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]

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]