Investor Presentation SECOND QUARTER 2023 RESULTS AUGUST 9, 2023 Cautionary Statement Regarding Forward-Looking and non-GAAP Financial Information This presentation contains "forward-looking statements" within the meaning of U.S. federal securities laws that involve substantial risks and uncertainties. All statements other than statements of historical or current fact included in this presentation are forward-looking statements. Forward-looking statements refer to our current expectations and projections re ...

公司业务组合情况 - 公司运营组合包括12个RNG项目和3个可再生电力项目，分布在六个州[103] 项目建设与投产计划 - Pico消化能力提升项目预计2023年下半年完成，增加产量300 MMBtu/天，资本支出最多1.8万美元[106] - 第二个Apex RNG设施预计2024年下半年投产，产量2100 MMBtu/天，资本支出2.5 - 3.5万美元[106] - 蓝花岗岩RNG设施预计2025年投产，产量900 MMBtu/天，资本支出2.5 - 3.5万美元[106] - 鲍尔曼RNG项目预计2026年投产，产量3600 MMBtu/天，资本支出8.5 - 9.5万美元[106] 公司业务合作协议 - 2023年7月公司与杜克能源签署REC协议，预计设施投产后每年最多销售47个REC[115] - 2023年7月公司与EENA签署意向书，预计2026年开始供应二氧化碳，交付期长达15年[117] 行业政策规定 - EPA为2023 - 2025年RFS设定的纤维素生物燃料最终数量分别为8.38亿、10.9亿和13.76亿RINs[122] - 2024年7月1日或之后注册的新RFS参与设施需从该日起遵守沼气监管改革规定[122] - 2025年1月1日起，所有RFS参与者必须遵守沼气监管改革规定[122] 项目优势情况 - 2023年第一季度，公司Pico奶牛场项目获CARB更具吸引力的CI，产生的LCFS信用是垃圾填埋场项目的数倍[129] RINs销售情况 - 截至2023年6月30日，公司已出售所有已产生但未售出的RINs，并承诺出售2023年第三季度预计产生的大部分RINs，2023年7月承诺销售的平均实现价格达到或高于D3 RIN指数平均价格[130] 2023年第二季度财务数据关键指标变化 - 2023年第二季度，可再生天然气总营收4860.9万美元，较2022年同期的6456.6万美元减少1595.7万美元，降幅24.7%[136] - 2023年第二季度，可再生电力发电总营收464.7万美元，较2022年同期的432.9万美元增加31.8万美元，增幅7.3%[136] - 2023年第二季度，CY RNG产量为1431 MMBtu，较2022年同期的1469 MMBtu减少38 MMBtu，降幅2.6%[136] - 2023年第二季度，当前RIN生成量为13568（x 11.727），较2022年同期的12499增加1069，增幅8.6%[136] - 2023年第二季度，可再生天然气运营费用为2141.2万美元，较2022年同期的2560.5万美元减少419.3万美元，降幅16.4%[136] - 2023年第二季度，REG运营费用为392.6万美元，较2022年同期的428.4万美元减少35.8万美元，降幅8.4%[136] - 2023年第二季度，可再生电力发电量为49 MWh，较2022年同期的47 MWh增加2 MWh，增幅4.3%[136] - 2023年第二季度，RIN平均实现价格为2.16美元，较2022年同期的3.38美元减少1.22美元，降幅36.1%[136] - 2023年第二季度总营收为53,256美元，较2022年同期的67,884美元减少14,628美元，降幅21.5%[138][139] - 2023年第二季度可再生天然气产量为1,431 MMBtu，较2022年同期的1,469 MMBtu减少38 MMBtu，降幅2.6%[140] - 2023年第二季度可再生天然气业务收入为48,609美元，较2022年同期的64,566美元减少15,957美元，降幅24.7%[141] - 2023年第二季度可再生电力产量约为49 MWh，较2022年同期的47 MWh增加2 MWh，增幅4.3%[142] - 2023年第二季度可再生电力业务收入为4,647美元，较2022年同期的4,329美元增加318美元，增幅7.3%[144] - 2023年第二季度总运营费用为39,699美元，较2022年同期的43,921美元减少4,222美元，降幅9.6%[138] - 2023年第二季度运营收入为13,557美元，较2022年同期的23,963美元减少10,406美元，降幅43.4%[138][158] - 2023年第二季度净收入为1,003美元，较2022年同期的19,152美元减少18,149美元，降幅94.8%[138] - 2023年第二季度所得税费用为11,933美元，较2022年同期的4,565美元增加7,368美元，增幅161.4%[138] - 2023年第二季度有效税率为92.2%，高于2022年同期的19.2%[157] 2023年前六个月财务数据关键指标变化 - 2023年前六个月总营收72,409千美元，较2022年同期的100,055千美元减少27,646千美元，降幅27.6%[163][164] - 2023年前六个月可再生天然气总营收63,393千美元，较2022年同期的97,233千美元减少33,840千美元，降幅34.8%[161][166] - 2023年前六个月可再生电力总营收9,016千美元，较2022年同期的8,300千美元增加716千美元，增幅8.6%[161][168] - 2023年前六个月RNG产量2,783 MMBtu，较2022年同期的2,838 MMBtu减少55 MMBtu，降幅1.9%[161][165] - 2023年前六个月公司自销20,390个RINs，较2022年同期的20,923个减少533个，降幅2.5%[161][166] - 2023年前六个月RIN平均实现价格为2.28美元，较2022年同期的3.39美元减少1.11美元，降幅32.7%[161][164][166] - 2023年前六个月总运营费用73,019千美元，较2022年同期的77,741千美元减少4,722千美元，降幅6.1%[163] - 2023年前六个月一般及行政费用18,220千美元，较2022年同期的17,248千美元增加972千美元，增幅5.6%[163][171] - 2023年前六个月可再生天然气运营和维护费用23,040千美元，较2022年同期的20,540千美元增加2,500千美元，增幅12.2%[172] - 2023年前六个月可再生电力运营和维护费用6,297千美元，较2022年同期的7,134千美元减少837千美元，降幅11.7%[174] - 2023年前六个月特许权、运输、集输和生产燃料费用为14,138美元，较2022年同期的22,296美元减少8,158美元（36.6%）[177] - 2023年前六个月折旧和摊销为10,447美元，较2022年同期的10,286美元增加161美元（1.6%）[178] - 2023年前六个月减值损失为726美元，较2022年同期的120美元增加606美元（504.7%）[179] - 2023年前六个月其他费用为2,302美元，较2022年同期的其他收入30美元减少2,332美元（7,774.5%）[180] - 2023年6月30日止六个月有效税率为4.4%，低于2022年同期的19.3% [182] - 2023年前六个月经营亏损为610美元，较2022年同期的经营利润22,314美元减少22,924美元（102.7%）[183] 公司资产与债务情况 - 2023年6月30日和2022年6月30日，公司现金及现金等价物净额分别为77,630美元和72,195美元[187] - 2023年6月30日，公司债务（未计债务发行成本）为68,000美元，低于2022年12月31日的72,000美元[188] 公司资本支出预计 - 公司预计2023年非开发资本支出在15,000 - 19,000美元之间，开发资本支出在70,000 - 100,000美元之间[196] 公司经营活动现金情况 - 2023年前六个月经营活动提供现金6,077美元，较2022年同期的26,772美元减少[200] 公司表外安排情况 - 2023年前六个月，公司有未结清信用证形式的表外安排约2405美元，2022年前六个月约为3905美元[205] - 公司表外安排仅限于未结清信用证，不依赖其维持流动性和资本资源[203] 公司合同义务情况 - 公司有涉及资产退役义务、债务协议、经营租赁和燃料供应协议的合同义务[204][205][206][207] - 公司燃料供应协议相关的最低特许权使用费和资本义务在8美元至1635美元之间[207] 公司收入确认情况 - 公司收入包括可再生能源及相关环境属性销售，按预期收到的对价净额计量[209][210] - 公司通过生产和销售RNG产生D3 RINs，通过将垃圾填埋场沼气转化为可再生电力产生RECs，相关收入在有协议且控制权转移时确认[212][213] 公司递延税资产情况 - 公司净递延税资产受净经营亏损、固定资产、无形资产和税收抵免结转影响，预计未来美国税前收入能充分利用联邦和大部分州的净经营亏损结转[215][216] 公司无形资产情况 - 公司有限寿命无形资产按直线法在估计使用寿命内摊销，评估其可收回性，若减值按账面价值超过公允价值的金额确认[217][218] 公司性质与财务报表情况 - 公司是新兴成长公司，打算利用JOBS法案的过渡期，可能使财务报表难以与其他公司比较[221] 公司资产减值确认情况 - 2023年上半年和2022年上半年，公司分别确认资产减值726美元和120美元[220]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度总营收1920万美元，较2022年第一季度的3220万美元减少1300万美元，降幅40.5%，主要因战略决策未自销2023年RNG生产的RINs [53] - 2023年第一季度EBITDA亏损900万美元，较2022年第一季度的380万美元减少1280万美元；调整后EBITDA亏损840万美元，较2022年第一季度的700万美元减少1540万美元，降幅220% [36][64] - 2023年第一季度净亏损较2022年第一季度增加270万美元，主要因战略决策未售2023年RNG生产的RINs致收入减少，部分被税收优惠抵消 [36] - 2023年第一季度总一般及行政费用950万美元，较2022年第一季度的850万美元增加100万美元，增幅12.6%，主要因2022年受限股奖励修正案导致股份支付费用增加 [54] - 2023年第一季度资本支出约1330万美元，其中540万、270万和200万美元分别用于Pico设施消化能力提升、北卡罗来纳州Montauk Ag Renewables开发项目和第二个Apex RNG设施 [35] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气（RNG）业务 - 2023年第一季度生产140万MMBtu的RNG，较2022年第一季度的140万MMBtu减少不到10万MMBtu [26] - 2023年第一季度RNG业务营收1480万美元，较2022年第一季度的3270万美元减少1790万美元，降幅54.7%；天然气平均商品定价为每MMBtu 3.42美元，较2022年第一季度低30.9% [56] - 2023年第一季度自销290万RINs，较2022年第一季度的650万减少350万，降幅54.5%，主要因战略决策未自销2023年生产的RINs [28] - 2023年第一季度RIN销售平均实现价格为2.01美元，较2022年第一季度的3.46美元下降41.9%；2023年第一季度平均D3 RIN指数价格为2.03美元，较2022年第一季度低37.5% [57] - 2023年第一季度RNG设施运营和维护费用1130万美元，较2022年第一季度的960万美元增加170万美元，增幅18.6%，主要因McCarty和Apex设施预防性维护费用时间安排不同 [58] - 2023年第一季度RNG运营亏损430万美元，较2022年第一季度的运营利润1300万美元减少1730万美元，降幅133% [34] 可再生电力业务 - 2023年第一季度可再生电力设施营收约440万美元，较2022年第一季度的400万美元增加40万美元，增幅10%，主要因Bowerman设施产量增加 [32] - 2023年第一季度生产约4.6万兆瓦时可再生电力，较2022年第一季度的4.5万兆瓦时增加约1000兆瓦时 [60] - 2023年第一季度可再生电力运营和维护费用290万美元，较2022年第一季度的330万美元减少40万美元，降幅13.7%，因Bowerman设施预防性维护时间安排不同 [61] - 2023年第一季度可再生电力运营亏损30万美元，较2022年第一季度的运营亏损150万美元减少120万美元，降幅83.2% [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2022年12月EPA发布2023 RVO以来，行业D3 RIN指数价格波动，2023年2月市场价格从发布当日的2.43美元降至1.88美元，2023年RVO发布后这三种RIN的平均市场价格约为2.18美元 [30][59] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略决策是2023年第二季度前不承诺转让2023年RNG生产的可用RINs，认为第一季度D3 RIN指数波动是暂时的 [11][31] - 公司进入南卡罗来纳州开发新的垃圾填埋气制RNG设施，预计投产时贡献约90万MMBtu/天的产能，2023年第二季度开始产生资本支出，2025年完成并商业运营 [19] - 公司在Pico设施进行消化能力提升项目，预计2023年第三季度功能完成，2024年奶牛场开始交付第三批也是最后一批增加的原料 [13] - 公司暂停北卡罗来纳州Turkey Creek地点获取NREF地位的注册流程，因运营整合和商业运营预期 [14] - 公司正与潜在电力购买者进行不同阶段的讨论，已与Piedmont Natural Gas签署租赁协议，为北卡罗来纳州Turkey Creek地点互连建设提供场地 [22] - 公司正就加利福尼亚州欧文市现有可再生发电设施旁开发、拥有和运营RNG设施进行后期谈判，预计处理约2485 MMBtu的多余原料 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2023年6月将发布的最终RVO导致第一季度D3 RIN价格波动高于预期，公司延迟2023年RNG生产的D3 RIN转让至第二季度，已看到该策略的好处 [48] - 管理层重申2023年全年展望不变，预计RNG产量在570 - 610万MMBtu之间，RNG营收在1.37 - 1.45亿美元之间；预计可再生电力产量在19.5 - 20.5万兆瓦时之间，可再生电力营收在1800 - 1900万美元之间 [66] 其他重要信息 - 公司财报可能包含非GAAP财务指标，如EBITDA和调整后EBITDA，相关详细信息可在幻灯片演示、2023年第一季度财报新闻稿和10 - Q表格中找到，也可在公司网站获取 [10] - 2023年第一季度计算并记录约50万美元的减值损失，较2022年第一季度的10万美元增加40万美元，与RNG设施未达最佳运行水平且不再使用的原料加工机器组件有关 [33] - 截至2023年3月31日，公司有7000万美元定期贷款未偿还，循环信贷额度可用借款额度为1.155亿美元；2023年第一季度经营活动使用现金1180万美元，较2022年第一季度提供的960万美元减少223.4% [63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Pico RNG在存储待第二季度销售的数量及CI分数是多少 - CI分数最终确定为 - 261，公司一般不提供底层运营站点详细产量，但预计存储的所有产量将在2023年第二季度释放 [39] 问题2: 本季度因保留增量RINs导致的EBITDA损失是多少，以及对RIN未来价格上涨有信心的原因 - 若以第一季度D3 RIN指数平均价格202 - 203万美元，乘以约830万已生成但未售出的RINs可得营收，再扣除约20% - 23%的RNG部门特许权使用费，可大致估算从第一季度递延至第二季度或全年的EBITDA；公司不提供未来环境属性价格预期指导，因指数价格波动影响营收和EBITDA预期 [40][41][68] 问题3: 如何看待Cummins在天然气发动机方面的发展对RNG在重型车辆运输领域的影响 - 公司继续评估产品开发用途，对eRINs未来前景和设施为电动汽车（包括消费车辆）生成这些属性的能力感到兴奋，也看好天然气发动机及其燃料的利用 [70] 问题4: 公司能以较高比例捕获基准RIN定价的特殊原因及商业努力 - 公司不是属性强制销售者，可仔细观察、监测和预测价格波动，结合固定价格合同的基础收入，能更耐心地直接与义务方而非中介机构变现属性，避免中介机构的大幅折扣 [79]

财务概况 - 截至2023年3月31日，公司总资产为324,337千美元，较2022年12月31日的332,316千美元下降了2.9%[2] - 截至2023年3月31日，公司总负债为99,264千美元，较2022年12月31日的105,225千美元下降了5.5%[2] - 2023年第一季度，公司净现金流出为27,134千美元，而2022年同期为现金流入6,529千美元[5] - 2023年第一季度，公司净亏损为3,788千美元，较2022年同期的1,115千美元亏损增加了239.5%[20] - 2023年第一季度，公司调整后的EBITDA为(8,406)千美元，较2022年同期的7,048千美元下降了219.8%[20] - 2023年第一季度，公司经营活动现金流出为11,838千美元，而2022年同期为现金流入9,597千美元[5] - 2023年第一季度，公司资本支出为13,278千美元，较2022年同期的977千美元显著增加[5] - 2023年第一季度总营业收入为19,154千美元，同比下降40.5%[27] - 2023年第一季度总营业费用为33,320千美元，同比下降1.5%[27] - 基本每股亏损为0.03美元，与2022年同期持平[27] 用户数据与产品 - 2023年第一季度，RNG生产量为1,352 MMBtu，同比下降1.2%[24] - 当前RIN生成量为11,700，较2022年同期减少2.2%[24] - 可供销售的RIN总量为11,215，较2022年同期增加3.1%[24] - 销售的RIN数量为2,949，同比下降54.5%[24] - RNG库存为8,266，较2022年同期增加88.1%[24] - 平均实现的RIN价格为2.01美元，同比下降41.9%[24] - 公司持有约7,325个未售出的RINs[6] 未来展望与战略 - 公司预计2023年第二季度将转让大部分未售出的RINs[6] - 公司计划在南卡罗来纳州开发新的垃圾填埋气转化为可再生天然气的设施，预计日生产能力为900 MMBtu[8]

公司业务组合与项目建设 - 公司运营组合包括12个RNG项目和3个可再生电力项目，分布在六个州[91] - 2023年第一季度宣布在南卡罗来纳州开发新的垃圾填埋气制RNG设施，预计投产时产能约为900 MMBtu/天[97] - 皮科工厂消化能力项目预计2023年第三季度完成建设，原料供应量预计增加5 - 10%[99] - 鲍尔曼电力RNG扩建项目预计处理约2485 MMBtu超出REG设施处理能力的原料[107] RINs相关数据 - 截至2023年3月31日，公司有2023年RNG生产产生的约7325个RINs库存[95] - 2023年5月D3 RIN指数平均价格约为1.97美元[96] - 2023 - 2025年纤维素生物燃料最终RINs数量分别设定为7.2亿、14.2亿和21.3亿[113] - 2024年14.2亿RINs总量中有6亿、2025年21.3亿RINs总量中有12亿为eRINs的义务量[113] - 2023年第一季度当前RIN生成量为11700（x 11.727），较2022年的11967减少267，降幅2.2%[126] - 2023年第一季度总RINs可供销售量为11215，较2022年的10879增加336，增幅3.1%[126] - 2023年第一季度RIN库存为8266，较2022年的4394增加3872，增幅88.1%[126] - 2023年第一季度平均实现RIN价格为2.01美元，较2022年的3.46美元减少1.45美元，降幅41.9%[126] 公司业务部门与营收预期 - 公司报告两个运营部门的收入：可再生天然气和可再生电力发电[116] - 公司预计2024年开始开展显著创收活动[104] 可再生天然气业务关键指标变化 - 2023年第一季度可再生天然气总营收1.4785亿美元，较2022年的3.2666亿美元减少1.7881亿美元，降幅54.7%[126] - 2023年第一季度RNG产量为1352 MMBtu，较2022年的1369 MMBtu减少17 MMBtu，降幅1.2%[126] - 2023年第一季度可再生天然气运营费用为1.4808亿美元，较2022年的1.6345亿美元减少1537万美元，降幅9.4%[126] - 2023年第一季度可再生天然气产量为1,352 MMBtu，较2022年的1,369 MMBtu减少17 MMBtu，降幅1.2%[130] - 2023年第一季度可再生天然气业务收入为14,785美元，较2022年的32,666美元减少17,881美元，降幅54.7%[131] 可再生电力发电业务关键指标变化 - 2023年第一季度可再生电力发电总营收4369万美元，较2022年的3971万美元增加398万美元，增幅10.0%[126] - 2023年第一季度可再生电力发电量为46 MWh，较2022年的45 MWh增加1 MWh，增幅2.2%[126] - 2023年第一季度可再生电力发电运营费用为3328万美元，较2022年的3737万美元减少409万美元，降幅10.9%[126] - 2023年第一季度可再生电力产量为46 MWh，较2022年的45 MWh增加1 MWh，增幅2.2%[132] - 2023年第一季度可再生电力业务收入为4,369美元，较2022年的3,971美元增加398美元，增幅10.0%[134] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年第一季度总运营收入为19,154美元，较2022年的32,169美元减少13,015美元，降幅40.5%[128][129] - 2023年第一季度总运营费用为33,320美元，较2022年的33,820美元减少500美元，降幅1.5%[128] - 2023年第一季度运营亏损为14,166美元，较2022年的1,651美元增加12,515美元，增幅757.9%[128][148] - 2023年第一季度净亏损为3,788美元，较2022年的1,115美元增加2,673美元，增幅239.7%[128] - 2023年3月31日，公司现金及现金等价物（扣除受限现金）为78,043美元，2022年3月31日为59,794美元[152] - 2023年第一季度EBITDA为 - 8,977美元，2022年为3,812美元；调整后EBITDA为 - 8,406美元，2022年为7,048美元[151] - 截至2023年3月31日，公司债务（扣除发行成本前）为70,000美元，较2022年12月31日的72,000美元有所下降[153][154] - 2023年第一季度，经营活动使用现金11,838美元，2022年同期提供现金9,597美元；投资活动使用现金13,278美元，2022年同期使用977美元；融资活动使用现金2,018美元，较2022年同期减少73美元[163][168] - 截至2023年3月31日，现金及现金等价物期末余额为78,472美元，2022年同期为60,141美元[163] - 2023年第一季度，经营活动收入及调整项使用现金8,565美元，2022年同期提供8,202美元；营运资金及其他资产负债使用现金3,274美元，2022年同期提供1,395美元[163][166] - 2023年第一季度资本支出为13,278美元，其中5,440美元、2,689美元和1,954美元分别用于Pico设施消化能力提升、北卡罗来纳州Montauk Ag Renewables和第二个Apex RNG设施的持续开发[167] - 2023年第一季度，公司有4,477美元未结清信用证的表外安排，2022年同期约为3,905美元[171] 公司信贷与资本支出计划 - 2021年12月21日，公司与Comerica等金融机构签订第四修正案信贷协议，提供80,000美元定期贷款和120,000美元循环信贷额度[155] - 截至2023年3月31日，定期贷款未偿还金额为70,000美元，循环信贷额度无未偿还借款，定期贷款2024年前季度还款额为2,000美元，2024 - 2026年为3,000美元，2026年末最终还款32,000美元，利率为6.64%（2023年3月31日）和4.12%（2022年12月31日）[156] - 公司预计2023年非开发资本支出在15,000 - 19,000美元之间，开发资本支出在70,000 - 100,000美元之间[162] 公司财务指标限制 - 公司需维持总杠杆率（2021年12月31日至2023年6月29日不超过3.50:1.00，2023年6月30日至2024年6月29日不超过3.25:1.00，2024年6月30日及以后不超过3.00:1.00）和固定费用覆盖率（每季度末不低于1.2:1.0）[164] 公司资产评估与减值 - 公司对有限寿命和无限寿命无形资产可收回性的评估，通过监测相关天然气权利协议的未来现金流进行[186] - 公司依据FASB ASC Topic 360评估有限使用寿命资产的减值情况[187] - 2023年第一季度和2022年第一季度，公司分别确认资产减值451和51[187] 公司会计政策与市场风险 - 公司是《JOBS法案》定义的新兴成长公司，打算利用延迟采用新会计准则的过渡期[188] - 关于公司最近采用的会计声明和尚未采用的新会计准则，可查看报告中未经审计的简明合并财务报表附注2[189] - 自2022年年报披露市场风险相关内容以来，公司市场风险无重大变化[191]

财务数据和关键指标变化 - 2022年总营收2.056亿美元，较2021年的1.481亿美元增加5740万美元，增幅38.8%，主要因2022年实现的可再生识别码（RIN）定价增长70.2%，天然气指数定价增长72.9%，但被较低的交易对手分成收入抵消部分增长 [26][27] - 2022年天然气商品套期保值计划亏损780万美元，该计划于2022年12月到期，2023年未开展新计划 [28] - 2022年总一般及行政费用3410万美元，较2021年的4250万美元减少840万美元，降幅19.8%，主要因员工相关成本减少，但蒙托克农业可再生能源收购相关费用增加 [29][30] - 2022年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为7050万美元，较2021年的2790万美元增加4260万美元，增幅152.4%；EBITDA为6570万美元，较2021年的2540万美元增加4030万美元，增幅158.4% [48] - 2022年运营利润4460万美元，较2021年的330万美元增加4120万美元；可再生天然气（RNG）运营利润9440万美元，较2021年的5040万美元增加4400万美元，增幅87.6%；可再生电力运营亏损700万美元，较2021年的310万美元增加390万美元，增幅127.2% [49][50] - 2022年净收入较2021年增加3970万美元，主要因运营收入增加 [55] - 2022年经营活动产生的现金为8180万美元，较上一年的4290万美元增长89.1%；资本支出2230万美元，其中690万美元和360万美元分别用于皮科工厂消化能力提升和蒙托克农业可再生能源在北卡罗来纳州的开发 [53] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气业务 - 2022年生产约550万MMBtu的RNG，较2021年减少20万MMBtu，部分工厂因设备故障、填埋场运营等原因产量下降，但皮科和加尔维斯顿工厂产量增加 [32][34] - 2022年该业务收入1.962亿美元，较2021年的1.318亿美元增加6440万美元，增幅48.9%，平均天然气商品定价较上一年高72.9% [35] - 2022年自行销售约4380万RINs，较2021年的4260万增加120万，增幅2.9%，平均RIN销售定价为3.25美元，较2021年的1.91美元增加70.2% [35][36] - 2022年底有40万MMBtu可用于RIN生成，70万RINs已生成未销售；2021年底有40万MMBtu可用于RIN生成，10万RINs已生成未销售 [37] 可再生电力业务 - 2022年生产约19万兆瓦时可再生电力，较2021年的18.3万兆瓦时增加约7000兆瓦时，增幅3.8%，部分工厂产量有增减变化 [42][43] - 2022年该业务收入1720万美元，较2021年的1540万美元增加170万美元，增幅11.1% [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进改进工作，预计2024年实现商业运营，同时与北卡罗来纳州监管机构就猪粪发电的可再生能源信用资格进行沟通 [8] - 消化能力提升项目预计2023年第三季度开始商业运营，奶牛场预计2024年开始交付最后一批增加的原料 [9] - 计划在顶点垃圾填埋场建设第二个RNG处理设施，预计2024年完成并投入商业运营，将使RNG处理能力增加约40%，日产量增加约2100 MMBtu [19][20] - 对常规工厂进行资本改进项目，预计2023年下半年投入商业运营，预计平均日产量增加约50% [21] - 因EPA发布的可再生燃料标准（RVO）导致D3 RIN价格波动，公司决定在2023年第二季度前不承诺转让2023年生产的RINs，计划在2023年第一季度转让2022年生产的RINs [22][23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司不提供未来环境属性价格预期指导，但价格波动会影响收入预期 [57] - 预计2023年RNG产量在570 - 610万MMBtu之间，相应收入在1.37 - 1.45亿美元之间；可再生电力产量在19.5 - 20.5万兆瓦时之间，相应收入在1800 - 1900万美元之间 [57][58] 其他重要信息 - 公司土耳其 - 北卡罗来纳州工厂已被纳入皮埃蒙特天然气可再生天然气试点项目，但因运营整合和商业运营预期，暂停获取新可再生能源设施（NREF）地位的注册流程 [18] - 2022年公司记录了约490万美元的减值，较2021年的120万美元增加370万美元，主要因可再生电力发电站点和研发设施的资产减值 [45][49] 问答环节所有提问和回答 问题1: 2023年RNG产量增长情况及未来预期，以及2023年收入指导中D3 RINs和低碳燃料标准（LCFS）价格的假设 - 2023年RNG产量中点较2022年有7%的增长率，但未包含2024年顶点项目上线后的预期产量，预计2024年产量会更高；公司一般不就RIN价格在收入指导中的假设发表意见 [60][61][63] 问题2: 2023年RNG收入与2022年对比是否可比，以及EBITDA利润率是否会有差异 - 2023年的收入指导反映了产量增加和属性定价预期；EBITDA利润率预计会因分层特许权使用费结构变化而改变，运营成本不受属性价格增减影响 [65][66] 问题3: 关于EPA的RVO提案中RINs拟议 volumes，以及对行业是否足够和对近期RIN货币化的影响 - 公司认为EPA的RVO与公开的RIN生成率更接近，但预计会有关于eRINs分配的讨论 [68][70][71] 问题4: 鉴于近期环境属性价格疲软，固定价格机构自愿市场和国际市场是否更具吸引力 - 自愿市场和国际市场为公司提供了获得相对稳定收入流的机会，公司业务模式允许将部分产量从可再生燃料标准（RFS）市场转移到这些市场 [73][74][75]

业绩总结 - 2022年总营业收入为205,559千美元，较2021年的148,127千美元增长了38.7%[8] - 2022年净收入为35,194千美元，而2021年为亏损4,528千美元，转亏为盈[8] - 2022年基本和稀释每股收益均为0.25美元[8] - 2022年调整后EBITDA为70,538千美元，较2021年的27,949千美元增长了152%[36] - 2022年经营活动提供的净现金流为81,066千美元，较2021年的42,879千美元增长了89%[24] 用户数据 - 2022年可再生天然气（RNG）生产量为5,522 MMBtu，较2021年的5,688 MMBtu下降了2.9%[10] - 2022年可再生电力发电的生产量为190 MWh，较2021年的183 MWh增长了3.8%[10] - 2022年RIN（可再生识别号）总可销售量为43,823，较2021年的42,604增加了2.9%[10] - 2022年RNG的平均实现RIN价格为3.25美元，较2021年的1.91美元增长了70.2%[10] 费用与支出 - 2022年运营费用总计为160,993千美元，较2021年的144,792千美元增加了11.2%[8] - 2022年可再生电力发电的运营费用为14,910千美元，较2021年的12,177千美元增加了22.4%[10] - 2022年利息支出为1,792千美元，较2021年的2,928千美元减少了38.8%[8] - 2022年REG运营费用增加了2,660千美元[20] - 2022年资本支出为3,555千美元，主要用于Montauk Ag Renewables项目[15] 资产与负债 - 2022年总资产为332,316千美元，较2021年的286,480千美元增长了16%[12] - 2022年总负债为105,225千美元，较2021年的104,187千美元略增[12] - 2022年现金及现金等价物和受限现金期末余额为105,606千美元，较2021年的53,613千美元增长了97%[24] 未来展望 - 预计2024年日常生产将增加2,100 MMBtu，代表处理能力增长40%[17]

公司股权结构 - 公司部分股东拥有约52.3%的普通股[134] - 截至2023年2月28日，财团协议各方合计实益拥有公司约52.3%的普通股，公司因此成为“受控公司”，可选择不遵守某些公司治理要求[262] 公司高管信息 - 公司高管包括48岁的Sean F. McClain、45岁的Kevin A. Van Asdalan等[138] 公司特殊身份及相关规定 - 公司是“新兴成长型公司”，可利用某些减少的报告要求[133] - 公司是“受控公司”，可选择不遵守某些纳斯达克公司治理标准[134] - 公司作为新兴成长型公司的状态最长持续至2021年1月22日IPO完成后的五个完整财年，若财年收入超过10.7亿美元、非关联方持有的普通股市值超过7亿美元或三年期间发行超过10亿美元的非可转换债务，将提前失去该状态[251][252] 运营收入占比情况 - 2022年和2021年，五个项目地点分别占公司运营收入的约72.4%和76.3%[149] - 2022年公司对埃克森美孚、瓦莱罗和阿纳海姆市的销售额分别约占运营收入的32.0%、17.0%和7.6%；2021年对胜利可再生能源有限责任公司、瓦莱罗和阿纳海姆市的销售额分别约占运营收入的13.1%、12.4%和9.6%；截至2022年和2021年12月31日，五大客户分别约占公司应收账款的69%和68%[241] - 公司2022年和2021年运营收入中分别有70%和62%来自环境属性销售[197] RNG业务数据 - 2022年，McCarty、Rumpke、Atascocita和Apex设施的RNG生产分别占公司RNG收入的约17.5%、21.6%、21.6%和10.2%，占RNG产量的15.2%、26.3%、18.6%和9.5%[149] - 公司奶牛场项目产生的可再生天然气（RNG）远少于垃圾填埋场设施，更依赖低碳燃料标准（LCFS）信用和RINs来维持项目商业可行性[180] 可再生电力业务数据 - 2022年，Bowerman设施的可再生电力生产占公司可再生电力发电收入的约90.5%，占可再生电力产量的82.3%[150] 公司停产情况 - 2020 - 2021年冬季，休斯顿设施于2021年2月14日至20日停产[151] - 2020年10月加州野火使Bowerman设施第四季度产量较2019年同期减少约38%[152] 公司收入变化情况 - 2021年第一季度，Bowerman设施收入较上年同期降低约18.9%[152] 公司保险情况 - 公司保险政策无法覆盖所有损失，如2021年2月休斯顿极寒停工和2020年10月鲍尔曼山火灾停工未获保险赔偿[154] 公司竞争风险 - 公司在可再生能源和垃圾转化能源市场面临激烈竞争，部分竞争对手资源更丰富[155][156] - 公司使用的技术除蒙托克农业可再生能源收购获得的专利技术外无排他权，可能被竞争对手超越或淘汰[158] 公司项目土地使用权风险 - 公司项目的土地使用权可能受第三方权利限制，影响业务和财务状况[160] 公司电力销售合同风险 - 公司获取有利的电力销售长期合同面临竞争，PPA定价有下行压力，未达合同标准可能有损失[161][162][163] 公司商业成功影响因素 - 公司商业成功受能源供需、资本支出成本、政府监管等多因素影响[164] 公司新项目开发运营风险 - 公司新项目的开发和运营面临监管、能源价格、管道标准等多方面风险[165] 公司项目开发周期 - 公司可再生能源项目开发周期平均为18 - 36个月，运营后达预期产量需12个月以上[178] 公司RNG项目开发计划及风险 - 公司计划在垃圾填埋场和畜牧场开发RNG项目，但可能无法找到合适地点或完成开发，EPA确定的470个候选垃圾填埋场中约38个可支持商业项目[179] 公司燃料供应协议风险 - 公司燃料供应协议续约不确定，协议价格调整计算复杂可能引发纠纷[174][175][177] 可再生燃料相关政策 - 炼油厂可将最多20%的可再生识别号（RINs）结转到下一年以满足可再生燃料义务（RVOs）[188] - 美国环保署（EPA）在2022年12月1日的拟议规则中，提议在2023 - 2025年不使用纤维素豁免权，但实际产量低于RVO时，EPA可自行决定使用纤维素豁免信用（CWC）[197] 公司项目信用额度风险 - 若加州空气资源委员会（CARB）降低应用于废物转化项目的碳强度（CI）得分，奶牛场项目产生的LCFS信用数量将下降[181] RINs价格风险 - RINs价格受汽油价格、其他可再生和传统能源的可再生燃料供应等市场力量驱动，公司可能无法管理RINs定价波动风险[188] 公司项目受能源价格波动影响 - 公司可再生能源项目的运营和财务表现受天然气、批发电力等能源商品价格波动影响[189] 公司RNG销售协议风险 - 公司RNG销售的承购协议期限通常短于燃料供应协议，若无法续签或替换，将面临天然气价格波动风险[191] 公司RINs远期合约风险 - 公司出售部分RINs的远期合约，若RNG项目产生的RINs不足，需在公开市场购买或支付违约金[193] 公司交易对手及客户违约风险 - 公司面临对冲交易对手方和重要客户违约风险，可能对财务结果产生不利影响[194][195] 政府政策动态 - 2021年1月拜登发布行政命令，要求审查上届政府政策并应对气候变化，2月美国重新加入《巴黎气候协定》，2022年8月签署《降低通胀法案》，包含可再生能源发展激励措施[203] - 2019年6月EPA发布《经济适用清洁能源规则》并废除《清洁电力计划》，后续该规则经历多次法律程序，最终美国最高法院限制了EPA监管现有发电厂温室气体排放的权力[209] 公司信用额度销售合规风险 - 公司销售RINs和LCFS信用额度的能力取决于对相关联邦和州计划的严格遵守，若不符合规定，可能导致销售受限、失去资格并面临罚款[204] 公司项目许可风险 - 公司项目建设、运营需获得众多环境和监管许可，未能及时获得或修改许可可能导致项目延迟或放弃[205][206] 公司项目受公众及监管影响 - 公众对可再生能源接受度下降、监管机构或第三方阻碍项目建设运营，可能影响公司项目收入[210] 公司项目资格认定程序 - 公司RNG项目需向EPA和州监管机构注册，通过自愿质量保证计划获得RIN资格，通常需3 - 5个月，LCFS信用额度预计未来也将有资格认定程序[217][218] 公司项目受极端天气及气候变化影响 - 极端天气模式和气候变化可能导致能源供应和价格波动，影响公司项目运营和收入[219][220] 公司运营成本受政府监管影响 - 政府对温室气体排放的监管和关注增加，可能给公司带来运营成本上升的风险[221] EPA规则对公司影响 - EPA已采取一系列规则减少温室气体排放，虽对公司运营影响不大，但可能增加可再生能源需求[223] 新政府法规对公司影响 - 2023 - 2025年可再生燃料标准尚未最终确定，新的政府法规可能导致公司额外费用和开发成本增加，减少可再生能源需求[216] 公司信贷安排情况 - 公司高级信贷安排包括8000万美元定期贷款（截至2022年12月31日，尚有7200万美元未偿还）和1.2亿美元循环信贷额度（截至2022年12月31日未提取），该安排2026年12月到期[242] - 经修订信贷协议要求公司维持至少1.20比1.00的固定费用覆盖率；2021年12月31日至2023年6月29日任何财季末总杠杆率不超过3.50比1.00，2023年6月30日至2024年6月29日不超过3.25比1.00，2024年6月30日后不超过3.00比1.00[243] - 经修订信贷协议规定，若任何财季平均每月D3可再生识别码（RIN）价格低于0.80美元/个且该季度合并息税折旧摊销前利润（EBITDA）低于600万美元，公司将违约；截至2022年12月31日，公司遵守所有契约[244] 公司项目运营地点及收入占比 - 公司目前在废物管理公司运营的垃圾填埋场运营8个可再生能源项目（7个可再生天然气项目和1个可再生电力项目），在共和服务公司运营的垃圾填埋场运营2个可再生天然气项目，这些项目在2022年占公司收入很大比例[239] 公司网络安全措施 - 公司预计未来18至36个月实施多项增量网络安全改进措施以增强防御能力和恢复能力[231] 《降低通胀法案》对公司影响 - 2022年《降低通胀法案》签署成为法律，拨款用于可再生能源计划，并对石油和天然气行业某些设施的温室气体排放收费，可能加速向非化石燃料转型，间接对公司业务和运营结果产生不利影响[224] 公司信息技术及数据安全风险 - 公司依赖信息技术和数据安全基础设施，其故障或安全漏洞可能对业务和运营产生重大不利影响[225] 公司依赖第三方风险 - 公司依赖第三方提供技术、基础设施和软件应用，第三方服务出现问题可能导致公司平台出现错误或故障，收入和利润率下降，声誉受损[229] 公司项目设施互连风险 - 公司项目依赖与第三方拥有和运营的电力分配和传输设施以及天然气运输管道的互连，这些设施的运营或开发失败或延迟可能导致收入损失或违约[236] 公司减值及离散费用情况 - 2022年公司记录了与可再生电力设施相关的210万美元减值费用，以及与蒙托克农业可再生能源项目和RNG设施资产组件相关的140万美元和110万美元离散费用；2021年记录了与可再生电力设施退役相关的80万美元减值费用和与某RNG设施特定资产相关的40万美元减值费用；2020年记录了与消化器合资企业相关的30万美元减值费用[246] 公司净运营亏损情况 - 截至2022年12月31日，公司有大约1210万美元的美国联邦净运营亏损（NOL）结转，可无限期结转以抵消未来年度80%的应纳税所得额[247] - 蒙茅斯能源公司有大约1300万美元的NOL，由于在加入合并集团之前产生，根据单独回报限制年度规则使用受限[249] 公司股票交易情况 - 公司普通股在纳斯达克资本市场和JSE交易，交易价格可能因时区、交易日和公共假期等因素不同[260] 公司股票出售影响 - MNK需出售80万股公司普通股以偿还第二修订本票项下的欠款，这些销售可能对公司普通股现行市场价格产生下行影响[261] 公司股权集中风险 - 公司资本股票所有权集中，可能限制股东对公司事务的影响力，存在控股股东追求自身利益而损害其他股东利益的风险[265] 公司收购相关规定影响 - 公司修订和重述的公司章程、细则以及特拉华州法律的某些规定可能阻止或延迟对公司的收购，降低普通股交易价格[266] 公司董事执行判决风险 - 公司部分董事居住在美国境外，可能难以在美国对他们执行判决[267] 价格下降对公司营业利润影响 - 假设RIN平均实现价格下降10%，预计对公司年营业利润产生约730万美元的负面影响，2023年估计D3 RIN指数价格约为2.08美元[409] - 假设批发天然气市场价格下降10%，预计对公司年营业利润产生约110万美元的负面影响，2023年估计NYMEX平均指数价格约为3.162美元/百万英热单位[412] 公司信贷未偿金额及利率情况 - 截至2022年12月31日，公司经修订信贷安排下的未偿金额为7200万美元，2022年可变债务余额的加权平均利率约为4.12%[414] 公司财务关键指标（现金及等价物、资产、负债、权益） - 2022年现金及现金等价物为10.5177亿美元，2021年为5.3266亿美元[428] - 2022年总资产为3.32316亿美元，2021年为2.8648亿美元[428] - 2022年总负债为1.05225亿美元，2021年为1.04187亿美元[428] - 2022年总股东权益为2.27091亿美元，2021年为1.82293亿美元[428] 公司增发股票风险 - 公司增发资本股票可能导致股东股权稀释和普通股每股价值下降[269] 分析师报告对公司股价影响 - 证券或行业分析师的研究报告可能影响公司股价和交易量[270] 公司人才依赖风险 - 公司依赖高级管理团队和高技能人才，人才竞争激烈，招聘和留用困难可能影响业务[271][272] 公司运营关键指标（收入、利润、每股收益） - 2022年总运营收入为2.05559亿美元，2021年为1.48127亿美元，2020年为1.00383亿美元[431] - 2022年运营利润为4456.6万美元，2021年为333.5万美元，2020年为358.1万美元[431] - 2022年净利润为3519.4万美元，2021年净亏损452.8万美元，2020年净利润为460.3万美元[431] - 2022年基本和摊薄每股收益均为0.25美元，2021年基本和摊薄每股亏损均为0.03美元[431] 公司现金流量情况 - 2022年经营活动提供的净现金为8106.6万美元，2021年为4287.9万美元，2020年为2868.4万美元[437] - 2022年投资活动使用的净现金为2079.4万美元，2021年为1947.4万美元，2020年为1598.7万美元[437] - 2022年融资活动使用的净现金为827.9万美元，2021年提供的净现金为864.9万美元，2020年使用的净现金为150万美元[437] - 2022年末现金及现金等价物和受限现金为1.05606亿美元，2021年末为5361.3万美元，2020年末为2155.9万美元[437] 公司首次公开募股情况 - 2021年1月26日公司完成首次公开募股，发行270.25万股，每股8.50美元，获得总收益2297.1万美元[449] 公司主要业务及政策受益情况 - 公司主要业务是将沼气转化

Montauk Renewables, Inc. (NASDAQ:MNTK) Q3 2022 Earnings Conference Call November 9, 2022 5:00 PM ET Company Participants John Ciroli - VP, General Counsel & Corporate Secretary Sean McClain - CEO Kevin Van Asdalan - CFO Conference Call Participants Operator Good afternoon, everyone, and thank you for participating in today's conference call. I would like to turn the call over to Mr. John Ciroli as he provides some important cautions regarding forward-looking statements and non-GAAP financial measures contai ...

业绩总结 - 2022年第三季度总营业收入为55,860千美元，同比增长40.6%（2021年为39,749千美元）[7] - 2022年第三季度运营收入为13,632千美元，同比增长102.7%（2021年为6,729千美元）[7] - 2022年第三季度净收入为11,187千美元，同比增长25.0%（2021年为8,896千美元）[7] - 2022年第三季度每股收益（基本和稀释）均为0.08美元，较2021年第三季度的0.06美元增长33.3%[7] 用户数据 - 可再生天然气（RNG）生产量减少73 MMBtu[9] - 可再生识别号（RIN）销售量减少2,400个，平均实现价格增加1.84美元[9] - 当前RIN生成量为12,100，较2021年的12,985减少6.8%[11] - 可销售的总RIN数量为12,248，较2021年的13,156减少6.9%[11] - RIN销售量为10,850，较2021年的13,250减少18.1%[11] 成本与费用 - 2022年第三季度运营费用总计42,228千美元，同比增长28%（2021年为33,020千美元）[7] - 可再生天然气运营费用为23,785千美元，较2021年的14,916千美元增长59.5%[11] - 每MMBtu的运营费用为16.55美元，较2021年的9.88美元增长67.5%[11] - 行政和一般费用增加946千美元，其中1,102千美元的增加与2021年Montauk Ag Renewables收购有关[9] 收入来源 - 可再生天然气总收入为54,343千美元，较2021年的35,002千美元增长55.3%[11] - 可再生电力发电总收入为4,351千美元，较2021年的3,872千美元增长12.4%[11] 资产与现金流 - 现金及现金等价物为95,619千美元，较2021年的53,266千美元增长79.7%[12] - 总资产为323,943千美元，较2021年的286,480千美元增长13.1%[12] - 调整后的EBITDA为12,832千美元，较2021年的11,778千美元增长8.9%[25]