4	%
减去：交易对手份额(RIN)		(3,810	)		(3,664	)		(146	)		4.0	%
加：前期RIN结转到本期		110			1,330			(1,220	)		(91.7	%)
减去：进入下一个CY的CY RIN		—			—
可供销售的RIN总数(3)		31,183			30,765			418			1.4	%
减少：售出的RIN		(30,875	)		(30,269	)		(606	)		2.0	%
环库存		308			496			(188	)		(37.9	%)
RNG库存(未分配给RIN的卷)(4)		379			320			59			18.4	%
平均已实现RIN价格	$	1.77		$	1.22		$	0.55			45.1	%

运营费用
可再生天然气运营费用	$	44,004		$	35,027		$	8,977			25.6	%
每MMBtu运营费用(实际)	$	10.30		$	7.87		$	2.43			30.9	%
可再生能源发电运营费用	$	10,130		$	9,216		$	914			9.9	%
$/MWh(实际)	$	74.00		$	60.62		$	13.38			22.1	%

其他指标
可再生发电量(兆瓦时)		137			152			(15	)		(9.9	%)
平均实现价格$/MWh(实际)	$	82.47		$	87.37		$	(4.90	)		(5.6	%)