John Ciroli（首席法务官兼投资者秘书）
Sean McClain（首席执行官兼总裁）
Kevin A. Van Asdalan（首席财务官）
Matthew Blair（TPH&Co）
Tim Moore（Clear Street）
Betty Zhang（加拿大丰业银行）
大家好，感谢大家参加今天的电话会议。我想将会议交给John Ceroli先生，他将就收益材料中包含的前瞻性陈述和非GAAP财务指标以及本次会议上的相关内容提供重要提示。John，请继续。
谢谢大家，大家好。欢迎参加蒙托克可再生能源公司的 earnings 电话会议，讨论2025年第三季度的财务和运营业绩及发展情况。我是John Ceroli，蒙托克的首席法务官兼秘书。今天与我一同出席的有蒙托克总裁兼首席执行官Sean McLean，他将讨论业务发展，以及首席财务官Kevin Van Aslan，他将讨论我们2025年第三季度的财务和运营业绩。
现在，我想请大家注意我们的前瞻性披露声明。在本次会议中，我们发表的某些评论构成前瞻性陈述，因此涉及许多假设、风险和不确定性，这些因素可能导致公司的实际结果或业绩与这些前瞻性陈述中明示或暗示的结果存在重大差异，这些不确定性在蒙托克可再生能源公司向SEC提交的文件中有详细说明。
我们今天的发言可能还包括非GAAP财务指标。我们提供EBITDA和调整后EBITDA指标，因为我们认为这些指标通过排除我们认为不反映核心经营业绩的项目，有助于投资者在各报告期内一致地分析我们的业绩。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，可在我们的幻灯片演示文稿以及2025年11月5日发布和提交的2025年第三季度收益新闻稿和Form 10-Q中找到。
这些文件也可在我们的网站ir.montaukrenewables.com上查阅。在我们的发言之后，我们将开放会议接受分析师提问。我们请您每次只提一个问题，以便容纳尽可能多的问题。接下来，我将会议交给Sean。
谢谢John。大家好，感谢大家参加我们的会议。2025年8月22日，EPA就1.75亿份小型炼油厂豁免（SRE）申请做出决定。SRE决定豁免了2023年和2024年合规年度相应数量的汽油和柴油，并增加了义务方可用于履行其可再生燃料标准（RFS）义务的RINs数量。
2025年9月16日，EPA提出了补充规则方案，旨在通过将授予的SRE完全100%重新分配或部分50%重新分配，来抵消这些近期的SRE决定，从而增加未来的可再生燃料 volume 义务。
EPA曾表示打算在今年年底前完成补充规则以及2025、2026和2027年的RVO的最终确定。然而，最近美国联邦政府 shutdown 的持续时间以及 shutdown 结束后对EPA人员配置的任何残余影响，可能会将这些事项的最终确定推迟到2026年，而不考虑未来是否决定重新分配与近期SRE授予相关的义务 volume。
2026年和2027年拟议的纤维素生物燃料 volume 要求分别为13亿D3RINs和13.6亿D3RINs。我们注意到，在当前美国联邦政府 shutdown 期间，义务方对2025年D3RINs的采购活动仍在继续。
在我们2025年8月的 earnings 电话会议上，我们宣布与Pioneer Renewables Energy Marketing达成协议，成立合资企业GreenWave Energy Partners, LLC。该合资企业的主要目标是通过为第三方RNG volume 提供专属、独特和专有的运输途径，帮助解决RNG在交通领域利用能力有限的问题。
我们已开始通过GreenWave的运输途径将可用的RNG产能与分配机会相匹配，并已为有限数量的 volume 分离了RINs。我们预计这一合作关系带来的收益将在2025年第四季度增加，并在2025年第三季度向GreenWave追加了资本投入，但尚未直接确认GreenWave的任何重大利润份额。
我们继续在北卡罗来纳州推进开发工作，并继续预计我们的生产和创收活动将在2026年第一季度开始，同时我们第一阶段的建设工作总投资继续预计在1.8亿美元至2.2亿美元之间。我们继续与义务公用事业公司谈判，将我们预计的第一阶段生产 volume 中所有剩余未签约的可再生能源信用（RECs）货币化。
鉴于北卡罗来纳州历史上有限的 swine REC市场，我们一直在根据各种因素与各方单独谈判我们的REC协议。虽然许多协议包含竞争性细节，且北卡罗来纳州的活跃 swine REC市场仍然有限，但我们认为我们正在谈判的价格将基于市场。
虽然我们认为我们谈判的REC价格不会基于美国其他市场的太阳能REC价格，但我们确实认为这些指数更能说明我们对北卡罗来纳州 swine REC价格的预期，而不是美国市场上的风能REC价格。根据包括但不限于地理区域在内的各种因素，我们认为我们谈判的 swine REC价格可能落在太阳能REC指数所经历的200美元至450美元/REC的范围内。
2025年9月，多个实体向美国北卡罗来纳州公用事业委员会（NCUC）提交了一份联合动议，寻求修改和推迟北卡罗来纳州清洁能源和组合标准某些方面的2025年要求，特别是与 swine REC相关的组合标准。
我们注意到这份文件与历史年度文件并无不同。针对北卡罗来纳州历史上有限的 swine REC市场，2025年10月，我们向NCUC提交了对该联合动议的回应意见，要求他们仅向已证明有需求并已尽最大努力合规的个别电力供应商授予修改或延迟，要求2025年未实现100%合规的电力供应商将累积获得的 swine REC应用于供应商未满足的2025年按比例义务，并修改2026年及以后预留的 swine REC，以匹配北卡罗来纳州2018年设定的要求。
我们正在等待NCUC对这些文件的回应。我们其他已宣布的新RNG设施、CO2开发和生物甲醇开发的发展计划仍然活跃，我们预计在即将发布的报告中提供进展披露。接下来，我将会议交给Kevin。
谢谢Sean。我将讨论我们2025年第三季度的财务和运营业绩。有关更多信息，请参阅我们的收益新闻稿、Form 10-Q以及已发布在我们网站上的补充幻灯片。
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。由于我们自行销售很大一部分RINs，在某个时期决定不承诺转让可用RINs将影响我们的收入和运营利润。与我们称为BRRR K2分离实施相关的EPA规则制定的影响，影响了我们在2025年采用年度的承诺时间。
我们预计，已生成但未分离的RINs与可供出售的RINs之间的时间差仅会影响2025年，即BRRR生效的年份。此外，EPA表示打算在2025年底前完成补充规则以及2025、2026和2027年的RVO的最终确定。然而，美国联邦政府 shutdown 的持续时间以及 shutdown 后对EPA人员配置的任何影响可能会将这一预期截止日期延长至2026年，不考虑未来与近期SRE授予相关的义务 volume 重新分配决定。
正如Shawn所提到的，2025年第三季度的平均D3指数价格约为2.19美元，与2024年第三季度的3.36美元相比下降了约34.8%。
截至2025年9月30日，我们有大约70万已生成但未分离的RINs。截至2025年9月30日，我们有大约1万RINs来自2025年RNG生产的库存。
2025年第三季度的总收入为4530万美元，与2024年第三季度的6590万美元相比，减少了2060万美元，降幅为31.3%。减少的原因是2025年第三季度我们自行销售的来自2025年RNG生产的RINs数量减少。我们决定以固定价格或最低价格安排出售更多产量，导致2025年第三季度的RINs数量比2024年第三季度减少。
值得注意的是，2025年第三季度，我们与 pathway 提供商共享的环境属性并未出现明显增加。有关这些指标的更多信息包含在我们2025年第三季度的Form 10-Q中。
2025年第三季度的平均已实现RIN价格为2.29美元，虽然比平均D3指数价格高出约0.10美元，但与2024年第三季度的3.30美元相比下降了约31.4%。
2025年第三季度的总一般和行政费用为650万美元，与2024年第三季度的1000万美元相比，减少了350万美元，降幅为35.1%。
减少的原因是2024年第三季度一名员工离职导致某些限制性股票奖励加速归属。
转向我们的部门运营指标，我将首先回顾我们的可再生天然气部门。2025年第三季度，我们生产了140万MMBtu，与2024年第三季度的140万MMBtu相比，增加了5.3万MMBtu，增幅为3.8%。
我们的Rumpke设施2025年第三季度的产量比2024年第三季度增加了5万MMBtu，原因是原料供应增加。我们的APEX设施2025年第三季度的产量增加了2.5万MMBtu，原因是2025年6月第二个APEX RNG设施投产。
抵消这一增长的是2024年第四季度出售的Southern设施，该设施在2024年前九个月生产了6.9万MMBtu。
2025年第三季度可再生天然气部门的收入为3990万美元，与2024年第三季度的6180万美元相比，减少了2190万美元，降幅为5.1%。2025年第三季度的天然气平均商品价格比2024年第三季度高出42.1%，抵消了这一影响。2025年第三季度，我们自行销售了1240万RINs，与2024年第三季度自行销售的1580万RINs相比，减少了340万，降幅为21.2%。
2025年第三季度RINs销售的平均实现价格为2.29美元，而第三季度为3.34美元，下降了31.4%。相比之下，2025年第三季度的平均D3 RIN指数价格为2.19美元，比2024年第三季度的平均D3 RIN指数价格3.36美元低约34.8%。
截至2025年9月30日，我们有约30万MMBtu可用于RIN生成，70万已生成但未分离的RINs，以及1万已分离但未售出的RINs。截至2024年9月30日，我们有约30万MMBtu可用于RIN生成，10万已生成但未售出的RINs。
截至2022年9月30日，没有已生成但未分离的RINs。
2025年第三季度，我们RNG设施的运营和维护费用为1390万美元，与2024年第三季度的1260万美元相比，增加了130万美元，增幅为10.6%。2025年第三季度增长的主要驱动因素是Rumpke、Atascocita和APEX设施的预防性维护时间安排、介质更换维护、现场运营增强计划以及公用事业费用，不包括公用事业费用。其中许多费用本质上可能是非线性的，时间安排可能因时期而异。
2025年第三季度，我们生产了约4.4万兆瓦时的可再生电力，与2024年第三季度的4.1万兆瓦时相比，增加了约3000兆瓦时，增幅为7.3%。
我们的Bowerman设施2025年第三季度的产量比2024年第三季度增加了约2000兆瓦时。增长主要与2024年第三季度加工设备维护的时间安排有关。
2025年第三季度可再生电力设施的收入为420万美元，与2024年第三季度相比增加了10万美元，增幅为1.9%。增长主要由上述Bowerman设施产量的增加推动。
2025年第三季度，我们的可再生电力 generation 运营和维护费用为260万美元，与2024年第三季度的270万美元相比，减少了10万美元，降幅为4.3%。
我们的Tulsa设施运营和维护费用减少了约10万美元，主要与年度发动机维护的时间安排有关。
2025年第三季度，我们记录了4.8万美元的减值，与2024年第三季度的53.3万美元相比，减少了48.5万美元。减少主要与被认定为过时或无法运行的特定已识别资产有关。与2025年第三季度相比，2024年第三季度我们没有记录与未来现金流评估相关的任何减值。
2025年第三季度的营业收入为440万美元，与2024年第三季度的2270万美元相比，减少了1830万美元，降幅为80.4%。
2025年第三季度RNG营业收入为1100万美元，与2024年第三季度的3360万美元相比，减少了2260万美元，降幅为67.2%。
2025年第三季度可再生电力 generation 运营亏损为20万美元，与2024年第三季度的60万美元运营亏损相比，减少了40万美元，降幅为73.1%。
转向资产负债表，截至2025年9月30日，我们的定期贷款未偿还金额为4700万美元，截至2025年9月30日，我们的循环信贷额度下有2000万美元未偿还借款。我们的循环信贷额度下的可用借款能力约为9670万美元。
2025年前九个月，我们的经营活动产生了3000万美元现金，与2024年前九个月的4310万美元相比，减少了30.4%。
基于我们对Pico earnout义务现值的估计，我们在2025年9月30日记录了30万美元的费用。这是通过我们的RNG部门特许权使用费支出记录的。
2025年第三季度，我们根据earnout协议向Pico场地的前所有者支付了第一笔款项，总额约为20万美元。
2025年前九个月，我们的资本支出为7510万美元，其中5190万美元、850万美元和750万美元分别与Montauk AG Renewables的持续开发、我们在北卡罗来纳州的Turkey项目、我们在俄亥俄州辛辛那提的合同义务Rumpke RNG搬迁项目以及我们在俄亥俄州的第二个Apex设施有关。
截至2025年9月30日，我们的现金及现金等价物扣除受限现金后约为680万美元。我们的应收账款和其他应收款约为600万美元。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年第三季度调整后EBITDA为1280万美元，与2024年第三季度的2940万美元调整后EBITDA相比，减少了1660万美元，降幅为56.5%。2025年第三季度EBITDA为1280万美元，与2024年第三季度的2890万美元EBITDA相比，减少了1610万美元，降幅为55.7%。
2025年第三季度净收入为520万美元，与2024年第三季度的1700万美元相比，减少了1180万美元。
2025年第三季度的所得税费用与2024年第三季度相比减少了约580万美元。2025年第三季度与2024年第三季度之间有效税率的差异主要与2025年第三季度从税前利润变为税前亏损有关。接下来，我将会议交回给Sean。
谢谢Kevin。最后，尽管我们不对环境属性的市场价格（包括D3 RINs的市场价格）提供内部预期指导，但我们想提供2025年全年展望。我们预计我们的RNG产量将保持不变，在580万至600万MMBtu之间，相应的RNG收入也保持不变，在1.5亿至1.7亿美元之间。我们预计2025年可再生电力产量在17.5万至18万兆瓦时之间，相应的可再生电力收入保持不变，在1700万至1800万美元之间。接下来，我们将暂停接受提问。
谢谢。现在我们将进行问答环节。提醒一下，要提问，请按电话上的*11，等待您的姓名被宣布。要撤回问题，请再次按*11。请稍候，我们正在整理问答名单。
第一个问题来自TPH的Matthew Blair。您的线路已接通。
好的。谢谢大家，早上好。你们维持了2025年RNG生产指导，这意味着即使在指导区间的低端，第四季度也会环比增长。您能谈谈增长的驱动因素吗？这仅仅是运营改善，还是有任何消除瓶颈的因素会推动增长？然后考虑到2026年的RNG生产，我认为你们的大多数新项目实际上更多是针对2027年的。那么在现阶段，认为2026年RNG生产可能与2025年相当是否合适？谢谢。
谢谢Matthew。感谢您参加我们的会议。是的，我们继续维持2025年全年RNG的产量范围，这意味着预计第四季度将达到低端，实现环比增长。这是多种因素的结合。原料供应的改善，这对我们提到的Apex设施也有好处，该设施与一些改进相关，是一个较新的工厂。我们继续与Rumpke垃圾填埋场合作，解决我们一直遇到的井场挑战。因此，是的，我们确实预计2025年将继续出现环比产量增长。
值得注意的是，2026年，我们的政策是不提供当前运营年度以外的指导预期。我们将在2026年3月发布全年业绩时再考虑这些预期。但我们也预计2026年将继续保持正常的增长率。
谢谢。下一个问题来自Clear Street的Tim Moore。您的线路已接通。
谢谢。我知道RIN价格不受你们控制，取决于EPA等。我想换个话题，谈谈本季度有所改善的方面。很高兴看到这一点。似乎维护资本支出浪潮有望结束。过去12个月有一些发动机大修等方面的追赶。您能谈谈这一点吗？运营支出看起来不错。您预计未来几个季度是否还会有更多的追赶性维护支出，还是已经过去了？
谢谢Tim。感谢您的问题。我认为运营费用的变化与其说是追赶，不如说是一些与设备生命周期相对应的非线性费用项目。尽管这些费用包含在运营费用中，但其中一部分是针对井场生产原料 volume 的一些非资本化投资。因此，您看到的是随着季度推移产量的相应增长。Kevin对预期增长率的解释。除了2026年Turkey Creek新设施的启用外，我们预计未来的运营费用不会有任何显著增加。
因此，您必须将其与我们在第一季度投产该项目带来的收入和EBITDA增长进行比较。
谢谢。下一个问题来自加拿大丰业银行的Betty Zhang。您的线路已接通。
谢谢。早上好。我的问题是关于G&A的。我理解您谈到了与去年相比的差异，但想知道与上一季度相比的驱动因素是什么。本季度似乎比您的运行率低了很多。所以想请您提供一些细节。
是的，Betty，这主要与各种专业费用的时间安排有关。我们注意到审计费用和审计师费用有小幅增加。提醒一下，这是我们作为新兴成长型公司（EGC）身份的最后一年。因此，在为2026年第一年的全面综合审计做准备时，有一些额外的工作。去年，正如我们提到的，与一名员工离职相关的股票薪酬有所增加。而且您还记得，2024年第二季度还有另一名员工离职，这也是G&A的一次性增加。
因此，去年第三季度和今年第二季度有一些波动，随着我们回到更正常的G&A运行率，这些波动正在消除。
谢谢。问答环节到此结束。现在我想将会议交回给Sean McLean做总结发言。
感谢您抽出时间参加我们的电话会议。我们期待在2026年与您交流。
感谢您参加今天的会议。本次会议到此结束。您现在可以挂断电话了。