煤炭销售业务数据 - 2020年公司将93.0%的煤炭总吨数出售给美国的电力公司，其中100%售给安装了污染控制设备的电厂[134] - 2020年公司约93.0%的煤炭销售吨位通过期限超一年的长期销售合同完成[225] - 2020年公司从美国电力公司、路易斯维尔天然气和电力公司、田纳西河谷管理局这三家客户处获得的收入均超总收入的10%[228] 环保法规动态 - 2011年6月，美国环保署敲定了跨州空气污染规则（CSAPR），以取代清洁空气州际规则（CAIR）[135] - 2012年2月，美国环保署通过了汞和空气有毒物质标准（MATS），对煤和油发电站的汞等排放进行监管[136] - 2013年3月，美国环保署敲定了对新电厂MATS规则的重新审议，主要调整排放限值[136] - 2016年4月，美国环保署发布最终补充调查结果支持MATS规则[136] - 2017年4月，哥伦比亚特区巡回上诉法院批准美国环保署取消口头辩论的请求[136] - 2018年12月，美国环保署发布拟议的补充成本调查结果及相关审查[136] - 2020年5月，美国环保署发布最终规则，推翻之前对煤炭发电单位危险空气污染物监管的决定[136] - 2015年4月17日，美国环保署根据《资源保护与回收法》（RCRA）敲定煤炭燃烧副产品（CCB）处置法规，CCB被列为“非危险”废物[166] - 2015年11月3日，美国环保署发布最终规则《污水排放限制指南和标准》（ELG），2016年1月4日生效，2019年11月提议修订，2020年10月发布最终规则[167][169] - 2020年7月，环境质量委员会敲定《国家环境政策法》（NEPA）法规修订案，拜登政府可能会进一步调整[153] - 2009年，美国环保署开始审查美国陆军工程兵团为阿巴拉契亚地区煤矿开采颁发的404条款许可证[158] - 2011年1月，美国环保署行使否决权，撤销或限制西弗吉尼亚州斯普鲁斯一号露天煤矿先前颁发的许可证，2013年被哥伦比亚特区巡回上诉法院维持[159][161] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司有2902名全职员工，其中2530人参与采矿作业，203人负责其他业务，169人为企业员工，2020年员工总数减少19%，超34%的员工工作超五年[172] - 2020年前九个月公司非致命缺勤天数（NFDL）评级为1.06，比同期行业初步平均水平低约68.6%[174] - 公司员工典型工作经验约九年，公司提供有竞争力薪酬，注重员工安全、健康，疫情期间采取多项防护措施[172][173][174][175][177] 温室气体减排倡议 - 五个西部州发起倡议，目标是到2020年将该地区温室气体排放量降至2005年水平以下15%[155] - 2005年，十个美国东北部州达成区域温室气体倡议协议，2008年9月开始二氧化碳排放配额拍卖[154] 单位持有人相关权益与风险 - 董事会自2020年3月31日季度起暂停向单位持有人的现金分配，未来分配由董事会酌情决定[184] - 发行额外普通股或其他同等或高级股权证券会使单位持有人所有权比例降低、每股可分配现金减少、相对投票权减弱、应税收入与分配比率增加、普通股市场价格下降[189] - 现有单位持有人大量出售普通股可能对单位价格产生重大不利影响或削弱公司通过股权证券发行获得资本的能力[191] - 单位持有人未选举普通合伙人，且只有有限投票权，普通合伙人需至少66.7%的已发行单位持有人投票才能被罢免[194] - 持有任何类别已发行单位20.0%或以上的人（普通合伙人及其关联方除外）持有的单位不能就任何事项投票[195] - 若少于20.0%的已发行普通股由普通合伙人及其关联方以外的人持有，普通合伙人有权以不低于当时市场价格收购所有剩余单位[197] - 向普通合伙人及其关联方报销费用和支付费用可能影响公司向单位持有人进行分配的能力，普通合伙人可自行决定费用金额[198] - 作为有限合伙人，在参与公司业务“控制”等特定情况下，可能需承担与普通合伙人相同的责任[201] - 公司普通合伙人的自由裁量权可能影响向单位持有人分配现金的能力[204] - 公司普通合伙人存在利益冲突和有限的信托责任，可能损害单位持有人利益[207] 公司面临的外部风险 - 利率上升可能导致公司普通股市场价格下跌[192] - 普通合伙人或其所有者的信用和风险状况可能对公司的信用评级和形象产生不利影响[193] - 对ESG事项的关注增加可能对公司业务、财务结果和单位价格产生负面影响[208] - 全球经济状况或金融市场的不确定性可能对公司业务和财务状况产生重大不利影响[213] - 疫情对公司业务、财务状况、经营成果和现金流产生了重大不利影响[215] - 恐怖袭击或网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和财务损失[232] - 油价、天然气价格和煤炭价格波动大，受多种不可控因素影响，价格下跌会影响公司经营业绩[234] - 煤炭行业竞争激烈，产能过剩使煤价承压，外币波动影响公司煤炭在海外的竞争力[238][241] - 税收、关税和贸易措施变化，以及公用事业煤炭消费模式改变会对公司产生不利影响[242][245] 公司业务运营风险 - 公司业务增长可能需要大量融资，但可能无法以可接受的条件获得[219] - 截至2020年12月31日，公司长期债务为6.038亿美元，杠杆可能产生多方面不利影响[220] - 公司依赖Joseph W. Craft III和其他关键人员的领导和参与[223] - 公司及其子公司面临各种法律诉讼，可能对业务产生重大不利影响[223] - 若客户不履行现有合同或不签订新的长期煤炭合同，公司运营的稳定性和盈利能力可能受到不利影响[224] - 与长期销售合同相关的风险包括价格重新协商、客户暂停或终止合同、未达煤炭特性规格受罚等[226][227] - 依赖少数大客户，失去重要客户或客户减少采购量、改变采购条款会对公司产生重大不利影响[228][229] - 客户信用下降或不履行合同会影响公司收款能力[231] - 运输成本波动和运输可用性或可靠性问题可能导致公司减少生产或无法供应煤炭给客户，从而降低收入；运输成本大幅下降会使其他地区煤炭生产商竞争加剧[259][260][261] - 公司盈利能力取决于开采具有特定地质特征且成本有竞争力的煤炭储量，未来成功和增长部分依赖获取经济可采的额外煤炭储量，但可能面临诸多限制[263][264][266] - 公司煤炭储量估计可能不准确，会导致成本高于预期和盈利能力下降，因为估计受多种不确定因素影响[267][268] - 公司部分矿区开采难度大、监管约束多，包括地质特征、许可和环境要求等，会影响开采作业、成本结构和客户使用煤炭的能力[268][269] - 环保法律法规影响煤炭消费者，对煤炭需求和价格产生影响，还导致美国部分燃煤发电机组提前退役和发电能力下降[270][271] - 公司煤炭开采业务受广泛且昂贵的法律法规约束，合规成本高、耗时长，可能增加运营成本或限制煤炭生产[273][274] - 公司油气业务运营受政府法律法规监管，合规成本高，违反规定会导致制裁，可能影响运营商开发公司权益的意愿[274][275][278] - 联邦和州关于水力压裂的立法和监管举措可能导致公司矿产权益收入增加成本、运营受限或延迟以及潜在钻井地点减少[279] - 州和地方对水力压裂的法规限制可能使运营商产生合规成本、延误或缩减勘探开发生产活动[280] - 公众对水力压裂的争议引发诉讼和执法行动，新法规可能增加运营商成本和难度[281] - 与气候变化相关的监管、政治、诉讼和金融风险可能影响公司业务、财务状况和经营成果[286] - 公司部分运营子公司租赁采矿设施所在的部分地表物业，失去租赁权可能影响运营[295] - 公司煤炭开采业务受大宗商品价格影响，钢铁、石油产品等原材料价格波动会影响运营费用和盈利能力[296] - 公司依赖第三方运营商进行油气物业的勘探、开发和生产，运营商决策会导致油气收入大幅波动[302][303] - 运营商未支付特许权使用费，公司有权终止租约并追讨欠款，但可能无法找到合适替代运营商，且执行权利可能因运营商破产程序受阻[308] - 运营商因产权等问题暂停支付特许权使用费，会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[309] - 公司油气储量估计基于诸多假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[311] - 钻探和生产油气是高风险活动，存在诸多不确定性，可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[316] - 公司未进行商品生产套期保值，会受商品价格下跌影响，未来套期保值也存在风险[321] - 公司扩张和收购存在诸多风险，可能无法实现预期收益，还会影响流动性和资本资源[323] 公司保险与担保情况 - 公司商业财产保险计划每次事故最高限额为1亿美元，财产损失免赔额为150万美元，地下业务中断等待期为75或90天，还有1000万美元的总累计免赔额，公司保留10%的参与权益[254] - 截至2020年12月31日，公司与政府机构的未偿还担保债券总额为1.711亿美元[301] - 公司无法获得或维持联邦和州法律要求的担保债券，将对公司产生重大不利影响[297] 公司储量审计与估值 - 公司2020年12月31日的已探明储量估计及相关估值由Netherland, Sewell & Associates, Inc.审计[312] - 计算未来净现金流现值时使用10%的折现率[316] 公司减产情况 - 因各种情况导致的减产可能持续几天到几个月[319] 公司成立与业务扩张 - 1999年8月公司成立并收购前身，之后扩张煤炭业务[323] 工人赔偿计划准则 - 2019年工人赔偿计划办公室发布新准则，但尚未向自保运营商提供所需的担保水平和抵押门槛信息[129] 美国环保署对采矿许可证的审查 - 美国环保署审查采矿作业相关许可证，增加获取时间和合规成本，此前曾行使“否决权”，可能影响公司运营结果和财务状况[258] 国内煤炭消费情况 - 国内电力行业约占国内煤炭消费量的91%[246] 拜登行政命令 - 2021年1月，美国总统拜登发布行政命令，承诺在气候变化方面采取重大行动[143] - 拜登签署行政命令，要求增加联邦政府对零排放车辆的使用、消除对化石燃料行业的补贴、到2030年将海上风力发电量翻一番等[289] 美国地质研究发现 - 2015年美国地质研究确定包括得克萨斯州在内的八个州存在因流体注入或油气开采导致诱发地震活动增加的区域[282]

Alliance Resource Partners, L.P. (NASDAQ:ARLP) Q4 2020 Results Conference Call February 1, 2021 10:00 AM ET Company Participants Joe Craft - Chairman, President and CEO Brian Cantrell - SVP and CFO Conference Call Participants Lin Shen - Hite Lucas Pipes - B. Riley Securities Shelly McNulty - Loomis Sayles Operator Good day, and welcome to the Alliance Resource Partners Fourth Quarter 2020 Earnings Conference Call. All participants will be in a listen-only mode. [Operator Instructions] After today's present ...

公司资产权益 - 公司拥有约55,700净特许权英亩的油气矿产权益[106] 员工雇佣情况 - 2020年4月15日，吉布森县矿区116名员工和汉密尔顿矿区78名员工被通知永久终止雇佣[119] 循环信贷安排 - 2020年3月9日，公司签订5.3775亿美元（2021年5月23日降至4.595亿美元）的循环信贷安排，取代原4.9475亿美元的循环信贷安排[121] - 公司建立5.3775亿美元（2021年5月23日降至4.595亿美元）的循环信贷安排，取代原4.9475亿美元的循环信贷安排，到期日为2024年3月9日[183][192] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2020年第三季度，公司净收入为2720万美元，较2019年第三季度的3910万美元减少1190万美元[127] - 2020年第三季度，公司总营收为3.557亿美元，较2019年第三季度的4.647亿美元减少[127] - 2020年第三季度，公司运营费用为2.16亿美元，低于2019年第三季度的2.783亿美元[127] - 2020年前九个月公司净亏损1.642亿美元，2019年同期净利润为3.736亿美元，减少5.378亿美元[149] - 2020年前九个月总营收降至9.616亿美元，较2019年的15.1亿美元下降36.2%[149] - 2020年公司净亏损1.642亿美元，而2019年净利润为3.736亿美元[177] - 2020年公司经营活动提供的现金为2.918亿美元，2019年为4.084亿美元；投资活动使用的现金为1.089亿美元，2019年为4.236亿美元；融资活动使用的现金为1.852亿美元，2019年为1.972亿美元[186][188][189] - 2020年资本支出从2019年的2.411亿美元降至1.028亿美元[190] - 公司预计2020年1月开始的五年内，平均每年维护资本支出约为每吨4.86美元，2020年总资本支出预计在1.25 - 1.3亿美元之间[191] - 2020年公司减少债务1.175亿美元[183] 煤炭业务线数据关键指标变化 - 2020年第三季度煤炭销量为770万吨，较2019年第三季度的930万吨下降[128] - 2020年第三季度煤炭产量为720.2万吨，2019年为1007.1万吨[128] - 2020年第三季度煤炭销售额为3.358亿美元，较2019年第三季度的4.2亿美元减少8420万美元，降幅20.1%[128][129] - 2020年第三季度煤炭销售价格降至每吨43.59美元，较2019年第三季度下降3.3%[131] - 2020年煤炭销量降至2010万吨，较2019年的2985.7万吨下降32.5%，煤炭销售额降至8.867亿美元，较2019年的13.6亿美元下降34.7%[150][153] - 煤炭业务调整后EBITDA费用降至6.361亿美元，较2019年的9.054亿美元下降29.7%，但每吨调整后EBITDA费用升至31.59美元，较2019年的30.33美元增长4.2%[151][155] - 2020年公司总煤炭销量为20139千吨，较2019年的29857千吨减少9718千吨，降幅32.5%[169] - 2020年公司总煤炭销售额为8.867亿美元，较2019年的13.573亿美元减少4.706亿美元，降幅34.7%[169] - 2020年伊利诺伊盆地煤炭业务调整后息税折旧摊销前利润为1.578亿美元，较2019年的3.066亿美元减少1.488亿美元，降幅48.5%[169][172] - 2020年阿巴拉契亚煤炭业务调整后息税折旧摊销前利润为1.214亿美元，较2019年的1.676亿美元减少4620万美元，降幅27.6%[169][172] 油气业务线数据关键指标变化 - 2020年季度油气特许权使用费收入为970万美元，2019年季度为1400万美元，下降约30.6%[132,145] - 2020年油气特许权使用费收入降至3170万美元，2019年为3630万美元[154] - 2020年油气当量（BOE）为1374千桶，较2019年的1113千桶增加261千桶，增幅23.5%[169] - 2020年油气特许权使用费为3172万美元，较2019年的3625万美元减少454万美元，降幅12.5%[169] 其他业务数据关键指标变化 - 2020年季度其他收入降至400万美元，2019年季度为1070万美元，减少670万美元[138] - 2020年其他收入为2649万美元，较2019年的3191万美元减少542万美元，降幅17.0%[169] 费用指标变化 - 2020年季度一般及行政费用降至1390万美元，2019年季度为1790万美元，减少400万美元[139] - 2020年季度折旧、损耗和摊销费用增至8020万美元，2019年季度为7230万美元[141] - 2019年季度公司记录了1520万美元的非现金资产减值费用[142] - 2020年和2019年季度运输收入和费用分别为620万美元和2000万美元，减少1380万美元[143] - 2020年季度调整后EBITDA降至1.327亿美元，2019年季度为1.562亿美元，下降15.0%[145] - 2020年季度伊利诺伊盆地部门调整后EBITDA降至8160万美元，2019年季度为8780万美元，下降7.0%[145,148] - 2020年季度阿巴拉契亚部门调整后EBITDA降至4340万美元，2019年季度为5520万美元，下降21.4%[145,148] - 除矿产部门外，煤炭部门调整后EBITDA费用下降24.7%，至2.159亿美元，每吨费用下降8.8%，至28.03美元[133] - 2020年一般及行政费用降至4110万美元，2019年为5520万美元，减少1410万美元[160] - 2020年折旧、损耗和摊销费用增至2.377亿美元，2019年为2.204亿美元[162] - 2020年记录2500万美元非现金资产减值费用，2019年为1520万美元[163] - 2020年记录1.32亿美元非现金商誉减值费用[164] - 2020年运输收入和费用分别为1670万美元和8290万美元，较2019年减少6620万美元[166] - 2020年公司调整后息税折旧摊销前利润（Segment Adjusted EBITDA）为3.065亿美元，较2019年的5.281亿美元减少2.216亿美元，降幅42.0%[169] - 2020年公司调整后息税折旧摊销前利润费用为6.390亿美元，较2019年的9.115亿美元减少2.725亿美元，降幅29.9%[170] - 2020年第三季度调整后EBITDA费用为2.1675亿美元，2019年同期为2.89081亿美元；2020年前九个月为6.38989亿美元，2019年同期为9.11535亿美元[179] 债务相关情况 - 截至2020年9月30日，循环信贷安排下有2180万美元的信用证未偿还，有3.81亿美元可用于借款，欧元美元利率加适用保证金为3.01%，未使用部分需支付0.35%的年度承诺费[193] - 截至2020年9月30日，过去十二个月的债务与现金流比率为1.69:1，现金流与利息费用比率为8.22:1，第一留置权债务与现金流比率为0.69:1[196] - 2017年4月24日发行4亿美元2025年到期的高级无担保票据，年利率为7.5%[197] - 截至2020年9月30日，应收账款证券化安排下的未偿还余额为7220万美元[198] - 2020年6月5日，中间合伙企业达成设备融资安排，获得1470万美元，隐含利率6.1%，48个月分期还款，2024年6月5日到期[201] - 公司与银行达成协议，提供500万美元信用证以维持担保债券，截至2020年9月30日，已开出500万美元信用证[203] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷安排借款1.35亿美元，证券化安排借款7220万美元，利率每提高1个百分点，年化利息费用增加210万美元[213] 保险与风险情况 - 2020年10月1日起，公司续保年度财产和意外险计划，商业财产险每次事故最高限额1亿美元，财产损失免赔额150万美元，地下业务中断等待期75或90天，总累计免赔额1000万美元，公司保留10%参与权益[206] - 公司运营结果高度依赖煤炭、石油和天然气价格，新冠疫情和产油国行动致油气销售价格下降，影响特许权使用费收入[208] - 公司通过战略采购合同管理煤炭和油气生产相关物资价格风险，历史上未使用商品价格对冲或其他衍生品[210] - 公司煤炭主要销售给美国电力公司或通过经纪交易进入国际市场，信用风险主要来自国内发电企业和全球经纪公司，会采取措施降低信用风险[211] - 公司几乎所有交易以美元计价，无重大汇率风险，但汇率波动可能影响煤炭在国际市场的竞争力[212] - 公司关于市场风险的定量和定性披露与2019年年度报告相比无其他变化[214] 煤炭供应协议情况 - 公司大部分长期煤炭供应协议有价格调整条款，可根据指定指数或生产成本变化调整价格[207]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总收入增长39.4%至3.557亿美元 [6] - 归属于公司的净收入增长158.3%至2720万美元 [6] - EBITDA增长146.4%至1.188亿美元 [6] - 自由现金流为1.03亿美元，较上一季度改善79% [6] - 流动性扩大41.4%至4.222亿美元，总债务减少1.008亿美元，总杠杆率降至1.69倍 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 煤炭业务销售量和生产量分别较上一季度增长48.5%和66.6% [7] - 煤炭销售收入增长42.1%至3.358亿美元，部门调整后EBITDA增长124.4%至1.238亿美元 [7] - 部门调整后EBITDA每吨费用下降22%至28.03美元/吨 [8] - 矿产业务方面，油气产量增长13.9%至46.8万桶油当量，实现价格每BOE增长9.5% [8] - 矿产业务总收入增长23.9%至970万美元，部门调整后EBITDA增长29.3%至890万美元 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年第三季度美国东部整体电力需求较上一季度增长23% [10] - 燃煤发电在第三季度反弹，较第二季度增长71% [11] - 预计2020年全年煤炭产量和销售量分别约为2700万吨和2800万吨 [12] - 目标2021年总煤炭销售量比2020年水平提高约10% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于从其战略性定位的油气矿产和低成本、长寿命、完全资本化的煤炭业务中最大化现金流 [14] - 公司认为其矿产业务应会在明年看到钻井和完井活动的增加 [14] - 公司愿意签订长达10年的合同，但需要有保持接近市场价格的机制 [50] - 公司认为行业整合是有益的，但需要等待选举结果等催化剂 [82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经济活动的增加和有利的天气模式导致电力需求增长 [10] - 油气商品价格反弹，促使运营商恢复生产 [11] - 客户仍致力于接收2020年所有合同吨数 [12] - 预计矿产业务的结果将在今年剩余时间和整个2021年继续适度改善 [13] - 对2021年的预测基于当前经济运行情况，并未假设经济在2021年1月1日恢复正常 [41] 其他重要信息 - 公司对Bob Murray的逝世表示哀悼 [10] - 公司决定本季度和第四季度不进行分红，下一次分红决定将推迟至4月董事会会议 [23][24] - 公司正在与银行商讨，以获取更多灵活性，可能利用债券交易价格较低的机会回购债券 [45] 问答环节所有的提问和回答 问题: 第四季度成本表现展望 [15] - 回答: 部分销售增长将来自库存减少，生产成本可能因假期因素略有上升，但预计成本将保持在相当可预测的水平 [16][17] 问题: 2021年已定价吨数的价格情况 [18] - 回答: 已定价的2000万吨价格略高于41美元/吨，未售吨数中约60%为伊利诺伊盆地，40%为阿巴拉契亚 [19] 问题: 未定价吨数的当前市场价格 [20] - 回答: 出版物中的价格主要针对现货市场，而非长期合同，预计长期合同价格将显著高于出版物价格 [21] 问题: 现金分配优先级 [22] - 回答: 在现金流稳定性明确前，优先事项是偿还债务，分红暂停至明年4月评估，收购和矿产投资仍在考虑中，但评估更具挑战性 [23][24][25][26] 问题: 成本改善的具体驱动因素 [28] - 回答: 成本改善是多方面的，包括降低库存、材料供应投入减少、关闭高成本业务、向低成本矿山过渡以及生产率提高 [29][30][31] 问题: 选举对煤炭行业的影响 [32] - 回答: 选举结果难以预测，但公司对其低成本电厂客户基础感到满意，认为无论谁当选，都需要低成本电力 [33][34][35][36][38] 问题: 2021年销售目标是否包含因天然气价格带来的增量需求 [39] - 回答: 2021年约3080万吨的目标是基于当前运行率，并未计入天然气价格可能带来的额外需求，如果天然气价格上涨，可能存在上行空间 [40][41][42][43] 问题: 债券回购与债务偿还的考量 [44] - 回答: 正在与银行商讨以获得回购债券的灵活性，但债券市场交易量有限可能影响大规模操作 [45][46] 问题: 2021年合同吨数的构成和期限 [47] - 回答: 2021年合同吨数很少是从2020年结转的，2022年已有约850万吨承诺，并有部分数量承诺至2024年 [48][49] 问题: 新电厂客户的接收情况 [52] - 回答: 客户基础稳定，市场份额因供应商减少而上升，公司因其长期承诺和可靠性而受到欢迎 [53] 问题: 出口市场展望 [55] - 回答: 2021年计划向冶金市场出口约60万吨，另有约30万吨PCI煤，总计约90万至100万吨出口量 [55] 问题: 资产负债表在投标中的优势 [56] - 回答: 每份招标书都表明资产负债表优势很重要，但实际影响取决于客户 [57] 问题: 2021年成本与2019年对比 [58] - 回答: 预计2021年成本将略低于2019年 [59] 问题: 天然气价格与煤炭需求转换的关系 [60] - 回答: 客户不愿仅基于天然气价格曲线做出承诺，而是寻求灵活性，公司对达到3080万吨销售目标有信心，但需经济不出现严重倒退 [61][62][63][64][65] 问题: 产量增加对成本的影响 [66] - 回答: 产量增加10%可能带来持平或更低的成本，因为存在过剩产能，但大幅增产需要长期合同支持 [67] 问题: 总债务目标 [68] - 回答: 通常目标总杠杆率为1倍EBITDA [68] 问题: 债务偿还时间框架 [69] - 回答: 在不支付分红且不再次出现经济停摆的情况下，产生的现金流足以在债务到期前全部偿还 [70] 问题: 维持低债务水平的原因 [71] - 回答: 公司并非信托基金，希望增长，认为在15年的发展期内将债务降至零过于保守，维持1倍杠杆率的资产负债表是强健的，允许利用多余现金发展业务或回报股东 [72][73] 问题: 最低流动性要求和第三方担保债券 [75] - 回答: 年末各类担保债券总额约2.8亿美元，抵押品要求有所增加但相对温和，总抵押品仍低于债券总额的10%，最低流动性目标通常在2.5亿美元左右 [76][77] 问题: 是否考虑股票合并 [80] - 回答: 已考虑过股票合并等提升公司价值的方式，但由于市场对能源板块的态度，目前认为此举短期影响有限，但仍是未来可考虑的工具之一 [81] 问题: 对可再生能源领域的收购策略 [80] - 回答: 认为行业需要整合，但需观察Arch和Peabody合并的影响以及选举结果，预计选举后各利益相关方将评估在拜登政府下的行业前景 [82]

公司资产权益 - 公司拥有约55,700净特许权英亩的油气矿产权益[105] 行业数据变化 - 2020年上半年，美国东部燃煤发电量较2019年同期下降33%[112] 人员变动 - 2020年4月15日，吉布森县矿区116名员工和汉密尔顿矿区78名员工被通知于4月26日永久终止雇佣关系[116] 信贷安排 - 2020年3月9日，公司签订5.3775亿美元（2021年5月23日降至4.595亿美元）的循环信贷安排，取代原定于2021年5月23日到期的4.9475亿美元循环信贷安排[118] - 2020年3月9日，公司签订第五次修订和重述信贷协议，提供5.3775亿美元循环信贷额度，2021年5月23日降至4.595亿美元，2024年3月9日到期[184] 季度财务数据对比（二季度与一季度） - 2020年第二季度与第一季度相比，综合收入下降27.2%，销量下降28.5%，产量下降46.1%，油气当量下降17.0%，调整后EBITDA下降44.4%，调整后EBITDA费用下降20.1%[121] 季度财务数据对比（2020年二季度与2019年二季度） - 2020年第二季度公司净亏损4670万美元，而2019年同期净利润为5820万美元，减少1.049亿美元[122] - 2020年第二季度总营收降至2.552亿美元，而2019年同期为5.171亿美元，运营费用为1.872亿美元，低于2019年同期的3.143亿美元[124] - 2020年第二季度煤炭销量降至520万吨，较2019年同期下降49.2%，煤炭销售额降至2.363亿美元，较2019年同期减少2.25亿美元，降幅48.8%[125][126] - 2020年第二季度煤炭销售价格实现增长0.9%，达到每吨45.56美元，而2019年同期为每吨45.16美元[126] 现金分配决策 - 公司董事会决定暂停2020年第一、二、三季度向单位持有人的现金分配[113][117] 季度收入费用变化 - 2020年季度油气特许权使用费收入为780万美元，2019年季度为1190万美元，下降主要因疫情致油气售价降低[127] - 除矿产部门外，煤炭部门调整后EBITDA费用下降41.3%至1.864亿美元，主要因煤炭销量减少；每吨费用增加15.6%至35.95美元，主要因产量降低和高成本产区产量占比增加[128] - 2020年季度每吨煤炭生产的劳工和福利费用（不含工人补偿）增加25.4%至12.33美元，主要因产量缩减和产量组合变化[128] - 2020年季度每吨煤炭生产的工人补偿费用从0.82美元增至1.33美元，主要因产量缩减[129] - 2020年季度其他收入从1120万美元降至540万美元，主要因Matrix Design采矿技术产品销售减少和Mt. Vernon转运设施业务量降低[135] - 2020年季度一般及行政费用降至1380万美元，2019年季度为1950万美元，减少主要因激励薪酬费用降低和外部服务减少[136] - 2020年季度折旧、损耗和摊销费用增至8360万美元，2019年季度为7690万美元，主要因煤炭库存销售和矿产部门油气产量增加[137] - 2020年和2019年季度运输收入和费用分别为580万美元和3260万美元，减少2680万美元，主要因煤炭运输量和第三方运输费率下降[138] - 2020年季度调整后EBITDA降至6210万美元，2019年季度为1.653亿美元，减少1.032亿美元，降幅62.5%[139] - 2020年季度总煤炭销量为518.6万吨，2019年季度为1021.6万吨，减少503万吨，降幅49.2%[139] 季度业务线数据对比（2020年与2019年） - 2020年季度伊利诺伊盆地调整后EBITDA从2019年季度的9610万美元降至2620万美元，降幅72.8%[142] - 2020年季度伊利诺伊盆地煤炭销售从2019年季度的3.02亿美元降至1.342亿美元，降幅55.6%[142] - 2020年季度阿巴拉契亚调整后EBITDA从2019年季度的5380万美元降至3050万美元，降幅43.2%[142] - 2020年季度阿巴拉契亚煤炭销售从2019年季度的1.58亿美元降至1.021亿美元，降幅35.3%[142] 上半年财务数据对比（2020年与2019年） - 2020年上半年公司净亏损1.914亿美元，而2019年上半年净利润为3.345亿美元，净收入减少5.259亿美元[143] - 2020年上半年总营收从2019年的10.4亿美元降至6.06亿美元，降幅41.9%[143] - 2020年上半年煤炭销售从2019年的9.373亿美元降至5.509亿美元，降幅41.2%[146] - 2020年上半年煤炭产量降至1230万吨，较2019年减少42.2%[146] - 2020年上半年煤炭板块调整后EBITDA费用降至4.202亿美元，降幅32.1%[148] - 2020年上半年运输收入和费用分别为1050万美元和6290万美元，减少5240万美元[157] 年度财务数据对比（2020年与2019年） - 2020年调整后EBITDA为1.738亿美元，较2019年的3.719亿美元减少1.981亿美元，降幅53.3%[160] - 2020年总销量为12437千吨，较2019年的20537千吨减少8100千吨，降幅39.4%[160] - 2020年煤炭总销售额为5.509亿美元，较2019年的9.373亿美元减少3.864亿美元，降幅41.2%[160] - 2020年其他收入为2252.1万美元，较2019年的2117.7万美元增加134.4万美元，增幅6.3%[160] - 2020年BOE产量为906千桶，较2019年的680千桶增加226千桶，增幅33.2%；油气特许权使用费为2202.5万美元，较2019年的2228.5万美元减少26万美元，降幅1.2%[160] - 2020年调整后EBITDA费用为4.222亿美元，较2019年的6.225亿美元减少2.002亿美元，降幅32.2%[161] 年度业务线数据对比（2020年与2019年） - 伊利诺伊盆地2020年调整后EBITDA降至7620万美元，较2019年减少1.426亿美元，降幅65.2%；煤炭销售额降至3.333亿美元，较2019年减少2.86亿美元，降幅46.2%[163] - 阿巴拉契亚地区2020年调整后EBITDA降至7810万美元，较2019年减少3430万美元，降幅30.6%；煤炭销售额降至2.177亿美元，较2019年减少9770万美元，降幅31.0%[163] - 矿产部门2020年调整后EBITDA略增至2060万美元，较2019年的2020万美元有所增加[163] - 其他和公司部门2020年调整后EBITDA降至350万美元，较2019年减少2140万美元[164] 调整后EBITDA费用对比 - 2020年第二季度调整后EBITDA费用为1.87541亿美元，2019年同期为3.19597亿美元；2020年上半年为4.22239亿美元，2019年同期为6.22454亿美元[170] 项目开发计划 - 公司预计2020年为完成MC Mining的Excel 5号矿开发项目部署300 - 500万美元资金，该矿预计带来1500万吨煤炭储量，预计开采寿命约12年[176] 现金流量情况 - 2020年经营活动提供的现金为1.702亿美元，2019年为3.017亿美元；投资活动使用的净现金为8750万美元，2019年为2.098亿美元；融资活动使用的净现金为8410万美元，2019年为2.809亿美元[179][180][181] 资本支出情况 - 2020年资本支出降至8420万美元，2019年为1.656亿美元；预计2020年总资本支出在1.3 - 1.35亿美元[182][183] 信贷额度使用情况 - 截至2020年6月30日，循环信贷额度下有930万美元信用证未偿还，2635万美元可用于借款，未使用部分年承诺费为0.35%[186] 债务比率情况 - 截至2020年6月30日的过去十二个月，债务与现金流比率为1.82:1，现金流与利息费用比率为8.63:1，第一留置权债务与现金流比率为0.88:1[188] 债券发行情况 - 2017年4月24日，公司发行4亿美元2025年到期高级无抵押票据，年利率7.5%[189] 应收账款证券化情况 - 截至2020年6月30日，应收账款证券化安排下未偿还余额为3890万美元[190] 设备融资安排 - 2020年6月5日，公司签订1470万美元设备融资安排，隐含利率6.1%，2024年6月5日到期[193] 信用证协议 - 公司与银行达成协议，提供500万美元的额外信用证以维持担保债券，截至2020年6月30日，该协议下有500万美元的未偿还信用证[195] 关联方交易 - 公司与Craft先生、MGP、ARH II及其各自关联方存在关联方交易，涉及矿产租赁、飞机使用和行政服务等[196] 煤炭供应协议条款 - 公司大部分长期煤炭供应协议有价格调整条款，可根据指定指数或生产成本变化调整合同价格[198] 公司运营风险 - 公司运营结果高度依赖煤炭、石油和天然气价格，短期煤炭合同使公司面临煤价下跌风险，新冠疫情和产油国行动导致油气价格下跌影响公司特许权使用费收入[199] 风险管理措施 - 公司通过战略采购合同管理煤炭、石油和天然气销售价格及供应成本风险，历史上未使用商品价格套期保值或其他衍生品，未来可能会使用[200] 信用风险情况 - 公司煤炭主要销售给美国电力公司或通过经纪交易进入国际市场，信用风险主要来自国内发电企业和全球经纪公司，公司会评估客户信用并采取措施降低风险[201] 汇率风险情况 - 公司几乎所有交易以美元计价，无重大汇率风险，但汇率波动可能影响公司煤炭在国际市场的竞争力[204] 利率风险情况 - 公司循环信贷安排和证券化安排下的借款为可变利率，有利率风险，截至2020年6月30日，循环信贷安排下借款2.65亿美元，证券化安排下借款3890万美元[205] - 利率每提高1个百分点，基于2020年6月30日的借款水平，公司利息费用将年化增加300万美元[205] 市场风险披露情况 - 公司关于市场风险的定量和定性披露与2019年12月31日年度报告相比无其他变化[206]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度煤炭销量和价格分别较2019年第一季度下降29.7%和5.9%，煤炭销售收入下降33.9%至3.146亿美元 [7][8] - 煤炭运营费用较2019年第一季度下降22.6%，但煤炭业务调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）费用每吨增加10.6%至32.25美元，煤炭业务调整后EBITDA降至9790万美元，较2019年第一季度下降46.9% [8] - 与上一季度相比，2020年第一季度煤炭销售价格略有提高，达到每吨43.39美元，但煤炭业务调整后总费用每吨环比增加4.3%，调整后EBITDA环比减少24.3% [9] - 2020年第一季度矿产部门油气产量较2019年第一季度增长51.4%，达到约每天5440桶油当量，平均销售价格每桶油当量下降9.2%，调整后EBITDA较2019年第一季度增长50.6%，但环比下降5.6%至1380万美元，该部门本季度贡献了公司合并调整后EBITDA的12.3% [10] - 2020年第一季度记录了2500万美元的资产减值和1.32亿美元的商誉减记，2019年第一季度有1.7亿美元的非现金净收益，排除非现金项目后，2020年第一季度调整后净收入和调整后EBITDA分别为1220万美元和9830万美元，而2019年第一季度分别为1.065亿美元和1.888亿美元 [11][12] - 2019年第一季度公司成功修订并延长了循环信贷安排，新安排在明年5月前提供5.3775亿美元的增加额度，之后降至4.595亿美元，2020年第一季度末公司流动性为2.584亿美元，总债务约为过去12个月EBITDA的1.6倍，符合债务契约 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 煤炭业务 - 受多种因素影响，煤炭市场承压，公司削减产量，2020年第一季度煤炭销量和价格下降，销售收入减少，运营费用降低，但调整后EBITDA费用每吨增加，调整后EBITDA大幅下降 [6][7][8] - 与上一季度相比，销售价格略有提高，但调整后总费用每吨增加，调整后EBITDA减少 [9] 矿产业务 - 2020年第一季度油气产量增长，因商品价格下跌平均销售价格下降，调整后EBITDA较2019年第一季度增长，但环比下降 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 煤炭市场因暖冬天气、天然气价格持续低迷、公用事业库存高企以及缺乏有意义的出口机会而承压，全球经济收缩进一步打击能源需求 [6][7] - 矿产市场商品价格在2020年第一季度走弱 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是创造可持续增长和现金流，实现稳定增长和分配，未来将继续追求这一战略 [24] - 为应对疫情和能源需求破坏，公司采取措施保障员工健康安全、满足客户需求、保护资产负债表和增强流动性，包括暂时闲置部分煤矿生产、优化现金流、削减资本预算、节省成本和费用、暂停分红等 [15][16][20] - 公司预计2020年煤炭销售和产量分别约为2800万吨和2700万吨，较原指导降低25% - 30%，矿产部门贡献将远低于1月指导 [23] - 行业内其他公司也在应对市场变化，虽未公开宣布闲置运营，但都在减少班次、管理供应以满足客户交易，预计供应将下降 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球经济因疫情发生根本变化，能源行业需求受到严重打击，公司面临挑战，但有信心应对并在未来恢复增长 [14][21] - 希望美国经济迅速重启，煤炭、石油和天然气供需能早日达到健康平衡，公司业绩在未来季度有望恢复，今年将为未来增长奠定新基础 [23] 其他重要信息 - 公司部分言论可能包含前瞻性陈述，受多种风险、不确定性和假设影响，实际结果可能与预期有重大差异，公司无义务公开更新或修订前瞻性陈述，除非法律要求 [4] - 公司将讨论某些非GAAP财务指标，相关定义和与GAAP指标的调节在公司新闻稿末尾 [5] - 公司撤回了年初提供的2020年运营和财务指导 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年是否可能无法产生大量过剩现金流 - 公司表示存在巨大不确定性，已进行多种情景压力测试，重点是管理现金流，有信心遵守契约，不仅能维持第一季度末的流动性，还有机会增加 [27] 问题2: 在年产2800万吨的情况下成本如何变化 - 公司认为难以准确预测产量水平，计划在第二季度降低库存，下半年按合同生产，成本应比第二季度好，可能略低于第一季度伊利诺伊盆地的成本 [29][31] 问题3: 2020年的延期情况是否会改变2021年的合同地位和价格 - 目前第一季度末的合同数量未变，客户表示愿意履行合同，合同有最低和最高参数，目前未出现合同损失或延期情况，但客户倾向于按最低水平执行 [36][37] 问题4: 天然气价格达到多少时煤炭产能会提升 - 在MISO - PJM地区，2.75美元可能是个合适的数字，东南部地区可能需要更高价格 [40] 问题5: 伊利诺伊盆地市场平衡情况及未来供应预期 - 其他公司也在减少班次、管理供应，预计供应将下降，伊利诺伊盆地产量预计从之前预计的8000多万吨降至7000多万吨 [42] 问题6: 矿产业务的长期前景及资本部署计划 - 公司对矿产业务仍有信心，认为资产优质，美国重视能源独立，需求和供应将恢复平衡，价格有望回升至至少40多美元，会寻找该领域的机会，未来可能考虑实施套期保值 [44][45][46] 问题7: 天然气价格达到2.75美元时的需求增长情况 - 难以预测，若经济回到2019年水平，需求可能相当可观；若低于2019年水平10%左右，东部市场可能增加2000万吨需求，适用于伊利诺伊盆地和NAPP需求 [48] 问题8: 1亿美元现金节省在G&A和营运资本之间的分配 - 包括资本支出、营运资本和G&A，资本支出预计下降25% - 30%，营运资本约为3500万美元，G&A较去年下降25% - 30%，部分为非现金项目 [52] 问题9: 营运资本的收益是否主要在第二季度体现 - 公司希望如此 [53] 问题10: 恢复分红后是否会改变政策，将部分过剩现金流用于公开市场购买债券 - 董事会将在7月会议讨论，目前因不确定性大，需更多经济反弹信息后再做决策 [54] 问题11: 关于2.8亿美元担保债券的情况 - 公司与长期合作的保险公司有担保债券业务，目前支持力度强，虽有部分保险公司不再为煤炭行业提供担保，但有足够能力替换，目前未被要求增加抵押品 [59] 问题12: 估算储量时对天然气和煤炭价格的假设 - 公司认为油气价格将比期货曲线显示的更快反弹，煤炭市场缺乏活动，难以预测；SEC要求按规定准则估算储量 [62][63][64] 问题13: 石油和天然气部门未开发储量（PUDs）的情况及风险 - 公司拥有矿产权益，底层碳氢化合物和储量永久存在，PUDs分类可能变化但储量本身不变，E&P公司可能因许可证到期等调整开发计划，影响储量开发速度 [69][70][72] 问题14: 1亿美元成本降低和循环信贷安排带来的流动性在未来三到六个月的情况，以及是否会进行股权回购 - 近期不期望进行单位回购，原1亿美元授权还剩650万美元，公司重点是维持足够流动性和遵守契约，暂停两个季度分红可节省约每季度5200万美元 [75] 问题15: 是否会有煤炭业务的战略机会 - 煤炭行业需要整合，公司愿意参与，但目前暂无行动 [77] 问题16: 未来一两年内是否有煤矿关闭的最新情况 - 目前没有相关更新 [78] 问题17: 公司亏损情况及调整后利润的计算是否正确 - 计算正确，排除非现金项目后，第一季度调整后净收入为1220万美元，调整后EBITDA为9830万美元，资产和商誉减值反映了当前市场状况和会计准则要求 [79]

公司业务布局 - 公司拥有约55,700英亩净特许权土地，涉足石油和天然气矿产权益业务[105] - 2019年8月2日，公司收购米德兰盆地约9000净特许权英亩[182] 公司财务关键指标变化 - 2020年第一季度公司净亏损1.448亿美元，而2019年同期净利润为2.764亿美元，减少4.212亿美元[119] - 2020年第一季度总营收为3.508亿美元，2019年同期为5.266亿美元，主要因煤炭销售和运输收入降低[119] - 2020年第一季度经营活动现金流为7870万美元，2019年为1.437亿美元；投资活动净现金使用为5130万美元，2019年为1.16亿美元；融资活动净现金使用为3420万美元，2019年为2.417亿美元[152][153][155] - 2020年第一季度资本支出降至5040万美元，2019年为8400万美元，预计2020年总资本支出在1.3 - 1.35亿美元[156][157] - 2020年第一季度合并调整后EBITDA为1.11701亿美元，2019年为2.06644亿美元；净亏损为1.44707亿美元，2019年净利润为2.83604亿美元[144] 煤炭业务线数据关键指标变化 - 2020年第一季度煤炭销量为730万吨，较2019年的1032.1万吨下降29.7%；销售额为3.146亿美元，较2019年的4.76亿美元减少1.614亿美元，降幅33.9%[120][121] - 2020年第一季度煤炭销售价格为每吨43.39美元，较2019年的46.12美元下降5.9%[121] - 2020年季度煤炭产量降至800万吨，较2019年季度减少330万吨，降幅29.2%[125] - 2020年季度每生产吨煤炭的劳动力和福利费用涨至10.87美元/吨，涨幅21.7%[125] - 2020年伊利诺伊盆地调整后EBITDA为5000万美元，较2019年的1.227亿美元下降59.2%，煤炭销售降至1.991亿美元，降幅37.2%[139] - 2020年阿巴拉契亚调整后EBITDA为4750万美元，较2019年的5870万美元下降19.0%，煤炭销售降至1.155亿美元，降幅26.6%[139] 石油和天然气业务线数据关键指标变化 - 2020年第一季度石油和天然气特许权使用费收入为1420万美元，2019年同期为1040万美元[124] - 2020年矿产调整后EBITDA为1380万美元，较2019年的910万美元增加，油气特许权使用费收入增至1420万美元，增幅37.0%[139] 公司费用相关指标变化 - 除矿产部门外，调整后EBITDA费用降至2.338亿美元，降幅22.3%[125] - 其他收入从2019年季度的1000万美元增至2020年季度的1710万美元，增幅710万美元[127] - 2020年季度一般和行政费用降至1340万美元，较2019年季度减少440万美元[128] - 2020年季度记录了2500万美元的非现金资产减值费用[129] - 2020年季度记录了1.32亿美元的非现金商誉减值费用[131] - 2020年季度运输收入和费用分别为470万美元和3020万美元，减少2550万美元[133] - 2020年季度归属于非控股股东的净收入降至10万美元，较2019年季度减少710万美元[134] - 2020年季度调整后EBITDA降至1.117亿美元，较2019年季度减少9490万美元，降幅45.9%[136] - 2020年其他和企业调整后EBITDA降至270万美元，较2019年的1840万美元减少1570万美元[140] 公司资本支出与投资计划 - 公司预计2020年总资本支出在1.3亿至1.35亿美元之间，2020年起五年内平均每年维护资本支出约为每吨4.86美元[116] - 公司预计2020年为MC Mining的Excel 5号矿投入1500 - 1800万美元，该矿预计新增1500万吨煤炭储量，矿龄约12年[151] 公司信贷协议与债务情况 - 2020年3月9日，公司签订5.3775亿美元（2021年5月23日降至4.595亿美元）的循环信贷协议，取代原4.9475亿美元协议[118] - 公司与金融机构签订5.3775亿美元循环信贷协议，2021年5月23日降至4.595亿美元，2024年3月9日到期，取代原4.9475亿美元协议[149][158] - 2020年3月31日，循环信贷安排下欧元美元利率加适用保证金为3.50%，有930万美元未偿还信用证，2.285亿美元可用借款额度，未使用部分需支付0.35%的年度承诺费[159] - 信贷协议要求中间合伙企业在最近四个财季保持债务与现金流比率不超过2.5:1，现金流与利息费用比率不低于3.0:1，第一留置权债务与现金流比率不超过1.5:1；截至2020年3月31日的过去十二个月，这三项比率分别为1.58:1、10.82:1和0.81:1[160][162] - 2017年4月24日，中间合伙企业和联盟资源金融公司发行4亿美元2025年到期的高级无抵押票据，年利率7.5%[163] - 2014年12月5日，中间合伙企业的子公司设立1亿美元应收账款证券化安排，2020年3月31日有5840万美元未偿还余额[164] - 2019年5月17日，中间合伙企业进行1000万美元设备融资，隐含利率6.25%，2022年5月1日到期[165] - 2019年11月6日，中间合伙企业进行5310万美元设备融资，隐含利率4.75%，2023年11月6日到期，每月支付100万美元，到期气球支付1160万美元[166] - 2020年3月31日，公司与银行的协议下有500万美元未偿还信用证用于维持担保债券[167] - 2020年3月31日，循环信贷安排和证券化安排下借款分别为3亿美元和5840万美元，利率提高1个百分点将使利息费用年化增加360万美元[177][178] 公司人员变动 - 2020年4月15日，吉布森县矿区116名员工和汉密尔顿矿区78名员工被通知永久终止雇佣关系[113] 公司分配与指引调整 - 公司暂停2020年第一和第二季度向单位持有人的现金分配，并撤回1月27日提供的2020年运营和财务指引[117] 公司单位回购情况 - 2018年董事会批准最高1亿美元的单位回购计划，截至2020年3月31日已回购9350万美元[150] 公司收购与整合计划 - 公司预计在2020年第三季度完成对Wing Acquisition收购的矿产权益内部控制和流程的评估与整合[183] 公司面临的风险因素 - 煤炭行业发电份额下降，受环保、其他能源成本和效益等因素影响[185] - 全球经济和客户所在行业变化，会影响公司经营结果和现金流[185] - 沙特和俄罗斯降低油价，对公司油气勘探生产业务有近长期影响[185] - 新冠疫情的严重程度、持续时间等，影响公司运营、人员及产品需求[185] - 宏观经济和市场条件变化及波动，影响公司财务状况[185] - 国内外煤炭市场竞争变化，考验公司应对能力[185] - 下游需求或存储能力不足，可能导致公司矿产停产[185] - 公司运营和资产扩张存在风险[185] - 依赖重要客户合同，续约存在不确定性[185] - 现有煤炭供应协议价格、数量或条款调整，影响公司业务[185]

美国煤炭行业政策法规变化 - 2013年1月美国环保署更新细颗粒物NAAQS，将年度PM 2.5标准收紧至每立方米12微克，3月修订标准生效[124] - 2015年10月美国环保署将臭氧NAAQS从75 ppb降至70 ppb，并于2018年7月完成达标/未达标指定[124] - 2019年11月美国宣布退出《巴黎协定》，2020年11月4日生效[130] - 2013年9月20日美国环保署发布新化石燃料发电厂二氧化碳排放NSPS，2015年最终确定并遭多方挑战，2017年8月被联邦上诉法院暂停[132] - 2015年8月美国环保署发布最终清洁电力计划规则，2016年2月美国最高法院暂停实施，2017年10月美国环保署提议废除，2019年6月最终废除并颁布ACE规则[133] - 2005年，十个美国东北部州签署区域温室气体倡议协议，2008年9月开始二氧化碳排放配额拍卖[139] - 2019年，新泽西州和宾夕法尼亚州宣布加入区域温室气体倡议[139] - 2015年4月17日，美国环保署敲定煤炭燃烧副产品处置法规[154] - 2015年11月3日，美国环保署发布废水排放限制指南和标准最终规则，2016年1月4日生效[155] - 2019年11月，美国环保署提议修订2015年废水排放限制指南规则并宣布对煤灰处置法规的修改建议[155] - 2020年1月，美国环保署敲定关于“美国水域”范围的规则[149] - 五个西部州发起倡议，目标是到2020年将该地区温室气体排放量降至2005年水平以下15%[140] 美国煤炭行业市场现状 - 自2010年至2030年美国公用事业公司已完成或正式宣布退役或改造近700个燃煤发电机组[118] - 2019年公司78.8%的煤炭总吨数售给美国电力公用事业公司，其中100%售给安装了污染控制设备的公用事业工厂[119] - 2019年约78.5%的销售吨位通过长期合同出售[551] - 截至2020年2月14日，公司2020年合同名义承诺量约2930万吨，2021年为1840万吨，2022年为670万吨[551] - 2019年约78.8%的销售量被美国电力公司购买，17.9%通过经纪交易销往国际市场[554] 政策法规对煤炭行业的影响 - 空气排放法规使燃煤电厂运营成本增加，可能降低化石燃料在未来电厂规划和建设中的吸引力，减少对煤炭的需求[118] - 汞排放法规促使发电机进行资本投资改造电厂，可能导致更多老旧燃煤发电机组提前退役，减少煤炭需求[121] 公司人员情况 - 截至2019年12月31日，公司雇佣3602名全职员工，其中3164人参与采矿作业，247人参与其他作业，191人为企业员工[159] 公司融资及债务情况 - 公司获取新的担保债券愈发困难，成本增加且市场条款不利，无法维持或获取所需债券将对煤炭生产、盈利能力和现金流产生重大不利影响[115] - 2019年12月31日，循环信贷安排下借款2.55亿美元，证券化安排下借款7380万美元，利率每提高1个百分点，利息费用年化增加330万美元[558] - 2019年12月31日，高级票据借款4亿美元，设备融资借款6050万美元，利率每提高1个百分点，这些借款的估计公允价值减少约2160万美元[558] - 截至2019年12月31日，固定利率债务总计46.048亿美元，加权平均利率7.20%-7.50%，公允价值40.7775亿美元[560] - 截至2019年12月31日，浮动利率债务总计32.88亿美元，加权平均利率4.12%-4.39%，公允价值32.8431亿美元[560] - 截至2018年12月31日，固定利率债务总计40亿美元，加权平均利率7.50%，公允价值40.3319亿美元[560] - 截至2018年12月31日，浮动利率债务总计26.7亿美元，加权平均利率4.85%-4.88%，公允价值26.6545亿美元[560]

财务数据和关键指标变化 - 2019年煤炭销售营收下降4.5%至176亿美元，煤炭业务调整后EBITDA下降7.2%至每吨15.58美元 [8] - 2019年第四季度煤炭销售营收降至4.051亿美元，调整后EBITDA下降22%至每吨13.72美元 [9] - 2019年矿产部门全年营收5300万美元，调整后EBITDA增至4700万美元 [10] - 2019年末杠杆率为1.3倍，流动性为2.932亿美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 煤炭业务 - 2019年出口量减少420万吨，全年煤炭销量和价格下降 [8] - 2019年第四季度煤炭销量环比增长1.2%，库存减少72.7万吨 [9] - 2020年预计出口销量约280万吨，总煤炭销量预计在3680 - 3880万吨，产量预计在3550 - 3750万吨，价格预计下降约6.6% [13] 矿产业务 - 2019年第四季度油气产量环比增长15%，营收增长10.8%至1570万美元 [10] - 2020年矿产部门调整后EBITDA预计在7200 - 8000万美元 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年国际煤炭市场恶化，API 2远期热价指数大幅下跌，美国煤炭出口锐减 [16] - 预计2020年伊利诺伊盆地煤炭需求在8500 - 9000万吨 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 调整煤炭业务以匹配市场需求，降低成本，预计2020年为国内动力煤生产商的转折点 [17] - 抓住竞争对手矿山关闭机会，争取获得更多国内市场份额 [18] - 发展油气矿产业务，预计2020年贡献将增至7600万美元，占调整后EBITDA约13% [19] - 行业需要整合以平衡供需，但决策速度较慢 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前市场状况对多数竞争对手不可持续，需进一步合理化供应 [17] - 尽管市场困难，公司有信心从煤炭业务产生强劲现金流 [17] - 预计2021年煤炭市场供需将平衡，公司业绩将改善 [44] 其他重要信息 - 董事会决定本季度减少单位持有人分配，因2020年地下煤炭生产意外征税和市场疲软 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 销售范围高低端及定价范围的影响因素和中点依据 - 中点基于当前年度预期，出口目标280万吨中有90万吨已承诺，50万吨预计进入冶金市场，剩余140万吨主要在伊利诺伊盆地 [23] - 下行因素包括天然气价格、天气和全球经济，上行因素可能是参与行业整合 [23] 问题2: 伊利诺伊盆地2020年及长期需求平衡量 - 预计2020年需求在8500 - 9000万吨，长期会有逐渐下降 [25] 问题3: 油气EBITDA估算的价格假设 - 使用年末的远期期货价格，公司细分生产流有助于建模 [27] 问题4: 非煤炭和非油气矿产相关业务的EBITDA贡献 - 贡献较小，与历史情况无重大差异，可作为建模参考 [30] 问题5: 煤炭实现销售价格指导的价格假设及各业务板块情况 - 价格反映市场可实现水平，考虑了不同市场和价格差异，但难以提供精确数字 [32] - 销售组合和市场情况会影响整体价格实现 [33] 问题6: 阿巴拉契亚和伊利诺伊盆地同行的减产情况及行业整合情况 - 近期阿巴拉契亚和伊利诺伊盆地有矿山关闭公告，预计伊利诺伊盆地近期还会有矿山关闭 [35] - 行业整合需求持续存在，但决策速度受市场变化影响 [35] 问题7: 2020年每吨销售价格和成本估算与EBITDA的差异原因 - 不是简单的价格减成本计算，涉及区域因素和煤炭库存调整 [37][38] 问题8: 天然气价格对煤炭需求的影响 - 低天然气价格对煤炭需求的影响大部分已显现，未来煤炭需求相对稳定，特别是公司所在市场 [41] 问题9: 新分配的依据及未来分配的考量指标 - 决策考虑了下行情况、杠杆和机会，目标是可持续性、流动性和覆盖比率 [43][44] 问题10: 资本支出能否降低及相关因素 - 有降低可能，如减少部分可自由支配项目或参与整合购买二手设备，但不会为削减而削减 [47] 问题11: 2020年各地区市场表现预期 - 阿巴拉契亚市场产量相对稳定，伊利诺伊盆地受出口市场影响较大 [49][50] 问题12: 资本结构的更新情况 - 设备融资有更多容量正在探索，循环信贷安排已开始银团流程，预计2月中旬完成 [52] - 不看好长期债务市场，会等待更有利时机，循环信贷安排结构可单独为矿产业务融资 [52] 问题13: 2020年EBITDA在各季度的分配情况 - 市场上半年挑战大，下半年表现可能提升，但未进行季度细分估算 [55] 问题14: 目标流动性水平 - 希望高于当前水平，历史运营在3.5 - 4.5亿美元之间，无明确目标 [59] 问题15: 冶金煤价格的估算方法 - 计划基于150美元的基准，基准变动会影响价格 [61] 问题16: 第四季度客户买断收益情况及已承诺和定价的出口量时间分布 - 客户买断收益是一次性事件，已承诺和定价的出口量主要在上半年 [63][64] 问题17: 是否取消股息及政治因素对行业和公司的影响 - 股息从每季度0.545美元降至0.4美元 [60] - 民主党若上台可能回归奥巴马监管环境，但公司认为自身是行业幸存者，煤炭仍有需求 [65] 问题18: 是否有计划将油气矿产业务货币化及未来多元化发展和增长目标 - 目前专注于业务增长，不考虑出售，未来可能考虑合资或公开市场等方式 [69] - 会考虑进一步多元化投资，长期可能有第三业务板块，矿产业务五年后占比有望超20% [73][75] 问题19: 是否有单位回购计划及相关考量 - 有1亿美元授权额度剩余，近期为保留流动性不打算完成授权，未来可能考虑 [78] - 优先考虑业务增长机会，回购单位不能驱动长期增长 [80][81] 问题20: 伊利诺伊盆地价格与边际成本关系及长期利润率情况 - 部分高成本矿山因成本高和需求不足将关闭，2021年生产恢复需出口市场带动，利润率有望回升 [84] 问题21: 资产负债表的目标杠杆率、债务类型及再融资计划 - 目标低杠杆，长期维持在1倍或更低，必要时可接受最高2 - 2.5倍杠杆，但会尽快降至1.5倍以下 [86] - 目前倾向于有担保债务市场，对再融资有信心，矿产业务增长可提供再融资能力 [86][88] 问题22: 是否考虑在公开市场回购债券及ESG对再融资的影响 - 不考虑回购债券，优先考虑回购单位 [90] - ESG是投资者决策因素，但公司专注于资产现金流最大化和业务增长 [90]

公司收购情况 - 2019年8月2日，子公司AR Midland以1.449亿美元收购Wing Resources相关矿产权益；2019年1月3日，公司以1.76亿美元收购AllDale I & II相关权益，控制约5.2万净特许权英亩[122] - 2019年，公司完成多项收购，包括以1.45亿美元收购Wing、以1.76亿美元收购AllDale I & II部分权益，2019年2月Kodiak以1.35亿美元赎回公司优先股权益[182] 公司净收入变化 - 2019年第三季度，公司归属于ARLP的净收入为3910万美元，2018年同期为7370万美元，减少3460万美元[131] - 2019年九个月公司净收入为3.736亿美元，较2018年九个月的3.158亿美元增加5780万美元[152] 公司总营收变化 - 2019年第三季度总营收为4.647亿美元，2018年同期为4.978亿美元，煤炭销售收入因销量和价格下降而减少，部分被油气特许权收入抵消[131] 煤炭业务数据变化 - 2019年第三季度煤炭销量为930万吨，较2018年同期的1007.1万吨下降7.5%；煤炭销售收入为4.2亿美元，较2018年同期的4.603亿美元下降8.8%；煤炭销售价格为每吨45.06美元，较2018年同期的每吨45.71美元下降1.4%[134][135] - 2019年九个月煤炭销售收入为13.6亿美元，与2018年相当，销量略有下降，价格略有上升[156] - 2019年九个月煤炭产量为3140万吨，较2018年增加4.5%，主要因部分矿山增产[156] - 2019年季度伊利诺伊盆地煤炭销售为2.563亿美元，较2018年季度的2.893亿美元减少3300万美元，降幅11.4%[150] 油气特许权收入情况 - 2019年第三季度油气特许权收入为1400万美元[136] - 2019年九个月矿产权益贡献油气特许权使用费3630万美元[157] 煤炭部门调整后EBITDA费用变化 - 剔除矿产部门后，2019年第三季度煤炭部门调整后EBITDA费用为2.866亿美元，较2018年同期下降7.3%，每吨调整后EBITDA费用略增至30.75美元[133][137] - 2019年除矿产部门外，调整后EBITDA费用从2018年的9.005亿美元增至9.054亿美元，涨幅0.5%，每吨费用从30.06美元涨至30.33美元[158] - 2019年第三季度和前九个月，调整后EBITDA费用分别为2.89081亿美元和9.11535亿美元，2018年同期分别为3.09216亿美元和9.00486亿美元[179] 生产费用变化 - 2019年第三季度，每吨生产的劳动力和福利费用（不包括工人补偿）较2018年同期增加2.5%至9.92美元；维护费用增加3.4%至3.66美元；矿山管理费用增加200万美元；外购煤炭增加1060万美元[137] - 2019年第三季度，每吨生产的材料和供应费用较2018年同期减少5.6%至10.68美元；生产税和特许权费用较2018年同期每吨减少1.03美元[138][139] - 2019年每吨生产的劳动力和福利费用（不含工人补偿）从2018年的9.20美元增至9.53美元，涨幅3.6%[158] 一般和行政及折旧等费用变化 - 2019年第三季度，一般和行政费用增至1790万美元，较2018年同期增加210万美元；折旧、损耗和摊销费用增至7230万美元，较2018年同期增加210万美元[140][141] - 2019年一般和行政费用从2018年的4950万美元增至5520万美元，增加570万美元[160] - 2019年折旧、损耗和摊销费用从2018年的2.042亿美元增至2.204亿美元，增加1620万美元[161] 非现金资产减值及权益法投资收入变化 - 2019年第三季度，公司Dotiki煤矿停产，记录了1520万美元的非现金资产减值费用；权益法投资收入从2018年同期的600万美元降至70万美元[142][143] - 2019年季度股权证券收入较2018年季度减少400万美元，因2019年第一季度赎回了Kodiak的优先股权益[144] - 2018年公司获得9300万美元现金和解款，记录和解收益8000万美元[162][164] - 2019年公司记录Dotiki矿非现金资产减值费用1520万美元[165] - 2019年权益法投资收入从2018年的1460万美元降至150万美元[166] - 2019年公司因AllDale收购重新计量投资产生1.77亿美元收益[167] 运输收入和费用变化 - 2019年和2018年季度运输收入和费用分别为2000万美元和2870万美元，减少870万美元，主要因煤炭出口运输量减少[145] - 2019年运输收入和费用分别为8290万美元和7600万美元，增加690万美元[168] 调整后EBITDA变化 - 2019年季度调整后EBITDA为1.562亿美元，较2018年季度的1.696亿美元减少1340万美元，降幅7.9%[147] - 2019年公司调整后EBITDA从2018年的5.201亿美元增至5.281亿美元，涨幅1.5%[171] - 2019年第三季度和前九个月，合并调整后EBITDA分别为1.56163亿美元和5.2807亿美元，2018年同期分别为1.69578亿美元和5.20068亿美元[177] 地区调整后EBITDA变化 - 2019年季度阿巴拉契亚地区调整后EBITDA为5520万美元，较2018年季度的6370万美元减少850万美元，降幅13.3%[150] - 2019年季度矿产调整后EBITDA为1220万美元，较2018年季度的574万美元增加650万美元，主要源于2019年的AllDale收购[151] 单位回购计划情况 - 自2018年5月单位回购计划启动至2019年9月30日，公司已花费7580万美元回购单位，该计划授权最高回购1亿美元[183] 矿开发投入情况 - 公司预计2019年为MC Mining的Excel 5号矿开发投入2900 - 3100万美元，2020年上半年再投入1500 - 2000万美元，预计可开采1500万吨煤炭，矿龄约12年[184] 现金流量变化 - 2019年经营活动提供现金4.084亿美元，2018年为5.793亿美元，减少因2018年一次性和解收入及不利营运资金变动[185] - 2019年投资活动使用净现金4.236亿美元，2018年为1.953亿美元，增加因收购及资本支出增加[186] - 2019年融资活动使用净现金1.972亿美元，2018年为3.524亿美元，减少因证券化设施净付款和单位回购计划支出减少及循环信贷额度净收益增加[188] 资本支出情况 - 2019年资本支出增至2.411亿美元，2018年为1.844亿美元，预计2019年总资本支出（含投资）在3.3 - 3.5亿美元[189][190] 循环信贷额度情况 - 截至2019年9月30日，公司循环信贷额度为4.9475亿美元，已使用930万美元开具信用证，可用额度2.455亿美元，欧元美元利率加适用保证金为4.43%，债务与现金流比率为1.13:1，现金流与利息费用比率为14.7:1[191][192][193] 高级票据情况 - 高级票据年利率为7.5%，2020年5月1日前发行人可用股权发行净现金收益赎回至多35%本金，赎回价为107.5%本金加应计未付利息[195] 应收账款证券化安排情况 - 2014年12月5日，子公司签订1亿美元应收账款证券化安排，2019年9月30日余额为6650万美元[196] 信贷协议情况 - 2015年10月6日，Cavalier Minerals签订1亿美元信贷协议，2019年9月30日承诺金额为6460万美元，2019年10月6日终止[197] 设备融资安排情况 - 2019年5月17日，中间合伙企业签订1000万美元设备融资安排，隐含利率6.25%，2022年5月1日到期[198] 信用证情况 - 公司与银行签订协议提供500万美元信用证，2019年9月30日已开具500万美元[199] 保险计划情况 - 2019年10月1日，公司续保年度财产和意外保险计划，商业财产险每次事故最高限额1亿美元，公司保留10%参与权益[205] 借款情况 - 2019年9月30日，公司循环信贷安排借款2.4亿美元，应收账款证券化安排借款6650万美元[213] 利率影响情况 - 循环信贷安排和证券化安排利率每提高1个百分点，按2019年9月30日借款水平计算，年化利息费用将增加310万美元[213]