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]

Alliance Resource Partners, L.P. (NASDAQ:ARLP) Q3 2021 Earnings Conference Call October 25, 2021 10:00 AM ET Company Participants Brian L. Cantrell - SVP and CFO Joseph W. Craft, III - President and CEO Conference Call Participants Nathan Martin - Benchmark Company Shelly McNulty - Loomis Sayles Matthew Fields - Bank of America Merrill Lynch Scott Ferguson - Pacific Value Arthur Calavritinos - ANC Capital Andrew Cosgrove - Bloomberg Operator Greetings, and welcome to Alliance Resource Partners L.P. Third Q ...

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]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度总收入增长13.8%至3.624亿美元 净收入增长77.9%至4400万美元或每股0.34美元 EBITDA增长25.7%至1.186亿美元[6] - 2021年上半年总收入增长12.4%至6.811亿美元 净收入增加2.602亿美元至6880万美元 EBITDA增长45.3%至2.129亿美元[9][10] - 公司产生7940万美元自由现金流 用于向股东分配1270万美元和减少5950万美元债务及融资租赁义务 流动性达5.005亿美元 杠杆率降至1.08倍 较年初改善32.1%[8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 煤炭业务销售量增长14.9% 销售收入增长13.4%至3.26亿美元 单位EBITDA成本下降6.1%至每吨27.9美元 分部调整后EBITDA增长25.7%至1.139亿美元[10][11] - 特许权使用费业务表现强劲 分部调整后EBITDA达2220万美元 增长15.3% 其中油气特许权贡献1540万美元 增长28.7% 煤炭特许权保持稳定 贡献680万美元[12] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场电力需求同比增长7.5% PJM电网6月煤炭发电量达三年高点 MISO和SPP电网煤炭需求分别增长37%和42% 预计全年美国煤炭消费量将反弹16%[13][14] - 国际市场煤炭需求上升 IHS预计美国动力煤出口将增至4100-4500万短吨 较2020年的2670万短吨大幅增长[15] - 公司2021年出口销售目标为440万吨 较去年不足100万吨显著增加[15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司加强合同地位 新增870万吨交付承诺至2024年 其中250万吨面向出口市场[15] - 正在评估增加产量和销售的机会以应对强劲需求 但紧张的劳动力市场可能限制实施能力[16] - 油气特许权业务钻井活动持续 本季度有103口新水平井开钻和182口水平井投产[17] - 公司目标优化现有资产现金流和价值 同时寻求具有吸引力的增长机会[17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 煤炭市场基本面极为有利 国内和国际需求强劲[13] - 商品价格飙升 包括煤炭、石油和天然气[13] - 公用事业库存下降 供应反应受限 出口市场强劲[14] - 全球经济增长和液化天然气价格上涨推动国际煤炭需求[15] - 劳动力市场紧张是主要挑战 影响增产能力[16][36] 其他重要信息 - 本季度业绩受益于上季度延迟发货的100万吨煤炭[6][10] - 公司提高2021年全年指导目标 煤炭销售量和特许权吨位中值分别提高6%和3.3%[13][16] - 面临钢铁、石油和劳动力方面的通胀压力 预计钢铁附加费可能持续到年底[28][29] - 第三季度Mettiki矿将进行长壁开采设备搬迁 影响成本[28] - 资本支出预算增加500万美元 主要因产量增加导致维护资本上升[32] 问答环节所有提问和回答 问题: 新增吨位的定价情况 - 部分定价发生在近期价格上涨前 但后期获得部分溢价 平均销售价格中值提高约每吨0.5美元[20] 问题: 当前市场价格观察 - 伊利诺伊盆地价格月中上涨约7美元至40多美元 API-2价格超过130美元 公司看到类似水平定价[21][22] - 供应紧张 库存减少 预计价格在年底和明年第一季度保持强劲[23][24] 问题: 自由现金流使用优先级 - 存在不确定性 需等待明年价格更明确后再决定现金分配[26] 问题: 成本增加原因 - 通胀压力来自钢铁、石油和劳动力 长壁设备搬迁和较高成本冶金煤发货影响成本[28] - 增产主要来自低成本矿山 帮助抵消通胀压力[28] - 钢铁附加费可能持续到年底 预计明年第一季度取消[29] 问题: 资本支出增加原因 - 因产量增加 维护资本高于最初预期[32] 问题: 杠杆率目标和资本分配 - 继续关注增长机会 可能进行增值收购 目标维持1倍杠杆率[35] - 将重新审视分配政策 但需等待2022年现金流更清晰[35] - 劳动力短缺是增长制约因素 期待联邦额外福利结束和基础设施法案通过后劳动力市场改善[36] 问题: 工会关系和劳动力状况 - 公司为非工会运营商 自1971年以来无工会 注重与员工关系[38] - 挑战在于说服员工和潜在员工煤炭行业有长期未来 需要客户长期承诺支持[38][39] 问题: 油气特许权业务价值和投资 - 与其他纯油气特许权公司相比 估值倍数较高 当前EBITDA运行率约8000-8500万美元 价值被低估[42] - 疫情期间投资活动减少 现在随着商品价格改善 活动增加 看到潜在机会[42]

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]

Alliance Resource Partners, L.P. (NASDAQ:ARLP) Q1 2021 Earnings Conference Call April 26, 2021 10:00 AM ET Company Participants Brian Cantrell - Senior VP and Chief Financial Officer Joe Craft - Chairman, President and Chief Executive Officer Conference Call Participants Nathan Martin - Seaport Global Lucas Pipes - B. Riley Matthew Fields - Bank of America Scott Ferguson - Pacific Value Operator Good day, and welcome to the Alliance Resource Partners L.P. First Quarter 2021 Earnings Conference Call. All par ...

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

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

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

Alliance Resource Partners, L.P. (NASDAQ:ARLP) Q3 2020 Earnings Conference Call October 26, 2020 10:00 AM ET Company Participants Joe Craft - Chairman, President and CEO Brian Cantrell - SVP and CFO Conference Call Participants Mark Levin - The Benchmark Company Lucas Pipes - B. Riley FBR Matthew Fields - Bank of America Merrill Lynch Nick Jarmoszuk - Stifel Lin Shen - HITE Sam Johnson - Private Investor Operator Good day, and welcome to the Alliance Resource, L.P. Third Quarter 2020 Earnings Conference Cal ...