收入和利润（同比环比） - 公司2025年第三季度总营业收入为4525.8万美元，同比下降2065.9万美元，降幅31.3%[176][177] - 可再生天然气总收入为3988.3万美元，同比下降2186.7万美元，降幅35.4%[174][179] - 可再生电力总收入为424.6万美元，同比小幅增长7.9万美元，增幅1.9%[174][181] - 公司2025年第三季度运营收入为444.8万美元，同比大幅下降1826万美元，降幅80.4%[176] - 公司2025年第三季度净利润为520.5万美元，同比下降1184.3万美元，降幅69.5%[176] - 2025年前九个月总运营收入为1.33亿美元，同比下降1505万美元（10.2%）[199][200] - 2025年前九个月可再生天然气总收入为1.192亿美元，同比下降1540万美元（11.5%）[197] - 2025年第三季度运营收入为445万美元，同比减少1826万美元（80.4%）[194] - 2025年前九个月净亏损为74.6万美元，而2024年同期为净利润1819万美元[199] - 2025年前九个月运营收入为2,501（千美元），同比下降23,443（千美元）或90.4%[217] - 调整后税息折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为26,643（千美元），去年同期为45,863（千美元）[220] 成本和费用（同比环比） - 一般及行政费用为651.1万美元，同比下降352.6万美元，降幅35.1%[176][183] - 折旧、损耗和摊销费用为834.1万美元，同比增加229.3万美元，增幅37.9%[176] - 2025年第三季度折旧和摊销为834万美元，同比增加229万美元（37.9%）[189] - 2025年前九个月可再生天然气运营费用为6873万美元，同比增加489万美元（7.7%）[197] - 2025年第三季度减值损失为4.8万美元，同比减少485万美元（91.0%）[190] - 公司总务及行政管理费用为24,310（千美元），同比下降3,892（千美元）或13.8%[206] - 可再生天然气（RNG）设施运营和维护费用为44,970（千美元），同比增加6,341（千美元）或16.4%[207] - RNG业务的特许权使用费、运输、收集和生产燃料费用为23,757（千美元），同比下降1,449（千美元）或5.7%，占RNG收入比例从18.7%升至19.9%[208] - 折旧和摊销费用为21,634（千美元），同比增加4,329（千美元）或25.0%[212] - 减值损失为2,472（千美元），同比增加1,240（千美元）或100.6%[213] - 2025年第三季度资产减值48千美元，2024年同期为533千美元；2025年前九个月资产减值2,472千美元，2024年同期为1,232千美元[252] 业务运营表现 - 截至2025年9月30日，公司有约749个RINs已生成但未分离，以及约10个RINs库存，2025年第三季度D3 RINs平均指数价格约为2.19美元[133] - 2025年第三季度RINs销售率为100%，售出12,410个，未售出10个[134] - 2024年第四季度RINs销售率仅为30.5%，未售出6,822个，占可用RINs的69.5%[134] - 可再生天然气产量为1445 MMBtu，同比增长53 MMBtu，增幅3.8%[174][178] - 可再生电力产量为44 MWh，同比增长3 MWh，增幅7.3%[174][180] - 公司2025年第三季度实现RIN平均价格为2.29美元，同比下降1.05美元，降幅31.4%[174][179] - 2025年前九个月可再生天然气平均实现RIN价格为2.34美元，同比下降0.91美元（28.0%）[197][202] - 2025年前九个月可再生电力发电量为132兆瓦时，同比下降8兆瓦时（5.7%）[197][203] - 可再生电力业务部门收入100%来自固定价格购电协议（PPA）的电力销售，与去年同期持平[205] - 公司历史上通过固定价格协议货币化的RNG量不到其总产量的25%[163] 项目开发与资本支出 - Bowerman RNG设施预计2027年投产，资本支出估计在8.5亿至9.5亿美元之间，设计产能约为每天3,600 MMBtu[135][136] - Tulsa RNG设施转换项目预计2027年投产，资本支出估计在2.5亿至3.5亿美元之间，设计产能约为每天1,500 MMBtu[135][138] - 欧洲能源设施预计2027年投产，资本支出估计在6.5亿至7.5亿美元之间[135] - Montauk Ag Renewables项目第一阶段总投资预计在1.8亿至2.2亿美元之间，预计2026年第一季度开始产生收入[142] - 公司预计Rumpke RNG设施搬迁项目的资本支出在7万至9万美元之间，目标在2028年投产[164][165] - 2025年前九个月资本支出为75,106千美元，其中51,895千美元（约69.1%）用于北卡罗来纳州的Montauk Ag Renewables项目，8,533千美元（约11.4%）用于Rumpke RNG搬迁项目，7,536千美元（约10.0%）用于第二个Apex RNG设施[230] 监管与政策影响 - 美国环保署将2024年纤维素生物燃料量要求从10.9亿个D3 RINs下调至10.1亿个D3 RINs，降幅约7.3%[151] - 美国环保署提议将2025年纤维素生物燃料量要求从13.76亿个RINs下调至11.9亿个RINs，并提议2026年和2027年的要求分别为13亿和13.6亿个D3 RINs[152] - 美国环保署批准了63份小型炼油厂豁免申请的完全豁免（100%）和77份的部分豁免（50%），影响了2023和2024年的合规义务[153] - 加州低碳燃料标准计划将2030年的碳强度降低目标从20%提高至30%，2045年提高至90%[155] - 公司因美国农业部先进生物燃料支付计划取消，每年损失约200万美元的付款，该款项自2021年起每年获得[156] - 环境属性（如RINs和LCFS信用额）的定价占公司收入的很大部分，但易受监管和市场波动影响[167][168] 环境与运营挑战 - 公司运营费用受通胀成本增加影响，计划外设备故障会增加项目运营和维护费用并降低产量[169][171] - 垃圾填埋场主机导致的收集基础设施安装延迟以及多个地点的气田提取环境因素持续影响公司2024年和2025年的生产时间和产量[164][170] 财务与流动性 - 2025年第三季度有效税率为-54.9%，显著低于2024年同期的18.9%[193] - 现金及现金等价物（扣除受限现金）为6,766（千美元），去年同期为54,973（千美元）[221] - 总债务（扣除债务发行成本前）为67,000（千美元），2024年末为56,000（千美元）[222][223] - 2025年前九个月融资活动提供的净现金流为10,421千美元，较2024年同期的融资活动现金使用7,755千美元增加18,176千美元[232] - 2025年前九个月表外安排中的未偿还信用证为3,321千美元，而2024年同期为2,185千美元，增长了52.0%[235] - 公司燃料供应协议的最低特许权使用费和资本义务范围在8千美元至1,695千美元之间[237] - 2025年4月，董事会授权了一项股票回购计划，总回购价格不超过5,000千美元[238] - 总杠杆比率（根据修订后的信贷协议定义）在2024年6月30日及之后的任何财政季度末不得超过3.00比1.00[231] - 每个财政季度末，固定费用覆盖率（根据修订后的信贷协议定义）不得低于1.2比1.0[231] 产能与产品定价预期 - 公司预计其年度REC产能约为120个，其中与Duke的REC协议为47个[140] - 公司预计其协商的猪粪REC价格可能在每REC 200至450美元之间[141] - 公司与Emvolon合作的试点项目成功，计划到203年部署年产能高达50公吨绿色甲醇的项目组合[144]