Montauk Renewables Inc. (NASDAQ:MNTK) Q1 2022 Earnings Conference Call May 10, 2022 2:30 PM ET Company Participants John Ciroli - Vice President, General Counsel and Secretary Sean McClain - President and Chief Executive Officer Kevin Van Asdalan - Chief Financial Officer Conference Call Participants Matthew Blair - TPH Craig Shere - Tuohy Brothers Operator Good afternoon, everyone, and thank you for participating in today's conference call. I'd like to turn the call over to Mr. John Ciroli as he provides ...

业绩总结 - 2022年第一季度总营业收入为32,169千美元，较2021年同期的31,447千美元增长2.3%[8] - 2022年第一季度净亏损为1,115千美元，相较于2021年同期的14,265千美元亏损减少92.2%[8] - 2022年第一季度调整后EBITDA为(5,786)千美元[20] 用户数据 - 2022年第一季度可再生天然气（RNG）总收入为32,666千美元，较2021年同期的28,123千美元增长16.2%[11] - 2022年第一季度RNG生产量为1,369 MMBtu，较2021年同期的1,348 MMBtu增加1.5%[11] - 2022年第一季度可再生电力发电总收入为3,971千美元，较2021年同期的3,324千美元增长19.5%[11] 未来展望 - 2022年第一季度RIN（可再生识别号）平均实现价格为3.46美元，较2021年同期的1.91美元增长81.2%[11] - 2022年第一季度可再生电力发电的平均实现价格为88.27美元/MWh，较2021年同期的70.24美元/MWh增长25.7%[11] 财务状况 - 截至2022年3月31日，公司总资产为286,982千美元，较2021年12月31日的286,480千美元略有增加[12] - 截至2022年3月31日，公司总负债为103,561千美元，较2021年12月31日的104,187千美元有所减少[12] - 截至2022年3月31日，公司股东权益总额为183,421千美元，较2021年12月31日的182,293千美元有所增加[12] 现金流与支出 - 2022年第一季度，公司的经营活动提供的净现金流为7,769千美元[13] - 2022年第一季度，公司的投资活动使用的净现金流为1,253千美元[13] - 2022年第一季度，公司的融资活动使用的净现金流为4,860千美元[13] - 2022年第一季度，公司的现金及现金等价物和受限现金期末余额为23,215千美元[13] - 2022年第一季度，公司资本支出为2,378千美元[13] 费用分析 - 2022年第一季度运营和维护费用为13,201千美元，较2021年同期的10,612千美元增加24.8%[8] - 2022年第一季度一般和行政费用为8,495千美元，较2021年同期的20,452千美元减少58.5%[8] - 2022年第一季度，公司记录了626千美元的减值损失[20] 库存与市场动态 - 2022年第一季度RIN库存为4,394千个，较2021年同期的622千个增加606.4%[11]

公司运营项目分布 - 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[114] RINs库存与价格 - 2022年第一季度末，公司库存约有4394个RINs，而2021年同期为622个；2022年第一季度D3 RINs平均市场价格约为3.25美元，最低降至2.85美元[117] - 2022年第二季度D3 RINs指数市场价格有所改善，年初至今平均价格约为3.27美元；4月平均价格约为3.33美元；已承诺转移库存RINs，平均实现价格约为3.40美元[118] Pico设施产量与收入预期 - 2022年第一季度Pico设施产量较2021年同期增长超一倍；预计2022年下半年获得CI Score Pathway批准；预计2022年第三季度开始释放储存气体；预计2023年获得2022年生产的LCFS信贷收入，2022年下半年确认储存气体释放产生的RINs收入[119] 公司资产收购 - 2021年第二季度，公司通过子公司完成Montauk Ag Renewables资产收购，包括北卡罗来纳州木兰市约9.35英亩地块相关资产；随后收购北卡罗来纳州土耳其市约146英亩土地和一座约500,000平方英尺的建筑[121] EPA规则与决定 - 2021年12月7日，EPA发布修改2020年RVOs、设定2021和2022年RVOs的拟议规则；2022年4月，EPA对2018年合规年度的36份请愿书发布最终拒绝决定，其中31份有合规灵活性；美国哥伦比亚特区地方法院要求EPA在2022年6月3日前发布2021和2022年最终可再生燃料标准[128] RNG项目开发成本与收益时间 - 新RNG项目开发前期销售、一般和行政费用较高，RNG注入管道后四到六个月才能开始获得RINs[130] 公司运营部门与收入来源 - 公司收入来自可再生天然气和可再生电力发电两个运营部门，公司实体主要作为共享服务中心，不被视为运营部门[131] RNG生产影响因素 - RNG生产受垃圾填埋场作业中断、恶劣天气、设备故障等因素影响[133] 公司收入实现方式与损益报告 - RNG收入包括RNG生产销售及相关环境属性销售，部分通过固定价格和对手方共享协议实现；可再生电力发电收入通过固定价格PPA实现；公司报告天然气对冲计划的已实现和未实现损益[134] 公司总营收变化 - 2022年第一季度总营收为32169000美元，较2021年第一季度的31447000美元增加722000美元，增幅2.3%[146][147] 可再生天然气营收变化 - 2022年第一季度可再生天然气总营收为32666000美元，较2021年的28123000美元增加4543000美元，增幅16.2%[143] 可再生电力营收变化 - 2022年第一季度可再生电力总营收为3971000美元，较2021年的3324000美元增加647000美元，增幅19.5%[143] RNG产量变化 - 2022年第一季度RNG产量为1369MMBtu，较2021年第一季度的1348MMBtu增加21MMBtu，增幅1.5%[143][148] 当前RIN生成量变化 - 2022年第一季度当前RIN生成量为11967（x 11.727），较2021年的10534增加1433，增幅13.6%[143] 总RINs可售量变化 - 2022年第一季度总RINs可售量为10879，较2021年的9497增加1382，增幅14.6%[143] RIN库存变化 - 2022年第一季度RIN库存为4394，较2021年的622增加3772，增幅606.4%[143] 平均实现RIN价格变化 - 2022年第一季度平均实现RIN价格为3.46美元，较2021年的1.91美元增加1.55美元，增幅81.2%[143][147] 总运营费用变化 - 2022年第一季度总运营费用为33820000美元，较2021年的43651000美元减少9831000美元，降幅22.5%[146] 净亏损变化 - 2022年第一季度净亏损为1115000美元，较2021年的14265000美元减少13150000美元，降幅92.2%[146] 可再生天然气业务收入变化 - 2022年第一季度可再生天然气业务收入32,666美元，较2021年第一季度的28,123美元增加4,543美元（16.2%）[149] 可再生电力产量变化 - 2022年第一季度可再生电力产量45兆瓦时，较2021年第一季度的47兆瓦时减少2兆瓦时（4.2%）[151] 天然气商品套期保值计划损失 - 2022年第一季度公司天然气商品套期保值计划产生3,451美元实际损失，2021年第一季度无此类计划[154] 总一般及行政费用变化 - 2022年第一季度总一般及行政费用8,495美元，较2021年第一季度的20,452美元减少11,957美元（58.5%）[155] 可再生天然气业务运营和维护费用变化 - 2022年第一季度可再生天然气业务运营和维护费用9,560美元，较2021年第一季度的7,602美元增加1,958美元（25.8%）[156] 折旧和摊销变化 - 2022年第一季度折旧和摊销为5,153美元，较2021年第一季度的5,737美元减少584美元（10.2%）[162] 运营亏损变化 - 2022年第一季度运营亏损1,651美元，较2021年第一季度的12,204美元减少10,553美元（86.5%）[167] 调整后EBITDA变化 - 2022年3月31日调整后EBITDA为7,048美元，2021年为 - 5,786美元[170] 现金及现金等价物变化 - 2022年3月31日和2021年3月31日，公司现金及现金等价物（扣除受限现金）分别为59,794美元和22,643美元[171] 定期贷款未偿还金额 - 2022年3月31日，公司定期贷款未偿还金额为78,000美元，循环信贷安排无未偿还借款[176] 信贷协议修订 - 修订信贷协议取代先前协议，偿还59197美元未偿本金[179] 资本支出预计 - 2022年非开发资本支出预计在10000 - 12000美元，开发资本支出预计在25000 - 30000美元[180] 循环信贷额度 - 修订信贷协议提供120000美元循环信贷额度，有75000美元增额选择权[180] 经营活动现金流量变化 - 2022年第一季度经营活动产生现金9597美元，较2021年第一季度增长23.5% [182] 投资活动现金流量 - 2022年第一季度投资活动使用现金977美元，资本支出2377美元，其中1116美元用于项目开发[182][183] 融资活动现金流量变化 - 2022年第一季度融资活动使用现金2091美元，较2021年第一季度减少2769美元[182][184] 未结清信用证表外安排变化 - 2022年第一季度有3905美元未结清信用证的表外安排，2021年第一季度约为5765美元[187] 办公租赁协议 - 2022年公司签订新的十年期办公租赁协议，2023年起每月租金约43美元[188] 燃料供应协议 - 燃料供应协议到期时间为5 - 21年，最低特许权使用费和资本义务为7 - 1380美元[189] 资产减值记录 - 2022年和2021年第一季度分别记录资产减值51美元和626美元[204] 新兴成长公司准则延迟采用 - 公司是《创业企业融资法案》定义的新兴成长公司，可延迟采用新的或修订的会计准则[205] - 延迟采用准则可能使公司财务报表难以与未选择过渡期的非新兴成长公司和其他新兴成长公司进行比较[205] 市场风险披露变化 - 自2021年年报中关于市场风险的定量和定性披露以来，无重大变化[208]

财务数据和关键指标变化 - 2021年总营收1.481亿美元，较2020年的1.004亿美元增加4770万美元，增幅47.5%，主要因2021年实现的可再生识别码（RIN）定价提高45.5%、天然气指数定价上涨约46%以及交易对手共享安排下的收入增加约800万美元 [13][14] - 2022年RINs未远期出售大部分预期产量，当前2022年RIN承诺平均D3 RIN价格约为3.40美元，承诺至2022年6月 [15] - 2021年总一般及行政费用4260万美元，较2020年的1660万美元增加2600万美元，增幅156.4%，其中2240万美元与首次公开募股（IPO）和重组交易相关的基于股票的薪酬成本有关，排除该影响后，一般及行政费用增加约330万美元 [15] - 2021年企业保险保费较2020年增加约290万美元，增幅110.3%，专业费用增加约140万美元，增幅46.8%，主要因成功完成IPO [16] - 2021年经营利润330万美元，较2020年的360万美元减少20万美元，降幅6.9%；研发经营利润5040万美元，较2020年的2220万美元增加2810万美元，增幅126.5%；可再生电力发电经营亏损310万美元，较2020年的230万美元增加80万美元，降幅35.5% [24] - 截至2021年12月31日，定期贷款项下有8000万美元未偿还，循环信贷安排下无借款，循环信贷安排下可用借款额度约为1.161亿美元，2021年12月对信贷安排进行再融资并签订第四次修订协议，修订后的信贷协议提供了5年期8000万美元定期贷款和5年期1.2亿美元循环信贷安排 [25] - 2021年经营活动产生的现金为4290万美元，较2020年的2870万美元增加49.5%；2021年资本支出约为1000万美元，其中约240万美元用于近期投产设施的优化项目，100万美元与Pico原料修正案有关 [26] - 2021年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为2790万美元，较2020年的2600万美元增加190万美元，增幅7.3%；EBITDA为2540万美元，较2020年的2510万美元增加40万美元，增幅1.5% [29] - 2021年净亏损较2020年净收入减少约910万美元，降幅198.4%，部分原因是2021年所得税费用为410万美元，较2020年的600万美元税收优惠增加1020万美元，增幅169.4% [30] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气业务 - 2021年生产570万百万英热单位（MMBtu）的可再生天然气（RNG），与2020年基本持平，其中0.1万MMBtu的RNG来自2020年投产的开发场地，与2020年相比，其他地点的RNG产量增加0.2万MMBtu，减少主要与McCarty设施有关 [17] - 2021年McCarty设施收集系统性能受水量增加影响，沼气收集受阻，还经历了工艺设备故障，影响了收集系统 [18] - 2021年可再生天然气业务收入为1.318亿美元，较2020年的8320万美元增加4860万美元，增幅58.3%，2021年天然气平均商品价格比上一年高46.0% [19] - 2021年自行销售4260万美元RINs，较2020年的3930万美元增加330万美元，增幅8.3%，主要因2021年承购协议变更，可自行销售的RNG量增加 [19] - 2021年RIN销售实现的平均价格为1.91美元，较2020年的1.31美元增加45.5%，2021年平均D3 RIN指数价格比2020年高约102.7% [20] - 2021年RNG设施的运营和维护费用为3810万美元，较2020年的3360万美元增加460万美元，增幅13.6%，其中约470万美元与2020年投产的开发场地有关，排除这些开发场地的影响后，2021年运营和维护费用为3350万美元，较2020年减少10万美元，降幅0.3% [20] 可再生电力业务 - 2021年生产约18.3万兆瓦时可再生电力，较2020年的18.6万兆瓦时减少3000兆瓦时 [22] - 2021年Bowerman设施生产152兆瓦时，较2020年的144兆瓦时增加8兆瓦时，增幅5.3%，主要因2020年10月加州野火导致该设施临时关闭，影响了2020年的产量 [22] - 2021年Security设施产量为零，而2020年为8兆瓦时，原因是该设施正在进行发动机恢复项目 [23] - 2021年可再生电力设施的运营和维护费用为1040万美元，较2020年的980万美元增加60万美元，增幅6.3%，2020年Pico贡献了140万美元，排除Pico后，2021年可再生电力设施运营和维护费用较2020年增加200万美元，增幅19.2%，主要因Bowerman设施定期发动机预防性维护间隔时间安排，2021年比2020年高约280万美元 [23][24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年1月公司完成普通股在纳斯达克资本市场的首次公开募股及相关重组交易，包括普通股在约翰内斯堡证券交易所的二次上市 [6] - 2021年5月完成北卡罗来纳州Montauk Ag可再生资产收购，购买开发技术以从现代农业废物流中回收剩余自然资源，并通过专有和其他工艺提炼和回收此类废物产品，生产高质量可再生天然气、生物油和生物炭 [7] - 2021年8月获得收购中获得的连续进料闭环反应器技术的24个以上特定方面的专利 [8] - 2021年10月完成550万美元交易，收购北卡罗来纳州约146英亩土地和约50万平方英尺的现有建筑，用于与Montauk Ag可再生收购相关的开发项目 [8] - 已签订主服务协议，为Montauk Ag提供处理废物原料的渠道，原料将来自农业合作伙伴的猪粪 [9] - 对Pico设施进行整体产能扩张，暂时闲置RNG生产以清理消化器中的沉淀物、更换消化器盖子并进行各种效率改进，目前已完成改进，RNG生产已恢复，但因产能扩张影响了Pico初始碳强度（CI）得分路径模型的建模时间和后续加州空气资源委员会（CARB）的审计批准，2021年未获得临时CI路径，无法从2021年生产中获得低碳燃料标准（LCFS）信用收入，将储存2022年Pico的产量，预计在2022年下半年获得CARB的CI得分路径结果，预计2023年才能从Pico的2022年生产中获得LCFS信用收入 [10][11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年RNG产量预计在550万至680万MMBtu之间，相应的RNG收入在1.81亿美元至2.26亿美元之间；可再生电力产量预计在18.9万至23.1万兆瓦时之间，相应的可再生电力收入在1700万美元至2000万美元之间 [32] 问答环节所有的提问和回答 问题1：2022年RNG生产指导显示产量较今年可能下降4%至增长19%，推动产量处于范围低端和高端的因素是什么，2022年是否有重大项目启动？ - 公司表示原料是多样化的活体生物，需管理垃圾填埋场业主的影响，McCarty地点与垃圾填埋场业主存在问题，将导致该地点产量低于正常历史水平；在产量上限方面，部分设施尤其是一些新投产设施在持续优化过程中，可能推动产量达到上限 [35] 问题2：Pico的CARB认证情况如何？ - 公司称2021年宣布并执行与爱达荷州奶牛合作伙伴的修正案，扩大了整个集群项目的原料供应，为提高RNG生产能力和效率，对现有消化器进行翻新，暂时闲置该设施，清理消化器并进行多项改进，2022年第一季度产量翻倍，预计将从2022年的生产中实现LCFS信用收入，具体时间取决于CARB对项目的评估和批准进度，预计在2022年下半年收到CARB通知，最早可能在2023年实现收入，储存的天然气符合产生LCFS信用的条件，待CARB批准认证后可实现收入 [38][41][42] 问题3：今年关于猪RNG机会的决策和指导有何预期，未来一两个季度是否会有更明确的公告？ - 公司表示北卡罗来纳州的初始五年开发项目在按计划推进，已公开披露相关里程碑，包括2021年8月获得技术专利、完成550万美元房地产和建筑物业收购以及与农业合作伙伴签订初始服务协议，随着项目开发和达到相关里程碑，将适时公开宣布 [44][45] 问题4：北卡罗来纳州项目何时能看到生产，最终投资决策的关键路径是什么，2022年是否能做出决策，什么因素会导致决策无法或能够做出？ - 公司认为2021年的资产收购已解决投资决策问题，关键在于如何推进投资以实现首个集群项目价值最大化，包括考虑纳入的农场数量、新专利技术的应用程度、优化RIN和LCFS信用市场价值、确保服务农业社区等，这些都是分阶段进行的过程，需按优先级进行，随着项目推进，如确保原料协议、下达主要设备订单、提供额外资本开发指导以及明确项目交付和进一步建设时间，将公开披露相关信息 [48][49][50] 问题5：Pico LCFS机会方面，假设产能翻倍，按每MMBtu约60美元的奶牛LCFS信用和20%的特许权使用费计算，得出约3200万美元的潜在年Pico LCFS收入，是否正确，公司2022年的潜在盈利是否应考虑这一机会？ - 公司称提供的指导不包括产能扩张方面的生产预期，从方向上看，2022年产量会翻倍，但公司不提供属性价格预期指导，这些属性在生产后才会变现，预计基于2022年生产和储存释放的属性更有可能在2023年变现 [53]

公司基本信息 - 公司有可再生天然气和可再生发电两个运营部门[127] - 公司是新兴成长型公司，可利用某些减少报告要求[131] - 公司是受控制公司，特定股东拥有约52.3%的普通股[132] - 公司高管包括Sean F. McClain（47岁）等6人，各有丰富经验[136] - 公司需向SEC提交年度、季度和当前报告等信息[129] - 公司在特定网站提供财务信息等内容[130] - 公司作为新兴成长公司，最多在IPO后五年内无需遵守部分适用于其他上市公司的要求[261] - 若公司财年收入超10.7亿美元、非关联方持有的普通股市值超7亿美元或三年内发行超10亿美元非可转换债务，将提前失去新兴成长公司地位[263] - 作为新兴成长公司，独立注册会计师事务所无需根据第404条对公司财务报告内部控制有效性进行正式鉴证，直至公司不再是新兴成长公司[267] - 截至2022年2月28日，Consortium Agreement相关股东合计持有约52.3%的普通股，公司为“受控公司”[275] 疫情影响 - 2020年公司业务受COVID - 19影响，开发场地调试延迟达五个月[147] - 公司为应对COVID - 19实施多项措施，产生额外成本[146] 项目风险与不确定性 - 可再生能源项目产出可能达不到预期水平，受多种因素影响[153] - 公司可能因项目运营问题产生资产减值费用[155] - 公司项目面临多种风险，如天气、设备故障、竞争、技术、土地权利、合同等[157,163,169,170] - 新项目的获取、融资、建设和开发面临诸多风险，如监管、选址、融资等[178,180] - 公司将面临转换现有设施、燃料供应协议续约、合同价格调整、新项目开发、业务扩张、新项目运营、收购投资、RINs价格、商品价格、合同履行等方面的风险，这些风险可能对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[183][184][185][186][189][190][193][196][197][201] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规约束，需获取相关许可，否则可能面临制裁和运营中断[205][207][208] - 公司处理设施产生的废物管理存在环境成本和责任风险，保险可能无法覆盖所有风险[209] - 公司销售RINs和LCFS信用额度的能力取决于对相关计划的严格遵守，否则可能受限或失去资格并面临罚款[211][212] - 获得和修改必要的许可、批准和同意耗时且昂贵，可能导致项目延迟或放弃[213][214] - 美国政府、立法者、监管机构和活动人士对可再生能源项目的负面态度可能影响公司业务和财务状况[215] - 公司面临气候变化和极端天气模式风险，可能导致能源供应和价格大幅波动[228] - 公司IT和数据安全基础设施故障可能对业务和运营产生重大不利影响[230] - 第三方未能及时提供优质产品或可靠服务，可能导致项目开发和运营延迟[239] - 公司项目依赖第三方拥有和运营的配电和输电设施，其故障或延迟可能导致收入损失或合同违约[241] 业务运营数据 - 2021年和2020年，五个项目分别占公司运营收入的76.3%和78.7%[157] - 2021年，McCarty、Rumpke、Atascocita和Apex设施的RNG产量分别占公司RNG收入的16.2%、28.3%、21.6%和8.8%，占RNG总产量的15.3%、27.1%、20.9%和10.4%[157] - 2021年，Bowerman设施的可再生电力产量占公司可再生电力发电收入的85.7%，占总产量的83.0%[157] - 2020年第四季度，Bowerman设施因野火产量较2019年第四季度减少约38%[160] - 2021年第一季度，Bowerman设施收入较上年同期降低约18.9%[160] - 2021年2月14日至20日，德州休斯顿设施因寒冷天气停电停产[158] - 2021年和2020年公司分别有62%和60%的收入来自环境属性销售[204] - 2021年，公司向Victory Renewables、Valero和Anaheim市的销售额分别约占运营收入的13.1%、12.4%和9.6%；2020年，向ExxonMobil、Anaheim市、Royal Dutch Shell plc和Victory Renewables的销售额分别约占运营收入的15.1%、14.4%、14.1%和11.3%[245] - 截至2021年、2020年和2019年12月31日，五名客户分别约占公司应收账款的44%、81%和67%[245] 行业政策法规 - 2021年1月拜登发布行政命令要求审查联邦法规并应对气候变化，美国于2021年2月19日重新加入《巴黎气候协定》[210] - 2019年6月EPA发布最终《经济适用清洁能源规则》并废除《清洁电力计划》，2021年1月该规则被撤销，10月最高法院同意审理上诉[216][217] - 2021年12月21日，EPA发布拟议规则，为2021年设定6.2亿个D3 RINs的数量，较2020年修订后的拟议水平增加21%[225] - 2021年12月，EPA拟拒绝60多个2016 - 2021年期间的小型炼油厂豁免申请[225] 项目开发与运营周期 - 可再生能源项目开发、设计和建设过程平均持续12至24个月，项目运营后通常需12个月或更长时间达到预期生产水平[186][188] - RNG项目从首次将RNG注入商业管道系统起，通过自愿质量保证计划获得RIN资格通常需要三到五个月[226] 市场与资源情况 - EPA确定482个垃圾填埋场为沼气项目候选地，公司认为约38个场地能产生足够垃圾填埋气支持商业规模项目，其中约27个由Waste Management或Republic Waste运营[189] - 炼油厂可将最多20%的可再生识别码（RINs）结转到下一年以满足可再生燃料义务（RVOs），公司只能对RINs生成当年及次年进行远期销售[196] 信贷与财务指标 - 公司高级信贷安排包含财务和运营限制，可能限制业务活动和信贷获取[247] - 修订信贷协议包含8000万美元定期贷款和1.2亿美元循环信贷额度，2026年12月到期[249] - 修订信贷协议要求每季度平均每月D3 RIN价格不低于0.80美元/RIN，季度合并EBITDA不低于600万美元，总负债与有形净资产比率不超过2.0:1.0[249] - 自2021年12月21日起，修订信贷协议将LIBOR替换为BSBY作为贷款利率[250] - 2021 - 2023年12月31日至6月29日每财季末总杠杆比率不超过3.50:1.00，2023 - 2024年6月30日至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[251] - 2021年公司记录减值费用120万美元，其中可再生电力设施退役相关0.8百万美元，某RNG设施相关0.4百万美元[256] - 截至2021年12月31日，公司有美国联邦净运营亏损（NOL）结转约7360万美元，其中3290万美元可结转20年，4070万美元可无限期结转并抵消未来年度80%应税收入[258] 财务报告内部控制 - 2020年IPO期间及2020年12月31日年终财报编制时，公司发现财务报告内部控制重大缺陷，该缺陷已于2021年12月31日整改[265][266] 股票与股价相关 - 公司需出售800,000股普通股用于偿还MNK贷款，可能影响股价[273] - 公司股价可能因多种因素波动或下跌，包括市场和行业波动、经营结果波动等[270] - 公司普通股在纳斯达克资本市场和JSE交易，可能存在价格差异，一方价格下降可能导致另一方相应下降[271] - 未来公开发售普通股可能导致股价下跌，影响公司股权融资能力[272] - 证券或行业分析师不发布研究、发布不准确或不利研究可能导致公司股价和交易量下降[274] - 公司预计未来发行额外资本股票会导致股东股权稀释，普通股每股价值可能下降[283] 市场风险与对冲 - 公司面临环境属性定价、商品定价、利率变化和信用风险，但无外汇风险，不持有纯交易或投机性金融工具[410] - 公司采用衍生品交易对冲市场风险，相关损益在合并财务报表的公司收入中报告[411] - 环境属性市场价格下降会对公司收入和利润产生重大不利影响，公司通过多种销售合同管理风险[412] - 2022年估计D3 RIN指数价格约为3.38美元，假设每RIN平均实现价格下降10%，对公司年营业利润的负面影响约为1150万美元[413] - 2022年估计NYMEX平均指数价格约为4.834美元/百万英热单位，假设批发天然气市场价格下降10%，对公司年营业利润的负面影响约为160万美元[416] - 截至2021年12月31日，公司经修订信贷安排下的未偿余额为8000万美元，2021年可变债务余额的加权平均利率约为2.906%，假设有效借款利率提高10%，对公司年利息费用和合并财务报表无重大影响[418] - 假设批发天然气市场价格上涨10%，根据公司未到期商品价格套期保值合同条款，对公司年营业利润的负面影响约为120万美元[419] 综合财务数据 - 2021年和2020年公司总资产分别为2.8648亿美元和2.53356亿美元，总负债分别为1.04187亿美元和9373.4万美元[430][431][433] - 2021年、2020年和2019年公司总营业收入分别为1.48127亿美元、1.00383亿美元和1.05714亿美元[435] - 2021年、2020年和2019年公司营业利润分别为333.5万美元、358.1万美元和1100.5万美元[435] - 2021年、2020年和2019年公司净（亏损）收入分别为 - 452.8万美元、460.3万美元和582万美元[435] - 2021年公司基本和摊薄每股亏损均为0.03美元，加权平均流通普通股股数为1.41015213亿股[435] - 截至2021年12月31日，公司已发行普通股1.43584827亿股，流通股1.41015213亿股，库存股95.0214万股[433][435][438] - 2021 - 2019年净（亏损）收入分别为 - 4528千美元、4603千美元、5820千美元[441] - 2021 - 2019年净现金提供的经营活动分别为42879千美元、28684千美元、27825千美元[441] - 2021 - 2019年净现金使用的投资活动分别为 - 19474千美元、 - 15987千美元、 - 44927千美元[441] - 2021 - 2019年净现金提供（使用）的融资活动分别为8649千美元、 - 1500千美元、 - 27515千美元[441] - 2021 - 2019年现金及现金等价物和受限现金净增加或减少分别为32054千美元、11197千美元、 - 44617千美元[441] - 2021 - 2019年现金及现金等价物和受限现金年初余额分别为21559千美元、10362千美元、54979千美元[441] - 2021 - 2019年现金及现金等价物和受限现金年末余额分别为53613千美元、21559千美元、10362千美元[441] 项目分布与特点 - 公司目前在Waste Management运营的垃圾填埋场运营8个可再生能源项目（7个RNG项目和1个可再生电力项目），在Republic Services运营的垃圾填埋场运营2个RNG项目[243] - 公司在加利福尼亚、爱达荷等多地的15个项目有运营[444] - RNG作为车辆燃料符合D3（纤维素生物燃料，温室气体减排要求60%）RIN标准[445] - 公司最大的电力设施位于加利福尼亚，通过购电协议实现REC货币化获得收入[447] 网络安全措施 - 公司预计在未来12至24个月实施多项渐进式网络安全改进措施，以增强防御能力和恢复能力[236]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度总营收3970万美元，较2020年第三季度的2830万美元增加1150万美元，增幅40.7% [12] - 2021年前9个月经营活动产生的现金为2130万美元，较2020年前9个月的2260万美元减少5.9% [23] - 2021年前9个月资本支出为770万美元，其中约240万美元用于近期投产设施的优化项目，100万美元用于Pico原料修正案，蒙托克农业可再生能源收购资产410万美元（含收购成本30万美元） [23][24] - 截至2021年9月30日，定期贷款余额为2250万美元，循环信贷额度余额为3670万美元，循环信贷额度可用借款额度为3940万美元 [23] - 2021年第三季度调整后EBITDA为1280万美元，较2020年同期的1010万美元增加270万美元，增幅27.2% [25] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气业务 - 2021年第三季度RNG产量为150万MMBtu，较2020年第三季度的150万MMBtu略有下降，降幅0.7% [15] - 2021年第三季度可再生天然气业务收入为3500万美元，较2020年第三季度的2400万美元增加1100万美元，增幅45.9% [17] - 2021年第三季度出售1330万RINs，较2020年第三季度的1040万增加280万，增幅27%；平均RIN销售价格为1.65美元，较2020年第三季度的1.54美元增加7.1% [17] - 2021年第三季度研发设施运营和维护费用为870万美元，较2020年第三季度的900万美元减少30万美元，降幅3% [18] 可再生电力业务 - 2021年第三季度可再生电力产量为4.3万兆瓦时，较2020年第三季度的4.9万兆瓦时减少6000兆瓦时，降幅12.2% [19] - 2021年第三季度可再生电力设施运营和维护费用为350万美元，较2020年第三季度的230万美元增加120万美元，增幅51.4% [19] - 2021年第三季度可再生电力业务运营亏损为140万美元，较2020年第三季度的50万美元亏损增加90万美元，降幅198.5% [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司完成蒙托克农业可再生能源资产收购，继续执行相关计划，2021年8月获得相关专利，预计2022年该设施改进后投产 [6][7][8] - 2021年10月完成540万美元交易，收购约146英亩土地和50万平方英尺建筑，用于扩大生产流程，并签订主服务协议获取废物原料 [9] - 对Pico设施进行产能扩张和性能改进，预计2022年第一季度恢复全面运营后产量将显著增加，2021年第四季度提交CI路径模型并重新申请临时CI路径 [10] - 市场机会丰富，可将垃圾填埋场项目从低BTU转换为高BTU，使未达NSPS合规的垃圾填埋场成为可行项目，管道虚拟化使小项目可集群开发，还可从核心垃圾填埋气业务拓展到燃料脱碳和农业项目 [49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场充满活力，机会众多，公司有能力利用现有项目的扩张、转换和增长机会，评估多个中游、后期项目和项目组合的交易机会，还可利用北卡罗来纳州的专利技术解决养猪社区的环境问题 [49][55][57] - 公司期望项目能在环境管理、为宿主企业增值和适应价格波动方面发挥作用，未来将继续平衡工作资本需求和属性货币化，使部分投资组合反映当前价格，并关注国内外长期固定价格承购机会 [41][54][58] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中的部分陈述属于前瞻性陈述，受已知和未知风险及不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异，除法律要求外，公司无义务更新前瞻性陈述 [3][4] - 公司可能会使用非GAAP财务指标，相关详细信息及与GAAP财务指标的调节可在幻灯片演示、2021年第三季度收益发布和10 - Q表格中找到 [4] 问答环节所有提问和回答 问题1：公司收入环比增长及RIN对冲情况 - 公司2021年初的远期承诺导致RIN对冲价格低于市场，第四季度仍在处理部分承诺，但预计平均实现RIN价格将升至2.09美元，2022年1月起无2022年RIN承诺，第四季度末RIN表现不佳的情况将消除 [30][31][33] 问题2：Pico乳制品RNG消化器改进对CI分数的影响及获得最终CARB CI分数的时间 - 消化方式的改变和牛群扩张的分配可能使CI分数更负；有可能在2022年中至年末获得分数，但不确定 [36][37] 问题3：可再生电力业务环比下降原因及安全项目发动机维修情况 - 鲍尔曼设施按制造商建议的预防性维护计划，2021年逐个对发动机进行维护；安全设施预计2021年第四季度恢复运行并生产可再生电力 [38] 问题4：未来指导范围能否缩小 - 公司首次发布第四季度指导，未来将继续完善流程，提供更详细、范围更窄的指导 [39] 问题5：公司是否继续限制承购对冲期限 - 公司固定部分属性以满足营运资金和开发资本需求，随着属性计划增长，有机会延长锁定期，2022年将继续平衡，部分投资组合反映当前价格，关注国内外长期固定价格承购机会 [40][41][42] 问题6：Carty Road设施的潜在波动性 - 该设施维护良好，此前的故障是特定、孤立事件，预计不会再次发生；RNG生产受垃圾填埋场多种因素影响，但总体相对平衡 [44][45][46] 问题7：市场对新项目开发的态度及公司未来几年的发展情况 - 市场机会丰富，可提升或转换垃圾填埋场项目，管道虚拟化使小项目可行，还可拓展到燃料脱碳和农业项目；公司有能力开发项目，获取长期协议并推进项目 [48][49][50] 问题8：公司的增长速度和风险 - 公司寻求能增加投资组合价值、注重环境管理、适应价格波动的项目，通过现有项目扩张、评估新交易机会和利用北卡罗来纳州技术实现增长 [54][55][56] 问题9：公司考虑进入新对冲的因素及历史运营情况 - 公司历史上产品对冲比例低于50%，2020年因政治选举不确定性进行了适当对冲；未来会继续寻找部分投资组合的对冲机会，包括对欧盟的固定价格承购和与公用事业的对冲，但需权衡利弊 [59][60][61] 问题10：对冲的进入时间 - 对冲是在2020年第四季度进入的，当时的价格远低于当前D3 RIN指数价格 [62]

公司资产收购 - 公司收购Montauk Ag相关资产，现金支付3797千美元，授予受限股票奖励价值不超12500千美元[123] - 2021年第四季度，公司以5447千美元收购约146英亩土地和约50万平方英尺建筑[125] - 公司收购约9.35英亩北卡罗来纳州土地用于Montauk Ag项目[122] Pico项目相关 - 2021年第二季度，公司完成Pico原料协议修订，支付1000千美元现金[126] - 2021年第三季度，Pico设施改进项目预计产生至少1000千美元非经常性费用，已确认288千美元资产处置，预计资本成本约325千美元[127] - Pico设施当前产量约150 MMBtu/天，改进完成恢复运营后预计产量显著增加[128] - 公司预计2021年第四季度提交Pico的CI路径模型并重新申请临时CI路径[129] 公司运营项目分布 - 公司有15个运营项目，分布在加利福尼亚、爱达荷等州[120] 公司业务板块 - 公司可再生能源销售包括生物气、可再生电力及相关环境属性销售[133] - 公司报告可再生天然气和可再生电力发电两个运营板块收入[134] 2021年第一季度业务数据变化 - 2021年第一季度RNG产量较2020年第一季度提高约29.1%，主要因发动机投入使用[139] - 2021年第一季度鲍尔曼工厂相关收入较上年同期降低约18.9%，部分与野火有关[139] - 2021年第一季度RNG部门公用事业成本较2020年第一季度降低约54.9%，因相关协议[139] RIN远期承诺 - 2020年第四季度，公司对约50%的2021年预期RIN生成量进行远期承诺[142] 基于股票的薪酬费用 - 2021年前九个月，公司确认约19,713美元的基于股票的薪酬费用[145] 2021年第三季度业务数据变化 - 2021年第三季度可再生天然气总收入为35,002,000美元，较2020年同期增长45.9%[149] - 2021年第三季度可再生电力发电总收入为3,872,000美元，较2020年同期下降9.0%[149] - 2021年第三季度RNG产量为1,510,000 MMBtu，较2020年同期下降0.7%[149] - 2021年第三季度当前RIN生成量为12,985,000，较2020年同期增长18.3%[149] - 2021年第三季度平均实现RIN价格为1.65美元，较2020年同期增长7.1%[149] - 2021年第三季度总运营收入为39,749美元，较2020年同期的28,250美元增加11,499美元，增幅40.7%[151][152] - 2021年第三季度可再生天然气（RNG）产量为1,510 MMBtus，较2020年同期的1,520 MMBtus减少10 MMBtus，降幅0.7%[153] - 2021年第三季度RNG业务收入为35,002美元，较2020年同期的23,994美元增加11,008美元，增幅45.9%[154] - 2021年第三季度可再生电力产量约为43 MWh，较2020年同期的49 MWh减少6 MWh，降幅12.2%[155] - 2021年第三季度总一般及行政费用为7,520美元，较2020年同期的4,131美元增加3,389美元，增幅82.0%[159] - 2021年第三季度RNG设施运营及维护费用为8,708美元，较2020年同期的8,980美元减少272美元，降幅3.0%[160] - 2021年第三季度公司RNG设施特许权使用费、运输、集输和生产燃料费用为6,208美元，较2020年同期的4,737美元增加1,471美元，增幅31.1%[161] - 2021年第三季度折旧和摊销为5,666美元，较2020年同期的5,470美元增加196美元，增幅3.6%[166] - 2021年第三季度其他费用为1,314美元，较2020年同期的652美元增加662美元，增幅101.5%[168] - 2021年第三季度运营利润为6,729美元，较2020年同期的4,834美元增加1,895美元，增幅39.2%[151][172] 2021年前九个月业务数据变化 - 2021年前九个月总运营收入为102,872,000美元，较2020年的74,563,000美元增加28,309,000美元，增幅38.0%[176][177] - 2021年前九个月可再生天然气总营收为90,707,000美元，较2020年的60,799,000美元增加29,908,000美元，增幅49.2%[174][179] - 2021年前九个月可再生电力生产总营收为11,290,000美元，较2020年的13,282,000美元减少1,992,000美元，降幅15.0%[174][182] - 2021年前九个月RNG产量为4,274,000 MMBtu，较2020年的4,451,000 MMBtu减少177,000 MMBtu，降幅4.0%[174][178] - 2021年前九个月销售30,875,000个RINs，较2020年的30,269,000个增加606,000个，增幅2.0%[174][179] - 2021年前九个月RIN平均实现价格为1.77美元，较2020年的1.22美元增加0.55美元，增幅45.1%[174][177][179] - 2021年前九个月总运营费用为108,881,000美元，较2020年的68,947,000美元增加39,934,000美元，增幅57.9%[176] - 2021年前九个月一般及行政费用为35,280,000美元，较2020年的11,336,000美元增加23,944,000美元，增幅211.2%[176][185] - 2021年前九个月可再生天然气运营和维护费用为26,468,000美元，较2020年的23,015,000美元增加3,453,000美元，增幅15.0%[186] - 2021年前九个月可再生电力运营和维护费用为8,826,000美元，较2020年的7,854,000美元增加972,000美元，增幅12.4%[189] - 2021年前九个月可再生电力设施特许权、运输、集输和生产燃料费用为1304美元，较2020年同期的1363美元减少59美元（4.3%），占可再生电力发电业务收入的比例从10.3%升至11.5%[190] - 2021年前九个月特许权支付费用为18840美元，较2020年同期的13376美元增加5464美元（40.8%）[191] - 2021年前九个月折旧和摊销费用为17062美元，较2020年同期的16120美元增加942美元（5.8%）[192] - 2021年前九个月减值损失为626美元，较2020年同期的278美元增加348美元（125.2%）[193] - 2021年前九个月其他费用为2726美元，较2020年同期的3760美元减少1034美元（27.5%）[194] - 2021年前九个月经营亏损为6010美元，较2020年同期的经营利润5615美元减少11625美元（207.0%）；RNG业务经营利润为34154美元，较2020年同期的18815美元增加15339美元（81.5%）；可再生电力发电业务经营亏损为3626美元，较2020年同期的1817美元增加1809美元（99.6%）[198] 公司现金及债务情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物（扣除受限现金）分别为20892美元和20992美元[202] - 2021年1月26日公司IPO完成后，扣除承销折扣、佣金和其他估计成本后，净收益为14472美元[203] - 截至2021年9月30日，公司债务（未计债务发行成本）为59197美元，较2020年12月31日的66697美元减少[203] 公司现金流情况 - 2021年前九个月公司经营活动产生的现金流量为21298美元，较2020年同期的22636美元减少5.9%[209] - 2021年前九个月融资活动使用的净现金流为9860美元，较2020年前九个月融资活动提供的现金减少10860美元[211] - 2021年前九个月，公司IPO结束后支付佣金和费用，获得收益15593美元[211] - 2021年前九个月，公司重新收购950214股，价值约10813美元[211] - 2021年前九个月，公司向MNK贷款7140美元用于其股息税负债[211] - 2020年前九个月，公司根据循环信贷协议借款8500美元[211] 公司资产减值情况 - 2021年和2020年前九个月，公司分别记录了626美元和278美元的资产减值[228] 公司表外安排 - 2021年前九个月，公司有大约3905美元的未偿还信用证表外安排[230] - 2020财年，公司除了约7145美元的未偿还信用证外，没有其他表外安排[230] 公司重大合同义务 - 2021年第三季度，公司重大合同义务与2020年年报相比无重大变化[231] 市场风险情况 - 自2020年年报披露以来，市场风险无重大变化[234]

业绩总结 - 2021年第二季度总营业收入为31,674千美元，较2020年同期的27,908千美元增长13.5%[5] - 可再生天然气（RNG）总收入为27,581千美元，较2020年同期的23,378千美元增长18.0%[9] - 可再生电力发电（REG）总收入为4,093千美元，较2020年同期的4,530千美元下降9.6%[9] - 2021年第二季度净亏损为4,652千美元，较2020年同期的1,583千美元亏损增加[5] - 基本每股亏损为0.03美元，与2020年同期的0.13美元亏损相同[5] - 2021年第二季度的总运营费用为32,211千美元，较2020年同期的24,346千美元增加32.3%[5] 用户数据 - RNG生产量为1,416 MMBtu，较2020年同期的1,542 MMBtu下降8.2%[7] - 当前RIN生成量为10,935，较2020年同期的11,192下降2.3%[9] - RIN库存为1,171，较2020年同期的456增加356.8%[9] 未来展望 - 预计Pico项目的总投资可能达到1,800万美元[18] 新产品和新技术研发 - 2021年，公司资本支出为1,000千美元，用于Pico项目[12] - 2021年，公司资本支出为1,550千美元，用于优化新近投入使用的设施[12] 市场扩张和并购 - 2021年，公司在北卡罗来纳州资产收购中支付现金4,142千美元[12] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司总资产为251,648千美元[10] - 截至2021年6月30日，公司总负债为89,024千美元[10] - 截至2021年6月30日，公司股东和成员权益总额为162,624千美元[10] - 2021年，公司的IPO净收益为12,401千美元[12]

Montauk Renewables, Inc. (NASDAQ:MNTK) Q2 2021 Results Earnings Conference Call August 16, 2021 5:00 PM ET Company Participants John Ciroli - Vice President, General Counsel & Secretary Sean McClain - Chief Executive Officer & President Kevin Van Asdalan - Chief Financial Office Conference Call Participants Operator Good afternoon, everyone. And thank you for participating in today's Conference Call. I would now like to turn the call over to Mr John Ciroli as he reads the company's safe harbor statement wit ...

公司业务交易与协议 - 公司收购业务及相关资产，现金支付3797000美元，授予两位高管各价值1250万美元受限股票奖励[112] - 公司修订Pico原料协议，支付1000000美元现金，将在1 - 3年内增加供应原料量[113] 产量相关数据变化 - 2021年第一季度产量较2020年第一季度提高约29.1%，主要因发动机投入使用[117] - 2021年第二季度可再生天然气产量1,416 MMBtu，较2020年同期的1,542 MMBtu减少126 MMBtu，降幅8.2%[126][130][131] - 2021年第二季度可再生电力产量47 MWh，较2020年同期的51 MWh减少4 MWh，降幅7.8%[126][133] - 2021年前六个月可再生天然气产量为2764 MMBtu，较2020年同期的2931 MMBtu减少168 MMBtu（5.7%）[154] - 2021年前六个月可再生电力产量约为94 MWh，较2020年同期的103 MWh减少9 MWh（8.9%）[157] 收入相关数据变化 - 2021年第一季度Bowerman设施收入较上年同期降低约18.9%，部分与野火有关[117] - 2021年第二季度总营收31,674美元，较2020年同期的27,908美元增加3,766美元，增幅13.5%[128][129] - 2021年第二季度可再生天然气总营收27,581美元，较2020年同期的23,378美元增加4,203美元，增幅18.0%[126][130][131] - 2021年第二季度可再生电力总营收4,093美元，较2020年同期的4,530美元减少437美元，降幅9.6%[126][133] - 2021年前六个月总营收为63121000美元，较2020年同期的46312000美元增加16809000美元（36.3%）[153] - 2021年前六个月可再生天然气业务收入为55704000美元，较2020年同期的36804000美元增加18900000美元（51.4%）[155] - 2021年前六个月可再生电力设施收入为7417000美元，较2020年同期的9026000美元减少1609000美元（17.8%）[158] RIN相关数据变化 - 2020年第四季度，公司对约50%的2021年预期RIN产量进行远期销售承诺[120] - 2021年前六个月实现的平均RIN价格约为1.77美元，低于D3 RIN指数约2.80美元[120] - 2021年第二季度当前可再生天然气RIN生成量10,935，较2020年同期的11,192减少257，降幅2.3%；可售RIN总量9,921，较2020年同期的11,544减少1,623，降幅14.1%；RIN库存1,171，较2020年同期的 - 456增加1,627，增幅356.8%[126] - 2021年第二季度平均实现RIN价格1.78美元，较2020年同期的1.37美元增加0.41美元，增幅29.9%[126][131] - 2021年第二季度，公司以3.17美元的D3现货价格购买了约500个RINs[190] 基于股票的薪酬费用 - 2021年1月公司加速确认约2050000美元先前未归属的基于股票的薪酬费用[122] - 2021年前六个月公司确认约4132000美元与股权奖励相关的基于股票的薪酬费用[122] - 2021年第一季度公司确认约10813000美元与受限股票相关的基于股票的薪酬费用，上半年总计约17140000美元[122] 运营费用相关数据变化 - 2021年第二季度总运营费用32,211美元，较2020年同期的24,346美元增加7,865美元，增幅32.3%[128] - 2021年第二季度一般及行政费用7,341美元，较2020年同期的3,765美元增加3,576美元，增幅95.0%[128][136] - 2021年第二季度可再生天然气运营和维护费用10,159美元，较2020年同期的7,103美元增加3,056美元，增幅43.0%[137] - 2021年第二季度可再生电力运营和维护费用2,328美元，较2020年同期的3,045美元减少717美元，降幅23.5%[140] - 2021年第二季度特许权使用费、运输、集输和生产燃料费用为5986美元，较2020年同期的5248美元增加738美元（14.1%）[142] - 2021年第二季度折旧和摊销为5660美元，较2020年同期的5302美元增加358美元（6.8%）[143] - 2021年第二季度其他费用为730美元，较2020年同期的919美元减少189美元（16.2%）[145] - 2021年前六个月一般及行政费用为27761美元，较2020年同期的7204美元增加20557美元（285.4%）[161] - 2021年前六个月可再生天然气（RNG）设施运营及维护费用为17760美元，较2020年同期的14035美元增加3725美元（26.5%）[162] - 2021年前六个月RNG设施特许权使用费、运输、集输和生产燃料费用为11328美元，较2020年同期的7275美元增加4053美元（55.7%）[163] - 2021年前六个月可再生电力设施运营及维护费用为5293美元，较2020年同期的5521美元减少228美元（4.1%）[165] - 2021年前六个月可再生电力设施特许权使用费、运输、集输和生产燃料费用为876美元，较2020年同期的943美元减少67美元（7.1%）[166] - 2021年前六个月特许权使用费、运输、集输和生产燃料费用为12204美元，较2020年同期的8189美元增加4015美元（49.0%）[167] - 2021年前六个月折旧和摊销为11396美元，较2020年同期的10650美元增加746美元（7.0%）[168] - 2021年前六个月减值损失为626美元，较2020年同期的278美元增加348美元（125.2%）[169] - 2021年前六个月其他费用为1410美元，较2020年同期的3107美元减少1697美元（54.6%）[170] 利润与亏损相关数据变化 - 2021年第二季度净亏损4,652美元，较2020年同期的1,583美元增加亏损3,069美元，增幅193.9%[128] - 2021年第二季度经营亏损为537美元，较2020年同期的经营利润3562美元减少4099美元（115.0%）[148] - 2021年前六个月运营亏损为12739美元，较2020年同期的运营利润780美元减少13519美元（1733.2%）[173] - 2021年Q2净亏损4652美元，2020年同期净亏损1583美元；2021年上半年净亏损18917美元，2020年同期净利润4233美元[181] 税率相关数据变化 - 2021年6月30日止三个月有效税率为 - 267%，低于2020年同期的160% [147] 现金流相关数据变化 - 2021年上半年经营活动产生的净现金流为11245美元，较2020年上半年的8370美元增长34.3%[190] - 2021年上半年投资活动使用的净现金流为8521美元，2020年同期为9691美元[190] - 2021年上半年融资活动使用的净现金流为7360美元，较2020年上半年提供的3500美元减少10860美元[190] 公司资金与债务情况 - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物净额分别为16350美元和20992美元[182] - 2021年1月26日IPO完成后，公司获得净收益14472美元，扣除承销折扣和佣金1608美元及其他估计成本6891美元[183] - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司债务发行前成本分别为61698美元和66697美元[183] 公司资本支出预计 - 2021年上半年公司预计资本支出在8500 - 9500美元之间，预计在优化项目上花费5000美元，预计开发资本支出达14000美元[189] 公司内部控制与补救措施 - 公司在2020年12月31日和2019年9月30日结束的十二个月和九个月内，财务报告内部控制存在重大缺陷，2021年第二季度继续实施补救措施[193] 资产减值情况 - 2021年和2020年前六个月分别记录了626美元和278美元的资产减值[208] 表外安排情况 - 2021年前六个月有大约5765美元的未偿还信用证形式的表外安排，2020年同期约为7145美元[210] 无形资产相关规定 - 有限寿命无形资产包括互连、客户合同、商号和商标，按直线法在估计使用寿命内摊销[204] - 无限寿命无形资产包括排放配额和土地使用权，不进行摊销，至少每年评估减值[205] - 若无形资产被认定减值，减值金额为资产账面价值超过公允价值的部分[206] 公司发展定位与政策利用 - 公司是新兴成长公司，打算利用JOBS法案规定的过渡期[212] 重大合同与市场风险披露 - 2021年第二季度重大合同义务与2020年年报相比无重大变化[211] - 市场风险披露与2020年年报相比无重大变化[214] 税务处理原则 - 公司按司法管辖区评估递延税项资产，考虑新证据确定其未来实现情况[203] - 公司使用“更有可能”门槛处理不确定税务状况[203]