身份不明的发言人
John Ceroli（首席法务官）
Sean MacLean（总裁兼首席执行官）
Kevin Van Aslan（首席财务官）
身份不明的参会者
Matthew Blair（TPH）
Tim Moore（Clear Strret）
Betty Zhang（Scotiabank）
大家早上好，感谢参加今天的电话会议。现在请John Ceroli先生就财报材料中或本次电话会议中涉及的前瞻性声明和非GAAP财务指标提供重要注意事项。John，请开始。
谢谢，大家早上好。欢迎参加蒙托克可再生能源公司2025年第二季度业绩电话会议，回顾运营成果和发展情况。我是John Ceroli，蒙托克的首席法务官兼秘书。今天与我一起参会的有Sean MacLean，蒙托克的总裁兼首席执行官，他将讨论业务发展；以及Kevin Van Aslan，首席财务官，他将讨论我们2025年第二季度的财务和运营成果。此时，我想请大家注意我们的前瞻性披露声明。
在本次电话会议中，我们做出的某些评论构成前瞻性声明，因此涉及许多假设、风险和不确定性，可能导致公司的实际结果或表现与这些前瞻性声明中表达或暗示的内容存在重大差异。
这些风险因素和不确定性在蒙托克可再生能源公司提交给SEC的文件中有详细说明。我们今天的发言也可能包括非GAAP财务指标。我们提供EBITDA和调整后EBITDA指标，因为我们相信这些指标有助于投资者在一致的基础上分析我们在报告期内的表现，排除了我们认为不能反映核心运营表现的某些项目。这些非GAAP财务指标并非按照公认会计原则编制。有关这些非GAAP财务指标的更多详情，包括与最直接可比的GAAP财务指标的调节表，可以在我们的幻灯片演示、2025年第二季度财报新闻稿以及2025年8月6日发布和提交的10-Q表格中找到。
这些资料可在我们的网站上ir.montaukrenewables.com获取。在我们的发言结束后，我们将开放分析师提问环节。我们要求每位分析师只提一个问题，以便尽可能多地回答问题。现在，我将电话转交给Sean。
谢谢John。大家早上好，感谢参加我们的电话会议。2025年6月13日，EPA发布了2024年纤维素生物燃料体积要求的部分豁免、2026年和2027年的RFS标准、2025年纤维素生物燃料体积要求的部分豁免以及其他拟议规则中的变更。
2024年纤维素生物燃料体积要求的最终值从10.9亿D3RINs降至10.1亿D3RINs。这一减少是基于2024年实际生成的D3RINs量。此外，EPA还提供2024年纤维素豁免信用作为额外的合规灵活性措施。这一最终规则对蒙托克的直接影响有限，因为我们已经出售了2024年所有的RINs用于2025年。
EPA提议将2025年纤维素生物燃料体积从13.76亿RINs降至11.9亿RINs，并提供2025年纤维素豁免信用。这些提议，加上EPA关于将RNG生产与RNG运输分配相匹配的生物燃气监管改革规则，似乎限制了D3RIN目前的交易价格水平。
2026年和2027年拟议的纤维素生物燃料体积要求分别为13亿和13.6亿D3RINs。EPA在解释这些低于预期的体积以及可能重新审视小型炼油厂豁免时表示，他们认为2026-2030年期间，来自生物燃气CNG/LNG的纤维素RIN生成将受到CNG/LNG作为运输燃料的总使用能力的限制。
2025年第一季度，我们与Pioneer Renewables Energy Marketing达成协议，成立合资企业Greenwave Energy Partners。合资企业的主要目标是通过提供第三方RNG生产商访问独家、独特和专有的运输途径，帮助解决RNG用于运输的有限能力问题。我们预计将成为合资企业的RIN分离者，并预计获得分离的RINs作为我们的分配。尽管在第二季度我们尚未从合资企业中获得实质性收益，但我们已经开始通过这些专有运输途径成功签约、分配和分离RINs。
我们继续在北卡罗来纳州的开发工作，预计2026年初开始生产和创收活动。如前所述，北卡罗来纳州2024年颁布的关于猪可再生能源信用生成立法的有利变更使我们与有义务的公用事业公司进行了不同阶段的谈判，以提供我们预计2026年生产的RECs。我们已经为第一阶段电力生产签订了电力购买协议（PPA）。该PPA的条款从我们调试设施开始，覆盖100%的电力生产多年。
PPA价格基于设定的费率，并考虑了各种影响，包括但不限于需求、季节和一天中的时间。我们认为，考虑这些因素后，平均价格为每兆瓦时48美元，与美国东南部电力市场的40至60兆瓦时范围一致。猪可再生能源信用生成立法的这一有利变更促使我们优化北卡罗来纳州的开发工作，专注于猪废弃物作为原料，不再包括农业成分。此外，我们优化了第一阶段的生产重点，专注于发电。
相应地，我们继续优化从收集农场到集中处理地点的猪原料的收集和运输，包括去除低能量含量的液体废物。这些努力包括将收集的废物颗粒化，并使用螺旋压榨和离心技术增加上游工艺。我们的原料收集和运输优化工作预计将影响服务的农场数量以及相关设备和运营成本。鉴于立法变更带来的机会，以及我们对原料优化和增加发电的优化重点，我们将第一阶段的预期资本投资范围提高到1.8亿至2.2亿美元。
影响2025年的项目总修订估计已包含在我们2025年开发资本支出范围内。我们已成功完成在Apex垃圾填埋场的第二个RNG处理设施的建设和调试。如前所述，建设第二个设施的原因是垃圾填埋场主预计生物燃气原料量超过原设施的生产能力，这是由于垃圾填埋场主的废物输入预测。第二个设施为我们提供了每天额外的2100 MMBtu的生产能力。我们继续预期在一段时间内会有过剩的生产能力，因为垃圾填埋场主继续增加其废物输入。
2024年，我们签订了一份每年交付14万吨生物源二氧化碳的合同。我们计划在选定的德克萨斯州设施捕获、净化和液化二氧化碳，届时EE North America将将其运输到德克萨斯州的一个电子甲醇设施。交付期限预计为15年，首次交付预计在2027年底开始。在调试前的这段时间里，我们一直在确认与最低二氧化碳吨数相关的独家费用。合同下的每吨年价格根据美国消费者价格指数进行调整。
与EENA的协议还包括根据《通胀削减法案》第45Q条二氧化碳封存信用产生的任何可用税收属性的50%分成。协议下还有其他收入分成部分。在我们能够在EEMA接受交付之前生产二氧化碳的情况下，不包括任何税收属性的估计，并包括每年2.5%至3%的美国消费者价格指数范围，我们估计在15年期限内，每年至少提供14万吨二氧化碳的总收入将在1.7亿至2.01亿美元之间。
我们已经完成了与二氧化碳处理设备位置相关的初步现场调查，评估了设备供应商并开始了工程设计。我们继续以2027年开始调试为目标，并在2025年第二季度开始为长周期项目和设计工程产生资本支出。同样在2024年，我们宣布与Envelon合作，利用Envelon的专利技术将废物流生物燃气中的甲烷排放转化为高价值的负碳燃料。最初的试点项目是小规模的示范，将生物燃气回收并转化为绿色甲醇。我们在德克萨斯州休斯顿Atascocita设施的初始试点项目在成功的现场示范项目后超出了预期结果。
与Envelon一起，我们计划到2030年部署一系列生物燃气站点，总年产能高达5万公吨绿色甲醇。我们不期望从这一联合开发项目中获得短期财务收益，也不会对我们的运营造成干扰。现在，我将电话转交给Kevin。
谢谢Sean。我将讨论我们2025年第二季度的财务和运营成果。请参阅我们的财报新闻稿和已发布到我们网站的补充幻灯片以获取更多信息。我们的盈利能力高度依赖于环境属性的市场价格，包括RINs的市场价格。由于我们自行销售大部分RINs，在某一时期不承诺转让可用RINs的战略决策将影响我们的收入和营业利润。与BRRR K2分离实施和2024年RIN合规期延长相关的EPA规则制定暂时影响了我们的承诺。
截至2025年6月30日，我们约有300万RINs已生成但未分离。我们预计这种RINs已生成但未分离与可供销售的RINs之间的时间差仅会影响2025年，即BRR生效的年份。截至2025年6月30日，我们从2025年RNG生产中约有10.8万RINs库存。这些RINs在7月根据2025年6月签订的承诺以每RIN 2.42美元的价格转让。2025年第二季度的平均D3RIN指数价格约为2.36美元。2025年第二季度的总收入为4510万美元，比2024年第二季度的4330万美元增加了180万美元或4.1%。
这一增长主要与2025年第二季度根据短期固定价格合同确认的收入时间有关，与2024年6月30日可用但未售出的RINs数量相比。部分抵消这一影响的是2025年第二季度实现的RIN价格从2024年第二季度的3.12美元降至2.42美元，以及由于EPA DRIP改革导致的可供销售的RINs减少。2025年第二季度的总一般和管理费用为900万美元，比2024年第二季度的870万美元增加了30万美元或3.5%。
2025年第二季度与员工相关的成本（包括股票薪酬）为610万美元，比2024年第二季度的540万美元增加了70万美元或13.7%。非现金股票薪酬成本的增加与2025年第二季度因一名员工终止而一次性加速约160万美元有关，我们预计这种情况在2025年下半年不会再次发生。相比之下，约490万美元的未确认股票薪酬成本将在接下来的3.25年内确认。在转向我们的业务部门指标之前，我想谈谈随着《One Big Beautiful Bill Act》的通过而发生的近期税法变更。
2025年7月4日，该法案签署成为法律。税法变更在过去的时期颁布，因此我们将从2025年第三季度开始采用适用的变更。该立法包括重大的税收和支出政策，延长或增强了《减税和就业法案》的各个组成部分，并对《通胀削减法案》中包含的税收抵免进行了各种变更。请参阅我们于2025年8月6日提交的2025年第二季度10-Q表格，了解我们正在审查的税法变更的各个方面。我们2025年第二季度的税收准备金中包括约80万美元的投资税收抵免税收优惠，这些抵免来自我们2024年PICO消化扩展项目的某些合格财产。
根据我们的PICO项目研究，我们更好地理解了《通胀削减法案》对合格项目和资产的投资税收抵免。我们现在认为，大约50%至75%的项目资本将有资格获得投资税收抵免，根据各种因素，对于在安全港指南内启动的项目，税收优惠可能高达30%，与我们本季度投入使用的第二个APEX RNG设施相关。我们预计将在2025纳税年度产生税收属性优惠，并将这些优惠纳入截至2025年12月31日的年度税收准备金中。出于估计目的，我们认为基于大约50%的项目资本符合条件且不符合安全港指南，该项目的投资税收抵免可能在100万至210万美元之间。对于其他类似合格项目，我们继续认为50%至75%的资本将有资格获得6%至12%的投资税收抵免，具体取决于各种安全港的适用性。
现在转向我们的业务部门运营指标，我将从回顾我们的可再生天然气部门开始。2025年第二季度，我们生产了140万MMBtu的RNG，与2024年第二季度的140万持平。我们的Rumpke设施在2025年第二季度比2024年第二季度多生产了67,000 MMBtu，这是由于2024年第二季度发生的原料入口减少和工艺设备故障（此前已披露）所致。抵消这一增长的是2024年第四季度我们出售的南部设施，该设施在2024年第二季度生产了22,000 MMVTU。2025年第二季度可再生天然气部门的收入为4080万美元，比2024年第二季度的3880万美元增加了200万美元或5.1%。
2025年第二季度天然气的平均商品价格比去年同期高出82.0%。2025年第二季度，我们自行销售了1110万RINs，比2024年第二季度自行销售的1000万RINs增加了110万或10.5%。2025年第二季度RIN销售的平均实现价格为2.42美元，而2024年第二季度为3.12美元，下降了约22.4%。相比之下，2025年第二季度的平均D3RIN指数价格为2.36美元，比2024年第二季度的平均D3RIN指数价格3.20美元低约26.1%。
截至2025年6月30日，我们约有30万MMBTU可用于RIN生成，300万RINs已生成但未分离，以及10万RINs已分离但未售出。截至2024年6月30日，我们约有40万MMVTU可用于RIN生成和470万RINs已生成但未售出。截至2024年6月30日，没有已生成但未分离的RINs。2025年第二季度，我们RNG设施的运营和维护费用为1700万美元，比2024年第二季度的1390万美元增加了310万美元或22%。我们预计约180万美元的非线性离散费用不会在2025年下半年再次发生，因为这些费用主要与年度预防性维护和气体处理设备有关。
预防性维护是2025年第二季度310万美元增加的主要驱动因素，包括预防性维护的时间安排、介质更换维护以及其他井场运营增强计划。在我们的APEX、McCarty、Rumpke和Atascocita设施，2025年第二季度我们生产了约42,000兆瓦时的可再生电力，比2024年第二季度的45,000兆瓦时减少了约3,000兆瓦时或6.7%。这一减少中约2,000兆瓦时主要与我们Bowerman设施预防性发动机维护的计划时间安排有关。2025年第二季度可再生电力设施的收入为430万美元，比2024年第二季度的450万美元减少了20万美元或4.5%。
这一减少主要是由于上述Bowerman设施生产量的减少所致。2025年第二季度，我们的可再生电力发电运营和维护费用为480万美元，比2025年第二季度的470万美元增加了10万美元或2%。我们预计约140万美元的离散费用（主要与我们的Bauerman设施相关）不会在2025年下半年再次发生，因为这些费用与非线性年度预防性维护有关。2025年第二季度的名义增长主要是由于我们在土耳其北卡罗来纳州的Montauk AG可再生能源项目的非资本化成本增加所致。
抵消这一增长的是，我们Tulsa设施的运营和维护费用减少了约20万美元，主要与井场收集增强有关。2025年第二季度，我们记录了40万美元的减值，比2024年第二季度的20万美元增加了20万美元。这一增加主要与特定被认定为过时或无法操作的资产有关。我们没有报告任何与我们对未来现金流评估相关的减值。2025年第二季度的运营亏损为240万美元，比2024年第二季度的运营收入90万美元减少了330万美元。
2025年第二季度RNG的运营收入为920万美元，比2024年第二季度的1170万美元减少了250万美元或21.2%。2025年第二季度可再生电力发电的运营亏损为230万美元，比2024年第二季度的200万美元运营亏损增加了30万美元或19.2%。现在转向我们的资产负债表，截至2025年6月30日，我们的定期贷款中有5000万美元未偿还，截至2025年6月30日，我们的循环信贷额度下约有2000万美元的未偿还借款。
公司在循环信贷额度下的可用借款能力为9740万美元。2025年前六个月，我们从运营活动中产生了1730万美元的现金，比2024年前六个月的1450万美元增加了19.3%。根据我们对pico earnout义务现值的估计，我们在2025年6月30日记录了负债增加80万美元。这一增加通过我们的RNG部门特许权使用费费用记录。2025年前六个月，我们的资本支出约为4530万美元，其中2770万美元、840万美元和730万美元分别与我们正在进行的Montauk AG Renewables开发、合同义务的rumpke RNG搬迁以及我们的第二个APEX设施有关。
截至2025年6月30日，我们的现金及现金等价物（扣除限制性现金）约为2910万美元。我们的应收账款和其他应收款约为750万美元。我们认为我们的应收账款余额中没有任何可收回性问题。2025年第二季度的调整后EBITDA为500万美元，比2024年第二季度的调整后EBITDA 700万美元减少了200万美元或28.6%。如前所述，2025年第二季度我们发生了以下离散或非线性费用：一般管理费用中约150万美元的加速股票薪酬，以及RNG和REG运营费用中分别约180万美元和140万美元的离散预防性维护时间安排相关费用。
我们不期望这些离散和非线性费用在2025年下半年再次发生。2025年第二季度的EBITDA为460万美元，比2024年第二季度的670万美元减少了210万美元或31.3%。2025年第二季度的净亏损为550万美元，比2024年第二季度的70万美元增加了480万美元。2025年第二季度，我们的所得税费用比2024年第二季度增加了约150万美元。2025年第二季度与2024年第二季度有效税率之间的差异主要与2025年第二季度税前亏损与2024年第二季度税前利润的变化有关，此外，加速股票归属和《通胀削减法案》投资税收抵免的离散影响也影响了我们2025年第二季度的税收准备金。
现在我将电话转回给Sean。
谢谢Kevin。最后，尽管我们不提供关于我们对环境属性（包括D3 RINs的市场价格）市场价格的内部预期的指导，但我们重申了2025年5月提供的2025年全年展望。对于2025年，我们继续预计我们的RNG生产量将在580万至600万MMVTUs之间，相应的RNG收入将在1.5亿至1.7亿美元之间。我们注意到，这些范围相对于我们2025年的预期没有变化，因为我们继续在监管不确定性中管理。我们继续预计2025年可再生电力生产量将在178,000至186,000兆瓦时之间，相应的可再生电力收入将在1700万至1800万美元之间，同样与我们之前的指导一致。
现在，我们将暂停回答分析师的任何问题。
谢谢。现在我们将进行问答环节。提醒一下，要提问，您需要按电话上的星号11，然后等待您的名字被宣布。要撤回您的问题，请再次按星号11。请稍候，我们正在整理问答名单。我们的第一个问题来自TPH的Matthew Blair。您的线路已接通。
谢谢，早上好。我有两个问题。第一个是关于D3 RBO的。Sean，感谢你一开始的评论，但看起来今年的D3RIN生成速度不仅轻松超过了2025年的RVO，还超过了2026年和2027年的拟议数字。你是否听说EPA可能会重新考虑这些拟议数字并将其提高？RNG领域是否有希望获得更好的RBO？第二个问题是，你提到RNG运营支出在第二季度上升了。听起来这主要是一次性的预防性维护、介质更换等。看起来特许权使用费份额也从第一季度的19%上升到了第二季度的21%。你预计第三和第四季度的特许权使用费份额会保持在21%左右，还是会下降？谢谢。
谢谢，Matthew。我将回答关于RVO的第一部分。我们都知道，RVO仍在评论期内，显然他们考虑的一个数据点是D3RINs的生产和生成速度与拟议设定的RVO之间的不平衡。
因此，EPA正在继续评估这一点，潜在的变化尚未确定。Kevin，也许你可以评论一下运营支出。
是的，谢谢Matthew。是的，我们预计在2025年下半年不会再次发生RNG中约180万和REG部门中约140万的费用。这些是计划的预期预防性维护项目，通常每年发生一次。因此，我们想强调这些预防性维护影响主要在今年的下半年发生。我们不期望在今年下半年再次发生这些水平的费用。具体关于特许权使用费计算，那是一次性的。
我们根据对PICO地点未来结果的预期，每季度处理我们的PICO earnout。然而，本季度的增加与我们收到与扩大原料相关的最终一批原料粪便有关，这导致我们建造和调试了CSTRs，增加了消化能力。随着我们收到这一最终增加并向乳品厂支付了最终的粪便增加款项，我们降低了折扣率。也就是说，我们降低了我们不会收到这一款项的风险。因此，这是一个与折扣率和我们的预期相关的公式化计算，而不是PICO的结果或运营有任何必要的变化。
因此，这一一次性事件影响了我们第二季度的RNG特许权使用费费用。从运行率的角度来看，我们预计生产收入（尽管我们的分层特许权使用费）将正常化回到大约20%的水平。
谢谢。我们的下一个问题来自Clear Street的Tim Moore。您的线路已接通。
谢谢。只是几个快速问题。你知道，自去年10月以来，你的运营和维护费用显著上升。收入方面，你已经讨论过，很好量化了180万和140万美元的离散费用，这些费用在下半年不会以这种水平发生。在你查看项目时，无论是猪项目还是其他你正在做的事情，是否有其他费用可能会拖累今年下半年或明年初的盈利能力？只是对今年下半年和明年的情况有点好奇。
谢谢你的问题，Tim。一般来说，我们看到我们在年初会在我们的设施进行一些计划性停机。具体来说，我们在McCarty地点的一些停机是计划性停机，导致了电力控制和设备控制等方面的增加。但一般来说，对于今年下半年，我们不期望这些大的一次性事件会继续发生。如果你回顾今年上半年与去年上半年的对比，你会发现对于我们现有的地点，我们通常在上半年比下半年产生更高的费用。
因此，假设我们的停机时间安排继续，我预计未来的运行率将继续如此。然而，偶尔我们的停机时间会受到影响。如果我们从我们的外部公用事业公司收到消息，将有一些停机影响我们，我们可能会改变计划性停机的时间，或者如果我们正在查看其他预防性维护，表明我们需要对RNG或电力站点的设备进行其他操作，我们可能会调整时间安排。但长话短说，Tim，就目前而言，在我们进入2026年详细的由下而上的预算编制时，我不一定预期2025年的历史运行率或2025年下半年的预期会比今年上半年低，也不预期2026年的时间安排或总体费用水平会有重大变化。
只是总结可能发生的事情，而不是我们有任何预期的事情。另一个可能不太重要但值得一提的评论是，如果你从生产或收入的百分比角度来看运营费用，我们在土耳其的建设有一个非资本化成本的基线。因此，你会看到这些成本继续存在，它们目前没有与生产或收入配对，并且有不成比例的影响，因为你正在招聘员工和人员，并且你在运行设施、我们已经在那里调试的设备、公用事业费用等方面做某些事情。
这些事情将继续增加。但重要的是，当我们进入26年初时，它将与来自新设施的收入和生产相匹配。
谢谢。我们的下一个问题来自Scotiabank的Betty Zhang。您的线路已接通。
谢谢。早上好。感谢回答我的问题。我想问一下你宣布的合资企业。能否请你详细说明一下这个合资企业的性质以及合作伙伴的贡献，也许我们应该理解为RNG的分配，我们应该如何理解这一点？谢谢。
谢谢，Betty。我认为解释或提供更多关于该合资企业背景的最佳方式是我们在评论EPA在调整今年拟议RVO量时所采取的立场。在向外年份中，他们一直在解释，他们非常明确地表达了这一点。他们担心RNG用于运输的增长速度与RNG的潜在生产速度不匹配。知道这是生成三个RINs的关键路径，他们放慢了应用于这些RVO的增长百分比。
与其以较低的价格固定量或寻找原料生物甲烷的其他用途，而不是生产RNG和基础RIN，我们专注于尝试形成新的、独特的、专有的途径机会，这些途径有资格用于这些运输用途。EPA已经承认，这样做的能力是抵消这些感知到的增长的机会。减缓RNG用于运输的使用，并允许其与RNG生产的增长更加一致，应该很好地抵消EPA目前采取的方法，试图保持这些增长量较慢，但至少为行业声称的大量没有用于RNG运输空间的量打开了短期机会。
然后，Betty，回答你的贡献问题，我们已经贡献了约230万美元，根据基础协议中的各种触发和要求，我们可以再贡献最多210万美元。因此，我们的资本贡献可能接近450万美元。以及与交易RINs相关的技术理解和知识，其他合作伙伴带来了我们认为是知识产权、关系和这些新的独特途径，以分配第三方量并从K2RINs中分离K3。
谢谢。我们的下一个问题来自Clear Street的Tim Moore。请继续。
谢谢允许跟进。Sean，对于北卡罗来纳州的猪农业项目，你什么时候能更好地了解那里的扩展潜力？看起来随着建设的进一步扩展和需求的增加，这将是非常增量的利润。只是好奇，投资者总是问我，除了这个项目，在未来12到18个月内，你对公司最兴奋和热情的是什么？
这是一个很好的问题，Tim。显然，在我们寻求快速扩展北卡罗来纳州的机会之前，对公司来说，调试该项目的第一阶段并以可预测的长期固定价格承购安排完成是至关重要的。利用增强的立法做这件事的机会确实导致了对我们在北卡罗来纳州打算做的事情的非常精细的专注和优化。主要是解决农业社区从他们的核心业务中去除这种废物的日益增长的需求，并以去除最多非热量液体的方式进行，并有一个非常优化的干燥颗粒化产品，现在专门用于发电，并充分利用去年年底通过的立法变更。
可扩展性，你是对的，通过农场侧收集的优化、颗粒化的优化以及来自我们专利反应器工艺的可燃燃料供应的持续套件，可以实现规模经济，这允许你继续发电，过渡到气体发电，并继续生产有价值的生物炭产品，用作肥料和土壤改良剂。在一个以我们正在建设的方式构建的项目上，有很多方向灵活性，有机会进行电力和气体互连，有机会进行颗粒化废物，有机会在这个校园内进行铁路运输，可以让我们从原料入口和以我们正在创造的颗粒化废物形式的生产出口超越。
该项目可以采取多种不同的方向进行未来扩展。除了你可以通过进一步的水平或垂直整合获得的成本降低，特别是在制造和获取甚至我们反应器的原材料的原材料中，我们在土耳其北卡罗来纳州占据的空间足以满足许多这些额外的扩展机会或优化机会。我们继续与当地市政和政府机构合作，追求任何类型的税收抵免或激励机会，以扩展我们认为是一个非常令人兴奋的项目。
我对公司所有的项目都感到兴奋。对于一个在这个行业已经存在这么久的公司来说，这是一个非常幸运的位置，拥有从传统的垃圾填埋场RNG转换机会或额外的电力生成机会到其向日益商品化的收入流转变的第二和第三阶段的一切。有机会大规模生产生物源二氧化碳，在一个具有潜在税收抵免收入上升空间但不具有该商品属性风险的基于商品的基础上，以及有机会查看可能在规模和范围上有限或靠近RNG注入管道的位置的项目，并以甲醇生产的形式以非常高效的技术开发这些项目，我认为这是两个领域，它们很好地平衡了我们继续实质性和热情地参与D3 RINs的生成。
这些是让我们最兴奋的项目。与此同时，我们继续评估和探索我们已有的传统业务中的现有和未来机会，垃圾填埋气体到RNG以及随后的RINs生成。
然后我们还可以指出昨天Montauk Renewables和Envelon之间的新闻稿，关于我们今天电话会议中提到的我们公司之间的联合开发合资企业，目标是每年生产5万加仑的绿色甲醇。
谢谢大家。这结束了问答环节。现在我想请Sean做结束语。
谢谢。感谢你今天抽出时间参加我们的电话会议。我们期待在报告2025年第三季度业绩时与你交谈。
感谢你参与今天的电话会议。节目到此结束。你现在可以断开连接。