公司煤炭业务生产与布局 - 2021年公司持续运营业务生产和销售煤炭分别为1.269亿和1.301亿吨[153] - 截至2022年9月30日，公司在美国和澳大利亚拥有17个活跃煤矿业务，包括在Middlemount Coal Pty Ltd.有50%股权[153] - 2022年第三季度公司启动澳大利亚North Goonyella矿的重建项目，该矿煤炭储量超7000万吨[167] - 公司董事会已批准North Goonyella矿初始重建支出1.4亿美元，预计2024年第一季度达到开发煤，额外开发成本估计为2.4亿美元，长壁开采作业预计2026年开始[168] 美国电力市场与煤炭情况 - 2022年前三季度美国整体电力需求同比增长超3%，动力煤发电占比降至约20%，风能和太阳能发电占比升至15%，煤炭库存自2021年12月以来下降约19%即1800万吨，公用事业对粉河盆地煤炭的消费量同比下降约6%[163] 公司债务管理与融资 - 2022年第一季度公司发行可转换优先无担保票据，降低借款利率并将债务到期日延长至2028年，全年持续减少未偿债务[164] - 2022年3月，公司签订1.5亿美元无担保循环信贷安排，同时达成至多2.25亿美元普通股的市价增发协议，2022年3月31日止三个月借款并偿还2.25亿美元，使用1010万股普通股市价增发净收益2.22亿美元和可用现金，2022年8月4日终止该安排[256] - 2022年3月1日，公司私募发行2028年到期的3.250%可转换优先票据，本金总额3.2亿美元，用于赎回2024年皮博迪票据剩余6260万美元和2025年票据约2.574亿美元，并支付相关费用[277][278] - 2021年公司完成一系列融资交易，包括高级票据交换、循环信贷安排交换等，还出售约2480万股普通股获得2.698亿美元净现金，回购2.709亿美元本金的现有债务，发行1000万股普通股交换1.061亿美元本金的现有债务[268][269] - 2022年前三季度，公司在公开市场交易中回购4880万美元本金的高级担保定期贷款和2025年票据，花费4660万美元[270] - 2022年6月30日止三个月，公司回购联合发行人定期贷款本金5000万美元，加权平均价格为103.91%，总计5200万美元；2022年9月30日止三个月，回购本金2040万美元，加权平均价格为105.91%，总计2160万美元[273] - 2022年3月31日，公司到期赎回2022年票据剩余本金2310万美元[276] - 2021年12月31日止六个月，威尔平琼煤矿需提前偿还1.056亿美元本金，实际偿还2024年联合发行人票据本金30万美元、联合发行人定期贷款本金1720万美元，2022年3月31日止三个月产生提前偿债损失50万美元[271] - 2022年6月30日止六个月，公司需提前偿还6510万美元本金，联合发行人定期贷款持有人拒绝3790万美元，2024年联合发行人票据持有人偿还1820万美元，公司于2022年9月30日止三个月完成偿还[271] 公司衍生品合约与保证金 - 2022年前三季度公司因衍生品合约保证金要求追加现金保证金3.358亿美元[165] - 2022年，公司保证金要求主要由2021年上半年签订的与海运热煤开采部门Wambo地下矿190万公吨产量相关的煤炭衍生品合约驱动，计划产量中120万公吨合约预计在2022年结算，70万公吨在2023年结算[254] - 2022年全球煤炭供不应求，纽卡斯尔煤炭价格大幅上涨，2022年超过450美元/公吨，2021年12月31日约为169美元/公吨，公司2022年3月初始和变动保证金要求达约7.5亿美元[255] - 截至2022年9月30日的九个月，公司将80万公吨金融套期保值转换为2023年上半年的固定价格实物销售，截至2022年9月30日，90万公吨未结算，其中30万公吨预计在2022年剩余时间结算[257] - 2022年9月30日，公司已存入保证金4.659亿美元；10月31日，已存入保证金3.617亿美元[258] 公司新业务投资 - 2022年3月公司与合作伙伴成立R3 Renewables LLC，公司对其出资1090万美元，2022年前三季度记录股权损失280万美元[171] 公司养老金计划处理 - 2022年3月公司子公司Peabody Investments Corp.为其合格养老金计划购买约5亿美元的团体年金合同，2022年5月批准该计划于7月31日终止[172] 公司财务关键指标变化 - 2022年前三季度持续经营业务税后利润较去年同期分别增加4.44亿美元和8.362亿美元，主要因收入增加、权益联营公司业绩改善和利息费用降低[173] - 2022年前三季度调整后EBITDA较去年同期分别增加1.498亿美元和8.719亿美元[174] - 2022年第三季度公司调整后EBITDA为4.389亿美元，2021年同期为2.891亿美元，增长1.498亿美元，增幅52%；前九个月调整后EBITDA为13.442亿美元，2021年同期为4.723亿美元，增长8.719亿美元，增幅185%[185] - 持续经营业务所得税后收入2022年第三季度为3.844亿美元，2021年同期亏损5960万美元，增长4.44亿美元，增幅745%；前九个月为6.759亿美元，2021年同期亏损1.603亿美元，增长8.362亿美元，增幅522%[193] - 2022年第三季度折旧、损耗和摊销费用为8070万美元，较2021年同期增加280万美元（增幅4%）；前九个月为2.274亿美元，较2021年同期增加410万美元（增幅2%）[193] - 2022年第三季度利息费用为3380万美元，较2021年同期减少1170万美元（降幅26%）；前九个月为1.108亿美元，较2021年同期减少3250万美元（降幅23%）[193] - 2022年第三季度利息收入为490万美元，较2021年同期增加350万美元（增幅250%）；前九个月为630万美元，较2021年同期增加210万美元（增幅50%）[193] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，持续经营业务的所得税后净收入分别为3.844亿美元和6.759亿美元，较2021年分别增加4.44亿美元（745%）和8.362亿美元（522%）[204] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，终止经营业务的所得税后净亏损分别为80万美元和230万美元，较2021年分别减少2510万美元（103%）和2230万美元（112%）[204] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，普通股股东应占净收入分别为3.751亿美元和6.651亿美元，较2021年分别增加4.193亿美元（949%）和8.18亿美元（535%）[204] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，持续经营业务摊薄后每股收益分别为2.34美元和4.33美元，较2021年分别增加490%和362%[205] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，终止经营业务摊薄后每股亏损分别为0.01美元和0.02美元，较2021年分别减少105%和111%[205] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，普通股股东应占摊薄后每股收益分别为2.33美元和4.31美元，较2021年分别增加713%和395%[205] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，加权平均摊薄在外流通普通股分别为1.619亿股和1.556亿股，2021年同期分别为1.149亿股和1.049亿股[205] - 2022年第三季度持续经营业务所得税后收入为3.844亿美元，2021年同期亏损5960万美元；2022年前九个月为6.759亿美元，2021年同期亏损1.603亿美元[207] - 2022年第三季度调整后EBITDA为4.389亿美元，2021年同期为2.891亿美元；2022年前九个月为13.442亿美元，2021年同期为4.723亿美元[207] - 2022年第三季度运营成本和费用为8.384亿美元，2021年同期为6.494亿美元；2022年前九个月为23.63亿美元，2021年同期为18.434亿美元[207] - 2022年前九个月经营活动提供的净现金为5.041亿美元，2021年同期使用1840万美元[212] - 2022年前九个月投资活动提供的净现金为6110万美元，2021年同期使用1.197亿美元[212] - 2022年前九个月自由现金流为5.652亿美元，2021年同期使用1.381亿美元[212] - 2022年9月30日长期债务为3.223亿美元，2021年12月31日为10.782亿美元[264] - 假设2022年9月30日的利率有效，公司在2022年第四季度需支付约2000万美元，2023年约6500万美元，2024年约2.6亿美元，2025年约3.6亿美元，之后约3.55亿美元[266] - 2022年和2021年前三季度，公司债务和财务担保工具的利息现金支付分别为1.042亿美元和1.443亿美元[267] - 2022年前三季度，融资活动净现金使用增加，主要因债务本金还款7.127亿美元和向非控股股东分配1360万美元，部分被长期债务和普通股发行所得现金5.45亿美元和4480万美元抵消[285] - 截至2022年9月30日，公司总债务为8.692亿美元，长期债务为3.223亿美元；截至2021年12月31日，总债务为11.378亿美元，长期债务为10.782亿美元[264] - 假设2022年9月30日的利率不变，公司债务预计在2022年四季度支付约2000万美元，2023年支付约6500万美元，2024年支付2.6亿美元，2025年支付3.6亿美元，之后支付3.55亿美元[266] - 2022年前九个月，公司经营活动提供净现金5.041亿美元，投资活动提供净现金6110万美元，融资活动使用净现金1.205亿美元，自由现金流为5.652亿美元[283] 各业务线开采销量变化 - 2022年前三季度海运动力煤开采销量分别为370万吨和1150万吨，较去年同期分别下降18%和9%[175] - 2022年前三季度海运冶金煤开采销量分别为180万吨和460万吨，较去年同期分别增长20%和18%[175] - 2022年第三季度海运热煤开采销量为370万吨，2021年同期销量为450万吨[210] - 2022年前九个月海运冶金煤开采销量为460万吨，2021年同期销量为390万吨[212] - 2022年第三季度粉河盆地煤矿开采销量为2230万吨，2021年同期销量为2270万吨[210] - 2022年前九个月其他美国热煤开采销量为1340万吨，2021年同期销量为1230万吨[212] 各业务线收入变化 - 2022年前三季度海运动力煤业务每吨收入分别为95.54美元和83.30美元，较去年同期分别增长63%和67%[177] - 2022年前三季度海运冶金煤业务每吨收入分别为179.77美元和254.52美元，较去年同期分别增长50%和157%[177] - 2022年前三季度海运动力煤业务收入分别为3.532亿美元和9.593亿美元，较去年同期分别增长35%和52%[179] - 2022年前三季度海运冶金煤业务收入分别为3.107亿美元和11.658亿美元，较去年同期分别增长73%和200%[179] - 2022年前三季度粉河盆地煤矿业务收入分别为2.905亿美元和7.714亿美元，较去年同期分别增长18%和7%[179] - 2022年前三季度其他美国动力煤业务收入分别为2.614亿美元和6.894亿美元，较去年同期分别增长42%和39%[179] - 2022年第三季度海运热煤开采收入为3.532亿美元，2021年同期收入为2.607亿美元[210] - 2022年前九个月海运冶金煤开采收入为11.658亿美元，2021年同期收入为3.88亿美元[212] - 2022年第三季度粉河盆地煤矿开采收入为2.905亿美元，2021年同期收入为2.471亿美元[210] - 2022年前九个月其他美国热煤开采收入为6.894亿美元，2021年同期收入为4.96亿美元[212] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，海运动力煤开采业务收入分别为(2880)万美元和(7900)万美元，较2021年分别减少300万美元（12%）和520万美元（7%）[194] 各业务线调整后EBITDA变化 - 海运动力煤开采业务2022年前三季度调整后EBITDA分别为1.712亿美元和4.385亿美元，较2021年同期分别增长6680万美元（增幅64%）和2.342亿美元（增幅115%）[185] - 海运冶金煤开采业务2022年前三季度调整后EBITDA分别为1.132亿美元和5.939亿美元，较2021

公司业务布局 - 截至2022年6月30日，公司拥有17个位于美国和澳大利亚的活跃煤矿业务[150] 煤炭生产与销售数据 - 2021年公司持续运营业务生产和销售煤炭分别为1.269亿和1.301亿吨[150] - 2022年Q2公司总销量2860万吨，较2021年同期3280万吨减少420万吨，降幅13%；2022年上半年总销量5850万吨，较2021年同期6300万吨减少450万吨，降幅7%[169] - 2022年Q2海运冶金矿销量160万吨，较2021年同期140万吨增加20万吨，增幅14%；2022年上半年销量280万吨，较2021年同期240万吨增加40万吨，增幅17%[169] - 2021年上半年，海运动力煤、海运冶金煤、粉河盆地煤矿和美国其他动力煤的销量分别为780万吨、280万吨、3910万吨和860万吨，收入分别为6.061亿美元、8.551亿美元、4.809亿美元和4.28亿美元[204] - 2022年上半年，海运动力煤、海运冶金煤、粉河盆地煤矿和美国其他动力煤的销量分别为820万吨、240万吨、4320万吨和780万吨，收入分别为3.705亿美元、2.085亿美元、4.77亿美元和3.114亿美元[205] - 2022年Q2海运热煤开采业务销量400万吨，收入3.549亿美元，调整后EBITDA为1.768亿美元[201] - 2022年Q2海运冶金煤开采业务销量160万吨，收入5.338亿美元，调整后EBITDA为2.997亿美元[201] - 2022年Q2粉河盆地开采业务销量1850万吨，收入2.297亿美元，调整后EBITDA亏损0.02亿美元[201] - 2021年Q2海运热煤开采业务销量410万吨，收入1.941亿美元，调整后EBITDA为0.714亿美元[203] - 2021年Q2海运冶金煤开采业务销量140万吨，收入1.21亿美元，调整后EBITDA亏损0.264亿美元[203] 市场环境与行业数据 - 2022年上半年美国整体电力需求同比增长超4%，热煤发电占比降至约20%，风电占比升至11%，煤炭库存自2021年12月下降约7%即700万吨，公用事业对粉河盆地煤炭的消费量同比下降约2%[159] - 优质低挥发硬焦煤、优质低挥发喷吹煤等不同类型煤炭在2022年第二季度有不同的价格区间和平均价格，如优质低挥发硬焦煤平均价格为445.52美元/吨[155] - 2022年3月4日，纽卡斯尔3月煤炭金融价格收于419.50美元/公吨，较2021年12月31日的收盘指数价格169.17美元/公吨上涨148%[248] - 清洁电力计划（CPP）要求各州在2025年将境内任何EGU的碳排放减少28%，2030年减少32%（与2005年基线相比）[210] - 美国环保署（EPA）暂定计划在2023年春季提出EGU的排放指南[212] - 2021年规则的审查请愿已提交至哥伦比亚特区巡回上诉法院，口头辩论定于2022年9月28日举行，该规则不受此影响；2022年4月6日，EPA提议的规则预计到2026年合规成本将达11亿美元[216] - 2022年2月9日，EPA提议撤销2020年的决定，重申根据《清洁空气法》第112条对燃煤和燃油发电厂的有害空气污染物排放进行监管是“适当和必要的”[216] - 2022年4月7日，最高法院的命令有效恢复了EPA 2020年的规则；2022年6月，EPA提出另一项提案，将取代2020年的规则并扩大州和部落监管机构的权力[220] - 2022年4月20日，白宫环境质量委员会（CEQ）发布最终的第一阶段规则，部分修订了2020年的规则；CEQ计划在2022年8月提出第二阶段规则，对2020年的规则进行更广泛的修改[221] - 澳大利亚新工党政府计划对联邦环境和劳资关系法进行多项改革，大部分改革不太可能在2023年之前立法[222] - 2022年7月1日起，昆士兰州政府为该州生产和销售的煤炭引入三个新的特许权使用费率等级，价格超过175澳元/吨部分为20%，超过225澳元/吨部分为30%，超过300澳元/吨部分为40%，此前最高费率为超过150澳元/吨部分的15%[225] 公司债务与融资情况 - 2022年第一季度公司发行可转换优先无担保票据，降低借款利率并将债务到期日延长至2028年，第二季度继续减少未偿债务[160] - 2022年3月7日，公司与高盛贷款伙伴有限责任公司等签订1.5亿美元无担保循环信贷协议，将于2025年4月1日到期，提款金额年利率为10.0%[249] - 与信贷协议同时，公司与高盛公司签订协议，作为销售代理进行最高2.25亿美元的公司普通股随行就市股权发售[250] - 2022年第一季度，公司通过发行1010万股普通股获得2.22亿美元净收益及可用现金，在循环信贷安排下借入并偿还2.25亿美元，2022年6月30日无未偿还借款和可用额度，8月4日终止该信贷安排[251] - 2022年第二季度，公司对其信贷安排进行修订，将信贷额度减少约1700万美元，并允许对合资企业进行某些先前受限的投资支付，设立每年3000万美元的投资篮子用于可再生能源相关项目投资[244] - 2022年3月1日，公司通过私募发行3.2亿美元2028年到期的3.25%可转换高级票据，用于赎回6260万美元2024年皮博迪票据和2.574亿美元2025年票据，并支付相关费用，资本化1120万美元债务发行成本，确认2300万美元提前偿债损失[269][270] - 2022年第一季度，公司根据威尔平琼煤矿2021年下半年业绩，对1.056亿美元本金进行提前还款要约，最终提前偿还1720万美元联合发行人定期贷款本金和30万美元2024年联合发行人票据本金，并产生50万美元提前偿债损失；根据2022年上半年业绩，需对6510万美元本金进行提前还款要约，联合发行人定期贷款持有人拒绝3790万美元部分，2024年联合发行人票据2720万美元部分要约将于8月29日到期[263] - 2022年第二季度，公司通过荷兰式拍卖回购5000万美元联合发行人定期贷款本金，加权平均价格为103.91%，即5200万美元；随后按要求对2024年联合发行人票据进行回购要约，最终以9750万美元回购9390万美元本金[264][265] - 2022年3月31日，公司到期偿还2022年票据剩余本金2310万美元[268] - 2021年第一季度，公司完成一系列融资交易，包括高级票据交换、循环信贷安排交换、债务协议修订和与担保债券提供商的支持协议，之后又完成额外融资交易，包括出售2480万股普通股获得2.698亿美元净现金收益，以2.324亿美元回购2.709亿美元现有债务本金，以发行1000万股普通股交换1.061亿美元现有债务本金[260] - 2022年1月公司修订应收账款证券化计划，将到期日延长至2025年1月，可用资金容量从2.5亿美元降至1.75亿美元，2022年6月30日有1.615亿美元信用证未偿还[278] - 截至2022年6月30日，公司总债务为10.469亿美元，长期债务为8.692亿美元；截至2021年12月31日，总债务为11.378亿美元，长期债务为10.782亿美元。假设利率不变，2022年下半年需支付约4000万美元本金和利息，2023年约7000万美元，2024年约4亿美元，2025年约4.05亿美元，之后约3.55亿美元[257] - 2022年和2021年第二季度，公司债务和财务担保工具的利息现金支付分别为4060万美元和4800万美元；2022年和2021年上半年，分别为7780万美元和1.043亿美元[258] 公司现金流情况 - 2022年上半年净现金提供的经营活动为9400万美元，2021年为 - 2.28亿美元；2022年上半年净现金提供的投资活动为9.45亿美元，2021年为 - 8.26亿美元；2022年上半年自由现金流为10.39亿美元，2021年为 - 10.54亿美元[208] - 2022年上半年经营活动提供净现金940万美元，投资活动提供净现金9450万美元，融资活动提供净现金7510万美元，现金及等价物和受限现金净增加1.79亿美元[280] - 2022年上半年自由现金流为1.039亿美元，上年同期为 - 1.054亿美元[280] - 2022年上半年经营活动净现金增加主要源于公司采矿业务带来4.463亿美元现金流，部分被满足衍生品金融工具保证金要求使用的4.141亿美元现金抵消[280] - 2022年上半年投资活动净现金增加得益于Middlemount的1.409亿美元现金收入和2520万美元的较低资本支出及资本应计款项支付[281] 公司财务指标变化 - 2022年第二季度和上半年持续运营业务净利润较上年同期分别增加4.343亿和3.922亿美元，主要因收入增加5.985亿和6.386亿美元、权益联营公司业绩改善5220万和9780万美元、利息费用降低780万和2080万美元，但被运营成本和费用增加2.142亿和3.306亿美元、债务提前清偿净损失1410万和4110万美元部分抵消[167] - 2022年第二季度和上半年调整后息税折旧摊销前利润同比分别增加4.557亿和7.221亿美元[168] - 2022年Q2海运动力矿每吨收入87.37美元，较2021年同期46.92美元增加40.45美元，增幅86%；2022年上半年每吨收入77.52美元，较2021年同期45.15美元增加32.37美元，增幅72%[171] - 2022年Q2海运冶金矿每吨成本144.91美元，较2021年同期104.24美元增加40.67美元，增幅39%；2022年上半年每吨成本131.26美元，较2021年同期106.51美元增加24.75美元，增幅23%[171] - 2022年Q2公司收入13.219亿美元，较2021年同期7.234亿美元增加5.985亿美元，增幅83%；2022年上半年收入20.133亿美元，较2021年同期13.747亿美元增加6.386亿美元，增幅46%[172] - 2022年Q2海运动力矿收入3.549亿美元，较2021年同期1.941亿美元增加1.608亿美元，增幅83%；2022年上半年收入6.061亿美元，较2021年同期3.705亿美元增加2.356亿美元，增幅64%[172] - 2022年Q2海运冶金矿收入5.338亿美元，较2021年同期1.21亿美元增加4.128亿美元，增幅341%；2022年上半年收入8.551亿美元，较2021年同期2.085亿美元增加6.466亿美元，增幅310%[172] - 2022年Q2公司调整后EBITDA为5.778亿美元，较2021年同期1.221亿美元增加4.557亿美元，增幅373%；2022年上半年调整后EBITDA为9.053亿美元，较2021年同期1.832亿美元增加7.221亿美元，增幅394%[178] - 2022年Q2海运动力矿调整后EBITDA为1.768亿美元，较2021年同期7140万美元增加1.054亿美元，增幅148%；2022年上半年为2.673亿美元，较2021年同期9990万美元增加1.674亿美元，增幅168%[178] - 2022年Q2海运冶金矿调整后EBITDA为2.997亿美元，较2021年同期亏损2640万美元增加3.261亿美元，增幅1235%；2022年上半年为4.807亿美元，较2021年同期亏损4880万美元增加5.295亿美元，增幅1085%[178] - 粉河盆地矿业调整后EBITDA在2022年3 - 6月同比下降，因铁路运输、大宗商品价格、成本上升等因素，分别减少2340万美元、1900万美元和1870万美元（3个月），2340万美元、3360万美元和4280万美元（6个月），部分被净销售价格上涨抵消，分别为2480万美元（3个月）和5190万美元（6个月）[180] - 美国其他热煤开采调整后EBITDA在2022年3 - 6月同比增加，因净销售价格和销量上升，分别增加5010万美元和620万美元（3个月），9150万美元和1300万美元（6个月），但被材料、服务、维修、劳动力成本和大宗商品价格上涨抵消，分别增加2350万美元和1450万美元（3个月），4940万美元和2440万美元（6个月）[181] - Middlemount调整后EBITDA在2022年3个月为4890万美元，同比增加5300万美元，增幅1293%；6个月为9400万美元，同比增加1.004亿美元，增幅1569%[183] - 资源管理活动调整后EBITDA在2022年3个月为1380万美元，同比增加990万美元，增幅254%；6个月为1730万美元，同比增加1300万美元，增幅302%[183] - 销售及管理费用调整后EBITDA在2022年3个月为 - 2180万美元，同比减少40万美元，降幅2%；6个月为 - 4490万美元，同比减少180万美元，降幅4%[183] - 公司及其他调整后EBITDA在2022年3个月为41

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为4.1亿美元，摊薄后每股收益2.54美元，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为5.78亿美元，是上年同期的近5倍 [24] - 第二季度自由现金流为3.42亿美元，本季度末公司作为上市公司首次实现现金多于债务 [24] - 第二季度收入为13亿美元，较上年增长83% [24] - 截至6月30日，公司现金及现金等价物为11亿美元，比总债务多7400万美元，第二季度偿还了5100万美元的有担保债务，6月30日后又偿还了1.16亿美元，使年初至今的债务偿还额达到2.9亿美元 [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 海运热力煤业务 - 第二季度EBITDA为1.77亿美元，几乎是第一季度的两倍，EBITDA利润率为50%，出口220万吨，比第一季度多40万吨，平均出口价格为每吨143美元，比第一季度高24美元 [25] - 威尔平jong煤矿本季度发货330万吨，其中出口150万吨，平均销售价格为每吨85美元，比上一季度高70%，本季度调整后EBITDA为1.7亿美元，6月30日现金超过2亿美元 [26] - 由于暴雨导致生产率损失，全年预期产量下调100 - 130万吨，预计成本每吨增加8美元，预计下半年基于230万吨平均定价为140美元的出口量和240万吨未定价量取得强劲业绩 [31][32] 海运冶金煤业务 - 第二季度EBITDA为3亿美元，比第一季度多1亿多美元，EBITDA利润率为56%，销售160万吨，比上一季度多约33%，每吨成本因销售价格敏感成本、过渡成本和燃料等商品价格上涨而增加 [27] - 全年产量预计略高于之前的指导，范围缩小，下半年产量因部分矿山产量增加而预期提高，全年每吨成本增加15美元，主要由于昆士兰新的特许权使用制度和燃料价格上涨 [32][33] 美国热力煤业务 - 第二季度EBITDA为6000万美元，粉河盆地（PRB）发货1850万吨，比第一季度少200万吨，成本较第一季度增加，其他美国热力煤矿发货440万吨，中西部矿山销量比第一季度增加40万吨，该细分市场EBITDA利润率为28%，成本因燃料和其他商品成本增加而上升 [28][29] - PRB全年销量因铁路服务不佳下调500 - 800万吨，成本全年提高约1.25美元，其他美国热力煤业务量提高50万吨至1850 - 1950万吨，成本增加4美元，剩余美国热力煤基本已定价并承诺销售，但销售仍依赖铁路可用性 [33][34] 各个市场数据和关键指标变化 全球煤炭市场 - 全球煤炭价格指数均处于高位，海运热力煤价格接近创纪录水平，冶金煤市场因钢铁价格下跌和分销商库存高，7 - 9月预期钢铁产量下调，终端用户需求有减弱迹象，但大西洋市场钢铁制造商转向从其他地区采购煤炭，热力煤价格高于冶金煤价格为欧洲买家创造了转换机会 [6][9][10] 美国煤炭市场 - 煤炭市场供应紧张，运输问题持续存在，电力需求同比增长超4%，今年以来热力煤发电同比下降，美国天然气价格自2008年以来一直处于高位，市场对能源转型步伐更加谨慎，煤炭电厂退役计划推迟 [11][12][13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司愿景是加强作为首选煤炭生产商的地位，通过保持财务实力、可靠交付多样化产品、卓越运营和践行ESG实践来实现，为此推进多个战略举措 [20] - 在冶金业务平台，完成Moorvale South开发以提高质量和延长寿命，评估North Goonyella南部7000万吨储量的开发；在海运热力业务平台，通过进一步长壁开采开发延长Wambo地下矿的寿命 [21] - 在美国，实施销售策略和计划以获取增量产量，在Wild Boar综合体向新区域扩张，在Francisco和Gateway增加采矿单元，同时专注于通过偿还债务增强资产负债表的财务实力 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临天气和物流挑战，公司多元化资产在第二季度仍取得强劲业绩，预计下半年各细分市场和市场的产量将高于上半年，市场虽波动但价格将维持高位 [4] - 全球热力煤市场依然强劲，冶金煤市场虽面临一些挑战但基本面仍具建设性，预计短期内市场将持续波动，公司多元化平台有能力参与各市场并优化结果 [9][11][13] - 公司更新了下半年指导，以考虑澳大利亚矿山计划受天气影响、销售价格敏感成本和燃料等商品价格上涨等因素，预计下半年利润率和现金流强劲 [31][35] 其他重要信息 - 公司发布了ESG报告，承诺设定目标和制定计划以加强ESG实践，推进R3可再生能源项目，在伊利诺伊州和印第安纳州的六个前煤矿土地上开发公用事业规模的太阳能和电池存储项目，已确定管理团队并开始与项目开发商进行场地评估 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 昆士兰新的特许权使用制度是否会使North Goonyella项目优先级降低，资本回报更具吸引力？ - North Goonyella仍是公司有吸引力的有机增长选择和高优先级项目，公司全年都在进行相关地面工作和工程研究评估 [37] 问题2: 2023年公司各产品的承诺销售情况、价格以及未销售情况如何？ - PRB已售出6800万吨，价格为每吨13.28美元，未售出的是8800英热单位的优质煤；美国其他热力煤已售出1660万吨，价格为每吨46.80美元；冶金市场客户对2023年的煤炭承诺量需求比今年增加 [39][40] 问题3: 是否将冶金煤销售到海运热力煤市场，这是否会影响2023年冶金煤承诺？ - 今年第三季度开始考虑将部分冶金煤（主要来自Shoal Creek矿）销售到海运热力煤市场，2023年的情况仅指冶金煤买家锁定明年煤炭的兴趣 [43] 问题4: 如何看待本周日本年度合同约375美元/公吨的价格，是否纳入海运热力细分市场价格指导？ - 今年未进行传统的JRP结算，公司进行双边结算谈判，已结算的价格已包含在指导中，因仍在谈判中，不便评论价格 [45] 问题5: 冶金煤转向热力市场的机会和障碍有哪些？ - 障碍主要是冶金煤质量（挥发分、英热单位、灰分和硫分）决定其能否进入特定热力市场以及煤炭能否在锅炉中消耗，新供应的进入壁垒高，转换依赖煤炭质量；公司会遵守合同承诺，主要考虑未承诺或增量煤炭，目前主要关注Shoal Creek矿，也在评估澳大利亚和Metropolitan矿 [46][47][50] 问题6: 目前剩余多少套期保值的热力煤，何时到期？ - 第二季度套期保值合约到期后，剩余不到100万公吨，将在未来12个月内到期，2022年下半年约42.5万公吨，2023年上半年约50 - 55万公吨 [52] 问题7: 公司是否有具体的债务削减目标？ - 公司自2021年初以来已偿还超过6.25亿美元债务，目标是先偿还约6亿美元的有担保债务，之后解决2024年到期的3.2亿美元未融资信用证（LC）设施 [56] 问题8: North Goonyella重启的潜在资本支出范围是多少？ - 公司内部尚未确定相关数字，仍在评估矿山计划，目前披露为时过早 [57] 问题9: 与 surety bond持有人就回购和股息限制的谈判有何进展？ - 目前债务文件和担保协议禁止股东回报，需先解决有担保债务和LC设施问题，再与担保提供商进一步讨论，目标是制定全面资助最终复垦义务的长期计划 [58] 问题10: 第二季度为2023年交付的700万吨PRB煤炭的价格是多少，与平均价格13.28美元相比如何？ - 公司无法当场提供具体价格，因仍在进行其他煤炭的谈判，不便评论价格 [60][62] 问题11: 假设铁路问题解决，2023年PRB的近期最大季度产量是多少，公司是否评估增加产量和进行资本支出扩张产能？ - 若铁路恢复正常服务，预计产量将达到原指导水平；公司一直在考虑如何增加产量，目前主要是设备方面的考虑 [64][65] 问题12: 2023年美国热力煤有多少可以转向全球出口市场？ - 公司首先要履行现有合同和服务长期客户，且存在港口和铁路容量问题，预计2023年PRB不会有大量煤炭转向出口市场 [67][68]

公司煤炭生产与销售情况 - 2021年公司持续运营业务分别生产和销售了1.269亿和1.301亿吨煤炭[162] - 2022年第一季度公司总销量为2.99亿吨，较2021年的3.02亿吨减少0.3亿吨，降幅1%[182] - 2022年第一季度海运热煤开采销量为380万吨，收入为2.512亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为9050万美元[209] - 2022年第一季度海运冶金煤开采销量为120万吨，收入为3.213亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为1.81亿美元[209] - 2022年第一季度粉河盆地开采销量为2060万吨，收入为2.512亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为760万美元[209] - 2022年第一季度其他美国热煤开采销量为420万吨，收入为2.031亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为5000万美元[209] 公司煤矿权益情况 - 截至2022年3月31日，公司在美国和澳大利亚拥有17个活跃煤矿的权益[162] 美国电力市场情况 - 2022年第一季度美国整体电力需求同比增长超3%，热煤发电占比降至约22%，风电占比升至11%，煤炭库存自2021年12月以来下降约5%即500万吨，PRB煤公用事业消费量同比增长约1%[171] 公司债务管理情况 - 2022年第一季度公司发行可转换优先无担保票据，降低借款利率并将债务到期日延长至2028年[172] - 2022年3月1日，公司私募发行3.2亿美元2028年到期的可转换优先票据，用于赎回6260万美元2024年皮博迪票据和2.574亿美元2025年票据，并支付相关费用，确认提前债务清偿损失2300万美元[264][265] - 2028年可转换优先票据年利率为3.25%，2022年第一季度产生利息费用100万美元[266] - 2028年可转换票据初始转换率为每1000美元本金兑换50.3816股公司普通股，初始转换价格约为每股19.85美元，较2022年2月24日收盘价14.98美元溢价约32.5%[269] - 公司2025年3月1日前不得赎回2028年可转换票据，之后赎回需满足公司普通股最后报告销售价格超过转换价格130%等条件，且不得赎回少于全部未偿还票据，除非未赎回本金总额至少7500万美元[270] - 2022年3月7日，公司签订1.5亿美元无担保循环信贷协议，年利率10%，将于2025年4月1日到期[250] - 2022年3月31日，公司到期赎回2022年票据剩余本金2310万美元[263] - 截至2022年3月31日，长期债务为10.79亿美元，2021年为10.782亿美元[255] - 假设利率不变，2022年9个月内需支付约6000万美元本金和利息，2023年约7000万美元，2024年约4.55亿美元，2025年约4.05亿美元，之后约3.55亿美元[255] - 2022年和2021年第一季度，公司债务和金融担保工具的利息现金支出分别为3720万美元和5630万美元[256] - 2021年公司完成一系列融资交易，包括高级票据交换、循环信贷安排交换等，还出售约2480万股普通股，获得2.698亿美元净现金收益，回购2.709亿美元现有债务[257][259] - 2021年第一季度公司完成一系列融资交易，全年出售约2480万股普通股获得净现金2.698亿美元，以2.324亿美元回购2.709亿美元现有债务，以发行1000万股普通股交换1.061亿美元现有债务[257][259] 公司衍生品合约情况 - 2022年第一季度公司为满足衍生品合约保证金要求追加3.516亿美元现金保证金[173] - 2022年第一季度与预测销售相关的衍生品合约未实现损失为3.01亿美元，较2021年同期的190万美元增加2.991亿美元，增幅15742%[197] - 2022年3月4日，公司持有总计230万公吨的煤炭衍生品合约，其中大部分与海运热煤开采部门的万博地下矿相关，预计2022年开采并结算120万公吨，2023年结算70万公吨，这些对冲合约确保到2023年年中预期平均价格为每公吨84美元[246] - 2022年3月4日，纽卡斯尔煤炭3月金融收盘价为每公吨419.50美元，较2021年12月31日的收盘价169.17美元上涨148% [247] - 2022年3月，公司的初始和变动保证金要求达到约7.5亿美元，3月31日为4.817亿美元[247] - 公司海运热煤开采部门2022年预计出口销售中，约6%已对冲，约53%未定价[248] - 2022年3月31日后，公司将80万公吨金融对冲转换为未来12个月的固定价格实物销售，4月29日已提交保证金5.359亿美元[253] - 2022年3月31日后，公司将80万公吨金融套期保值转换为未来12个月的固定价格实物销售，截至2022年4月29日，已存入保证金5.359亿美元[253] 公司新业务投资情况 - 2022年3月公司与合作伙伴成立R3 Renewables LLC，公司出资200万美元，第一季度记录100万美元股权损失[176] 公司养老金计划情况 - 2022年3月公司子公司为养老金计划购买约5亿美元团体年金合同[178] 公司财务关键指标变化 - 2022年第一季度公司收入较2021年同期增加4010万美元，主要因价格上涨，但被衍生品合约未实现按市值计价损失2.902亿美元抵消[179] - 2022年第一季度持续运营业务净利润较2021年同期减少4210万美元，主要因运营成本和费用增加1.164亿美元及债务提前清偿净损失2700万美元，被权益联营公司业绩改善4560万美元、价格上涨带来的有利收入差异4010万美元和利息费用减少1300万美元抵消[180] - 2022年第一季度调整后EBITDA同比增加2.664亿美元，截至2022年3月31日公司可用流动性约8.42亿美元[181] - 2022年第一季度公司总营收为6.914亿美元，较2021年的6.513亿美元增加0.401亿美元，增幅6%[185] - 2022年第一季度调整后EBITDA为3.275亿美元，较2021年的0.611亿美元增加2.664亿美元，增幅436%[191] - 2022年第一季度调整后EBITDA为3.275亿美元，较2021年同期的6110万美元增加2.664亿美元，增幅436%[197] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用为7290万美元，较2021年同期的6830万美元增加460万美元，增幅7%[197] - 2022年第一季度持续经营业务净亏损为1.198亿美元，较2021年同期的7770万美元增加4210万美元，增幅54%[197] - 2022年第一季度各矿业板块总费用为7290万美元，较2021年同期的6830万美元增加460万美元，增幅7%[199] - 2022年第一季度利息费用为3940万美元，较2021年同期的5240万美元减少1300万美元，减幅25%[197] - 2022年第一季度提前偿债净损失为2350万美元，较2021年同期的收益350万美元减少2700万美元，减幅771%[197] - 2022年第一季度归属于普通股股东的净亏损为1.195亿美元，较2021年同期的8010万美元增加3940万美元，增幅49%[205] - 2022年第一季度摊薄后每股亏损为0.88美元，较2021年同期的0.81美元增加0.07美元，增幅9%[206] - 2022年第一季度加权平均摊薄普通股流通股数为1.362亿股，2021年同期为9840万股[206] - 2022年第一季度运营成本和费用为6.99亿美元，2021年为5.826亿美元[209] - 2022年第一季度总报告分部成本为6.908亿美元，2021年为5.674亿美元[209] - 2022年第一季度经营活动净现金使用量为2.737亿美元，2021年为提供7100万美元[210] - 2022年第一季度投资活动净现金提供量为3520万美元，2021年为使用9320万美元[210] - 2022年第一季度自由现金流为 -2.385亿美元，2021年为 -2220万美元[210] - 2022年第一季度经营活动净现金使用量为2.737亿美元，上年同期为提供7100万美元；投资活动净现金提供量为3520万美元，上年同期为使用9320万美元；融资活动净现金提供量为1.322亿美元，上年同期为使用6330万美元[276] - 2022年第一季度自由现金流为 - 2.385亿美元，上年同期为 - 2220万美元[276] - 2022年第一季度融资活动提供的净现金增加，长期债务和普通股发行所得现金分别为5.45亿美元和2.22亿美元，部分被较高的债务本金偿还额5.597亿美元和向非控股股东的较高分配额1370万美元所抵消[278] 各业务线营收情况 - 海运动力煤开采业务2022年第一季度营收2.512亿美元，较2021年的1.764亿美元增加0.748亿美元，增幅42%[185] - 海运冶金煤开采业务2022年第一季度营收3.213亿美元，较2021年的0.875亿美元增加2.338亿美元，增幅267%[185] - 粉河盆地开采业务2022年第一季度营收2.512亿美元，较2021年的2.284亿美元增加0.228亿美元，增幅10%[185] - 美国其他动力煤开采业务2022年第一季度营收2.031亿美元，较2021年的1.493亿美元增加0.538亿美元，增幅36%[185] - 公司及其他业务2022年第一季度营收 -3.354亿美元，较2021年的0.097亿美元减少3.451亿美元，降幅3558%[185] 各业务线调整后EBITDA情况 - 海运动力煤开采业务调整后EBITDA从2021年第一季度的2850万美元增至2022年的9050万美元，增幅218%[191] - 海运冶金煤开采业务调整后EBITDA从2021年第一季度的 -2240万美元增至2022年的1.81亿美元，增幅908%[191] 公司现金余额与汇回情况 - 截至2022年3月31日，公司现金余额总计8.233亿美元，其中美国子公司持有约3.31亿美元，澳大利亚子公司持有4.73亿美元，其余由其他外国子公司持有[243] - 2022年第一季度，公司从外国子公司汇回约2亿美元现金，未来若汇回额外现金，预计限制或潜在税收不会对近期流动性产生重大影响[243] 公司融资与资金安排情况 - 同时，公司与高盛公司签订协议，作为至多2.25亿美元普通股的市价发行销售代理[251] - 截至2022年3月31日的三个月内，公司通过发行1010万股普通股净收益2.22亿美元和可用现金，在循环信贷安排下借款并偿还2.25亿美元，3月31日无未偿还借款和可用额度[252] - 2022年1月，公司修订应收账款证券化计划，将到期日延长至2025年1月，可用资金容量从2.5亿美元降至1.75亿美元，截至3月31日，无未偿还借款，已发行信用证1.618亿美元[273] - 2022年1月公司修订应收账款证券化计划，将到期日延至2025年1月，可用资金额度从2.5亿美元降至1.75亿美元，2022年3月31日无未偿还借款，已开具信用证1.618亿美元，需存入现金抵押2470万美元[273] 公司表外金融工具与资产弃置义务情况 - 截至2022年3月31日，公司有14.849亿美元的担保债券和4.691亿美元的信用证等表外金融工具[279] - 截至2022年3月31日，公司总资产弃置义务为7.245亿美元，由担保债券、银行担保和信用证组合支持[284] - 2022年3月31日公司有表外风险的金融工具包括14.849亿美元的担保债券和4.691亿美元的信用证[279] - 2022年3月31日公司总资产弃置义务为7.245亿美元，由担保债券、银行担保和信用证组合支持[284] 公司资产减值情况 - 截至2022年3月31日，公司确定其他美国热煤开采以及企业和其他部门中某些资产的总账面价值约为5亿美元，经审查无需计提减值准备[289] - 2022年3月31日公司在其他美国热采及企业和其他业务板块确定某些资产合计账面价值约5亿美元，经审查无需计提减值准备[289] 公司会计政策与估计情况 - 公司2022年3月31日关键会计政策未变，关键会计估计无重大变化[290] 合规成本情况 - EPA估计到2026年《清洁空气法》“好邻居”规则的合规成本将达11亿美元[213] 受限子公司流动性情况 - 2022年3月31日，公司受限子公司相关流动性为6.1亿美元，符合债务协议中最低综合流动性1.25亿美元的要求[272] - 公司受限子公司需在2024年12月31日前每季度末维持最低综合流动性1.25亿美元，2022年3月31日相关流动性达6.1亿美元[272]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度煤炭销售额超10亿美元，较上年增长58%，各运营部门实现价格大幅上涨 [33] - 归属于普通股股东的净亏损为1.2亿美元，即每股0.88美元，其中包括3.01亿美元煤炭套期保值活动未实现按市值计价损失和2400万美元提前偿债损失，剔除这些项目后，净收入将远高于上年同期 [34] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为3.27亿美元，是上年同期6100万美元的5倍多 [34] - 3月31日，公司有8.48亿美元现金、现金等价物和受限现金 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 海运动力煤业务 - EBITDA为9100万美元，低于第四季度，因销量降低和成本上升，按套期保值计划交付26.4万公吨旺博煤炭，每吨84美元，21.5万公吨按2021年平均每吨116美元定价 [35] - 第一季度销售380万吨，比全年可分配产量约低57.5万吨，产量和每吨成本受暴雨、新冠相关人员短缺、更高的覆盖层移除和旺博地下矿长壁开采启动影响 [36] - 威尔平琼运送300万吨，包括100万吨出口煤，成本增至每吨28美元，平均销售价格为每吨50美元，高于上一季度，本季度调整后EBITDA为6400万美元，3月31日现金超2.1亿美元 [37] 海运冶金煤业务 - EBITDA为1.81亿美元，高于上一季度，平均实现价格为每吨258美元，成本为1.13亿美元，EBITDA利润率为56%，本季度交付120万吨，比全年可分配产量约少50万吨，因大都会长壁开采启动和CMJV矿区开采顺序安排 [38] - 每吨成本较第四季度上升，因实现价格提高导致特许权使用费增加和销量降低 [38] 美国业务 - 美国煤矿实现EBITDA 5800万美元，粉河盆地（PRB）煤矿本季度发运2060万吨，每吨成本较第四季度增加1.81美元，超1美元的增加与实现全年更高预期产量水平的一次性成本有关，燃料价格上涨和其他通胀压力也影响了本季度成本 [39] - 其他美国动力煤矿发运420万吨，产量增加17.5万吨至440万吨，成本因燃料价格上涨、实现更高产量的一次性活动和特温蒂米尔的某些复垦成本而增加，第一季度实现价格提高使该部门EBITDA利润率增至25% [40] 各个市场数据和关键指标变化 全球市场 - 全球所有煤炭价格指数和各细分市场需求持续强劲，各运营部门近期前景乐观，市场指标强劲、全球需求增加和供应持续受限 [8] 海运煤炭市场 - 海运煤炭市场基本面依然强劲，俄乌冲突导致市场大幅波动，欧盟全面禁止进口俄罗斯煤炭，日本也宣布禁令，预计将进一步影响本已紧张动荡的海运市场动态 [9] - 海运动力煤市场供需平衡紧张，俄乌冲突前动力煤供应就已承压，印尼生产商受潮湿天气和1月政府煤炭出口禁令影响，澳大利亚生产商受暴雨和新冠疫情干扰 [10] - 海运冶金煤市场指标强劲，中国以外地区全球钢铁产量处于十年高位，钢铁产品利润率依然强劲，新冠疫情、潮湿天气和物流限制持续抑制全球冶金煤供应，买家为减少对俄罗斯煤炭依赖，对喷吹煤产品需求强劲，因俄罗斯约占全球贸易量的35% [11][12] 美国市场 - 美国整体电力需求同比增长超3%，受天气因素积极影响，第一季度动力煤发电量同比下降，因2021年2月基数较高以及可再生能源发电量创纪录 [14] - 煤炭在发电中的占比略降至约22%，煤炭库存自2021年12月以来持续下降，减少约5%即500万吨，公用事业对粉河盆地煤炭的消费量较上年同期增长约1%，俄乌冲突导致美国出口煤需求增加，美国市场供应紧张，物流挑战加剧 [15] - 天然气价格涨至每百万英热单位7美元以上，为2008年以来未见水平，预计2022年剩余时间将维持高位，因液化天然气出口需求创纪录、产量相对温和且库存水平低于五年平均水平 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注通过生产和销售策略扩大利润率，保持长期成本竞争力并降低债务水平，以在所有市场周期中保持韧性 [6] - 推出R3可再生能源合资企业，在伊利诺伊州和印第安纳州6块前煤矿土地上开发公用事业规模太阳能和电池存储项目，既创造现有资产价值，又支持客户净零排放目标 [27] - 推进多项战略举措，冶金平台方面，推进Moorvale South开发以提高CMJV矿区质量和延长寿命，推进与North Goonyella合作的南部潜在土地项目，开发7000万吨储量；海运动力煤平台，开始开发旺博地下矿另外三个长壁开采面板，将矿井寿命延长至2026年；在美国，继续实施销售策略和计划，以获取增量产量短期回报，并使矿井计划更灵活以满足客户需求变化 [29][30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度公司克服澳大利亚生产和物流挑战，制定恢复计划以夺回全年产量，加强资产负债表并降低财务风险，推进多项战略举措，尽管面临运营和物流问题，但运营表现良好，随着全球产品市场动态强劲，公司有望在2022年取得强劲业绩 [4][5] - 全球煤炭市场各细分市场价格指数和需求持续强劲，各运营部门近期前景乐观，但海运业务仍面临新冠人员短缺和供应链中断不确定性，可能对全年业绩产生负面影响 [8][50] - 美国市场电力需求增长，煤炭市场供应紧张，天然气价格高企，动力煤需求强劲，公司预计2022年剩余时间煤炭产品需求和价格前景良好 [14][17] 其他重要信息 - 公司感谢全球员工在天气、新冠、劳动力短缺和物流挑战下仍专注安全高效工作，特别强调Shoal Creek和Francisco选煤厂团队已连续四年多无可报告工伤 [6][7] - 公司继续致力于加强资产负债表，本季度偿还4200万美元高级有担保债务，利用3.2亿美元3.25%无担保可转换债券发行所得偿还高成本高级有担保债务并将到期日延长至2028年 [41] - 由于纽卡斯尔煤炭价格前所未有的向上波动，3月31日公司为煤炭套期保值存入4.82亿美元现金，预计未来15个月交付基础实物煤炭时将收回全部现金 [42] - 完成此前宣布的融资安排并提取2.25亿美元，本季度用相关股权销售计划出售1010万股所得款项全额偿还，还通过转换75万套期保值吨固定价格销售减少额外保证金要求，这些交易消除了相关吨数的进一步保证金要求，并使约5000万美元交易所相关初始保证金返还，剩余套期保值敞口为140万公吨，其中90万公吨预计在2022年剩余时间结算 [43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：第一季度经营现金流为负2.73亿美元的主要驱动因素是什么？ - 主要是旺博煤炭套期保值未实现按市值计价损失，本季度额外存入保证金3.52亿美元，还有营运资金费用、库存增加以及应付账款时间安排等因素，营运资金增加约1.1亿美元 [54][56] 问题2：除第一季度外，公司在股东回报、解决担保债券契约方面有何额外计划和最新想法？ - 公司首要任务是减少未偿债务，完成3.25%可转换债券发行后，将进一步偿还高级有担保债务，消除其他高级有担保债务，仅保留可转换债务；偿还高级有担保债务后，将解决3.25亿美元信用证安排以支持担保债券；之后会考虑投资有机机会，如North Goonyella项目，也会考虑向股东返还资本 [58][59] 问题3：2023年粉河盆地已承诺的5900万吨煤炭平均价格是多少？ - 公司暂不公布具体价格，但目前平均价格高于今年粉河盆地平均价格，且客户对多年期销售表现出意愿，使公司在此时有较强销售地位 [60] 问题4：2023年粉河盆地煤炭产量增长情况如何？ - 需求方面，今年和明年需求强劲；供应方面，铁路运力是关键因素，铁路正在增加人员配备和培训，预计今年晚些时候运力将提升，若需求持续强劲、公司运营良好且铁路运力改善，2023年粉河盆地煤炭产量可能不错，但公司暂不提供产量范围指导 [62][63] 问题5：未实现套期保值现金流出是否会在产量交付后全部收回？ - 是的，目前有140万吨未结算套期保值，平均每吨84美元，价格高于84美元时需存入保证金，交付煤炭时将按现货价格销售，可弥补差价 [64][65] 问题6：第二季度海运动力煤中威尔平琼煤炭价格合理范围是多少？ - 第二季度海运动力煤出口量预计为220万吨，其中120万吨定价为每吨95美元，70万吨高灰威尔平琼产品价格较API 5有10% - 20%折扣，若灰分更高折扣可能更大，30万吨纽卡斯尔基准产品价格应与远期曲线一致 [67][68][69] 问题7：威尔平琼煤炭价格是否需进行公吨和短吨换算？ - 是的，需要进行换算 [71] 问题8：30万吨纽卡斯尔煤炭按即期月还是即期季度销售，参考基准是什么？ - 可能很多会按日本参考价格（JRP）销售，今年该价格尚未确定，去年为每吨110美元，应与基于当前325美元价格的年度远期价格一致 [72] 问题9：第二季度预计160万吨冶金煤中，未定价的140万吨销售价格构成如何？ - 从投资组合层面看，冶金煤实现价格为优质硬焦煤基准价格的85%，有多种不同产品 [73][74] 问题10：已定价20万吨冶金煤每吨418美元，是否能保守反映剩余140万吨销售价格？ - 是的，剩余140万吨按低于优质硬焦煤基准价格定价，具体价格取决于市场情况 [75] 问题11：2022年剩余时间套期保值吨数是否按每季度约30万吨滚动结算？ - 不完全平均，第二季度约45万吨套期保值吨数将到期结算，6月30日剩余套期保值吨数将少于100万吨 [78] 问题12：公司近期是否会将更多套期保值吨数转换为固定价格？ - 公司会持续关注，若有有利条款机会会进行转换，目的是最大化股东价值和公司回报，目前剩余套期保值头寸和公司流动性状况良好 [82] 问题13：75万吨套期保值吨数转换为固定价格是否减少约5000万美元未来保证金要求？ - 是的，转换消除了这些吨数因价格变化产生的未来保证金要求，并使约5000万美元交易所相关初始保证金返还 [83] 问题14：公司对各部门保持成本指导范围的信心如何，是否与下半年销量增加、价格上涨、运输改善有关，是否还有类似第一季度的一次性成本？ - 一次性成本主要是美国平台投资，包括粉河盆地和其他美国动力煤业务的覆盖层移除、设备翻新和承包商动员成本，未来将减少；海运平台第一季度成本受暴雨、新冠人员短缺和旺博长壁开采启动影响大幅上升，预计第二季度成本仍将较高，全年成本受新冠、人员配备、供应链物流和天气等因素影响仍存在不确定性；公司第一季度投资使矿山状况良好，有信心满足需求，但最大潜在逆风是天气、新冠和铁路表现等不可控因素 [84][85][86] 问题15：Shoal Creek煤矿是否仍按计划达到今年150万吨产量水平，销售何时能与产量匹配？ - 销售原计划在第一季度进行，推迟到了第二季度，4月销售情况良好，预计全年销售稳定；目前处于开采条件较差的矿段，5月将结束，6月起开采条件将改善，成本结构将稳定并改善 [91][92] 问题16：Shoal Creek煤矿销售推迟主要是运输原因吗？ - 是的，主要是墨西哥湾港口拥堵导致货物积压 [93] 问题17：North Goonyella项目目前进展如何，时间线、资本成本、产量等方面有何更新？ - 目前正在安装主矿井风扇以支持未来地下作业，并进行地面输送机工作，所有工作都在地面进行；仍在确定成本、估算和工程计划，进行进一步通风工作以重新进入矿井；具体时间线和成本尚未确定，但有7000万吨储量可供开采 [95] 问题18：在决定是否推进North Goonyella项目前有何预期？ - 需要完善工程计划并与昆士兰矿业局（QMI）合作确保计划可行，以获得更准确成本估算，之后才能做出决策 [96]

公司煤矿权益情况 - 截至2021年12月31日，公司拥有17个活跃煤矿的权益，包括对Middlemount Coal Pty Ltd. 50%的股权[14] 煤矿产量情况 - 2021年威尔平琼煤矿产量为1320万吨，2020年为1420万吨，2019年为1410万吨[21] - 2021年公司产量为1.269亿吨，积压合同约代表两年的产量[24] 煤炭销售业务数据 - 2021 - 2019年，长期煤炭供应协议分别占公司全球采矿业务销售额的84%、89%和88%[24] - 2021年，公司从五大客户的煤炭供应协议中获得26%的收入，最大客户贡献约2.58亿美元，占比约8%[24] - 截至2022年1月1日和2021年1月1日，公司煤炭销售积压分别约为2.83亿吨和2.64亿吨[24] - 2021 - 2019年，海运煤矿业务收入分别占煤炭供应协议总收入的50%、42%和45%[24] - 2021 - 2019年，美国热煤开采业务收入分别占煤炭供应协议总收入的50%、58%和55%[24] - 2021年海运煤矿业务中，合同期限少于一年的销售占比为45%[24] - 约57%的积压合同预计在2022年后完成[24] - 公司美国热煤业务在2021年和2019年出口量均低于年销售量的1%，2020年无出口[27] - 2021、2020和2019年，长期煤炭供应协议销售额分别占全球销售额（按体积计）的84%、89%和88%[247] - 截至2021年12月31日，公司已为2022年定价并承诺供应约1.04亿吨美国动力煤，包括约8600万吨粉河盆地（PRB）煤炭和1800万吨其他美国动力煤[247] - 公司预计2022年海运动力煤开采部门动力煤销量为1700 - 1850万吨，其中出口量950 - 1050万吨，国内销量750 - 800万吨[247] - 公司预计2022年海运冶金煤开采部门全年冶金煤销量为650 - 750万吨[247] 能源价格与产能情况 - 2021年亨利枢纽天然气即时价格平均为3.72美元/百万英热单位，2020年和2019年分别为2.13美元/百万英热单位和2.53美元/百万英热单位[29] - 2021年美国约8吉瓦的煤电产能退役，自2010年以来，美国煤电产能下降了约32%[29] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司约有4900名员工，其中约3900名为小时工[33] - 截至2021年12月31日，公司约3300名员工位于美国，其余主要位于澳大利亚[33] - 约94%的团队成员在美国和澳大利亚的矿山运营部门工作[33] - 2021年公司全球安全事故发生率为每20万小时工作1.18起，比2020年美国行业平均发生率2.69起低56%[35] - 超过51%的员工在公司工作超过五年[35] - 过去五年，约32%的空缺职位和72%的总监及以上职位由内部候选人填补[35] 公司管理层情况 - 公司总裁兼首席执行官James C. Grech 60岁，执行副总裁兼首席财务官Mark A. Spurbeck 48岁等[36] - Darren R. Yeates于2020年10月被任命为公司执行副总裁兼首席运营官，有超35年矿业经验[38] - Marc E. Hathhorn于2021年11月被任命为公司美国业务总裁，有超30年采矿工程和运营经验[38] - Jamie Frankcombe于2021年11月被任命为公司澳大利亚业务总裁，有30年开发和管理大型矿山经验[38] - Patrick J. Forkin III于2017年11月被任命为公司高级副总裁 - 企业发展与战略，负责并购等业务[38] 公司税费情况 - 公司2021、2020和2019年黑肺税相关费用分别为5150万美元、5330万美元和3140万美元[42] - 2021年12月31日前，地下煤消费税税率为销售总价的4.4%（不超过每吨1.10美元），露天煤为每吨0.55美元；之后税率恢复为销售总价的2%（不超过每吨0.50美元），露天煤为每吨0.25美元[42] - 2021、2020和2019年公司废弃矿山土地基金费用分别为2700万美元、2840万美元和3650万美元[45] - 2012年10月1日至2021年9月30日，露天开采和地下开采煤的废弃矿山土地基金费用分别为每吨0.28美元和0.12美元；2021年10月1日至2034年9月30日，分别为每吨0.224美元和0.096美元[45] - 新南威尔士州深层地下煤矿特许权使用费为6.2%，地下煤矿为7.2%，露天煤矿为8.2%[62] 公司资产相关情况 - 2021年12月31日，公司美国总复垦债券要求为10.545亿美元，美国业务资产退休义务为5.186亿美元[45] - 截至2021年12月31日，公司在澳大利亚的复垦保证金要求为2.402亿美元，资产退役义务相关成本为2.012亿美元[58] 行业法规政策情况 - 公司认为已获得当前采矿作业所需的所有许可证，但行业中采矿作业违规时有发生[39] - 新建化石燃料蒸汽发电机组二氧化碳排放标准为每兆瓦时总输出1400磅二氧化碳[46] - 改造和重建的大型化石燃料蒸汽发电机组二氧化碳排放标准为每兆瓦时总输出1800磅二氧化碳，小型机组为2000磅[46] - 清洁电力计划要求各州到2025年将境内任何发电单元的碳排放减少28%，到2030年减少32%（与2005年基线相比）[46] - 2016年CSAPR更新规则要求22个州自2017年起进一步减少氮氧化物排放[47] - 2021年规则要求12个州进一步减少氮氧化物排放，9个州无需额外减排[47] - 2020年EPA发布最终规则，认为根据《清洁空气法》对煤和油发电厂的有害空气污染物排放进行监管并非“适当和必要”[47] - 1999年EPA颁布法规，要求各州提交解决区域雾霾的计划，影响156个国家公园和荒野地区[47] - 2020年EPA发布最终规则，可在某些情况下允许其不顾州或部落监管机构的反对认证项目，但因诉讼，1971年认证规则目前恢复生效[49] - 2020年1月EPA和陆军工程兵团确定《通航水域保护规则》，修订“美国水域”定义，2021年8月被联邦法院撤销[49] - 2015年9月30日EPA发布最终规则，对蒸汽发电厂的各种废水排放设定新的或额外要求[49] - 2020年7月16日白宫环境质量委员会发布最终规则全面更新和现代化国家环境政策法（NEPA）法规，2021年10月7日宣布分两阶段制定规则以恢复2020年前的NEPA法规[51] - 2014年12月19日美国环保署（EPA）宣布煤炭燃烧残渣（CCR）最终规则，继续豁免CCR作为危险废物监管，但增加管理成本[51] - 2020年2月20日EPA提议CCR联邦许可计划，原计划2021年敲定规则，现预计2022年10月左右发布最终规则[51] - 2020年8月28日EPA敲定对2015年CCR规则的某些修正案，原计划2021年年中发布进一步修订提案，现预计2022年9月发布[51] - 2019年7月30日美国露天采矿管理与复垦办公室（OSMRE）正式撤回启动煤矿爆破排放相关规则制定的决定[53] - 2018年11月23日美国发布第四次国家气候评估报告，第五次预计2023年发布[53] - 2019年8月皮博迪和嘉能可的联合万博项目获新南威尔士州独立规划委员会（IPC）批准，需满足出口条件[54] - 2019年10月新南威尔士州政府向议会提交立法和政策修正案提案，若通过将使未来规划批准中的出口条件无效[54] - 2016年9月27日昆士兰州《1989年矿产资源法》修正案生效，对重叠煤炭和煤层气矿权管理等作出重大改变[56] - 2021年2月25日澳大利亚联邦政府向议会提交《2021年环境保护和生物多样性保护修正案（标准和保证）法案》，该法案已在众议院通过，现由参议院审议[56] - 新南威尔士州拟对所有新老矿山实施新的标准复垦条件，将在12至24个月的过渡期内引入现有采矿租约[58] - 昆士兰州新的财务担保框架于2019年4月1日开始实施，公司将在过渡期内将其昆士兰州矿山纳入该框架[58] - 昆士兰州新的渐进式复垦要求于2019年11月1日开始，矿山需在三年内制定复垦里程碑计划[59] - 2020年8月20日，昆士兰州修订剩余风险框架法律，政府批准放弃环境授权时可要求支付剩余风险款项[59] - 2022年10月起，澳大利亚煤尘暴露限值建议为1.5mg/m³，二氧化硅为0.05mg/m³[61] - 2020年7月1日，昆士兰州新的资源安全与健康法生效，设立资源安全与健康昆士兰机构[61] - 2020年7月1日起，昆士兰州矿业“工业 manslaughter”犯罪生效，个人最高监禁20年，公司最高罚款约1300万澳元[61] - 2020 - 21财年公司对昆士兰资源社区基础设施基金贡献约52.2万澳元，2019 - 20财年为71.3万澳元[61] 公司温室气体排放与气候政策情况 - 公司最大的温室气体排放间接来自客户用煤发电和炼钢（范围3），较小程度来自采矿运营各方面（范围1和2）[63] - 公司面临向净零排放经济转型和气候变化潜在物理影响的风险，也有发展高效低排放和碳捕集利用与封存技术等机会[65] - 美国国会曾考虑应对全球气候和温室气体排放立法但未通过，EPA采取措施监管，2015年宣布最终规则（CPP），2019年ACE规则生效并废除CPP，2021年ACE规则被撤销发回EPA[68] - 美国10个东北部州2005年加入区域温室气体倡议（RGGI），宾夕法尼亚州预计2022年加入；6个中西部州和1个加拿大省份曾加入中西部区域温室气体减排协议（MGGRA）；7个西部州和4个加拿大省份2008年加入西部气候倡议（WCI），2011年6个州退出[68] - 《京都议定书》为发达国家设定温室气体排放目标，美国签署但未批准，澳大利亚2007年批准，2012年签署第二承诺期；2015年《巴黎协定》通过，2016年生效，美国2021年重新加入[70] - 2018年澳大利亚政府放弃国家能源保障计划（NEG），2019年确认不恢复该政策，将推行新能源和气候变化政策，投资20亿澳元降低温室气体排放[70] - 公司参与能源部自愿温室气体报告计划至2011年5月暂停，定期在年度环境、社会和治理报告中披露生产相关排放信息[70] 公司市场风险情况 - 公司对煤炭和货运相关交易、原油、柴油燃料和外汇合约组合的市场价值变化潜在风险称为“市场风险”，对煤炭交易和货运相关合约组合用风险价值（VaR）分析评估[241] - 公司不使用VaR分析评估非交易柴油燃料或外汇套期保值组合，未量化非交易、长期煤炭供应协议组合的市场价格风险[241] - 公司试图通过多元化、控制头寸规模和执行套期保值策略管理市场价格风险[241] - 2021年公司交易和经纪业务实际最低、最高和平均风险价值（VaR）分别为0.8百万美元、18.4百万美元和6.8百万美元[243] - 截至2021年12月31日，公司有未到期货币期权，名义金额总计5.35亿澳元，用于对冲2022年前九个月预期澳元支出的货币风险[246] - 假设无外汇套期保值工具，澳元/美元汇率变动0.10美元，公司未来十二个月运营成本和费用敞口约为1.4 - 1.5亿美元；有货币期权合约时，净敞口约为9000万美元[246] 公司柴油成本与利率情况 - 公司预计未来十二个月消耗9500 - 1.05亿加仑柴油，原油价格每桶变动10美元，年度柴油成本将增减约2300万美元[248] - 截至2021年12月31日，公司有固定利率借款约8.499亿美元，可变利率借款约3.233亿美元，无利率互换协议[250] - 利率上升1个百分点，可变利率借款利息费用年化增加约300万美元，固定利率借款公允价值估计减少约2000万美元[250]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度营收近13亿美元，较第三季度增长超86%，较上年增长72%，反映出海运价格强劲改善以及1.49亿美元未实现按市值计价收益和煤炭金融套期保值 [25] - 归属于普通股股东的净利润为5.13亿美元，即每股3.93美元；调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为4.44亿美元，较第三季度的2.89亿美元增长54%，是上年的4倍 [25] - 第四季度产生自由现金流4.27亿美元，约占市值的25%；全年偿还约4.2亿美元债务，超过年初未偿债务的25%，杠杆率从6倍降至1.2倍，净杠杆率降至0.2倍 [26] - 截至12月31日，现金及现金等价物为9.54亿美元，较第四季度增加3.67亿美元，可用流动性约为10亿美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 海运热煤业务 - 第四季度EBITDA为1.49亿美元，较第三季度增长43%，平均实现价格上涨12%，每吨成本较上一季度降低5%，EBITDA利润率为50% [28] - 威尔平jong本季度发货350万吨，其中出口160万吨，平均成本降至每吨24美元，实现平均销售价格48美元，EBITDA利润率约为50%，本季度调整后EBITDA为8500万美元，全年为2.19亿美元，12月31日现金超过2亿美元 [29] - 预计2022年海运热煤业务量为1700 - 1800万吨，其中约1000万吨为出口量，约400万吨出口量平均定价为80美元，成本预计增加约10%，即略高于3美元 [33] 海运冶金煤业务 - 第四季度EBITDA为1.7亿美元，较上一季度增长近195%，平均实现价格为每吨211美元，成本为106美元，EBITDA利润率为50%，第四季度冶金煤发货量比上一季度增加约10万吨 [30] - 预计2022年发货量为650 - 750万吨，大部分未定价，预计肖尔溪矿产量在上半年逐步增加，全年产量约150万吨，成本预计为每吨100 - 110美元 [35] 美国热煤业务 - 美国煤矿第四季度EBITDA为6090万美元，粉河盆地（PRB）煤矿本季度发货2250万吨，每吨成本较第三季度增加0.75美元至10美元 [31] - 其他美国热煤矿本季度发货460万吨，略高于第三季度，EBITDA利润率为20%，成本较上一季度增加 [32] - 预计2022年PRB煤矿每吨利润率将增长40%，产量为8800 - 9500万吨，8600万吨平均定价为12.40美元，其他美国热煤业务量计划增加至1800 - 1900万吨，1800万吨定价较2021年高出3美元 [37] 各个市场数据和关键指标变化 海运热煤市场 - 印尼1月煤炭出口禁令、澳大利亚东海岸暴雨、全球新冠疫情影响以及俄罗斯运输拥堵等因素导致海运热煤供应受限；工业生产增加、液化天然气价格高企以及北半球冬季需求高峰等因素导致需求增加，共同推动海运热煤价格上涨 [10] 海运冶金煤市场 - 与海运热煤市场类似，供应受限，需求受益于中国以外地区的高全球钢铁产量，主要市场消费量已高于疫情前水平 [11] 美国热煤市场 - 2021年电力需求较去年增长3%，煤炭发电份额增至约22%，美国煤炭总消费量增长约15%，公用事业对PRB煤炭的消费量较上年增长约22% [12] - 预计2022年总发电量将再增长1%，美国热煤价格因供应紧张而维持高位，美国煤炭库存自2020年底以来下降约3500万吨，降幅超过25% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 长期战略是将投资重新转向海运市场，最大化美国热煤资产的现金生成能力，并通过减少债务增强财务实力 [20] - 在冶金业务平台，推进Moorvale South的开发，提高CMJV的煤炭质量和延长使用寿命；在肖尔溪矿增加长壁开采产量；在Metropolitan和CMJV保持生产率和成本改善 [20] - 考虑重启North Goonyella矿；在Middlemount继续增加设备以提高产量；在Wambo Underground评估开发额外地下面板的经济性 [21] - 在美国，实施计划以获取短期回报和增加产量，通过增加地下生产单元和在伊利诺伊盆地（ILB）进行开发，以及在PRB翻新和重新安置设备，以满足客户需求 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球煤炭价格指数和各市场细分领域的需求持续强劲，各运营部门的近期前景仍然乐观，海运热煤和冶金煤市场在近期至中期预计将保持强劲 [9] - 尽管面临行业挑战，但公司运营表现良好，与预期一致，随着市场动态强劲和大量远期销售承诺，重启了肖尔溪矿的长壁开采生产，推进了Moorvale South的开发，并为美国热煤业务的增产做好准备 [5] - 2022年各业务板块利润率有望提高，将产生强劲现金流，公司将保持资本分配的纪律性，进一步减少债务，以实现持续成功 [39] 其他重要信息 - 2021年公司可记录伤害率为十多年来最低，Rawhide和Twentymile运营连续第二年无报告事故 [7] - 公司拥有的Middlemount煤矿2021年生产200万吨半硬和喷吹冶金煤，第四季度为40万吨，本季度EBITDA利润率为58% [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司的资本分配和资本回报计划，以及向股东返还现金的限制和合理时间线 - 公司对债务减少进展满意，将继续在未来一年降低债务水平，目标是将中期EBITDA杠杆率降至接近5亿美元；信贷协议和与担保提供商的协议限制了在2024年底前回购股票或支付股息的能力，除非另有约定 [41][42] 问题2: 考虑重启North Goonyella矿的详细情况，包括资本成本、时间线、产量和销售流程 - 公司处于重启North Goonyella矿的早期阶段，正在重新检查许可、工程和地质数据并进行经济模型分析；开发至长壁开采可能需要约两年时间，目前无法提供资本成本等详细信息 [44][45] 问题3: PRB煤矿2023年定价时间、已定价量的平均价格，2022年潜在现货销售的额外灵活性以及对现货市场的看法 - 2022年8600万吨已定价，超出部分可在当前市场销售，现货市场价格目前在25 - 30美元中段至高位；2023年煤炭在去年第四季度定价，目前暂不提供定价指导；公司收到来自东南亚和大西洋盆地客户对PRB煤炭的需求，但存在运输挑战 [48][49][51] 问题4: 冶金煤全年发货节奏，特别是第一季度的合理范围，以及400万吨海运热煤定价是否意味着第一季度已全部定价，600万吨可用量是否分布在第二至第四季度 - 肖尔溪矿冶金煤产量将在第一和第二季度逐步增加，第一季度预计发货约125万吨；海运热煤第一季度发货量将比可分配指导量低约75万吨，第一季度约有50万吨未定价 [54][56] 问题5: Wilpinjong矿成本指导中，国内吨煤销售是否亏损，是否与运输和特许权使用费有关 - 成本指导是综合成本，国内吨煤成本低于出口吨煤，国内销售为成本加成合同，有增量利润，主要利润来自出口吨煤 [57] 问题6: 鉴于第四季度强劲的现金生成和2022年的良好前景，对ATM计划的预期 - 第四季度ATM计划销售股份数量降至约770万股，为该计划自第二季度启动以来的最低水平；公司在12月宣布延长该计划，增加750万股可用量，将谨慎使用该工具 [59] 问题7: Middlemount煤矿第四季度EBITDA贡献大幅增长至4500万美元，假设价格持平，该数字是否可重复 - 预计Middlemount煤矿今年产量约为410 - 420万吨，公司拥有50%权益；过去一年半，该矿在生产率和成本结构方面有显著改善，预计将继续产生现金 [62][64][65] 问题8: 肖尔溪矿煤炭的市场反馈，以及对该矿库存的预期 - 肖尔溪矿重启顺利，第四季度销售7万吨，价格接近高挥发分A类煤水平；市场对该矿煤炭兴趣浓厚，目前利用现货市场销售，尚未签订长期销售合同；全年产量150万吨，预计上半年约60万吨 [66][67][68] 问题9: 美国和澳大利亚的运输和物流情况，以及预计何时恢复正常 - 美国铁路运输在过去几周有所改善，希望这一趋势持续；澳大利亚的运输目前不是限制因素，公司正在从去年底的降雨和新冠疫情影响中恢复，相关情况已纳入全年产量指导 [70][71]

公司业务规模与布局 - 2020年公司持续运营业务产煤1.288亿短吨，售煤1.326亿短吨[185] - 截至2021年9月30日，公司在美国和澳大利亚拥有17个活跃煤矿业务权益，包括澳大利亚Middlemount煤矿50%股权[185] 市场环境与行业趋势 - 2021年前三季度，美国整体电力需求同比增长3%，热煤发电占比升至约23%，天然气占比降至约37%，自2020年12月以来煤炭库存下降约5400万短吨，降幅40%，PRB煤公用事业消费量同比增长约30%[194] 公司财务数据关键指标变化 - 2021年第三季度公司收入较2020年同期增加800万美元，主要因海运热煤和冶金煤价格上涨及冶金煤销量增加，但被衍生品合约未实现按市值计价损失2.223亿美元抵消；2021年前三季度收入较2020年同期减少9020万美元，主要因衍生品合约未实现按市值计价损失2.495亿美元及销量下降，部分被海运热煤和冶金煤价格上涨抵消[204] - 2021年第三季度持续运营业务税后利润较上年同期增加520万美元，主要因权益联营公司业绩改善2640万美元、资产处置净收益2330万美元、债务提前清偿净收益1600万美元、上年同期精算负债按市值计价净损失1300万美元及退休后医疗保健成本降低1140万美元，不利因素为运营成本和费用增加9850万美元[205] - 2021年前三季度持续运营业务税后利润较上年同期增加15.791亿美元，主要因上年同期资产减值费用14.181亿美元、销量下降及生产效率提高等带来运营成本和费用降低4330万美元、折旧等降低4320万美元、权益联营公司业绩改善3710万美元、退休后医疗保健成本降低3430万美元及债务提前清偿净收益3130万美元，不利因素为上述收入不利差异及利息费用增加4100万美元[206] - 2021年前三季度和前三季度调整后EBITDA同比分别增加1.937亿美元和3.167亿美元[207] - 截至2021年9月30日，公司可用流动性约为6.15亿美元[207] - 2021年第三季度和前三季度总销量分别为3370万吨和9670万吨，同比分别下降3%和2%[208] - 2021年第三季度公司总营收为6.79亿美元，同比增长1%；前三季度为20.537亿美元，同比下降4%[211] - 2021年第三季度公司调整后EBITDA为2.891亿美元，同比增长203%；前三季度为4.723亿美元，同比增长204%[217] - 持续经营业务调整后EBITDA截至2021年9月30日的三个月为2.891亿美元，同比增长203%；九个月为4.723亿美元，同比增长204%[225] - 持续经营业务折旧、损耗和摊销费用截至2021年9月30日的三个月为7790万美元，同比下降8%；九个月为2.233亿美元，同比增长16%[225] - 持续经营业务净亏损（税后）截至2021年9月30日的三个月为5960万美元，同比减少8%；九个月为1.603亿美元，同比减少91%[225] - 2021年前三季度折旧、损耗和摊销费用减少，主要因2020年第二季度羚羊谷罗谢尔矿资产减值4530万美元[228] - 2020年前三季度公司确认羚羊谷罗谢尔矿资产减值费用14.181亿美元[230] - 2021年前三季度和前三季度末利息费用增加，源于2021年第一季度一系列再融资交易[231] - 2021年前三季度和前三季度末净亏损归因于普通股股东分别为4420万美元和1.529亿美元，较2020年同期分别减少34%和91%[238] - 2021年前三季度和前三季度末摊薄后每股亏损归因于普通股股东分别为0.38美元和1.46美元，较2020年同期分别减少45%和92%[239] - 2021年前三季度和前三季度末调整后EBITDA分别为2.891亿美元和4.723亿美元，2020年同期分别为9540万美元和1.556亿美元[241] - 2021年前三季度和前三季度末营业收入分别为6.494亿美元和18.434亿美元，2020年同期分别为5.509亿美元和18.867亿美元[241] - 2021年前三季度和前三季度末总报告部门成本分别为6.424亿美元和18.124亿美元，2020年同期分别为5.559亿美元和19.054亿美元[241] - 2021年前三季度和前三季度末来自终止经营业务的收入较2020年同期增加，主要因出售威尔基溪矿获得2460万美元收益[238] - 2021年前三季度和前三季度末所得税收益增加，主要因预测应纳税所得额差异和外国所得税账户重估收益增加[236] - 2021年第三季度总报告分部成本为6.424亿美元，2020年同期为5.559亿美元[243] - 2021年前三季度总报告分部成本为18.124亿美元，2020年同期为19.054亿美元[243] - 2021年第三季度海运动力煤开采调整后EBITDA为1.044亿美元，2020年同期为3530万美元[243] - 2021年前三季度海运动力煤开采调整后EBITDA为2.043亿美元，2020年同期为1.181亿美元[245] - 2021年前三季度经营活动使用的净现金为1840万美元，2020年同期为3210万美元[245] - 2021年前三季度投资活动使用的净现金为1.197亿美元，2020年同期为1.594亿美元[245] - 2021年前三季度自由现金流为 - 1.381亿美元，2020年同期为 - 1.915亿美元[245] 各业务线数据关键指标变化 - 2021年第三季度海运热煤开采每吨收入为58.53美元，同比增长66%；前三季度为49.86美元，同比增长31%[210] - 2021年前三季度海运热煤开采业务营收增加1.051亿美元，增幅20%，主要因煤炭定价有利，部分被不利的销量和组合差异抵消[211] - 2021年第三季度海运冶金煤开采业务营收增加1.007亿美元，增幅128%，因煤炭定价和销量及组合差异有利[213] - 2021年第三季度粉河盆地开采业务营收减少1770万美元，降幅7%，主要因产量下降和煤炭定价不利[214] - 2021年第三季度其他美国热煤开采业务营收增加480万美元，增幅3%，因定价有利，部分被产量和铁路运输问题导致的低销量抵消[215] - 海运动力煤开采业务，截至2021年9月30日的三个月，因煤炭净售价提高9750万美元等因素使调整后EBITDA增加，但受不利因素部分抵消；九个月因煤炭净售价提高1.332亿美元和成本改善等增加，也被不利因素部分抵消[218] - 海运冶金煤开采业务，截至2021年9月30日的三个月和九个月，因煤炭净售价提高（三个月6230万美元、九个月4880万美元）、部分矿山成本改善（三个月2310万美元、九个月7190万美元）和销量有利差异（三个月350万美元、九个月1980万美元）使调整后EBITDA增加，但受不利汇率影响部分抵消[219] - 粉河盆地开采业务，截至2021年9月30日的三个月和九个月，因煤炭净售价降低（三个月1260万美元、九个月1770万美元）、成本增加等因素使调整后EBITDA减少，九个月数据受有利矿山排序影响部分抵消[221] - 美国其他动力煤开采业务，截至2021年9月30日的三个月，因成本增加使调整后EBITDA减少，被煤炭净售价提高1790万美元部分抵消；九个月因煤炭净售价提高2120万美元和有利矿山排序影响增加，被大宗商品价格上涨不利影响部分抵消[222] - Middlemount截至2021年9月30日的三个月调整后EBITDA为2040万美元，同比增长184%；九个月为3010万美元，同比增长111%[223] - 公司及其他调整后EBITDA截至2021年9月30日的三个月为4520万美元，同比增长206%；九个月为2120万美元，同比增长116%，主要受有利交易结果、矿山出售收益等因素驱动[223] - 各业务板块费用方面，海运动力煤开采业务截至2021年9月30日的三个月费用同比下降28%，九个月下降17%；海运冶金煤开采业务三个月费用同比增长2%，九个月增长18%等[226] 公司资产处置与生产计划 - 2021年7月公司出售关闭的Millennium和Wilkie Creek煤矿，分别录得收益2610万美元和2460万美元[198] - 2021年9月公司与UMWA就Shoal Creek煤矿小时工达成新集体谈判协议，预计2021年第四季度下半年开始生产，2022年第一季度逐步提高产量[199] - 2021年5月Metropolitan煤矿全体员工返岗，二季度末长壁开采重启，预计2021年第四季度达到计划产量水平，地下劳动力企业协议于2021年10月重新谈判[200] 公司福利政策调整 - 自2022年1月1日起，公司将不为部分现有退休人员提供医疗保险，但继续为符合条件的退休人员提供人寿保险福利，截至2021年9月30日，这些退休人员的医疗保健福利义务约为1.6亿美元，该变更将在2021年第四季度减少公司退休后福利义务[201] 行业政策法规 - 清洁电力计划（CPP）要求各州到2025年和2030年分别将现有化石燃料发电单位的碳排放减少28%和32%（与2005年基线相比）[251] - 2021年1月，哥伦比亚特区巡回上诉法院的一个3人小组撤销了可负担清洁能源（ACE）规则，并将其发回EPA[254] - 2021年10月29日，最高法院批准对哥伦比亚特区巡回上诉法院推翻CPP废除案的意见进行复审[255] - 澳大利亚安全工作局拟将煤矿二氧化碳时间加权平均工作场所接触标准从12,500 ppm降至5,000 ppm，且有至少三年过渡期[262] - 2021年2月澳大利亚联邦政府提出法案，拟修订1999年环境保护和生物多样性保护法，该法案已通过众议院，正由参议院审议[264] - 2021年2月澳大利亚修订1993年原住民土地权法，新增8个月异议期用于创建采矿权等[265] - 美国2020年气候立法要求分阶段减少氢氟碳化物生产和使用，最终法规于2021年9月颁布[266] - 美国10个东北部州2005年加入区域温室气体倡议，实施强制性总量控制与交易计划[270] - 美国6个中西部州和1个加拿大省份曾加入中西部区域温室气体减排协议，现参与州不再推进[270] - 美国7个西部州和4个加拿大省份2008年加入西部气候倡议，现仅加州和魁北克实施总量控制与交易法规[270] - 加州承诺到2045年实现100%清洁能源，华盛顿州立法承诺到2050年实现碳中和[270] - 美国2021年重新加入巴黎协定，目标到2030年将二氧化碳排放量较2005年水平削减50% - 52% [275] - 澳大利亚联邦政府放弃国家能源保障计划，将投资20亿澳元用于降低温室气体排放项目[277] 公司资金与债务情况 - 截至2021年9月30日，公司现金余额总计5.87亿美元，其中美国子公司持有约2.65亿美元，澳大利亚子公司持有约2.94亿美元[281] - 2021年9月30日，公司可用流动性为6.154亿美元，包括现金及现金等价物5.87亿美元、信贷额度可用性1580万美元、应收账款证券化计划可用性1260万美元；2020年12月31日为7.287亿美元[283] - 截至2021年9月30日，公司总负债为13.282亿美元，长期债务为12.687亿美元；2020年12月31日总负债为15.478亿美元，长期债务为15.029亿美元[285] 公司融资与资本结构调整 - 2020年7 - 8月，公司进行组织架构调整，成立子公司并向其注资1亿美元，为威尔平jong矿提供运营资金[287] - 2020年11月，公司与99%的担保债券提供商达成协议，初始提供7500万美元信用证作为抵押[289] - 2021年1月29日，公司完成再融资交易，包括交换3.987亿美元2022年到期票据，支付约940万美元现金及400万美元提前赎回溢价[292] - 再融资交易中，公司支付1000万美元偿还循环贷款，子公司承担2.06亿美元定期贷款，获得3.24亿美元信用证额度[295][298] - 公司修订信贷协议，取消循环承诺和循环贷款，消除第一留置权净杠杆率契约，要求受限子公司保持最低季度末流动性1.25亿美元[299] - 公司债务协议对股息、投资和股票回购等支付有限制，2021年9月30日公司遵守所有契约[302] - 再融资交易后，公司完成一系列融资交易以改善资本结构[303] - 公司通过市价发行计划获批可出售2500万股普通股，截至2021年9月30日已出售约1710万股，净现金收入1.772亿美元，2021年10月1日至11月2日又出售320万股，净收入4340万美元[304] - 截至2021年9月30日，公司主要通过公开市场回购，以总计8590万美元成本提前赎回皮博迪票据4010万美元、2025年票据1970万美元和高级有担保定期贷款5670万美元，录得提前偿债净收益2690万美元；2021年9月30日后又赎回高级有担保定期贷款500万美元，成本330万美元[305] - 截至2021年9月30日，公司与2022年票据、2025年票据和皮博迪票据持有人完成多笔双边交易，发行670万股普通股，交换本金总计6070万美元的票据；2021年10月1日至11月2日，又发行190万股普通股，交换本金总计3100万美元的皮博迪票据和2025年票据组合[306] - 2021年10月22日，公司宣布最高1580万美元皮博迪票据的强制回购要约，按其累计增值价值的73.590%加上应

财务数据和关键指标变化 - 第三季度销售额超9亿美元，为七个季度以来最高，较上年增长超30% [21] - 报告收入6.79亿美元，扣除2.38亿美元未实现的按市值计价损失，这些损失主要与经济煤炭套期保值有关 [21] - 归属于普通股股东的净亏损总计4400万美元，包括确认的2.38亿美元未实现按市值计价损失 [23] - 调整后EBITDA为2.89亿美元，是第二季度1.22亿美元的两倍多，是上年同期9500万美元的三倍 [24] - 本季度偿还9300万美元优先有担保债务，提前偿债净收益1600万美元，截至9月30日后又偿还3000万美元，今年已偿还债务约2.5亿美元，超过1月1日未偿还债务的16% [24] - 本季度通过按市价发行900万股普通股筹集净现金1.12亿美元，9月30日后又筹集3900万美元并发行280万股，流通股约1.26亿股，目前批准的ATM计划下约有500万股可用 [25] - 9月30日，公司有5.87亿美元现金及现金等价物，扣除与经济煤炭套期保值相关的2.4亿美元现金保证金 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 海运热煤业务 - 本季度EBITDA为1.04亿美元，平均实现价格较上年增加23美元，由于威尔平jong产量降低、向长壁合资企业过渡、汇率不利、燃料和特许权使用费成本上升，每吨成本高于上年 [27] - 威尔平jong本季度运输350万吨，包括160万吨出口吨，平均成本为每吨26美元，实现平均销售价格42美元，EBITDA利润率约40%，调整后EBITDA为5600万美元，9月30日现金为1.45亿美元 [28] - 预计第四季度海运热煤出口量为300 - 400万吨，其中约50%未定价，成本预计低于第三季度，威尔平jong产量预计约400万吨，其中200万吨出口吨 [32] 海运冶金煤业务 - 本季度EBITDA为5700万美元，平均实现价格为每吨120美元，成本为82美元，利润率32%，第三季度冶金煤发货量比去年约多40万吨，总成本较上年每吨降低超15美元 [29] - 预计第四季度发货量为100 - 150万吨，其中75%未定价，预计第四季度后半期肖尔溪恢复生产，产量逐步提升至明年第一季度 [33] 美国煤矿业务 - 本季度EBITDA为8200万美元，尽管劳动力可用性和新冠相关缺勤影响了部分业务的生产 [30] - PRB煤矿本季度运输2270万吨，利润率15%，其他美国热煤煤矿合计运输450万吨，EBITDA利润率24%，由于计划内设备维护水平提高和燃料价格上涨，PRB和其他热煤业务成本均增加，PRB的表土剥离增加和天气事件也影响了本季度成本和生产 [31] - 预计PRB和其他美国热煤业务第四季度产量与第三季度持平，由于产品组合原因，两个业务部门成本略有上升 [33] 各个市场数据和关键指标变化 全球煤炭市场 - 各市场细分领域煤炭指数价格创历史新高，需求恢复至接近疫情前水平，海运热煤和冶金煤市场在近期至中期预计仍将紧张，供应对高需求的响应仍不明显 [5][6] 美国煤炭市场 - 整体电力需求较去年增长3%，2021年前九个月煤炭发电占比约23%，由于需求增加和供应响应，煤炭库存年初至今下降约5400万吨，为1997年以来最低水平 [8] - 本季度天然气价格达到2014年以来的最高水平，推动煤炭发电需求上升，前九个月公用事业对PRB煤炭的消费量较上年增长约30%，供需平衡导致天然气远期价格高企，支撑了近期煤炭价格持续上涨的预期 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略是将投资重新转向海运市场，最大化美国热煤资产的现金生成能力，并通过减少债务增强财务实力 [20] - 行业需要进行整合，目前行业流动性改善、股价提升，但煤炭行业资本可用性仍是挑战，整合对美国市场成本控制有益 [84][85] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度业绩良好，受益于当前强劲的全球煤炭市场动态、强劲的运营表现、海运价格上涨和全球需求增加，近期各运营部门市场前景乐观 [4] - 海运热煤和冶金煤市场在近期至中期预计仍将紧张，美国热煤市场指标也较为有利，电力需求增加和天然气价格高企导致天然气向煤炭转换，煤炭发电量较上年强劲增长 [6][7] - 尽管面临劳动力短缺和燃料成本上升等挑战，但公司运营仍能实现预期产量，且继续为未来投资，各业务板块有望受益于市场需求和价格上涨 [12] - 第四季度现金流预计将大幅高于第三季度，公司将继续把握市场机遇，控制成本，进一步减少债务 [34] 其他重要信息 - 公司在海运热煤业务的威尔平jong扩建和万博露天合资企业开发项目持续推进，过去三年已投资超2亿美元，第三季度两个项目的露天开采开发工作完成，预计万博合资企业第四季度实现满负荷生产 [12] - 海运冶金业务的CMJV综合体和大都会产量同比增长36%，每吨成本降低16%，大都会达成了为期三年的长期销售协议，肖尔溪和大都会完成了重新谈判的劳工协议，肖尔溪10月初员工已返岗，预计今年晚些时候重启生产 [14][15] - 公司达成多项长期销售协议，包括多份PRB多年合同、支持科罗拉多州20英里煤矿未来五年运营的协议以及伊利诺伊盆地至2025年提价的协议 [16] - 公司采取行动减少债务水平，通过发行普通股筹集现金，还出售了千禧年和威尔基溪关闭煤矿以减少关闭矿山和遗留负债 [17] - 公司推进多项提高近期产量的举措，肖尔溪本季度晚些时候恢复生产，大都会长壁开采满负荷运行，莫尔韦尔南预计2022年上半年投产，美国煤矿实施增产计划，PRB煤矿翻新和搬迁设备以提高产量 [18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年粉河盆地（PRB）已承诺的合同、价格、已承诺的产量以及平均价格是多少？ - 公司仍在多个市场细分领域进行2022年的谈判，暂不评论具体价格，PRB产量今年趋向预测上限，预计为明年产量基础，有提升空间，9000万吨产量水平下待售吨数有限，且以多年协议出售，已售煤炭价格全年分层确定，其他美国热煤业务预计在预测基础上增加约200万吨产量，大部分已售 [36][37][39] 问题2: PRB待定价的产量有多少，已锁定合同大部分的签订时间？ - 9000万吨产量水平下待售吨数不足10%，合同从年中开始签订，8、9月签订较多 [42] 问题3: 肖尔溪2022年的增产情况、增量资本支出、预期现金成本和产量如何？ - 与工会签订的合同至2024年12月31日，目前开始安全培训、召回员工，预计11月长壁开采开始产煤，之后调试选煤厂，今年年底至明年年初开始步入正轨，明年资本为正常维持性资本，暂无成本百分比或成本信息 [43][45] 问题4: 肖尔溪的煤炭是否都用于出口，煤炭质量如何？ - 煤炭用于出口，2022年可视为高价值产品，历史上为优质硬焦煤产品 [46] 问题5: 2023年PRB有多少产量未签订合同？ - 公司不清楚具体百分比，公司一直在为2023 - 2025年签订多年合同，将后续跟进回复 [49] 问题6: 其他热煤业务（科罗拉多和中西部）2023年是否基本售罄？ - 2022和2023年基本售罄，该业务板块产量每年增加约200万吨 [50] 问题7: 海运热煤业务剩余三分之二未定价业务的销售时间？ - 部分已售但与指数定价相关，其余按市场定价，未售部分将在今年年底和明年第一季度确定 [53] 问题8: 能否提供第四季度调整后EBITDA和自由现金流的更多信息？ - 海运热煤预计出口300 - 400万吨，其中170万吨定价平均为92美元，其余未定价；海运冶金煤预计130万吨，超30万吨定价约161美元，100万吨未定价，第三季度为150万吨，均价118美元 [55][56] 问题9: 未定价煤炭的质量分类情况？ - 公司暂无具体信息，威尔平jong为高灰热煤，较API5有5% - 20%折扣，万博为纽卡斯尔基准产品，大部分未售 [57] 问题10: 第三季度净成本环比大幅下降是否会在第四季度及以后重复，肖尔溪增产是否会对成本产生压力？ - 第三季度成本下降主要因大都会满负荷生产和莫尔韦尔产量增加，公司未改变全年成本指导，肖尔溪增产会使冶金业务成本上升，对第四季度业绩产生压力 [62][63] 问题11: 2022年各业务板块成本趋势如何，考虑到市场通胀压力？ - 公司暂不提供2022年成本指导，行业面临通胀压力，主要因素包括劳动力紧张、燃料成本上升和钢铁价格影响，不过预期的高利润率将抵消成本上升 [65][66] 问题12: 各业务板块成本或销售对价格的敏感比例是多少？ - 海运业务约10%的收入与特许权使用费和生产成本相关，PRB联邦特许权使用费约占25% - 30% [67] 问题13: 如何看待中国电力短缺和拟议的热煤价格上限对公司业务的影响？ - 历史上公司煤炭在中国市场占比仅2%，但中国政策影响全球市场，从供需基本面看，需求强劲且预计持续至冬季及明年，供应受限，即使有价格上限和投机交易，基本面仍支撑价格 [69][70] 问题14: 第四季度未定价的出口热煤中，万博和威尔平jong分别有多少？ - 万博30万吨，威尔平jong120万吨 [73] 问题15: 其他热煤业务的定价情况，以及有多少可能用于出口？ - 其他热煤业务包括埃尔塞贡多、20英里和中西部煤矿，市场和合同多样，今年初20英里煤矿有少量煤炭出口，未来预计均为国内消费，因谈判未结束，暂不提供定价信息 [75][77][78] 问题16: 肖尔溪2022年成本与海运冶金业务其他部分相比如何，高成本持续时间？ - 肖尔溪历史成本处于较高水平，重启初期成本也会较高，因地质条件不利、产量较低，预计2022年成本较高，之后恢复正常 [80][81] 问题17: 煤炭行业并购环境如何，是否会出现整合？ - 行业整合有必要，目前行业流动性和股价改善，但资本可用性仍是挑战 [84][85] 问题18: 公司如何优化投资组合，哪些是战略重点？ - 公司首要战略是偿还债务，其次是利用自身资产进行有机增长，然后是与客户共同成长，包括签订长期合同、探索与发电和可再生能源相关的机会，并购方面倾向于海运市场，同时也重视美国热煤市场 [86][88][90]

公司煤炭生产与销售情况 - 2020年公司持续运营业务分别生产和销售了1.288亿和1.326亿吨煤炭[179] - 2021年第二季度海运热煤开采销量410万吨，同比减少0.5百万吨（11%）；上半年销量820万吨，同比减少1百万吨（11%）[206] - 2021年第二季度海运冶金煤开采销量140万吨，同比增加0.3百万吨（27%）；上半年销量240万吨，同比减少0.7百万吨（23%）[206] - 2021年第二季度粉河盆地开采销量2250万吨，同比增加460万吨（26%）；上半年销量4320万吨，同比增加180万吨（4%）[206] - 2021年上半年海运动力煤、冶金煤、粉河盆地煤矿、其他美国动力煤销量分别为820万吨、240万吨、4320万吨、780万吨，2020年同期分别为920万吨、310万吨、4140万吨、870万吨[244] - 2021年Q2海运热煤开采业务销量410万吨，收入1.941亿美元，调整后EBITDA为7140万美元[242] - 2021年Q2海运冶金煤开采业务销量140万吨，收入1.21亿美元，调整后EBITDA亏损2640万美元[242] - 2021年Q2粉河盆地开采业务销量2250万吨，收入2.486亿美元，调整后EBITDA为4550万美元[242] - 2021年Q2其他美国热煤开采业务销量390万吨，收入1.621亿美元，调整后EBITDA为4430万美元[242] - 2020年Q2海运热煤开采业务销量460万吨，收入1.62亿美元，调整后EBITDA为2770万美元[242] 公司煤矿权益情况 - 2021年6月30日，公司在美国和澳大利亚拥有17个活跃煤矿的权益[179] 公司债务处理与融资交易情况 - 2020年第四季度和2021年第一季度，公司与相关方达成协议，将大部分近期债务到期日延长至2024年12月[181] - 2021年第二季度至第三季度，公司完成一系列融资交易以改善资本结构[182] - 2020年第四季度和2021年第一季度，公司与相关方达成一系列协议，将大部分近期债务到期日延长至2024年12月[283] - 2021年1月29日，公司完成交换要约，3.987亿美元2022年到期的6%高级有担保票据被有效投标并交换，包括1.939亿美元2024年到期的10%高级有担保票据、1.951亿美元2024年到期的8.5%高级有担保票据和940万美元现金支付[289] - 再融资交易中，公司对循环贷款进行重组，偿还1000万美元循环贷款，共同发行人承担2.06亿美元定期贷款，获得3.24亿美元信用证额度[292][294] - 2021年6月，公司宣布股权发行计划，可出售最多1250万股普通股，截至6月30日，已出售约810万股，净现金收入6510万美元，之后又出售270万股，净收入2150万美元[301] - 截至2021年6月30日的三个月，公司通过公开市场购买等方式提前赎回债务，包括1800万美元皮博迪票据、1740万美元2025年票据和1780万美元高级有担保定期贷款，记录了1190万美元的提前债务清偿收益[302] 公司重组费用情况 - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，公司分别产生重组费用210万美元和1650万美元[184] - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，公司分别产生重组费用420万美元和2300万美元[184] - 2021年第二季度重组费用为 - 210万美元，2020年同期为 - 1650万美元，增加1440万美元，增幅87%；上半年为 - 420万美元，2020年同期为 - 2300万美元，增加1880万美元，增幅82%[224] 公司出售关闭矿山收益预计情况 - 公司预计2021年第三季度出售关闭矿山将录得4000万至5000万美元累计收益[187] 公司绩效衡量指标情况 - 调整后EBITDA是管理层衡量各业务部门运营绩效的主要指标[188] - 公司使用自由现金流衡量财务绩效和业务运营产生超额现金流的能力[191] 公司煤炭合同定价情况 - 公司通常按季度、现货或指数基础协商海运冶金煤合同定价，按年度、现货或指数基础协商海运动力煤合同定价[194] 美国电力市场情况 - 2021年上半年美国整体电力需求同比增长4%，热煤发电占比升至约22%，天然气占比降至约36%，自2020年12月以来煤炭库存下降约1700万吨，上半年公用事业对粉河盆地（PRB）煤炭的消费量同比增长约35%[200] 公司收入情况 - 2021年第二季度公司收入较2020年同期（9670万美元）增加，主要因销量增加和海运热煤价格上涨；2021年上半年收入较2020年同期（9820万美元）减少，主要因实际价格和销量降低[201] - 2021年第二季度公司收入7.234亿美元，较2020年同期（6.267亿美元）增加9670万美元（15%）；上半年收入13.747亿美元，较2020年同期（14.729亿美元）减少9820万美元（7%）[209] - 粉河盆地矿业在2021年第二季度和上半年收入增加，主要因需求增加（第二季度4730万美元，上半年1580万美元），部分被不利的煤炭定价抵消（第二季度450万美元，上半年1120万美元）[211] - 美国其他动力煤开采在2021年第二季度收入增加，因有利的定价（590万美元）和更高的需求（420万美元）；上半年收入下降，主要因需求降低（3800万美元），部分被有利的定价（510万美元）抵消[212] - 2021年上半年海运动力煤、冶金煤、粉河盆地煤矿、其他美国动力煤收入分别为3.705亿美元、2.085亿美元、4.77亿美元、3.114亿美元，2020年同期分别为3.631亿美元、2.848亿美元、4.724亿美元、3.443亿美元[244] 公司税后净收入情况 - 2021年第二季度持续经营业务税后净收入较上一年同期（15.223亿美元）增加，主要因上一年的资产减值费用（14.181亿美元）和有利的收入差异[202] - 2021年上半年持续经营业务税后净收入较上一年同期（15.739亿美元）增加，主要因上一年的资产减值费用（14.181亿美元）、销量下降带来的运营成本和费用降低（1.418亿美元）、折旧、损耗和摊销减少（4890万美元），但不利的收入差异和利息费用增加（3040万美元）部分抵消了有利差异[203] 公司调整后EBITDA情况 - 2021年第二季度和上半年调整后EBITDA同比分别增加9870万美元和1.23亿美元；截至2021年6月30日，公司可用流动性约为5.64亿美元[204] - 2021年第二季度海运动力煤开采调整后EBITDA为7140万美元，2020年同期为2770万美元，增加4370万美元，增幅158%；上半年为9990万美元，2020年同期为8280万美元，增加1710万美元，增幅21%[216] - 2021年第二季度海运冶金煤开采调整后EBITDA为 - 2640万美元，2020年同期为 - 3610万美元，增加970万美元，增幅27%；上半年为 - 4880万美元，2020年同期为 - 6880万美元，增加2000万美元，增幅29%[216] - 2021年第二季度公司调整后EBITDA为1.221亿美元，2020年同期为2340万美元，增加9870万美元，增幅422%；上半年为1.832亿美元，2020年同期为6020万美元，增加1.23亿美元，增幅204%[216] - 2021年Q2调整后EBITDA为1.221亿美元，2020年同期为2340万美元；2021年上半年为1.832亿美元，2020年同期为6020万美元[240] 公司各业务板块调整后息税折旧摊销前利润情况 - 2021年上半年海运动力煤、冶金煤、粉河盆地煤矿、其他美国动力煤调整后息税折旧摊销前利润分别为9990万美元、 - 4880万美元、7560万美元、8050万美元，2020年同期分别为8280万美元、 - 6880万美元、6470万美元、7140万美元[244] 公司净亏损情况 - 2021年第二季度持续经营业务净亏损为2300万美元，2020年同期为1.5453亿美元，减少亏损1.5223亿美元，减亏幅度99%；上半年为1.007亿美元，2020年同期为1.6746亿美元，减少亏损1.5739亿美元，减亏幅度94%[224] - 2021年第二季度持续经营业务净亏损2.3亿美元，较2020年的15.453亿美元减少15.223亿美元，降幅99%；上半年持续经营业务净亏损10.07亿美元，较2020年的16.746亿美元减少15.739亿美元，降幅94%[237] - 2021年第二季度归属于普通股股东的净亏损2.86亿美元，较2020年的15.442亿美元减少15.156亿美元，降幅98%；上半年归属于普通股股东的净亏损10.87亿美元，较2020年的16.739亿美元减少15.652亿美元，降幅94%[237] - 2021年第二季度摊薄后每股亏损0.28美元，较2020年的15.78美元减少15.5美元，降幅98%；上半年摊薄后每股亏损1.09美元，较2020年的17.16美元减少16.07美元，降幅94%[238] - 2021年Q2持续经营业务净亏损2300万美元，2020年同期为15.453亿美元；2021年上半年亏损1.007亿美元，2020年同期为16.746亿美元[240] 公司折旧、损耗和摊销情况 - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销为 - 7710万美元，2020年同期为 - 8830万美元，增加1120万美元，增幅13%；上半年为 - 1.454亿美元，2020年同期为 - 1.943亿美元，增加4890万美元，增幅25%[224] - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销费用减少，主要因2020年第二季度羚羊谷北矿资产减值影响（三个月1880万美元；六个月4400万美元）[227] - 2020年第二季度和上半年，公司确认与羚羊谷北矿公允价值相关的资产减值费用总计14.181亿美元[229] - 2021年Q2折旧、损耗和摊销费用为7710万美元，2020年同期为8830万美元；2021年上半年为1.454亿美元，2020年同期为1.943亿美元[240] 公司资产报废义务费用情况 - 2021年第二季度资产报废义务费用为 - 1510万美元，2020年同期为 - 1410万美元，减少100万美元，减幅7%；上半年为 - 3100万美元，2020年同期为 - 3170万美元，增加70万美元，增幅2%[224] 公司所得税收益情况 - 2021年第二季度所得税收益为480万美元，2020年同期为20万美元，增加460万美元，增幅2300%；上半年为660万美元，2020年同期为 - 280万美元，增加940万美元，增幅336%[224] - 2021年第二季度所得税收益增加，主要因预测应税收入差异和外国所得税账户重计量准备减少；上半年所得税收益增加，主要因预测应税收入差异，部分被外国所得税账户重计量准备增加抵消[234] 公司总费用情况 - 2021年第二季度总费用为7.71亿美元，较2020年的8.83亿美元减少1.12亿美元，降幅13%；上半年总费用为14.54亿美元，较2020年的19.43亿美元减少4.89亿美元，降幅25%[225] 公司运营成本和费用情况 - 2021年Q2运营成本和费用为6.114亿美元，2020年同期为5.563亿美元；2021年上半年为11.94亿美元，2020年同期为13.358亿美元[240] 公司总报告部门成本情况 - 2021年Q2总报告部门成本为6.026亿美元，2020年同期为5.645亿美元；2021年上半年为11.7亿美元，2020年同期为13.495亿美元[240][242] 公司加权平均摊薄普通股情况 - 2021年和2020年第二季度加权平均摊薄普通股分别为1.012亿股和9790万股，上半年分别为9980万股和9750万股[238] 公司经营、投资、融资活动净现金使用量及自由现金流情况 - 2021年上半年经营活动净现金使用量为2280万美元，2020年同期为5310万美元；投资活动净现金使用量为8260万美元，2020年同期为1.156亿美元；自由现金流为 - 1.054亿美元，2020年同期为 - 1.687亿美元[244] - 2021年上半年，公司经营活动净现金使用量为2280万美元，投资活动净现金使用量为8260万美元，融资活动净现金使用量为4190万美元[312] 美国和澳大利亚相关政策法规情况 - 美国《清洁空气法》要求美国环保署每五年审查国家环境空气质量标准，2020年提议保留2015年颁布的臭氧标准和2012年修订的颗粒物标准，相关规则均被挑战且处于搁置状态[248][249] - 《清洁电力计划》要求各州在2025年和2030年分别将境内任何发电企业的碳排放减少28%和32%（与2005年基线相比），后被废除并由《经济适用清洁能源规则》取代，该规则又被撤销并发回环保署[