财务数据和关键指标变化 - 2023年第二季度总营收为5330万美元，较2022年第二季度的6790万美元减少1460万美元，降幅21.5%，主要因天然气商品指数价格和平均实现RIN定价下降、天然气商品套期保值到期以及对手方共享协议取消 [20][21] - 2023年第二季度天然气商品指数较2022年第二季度下降70.7%，实现RIN定价降至2.16美元，较2022年第二季度的3.38美元下降36.1% [21] - 2023年第二季度总一般及行政费用为870万美元，与2022年第二季度持平，增加的租金和股票薪酬费用被受限股没收和较低专业费用抵消 [12] - 2023年第二季度运营收入为1360万美元，较2022年第二季度的2400万美元减少1040万美元，降幅43.4% [28] - 2023年第二季度RNG运营收入为2300万美元，较2022年第二季度的3520万美元减少1220万美元，降幅34.7% [28] - 2023年第二季度可再生电力运营亏损为60万美元，较2022年第二季度的140万美元减少80万美元，降幅58.7% [28] - 2023年第二季度资本支出为2960万美元，分别用于Pico设施调整产能增加、Montauk Ag Renewables开发、第二Apex RNG设施和南卡罗来纳Blue Granite RNG项目 [29] - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物约为7810万美元 [30] - 2023年第二季度调整后EBITDA为1920万美元，较2022年第二季度的2760万美元减少840万美元，降幅30.4%；EBITDA为1890万美元，较2022年第二季度的2910万美元减少1020万美元，降幅35.1% [33] - 2023年第二季度净收入较2022年第二季度减少1810万美元，降幅94.8%，主要因天然气商品指数价格和平均实现RIN定价下降致收入减少 [33] - 2023年第二季度RNG设施运营和维护费用为1170万美元，较2022年第二季度的1100万美元增加70万美元，增幅6.5%，主要因预防性维护费用和运营增强 [35] - 2023年第二季度可再生电力设施收入为460万美元，较2022年第二季度的430万美元增加30万美元，增幅7.3%，主要因可再生电力产量增加 [36] - 2023年第二季度可再生电力运营和维护费用为340万美元，较2022年第二季度的380万美元减少40万美元，降幅10%，主要因预防性维护费用减少 [36] - 截至2023年6月30日，公司定期贷款未偿还金额为6800万美元，循环信贷额度可用借款能力约为1.176亿美元 [37] - 2023年第二季度经营活动产生的现金为610万美元，较2022年第二季度的2680万美元减少2070万美元，降幅77.2% [37] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生天然气（RNG）业务 - 2023年第二季度生产140万MMBtu的RNG，较2022年第二季度略减不到10万MMBtu，Rumpke设施因设备故障产量减少约10万MMBtu，故障设备已修复 [13] - 2023年第二季度RNG业务收入为4860万美元，较2022年第二季度的6460万美元减少1600万美元，降幅24.7%，天然气平均商品定价为2.10美元/MMBtu，较2022年第二季度下降70.7% [23] - 2023年第二季度自行变现1740万RINs，较2022年第二季度的1440万RINs增加300万RINs，增幅20.8%，平均实现RIN销售定价为2.16美元，较2022年第二季度的3.38美元下降36.1% [23][24] 可再生电力业务 - 2023年第二季度生产约4.9万兆瓦时可再生电力，较2022年第二季度的4.7万兆瓦时增加约2000兆瓦时，Security设施因发动机维护完成产量增加约1000兆瓦时 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年第二季度平均D3 RIN指数价格为2.16美元，较2022年第二季度约低32.9% [24] - 截至2023年6月30日，公司有300万RINs库存，较2022年6月30日增加167.5%，7月转移的RINs平均实现价格达到或超过7月平均D3 RIN指数价格3.06美元 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续将RNG销售直接优先卖给可再生燃料标准下的义务方，同步满足其全年义务的时间，2023 - 2025年义务释放时间与需求匹配良好 [40] - 公司有一系列开发项目，包括Apex二期预计2024年下半年投产，日产量增加约2100 MMBtu；南卡罗来纳Blue Granite RNG设施预计2025年投产，日产量增加约900 MMBtu；加州Irvine垃圾填埋气制RNG项目预计2026年投产，资本投资8500 - 9500万美元，铭牌产能约3600 MMBtu/天 [4][5] - 公司在爱达荷州Pico奶牛场集群项目的Tier 2申请和CI值获认证，用于报告和生成LCFS信用，已释放存储气体，奶牛场已交付前两批增加的原料，公司能处理增加的原料量 [17] - 公司在北卡罗来纳州的猪粪转化可再生能源项目，继续优化和部署专利反应堆技术改进，7月与杜克能源签署可再生能源证书协议，预计设施投产后每年向杜克出售多达4.7万份RECs [18] - 2023年7月公司与欧洲能源北美子公司签订意向书，预计向其供应二氧化碳用于生产电子甲醇，交付期长达15年，2026年开始交付，将创造新的固定价格商品收入流 [8][9][10] - 公司在猪RNG业务的竞争优势在于专利反应堆技术，能高效处理猪粪，将其转化为生物炭、可再生天然气和可再生电力，比传统消化方法用时短、设备更紧凑可靠 [60] 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定价指导，但价格波动和指数定价影响收入预期，预计2023年RNG产量在570 - 610万MMBtu，RNG收入在1.6 - 1.75亿美元；可再生电力产量在19.5 - 20万兆瓦时，可再生电力收入在1800 - 1900万美元 [43] - 多年度RVO为行业发展和收购机会提供需求范围的清晰度，公司作为可再生天然气联盟参与者，会关注供需机制，但通常不评论属性定价前景 [54] 其他重要信息 - 2023年6月21日，美国环保署公布2023 - 2025年可再生燃料标准最终规则，虽未敲定eRIN计划，但确定了纤维素生物燃料的最终数量，规则敲定对D3 RIN指数价格有明显影响 [2] - 新规则要求2024年7月1日及之后注册的新RFS参与设施从该日起符合沼气监管改革规定，2024年7月1日前注册的现有设施需在2025年1月1日前合规，2024年10月1日前提交注册更新 [16] - 公司2022年第二季度因天然气商品套期保值计划确认160万美元收益，2023年未开展相关计划，2022年第二季度根据先前对手方共享协议确认约110万美元收入 [11] - 公司完成消化能力提升设计，预计消化扩张项目2023年第三季度功能完成，奶牛场预计2024年交付第三批也是最后一批增加的原料量 [6] - 2023年第一季度，公司与皮埃蒙特天然气公司就北卡罗来纳州Turkey Creek地点签订接收互连协议，与该地点开发时间表一致 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司与杜克能源协议的战略意义、价值和好处 - 该协议有益，北卡罗来纳州监管环境开始重视猪粪转化可再生能源的可再生电力信用；项目采用固定商品价格，能增强收入和EBITDA流的安全性，支持公司在环境属性业务的浮动部分战略 [45][46] 问题2: 杜克REC协议在猪项目规划中的规模和适配情况 - 杜克协议是最多20个反应堆部署的第一阶段，主要聚焦北卡罗来纳州东部社区猪粪的收集和处理，是项目货币化的锚定安排，让公司能看到项目对EBITDA的贡献时间 [48] 问题3: 关于RIN定价在第二季度和第三季度贡献的计算思路是否正确 - 计算思路大致与公司传达的一致，还需考虑第一季度结转的RINs在第二季度的销售和收入确认情况，第三季度7月产生但未售出的RINs承诺价格达到或高于净指数价格 [52] 问题4: 多年度RVO对行业和公司的意义 - 公司不评论属性定价猜测，但多年度RVO为行业发展和收购机会提供需求范围的清晰度，公司作为可再生天然气联盟参与者，会关注供需机制 [54] 问题5: RIN货币化细节及对EBITDA的影响计算是否正确 - 未明确回复计算是否正确，但提到要考虑第一季度结转RINs情况，第三季度7月剩余300万RIN库存销售价格约为3.06美元 [52] 问题6: 公司在猪RNG业务的竞争优势 - 公司专利反应堆技术是最大竞争优势，能高效处理猪粪，将其转化为生物炭、可再生天然气和可再生电力，比传统消化方法用时短、设备更紧凑可靠 [60] 问题7: 与欧洲能源二氧化碳协议的好处 - 公司运营设施产生的生物二氧化碳原本用于产生税收抵免，现在可与欧洲能源合作将其货币化用于生产电子甲醇，且该机会可能扩展到整个投资组合 [67][69]