财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度公司关键运营和财务指标均有所增长，煤炭销售和产量分别增长13.9%和18.7%，油气和煤炭特许权销售分别增长27.6%和11.9%，煤炭每吨销售价格增长43.3%，油气每桶油当量价格上涨64.7%，煤炭特许权每吨收入增长11.3%，总收入增长70.1%至6.165亿美元 [6] - 2022年第二季度净利润和EBITDA分别增长266.7%至1.615亿美元和105.6%至2.438亿美元，与上一季度相比，总收入增长33.8%，税前收入增长111.1%，EBITDA增长60.1% [7][8] - 2022年第二季度公司产生8350万美元自由现金流，较2021年和上一季度分别增长5.1%和179.3%，通过季度分配向单位持有人返还4580万美元，总杠杆率降低19.5%至0.66倍，营运资金增加30.5%，投资5270万美元用于能源转型和基础设施增长机会，季度末流动性为5.723亿美元 [8] - 2022年上半年煤炭销售和产量分别增长16.5%和16.6%，油气和煤炭特许权销售分别增长26.9%和17.3%，总收入增长58.2%至10.8亿美元，净利润增长188.1%至1.981亿美元，EBITDA增长86.1%至3.962亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 煤炭业务方面，2022年第二季度煤炭销售收入增至5.318亿美元，较2021年和上一季度分别增长63.1%和36.9%，调整后EBITDA费用每吨增加，主要因劳动力相关费用、通胀压力、供应链问题、销售相关费用增加以及非现金应计费用等因素，但煤炭销售收入增长抵消了费用增加，调整后EBITDA增至2.226亿美元，较2021年和上一季度分别增长95.4%和68.6% [9][10] - 特许权业务方面，2022年第二季度受益于特许权销售和商品价格上涨，调整后EBITDA增至创纪录的4370万美元，较2021年和上一季度分别增长97.4%和12.4% [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国煤炭库存处于2006年以来的低水平，国内公用事业公司因出口市场竞争和铁路运输问题无法获得足够煤炭，促使其宣布推迟超过12吉瓦的煤炭厂关闭计划 [18] - 欧洲公用事业公司面临类似挑战，API2价格居高不下，近期第四季度交付价格收于每吨370美元，美国煤炭生产商的热煤和冶金煤出口净回值价格有吸引力，预计未来几年收入将增长 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为煤炭市场至少在2024年前将为其提供有吸引力的机会，计划通过在伊利诺伊盆地分阶段增加两个生产单位，在2023年将煤炭销售量增加约100万吨，以扩大市场份额满足国内外客户需求 [20] - 公司继续推进能源转型战略，除了之前对EV充电基础设施和能源效率的投资，还宣布向NGP ETP IV私募股权基金承诺投资2500万美元，以参与可再生能源、美国经济电气化和能源效率等领域的投资 [22] - 公司致力于维持强大的资产负债表，实现创纪录的财务业绩，为单位持有人带来长期总回报增长 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源市场状况自5月初上次财报发布以来持续改善，大宗商品价格因全球经济面临商品和可再生能源供应短缺以及俄乌冲突而大幅上涨，多种因素导致全球煤炭、石油和天然气短缺，各国政府和发电企业开始重新评估能源组合和发电结构，短期内有利于天然气和煤炭 [16][17] - 公司认为美国公用事业公司今年的决策和未来几年天然气价格上涨将支持国内煤炭需求和价格上升，公司能够加强合同订单，预计煤炭业务在2022 - 2024年将实现同比利润率增长，油气和煤炭特许权业务也将受益于强劲的商品市场 [19][20] 其他重要信息 - 2022年第二季度末约72.2万吨计划煤炭运输因运输问题延迟，预计大部分延迟煤炭将在今年内交付，但部分可能推迟到2023年 [12] - 公司更新2022年全年指引，煤炭业务方面，增加了100万吨的价格承诺，提高了每吨预期销售价格实现的中点，同时因通胀压力和供应链挑战略微提高了调整后EBITDA费用每吨的中点，预计全年煤炭运营利润率与之前预期一致；特许权业务方面，提高了全年油气产量预期，预计油气特许权业务表现将超预期，煤炭特许权业务全年业绩预计与之前指引基本一致，同时修改了多项合并项目的指引范围，预计所得税费用增加1000万美元，计划资本支出范围增加1000万美元，预计净利息费用减少 [12][13][14][15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023 - 2025年新增2490万吨煤炭销售的分配及价格情况 - 2022年为100万吨，2023年为910万吨，2024年为850万吨，2025年为630万吨，价格高于上季度预期，预计2023年平均销售价格较2022年指导增加约每吨10美元，2024年价格可能更高 [25] 问题2: 2023年煤炭生产销售增加100万吨后是否有进一步扩张计划 - 扩张取决于劳动力供应，本季度劳动力供应有所改善，希望客户的长期承诺有助于招聘工人，目前除已宣布的计划外，不期望有更多扩张，但会评估调整矿山计划以利用不同价格曲线的机会，且这些机会在2022年指导范围内 [27][28][29] 问题3: 历史上出口最多1000 - 1100万吨，目前出口上限情况 - 公司更倾向于与国内客户签订长期合同，若国内客户愿意签订三年或更长合同，将优先选择国内市场，但也在与出口客户洽谈长期合同，2022年大部分销售为国内市场，国内市场价格已接近出口价格，2023年约800万吨未确定销售的煤炭，销售方向取决于国内和出口市场的需求和价格情况 [31] 问题4: 如何平衡未来几年的增长投资和分配增长 - 2022年目标派息率为30%，2023 - 2024年的派息率将在12月会议评估，预计不会低于30%，可能会根据未来展望决定是否提高，也有可能考虑在固定分配基础上增加可变分配 [35][36] 问题5: 电力行业煤炭库存情况及对合同环境的影响 - 煤炭库存处于多年来的低水平，各地区普遍如此，由于运输问题，大多数公用事业公司试图增加库存，担心天然气供应和冬季能源需求，难以确定正常库存水平，公共服务委员会鼓励公用事业公司进行长期规划，增加库存，但公用事业公司面临出口市场价格和天然气价格的决策难题，且不同公共服务委员会的态度不同 [38][39][40][41][43] 问题6: 最高法院EPA案判决及拜登政府后续政策对公用事业决策的影响 - 政策存在矛盾，白宫关注通胀和降低能源成本，但EPA加速相关法规制定，公用事业公司向白宫传达能源安全需要保留现有煤炭和化石燃料电厂，希望推迟法规实施，但Manchin - Schumer法案加速能源转型，与实际情况不符，预计经济因素最终会促使政府做出正确决策，若能源危机加剧，可能会有新的政治变化 [45][46][47][48] 问题7: 未来几年的年度资本支出情况及资金用途 - 目前运营的工厂维护资本支出约为每吨5.66美元，将在2023年五年计划中重新评估 [49] 问题8: 2023年新增100万吨煤炭的时间安排 - 大部分预计在第一季度开始，可能在1 - 2月，取决于招聘情况，另外约30 - 40万吨预计在第一季度末开始，由于是开发单位，生产率不如单一生产单位 [51] 问题9: 国内外定价谈判情况及国际吨位未达预期的限制因素 - 国内通常响应公用事业公司的招标，决策需考虑出口市场走向，国际方面，铁路运输是挑战，难以获得铁路承诺，导致一些出口买家无法确定交货时间，此外，欧洲在制裁俄罗斯煤炭前加速从俄进口，船只可用性不确定，而国内公用事业公司愿意支付与出口市场相当的价格，使得公司优先选择国内市场 [54][55] 问题10: 本季度对私募股权基金的额外投资情况及预期 - 为了学习能源转型投资，公司团队评估了众多私募股权基金，选择了NGP ETP IV，该基金为后期投资，专注于转型领域的成长型股权，预计短期内有现金流，公司希望通过投资获取信息，识别可持续业务，类似进入油气矿产业务时的做法 [59][60][61][62] 问题11: 运往欧洲的煤炭硫折扣情况 - 硫折扣因矿山和煤炭质量而异，如MC矿业运营无硫折扣，其他地方折扣在10% - 15%左右 [64][65] 问题12: 2023年每吨销售费用增加的预期 - 目前情况似乎趋于平稳，部分商品价格下降，但预计2023年仍将上涨，在指导利润率增长时，计划在今年基础上增加约4%，电力和能源方面的价格仍较高 [67] 问题13: 对Manchin行为的看法 - 管理层对此感到失望，不理解其行为，认为其做法与全年表现不一致，且补贴一种能源同时对其他能源征税的政策不利于能源安全和供应可靠性 [72][73] 问题14: 美国天然气价格与煤炭调度的关系 - 目前公用事业公司承认使用天然气替代煤炭不经济，在当前天然气价格下，若能获得煤炭，应优先使用煤炭，公司认为在未来价格曲线下，煤炭可与天然气竞争，估计本地区约有3000万吨煤炭因公用事业公司选择购买天然气而未被购买 [75][76] 问题15: 资产负债表中两项股权项目的情况 - 2000万美元的股权法投资与Francis有关，3260万美元的股权证券投资与Infinitum有关 [77] 问题16: 第二季度较第一季度改善中，多少是由于弥补延迟产量和减少长壁开采移动 - 第一季度末约110万吨产量因铁路和驳船运输问题延迟，驳船运输问题主要是季节性的，已基本解决，第二季度末延迟发货量降至约72.2万吨，主要是铁路运输问题导致 [79] 问题17: 是否有长壁开采移动计划 - 管理层手头没有长壁开采移动计划时间表，第二季度没有此类计划，会后续回复 [81] 问题18: 能否回到2015年的股息或分配水平 - 2015年派息率接近70%，目前目标为30%，未来派息情况将在12月会议讨论，需考虑公用事业公司和政府的行动以及资金部署机会，不太可能回到70%的派息率 [82] 问题19: 对股票回购的看法 - 股票回购是一个选项，但不确定规模是否会很大，可能会考虑市场对公司的认可程度 [83] 问题20: NGP基金的投资方向 - 关注可再生能源、电气化（包括汽车行业、电池存储等）和能源效率领域，与公司之前关注的领域相符 [86][87] 问题21: 是否考虑电池领域投资 - 公司正在持续评估多家公司，有几个电池投资项目正在关注，团队计划近期参观其中一家公司 [89] 问题22: Infinitum的PCB定子电机使用情况 - 大部分应用于HVAC和汽车行业，受到这两个行业的关注 [91] 问题23: Infinitum的PCB定子电机是否具有革命性 - 该电机更轻、更高效、更易维护、更安静，有一些竞争对手，但大多数共同投资者是客户，还有一些私募股权公司，业务前景良好 [93] 问题24: Matrix的100人团队是否与Infinitum有合作 - 本季度Matrix团队参观了Infinitum，双方研发人员交流，探讨该电机的其他应用和潜在业务机会，但目前没有具体成果 [95] 问题25: Matrix的业务情况及未来发展 - Matrix有一项名为OmniPro的技术，是用于叉车的AI摄像头，是主要增长引擎，计划将其业务规模扩大5 - 10倍至3500万美元，希望未来两到三年成为单独报告的业务板块，目前规模较小，去年EBITDA约450万美元，今年预计约800万美元，增长主要来自现有技术拓展到新产品 [97][98][99] 问题26: PJM和MISO是否度过夏季，冬季是否更令人担忧 - PJM和MISO从现在开始就担忧，主要担心计划关闭的电厂数量，目前有41家电厂因CCR规则申请延期至2023年后关闭，他们希望保留这些电厂以维持发电能力，避免能源短缺 [101] 问题27: 重启闲置电厂的经验 - 以欧洲电厂为例，重启存在问题，因为这些电厂在后期未进行足够的资本投入，但由于能源危机，仍会投入资金重启运营 [103] 问题28: EPA判决后行业是否能获得补偿 - 管理层没有答案，目前关注SEC的碳披露规则，认为能源危机和降低能源价格的需求是获得监管救济的最佳途径，而非通过法律途径，EPA目前似乎未关注能源危机，甚至有加速行动的迹象 [107][108][109] 问题29: 41家电厂的情况 - 这些电厂需在2023年以不同方式处理煤炭燃烧废物，否则将被视为违规，由于COVID影响，电厂希望获得两年延期以进行工程设计、获取许可和做出决策，EPA正在审查这些计划，但仅对1家给予有条件批准，其他尚未有结果 [112][113] 问题30: 行业是否会更多转向国际业务 - 美国可能不再是摇摆供应商，未来可能会更多参与国际业务，但面临的挑战是未来五年是否有能力扩大出口产能，在当前政府政策下，不太可能吸引资本投资，若政府政策改变，可能会有出口设施扩张，目前港口容量不足以大幅增加出口量，同时应保护现有煤炭舰队，因为全球对低成本燃料的需求依然存在 [116][117] 问题31: 天然气价格上涨时对煤炭的考虑 - Manchin - Schumer法案试图通过增加天然气生产来解决问题，如放宽许可、建设更多管道和增加钻井许可，但不会在2023年产生影响，目前天然气存在产能限制，今年可能因天气等因素面临挑战 [121]

总营收变化 - 2022年第一季度总营收4.609亿美元，较2021年同期的3.186亿美元增长44.6%，主要因煤炭和油气销售的量价齐升[117] 煤炭业务数据变化 - 2022年第一季度煤炭销量820万吨，较2021年同期的680万吨增长19.5%；煤炭销售价格为每吨47.58美元，较2021年同期的42.10美元增长13.0%[118][119] - 2022年第一季度煤炭业务调整后EBITDA费用为2.685亿美元，较2021年同期增长32.3%；按每吨计算，从2021年的29.72美元增至32.90美元，增长10.7%[120] - 2022年第一季度公司煤炭总销量为816.2万吨，较2021年同期的682.8万吨增加133.4万吨，增幅19.5%[129] - 2022年第一季度公司煤炭总销售额为3.8836亿美元，较2021年同期的2.87487亿美元增长1.00873亿美元，增幅35.1%[129] - 2022年第一季度伊利诺伊盆地煤炭业务调整后EBITDA为7821.5万美元，较2021年同期的5767.3万美元增长2054.2万美元，增幅35.6%[129] - 2022年第一季度阿巴拉契亚煤炭业务调整后EBITDA为5110.3万美元，较2021年同期的3150.6万美元增长1959.7万美元，增幅62.2%[129] 油气特许权使用费业务数据变化 - 2022年第一季度油气特许权使用费收入为3090万美元，较2021年同期的1400万美元增加1690万美元，主要因每桶油当量销售价格和销量显著提高[124] - 2022年第一季度油气特许权使用费调整后EBITDA为2855.2万美元，较2021年同期的1194.6万美元增长1660.6万美元，增幅139.0%[129] 其他收入业务数据变化 - 2022年第一季度其他收入为1220万美元，较2021年同期的610万美元增加610万美元，主要因Matrix Design子公司采矿技术产品销量增加[124] - 2022年第一季度公司其他总收入为1220.4万美元，较2021年同期的606.8万美元增长613.6万美元，增幅101.1%[129] 费用数据变化 - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用为6330万美元，较2021年同期的5920万美元增加，主要因煤炭和油气销量增加[124] - 2022年第一季度所得税费用为4270万美元，而2021年同期所得税收益为10000美元，因公司选择将Alliance Minerals转为应税实体[125] - 2022年和2021年第一季度运输收入和费用分别为2940万美元和1110万美元，增加1830万美元，主要因第三方运输费率提高和煤炭运输量增加[126] - 2022年第一季度公司总调整后EBITDA费用为2.6118亿美元，较2021年同期的1.97717亿美元增长6346.3万美元，增幅32.1%[129] 调整后EBITDA变化 - 2022年第一季度调整后EBITDA为1.709亿美元，较2021年同期的1.098亿美元增加6110万美元[128] - 2022年第一季度公司总调整后EBITDA为1.70904亿美元，较2021年同期的1.09821亿美元增长6108.3万美元，增幅55.6%[129] 煤炭特许权使用费业务调整后EBITDA变化 - 2022年第一季度煤炭特许权使用费调整后EBITDA为1034.8万美元，较2021年同期的727.3万美元增长307.5万美元，增幅42.3%[129] 净收入变化 - 2022年第一季度公司净收入为3694.2万美元，较2021年同期的2482.6万美元增长1211.6万美元[138] 单位回购计划情况 - 2018年5月董事会批准最高1亿美元的单位回购计划，截至2022年3月31日已花费9350万美元[143] 现金流量变化 - 2022年第一季度经营活动提供的现金为8900万美元，2021年同期为5460万美元，同比增长约63%[144] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为4550万美元，2021年同期为2270万美元，同比增长约100%[145] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为3770万美元，2021年同期为5300万美元，同比下降约29%[145] 现金及现金等价物情况 - 2022年3月31日公司现金及现金等价物为1.282亿美元，管理层预计有足够现金流满足2022年现金需求[146] 资本支出预计 - 未来五年预计平均每年维护资本支出约为每吨5.66美元，2022年预计总资本支出在2.3亿至2.4亿美元之间[148] 信用证情况 - 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，2022年3月31日有500万美元信用证未偿还[149] 商业财产保险计划情况 - 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，另有1000万美元总免赔额，公司保留10%参与权益[152] 信用风险情况 - 公司大部分煤炭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电力生产商和全球经纪公司[157] 信贷安排余额情况 - 2022年3月31日，公司循环信贷安排和证券化安排下无未偿还余额[159] 可报告业务板块情况 - 公司拥有四个可报告业务板块，油气特许权使用费板块拥有约57000英亩净特许权使用土地[110]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，煤炭销售和产量分别增长19.5%和14.7%，油气和煤炭特许权销售分别增长26.3%和22.8% [6] - 2022年第一季度，煤炭每吨销售价格上涨13%，油气每桶油当量价格上涨74.9%，煤炭特许权收入每吨增长9.2% [7] - 2022年第一季度，公司总收入、税前收入和EBITDA分别增长44.6%、221%和61.5% [7] - 2022年第一季度，因运输问题延迟110万吨煤炭发货，减少煤炭收入约7200万美元、EBITDA 3100万美元和净利润2700万美元 [8] - 2022年第一季度，每吨调整后EBITDA费用增至32.90美元，较2021年的29.72美元增长10.7% [8] - 2022年第一季度，净利润增至3670万美元，较2021年的2470万美元增长48.1% [9] - 与上一季度相比，2022年第一季度总收入下降2.7%，主要因煤炭销量下降 [10] - 与上一季度相比，2022年第一季度总运营费用改善9.5%，税前收入增长52.5%至7970万美元 [11] - 2022年第一季度，EBITDA增至15230万美元，较上一季度的13020万美元增长16.9% [11] - 2022年第一季度末，公司流动性为6.036亿美元，总杠杆降至约0.8倍 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 煤炭业务：2022年计划销售量增加50万吨，约94%的销售量已定价并承诺交付，预计每吨销售价格比年初指导高10% - 22% [13] - 特许权业务：油气特许权收入因价格和产量增加而提高，煤炭特许权业务因每吨收入增加而受益 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际市场：欧洲天然气价格高，刺激煤炭发电，欧盟3月煤炭发电量超五年平均且是2021年两倍，俄罗斯煤炭禁令使国际动力煤价创新高 [17] - 国内市场：公用事业因库存低、气价高和竞争激烈，难以在当前价格环境下经济调度电力，远期天然气曲线支持煤炭需求 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略：现金使用分为五个垂直领域，包括向股东派息、支持煤炭业务维护资本、发展特许权业务、投资增长资产和进行独立投资 [26] - 发展方向：计划投资Francis Energy和Infinitum Electric，未来12个月投资至多9000万美元，利用Matrix Design Group技术和制造技能支持其发展 [33] - 行业竞争：公司认为煤炭行业吸引新工人困难，预计今明两年产量不会显著增加，除非全球衰退，否则商品价格将保持强劲 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：能源市场因疫情后经济扩张和需求增加而强劲，俄乌冲突、制裁、通胀、劳动力短缺和供应链挑战导致全球商品价格上涨 [15] - 未来前景：公司预计2022年经营和财务表现及现金流将超预期，有望为股东带来增长和回报 [14] 其他重要信息 - 公司更新2022年全年指导，预计商品价格环境将持续强劲，煤炭业务利润率将改善 [12] - 公司董事会将现金分配提高40%，管理层目标是今年剩余时间每季度分配增长10% - 15% [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年煤炭销售价格指导范围的影响因素及当前国内外市场价格情况 - 公司在季度末约有200万吨煤炭待售，4月已售出部分，目标是出口市场，价格范围反映了市场波动和运输因素，未定价的36万吨主焦煤也影响价格 [40][43] - 公司不便透露当前国内外市场价格，因每天都在谈判 [43] 问题2: 2023年煤炭定价情况及相关合同情况 - 2023年已定价350万吨，部分来自2022年合同延期，预计2023年平均价格高于2022年 [45] 问题3: 公司现金使用策略及能源转型投资与分配增长的平衡 - 2022年目标是将约30%的自由现金流用于分配，未来是否改变由董事会根据现金流和投资机会决定 [47] - 公司宣布的两项能源转型投资未来12个月可能消耗9000万美元，同时还考虑其他投资和偿还债务 [47][48] 问题4: 电网对能源转型的支持情况及Matrix的机会 - 美国电网未针对间歇性能源设计，更新输电线路面临挑战，Matrix主要关注电池储能和能源存储，也考虑太阳能组件制造机会 [55][57] 问题5: 第一季度损失的煤炭吨位如何弥补及运输限制是否缓解 - 运输情况有所改善，第二季度可能弥补更多损失的煤炭吨位，天气因素影响已消除，铁路运输有所改善但未达理想状态 [59][60] 问题6: 公司投资标准的变化及如何评估能源转型新投资 - 煤炭和矿产投资的回报预期和风险评估标准未变，Matrix的有机增长项目可内部现金流支持，能源转型投资更关注现金投资倍数 [61][63][64] 问题7: 公司在能源转型投资上的最大风险承受金额及投资策略 - 垂直领域四和五的投资将循序渐进，不会进行大额投资，一般为相对小的股权投资，不会让公司承担过大风险 [67] 问题8: 能源转型新投资机会的来源及决策时间 - Infinitum是两年前被介绍，当时因疫情未投资，今年参与其新一轮融资；Francis是通过与公用事业客户交流得知，经过四到五个月的详细了解后决定投资 [71][73][74] 问题9: Matrix扩展技术能力是否需要增加人员及招聘难度 - Matrix已增加相关领域的领导人员，招聘有挑战，但公司认为目标和计划可实现，正在通过多种方式吸引人才 [76][77]

公司煤炭销售业务数据 - 2021年公司向美国电力公司销售的煤炭量占总销量的81.6%，且大部分销售给安装了污染控制设备的电厂[129] - 2021年，公司约77.9%的煤炭销售吨位通过期限超过一年的长期销售合同出售[222] - 2021年，公司超过10%的总收入来自路易斯维尔天然气和电力公司[226] 美国气候变化相关政策 - 2021年1月拜登发布行政命令，致力于应对气候变化，包括增加联邦政府对零排放车辆的使用等[140] - 2021年2月拜登使美国重新加入《巴黎协定》，4月宣布到2030年美国经济范围内的净温室气体排放量比2005年水平减少50 - 52% [140] - 2021年11月第26届联合国气候变化大会上，美国和欧盟共同宣布启动全球甲烷承诺，目标是到2030年全球甲烷排放量比2020年水平至少减少30% [140] - 2021年12月，拜登总统发布行政命令，设定到2035年全国电力部门实现无碳污染的目标[146] - 美国设定到2030年将全经济范围的温室气体净排放量比现有水平降低50 - 52%的目标[296] - 美国和欧盟宣布到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平至少降低30%的目标[297] 美国环保署相关法规 - 2011年6月美国环保署敲定《跨州空气污染规则》，以取代《清洁空气州际规则》[130] - 2012年2月美国环保署通过《汞和空气有毒物质标准》，对煤和油发电的电厂排放进行监管[131] - 2015年8月美国环保署发布《清洁电力计划》规则，确立发电厂的碳排放污染标准[142] - 2017年10月美国环保署提议废除《清洁电力计划》，随后提议用《负担得起的清洁能源》规则取代它[142] - 2019年6月美国环保署发布最终废除《清洁电力计划》并颁布《负担得起的清洁能源》规则[142] - 2022年2月美国环保署发布一项拟议规则，提议撤销2020年5月的决定[131] - 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[153] - 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此前颁发的许可证[154] - 2013年，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院维持了美国环保署对斯普鲁斯一号露天煤矿许可证的否决[154] - 2015年4月17日，美国环保署根据《资源保护与回收法》最终确定了煤炭燃烧副产品处置的法规[161] - 2015年11月3日，美国环保署发布最终规则《废水排放限制指南和标准》，于2016年1月4日生效[162] - 2020年8月28日，美国环保署发布最终修订规则，要求关闭无衬里蓄水池，启动关闭的最后期限在2021年至2028年之间[161] - 2022年1月25日，美国环保署对57个寻求批准继续处置煤炭燃烧副产品和非煤炭燃烧副产品废物流至2023年的设施中的9个做出决定[161] - 美国最高法院裁定温室气体排放构成污染物后，美国环保署已通过相关法规[295] - 美国国会批准并由拜登总统签署决议，撤销2020年9月对甲烷标准的修订，恢复更严格的2016年标准[295] - 2021年11月，美国环保署发布拟议规则，若最终确定，将为油气设施的甲烷和挥发性有机化合物排放制定新标准，要求运营商将排放量减少95% [295] - 美国环保署计划2022年发布补充提案，预计年底发布最终规则[295] 美国其他地区气候倡议 - 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%[148] - 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[147] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有2990名全职员工，其中2604人参与煤炭开采，219人负责其他业务，167人为公司员工，且员工无工会组织，超50%员工工作超五年[167] - 公司为吸引和留住人才提供有竞争力薪酬包，包括基本工资、激励薪酬、保险福利等[168] - 公司注重员工健康，提供免自付保费的医疗、牙科和视力保险，还有现场医疗诊所和人力资源代表[170] - 公司制定措施增强对新冠疫情防护，减少相关风险，如错开轮班模式、加强清洁程序等[172] 公司安全与健康指标 - 2021年公司“非致命工作日损失”（NFDL）评级为3.26，低于同期行业初步平均水平，采集超13000个可吸入粉尘样本，平均浓度低于监管标准59%[169] 公司分红情况 - 公司自2020年3月31日季度起暂停向单位持有人现金分红，2021年3月31日季度后恢复，未来分红支付及金额由董事会决定[181] 公司股权相关情况 - 公司可发行无限数量有限合伙人权益，会稀释单位持有人所有权，发行额外普通股或其他同等或高级别权益证券会产生多种不利影响[185] - 市场上大量出售公司普通股会对其价格产生不利影响，利率上升也可能导致普通股市场价格下跌[187][188] - 普通合伙人或其所有者的信用和风险状况可能影响公司信用评级和形象[189] - 至少66.7%的已发行单位持有人投票才能罢免普通合伙人[190] - 拥有20.0%或以上任何类别已发行单位的人（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[191] - 若已发行普通股单位少于20.0%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全部剩余单位[193] - 公司需在向单位持有人分配前偿还普通合伙人及其关联方代表公司产生的所有费用，这可能影响向单位持有人分配的能力[195] - 根据特拉华州法律，若分配导致公司负债超过资产公允价值，单位持有人可能需偿还错误分配的金额，违规分配之日起三年内，知晓分配违反法律的合伙人需承担责任[197] 公司面临的风险 - 公司业务面临多种风险，包括投资、业务、行业、税收等方面风险[175][177][178] - 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，低ESG或可持续性得分可能限制公司获得资金的途径[204][207] - 全球经济状况不佳或金融市场持续不确定性可能对公司业务和财务状况产生重大不利影响[208] - 新冠疫情自2019年底爆发以来，对公司业务、财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响，未来仍可能造成进一步冲击[210] - 新冠疫情持续蔓延可能影响公司供应链，若供应商面临劳动力、设施关闭等问题，将对公司产生不利影响[211] - 新冠疫情可能导致公司业务成本增加和延迟，影响客户需求和信用状况，最终影响公司运营和财务表现[213] - 公司增长可能需要大量融资，但可能无法以可接受的条款获得资金，资本市场约束和其他因素可能影响公司融资计划[214] - 公司债务可能限制其借款、分配和把握业务机会的能力，未来借款可能增加杠杆[215][216] - 公司依赖少数客户获得大部分收入，失去重要客户或客户减少购买量或改变购买条款可能对公司产生重大不利影响[226] - 煤炭和油气价格波动受多种因素影响，价格下跌可能对公司经营业绩产生负面影响[230] - 公司在煤炭行业面临国内外竞争，竞争可能影响其销售和收入[235] - 美国和外国政府税收、关税和贸易措施的变化可能对公司经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响[239] - 新关税和贸易措施或影响公司运营、财务状况和现金流，虽目前未造成重大影响，但未来可能降低收入和可分配现金[240] - 公用事业煤炭消费模式变化影响公司煤炭销售能力，天然气发电间接竞争或短期内取代大量煤炭发电[241][242] - 未来温室气体排放环境监管和可再生能源使用强制令或加速公用事业使用非煤炭燃料，减少煤炭需求[243] - 公司可能面临与气候变化相关诉讼，若成为被告可能产生成本、负债和收入损失[244][247] - 公司可能无法获得或续期煤矿开采所需许可证，导致产量、现金流和盈利能力下降[254] - 运输成本波动和运输可用性或可靠性问题可能减少公司收入，降低煤炭竞争力[256][257] - 原材料成本意外增加、熟练劳动力短缺、供应链中断和通货膨胀压力都可能损害公司运营盈利能力[263][264][266][267] - 公司盈利能力取决于能否以有竞争力成本开采煤炭储量和资源，替换储量和资源可能无法及时获得或成本过高[268] - 政治或金融不稳定、疫情等事件可能扰乱公司煤炭出口市场参与能力，影响销售和运营结果[262] - 公司无法准确评估所获储备或资源的地质特征，可能影响盈利能力和财务状况[269] - 公司煤炭储量和资源估计可能不准确，会导致盈利能力下降[271] - 美国部分地区煤炭开采难度大、监管约束多，影响开采运营和成本结构[274] 公司保险情况 - 2021年12月1日公司续保年度财产和意外险计划，商业财产险项目每次事故最高限额1亿美元，公司保留10%参与权益[250] 美国地震相关情况 - 2015年美国地质研究确定八个州因流体注入或油气开采出现诱发地震率增加的区域[290] - 2021年9月，德州铁路委员会通知米德兰地区运营商减少盐水处理井活动并提供数据，12月31日起无限期暂停该地区所有深层油气采出水注入井[292] 公司气候变化风险 - 公司运营面临气候变化带来的一系列风险，化石燃料燃烧会排放二氧化碳[294] 全球金融机构净零承诺 - GFANZ宣布来自45个国家的超450家公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[299] 公司债务情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务为4.431亿美元[215] - 截至2021年12月31日，公司未偿还的政府担保债券总额为2.545亿美元[306] 公司油气业务风险 - 公司依赖第三方运营商进行油气勘探、开发和生产，运营受多种因素影响，可能导致油气收入大幅波动[307][308] - 公司无法确定未开发储量的开发成本和计划是否准确，开发延迟或成本增加可能使项目不经济[311] - 若运营商不支付特许权使用费，公司可能无法更换运营商或终止租约，影响收款和生产[312][313] - 若运营商因产权等问题暂停支付特许权使用费，公司业务、财务状况和经营业绩可能受不利影响[314][315] - 公司油气储量估计基于假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[316][317][319] - 公司计算的已探明储量未来净现金流现值可能与市场价值不同，实际价格和成本可能与估计值有重大差异[320] - 公司物业运营商的钻井活动面临诸多风险，如无法保证所钻井有产出，油气钻探常有无收益情况[322] - 勘探、开采和开发活动成本存在诸多不可控不确定性，成本增加会对项目经济产生不利影响[322] - 运营商的钻井和生产作业可能因地质、设备、合规、天气等因素受限、延迟、取消或受负面影响[322] - 上述风险可能导致重大损失，包括人员伤亡、财产破坏、污染等[323] - 若计划作业延迟或取消，或现有井产量低于预期，公司财务状况、经营成果和自由现金流可能受重大不利影响[323] - 油气生产的可销售性取决于运输等设施，公司和运营商通常无法控制这些设施[323] - 若运输等设施不可用，运营商运营可能中断，公司经营成果和可分配现金可能受重大不利影响[323] - 运营商油气生产的可销售性部分取决于第三方运输设施的可用性、距离和容量[324] - 公司和运营商通常无法控制第三方运输设施，获取这些设施的途径可能受限或被拒绝[324] - 公司区块内井产量不足或第三方运输设施等出现重大中断，可能影响运营商交付或生产油气的能力，导致运营中断[324] 公司季度现金分配情况 - 公司季度现金分配主要取决于运营现金生成量，受煤炭和油气产量、销售价格、运营成本等多种因素影响[182]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，煤炭销售和产量分别增长12.7%和17.4%，油气和煤炭特许权销售分别增长9.6%和6.6%，煤炭每吨销售价格上涨5.6%，油气价格每桶油当量上涨93.1%，煤炭特许权收入每吨增长11.9%，净利润和EBITDA分别增长48%和7.3% [7] - 2021年全年，煤炭销售和产量分别增加410万吨（14.4%）和520万吨（19.3%），煤炭销售收入增加1.547亿美元，油气特许权收入增加3210万美元，总收入增长18.2%至15.7亿美元，净利润增加1.504亿美元至1.782亿美元，EBITDA增长23.9%至4.791亿美元 [8] - 2021年，公司产生3.022亿美元自由现金流，向单位持有人返还5220万美元现金，总债务和融资租赁减少1.615亿美元，总杠杆降至0.93倍，流动性增加1.054亿美元 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 煤炭业务：2022年预计销售增长9% - 14%，每吨价格实现增长14% - 19%，调整后EBITDA利润率预计增长约25% [16] - 特许权业务：2021年取得创纪录财务成果，2022年油气特许权预计总销售略有增加，煤炭特许权预计销售量增加约7.5%，每吨收入增长6% - 10% [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场：2021年热电联产同比增长近21%，因公用事业担忧煤炭库存低而受限 [14] - 国际市场：2021年出口约400万吨，是2020年的三倍多，预计近期市场条件将持续有利 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于将2022年单位持有人年度化分配目标设定为增长投资前自由现金流的约30%，董事会支持将现金分配提高25% [18] - 公司关注非化石燃料投资机会，同时致力于矿产板块投资 [35] - 行业面临供应链中断、劳动力短缺、政府和监管压力等挑战，限制了化石燃料生产和投资增长 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源危机持续，供应链受疫情干扰，政府、监管机构等因素限制化石燃料生产和投资，天然气价格上涨有利于煤炭需求 [13] - 预计近期煤炭市场条件将持续有利，供应短缺将持续到2022年，价格将维持在高位 [15] - 公司2022年前景乐观，有望实现增长并为单位持有人带来现金回报 [18] 其他重要信息 - 2021年第四季度，运输延误导致19.66万吨煤炭在途，减少煤炭收入1650万美元、EBITDA 890万美元和净利润710万美元，预计这些煤炭将在2022年第一季度交付 [9] - 2021年第四季度，煤矿运营成本增加，包括合同买断费用、高成本冶金出口吨销售和生产组合增加、精算和应计调整不利等因素 [10] - 公司预计近期通胀压力将持续，2022年调整后EBITDA每吨费用将比2021年全年水平增加约10% - 16% [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年发货量新范围的看法、需求增长来源、产量增加来源以及当前劳动力情况 - 需求在国内外都很旺盛，目标发货量将处于给定范围高端，但受COVID中断和招聘影响 [21] - 2021年下半年成功招聘人员增加两个单位，目前劳动力紧张但招聘进展顺利，若能更快实现全员配置，将达到范围高端 [22] - 运输方面，部分矿山和客户有改善但仍不稳定，若疫情影响减缓，有望恢复正常 [26][27] 问题2: 2022年资本支出增加的原因 - 主要因产量预期增加，尽管每吨成本预计下降，但总量会增加 [29] - 增加产量会有一些增长资本，但金额不大，将从过剩现金流中支出 [32][33] 问题3: 资本分配的优先事项 - 目前专注于维持分配，评估增长机会，仍致力于矿产板块投资 [35] - 考虑未来采用可变分配目标，关注非化石燃料投资机会，但受融资能力和ESG压力影响 [35][36] 问题4: 一年后资产负债表的情况 - 自COVID以来，资产负债表得到显著加强，目前现金流良好，未动用循环信贷和应收账款证券化额度，设备租赁在摊销，无近期到期债务 [38] - 公司有信心获得资本市场资金，关注融资结构和成本，目标是未来几十年实现增长 [38][39] 问题5: 2023年吨位预测与往年的比较 - 若能招聘到人员，年底将恢复到疫情前约3800多万吨的运营水平 [42] 问题6: 目前约40% - 45%的吨位已预售是否典型 - 一段时间以来处于该水平，公用事业短期采购为主，目前情况比近期稍好，营销团队有信心确保合同签订 [44] 问题7: 成本驱动因素的大致分解 - 生产增加主要在低成本运营，2022年冶金和动力煤混合可能有轻微差异 [49] - 成本主要受通胀影响，特别是钢铁和石油相关产品，第四季度为确保库存采购约120 - 150万美元物资 [49] - 奥密克戎影响生产率约5%，员工加班等也影响成本，公司已考虑通胀因素规划业务 [49] 问题8: 冶金煤价格上涨的驱动因素及公司利用机会的程度 - 价格上涨受全球经济和供应问题驱动，国际生产商受COVID影响，融资社区受ESG影响 [51] - 预计冶金煤销售将比2021年增加50%，公司有一个冶金煤矿和部分产品进入该市场，希望参与该市场 [51] 问题9: 政府是否要求公司增加对欧洲的煤炭供应以及对亚洲天然气供应和煤炭混合的看法 - 政府未要求增加煤炭供应，LNG供应短缺导致价格高，政府试图增加供应但接收能力有限 [54] - 欧洲煤炭价格近期大幅上涨，若有供应将有机会，预计高价格将持续一段时间，公司生产受劳动力限制而非市场限制 [54] 问题10: 油气特许权交易的情况 - 不确定具体所指交易，该领域活动增加，公司在评估众多机会，银行市场有所开放，有望实现增长 [58] 问题11: 公司是否考虑非化石燃料采矿投资 - 采矿是公司核心竞争力，正在评估相关领域，但暂无具体战略可分享 [61]

公司整体财务数据关键指标变化（2021年第三季度） - 2021年第三季度公司归属于ARLP的净收入为5750万美元，较2020年同期的2720万美元增加3030万美元，主要因收入增加，部分被总运营费用增加抵消[114] - 2021年第三季度总收入为4.154亿美元，较2020年同期的3.557亿美元增长16.8%，得益于煤炭销量增加和油气价格大幅上涨[114] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销费用降至6880万美元，较2020年同期的8020万美元减少，主要因部分矿山使用寿命估计增加和煤炭库存变化相关折旧减少[123] - 2021年和2020年第三季度运输收入和费用分别为2200万美元和620万美元，增加1580万美元，主要因2021年第三方运输平均费率提高和安排第三方运输的国际煤炭发货量增加[124] - 2021年第三季度调整后EBITDA为1.546亿美元，较2020年同期的1.327亿美元增加2190万美元[126] - 2021年第三季度公司总调整后EBITDA为1.54589亿美元，较2020年的1.32701亿美元增长16.5%[127] - 2021年第三季度其他总收入为1103.9万美元，较2020年的396.5万美元增长178.4%[127] - 2021年第三季度总调整后EBITDA费用为2.3935亿美元，较2020年的2.1675亿美元增长10.4%[127] 公司整体财务数据关键指标变化（2021年前九个月） - 2021年前九个月公司净收入为1.263亿美元，而2020年同期净亏损1.642亿美元，增长2.905亿美元[133] - 2021年前九个月总营收为11亿美元，较2020年的9.616亿美元增长14.0%[133] 公司整体财务数据关键指标变化（2021年全年） - 2021年经营活动提供的现金为3.11亿美元，2020年为2.918亿美元[161] - 2021年投资活动使用的净现金为8040万美元，2020年为1.089亿美元[161] - 2021年融资活动使用的净现金为1.815亿美元，2020年为1.852亿美元[162] - 2021年资本支出从2020年的1.028亿美元降至8870万美元[163] - 2021年调整后EBITDA增至4.005亿美元，较2020年的3.065亿美元增加9400万美元，增幅30.7%[146] - 2021年油气特许权使用费收入增至5120万美元，较2020年的3170万美元增加1950万美元[141] - 2021年折旧、损耗和摊销费用降至1.927亿美元，较2020年的2.377亿美元减少[142] - 2021年运输收入和费用为4520万美元，较2020年的1670万美元增加2850万美元[144] - 2021年总煤炭销量为2316.8万吨，较2020年的2013.9万吨增加302.9万吨，增幅15.0%[147] - 2021年总煤炭销售额为9.75725亿美元，较2020年的8.8669亿美元增加8903.5万美元，增幅10.0%[147] 煤炭业务线数据关键指标变化（2021年第三季度） - 2021年第三季度煤炭销量为849.4万吨，较2020年同期的770.2万吨增长10.3%；煤炭销售额为3.623亿美元，较2020年同期的3.358亿美元增长7.9%；煤炭销售价格降至每吨42.65美元，较2020年同期的43.59美元下降2.2%[117][118] - 2021年第三季度煤炭业务调整后EBITDA费用为2.459亿美元，较2020年同期增长10.7%；每吨调整后EBITDA费用增至28.95美元，较2020年同期的28.84美元略有增加[117][119] - 2021年第三季度煤炭总销量为849.4万吨，较2020年的770.2万吨增长10.3%[127] - 2021年第三季度煤炭总销售额为3.62264亿美元，较2020年的3.35767亿美元增长7.9%[127] 煤炭业务线数据关键指标变化（2021年前九个月） - 2021年前九个月煤炭销售额为9.75725亿美元，较2020年的8.8669亿美元增长10.0%[135][136] - 2021年前九个月煤炭销量为2316.8万吨，较2020年的2013.9万吨增长15.0%[135] - 2021年前九个月煤炭产量为2346.8万吨，较2020年的1954.6万吨增长20.1%[135] 煤炭业务线数据关键指标变化（2021年全年） - 2021年煤炭业务调整后EBITDA费用吨成本降至28.82美元/吨，较2020年的32.43美元/吨下降11.1%[137] - 2021年生产每吨煤炭的劳工和福利费用降至9.32美元/吨，较2020年的11.02美元/吨下降15.4%[137] - 2021年生产每吨煤炭的工人补偿费用降至0.18美元/吨，较2020年的0.63美元/吨下降[138] - 2021年伊利诺伊盆地煤炭业务调整后EBITDA增至1.976亿美元，较2020年的1.416亿美元增加5600万美元，增幅39.6%[147] 油气特许权使用费业务线数据关键指标变化（2021年第三季度） - 2021年第三季度油气特许权使用费收入为2010万美元，较2020年同期的970万美元增加1040万美元，主要因每桶油当量销售价格大幅上涨[121] 其他业务线数据关键指标变化（2021年第三季度） - 2021年第三季度其他收入为1100万美元，较2020年同期的400万美元增加700万美元，主要因Matrix Design子公司采矿技术产品销量增加[123] 公司业务板块构成 - 公司拥有四个可报告业务板块，分别为伊利诺伊盆地煤炭业务、阿巴拉契亚煤炭业务、油气特许权使用费和煤炭特许权使用费，还有一个“其他、公司和消除”类别[106] 公司资本支出预计 - 公司预计未来五年平均每年维护资本支出约为每吨4.90美元，2021年总资本支出预计在1.25亿至1.30亿美元之间[166] 公司信贷与融资安排 - 2020年3月9日签订的信贷协议提供4.595亿美元的循环信贷额度，截至2021年9月30日，有2330万美元的信用证未偿还，4.362亿美元可用于借款，欧元美元利率加适用保证金为2.68%[167][168] - 2017年4月24日发行的4亿美元高级无担保票据，年利率7.5%，2025年5月1日到期[170] - 2014年12月5日，公司子公司签订1亿美元应收账款证券化安排，2021年1月将期限延长至2022年1月，借款额度降至6000万美元，2021年9月30日无未偿还余额[173] - 2019年5月17日，公司签订1000万美元设备融资安排，隐含利率6.25%，2022年5月1日到期[174] - 2019年11月6日，公司签订5310万美元设备融资安排，隐含利率4.75%，47个月每月还款100万美元，2023年11月6日到期时气球还款1160万美元[175] - 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[176] - 2021年2月19日，公司与关联方签订500万美元信贷额度安排，年利率3.50%，2023年2月28日到期，2021年9月30日已提取320万美元[177] - 公司与银行签订协议提供500万美元信用证，2021年9月30日有500万美元信用证未偿还[178] 公司保险计划 - 2021年10月1日起，公司将现有年度财产和意外保险计划延长至12月1日，商业财产保险计划每次事故最高限额1亿美元，公司保留10%参与权益[183] 公司风险因素 - 公司大部分长期煤炭销售合同有价格调整条款，短期合同使公司更易受煤价下跌影响，油气价格大幅下跌会影响油气特许权使用费收入[184] - 公司信用风险主要来自国内电力生产商和全球经纪公司，会采取措施降低对不符合信用标准客户的信用敞口[186] - 公司借款有利率风险，2021年9月30日循环信贷安排和应收账款证券化安排无未偿还借款[191] 合并调整后息税折旧摊销前利润及费用 - 2021年第三季度和前九个月，合并调整后息税折旧摊销前利润分别为1.54589亿美元和4.00502亿美元，2020年同期分别为1.32701亿美元和3.06458亿美元[156] - 2021年第三季度和前九个月，调整后息税折旧摊销前利润费用分别为2.3935亿美元和6.51571亿美元，2020年同期分别为2.1675亿美元和6.38989亿美元[158] 煤炭特许权使用费业务线数据关键指标变化（2021年全年） - 煤炭特许权使用费调整后息税折旧摊销前利润（Segment Adjusted EBITDA）从2020年的1700万美元增至2021年的2330万美元，增幅37.2%[152]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年第二季度公司净收入为4400万美元，2020年同期净亏损4670万美元，增长9070万美元[112] - 2021年第二季度总营收为3.624亿美元，较2020年同期的2.552亿美元增长42.0%[112] - 2021年上半年公司净收入为6880万美元，而2020年上半年净亏损1.914亿美元，增加2.602亿美元[130] - 2021年经营活动提供的现金为1.582亿美元，2020年为1.702亿美元；投资活动使用的净现金为5020万美元，2020年为8750万美元；融资活动使用的净现金为1.258亿美元，2020年为8410万美元[157][158] - 资本支出从2020年的8420万美元降至2021年的5560万美元，预计2021年总资本支出在1.25亿至1.30亿美元之间[159] - 截至2021年6月30日，公司有3770万美元现金及现金等价物，预计用其及经营和投资现金流、信贷和证券化工具借款、债务或股权发行所得现金满足2021年剩余资本需求[161] 煤炭业务数据关键指标变化 - 2021年第二季度煤炭销量为780万吨，较2020年同期的520万吨增长51.3%；煤炭销售额为3.26亿美元，较2020年同期的2.363亿美元增长38.0%[115][116] - 2021年第二季度煤炭销售价格为每吨41.55美元，较2020年同期的每吨45.56美元下降8.8%[115][116] - 2021年第二季度煤炭产量为748.1万吨，较2020年同期的432.3万吨增长73.1%[115] - 2021年第二季度煤炭业务调整后EBITDA费用为2.189亿美元，较2020年同期增长15.1%；按每吨计算，降至每吨27.90美元，较2020年同期下降23.9%[115][117] - 2021年上半年煤炭销量为1467.4万吨，较2020年上半年的1243.7万吨增加18.0%[131][134] - 2021年上半年煤炭销售额为6.13461亿美元，较2020年上半年的5.50923亿美元增长12.4%[131][134] - 2021年煤炭销售额为6.135亿美元，较2020年的5.509亿美元增加6260万美元，增幅11.4%[135] - 2021年煤炭销量为1470万吨，较2020年增加18.0%，煤炭销售价格下降5.6%至每吨41.81美元[135] - 2021年煤炭业务调整后EBITDA费用为4.218亿美元，较2020年下降2.1%，每吨调整后EBITDA费用下降17.1%至28.74美元[136] - 伊利诺伊盆地煤炭业务调整后EBITDA从2020年季度的2270万美元增至2021年季度的7060万美元，增加4790万美元，增幅211.6%[124][128] - 阿巴拉契亚煤炭业务调整后EBITDA从2020年季度的3030万美元增至2021年季度的4160万美元，增加1130万美元，增幅37.5%[124][129] - 伊利诺伊盆地煤炭业务2021年调整后EBITDA为1.283亿美元，较2020年的6600万美元增长94.4%，煤炭销售增长17.9%至3.928亿美元[147] - 阿巴拉契亚煤炭业务2021年调整后EBITDA为7310万美元，较2020年的7760万美元下降5.7%，煤炭销量增长11.4%，但每吨售价下降9.0%[147] 油气特许权使用费业务数据关键指标变化 - 2021年第二季度油气特许权使用费收入为1710万美元，较2020年同期的780万美元增加930万美元[115][120] - 2021年油气特许权使用费BOE销量为791，较2020年的906减少4.9%[124][134] - 2021年石油和天然气特许权使用费收入为3110万美元，较2020年的2200万美元增加910万美元[138] - 油气特许权使用费调整后EBITDA从2020年季度的690万美元增至2021年季度的1540万美元，增加850万美元[130] - 煤炭特许权使用费调整后EBITDA从2020年季度的380万美元增至2021年季度的680万美元，增加300万美元，增幅80.5%[124][130] - 2021年石油和天然气特许权使用量为791桶油当量，较2020年的906桶油当量下降12.7%[143] - 油气特许权使用费业务2021年调整后EBITDA为2730万美元，较2020年的2060万美元增长32.4%[147] - 煤炭特许权使用费业务2021年调整后EBITDA为1410万美元，较2020年的1070万美元增长31.8%[148] 其他业务及费用数据关键指标变化 - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销费用为6470万美元，较2020年同期的8360万美元减少[120] - 2021年和2020年第二季度运输收入和费用分别为1210万美元和580万美元，增加630万美元[121] - 2021年上半年运营费用为4.096亿美元，较2020年上半年的4.215亿美元有所降低[131] - 2021年其他收入为1340万美元，较2020年的2250万美元减少910万美元[139] - 2021年折旧、损耗和摊销费用为1.239亿美元，较2020年的1.575亿美元减少[139] - 2020年记录了2500万美元的非现金资产减值费用和1.32亿美元的非现金商誉减值费用[140] - 2021年运输收入和费用分别为2310万美元和1050万美元，较2020年增加1260万美元[141] 调整后EBITDA数据关键指标变化 - 2021年季度调整后EBITDA增至1.361亿美元，较2020年季度的6210万美元增加7400万美元，增幅119.3%[123][124] - 2021年调整后EBITDA为2.459亿美元，较2020年的1.738亿美元增加7210万美元，增幅41.5%[142] - 2021年第二季度末，合并调整后EBITDA为1.36092亿美元，2020年同期为6205.6万美元；2021年上半年为2.45913亿美元，2020年同期为1.73757亿美元[152] 公司债务及融资相关情况 - 2020年3月9日，公司中间合伙企业签订第五次修订和重述信贷协议，提供4.595亿美元循环信贷额度，包括1.25亿美元信用证和1500万美元摆动贷款子限额，2024年3月9日到期[162] - 截至2021年6月30日，循环信贷额度下有2180万美元信用证未偿还，4.377亿美元可借款，欧元美元利率加适用利差为2.71%，未使用部分年承诺费为0.35%[163] - 截至2021年6月30日的过去十二个月，公司债务与现金流比率为1.08:1.0，现金流与利息支出比率为10.66:1.0，第一留置权债务与现金流比率为0.20:1.0，均符合信贷协议规定[164] - 2017年4月24日，公司发行4亿美元高级无担保票据，期限八年，2025年5月1日到期，年利率7.5%[165] - 2014年12月5日，公司设立1亿美元应收账款证券化工具，2021年1月将期限延长至2022年1月，借款额度降至6000万美元，截至2021年6月30日，未偿还余额为3810万美元[166][168] - 2019年5月17日，公司进行1000万美元设备融资，隐含利率6.25%，2022年5月1日到期[169] - 2019年11月6日，公司进行5310万美元设备融资，隐含利率4.75%，2023年11月6日到期，每月还款100万美元，到期气球款1160万美元[170] - 2020年6月5日，公司进行1470万美元设备融资，隐含利率6.1%，2024年6月5日到期[171] - 2021年2月19日，公司与关联方签订500万美元信贷额度协议，年利率3.50%，截至2021年6月30日，已提取180万美元[172] - 公司与银行签订协议提供500万美元信用证，截至2021年6月30日，未偿还信用证金额为500万美元[173] - 截至2021年6月30日，证券化工具借款3810万美元，利率每提高1个百分点，年化利息费用增加40万美元[184] 公司保险相关情况 - 公司商业财产保险计划每次事故最高限额为1亿美元，公司保留10%参与权益，有150万美元财产损失免赔额等[177] 公司土地资产情况 - 公司拥有约55500英亩的净特许权使用土地，主要位于二叠纪、阿纳达科和威利斯顿盆地[105]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度公司净收入为2470万美元，2020年同期净亏损1.448亿美元，增长1.695亿美元[108] - 2021年第一季度总收入为3.186亿美元，2020年同期为3.508亿美元，减少9.2%[108][109] - 2021年第一季度其他收入为610万美元，2020年同期为1710万美元，减少1100万美元[118] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销费用为5920万美元，2020年同期为7390万美元[119] - 2020年第一季度公司记录了2500万美元的非现金资产减值费用[119] - 2021年和2020年季度运输收入分别为1110万美元和470万美元，增加了640万美元[121] - 2021年季度公司调整后EBITDA从2020年季度的1.117亿美元降至1.098亿美元，减少了190万美元，降幅为1.7%[123] - 2021年第一季度调整后EBITDA为1.09821亿美元，2020年为1.11701亿美元；净收入为2482.6万美元，2020年为亏损1.44707亿美元[133] - 2021年第一季度调整后EBITDA费用为1.97717亿美元，2020年为2.34698亿美元；运营费用（不包括折旧、损耗和摊销）为1.9652亿美元，2020年为2.34342亿美元[135] - 2021年第一季度经营活动提供的现金为5460万美元，2020年为7870万美元；投资活动使用的净现金为2270万美元，2020年为5130万美元；融资活动使用的净现金为5300万美元，2020年为3420万美元[139][140] - 2021年第一季度资本支出降至3140万美元，2020年为5040万美元；预计2021年资本支出在1.2亿至1.25亿美元之间[141][142] 煤炭业务数据关键指标变化 - 2021年第一季度煤炭销售量为680万吨，2020年同期为730万吨，煤炭销售额为2.875亿美元，2020年同期为3.146亿美元，减少8.6%[111][113] - 2021年第一季度煤炭销售价格为每吨42.10美元，2020年同期为每吨43.39美元，下降3.0%[111][113] - 2021年第一季度煤炭业务调整后EBITDA费用为2.029亿美元，2020年同期为2.407亿美元，减少15.7%[111][114] - 2021年第一季度煤炭业务调整后EBITDA费用每吨为29.72美元，2020年同期为每吨33.20美元，下降10.5%[111][114] - 2021年季度总煤炭销量从2020年季度的725.1万吨降至682.8万吨，减少了42.3万吨，降幅为5.8%[124] - 2021年季度总煤炭销售额从2020年季度的3.14637亿美元降至2.87487亿美元，减少了2715万美元，降幅为8.6%[124] - 2021年季度伊利诺伊盆地煤炭业务调整后EBITDA从2020年季度的4333.3万美元增至5767.3万美元，增长了1434万美元，增幅为33.1%[124] - 2021年季度阿巴拉契亚煤炭业务调整后EBITDA从2020年季度的4730.2万美元降至3150.6万美元，减少了1579.6万美元，降幅为33.4%[124] - 2021年季度煤炭特许权使用费调整后EBITDA从2020年季度的690.9万美元增至727.3万美元，增加了36.4万美元，增幅为5.3%[124] 石油和天然气特许权业务数据关键指标变化 - 2021年季度石油和天然气特许权使用费调整后EBITDA从2020年季度的1375.5万美元降至1194.6万美元，减少了180.9万美元，降幅为13.2%[124] - 2021年季度石油和天然气特许权使用量从2020年季度的495桶油当量降至400桶油当量，减少了95桶油当量，降幅为19.2%[124] 公司资产与业务规模相关 - 公司拥有约55500英亩的净特许权使用地，主要位于二叠纪、阿纳达科和威利斯顿盆地[100] 公司重大费用记录 - 2020年季度，公司记录了与汉密尔顿矿相关的1.32亿美元非现金商誉减值费用[120] 公司单位回购情况 - 2018年5月董事会批准最高1亿美元的单位回购计划，截至2021年3月31日已回购9350万美元[138] 公司信贷额度与借款情况 - 2020年3月9日签订的信贷协议提供5.3775亿美元的循环信贷额度，2021年5月23日降至4.595亿美元；截至2021年3月31日，有2180万美元的信用证未偿还，4.61亿美元可用于借款[145][146] - 2014年12月5日的应收账款证券化安排，2021年1月将借款额度降至6000万美元；截至2021年3月31日，未偿还余额为3810万美元[149][151] - 2021年2月19日与关联方签订500万美元的信贷额度协议，截至2021年3月31日，已提取180万美元[155] - 与银行签订提供500万美元额外信用证的协议，截至2021年3月31日，有500万美元的信用证未偿还[156] 公司债券发行情况 - 2017年4月24日发行4亿美元的高级无担保票据，年利率7.5%，2025年5月1日到期[148] 公司关联方交易情况 - 公司与Craft先生、MGP、ARH II及其关联方存在关联方交易，涉及煤炭矿产租赁、飞机使用和行政服务等[157] 公司保险计划情况 - 2020年10月1日起公司续保年度财产和意外险计划，商业财产险项目每次事故最高限额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，整体累计免赔额1000万美元，公司保留10%参与权益[160] 公司业务风险情况 - 公司大部分长期煤炭销售合同有价格调整条款，短期煤炭销售合同使公司更易受煤价下跌影响，油气价格大幅下跌会影响油气特许权使用费收入[161] - 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电力生产商和全球知名经纪公司[163] - 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[164] - 公司循环信贷安排和证券化安排下的借款为浮动利率，有利率风险，2021年3月31日循环信贷安排借款5500万美元，证券化安排借款3810万美元，利率提高1个百分点，年化利息费用将增加90万美元[168]

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]

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]