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]

公司收购情况 - 2019年1月3日公司以1.76亿美元收购AllDale I & II剩余权益，控制约4.3万净特许权英亩[127] - 2019年因AllDale收购，重新计量产生1.77亿美元收益[169] 公司净收入情况 - 2019年第二季度公司净收入为5810万美元，较2018年同期的8620万美元减少2810万美元[135] - 2019年上半年公司净收入为3.345亿美元，较2018年上半年的2.421亿美元增加9240万美元[155] 公司总收入情况 - 2019年第二季度公司总收入为5.171亿美元，较2018年同期的5.161亿美元略有增加[135] 煤炭业务销量情况 - 2019年第二季度煤炭销量为1020万吨，较2018年同期的1048.8万吨下降2.6%[136][138] - 2019年第二季度煤炭产量为1000万吨，较2018年同期的971.4万吨增加3.3%[137][138] - 2019年伊利诺伊盆地煤炭销量为756.7万吨，较2018年的782万吨减少25.3万吨，降幅3.2%[149] - 2019年阿巴拉契亚煤炭销量为264.9万吨，较2018年的266.6万吨减少1.7万吨，降幅0.6%[149] - 2019年煤炭总销量为1021.6万吨，较2018年的1048.8万吨减少27.2万吨，降幅2.6%[149] 煤炭业务销售额情况 - 2019年第二季度煤炭销售额为4.613亿美元，较2018年同期的4.759亿美元下降3.1%[136][138] - 2019年伊利诺伊盆地煤炭销售额为3.01981亿美元，较2018年的3.10464亿美元减少848.3万美元，降幅2.7%[149] - 2019年阿巴拉契亚煤炭销售额为1.57951亿美元，较2018年的1.62886亿美元减少493.5万美元，降幅3.0%[149] - 2019年煤炭总销售额为4.6131亿美元，较2018年的4.75925亿美元减少1461.5万美元，降幅3.1%[149] - 2019年上半年煤炭销售额为9.37326亿美元，较2018年上半年的8.99535亿美元增加3780万美元，增幅4.2%[156][159] AllDale I & II特许权使用费收入情况 - 2019年第二季度AllDale I & II贡献特许权使用费收入1190万美元[139] - 2019年上半年AllDale I & II贡献特许权使用费收入2230万美元[160] 煤炭业务调整后EBITDA费用情况 - 2019年第二季度煤炭调整后EBITDA费用为3.178亿美元，与2018年同期相当，按吨计算从29.73美元/吨增至31.11美元/吨[137][140] - 2019年除矿产部门外，调整后EBITDA费用从2018年的5.913亿美元增至6.189亿美元，涨幅4.7%[161] - 2019年第二季度和上半年调整后EBITDA费用分别为3.19597亿美元和6.22454亿美元，2018年同期分别为3.11811亿美元和5.9127亿美元[183] 一般及行政费用情况 - 2019年第二季度一般及行政费用为1950万美元，较2018年同期的1700万美元增加250万美元[142] - 2019年一般及行政费用从2018年的3370万美元增至3730万美元，增加360万美元[163] 折旧、损耗和摊销费用情况 - 2019年第二季度折旧、损耗和摊销费用为7690万美元，较2018年同期的7220万美元增加470万美元[144] - 2019年折旧、损耗和摊销费用从2018年的1.34亿美元增至1.481亿美元，增加1410万美元[164] 权益法投资收入情况 - 2019年第二季度权益法投资收入为60万美元，较2018年同期的480万美元减少[145] - 2019年权益法投资收入从2018年的860万美元降至90万美元[168] 季度调整后EBITDA情况 - 2019年季度调整后EBITDA为1.653亿美元，较2018年季度的1.853亿美元减少2000万美元，降幅10.8%[149] - 2019年调整后EBITDA从2018年的3.505亿美元增至3.719亿美元，增加2140万美元，涨幅6.1%[173] - 2019年第二季度和上半年合并调整后EBITDA分别为1.65263亿美元和3.71907亿美元，2018年同期分别为1.853亿美元和3.5049亿美元[181] 劳工和福利费用情况 - 2019年每吨生产的劳工和福利费用（不包括工人补偿）从2018年的8.96美元/吨增至9.35美元/吨，涨幅4.4%[161] 运输收入和费用情况 - 2019年运输收入和费用分别为6290万美元和4730万美元，增加1560万美元[170] 非控股权益净收入情况 - 2019年非控股权益净收入从2018年的30万美元增至730万美元[171] Other and Corporate部门调整后EBITDA情况 - 2019年Other and Corporate部门调整后EBITDA增至2490万美元，较2018年的2390万美元增加100万美元[177] 公司现金情况 - 2019年运营活动提供的现金为3.017亿美元，低于2018年的3.732亿美元[189] - 2019年投资活动使用的净现金为2.098亿美元，高于2018年的1.28亿美元[190] - 2019年融资活动使用的净现金为2.809亿美元，高于2018年的2.008亿美元[192] 公司资本支出情况 - 2019年资本支出增至1.656亿美元，高于2018年的1.207亿美元[193] - 2019年预计总资本支出（包括投资）在3.45亿美元至3.75亿美元之间[194] 公司信贷额度情况 - 信贷协议提供4.9475亿美元的循环信贷额度，截至2019年6月30日，有930万美元的信用证未偿还，4.155亿美元可用于借款[195][196] 公司债务与现金流比率情况 - 截至2019年6月30日的过去十二个月，债务与现金流比率为0.87:1.0，现金流与利息费用比率为15.7:1.0[197] 公司高级票据情况 - 高级票据期限8年，2025年5月1日到期，年利率7.5%，可在2020年5月1日前赎回最多35%本金，赎回价为107.5%本金加利息[199] 公司应收账款证券化协议情况 - 2014年12月5日，子公司签订1亿美元应收账款证券化协议，2019年1月续签，2020年1月到期，2019年6月30日余额7500万美元[200] 公司Cavalier Minerals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6月30日承诺额度为6750万美元，未提款[201] 公司中间合伙企业设备融资协议情况 - 2019年5月17日，中间合伙企业签订1000万美元设备融资协议，利率6.25%，2022年5月1日到期[202] 公司信用证情况 - 公司与银行签订协议提供500万美元信用证，2019年6月30日余额500万美元[203] 公司关联方交易情况 - 公司与MGP、ARH II等存在关联方交易，涉及矿产租赁和飞机使用[204] 公司煤炭供应协议情况 - 公司有长期煤炭供应协议，价格可根据指数或成本调整，短期合同使公司面临价格下降风险[209] 公司信用风险情况 - 公司信用风险主要来自美国电力公司和全球经纪公司，会评估客户信用并采取措施降低风险[212] 公司汇率风险情况 - 公司交易多以美元计价，无重大汇率风险，但汇率波动会影响国际市场竞争力[213] 公司借款利率影响情况 - 2019年6月30日，循环信贷和证券化协议借款分别为7000万和7500万美元，利率上升1%将增加利息支出150万美元[216] 公司2018年现金结算款及收益情况 - 2018年公司获得9300万美元现金结算款，记录结算收益8000万美元[165][167]

业绩总结 - 2018年，ARLP销售煤炭40,421千吨，生产40,266千吨，收入为18.90亿美元[14] - 2018年，调整后的EBITDA为6.47亿美元，矿业部门的EBITDA贡献为2100万美元[14] - 2019年，预计销售煤炭量为43,500至45,000千吨，收入预计在20.40亿至21.40亿美元之间[16] - 2019年，调整后的EBITDA预计为7.20亿至7.60亿美元，矿业部门的EBITDA贡献预计为3700万至4700万美元[16] - 2018年，调整后的净收入为3.27亿美元，预计2019年将达到3.555亿至3.955亿美元[16] 资本支出与现金流 - 2018年，资本支出为2.33亿美元，预计2019年资本支出将在3.60亿至4.00亿美元之间[16] - 2018年，分配现金流为4.16亿美元，预计2019年将达到4.465亿美元[16] - 2018年的分配覆盖率为1.51倍，预计2019年将提高至1.61倍[16] - 在过去10个季度中，Alliance向单元持有者分配了约6.56亿美元，2019年的分配覆盖率为1.66倍[62] 市场与生产数据 - 2018年，ARLP的煤炭生产在伊利诺伊盆地增长了2.4%，而在中央阿巴拉契亚地区下降了4.7%[27] - 2018年，东部煤炭消费量为3.155亿吨，同比增长5.5%[27] - 2018年总出口量约为1120万吨，预计2019年出口量将保持相当水平[41] 油气矿产表现 - 2019年第一季度油气矿产调整后EBITDA为910万美元，主要来自于美国最具生产力的油气资源盆地[50] - 2019年第一季度的矿产部门EBITDA贡献预计为3700万至4700万美元[50] - 2019年第一季度的平均净日生产量为2874桶油当量/天[53] 财务状况 - Alliance当前的债务/EBITDA比率为0.81倍，流动性超过5.5亿美元[60] - 截至2019年第一季度末，总债务为5.547亿美元，流动性为5.587亿美元[73] 回购计划 - 2019年第一季度的单位回购计划已授权1亿美元，至今已回购约400万单位，耗资7580万美元[66] - 2019年第一季度的矿产部门净权利面积为46219英亩[53]

公司收购与权益变动 - 2019年1月3日公司以1.76亿美元收购AllDale I & II剩余权益，控制约4.3万净特许权英亩[115] - 2019年1月3日，公司以1.76亿美元收购AllDale I & II的有限合伙权益和普通合伙权益；2月8日，Kodiak以1.35亿美元现金赎回公司的优先股权益[153] - 截至2019年1月3日收购日，公司拥有AllDale I & II 100%的普通合伙人权益，以及约97%的有限合伙人权益[183] - 公司预计在2020年第一季度完成对AllDale I & II内部控制和流程的评估与整合[183] 财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司净收入为2.764亿美元，2018年同期为1.559亿美元，增长1.205亿美元[123] - 2019年第一季度总营收为5.266亿美元，2018年同期为4.571亿美元，煤炭销量、价格及特许权收入增加推动营收增长[123] - 2019年第一季度其他销售及运营收入为960万美元，2018年同期为1370万美元，减少410万美元[131] - 2019年第一季度折旧、损耗及摊销费用为7110万美元，2018年同期为6180万美元，增加930万美元[132] - 2019年第一季度收购收益为1.77亿美元，权益证券收入为1290万美元，2018年同期为370万美元，增长920万美元[136][137] - 2019年第一季度归属于非控股股东的净利润从2018年同期的10万美元增至720万美元，因将710万美元收购收益分配给非控股股东[139] - 2019年第一季度调整后息税折旧摊销前利润（Segment Adjusted EBITDA）为2.066亿美元，较2018年同期的1.652亿美元增加4140万美元，增幅25.1%[139] - 2019年第一季度其他销售和营业收入为962万美元，较2018年同期的1373万美元减少411万美元，降幅29.9%[140] - 2019年第一季度特许权使用费收入为1073万美元，2018年同期无此项收入[140] - 2019年第一季度调整后息税折旧摊销前利润费用（Segment Adjusted EBITDA Expense）为3.0286亿美元，较2018年同期的2.7946亿美元增加2340万美元，增幅8.4%[140] - 2019年第一季度净利润为2.836亿美元，较2018年同期的1.561亿美元增加1.275亿美元[147] - 2019年季度经营活动提供的现金为1.437亿美元，2018年季度为2.242亿美元，减少主要因2018年季度收到9300万美元的一次性诉讼和解款[155] - 2019年季度投资活动使用的净现金为1.16亿美元，2018年季度为6220万美元，增加主要归因于收购和矿山基础设施及设备资本支出增加[156] - 2019年期间融资活动使用的净现金为2.417亿美元，2018年期间为1.4亿美元，增加主要因证券化和循环信贷安排的净付款增加等[158] - 2019年季度资本支出增至8400万美元，2018年季度为5150万美元[159] 煤炭业务线数据关键指标变化 - 2019年第一季度煤炭销量为1032.1万吨，2018年同期为939.8万吨，增长9.8%；产量为1132.3万吨，2018年同期为1048.2万吨，增长8.0%[124][127] - 2019年第一季度煤炭销售为4.76亿美元，2018年同期为4.236亿美元，增长12.4%，量价因素分别贡献4160万美元和1080万美元[124][127] - 2019年第一季度AllDale I & II贡献特许权收入1070万美元[128] - 2019年第一季度煤炭调整后EBITDA费用为3.01亿美元，2018年同期为2.795亿美元，增长7.7%，但每吨费用从29.74美元降至29.17美元[124][129] - 2019年第一季度总煤炭销量为1032.1万吨，较2018年同期的939.8万吨增加92.3万吨，增幅9.8%[140] - 2019年第一季度总煤炭销售额为4.7602亿美元，较2018年同期的4.2361亿美元增加5240万美元，增幅12.4%[140] 地区业务调整后息税折旧摊销前利润变化 - 伊利诺伊盆地2019年第一季度调整后息税折旧摊销前利润为1.22亿美元，较2018年同期的9480万美元增加2720万美元，增幅28.6%[141] - 阿巴拉契亚地区2019年第一季度调整后息税折旧摊销前利润为5870万美元，较2018年同期的5360万美元增加510万美元，增幅9.4%[142] 公司计划与预算 - 2018年5月，公司董事会批准设立单位回购计划，授权回购至多1亿美元的ARLP普通股单位[152] - 公司已开始MC Mining的Excel 5号矿的开发活动，预计未来12 - 18个月部署4500 - 5000万美元的资金，其中2019年投入4000 - 4500万美元[154] - 公司预计2019年1月开始的五年内平均每年维护资本支出约为每吨5.57美元，2019年总资本支出（包括投资）预计在3.6 - 4亿美元[160] 公司信贷与借款情况 - 2017年1月27日，公司签订的信贷协议提供4.9475亿美元的循环信贷安排，截至2019年3月31日，欧元美元利率加适用保证金为4.85%，有930万美元的信用证未偿还，4.605亿美元可用于借款[162] - 2017年4月24日，公司发行4亿美元的高级无担保票据，期限八年，年利率7.5%，2020年5月1日前可赎回至多35%的本金[164][165] - 2019年3月31日，公司在循环信贷安排下的借款为2500万美元，在证券化安排下的借款为9000万美元[178] 公司风险情况 - 公司信用风险主要来自国内电力发电机制造商和知名全球经纪公司，会评估客户信用并监控应收账款[176] - 公司几乎所有交易以美元计价，无重大汇率风险，但汇率波动会影响国际市场煤炭竞争力[177] - 公司循环信贷安排、证券化安排和骑士信贷协议下的借款为可变利率，有利率风险，但历史收益未受重大影响[178] 公司内部控制与程序 - 截至2019年3月31日，公司披露控制和程序有效[181] - 2019年第一季度，除收购可能导致的变化外，公司财务报告内部控制无重大变化[182] 前瞻性陈述相关 - 本季度报告中的部分陈述为前瞻性陈述，受多种因素影响，实际结果可能与陈述有重大差异[184] - 影响前瞻性陈述结果的因素包括煤炭价格、竞争、法规、经济状况等[184]

燃煤发电机组退役改造情况 - 2010年以来，美国公用事业公司已完成或正式宣布到2030年将退役或改造超630个燃煤发电机组[92] 公司煤炭销售业务数据 - 2018年，公司向美国电力公用事业公司销售的煤炭量占总销量的68.2%，且全部售往安装了污染控制设备的电厂[93] - 2018年约69.1%的销售吨位通过长期合同销售，截至2019年2月14日，2019年和2020年长期合同名义承诺量分别约为1730万吨和1720万吨[453] - 2018年约68.2%的销售吨数被美国电力公司购买，27.8%通过经纪交易销往国际市场[456] EPA环保标准及法规发布情况 - 2013年1月，EPA发布的锅炉MACT标准预计影响1700个现有主要源设施，涉及约14316个锅炉和工艺加热器[98] - 2013年1月，EPA将细颗粒物年PM2.5标准收紧至每立方米12微克，该标准于3月生效[99] - 2015年10月，EPA将臭氧NAAQS从75 ppb降至70 ppb [99] - 新的空气质量标准达标日期在2013年至2030年之间，取决于不达标程度[99] - 2011年7月1日起，EPA要求为其他污染物获取NSR许可证的设施，对每年排放至少100,000吨温室气体的新建设项目和每年排放量增加至少75,000吨的现有设施，在许可证中纳入温室气体[106] - 2012年3月，EPA提议新化石燃料发电厂二氧化碳排放标准为1,000 lbs. CO2/MWh；2014年1月重新提议为1,100 lbs. CO2/MWh；2015年8月最终规则要求新建燃煤蒸汽发电机组不超过1,400 lbs CO2/MWh（毛），并安装CCS捕获16%的二氧化碳；2018年12月重新提议大机组排放限制为1,900 lbs. CO2/MWh，小机组为2,000 lbs. CO2/MWh[110] - 2015年8月，EPA发布最终清洁电力计划规则，2016年2月最高法院暂停实施，2017年10月EPA提议废除，2018年8月提议ACE规则取代[111] - 2014年12月19日EPA最终确定CCB规则，可能增加客户运营成本并减少购煤能力[131] - 2015年11月3日EPA发布ELG最终规则，与CCR规则共同影响煤炭发电厂运营，进而影响公司产品市场[132] 温室气体监管相关裁决及规则 - 美国最高法院2007年裁决EPA有权监管温室气体排放，2009年EPA发布“危害认定”最终规则[105] 公司债券情况 - 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，无法维持或获取债券将影响煤炭生产、盈利能力和现金流[90] 煤炭需求相关法规影响 - 美国部分州和地区已出台或提议减少燃煤电厂汞排放的法规，联邦也有相关立法提议，可能降低煤炭未来需求[97] - 国际上，《京都议定书》设定减排目标，《巴黎协定》有自愿减排承诺，美国曾宣布退出《巴黎协定》，部分州和地区采取了温室气体相关举措，可能影响公司煤炭需求[104] 可再生能源标准情况 - 超过三十个州已采用“可再生能源标准”或“可再生能源组合标准”，部分州宣布可再生能源占比达100%[113] 区域温室气体减排倡议 - 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[115] - 五个美国西部州发起西部区域气候行动倡议，目标是到2020年将该地区温室气体排放量比2005年水平降低15%[116] 许可证相关事件 - 2010年6月，美国陆军工程兵团暂停在阿巴拉契亚州使用全国许可证21的“一般”许可证，2012年2月重新发布[120] - 2011年1月，EPA行使否决权撤回或限制西弗吉尼亚州Spruce No. 1露天煤矿的许可证，2013年4月哥伦比亚特区巡回上诉法院维持EPA追溯否决部分许可证的权力[121] - 2018年6月，EPA局长发布备忘录，指示水办公室制定草案法规，消除在提交404许可证申请之前或之后使用EPA 404条款权力的情况，但尚未发布提议规则[123] 环境法规对公司的影响 - 环境法规可能导致公司煤炭生产成本增加、需求减少，影响公司业务、财务状况和经营成果[112][117][118] 公司员工情况 - 截至2018年12月31日，公司有3599名全职员工，其中3212人参与采矿作业，212人参与其他作业，175人为企业员工[137] 公司行政服务收入情况 - 2018年公司从AHGP获得行政服务收入0.2百万美元，随后简化交易中终止行政服务协议[138] 公司借款情况 - 截至2018年12月31日，公司在循环信贷安排下借款1.75亿美元，在证券化安排下借款9200万美元，利率每提高1个百分点，利息费用年化增加270万美元[460] - 截至2018年12月31日，公司高级票据借款4亿美元，利率每提高1个百分点，这些借款的估计公允价值将减少约2340万美元[460] 水处理及相关政策对公司的影响 - 新的TMDL相关分配或反降级政策变化可能增加水处理成本并影响煤炭生产[124] EPA规则对公司成本和运营的影响 - 2015年EPA规则若生效或定义扩大，公司可能因额外许可和监管要求面临成本增加和延误[125] 公司债务数据 - 2018年12月31日，固定利率债务总额400,000千美元，加权平均利率7.50%，公允价值403,319千美元[461] - 2018年12月31日，可变利率债务总额267,000千美元，加权平均利率4.85% - 4.88%，公允价值266,545千美元[461] - 2017年12月31日，固定利率债务总额400,000千美元，加权平均利率7.50%，公允价值438,142千美元[461] - 2017年12月31日，可变利率债务总额102,400千美元，加权平均利率4.33% - 4.49%，公允价值103,005千美元[461] - 2018年可变利率债务在2019年到期金额为92,000千美元，加权平均利率4.85%[461] - 2018年可变利率债务在2021年到期金额为175,000千美元，加权平均利率4.88%[461] - 2017年可变利率债务在2018年到期金额为72,400千美元，加权平均利率4.33%[461] - 2017年可变利率债务在2021年到期金额为30,000千美元，加权平均利率4.49%[461] - 2018年固定利率债务在“此后”到期金额为400,000千美元，加权平均利率7.50%[461] - 2017年固定利率债务在“此后”到期金额为400,000千美元，加权平均利率7.50%[461]