10-Q

假的Q20001826600--12-31http://fasb.org/us-gaap/2023#NetIncomeLosshttp://fasb.org/us-gaap/2023#NetIncomeLosshttp://fasb.org/us-gaap/2023#NetIncomeLosshttp://fasb.org/us-gaap/2023#NetIncomeLoss0001826600US-GAAP：TransferredateDaTimeMNTK：天然气环境属性会员2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：钻探权成员2024-01-012024-06-3000018266002023-06-212023-06-210001826600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mntk: customerBMeb2023-04-012023-06-300001826600MNTK: 天然气大宗商品会员2023-04-012023-06-300001826600MNTK：电气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTime2023-01-012023-06-300001826600美国通用会计准则：普通股成员2023-06-300001826600MNTK：可再生天然气会员2023-06-300001826600US-GAAP：员工股权会员MNTK: Montauk RenewableSincesty和激励补偿计划成员2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：已转移的加班会员2024-04-012024-06-300001826600MNTK: 土地使用权会员2024-06-300001826600US-GAAP：已转移的加班会员MNTK：可再生能源发电成员2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：利率互换成员2024-01-012024-06-300001826600MNTK：电气环境属性会员2023-01-012023-06-300001826600US-GAAP：员工股权会员MNTK: Montauk 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客户会员MNTK：可再生能源发电成员US-GAAP：客户集中度风险成员2024-01-012024-06-300001826600mntk: mehmembMNTK: 第二修正案成员2019-09-122019-09-120001826600MNTK：限时限制股票奖励会员2023-04-012023-06-300001826600MNTK: mnkandHosken综合投资有限公司会员2023-04-012023-06-300001826600美国通用会计准则：普通股成员2022-12-310001826600US-GAAP：钻探权成员2023-01-012023-06-300001826600US-GAAP：利率互换成员2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：额外实收资本会员2023-04-012023-06-300001826600US-GAAP：额外实收资本会员2022-12-310001826600US-GAAP：TransferredateDaTimeMNTK：天然气环境属性会员2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：限制性股票成员MNTK: Montauk RenewableSincesty和激励补偿计划成员2024-01-012024-06-300001826600美国公认会计准则：销售收入净成员MNTK：可再生天然气会员US-GAAP：客户集中度风险成员mntk: customerBMeb2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：TransferredateDaTime2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员MNTK: Montauk RenewableSincesty和激励补偿计划成员2022-12-310001826600US-GAAP：TransferredateDaTimeMNTK: 天然气大宗商品会员2023-01-012023-06-300001826600US-GAAP：企业会员2023-01-012023-06-300001826600MNTK：电气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTimeUS-GAAP：产品浓度风险成员US-GAAP：与客户产品和服务基准成员签订合同的收入2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：循环信贷机制成员2024-06-300001826600US-GAAP：已转移的加班会员2024-01-012024-06-300001826600MNTK：电气环境属性会员US-GAAP：TransferredateDaTimeUS-GAAP：产品浓度风险成员US-GAAP：与客户产品和服务基准成员签订合同的收入2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：公允价值计量常任成员2023-12-310001826600US-GAAP：已转移的加班会员MNTK：可再生能源发电成员2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：美国国债普通股会员2024-06-3000018266002024-01-012024-06-3000018266002022-12-222022-12-220001826600MNTK: 电子商品会员2024-04-012024-06-300001826600mntk: mehmembMNTK：从二千二十五到二千二十六会员MNTK: 定期贷款会员2021-12-210001826600mntk: mehmembMNTK：从二千二十五到二千二十六会员MNTK: 定期贷款会员2021-12-212021-12-210001826600US-GAAP：额外实收资本会员2023-12-310001826600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mntk: customerBMeb2024-04-012024-06-300001826600US-GAAP：美国国债普通股会员2023-06-300001826600mntk: 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2023-04-012023-06-300001826600US-GAAP：TransferredateDaTime2023-04-012023-06-300001826600US-GAAP：已转移的加班会员MNTK：可再生天然气和可再生发电会员US-GAAP：客户集中度风险成员US-GAAP：与客户产品和服务基准成员签订合同的收入MNTK：可再生能源会员2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：额外实收资本会员2024-01-012024-06-300001826600MNTK：非合格股票期权会员2023-04-012023-06-3000018266002024-06-300001826600MNTK: MRIEICP 2023 年 1 月奖励会员2024-01-012024-06-300001826600MNTK：天然气环境属性会员2024-01-012024-06-300001826600US-GAAP：建筑和建筑改善成员2024-06-300001826600MNTK：可再生能源发电成员2023-04-012023-06-300001826600MNTK: 天然气大宗商品会员US-GAAP：已转移的加班会员2023-04-012023-06-300001826600US-GAAP：留存收益会员2024-01-012024-06-30xbrli: purexbrli: sharesMNTK：可报告的细分市场信息MNTK: 员工mntk: 数字iso4217: 美元iso4217: 美元xbrli: shares

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	☐	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 143,613,398 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	50

第 4 项。	控制和程序	50

第二部分其他信息		51

第 1 项。	法律诉讼	51

第 1A 项。	风险因素	51

第 2 项。	未注册的股权证券销售和所得款项的使用	51

第 3 项。	优先证券违约	51

第 4 项。	矿山安全披露	51

第 5 项。	其他信息	51

第 6 项。	展品	52

签名		53

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：

•

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别事件；

•

持续的通货膨胀可能会增加我们的运营成本或增加我们现有或新项目的建设成本；

•

利率上升可能会增加未来债务的借贷成本；

•

可能无法吸引和留住公司的合格人员，或者可能因此而增加对第三方承包商的依赖，以及禁止竞争条款可能无法与我们的员工强制执行；

•

新项目的开发和优化周期的长度，包括我们可再生能源项目的设计和施工过程；

•

依赖第三方制造产品和服务以及我们的垃圾填埋业务；

•

我们来自垃圾填埋场和畜牧场运营的原料的数量、质量和一致性；

•

我们的可再生天然气和可再生发电领域依赖与电力公用事业配电和输电设施以及天然气运输管道的互连和接入；

•

我们以历史交易对手份额百分比续订路径提供商共享安排的能力；

•

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；

•

收入集中于少数客户和项目；

•

我们在信贷额度下的未偿债务和限制；

•

我们在到期之前延长燃料供应协议的能力；

•

我们满足PPA下里程碑要求的能力；

•

影响我们运营的现行法规以及法规和政策的变更；

•

根据2022年《通货膨胀减少法》延长生产税抵免和其他税收抵免优惠的预期收益；

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。


	截至6月30日，			截至12月31日，
资产	2024			2023
流动资产：
现金和现金等价物	$	42,285		$	73,811
账款和其他应收款		21,984			12,752
当前限制性现金		8			8
应收所得税		506		—
衍生工具的当前部分		766			785
预付费用和其他流动资产		5,598			2,819
流动资产总额	$	71,147		$	90,175
非流动限制性现金	$	452		$	423
财产、厂房和设备，净额		244,367			214,289
商誉和无形资产，净额		17,932			18,421
递延所得税资产		1,908			2,076
衍生工具的非流动部分		515			470
经营租赁使用权资产		4,165			4,313
融资租赁使用权资产		147			36
关联方应收账款		10,158			10,138
其他资产		11,181			9,897
总资产	$	361,972		$	350,238

负债和股东权益
流动负债：
应付账款	$	11,864		$	7,916
应计负债		20,671			12,789
应缴所得税	—				313
经营租赁负债的当前部分		452			420
融资租赁负债的当期部分		67			26
长期债务的当前部分		9,874			7,886
流动负债总额	$	42,928		$	29,350
长期债务，减去流动部分	$	49,685		$	55,614
经营租赁负债的非流动部分		3,953			4,133
融资租赁负债的非流动部分		79			10
资产报废债务		6,113			5,900
其他负债		3,893			4,992

负债总额	$	106,651		$	99,999

承诺和意外开支（附注20）

股东权益

普通股，$0.01面值，授权 690,000,000股份； 143,732,811于 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日发行的股票； 142,186,722和 141,986,189分别于 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日已发行的股份		1,422			1,420
库存股，按成本计算， 1,069,627和 984,762股票分别为 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日		(11,570	)		(11,173	)
额外的实收资本		218,717			214,378
留存收益		46,752			45,614
股东权益总额		255,321			250,239
负债和股东权益总额	$	361,972		$	350,238

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。


	在截至6月30日的三个月中						在截至6月30日的六个月中
	2024			2023			2024			2023
总营业收入	$	43,338		$	53,256		$	82,125		$	72,409

运营费用：
运营和维护费用		18,662			15,221			33,113			29,402
一般和管理费用		8,737			8,745			18,166			18,220
特许权使用费、运输、收集和生产燃料		9,077			10,205			15,593			14,138
折旧、损耗和摊销		5,823			5,251			11,257			10,447
减值损失		171			274			699			726
交易成本		—			3			61			86
运营费用总额	$	42,470		$	39,699		$	78,889		$	73,019
营业收入（亏损）	$	868		$	13,557		$	3,236		$	(610	)

其他支出（收入）：
利息支出	$	1,286		$	711		$	2,451		$	2,386
其他收入		(50	)		(90	)		(1,110	)		(84	)
其他支出总额（收入）	$	1,236		$	621		$	1,341		$	2,302
所得税前（亏损）收入	$	(368	)	$	12,936		$	1,895		$	(2,912	)

所得税支出（福利）		344			11,933			757			(127	)
净（亏损）收入	$	(712	)	$	1,003		$	1,138		$	(2,785	)

每股（亏损）收益：
基本	$	(0.01	)	$	0.01		$	0.01		$	(0.02	)
稀释	$	(0.01	)	$	0.01		$	0.01		$	(0.02	)

已发行普通股的加权平均值：
基本		142,069,697			141,633,417			142,027,943			141,633,417
稀释		142,069,697			142,045,498			142,252,085			141,633,417

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。


	普通股				库存股
	股票		金额		股票		金额			额外的实收资本		留存收益			权益总额
截至 2024 年 3 月 31 日的余额		141,986,189	$	1,420		984,762	$	(11,173	)	$	216,619	$	47,464		$	254,330
普通股的发行		200,533		2		—		—			—		—			2
库存股		—		—		84,865		(397	)		—		—			(397	)
净亏损		—		—		—		—			—		(712	)		(712	)
基于股票的薪酬		—		—		—		—			2,098		—			2,098
截至 2024 年 6 月 30 日的余额		142,186,722	$	1,422		1,069,627	$	(11,570	)	$	218,717	$	46,752		$	255,321

截至2023年3月31日的余额		141,633,417	$	1,416		971,306	$	(11,051	)	$	207,830	$	26,878		$	225,073
净收入		—		—		—		—			—		1,003			1,003
基于股票的薪酬		—		—		—		—			1,725		—			1,725
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

截至2023年12月31日的余额		141,986,189	$	1,420		984,762	$	(11,173	)	$	214,378	$	45,614		$	250,239
普通股的发行		200,533		2		—		—			—		—			2
库存股		—		—		84,865		(397	)		—		—			(397	)
净收入		—		—		—		—			—		1,138			1,138
基于股票的薪酬		—		—		—		—			4,339		—			4,339
截至 2024 年 6 月 30 日的余额		142,186,722	$	1,422		1,069,627	$	(11,570	)	$	218,717	$	46,752		$	255,321

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
净亏损		—		—		—		—			—		(2,785	)		(2,785	)
基于股票的薪酬		—		—		—		—			3,495		—			3,495
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

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。


	在截至6月30日的六个月中
	2024			2023
来自经营活动的现金流：
净收益（亏损）	$	1,138		$	(2,785	)
调整以将净收益（亏损）与运营提供的净现金进行对账活动：
折旧、损耗和摊销		11,257			10,447
递延所得税准备金（收益）		168			87
基于股票的薪酬		4,339			3,495
衍生品按市值计价调整和结算		(26	)		(119	)
出售资产的净亏损		71			37
盈出负债（减少）增加		(465	)		350
增加资产报废债务		220			202
与出售的房产相关的负债		(225	)		—
债务发行成本的摊销		180			184
减值损失		699			726
运营资产和负债的变化：
账目和其他应收账款和其他流动资产		(13,934	)		(13,246	)
应付账款和其他应计费用		11,063			6,699
经营活动提供的净现金	$	14,485		$	6,077
来自投资活动的现金流：
资本支出	$	(40,764	)	$	(29,588	)
资产收购		(820	)		—
现金抵押存款		29			1
用于投资活动的净现金	$	(41,555	)	$	(29,587	)
来自融资活动的现金流：
偿还长期债务	$	(4,000	)	$	(4,000	)
普通股发行		2			-
购买美国国库股票		(397	)		-
融资租赁付款		(32	)		(36	)
用于融资活动的净现金	$	(4,427	)	$	(4,036	)
现金和现金等价物及限制性现金的净减少	$	(31,497	)	$	(27,546	)
期初的现金和现金等价物以及限制性现金	$	74,242		$	105,606
期末的现金和现金等价物以及限制性现金	$	42,745		$	78,060
年底对现金、现金等价物和限制性现金进行对账时期:
现金和现金等价物	$	42,285		$	77,630
限制性现金和现金等价物-当前		8			22
限制性现金和现金等价物-非流动		452			408
	$	42,745		$	78,060

补充现金流信息：
支付利息的现金	$	2,366		$	2,460
为所得税支付的现金		1,407			865
账户中包含的不动产、厂房和设备的应计购款应付和应计负债		7,697			6,565

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。

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 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。该公司目前的业务位于 14 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。该公司销售可再生天然气和可再生电力，利用联邦和州激励其使用的政策提供的环境属性溢价。

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 60温室气体减排要求百分比）RIN。RIN是燃料调配商的合规单位，由RFS计划设立，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。

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、REC、LCFS抵免、税收抵免和其他激励措施的形式向可再生能源项目的最终用户、分销商、系统集成商和制造商提供，这些激励措施促进了可再生能源的使用，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关于S-X条例10-Q表和第10-01条的指示编制的。因此，它们不包括GAAP要求的完整财务报表的所有信息和披露。管理层认为，未经审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，以公允列报公司的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2024年3月14日向美国证券交易委员会提交的10-k表年度报告（“2023年年度报告”）中包含的截至2023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2024年6月30日的三个月和六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2023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，请参阅公司2023年年度报告中截至2023年12月31日止年度的经审计的财务报表及其附注。

该公司在中报告分部信息三细分市场：RNG、可再生能源发电和企业。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。管理层将注释1中描述的上述商业服务和产品分为两个不同的运营领域：可再生天然气和可再生发电。公司部门主要包括未分配给RNG和可再生能源发电的一般和管理费用。以下是对公司各部门和其他活动的描述。

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171 和 $274 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元699 和 $726 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。2024 年 2 月 18 日，为一在其REG场地中，该公司签订了销售账单、转让和承担协议，在燃料供应协议终止日期之前将其现有燃料供应协议的权利和财产出售给场地托管方，并收到了 $1,000 收益。出售、转让和承担协议的生效日期为2024年10月1日。公司选择在转让日期之前停止运营，因此长期资产和无形资产的剩余账面价值减值了美元312。剩下的美元387 减值是指被认为过时或无法用于当前业务的各种可再生天然气设备。2023

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 21% 和 18分别占截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月收入的百分比，以及 24% 和 28分别占截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月收入的百分比。

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 79% 和 82分别占截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月收入的百分比，以及 76% 和 72截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月分别为百分比。公司在客户获得对环境属性的控制权时确认环境属性收入，这通常是环境属性的所有权在交付时移交给客户的时候。在少数情况下，所有权不会转让给客户，并且只有在客户接受环境属性后才能确认收入。

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
	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	$	340	$	6,739	$	7,079
天然气环境属性		31,743		—		31,743
电子商品		—		2,550		2,550
电气环境属性		1,966		—		1,966
	$	34,049	$	9,289	$	43,338
运营部门：
RNG	$	32,083	$	6,739	$	38,822
REG		1,966		2,550		4,516
	$	34,049	$	9,289	$	43,338


	截至2023年6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	$	202	$	6,995	$	7,197
天然气环境属性		41,375		—		41,375
电子商品		—		2,802		2,802
电气环境属性		1,882		—		1,882
	$	43,459	$	9,797	$	53,256
运营部门：
RNG	$	41,577	$	6,995	$	48,572
REG		1,882		2,802		4,684
	$	43,459	$	9,797	$	53,256


	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
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	689	$	13,925	$	14,614
天然气环境属性		58,075		—		58,075
电子商品		—		5,581		5,581
电气环境属性		3,855		—		3,855
	$	62,619	$	19,506	$	82,125
运营部门：
RNG	$	58764	$	13,925	$	72,689
REG		3,855		5,581		9,436
	$	62,619	$	19,506	$	82,125


	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
主要商品/服务专线：
天然气大宗商品	$	407	$	14,871	$	15,278
天然气环境属性		48,018		—		48,018
电子商品		—		5,423		5,423
电气环境属性		3,690		—		3,690
	$	52,115	$	20,294	$	72,409
运营部门：
RNG	$	48,425	$	14,871	$	63,296
REG		3,690		5,423		9,113
	$	52,115	$	20,294	$	72,409

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。没有截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的储备支出已入账。

不动产、厂房和设备的折旧费用为 $5,473 和 $4,862 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元10,554 和 $9,669 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。天然气矿产权的耗尽费用为 $91 和 $128 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元182 和 $256 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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 18 到 36 几个月，完成后，成本投入使用并开始折旧。

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 $820 用于位于北卡罗来纳州的土地。根据ASC 805 “企业合并”，资产收购被记作资产收购，收购价格已全部分配给不动产、厂房和设备内的土地，扣除公司合并资产负债表。

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	$	60	$	60
寿命无限的无形资产：
土地使用权		328		329
寿命无限的无形资产总额：	$	328	$	329
寿命有限的无形资产：
互联，扣除累计摊销额的 $4,218和 $3,847	$	14,214	$	14,584
客户合同，扣除累计合同美元的摊销17,355和 $17,254		3,330		3,448
寿命有限的无形资产总额：	$	17,544	$	18,032
商誉和无形资产总额	$	17,932	$	18,421

截至2024年6月30日，客户合同和互连的加权平均剩余使用寿命为 14 年份。摊销费用为 $246 和 $243 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元490 和 $486 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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 $218 截至2024年6月30日的六个月中，估计值的变化是由于RNG燃料供应协议的延期以及RNG项目需要重新评估。这美元225 负债减少归因于注释3中所述的REG场地出售。

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 6月30日			截至12月31日的年度
	2024			2023
资产报废义务——期初	$	5,900		$	5,493
增值费用		220			407
估计值的变化		218		—
与出售的房产相关的负债		(225	)	—
资产报废义务——期末	$	6,113		$	5,900

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。由于采用了经济套期保值策略，公司在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的合并经营报表中出现了以下现金收益/亏损和非现金收益/亏损：


		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		(64	)		516
净（亏损）收益		$	(64	)	$	516

		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		26			119
净收益		$	26		$	119

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	$	—	$	1,281	$	—		$	1,281
资产报废债务		—		—		(6,113	)		(6,113	)
Pico 盈利负债		—		—		(4,644	)		(4,644	)
	$	—	$	1,281	$	(10,757	)	$	(9,476	)

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
应计费用	$	7,618	$	3,983
工资和相关福利		2,864		2,355
特许权使用费		7,693		3,897
效用		1,625		1,653
应计利息		778		827
其他		93		74
应计负债	$	20,671	$	12,789

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	$	60,000		$	64,000
减去：当前本金到期日		(1万个	)		(8000	)
减去：债务发行成本（长期债务）		(315	)		(386	)
长期债务	$	49,685		$	55,614
长期债务的当前部分		9,874			7,886
债务总额	$	59,559		$	63,500

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

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80,000，重新定义了总杠杆比率（定义见信贷协议），并取消了RIN下限（定义见第二修正案）作为违约事件。与第二修正案有关，公司偿还了未偿定期贷款 $38,250 由此产生的季度本金分期付款减少到美元2500。

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80,000 定期贷款，一美元12万循环信贷额度，包括美元75,000 手风琴功能。定期贷款按季度分期偿还，每季度分期偿还美元2,000 到 2024 年，然后增加到 $3,000 从 2025 年到 2026 年，最后一笔款项为 $32,000 在 2026 年底。

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 $2,027 费用。在这笔金额中，美元326 已支出，而且美元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美元90 和 $92 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元180 和 $184 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中，分别记入合并运营报表的利息支出。

截至2024年6月30日，美元60,000 在定期贷款项下尚未偿还。此外，该公司有 $2,505 截至2024年6月30日的未清信用证的数量。循环信贷额度下的可用金额减去信用证项下的任何未清金额。截至2024年6月30日，公司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率指数利率计息，外加适用的利润。截至2024年6月30日和2023年12月31日的利率为 6.19% 和 6.11分别为％。

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。


	在截至6月30日的三个月中
	2024			2023
所得税的费用准备金	$	344		$	11,933
有效税率		(93	%)		92	%


	在截至6月30日的六个月中
	2024			2023
所得税的费用（福利）准备金	$	757		$	(127	)
有效税率		40	%		4	%

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 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，则此类奖励以公司的普通股结算。与这些奖励相关的股票薪酬支出为 $345 和 $51 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为 $702 和 $594 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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”）授予了二本公司雇用的与此类收购相关的员工。斯普斯卡奖将在五年内授予，并视该期间达到的时间和绩效授予标准而定。2022年5月，对RS奖励进行了修订，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美元15,500。与这些奖励相关的股票薪酬支出为 $1,097 和 $1,227 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为 $2,324 和 $2,454 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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 $656 和 $447 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为 $1,313 和 $447 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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


	2023 年 9 月奖项
授予的期权		225,000
无风险利率	4.44%-4.65%
预期的波动率	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%
预期的波动率	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	%
预期的波动率		32	%
预期期权寿命（以年为单位）		5.5
授予日期公允价值	$	3.44

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：


	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-2023 年 12 月 31 日		1,638,678		$	11.91		15万		$	10.09		2,325,000	$	7.04
期初——2024 年 1 月 1 日		1,638,678		$	11.91		15万		$	10.09		2,325,000	$	7.04
已授予		—			—		1万个			6.48		—		—
既得		(285,398	)		11.98		—			—		—		—
被没收		—			—		—			—		—		—
期末-2024 年 6 月 30 日的余额		1,353,280		$	11.89		160,000		$	9.87		2,325,000	$	7.04

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		—		—			—			—		2,100,000		4.25
既得		—			—		—			—		—		—
被没收		(73,395	)		11.38		(80,000	)		10.23		—		—
期末-2023 年 6 月 30 日		1,954,906		$	11.82		20 万		$	10.09		2,100,000	$	4.25

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13,882 并且大约会被认出来的 4.25 年份。

附注 15 — 固定缴款计划

公司为符合条件的员工维持401（k）固定缴款计划。公司匹配 50员工延期费的百分比，不超过 4%。该公司还做出了贡献 3符合条件的员工薪酬支出作为安全港缴款的百分比。相应的捐款按比例分配到期了四年服务，而安全港捐款立即归属。与401（k）计划相关的支出为美元191 和 $186 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元412 和 $329 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。

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

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5,000 向MnK要求MnK根据经修订的1962年《南非所得税法》（1962年第58号法）（“南非所得税法”）支付重组交易产生的股息纳税义务。2021年2月22日，公司和MnK签订了经修订和重述的本票（“经修订的本票”），将贷款的本金总额增加到美元7,140总体而言，2021年12月22日签订了第二份修订和重述的贷款协议和有担保本票（“第二修正本票”），将贷款的本金总额增加到美元8,940，总体而言，2022年12月22日签订了第二经修订和重述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”），以增加贷款本金总额为美元10,040，总体而言，将贷款的到期日延长至2023年12月31日，并于2023年12月27日签订了第四次修订和重述的贷款协议和有担保本票，将贷款的到期日延长至2033年12月31日，每份协议均符合公司、MnK及其另一方于2020年11月6日签订并于1月14日修订的交易实施协议中规定的公司义务，2021。第三次修订和重述的贷款协议和有担保本票增加了公司的担保权益 800,000 本公司普通股的股份至 976,623 MnK 拥有的公司股份。MnK必须使用任何此类股票出售的收益来偿还票据。经修订的本票有默认条款，MnK将向公司交还任何未售出的公司股份，以支付票据的偿还款。

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10,158 和 $10,138 分别截至2024年6月30日和2023年12月31日。

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 $5 和 $49 在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为美元8 和 $103 分别在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中。截至 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日，分别为 $32 和 $11 是欠的。

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。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” 指的是可再生天然气，“REG” 是指可再生发电。


	截至 2024 年 6 月 30 日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	38,838	$	4,500		$	—		$	43,338
净收益（亏损）		11,692		(1,961	)		(10,443	)		(712	)
EBITDA		16,222		(716	)		(8,765	)		6,741
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)		16,442		(716	)		(8,765	)		6,961
总资产		182,387		98,219			81,366			361,972
资本支出		6,241		12,315			221			18,777

(1)

2024年第二季度息税折旧摊销前利润对账


	截至 2024 年 6 月 30 日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	11,692	$	(1,961	)	$	(10,443	)	$	(712	)
折旧、损耗和摊销		4,530		1,244			49			5,823
利息支出		—		1			1,285			1,286
所得税支出		—		—			344			344
EBITDA	$	16,222	$	(716	)	$	(8,765	)	$	6,741
减值损失		171		—			—			171
出售资产的净亏损		49		—			—			49
调整后 EBITDA	$	16,442	$	(716	)	$	(8,765	)	$	6,961


	截至2023年6月30日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	48,609	$	4,647		$	—		$	53,256
净收益（亏损）		23,029		(536	)		(21,490	)		1,003
EBITDA		26,921		762			(8,785	)		18,898
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)		27,195		762			(8,782	)		19,175
总资产		168,669		56,677			110,994			336,340
资本支出		14,949		1,363			(2	)		16,310

(2) 2023 年第二季度息税折旧摊销前利润对账

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：


	截至2023年6月30日的三个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	23,029	$	(536	)	$	(21,490	)	$	1,003
折旧、损耗和摊销		3,892		1,298			61			5,251
利息支出		—		—			711			711
所得税支出		—		—			11,933			11,933
EBITDA	$	26,921	$	762		$	(8,785	)	$	18,898
减值损失		274		—			—			274
交易成本		—		—			3			3
调整后 EBITDA	$	27,195	$	762		$	(8,782	)	$	19,175

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。


	截至 2024 年 6 月 30 日的三个月
	RNG			REG		企业		总计
客户 A		28.9	%		—		—		28.9	%
客户 B		25.1	%		—		—		25.1	%


	截至2023年6月30日的三个月
	RNG			REG		企业		总计
客户 A		20.7	%		—		—		20.7	%
客户 B		18.8	%		—		—		18.8	%
客户 C		11.8	%		—		—		11.8	%


	截至2024年6月30日的六个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	23,250	$	(574	)	$	(21,538	)	$	1,138
折旧、损耗和摊销		8,605		2,541			111			11,257
利息支出		—		1			2,450			2,451
所得税支出		—		—			757			757
EBITDA	$	31,855	$	1,968		$	(18,220	)	$	15,603
减值损失		387		312			—			699
出售资产的净亏损		71		—			—			71
交易成本		—		—			61			61
调整后 EBITDA	$	32,313	$	2,280		$	(18,159	)	$	16,434


	截至2023年6月30日的六个月
	RNG		REG			企业			总计
总收入	$	63,393	$	9,016		$	—		$	72,409
净收益（亏损）		18,689		(801	)		(20,673	)		(2,785	)
EBITDA		26,428		1,784			(18,291	)		9,921
调整后的息税折旧摊销前利润 (4)		27,191		1,784			(18,205	)		10,770
总资产		168,669		56,677			110,994			336,340
资本支出		25,190		4,394			4			29,588

(4) 2023 年前六个月息税折旧摊销前利润对账

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：


	截至2023年6月30日的六个月
	RNG		REG			企业			总计
净收益（亏损）	$	18,689	$	(801	)	$	(20,673	)	$	(2,785	)
折旧、损耗和摊销		7,739		2,585			123			10,447
利息支出		—		—			2,386			2,386
所得税优惠		—		—			(127	)		(127	)
EBITDA	$	26,428	$	1,784		$	(18,291	)	$	9,921
减值损失		726		—			—			726
出售资产的净亏损		37		—			—			37
交易成本		—		—			86			86
调整后 EBITDA	$	27,191	$	1,784		$	(18,205	)	$	10,770

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：


	在截至6月30日的三个月中
	2024			2023
为计量中包含的金额支付的现金经营租赁负债	$	178		$	86
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		5.45			5.99
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%


	在截至6月30日的六个月中
	2024			2023
为计量中包含的金额支付的现金经营租赁负债	$	331		$	172
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		5.45			5.99
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%


	在截至6月30日的三个月中
	2024			2023
为计量中包含的金额支付的现金为租赁负债融资	$	13		$	19
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		2.54			0.43
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%


	在截至6月30日的六个月中
	2024			2023
为计量中包含的金额支付的现金为租赁负债融资	$	32		$	38
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）		2.54			0.43
加权平均折扣率		5.00	%		5.00	%

未来的最低融资租赁付款额如下：


年底
2024	$	37
2025		76
2026		32
2027		1
2028		1
此后		10
估算利息		(11	)
总计	$	146


	在截至6月30日的三个月中
	2024			2023
净（亏损）收入	$	(712	)	$	1,003
基本加权平均已发行股票		142,069,697			141,633,417
基于股份的奖励的稀释效应		—			412,081
摊薄后的加权平均已发行股票		142,069,697			142,045,498
每股基本（亏损）收益	$	(0.01	)	$	0.01
每股摊薄（亏损）收益	$	(0.01	)	$	0.01


	在截至6月30日的六个月中
	2024			2023
净收益（亏损）		1,138			(2,785	)
基本加权平均已发行股票		142,027,943			141,633,417
基于股份的奖励的稀释效应		224,142			—
摊薄后的加权平均已发行股票		142,252,085			141,633,417
每股基本收益（亏损）	$	0.01		$	(0.02	)
摊薄后每股收益（亏损）	$	0.01		$	(0.02	)

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 207,501 和 631,354 分别被排除在摊薄后的每股亏损中，因为其影响本来是反稀释的。

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 $2,911 一般和管理费用中的非现金股票薪酬支出。

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。


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%


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

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。

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：

•

监管或政策举措，包括联邦 RFS 计划以及加利福尼亚州、俄勒冈州或加拿大等州的州级或国家级低碳燃料计划，这些举措推动了对可再生天然气及其衍生环境属性的需求（详见下文）。

•

可再生天然气运营的效率、机动性和资本成本灵活性使他们能够在多个市场中成功竞争。我们的运营模式非常灵活，因为我们通常使用模块化设备；我们的可再生天然气处理设备比化石燃料处理设备更高效。

•

以天然气为燃料的汽车对压缩天然气（“CNG”）的需求。我们生产的可再生天然气具有管道质量，转换为压缩天然气后可用于运输燃料。压缩天然气通常由靠近加油站的中型车队使用，例如城市车队、当地送货卡车和垃圾运输车。

•

监管要求、市场压力和公共关系挑战增加了批准新的化石燃料设施的时间、成本和难度。

影响我们未来经营业绩的因素：

将电力项目转换为 RNG 项目：

我们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：

•

在项目开始运营之前，销售、一般和管理费用增加的影响：我们在开发新的可再生天然气项目时承担了大量费用。根据2024年7月1日生效的沼气监管改革规则，在获得EPA注册之前，理论上不再允许为下一代RIN储存可再生天然气，并且在将可再生天然气注入管道后将不再延迟接收RIN。我们预计，取消理论存储，再加上更及时的EPA注册，不会对管道注入后RIN开始创收产生重大影响。

来自新燃料来源的项目收入构成的变化：随着我们扩展到畜牧业项目，我们的环境属性收入构成将发生变化。我们认为，畜牧场为我们提供了一个有利可图的机会，因为例如，奶牛场项目的LCFS信贷价值是垃圾填埋项目获得的抵免额的倍数，这是由于畜牧场的CI分数明显更具吸引力。

•

与追求未实现的潜在项目相关的费用：我们为开展潜在项目而产生费用，目标是网站托管人接受我们的提案或在竞争性竞标过程中获得项目授权。从历史上看，我们一直在评估机会，这些机会是由于潜在项目未达到我们的内部投资门槛或在竞争性竞标过程中缺乏成功而决定不进一步寻求的。如果我们寻求更多的项目或项目的竞标变得更具竞争力，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。

•

可再生天然气收入：我们记录了来自生产和销售可再生天然气的收入以及源自可再生天然气的环境属性（例如RIN和LCFS信贷）的生成和销售收入。我们通过环境属性获得的RNG收入是扣除与承购交易对手共享的部分环境属性作为对手使用RNG作为运输燃料的对价。我们的某些路径提供商共享安排将在2024年到期。虽然我们没有经历过重大的

与当前续订相关的路径提供商共享的环境属性的增加，我们当前的路径续订百分比高于历史交易对手的份额百分比。如果这些路径份额百分比继续超过我们的历史交易对手份额百分比，我们将考虑通过固定价格合约将RNG的更大一部分货币化，以减轻这种影响。我们根据固定价格协议将部分随机天然气产量货币化，该协议提供的底价超过大宗商品指数。

•

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来自可再生能源的环境属性（例如可再生电力）的生产和销售的收入。我们所有的可再生电力生产均根据现有运营项目的固定价格PPA获利。

•

公司收入：公司报告我们的天然气对冲计划下的已实现和未实现收益或亏损。该公司没有任何活跃的天然气对冲计划。企业还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。

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。

•

尽管我们与Rumpke设施的垃圾填埋场主合作开展气体收集工作，但环境因素影响了现场的天然气开采。尽管该场地继续扩大其废物摄入量以及我们继续扩大井场收集量，但在整个2024年，我们的废物量都受到了影响。与井场环境因素相关的缓解工作将持续到2024年。

•

我们麦卡蒂工厂的垃圾填埋场主改变了其井场收集系统，这导致我们设施接收的原料中的氮气升高。此外，垃圾填埋场主机修改了井场分叉方法，这影响了该设施接收的原料数量。我们正在与垃圾填埋场主合作，但麦卡蒂工厂可供处理的原料量仍然较少。

•

沼气质量：我们依赖于现场合作伙伴提供的沼气的质量和可用性。我们垃圾填埋项目现场的废物质量可能会根据所接受的废物的数量和类型而变化。沼气质量的变化可能会影响我们的可再生天然气产量。在我们的三个项目中，我们运行井场收集系统，该系统可以更好地控制所收集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，从而提高沼气质量。

•

我们的增长项目产生的天然气产量：随着露天垃圾填埋场继续吸收更多废物以及可供收集的天然气量的增加，我们预计某些现有项目的产量将增加。延迟开始生产或在新项目或改造项目中出现延期投产问题将推迟该项目的生产。

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。

•

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、员工沟通以及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意外的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。气体调节和工艺设备预防性维护间隔的时间安排可能会影响我们在给定季度内运营和维护费用的时间和金额。

•

特许权使用费、运输、采集和生产燃料费用：特许权使用费是指向我们的设施托管方支付的款项，通常按收入的百分比构成。运输和采集费用包括容量和计量费用，代表向客户交付可再生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。生产燃料费用通常是根据沼气原料的使用量支付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费用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费用。我们可能会不时成为正常业务过程中出现的法律诉讼的当事方，这可能会增加我们的法律费用。我们预计，2024年我们持续开发蒙托克农业可再生能源相关的一般和管理费用将增加。我们还预计，与2023年董事会批准向公司高管授予股票期权相关的股票薪酬相关的一般和管理费用将持续不断。2024年8月，我们加快了向非高管授予某些限制性股票奖励的进程，这些奖励截至2024年6月30日因员工解雇而尚未归属。我们在一般和管理费用中确认了2,911美元的非现金股票薪酬支出，这些费用不会经常发生。我们核算了与通过FasB ASC 718下的股权和激励薪酬计划发放的补助金相关的基于股份的薪酬。欲了解更多信息，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注14，其中与基于股份的薪酬有关。

•

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。我们花费大量资金来建造和拥有我们的设施。除了开发资本外，我们每年还进行再投资以维护这些设施。

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：

•

产量：我们根据可再生天然气和可再生电力的产量计算单位，分别以百万英热单位和兆瓦时来衡量，按地点对业绩进行评估。虽然生产单位测量值可能会受到日程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可变价格协议将大部分随机天然气商品生产的货币化。我们的可再生天然气板块大宗商品产量的一部分根据固定价格合约获利。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：我们将从生产可再生天然气和可再生电力中获得的环境属性货币化。我们将RNG生产产生的部分RIN结转到次年，并在下一个日历年将结转的RIN货币化。我们的大部分可再生天然气板块的环境属性都是自我货币化的。我们的大部分可再生发电板块环境属性都作为固定价格PPA的一部分货币化。

•

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商品价格，以及RIN、LCFS信贷和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变为货币化。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。


	在截至的三个月中 6月30日									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交易量价格合约		(330)	)		(325)	)		(5)	)		1.5	%
另外：前期按当期分配的随机天然气交易量期间		384			418			(34)	)		(8.1	%)
减去：本期 RNG 产量不是分配		(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 (兆瓦时)		45			49			(4)	)		(8.2)	%)
平均已实现价格 $/MWh（实际）	$	100.00		$	94.84		$	5.16			5.4	%

(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生成 RIN，我们不自行销售。

(2)

一百万英热单位的RNG与11.727加仑的乙醇的能量含量相同，因此根据RFS计划，可以产生11.727个RIN。

(3)

代表报告期内可供我们自行销售的 RIN。

(4)

表示尚未分配用于生成 RIN 的天然气产量。


	在截至的三个月中 6月30日								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。

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。

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％）。


	在截至的六个月中 6月30日									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。


	在截至的六个月中 6月30日								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。

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。

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。

在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，我们记录的减值亏损分别为171美元和274美元。2024年第二季度的减值损失主要与当前业务中被认为过时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可再生天然气机械和原料加工设备，这些设备已不再投入运营并记录在我们的可再生天然气板块。

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 6月30日
	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

(1)

在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中，我们记录的减值亏损分别为699美元和726美元。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

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。

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2023年6月30日至2024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3.25至1.00，截至2024年6月30日及以后的任何财政季度末的总杠杆率不超过3.00至1.00；以及

•

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

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

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 6月30日
	2024			2023
提供的净现金（用于）：
运营活动	$	14,485		$	6,077
投资活动		(41,555)	)		(29,587)	)
融资活动		(4,427)	)		(4,036)	)
现金和现金等价物的净减少		(31,497)	)		(27,546)	)
限制性现金，期末		460			430
现金和现金等价物，期末		42,745			78,060

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。

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。

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

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。

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。


展览数字		描述



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-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

101.SCH		带有嵌入式 Linkbase 文档的内联 XBRL 分类扩展架构

104		封面格式为 Inline XBRL 并包含在附录 101 中


特拉华	85-3189583
（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）

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）


	2024年6月30日			2023 年 12 月 31 日
土地	$	1,568		$	748
建筑物和装修		36,310			30,329
机械和设备		273,778			255,421
天然气矿产权		35,526			35,526
施工正在进行中		81,873			67,747
总计	$	429,055		$	389,771
减去：累计折旧和摊销		(184,688	)		(175,482	)
不动产、厂房和设备，净额	$	244,367		$	214,289


	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


	2024年6月30日		2023 年 12 月 31 日
应收账款	$	21,737	$	12,557
其他应收账款		169		148
可报销的费用		78		47
账款和其他应收款，净额	$	21,984	$	12,752


2024年8月8日	蒙托克可再生能源有限公司

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

	作者：	/s/ 凯文 A. 范阿斯达兰
		凯文 A. 范阿斯达兰
		首席财务官（首席财务和会计官）

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