根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告 |
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
(立案法团或其他司法管辖区或 组织) |
(税务局雇主身分证号码) | |
地板 |
||
(主要行政办公室地址) |
(邮政编码) | |
每个班级的标题 |
交易代码 |
注册的每个交易所的名称 | ||
这个 |
| 大型加速文件服务器 | ☐ | ☒ | ||||
非加速 文件服务器 |
☐ | 规模较小的报告公司 | ||||
| 新兴成长型公司 | ||||||
目录
| 页面 | ||||||
| 第一部分财务信息 |
6 | |||||
| 第1项。 |
财务报表 |
6 | ||||
| 第二项。 |
管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析 |
33 | ||||
| 第三项。 |
关于市场风险的定量和定性披露 |
54 | ||||
| 第四项。 |
控制和程序 |
54 | ||||
| 第二部分其他资料 |
55 | |||||
| 第1项。 |
法律程序 |
55 | ||||
| 第1A项。 |
风险因素 |
55 | ||||
| 第二项。 |
未登记的股权证券销售和收益的使用 |
55 | ||||
| 第三项。 |
高级证券违约 |
56 | ||||
| 第四项。 |
煤矿安全信息披露 |
56 | ||||
| 第五项。 |
其他信息 |
56 | ||||
| 第六项。 |
展品 |
56 | ||||
| 签名 |
57 | |||||
关键词词汇表
这份Form 10-Q季度报告使用了几个针对我们行业和业务的术语。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，本季度报告中关于表格的任何引用10-Q致：
| • | “ADG”是指厌氧消化气体。 |
| • | “CARB”指的是加州空气资源委员会。 |
| • | “CNG”是指压缩天然气。 |
| • | “CI”指的是碳强度。 |
| • | “D3”是指温室气体减排要求为60%的纤维素生物燃料。 |
| • | “EPA”指的是美国环境保护局。 |
| • | “环境属性”是指美国联邦、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使用可再生能源的激励措施。 |
| • | FERC指的是美国联邦能源管理委员会。 |
| • | “温室气体”指的是温室气体。 |
| • | “JSE”指的是约翰内斯堡证券交易所。 |
| • | “低碳燃料标准”指的是低碳燃料标准。 |
| • | “垃圾填埋气”是指垃圾填埋气。 |
| • | “MMBtu”指的是公制百万英制热量单位。 |
| • | “PPA”是指购电协议。 |
| • | “RECS”是指可再生能源信用额度。 |
| • | “可再生电力”是指利用可再生能源发电的电力。 |
| • | “RFS”指的是美国环保局的可再生燃料标准。 |
| • | “RIN”指的是可更新的识别码。 |
| • | “RNG”是指可再生天然气。 |
| • | “可再生数量债务”是指可再生数量债务。 |
3
有关前瞻性陈述的注意事项
这份Form 10-Q季度报告包含符合美国联邦证券法的“前瞻性陈述”，涉及重大风险和不确定性。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。前瞻性陈述是指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”、“努力”、“目标”、“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”、“将”，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有关的其他类似含义的词语和术语。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Pico原料修正案和北卡罗来纳州Montauk Ag项目的预期收益、Raeger资本改善项目的预期完成、McCarty工厂天然气收集问题的解决、我们估计和预计的成本、支出和增长率，我们对未来运营、增长或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：
| • | 我们开发和运营新的可再生能源项目的能力，包括与畜牧场的项目，以及与新项目相关的挑战，如确定合适的地点和收购融资、建设和开发方面的潜在延误； |
| • | 减少或取消政府对可再生能源市场的经济激励； |
| • | 无法把握战略发展机遇； |
| • | 非我们所能控制的总体经济状况恶化，包括供应链中断、通货膨胀成本增加和其他宏观经济因素的影响； |
| • | 持续的通胀可能会提高我们的运营成本，或者增加我们现有或新项目的建筑成本； |
| • | 利率上升可能会增加未来负债的借贷成本； |
| • | 可能无法留住和吸引公司的合格人员，或可能因此增加对第三方承包商的依赖； |
| • | 持续的新冠肺炎疫情对我们的业务、财务状况和经营业绩的影响； |
| • | 新项目的开发和优化周期的长短，包括我们可再生能源项目的设计和施工过程； |
| • | 依赖第三方制造产品和服务以及我们的垃圾填埋场业务； |
| • | 我们从堆填区和畜牧场经营的原料的数量、质量和一致性； |
| • | 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； |
| • | 北卡罗来纳州的Raeger基本建设改善项目、Pico原料修正案和Montauk Ag项目的预期效益； |
| • | 基于燃烧的除氧凝析油中和技术的潜在效益； |
| • | 解决麦卡蒂工厂的气体收集问题； |
| • | 集中少数客户和项目的收入； |
| • | 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； |
4
| • | 影响我们运营的现有法规和法规和政策的变化； |
| • | 根据2022年《通货膨胀率降低法案》延长生产税收抵免的预期收益； |
| • | 公众对可再生能源开发和项目的接受度和支持率下降； |
| • | 我们对环境的预期归因于数量要求、价格和商品价格； |
| • | 我们对根据JumpStart Our Business Startups Act(“JOBS Act”)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，包括设施维护支出； |
| • | 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； |
| • | 市场波动和商品价格波动以及市场价格的环境属性和任何相关套期保值活动的影响； |
| • | 联邦、州和国际环境属性项目的监管变化以及获得和维护监管许可、批准和同意的必要性； |
| • | 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； |
| • | 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； |
| • | 少数股东的集中持股以及对股东表决的所有事项的结果的相关控制； |
| • | 在我们最新的Form 10-K年报的“风险因素”一节中详细说明的其他风险和不确定因素。 |
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，预测已知因素的影响是非常困难的，我们不可能预测可能影响我们实际结果的所有因素。
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”)的其他文件和公开通讯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。请参阅我们最新的年度报告Form 10-K中的“风险因素”部分。
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，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。
5
第1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 |
||||
| 简明合并资产负债表 |
7 | |||
| 简明合并业务报表 |
8 | |||
| 简明合并股东权益报表 |
9 | |||
| 简明合并现金流量表 |
10 | |||
| 简明合并财务报表附注 |
11 | |||
截至9月30日， 2022 |
截至12月31日， 2021 |
|||||||
资产 |
||||||||
流动资产： |
||||||||
现金和现金等价物 |
$ | $ | ||||||
应收账款和其他应收款 |
||||||||
关联方应收账款 |
||||||||
衍生工具的流动部分 |
||||||||
预付费用和其他流动资产 |
||||||||
持有待售资产 |
||||||||
流动资产总额 |
$ | $ | ||||||
受限 现金--非流动 |
$ | $ | ||||||
财产、厂房和设备、净值 |
||||||||
商誉和无形资产净额 |
||||||||
递延税项资产 |
||||||||
非当前 衍生工具的部分 |
||||||||
经营租赁 使用权 |
||||||||
融资租赁 使用权 |
||||||||
其他资产 |
||||||||
总资产 |
$ | $ | ||||||
负债和股东权益 |
||||||||
流动负债： |
||||||||
应付帐款 |
$ | $ | ||||||
应计负债 |
||||||||
应付所得税 |
||||||||
衍生工具的流动部分 |
||||||||
经营租赁负债的当期部分 |
||||||||
融资租赁负债的当期部分 |
||||||||
长期债务的当期部分 |
||||||||
流动负债总额 |
$ | $ | ||||||
长期债务，减少流动部分 |
$ | $ | ||||||
非当前 衍生工具的部分 |
||||||||
非当前 经营租赁负债部分 |
||||||||
非当前 融资租赁负债部分 |
||||||||
资产报废债务 |
||||||||
其他负债 |
||||||||
总负债 |
$ | $ | ||||||
股东权益 |
||||||||
普通股，$ 分别为2021年 |
$ | $ | ||||||
国库股，按成本价计算， |
( |
) | ( |
) | ||||
其他内容 已缴费 资本 |
||||||||
留存收益(亏损) |
( |
) | ||||||
股东权益总额 |
$ | $ | ||||||
总负债和股东权益 |
$ | $ | ||||||
截至三个月 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
|||||||||||||||
2022 |
2021 |
2022 |
2021 |
|||||||||||||
| 总营业收入 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 运营费用： |
||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 一般和行政费用 |
||||||||||||||||
| 特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
||||||||||||||||
| 保险收益 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||
| 减值损失 |
||||||||||||||||
| 交易成本 |
||||||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 总运营费用 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 营业收入(亏损) |
$ | $ | $ | $ | ( |
) | ||||||||||
| 其他费用(收入)： |
||||||||||||||||
| 利息支出 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 其他(收入)支出 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 其他(收入)支出总额 |
$ | ( |
) | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||
| 所得税前收入(亏损) |
$ | $ | $ | ( |
) | |||||||||||
| 所得税支出(福利) |
( |
) | ||||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 净收益(亏损) |
$ | $ | $ | $ | ( |
) | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 每股收益(亏损)： |
||||||||||||||||
| 基本信息 |
$ | $ | $ | $ | ( |
) | ||||||||||
| 稀释 |
$ | $ | $ | $ | ( |
) | ||||||||||
| 加权平均已发行普通股： |
||||||||||||||||
| 基本信息 |
||||||||||||||||
| 稀释 |
||||||||||||||||
普通股 |
库存股 |
其他内容 已缴费 资本 |
保留 收益 |
总计 权益 |
||||||||||||||||||||||||
股票 |
金额 |
股票 |
金额 |
|||||||||||||||||||||||||
2022年6月30日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
净收入 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
基于股票的薪酬 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
2022年9月30日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
普通股 |
库存股 |
其他内容 已缴费 资本 |
保留 收益 (赤字) |
总计 权益 |
||||||||||||||||||||||||
股票 |
金额 |
股票 |
金额 |
|||||||||||||||||||||||||
2021年6月30日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
|||||||||||||||||||
净收入 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
基于股票的薪酬 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
2021年9月30日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
|||||||||||||||||||
普通股 |
库存股 |
其他内容 已缴费 资本 |
保留 收益 (赤字) |
总计 权益 |
||||||||||||||||||||||||
股票 |
金额 |
股票 |
金额 |
|||||||||||||||||||||||||
2021年12月31日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
|||||||||||||||||||
股票奖励的归属 |
— |
— |
— |
— |
— |
|||||||||||||||||||||||
库存股 |
— | — | ( |
) | — | — | ( |
) | ||||||||||||||||||||
净收入 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
基于股票的薪酬 |
— | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||
2022年9月30日的余额 |
$ |
$ |
( |
) |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
普通股 |
库存股 |
成员的 权益 |
其他内容 已缴费 资本 |
保留 收益 (赤字) |
总计 权益 |
|||||||||||||||||||||||||||
股票 |
金额 |
股票 |
金额 |
|||||||||||||||||||||||||||||
2020年12月31日余额 |
$ |
$ |
$ |
$ |
$ |
$ |
||||||||||||||||||||||||||
重组交易的效果 |
— |
— |
( |
) |
— |
— |
||||||||||||||||||||||||||
首次公开募股普通股 |
— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
库存股 |
— | — | $ | ( |
) | — | — | — | ( |
) | ||||||||||||||||||||||
净亏损 |
— | — | — | — | — | — | ( |
) | ( |
) | ||||||||||||||||||||||
基于股票的薪酬 |
— | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
2021年9月30日的余额 |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ |
||||||||||||||||||||||||
九个月结束 9月30日， |
||||||||
2022 |
2021 |
|||||||
经营活动的现金流： |
||||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | ||||
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： |
||||||||
折旧、损耗和摊销 |
||||||||
递延所得税准备金 |
||||||||
基于股票的薪酬 |
||||||||
导数 按市值计价 |
( |
) | ( |
) | ||||
财产保险收益 |
( |
) | ( |
) | ||||
赚取增加(减少) |
( |
) | ||||||
出售资产的净(得)损 |
( |
) | ||||||
资产报废债务的增加 |
||||||||
债务发行成本摊销 |
||||||||
减值损失 |
||||||||
经营性资产和负债变动情况： |
||||||||
应收账款和其他应收款及其他流动资产 |
( |
) | ( |
) | ||||
应付账款和其他应计费用 |
||||||||
经营活动提供的净现金 |
$ | $ | ||||||
投资活动产生的现金流 |
||||||||
资本支出 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | ||
资产收购 |
( |
) | ||||||
现金抵押存款 |
||||||||
出售资产所得收益 |
||||||||
保险追讨收益 |
||||||||
用于投资活动的现金净额 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | ||
融资活动的现金流： |
||||||||
偿还长期债务 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | ||
首次公开招股所得收益 |
||||||||
库存股购买 |
( |
) | ( |
) | ||||
借给Montauk Holdings Limited的贷款 |
( |
) | ||||||
融资租赁付款 |
( |
) | ||||||
用于融资活动的现金净额 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | ||
现金及现金等价物和限制性现金净增(减) |
$ | $ | ||||||
期初现金及现金等价物和限制性现金 |
$ | $ | ||||||
期末现金及现金等价物和限制性现金 |
$ | $ | ||||||
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 |
$ | $ | ||||||
受限现金和现金等价物--流动 |
||||||||
受限现金和现金 等价物-非当前 |
||||||||
$ |
$ |
|||||||
截至9月30日的三个月， 2022 |
||||||||||||
商品 转接日期 一个时间点 |
商品 已转接 随着时间的推移 |
总计 |
||||||||||
| 主要商品/服务项目： |
||||||||||||
| 天然气商品 |
$ | $ | $ | |||||||||
| 天然气环境属性 |
— | |||||||||||
| 电力商品 |
— | |||||||||||
| 电气环境属性 |
— | |||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| 运营部门： |
||||||||||||
| RNG |
$ | $ | $ | |||||||||
| 雷吉 |
||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
截至9月30日的三个月， 2021 |
||||||||||||
商品 转接日期 一个时间点 |
商品 已转接 随着时间的推移 |
总计 |
||||||||||
| 主要商品/服务项目： |
||||||||||||
| 天然气商品 |
$ | $ | $ | |||||||||
| 天然气环境属性 |
— | |||||||||||
| 电力商品 |
— | |||||||||||
| 电气环境属性 |
— | |||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| 运营细分市场： |
||||||||||||
| RNG |
$ | $ | $ | |||||||||
| 雷吉 |
||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
截至2022年9月30日的9个月 |
||||||||||||
商品 转接日期 一个时间点 |
商品 已转接 随着时间的推移 |
总计 |
||||||||||
| 主要商品/服务项目： |
||||||||||||
| 天然气商品 |
$ | $ | $ | |||||||||
| 天然气环境属性 |
— | |||||||||||
| 电力商品 |
— | |||||||||||
| 电气环境属性 |
— | |||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| 运营细分市场： |
||||||||||||
| RNG |
$ | $ | $ | |||||||||
| 雷吉 |
||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
截至2021年9月30日的9个月 |
||||||||||||
商品 转接日期 一个时间点 |
商品 已转接 随着时间的推移 |
总计 |
||||||||||
| 主要商品/服务项目： |
||||||||||||
| 天然气商品 |
$ | $ | $ | |||||||||
| 天然气环境属性 |
— | |||||||||||
| 电力商品 |
— | |||||||||||
| 电气环境属性 |
— | |||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| 运营细分市场： |
||||||||||||
| RNG |
$ | $ | $ | |||||||||
| 雷吉 |
||||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
| $ | $ | $ | ||||||||||
| |
|
|
|
|
|
|||||||
9月30日， 2022 |
(十二月三十一日) 2021 |
|||||||
| 应收账款 |
$ | $ | ||||||
| 其他应收账款 |
||||||||
| 可报销费用 |
||||||||
| |
|
|
|
|||||
| 应收账款和其他应收款 |
$ | $ | ||||||
| |
|
|
|
|||||
9月30日， 2022 |
十二月三十一日， 2021 |
|||||||
| 土地 |
$ | $ | ||||||
| 建筑物和改善措施 |
||||||||
| 机器和设备 |
||||||||
| 天然气矿业权 |
||||||||
| 正在进行的建筑工程 |
||||||||
| |
|
|
|
|||||
| 总计 |
||||||||
| 减去：累计折旧和摊销 |
( |
) | ( |
) | ||||
| |
|
|
|
|||||
| 物业、厂房和设备、净值 |
$ | $ | ||||||
| |
|
|
|
|||||
9月30日， 2022 |
十二月三十一日， 2021 |
|||||||
| 商誉 |
$ | $ | ||||||
| 具有无限寿命的无形资产： |
||||||||
| 土地使用权 |
||||||||
| 寿命有限的无形资产： |
||||||||
| 互联互通，累计摊销净额为#美元 |
$ | $ | ||||||
| 客户合同，扣除累计摊销净额$ |
$ | $ | ||||||
| |
|
|
|
|||||
| 有限寿命的无形资产总额： |
$ | $ | ||||||
| |
|
|
|
|||||
| 商誉和无形资产总额 |
$ |
$ |
||||||
| |
|
|
|
|||||
九个月结束 9月30日， 2022 |
截至的年度 十二月三十一日， 2021 |
|||||||
资产报废债务--期初 |
$ | $ | ||||||
吸积费用 |
( |
) | ||||||
退役 |
( |
) | ( |
) | ||||
资产报废债务--期末 |
$ | $ | ||||||
截至三个月 |
||||||||
衍生工具 |
9月30日， 2022 |
9月30日， 2021 |
||||||
商品合约： |
||||||||
已实现天然气 |
$ | ( |
) | $ | ||||
未实现的天然气 |
||||||||
利率互换 |
||||||||
净收益(亏损) |
$ | ( |
) | $ | ||||
九个月结束 |
||||||||
衍生工具 |
9月30日， 2022 |
9月30日， 2021 |
||||||
商品合约： |
||||||||
已实现天然气 |
$ | ( |
) | $ | ||||
未实现的天然气 |
( |
) | ||||||
利率互换 |
||||||||
净收益(亏损) |
$ | ( |
) | $ | ||||
2022年9月30日 |
||||||||||||||||
1级 |
2级 |
3级 |
总计 |
|||||||||||||
商品衍生负债 |
$ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||||||||
利率互换衍生资产 |
||||||||||||||||
资产报废债务 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
赚取收益 责任 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
| $ | ( |
) | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | |||||||
2021年12月31日 |
||||||||||||||||
1级 |
2级 |
3级 |
总计 |
|||||||||||||
利率互换衍生工具负债 |
$ | $ | ( |
) | $ | $ | ( |
) | ||||||||
资产报废债务 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
赚取收益 责任 |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
| $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | |||||||
2022年9月30日 |
2021年12月31日 |
|||||||
应计费用 |
$ | $ | ||||||
工资总额和相关福利 |
||||||||
版税 |
||||||||
实用程序 |
||||||||
其他 |
||||||||
应计负债 |
$ | $ | ||||||
2022年9月30日 |
2021年12月31日 |
|||||||
定期贷款 |
$ | $ | ||||||
减去：当前本金到期日 |
( |
) | ( |
) | ||||
减去：债务发行成本(长期债务) |
( |
) | ( |
) | ||||
长期债务 |
$ | $ | ||||||
长期债务的当期部分 |
||||||||
$ |
$ |
|||||||
截至三个月 |
||||||||
2022年9月30日 |
2021年9月30日 |
|||||||
| 所得税拨备(福利) |
$ | $ | ( |
) | ||||
| 实际税率 |
% | ( |
)% | |||||
九个月结束 |
||||||||
2022年9月30日 |
2021年9月30日 |
|||||||
| 所得税拨备 |
$ | $ | ||||||
| 实际税率 |
% | ( |
)% | |||||
授予日期 |
||||
| 无风险利率 |
% | |||
| 预期波动率 |
% | |||
| 预期期权寿命(年) |
||||
| 授予日期公允价值 |
$ | |||
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-2021年12月31日 |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
期初--2022年1月1日 |
$ | $ | $ | |||||||||||||||||||||
授与 |
— |
— |
— |
— |
||||||||||||||||||||
既得 |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||||||||||
被没收 |
( |
) | — |
— |
||||||||||||||||||||
期末-2022年9月30日 |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
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 |
||||||||||||||||||||||||
既得 |
( |
) | — | — | ||||||||||||||||||||
被没收 |
— | — | ( |
) | ||||||||||||||||||||
已锻炼 |
— | — | — | — | ||||||||||||||||||||
期末-2021年9月30日 |
$ |
$ |
$ |
|||||||||||||||||||||
截至2022年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
总收入 |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
净收益(亏损) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
息税折旧摊销前利润(1) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
调整后的EBITDA(1) |
( |
) | ||||||||||||||
总资产 |
||||||||||||||||
资本支出 |
||||||||||||||||
截至2022年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
折旧及摊销 |
||||||||||||||||
利息支出 |
— | — | ||||||||||||||
所得税费用 |
— | — | ||||||||||||||
EBITDA |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
出售资产净亏损 |
— |
— |
||||||||||||||
减值损失 |
||||||||||||||||
套期保值活动的未实现收益 |
— |
— |
( |
) | ( |
) | ||||||||||
调整后的EBITDA |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
截至2021年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
总收入 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
净收益(亏损) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
息税折旧摊销前利润(1) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
调整后的EBITDA(1) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
总资产 |
||||||||||||||||
资本支出 |
||||||||||||||||
截至2021年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
折旧及摊销 |
||||||||||||||||
利息支出 |
— | — | ||||||||||||||
所得税优惠 |
— | — | ( |
) | ( |
) | ||||||||||
EBITDA |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
出售资产的净亏损 |
— |
— |
||||||||||||||
交易成本 |
— | |||||||||||||||
调整后的EBITDA |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
截至2022年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
客户A |
% | — | — | % | ||||||||||||
客户B |
% | — | — | % | ||||||||||||
截至2021年9月30日的三个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
客户A |
% | — | — | % | ||||||||||||
客户B |
% | — | — | % | ||||||||||||
客户C |
% | — | — | % | ||||||||||||
截至2022年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
总收入 |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
净收益(亏损) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
息税折旧摊销前利润(1) |
( |
) | ( |
) | ||||||||||||
调整后的EBITDA(1) |
( |
) | ||||||||||||||
总资产 |
||||||||||||||||
资本支出 |
||||||||||||||||
截至2022年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
折旧及摊销 |
||||||||||||||||
利息支出 |
— | — | ||||||||||||||
所得税费用 |
— | — | ||||||||||||||
EBITDA |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ||||||||
出售资产的净损失(收益) |
( |
) | — |
( |
) | |||||||||||
减值损失 |
||||||||||||||||
套期保值活动的未实现亏损 |
— | — | ||||||||||||||
交易成本 |
— | — | ||||||||||||||
调整后的EBITDA |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
截至2021年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
总收入 |
$ | $ | $ | $ | ||||||||||||
净收益(亏损) |
( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||||
息税折旧摊销前利润(1) |
( |
) | ||||||||||||||
调整后的EBITDA(1) |
( |
) | ||||||||||||||
总资产 |
||||||||||||||||
资本支出 |
||||||||||||||||
截至2021年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||||
折旧及摊销 |
||||||||||||||||
利息支出 |
— | — | ||||||||||||||
所得税费用 |
— | |||||||||||||||
EBITDA |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
出售资产的净亏损 |
— |
— |
||||||||||||||
减值损失 |
— | — | ||||||||||||||
交易成本 |
— | |||||||||||||||
调整后的EBITDA |
$ | $ | $ | ( |
) | $ | ||||||||||
截至2022年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
| 客户A |
% | — | — | % | ||||||||||||
| 客户B |
% | — | — | % | ||||||||||||
截至2021年9月30日的9个月 |
||||||||||||||||
RNG |
雷吉 |
公司 |
总计 |
|||||||||||||
| 客户A |
% | — | — | % | ||||||||||||
| 客户B |
% | — | — | % | ||||||||||||
| 客户C |
% | — | — | % | ||||||||||||
| 客户D |
% | — | — | % | ||||||||||||
| 客户E |
— | % | — | % | ||||||||||||
截至三个月 9月30日， |
||||||||
2022 |
2021 |
|||||||
| 为计入经营租赁负债的金额支付的现金 |
$ | $ | ||||||
| 加权平均剩余租赁年限(年) |
||||||||
| 加权平均贴现率 |
% | % | ||||||
九个月结束 9月30日， |
||||||||
2022 |
2021 |
|||||||
| 为计入经营租赁负债的金额支付的现金 |
$ | $ | ||||||
| 加权平均剩余租赁年限(年) |
||||||||
| 加权平均贴现率 |
% | % | ||||||
| 年终 |
||||
| 2022年剩余时间 |
$ | |||
| 2023 |
||||
| 2024 |
||||
| 2025 |
||||
| 2026 |
||||
| 2027 |
||||
| 利息 |
( |
) | ||
| |
|
|||
| 总计 |
$ |
截至三个月 9月30日， |
||||||||
2022 |
2021 |
|||||||
为计入融资租赁负债的金额支付的现金 |
$ | $ | ||||||
加权平均剩余租赁年限(年) |
— | |||||||
加权平均贴现率 |
% | |||||||
九个月结束 9月30日， |
||||||||
2022 |
2021 |
|||||||
为计入融资租赁负债的金额支付的现金 |
$ | |||||||
加权平均剩余租赁年限(年) |
— | |||||||
加权平均贴现率 |
% | |||||||
年终 |
||||
2022年剩余时间 |
$ | |||
2023 |
||||
2024 |
||||
利息 |
( |
) | ||
总计 |
$ |
截至三个月 2022年9月30日 |
截至三个月 2021年9月30日 |
|||||||
净收入 |
$ | $ | ||||||
基本加权平均流通股 |
||||||||
基于股份的奖励的稀释效应 |
||||||||
稀释加权平均流通股 |
||||||||
每股基本收益 |
$ | $ | ||||||
稀释后每股收益 |
$ | $ | ||||||
九个月结束 2022年9月30日 |
九个月结束 2021年9月30日 |
|||||||
净收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | ||||
基本加权平均流通股 |
||||||||
基于股份的奖励的稀释效应 |
||||||||
稀释加权平均流通股 |
||||||||
每股基本收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | ||||
每股摊薄收益(亏损) |
$ | $ | ( |
) | ||||
| 第二项。 | 管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析 |
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10-Q表中其他部分包括的这些报表的相关注释一起阅读。在本节中，除每股金额以及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。
除了历史财务信息外，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，我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的结果大不相同，包括在我们的2021年年报“关于前瞻性陈述的警示说明”、“项目1A-风险因素”以及本报告其他部分讨论的那些因素。
概述
Montauk Renewables是一家可再生能源公司，专门从垃圾填埋场和其他非化石燃料来源回收和加工沼气，用于替代化石燃料。我们开发、拥有和运营RNG项目，使用成熟的技术将RNG供应到交通行业，并使用RNG生产可再生电力。我们是美国最大的RNG生产商之一，参与该行业已有30多年。我们通过六个州的自我开发、合作和收购，建立了12个RNG和3个可再生电力项目的运营组合。
沼气是由微生物在没有氧气的情况下分解有机物(在一个称为厌氧消化的过程中)产生的。我们目前商业规模沼气的两个来源是LFG或ADG。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财产租赁协议来确保沼气原料的安全。一旦我们获得长期的燃料供应权，我们就设计、建造、拥有和运营将沼气转化为RNG或使用加工后的沼气生产可再生电力的设施。我们通过各种期限协议销售RNG和可再生电力。由于我们正在捕获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，我们能够在联邦和州可再生能源倡议下将其货币化。
我们目前的运营项目通过处理垃圾填埋场的沼气或畜牧场的农业废物来生产RNG或可再生电力。我们认为畜牧场的农业废弃物是我们扩大RNG业务的重要机会，我们将继续评估其他农业原料机会。我们相信，我们的商业模式和技术是高度可扩展的，因为可以从农业来源获得沼气，这将使我们能够通过谨慎的发展和免费的收购继续增长。
最新发展动态
第二个Apex RNG设施
2022年8月，我们宣布计划在Apex垃圾填埋场建设第二个RNG处理设施。该项目是由宿主垃圾填埋场的沼气原料可获得性预测推动的。我们预计，随着第二个设施的增加，RNG的处理能力将增加约40%。这一扩建预计将使日产量增加约2100 MMBtu，并扩大将LFG转换为RNG的基础设施。我们预计该项目将于2024年完成并投入商业运营。我们目前预计该项目不会对2022年的发展资本支出产生重大影响。
Pico消化能力增加
在2022年第四季度，我们通过CARB了解到，我们的乳制品项目CI Score Path将接受公众评议期。由于这一公众评议期，我们目前预计我们的分数将在2023年第一季度获得批准。这一公众评议期是在CI分数验证完成之后进行的。我们从2022年第三季度开始从储气库中释放天然气。我们预计在2023年之前不会确认2022年生产的LCFS信贷收入，届时我们预计将在2023年上半年确认2022年全部生产的LCFS信贷收入。关于2023年的生产，我们预计将LCFS信贷收入确认的时间正常化，一般是在生产月份后六个月。我们在2022年第三季度开始从储存中释放天然气，并确认了部分RIN产生的收入，目前预计将在2022年第四季度完成储存释放。我们目前预计将承诺可用的RIN，并确认2022年第四季度产生的RIN的收入。在2022年第四季度，CARB认证了我们2022年第三季度和第四季度的临时CI Score Path申请。这一临时申请的批准将防止我们无法在2023年为2022年的生产创造LCFS信贷收入。
与我们的PICO原料修正案(“PICO原料修正案”)有关，该修正案增加了供应给工厂在一至三年期间进行加工的原料数量(“PICO原料修正案”)，乳品厂在2022年第三季度开始交付第一次和第二次增加的原料，我们已根据PICO原料协议的要求向乳品厂支付了两次付款。我们现有消化过程效率的提高和水管理的改进使我们能够处理增加的进料量，目前我们预计，由于从乳品公司收到的进料量增加，进料量将增加5%至10%。我们在2022年第三季度完成了消化能力项目的设计，并已开始产生与项目建设相关的资本支出。我们目前预计奶制品将在2024年开始交付最终增加的原料数量。
33
蒙托克可再生能源
2021年第二季度，通过我们的全资子公司Montauk Ag Renewables，我们完成了与开发技术以从现代农业废流中回收剩余自然资源以及通过专有和其他工艺精炼和回收该等废物产品以生产高质量可再生天然气、生物油和生物炭相关的2021年资产收购(“Montauk Ag Renewables收购”)。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有关的设备，以及北卡罗来纳州木兰州一块约9.35英亩的地块的不动产。我们随后完成了收购北卡罗来纳州土耳其约146英亩和约500,000平方英尺现有建筑的交易，我们计划使用这些建筑来扩大我们在收购Montauk Ag Renewables时购买的生产流程。
我们继续与我们的工程师合作，通过优化现已获得专利的反应堆技术的改进，该技术目前在木兰花发挥作用。然而，我们还没有完成我们的改进，也没有在这个地点进行商业运营。对反应堆技术的改进旨在部署在土耳其地点。
在这些项目继续开发的同时，我们继续与北卡罗来纳州的监管机构接触，以确定其是否有资格根据北卡罗来纳州的可再生能源组合标准获得可再生能源信用额度，以预期商业生产。北卡罗来纳州公用事业委员会(NCUC)已暂停指定任何新的可再生能源设施(NREF)，为期三年，同时NCUC监测和评估天然气质量。我们要求土耳其地点既被指定为NREF，也被NCUC试点项目组合所接受。全国大学生联合会将土耳其的选址指定为国家可再生能源项目，并被纳入试点项目组合。我们位于北卡罗来纳州木兰市的位置有一个可以重新启动的现有电力互连。我们也在与潜在的电力购买者进行不同阶段的谈判。
我们正处于开发与Montauk Ag Renewables相关的机会的开始阶段，不能保证我们与此次收购相关的计划将达到我们的预期。我们继续为该设施的开发进行设计和规划，以用于商业生产。根据目前的开发时间表，我们目前预计2022年不会开始商业生产。我们还预计在2024年之前不会开始重大的创收活动。我们打算与更多的农场签订合同，以确保原料来源，因为我们委托进行商业生产并提高我们的生产能力，我们预计这将为未来的生产过程确保更多的原料。
主要趋势
影响可再生燃料市场的市场趋势
我们认为，由于以减少温室气体排放(包括甲烷)为重点的公共政策举措的增加，以及公共和私营部门对开发更多可再生能源以抵消传统化石燃料能源的持续兴趣，对从沼气中生产的RNG的需求依然强劲。
RNG长期增长的关键驱动因素包括以下因素：
| • | 监管或政策举措，包括联邦RFS计划以及加利福尼亚州和俄勒冈州或加拿大等州的州或国家级低碳燃料计划，这些计划推动了对RNG及其衍生环境属性的需求(如下所述)。 |
| • | RNG运营的效率、机动性和资本成本灵活性使它们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；我们的RNG处理设备比化石燃料设备更高效。 |
| • | 天然气汽车对压缩天然气(CNG)的需求。我们生产的RNG是管道性质的，转化为CNG后可用于运输燃料。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。 |
| • | 监管要求、市场压力和公关挑战增加了批准新的化石燃料设施的时间、成本和难度。 |
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。这些机会往往对任何商业电力设施最具吸引力，因为相对于市场电价电力加REC的销售，RNG加RIN的销售具有良好的经济性。自2014年来自垃圾填埋场的RNG有资格获得D3 RIN以来，这一战略一直是一种越来越有吸引力的增长途径。然而，在项目转换期间，电力项目在作为RNG设施开始运营之前处于离线状态，存在生产缺口，这可能会对我们产生不利影响。这一时间效应可能会因我们潜在的可再生电力项目转换而对我们的运营业绩产生不利影响。在完成转换后，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，我们在我们的商业电力设施(如Atasocita和Coastal Plains)逐步利用这些机会。
34
收购和开发渠道
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：
| • | 项目开始运营前较高的销售、一般和行政费用的影响：我们在开发新的RNG项目时产生了大量费用。此外，RIN的接收被推迟，通常在开始向管道注入RNG之后的四到六个月内不开始，等待环境保护局对项目的最终登记批准，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。 |
| • | 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，我们来自环境属性的收入构成将发生变化。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，奶牛场项目的信用额度价值是从垃圾填埋场项目中实现的价值的数倍。 |
| • | 与追求未实现的预期项目相关的费用：我们为追求预期的项目而产生费用，目的是让网站东道主接受我们的建议或在竞争性投标过程中获得项目。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。在一定程度上，我们寻求追求更多的项目或项目投标变得更具竞争力，我们的费用可能会增加。 |
| • | 与材料成本膨胀或供应链中断相关的建筑成本或长度增加：由于我们的开发和建设周期约为12至24个月，我们认为我们可能会因通胀或供应链中断而导致开发项目的原材料成本增加。尽管到目前为止，这些因素还没有对我们的业务或开发项目的运营结果产生实质性影响，但这些价格上涨和施工中断可能会导致未来的材料、设计或运输延误，这可能会增加我们的开发成本。 |
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进行立法和监管改革，例如RIN、RECs和GHG倡议。根据美国环保局和哥伦比亚特区地区法院批准的Growth Energy之间达成的同意法令，环保局于2022年6月3日发布了2020、2021和2022年的最终可再生燃料标准。2020年、2021年和2022年三年的纤维素生物燃料最终产量分别为5.1亿、560和6.3亿林肯。虽然所有三年的最终产量都低于拟议的产量，但环保局也在2022年6月3日发布了最终通知，拒绝了剩余的69份RFS小炼油厂豁免请愿书，从而部分抵消了较低的产量。目前尚不确定环保局是否会设定未来一年或多年的RFS数量义务，然而，根据与Growth Energy达成的和解协议，EPA必须不迟于2022年11月16日发布拟议的2023年RVO，并在2023年6月11日之前确定最终数量要求。11月4日，美国环境保护署(EPA)向美国哥伦比亚特区地区法院提交了一份通知，表明EPA和Growth Energy已同意延长2023年可再生燃料标准拟议规则的签署截止日期。根据达成的一项同意法令，双方解决诉讼的最后期限被设定为2022年11月16日。根据规定的延期，现在的日期是11月30日, 2022年签署拟议规则制定通知。通知指出，这一规定是基于一项谅解，即环境保护局不打算进一步延长同意法令规定的任何行动期限。
更改LCFS计划需要对分配给项目的CI分数进行年度验证。年度核查可能会严重影响项目的盈利能力，特别是在畜牧场项目的情况下。CARB已经发出通知，他们最终完成了对Pico工厂临时CI申请的审查，并在2022年第三季度将其发布给验证机构(VB)。我们目前预计VB将在2022年第四季度完成Pico设施的临时CI申请的验证。在2022年第四季度，我们通过CARB了解到，我们的乳制品项目CI Score Path将接受公众评议期。由于这一公众评议期，我们目前预计我们的分数将在2023年第一季度获得批准。这一公众评议期是在CI分数验证完成之后进行的。CARB在2022年第四季度认证了我们的临时CI分数申请。
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并货币化的。
35
我们报告了两个运营部门的收入：可再生天然气和可再生电力发电。公司涉及公司职能的额外离散财务信息；主要用作共享服务中心，用于维护下文所述的职能，而不是以其他方式分配给某个部门。因此，公司实体并未被确定为经营部门，但为与本公司的综合财务报表进行核对而进行了离散披露。
| • | 可再生天然气收入：我们记录了RNG的生产和销售以及环境天然气的生成和销售的收入 从RNG派生的属性，如RIN和LCFS信用。我们来自环境属性的RNG收入是在扣除与承购交易对手分享的部分环境属性后记录的，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将我们的部分RNG生产货币化，该协议提供高于商品指数的底价和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。我们已经达成了固定价格协议，以取代2022年到期的交易对手分享安排。 |
| • | 可再生电力发电收入：我们记录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生产都是根据我们现有运营项目的固定价格PPA实现货币化的。 |
| • | 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。根据目前的利率，我们预计我们的天然气大宗商品对冲计划的价格将继续低于实际指数价格，直到本财年结束，届时该对冲计划将到期。公司还涉及其他 用于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。由于我们的特许权使用费支付是按收入的百分比组织的，因此特许权使用费支付会随着收入的变化而波动。由于这些因素，我们将主要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：
生产中断：我们正在进行的垃圾填埋场的废物安置操作中断、恶劣天气事件、我们或垃圾填埋场运营商的设备故障或降级、我们无法填补空缺或新设立的职位，或者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，积极主动地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。
| • | 2021年的寒冷天气影响了我们位于德克萨斯州的阿塔斯科尼塔、加尔维斯顿、麦卡蒂和海岸平原设施。由于2021年2月14日至2021年2月20日停电，这些设施的生产暂时停产，我们的某些交易对手或我们已宣布2021年2月12日至2月22日期间发生与这些天气事件相关的不可抗力事件。这些设施其后已恢复运作。 |
| • | 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含量升高。此外，垃圾填埋场东道主修改了井场分叉方法，该方法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。我们目前预计，到2022年底，销量将低于历史水平。 |
| • | 我们的Pico工厂已经恢复运营，与现有消化池清理活动相关的提升活动已经完成。在清理后期间，生产批量性能继续达到我们的预期。我们的改进项目已经影响了与CI得分路径模型建模相关的时间线。我们已经开始从仓库中释放产品，同时CARB完成其CI得分路径。我们在2023年之前不会收到2022年生产的LCFS信贷收入，但预计2022年的生产将产生2023年的LCFS信贷收入。 |
| • | 沼气质量：我们依赖现场合作伙伴提供的沼气质量和可用性。我们的垃圾填埋场项目的垃圾质量 场地可能会根据所接受的废物数量和类型而发生变化。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，该系统可以更好地控制收集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。 |
| • | 我们增长项目的RNG产量：我们预计我们现有的某些项目的产量会增加，因为开放的垃圾填埋场继续 吸收更多的废物，可供收集的气体量就会增加。新项目或改装项目开工延迟或试运行时间延长，都会推迟该项目实现生产的时间。 |
36
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购协议和PPA下的价格以及我们生产的RNG和可再生电力的数量推动。我们根据各种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。我们与交易对手签订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，环境属性的定价受到波动的影响。
我们的皮科项目预计将获得CARB颁发的更具吸引力的CI，从而产生比我们的垃圾填埋场项目产生的信用额度高出数倍的LCFS信用额度。
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来应对这些波动的风险，尽管目前我们只在RIN产生的日历年度销售RIN。在一段时间内不承诺转让可用RIN的决定将影响我们的收入和运营利润。截至2022年9月30日，我们的库存约为2,357个RIN，而截至2021年9月30日的库存为308个RIN。我们目前计划转让的RIN承诺的平均D3 RIN价格约为3.52美元，承诺将持续到2022年12月。我们目前只承诺了预计2022年第四季度RIN代的一小部分。我们认为，2022年第三季度和第四季度RIN价格的部分下降和波动可能是暂时的，与环境保护局即将于2022年11月发布的2023年RVO的不确定性有关。我们预计将在第四季度转移在RVO发布后产生的大部分RIN。由于承诺的远期销售，一年内实现的环境属性价格可能与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。我们的经营开支可能会受到通胀成本上升的影响，而这在很大程度上是我们无法控制的。2022年期间，大宗商品指数价格的上涨减缓了这些增长，但这些通胀增长可能会对我们未来的运营收入产生影响。
| • | 项目运行维护费用：运行维护费用主要包括与沼气收集和处理相关的费用，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的人工和管理费用。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、项目级别的水电费、租金、健康和安全、员工通信以及其他一般项目级别的费用。 |
| • | 特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用：特许权使用费是指向我们的设施东道主支付的款项，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和可再生电力生产交付给客户的成本。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。生产燃料费用通常是根据沼气原料的数量使用量支付的替代特许权使用费。 |
| • | 一般和行政费用：一般和行政费用主要包括公司费用和我们运营设施的未分配支持职能，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。我们预计2022年与Montauk Ag Renewables的持续开发相关的一般和行政费用将会增加。我们还预计，与董事会批准支付现金费用相关的一般和行政费用将增加非员工董事从2022年开始。根据FASB ASC 718，该公司通过其股权和激励性薪酬计划提供的与赠款相关的基于股份的薪酬。我们预计，到2022年底，RS Awards的修正案将使一般和行政费用每季度增加约1227美元。欲了解更多信息，请参阅我们未经审计的简明综合财务报表中与股份薪酬相关的附注16。 |
| • | 折旧和摊销：与确认无形资产和固定资产的使用年限有关的费用。我们花了大量的钱 资金来建造和拥有我们的设施。除了开发资本，我们每年都会进行再投资来维护这些设施。 |
| • | 减值损失：与固定资产和/或无形资产账面价值在定期评估基础上减少有关的费用 发生的事件或情况的变化表明，资产的账面价值可能无法收回。 |
| • | 交易成本：交易成本主要包括尽职调查和与潜在收购相关的其他活动所产生的费用 和其他战略交易。 |
37
关键运营指标
总营业收入反映可再生能源的销售和相关环境属性的销售。因此，我们的收入主要受到RNG和可再生电力的单位产量、环境属性的生产以及我们将此类生产货币化的价格的影响。以下是这些关键指标的概述：
| • | 生产量：我们根据RNG和可再生电力的单位产量计算，按地点审查绩效，以 分别为MMBtu和MWh。虽然生产单位的测量可能会受到调度设施维护计划的影响，但该指标用于衡量运营效率和优化改进计划的影响。我们根据指数，根据可变价格协议，将我们的大部分RNG商品生产货币化。我们可再生天然气部门的部分商品生产是根据固定价格合同实现货币化的。我们的可再生能源发电部门的商品生产主要是根据固定价格的PPA进行货币化。 |
| • | 生产环境属性：我们将生产RNG和可再生电力所产生的环境属性货币化。 我们将RNG生产产生的部分RIN结转到下一年，并在下一个历年将结转的RIN货币化。我们的可再生天然气部门的大部分环境属性是自我货币化的，尽管有一部分是由第三方根据交易对手共享协议产生和货币化的。我们的可再生发电部门的大部分环境属性都作为我们固定价格PPA的组成部分进行了货币化。 |
| • | 单位生产平均实现价格：我们的盈利能力高度依赖于天然气和电力的大宗商品价格，以及 RIN、LCFS信用和REC的环境属性价格。在一年中货币化的环境属性的已实现价格可能不会与该年的生产直接对应，因为属性可能会结转并随后货币化。由于承诺的远期销售，一年内货币化的环境属性的已实现价格可能与指数价格不直接对应。 |
38
截至2022年9月30日及2021年9月30日止三个月的比较
下表总结了上面描述的关键运营指标，我们使用这些指标来衡量性能。
| (除非另有说明，以千为单位) | 三个月 截至9月30日， |
变化 | 变化 % |
|||||||||||||
| 2022 | 2021 | |||||||||||||||
| 收入 |
||||||||||||||||
| 可再生天然气总收入 |
$ | 54,343 | $ | 35,002 | $ | 19,341 | 55.3 | % | ||||||||
| 可再生能源发电总收入 |
$ | 4,351 | $ | 3,872 | $ | 479 | 12.4 | % | ||||||||
| RNG指标 |
||||||||||||||||
| CY RNG产量(MMBtu) |
1,437 | 1,510 | (73 | ) | (4.8 | %) | ||||||||||
| 减去：固定/底价合同下的当期RNG数量 |
(333 | ) | (333 | ) | — | — | ||||||||||
| 加号：本期分配的前期RNG数量 |
367 | 309 | 58 | 18.8 | % | |||||||||||
| 较少：本期RNG产量未分配 |
(439 | ) | (379 | ) | (60 | ) | 15.8 | % | ||||||||
| 可用于生成RIN的RNG总容量(1) |
1,032 | 1,107 | (75 | ) | (6.8 | %) | ||||||||||
| Rin度量 |
||||||||||||||||
| 当前RIN代(x 11.727)(2) |
12,100 | 12,985 | (885 | ) | (6.8 | %) | ||||||||||
| 减去：交易对手份额(RIN) |
(1,399 | ) | (1,415 | ) | 16 | (1.1 | %) | |||||||||
| 加：前期RIN带入CY |
1,547 | 1,586 | (39 | ) | (2.5 | %) | ||||||||||
| 减去：CY RIN进入下一个CY |
— | — | — | — | ||||||||||||
| 可供销售的RIN总数(3) |
12,248 | 13,156 | (908 | ) | (6.9 | %) | ||||||||||
| 减少：售出的RIN |
(10,850 | ) | (13,250 | ) | (2,400 | ) | (18.1 | %) | ||||||||
| 环库存 |
1,398 | (94 | ) | 1,492 | (1587.2 | %) | ||||||||||
| RNG库存(未分配给RIN的卷)(4) |
439 | 379 | 60 | 15.8 | % | |||||||||||
| 平均已实现RIN价格 |
$ | 3.49 | $ | 1.65 | $ | 1.84 | 111.5 | % | ||||||||
| 运营费用 |
||||||||||||||||
| 可再生天然气运营费用 |
$ | 23,785 | $ | 14,916 | $ | 8,869 | 59.5 | % | ||||||||
| 每MMBtu的运营费用(实际) |
$ | 16.55 | $ | 9.88 | $ | 6.67 | 67.5 | % | ||||||||
| 可再生能源发电运营费用 |
$ | 2,525 | $ | 3,961 | $ | (1,436 | ) | (36.3 | %) | |||||||
| 美元/兆瓦时(实际) |
$ | 51.53 | $ | 93.00 | $ | (41.47 | ) | (44.6 | %) | |||||||
| 其他指标 |
||||||||||||||||
| 可再生能源发电量(兆瓦时) |
49 | 43 | 6 | 14.0 | % | |||||||||||
| 平均实现价格$/MWh(实际) |
$ | 88.80 | $ | 90.93 | $ | (2.13 | ) | (2.3 | %) | |||||||
| (1) | RIN是在天然气被分配以产生RIN的那个月产生的，这发生在气体产生后的一个月。固定/最低价格安排下的交易量会产生RIN，而我们不会自行营销。 |
| (2) | 一MMBtu的RNG的能量含量相当于11.727加仑的乙醇，因此在RFS计划下可以产生11.727 RIN。 |
| (3) | 代表我们在报告期内可自行营销的RIN。 |
| (4) | 表示尚未分配以生成RIN的天然气产量。 |
39
下表汇总了我们在下列期间的收入、费用和净收入：
| (除非另有说明，以千为单位) | 三个月 截至9月30日， |
变化 % |
||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 变化 | ||||||||||||||
| 总营业收入 |
$ | 55,860 | $ | 39,749 | $ | 16,111 | 40.5 | % | ||||||||
| 运营费用： |
||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
14,134 | 13,123 | 1,011 | 7.7 | % | |||||||||||
| 一般和行政费用 |
8,466 | 7,520 | 946 | 12.6 | % | |||||||||||
| 特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
12,188 | 6,636 | 5,552 | 83.7 | % | |||||||||||
| 折旧及摊销 |
5,167 | 5,666 | (499 | ) | (8.8 | %) | ||||||||||
| 保险收益 |
— | (157 | ) | 157 | (100.0 | %) | ||||||||||
| 减值损失 |
2,273 | — | 2,273 | — | ||||||||||||
| 交易成本 |
— | 232 | (232 | ) | (100.0 | %) | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 总运营费用 |
42,228 | 33,020 | 9,208 | 27.9 | % | |||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 营业收入 |
$ | 13,632 | $ | 6,729 | $ | 6,903 | 102.6 | % | ||||||||
| 其他(收入)支出： |
(95 | ) | 1,314 | (1,409 | ) | (107.2 | %) | |||||||||
| 所得税支出(福利) |
2,540 | (3,481 | ) | 6,021 | (173.0 | %) | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 净收入 |
$ | 11,187 | $ | 8,896 | $ | 2,291 | 25.8 | % | ||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
截至2022年和2021年9月30日的三个月的收入
2022年第三季度总收入为55,860美元，比2021年第三季度的39,749美元增加了16,111美元(40.5%)。这一增长主要是由于与2021年第三季度相比，2022年第三季度天然气商品指数的定价和平均已实现RIN定价有所增加。2022年第三季度，天然气大宗商品指数上涨104.5%，至8.2美元，而2021年第三季度为4.01美元。与2021年第三季度相比，2022年第三季度实现的RIN定价上涨了111.5。与2021年第三季度的2795美元相比，2022年第三季度根据我们的交易对手分享协议没有确认的收入抵消了这一增长。
可再生天然气收入
我们在2022年第三季度生产了1,437 MMBtu的RNG，比2021年第三季度生产的1,510 MMBtu(4.8%)减少了73 MMBtu。与2021年第三季度相比，我们的Apex工厂在2022年第三季度生产的MMBtu减少了26 MMBtu，这是由于垃圾填埋模式导致产量下降的结果。与2021年第三季度相比，2022年第三季度我们的ATASCOCITA工厂生产的MMBTU减少了53 MMBtu，这是由于原料中污染物的增加降低了加工效率。
2022年第三季度可再生天然气部门的收入为54,343美元，比2021年第三季度的35,002美元增加了19,341美元(55.3%)。2022年第三季度，天然气的平均大宗商品价格为每MMBtu 8.2美元，比2021年第三季度高出104.5%。在2022年第三季度，我们自行货币化了10,850 RIN，与2021年第三季度的13,250 RIN相比，减少了2,400 RIN(18.1%)。这一下降主要与我们上期决定在预期RIN销售额中向前承诺更大部分有关。我们还在2021年第三季度销售了市场购买的RIN。与2021年第三季度的1.65美元相比，2022年第三季度RIN销售额实现的平均定价为3.49美元，增长了111.5%。相比之下，2022年第三季度D3 RIN指数的平均价格为2.83美元，比2021年第三季度的平均D3 RIN指数价格低约8.8%。截至2022年9月30日，我们大约有439个MMBtu可用于生成RIN，我们大约有1,398个RIN已生成和未售出。截至2021年9月30日，我们大约有379个MMBtu可用于生成RIN，没有生成和未售出的RIN。
40
可再生能源发电收入
我们在2022年第三季度生产了约49兆瓦时的可再生电力，比2021年第三季度的43兆瓦时增加了6兆瓦时(14.0%)。我们的安全设施在2022年第三季度生产了大约300万瓦时，而由于前期发动机修复项目，2021年第三季度没有生产。由于在2021年第三季度进行了预防性发动机维护，我们的Bowerman工厂在2022年第三季度的发电量比2021年第三季度增加了4兆瓦时。与2021年第三季度相比，我们的塔尔萨工厂2022年第三季度的发电量减少了约1兆瓦时，原因是垃圾填埋场的原料供应减少。
2022年第三季度来自可再生电力设施的收入为4351美元，比2021年第三季度的3872美元增加了479美元(12.4%)。这一增长主要是由我们鲍尔曼工厂生产量的增加推动的。
2022年第三季度，99.6%的可再生发电部门收入来自与相关PPA相关的固定价格的可再生电力货币化，而2021年第三季度这一比例为100%。这为该公司提供了由我们的可再生电力场地产生的价格确定性。
企业分析
2022年第三季度，我们的天然气大宗商品对冲计划的定价低于实际指数价格。然而，我们确实确认了367美元的收益，这是我们的天然气大宗商品对冲活动下有利的指数价格变动的结果。2021年第三季度，我们没有任何天然气对冲计划。根据目前的利率，我们预计到2022年年底，我们的天然气大宗商品对冲计划的价格将继续低于实际指数价格，届时该对冲计划将到期。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。我们在2022年第三季度没有市场购买的RIN收入。
截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的支出
一般和行政费用
2022年第三季度的一般和行政费用总额为8,466美元，比2021年第三季度的7,520美元增加了946美元(12.6%)。与2021年第三季度相比，我们2022年第三季度与收购Montauk Ag Renewables相关的一般和行政费用增加了约1,102美元。
可再生天然气支出
我们的RNG设施在2022年第三季度的运营和维护费用为12,052美元，比2021年第三季度的8,708美元增加了3,344美元(38.4%)。我们的麦卡蒂工厂增加了大约314美元的预防性维护费用。与2021年第三季度相比，2022年第三季度由于预防性维护的时间安排和废物处理成本的增加，我们的APEX设施运营和维护费用增加了约950美元。与2021年第三季度的RNG设施公用事业支出相比，2022年第三季度我们RNG设施的公用事业支出增加了约2,224美元(68.4%)。
2022年第三季度，公司RNG设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为11,733美元，比2021年第三季度的6,208美元增加了5,525美元(89.0%)。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2021年第三季度的17.7%增加到2022年第三季度的21.6%。特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用的增加主要与2022年第三季度RNG收入比2021年第三季度增加有关。
41
可再生能源电费
2022年第三季度我们可再生电力设施的运营和维护费用为2,070美元，与2021年第三季度的3,533美元相比减少了1,463美元(41.4%)。这一减少主要与我们Bowerman工厂的计划预防性维护有关，与2022年第三季度相比，2021年第三季度的预防性维护费用高出约1,598美元。
2022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455美元，比2021年第三季度的428美元增加了27美元(6.3%)。作为可再生发电部门收入的百分比，特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用从11.1%下降到10.5%。
专利权使用费支付
2022年第三季度的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为12,188美元，与2021年第三季度的6,636美元相比增加了5,552美元(83.7%)。我们就我们生产的商品和相关的环境属性向我们的燃料供应现场合作伙伴支付特许权使用费。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阈值以下时，有固定的最低支付。在商品和环境属性的价格波动的范围内，我们的特许权使用费支付可能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以20年期合同的形式结构，提供对未来特许权使用费支付利润率影响的长期可见性。
折旧
2022年第三季度的折旧和摊销为5,167美元，比2021年第三季度的5,666美元减少了499美元(8.8%)。这一减少与仍在使用的资产完全摊销和耗尽有关。
减值损失
我们计算并记录了2022年第三季度的减值损失2,273美元。减值亏损2,133美元主要与REG贷款有关，该贷款的预测现金流不超过长期资产的账面价值。我们在2021年第三季度没有减值亏损。
其他(收入)支出
2022年第三季度的其他收入为95美元，比2021年第三季度的1,314美元的其他支出增加了1,409美元(107.2%)。这一增长主要与我们的有利利率互换合同有关，与2021年第三季度相比，2022年第三季度的利息支出减少了661美元。我们还有865美元的资产处置成本，与我们加尔维斯顿和皮科设施2021年第三季度的资产处置成本有关。
所得税费用
截至2022年9月30日的三个月的所得税支出是使用估计的有效税率计算的，该税率不同于美国联邦法定税率21%，这主要是由于对生产税收抵免的调整。
截至2022年9月30日的三个月的有效税率为18.5%，高于截至2021年9月30日的三个月的税率(64.3%)，主要是由于本期税前收入增加和法规第162(M)条规定的高管薪酬限制永久调整。2022年9月30日的税率还包括生产税收抵免和某些离散项目的使用。
截至2022年和2021年9月30日止三个月的营业利润(亏损)
2022年第三季度的营业利润为13,632美元，比2021年第三季度的6,729美元增加了6,903美元(102.6%)。RNG在2022年第三季度的营业利润为26,828美元，比2021年第三季度的15,955美元增加了10,873美元(68.1%)。2022年第三季可再生发电营运亏损为1,670元，较2021年第三季的1,424元减少246元(17.3%)。
42
经营成果
截至2022年9月30日及2021年9月30日止九个月的比较
下表总结了上面描述的关键运营指标，我们使用这些指标来衡量性能。
| (除非另有说明，以千为单位) | 九个月 截至9月30日， |
|||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 变化 | 变化 % |
|||||||||||||
| 收入 |
||||||||||||||||
| 可再生天然气总收入 |
$ | 151,577 | $ | 90,707 | $ | 60,870 | 67.1 | % | ||||||||
| 可再生能源发电总收入 |
$ | 12,652 | $ | 11,290 | $ | 1,362 | 12.1 | % | ||||||||
| RNG指标 |
||||||||||||||||
| CY RNG产量(MMBtu) |
4,275 | 4,274 | 1 | 0.0 | % | |||||||||||
| 减去：固定/底价合同下的当期RNG数量 |
(972 | ) | (1,273 | ) | 301 | 23.6 | % | |||||||||
| 加号：本期分配的前期RNG数量 |
372 | 353 | 19 | 5.4 | % | |||||||||||
| 较少：本期RNG产量未分配 |
(439 | ) | (379 | ) | (60 | ) | 15.8 | % | ||||||||
| 可用于生成RIN的RNG总容量(1) |
3,236 | 2,975 | 261 | 8.8 | % | |||||||||||
| Rin度量 |
||||||||||||||||
| 当前RIN代(x 11.727)(2) |
37,951 | 34,883 | 3,068 | 8.8 | % | |||||||||||
| 减去：交易对手份额(RIN) |
(3,961 | ) | (3,810 | ) | (151 | ) | 4.0 | % | ||||||||
| 加：前期RIN带入CY |
140 | 110 | 30 | 27.3 | % | |||||||||||
| 减去：CY RIN进入下一个CY |
— | — | — | — | ||||||||||||
| 可供销售的RIN总数(3) |
34,130 | 31,183 | 2,947 | 9.5 | % | |||||||||||
| 减少：售出的RIN |
(31,773 | ) | (30,875 | ) | (898 | ) | 2.9 | % | ||||||||
| 环库存 |
2,357 | 308 | 2,049 | 665.3 | % | |||||||||||
| RNG库存(未分配给RIN的卷)(4) |
439 | 379 | 60 | 15.8 | % | |||||||||||
| 平均已实现RIN价格 |
$ | 3.43 | $ | 1.77 | $ | 1.66 | 93.8 | % | ||||||||
| 运营费用 |
||||||||||||||||
| 可再生天然气运营费用 |
$ | 65,735 | $ | 44,004 | $ | 21,731 | 49.4 | % | ||||||||
| 每MMBtu的运营费用(实际) |
$ | 15.38 | $ | 10.30 | $ | 5.08 | 49.3 | % | ||||||||
| 可再生能源发电运营费用 |
$ | 10,546 | $ | 10,130 | $ | 416 | 4.1 | % | ||||||||
| 美元/兆瓦时(实际) |
$ | 74.79 | $ | 74.00 | $ | 0.79 | 1.1 | % | ||||||||
| 其他指标 |
||||||||||||||||
| 可再生能源发电量(兆瓦时) |
141 | 137 | 4 | 2.9 | % | |||||||||||
| 平均实现价格$/MWh(实际) |
$ | 89.73 | $ | 82.47 | $ | 7.26 | 8.8 | % | ||||||||
| (1) | RIN是在天然气被分配以产生RIN的那个月产生的，这发生在气体产生后的一个月。固定/最低价格安排下的交易量会产生RIN，而我们不会自行营销。 |
| (2) | 一MMBtu的RNG的能量含量相当于11.727加仑的乙醇，因此在RFS计划下可以产生11.727 RIN。 |
| (3) | 代表我们在报告期内可自行营销的RIN。 |
| (4) | 表示尚未分配以生成RIN的天然气产量。 |
43
下表汇总了我们在下列期间的收入、费用和净收入：
| (除非另有说明，以千为单位) | 九个月 截至9月30日， |
|||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 变化 | 变化 % |
|||||||||||||
| 总营业收入 |
$ | 155,916 | $ | 102,872 | $ | 53,044 | 51.6 | % | ||||||||
| 运营费用： |
||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
42,205 | 36,954 | 5,251 | 14.2 | % | |||||||||||
| 一般和行政费用 |
25,715 | 35,280 | (9,565 | ) | (27.1 | %) | ||||||||||
| 特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
34,484 | 18,840 | 15,644 | 83.0 | % | |||||||||||
| 折旧及摊销 |
15,453 | 17,062 | (1,609 | ) | (9.4 | %) | ||||||||||
| 保险收益 |
(313 | ) | (238 | ) | (75 | ) | 31.5 | % | ||||||||
| 减值损失 |
2,393 | 626 | 1,767 | 282.3 | % | |||||||||||
| 交易成本 |
32 | 357 | (325 | ) | (91.0 | %) | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 总运营费用 |
119,969 | 108,881 | 11,088 | 10.2 | % | |||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
| 营业收入(亏损) |
$ | 35,947 | $ | (6,009 | ) | $ | 41,956 | (698.2 | %) | |||||||
| 其他(收入)支出： |
(124 | ) | 2,726 | (2,850 | ) | (104.5 | %) | |||||||||
| 所得税费用 |
6,847 | 1,286 | 5,561 | 432.4 | % | |||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
| 净收益(亏损) |
$ | 29,224 | $ | (10,021 | ) | $ | 39,245 | (391.6 | %) | |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
截至2022年和2021年9月30日的9个月的收入
2022年前9个月的总收入为155,916美元，比2021年前9个月的102,872美元增加了53,044美元(51.6%)。这一增长主要是由于与2021年前9个月相比，2022年前9个月天然气商品指数的定价和平均已实现RIN定价有所增加。2022年前9个月，天然气大宗商品指数上涨112.9%，至6.77美元，而2021年前9个月为3.18美元。与2021年前9个月相比，2022年前9个月实现的RIN定价上涨了93.8%。这一增长被我们的交易对手分享协议下确认的收入减少所抵消，与2021年前9个月的12,725美元相比，2022年前9个月的收入为1,246美元。
可再生天然气收入
我们在2022年前9个月生产了4,275 MMBtu的RNG，与2021年前9个月生产的4,274 MMBtu(0.0%)一致。由于现有消化工艺的改进，我们的Pico工厂在2022年前9个月的产量比2021年前9个月多86MMBtu。我们的加尔维斯顿工厂在2022年前9个月的产量比2021年前9个月多98 MMBtu，这是由于井场变化和工艺设备的工厂效率优化导致进口天然气增加的结果。我们麦卡蒂、阿塔斯可尼塔和Apex工厂的产量较低，抵消了增长的影响。由于我们的垃圾填埋场东道主改变了井场，我们的麦卡蒂工厂在2022年前9个月比前9个月减少了33 MMBtu的产量。此外，由于工艺设备故障，我们的Atascoita工厂在2022年前9个月的MMBtu产量比2021年前9个月减少了100 MMBtu，此后已得到修复。由于垃圾填埋模式导致产量下降，我们的Apex工厂在2022年前9个月比2021年前9个月生产的MMBtu减少了40 MMBtu。
2022年前9个月，可再生天然气部门的收入为151,577美元，比2021年前9个月的90,707美元增加了60,870美元(67.1%)。2022年前9个月，天然气的平均价格为6.77美元，比2021年前9个月高出112.9%。2022年前9个月，我们实现了31,773个RIN的自我货币化，与2021年前9个月的30,875个RIN相比，增长了898个(2.9%)。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是自我营销的，导致2022年前9个月的承诺比2021年前9个月的承诺更高。2022年前9个月RIN销售实现的平均定价为3.43美元，而2021年前9个月为1.77美元，增长了93.8%。相比之下，2022年前9个月D3 RIN指数的平均价格为3.10美元，比2021年前9个月的平均D3 RIN指数价格高出约6.5%。截至2022年9月30日，我们大约有439个MMBtu可用于生成RIN，我们大约有2,357个已生成和未售出的RIN。截至2021年9月30日，我们大约有379个MMBtu可用于生成RIN，生成和未售出的RIN约为308个。
44
可再生能源发电收入
我们在2022年前9个月生产了141兆瓦时的可再生电力，比2021年前9个月生产的137兆瓦时增加了4兆瓦时(2.9%)。由于我们的发动机修复项目，我们的安全设施在2022年第三季度生产了大约700万千瓦时的电力，而2021年第三季度的生产为零。由于预防性发动机维护，我们的Pico工厂2022年第三季度的发电量比2021年第三季度减少了4兆瓦时。
2022年前9个月来自可再生电力设施的收入为12,652美元，比2021年前9个月的11,290美元增加了1,362美元(12.1%)。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Bowerman设施相关的环境属性货币化的时间，导致与2022年前9个月相比，2021年前9个月的收入减少了约600美元。2022年前9个月，我们的安全引擎修复为收入增加了466美元，而2021年前9个月的收入为零。
在2022年前9个月，99.5%的可再生电力发电部门收入来自与相关PPA相关的固定价格的可再生电力货币化，而2021年前9个月的这一比例为100%。这为该公司提供了由我们的可再生电力场地产生的价格确定性。
企业分析
在2022年的前九个月，我们的天然气大宗商品对冲计划的定价低于实际指数价格，导致已确认的损失1,440美元。在2021年的前九个月，我们没有任何天然气对冲计划。根据目前的利率，我们预计到2022年年底，我们的天然气大宗商品对冲计划的价格将继续低于实际指数价格，届时该对冲计划将到期。2021年前9个月，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日的未经审计的简明综合财务报表中的营业收入中。同样在2021年的前9个月，我们记录了与我们购买RIN相关的710美元的调整，以将这些RIN的账面价值降至可变现净值。这一调整计入了未经审计的简明综合业务报表中的运营和维护费用。在2022年的前9个月，我们没有市场购买的RIN或其他环境属性的购买。
截至2022年和2021年9月30日的9个月的开支
一般和行政费用
2022年前9个月的一般和行政费用总额为25,715美元，与2021年前9个月的35,280美元相比减少了9,565美元(27.1%)。与2021年前9个月相比，2022年前9个月的员工相关成本(包括股票薪酬)减少了约10,764美元(41.2%)。这一减少主要与我们取消MNK期权以及2021年1月向公司员工授予限制性股票、非限制性股票期权和限制性股票单位的会计有关。与2021年前9个月相比，我们的公司保险费在2022年前9个月增加了约342美元(8.5%)，主要与保费增长有关。我们的董事会批准支付现金费用给非员工董事费用在2022年前9个月增加了约336美元。
可再生天然气支出
我们的RNG设施在2022年前9个月的运营和维护费用为32,592美元，与2021年前9个月的26,468美元相比增加了6,124美元(23.1%)。这一增长是由于2022年前9个月与2021年前9个月相比，RNG公用事业增加了约5,206美元(77.5%)。这一增长是由于2021年第一季度的一次天气事件影响了我们位于休斯顿的设施，受到较低的公用事业费率的有利影响。
2022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33,142美元，比2021年前9个月的17,536美元增加了15,606美元(89.0%)。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2021年前9个月的19.3%上升到2022年前9个月的21.9%。特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用的增加主要与2022年前9个月的RNG收入比2021年前9个月的收入增加有关。我们还记录了2022年前九个月Pico设施盈利负债增加了1,122美元，而2021年第三季度减少了694美元。
45
可再生能源电费
2022年前9个月，我们可再生电力设施的运营和维护费用为9,204美元，较2021年前9个月的8,826美元增加378美元(4.3%)。这一增长主要涉及与收购Montauk Ag Renewables有关的运营费用。
2022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1,342美元，较2021年前9个月的1,304美元增加38美元(2.9%)。作为可再生发电部门收入的百分比，特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用从11.5%下降到10.6%。
专利权使用费支付
2022年前9个月的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为34,484美元，与2021年前9个月的18,840美元相比增加了15,644美元(83.0%)。我们就我们生产的商品和相关的环境属性向我们的燃料供应现场合作伙伴支付特许权使用费。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阈值以下时，有固定的最低支付。在商品和环境属性的价格波动的范围内，我们的特许权使用费支付可能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以20年期合同的形式结构，提供对未来特许权使用费支付利润率影响的长期可见性。
折旧
2022年前9个月的折旧和摊销为15,453美元，与2021年前9个月的17,062美元相比减少了1,609美元(9.4%)。这一减少与仍在使用的资产完全摊销和耗尽有关。
减值损失
我们于2022年首9个月计算及入账减值亏损2,393美元，较2021年首9个月的626美元增加1,767美元(282.3%)。2022年前九个月录得的减值亏损主要与REG贷款有关，该贷款的预测现金流不超过长期资产的账面价值。
其他(收入)支出
2022年前9个月的其他收入为124美元，较2021年前9个月2,726美元的其他支出增加2,850美元(104.5%)。其中，1,725美元与我们优惠的利率互换合同有关，与2021年前9个月相比，2022年前9个月的利息支出有所减少。影响增加的还有865美元，涉及我们加尔维斯顿和皮科设施2021年前9个月的资产处置费用。
所得税费用
截至2022年9月30日的9个月的所得税支出是使用估计的有效税率计算的，该税率不同于美国联邦法定税率21%，这主要是由于对生产税收抵免的调整。
截至2022年9月30日的九个月的有效税率为19.0%，高于截至2021年9月30日的九个月的税率(14.7%)，主要是由于用于完成有效税率计算的本期税前收入增加以及所需的法规第162(M)条高管薪酬限制永久调整。2022年9月30日的税率还包括生产税收抵免和某些离散项目的使用。
截至2022年和2021年9月30日的9个月的营业利润
2022年前9个月的营业利润为35,947美元，较2021年前9个月6,009美元的营业亏损增加41,956美元(698.2%)。2022年前9个月的营业利润为75,040美元，较2021年前9个月的34,154美元增加40,886美元(119.7%)。2022年前9个月的可再生能源发电运营亏损为4,226美元，较2021年前9个月的3,626美元运营亏损减少600美元(16.5%)。
46
非GAAP财务指标：
下表列出了以下每个时期的EBITDA和调整后EBITDA、非公认会计准则财务计量。我们列报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，这些指标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运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列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2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的净收入对账，这是最直接的GAAP衡量标准：
| 截至三个月 9月30日， |
||||||||
| 2022 | 2021 | |||||||
| 净收入 |
$ | 11,187 | $ | 8,896 | ||||
| 折旧及摊销 |
5,167 | 5,666 | ||||||
| 利息支出 |
36 | 697 | ||||||
| 所得税支出(福利) |
2,540 | (3,481 | ) | |||||
|
|
|
|
|
|||||
| 合并EBITDA |
18,930 | 11,778 | ||||||
| 出售资产净亏损 |
43 | 822 | ||||||
| 减值损失(1) |
2,273 | — | ||||||
| 套期保值活动的未实现收益 |
(367 | ) | — | |||||
| 交易成本 |
— | 232 | ||||||
|
|
|
|
|
|||||
| 调整后的EBITDA |
$ | 20,879 | $ | 12,832 | ||||
|
|
|
|
|
|||||
| (1) | 在截至2022年9月30日的三个月内，我们记录了与REG贷款相关的减值亏损2,133美元，该贷款的预测现金流不会超过长期资产在2022年第三季度的账面价值。截至2021年9月30日止三个月内，并无确认资产减值。 |
下表提供了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的EBITDA和调整后EBITDA，以及与净收入的对账，这是最直接可比的GAAP衡量标准：
| 九个月结束 9月30日， |
||||||||
| 2022 | 2021 | |||||||
| 净收益(亏损) |
$ | 29,224 | $ | (10,021 | ) | |||
| 折旧及摊销 |
15,453 | 17,062 | ||||||
| 利息支出 |
339 | 2,064 | ||||||
| 所得税费用 |
6,847 | 1,286 | ||||||
|
|
|
|
|
|||||
| 合并EBITDA |
51,863 | 10,391 | ||||||
| 出售资产的净(得)损 |
(250 | ) | 822 | |||||
| 减值损失(1) |
2,393 | 626 | ||||||
| 套期保值活动的未实现亏损 |
1,440 | — | ||||||
| 交易成本 |
32 | 357 | ||||||
|
|
|
|
|
|||||
| 调整后的EBITDA |
$ | 55,478 | $ | 12,196 | ||||
|
|
|
|
|
|||||
| (1) | 在截至2022年9月30日的九个月内，我们录得减值亏损2,393美元。减值亏损2,133美元主要与REG贷款有关，该贷款的预测现金流不超过长期资产的账面价值。在截至2021年9月30日的9个月内，记录了626美元的减值，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。 |
47
流动性与资本资源
流动资金来源
截至2022年9月30日和2021年9月30日，我们的现金和现金等价物(扣除受限现金)分别为95,619美元和20,892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个月内满足预期的必要资本支出(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，这些风险可能对我们的现金流和流动性产生不利影响。
截至2022年9月30日，我们的未计债务发行成本为74,000美元，而截至2021年12月31日的未计债务发行成本为80,000美元。
我们的发行前债务成本(以千为单位)如下：
| 2022年9月30日 | 2021年12月31日 | |||||||
| 定期贷款 |
$ | 74,000 | $ | 80,000 | ||||
| 循环信贷安排 |
— | — | ||||||
|
|
|
|
|
|||||
| 未计入债务发行成本的债务 |
$ | 74,000 | $ | 80,000 | ||||
|
|
|
|
|
|||||
修订后的信贷协议
2021年12月21日，该公司与Comerica和某些其他金融机构签订了第四修正案。目前的信贷协议以我们几乎所有资产和我们某些子公司的资产的留置权为抵押，规定了五年期8万美元的定期贷款和五年期12万美元的循环信贷安排。
截至2022年9月30日，定期贷款下的未偿还贷款为74,000美元，循环信贷安排下没有未偿还借款。定期贷款在2024年之前每季度摊销2,000美元，然后在2026年前增加到3,000美元，2026年末最终偿还32,000美元，利率分别为3.28%和2.91%，分别在2022年9月30日和2021年12月31日。经修订信贷协议项下的循环及定期贷款按彭博短期银行收益率指数利率加上基于我们的总杠杆率的适用保证金计息(在每种情况下，该等条款于经修订信贷协议中定义)。
经修订的信贷协议载有适用于吾等及若干附属公司的惯例契诺，包括财务契诺。经修订信贷协议须受惯常违约事件所规限，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，吾等将会违约。综合EBITDA根据经修订的信贷协议被定义为净收益加上(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、非常或非复发性根据Comerica在某些情况下商定的对净收入某些组成部分的调整。
根据经修订的信贷协议，我们须维持以下比率：
| • | 在2021年12月31日至2023年6月29日的任何财政季度结束时，总杠杆率不超过3.50至1.00，在2023年6月30日至2024年6月29日的任何财政季度结束时，总杠杆率不超过3.25至1.00，在2024年6月30日及以后的任何财政季度结束时，总杠杆率不超过3.00至1.00。 |
| • | 截至每个财政季度末，固定费用覆盖率(如修订的信贷协议中所定义)不低于1.2%至1.0% |
截至2022年9月30日，我们遵守了经修订的信贷协议下所有适用的财务契约。
经修订信贷协议取代吾等先前与Comerica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项下的未偿还本金总额59,197美元。有关经修订信贷协议的其他资料，请参阅附注14-未经审核简明综合财务报表的债务。
48
资本支出
我们历来用营运资本、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2022年非开发项目的资本支出将在1.2万美元至1.4万美元之间。我们的2022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，我们目前估计，我们现有的2022年发展资本支出将在25,000美元到30,000美元之间。我们2022年开发资本支出的大部分与我们Pico消化能力的增加、Montauk Ag Renewables的持续开发以及我们最近宣布的第二个Apex设施有关。我们修订的信贷协议为我们提供了120,000美元的循环信贷安排，以及75,000美元的手风琴选项，为我们提供了实施收购和发展战略的额外资本。我们目前正就各种战略增长机会进行不同阶段的讨论。这些机会包括：大约八个LFG RNG站点和废水处理到RNG的机会。如果我们最终就这些机会中的任何一个达成最终协议，我们预计将产生与收购成本或开发成本相关的重大资本支出，或两者兼而有之。随着我们继续探索战略增长机会，虽然我们已就其中某些机会签署了不具约束力的意向书，但我们不能保证我们与任何或所有这些战略机会相关的计划将取得最终协议。我们相信，我们现有的现金和现金等价物，即运营产生的现金, 根据我们经修订的信贷协议，除先前讨论的非发展及发展资本开支外，信贷供应将使我们能够追逐及完成我们已确定的战略增长机会。
现金流
下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的现金流量和现金等价物的信息：
| 九个月结束 9月30日， |
||||||||
| 2022 | 2021 | |||||||
| 经营活动提供的现金流量净额 |
59,809 | $ | 21,298 | |||||
| 用于投资活动的现金流量净额 |
(11,270 | ) | (11,414 | ) | ||||
| 用于筹资活动的现金流量净额 |
(6,106 | ) | (9,860 | ) | ||||
| 现金及现金等价物净增加情况 |
42,433 | 24 | ||||||
| 受限现金，期末 |
426 | 691 | ||||||
| 现金和现金等价物及受限，期末 |
96,045 | 21,583 | ||||||
2022年前9个月，我们从经营活动中产生了59,809美元的现金，比2021年前9个月的21,298美元增长了180.8。2022年前9个月，营业活动收入和收入调整数为60 141美元，而2021年前9个月为28 082美元。2022年前9个月，营运资本及其他资产和负债使用了333美元，而2021年前9个月使用了6784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。我们于2022年前九个月的资本开支为12,750美元，其中5,439美元及1,604美元分别与北卡罗来纳州Pico设施消化能力提升及Montauk Ag Renewables的持续发展有关。部分抵消了这一使用的是与2022年前9个月出售NOx排放额度信用相关的1,088美元收益。
49
我们在2022年前9个月用于融资活动的净现金流为6,106美元，比2021年前9个月用于融资活动的现金净额9,860美元减少了3,754美元。在支付佣金和费用后，我们2021年1月IPO的完成提供了12,401美元的收益。关于根据雇员根据守则第83(B)条作出的选择而从限制性股票奖励中扣留股份，本公司重新收购了950,214股股份，价值约10,813美元。此外，在分配方面，我们向MNK提供了总计8,940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。该公司拥有MNK公司拥有的800,000股普通股的担保权益，如果被MNK公司出售，MNK公司已同意将这些股份用于偿还这笔贷款。
合同义务和承诺
表外安排包括可能影响我们的流动资金、资本资源和经营结果的安排，即使该等安排没有在公认会计准则下记为负债。我们的失衡单据安排仅限于下文所述的未偿还信用证。尽管这些安排服务于我们的各种业务目的，但我们并不依赖它们来维持我们的流动性和资本资源，我们也不知道有任何合理可能导致表外安排对流动性和资本资源产生重大不利影响的情况。
本公司有涉及资产报废义务的合同义务。有关资产报废责任的进一步资料，请参阅未经审核简明综合财务报表附注10。
根据我们的债务协议，公司负有合同义务，包括支付利息和偿还本金。见未经审核简明综合财务报表附注14，以进一步讨论我们债务协议项下的合约承诺，包括还本的时间。在2022年的前9个月，我们有大约3905美元的未偿还信用证的表外安排。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这些信用证，以提供额外的履约保证。这些未兑付的信用证并未被支取。在2021年的前9个月，我们没有失衡单笔安排，但未付信用证除外，金额约3905美元。
该公司有涉及经营租赁的合同义务。有关租赁责任的进一步资料，请参阅未经审核简明综合财务报表附注20。2022年，该公司签订了一份为期10年的新的公司办公室租约，从2023年(租约的第一个全年)开始，每月租金约为43美元。租约包括每年的租金上涨。在2022年第四季度，该公司预计从2023年开始为其地区公司办公室签订为期三年的续租合同，每月租金约为5美元。租约将包括每年的租金上涨。
该公司还有与我们的燃料供应协议相关的其他合同义务。这些协议的有效期为5至21年。与这些协议相关的最低特许权使用费和资本债务从7美元到1,380美元不等。
50
关键会计政策和估算
我们未经审核的简明综合财务报表是根据公认会计原则编制的，并要求我们的管理层作出影响资产、负债、收入、成本和支出的报告金额以及相关披露的估计和假设。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值不同，如果基础条件或假设发生变化，此类估计值可能会发生变化。
收入确认
我们的收入包括与客户签订的各种短期和中期协议下提供的可再生能源和相关的环境属性销售。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一种独特的产品或服务转让给客户。合同的交易价格被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市场的独立销售价格，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预计转让产品所获得的对价金额。因此，收入在扣除津贴和客户折扣以及扣除运输和收集成本后净额入账。在适用的范围内，向客户征收并汇给政府当局的销售额、增值税和其他税项应按净额(不包括收入)核算。
该公司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。这一可变对价不受本公司的影响，因为可变对价是由市场决定的。因此，与长期合同有关的可变对价被认为是完全受限的。
51
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来产生D3 RIN。我们的运营成本与RNG的生产相关。RIN是政府通过我们的可再生能源运营项目产生的激励措施，而不是我们RNG生产的物理属性的结果。我们产生的RIN能够被分离并作为信用出售，独立于所产生的能源。因此，在生成RIN时不会将成本分配给它。当与客户达成协议，以商定的价格将信用货币化，并发生控制权转移时，收入将在这些环境属性上确认。我们达成转让RIN的远期承诺。这些远期承诺是基于作出承诺时的D3 RIN指数价格。由于承诺的远期销售，一年内货币化的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，这些州包括加利福尼亚州、俄克拉何马州和德克萨斯州。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一部分能源。我们的运营成本与生产可再生电力有关。REC是作为我们可再生运营项目的成果而产生的。我们生产的REC能够与所生产的电力分开并独立出售。因此，在生成REC时不会将成本分配给REC。当与客户达成协议，以商定的价格将信用货币化，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。每个司法管辖区内的税收法规以相关税收法律法规的解释为准，需要做出重大判断才能适用。
我们的递延税项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未来应纳税所得额的能力。对递延税项资产的评估需要在评估已在我们的财务报表或纳税申报表中确认的事件的未来可能的税务后果以及通过税务管辖区预测未来盈利能力方面做出判断。
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，对估值准备的调整是否合适。截至每个报告日期，管理层在确定我们递延税项资产的未来变现时会考虑新的证据，无论是积极的还是消极的。我们使用一个“更有可能”的门槛来确认和解决不确定的税收状况，来计算不确定的税收状况。对不确定税务状况的评估依据的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状况的衡量、应审计事项的有效解决、新的审计活动以及与税收状况相关的事实或情况的变化。鉴于我们目前的水平税前除了盈利和预测的未来税前收益外，我们预计在未来几个时期内在美国产生的税前收入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ASC 350、无形资产-商誉和其他会计准则对无形资产进行会计处理。有限寿命的无形资产包括互联、客户合同、商号和商标。互联无形资产是利用运营项目和公用事业变电所之间的互联线路传输产生的电力的专有权。该权利包括公用事业公司在这条线路上提供的全面维护。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。我们对有限年限的无形资产进行减值评估，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决定关闭网站等。
52
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量的现值确定的。我们在进行这些评估时使用我们的最佳估计，然而，实际的未来定价、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实质性的。
我们对有限存续期和无限存续期无形资产的可回收性的评估是通过对与相关天然气权利协议相关的未来现金流进行监测评估来确定的。现金流估计是在经营单位层面进行的，并基于天然气权利协议的平均剩余期限。根据我们的分析，我们得出的结论是，产生的现金流远远超过账面价值。与用于估计这些现金流的各种价格指数有关的市场状况的变化可能会对这些估计产生不利影响。
有限寿命资产减值
根据FASB ASC主题360，当事件或环境变化表明一项资产的账面价值可能无法收回时，财产、厂房和设备以及使用年限有限的无形资产将被评估减值。将持有和使用的资产的可回收性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。该等估计基于若干假设，该等假设受不确定性影响，并可能与实际结果大相径庭，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的公允价值的金额计量。公允价值一般是根据(I)资产组内部发展的贴现现金流量、(Ii)第三方估值及/或(Iii)有关该等资产当前市场价值的现有资料而厘定。我们在做出这些评估时使用我们的最佳估计，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。
于2022年第三季度，当我们确定长期资产组的账面价值更有可能无法收回时，我们对我们的塔尔萨设施资产组进行了中期可回收测试。我们的测试结果表明，与我们REG部门内的塔尔萨工厂相关的长期资产的账面价值超过了资产组的公允价值。基于第三级不可观察到的输入，我们在制定现金流分析时纳入了我们认为是合理市场参与者在假设交易中的观点的假设。重要的3级投入包括对未来收入增长、毛利率、EBITDA和正现金流产生的估计。作为分析的结果，该公司在截至2022年9月30日的三个月和九个月记录了与REG场地有关的2089美元的财产、厂房和设备减值。至于余下的长期资产组别，本公司根据我们为监测潜在减值指标而进行的中期现金流量评估，进一步得出结论，将产生的现金流量显著超过我们营运地点的账面价值，主要原因是相关气体权协议的期限较长，而本公司并无记录任何与其现金流量评估相关的其他减值。除现金流评估外，我们确认了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的离散事件和记录的减值分别为233美元和626美元。有关资产减值的进一步资料，请参阅未经审核简明综合财务报表附注3。
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非新兴成长型公司和其他选择退出《就业法案》规定的过渡期的新兴成长型公司的财务报表进行比较。
53
近期会计公告
关于我们最近采用的会计公告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2021年年报中作为7A项披露有关市场风险的定量和定性披露以来，没有发生重大变化。
| 第四项。 | 控制和程序 |
管理层对信息披露控制和程序的评估
我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，评估了我们的披露控制和程序的有效性，如规则13a-15(E)或15d-15(e)根据《交易所法案》，截至本季度报告所涵盖的期间结束时。披露控制和程序旨在确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求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。我们的管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能为实现其目标提供合理的保证，管理层必须在评估可能的控制和程序的成本-收益关系时应用其判断。我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，在评估了本报告所述期间结束时我们的披露控制和程序的有效性后，得出结论认为，截至该日期，我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
在最近一个财政季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
54
第二部分其他资料
| 第1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发生的法律诉讼的一方。我们和我们的子公司目前不是任何重大待决法律程序的一方，我们的财产也不受任何重大法律程序的约束。
| 第1A项。 | 风险因素 |
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不利影响。关于我们的风险因素的讨论可以在我们的2021年年度报告的第一部分第1A项风险因素中找到。新冠肺炎的影响可能加剧第一部分中讨论的风险，“第1A项。风险因素“在我们的2021年年报中，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 |
出售登记证券所得款项的使用
于2021年1月21日，本公司经修订的S-1表格注册声明(档案No. 333-251312)(“注册声明”)，被美国证券交易委员会宣布生效，与我们的首次公开募股相关。此次IPO的承销商是Roth Capital Partners。根据注册说明书，本公司共出售3,399,515股普通股，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8.5美元的发行价出售，扣除约160万美元的承销折扣和公司应支付的发售费用约620万美元后，公司获得的净收益约为1500万美元。
IPO于2021年1月26日结束。本公司并无直接或间接向(I)本公司任何高级人员或董事或其联系人、(Ii)拥有本公司任何类别股权证券10%或以上的任何人士或(Iii)本公司的任何联属公司支付该等开支。
55
自首次公开募股结束以来，Montauk Renewables已将IPO所得资金净额中的约1280万美元用于尽职调查和完成2021年5月对Montauk Ag Renewables的收购、2021年10月购买与Montauk Ag Renewables有关的房地产和物业以及与Montauk Ag Renewables相关的后续开发活动。一笔无形的金额已用于其他可能的收购和项目。其余约220万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。
| 第六项。 | 展品 |
| 展品 数 |
描述 | |
| 31.1 | 按照《规则》对行政总裁的证明13a-14(a)和15d-14(a)《证券交易法》 | |
| 31.2 | 按照规则对首席财务官进行核证13a-14(a)和15d-14(a)《证券交易法》 | |
| 32.1 | 依据《美国法典》第18条对行政总裁的证明1350，根据第《2002年萨班斯-奥克斯利法案》第906条 | |
| 32.2 | 根据《美国法典》第18条对首席财务官的证明1350，根据第《2002年萨班斯-奥克斯利法案》第906条 | |
| 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) | |
56
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署人代表其签署。
| 2022年11月9日 | 蒙托克可再生能源公司 | |||||
| 发信人： | /s/肖恩·F·麦克莱恩 | |||||
| 肖恩·F·麦克莱恩 | ||||||
| 董事首席执行官总裁 (首席行政主任) | ||||||
| 发信人： | 凯文·A·范·阿斯达兰 | |||||
| 凯文·A·范·阿斯达兰 | ||||||
| 首席财务官 (首席财务会计官) | ||||||
57