附件99.1

新闻稿

	联系方式：
		布莱恩·L·坎特雷尔
		联盟资源合作伙伴，L.P.
		南博尔德大道1717号，400套房
		俄克拉荷马州塔尔萨，邮编：74119
立即释放	(918) 295-7673

联盟资源合作伙伴，L.P.

报告煤炭产量、收入、净收入和EBITDA的季度和年度增长；将季度现金分配提高到每单位0.25美元；并提供2022年的初步指导

亚洲网俄克拉何马州塔尔萨1月31日电联盟资源伙伴公司(纳斯达克市场代码：ARLP)今天公布，与截至2020年12月31日的季度和年度(分别为“2020年季度”和“2020年年度”)相比，截至2021年12月31日的季度和年度(分别为“2021年季度”和“2021年”)的财务和经营业绩有所增长。

2021年这个季度的净收入增长了48.0%，达到5180万美元，或每个基本和稀释后有限合伙人单位0.40美元，而2020年这个季度为3500万美元，或每个基本和稀释后有限合伙人单位0.27美元。与2020年季度的3.665亿美元相比，2021年季度总收入增长29.2%，达到4.735亿美元，原因是煤炭销售量和价格分别增长12.7%和5.6%，以及石油和天然气价格大幅上涨(增长93.1%)。2021年季度的总运营费用从2020年季度的2.221亿美元增加到2021年季度的3.005亿美元，原因是煤炭销售和产量增加，煤炭价格变现增加导致特许权使用费和销售相关费用增加，通胀成本压力的影响，以及某些煤矿加班以满足客户需求导致的劳动力相关成本增加。2021年季度运营费用的增加还反映了1,180万美元的煤炭合同买断，使我们能够以更高的价格销售煤炭，以便在2022年第一季度交付吨，以及680万美元的不利年终非现金精算和应计调整。EBITDA在2021年第二季度也增长了7.3%，达到1.302亿美元，而2020年第二季度为1.214亿美元。(除非另有说明，本新闻稿正文中提及的“净收益(亏损)”均指“可归因于ARLP的净收益(亏损)”。有关EBITDA的定义以及与其可比GAAP财务指标的相关调整，请参阅本新闻稿的末尾。)

2021年的业绩也大幅上升，净收入增至1.782亿美元，或每个基本和稀释有限合伙人单位1.36美元，而2020年净亏损1.292亿美元，或每个基本和稀释有限合伙人单位亏损1.02美元。净收入的增长是由于收入增加，每吨分部调整后EBITDA费用降低，2021年折旧减少，2020年度非现金减值费用减少1.57亿美元。剔除减值费用的影响，2021年净收入为1.782亿美元，比2020年调整后净收入2780万美元增加1.504亿美元，而EBITDA在2021年增长23.9%，达到4.791亿美元，而2020年调整后EBITDA为3.867亿美元。煤炭销售量增长14.4%，油气价格上涨88.2%

第1页(第15页)

到2021年，总收入将增长18.2%，达到15.7亿美元，而2020年为13.3亿美元。(有关调整后的净收入、调整后的EBITDA和分段调整后的EBITDA费用的定义以及与GAAP可比财务指标相关的对账，请参阅本新闻稿的末尾。)

正如之前在2022年1月28日宣布的那样，ARLP的普通合伙人董事会(“董事会”)宣布，2021年这个季度向单位持有人的现金分配为每单位0.25美元(年化每单位1.00美元)，于2022年2月14日支付给截至2022年2月7日收盘时登记在册的所有单位持有人。宣布的分配比截至2021年9月30日的季度(“连续季度”)每单位0.20美元的现金分配增加了25.0%。

ARLP董事长、总裁兼首席执行官约瑟夫·W·克拉夫特三世(Joseph W.Craft III)表示：“ARLP在2021年这个季度继续受益于有利的市场条件，与2020年这个季度相比，煤炭、石油和天然气的销售量、总收入、净收入和EBITDA都有了大幅增长。”为了履行我们的合同承诺，我们的煤炭业务加班加点地工作，将煤炭销售量增加了60.6万吨，我们的营销团队努力抓住市场上涨的好处，导致价格实现每吨增加2.54美元，与第二季度相比都是如此。有利的市场条件也使我们能够加强我们的合同书，因为我们在2021年这个季度获得了新的协议，到2024年交付约1330万吨。有了这些新合同，ARLP进入2022年时，定价和承诺的煤炭销售量大约占其预期煤炭销售量的89%。我们的特许权使用费部门在2021年这个季度也实现了强劲的表现。更高的能源价格和更多的特许权使用费导致我们的特许权使用费业务实现了创纪录的EBITDA，达到3140万美元。“

克拉夫特先生接着说：“天然气和煤炭价格上涨，加上出口市场走强，是导致ARLP 2021年全年业绩超出我们最初预期的主要因素。2021年期间，ARLP产生了3.022亿美元的自由现金流，债务和融资租赁债务总额减少了1.615亿美元，总杠杆率提高到0.93倍，流动性增加了1.054亿美元。我们的董事会决定将ARLP对单位持有人的现金分配增加25.0%，与2021年4月设定的年化分配水平保持一致，目标是大约30%。

第2页，共15页

经营成果及分析


							%变化
	2021年第四次			2020年第四位			季度/		2021年第三			%变化
(单位为百万，不包括每吨和每BOE数据)	季度			季度			季度		季度			序贯

煤炭业务(1)

伊利诺伊州盆地
售出吨数		6.329			5.488		15.3	%		5.750		10.1	%
煤炭销售价每吨售出	$	41.63		$	39.28		6.0	%	$	37.85		10.0	%
每吨分部调整后EBITDA费用	$	31.27		$	26.17		19.5	%	$	26.03		20.1	%
分段调整后的EBITDA	$	67.7		$	72.3		(6.4)	%	$	69.3		(2.3)	%

阿巴拉契亚
售出吨数		2.771			2.585		7.2	%		2.744		1.0	%
煤炭销售价每吨售出	$	53.30		$	50.29		6.0	%	$	52.71		1.1	%
每吨分部调整后EBITDA费用	$	37.47		$	30.87		21.4	%	$	33.64		11.4	%
分段调整后的EBITDA	$	46.7		$	50.7		(7.8)	%	$	52.7		(11.4)	%

煤炭总运营量
售出吨数		9.100			8.073		12.7	%		8.494		7.1	%
煤炭销售价每吨售出	$	45.19		$	42.81		5.6	%	$	42.65		6.0	%
每吨分部调整后EBITDA费用	$	33.86		$	28.24		19.9	%	$	28.95		17.0	%
分段调整后的EBITDA	$	116.4		$	122.8		(5.2)	%	$	126.3		(7.8)	%

版税(1)

油气特许权使用费
英国央行售出(2)		0.458			0.418		9.6	%		0.414		10.6	%
京东方含油率		45.9	%		48.5	%	(5.4)	%		51.2	%	(10.4)	%
京东方平均售价(3)	$	51.80		$	26.83		93.1	%	$	48.64		6.5	%
部门调整后的EBITDA费用	$	2.8		$	1.3		125.3	%	$	2.6		7.1	%
分段调整后的EBITDA	$	22.4		$	10.2		118.5	%	$	19.1		17.2	%

煤炭特许权使用费(4)
已售出特许权使用费吨		5.675			5.326		6.6	%		5.344		6.2	%
每售出特许权使用费吨的收入	$	2.64		$	2.36		11.9	%	$	2.52		4.8	%
部门调整后的EBITDA费用	$	5.1		$	5.6		(8.7)	%	$	4.3		20.1	%
分段调整后的EBITDA	$	9.9		$	7.0		41.8	%	$	9.2		8.2	%

总版税
特许权使用费总收入	$	39.4		$	23.9		64.9	%	$	34.6		13.9	%
部门调整后的EBITDA费用	$	7.9		$	6.9		15.8	%	$	6.9		15.1	%
分段调整后的EBITDA	$	32.3		$	17.3		87.3	%	$	28.3		14.3	%

合并总数(5)
总收入	$	473.5		$	366.5		29.2	%	$	415.4		14.0	%
部门调整后的EBITDA费用	$	301.1		$	222.3		35.5	%	$	239.4		25.8	%
分段调整后的EBITDA	$	148.8		$	140.0		6.2	%	$	154.6		(3.8)	%

(1)	有关分段调整后的EBITDA费用和分段调整后的EBITDA的定义以及与可比GAAP财务指标的相关对账，请参阅本新闻稿的末尾。每吨的分部调整EBITDA费用定义为分部调整后的EBITDA费用-煤炭业务(如本新闻稿末尾的调节表所示)除以销售总吨。正如本新闻稿末尾的调节表中所指出的，我们煤炭业务部门2020季度的分部调整后EBITDA和分部调整后EBITDA费用进行了调整，以追溯反映我们煤炭特许权使用费部门赚取的公司间特许权使用费的影响(见下文脚注(4))。

(2)	天然气产量的桶油当量(“BOE”)按6：1计算(每桶6,000立方英尺天然气)。

(3)	每个京东方的平均销售价格被定义为石油和天然气特许权使用费收入(不包括租赁奖金收入)除以京东方的总销量。

(4)	ARLP的子公司Alliance Resource Properties，LLC(“Alliance Resource Properties”)拥有或控制其租赁给我们的一些采矿子公司的煤炭储量。从2021年开始，我们重组了我们的可报告部门，将Alliance Resource Properties的煤炭特许权使用费活动包括在内，作为一个新的煤炭特许权使用费报告部门。这项活动以前包括在我们的伊利诺伊州盆地和阿巴拉契亚地区的可报告部门以及我们的其他和公司活动中。

(5)	反映总的综合结果，其中包括我们的其他活动和公司活动，以及除上文强调的伊利诺伊州盆地、阿巴拉契亚地区、石油和天然气特许权使用费以及煤炭特许权使用费可报告部分之外的其他活动和取消。

第3页，共15页

与2020年和连续两个季度相比，ARLP在所有地区的煤炭销售量都有所增长。与2020年季度相比，2021年季度出口销售的增加推动伊利诺伊盆地和阿巴拉契亚地区的煤炭销售量分别增长了15.3%和7.2%。与第二季度相比，伊利诺伊州盆地的煤炭销售量在2021年这个季度增长了10.1%，这主要是由于我们的River View、Warrior和Gibson South煤矿的产量增加所致。与2020年季度相比，伊利诺伊盆地和阿巴拉契亚地区的每吨煤炭销售价格都上涨了6.0%，这反映了我们在2021年获得的煤炭价格飙升。伊利诺伊州盆地的煤炭销售价格比上一季度增长了10.0%，这是由于我们吉布森南部、汉密尔顿和河景业务的价格实现了改善。截至2021年季度末，煤炭总库存降至60万吨，较连续季度末减少40万吨，与2020年季度末相当。

与2020年和连续两个季度相比，每吨总分部调整后的EBITDA费用分别增长了19.9%和17.0%。如上所述，这两个地区都受到了众多费用项目的通胀压力、为确保充足供应和降低未来成本增加的潜在可能性而提前购买消耗品、某些采矿作业的回收率下降以及与劳动力相关的费用上升的影响。伊利诺伊州盆地每吨分部调整后的EBITDA费用还反映了之前讨论的合同收购费用以及2021年季度确认的不利的非现金精算和应计调整，这使该地区的每吨销售成本增加了约2.92美元。在阿巴拉契亚地区，每吨分部调整后的EBITDA费用也受到长壁沉降费用增加的影响。

对于我们的石油和天然气特许权使用费部门，2021年第四季度每京东方的销售价格大幅上升和销量的增加推动分部调整后的EBITDA增长了118.5%，达到2,240万美元，而2020年第二季度为1,020万美元。与第二季度相比，分部调整后的EBITDA在2021年第二季度增加了330万美元，原因是销量增加，增幅为10.6%，以及石油和天然气价格持续走强，增幅为6.5%。

由于销售的特许权使用费吨增加和每吨平均特许权使用费费率提高，我们煤炭特许权使用费部门的分部调整后EBITDA在2021年季度增至990万美元，而2020年和连续季度分别为700万美元和920万美元。

展望

克拉夫特说：“进入2022年，石油、天然气和煤炭在去年下半年形成的有利市场环境依然完好无损。”到2021年底，美国主要市场的燃煤发电量同比增长20.9%，因为总电力需求增长4.4%，高天然气价格提振了煤炭需求。如果不是整个行业的煤炭供应短缺，导致许多公用事业公司依赖成本更高的燃气发电，以努力保护煤炭库存(目前煤炭库存仍处于极低水平)，东部的煤炭发电量可能会更强劲。出口市场对美国煤炭的需求和定价继续具有吸引力，原因是电力需求增加，天然气和液化天然气价格居高不下，以及全球供应反应乏力以及供应中断。正如我们在下面的2022年初步指导中所反映的那样，我们乐观地认为，ARLP将从这些市场机会中受益。“

克拉夫特接着说：“对我们特许权使用费业务的预期也依然看好。我刚才讨论的煤炭前景乐观，这让我们有信心，我们的煤炭特许权使用费业务将在2022年持续稳步增长。同样，我们的石油和天然气特许权使用费业务前景看好。石油、天然气和天然气液体的价格变现大幅增加，远期价格曲线保持强劲。预计E&P运营商将继续加快增长步伐。”

第4页，共15页

钻井和完井活动。我们现在预计，我们种植面积的产量在2022年将继续增长。2021年期间，我们的石油、天然气和煤炭特许权使用费净收入和EBITDA达到了创纪录的水平，正如我们在下面的初步指导中所反映的那样，我们预计我们特许权使用费部门的业绩在未来将继续增长。“

ARLP正在为以下选定项目提供2022年的初步全年指导：



2022年全年指导

煤炭业务
体积(百万短吨)
伊利诺伊州盆地销售吨					24.9 — 26.0
阿巴拉契亚销售吨					10.3 — 10.7
总销售量					35.2 — 36.7

承诺和定价的销售吨数
2022年-国内/出口/总额					29.8/2.3/32.1
2023年-国内/出口/总额					16.4/0.0/16.4

每吨估算值
煤炭销售价格/吨(1)					$49.05 — $51.25
分部调整后的EBITDA每吨销售费用(2)					$33.15 — $35.00

版税
油气特许权使用费
石油(000桶)					875 — 925
天然气(000MCF)					2,800 — 3,200
液体(000桶)					320 — 360
分部调整后的EBITDA费用(占石油和天然气特许权使用费收入的百分比)					~ 12.0%

煤炭特许权使用费
已售出特许权使用费吨(百万短吨)					21.5 — 22.0
每售出特许权使用费吨的收入					$2.70 — $2.80
分部调整后的EBITDA费用每销售特许权使用费吨					$0.90 — $1.00

合并(百万)
折旧、损耗和摊销					$260 — $270
一般事务和行政事务					$82 — $84
净利息支出					$36 — $37
资本支出					$220 — $240

(1)	每吨销售价格定义为煤炭销售总收入除以销售总吨。

(2)	有关分段调整后的EBITDA费用的定义以及与可比GAAP财务指标相关的对账，请参阅本新闻稿的末尾。

关于ARLP 2021年季度和年度财务业绩以及2022年展望的电话会议定于今天上午10点举行。东方。要参加电话会议，请拨打(877)407-0784并请求连接到Alliance Resource Partners，L.P.收益电话会议。国际呼叫者应拨打(201)689-8560，并要求接通同一电话。投资者也可以通过ARLP网站的“投资者信息”栏目收听电话会议，网址是：http://www.arlp.com.。

电话会议的音频回放将持续大约一周。要收听音频回放，请拨打美国免费电话(8445122921)；国际通行费(412317-6671)，并使用接入码13726195请求连接回放。

第5页，共15页

关于Alliance Resource Partners，L.P.

ARLP是一家多元化的自然资源公司，从其采矿综合体生产的煤炭中获得运营和特许权使用费收入，并从其在美国战略油气产区(主要是二叠纪盆地、阿纳达科盆地和威利斯顿盆地)拥有的矿产权益中获得特许权使用费收入。

ARLP目前从其子公司在伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、马里兰州和西弗吉尼亚州运营的七个采矿综合体生产煤炭。ARLP还在印第安纳州芒特弗农的俄亥俄河上运营着一个煤炭装卸码头。ARLP向国内和国际主要公用事业和工业用户推销其煤炭生产，目前是美国东部第二大煤炭生产商。

此外，ARLP还从各种其他来源获得收入。

有关ARLP的新闻、单价和更多信息，包括提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的文件，都可以在http://www.arlp.com.上获得。欲了解更多信息，请联系ARLP的投资者关系部，电话：(918)295-7674，或发电子邮件至InvestorRelationship@arlp.com。

***

本新闻稿中使用的声明和预测都是基于当前的预期。这些陈述和预测是前瞻性的，实际结果可能大不相同。这些预测不包括本新闻稿发布之日之后可能发生的任何合并、收购或其他业务合并的潜在影响。我们在下面包含了有关可能影响我们业绩的业务风险的更多信息。

前瞻性陈述：除历史事项外，本新闻稿中讨论的任何事项均为前瞻性陈述，涉及风险和不确定因素。这些风险和不确定性可能导致实际结果与预期结果大不相同。这些前瞻性表述包括对煤炭和油气消费以及预期未来价格的预期，优化现金流，减少运营和资本支出，保持流动性和保持财务灵活性等。我们实现这些结果的能力面临的这些风险包括但不限于：“新冠肺炎”疫情的严重性、严重程度和持续时间，包括疫情以及企业和政府应对疫情的影响，对我们的业务和人员以及对煤炭、石油和天然气的需求，我们客户和供应商的财务状况，可用的流动性和资金来源，以及更广泛的经济中断；前瞻性表述包括：“新冠肺炎”疫情引发的宏观经济和市场条件的变化以及市场波动，包括通货膨胀、煤炭、石油、天然气及天然气液体价格的变化，以及这种变化和波动对我们财务状况的影响；煤炭行业发电份额的下降，包括与煤炭开采和燃烧有关的环境问题以及其他电力和燃料来源(如石油和天然气、核能和可再生燃料)的成本和预期收益；全球经济和地缘政治条件或客户经营的行业的变化；煤炭价格和/或油气价格的变化, 需求和可获得性，可能影响我们的经营业绩和现金流；主要产油国在石油产量和价格方面的行动，可能在短期和长期内对我们持有矿产权益的物业的石油和天然气勘探和生产业务产生直接和间接影响；分发疫苗的有效性或无效性，以减少新冠肺炎的影响；变化

第6页，共15页

国内和国际煤炭市场的竞争以及我们应对这种变化的能力；由于石油、天然气和天然气液体价格较低或缺乏下游需求或储存能力，我们持有矿产权益的运营商可能关闭生产；与我们的业务和资产扩张相关的风险；我们识别和完成收购的能力；对重要客户合同的依赖，包括到期后续签现有合同；对现有煤炭供应协议的价格、数量或条款的调整；贸易、货币和财政政策和法律的影响和变化，包括联邦储备委员会的利率政策；美国和外国政府采取的税收或关税和其他贸易措施的影响和变化；国内外的立法、法规、法院裁决和解释，包括与环境和温室气体排放、采矿、矿工健康和安全、水力压裂和医疗保健有关的法律、法规和法院裁决和解释；电力行业的放松管制或煤炭行业、电力行业或一般行业的任何不利变化的影响投资者和其他利益攸关方对环境、社会和治理问题的日益关注；流动性限制，包括因未来无法获得融资而造成的限制；客户破产、取消或违反现有合同，或其他不履行合同的情况；客户延误, 未按合同采煤或拖欠付款；我们的生产率水平和煤炭销售赚取的利润率；我们持有矿产权益的物业的油气勘探和生产运营中断；原材料成本的变化；熟练劳动力供应的变化；我们与员工保持满意关系的能力；劳动力成本的增加，包括医疗保险和因《平价医疗法案》(Affordable Care Act)而产生的税收成本、工作规则的不利变化、或与工人赔偿索赔相关的现金支付或预测；运输成本的增加以及运输延误或中断的风险；由于地质、许可、劳工、天气或其他因素造成的经营中断；与重大矿难、矿火、矿井水灾或其他中断相关的风险；诉讼结果，包括尚未主张的索赔；可能对我们的煤炭在海外的竞争力产生不利影响的外汇波动；难以维持我们的矿山复垦担保债券以及工人补偿和黑肺福利；难以对矿山开垦后的复垦以及养老金、黑肺福利和其他退休后福利负债做出准确的假设和预测；不确定因素估计和替换我们的石油和天然气储量的不确定性；由于我们的石油和天然气资产运营商的钻探和完井活动水平而导致的石油和天然气产量的不确定性；当前和潜在的联邦或州税收规则和法规变化的影响，包括某些税收减免和抵免利益的损失或减少；获得商业财产保险的困难。, 这些风险包括：与我们参与商业保险财产计划相关的风险和风险；不断变化的网络安全风险，例如涉及未经授权的访问、拒绝服务攻击、恶意软件、员工、内部人员或其他获得授权访问的人对数据隐私的侵犯、网络或网络钓鱼攻击、勒索软件、恶意软件、社会工程、物理入侵或其他行为；以及在对与我们无法控制的公司的股权投资相关的未来收入和成本做出准确假设和预测的过程中遇到的困难。

有关这些和其他因素的更多信息，请参阅该公司提交给美国证券交易委员会的公开定期文件，包括该公司于2021年2月23日提交的截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告，以及ARLP于2021年3月31日、2021年6月30日和2021年9月30日提交的Form 10-Q季度报告

第7页，共15页

分别于2021年5月7日、2021年8月6日和2021年11月4日，与美国证券交易委员会合作。除非适用的证券法另有要求，否则ARLP不打算更新其前瞻性陈述。

第8页，共15页

联盟资源合作伙伴、L.P.和子公司

精简的合并运营报表和运营数据

(单位为千，单位和单位数据除外)

(未经审计)


	截至三个月				年终
	十二月三十一日，				十二月三十一日，
	2021		2020		2021		2020

售出吨数		9,100		8,073		32,268		28,212
生产吨位		8,739		7,444		32,207		26,990
矿产利息量(BOE)		458		418		1,663		1,792

销售和运营收入：
煤炭销售	$	411,198	$	345,582	$	1,386,923	$	1,232,272
油气特许权使用费		23,766		11,194		74,988		42,912
运输收入		24,454		4,407		69,607		21,129
其他收入		14,054		5,330		38,458		31,816
总收入		473,472		366,513		1,569,976		1,328,129

费用：
营业费用(不包括折旧、损耗和摊销)		300,497		222,123		943,257		859,656
交通费		24,454		4,407		69,607		21,129
外购煤炭		193		—		6,372		—
一般事务和行政事务		18,509		18,675		70,160		59,806
折旧、损耗和摊销		68,679		75,725		261,377		313,387
资产减值		—		—		—		24,977
商誉减值		—		—		—		132,026
总运营费用		412,332		320,930		1,350,773		1,410,981

营业收入(亏损)		61,140		45,583		219,203		(82,852)

利息支出，净额		(9,583)		(10,702)		(39,229)		(45,613)
利息收入		37		23		88		135
权益法投资收益		1,024		257		2,130		907
其他费用		(388)		(137)		(3,020)		(1,593)
所得税前收入(亏损)		52,230		35,024		179,172		(129,016)

所得税费用(福利)		190		(76)		417		35

净收益(亏损)		52,040		35,100		178,755		(129,051)

减去：可归因于非控股权益的净收入		(214)		(72)		(598)		(169)

可归因于ARLP的净收益(亏损)	$	51,826	$	35,028	$	178,157	$	(129,220)

有限合伙人单位收益-基本收益和摊薄收益	$	0.40	$	0.27	$	1.36	$	(1.02)

加权-未完成的平均单位数-基本单位数和稀释单位数		127,195,219		127,195,219		127,195,219		127,164,659

第9页，共15页

联盟资源合作伙伴、L.P.和子公司

压缩合并资产负债表

(单位数据除外，以千为单位)

(未经审计)


	十二月三十一日，
	2021		2020
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	122,403	$	55,574
贸易应收账款		129,531		104,579
其他应收账款		680		3,481
库存，净额		60,302		56,407
预付版税		4,958		4,168
预付费用和其他资产		21,354		21,565
流动资产总额		339,228		245,774
物业、厂房和设备：
物业、厂房和设备，按成本计算		3,608,347		3,554,090
减少累计折旧、损耗和摊销		(1,909,669)		(1,753,845)
财产、厂房和设备合计，净额		1,698,678		1,800,245
其他资产：
预付版税		63,524		56,791
权益法投资		26,325		27,268
商誉		4,373		4,373
经营性租赁使用权资产		14,158		15,004
其他长期资产		13,120		16,561
其他资产总额		121,500		119,997
总资产	$	2,159,406	$	2,166,016

负债和合伙人资本
流动负债：
应付帐款	$	69,586	$	47,511
所得税以外的应计税种		17,787		25,054
应计工资总额及相关费用		36,805		28,524
应计利息		5,000		5,132
工伤补偿和肺尘埃沉着病福利		12,293		10,646
当期融资租赁义务		840		766
当前经营租赁义务		1,820		1,854
其他流动负债		17,375		21,919
当前到期日、长期债务、净额		16,071		73,199
流动负债总额		177,577		214,605
长期负债：
长期债务，不包括本期债务，净额		418,942		519,421
肺尘埃沉着病福利		107,560		105,068
应计养老金福利		25,590		46,965
工伤赔偿		44,911		47,521
资产报废义务		123,517		121,487
长期融资租赁义务		618		1,458
长期经营租赁义务		12,366		13,078
其他负债		22,256		24,146
长期负债总额		755,760		879,144
总负债		933,337		1,093,749

承诺和或有事项

合伙人资本：
ARLP合伙人的资本：
有限合伙人-普通单位持有人127,195,219个未偿还单位		1,279,183		1,148,565
累计其他综合损失		(64,229)		(87,674)
ARLP合伙人的总资本		1,214,954		1,060,891
非控股权益		11,115		11,376
合伙人资本总额		1,226,069		1,072,267
总负债和合伙人资本	$	2,159,406	$	2,166,016

第10页，共15页

联盟资源合作伙伴、L.P.和子公司

简明合并现金流量表

(单位：千)

(未经审计)


	年终
	十二月三十一日，
	2021		2020

经营活动的现金流：	$	425,202	$	400,645

投资活动的现金流：
物业、厂房和设备：
资本支出		(122,984)		(121,101)
应付账款和应计负债的变动		2,594		(8,773)
出售财产、厂房和设备所得收益		7,719		3,762
从超过累计收益的投资中获得的分配		943		988
油气储量收购		(30,960)		—
用于投资活动的净现金		(142,688)		(125,124)

融资活动的现金流：
证券化安排下的借款		35,000		46,100
证券化贷款项下的付款		(90,900)		(64,000)
设备融资收益		—		14,705
设备融资付款		(17,299)		(14,805)
循环信贷安排下的借款		15,000		70,000
循环信贷安排下的付款		(102,500)		(237,500)
从信用额度借款		5,340		—
按信用额度付款		(5,340)		—
融资租赁义务的支付		(766)		(8,368)
支付发债成本		(113)		(6,280)
购买单位的付款和与递延补偿计划结算相关的扣缴税款		(1,090)		(1,310)
延期补偿计划下赠款的现金结算		—		(2,490)
支付给合作伙伴的分配		(52,158)		(51,753)
其他		(859)		(728)
用于融资活动的净现金		(215,685)		(256,429)

现金及现金等价物净变动		66,829		19,092

期初现金及现金等价物		55,574		36,482

期末现金及现金等价物	$	122,403	$	55,574

第11页，共15页

将GAAP“可归因于ARLP的净收入(亏损)”调整为非GAAP“可归因于ARLP的调整后净收入”(单位：千)。

调整后的可归因于ARLP的净收入被定义为可归因于ARLP的净收益(亏损)，这些净收益(亏损)经某些项目修正后可能不能反映未来业绩的趋势，如资产和商誉减值。

调整后的可归因于ARLP的净收入不应被视为替代可归因于ARLP的净收入(亏损)或根据公认会计原则提出的任何其他财务业绩衡量标准。调整后的可归因于ARLP的净收入不包括管理层认为影响我们经营业绩可比性的某些项目。我们的管理层和财务报表的外部用户(如投资者、商业银行、研究分析师和其他人)使用此调整后的财务衡量标准来评估：

●

相对于其他煤炭和矿产公司，我们的经营趋势和业绩；

●

我们的业绩与证券分析师提供的盈利预期的可比性；以及

●

我们的业绩不包括一般非重复性的项目，或者其时间或数量无法合理估计的项目。

我们相信，调整后的可归因于ARLP的净收入对投资者来说是一个有用的衡量标准，因为它进一步显示了我们的财务表现，而不考虑可能不反映未来业绩趋势的项目。


	截至三个月				年终				截至三个月
	十二月三十一日，				十二月三十一日，				9月30日，
	2021		2020		2021		2020		2021

可归因于ARLP的净收益(亏损)	$	51,826	$	35,028	$	178,157	$	(129,220)	$	57,548
资产减值		—		—		—		24,977		—
商誉减值		—		—		—		132,026		—
调整后的可归因于ARLP的净收入	$	51,826	$	35,028	$	178,157	$	27,783	$	57,548

GAAP“可归因于ARLP的净收入(亏损)”与非GAAP“EBITDA”、“调整后EBITDA”和“可分配现金流”(以千计)的对账。

EBITDA被定义为扣除净利息支出、所得税和折旧、损耗和摊销前的可归因于ARLP的净收入(亏损)，调整后的EBITDA针对某些可能不能反映未来业绩趋势的项目(如资产和商誉减值)进行了EBITDA修正。可分配现金流(“DCF”)被定义为调整后的EBITDA，不包括利息支出(资本化利息前)、利息收入、所得税和估计的维护资本支出。分销覆盖率(DCR)定义为DCF除以支付给合作伙伴的分销。

管理层认为，这些额外财务指标的列报为投资者提供了有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标与相关的GAAP财务指标一起使用时，(I)提供有关我们核心经营业绩以及产生和分配现金流的能力的额外信息，(Ii)为投资者提供财务分析框架，管理层根据这些财务分析框架做出财务、运营、薪酬和规划决策，以及(Iii)提供以下衡量标准：

第12页，共15页

投资者、评级机构和债券持有人已经表示，这对评估我们和我们的运营结果很有用。

EBITDA、调整后的EBITDA、DCF和DCR不应被视为可归因于ARLP的净收入(亏损)、净收益(亏损)、营业收入(亏损)、营业活动现金流量或根据GAAP提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代品。EBITDA、调整后的EBITDA和DCF不代表现金流，也不代表可用于分配的现金的衡量标准。我们计算EBITDA、调整后EBITDA、DCF和DCR的方法可能与计算其他公司报告的类似指标的方法不同，或者EBITDA、调整后EBITDA、DCF和DCR可能会在不同的情况下进行不同的计算(即公开报告与融资协议下的计算)。


	截至三个月				年终				截至三个月
	十二月三十一日，				十二月三十一日，				9月30日，
	2021		2020		2021		2020		2021

可归因于ARLP的净收益(亏损)	$	51,826	$	35,028	$	178,157	$	(129,220)	$	57,548
折旧、损耗和摊销		68,679		75,725		261,377		313,387		68,763
利息支出，净额		9,628		10,739		39,537		46,803		9,512
资本化利息		(82)		(60)		(396)		(1,325)		(123)
所得税费用(福利)		190		(76)		417		35		234
EBITDA		130,241		121,356		479,092		229,680		135,934
资产减值		—		—		—		24,977		—
商誉减值		—		—		—		132,026		—
调整后的EBITDA		130,241		121,356		479,092		386,683		135,934
利息支出，净额		(9,628)		(10,739)		(39,537)		(46,803)		(9,512)
所得税(费用)福利		(190)		76		(417)		(35)		(234)
预计维修资本支出(1)		(42,821)		(36,177)		(157,814)		(131,171)		(39,131)
可分配现金流	$	77,602	$	74,516	$	281,324	$	208,674	$	87,057
支付给合作伙伴的分配	$	26,072	$	—	$	52,158	$	51,753	$	13,041
配电覆盖率		2.98		—		5.39		4.03		6.68

(1)

维护资本支出是指长期维护我们煤炭资产现有基础设施所需的资本支出。我们根据五年规划期限，每年估算维护资本支出。在2022年的规划期内，假设平均每年估计的维护资本支出为每吨4.41美元，而2021年的估计为每吨4.90美元。我们的实际维修资本开支会因各种因素而波动，包括维修时间表和基本工程项目的时间安排等。我们每年在提交给美国证券交易委员会的10-K表格中披露实际的维护资本支出。

第13页，共15页

GAAP“经营活动现金流量”与非GAAP“自由现金流”(单位：千)的对账。

自由现金流的定义是经营活动的现金流减去资本支出。自由现金流不应被视为经营活动现金流或根据公认会计原则列报的任何其他财务业绩衡量标准的替代。我们计算自由现金流的方法可能与其他公司使用的方法不同。自由现金流是我们管理层用来评估我们从运营中产生超额现金流的能力的补充流动性指标。


	截至三个月				年终				截至三个月
	十二月三十一日，				十二月三十一日，				9月30日，
	2021		2020		2021		2020		2021

经营活动的现金流	$	114,225	$	108,857	$	425,202	$	400,645	$	152,761
资本支出		(34,323)		(18,281)		(122,984)		(121,101)		(33,035)
自由现金流	$	79,902	$	90,576	$	302,218	$	279,544	$	119,726

GAAP“营业费用”与非GAAP“分段调整后EBITDA费用”的对账，以及非GAAP“调整后EBITDA”与“分段调整后EBITDA”的对账(以千计)。

分部调整后的EBITDA费用包括营业费用、煤炭采购和其他费用。运输费用不包括在内，因为这些费用被转嫁给我们的客户，因此，我们没有实现运输收入的任何利润。分部调整后的EBITDA费用被我们的管理层用作评估分部经营业绩的补充财务指标。除煤炭销售、特许权使用费收入和其他收入外，分部调整后的EBITDA费用是EBITDA和调整后EBITDA的关键组成部分。从分部调整后的EBITDA费用中剔除公司一般和行政费用，使管理层能够只专注于对分部经营业绩的评估，因为这主要与我们的经营费用有关。分部调整后的EBITDA费用-煤炭运营不包括我们的石油和天然气特许权使用费部门的费用，并根据公司间与我们的煤炭特许权使用费部门的互动进行调整。

第14页，共15页


	截至三个月				年终				截至三个月
	十二月三十一日，				十二月三十一日，				9月30日，
	2021		2020		2021		2020		2021

运营费用	$	300,497	$	222,123	$	943,257	$	859,656	$	233,201
外购煤炭		193		—		6,372		—		6,065
其他费用		388		137		3,020		1,593		84
部门调整后的EBITDA费用		301,078		222,260		952,649		861,249		239,350
分部调整后的EBITDA费用-石油和天然气特许权使用费		(2,827)		(1,255)		(9,943)		(4,106)		(2,639)
分部调整后EBITDA费用-煤炭特许权使用费		(5,112)		(5,600)		(18,269)		(18,249)		(4,258)
公司间煤炭特许权使用费(1)		14,992		12,557		51,402		42,112		13,456
分部调整后EBITDA费用-煤炭业务	$	308,131	$	227,962	$	975,839	$	881,006	$	245,909

(1)

由我们的煤炭特许权使用费分部赚取的公司间煤炭特许权使用费代表我们的运营矿山发生的煤炭特许权使用费支出，因此计入合并的分部调整后EBITDA费用，以反映分部调整后的EBITDA费用-煤炭运营。

分部调整后的EBITDA被定义为扣除净利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销、一般和行政费用以及资产和商誉减值之前的可归因于ARLP的净收益(亏损)。分部调整后EBITDA-煤炭业务不包括我们的石油、天然气和煤炭特许权使用费部门的贡献，使管理层能够只关注我们伊利诺伊盆地和阿巴拉契亚地区的运营业绩。


	截至三个月				年终				截至三个月
	十二月三十一日，				十二月三十一日，				9月30日，
	2021		2020		2021		2020		2021

调整后的EBITDA(见上文对GAAP的对账)	$	130,241	$	121,356	$	479,092	$	386,683	$	135,934
一般事务和行政事务		18,509		18,675		70,160		59,806		18,655
分段调整后的EBITDA		148,750		140,031		549,252		446,489		154,589
部门调整后的EBITDA-版税总额		(32,318)		(17,254)		(101,976)		(63,741)		(28,278)
分部调整后的EBITDA-煤炭业务	$	116,432	$	122,777	$	447,276	$	382,748	$	126,311

第15页，共15页