业绩总结 - 2025年第二季度调整后的EBITDA为1650万美元[14] - 2025年第二季度RNG生产同比增长33%[16] - 2025年第二季度EBITDA在燃料站服务部门增长30%[16] - 2025年第二季度调整后的EBITDA较2024年同期下降22%，主要受RIN价格下跌、ISCC碳信用损失和非经常性管理费用影响[16] - 2025年6月30日，公司的净收入为5626千美元，而2024年同期为12757千美元，下降了56%[62] - 调整后的EBITDA为17946千美元，相较于2024年的33787千美元下降了47%[62] - 2025年上半年总收入为21081千美元，较2024年的36304千美元下降了42%[62] 用户数据 - 截至2025年6月30日，公司的流动性约为2.03亿美元，其中包括未使用的信贷额度约为1.38亿美元[21] - 截至2025年6月30日，公司的净债务约为3.02亿美元[21] 未来展望 - 公司在2025年维持全年业绩指引[16] - 2025年调整后EBITDA预计在9000万至1.1亿美元之间，每每加仑D3 RIN价格每变动0.10美元将影响2025年调整后EBITDA约500万至600万美元[58] - 2025年预计RNG生产范围为500万至540万MMBtu[58] - 2025年燃料站服务部门的调整后EBITDA预计较2024年增长30%至50%[58] - 2025年预计将建设约200万年设计能力的RNG项目[58] 新产品和新技术研发 - RNG设施的设计容量利用率预计在75%至85%之间[46] - 2025年RNG燃料生产量预计为110万MMBtu，利用率为75%[44] - 2021年至2024年在建项目包括大西洋、棉花木、伯灵顿、柯比和中央谷奶牛RNG项目[32] - OPAL目前运营11个RNG设施，年设计能力为880万MMBtu[40] 资本配置与股东价值 - 公司通过资本配置决策，目标是最大化股东价值[20] 费用与支出 - 2025年上半年，利息和融资费用净额为4989千美元，较2024年的8934千美元下降了44%[62] - 折旧、摊销和增值费用为4269千美元，较2024年的7980千美元下降了47%[62] - 2025年上半年，主要维护可再生能源的费用为2464千美元，而2024年为5373千美元，下降了54%[62] - 公允价值和非经常性费用的调整为713千美元，较2024年的1399千美元下降了49%[62] - 股票基础补偿费用为1842千美元，较2024年的2855千美元下降了36%[62] - RNG开发成本为2198千美元，与2024年持平[62]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度营收5220万美元，环比增加930万美元，主要由于印度生物柴油订单交付 [4] - 加州乙醇产量1380万加仑，略低于上季度以优化利润率 [4] - 加州乳业可再生天然气业务收入310万美元，来自11个运营的消化池 [5] - 营业亏损同比改善490万美元，主要由于SG&A费用减少 [5] - 利息支出1230万美元，净亏损2340万美元 [5] - 期末现金160万美元，投资360万美元用于碳强度降低和RNG产能扩张 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 乳业RNG业务：新增多乳业消化池本月投产，预计提升RNG产量30%，2025年产能目标55万MMBtu，2026年达100万MMBtu [7] - 乙醇业务：3000万美元机械蒸汽再压缩系统(MVR)设备正在制造，预计2026年减少80%天然气使用并增加3200万美元年现金流 [11] - 印度生物柴油业务：第二季度交付1190万美元生物柴油及副产品，计划2026年初印度子公司IPO [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州LCFS信用价格从42美元上涨至60美元，当前上限为268美元 [10] - 联邦D3 RINs为RNG增加19美元/MMBtu价值 [15] - 印度政府强力支持生物燃料政策，乙醇行业预计未来60个月增长50% [55] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略重点：优化资本结构，下半年增加现金流以推进债务削减，积极寻求低成本融资选择 [6] - 未来项目：加州Riverbank年产9000万加仑SAF和可再生柴油设施已获建设许可，碳捕集项目完成初期钻井工作 [13][14] - 印度扩张：积极寻求进入乙醇生产领域，利用政府政策支持 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 监管环境：加州LCFS修正案建立20年减排框架，联邦45Z生产税收抵免支持低碳燃料 [14][16] - 市场前景：E15混合汽油在全美推广可能增加50亿加仑/年需求，加州预计降低27亿美元燃料成本 [19] - 现金流预期：多重收入流(印度、LCFS信用、联邦税收优惠)将推动2025年下半年和2026年现金流增长 [6] 其他重要信息 - 已出售8300万美元RNG设施投资税收抵免，收到约7000万美元现金 [9] - 获得2000万美元赠款和税收抵免用于资助MVR系统 [11] - 加州E15全年混合法案已获议会全票通过，正等待参议院批准 [12] 问答环节所有的提问和回答 LCFS信用影响和审批进度 - 已获批7个乳业途径，4个待批，预计年底至少12个获批 [24] - LCFS信用价格波动影响收入，预计提供每MMBtu价值范围指引 [25][26] D3 RINs需求前景 - 行业普遍认为EPA低估D3 RIN要求，正在评论期表达反对意见 [27][28] 45Z税收抵免进展 - 预计8月更新GREET模型后即可开始计算和销售45Z信用 [34] - 当前计算显示约82美元/MMBtu价值，已完全注册相关设施 [38][42] 印度IPO计划 - 新任CFO7月到任推进IPO流程，预计秋季公开文件 [50][51] - 预计25%募资用于母公司，75%用于印度业务发展 [53] 再融资进展 - 深入谈判中，需45Z税收抵免收入确认以完善融资方案 [65][66] E15实施时间表 - 加州通过概率超75%，全美通过概率超50%，需求增长将逐步体现 [70][74] - 预计18个月周期后需要新增产能，行业总需求可能超过200亿加仑 [73]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度总营收4260万美元，较2024年第一季度的3880万美元增加380万美元，增幅9.8%，主要因2025年第一季度多销售200万个RINs，部分被RINs实现价格下降抵消 [13] - 2025年第一季度总一般及行政费用880万美元，较2024年第一季度的940万美元减少70万美元，降幅7.1% [14] - 2025年第一季度员工费用相关成本（含基于股票的薪酬）500万美元，较2024年第一季度的570万美元减少70万美元，降幅12.5% [15] - 2025年第一季度运营收入40万美元，较2024年第一季度的240万美元减少200万美元 [21] - 2025年第一季度研发运营收入1040万美元，较2024年第一季度的1160万美元减少120万美元，降幅10.5% [21] - 2025年第一季度可再生电力运营亏损100万美元，较2024年第一季度的运营收入40万美元减少140万美元 [22] - 2025年第一季度调整后EBITDA为880万美元，较2024年第一季度的950万美元减少70万美元，降幅7.2% [24] - 2025年第一季度EBITDA约670万美元，较2024年第一季度的890万美元减少210万美元，降幅24.1% [24] - 2025年第一季度净亏损50万美元，较2024年第一季度的净收入190万美元减少230万美元 [24] - 2025年第一季度所得税费用较2024年第一季度减少约60万美元，主要因2025年第一季度税前收入减少 [25] - 2025年第一季度经营活动产生的现金为910万美元，较2024年同期的1430万美元减少36% [23] - 2025年第一季度资本支出约1160万美元，其中610万美元和590万美元分别用于Montauk Ag Renewables和第二个APAC设施的持续开发 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气业务 - 2025年第一季度生产约140万MMBtu的RNG，与2024年第一季度基本持平 [15] - 2025年第一季度该业务收入3850万美元，较2024年第一季度的3400万美元增加450万美元，增幅13.1%，天然气平均商品价格较上年同期高62.9% [16] - 2025年第一季度自销990万个RINs，较2024年第一季度的790万个增加200万个，增幅25.3%，平均实现RIN价格为2.46美元，较2024年第一季度的3.25美元下降24.3% [16] - 2025年3月31日，有40万MMBtu可用于RIN生成，150万个RINs已生成但未分离，390万个RINs已分离但未售出 [17] - 2025年第一季度RNG设施运营和维护费用1410万美元，较2024年第一季度的1210万美元增加190万美元，增幅16.1% [17] 可再生电力业务 - 2025年第一季度生产约4.6万兆瓦时可再生电力，较2024年第一季度的5.4万兆瓦时减少约0.8万兆瓦时，降幅14.8% [18] - 2025年第一季度该业务收入420万美元，较2024年第一季度的480万美元减少60万美元，降幅13.5% [18] - 2025年第一季度可再生电力运营和维护费用340万美元，较2024年第一季度的230万美元增加110万美元，增幅46.2% [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年第一季度至今D3 RIN指数平均价格约为2.47美元 [13] - 2025年第一季度D3 RIN指数平均价格约为2.43美元，较2024年第一季度的3.12美元低约22.1% [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为自身财务状况、运营和商业实践及2亿美元信贷额度下的能力，使其能在经济不确定时期保持稳定 [7] - 北卡罗来纳州的开发工作全力推进，预计2026年开始大规模生产和创收活动，正与公用事业公司就提供REC和购买电力进行谈判 [7][8] - 优化猪粪原料收集和运输，以提高固体和热值，为专利反应堆工艺提供稳定、无味的燃料供应 [8] - 位于APEX的第二个设施处于调试最后阶段，预计2025年第二季度完成 [8] - 优先开发Atascifida的生物源CO2项目，Rumke RNG项目计划纳入食品级CO2处理，预计2027年第三季度投产，年处理量约5万吨 [9] - 与Embolon合作的试点项目继续进行，不期望短期内有财务收益或影响运营 [10] - 行业面临监管不确定性，如EPA延迟2024年可再生燃料标准合规期限、尚未决定2024年纤维素生物燃料体积要求部分豁免等，影响RNG行业 [5][7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2024年拟议合规豁免的时间和解决方案无风险敞口，已出售2024年RNG生产相关的所有V3 RINs [5] - 公司已承诺以接近D3 RIN指数的价格转让2025年RNG生产相关的大部分库存RINs [6] - 尽管监管不确定性持续影响RNG行业，但公司有能力在经济不确定时期保持稳定 [7] - 重申2025年全年展望，预计RNG产量在580 - 600万MMBtu之间，对应收入在1.5 - 1.7亿美元之间；可再生电力产量在36.4万兆瓦时之间，对应收入在1700 - 1800万美元之间 [26] 其他重要信息 - 2025年EPA沼气监管改革规则生效，要求分配后分离RINs，使当年生产的RINs可销售时间推迟约一个月，EPA延长2024年合规期进一步推迟了义务方购买2025年RNG生产的RINs的时间 [6] - 2025年第一季度报告减值200万美元，较2024年第一季度的50万美元增加150万美元，主要因Blue Granite RNG项目的RNG设备设计减值 [20] - 截至2025年3月31日，定期贷款有5030万美元未偿还，现有循环信贷额度下可用借款能力为1.1789亿美元 [23] - 截至2025年3月31日，公司现金及现金等价物（扣除受限现金）约4010万美元，应收账款及其他应收款约850万美元，认为应收账款无回收问题 [24] 问答环节所有提问和回答 问题: 美国环境垃圾填埋场的RNG项目情况及是否有扩张机会 - 公司今年早些时候宣布在俄克拉荷马州塔尔萨的美国环境垃圾填埋场建设RNG处理设施，现有小型可再生电力设施将继续运营 该项目是因与垃圾填埋场合作使可用气体原料增加及过去6 - 9个月有针对性的井场投资 [28][29] 问题: Rumpke场地搬迁原因及现有工厂生产情况 - 搬迁是出于与天然气权利相关的合同要求，现有工厂生产不会中断，将整合现有技术到新设施，并增加食品级CO2处理能力 [31] 问题: 第一季度是否记录45z信用 - 截至目前尚未记录 [33] 问题: Waste Management推进建设八个RNG设施，公司是否看到RNG在垃圾填埋场或客户处放缓 - 市场上一些收购机会放缓，可能因EPA延迟合规期限及新项目部署受影响 公司专注于当前开发项目，提前准备长周期项目，尝试将部分设备采购转向国内，对行业持谨慎乐观态度 [35][36] 问题: 北卡罗来纳州猪项目与奶牛项目对比 - 该项目与以往项目差异大，与农场社区合作方式不同，可服务大量猪舍，作为废物清除服务提供商获取原料 项目可扩展性强，能生产多种产品，包括RNG、电力、非甲烷气体、炭产品等，CI得分低，是封闭循环系统，可实现多元化和资本高效部署 [39][40][42] 问题: 运营和维护费用占收入百分比后续情况 - 公司不将运营成本作为收入的函数进行建模，而是按生产单位进行内部建模 因BRRRR影响和义务方购买RINs的时间问题，难以按收入百分比预测 电力业务运营成本受发动机使用年限影响，RNG业务会根据原料和环境因素调整预防性维护时间 [46][47]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度总营收4260万美元，较2024年第一季度的3880万美元增加380万美元，增幅9.8%，主要因2025年第一季度多销售200万个RINs，实现前期RINs货币化约680万美元，但2025年第一季度RINs实现价格降至2.46美元，低于2024年第一季度的3.25美元 [13] - 2025年第一季度总一般及行政费用880万美元，较2024年第一季度的940万美元减少70万美元，降幅7.1% [13] - 2025年第一季度员工费用相关成本（含基于股票的薪酬）500万美元，较2024年第一季度的570万美元减少70万美元，降幅12.5% [14] - 2025年第一季度报告减值200万美元，较2024年第一季度的50万美元增加150万美元，主要与Blue Granite RNG项目的RNG设备设计减值有关 [22] - 2025年第一季度经营收入40万美元，较2024年第一季度的240万美元减少200万美元 [22] - 2025年第一季度RNG经营收入1040万美元，较2024年第一季度的1160万美元减少120万美元，降幅10.5% [23] - 2025年第一季度可再生电力发电经营亏损100万美元，较2024年第一季度的经营收入40万美元减少140万美元 [24] - 截至2025年3月31日，定期贷款项下未偿还金额为5030万美元，现有循环信贷额度下公司可借款额度为1.1789亿美元 [25] - 2025年第一季度经营活动产生的现金为910万美元，较2024年同期的1430万美元减少36% [25] - 2025年第一季度资本支出约1160万美元，其中约610万美元和590万美元分别与Montauk Ag Renewables和第二个APAC设施的持续开发有关 [25] - 截至2025年3月31日，现金及现金等价物（扣除受限现金）约4010万美元，应收账款及其他应收款约850万美元，公司认为应收账款无回收问题 [26] - 2025年第一财季调整后EBITDA为880万美元，较2024年第一季度的950万美元减少70万美元，降幅7.2% [26] - 2025年第一季度EBITDA约670万美元，较2024年第一季度的890万美元减少210万美元，降幅24.1% [26] - 2025年第一季度净亏损50万美元，较2024年第一季度的净收入190万美元减少230万美元 [26] - 2025年第一季度所得税费用较2024年第一季度减少约60万美元，主要因2025年第一季度税前收入减少 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气业务 - 2025年第一季度生产约140万MMBtu的RNG，与2024年第一季度基本持平；Grumpy设施产量增加3.9万MMBtu，APEC设施产量减少5.7万MMBtu [14] - 2025年第一季度该业务收入3850万美元，较2024年第一季度的3400万美元增加450万美元，增幅13.1%，天然气平均商品价格较上年同期高62.9% [16] - 2025年第一季度自行销售990万个RINs，较2024年第一季度的790万个增加200万个，增幅25.3%；平均实现RIN价格为2.46美元，较2024年第一季度的3.25美元下降24.3% [16] - 截至2025年3月31日，有40万MMBtu可用于RIN生成，150万个RINs已生成但未分离，390万个RINs已分离但未售出；2024年3月有40万MMBtu可用于RIN生成，340万个RINs已生成但未售出，无已生成但未分离的RINs [17] - 2025年第一季度RNG设施运营和维护费用1410万美元，较2024年第一季度的1210万美元增加190万美元，增幅16.1%，主要因预防性维护、介质更换维护和井场运营改进计划的时间安排 [17] 可再生电力业务 - 2025年第一季度生产约4.6万兆瓦时可再生电力，较2024年第一季度的5.4万兆瓦时减少约0.8万兆瓦时，降幅14.8%，主要因Security设施于2024年第一季度停止运营 [18] - 2025年第一季度该业务收入420万美元，较2024年第一季度的480万美元减少60万美元，降幅13.5%，主要因Security设施停止运营 [18] - 2025年第一季度可再生电力发电运营和维护费用340万美元，较2024年第一季度的230万美元增加110万美元，增幅46.2%，主要因北卡罗来纳州Montauk Ag Renewables项目非资本化成本增加，Tulsa设施运营和维护费用增加约30万美元 [20] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司认为尽管监管不确定性持续影响可再生天然气行业，但自身财务状况、运营和商业实践以及现有2亿美元信贷额度下的能力，使其能在经济不确定时期保持稳定 [6] - 北卡罗来纳州的开发工作全力推进，预计2026年开始大规模生产和创收活动；公司正与义务公用事业就2026年预期生产的RECs供应进行谈判，也在与公用事业谈判购买2026年起将猪粪转化为能源所发电能 [6][7] - 公司继续与垃圾填埋场主机及替代天然气运输、承购和设备供应合作伙伴合作，评估开发Blue Granite项目的替代方案 [9] - 公司将Atascifida地点作为生物源CO2项目的首个开发地点；Rumke RNG项目地点的食品级CO2处理设计和建设计划正在推进，预计2027年第三季度投产，预计每年可独立销售约5万公吨食品级CO2 [9] - 公司与Embolon合作的将废物流沼气中的甲烷排放转化为高价值负碳燃料的试点项目在德克萨斯州休斯顿的Atascocita设施继续进行，预计短期内无财务收益，也不会影响运营 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 监管不确定性持续以多种方式影响可再生天然气行业，但公司整体财务状况、运营和商业实践以及现有信贷额度下的能力，使其能在经济不确定时期保持稳定 [6] - 公司重申2025年全年展望，预计RNG产量在580 - 600万MMBtu之间，相应RNG收入在1.5 - 1.7亿美元之间；可再生电力产量在36.4万兆瓦时之间，相应可再生电力收入在1700 - 1800万美元之间 [29] 其他重要信息 - 2025年3月7日，美国环境保护署宣布推迟2024年可再生燃料标准合规期限，尚未决定是否部分豁免2024年纤维素生物燃料体积要求及决定时间；公司已出售2024年RNG生产相关的所有V3 RINs，不受此合规豁免时间和解决方案影响 [5] - 公司已承诺以接近D3 RIN指数的价格转让与2025年RNG生产相关的大部分库存RINs；EPA沼气监管改革规则于2025年生效，延迟了当年生产的RINs销售时间，EPA延长2024年合规期进一步推迟了义务方购买2025年RNG生产的RINs的时间 [6] 问答环节所有提问和回答 问题: 美国环境垃圾填埋场的RNG项目情况及是否有扩张机会 - 公司今年早些时候宣布在俄克拉荷马州塔尔萨的美国环境垃圾填埋场建设RNG处理设施，目前该地点的小型可再生电力设施将继续运营；决定扩建并增加RNG设施是因与垃圾填埋场合作使可用天然气原料增加，以及过去六到九个月对井场的针对性投资 [32] 问题: Rumpke场地搬迁原因及现有工厂能否生产到2028年 - 搬迁是出于与天然气权利相关的合同要求；现有Rumpke RNG工厂生产不会中断，公司将把分散在三个不同设施的技术整合到一个综合设施中，该设施将具备增加食品级CO2处理的能力，这也是更新设备和增加新设施的机会 [34] 问题: 第一季度是否记录了45z信用 - 公司尚未记录 [35] 问题: 废物管理公司推进八个RNG设施建设，公司是否看到RNG在垃圾填埋场或客户方面有放缓情况 - 公司看到市场上一些收购机会放缓，可能是由于EPA延迟可再生燃料标准合规期，新项目可能会受影响；公司专注于当前开发项目，提前准备长周期项目，尝试将部分设备采购转向国内；行业内很多人也在评估关税等因素对项目的影响，公司对自身发展持谨慎乐观态度 [38] 问题: 北卡罗来纳州猪项目与奶牛项目在CI评分、运营成本和资本效率方面的比较 - 北卡罗来纳州项目与公司以往的垃圾填埋场项目和农业项目有很大不同，与农业社区的合作方式更广泛，为农场提供废物清除服务并利用原料获利；该项目可扩展性强，能生产多种产品，包括RNG、电力、非甲烷气体、炭产品等，CI评分可能显著低于最佳农业项目，是一个有吸引力的多元化项目，公司可灵活部署资本和选择扩张时机 [42][44] 问题: 运营和维护费用占收入的百分比，后续应如何建模 - 公司不建议将运营成本建模为收入的百分比，而是按单位产量来关注运营成本；2025年第一和第二季度受BRRRR影响，义务方购买RINs的义务可能暂时暂停；电力业务的运营成本会受发动机使用年限和运行时间影响，RNG业务会根据原料和环境因素调整预防性维护时间 [48][49]