10-Q

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会员2022-07-012022-09-300001826600US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：公允价值计量常任成员2022-12-310001826600mntk：天然气大宗商品会员US-GAAP：已转移的加班会员2022-01-012022-09-300001826600US-GAAP：TransferredateDaTime2022-01-012022-09-300001826600mntk：电子商品会员2023-07-012023-09-300001826600mntk：非合格股票期权会员2023-07-012023-09-300001826600mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2021-01-312021-01-310001826600mntk：客户会员美国公认会计准则：销售收入净成员MNTK：可再生天然气会员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-07-012022-09-300001826600SRT: 最大成员mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2023-07-012023-09-300001826600US-GAAP：公允价值输入二级会员US-GAAP：公允价值计量常任成员2023-09-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员MNTK：可再生天然气会员mntk：客户会员US-GAAP：客户集中度风险成员2023-07-012023-09-300001826600US-GAAP：留存收益会员2022-06-300001826600mntk：电气环境属性会员2022-01-012022-09-300001826600美国通用会计准则：普通股成员2023-09-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员MNTK：可再生天然气会员mntk：Customerb 会员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-07-012022-09-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员mntk：Customerb 会员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-01-012022-09-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员MNTK：可再生天然气会员mntk：客户 C 会员US-GAAP：客户集中度风险成员2023-07-012023-09-300001826600US-GAAP：限制性股票成员2022-01-012022-09-300001826600mntk：电气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTime2022-01-012022-09-300001826600Mntk：MNKandHosken联合投资有限公司会员2022-07-012022-09-300001826600US-GAAP：客户合同成员2023-09-300001826600US-GAAP：已转移的加班会员MNTK：可再生电力发电会员2023-01-012023-09-300001826600US-GAAP：企业会员2022-07-012022-09-300001826600MNTK：可再生电力发电会员2023-09-300001826600mntk: mnkMemberMntk：预付给关联方成员的贷款2021-01-262021-01-260001826600US-GAAP：已转移的加班会员MNTK：可再生电力发电会员2022-07-012022-09-300001826600mntk：电子商品会员2022-01-012022-09-300001826600美国通用会计准则：普通股成员2023-01-012023-09-300001826600mntk：天然气大宗商品会员US-GAAP：已转移的加班会员2023-01-012023-09-300001826600MNTK：可再生天然气会员2022-07-012022-09-300001826600MNTK：天然气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTime2023-01-012023-09-300001826600US-GAAP：企业会员2023-01-012023-09-300001826600mntk：天然气大宗商品会员US-GAAP：TransferredateDaTime2022-01-012022-09-300001826600MNTK：可再生电力发电会员US-GAAP：TransferredateDaTime2022-07-012022-09-300001826600美国通用会计准则：Landmember2022-12-310001826600US-GAAP：已转移的加班会员2023-01-012023-09-300001826600mntk：客户会员美国公认会计准则：销售收入净成员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-01-012022-09-300001826600mntk: mrieicp 2023 年 1 月奖项会员2023-07-012023-09-300001826600mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2021-01-310001826600US-GAAP：利率互换成员2023-07-012023-09-300001826600US-GAAP：员工股权会员mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2022-09-300001826600mntk：天然气大宗商品会员2022-01-012022-09-300001826600US-GAAP：钻井权利会员2023-01-012023-09-300001826600mntk：电气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTime2023-01-012023-09-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员mntk：Customerb 会员US-GAAP：客户集中度风险成员2023-07-012023-09-300001826600US-GAAP：利率互换成员2022-01-012022-09-300001826600MNTK：可再生天然气会员US-GAAP：已转移的加班会员2023-01-012023-09-300001826600US-GAAP：利率互换成员2022-07-012022-09-300001826600US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2022-01-012022-09-300001826600US-GAAP：关联党成员Mntk：MNKandHosken联合投资有限公司会员2022-12-310001826600美国公认会计准则：销售收入净成员mntk：客户会员US-GAAP：客户集中度风险成员2023-07-012023-09-3000018266002023-06-300001826600mntk：电子商品会员2023-01-012023-09-300001826600US-GAAP：员工股权会员mntk：montauk RenewablesIncequity and 激励补偿计划成员2022-12-310001826600MNTK：天然气环境属性会员2022-07-012022-09-3000018266002022-01-012022-12-31xbrli: purexbrli: 股票mntk: 可报告片段MNTK: 员工iso421:USDiso421:USDxbrli: 股票

用勾号指明注册人 (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时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的 ☒没有 ☐

用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的 ☒没有 ☐

用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义：


大型加速过滤器	☐	加速过滤器	☒

非加速过滤器	☐	规模较小的申报公司	☐

		新兴成长型公司	☒

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明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）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐没有 ☒

2023 年 11 月 2 日注册人普通股的已发行股数量是 143,661,719股份。


		页面

第一部分财务信息		6

第 1 项。	财务报表（未经审计）	6

第 2 项。	管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析	27

第 3 项。	关于市场风险的定量和定性披露	48

第 4 项。	控制和程序	48

第二部分其他信息		49

第 1 项。	法律诉讼	49

第 1A 项。	风险因素	49

第 2 项。	未注册的股权证券销售和所得款项的使用	49

第 3 项。	优先证券违约	49

第 4 项。	矿山安全披露	49

第 5 项。	其他信息	49

第 6 项。	展品	50

签名		51

这份10-Q表季度报告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”。除历史或当前事实陈述外，本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述是指我们当前对财务状况、经营业绩、计划、目标、战略、未来业绩和业务的预期和预测。前瞻性陈述可能包括 “预期”、“假设”、“相信”、“可以拥有”、“考虑”、“继续”、“努力”、“目标”、“可以”、“设计”、“到期”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测” 等词语”、“项目”、“潜力”、“寻求”、“应该”、“目标”、“将”，以及与讨论未来运营业绩或其他事件的时间或性质有关的其他含义相似的词语和术语。例如，我们做出的与未来经营业绩、财务状况、估计和预计成本，以及未来运营、增长、战略或举措的计划和目标有关的所有声明，包括皮科原料修正案、北卡罗来纳州的蒙托克农业项目、雷格资本改善项目、第二Apex RNG设施项目、Blue Granite RNG项目、Bowerman RNG项目、向欧洲交付生物二氧化碳量能源、麦卡蒂设施天然气收集问题的解决以及缓解Rumpke设施的井田开采环境因素是前瞻性陈述。所有前瞻性陈述都存在风险和不确定性，这些风险和不确定性可能导致实际结果与我们预期的结果存在重大差异，因此，您不应过分依赖此类陈述。可能导致这些实际结果与这些前瞻性陈述所表达或暗示的结果存在重大差异的风险和不确定性包括但不限于：

•

我们开发和运营新的可再生能源项目（包括畜牧场）的能力，以及与新项目相关的挑战，例如确定合适的地点以及收购融资、建设和开发方面的潜在延迟；

•

减少或取消政府对可再生能源市场的经济激励措施；

•

无法完成战略发展机会；

•

广泛的人为灾害、自然灾害和其他灾害（包括恶劣天气事件）、突发卫生事件、混乱、地缘政治不稳定或事件、恐怖活动、国际敌对行动、政府关闭、政治选举、安全漏洞、网络攻击或其他影响总体经济状况、金融市场和/或我们的业务和经营业绩的特殊事件；

•

持续的通货膨胀可能会增加我们的运营成本或增加现有或新项目的施工成本；

•

利率上升可能会增加未来债务的借贷成本；

•

可能无法留住和吸引公司的合格人员，或因此可能增加对第三方承包商的依赖；

•

新项目的开发和优化周期长度，包括我们的可再生能源项目的设计和施工过程；

•

依赖第三方生产产品和服务以及我们的垃圾填埋业务；

•

我们来自垃圾填埋场和畜牧场运营的原料量的数量、质量和一致性；

•

依赖我们的可再生天然气和可再生发电领域的配电和输电产品的互连；

•

我们的项目没有产生预期的产出水平；

•

与基于燃烧的除氧冷凝水中和技术相关的潜在好处；

•

集中来自少数客户和项目的收入；

•

我们的未偿债务和信贷额度下的限制；

•

我们在到期之前延长燃料供应协议的能力；

•

我们满足PPA中里程碑要求的能力；

•

影响我们运营的现有法规以及法规和政策的变化；

•

根据2022年《通货膨胀降低法》延长生产税抵免和投资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和支持下降，或者我们无法适当解决环境、社会和治理目标、目标、承诺或问题；

我们的许多前瞻性陈述是根据我们的运营预算和预测做出的，这些预算和预测是基于详细的假设。尽管我们认为我们的假设是合理的，但我们警告说，预测已知因素的影响非常困难，而且我们不可能预测所有可能影响实际结果的因素。

这些警示性陈述以及我们在美国证券交易委员会（“SEC”）其他文件和公共传播中做出的其他陈述都对所有归属于我们的前瞻性陈述进行了明确的全面限定。您应该评估我们在这些风险和不确定性的背景下做出的所有前瞻性陈述。请参阅我们最新的10-K表年度报告中的 “风险因素” 部分以及我们向美国证券交易委员会提交的其他文件。

我们提醒您，我们确定的风险和不确定性可能不是对您来说重要的全部因素。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，否则我们没有义务因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述。


	截至9月30日，			截至12月31日，
资产	2023			2022
流动资产：
现金和现金等价物	$	73,304		$	105,177
账款和其他应收款		18,102			7,222
当前限制性现金		22			22
关联方应收账款		10,128			9,000
衍生工具的当前部分		991			879
预付费用和其他流动资产		4,841			2,568

流动资产总额	$	107,388		$	124,868

非流动限制性现金	$	409		$	407
不动产、厂房和设备，净额		205,528			175,946
商誉和无形资产，净额		15,026			15,755
递延所得税资产		2,166			3,952
衍生工具的非流动部分		984			936
经营租赁使用权资产		4,420			4,742
融资租赁使用权资产		44			96
其他资产		9,646			5,614

总资产	$	345,611		$	332,316

负债和股东权益

流动负债：
应付账款	$	6,115		$	4,559
应计负债		15,225			15,090
应缴所得税		551			402
经营租赁负债的当前部分		416			410
融资租赁负债的当期部分		44			71
长期债务的当前部分		7,884			7,870

流动负债总额	$	30,235		$	28,402

长期债务，减去流动部分	$	57,586		$	63,505
经营租赁负债的非流动部分		4,230			4,341
融资租赁负债的非流动部分	—				25
资产报废债务		5,797			5,493
其他负债		4,528			3,459

负债总额	$	102,376		$	105,225

股东权益

普通股，$0.01面值，已授权 690,000,000股份； 143,682,811分别于2023年9月30日和2022年12月31日发行的股票； 141,848,582和 141,633,417分别于2023年9月30日和2022年12月31日的已发行股份		1,416			1,416
库存股，按成本计算， 971,306股票分别于2023年9月30日和2022年12月31日上市		(11,051	)		(11,051	)
额外的实收资本		212,055			206,060
留存收益		40,815			30,666

股东权益总额		243,235			227,091

负债和股东权益总额	$	345,611		$	332,316

所附的未经审计的简明合并财务报表附注是这些报表不可分割的一部分。


	在截至9月30日的三个月中						在截至9月30日的九个月中，
	2023			2022			2023			2022
总营业收入	$	55,688		$	55,860		$	128,097		$	155,916

运营费用：
运营和维护费用		14,212			14,134			43,614			42,205
一般和管理费用		7,848			8,466			26,069			25,715
特许权使用费、运输、采集和生产燃料		11,450			12,188			25,588			34,484
折旧、损耗和摊销		5,346			5,167			15,792			15,453
保险收益收益		—			—			—			(313	)
减值损失		51			2,273			777			2,393
交易成本		—			—			86			32

运营费用总额	$	38,907		$	42,228		$	111,926		$	119,969

营业收入	$	16,781		$	13,632		$	16,171		$	35,947

其他支出（收入）：
利息支出	$	1,295		$	36		$	3,681		$	339
其他（收入）		(256	)		(131	)		(340	)		(463	)

其他支出总额（收入）	$	1,039		$	(95	)	$	3,341		$	(124	)

所得税前收入	$	15,742		$	13,727		$	12,830		$	36,071

所得税支出		2,808			2,540			2,681			6,847

净收入	$	12,934		$	11,187		$	10,149		$	29,224

每股收益：
基本	$	0.09		$	0.08		$	0.07		$	0.21
稀释	$	0.09		$	0.08		$	0.07		$	0.20

已发行普通股的加权平均值：
基本		141,717,612			141,290,748			141,661,790			141,156,126
稀释		142,299,875			142,722,396			142,000,827			142,627,711

所附的未经审计的简明合并财务报表附注是这些报表不可分割的一部分。


	普通股				国库股
	股份		金额		股份		金额			额外的实收资本		留存收益（赤字）			权益总额
截至 2023 年 6 月 30 日的余额		141,633,417	$	1,416		971,306	$	(11,051	)	$	209,555	$	27,881		$	227,801
股票奖励的归属		215,165		—		—		—			—		—			—
净收入	—			—		—		—			—		12,934			12,934
基于股票的薪酬	—			—		—		—			2,500		—			2,500
截至 2023 年 9 月 30 日的余额		141,848,582	$	1,416		971,306	$	(11,051	)	$	212,055	$	40,815		$	243,235

截至2022年6月30日的余额		141,290,748	$	1,410		959,344	$	(10,904	)	$	200,855	$	13,509		$	204,870
净收入	—			—		—		—			—		11,187			11,187
基于股票的薪酬	—			—		—		—			2,751		—			2,751
2022 年 9 月 30 日的余额		141,290,748	$	1,410		959,344	$	(10,904	)	$	203,606	$	24,696		$	218,808

截至2022年12月31日的余额		141,633,417	$	1,416		971,306	$	(11,051	)	$	206,060	$	30,666		$	227,091
股票奖励的归属		215,165		—		—		—			—		—			—
净收入	—			—		—		—			—		10,149			10,149
基于股票的薪酬	—			—		—		—			5,995		—			5,995
截至 2023 年 9 月 30 日的余额		141,848,582	$	1,416		971,306	$	(11,051	)	$	212,055	$	40,815		$	243,235

截至2021年12月31日的余额		141,015,213	$	1,410		950,214	$	(10,813	)	$	196,224	$	(4,528	)	$	182,293
股票奖励的归属		275,535		—		—		—			—		—			—
库存股	—			—		9,130		(91	)		—		—			(91	)
净收入	—			—		—		—			—		29,224			29,224
基于股票的薪酬	—			—		—		—			7,382		—			7,382
2022 年 9 月 30 日的余额		141,290,748	$	1,410		959,344	$	(10,904	)	$	203,606	$	24,696		$	218,808

所附的未经审计的简明合并财务报表附注是这些报表不可分割的一部分。


	九个月已结束
	9月30日
	2023			2022
来自经营活动的现金流：
净收入	$	10,149		$	29,224
为使净收入与经营活动提供的净现金保持一致而进行的调整：
折旧、损耗和摊销		15,792			15,453
递延所得税准备金		1,786			6,002
基于股票的薪酬		5,995			7,382
衍生品按市值计价调整和结算		(160	)		(1,359	)
财产保险收益收益		—			(313	)
盈余负债增加		959			1,122
出售资产的净亏损（收益）		37			(250	)
增加资产报废债务		304			174
债务发行成本的摊销		276			314
减值损失		777			2,393
运营资产和负债的变化：
账款和其他应收账款和其他流动资产		(18,123	)		(5,252	)
应付账款和其他应计费用		1,795			4,919
经营活动提供的净现金	$	19,587		$	59,809
来自投资活动的现金流：
资本支出	$	(45,406	)	$	(12,750	)
保险追回的收益		—			313
出售资产的收益		—			1,088
现金抵押存款，净额		2			79
用于投资活动的净现金	$	(45,404	)	$	(11,270	)
来自融资活动的现金流：
偿还长期债务	$	(6,000	)	$	(6,000	)
购买库存股		—			(91	)
融资租赁付款		(54	)		(15	)
用于融资活动的净现金	$	(6,054	)	$	(6,106	)
现金和现金等价物及限制性现金净增加（减少）	$	(31,871	)	$	42,433
期初的现金和现金等价物以及限制性现金	$	105,606		$	53,612
期末的现金和现金等价物以及限制性现金	$	73,735		$	96,045
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	$	73,304		$	95,619
限制性现金及现金等价物——当前		22			19
限制性现金和现金等价物-非流动		409			407
	$	73,735		$	96,045

补充现金流信息：
支付利息的现金	$	3,713		$	2,362
为所得税支付的现金		1,034			225
应付账款和应计负债中包含的购买不动产、厂房和设备的应计费用		2,595			1,436

所附的未经审计的简明合并财务报表附注是这些报表不可分割的一部分。

Montauk Renewables, Inc.（以下简称 “公司” 或 “蒙托克可再生能源”）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，并将其转化为天然气或电网的电力（“可再生电力”）。该公司总部位于宾夕法尼亚州匹兹堡，拥有超过 30在垃圾填埋场甲烷燃料可再生能源项目的开发、运营和管理方面拥有多年的经验。该公司目前的业务是 15运营项目位于加利福尼亚州、爱达荷州、俄亥俄州、俄克拉荷马州、宾夕法尼亚州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州和德克萨斯州。该公司利用联邦和州激励使用天然气和可再生电力的政策提供的环境属性溢价销售天然气和可再生电力。

该公司的两个主要收入驱动因素是销售捕获的天然气和向燃料混合商出售可再生识别码（“RIN”）。可再生燃料标准（“RFS”）是环境保护署（“EPA”）管理的联邦法律，要求运输燃料必须包含最低数量的可再生燃料。源自垃圾填埋场甲烷、农业沼气池和用作车辆燃料的废水处理设施的天然气符合D3（纤维素生物燃料）的资格，具有 60% 温室气体减排要求) RIN。RIN 是燃料混合器的合规单位，由 RFS 计划创建，旨在减少温室气体和向美国进口石油。

该公司使用的另一项计划是低碳燃料标准（“LCFS”）。这是各州特有的，旨在刺激低碳燃料的使用。如果在已采用LCFS计划的各州，将来自公司设施的液化天然气用作运输燃料，则根据联邦RFS，它有资格获得除RIN值之外的环境属性。

另一个关键收入驱动因素是出售捕获的电力和与可再生能源销售相关的环境溢价。该公司的电力设施旨在符合各种州可再生能源投资组合标准并从中获利，这些标准要求该州生产的电力的一定比例来自可再生资源。此类保费采用可再生能源信贷（“REC”）的形式。作为购买力协议的一部分，该公司最大的电力设施位于加利福尼亚州，通过REC的货币化获得收入。

总体而言，公司受益于美国联邦和州政府的激励措施，这些激励措施以RIN、RECs、LCFS抵免、税收抵免和其他激励措施的形式向最终用户、分销商、系统集成商和可再生能源项目制造商提供，这些激励措施旨在促进可再生能源的使用，将其作为环境属性。

附注2 — 重要会计政策摘要

列报依据

随附的未经审计的简明合并财务报表是根据美国普遍接受的中期财务信息会计原则（“GAAP”）以及美国证券交易委员会在表格10-Q和S-X条例10-01中的指示编制的。因此，它们不包括GAAP要求的完整财务报表所需的所有信息和披露。管理层认为，未经审计的简明合并财务报表包括所有必要的调整，这些调整属于正常和经常性质，用于公允列报公司财务状况以及所列期间的经营业绩和现金流量。这些财务报表应与公司于2023年3月16日向美国证券交易委员会提交的10-K表年度报告（“2022年年度报告”）中包含的截至2022年12月31日止年度的经审计的合并财务报表及其附注一起阅读。本报告中截至2023年9月30日的三个月和九个月的经营业绩不一定代表任何其他中期或全年的预期业绩。截至2022年12月31日的资产负债表来自截至该日的经审计的财务报表。欲了解更多信息，请参阅2022年年度报告中包含的公司截至2022年12月31日止年度的经审计财务报表及其附注。

该公司在中报告细分市场信息三细分市场：RNG、可再生发电和企业。这与向评估经营业绩和绩效的首席运营决策者提供的内部报告一致。管理层将附注1中描述的上述业务服务和产品分为两个不同的运营部门：天然气和可再生发电。以下是公司运营部门和其他活动的描述。

天然气板块代表以固定价格合同出售的天然气的销售、交易对手份额的天然气量和适用的环境属性。该业务部门占公司收入的大部分。

可再生发电板块代表捕获的电力和适用的环境属性的销售。Corporate 涉及公司职能的其他离散财务信息。它主要用作共享服务中心，用于维护诸如行政、会计、财务、法律、人力资源、税务、环境、工程和其他未分配给分部的运营职能等职能。因此，公司实体未被确定为运营部门，但为了与公司的合并财务报表进行对账，会分开披露。

估算值的使用

根据美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制财务报表要求管理层做出估算和假设，这些估计和假设会影响财务报表之日报告的资产和负债金额以及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值不同。

最近采用的会计准则

2016年6月，财务会计准则委员会发布了2016-13年度会计准则更新《金融工具信贷损失计量》（“ASU 2016-13”）。本ASU和随后的修正案被编纂为会计准则编纂主题326，金融工具——信用损失（“ASC 326”）。从2019年12月15日之后的财政年度开始，ASC 326的适用对美国证券交易委员会发行人（不包括小型申报公司）有效。由于 COVID-19 疫情，小型申报公司、新兴成长型公司和非上市实体的采用被推迟，并要求从 2022 年 12 月 15 日之后的财政年度开始采用。亚利桑那州立大学对公司的合并财务报表或相关的财务报表披露没有重大影响。

最近发布的会计准则

2020年3月，财务会计准则委员会发布了ASU第2020-04号《参考利率改革》（主题848），该文件为当前合同修改和套期保值关系指导方针提供了可选的权宜之计和例外情况，以减轻预期市场从伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）和其他银行间同业拆借利率向替代参考利率过渡所带来的财务报告负担。该指南自发布之日起生效，并可能适用于2022年12月31日当天或之前所做的合同修改以及签订或评估的套期保值关系。根据对伦敦银行同业拆借利率何时停止公布的预期，财务会计准则委员会在主题848中纳入了日落条款。日落条款已从2022年12月31日修订至2024年12月31日，此后将不再允许实体适用主题848中的救济。该公司目前的债务协议按彭博短期银行收益指数利率加上适用的利率计息。伦敦银行同业拆借利率不再用作参考利率。

附注3 — 资产减值

公司记录的减值亏损为美元51和 $2,273对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别地。减值损失为美元777和 $2,393是为录制的截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，分别地。2023 年的减值针对的是专门确定的 RNG 机械和原料加工设备，这些设备已停止运营并记录在公司的 RNG 板块中。2022 年的减值主要与 REG 网站有关（美元2,133) 其中，预测的未来现金流不超过该场地长期资产的账面价值。其他减值是

收入包括可再生能源和根据与客户签订的各种短期和中期协议提供的相关环境属性销售。当公司在客户获得产品控制权时（或当）通过向客户转让承诺产品来履行合同规定的履约义务（无论是暗示还是明示的）时，所有收入均得到确认。履约义务是合同中向客户转让不同产品或服务的承诺。合同的交易价格分配给每项不同的履约义务。公司使用合同中每种不同产品的产品可观测的市场独立销售价格，将合同的交易价格分配给每项履约义务。

收入以公司为换取转让产品而预计获得的对价金额来衡量。因此，收入是扣除补贴和客户折扣以及扣除产生的运输和收款费用后入账的。在适用范围内，向客户收取并汇给政府当局的销售税、增值税和其他税款按净额（不包括在收入中）记账。随着时间的推移，公司与销售可再生能源（即RNG和可再生电力）相关的履约义务通常会得到履行。与可再生能源销售相关的收入通常使用基于交付给客户的产品数量的产出在一段时间内予以确认。该衡量标准用于最好地描述公司迄今为止在合同条款下的业绩。

公司合同的性质可能会产生几种类型的可变对价，例如定期涨价。这种可变对价不受公司的影响，因为可变对价是由市场决定的。因此，与长期合同相关的可变对价被认为是完全受限的。

下表显示了公司在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中按产品类型和商品和服务转让时间分列的按主要来源分列的收入，不包括公司天然气对冲计划下的已实现和未实现的损益:


	截至2023年9月30日的三个月
	在某个时间点转移的货物		随着时间的推移转移的货物		总计
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	232	$	7,060	$	7,292
天然气环境属性		43,612		—		43,612
电动商品		—		2,821		2,821
电气环境属性		1,963		—		1,963
	$	45,807	$	9,881	$	55,688
运营部门：
RNG	$	43,844	$	7,060	$	50,904
REG		1,963		2,821		4,784
	$	45,807	$	9,881	$	55,688


	截至2022年9月30日的三个月
	在某个时间点转移的货物		随着时间的推移转移的货物		总计
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	197	$	15,770	$	15,967
天然气环境属性		38,264		—		38,264
电动商品		—		2,736		2,736
电气环境属性		1,727		—		1,727
	$	40,188	$	18,506	$	58,694
运营部门：
RNG	$	38,461	$	15,770	$	54,231
REG		1,727		2,736		4,463
	$	40,188	$	18,506	$	58,694


	截至2023年9月30日的九个月
	在某个时间点转移的货物		随着时间的推移转移的货物		总计
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	638	$	21,931	$	22,569
天然气环境属性		91,630		—		91,630
电动商品		—		8,244		8,244
电气环境属性		5,654		—		5,654
	$	97,922	$	30,175	$	128,097
运营部门：
RNG	$	92,268	$	21,931	$	114,199
REG		5,654		8,244		13,898
	$	97,922	$	30,175	$	128,097


	截至2022年9月30日的九个月
	在某个时间点转移的货物		随着时间的推移转移的货物		总计
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	1,852	$	39,896	$	41,748
天然气环境属性		109,620		—		109,620
电动商品		—		7,768		7,768
电气环境属性		5,092		—		5,092
	$	116,564	$	47,664	$	164,228
运营部门：
RNG	$	111,472	$	39,896	$	151,368
REG		5,092		7,768		12,860
	$	116,564	$	47,664	$	164,228

附注5 — 账款和其他应收账款

公司根据对客户财务状况的评估提供信贷，虽然不需要抵押品，但公司会定期收到担保债券以担保付款。信贷条款符合行业标准和惯例。无法收账款的储备金（如果有）作为一般和管理费用的一部分记入简明合并业务报表。没有储备金支出已入账截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月。

截至当日，账户和其他应收账款包括以下内容 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日：


	2023年9月30日		2022年12月31日
应收账款	$	17,990	$	7,148
其他应收账款		88		57
可报销的费用		24		17
账款和其他应收款，净额	$	18,102	$	7,222

不动产、厂房和设备的折旧费用为 $4,956和 $4,808对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $14,624和 $14,407对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，分别地。天然气矿产权的摊销费用为 $129对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $385对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，分别地。

附注 7 — 商誉和无形资产，净额

截至当日，商誉和无形资产包括以下内容 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日：


	2023年9月30日		2022年12月31日
善意	$	60	$	60
寿命无限的无形资产：
土地使用权		329		329
寿命无限期的无形资产总额：	$	329	$	329
寿命有限的无形资产：
互联，扣除累计摊销额 $3,662和 $3,107	$	11,131	$	11,686
客户合同，扣除累计摊销额 $17,196和 $17,022		3,506		3,680
寿命有限的无形资产总额：	$	14,637	$	15,366
商誉和无形资产总额	$	15,026	$	15,755

截至2023年9月30日，客户合同和互连的加权平均剩余使用寿命为 15 年s，分别为。摊销费用为 $243和 $230对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $729和 $661对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月.

附注 8 — 资产报废义务

公司通过记录负债发生期间的公允价值来核算资产报废债务。公司通过计算报废资产成本的估计现值来估算资产报废债务的公允价值。在确定资产报废成本的现值时要考虑的因素包括未来的通货膨胀率和贴现率，以及报废资产的估计日期。此外，法律、监管、环境和政治环境的变化可能会影响债务的公允价值。因此，资产报废债务被视为第三级金融工具。下表汇总了截至目前与公司资产报废义务相关的活动 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日：


	截至2023年9月30日的九个月		截至2022年12月31日的年度
资产报废义务——期初	$	5,493	$	5,301
增值费用		304		296
退役	—			(104	)
资产报废义务——期末	$	5,797	$	5,493

为了降低与能源大宗商品价格（天然气）和利率波动相关的市场风险，公司根据董事会批准的计划，利用各种衍生合约来确保能源商品的定价和利率。公司不对其任何衍生工具采用套期保值会计，衍生品价值变动产生的所有已实现和未实现损益均计入每期收益。由于采用了经济套期保值策略，该公司的简明合并运营报表中有以下已实现和未实现的损益截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月和九个月：


衍生工具	地点	截至2023年9月30日的三个月		截至2022年9月30日的三个月
商品合约：
通过衍生品支付的现金	营业收入	$	—	$	(3,201	)
衍生品的非现金收益	营业收入		—		367
利率互换	利息支出		41		1,149
净收益（亏损）		$	41	$	(1,685	)


衍生工具	地点	截至2023年9月30日的九个月		截至2022年9月30日的九个月
商品合约：
通过衍生品支付的现金	营业收入	$	—	$	(6,872	)
衍生品的非现金损失	营业收入		—		(1,440	)
利率互换	利息支出		160		2,799
网收益（损失）		$	160	$	(5,513	)

附注10——金融工具的公允价值

截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司以公允价值经常计量的资产和负债包括以下内容，在公允价值层次结构中按级别列出：


	2023年9月30日
	第 1 级		第 2 级		第 3 级			总计
利率互换衍生资产	$	—	$	1,975	$	—		$	1,975
资产报废债务		—		—		(5,797	)		(5,797	)
Pico 盈余负债		—		—		(4,802	)		(4,802	)
	$	—	$	1,975	$	(10,599	)	$	(8,624	)


	2022年12月31日
	第 1 级		第 2 级		第 3 级			总计
利率互换衍生资产	$	—	$	1,815	$	—		$	1,815
资产报废债务		—		—		(5,493	)		(5,493	)
Pico 盈余负债		—		—		(3,843	)		(3,843	)
	$	—	$	1,815	$	(9,336	)	$	(7,521	)

权威指导下的公允价值层次结构的三个层次描述如下：

级别1：可观察的投入，反映活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价价格。

级别 2：输入是除第 1 级以外的市场数据，可以直接或间接观察。第二级输入包括类似资产或负债的报价市场价格、不活跃市场中类似资产或负债的报价以及可以由市场数据证实的其他可观察到的信息。

第 3 级：未得到市场数据证实但对公允价值衡量具有重要意义的不可观察的输入。

截至2023年9月30日的九个月和截至2022年12月31日止年度的公司归因于资产报废义务的三级工具公允价值变动摘要是包含在注释8中。该公司的盈利博览会

价值其爱达荷州消化站的负债是通过计算未来债务的估计现值来确定的。现值每季度评估一次，基于通货膨胀和无风险美国国债利率等宏观经济因素。使用的公司具体估算值包括当前和未来的利率、消化器入口气流量和预计的息税折旧摊销前利润。收益被归类为三级金融工具。利率互换衍生品被归类为二级金融工具，使用报价的彭博短期银行收益指数远期利率进行估值。此外，当确定减值指标且确定资产的公允价值低于其账面价值时，某些资产是以非经常性的公允价值计量的。有关其他信息，请参见注释 3。

附注 11 — 应计负债

截至目前，该公司的应计负债包括以下内容 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日：


	2023年9月30日		2022年12月31日
应计费用	$	4,593	$	3,221
工资和相关福利		2,041		1,561
特许权使用费		4,568		7,836
效用		1,568		1,605
递延收益		1,500	—
应计利息		842		794
其他		113		73
应计负债	$	15,225	$	15,090

附注 12 — 债务

截至目前，该公司的债务包括以下内容 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日：


	2023年9月30日			2022年12月31日
定期贷款	$	66,000		$	72,000
减去：当前本金到期日		(8,000	)		(8,000	)
减去：债务发行成本（长期债务）		(414	)		(495	)
长期债务	$	57,586		$	63,505
长期债务的当前部分		7,884			7,870
债务总额	$	65,470		$	71,375

经修订的信贷协议

2018年12月12日，公司的全资子公司Montauk Energy Holdings LLC（“MEH”）签订了第二份经修订和重述的循环信贷和定期贷款协议（经修订的 “信贷协议”），该协议由MEH不时作为贷款方的金融机构以及作为行政代理人、唯一牵头安排人和唯一账簿管理人的Comerica Bank（“Comerica”）签订了第二份经修订和重述的循环信贷和定期贷款协议（“信贷协议”）。信贷协议（i）全面修订并重述了MEH与Comerica和某些其他金融机构签订的截至2017年8月4日之前与Comerica和某些其他金融机构签订的循环信贷和定期贷款额度，（ii）完全取代了Comerica与MEH的全资子公司Bowerman Power LFG, LLC签订的截至2017年8月4日的先前信贷协议。

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”），该修正案阐明了信贷协议中的各种术语、定义和计算方法。信贷协议要求公司维持惯常的肯定和负面契约，包括某些财务契约，这些契约在每个财政季度末计算。2019年9月12日，公司签订了信贷协议的第二修正案（“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（定义见信贷协议），将循环信贷额度下的承诺减少到美元80,000，重新定义了总杠杆比率（定义见信贷协议），并取消了作为违约事件的RIN下限（定义见第二修正案）。关于第二修正案，公司还清了未偿还的定期贷款38,250由此产生的季度本金分期付款减少到美元2,500.

2021年1月4日，公司、蒙托克控股有限公司（“MNK”）和Montauk Holdings USA, LLC（当时是MNK的直接全资子公司，“Montauk USA”）进行了一系列交易，包括股权交易所和统称为 “重组交易” 的分配，导致公司之前拥有所有资产和实体（蒙托克美国除外）由美国蒙托克所有，Montauk Renewables成为直接全资子公司

2021年12月21日，MEH签订了第二修正和重列的循环信贷和定期贷款协议的第四修正案（“第四修正案”）。目前的信贷协议以公司及其某些子公司的几乎所有资产的留置权作为担保，规定了 $80,000定期贷款，a $120,000循环信贷额度，包括 $75,000手风琴功能。定期贷款按季度分期摊还，金额为 $2,000直到2024年，然后增加到美元3,000从 2025 年到 2026 年，最后一笔款项为美元32,000在 2026 年底。

根据ASC 470《债务》（“ASC 470”），公司将第四修正案视为债务修改和债务清除。与信贷协议有关，公司支付了 $2,027在费用中。在这笔金额中，$326被开支了还有 $1,701已资本化，将在信贷协议有效期内摊销。摊销债务发行费用为 $92和 $102对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $276和 $314对于分别截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，并计入简明合并运营报表的利息支出。

截至2023年9月30日, $66,000在定期贷款下仍未偿还。此外，该公司还有 $2,505未兑现的信用证截至2023年9月30日。循环信贷额度下的可用金额减去信用证下的任何未付金额。截至2023年9月30日，该公司在循环信贷额度下的可用借款能力为美元117,495。定期贷款和循环信贷额度的借款按彭博短期银行收益指数利率加上适用的利率计算。利率截至2023年9月30日和2022年12月31日是 6.38% 和 4.12分别为％。

截至2023年9月30日，该公司遵守了《信贷协议》下的所有适用财务契约。

附注13 — 所得税

公司的过渡期所得税准备金通常是通过将估计的年度有效税率应用于该期间所得税前的收入或亏损来计算的。此外，非经常性或离散项目在其发生期间记录。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，公司使用了估计的有效税率。


	三个月已结束
	2023年9月30日			2022年9月30日
所得税的支出准备金	$	2,808		$	2,540
有效税率		18	%		19	%

	九个月已结束
	2023年9月30日			2022年9月30日
所得税的支出准备金	$	2,681		$	6,847
有效税率		21	%		19	%

的有效税率 18截至2023年9月30日的三个月中，百分比低于截至2022年9月30日的三个月的利率 19％主要是由于2023年相对于年度估计的税收抵免福利的预测收入有所增加。

的有效税率 21截至2023年9月30日的九个月中，百分比高于截至2022年9月30日的九个月的百分比 19% 主要是由于2023年记录的离散税收支出。

截至2023年9月30日的三个月和九个月的所得税支出是使用估计的有效税率计算得出的，该税率不同于美国联邦法定税率 21% 主要是由于生产税收抵免带来的好处。

注释14 — 基于股份的薪酬

这个蒙托克可再生能源董事会于2021年1月通过了蒙托克可再生能源公司的股权和激励补偿计划（“MRI EICP”）。首次公开募股结束后，蒙托克可再生能源董事会于2021年1月批准向蒙托克可再生能源及其子公司的员工授予不合格股票期权、限制性股票单位和限制性股票奖励。关于限制性股票奖励，公司高管根据本节进行了选择

83(b) 《守则》。根据此类选举，该公司拒绝了 950,214从此类奖励中获得的普通股，价格为美元11.38此类奖励的每股收益。公司在归属时记录和报告限制性股票和限制性股票单位，如果是期权，则此类奖励以公司普通股结算。与这些奖励相关的股票补偿费用为 $685和 $1,524在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，分别为美元1,279和 $5,746分别截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月。

与2021年5月的资产收购有关， 1,250,000限制性股票奖励（“RS 奖励”）颁发给二公司因此类收购而雇用的员工。RS奖将在五年内授予，并以在此期间达到基于时间和绩效的归属标准为前提。2022 年 5 月，对 RS 奖进行了修订，取消了基于绩效的归属标准，并且仅在五年内受基于时间的归属要求的约束。这些奖项被重新估值为 $15,500。与这两个奖项相关的股票补偿费用为 $1,227对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $3,681和 $1,636对于分别截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月。

2023年4月，公司董事会批准向公司执行官授予不合格股票期权，执行官在三至五年内按比例归属。2023年9月，董事会批准向公司新任执行官授予不合格股票期权，该执行官将在三至五年内按比例归属。与这些奖励相关的股票补偿费用为 $588和 $1,035对于截至2023年9月30日分别为三个月和九个月。

限制性股票、限制性股票单位和期权奖励受归属时间表的约束，并受MRI EICP和相关奖励协议的条款和条件的约束，就限制性股票奖励而言，每位高级管理人员都必须根据该守则第83（b）条做出选择。

根据MRI EICP授予的期权允许收款人获得公司的普通股，该普通股等于授予日与截至行使之日行使和结算股票期权之间公司普通股的公允市场价值的增值。核磁共振成像EICP期权的公允价值是使用Black-Scholes期权定价模型估算的。自计划启动以来，已经授予了三组期权，其加权平均假设如下（预计不会分红）：


	2023 年 9 月奖项
授予的期权		225,000
无风险利率	4.44%-4.65%
预期波动率	71%-73%
预期期权寿命（以年为单位）	3.5-5.5
授予日期公允价值	$	5.72

	2023 年 4 月奖项
授予的期权		2,100,000
无风险利率	3.71%-3.97%
预期波动率	78%-80%
预期期权寿命（以年为单位）	3.5-5.5
授予日期公允价值	$	4.25

	2021 年 1 月奖项
授予的期权		950,214
无风险利率		0.5	%
预期波动率		32	%
预期期权寿命（以年为单位）		5.5
授予日期公允价值	$	3.44


	限制性股票					限制性股票单位					选项
	的数量股份			加权平均值授予日期公允价值		的数量股份			加权平均值授予日期公允价值		的数量股份		加权平均值运动价格
期末——2022年12月31日		2,028,301		$	11.80		280,000		$	10.13		—	$	—
期初-2023 年 1 月 1 日		2,028,301		$	11.80		280,000		$	10.13		—	$	—
已授予		—			—		—			—		2,325,000		4.39
既得		(215,165	)		11.38		—			—		—		—
被没收		(73,395	)		11.38		(80,000	)	10.23			—		—
期末-2023 年 9 月 30 日		1,739,741		$	11.87		200,000		$	10.09		2,325,000	$	4.39


	限制性股票					限制性股票单位					选项
	的数量股份			加权平均值授予日期公允价值		的数量股份			加权平均值授予日期公允价值		的数量股份			加权平均值运动价格
期末——2021 年 12 月 31 日		2,569,613		$	10.08		377,984		$	10.23		950,214		$	11.38
期初——2022年1月1日		2,569,613		$	10.08		377,984		$	10.23		950,214		$	11.38
已授予		1,250,000			12.40		—			—		—			—
既得		(256,681	)		11.38		(27,984	)		11.38		(950,214	)		11.38
被没收		(1,250,000	)		9.04		—			—		—			—
期末-2022 年 9 月 30 日		2,312,932		$	11.75		350,000		$	10.13		—		$	—

截至2023年9月30日一个都没有 950,214已行使既得期权。未确认的公司预计授予的奖励的 MRI EICP 补偿费用截至 2023 年 9 月 30 日，是 $20,486并且大约会被识别 5年份。

附注15 — 固定缴款计划

公司为符合条件的员工制定了401（k）固定缴款计划。公司匹配 50员工延期缴纳的百分比最高为 4%。该公司还捐款 3符合条件的员工薪酬支出作为安全港缴款的百分比。相应的捐款按比例结束四年停止服务，而安全港捐款立即归属。与401（k）计划相关的支出为美元166对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $496和 $519对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，分别地。

附注16 — 关联方交易

2021年1月26日，公司与蒙托克控股有限公司（“MNK”）签订了贷款协议和有担保本票（“初始本票”）。MNK目前是该公司的子公司，该公司的某些董事和执行官也是MNK的董事和执行官。根据初始本票，公司预付了美元的现金贷款5,000MNK要求MNK根据经修订的1962年《南非所得税法》（1962年第58号法案）（“南非所得税法”）支付因重组交易而产生的股息应纳税额。2021年2月22日，公司和MNK签订了经修订和重列的本票（“经修正的本票”），将贷款的本金总额提高到美元7,140，总体而言，2021年12月22日签订了第二份经修订和重述的贷款协议和有担保本票（“第二份修正本票”），将贷款的本金总额增加到美元8,940，总体而言，2022年12月22日签订了第二修正和重列的贷款协议和有担保本票的第一修正案（“第二修正本票的第一修正案”），将到期日修改为2023年6月30日，并于2023年6月21日签订了第三次修订和重述的贷款协议和有担保本票（“第三次修订和重述的贷款协议和有担保本票”），以增加贷款的本金总额为美元10,040，根据公司、MNK及其另一方于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公司义务，将贷款的到期日分别延长至2023年12月31日。“第三次修订和重列的贷款协议和有担保本票” 增加了公司的担保权益 800,000MNK拥有的公司普通股的股份给 976,623股份公司的。MNK 必须使用

根据ASC 810《合并》中对可变权益实体的适用指导，公司确定MNK是可变权益实体。该公司得出结论，它不是可变权益实体的主要受益人，因为该公司没有控股财务权益，也无权指导对MNK经济表现影响最大的活动。因此，公司得出结论，将修正后的本票作为关联方应收账款列报仍然合适。最大亏损风险仅限于本票本金和应计利息，总额为 $10,128和 $8,990分别截至2023年9月30日和2022年9月30日。

MNK于2021年1月26日从约翰内斯堡证券交易所退市。MNK 董事会和股东会于 2023 年 3 月举行了年度股东大会，并投票决定将 MNK 私有化。

关联方赔偿

公司将定期向MNK和HCI Management Services Propertive Limited补偿代表公司产生的费用，后者是该公司在约翰内斯堡证券交易所二级上市交易代码的管理人。报销金额为 $4对于截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 9 月 30 日的三个月，分别和 $106和 $12对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，分别地。$49和 $26被欠了截至2023年9月30日和2022年12月31日，分别地。

注释 17 — 分段信息

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中，该公司应报告的细分市场是可再生天然气和可再生发电。可再生天然气包括天然气的生产。可再生发电包括在沼气发电厂发电。该公司实体未被确定为运营部门，但出于对账公司简明合并财务报表的目的，会分开披露。下表与首席运营决策者评估每个细分市场的业绩和分配公司资源的方式一致。在下表中，“RNG” 指可再生天然气，“REG” 指可再生发电。


	截至2023年9月30日的三个月
	RNG		REG		企业			总计
总收入	$	50,935	$	4,753	$	—		$	55,688
净收益（亏损）		24,159		704		(11,929	)		12,934
EBITDA		28,143		2,005		(7,765	)		22,383
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)		28,194		2,005		(7,765	)		22,434
总资产		172,888		65,048		107,675			345,611
资本支出		8,673		7,105		41			15,819

(1)

2023 年第三季度息税折旧摊销前利润对账

下表是截至2023年9月30日的三个月中公司应申报分部的持续经营净收益（亏损）与调整后息税折旧摊销前利润的对账情况：


	截至2023年9月30日的三个月
	RNG		REG		企业			总计
净收益（亏损）	$	24,159	$	704	$	(11,929	)	$	12,934
折旧、损耗和摊销		3,984		1,301		61			5,346
利息支出		—		—		1,295			1,295
所得税支出		—		—		2,808			2,808
EBITDA	$	28,143	$	2,005	$	(7,765	)	$	22,383
减值损失		51		—		—			51
调整后 EBITDA	$	28,194	$	2,005	$	(7,765	)	$	22,434


	截至2022年9月30日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	54,343	$	4,351		$	(2,834	)	$	55,860
净收益（亏损）		26,841		(1,689	)		(13,965	)		11,187
EBITDA		30,572		(326	)		(11,316	)		18,930
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)		30,615		1,807			(11,543	)		20,879
总资产		152,113		53,303			118,527			323,943
资本支出		6,225		1,061			315			7,601

(1)

2022 年第三季度息税折旧摊销前利润对账

下表是截至2022年9月30日的三个月中公司应申报分部的持续经营业务净收入与调整后息税折旧摊销前利润的对账情况：


	截至2022年9月30日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	26,841	$	(1,689	)	$	(13,965	)	$	11,187
折旧、损耗和摊销		3,731		1,363			73			5,167
利息支出		—		—			36			36
所得税支出		—		—			2,540			2,540
EBITDA	$	30,572	$	(326	)	$	(11,316	)	$	18,930
出售资产的净亏损		43		—			—			43
减值损失		—		2,133			140			2,273
套期保值活动的未实现收益		—		—			(367	)		(367	)
调整后 EBITDA	$	30,615	$	1,807		$	(11,543	)	$	20,879

对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月，四个和两个客户分别占总收入的10％以上。


	截至2023年9月30日的三个月
	RNG			REG		企业		总计
客户 A		21.9	%		—		—		21.9	%
客户 B		19.0	%		—		—		19.0	%
客户 C		13.8	%		—		—		13.8	%
客户 D		10.9	%		—		—		10.9	%


	截至2022年9月30日的三个月
	RNG			REG		企业		总计
客户 A		43.9	%		—		—		43.9	%
客户 B		12.4	%		—		—		12.4	%

该公司应报告的细分市场截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月是可再生天然气和可再生发电。


	截至2023年9月30日的九个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	114,328	$	13,769		$	-		$	128,097
净收益（亏损）		42,847		(97	)		(32,601	)		10,149
EBITDA		54,570		3,788			(26,055	)		32,303
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)		55,384		3,788			(25,969	)		33,203
总资产		172,888		65,048			107,675			345,611
资本支出		33,863		11,498			45			45,406


	截至2023年9月30日的九个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	42,847	$	(97	)	$	(32,601	)	$	10,149
折旧、损耗和摊销		11,723		3,885			184			15,792
利息支出		—		—			3,681			3,681
所得税支出		—		—			2,681			2,681
EBITDA	$	54,570	$	3,788		$	(26,055	)	$	32,303
减值损失		777		—			—			777
出售资产的净亏损		37		—			—			37
交易成本		—		—			86			86
调整后 EBITDA	$	55,384	$	3,788		$	(25,969	)	$	33,203


	截至2022年9月30日的九个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	151,577	$	12,651		$	(8,312	)	$	155,916
净收益（亏损）		75,021		(4,284	)		(41,513	)		29,224
EBITDA		86,109		(126	)		(34,120	)		51,863
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)		86,197		1,738			(32,457	)		55,478
总资产		152,113		53,303			118,527			323,943
资本支出		10,039		2,390			321			12,750

(1) 2022 年前九个月的息税折旧摊销前利润和调整后的息税折旧摊销前利润对账

下表是截至2022年9月30日的九个月中公司应申报分部的持续经营净收益（亏损）与调整后息税折旧摊销前利润的对账情况：


	截至2022年9月30日的九个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	75,021	$	(4,284	)	$	(41,513	)	$	29,224
折旧、损耗和摊销		11,088		4,158			207			15,453
利息支出		—		—			339			339
所得税支出		—		—			6,847			6,847
EBITDA	$	86,109	$	(126	)	$	(34,120	)	$	51,863
出售资产的净亏损（收益）		61		(311	)		—			(250	)
减值损失		27		2,175			191			2,393
套期保值活动的未实现亏损		—		—			1,440			1,440
交易成本		—		—			32			32
调整后 EBITDA	$	86,197	$	1,738		$	(32,457	)	$	55,478

对于截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，四个和两个客户分别占总收入的10％以上。


	截至2023年9月30日的九个月
	RNG			REG		企业		总计
客户 A		21.1	%		—		—		21.1	%
客户 B		13.0	%		—		—		13.0	%
客户 C		12.0	%		—		—		12.0	%
客户 D		10.9	%		—		—		10.9	%

公司根据运营租赁安排（初始期限超过十二个月）租赁办公空间和其他办公设备，将在2033年之前的不同年份到期。签订这些租约是为了更好地使公司能够开展业务运营。租赁办公空间是为了为宾夕法尼亚州匹兹堡和德克萨斯州休斯敦的所有员工提供充足的工作空间。根据ASC 842 “租赁”，超过12个月的办公空间和办公设备协议记作运营租赁。

该公司还为美国的各个运营场所租赁安全设备。某些设备的期限超过十二个月，因此根据ASC 842被归类为融资租赁。融资租赁将于2024年到期，签订的目的是为运营员工提供安全的工作环境。

公司从一开始就确定一项安排是否属于或包含租约，具体取决于该合同是否传达了控制已识别资产使用的权利，以换取一段时间内的对价。对于所有运营和融资租赁安排，公司在生效日期提出：租赁负债，即承租人支付租赁产生的租赁款项的义务，按折扣计算；使用权资产，即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。

作为一种切实可行的权宜之计，公司选择不将非租赁部分与租赁部分分开，而是作为承租人将每个单独的部分视为所有租赁安排的单一租赁组成部分。此外，作为一种实际的权宜之计，公司选择不对期限为一年或更短的租赁适用租赁认可要求。在确定租赁期限时，公司会考虑租约续订选项和租赁终止条款的可能性。

在租赁开始时，公司使用其增量借款利率作为计算未来租赁付款现值的基础。增量借款利率代表在类似期限和相似经济环境中以抵押方式借入资金的利率近似的利率。

与运营租赁安排有关的补充信息如下：


	三个月已结束
	9月30日
	2023			2022
为计量经营租赁负债所含金额支付的现金	$	108		$	83
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		6.08			1.50
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%


	九个月已结束
	9月30日
	2023			2022
为计量经营租赁负债所含金额支付的现金	$	280		$	282
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		6.08			1.50
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%


	截至2023年9月30日的三个月		截至2022年9月30日的三个月
净收入	$	12,934	$	11,187
基本加权平均已发行股票		141,717,612		141,290,748
基于股份的奖励的稀释效应		582,263		1,431,648
摊薄后的加权平均已发行股票		142,299,875		142,722,396
每股基本收益	$	0.09	$	0.08
摊薄后的每股收益	$	0.09	$	0.08


	截至2023年9月30日的九个月		截至2022年9月30日的九个月
净收入	$	10,149	$	29,224
基本加权平均已发行股票		141,661,790		141,156,126
基于股份的奖励的稀释效应		339,037		1,471,585
摊薄后的加权平均已发行股票		142,000,827		142,627,711
每股基本收益	$	0.07	$	0.21
摊薄后的每股收益	$	0.07	$	0.20

附注20——承付款和意外开支

环保

公司受各种环境法律和法规的约束，这些法律和法规涉及向空气和水的排放，以及危险或废物的处理、储存和处置。该公司认为，其业务目前在所有重大方面都符合适用于其业务的所有环境法律和法规。但是，无法保证环境要求将来不会改变，也无法保证公司不会为遵守此类要求承担大量成本。

突发事件

公司可能不时卷入诉讼。截至2023年9月30日，管理层认为没有任何未决事项会对公司的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

注释 21 — 后续事件

该公司对其2023年9月30日进行了评估截至财务报表发布之日的简明合并财务报表。公司目前尚无任何后续事件需要在合并财务报表中确认或披露。

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，包括在 “关于前瞻性陈述的警示说明” “第1A项” 中讨论的因素，我们的实际业绩可能与这些前瞻性陈述中的预期存在重大差异。—我们的《2022年年度报告》和本报告中其他地方的 “风险因素”。

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处理沼气，以有益地替代化石燃料。我们开发、拥有和运营可再生天然气项目，使用成熟的技术向运输行业供应天然气，并使用天然气生产可再生电力。我们是美国最大的液化天然气生产商之一，参与该行业已有30多年。我们通过跨越八个州的自我开发、合作和收购，建立了由12个RNG和三个可再生电力项目组成的运营组合。

沼气是由微生物在缺氧的情况下分解有机物时产生的（在称为厌氧消化的过程中）。我们目前的两个商业规模沼气来源是 LFG 或 ADG。我们通常通过长期燃料供应协议和与沼气场主签订的房地产租赁协议来确保沼气原料的安全。一旦我们获得了长期燃料供应权，我们就会设计、建造、拥有和运营将沼气转化为可再生天然气或使用经过处理的沼气生产可再生电力的设施。我们通过各种期限协议出售天然气和可再生电力。由于我们正在捕获废甲烷并使用可再生能源，因此我们的天然气和可再生电力会产生宝贵的环境属性，我们可以通过联邦和州的可再生能源计划将其货币化。

我们目前的运营项目通过处理垃圾填埋场的沼气或来自畜牧场的农业废物来生产天然气或可再生电力。我们将来自畜牧场的农业废物视为我们扩大可再生天然气业务的重要机会，我们将继续评估其他农业原料机会。我们相信，鉴于来自农业衍生来源的沼气的供应，我们的商业模式和技术具有高度的可扩展性，这将使我们能够通过谨慎开发和互补收购继续增长。

最近的事态发展

RIN 世代

根据美国环保局的报告，在2023年第三季度，将2023年7月的RIN生成量与2023年9月的RIN生成量相比下降了约8.0％。相比之下，在2022年7月至2022年9月期间，RIN的生成量增加了约6.6％。我们认为，导致2023年第三季度D3 RIN生成量减少的因素可能包括降雨量低于平均水平和高于平均温度的干旱天气异常。由于我们的一些生产设施经历了这些天气异常，我们在2023年第三季度的产量受到了影响。

资本发展摘要

以下分别总结了我们持续的发展增长计划、预期的销量贡献、预期的运营启动和资本支出估计：


发展机会	预计的体积贡献（mmbtu/天）	预计开课日期	预计资本支出
Pico 消化能力增加	300	2023 年第四季度	最高 18,000 美元
第二个 Apex RNG 设施	2,100	2024 年下半年	$25,000-$35,000
蓝花岗岩 RNG 设施	900	2025	$25,000-$35,000
Bowerman RNG 设施	3,600	2026	$85,000-$95,000

在2023年第三季度，我们委托了额外的消化能力和新的接收坑。我们已经开始利用增加的接收坑容量，并一直在努力通过增加消化能力来提高原料气的可用性。我们预计消化能力的最后一次扩建将在2023年第四季度投入使用，这将是处理2025年最后一批增加的原料所必需的。

与我们的Pico原料修正案有关，该修正案在一到三年内增加了向工厂供应的原料量（“Pico原料修正案”），该乳制品厂在2022年第三季度开始首次和第二次增加原料，我们已经按照《笔克原料协议》的要求向乳制品支付了三笔款项。现有消化过程效率的提高和水资源管理的改善使我们能够处理增加的原料量，我们目前预计，一旦从乳制品收到所有增加的原料交付，原料量将增加5％至10％。我们在2022年第三季度完成了消化能力项目的设计，并继续承担与该项目最后施工阶段相关的资本支出。我们的乳制品东道主告诉我们，他们预计将在2025年实现原料产量的最终增长，届时我们将向乳制品厂支付最后的合同款项。

蓝花岗岩 RNG 项目

2023 年第一季度，我们宣布计划进入南卡罗来纳州，开发新的垃圾填埋气转化天然气设施。计划中的项目预计将在投产后每天贡献约900百万英热单位的产能。在我们继续承担资本支出的同时，我们将继续设计和规划设施的开发和选址。我们目前正在审查与互联机会相关的各种替代方案，这是我们考虑承购选项的一部分，因为我们知道这些替代方案可能与最初的开发项目假设不同。我们预计该项目将在2025年完成并投入商业运营。

蒙托克股份公司资产收购

2021年，我们通过全资子公司Montauk Ag Renewables完成了一项资产收购，该资产涉及开发技术，从现代农业的废物流中回收残留的自然资源，并通过专有和其他工艺提炼和回收此类废物，以生产高质量的可再生天然气和生物炭（“蒙托克农业可再生能源收购”）。

关于2023年7月与杜克能源公司（“杜克”）签订的REC协议，我们的董事会于2023年9月批准了北卡罗来纳州开发项目第一阶段的资金。一旦第一阶段的施工完成并且该设施已全面投入使用，该项目将通过在土耳其溪设施部署多达八条运营处理线，提供足够的容量来满足杜克REC协议。包括收购蒙托克农业公司可再生能源公司的原始设备、收购北卡罗来纳州土耳其的资产，以及将北卡罗来纳州Magnolia场地反应堆迁至北卡罗来纳州土耳其的情况，我们目前预计第一阶段的资本投资将在14万美元至16万美元之间。

目前，我们预计八条加工线中的第一条将在2024年上半年投入运营，我们目前正在计划其余加工线的滚动调试时间表，从2024年下半年开始到2025年下半年。我们预计将在2025年开始创造收入，我们预计在2025年下半年最终投入使用时，将有足够的能力满足杜克大学REC协议。在第一阶段满负荷产能下，我们预计每天能够处理来自超过12万个猪舍的原料，相当于每天收集超过200吨的废物。我们目前估计，通过190至20万mmBtu和2.5万至3万兆瓦时的组合，该项目的第一阶段每年将产生约4.5至5万兆瓦时当量。我们还估计，在具备全部加工能力的情况下，我们预计该项目的第一阶段每年将额外生产17至2万吨焦炭土壤改良剂。

我们将继续利用Montauk Ag Renewables开发机会，无法保证我们与本次收购相关的计划会达到我们的预期。我们位于土耳其的北卡罗来纳州集中处理设施的入站和出站公用事业互联都取决于我们无法控制的因素。我们目前的施工时间表和成本分别会延迟或成本增加。我们将继续设计和规划北卡罗来纳州土耳其工厂的开发，以用于商业生产。我们预计，北卡罗来纳州 Magnolia 的工厂将用于满足各种原料加工需求。根据我们目前的发展时间表预期，我们预计要到2025年才会开始重大的创收活动。我们打算与更多农场签订合同，以确保未来生产过程的原料来源。

我们会定期评估将现有设施从可再生电力转换为天然气生产的机会。这些机会对任何商用电力设施来说往往最具吸引力，因为与出售市价电力和可再生能源电池相比，出售RNG和RIN的经济效益较为有利。自2014年垃圾填埋场的天然气获得D3 RIN资格以来，这一战略一直是越来越有吸引力的增长途径。但是，在项目转换过程中，电力项目在作为天然气设施开始运营之前处于脱机状态时会出现产量缺口，这可能会对我们产生不利影响。由于我们可能转换可再生电力项目，这种时机影响可能会对我们的经营业绩产生不利影响。转换完成后，我们预计，开始生产天然气后收入的增加将足以抵消可再生电力生产收入的损失。从历史上看，我们在商用电力设施（例如阿塔斯科西塔和海岸平原）中逐步利用这些机会。我们目前不考虑对电力项目进行任何改造。

收购和开发管道

我们的开发流程的时间和范围会影响我们的经营业绩，原因是：

•

在项目开始运营之前，销售、一般和管理费用增加的影响：我们在开发新的天然气项目时会产生大量费用。此外，RIN的接收会延迟，通常在开始向管道注入液化天然气后的四到六个月内不会开始，等待EPA对该项目的最终注册批准，然后第三方质量保证计划认证的完成。在此期间，根据美国环保局未来的沼气监管改革，RNG会被物理或理论储存，然后从储存库中提取出来，以便产生RIN。

•

来自新燃料来源的项目收入构成的变化：随着我们向畜牧场项目扩张，我们来自环境属性的收入构成将发生变化。我们认为，畜牧场为我们提供了丰厚的机会，例如，由于畜牧场的CI评分更具吸引力，奶牛场项目的LCFS抵免额是垃圾填埋项目实现的价值的倍数。

•

与追求未实现的潜在项目相关的费用支出：我们承担追求潜在项目的费用，目标是让场地主持人接受我们的提案或在竞标过程中获得项目奖励。从历史上看，我们对机会进行了评估，但由于潜在项目未达到我们的内部投资门槛或在竞标过程中缺乏成功，我们决定不再寻求这些机会。如果我们寻求开展更多项目或项目招标变得更具竞争力，我们的支出可能会增加。

监管、环境和社会因素是激励天然气和可再生电力项目开发并影响这些项目经济的关键驱动力。我们可能会对某些激励措施（例如RIN、REC和温室气体计划）进行立法和监管变更。2023年7月12日，美国环保局在《联邦公报》中发布了2023-2025年RFS数量要求的最终规则。在2023年、2024年和2025年三年，纤维素生物燃料的最终产量分别定为8.38、10.90和13.76亿个RIN。EPA在该裁决中并未最终确定eRin计划，但是，它表示将继续为eRin计划寻找潜在的发展方向。但是，EPA并未为修订后的eRin计划设定新的日期。2024年和2025年最终规则中的纤维素生物燃料量低于拟议量，因为它们不包括来自ERIN的纤维素生物燃料。最终规则还包括对现有RFS计划的重大修改，即沼气监管改革，这将要求RNG行业修改所有RIN的生成方式。从2024年7月1日起，注册于2024年7月1日或之后的新RFS参与设施必须符合沼气监管改革条款。在2024年7月1日之前注册的现有RFS参与设施必须在2025年1月1日之前遵守沼气监管改革。对于现有注册人，注册更新必须在 2024 年 10 月 1 日之前提交。2025 年 1 月 1 日，所有 RFS 参与者都必须遵守沼气监管改革条款。EPA最终确定了一项限制，即按照提议，来自一个设施的沼气只能在RFS下进行一次性使用（即通过沼气封闭分配系统获得的生物中间体、RNG或CNG/LNG）。美国环保局澄清说，这并不排除在同一设施中使用非RFS。

2023年9月，CARB发布了加州LCFS计划的标准化监管影响评估（“SRIA”），该评估对LCFS计划的潜在变化提供了初步的经济评估。SRIA的提交是CARB在更新法规之前必须采取的众多措施之一。CARB预计将在2023年第四季度发布加州LCFS计划的监管语言草案，以征询为期45天的正式公众意见。SRIA将在2030年将CI降低目标的严格性从20％提高到30％。这种减少将产生减少该计划中净信贷数量的潜在影响，但是，该行业可能会出现定价波动，包括LCFS信贷价格的潜在上涨。SRIA中还提议在2040年之前逐步停止为乳制品和猪粪路径提供甲烷减量。拟议修正案将允许认证申请在2029年12月31日之前至少有一个10年的入计期，包括避免的甲烷，并允许在2030年1月1日至2034年12月31日之间为重新认证的途径提供五年的入计期。

对 LCFS 计划的更改需要每年对分配给项目的 CI 分数进行验证。年度核查可能会对项目的盈利能力产生重大影响，尤其是在畜牧场项目中。

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销售沼气，包括液化天然气和ADG，这些沼气要么被出售要么转换为可再生电力。环境属性是由可再生能源产生和货币化的。

我们报告了两个运营领域的收入：可再生天然气和可再生发电。企业与公司职能部门的其他离散财务信息有关；主要用作共享服务中心，用于维护诸如行政、会计、财务、法律、人力资源、税务、环境、工程和其他未分配给分部的运营职能等职能。因此，公司实体未被确定为运营部门，但为了与公司的合并财务报表进行对账，会分开披露。

•

可再生天然气收入: 我们记录来自RNG的生产和销售以及来自RNG的环境属性的生产和销售的收入，例如RIN和LCFS积分。我们从环境属性中获得的天然气收入扣除了与承购交易对手共享的部分环境属性，作为此类交易对手使用天然气作为运输燃料的对价。我们根据固定价格协议将部分天然气产量货币化，这些协议提供的最低价格超过大宗商品指数。承诺向自愿市场销售更多的天然气而不是单独生成和销售环境属性的决定可能会影响我们未来的盈利能力。

•

可再生发电收入：我们记录了来自可再生电力的生产和销售以及发电的收入出售源自可再生电力的环境属性，例如可再生能源。我们所有的可再生电力生产都是在现有运营项目的固定价格PPA下实现货币化的。

•

企业收入：公司报告我们的天然气对冲计划下的已实现和未实现的损益。该公司没有任何活跃的天然气对冲计划。Corporate 还涉及公司职能的其他离散财务信息；主要用作维护的共享服务中心

我们的营业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的影响和监管发展。不将可供转让的RIN货币化的战略决策将对我们的营业收入和营业利润产生影响。由于我们对很大一部分RIN进行自我营销，而且RFS以年度合规性为基础，因此任何不在一个季度内将可用的RIN货币化的战略决策都可能影响一个财年内确认营业收入的时机。我们的特许权使用费按收入的百分比构造，因此特许权使用费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 产量

我们的天然气产量会因多种因素而发生波动，包括：

生产中断：活跃的垃圾填埋场的废物投放业务中断、恶劣天气事件、我们或垃圾填埋场运营商的设备出现故障或退化、我们无法填补空缺或新建的职位或互连或传输问题，都可能导致我们的天然气产量减少。我们努力通过预防性维护、流程改进和灵活重新部署设备来主动解决可能出现的任何问题，以最大限度地提高产量和使用寿命。

•

我们的许多运营地点位于2023年第三和第四季度的降雨量低于历史水平、高于平均温度或两者兼而有之的地区。这对我们的产量以及生成和销售 RIN 的能力产生了负面影响。

•

尽管我们与Rumpke工厂的垃圾填埋场主合作开展了气体收集工作，但除了干旱天气异常外，其他井田开采环境因素暂时影响了该地点的天然气开采。尽管该场地继续扩大废物摄入量，我们继续扩大井田收集量，但我们的产量可能会在2024年之前受到影响。与井田环境因素相关的缓解工作可能会持续到2024年。

•

我们麦卡蒂工厂的垃圾填埋场主机最近更改了其井场收集系统，这导致我们设施接收的原料中的氮气升高。此外，垃圾填埋场主体修改了井田分岔方法，这影响了该设施收到的原料数量。我们正在与垃圾填埋场主机合作，但目前麦卡蒂工厂可供处理的原料量减少了。我们目前预计，到2023年底，交易量将低于历史水平。

•

我们在2023年对增加的Pico原料的加工可能会受到影响，而我们扩大了与Pico消化能力增加相关的接收能力。

•

沼气质量：我们依赖我们的站点合作伙伴提供的沼气的质量和可用性。我们垃圾填埋场项目的废物质量场地可能会根据所接受的废物数量和类型而变化。沼气质量的变化可能会影响我们的天然气产量。在我们的三个项目中，我们运营井场收集系统，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，我们签订了运营和管理协议，通过这些协议，我们可以通过管理井田收集系统来赚取收入。此外，我们的奶牛场项目受益于原料的一致性和可控的废物收集环境，以改善沼气质量。

•

我们的增长项目产生的天然气产量：我们预计，随着露天垃圾填埋场的继续，我们某些现有项目的产量将增加吸收更多的废物，可供收集的气体量也会增加。新项目或转换项目延迟开始生产或延长调试时间问题将延迟该项目的任何生产实现。

定价

我们的可再生天然气和可再生发电板块的收入主要由我们的承购协议和购电协议下的价格以及我们生产的天然气和可再生电力量驱动。我们根据各种协议向交易对手出售项目生产的天然气，合同条款从三年到五年不等。我们与交易对手签订的合同通常以所生产的天然气的不同天然气价格指数为基础。我们的沼气发电项目生产的所有可再生电力均根据长期合同向信誉良好的交易对手出售，通常采用带有自动扶梯的固定价格安排。

受市场价格波动影响的RIN的销售占我们收入的很大一部分。我们通过远期销售RIN来控制这些波动的风险，尽管目前我们仅在RIN生成的日历年内出售RIN。2023年第四季度以后，我们还没有做出重大的远期销售承诺。由于承诺的预售，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。我们已承诺将所有预计产生的RIN货币化，平均已实现价格为3.09美元。

影响运营开支的因素

我们的运营支出包括特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用、项目运营和维护费用、一般和管理费用、折旧和摊销、出售资产的净亏损（收益）、减值损失和交易成本。我们的运营费用可能会受到通货膨胀成本增加的影响，而这在很大程度上是我们无法控制的。

•

项目运营和维护费用: 运营和维护费用主要包括与沼气收集和处理相关的费用，包括沼气收集系统的运营和维护费用、沼气处理、运营和维护费用以及相关的人工和管理费用。在项目层面，这包括所有人工和福利成本、持续的纠正和主动维护、项目层面的公用事业费用、租金、健康和安全、员工沟通和其他一般项目层面的费用。在我们计划的预防性维护计划之外发生的意外原料加工或气体调节设备故障可能会增加项目运营和维护费用并减少产量。

•

特许权使用费、运输、采集和生产燃料费用：特许权使用费代表向我们的设施托管方支付的款项，通常是结构化的占收入的百分比。运输和收集费用包括容量和计量费用，这些费用代表向客户交付我们的天然气和可再生电力生产的成本。这些费用包括向管道运营商和其他机构支付的款项，这些机构允许将我们的天然气和电力商品输送给最终用户。生产燃料支出通常代表基于沼气原料使用量的替代特许权使用费。

•

一般和管理费用：一般和管理费用主要包括公司支出和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、环境注册和报告、健康和安全、信息技术和其他行政人员和专业费用以及一般公司支出等方面的人员成本。我们预计，与我们在2023年持续开发Montauk Ag Renewables相关的一般和管理费用将增加。我们还预计，与董事会于2023年4月批准向公司高管授予股票期权有关的一般和管理费用将增加。公司核算了与通过FASB ASC 718规定的股权和激励性薪酬计划发放的补助金相关的股票薪酬。欲了解更多信息，请参阅我们与股票薪酬相关的未经审计的简明合并财务报表附注14。

•

折旧和摊销：与确认我们的无形和固定资产的使用寿命相关的费用。我们花了大笔钱建造和拥有我们设施的资金。除了开发资金外，我们还每年进行再投资以维护这些设施。

•

减值损失：与根据定期评估减少固定和/或无形资产账面价值相关的支出事件或情况变化表明资产的账面金额可能无法收回。

•

交易成本：交易成本主要包括尽职调查和其他与潜在收购相关的活动所产生的费用以及其他战略交易。

产量：我们根据RNG和可再生电力的生产单位计算结果逐个地点审查绩效，测量单位为分别按百万英热单位和兆瓦时计算。虽然生产单位的测量值可能会受到计划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。我们根据基于指数的浮动价格协议将大部分的RNG大宗商品生产货币化。我们的可再生天然气板块的大宗商品生产的一部分是根据固定价格合同实现货币化的。我们的可再生发电板块的大宗商品生产主要通过固定价格的PPA获利。

•

环境属性的产生：我们将生产天然气和可再生电力所产生的环境属性货币化。我们会将RNG生产产生的RIN的一部分结转到下一年，并在下一个日历年将结转的RIN货币化。我们的可再生天然气板块的大多数环境属性都是自营盈利的。我们的可再生能源发电领域的大多数环境属性都是作为固定价格PPA的组成部分进行货币化的。

•

每单位产量的平均已实现价格：我们的盈利能力在很大程度上取决于天然气和电力的大宗商品价格，而且 RIN、LCFS 信用额度和 REC 的环境属性价格。一年内货币化的环境属性的已实现价格可能与当年的产量不直接对应，因为这些属性可能会被结转并随后货币化。由于承诺的预售，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。


	三个月已结束 9月30日									改变
	2023			2022			改变			%
（除非另有说明，否则以千计）
收入
可再生天然气总收入	$	50,935		$	54,343		$	(3,408	)		(6.3	%)
可再生发电总收入	$	4,753		$	4,351		$	402			9.2	%

RNG 指标
CY RNG 产量 (mmBtu)		1,380			1,437			(57	)		(4.0	%)
减去：本期固定/底价合约下的天然气交易量		(327	)		(333	)		6			(1.8	%)
另外：前一时段 RNG 在本期配送量		367			367			—			0.0	%
减去：本期未分配的天然气产量		(320	)		(439	)		119			(27.1	%)
可用于生成 RIN 的 RNG 总量 (1)		1,100			1,032			68			6.6	%

RIN 指标
当前 RIN 一代 (x 11.727) (2)		12,898			12,100			798			6.6	%
减去：交易对手份额 (RIN)		(1,351	)		(1,399	)		48			(3.4	%)
另外：前一期 RIN 结转到本期		2,967			1,547			1,420			91.8	%
减去：下个财年结转的 CY RIN		—			—			—			—
可供出售的 RIN 总数 (3)		14,514			12,248			2,266			18.5	%
减去：已售出 RIN		(13,750	)		(10,850	)		(2,900	)		26.7	%
RIN 库存		764			1,398			(634	)		(45.4	%)
RNG 库存（未为 RIN 分配体积）(4)		320			439			(119	)		(27.1	%)
已实现 RIN 的平均价格	$	3.05		$	3.49		$	(0.44	)		(12.6	%)

运营费用
可再生天然气运营费用	$	22,837		$	23,785		$	(948	)		(4.0	%)
每百万英热单位的运营费用（实际）	$	16.55		$	16.55		$	—			0.0	%

REG 运营费用	$	2,753		$	2,525		$	228			9.0	%
美元/兆瓦时（实际）	$	57.35		$	51.53		$	5.82			11.3	%

其他指标
可再生能源发电量 (mWh)		48			49			(1	)		(2.0	%)
平均已实现价格 $/MWh（实际）	$	99.02		$	88.80		$	10.22			11.5	%

(1)

RIN 是在分配气体以生成 RIN 的当月生成的，该月发生在气体生产后的当月。固定/底价安排下的交易量会产生我们不自行推销的RIN。

(2)

一百万英热单位的天然气的能量含量与11.727加仑的乙醇相同，因此根据RFS计划，可以产生11.727个RIN。

(3)

代表在报告期内可供我们自行销售的 RIN。

(4)

代表尚未分配以生成 RIN 的天然气产量。


	三个月已结束 9月30日								改变
	2023		2022			改变			%
总营业收入	$	55,688	$	55,860		$	(172	)		(0.3	)%
运营费用：
运营和维护费用		14,212		14,134			78			0.6	%
一般和管理费用		7,848		8,466			(618	)		(7.3	)%
特许权使用费、运输、采集和生产燃料		11,450		12,188			(738	)		(6.1	)%
折旧、损耗和摊销		5,346		5,167			179			3.5	%
减值损失		51		2,273			(2,222	)		(97.8	)%
运营费用总额		38,907		42,228			(3,321	)		(7.9	)%
营业收入	$	16,781	$	13,632		$	3,149			23.1	%
其他支出（收入）：		1,039		(95	)		1,134			(1,193.7	)%
所得税支出		2,808		2,540			268			10.6	%
净收入	$	12,934	$	11,187		$	1,747			15.6	%

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月的收入

2023年第三季度的总收入为55,688美元，与2022年第三季度的55,860美元相比下降了172美元（0.3％）。下降主要与天然气商品指数的下跌有关。与2022年第三季度相比，天然气大宗商品指数在2023年第三季度下跌了68.9％。与2022年第三季度相比，2023年第三季度的已实现RIN价格下降了12.6％。造成下降的还有2022年第三季度确认的367美元收益，这笔收益与已到期的天然气大宗商品对冲计划有关。与2022年第三季度相比，2023年第三季度售出的RIN增加了26.7％，这抵消了这一下降。

可再生天然气收入

我们在2023年第三季度生产了1380百万英热单位的天然气，比2022年第三季度的1,437百万英热单位减少了57百万英热单位（4.0％），这主要是由于干燥的天气条件影响了气体原料的可用性，以及先前在2023年第二季度披露的工艺设备故障，这些故障已得到修复。

2023年第三季度，可再生天然气板块的收入为50,935美元，与2022年第三季度的54,343美元相比下降了3,408美元（6.3％）。2023年第三季度天然气的平均大宗商品价格为每百万英热单位2.55美元，比2022年第三季度低68.9％。在2023年第三季度，我们自筹了13,750个RIN，与2022年第三季度的10,850个相比增加了2,900个（26.7％）。2023年第三季度RIN销售的平均定价为3.05美元，而2022年第三季度为3.49美元，下降了12.6％。相比之下，2023年第三季度的D3 RIN指数平均价格为3.01美元，而2022年第三季度的平均价格为2.83美元，涨幅约为6.4％。截至 2023 年 9 月 30 日，我们有大约 320 百万英热单位可用于 RIN 生成，还有大约 764 个 RIN 可供生成和未售出。在截至2023年9月30日产生和未售出的RIN中，大约1,500美元的收入将在2023年第四季度得到确认，因为所有权转让直到2023年9月30日之后才完成。截至 2022 年 9 月 30 日，我们有大约 439 百万英热单位可供生成 RIN，已生成和未售出 1,398 个 RIN。

可再生发电收入

我们在2023年第三季度生产了约48兆瓦时的可再生电力，较2022年第三季度的49兆瓦时下降了1兆瓦时（2.0％）。由于2023年第三季度环境温度升高，我们的鲍尔曼工厂在2023年第三季度的产量与2022年第三季度相比减少了3兆瓦时。由于发动机维护已完成，我们的安全设施在 2023 年第三季度的产量比 2022 年第三季度增加了约 2 兆瓦时在 2022 年。

2023年第三季度的可再生电力设施收入为4,753美元，与2022年第三季度的4,351美元相比增加了402美元（9.2％）。这一增长主要是由我们的安全设施产量的增加以及我们在鲍尔曼工厂生成可再生能源汽车并实现货币化的时机所推动的。

虽然我们在2023年第三季度没有任何天然气大宗商品对冲计划，但我们在2022年第三季度的天然气大宗商品对冲计划的定价低于实际指数价格。但是，由于我们的天然气大宗商品对冲活动下指数价格走势良好，我们确实在2022年第三季度实现了367美元的收益。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月的费用

一般和管理费用

2023年第三季度的一般和管理费用总额为7,848美元，与2022年第三季度的8,466美元相比下降了618美元（7.3％）。2023年第三季度，包括股票薪酬成本在内的员工相关成本为4521美元，与2022年第三季度的5,250美元相比下降了729美元（13.9％）。我们的董事会批准向非雇员董事支付现金费，导致2023年第三季度的费用增加了约125美元，而2022年第三季度没有付款。最后，我们在2023年第三季度的租金支出为186美元，与2022年第三季度的97美元相比，增加了89美元（91.8％），与我们的新总部租赁相关的租金支出为97美元。

可再生天然气开支

2023年第三季度，我们的RNG设施的运营和维护费用为11,919美元，与2022年第三季度的12,052美元相比下降了133美元（1.1％）。我们的RNG设施总数报告称，与2022年第三季度相比，2023年第三季度的公用事业费用减少了约1,453美元。与2022年第三季度相比，我们的Rumpke设施运营和维护费用增加了约714美元，这要归因于2023年第三季度的预防性维护和维修费用。与2022年第三季度相比，由于2023年第三季度进行了预防性维护和井场运营改进，我们的阿塔斯科西塔设施运营维护费用增加了约251美元。与2022年第三季度相比，由于井田运营改善，我们的沿海设施运营和维护费用增加了约162美元。

2023年第三季度，公司天然气设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为10,917美元，与2022年第三季度的11,733美元相比下降了816美元（7.0％）。特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出占天然气收入的百分比从2022年第三季度的21.6％降至2023年第三季度的21.4％。

可再生电力费用

2023年第三季度，我们的可再生电力设施的运营和维护费用为2,220美元，与2022年第三季度的2,070美元相比增加了150美元（7.2％）。由于不可资本化的成本，我们的土耳其溪设施的运营和维护费用增加了约186美元。由于定期的发动机预防性维护和井场运营维护，我们的塔尔萨设施运营和维护费用增加了约316美元。由于2023年第三季度收到了财产税退款，我们的鲍尔曼工厂减少了约270美元，抵消了这一增长。

2023年第三季度，我们的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533美元，与2022年第三季度的455美元相比增加了78美元（17.1％）。按可再生发电板块收入的百分比计算，特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出从10.5％增加到11.2％。

特许权使用费

2023年第三季度的特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出为11,450美元，与2022年第三季度的12,188美元相比下降了738美元（6.1％）。我们根据我们生产的商品和相关的环境属性向燃料供应站点合作伙伴支付特许权使用费。这些特许权使用费通常按收入的百分比构成，但有上限，当环境属性价格低于规定的阈值时，最低付款额是固定的。在大宗商品和环境属性的价格波动范围内，我们的特许权使用费可能会在续订或延长燃料供应协议或与新项目相关的时候波动。我们的燃料供应协议通常采用20年期合同，可以长期了解未来特许权使用费的利润影响。

我们计算并记录了2023年第三季度的减值亏损51美元，与2022年第三季度的2,273美元相比减少了2,222美元（97.8％）。2023年第三季度的减值亏损是专门确定的、已停止运营的天然气机械和原料加工设备。2022年第三季度记录的2,273美元的减值损失与REG场地有关，该场地的预测未来现金流未超过该场地长期资产的账面价值。由于不再使用计算机软件和硬件、修改了客户合同以及在当前业务下不再使用的杂项资本资产，出现了额外的减值。

其他费用（收入）

2023年第三季度的其他支出为1,039美元，与2022年第三季度的其他收入95美元相比增加了1,134美元（1,193.7％）。这一增长主要与利率上升导致2023年第三季度利息支出与2022年第三季度相比增加了1,259美元有关。

所得税支出

截至2023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得出的，该税率与21％的美国联邦法定税率不同，这主要是由于受益于生产税抵免。

截至2023年9月30日的三个月，有效税率为17.8％，低于截至2022年9月30日的三个月的18.5％，这主要是由于2023年年度估计税收抵免优惠的预测收入有所增加。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月的营业收入

2023年第三季度的营业收入为16,781美元，与2022年第三季度的13,632美元相比增加了3,149美元（23.1％）。2023年第三季度的RNG营业收入为24,063美元，与2022年第三季度的26,828美元相比下降了2765美元（10.3％）。2023年第三季度的可再生发电营业收入为700美元，与2022年第三季度的营业亏损1,670美元相比，增加了2370美元（141.9％）。


	九个月已结束 9月30日									改变
	2023			2022			改变			%
（除非另有说明，否则以千计）
收入
可再生天然气总收入	$	114,328		$	151,577		$	(37,249	)		(24.6	%)
可再生发电总收入	$	13,769		$	12,652		$	1,117			8.8	%

RNG 指标
CY RNG 产量 (mmBtu)		4,163			4,275			(112	)		(2.6	%)
减去：本期固定/底价合约下的天然气交易量		(957	)		(972	)		15			(1.5	%)
另外：前一时段 RNG 在本期配送量		368			372			(4	)		(1.1	%)
减去：本期未分配的天然气产量		(320	)		(439	)		119			(27.1	%)
可用于生成 RIN 的 RNG 总量 (1)		3,254			3,236			18			0.6	%

RIN 指标
当前 RIN 一代 (x 11.727) (2)		38,167			37,951			216			0.6	%
减去：交易对手份额 (RIN)		(4,002	)		(3,961	)		(41	)		1.0	%
另外：前一期 RIN 结转到本期		739			140			599			427.9	%
减去：下个财年结转的 CY RIN		—			—			—			—
可供出售的 RIN 总数 (3)		34,904			34,130			774			2.3	%
减去：已售出 RIN		(34,140	)		(31,773	)		(2,367	)		7.4	%
RIN 库存		764			2,357			(1,593	)		(67.6	%)
RNG 库存（未为 RIN 分配体积）(4)		320			439			(119	)		(27.1	%)
已实现 RIN 的平均价格	$	2.59		$	3.43		$	(0.84	)		(24.5	%)

运营费用
可再生天然气运营费用	$	59,057		$	65,735		$	(6,678	)		(10.2	%)
每百万英热单位的运营费用（实际）	$	14.19		$	15.38		$	(1.19	)		(7.7	%)

REG 运营费用	$	10,008		$	10,546		$	(538	)		(5.1	%)
美元/兆瓦时（实际）	$	69.99		$	74.79		$	(4.80	)		(6.4	%)

其他指标
可再生能源发电量 (mWh)		143			141			2			1.4	%
平均已实现价格 $/MWh（实际）	$	96.29		$	89.73		$	6.56			7.3	%

(1)

RIN 是在分配气体以生成 RIN 的当月生成的，该月发生在气体生产后的当月。固定/底价安排下的交易量会产生我们不自行推销的RIN。

(2)

一百万英热单位的天然气的能量含量与11.727加仑的乙醇相同，因此根据RFS计划，可以产生11.727个RIN。

(3)

代表在报告期内可供我们自行销售的 RIN。

(4)

代表尚未分配以生成 RIN 的天然气产量。


	九个月已结束 9月30日								改变
	2023		2022			改变			%
总营业收入	$	128,097	$	155,916		$	(27,819	)		(17.8	)%
运营费用：
运营和维护费用		43,614		42,205			1,409			3.3	%
一般和管理费用		26,069		25,715			354			1.4	%
特许权使用费、运输、采集和生产燃料		25,588		34,484			(8,896	)		(25.8	)%
折旧、损耗和摊销		15,792		15,453			339			2.2	%
保险收益收益		—		(313	)		313			(100.0	)%
减值损失		777		2,393			(1,616	)		(67.5	)%
交易成本		86		32			54			168.8	%
运营费用总额		111,926		119,969			(8,043	)		(6.7	)%
营业收入	$	16,171	$	35,947		$	(19,776	)		(55.0	)%
其他支出（收入）：		3,341		(124	)		3,465			(2,794.4	)%
所得税支出		2,681		6,847			(4,166	)		(60.8	)%
净收入	$	10,149	$	29,224		$	(19,075	)		(65.3	)%

截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月的收入

2023年前九个月的总收入为128,097美元，与2022年前九个月的155,916美元相比下降了27,819美元（17.8％）。下降的主要原因是与2022年前九个月相比，2023年前九个月天然气大宗商品指数和平均已实现RIN价格的下降有关。与2022年前九个月相比，天然气大宗商品指数在2023年前九个月下跌了60.3％。与2022年的前九个月相比，2023年前九个月的实际RIN价格下降了24.5％。

可再生天然气收入

我们在2023年的前九个月生产了4,163百万英热单位的天然气，比2022年前九个月的4,275百万英热单位减少了112百万英热单位（2.6％）。与2022年前九个月相比，我们的Rumpke设施在2023年前九个月的产量减少了77 mmBtu，这主要是由于2023年第二季度的工艺设备故障以及2023年天气异常导致的井田质量问题。导致下降的还有我们的Pico设施，由于2023年前九个月面临运营原料加工方面的挑战，该工厂在2023年前九个月的产量比2022年前九个月减少了45百万英热单位。

2023年前九个月，可再生天然气板块的收入为114,328美元，与2022年前九个月的151,577美元相比下降了37,249美元（24.6％）。2023年前九个月天然气的平均大宗商品价格为每百万英热单位2.69美元，比2022年前九个月低60.3％。在2023年的前九个月中，我们实现了34,140个RIN的自营收益，与2022年前九个月的31,773张相比，增长了2367个（7.4％）。2023年前九个月RIN销售的平均定价为2.59美元，而2022年前九个月为3.43美元，下降了24.5％。相比之下，2023年前九个月的D3 RIN指数平均价格为2.40，比2022年前九个月的D3 RIN指数平均价格低约22.5％。截至 2023 年 9 月 30 日，我们有大约 320 百万英热单位可用于 RIN 生成，还有大约 764 个 RIN 可供生成和未售出。在截至2023年9月30日产生和未售出的RIN中，由于所有权转让尚未在2023年9月30日之前完成，大约1,500美元的收入将在2023年第四季度得到确认。截至 2022 年 9 月 30 日，我们有大约 439 百万英热单位可供生成 RIN，已生成和未售出 2,357 个 RIN。

可再生发电收入

在2023年的前九个月，我们的可再生电力产量约为143兆瓦时，较2022年前九个月的141兆瓦时增加了2兆瓦时（1.4％）。由于在2022年前九个月进行了发动机维护，我们的安全设施在2023年前九个月的产量比2022年的前九个月增加了4兆瓦时。

2023年前九个月来自可再生电力设施的收入为13,769美元，与2022年前九个月的12,652美元相比增加了1,117美元（8.8％）。这一增长主要是由我们的安全设施产量的增加以及我们在鲍尔曼工厂生成可再生能源汽车并实现货币化的时机所推动的。

2023年前九个月的一般和管理费用总额为26,069美元，与2022年前九个月的25,715美元相比增加了354美元（1.4％）。与2022年前九个月与蒙托克农业可再生能源相关的2022年前九个月相比，我们2023年前九个月的一般和管理费用增加了约2,225美元。增长主要是由股票薪酬支出推动的，这是2022年对蒙托克农业可再生能源收购中发行的限制性股票奖励和专业费用进行修正所致。与没收股票奖励相关的约1,024美元的股票薪酬支出被逆转，部分抵消了这一增长。不包括蒙托克农业可再生能源，我们在2023年前九个月的律师费支出为1,683美元，与2022年前九个月的1,414美元相比增加了269美元（19.0％）。最后，我们在2023年前九个月的租金支出为535美元，与2022年前九个月的278美元相比增加了257美元（92.4％）。

可再生天然气开支

2023年前九个月，我们的天然气设施的运营和维护费用为34,960美元，与2022年前九个月的32,592美元相比，增加了2368美元（7.3％）。与2022年前九个月相比，天然气设施公用事业总成本在2023年前九个月下降了1,536美元。与2022年前九个月相比，2023年前九个月的预防性维护和工艺设备故障维修费用增加了约838美元。我们的阿塔斯科西塔、加尔维斯顿、麦卡蒂设施的运营和维护费用分别增加了约467美元、435美元和364美元，这是由于与2022年前九个月相比，2023年前九个月的预防性维护和井田运营改善成本的时间安排分别增加了约467美元、435美元和364美元。与2022年前九个月相比，由于2023年前九个月的油田运营改善成本，我们的沿海设施运营和维护费用增加了约419美元。与2022年前九个月相比，由于2023年前九个月的预防性维护和废物处置成本的时间安排，我们的Apex设施运营和维护费用增加了约396美元。与2022年前九个月相比，我们的Pico设施运营和维护费用增加了约204美元，这是与Pico消化产能增加项目相关的不可资本化成本所致。

2023年前九个月，我们的天然气设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为24,097美元，与2022年前九个月的33,142美元相比，下降了9,045美元（27.3％）。特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出占天然气收入的百分比从2022年前九个月的21.9％下降至2023年前九个月的21.1％。

可再生电力费用

2023年前九个月，我们的可再生电力设施的运营和维护费用为8,517美元，与2022年前九个月的9,204美元相比，下降了687美元（7.5％）。下降主要与我们的鲍尔曼工厂的定期预防性维护有关，与2023年前九个月相比，该工厂在2022年前九个月增加了约1,870美元。由于定期的预防性维护和井场运营维护，我们在2023年前九个月的塔尔萨设施运营和维护费用与2022年前九个月相比增加了约635美元。由于蒙托克农业可再生能源公司的不可资本化成本，我们在2023年前九个月的土耳其溪设施运营和维护费用与2022年前九个月相比增加了约448美元。

2023年前九个月，我们的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1,491美元，与2022年前九个月的1,342美元相比增加了149美元（11.1％）。按可再生发电板块收入的百分比计算，特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出从10.6％增加到10.8％。

2023年前九个月的特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出为25,588美元，与2022年前九个月的34,484美元相比，下降了8,896美元（25.8％）。我们根据我们生产的大宗商品和相关的环境属性向燃料供应站点合作伙伴支付特许权使用费。这些特许权使用费通常按收入的百分比构成，但有上限，当环境属性价格低于规定的阈值时，最低付款额是固定的。在大宗商品和环境属性的价格波动范围内，我们的特许权使用费可能会在续订或延长燃料供应协议或与新项目相关的时候波动。我们的燃料供应协议通常采用20年期合同，可以长期了解未来特许权使用费的利润影响。

折旧

2023年前九个月的折旧和摊销额为15,792美元，与2022年前九个月的15,453美元相比增加了339美元（2.2％）。与2022年前九个月相比，这一增长与2023年前九个月投入使用的资本投资的时间有关。

减值损失

我们计算并记录了2023年前九个月的减值亏损777美元，与2022年前九个月的2393美元相比减少了1,616美元（67.5％）。2023 年的减值适用于专门确定的已停止运营的 RNG 机械和原料加工设备。2022年的减值主要与REG场地（2,133美元）有关，其中预测的未来现金流不超过该场地长期资产的账面价值。因计算机软件和硬件不再使用（191美元）、经修订的客户合同（27美元）以及在当前业务下不再使用的杂项资本资产（42美元）而出现额外减值。

其他费用（收入）

2023年前九个月的其他支出为3,341美元，与2022年前九个月的其他收入124美元相比增加了3,465美元（2794.4％）。这一增长主要与利率上升导致2023年前九个月的利息支出与2022年前九个月相比增加了3,342美元有关。

所得税支出

截至2023年9月30日的九个月的所得税支出是使用估计的有效税率计算得出的，该税率与21％的美国联邦法定税率不同，这主要是由于受益于生产税抵免。

截至2023年9月30日的九个月中，有效税率为20.9％，高于截至2022年9月30日的九个月的19.0％，这主要是由于2023年记录的离散税收支出。2023年9月30日的税率还包括生产税收抵免的使用。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月的营业收入

2023年前九个月的营业收入为16,171美元，与2022年前九个月的35,947美元相比下降了19,776美元（55.0％）。2023年前九个月的RNG营业收入为42,807美元，与2022年前九个月的75,040美元相比下降了32,233美元（43.0％）。2023年前九个月的可再生能源发电运营亏损为124美元，与2022年前九个月的4,226美元相比下降了4,102美元（97.1％）。

非公认会计准则财务指标：

下表列出了下文列出的每个时期的息税折旧摊销前利润和调整后的息税折旧摊销前利润、非公认会计准则财务指标。我们之所以列出息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润，是因为我们认为这些指标排除了我们认为不代表我们核心经营业绩的项目，从而帮助投资者持续分析我们在报告期内的业绩。此外，息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润是衡量绩效的财务指标，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。息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润是补充绩效指标，不是公认会计原则要求或根据公认会计原则列报的。息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润不应被视为根据公认会计原则得出的净收益（亏损）或任何其他绩效指标的替代方案，也不应被视为运营活动现金流的替代方案或衡量我们的流动性或盈利能力的指标。

在截至2023年9月30日的三个月中，我们记录了专门确定的已停止运营的天然气机械和原料加工设备51美元的减值亏损。在截至2022年9月30日的三个月中，我们记录了与REG场地相关的2,273美元的减值亏损，其中预测的未来现金流未超过该场地长期资产的账面价值。由于计算机软件和硬件不再使用、修改了客户合同以及在当前业务下不再使用的杂项资本资产，出现了额外的减值。

下表提供了截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中我们在本期的息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润，以及与净收入的对账情况，这是最直接可比的GAAP指标：


	九个月已结束 9月30日
	2023		2022
净收入	$	10,149	$	29,224
折旧、损耗和摊销		15,792		15,453
利息支出		3,681		339
所得税支出		2,681		6,847
合并税折旧摊销前利润		32,303		51,863

减值损失 (1)		777		2,393
出售资产的净亏损（收益）		37		(250	)
交易成本		86		32
非现金套期保值费用		—		1,440
调整后 EBITDA	$	33,203	$	55,478

(1)

在截至2023年9月30日的九个月中，我们记录了专门确定的已停止运营的天然气机械和原料加工设备777美元的减值亏损。在截至2022年9月30日的九个月中，我们记录了与REG场地相关的2393美元的减值亏损，其中预测的未来现金流未超过该场地长期资产的账面价值。由于计算机软件和硬件不再使用、修改了客户合同以及在当前业务下不再使用的杂项资本资产，出现了额外的减值。

流动性和资本资源

流动性来源

截至2023年9月30日和2022年9月30日，扣除限制性现金后，我们的现金和现金等价物分别为73,304美元和95,619美元。我们打算使用来自运营和循环贷款的现金流为短期开发项目提供资金

信贷额度。我们认为，至少在未来12个月内，我们的信贷额度将有足够的运营和借款可用现金流，以履行我们的偿债义务和预期所需的资本支出（包括正在开发的项目）。但是，我们面临业务和运营风险，这些风险可能会对我们的现金流和流动性产生不利影响。

我们的发行前债务成本（以千计）如下：


	2023年9月30日		2022年12月31日
定期贷款	$	66,000		72,000
循环信贷额度		—		—
不计债券发行成本的债务	$	66,000	$	72,000

经修订的信贷协议

2021年12月21日，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某些子公司的几乎所有资产和资产的留置权作为担保，该协议规定了为期五年的8万美元定期贷款，为期五年的12万美元循环信贷额度以及7.5万美元的手风琴功能。

截至2023年9月30日，定期贷款下的未偿还款额度为66,000美元，循环信贷额度下我们没有未偿还的借款。到2024年，定期贷款按季度分期偿还2,000美元，然后在2026年之前增加到3,000美元，2026年底最终还款额为32,000美元，2023年9月30日和2022年12月31日的利率分别为6.38％和4.12％。经修订的信贷协议下的循环和定期贷款按彭博短期银行收益指数利率计息，外加基于我们的总杠杆比率的适用利率（在每种情况下，这些条款在修订后的信贷协议中定义）。

修订后的信贷协议包含适用于我们和我们的某些子公司的惯例契约，包括财务契约。修订后的信贷协议受惯例违约事件的影响，并认为，如果任何财政季度的D3 RIN月平均价格（根据修订后的信贷协议确定）低于每RIN0.80美元，并且（y）该季度的合并息税折旧摊销前利润低于6,000美元，我们将违约。经修订的信贷协议将合并息税折旧摊销前利润定义为净收入加上（a）所得税支出，（b）利息支出，（c）折旧、损耗和摊销费用，（d）非现金未实现的衍生品支出以及（e）Comerica在某些情况下商定的对净收入某些组成部分的任何其他特别、异常或非经常性调整。

根据经修订的信贷协议，我们必须维持以下比率：

•

a 截至2021年12月31日至2023年6月29日的任何财政季度末，总杠杆率（定义见经修订的信贷协议）不超过3.50比1.00，截至2023年6月30日至2024年6月29日任何财政季度末不超过3.25至1.00，截至2024年6月30日及以后任何财政季度结束时，总杠杆率不超过3.00比1.00；以及

•

截至每个财政季度末，固定费用覆盖率（定义见修订后的信贷协议）不低于1.2比1.0

截至2023年9月30日，我们遵守了经修订的信贷协议下的所有适用财务契约。

修订后的信贷协议取代了我们先前与Comerica签订的信贷协议，除其他外，我们将根据经修订的信贷协议提供的定期贷款的部分收益用于全额偿还此类信贷协议下总计59,197美元的未偿还本金。有关经修订的信贷协议的更多信息，请参阅附注12——我们未经审计的简明合并财务报表的债务。

资本支出

我们历来使用营运资金、运营现金流和债务融资为增长和资本支出提供资金。我们预计，我们的2023年非开发资本支出将在14,000美元至17,000美元之间。我们的 2023 年资本计划包括年度预防性维护支出、年度井场扩建项目、其他特定设施改进和信息技术改进。此外，我们目前估计，我们现有的2023年开发资本支出将在65,000美元至8.5万美元之间。2023年开发资金范围的调整主要与第一阶段有关

北卡罗来纳州开发项目。我们2023年的大部分开发资本支出与我们的Pico消化能力的提高、Montauk Ag Renewables的持续开发、我们的第二座Apex设施、Blue Granite RNG项目和Bowerman RNG项目有关。我们经修订的信贷协议为我们提供了12万美元的循环信贷额度，以及7.5万美元的手风琴期权，使我们能够获得额外的资金来实施我们的收购和发展战略。关于各种战略增长机会，我们目前正处于不同的讨论阶段。这些机会包括：大约八个 LFG RNG、ADG RNG 以及从废水处理到 RNG 的机会。如果我们最终就其中任何一个机会达成最终协议，我们预计将产生与收购成本或开发成本或两者兼而有之相关的物质资本支出。在我们继续探索战略增长机会的同时，尽管我们已经就其中某些机会签订了不具约束力的意向书，但我们无法保证与任何或所有这些战略机遇相关的计划将进展到最终协议。我们认为，除了先前讨论的非开发和开发资本支出外，我们现有的现金和现金等价物、运营产生的现金以及经修订的信贷可用性将使我们能够寻求和完成已确定的战略增长机会。

现金流

下表列出了截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月的现金流和现金等价物信息：


	截至9月30日的九个月
	2023			2022
提供的净现金（用于）：
经营活动	$	19,587		$	59,809
投资活动		(45,404	)		(11,270	)
筹资活动		(6,054	)		(6,106	)
现金和现金等价物的净增加（减少）		(31,871	)		42,433
限制性现金，期末		431			426
现金和现金等价物，期末		73,735			96,045

在2023年的前九个月中，我们通过运营活动创造了19,587美元的现金，而在2022年前九个月，运营活动提供的现金为59,809美元。2023年前九个月，收入和经营活动收入调整为35,915美元，而2022年前九个月的收入和收入调整为60,141美元。2023年前九个月的收入和经营活动收入调整中包括与我们的递延所得税准备金调整相关的4,216美元。2023年前九个月，营运资金和其他资产负债使用了16,328美元，而2022年前九个月的营运资金和其他资产负债使用了333美元。2023 年前九个月的营运资金中包括约 1,500 美元的递延收入。

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。我们在2023年前九个月的资本支出为45,406美元，其中12,313美元、9,561美元、10,092美元、2876美元和2737美元分别与笔克设施消化能力增加、北卡罗来纳州的蒙托克农业可再生能源、第二座Apex RNG设施、Blue Granite RNG项目和Bowerman RNG项目的持续开发有关。

2023年前九个月，我们用于融资活动的净现金流为6,054美元，而2022年前九个月用于融资活动的现金为6,106美元，减少了52美元。

合同义务和承诺

资产负债表外安排包括那些可能影响我们的流动性、资本资源和经营业绩的安排，尽管根据公认会计原则，此类安排未记为负债。我们的资产负债表外安排仅限于下述未兑现的信用证。尽管这些安排符合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，而且我们不知道有任何合理可能导致资产负债表外安排对流动性和资本资源产生重大不利影响的情况。

公司的合同义务涉及资产报废义务。有关资产报废义务的更多信息，请参阅未经审计的简明合并财务报表中的附注8。

根据我们的债务协议，公司负有合同义务，包括利息支付和本金偿还。有关我们债务协议下的合同承诺（包括本金还款时间）的进一步讨论，请参阅未经审计的简明合并财务报表中的附注12。在2023年的前九个月中，我们有大约2,505美元的未偿信用证资产负债表外安排。这些信用证降低了我们经修订的信贷协议下的循环信贷额度的借款能力。我们的某些合同要求签发这些信用证以提供

我们未经审计的简明合并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、成本和支出金额以及相关披露的估算和假设。我们的估计基于历史经验和其他各种假设，我们认为这些假设在这种情况下是合理的。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，这些估计值可能会发生变化。

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各种短期和中期协议提供的相关环境属性销售。当我们在客户获得产品控制权时（或当时）通过向客户转让承诺产品来履行合同规定的履约义务（无论是暗示还是明示的）时，所有收入都将得到确认。履约义务是合同中向客户转让不同产品或服务的承诺。合同的交易价格分配给每项不同的履约义务。我们使用合同中每种不同产品的产品可观测的市场独立销售价格，将合约的交易价格分配给每项履约义务。

收入以我们为换取转让产品而预计获得的对价金额来衡量。因此，收入是扣除补贴和客户折扣以及扣除产生的运输和收款费用后入账的。在适用范围内，向客户收取并汇给政府当局的销售税、增值税和其他税款按净额（不包括在收入中）记账。

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。我们的运营成本与天然气的生产有关。RIN是政府激励措施，通过我们的可再生能源运营项目产生，而不是我们的天然气生产物理属性的结果。我们生成的 RIN 可以独立于所产生的能量分离并作为积分出售。因此，在生成 RIN 时，不会为其分配任何成本。当与客户达成协议，按照商定的价格将信贷货币化并且控制权已发生时，将根据这些环境属性确认收入。我们预先承诺转让RIN。这些远期承诺基于承诺时的D3 RIN指数价格。由于承诺的预售，一年内获利的RIN的已实现价格可能与指数价格不直接对应。

区域经济共同体

我们通过在包括加利福尼亚州、俄克拉荷马州和德克萨斯州在内的各个州生产垃圾填埋甲烷并将其转化为可再生电力，从而产生可再生能源。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。我们的运营成本与可再生电力的生产有关。REC是作为我们可再生能源运营项目的产出产生的。我们生产的 REC 能够与所产生的电力分开出售。因此，在生成 REC 时，不会向其分配任何成本。当与客户达成协议，按照商定的价格将信贷货币化并且控制权已发生时，将根据这些环境属性确认收入。

我们的递延所得税净资产状况是净营业亏损（“NOL”）、固定资产、无形资产和税收抵免结转的结果。递延所得税资产的变现取决于我们在税收属性到期之前，在这些临时差额可以扣除的时期内，产生足够的未来应纳税收入的能力。对递延所得税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可能的未来税收后果以及按税务管辖区预测未来的盈利能力时做出判断。

我们在报告期内根据司法管辖权评估递延所得税资产，以确定在事实或情况变化的情况下调整估值补贴是否合适。截至每个报告日，管理层在确定递延所得税资产的未来变现时，都会考虑新的证据，包括正面和负面证据。我们使用 “更有可能” 的门槛来识别和解决不确定的税收状况，来解释不确定的税收状况。对不确定税收状况的评估所依据的因素包括但不限于税法的变化、对纳税申报表中采取或预期采取的税收状况的计量、有待审计事项的有效结算、新的审计活动以及与税收状况有关的事实或情况的变化。鉴于我们目前的税前收益水平和预测的未来税前收益，我们预计未来一段时期美国的税前收入将充分利用我们的美国联邦NOL结转以及到期前的大部分州NOL结转额。

无形资产

可单独识别的无形资产在收购时按其公允价值入账。我们根据ASC 350对无形资产进行核算，无形资产——商誉及其他。寿命有限的无形资产包括互联、客户合同以及商品名称和商标。互联无形资产是使用运营项目和公用事业变电站之间的互连线路传输生产电力的专有权利。该权利包括公用事业公司在这条线路上提供的全面维护。使用寿命有限的无形资产在其估计使用寿命内按直线摊销。我们对有限寿命的无形资产进行减值评估，因为事件或情况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的大幅下跌或关闭场地的决定等。

如果将有限寿命或无限期的无形资产视为减值，则应确认的减值以资产账面金额超过资产公允价值的金额来衡量。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了最佳估计，但是，未来的实际定价、运营成本和折扣率可能与我们在估算中使用的假设有所不同，此类变化的影响可能是重大的。

我们对有限寿命和无限期无形资产可回收性的评估是通过对与标的天然气权协议相关的未来现金流进行监测评估来确定的。现金流估算是在运营单位层面进行的，基于天然气权利协议的平均剩余期限。根据我们的分析，我们得出结论，产生的现金流远超过账面金额。与估算这些现金流时使用的各种价格指数相关的市场状况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 Topic 360，每当事件或情况变化表明资产的账面金额可能无法收回时，都会对使用寿命有限的不动产、厂房和设备以及无形资产进行减值评估。持有和使用的资产的可收回性是通过将资产或资产组的账面金额与该资产或资产组未来预计产生的未贴现现金流进行比较来衡量的。此类估算基于某些假设，这些假设存在不确定性，可能与实际结果存在重大差异，包括考虑长期信贷价格、未来项目运营成本上涨和预期场地运营的具体假设。如果认为此类资产已减值，则应确认的减值按资产账面金额超过资产公允价值的金额来衡量。公允价值通常是通过考虑 (i) 资产组内部开发的贴现现金流、(ii) 第三方估值和/或 (iii) 有关此类资产当前市值的可用信息来确定的。我们在进行这些评估时使用最佳估算值，并考虑各种因素，包括未来的定价和运营成本。但是，未来的实际市场价格和项目成本可能与我们在估算中使用的假设有所不同，这种变化的影响可能是重大的。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，我们发现了离散事件和记录的减值分别为777美元和2393美元。有关资产减值的更多信息，请参阅未经审计的简明合并财务报表中的附注3。

根据《乔布斯法案》的定义，我们是一家新兴的成长型公司。《乔布斯法案》允许新兴成长型公司推迟采用新的或修订的会计准则，直到这些准则适用于私营公司为止。我们打算利用这些过渡期，这可能使我们的财务报表难以与选择退出《乔布斯法案》规定的过渡期的非新兴成长型公司和其他新兴成长型公司的财务报表进行比较。


特拉华	85-3189583
（注册所在州或其他司法管辖区）或组织）	（国税局雇主识别号）

5313 坎贝尔跑道, 200 套房匹兹堡, 宾夕法尼亚州	15205
（主要行政办公室地址）	（邮政编码）


	2023年9月30日			2022年12月31日

土地	$	596		$	595
建筑物和装修		30,125			29,268
机械和设备		249,735			247,631
天然气矿产权		35,526			34,526
施工正在进行中		60,547			20,745
总计	$	376,529		$	332,765
减去：累计折旧和摊销		(171,001	)		(156,819	)
不动产、厂房和设备，净额	$	205,528		$	175,946


	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
未经审计的简明合并资产负债表	7
未经审计的简明合并运营报表	8
未经审计的简明合并股东权益报表	9
未经审计的简明合并现金流量表	10
未经审计的简明合并财务报表附注	11


年底
2023 年的剩余时间	$	150
2024		611
2025		623
2026		573
2027		583
此后		3,308
估算利息		(1,202	)
总计	$	4,646


展览数字		描述


3.3		经修订和重述的章程，于 2023 年 9 月 13 日通过（参照 2023 年 9 月 19 日提交的 8-K 表最新报告的附录 3.1 纳入）
3.4		经修订和重述的章程，于 2023 年 10 月 18 日通过（参照 2023 年 10 月 19 日提交的 8-K 表最新报告的附录 3.1 纳入）

31.1		根据《证券交易法》第13a-14 (a) 条和第15d-14 (a) 条对首席执行官进行认证

31.2		根据《证券交易法》第13a-14 (a) 条和第15d-14 (a) 条对首席财务官进行认证

32.1		根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条对首席执行官进行认证

32.2		根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条对首席财务官进行认证

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 分类法扩展定义链接库文档

101.LAB		内联 XBRL 分类法扩展标签 Linkbase 文档

101.PRE		内联 XBRL 分类扩展演示链接库文档

104		封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）


2023年11月9日	蒙托克可再生能源公司

	来自：	/s/ 肖恩·麦克莱恩
		肖恩·F·麦克莱恩
		总裁、首席执行官兼董事（首席行政主任）

	来自：	/s/ 凯文 A.VAN ASDALAN
		凯文 ·A· 范·阿斯达兰
		首席财务官（首席财务和会计主任）

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