美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表格
(Mark One)
在截至的季度期间
要么
在从到的过渡期内
委员会文件号:
(注册人的确切姓名如其章程所示)
(注册地所在州或其他司法管辖区,或 组织) |
(国税局雇主识别号) |
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|
(主要行政办公室地址) |
(邮政编码) |
(
(注册人的电话号码,包括区号)
不适用
(如果自上次报告以来发生了变化,则以前的姓名、以前的地址和以前的财政年度)
根据该法第12(b)条注册的证券:
每个课程的标题
|
交易品种
|
注册的每个交易所的名称
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这个 |
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。
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。
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”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义:
大型加速文件管理器 |
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☒ |
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非加速过滤器 |
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规模较小的申报公司 |
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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。
用勾号指明注册人是否为空壳公司(定义见《交易法》第 12b-2 条)。是的 ☐ 不是
2024 年 8 月 2 日,注册人普通股的已发行股份数量为
目录
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页面 |
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第一部分财务信息 |
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6 |
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第 1 项。 |
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财务报表(未经审计) |
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6 |
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第 2 项。 |
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管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 |
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27 |
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第 3 项。 |
|
关于市场风险的定量和定性披露 |
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50 |
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第 4 项。 |
|
控制和程序 |
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50 |
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第二部分其他信息 |
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51 |
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第 1 项。 |
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法律诉讼 |
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51 |
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第 1A 项。 |
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风险因素 |
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51 |
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第 2 项。 |
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未注册的股权证券销售和所得款项的使用 |
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51 |
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第 3 项。 |
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优先证券违约 |
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51 |
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第 4 项。 |
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矿山安全披露 |
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51 |
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第 5 项。 |
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其他信息 |
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51 |
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第 6 项。 |
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展品 |
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52 |
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签名 |
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53 |
```
关键术语词汇表
本10-Q表季度报告使用了针对我们行业和业务的多个专业术语。为方便读者,此处提供了此类术语的词汇表。除非我们另有说明,或者除非上下文另有要求,否则本10-Q表季度报告中提及以下内容:
3
关于前瞻性陈述的警示说明
本10-Q表季度报告包含美国联邦证券法所指的 “前瞻性陈述”,涉及重大风险和不确定性。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诸如 “预测”、“假设”、“相信”、“可以有”、“考虑”、“继续”、“努力”、“目标”、“可以”、“设计”、“到期”、“估计”、“预期”、“目标”、“打算”、“可能”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”、“预测”、“可能”、、”、“项目”、“潜在”、“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相关的其他词语和术语。例如,我们就未来经营业绩、财务状况、预期和计划所作的所有陈述,包括皮科消化能力增加的预期收益、北卡罗来纳州的蒙托克农业项目、第二个 Apex RNG 设施、Blue Granite RNG 设施、Bowerman RNG 设施、向欧洲能源供应生物二氧化碳量、解决麦卡蒂设施的天然气收集问题、缓解井田的气体收集问题提取 Rumpke 设施的环境因素以及与天气相关的因素异常是前瞻性陈述。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的预期存在重大差异,因此,您不应过度依赖此类陈述。可能导致这些实际业绩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:
4
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假设的。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我们实际业绩的因素。
这些警示性陈述以及我们在其他证券交易委员会(“SEC”)文件和公共通信中发表的其他声明均明确限制了归因于我们的所有前瞻性陈述。您应评估我们在这些风险和不确定性的背景下作出的所有前瞻性陈述。请参阅我们最新的10-k表年度报告以及我们向美国证券交易委员会提交的其他文件中的 “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不是对您至关重要的全部因素。此外,本报告中包含的前瞻性陈述仅截至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公开更新或修改任何前瞻性陈述。
5
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
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页面 |
蒙托克可再生能源公司 |
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未经审计的简明合并财务报表 |
|
未经审计的合并资产负债表 |
7 |
未经审计的合并运营报表 |
8 |
未经审计的合并股东权益报表 |
9 |
未经审计的合并现金流量表 |
10 |
未经审计的合并财务报表的简明附注 |
11 |
6
MontaUK 可再生能源公司
合并资产负债表
(未经审计)
(以千计,共享数据除外):
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截至6月30日, |
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截至12月31日, |
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资产 |
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2024 |
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2023 |
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流动资产: |
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现金和现金等价物 |
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账款和其他应收款 |
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当前限制性现金 |
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应收所得税 |
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衍生工具的当前部分 |
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预付费用和其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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非流动限制性现金 |
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财产、厂房和设备,净额 |
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商誉和无形资产,净额 |
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递延所得税资产 |
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衍生工具的非流动部分 |
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经营租赁使用权资产 |
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融资租赁使用权资产 |
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关联方应收账款 |
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其他资产 |
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总资产 |
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负债和股东权益 |
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流动负债: |
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应付账款 |
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应计负债 |
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应缴所得税 |
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经营租赁负债的当前部分 |
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融资租赁负债的当期部分 |
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长期债务的当前部分 |
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流动负债总额 |
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长期债务,减去流动部分 |
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经营租赁负债的非流动部分 |
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融资租赁负债的非流动部分 |
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资产报废债务 |
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其他负债 |
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负债总额 |
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承诺和意外开支(附注20) |
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股东权益 |
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普通股,$ |
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库存股,按成本计算, |
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额外的实收资本 |
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留存收益 |
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股东权益总额 |
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负债和股东权益总额 |
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未经审计的简明合并财务报表的附注是这些报表的组成部分。
7
MontaUK 可再生能源公司
合并运营报表
(未经审计)
(以千计,股票和每股数据除外):
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在截至6月30日的三个月中 |
在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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总营业收入 |
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运营费用: |
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运营和维护费用 |
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一般和管理费用 |
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特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
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折旧、损耗和摊销 |
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减值损失 |
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交易成本 |
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运营费用总额 |
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营业收入(亏损) |
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其他支出(收入): |
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利息支出 |
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其他收入 |
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其他支出总额(收入) |
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所得税前(亏损)收入 |
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所得税支出(福利) |
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净(亏损)收入 |
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每股(亏损)收益: |
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基本 |
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稀释 |
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已发行普通股的加权平均值: |
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基本 |
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稀释 |
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未经审计的简明合并财务报表的附注是这些报表的组成部分。
8
MontaUK 可再生能源公司
股东权益合并报表
(未经审计)
(以千计,共享数据除外):
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普通股 |
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库存股 |
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股票 |
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金额 |
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股票 |
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金额 |
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额外的实收资本 |
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留存收益 |
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权益总额 |
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截至 2024 年 3 月 31 日的余额 |
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净亏损 |
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基于股票的薪酬 |
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截至 2024 年 6 月 30 日的余额 |
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截至2023年3月31日的余额 |
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基于股票的薪酬 |
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截至 2023 年 6 月 30 日的余额 |
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截至2023年12月31日的余额 |
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基于股票的薪酬 |
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截至 2024 年 6 月 30 日的余额 |
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截至2022年12月31日的余额 |
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净亏损 |
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基于股票的薪酬 |
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截至 2023 年 6 月 30 日的余额 |
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未经审计的简明合并财务报表的附注是这些报表的组成部分。
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MontaUK 可再生能源公司
合并现金流量表
(未经审计)
(以千计):
|
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在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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来自经营活动的现金流: |
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净收益(亏损) |
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调整以将净收益(亏损)与运营提供的净现金进行对账 |
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折旧、损耗和摊销 |
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递延所得税准备金(收益) |
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基于股票的薪酬 |
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衍生品按市值计价调整和结算 |
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出售资产的净亏损 |
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盈出负债(减少)增加 |
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增加资产报废债务 |
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与出售的房产相关的负债 |
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债务发行成本的摊销 |
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减值损失 |
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运营资产和负债的变化: |
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账目和其他应收账款和其他流动资产 |
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应付账款和其他应计费用 |
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经营活动提供的净现金 |
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来自投资活动的现金流: |
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资本支出 |
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资产收购 |
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现金抵押存款 |
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用于投资活动的净现金 |
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来自融资活动的现金流: |
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偿还长期债务 |
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普通股发行 |
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购买美国国库股票 |
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融资租赁付款 |
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用于融资活动的净现金 |
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现金和现金等价物及限制性现金的净减少 |
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期初的现金和现金等价物以及限制性现金 |
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$ |
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$ |
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期末的现金和现金等价物以及限制性现金 |
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年底对现金、现金等价物和限制性现金进行对账 |
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现金和现金等价物 |
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限制性现金和现金等价物-当前 |
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限制性现金和现金等价物-非流动 |
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补充现金流信息: |
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支付利息的现金 |
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$ |
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为所得税支付的现金 |
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账户中包含的不动产、厂房和设备的应计购款 |
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未经审计的简明合并财务报表的附注是这些报表的组成部分。
10
MontaUK 可再生能源公司
未经审计的合并财务报表的简明附注
(以千美元计,每股金额除外)
附注 1 — 业务描述
运营和组织
蒙托克可再生能源的业务
蒙托克可再生能源公司(“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,并将其转化为可再生天然气或电网的电力(“可再生发电” 或 “REG”)。该公司总部位于宾夕法尼亚州匹兹堡,拥有超过
该公司的两个主要收入驱动因素是生产的天然气的销售和向燃料调配商销售可再生识别码(“RIN”)。可再生燃料标准(“RFS”)是环境保护署(“EPA”)管理的联邦法律,要求运输燃料中含有最低体积的可再生燃料。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 RNG 符合 D3(纤维素生物燃料,具有
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。如果公司设施中的随机天然气在已采用LCFS计划的州被用作运输燃料,则有资格获得联邦RFS规定的RIN值之外的环境属性。
另一个关键的收入驱动因素是发电的销售以及与可再生能源销售相关的相关环境溢价。该公司的电力设施旨在符合各州的可再生能源投资组合标准并从中获利,该标准要求该州生产的一定比例的电力来自可再生资源。此类保费以可再生能源信贷(“REC”)的形式出现。作为购买电力协议的一部分,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。
附注2 — 重要会计政策摘要
列报依据
11
分部报告
该公司在中报告分部信息
RNG板块代表以固定价格合同和适用的环境属性出售的天然气的销售。该业务部门占公司收入的大部分。可再生发电板块代表发电的销售和适用的环境属性。
公司与公司职能的其他离散财务信息有关。它主要用作共享服务中心,用于维护行政、会计、财务、法律、人力资源、税务、环境、工程和其他未以其他方式分配给细分市场的运营职能。因此,公司分部未被确定为运营板块,而是为了与公司的合并财务报表进行对账而单独披露。
估算值的使用
根据公认会计原则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日报告的资产负债金额和或有资产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有所不同。
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),为当前合同修改和套期保值关系指南提供了可选的权宜之计和例外情况,以减轻预期的市场从伦敦银行同业拆借利率(“LIBOR”)和其他银行同业拆借利率向替代参考利率过渡的财务报告负担。该指南自发布之日起生效,可能适用于2022年12月31日当天或之前做出的合同修改以及签订或评估的对冲关系。FasB根据对伦敦银行同业拆借利率何时停止发布的预期,在主题848中纳入了日落条款。日落条款已从2022年12月31日至2024年12月31日进行了修订,之后将不再允许实体在主题848中申请救济。该公司目前的债务协议按彭博短期银行收益指数利率计息,外加适用的利润。伦敦银行同业拆借利率不再用作参考利率。
2023 年 11 月,财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学第 2023-07 号《分部报告(主题 280):可报告细分市场的改进》。2023-07年的修正案旨在改善可申报的分部披露要求,主要是通过加强对重大分部支出的披露。亚利桑那州立大学2023-07对公司截至2024年12月31日止年度的10-k表年度报告及随后的过渡期有效,允许提前采用。该公司目前正在评估该准则对其合并财务报表的影响。
2023年12月,财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学第2023-09号《所得税(主题740):所得税披露的改进》。2023-09年的修正案旨在提高所得税披露的透明度和决策实用性。亚利桑那州立大学2023-09年度对公司截至2025年12月31日止年度的10-k表年度报告有效,允许提前采用。该公司目前正在评估该准则对其合并财务报表的影响。
附注3 — 资产减值
公司记录的减值亏损为美元
12
减值是针对已确定的 RNG 机械和原料加工设备,这些设备已不再投入运营并记录在公司的 RNG 细分市场。
附注4 — 与客户签订合同的收入
该公司的收入包括根据与客户签订的短期和中期合同提供的可再生能源和相关的环境属性销售。当公司在客户获得对产品或服务的控制权时(或当时)通过向客户转让承诺的产品或服务来履行合同(默示或明示)下的履行义务时,所有收入均予以确认。履约义务是合同中向客户转让不同产品或服务的承诺。合约的交易价格分配给每项不同的履约义务。公司使用合约中每种不同产品的可观测市场独立销售价格,将合约的交易价格分配给每项履约义务。
收入的衡量标准是公司为转让其产品或服务而预期获得的对价金额。因此,收入是扣除补贴和客户折扣以及客户在转让所售商品控制权后发生的运输和收货成本的净额入账的。在适用的范围内,向客户收取并汇给政府当局的销售税、增值税和其他税款均按净额(不包括在收入中)进行核算。
随着时间的推移,公司与销售可再生能源(即RNG和可再生发电)相关的绩效义务通常会得到满足。与销售可再生能源相关的收入通常在一段时间内根据交付给客户的产品数量使用产出进行确认。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。随着时间的推移,向客户转移的产品的收入约占
公司合同的性质可能会引起几种类型的可变对价,例如定期提价。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,与合同相关的可变对价被视为完全受限。
公司与出售环境属性相关的履约义务在某个时间点普遍得到履行,大约为
下表显示了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中公司根据产品类型和商品和服务转让时间按主要来源分列的收入:
|
|
截至 2024 年 6 月 30 日的三个月 |
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|
|
在某个时间点转移的货物 |
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随着时间的推移转移的货物 |
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总计 |
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主要商品/服务专线: |
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天然气大宗商品 |
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天然气环境属性 |
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电子商品 |
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电气环境属性 |
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运营部门: |
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RNG |
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REG |
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$ |
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$ |
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$ |
|
13
|
|
截至2023年6月30日的三个月 |
|
|||||||||
|
|
在某个时间点转移的货物 |
|
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随着时间的推移转移的货物 |
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|
总计 |
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主要商品/服务专线: |
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天然气大宗商品 |
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$ |
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$ |
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$ |
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天然气环境属性 |
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— |
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电子商品 |
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电气环境属性 |
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运营部门: |
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RNG |
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$ |
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REG |
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$ |
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$ |
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|
$ |
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|
|
截至2024年6月30日的六个月 |
|
|||||||||
|
|
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 |
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主要商品/服务专线: |
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天然气大宗商品 |
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$ |
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天然气环境属性 |
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电子商品 |
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电气环境属性 |
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运营部门: |
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RNG |
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REG |
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$ |
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$ |
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$ |
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|
|
截至2023年6月30日的六个月 |
|
|||||||||
|
|
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 |
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主要商品/服务专线: |
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天然气大宗商品 |
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$ |
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$ |
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天然气环境属性 |
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— |
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电子商品 |
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电气环境属性 |
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— |
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$ |
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|
$ |
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$ |
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运营部门: |
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RNG |
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$ |
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$ |
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$ |
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REG |
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$ |
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$ |
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|
$ |
|
实际的权宜之计和剩余的履约义务
公司使用实际权宜之计认可天然气和电力商品的销售。公司确定,截至期末确认的收入直接对应于向客户转移的价值以及公司迄今为止对履约义务的履行情况。此外,通过适用开具发票的实际权宜之计,并考虑到与未来环境属性销售相关的合同不超过一年,截至2024年6月30日和2023年12月31日,没有剩余未履行或部分履行的履约义务。
附注5 — 账目和其他应收账款
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付款的担保债券。信贷条款符合行业标准和惯例。无法收回的账户准备金(如果有)作为一般和管理费用的一部分记入合并业务报表。
14
截至2024年6月30日和2023年12月31日,账款和其他应收账款包括以下内容:
|
2024年6月30日 |
|
2023 年 12 月 31 日 |
|
||
应收账款 |
$ |
|
$ |
|
||
其他应收账款 |
|
|
|
|
||
可报销的费用 |
|
|
|
|
||
账款和其他应收款,净额 |
$ |
|
$ |
|
附注6 — 财产、厂房和设备,净额
截至2024年6月30日和2023年12月31日,不动产、厂房和设备包括以下内容:
|
2024年6月30日 |
|
2023 年 12 月 31 日 |
|
||
土地 |
$ |
|
$ |
|
||
建筑物和装修 |
|
|
|
|
||
机械和设备 |
|
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||
天然气矿产权 |
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施工正在进行中 |
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总计 |
$ |
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$ |
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||
减去:累计折旧和摊销 |
|
( |
) |
|
( |
) |
不动产、厂房和设备,净额 |
$ |
|
$ |
|
不动产、厂房和设备的折旧费用为 $
在建工程包括用于开发项目和改善现有场地的RNG和REG资本支出。平均而言,项目持续时间介于
2024 年 2 月,公司完成了对一家私人控股实体的资产收购。公司支付了 $
附注 7 — 商誉和无形资产,净额
截至2024年6月30日和2023年12月31日,商誉和无形资产包括以下内容:
|
|
2024年6月30日 |
|
|
2023 年 12 月 31 日 |
|
||
善意 |
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$ |
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|
$ |
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||
寿命无限的无形资产: |
|
|
|
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|
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土地使用权 |
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|
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|
|
||
寿命无限的无形资产总额: |
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$ |
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|
$ |
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||
寿命有限的无形资产: |
|
|
|
|
|
|
||
互联,扣除累计摊销额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||
客户合同,扣除累计合同 |
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寿命有限的无形资产总额: |
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$ |
|
|
$ |
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||
商誉和无形资产总额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
15
附注8 — 资产退休义务
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。公司通过计算资产报废成本的估计现值来估算资产报废义务的公允价值。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,以及资产报废的估计日期。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三级金融工具。
这个 $
下表汇总了截至2024年6月30日和2023年12月31日与公司资产报废义务相关的活动:
|
六个月已结束 |
|
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截至12月31日的年度 |
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2024 |
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2023 |
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||
资产报废义务——期初 |
$ |
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$ |
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增值费用 |
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估计值的变化 |
|
|
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— |
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与出售的房产相关的负债 |
|
( |
) |
|
— |
|
|
资产报废义务——期末 |
$ |
|
|
$ |
|
注释 9 — 衍生工具
为了降低与利率波动相关的市场风险,公司根据董事会批准的计划使用掉期合约。公司不对其任何衍生工具适用套期会计,衍生品价值变动产生的所有已实现和未实现收益和亏损均在每个时期的收益中确认。
|
|
在截至6月30日的三个月中 |
|
||||
衍生工具 |
地点 |
2024 |
|
2023 |
|
||
利率互换 |
利息支出 |
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( |
) |
|
|
|
净(亏损)收益 |
|
$ |
( |
) |
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
在截至6月30日的六个月中 |
|
||||
衍生工具 |
地点 |
2024 |
|
2023 |
|
||
利率互换 |
利息支出 |
|
|
|
|
||
净收益 |
|
$ |
|
$ |
|
附注10 — 金融工具的公允价值
公司定期按公允价值计量的资产和负债包括截至2024年6月30日和2023年12月31日的公允价值层次结构中按级别列出的以下资产:
|
2024年6月30日 |
|
||||||||||
|
第 1 级 |
|
第 2 级 |
|
第 3 级 |
|
总计 |
|
||||
利率互换衍生资产 |
$ |
|
$ |
|
$ |
— |
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$ |
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资产报废债务 |
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( |
) |
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( |
) |
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Pico 盈利负债 |
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( |
) |
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( |
) |
||
|
$ |
|
$ |
|
$ |
( |
) |
$ |
( |
) |
16
|
2023 年 12 月 31 日 |
|
||||||||||
|
第 1 级 |
|
第 2 级 |
|
第 3 级 |
|
总计 |
|
||||
利率互换衍生资产 |
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||
资产报废债务 |
|
|
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|
( |
) |
|
( |
) |
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Pico 盈利负债 |
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( |
) |
|
( |
) |
||
|
$ |
|
$ |
|
$ |
( |
) |
$ |
( |
) |
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:反映相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价市场价格的可观察输入。
级别 2:输入是除 1 级以外的市场数据,可以直接或间接观察。二级输入包括类似资产或负债的报价市场价格、非活跃市场中类似资产或负债的报价市场价格以及其他可以由市场数据证实的可观察信息。
第 3 级:未经市场数据证实,但对公允价值衡量具有重要意义的不可观察的投入。
附注8中包含截至2024年6月30日的六个月和截至2023年12月31日止年度的公司三级工具公允价值变动摘要,该变动归因于资产报废义务。该公司在其爱达荷州农业沼气池场地的收益公允价值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,基于宏观经济因素,例如通货膨胀和无风险的美国国债利率。使用的公司具体估算值包括当前和未来的利率、沼气池入口气流量和预计的息税折旧摊销前利润。对于上面讨论的变量,采用了加权平均概率方法。收益被归类为三级金融工具,余额的变化记录在合并资产负债表中的应计负债和其他负债中,并记录在合并运营报表中的特许权使用费、运输、采集和生产燃料中。利率互换衍生品被归类为二级金融工具,使用报价的远期彭博短期银行收益率指数利率进行估值。此外,在确定减值指标且确定资产公允价值低于账面价值时,某些资产按非经常性公允价值计量。有关其他信息,请参阅注释 3。
附注 11 — 应计负债
截至2024年6月30日和2023年12月31日,公司的应计负债包括以下内容:
|
2024年6月30日 |
|
2023 年 12 月 31 日 |
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应计费用 |
$ |
|
$ |
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||
工资和相关福利 |
|
|
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特许权使用费 |
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||
效用 |
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|
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应计利息 |
|
|
|
|
||
其他 |
|
|
|
|
||
应计负债 |
$ |
|
$ |
|
附注12 — 债务
截至2024年6月30日和2023年12月31日,该公司的债务包括以下内容:
|
2024年6月30日 |
|
2023 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 |
$ |
|
$ |
|
||
长期债务的当前部分 |
|
|
|
|
||
债务总额 |
$ |
|
$ |
|
经修订的信贷协议
2018年12月12日,公司的全资子公司蒙托克能源控股有限责任公司(“MEH”)与MEH签订了经修订和重述的第二份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的Comerica Bank作为唯一牵头安排人
17
和唯一账簿管理人(“Comerica”)。信贷协议(i)全面修订并重述了MEH先前与Comerica和某些其他金融机构签订的截至2017年8月4日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之间截至2017年8月4日经修订的先前信贷协议。
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”),该修正案澄清了信贷协议中的各种条款、定义和计算。信贷协议要求公司维持惯常的肯定和否定承诺,包括某些财务契约,这些承诺是在每个财季末衡量的。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
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MnK的直接全资子公司,“Montauk USA”)进行了一系列交易,包括股票交易和分配,统称为 “重组交易”,导致公司拥有所有资产和实体(以前的美国蒙托克除外)由美国蒙托克拥有,蒙托克可再生能源成为MnK的直接全资子公司。在完成重组交易和首次公开募股的过程中,公司签订了信贷协议的第三项修正案(“第三修正案”)。该修正案允许更改基础协议中定义的控制权条款,以允许完成重组交易和首次公开募股。
2021年12月21日,MEH签订了第二次修订和重述的循环信贷和定期贷款协议(“第四修正案”)的第四项修正案。目前的信贷协议以对公司及其某些子公司的几乎所有资产的留置权作为担保,规定了美元
根据ASC 470 “债务”(“ASC 470”),公司将第四修正案既视为债务修改,又是债务清偿。根据信贷协议,公司支付了 $
截至2024年6月30日,美元
截至2024年6月30日,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是在其发生期间记录的。在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中,公司使用了估计的有效税率。
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在截至6月30日的三个月中 |
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2024 |
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2023 |
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所得税的费用准备金 |
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有效税率 |
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在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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所得税的费用(福利)准备金 |
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) |
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有效税率 |
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18
的有效税率 (
的有效税率
截至2024年6月30日的三个月和六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
附注14 — 基于股份的薪酬
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非合格股票期权、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《守则》第83(b)条进行了选举。根据此类选举,公司扣留了
与2021年5月的资产收购有关,
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,该期权在三到五年内按比例授予。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,该执行官在三到五年内按比例授予。与这些奖励相关的股票薪酬支出为 $
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,包括就限制性股票奖励而言,每位高级管理人员均根据《守则》第83(b)条进行了选择。
根据核磁共振成像EICP授予的期权允许接受者获得公司的普通股,其金额等于从授予日到行使之日起行使和结算股票期权之间公司普通股公允市场价值的升值。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。三
19
自计划启动以来,已根据以下加权平均假设授予了期权批次(预计不会派发股息):
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2023 年 9 月奖项 |
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授予的期权 |
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无风险利率 |
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预期的波动率 |
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预期期权寿命(以年为单位) |
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授予日期公允价值 |
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2023 年 4 月奖项 |
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授予的期权 |
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无风险利率 |
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预期的波动率 |
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预期期权寿命(以年为单位) |
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授予日期公允价值 |
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2021 年 1 月奖项 |
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授予的期权 |
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无风险利率 |
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预期的波动率 |
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预期期权寿命(以年为单位) |
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授予日期公允价值 |
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下表分别汇总了截至2024年6月30日和2023年6月30日MRI EICP下已发行的限制性股票、限制性股票单位和期权:
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限制性股票 |
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限制性股票单位 |
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选项 |
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的数量 |
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加权 |
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的数量 |
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加权 |
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的数量 |
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加权 |
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期末-2023 年 12 月 31 日 |
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期初——2024 年 1 月 1 日 |
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已授予 |
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既得 |
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被没收 |
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期末-2024 年 6 月 30 日的余额 |
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期末-2022年12月31日 |
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期初-2023 年 1 月 1 日 |
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既得 |
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被没收 |
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期末-2023 年 6 月 30 日 |
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截至2024年6月30日,尚未行使任何既得期权。截至2024年6月30日,公司预计将授予的奖励的未确认的MRI EICP薪酬支出为美元
附注 15 — 固定缴款计划
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目前是公司的子公司,也是该公司的某些子公司
20
董事也是MnK的董事和执行官。根据初始本票, 公司预付了$的现金贷款
根据ASC 810 “合并” 中对可变利益实体的适用指导,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,将修订后的本票作为关联方应收账款列报仍然是适当的。最大亏损风险仅限于本票本金和应计利息,总额为美元
MnK 于 2021 年 1 月 26 日从纽约证券交易所退市。MnK董事会和股东委员会于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管理服务专有有限公司(该公司在约翰内斯堡证券交易所二级上市的交易代码的管理人)偿还代表公司产生的费用。赔偿金额为 $
注释 17 — 分部信息
在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中,该公司的运营部门是可再生天然气和可再生发电。可再生天然气包括可再生天然气的生产。可再生发电包括沼气发电厂的发电。公司分部未被确定为运营板块,但为核对公司简明合并财务报表的目的而单独披露。
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截至 2024 年 6 月 30 日的三个月 |
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RNG |
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企业 |
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总计 |
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总收入 |
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净收益(亏损) |
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EBITDA |
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调整后的息税折旧摊销前利润 (1) |
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总资产 |
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资本支出 |
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21
下表是截至2024年6月30日的三个月公司应申报板块的持续经营净收益(亏损)与调整后息税折旧摊销前利润的对账情况:
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截至 2024 年 6 月 30 日的三个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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净收益(亏损) |
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折旧、损耗和摊销 |
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利息支出 |
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所得税支出 |
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EBITDA |
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减值损失 |
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出售资产的净亏损 |
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调整后 EBITDA |
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截至2023年6月30日的三个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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总收入 |
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净收益(亏损) |
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EBITDA |
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调整后的息税折旧摊销前利润 (2) |
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总资产 |
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资本支出 |
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(2)
下表是截至2023年6月30日的三个月公司应申报板块的持续经营净收益(亏损)与调整后息税折旧摊销前利润的对账:
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截至2023年6月30日的三个月 |
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企业 |
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总计 |
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净收益(亏损) |
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所得税支出 |
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减值损失 |
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交易成本 |
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调整后 EBITDA |
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在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月中,分别有两个和三个客户占总收入的10%以上。
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截至 2024 年 6 月 30 日的三个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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客户 A |
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客户 B |
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% |
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截至2023年6月30日的三个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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客户 A |
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客户 B |
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客户 C |
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% |
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— |
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22
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截至2024年6月30日的六个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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总收入 |
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净收益(亏损) |
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EBITDA |
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调整后的息税折旧摊销前利润 (3) |
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总资产 |
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资本支出 |
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(3)
下表是截至2024年6月30日的六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:
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截至2024年6月30日的六个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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净收益(亏损) |
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折旧、损耗和摊销 |
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利息支出 |
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所得税支出 |
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减值损失 |
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出售资产的净亏损 |
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交易成本 |
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调整后 EBITDA |
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截至2023年6月30日的六个月 |
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总计 |
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总收入 |
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净收益(亏损) |
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EBITDA |
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调整后的息税折旧摊销前利润 (4) |
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总资产 |
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资本支出 |
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(4)
下表是截至2023年6月30日的六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:
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截至2023年6月30日的六个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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净收益(亏损) |
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折旧、损耗和摊销 |
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利息支出 |
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所得税优惠 |
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出售资产的净亏损 |
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交易成本 |
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) |
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$ |
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23
在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中,分别有四个和三个客户占总收入的10%以上。
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截至2024年6月30日的六个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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客户 A |
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客户 B |
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客户 C |
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客户 D |
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截至2023年6月30日的六个月 |
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RNG |
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REG |
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企业 |
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总计 |
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客户 B |
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客户 C |
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附注 18 — 租赁
公司根据经营租赁安排(初始期限超过十二个月)租赁办公空间和其他办公设备,这些安排将在不同年份到期,直至2033年。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员工提供足够的工作空间。根据ASC 842 “租赁”,超过12个月的办公空间和办公设备协议被列为运营租赁。
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。这些融资租赁将于2026年到期,签订的目的是为运营员工提供安全的工作环境。
公司根据合同是否传达了控制已确定资产的使用以换取一段时间内对价的权利,来确定该安排是否属于或包含租约。对于所有运营和融资租赁安排,公司在生效日期列报:租赁负债,即承租人按折扣计量支付租赁产生的租赁款项的义务;以及使用权资产,这是一种资产,代表承租人在租赁期内使用或控制特定资产的使用。
作为切实可行的权宜之计,该公司选择不将非租赁部分与租赁部分分开,而是将每个单独的组成部分作为承租人列为所有租赁安排的单一租赁组成部分。此外,作为切实可行的权宜之计,公司选择不对期限为一年或更短的租赁适用租赁确认要求。在确定租赁期限时,公司会考虑续约选项和租赁终止条款的可能性。
该公司使用其增量借款利率作为计算租赁开始时未来租赁付款的现值的基础。增量借款利率是指在相似期限内和类似经济环境中以抵押方式借入资金的利率。
与经营租赁安排相关的补充信息如下:
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在截至6月30日的三个月中 |
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2024 |
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2023 |
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为计量中包含的金额支付的现金 |
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加权平均剩余租赁期限(以年为单位) |
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加权平均折扣率 |
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在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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为计量中包含的金额支付的现金 |
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加权平均剩余租赁期限(以年为单位) |
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加权平均折扣率 |
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% |
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24
未来的最低经营租赁付款额如下:
年底 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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2028 |
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此后 |
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估算利息 |
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总计 |
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与融资租赁安排有关的补充信息如下:
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在截至6月30日的三个月中 |
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2024 |
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2023 |
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为计量中包含的金额支付的现金 |
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加权平均剩余租赁期限(以年为单位) |
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加权平均折扣率 |
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在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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为计量中包含的金额支付的现金 |
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$ |
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$ |
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加权平均剩余租赁期限(以年为单位) |
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加权平均折扣率 |
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% |
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% |
未来的最低融资租赁付款额如下:
年底 |
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2024 |
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$ |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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2028 |
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此后 |
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估算利息 |
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) |
总计 |
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$ |
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附注19 — 每股收益(亏损)
每股基本收益和摊薄收益(亏损)分别使用截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的以下普通股数据计算:
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在截至6月30日的三个月中 |
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2024 |
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2023 |
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净(亏损)收入 |
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基本加权平均已发行股票 |
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基于股份的奖励的稀释效应 |
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摊薄后的加权平均已发行股票 |
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每股基本(亏损)收益 |
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每股摊薄(亏损)收益 |
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在截至6月30日的六个月中 |
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2024 |
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2023 |
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净收益(亏损) |
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( |
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基本加权平均已发行股票 |
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基于股份的奖励的稀释效应 |
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摊薄后的加权平均已发行股票 |
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每股基本收益(亏损) |
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$ |
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摊薄后每股收益(亏损) |
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$ |
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由于在截至2024年6月30日的三个月和截至2023年6月30日的六个月中出现净亏损,潜在的普通股为
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,这些法律和法规适用于空气和水的排放,以及危险或废物的处理、储存和处置。该公司认为,其运营目前在所有重大方面都遵守了适用于其业务的所有环境法律法规。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而承担巨额成本。
突发事件
公司可能会不时参与诉讼。截至2024年6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 21 — 后续事件
该公司评估了截至财务报表发布之日的2024年6月30日的简明合并财务报表。除下文讨论的事项外,公司没有发现任何需要在合并财务报表中确认或披露的后续事件。
2024年8月,公司加快了某些限制性股票奖励的归属,这些奖励截至2024年6月30日因员工解雇而尚未归属。公司认可了 $
26
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们的财务报表以及本10-Q表季度报告中其他地方包含的这些报表的相关附注一起阅读。在本节中,美元金额和产量以千计,但每股金额、mmBtu、mWh和RIN定价金额以及除非另有说明。
除历史财务信息外,以下讨论和分析还包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于许多因素,包括 “前瞻性陈述警示说明” “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2023年年度报告、截至2024年3月31日的10-Q表以及本报告其他内容中的 “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提供可再生天然气,并使用可再生天然气生产可再生能源。我们是美国最大的可再生天然气生产商之一,参与该行业已有30多年。我们通过自我开发、合作和收购,在八个州建立了由12个可再生天然气和两个可再生电力项目组成的运营组合。
沼气是由微生物在没有氧气的情况下分解有机物时产生的(在一个称为厌氧消化的过程中)。我们目前的两种商业规模沼气来源是LFG或ADG。我们通常通过与沼气场地主签订的长期燃料供应协议和物业租赁协议来保障沼气原料的安全。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来生产可再生电力的设施。我们通过各种期限协议出售可再生天然气和可再生电力。由于我们正在捕获废甲烷并利用可再生能源,因此我们的可再生天然气和可再生电力产生了宝贵的环境属性,我们能够根据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畜牧场的农业废物来生产可再生天然气或可再生电力。我们将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,鉴于来自农业来源的沼气的可用性,我们的商业模式和技术具有很高的可扩展性,这将使我们能够通过审慎的开发和补充性收购来继续增长。
最近的事态发展
已生成但未售出 RIN
我们的盈利能力在很大程度上取决于环境属性的市场价格,包括RIN的市场价格。由于我们对很大一部分的RIN进行自我营销,因此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营业利润。我们做出了战略决定,不转移在 2024 年第二季度生成并可供转移的所有可用 D3 RIN。结果,自2024年第二季度随机天然气生产以来,我们的库存量约为4,707个 RIN。此后,我们承诺在2024年第三季度转移所有这些RIN,平均已实现价格约为3.32美元,高于2024年第二季度的D3 RIN指数价格3.20美元。我们还承诺转移第三季度随机天然气产量的约44.1%,平均已实现的RIN价格约为3.33美元。
下表汇总了与生成的 RIN、已售出的 RIN 以及已生成但未售出的 RIN 相关的部分历史数据。由于我们对很大一部分的RIN进行自我营销,并且RFS基于年度合规性,因此任何不在季度内通过可用RIN获利的战略决策都可能影响一个财年内确认营业收入的时机。由于承诺的远期抛售,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。RIN转移的时间可能逐年变化,也可能在一年内因时期而异,这取决于各种因素,包括但不限于:(a)公司对RIN指数价格的预期,(b)公司的运营需求,(c)义务方的购买需求,或(d)客户类型等。
27
日历季度 |
RIN 可供出售 |
RIN 已售出 |
销售的 RIN 占可用 RIN 的百分比 |
RIN 可用但未售出 |
未售出的 RIN 占可用 RIN 的百分比 |
2023 年第一季度 |
11,215 |
2,949 |
26.3% |
8,266 |
73.7% |
2023 年第二季度 |
20,407 |
17,441 |
85.5% |
2,966 |
14.5% |
2023 年第三季度 |
14,514 |
13,750 |
94.7% |
764 |
5.3% |
2023 年第四季度 |
10,904 |
10,796 |
99.0% |
108 |
1.0% |
2024 年第一季度 |
11,240 |
7,889 |
70.2% |
3,351 |
29.8% |
2024 年第二季度 |
14,707 |
1万个 |
68.0% |
4,707 |
32.0% |
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资本发展摘要
以下分别总结了我们正在进行的发展增长计划、预期的产能贡献、预计开始运营和资本支出估计,不包括蒙托克农业可再生能源开发项目:
发展机会 |
预计容量贡献 (MMBTU/天) |
预计开课日期 |
预计资本支出 |
第二个 Apex RNG 设施 |
2,100 |
2025 年第二季度 |
25,000-35,000 美元 |
蓝花岗岩 RNG 设施 |
900 |
2026 |
25,000-35,000 美元 |
鲍尔曼 RNG 设施 |
3,600 |
2026 |
85,000-95,000 美元 |
欧洲能源设施 |
不适用 |
2027 |
每项设施最高可达 15,000 美元 |
Pico 消化容量增加
在2024年第一季度,我们成功委托对消化能力进行了最后一次扩建,这是处理预计于2025年收到的最后一批预计增加的原料所必需的。我们正在处理所有可用的原料,并预计将在2024年之前继续优化我们的总消化处理能力。随着消化能力的提高,与2023年上半年相比,我们在2024年上半年的百万英热单位产量增加了约39%。我们仍然预计,我们的乳制品东道国将在2025年实现原料产量的最终增长,届时我们将向乳制品东道国支付最后的合同款项。
第二个 Apex RNG 设施
2022年,我们宣布计划在Apex垃圾填埋场建造第二座可再生天然气处理设施。根据我们现有的燃料供应协议,第二座设施的建设是由沼气原料量超过生产能力以及与垃圾填埋场宿主讨论预测的废物摄入量而引发的。随着垃圾填埋场主继续增加废物摄入量,我们认为,每天增加的2,100百万英热单位的产能将使我们能够处理目前预测的沼气原料量的增长。尽管垃圾填埋场主继续增加废物摄入量,但我们预计,在第二座设施投入使用后,我们的可用容量可能会有一段时间过剩。我们将继续为该项目承担资本支出,目前预计商业运营将在2025年第二季度进行。根据第二座设施的投产,我们预计2024年不会对运营生产产生实质性影响。
蓝色花岗岩 RNG 项目
2023 年,我们宣布计划进入南卡罗来纳州,开发新的垃圾填埋场天然气制天然气制天然气设施。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。我们将继续审查与互联机会相关的各种替代方案,这是我们考虑承购方案的一部分,同时我们了解这些替代方案可能与最初的开发项目假设有所不同。我们预计,最初包含在我们的开发假设中的公用事业互连将接受该设施的生产,但需要对其系统进行其他升级,以适应我们的互连。这些公用事业升级不会直接影响我们的互联项目,但推迟了我们对该设施在2026年调试的预期。我们对该项目的资本部署步伐将与公用事业互联相关的预期时间相匹配,但预计在2024年剩余时间内,该项目不会产生大量资本支出。
Bowerman RNG 项目
2023年,我们宣布计划在加利福尼亚州尔湾的弗兰克·鲍尔曼垃圾填埋场开发一个可再生天然气填埋项目。预计该项目将处理超过REG设施现有容量的大量且不断增长的沼气。我们继续将2026年投产作为目标,预计资本投资将在8.5万美元至9.5万美元之间。假设目前预测的沼气原料量预计将在投产时从主垃圾填埋场获得,该项目的标称产能预计为每天约3600百万英热单位。我们继续为该项目承担资本支出。
二氧化碳的有益使用机会
2024 年 2 月,我们签署了一份合同,每年从我们在德克萨斯州的四个工厂交付 14万吨生物二氧化碳(“CO2”)。我们打算在德克萨斯州的部分设施捕获、清洁和液化二氧化碳,然后将其运送到
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EE 北美(“EENA”)位于德克萨斯州的电子甲醇工厂。交付期限预计将持续至少15年,我们仍然预计交付将于2027年开始。在2024年第二季度,我们完成了与二氧化碳处理设备定位相关的初步现场调查,并收到了EENA的第一份场地规划。尽管我们尚未为该项目投入资金,但我们仍然预计每座设施的资本投资约为15,000美元,预计支出将从2024年下半年开始。
收购蒙托克股份公司可再生能源
2021年,我们通过全资子公司Montauk Ag Renewables完成了一项资产收购,该项资产涉及开发技术,以从现代农业的废物流中回收剩余的自然资源,并通过专有和其他工艺提炼和回收此类废物,以生产高质量的可再生天然气来产生可再生电力,生产北卡罗来纳州的猪REC,并生产微量营养素有机肥料替代品(“Montauk Ag Renewables收购”)。
根据2023年7月与杜克能源(“杜克大学”)达成的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全面投入使用,该项目将通过在土耳其溪工厂部署多达八条运营处理线来提供足够的容量,以满足杜克REC协议的要求。包括在收购蒙托克农业可再生能源、收购北卡罗来纳州土耳其资产以及将北卡罗来纳州马格诺利亚场地反应堆迁至北卡罗来纳州土耳其时获得的原始设备,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。
我们将继续与北卡罗来纳州的监管机构合作,以确认猪粪发电的方式和方法,根据北卡罗来纳州的可再生能源投资组合标准,这些方式和方法将有资格获得可再生能源信贷,以备商业化生产。2024年初,我们收到了北卡罗来纳州公用事业委员会的通知,北卡罗来纳州土耳其的所在地已获准获得新可再生能源设施(“NREF”)称号和公共便利和必要性证书。在2024年第一季度,我们对NREF申请提交了修正案,北卡罗来纳州公用事业委员会(“NCUC”)的公共工作人员认为我们的修正案已完成。2024年8月,我们收到了NCUC的通知,我们的NREF修正申请获得批准。尽管该批准是我们在北卡罗来纳州土耳其的工厂进行公用事业基础设施设计和其他工厂平衡组件时机的关键路径项目,但我们将继续完成监管程序,并与公用事业提供商合作,以确认北卡罗来纳州猪粪发电的手段和方法。我们与皮埃蒙特天然气公司签署了位于北卡罗来纳州土耳其的收据互连协议。该协议的结构与北卡罗来纳州土耳其的开发时间表一致。
在扩建土耳其数控处理设施方面,我们已基本完成了待安装反应堆的工程设计。我们已经订购了与反应堆建造相关的重要部件、某些电气部件,并预计将在2024年最后一个季度签订工程、采购和施工合同,以使我们能够按计划进行调试。
在 2024 年第二季度,我们调试了从北卡罗来纳州马格诺利亚迁至土耳其北卡罗来纳州加工设施的中试反应堆。我们预计该反应堆不会在2024年投入商业运行,但其运行将允许进行各种数据收集和测试活动。考虑到与原料供应合作伙伴的生猪空间循环时间,我们预计将使用第一台反应堆来测试和提炼原料输送、设备加工、产品气体成分和固体产出的组成。尽管这座重新安置的反应堆以前是在2021年蒙托克可再生能源收购之前运营的,但我们计划使用这一调试过程来测试对反应堆所做的改进。我们还将继续为北卡罗来纳州土耳其分公司配备人员。我们将继续计划在2025年下半年之前对其余加工生产线进行滚动调试。我们预计将在2025年开始创收,并有足够的能力在2025年下半年最终调试后满足杜克REC协议。
我们相信,根据我们于2023年7月签署的杜克能源REC协议,我们有望确保多达20万个生猪场地,这将提供足够的原料。我们还认为这些协议具有战略意义,因为在我们委托Montauk Ag Renewables进行第一阶段开发时,它们将允许我们根据合同提供更多的生猪空间。
这些原料供应协议使我们能够继续完善预期的原料收集流程。该过程将包括根据协议在农场安装设备,收集原料,并在农场和我们在北卡罗来纳州土耳其的工厂通过固体浓缩的多个阶段处理废物。在2024年第二季度,我们已经在两个有原料协议的农场完成了收集处理设备的大部分安装。
30
在2024年第二季度,我们继续了与出站公用事业互联和相关的电力购买协议相关的流程。这些流程相互关联,但我们希望成功完成该流程并完成所有互连建设活动,以支持我们的项目时间表。
我们将继续与Montauk Ag Renewables合作开发机会,无法保证我们与此次收购相关的计划将符合我们的预期。公用事业互联,无论是入境还是从我们的土耳其中央北卡罗来纳州加工设施出入境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受到延误或成本增加的影响。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马格诺利亚的工厂将用于各种原料加工需求。根据我们目前的发展时间表预期,我们预计要到2025年才会开始重要的创收活动。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。
主要趋势
影响可再生燃料市场的市场趋势
我们认为,对可再生天然气需求的增长可归因于多种因素,包括公众对可再生能源的支持不断增加、美国政府为提高能源独立性而采取的行动、环境问题对天然气动力汽车的需求增加、就业机会的创造以及对可再生能源领域的投资增加。
可再生天然气长期增长的关键驱动因素包括以下因素:
影响我们未来经营业绩的因素:
将电力项目转换为 RNG 项目:
我们将继续评估将剩余设施从可再生电力转换为可再生天然气生产的机会。这些机会往往对任何商用电力设施都最具吸引力,因为与销售市场费率的电力加可再生能源汽车相比,销售可再生天然气加上可再生能源汽车具有有利的经济效益。自2014年垃圾填埋场的RNG符合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,电力项目在作为可再生天然气设施开始运营之前处于离线状态,这可能会对我们产生不利影响,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,这种时间效应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,可再生天然气生产开始后的收入增加将足以抵消可再生电力生产收入的损失。从历史上看,我们一直在阿塔斯科西塔和沿海平原等商用电力设施逐步利用这些机会。
收购和开发管道
我们的开发计划的时间和范围会影响我们的经营业绩,原因是:
31
监管、环境和社会趋势
监管、环境和社会因素是激励可再生天然气和可再生能源项目开发并影响这些项目经济的关键驱动力。我们有可能对某些激励措施进行立法和监管方面的修改,例如RIN、REC和GHG倡议。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。2023、2024年和2025年三年,纤维素生物燃料的最终产量分别定为838、1,090和137600万卢比。最终规则还包括对现有RFS计划(称为沼气监管改革)的重大修改,这将要求可再生天然气行业修改所有RIN的生成方式。自2024年7月1日起,在2024年7月1日或之后注册的新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。对于现有注册者,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。美国环保局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下使用一次(即通过沼气封闭分配系统使用生物中间体、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。
美国环保局表示,它不会在法定规定的2024年11月的最后期限之前完成RFS下的2026年义务。美国环保局预计,目标是2025年3月,提出2026年的RFS义务。
2023 年 12 月,CarB 发布了新 LCFS 规则的正式提案。CarB 于 2024 年 4 月 10 日就拟议规则举行了公开研讨会。最终规则预计将在2024年第三季度的某个时候征询公众意见,LCFS将在2025年第一季度进行修订。拟议的规则将在2030年将CI削减目标的严格程度从20%提高到30%,并将2045年设定为90%的目标。这种减少将产生减少该计划净信贷数量的潜在影响。该行业可能会出现定价波动,包括LCFS信贷价格的潜在上涨。但是,预计要到2025年之后才会出现价格上涨。拟议的规则中还包括在2040年之前逐步取消压缩天然气的乳制品和猪粪中避免的甲烷积分,到2045年逐步取消用于生产氢气的RNG的甲烷积分。对于2030年以后破土动工的所有项目,将取消区域外项目的RNG交付能力/账面和索赔条款。从2041年开始,这些项目将需要证明实际交付能力要求。
LCFS计划的变更需要每年验证分配给项目的CI分数。年度核查可能会显著影响项目的盈利能力,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沼气的销售,包括LFG和ADG,这些沼气要么出售,要么转换为可再生电力。环境属性由可再生能源产生和货币化。
我们报告了两个运营部门的收入:可再生天然气和可再生发电。Corporate 涉及公司职能的其他离散财务信息;主要用作共享服务中心,用于维护行政、会计、财务、法律、人力资源、税务、环境、工程和其他未以其他方式分配给细分市场的运营职能。因此,公司分部未被确定为运营板块,而是为了与公司的合并财务报表进行对账而单独披露。
32
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。不通过可转让的RIN获利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的RIN进行自我营销,并且RFS基于年度合规性,因此任何不在季度内通过可用RIN获利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成,因此特许权使用费的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产量以及运营和维护费用上,因为这些因素更易于控制。
RNG 产量
我们的可再生天然气产量会因多种因素而波动,包括:
生产中断:我们活跃的垃圾填埋场的废物投放业务中断、恶劣的天气事件、我们或垃圾填埋场运营商的设备故障或退化或互连或传输问题都可能导致我们的可再生天然气产量减少。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,以最大限度地延长产量和使用寿命。
33
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PPA下的价格以及我们生产的可再生天然气和可再生能源发电量的推动。我们根据各种所谓的协议将项目生产的随机天然气出售给交易对手,合同条款从三年到五年不等。我们与交易对手的合约通常基于所生产的随机天然气价格指数的不同结构。我们的沼气发电项目生产的所有可再生电力都根据长期合同出售给信誉良好的交易对手,通常是根据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,其定价会受到包括监管和行政行动以及大宗商品定价在内的各种因素的波动影响。
RIN的销售受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,重点是直接向义务方销售。由于承诺的远期抛售,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。
影响运营开支的因素
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。我们的运营支出可能会受到通货膨胀成本增加的影响,这在很大程度上是我们无法控制的。
34
关键运营指标
总营业收入既反映了可再生能源的销售,也反映了相关环境属性的销售。因此,我们的收入主要受可再生天然气和可再生电力的单位产量、环境属性的生产以及我们通过此类生产获利的价格的影响。以下是这些关键指标的概述:
35
截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月的比较
下表汇总了上述关键运营指标,这些指标是我们用来衡量绩效的指标。
|
|
在截至的三个月中 |
|
|
|
|
|
改变 |
|
|||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
(除非另有说明,否则以千计) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生天然气总收入 |
|
$ |
38,838 |
|
|
$ |
48,609 |
|
|
$ |
(9,771) |
) |
|
|
(20.1) |
%) |
可再生发电总收入 |
|
$ |
4,500 |
|
|
$ |
4,647 |
|
|
$ |
(147) |
) |
|
|
(3.2) |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
RNG 指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
CY RNG 产量 (mmBtu) |
|
|
1,382 |
|
|
|
1,431 |
|
|
|
(49 |
) |
|
|
(3.4) |
%) |
减去:本期固定/底价下的RNG交易量 |
|
|
(330) |
) |
|
|
(325) |
) |
|
|
(5) |
) |
|
|
1.5 |
% |
另外:前期按当期分配的随机天然气交易量 |
|
|
384 |
|
|
|
418 |
|
|
|
(34) |
) |
|
|
(8.1 |
%) |
减去:本期 RNG 产量不是 |
|
|
(357) |
) |
|
|
(367) |
) |
|
|
10 |
|
|
|
(2.7 |
%) |
可用于生成 RIN 的 RNG 总容量 (1) |
|
|
1,079 |
|
|
|
1,157 |
|
|
|
(78 |
) |
|
|
(6.7) |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
RIN 指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
当前 RIN 生成 (x 11.727) (2) |
|
|
12,656 |
|
|
|
13,568 |
|
|
|
(912) |
) |
|
|
(6.7) |
%) |
减去:交易对手份额(RIN) |
|
|
(1,300 |
) |
|
|
(1,427) |
) |
|
|
127 |
|
|
|
(8.9) |
%) |
另外:前一时期的 RIN 结转到当前时期 |
|
|
3,351 |
|
|
|
8,266 |
|
|
|
(4,915) |
) |
|
|
(59.5) |
%) |
减去:CY RIN 计入下一个财年 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
0.0 |
% |
可供出售的 RIN 总数 (3) |
|
|
14,707 |
|
|
|
20,407 |
|
|
|
(5,700 |
) |
|
|
(27.9) |
%) |
减去:已售出 RIN |
|
|
(10,000 |
) |
|
|
(17,441) |
) |
|
|
7,441 |
|
|
|
(42.7) |
%) |
RIN 清单 |
|
|
4,707 |
|
|
|
2,966 |
|
|
|
1,741 |
|
|
|
58.7 |
% |
RNG 库存(未为 RIN 分配数量)(4) |
|
|
357 |
|
|
|
367 |
|
|
|
(10) |
) |
|
|
(2.7 |
%) |
已实现 RIN 的平均价格 |
|
$ |
3.12 |
|
|
$ |
2.16 |
|
|
$ |
0.96 |
|
|
|
44.4 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
运营费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生天然气运营费用 |
|
$ |
22,471 |
|
|
$ |
21,412 |
|
|
$ |
1,059 |
|
|
|
4.9 |
% |
每百万英热单位的运营费用(实际) |
|
$ |
16.26 |
|
|
$ |
14.96 |
|
|
$ |
1.30 |
|
|
|
8.7 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
REG 运营费用 |
|
$ |
5,225 |
|
|
$ |
3,926 |
|
|
$ |
1,299 |
|
|
|
33.1 |
% |
美元/兆瓦时(实际) |
|
$ |
116.11 |
|
|
$ |
80.12 |
|
|
$ |
35.99 |
|
|
|
44.9 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
其他指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生发电量 |
|
|
45 |
|
|
|
49 |
|
|
|
(4) |
) |
|
|
(8.2) |
%) |
平均已实现价格 $/MWh(实际) |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
94.84 |
|
|
$ |
5.16 |
|
|
|
5.4 |
% |
36
下表汇总了我们在以下期间的收入、支出和净(亏损)收入:
|
|
在截至的三个月中 |
|
|
|
|
|
改变 |
|
|||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
总营业收入 |
|
$ |
43,338 |
|
|
$ |
53,256 |
|
|
$ |
(9,918) |
) |
|
|
(18.6) |
)% |
运营费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
运营和维护费用 |
|
|
18,662 |
|
|
|
15,221 |
|
|
|
3,441 |
|
|
|
22.6 |
% |
一般和管理费用 |
|
|
8,737 |
|
|
|
8,745 |
|
|
|
(8) |
) |
|
|
(0.1) |
)% |
特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
|
|
9,077 |
|
|
|
10,205 |
|
|
|
(1,128 |
) |
|
|
(11.1) |
)% |
折旧、损耗和摊销 |
|
|
5,823 |
|
|
|
5,251 |
|
|
|
572 |
|
|
|
10.9 |
% |
减值损失 |
|
|
171 |
|
|
|
274 |
|
|
|
(103) |
) |
|
|
(37.6) |
)% |
交易成本 |
|
|
- |
|
|
|
3 |
|
|
|
(3) |
) |
|
|
(100.0) |
)% |
运营费用总额 |
|
|
42,470 |
|
|
|
39,699 |
|
|
|
2,771 |
|
|
|
7.0 |
% |
营业收入 |
|
$ |
868 |
|
|
$ |
13,557 |
|
|
$ |
(12,689) |
) |
|
|
(93.6) |
)% |
其他费用: |
|
|
1,236 |
|
|
|
621 |
|
|
|
615 |
|
|
|
99.0 |
% |
所得税前的净(亏损)收入: |
|
|
(368) |
) |
|
|
12,936 |
|
|
|
(13,304) |
) |
|
|
(102.8 |
)% |
所得税支出 |
|
|
344 |
|
|
|
11,933 |
|
|
|
(11,589) |
) |
|
|
(97.1) |
)% |
净(亏损)收入 |
|
$ |
(712) |
) |
|
$ |
1,003 |
|
|
$ |
(1,715) |
) |
|
|
(171.0) |
)% |
截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月的收入
2024年第二季度的总收入为43,338美元,与2023年第二季度的53,256美元相比下降了9,918美元(18.6%)。下降主要与2024年第二季度的一项战略决策有关,由于2024年D3 RIN指数第二季度的波动,该决定决定不自售2024年RNG产量中的大量RIN。截至2024年6月30日,我们的库存RIN已承诺并在2024年第二季度以高于D3 RIN的平均指数的价格出售。与2023年第二季度相比,2024年第二季度已实现的RIN定价上涨了约44.4%,部分抵消了这一下降。
可再生天然气收入
我们在2024年第二季度生产了1382百万英热单位的随机天然气,与2023年第二季度的1,431百万英热单位相比减少了49百万英热单位(3.4%)。与2023年第二季度相比,我们在德克萨斯州的工厂,特别是麦卡蒂、阿塔斯科西塔和加尔维斯顿的工厂,在2024年第二季度的产量减少了47百万英热单位。下降是由于恶劣天气导致德克萨斯州休斯敦地区的大规模公用事业中断,这影响了我们的生产。由于调试了我们的乳品消化扩建项目,我们的皮科工厂在2024年第二季度的产量比2023年第二季度增加了13百万英热单位。
2024年第二季度的可再生天然气板块收入为38,838美元,与2023年第二季度的48,609美元相比下降了9,771美元(20.1%)。2024年第二季度天然气的平均大宗商品价格为每百万英热单位1.89美元,比2023年第二季度下降10.0%。在2024年第二季度,我们通过自我货币化了10,000个RIN,与2023年第二季度的17,441人相比,下降了7,441个(42.7%)。2024年第二季度RIN销售额的平均定价为3.12美元,而2023年第二季度为2.16美元,增长了44.4%。相比之下,2024年第二季度的D3 RIN指数平均价格为3.20美元,而2023年第二季度的平均价格为2.16美元,涨幅约为48.1%。截至 2024 年 6 月 30 日,我们有大约 357 百万英热单位可用于 RIN 生成,但未售出大约 4,707 个 RIN。截至 2023 年 6 月 30 日,我们有大约 367 百万英热单位可用于 RIN 生成,已生成和未售出 2,966 个 RIN。
可再生发电收入
我们在2024年第二季度生产了约45兆瓦时的可再生电力,较2023年第二季度的49兆瓦时减少了4兆瓦时(8.2%)。与2023年第二季度相比,我们的安全设施在2024年第二季度的产量减少了约3兆瓦时,这是由于我们在2024年第一季度向垃圾填埋场主出售天然气权而停止了运营。
2024年第二季度的可再生电力设施收入为4500美元,与2023年第二季度的4,647美元相比下降了147美元(3.2%)。下降的主要原因是我们的安全设施产量的减少。
37
在2024年第二季度,可再生发电板块收入的100.0%来自与基础PPA相关的固定价格的可再生电力的货币化,而2023年第二季度的这一比例为100.0%。这为我们提供了可再生电力基地提供的价格确定性。
截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月的开支
一般和管理费用
2024年第二季度的一般和管理费用总额为8,737美元,与2023年第二季度的8,745美元相比下降了8美元(0.1%)。与2023年第二季度相比,我们的专业费用在2024年第二季度下降了约257美元(26.9%)。2024年第二季度,包括股票薪酬成本在内的员工相关成本为5,366美元,较2023年第二季度的5,183美元增加了183美元(3.5%)。这一增长主要与2023年第二季度被没收的约696美元的股票奖励有关。
可再生天然气费用
我们在2024年第二季度的RNG设施的运营和维护费用为13,903美元,与2023年第二季度的11,697美元相比增加了2,206美元(18.9%)。我们在2024年第二季度的RNG设施的总运营和维护费用中包括3,780美元的公用事业费用,与2023年第二季度的3,490美元相比增加了290美元(8.3%)。我们的麦卡蒂设施运营维护费用增加了约543美元,主要与气体压缩系统维护费用的时间有关。我们的Rumpke设施运营维护费用增加了约473美元,主要与气体处理设备维护、介质更换和处置成本有关。我们的Apex设施运营维护费用增加了约418美元,主要与气体处理设备相关的预防性维护时机有关。我们的沿海设施运营维护费用增加了约252美元,主要与井场运营改善有关。
2024年第二季度的可再生天然气设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为8,568美元,与2023年第二季度的9,715美元相比下降了1,147美元(11.8%)。这种下降主要与2024年第二季度确认的收入减少有关。2024年第二季度,我们的笔克设施收益增长了约8.3%,这在一定程度上抵消了这一下降。特许权使用费、运输、采集和生产燃料费用占RNG收入的百分比从2023年第二季度的20.0%增加到2024年第二季度的22.1%。
可再生电力费用
2024年第二季度,我们的可再生电力设施的运营和维护费用为4,717美元,与2023年第二季度的3,436美元相比增加了1,281美元(37.3%)。我们的鲍尔曼设施运营和维护费用增加了约932美元,这主要是由原始设备制造商每年的预防性维护费用所致,这些费用在一段时期内是非线性的。我们的塔尔萨设施运营和维护费用增加了约410美元,这得益于井场采集能力的改善。
2024年第二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508美元,与2023年第二季度的490美元相比增加了18美元(3.7%)。占可再生发电板块收入、特许权使用费、运输、采集和生产燃料开支的百分比从10.6%增加到11.3%。
特许权使用费支付
2024年第二季度的特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出为9,077美元,与2023年第二季度的10,205美元相比下降了1,128美元(11.1%)。我们就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期燃料供应协议或与新项目相关的情况下波动。我们的燃料供应协议通常采用为期20年的合同,为未来特许权使用费的利润影响提供了长期可见性。
折旧
2024年第二季度的折旧和摊销额为5,823美元,与2023年第二季度的5,251美元相比增长了572美元(10.9%)。这一增长与我们的Pico消化产能提升项目相关的资本投资投入的时间有关。
38
减值损失
我们计算并记录了2024年第二季度的减值亏损171美元,与2023年第二季度的274美元相比减少了103美元(37.6%)。2024年第二季度的减值损失主要与被认为过时或不再适合当前业务的各种可再生天然气设备有关。2023年第二季度的减值涉及专门确定的RNG机械和原料加工设备,这些设备已不再投入运营并记录在公司的RNG板块。
其他开支
2024年第二季度的其他支出为1,236美元,与2023年第二季度的621美元相比增长了615美元(99.0%)。这一增长主要与2024年第二季度相比,2024年第二季度利息支出增加了575美元。
所得税支出
截至2024年6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,该税率与美国联邦法定税率21.0%不同,这主要是由于生产税抵免的好处。
截至2024年6月30日的三个月,有效税率(93.5)%,高于截至2023年6月30日的三个月的92.2%,这主要是由于与将限制性股票补助归于股票补偿相关的离散事件,与今年迄今为止的税前账面收入相比。
截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月的营业收入
2024年第二季度的营业收入为868美元,与2023年第二季度的13,557美元相比下降了12,689美元(93.6%)。2024年第二季度的RNG营业收入为11,715美元,与2023年第二季度的23,029美元相比下降了11,314美元(49.1%)。2024年第二季度的可再生发电运营亏损为1,969美元,与2023年第二季度的576美元相比增长了1,393美元(241.8%)。
39
截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月的比较
下表汇总了上述关键运营指标,这些指标是我们用来衡量绩效的指标。
|
|
在截至的六个月中 |
|
|
|
|
|
改变 |
|
|||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
(除非另有说明,否则以千计) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生天然气总收入 |
|
$ |
72,825 |
|
|
$ |
63,393 |
|
|
$ |
9,432 |
|
|
|
14.9 |
% |
可再生发电总收入 |
|
$ |
9,300 |
|
|
$ |
9,016 |
|
|
$ |
284 |
|
|
|
3.1 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
RNG 指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
CY RNG 产量 (mmBtu) |
|
|
2,794 |
|
|
|
2783 |
|
|
|
11 |
|
|
|
0.4 |
% |
减去:本期固定/底价合约下的随机天然气交易量 |
|
|
(661) |
) |
|
|
(630) |
) |
|
|
(31) |
) |
|
|
4.9 |
% |
另外:本期发放的前期 RNG 交易量 |
|
|
358 |
|
|
|
368 |
|
|
|
(10) |
) |
|
|
(2.7 |
%) |
减去:本期 RNG 产量未分配 |
|
|
(357) |
) |
|
|
(367) |
) |
|
|
10 |
|
|
|
(2.7 |
%) |
可用于生成 RIN 的 RNG 总容量 (1) |
|
|
2,134 |
|
|
|
2154 |
|
|
|
(20) |
) |
|
|
(0.9 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
RIN 指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
当前 RIN 生成 (x 11.727) (2) |
|
|
25,029 |
|
|
|
25,268 |
|
|
|
(239) |
) |
|
|
(0.9 |
%) |
减去:交易对手份额(RIN) |
|
|
(2,541) |
) |
|
|
(2,651) |
) |
|
|
110 |
|
|
|
(4.1 |
%) |
另外:前一时期的 RIN 结转到当前时期 |
|
|
108 |
|
|
|
739 |
|
|
|
(631) |
) |
|
|
(85.4) |
%) |
减去:CY RIN 计入下一个财年 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
可供出售的 RIN 总数 (3) |
|
|
22,596 |
|
|
|
23,356 |
|
|
|
(760) |
) |
|
|
(3.3) |
%) |
减去:已售出 RIN |
|
|
(17,889) |
) |
|
|
(20,390) |
) |
|
|
2,501 |
|
|
|
(12.3 |
%) |
RIN 清单 |
|
|
4,707 |
|
|
|
2,966 |
|
|
|
1,741 |
|
|
|
58.7 |
% |
RNG 库存(未为 RIN 分配数量)(4) |
|
|
357 |
|
|
|
367 |
|
|
|
(10) |
) |
|
|
(2.7 |
%) |
已实现 RIN 的平均价格 |
|
$ |
3.18 |
|
|
$ |
2.28 |
|
|
$ |
0.90 |
|
|
|
39.5 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
运营费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生天然气运营费用 |
|
$ |
40,609 |
|
|
$ |
36,220 |
|
|
$ |
4,389 |
|
|
|
12.1 |
% |
每百万英热单位的运营费用(实际) |
|
$ |
14.53 |
|
|
$ |
13.01 |
|
|
$ |
1.52 |
|
|
|
11.7 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
REG 运营费用 |
|
$ |
8,039 |
|
|
$ |
7,255 |
|
|
$ |
784 |
|
|
|
10.8 |
% |
美元/兆瓦时(实际) |
|
$ |
81.20 |
|
|
$ |
76.37 |
|
|
$ |
4.83 |
|
|
|
6.3 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
其他指标 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
可再生能源发电量 (MWh) |
|
|
99 |
|
|
|
95 |
|
|
|
4 |
|
|
|
4.2 |
% |
平均已实现价格 $/MWh(实际) |
|
$ |
93.94 |
|
|
$ |
94.91 |
|
|
$ |
(0.97) |
) |
|
|
(1.0) |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
(1) RIN 是在天然气生产和分配当月的下一个月生成的。固定/底价安排下的交易量生成 RIN,我们不自行营销。 |
|
|||||||||||||||
(2) 一百万英热单位的随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,可能产生11.727个RIN。 |
|
|||||||||||||||
(3) 代表我们在报告期内可供我们自行销售的 RIN。 |
|
|||||||||||||||
(4) 表示不生成 RIN 的天然气产量。 |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
40
下表汇总了我们在以下期间的收入、支出和净收益(亏损):
|
|
在截至的六个月中 |
|
|
|
|
|
改变 |
|
|||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
改变 |
|
|
% |
|
||||
总营业收入 |
|
$ |
82,125 |
|
|
$ |
72,409 |
|
|
$ |
9,716 |
|
|
|
13.4 |
% |
运营费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
运营和维护费用 |
|
|
33,113 |
|
|
|
29,402 |
|
|
|
3,711 |
|
|
|
12.6 |
% |
一般和管理费用 |
|
|
18,166 |
|
|
|
18,220 |
|
|
|
(54) |
) |
|
|
(0.3) |
)% |
特许权使用费、运输、收集和生产燃料 |
|
|
15,593 |
|
|
|
14,138 |
|
|
|
1,455 |
|
|
|
10.3 |
% |
折旧、损耗和摊销 |
|
|
11,257 |
|
|
|
10,447 |
|
|
|
810 |
|
|
|
7.8 |
% |
减值损失 |
|
|
699 |
|
|
|
726 |
|
|
|
(27) |
) |
|
|
(3.7) |
)% |
交易成本 |
|
|
61 |
|
|
|
86 |
|
|
|
(25) |
) |
|
|
(29.1) |
)% |
运营费用总额 |
|
|
78,889 |
|
|
|
73,019 |
|
|
|
5,870 |
|
|
|
8.0 |
% |
营业收入(亏损) |
|
$ |
3,236 |
|
|
$ |
(610) |
) |
|
$ |
3,846 |
|
|
|
(630.5) |
)% |
其他费用: |
|
|
1,341 |
|
|
|
2,302 |
|
|
|
(961) |
) |
|
|
(41.7) |
)% |
所得税前的净收益(亏损): |
|
|
1,895 |
|
|
|
(2,912) |
) |
|
|
4,807 |
|
|
|
(165.1) |
)% |
所得税支出(福利) |
|
|
757 |
|
|
|
(127) |
) |
|
|
884 |
|
|
|
(696.1) |
)% |
净收益(亏损) |
|
$ |
1,138 |
|
|
$ |
(2,785) |
) |
|
$ |
3,923 |
|
|
|
(140.9) |
)% |
截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月的收入
2024年前六个月的总收入为82,125美元,与2023年前六个月的72,409美元相比增长了9,716美元(13.4%)。这一增长主要与2024年前六个月的已实现RIN定价与2023年前六个月相比上涨了约39.5%有关。
可再生天然气收入
我们在2024年前六个月生产了2794百万英热单位的随机天然气,比2023年前六个月的2783百万英热单位增加了11百万英热单位(0.4%)。由于工厂加工设备的改进和井场运营的改善,我们的沿海设施在2024年前六个月的产量与2023年前六个月相比增加了82百万英热单位。由于调试了我们的乳品消化扩建项目,我们的皮科工厂在2024年前六个月的产量与2023年前六个月相比增加了22百万英热单位。由于工厂加工设备的改进,我们的雷格工厂在2024年前六个月的产量与2023年前六个月相比增加了18百万英热单位。抵消这些增长的是我们的Rumpke工厂,该工厂在2024年前六个月的产量与2023年前六个月相比减少了105百万英热单位,这是由于原料进口减少以及工艺设备故障已在2024年前六个月得到纠正的结果。
2024年前六个月,可再生天然气板块的收入为72,825美元,与2023年前六个月的63,393美元相比增长了9,432美元(14.9%)。2024年前六个月天然气的平均大宗商品价格为每百万英热单位2.07美元,比2023年前六个月低25.0%。在2024年的前六个月中,我们自我货币化了17,889个RIN,与2023年前六个月的20,390个RIN相比,减少了2,501个(12.3%)。2024年前六个月RIN销售额的平均定价为3.18美元,而2023年前六个月的平均价格为2.28美元,增长了39.5%。相比之下,2024年前六个月的D3 RIN指数平均价格为3.16美元,而2023年前六个月的平均价格为2.10美元,涨幅约为50.5%。截至 2024 年 6 月 30 日,我们有大约 357 百万英热单位可用于 RIN 生成,但未售出大约 4,707 个 RIN。截至 2023 年 6 月 30 日,我们有大约 367 百万英热单位可用于 RIN 生成,已生成和未售出 2,966 个 RIN。
可再生发电收入
我们在2024年前六个月生产了约99兆瓦时的可再生电力,较2023年前六个月的95兆瓦时增加了4兆瓦时(4.2%)。由于2023年前六个月发生的发动机部件故障,我们的塔尔萨工厂在2024年前六个月的产量与2023年前六个月相比增加了约2兆瓦时。与2023年前六个月相比,我们的鲍尔曼工厂在2024年前六个月的产量增加了约1兆瓦时,这主要与2023年前六个月完成的预防性发动机维护有关。
41
2024年前六个月的可再生电力设施收入为9,300美元,与2023年前六个月的9,016美元相比增长了284美元(3.1%)。增长主要是由我们的塔尔萨和鲍尔曼工厂产量的增加所推动的。
在2024年的前六个月,可再生发电板块收入的100.0%来自与基础PPA相关的固定价格的可再生电力的货币化,而2023年前六个月的这一比例为99.9%。这为我们提供了可再生电力基地提供的价格确定性。
截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月的开支
一般和管理费用
2024年前六个月的一般和管理费用总额为18,166美元,与2023年前六个月的18,220美元相比下降了54美元(0.3%)。与2023年前六个月相比,我们的专业费用在2024年前六个月下降了约1,263美元(41.8%)。2024年前六个月,包括股票薪酬成本在内的员工相关成本为11,090美元,与2023年前六个月的10,177美元相比增加了913美元(9.0%)。与2023年前六个月相比,我们的公司保险费用在2024年前六个月增加了约100美元(3.6%)。
可再生天然气费用
我们在2024年前六个月的RNG设施的运营和维护费用为26,043美元,与2023年前六个月的23,040美元相比增加了3,003美元(13.0%)。2024年前六个月我们的RNG设施的总运营和维护费用中包括7,722美元的公用事业费用,与2023年前六个月的7,329美元相比增加了393美元(5.4%)。我们的Rumpke设施运营维护费用增加了约1,132美元,主要与媒体更换和处置成本有关。我们的麦卡蒂设施运营维护费用增加了约462美元,主要与井场运营改善计划有关。我们的Apex设施运营维护费用增加了约629美元,主要与气体处理设备相关的预防性维护时间有关。
2024年前六个月我们的随机天然气设施的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为14,565美元,与2023年前六个月的13180美元相比增加了1,385美元(10.5%)。在2024年的前六个月,我们的Pico设施收入减少了约10.0%。特许权使用费、运输、采集和生产燃料支出占RNG收入的百分比从2023年前六个月的20.8%下降至2024年前六个月的20.0%。
可再生电力费用
2024年前六个月,我们的可再生电力设施的运营和维护费用为7,009美元,与2023年前六个月的6,297美元相比增加了712美元(11.3%)。我们的Bowerman设施运营和维护费用增加了约634美元,这主要是由原始设备制造商年度预防性维护费用的时间安排所致。
2024年前六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1,030美元,与2023年前六个月的958美元相比增加了72美元(7.5%)。占可再生发电板块收入、特许权使用费、运输、采集和生产燃料开支的百分比从10.6%增至11.1%。
特许权使用费支付
2024年前六个月的特许权使用费、运输、收集和生产燃料支出为15,593美元,与2023年前六个月的14,138美元相比增加了1,455美元(10.3%)。我们就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期燃料供应协议或与新项目相关的情况下波动。我们的燃料供应协议通常采用为期20年的合同,为未来特许权使用费的利润影响提供了长期可见性。
42
折旧
2024年前六个月的折旧和摊销额为11,257美元,与2023年前六个月的10,447美元相比增长了810美元(7.8%)。这一增长与我们的Pico消化能力增加和Raeger资本改善项目相关的资本投资投入使用的时机有关
减值损失
我们计算并记录了2024年前六个月的减值亏损699美元,与2023年前六个月的726美元相比下降了27美元(3.7%)。2024年前六个月的减值损失主要与安全设施资产的剩余账面价值以及被认为在当前业务中过时的各种可再生天然气设备有关。2023 年前六个月的减值与已停止运营的 RNG 机械和原料加工设备有关
其他开支
2024年前六个月的其他支出为1,341美元,与2023年前六个月的2,302美元相比下降了961美元(41.7%)。下降主要与我们的安全设施燃料供应协议到期之前出售天然气权所获得的收益有关。
所得税支出
截至2024年6月30日的六个月的所得税支出是使用估计的有效税率计算的,该税率与美国联邦法定税率21.0%不同,这主要是由于生产税抵免的好处。
截至2024年6月30日的六个月中,有效税率为39.9%,高于截至2023年6月30日的六个月的4.4%,这主要是由于与将限制性股票补助归于股票补偿相关的离散事件,与今年迄今为止的税前账面收入相比。上一年度的收益与年初至今的税前账面亏损有关。
截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月的营业收入(亏损)
2024年前六个月的营业收入为3,236美元,与2023年前六个月的营业亏损610美元相比增长了3,846美元(630.5%)。2024年前六个月的RNG营业收入为23,296美元,与2023年前六个月的18,745美元相比增长了4,551美元(24.3%)。2024年前六个月的可再生发电运营亏损为1,592美元,与2023年前六个月的823美元相比增长了769美元(93.4%)。
非公认会计准则财务指标:
下表列出了下述每个时期的息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润,即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这些指标。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,不是公认会计原则所要求或列报的。不应将息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润视为净收益(亏损)或根据公认会计原则得出的任何其他业绩衡量标准的替代方案,也不得作为经营活动现金流的替代方案或衡量我们流动性或盈利能力的指标。
43
下表提供了我们截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月期间的息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润,以及净(亏损)收益的对账,这是最直接可比的GAAP指标:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
在截至的三个月中 |
|
|
|||||
|
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
||
|
净(亏损)收入 |
|
$ |
(712) |
) |
|
$ |
1,003 |
|
|
|
折旧、损耗和摊销 |
|
|
5,823 |
|
|
|
5,251 |
|
|
|
利息支出 |
|
|
1,286 |
|
|
|
711 |
|
|
|
所得税支出 |
|
|
344 |
|
|
|
11,933 |
|
|
|
合并税折旧摊销前利润 |
|
|
6,741 |
|
|
|
18,898 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
减值损失 (1) |
|
|
171 |
|
|
|
274 |
|
|
|
出售资产的净亏损 |
|
|
49 |
|
|
|
— |
|
|
|
交易成本 |
|
|
— |
|
|
|
3 |
|
|
|
调整后 EBITDA |
|
$ |
6,961 |
|
|
$ |
19,175 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
下表提供了我们截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月期间的息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润,以及净收益(亏损)的对账情况,这是最直接可比的GAAP指标:
|
|
在截至的六个月中 |
|
|||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
净收益(亏损) |
|
$ |
1,138 |
|
|
$ |
(2,785) |
) |
折旧、损耗和摊销 |
|
|
11,257 |
|
|
|
10,447 |
|
利息支出 |
|
|
2,451 |
|
|
|
2,386 |
|
所得税支出(福利) |
|
|
757 |
|
|
|
(127) |
) |
合并税折旧摊销前利润 |
|
|
15,603 |
|
|
|
9,921 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
减值损失 (1) |
|
|
699 |
|
|
|
726 |
|
出售资产的净亏损 |
|
|
71 |
|
|
|
37 |
|
交易成本 |
|
|
61 |
|
|
|
86 |
|
调整后 EBITDA |
|
$ |
16,434 |
|
|
$ |
10,770 |
|
流动性和资本资源
流动性来源
截至2024年6月30日和2023年6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42,285美元和77,630美元。我们打算利用循环信贷额度下的运营现金流和借款为开发项目提供资金。我们相信,我们的信贷额度下将有足够的运营现金流和可用借款,以履行我们的偿债义务和未来12至24个月的预期所需资本支出(包括在建项目)。但是,我们面临的业务和运营风险可能会对我们的现金流和流动性产生不利影响。
44
截至2024年6月30日,我们在债务发行成本前的债务为6万美元,而截至2023年12月31日,债务发行成本前的债务为6.4万美元。
我们在发行成本前的债务(以千计)如下:
|
|
2024年6月30日 |
|
|
2023 年 12 月 31 日 |
|
||
定期贷款 |
|
$ |
60,000 |
|
|
|
64,000 |
|
循环信贷额度 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
债务发行成本前的债务 |
|
$ |
60,000 |
|
|
$ |
64,000 |
|
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。目前的信贷协议以对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和7.5万美元的手风琴功能。
截至2024年6月30日,定期贷款项下的未偿还额度为6万美元,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摊销2,000美元,然后在2026年之前增加到3,000美元,2026年底的最终还款额为3.2万美元,2024年6月30日和2023年12月31日的利率分别为6.19%和6.11%。经修订的信贷协议下的循环和定期贷款的利息按彭博短期银行收益指数利率加上根据我们的总杠杆比率(在每种情况下,这些条款在修订后的信贷协议中定义)计算的适用利息。
经修订的信贷协议包含适用于我们和我们的某些子公司的习惯性契约,包括财务契约。经修订的信贷协议受惯常违约事件的影响,并设想,如果任何财季的D3 RIN月平均价格(根据经修订的信贷协议确定)低于每个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,则我们将违约。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益加上(a)所得税支出,(b)利息支出,(c)折旧、损耗和摊销费用,(d)非现金未实现衍生品支出以及(e)Comerica在某些情况下商定的对净收益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,我们需要维持以下比率:
截至2024年6月30日,我们遵守了经修订的信贷协议下的所有适用的财务契约。
修订后的信贷协议取代了我们先前与Comerica签订的信贷协议,根据经修订的信贷协议发放的定期贷款的部分收益被我们用于全额偿还此类信贷协议下总额为59,197美元的未偿本金。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
过去,我们一直使用营运资金、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,我们在2024年的非开发资本支出将在14,000美元至16,000美元之间。我们的2024年资本计划包括年度预防性维护支出、年度油田扩建项目、其他特定设施改善和信息技术改进。此外,我们目前估计,我们现有的2024年开发资本支出将在7万至9万美元之间。减少的主要原因与我们的Bowerman RNG项目相关的项目组成部分付款的时间安排有关。我们2024年的大部分开发资本支出都与我们正在进行的蒙托克农业可再生能源、第二座Apex设施、Blue Granite可再生天然气项目、Bowerman RNG项目和我们的EENA二氧化碳项目有关。我们的修订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资本来实施我们的收购和发展战略。我们是
45
目前关于各种战略增长机会的讨论处于不同的阶段。这些机会包括:大约六个 LFG RNG、废水处理 RNG 和 CNG 配送机会。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。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全部战略机会相关的计划将进展为最终协议。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修订后的信贷可用性将使我们能够抓住和完成已确定的战略增长机会。
现金流
下表列出了截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中有关我们的现金流和现金等价物的信息:
|
|
在截至的六个月中 |
|
|||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
提供的净现金(用于): |
|
|
|
|
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运营活动 |
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$ |
14,485 |
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$ |
6,077 |
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投资活动 |
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(41,555) |
) |
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(29,587) |
) |
融资活动 |
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(4,427) |
) |
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(4,036) |
) |
现金和现金等价物的净减少 |
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(31,497) |
) |
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(27,546) |
) |
限制性现金,期末 |
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460 |
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430 |
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现金和现金等价物,期末 |
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42,745 |
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78,060 |
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在2024年的前六个月,我们通过运营活动产生的现金为14,485美元,而2023年前六个月的现金为6,077美元。2024年的前六个月,收入和经营活动收入调整为17,356美元,而2023年前六个月的收入和收入调整为12,624美元。2024年前六个月的营运资金和其他资产负债提供了2,871美元,而2023年前六个月的营运资金和其他资产负债提供了6,547美元。
我们在投资活动中使用的净现金流历来集中在项目开发和设施维护上。我们在2024年前六个月的资本支出为40,764美元,其中19,001美元、6,896美元、6,745美元、1,795美元和1,260美元分别与北卡罗来纳州的蒙托克农业可再生能源、第二座Apex可再生能源设施、鲍尔曼RNG项目、Blue Granite RNG项目和Pico设施消化能力的增加有关。我们在2024年前六个月以820美元的价格完成了在北卡罗来纳州土耳其占地42英亩的土地收购。
我们在2024年前六个月用于融资活动的净现金流为4,427美元,而2023年前六个月用于融资活动的现金为4,036美元,增加了391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,此类安排未被记录为负债。我们的资产负债表外安排仅限于下文所述的未清信用证。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,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。
我们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附注8。
根据我们的债务协议,我们有合同义务,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附注12。在2024年的前六个月中,我们有大约2,505美元的未偿信用证的资产负债表外安排。这些信用证降低了我们修订后的信贷协议下循环信贷额度的借贷能力。我们的某些合同要求签发这些信用证,以提供额外的履约保证。这些未清信用证没有提款。在2023年的前六个月中,除了约2,405美元的未偿信用证外,我们没有其他资产负债表外安排。
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我们有涉及经营租赁的合同义务。我们根据经营租赁安排租赁办公空间和其他办公设备,这些安排将在不同年份到期,直至2033年。有关租赁义务的更多信息,请参阅未经审计的简明合并财务报表附注18。
我们还有其他与燃料供应协议相关的合同义务。这些协议的到期时间介于3至19年之间。与这些协议相关的最低特许权使用费和资本义务从8美元到1,645美元不等。
关键会计政策与估计
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,并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以及我们认为在当时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,如果基本条件或假设发生变化,则此类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。当我们通过在客户获得对产品的控制权时(或当客户获得对产品的控制权时)将承诺的产品转让给客户,从而履行合同(默示或明示)下的履行义务时,所有收入均予以确认。履约义务是合同中向客户转让不同产品或服务的承诺。合约的交易价格分配给每项不同的履行义务。我们使用合约中每种不同产品的可观察市场独立销售价格,将合约的交易价格分配给每项履约义务。
收入的衡量标准是我们预期为转让产品而获得的对价金额。因此,收入是扣除津贴和客户折扣以及产生的运输和集资成本后的净额入账的。在适用的范围内,向客户收取并汇给政府机构的销售税、增值税和其他税款均按净额(不包括在收入中)进行核算。
公司合同的性质可能会引起几种类型的可变对价,例如定期提价。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有限的。
RIN
我们通过生产和销售 RFS 计划规定的用于运输目的的 RNG 来生成 D3 RIN。我们的运营成本与可再生天然气的生产有关。RIN是政府的激励措施,是通过我们的可再生能源运营项目产生的,而不是由我们的可再生天然气生产的物理特性产生的。我们生成的 RIN 可以与产生的能量分开并作为积分出售。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,以商定的价格将信贷货币化,并且控制权转让已经发生时,将根据这些环境属性确认收入。我们对转移 RIN 作出远期承诺。这些远期承诺基于承诺时的D3 RIN指数价格。由于承诺的远期抛售,一年内货币化的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场甲烷并将其转化为可再生能源电力,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生成的。我们生产的可再生能源汽车能够与所产生的电力分开和出售。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,以商定的价格将信贷货币化,并且控制权转让已经发生时,将根据这些环境属性确认收入。
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。每个司法管辖区的税收法规受相关税收法律和法规的解释,并需要作出重大判断才能适用。
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我们的递延所得税资产净状况是固定资产、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这些临时差额可以扣除的时期内产生足够的未来应纳税所得额的能力。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产生的未来税收后果时做出判断,并预测税收管辖区的未来盈利能力。
我们根据管辖权评估报告期内的递延所得税资产,以确定考虑到事实或情况的变化,对估值补贴进行调整是否合适。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,都会考虑新的正面和负面证据。我们使用 “更有可能” 的门槛来确认和解决不确定的税收状况,以考虑不确定的税收状况。对不确定税收状况的评估所基于的因素包括但不限于税法的变化、纳税申报表中对已采取或预计将采取的税收状况的衡量、受审计事项的有效解决、新的审计活动以及与税收状况有关的事实或情况的变化。
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《无形资产——商誉及其他》对无形资产进行核算。寿命有限的无形资产包括互联、客户合同、商品名称和商标。互联无形资产是利用运营项目和公用事业变电站之间的互连线路传输所产生电力的专有权利。该权利中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的使用寿命内按直线分期摊销。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。公允价值根据预期未来现金流的现值确定。我们在进行这些评估时使用最佳估计,但是,未来的实际定价、运营成本和贴现率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巨大的。
我们对有限寿命和无限期无形资产可收性的评估是通过对与基础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上进行的,基于天然气权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账面金额可能无法收回时,将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。通过将资产或资产组的账面金额与该资产或资产组预计产生的未来未贴现现金流进行比较来衡量持有和使用的资产的可收回性。此类估计基于某些假设,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项目特定假设。如果此类资产被视为减值,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场价值的现有信息来确定。我们在进行这些评估时使用最佳估计,并考虑各种因素,包括未来的定价和运营成本。但是,实际的未来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巨大的。在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中,我们发现了离散事件,记录的减值分别为699美元和726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附注3。
新兴成长型公司
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
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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。
最近的会计公告
有关我们最近通过的会计声明和最近发布的尚未采用的会计准则的描述,请参阅本报告中未经审计的简明合并财务报表附注2。
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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
自从我们在2023年年度报告中将有关市场风险的定量和定性披露作为第7A项进行披露以来,没有发生任何重大变化。
第 4 项。控制和程序
管理层对披露控制和程序的评估
根据交易法第13a-15(e)条或第15d-15(e)条的定义,我们的管理层在我们的首席执行官和首席财务官的参与下,评估了截至本季度报告所涉期末的披露控制和程序的有效性。披露控制和程序旨在确保在 SEC 规则和表格规定的期限内,记录、处理、汇总和报告公司根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息。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精良,都只能为实现其目标提供合理的保证,管理层在评估可能的控制和程序的成本效益关系时必须运用自己的判断。我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,在评估了截至本报告所涉期末的披露控制和程序的有效性后得出结论,截至该日,我们的披露控制和程序在合理的保证水平上是有效的。
财务报告内部控制的变化
在最近一个财季中,我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分其他信息
第 1 项。法律诉讼
我们和我们的子公司可能会不时成为我们正常业务过程中出现的法律诉讼的当事方。我们和我们的子公司目前不是任何未决法律诉讼的当事方,我们的财产也不受任何重大法律诉讼的约束。
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、经营业绩、现金流、流动性或财务状况产生重大不利影响。有关我们风险因素的讨论可以在我们的2023年年度报告第一部分 “第1A项风险因素” 中找到,其中任何一个都可能对我们产生重大影响。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
出售注册证券所得收益的使用
2021年1月21日,美国证券交易委员会宣布与我们的首次公开募股有关的经修订的S-1表格注册声明(文件编号333-251312)(“注册声明”)生效。首次公开募股的承销商是罗斯资本合伙人。根据注册声明,我们共出售了3,399,515股普通股,其中包括(1)公司发行的2,702,500股新普通股和(2)MnK持有的697,015股公司普通股。3,399,515股股票以每股8.50美元的发行价出售,在扣除约160万美元的承销折扣和公司应付的约620万美元的发行费用后,公司的净收益约为1,500万美元。
首次公开募股于 2021 年 1 月 26 日结束。没有直接或间接向(i)我们的任何高级管理人员或董事或其关联公司,(ii)拥有我们任何类别股权证券10%或以上的任何人或(iii)我们的任何关联公司支付此类费用。
从首次公开募股结束到2024年3月31日,蒙托克将首次公开募股的净收益中约1,500万美元用于以下用途:2021年5月的蒙托克农业资产收购,2021年10月购买与蒙托克股份公司相关的房地产和房产,以及与蒙托克可再生能源公司相关的后续开发活动。在其他可能的收购和项目上使用了微不足道的数额。截至2024年3月31日,所有净收益均由公司使用。
第 3 项。优先证券违约
没有。
第 4 项。矿山安全披露
不适用。
第 5 项。其他信息
没有。
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第 6 项。展品
展览 数字 |
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描述 |
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31.1 |
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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 |
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31.2 |
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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 |
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32.1 |
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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 |
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32.2 |
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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 |
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101.INS |
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内联 XBRL 实例文档-实例文档不出现在交互式数据文件中,因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中 |
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101.SCH |
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带有嵌入式 Linkbase 文档的内联 XBRL 分类扩展架构 |
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104 |
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封面格式为 Inline XBRL 并包含在附录 101 中 |
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52
签名
根据1934年《证券交易法》的要求,注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
2024年8月8日 |
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蒙托克可再生能源有限公司 |
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作者: |
/s/ 肖恩 ·F· 麦克莱恩 |
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肖恩·麦克莱恩 |
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总裁、首席执行官兼董事 (首席行政主任) |
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作者: |
/s/ 凯文 A. 范阿斯达兰 |
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凯文 A. 范阿斯达兰 |
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首席财务官 (首席财务和会计官) |
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