附件99.1

新聞稿

	聯繫方式：
		布萊恩·坎特雷爾
		聯盟資源合作伙伴，L.P.
		南博爾德大道1717號，400號套房
		俄克拉荷馬州塔爾薩74119
立即釋放	(918) 295-7673

聯盟資源夥伴，L.P.

報告創紀錄的收入增長70.1%，淨收入增長266.7%，息税前利潤增長105.6%；將季度現金分配提高到每單位0.4美元；宣佈新能源過渡投資並更新指導

俄克拉荷馬州塔爾薩，2022年8月1日-聯盟資源合作伙伴公司(納斯達克：ARLP)今天公佈，與截至2021年6月30日的季度(“2021年季度”)和截至2022年3月31日的季度(“連續季度”)相比，截至2022年6月30日的季度(“2022年季度”)的財務和經營業績均有顯著增長。由於煤炭銷售價格和銷量上漲(分別增長43.3%和13.9%)，以及石油和天然氣特許權使用費價格和銷量上漲(分別增長64.7%和27.6%)，2022年季度總收入增長70.1%，達到創紀錄的6.165億美元，而2021年季度為3.624億美元。2022年第四季度的總運營費用增至4.412億美元，而2021年第四季度為3.074億美元，主要原因是煤炭銷售量增加和通脹成本壓力。2022年季度的淨收入增至1.615億美元，或每個基本有限合夥人單位和稀釋後有限合夥人單位1.23美元，而2021年季度為4400萬美元，或每個基本和稀釋後有限合夥人單位0.34美元。與2021年第四季度的1.186億美元相比，2022年第四季度的EBITDA也增長了105.6%，達到2.438億美元。(除非另有説明，本新聞稿正文中提及的所有“淨收入”均指“可歸因於ARLP的淨收入”。有關本新聞稿中EBITDA的定義及其與其可比GAAP財務指標的相關對賬，請參閲本新聞稿的結尾部分。)

2022年第四季度持續強勁的市場基本面推動煤炭銷售價格、銷量和煤炭銷售收入分別比第二季度增長25.1%、9.4%和36.9%。與第二季度相比，2022年第四季度收入增加和所得税支出減少推動淨收入增長340.6%，息税前利潤增長60.1%。

截至2022年6月30日止六個月(“2022年期間”)的總收入增長58.2%至10.8億美元，而截至2021年6月30日止六個月(“2021年期間”)的總收入則為6.811億美元，主要由於煤炭及油氣特許權使用費的價格及數量均大幅上升。營收的增加被總運營費用和所得税支出的增加部分抵消，導致淨收益顯著增加，2022年期間淨收入增長188.1%，至1.981億美元，或每個基本和稀釋後有限合夥人單位1.51美元，而2021年期間為6,880萬美元，或每個基本和稀釋後有限合夥人單位0.53美元。EBITDA在2022年期間增長了86.1%，達到3.962億美元，而2021年期間為2.129億美元。

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正如此前在2022年7月26日宣佈的那樣，ARLP的普通合夥人董事會(以下簡稱“董事會”)將2022年第四季度向單位持有人的現金分配增加到每單位0.40美元(年化每單位1.60美元)，於2022年8月12日向截至2022年8月5日收盤時登記在冊的所有單位持有人支付。宣佈的分配比2021年季度每單位0.1美元的現金分配增加了300.0%，比第二季度每單位0.35美元的現金分配增加了14.3%。

ARLP董事長兼首席執行官約瑟夫·W·克拉夫特三世表示：“ARLP在2022年第四季度實現了強勁的財務和運營業績，與2021年同期相比，我們再次公佈了煤炭、石油和天然氣的銷售量和價格、總收入、淨收入和息税前利潤(EBITDA)的大幅增長。我們煤炭業務的分部調整後EBITDA在2022年第二季度大幅攀升至2.226億美元，原因是煤炭銷售量和價格的增加抵消了持續的通脹成本壓力、供應鏈挑戰以及由於鐵路表現不佳而持續的發貨延誤。我們的特許權使用費業務也繼續受益於強勁的能源市場，再次在2022年第二季度實現創紀錄的分部調整EBITDA。

克拉夫特先生繼續説道：“在我們上個季度概述的能源轉型戰略方面，ARLP在2022年這個季度繼續取得進展。除了我們之前對Francis Energy和Infinitum Electric的投資外，我們最近還向NGP ETP IV，L.P.承諾了2500萬美元，NGP ETP IV，L.P.是由NGP Energy Capital Management，LLC贊助的私募股權基金。NGP ETP IV專注於作為全球向低碳經濟轉型的一部分的投資，通過與頂級管理團隊合作，並將增長股權投資於推動或促進可再生能源、經濟電氣化或能源高效利用的公司。此外，我們的全資子公司Matrix Design Group繼續增加其技術服務和產品的銷售，並繼續按計劃實現我們對今年收入和EBITDA增長的預期。“

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經營成果及分析


							更改百分比
	2022秒			2021秒			季度/		2022年第一			更改百分比
(單位為百萬，不包括每噸和每京東方數據)	季度			季度			季度		季度			序貫

煤炭業務(1)

伊利諾伊州盆地
已售出噸數		5.831			5.425		7.5	%		5.882		(0.9)	%
煤炭銷售價每噸銷售	$	49.80		$	38.74		28.5	%	$	43.17		15.4	%
每噸分部調整後EBITDA費用	$	33.39		$	25.84		29.2	%	$	30.19		10.6	%
分部調整後的EBITDA	$	97.4		$	70.6		37.8	%	$	78.2		24.5	%

阿巴拉契亞
已售出噸數		3.102			2.421		28.1	%		2.280		36.1	%
煤炭銷售價每噸銷售	$	77.83		$	47.84		62.7	%	$	58.97		32.0	%
每噸分部調整後EBITDA費用	$	37.84		$	30.75		23.1	%	$	36.72		3.1	%
分部調整後的EBITDA	$	124.4		$	41.6		198.7	%	$	51.1		143.4	%

煤炭業務總量
已售出噸數		8.933			7.846		13.9	%		8.162		9.4	%
煤炭銷售價每噸銷售	$	59.53		$	41.55		43.3	%	$	47.58		25.1	%
每噸分部調整後EBITDA費用	$	36.04		$	27.90		29.2	%	$	32.90		9.5	%
分部調整後的EBITDA	$	222.6		$	113.9		95.4	%	$	132.0		68.6	%

特許權使用費(1)

油氣特許權使用費
英國央行售出(2)		0.499			0.391		27.6	%		0.505		(1.2)	%
京東方的含油率		43.2	%		45.7	%	(5.5)	%		44.2	%	(2.3)	%
京東方平均售價(3)	$	72.03		$	43.73		64.7	%	$	61.26		17.6	%
部門調整後的EBITDA費用	$	3.2		$	2.4		33.7	%	$	3.0		7.8	%
分部調整後的EBITDA	$	34.6		$	15.4		125.0	%	$	28.6		21.2	%

煤炭特許權使用費
售出特許權使用費噸		5.268			4.707		11.9	%		5.553		(5.1)	%
每銷售特許權使用費噸的收入	$	2.76		$	2.48		11.3	%	$	2.73		1.1	%
部門調整後的EBITDA費用	$	5.4		$	4.9		10.8	%	$	4.8		12.0	%
分部調整後的EBITDA	$	9.1		$	6.8		34.6	%	$	10.3		(11.8)	%

總版税
特許權使用費總收入	$	51.1		$	29.2		74.8	%	$	46.1		10.8	%
部門調整後的EBITDA費用	$	8.6		$	7.3		18.4	%	$	7.8		10.4	%
分部調整後的EBITDA	$	43.7		$	22.2		97.4	%	$	38.9		12.4	%

合併總數(4)
總收入	$	616.5		$	362.4		70.1	%	$	460.9		33.8	%
部門調整後的EBITDA費用	$	316.1		$	214.5		47.4	%	$	261.2		21.0	%
分部調整後的EBITDA	$	266.3		$	136.1		95.7	%	$	170.9		55.8	%

(1)	有關分段調整的EBITDA費用和分段調整的EBITDA的定義以及與可比GAAP財務指標的相關對賬，請參閲本新聞稿的末尾。每噸的分部調整EBITDA費用定義為分部調整的EBITDA費用-煤炭業務(如本新聞稿末尾的對帳表所反映)除以銷售總噸。

(2)	天然氣產量的桶油當量(“BOE”)按6：1計算(每桶6,000立方英尺天然氣)。

(3)	每個京東方的平均銷售價格定義為石油和天然氣特許權使用費收入(不包括租賃獎金收入)除以京東方銷售總額。

(4)	反映總的綜合業績，其中包括我們的其他和公司活動，以及除上文強調的伊利諾伊州盆地、阿巴拉契亞地區、石油和天然氣特許權使用費和煤炭特許權使用費可報告部分外的其他活動和抵消。

由於持續有利的市場條件，ARLP在所有地區的每噸煤炭銷售價格都比2021年和連續兩個季度都有所上升。在伊利諾伊州盆地，顯著

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與2021年和連續兩個季度相比，2022年第四季度出口價格上漲推動煤炭銷售價格分別上漲28.5%和15.4%。在阿巴拉契亞地區，煤炭銷售價格較2021年和連續兩個季度分別上漲62.7%和32.0%，這主要是由於該地區所有煤礦的出口價格大幅上漲，以及我們的隧道嶺和Mettiki礦的國內價格上漲。由於吉布森南部和哈密爾頓煤礦的銷售量增加，伊利諾伊州盆地的煤炭銷售量比2021年季度增加了7.5%。在阿巴拉契亞，煤炭銷售量較2021年和連續季度分別增長28.1%和36.1%，這是由於我們的隧道嶺長壁業務的國內銷售量增加，以及我們的Mettiki和MC礦業業務的出口發貨量增加所致。截至2022年季度末，ARLP的煤炭總庫存為160萬噸，與2021年季度末相比增加了20萬噸，與連續季度末相當。

與2021年季度相比，伊利諾伊盆地和阿巴拉契亞地區的分部調整後EBITDA每噸支出分別增長29.2%和23.1%，這主要是由於許多支出項目面臨通脹壓力，包括與勞動力相關的費用以及供應和維護成本，以及由於價格變現增加和兩個地區的回收減少而導致與銷售相關的費用增加。與2021年季度和連續季度相比，2022年季度伊利諾伊州盆地的分段調整EBITDA每噸支出增加了1.11美元，反映了與我們收購哈密爾頓礦相關的650萬美元非現金或有應計項目的影響，這是基於對未來煤炭銷售價格上漲的預測。

對於我們的石油和天然氣特許權使用費部門，2022年季度實現的每BOE銷售價格大幅上升和銷量的增加推動部門調整後的EBITDA增長了125.0%，達到創紀錄的3,460萬美元，而2021年季度為1,540萬美元。與第二季度相比，分部調整後的EBITDA在2022年第四季度增加了610萬美元，主要是由於石油和天然氣價格上漲，上漲了17.6%。

由於銷售的特許權使用費噸增加以及每噸平均特許權使用費費率的提高，我們的煤炭特許權使用費部門的分部調整後EBITDA在2022年季度增長了34.6%，達到910萬美元，而2021年季度為680萬美元。與第四季度相比，分部調整後的EBITDA下降了11.8%，這是由於銷售的特許權使用費噸減少了5.1%，以及銷售費用增加。

展望

克拉夫特説：“自從我們在5月份發佈上一份財報以來，全球能源市場持續走強。”“推動全球大宗商品價格大幅上漲的經濟力量大體上保持完好，能源需求具有彈性，系統性供應短缺，以及與俄羅斯入侵烏克蘭有關的爭吵──，並繼續支撐能源市場。在此背景下，隨着全球發電商爭相在短期內增加較低的庫存並確保長期可靠的供應，ARLP能夠執行新的煤炭銷售承諾，以高於我們最近的預期的價格交付2490萬噸到2025年的煤炭。如前所述，我們的煤炭業務實現了每噸利潤率的顯著同比增長，我們相信ARLP將在2023年和2024年實現利潤率的進一步增長。我們的特許權使用費業務也受益於強勁的大宗商品市場。我們預計我們的煤炭特許權使用費部門將繼續受益於這些有利的市場條件，對於我們的石油和天然氣特許權使用費部門來説，石油和天然氣的遠期定價以及運營商鑽探和完井活動增加帶來的產量增加也預示着未來的增長。在下面的2022年指導表中，我們增加了資本支出，在吉布森南礦增加了第五個生產單位，在漢密爾頓增加了另一個開發單位

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我的是今年晚些時候或明年初。因此，我們預計2023年生產和銷售的總噸將比今年高出約100萬噸。

克拉夫特先生補充説：“根據ARLP今年迄今的強勁業績和我們對未來的預期，我們的董事會上週決定將對單位持有人的現金分配增加到每單位0.40美元。雖然我們的董事會每個季度都會考慮未來的分配，但管理層仍然相信，ARLP在2022年剩餘時間的預期業績將支持我們目前的目標，即到今年年底將單位持有人分配增加10.0%至15.0%。”

ARLP更新了2022年全年指導，以反映上半年的表現和我們目前對2022年全年市場的看法，概述如下：



2022年全年指導

煤炭業務
卷(百萬短噸)
伊利諾伊州盆地銷售噸					25.2 — 26.0
阿巴拉契亞銷售噸					10.3 — 11.0
總銷售量					35.5 — 37.0

承諾和定價的銷售噸數
2022-國內/出口/總額					30.7/4.5/35.2
2023-國內/出口/總額					26.5/2.5/29.0

每噸估算值
煤炭每噸銷售價格(1)					$56.00 — $63.00
分部調整後的EBITDA每噸銷售費用(2)					$34.50 — $36.50

版税
油氣特許權使用費
石油(000桶)					910 — 950
天然氣(000微克/平方英尺)					3,800 — 4,000
液體(000桶)					420 — 460
分部調整後的EBITDA費用(石油和天然氣特許權使用費收入的百分比)					~ 12.0%

煤炭特許權使用費
售出特許權使用費噸(百萬短噸)					21.5 — 22.0
每銷售特許權使用費噸的收入					$3.10 — $3.20
分部調整後的EBITDA費用每銷售特許權使用費噸					$1.10 — $1.20

合併(百萬)
折舊、損耗和攤銷					$260 — $270
一般和行政					$82 — $84
淨利息支出					$36 — $37
所得税費用					$58 — $60
資本支出					$230 — $250

(1)	每噸銷售價格的定義是煤炭銷售總收入除以銷售總噸。

(2)	分部調整後的EBITDA費用定義為營業費用、煤炭採購和其他費用。

關於ARLP 2022年季度財務業績的電話會議定於今天上午10點舉行。東方。要參加電話會議，請撥打(877)407-0784，並請求連接到Alliance Resources Partners，L.P.收益電話會議。國際呼叫者應撥打

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(201)689-8560，並請求接通同一呼叫。投資者也可以通過ARLP網站的“投資者信息”欄目收聽電話會議，網址為：http://www.arlp.com.。

電話會議的音頻重播將持續大約一週。要收聽音頻重播，請撥打美國免費電話(844)5122921；國際通行費(412)317-6671，並使用接入碼13731312請求連接重播。

關於Alliance Resource Partners，L.P.

ARLP是一家多元化的能源公司，目前是美國東部最大的煤炭生產商。ARLP還從其在美國戰略煤炭和油氣產區擁有的礦產權益中獲得運營和特許權使用費收入。此外，ARLP通過利用其核心技術和運營能力，在快速增長的能源和基礎設施轉型中進行戰略投資，將自己定位為面向未來的能源供應商。

有關ARLP的新聞、單價和更多信息，包括提交給美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)的文件，請訪問http://www.arlp.com.。欲瞭解更多信息，請聯繫ARLP的投資者關係部，電話：(918)295-7674，或發送電子郵件至InvestorRelationship@arlp.com。

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本新聞稿中使用的陳述和預測都是基於當前的預期。這些陳述和預測是前瞻性的，實際結果可能大不相同。這些預測不包括本新聞稿發佈之日後可能發生的任何合併、收購或其他業務合併的潛在影響。我們在下文中包含了有關可能影響我們業績的業務風險的更多信息。

前瞻性陳述：除歷史事項外，本新聞稿中討論的任何事項均為前瞻性陳述，涉及風險和不確定因素，可能導致實際結果與預期結果大相徑庭。這些前瞻性表述包括對煤炭、石油和天然氣消費的預期和對未來價格的預期、我們在未來幾個季度增加單位持有量分配的能力、與我們的能源和基礎設施過渡投資有關的業務計劃和潛在增長、優化現金流、減少運營和資本支出、保持流動性和保持財務靈活性等。我們實現這些結果的能力面臨的這些風險包括但不限於：烏克蘭當前敵對行動的結果或升級，新冠肺炎大流行的嚴重性、規模和持續時間，以及新病毒變種的出現，包括大流行的影響以及企業和政府應對大流行病的影響，包括減輕其影響的行動和治療方法和疫苗的開發，對我們業務和人員以及對煤炭、石油和天然氣的需求，我們客户和供應商的財務狀況，可用的流動性和資金來源以及更廣泛的經濟中斷；宏觀經濟和市場狀況的變化以及由於烏克蘭的敵對行動、新冠肺炎疫情或其他原因引起的市場波動，包括通貨膨脹、煤炭、石油、天然氣和天然氣液體價格的變化，以及這些變化和波動對我們財務狀況的影響；煤炭行業在發電中所佔份額的下降，包括與煤炭開採和燃燒有關的環境問題以及其他電力和燃料來源，如石油和天然氣的成本和預期收益, 核能和可再生燃料；全球經濟和地緣政治條件或我們客户所在行業的變化；煤炭價格和/或石油和天然氣價格、需求和可獲得性的變化，這些變化可能影響我們的經營業績和現金流；

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主要產油國在石油產量和價格方面可能在短期和長期內對我們持有礦產權益的資產的石油和天然氣勘探和生產業務產生直接和間接影響；國內外煤炭市場競爭的變化以及我們應對這種變化的能力；由於石油、天然氣和天然氣液體價格較低或缺乏下游需求或儲存能力，我們持有礦產權益的運營商可能關閉生產；與我們的業務和資產擴張相關的風險；我們識別和完成收購的能力；我們全資子公司Matrix Design Group，LLC的發展計劃的成功，以及我們對新興基礎設施和技術公司的投資；對重要客户合同的依賴，包括在現有合同到期時續簽；對現有煤炭供應協議在價格、數量或條款方面的調整；貿易、貨幣和財政政策和法律的影響和變化，包括聯邦儲備委員會的利率政策；美國和外國政府採取的税收或關税和其他貿易措施的影響和變化；國內外的法律、法規和法院判決及其解釋，包括與環境和温室氣體排放、採礦、礦工健康和安全、水力壓裂和保健有關的法律、法規和法院判決及其解釋；電力公用事業行業的放松管制或煤炭行業、電力公用事業行業或總體經濟狀況的任何不利變化的影響；投資者和其他利益攸關方對環境、社會和治理問題的日益關注；流動性限制, 包括由於未來無法獲得融資；客户破產、取消或違反現有合同，或其他未能履行合同；客户延誤、未能根據合同接收煤炭或拖欠付款；我們的生產率水平和從煤炭銷售中賺取的利潤率；我們持有礦產權益的物業的石油和天然氣勘探和生產運營中斷；設備、原材料、服務或勞動力成本或可用性的變化，包括由於通脹壓力；我們招聘、僱用和維持勞動力的能力變化，包括政府強制實施疫苗命令的潛在影響；我們與員工保持滿意關係的能力；勞動力成本的增加，包括《平價醫療法案》導致的醫療保險和税收成本；工作規則的不利變化，或與工人賠償索賠相關的現金支付或預測；運輸成本的增加以及運輸延誤或中斷的風險；由於地質、許可、勞動力、天氣、設備或礦山用品供應鏈短缺或其他因素造成的運營中斷；與重大礦難、礦火、礦難或其他中斷相關的風險；訴訟的結果，包括尚未斷言的索賠；外匯波動可能對我們的煤炭在海外的競爭力產生不利影響；難以維持我們在礦山復墾以及工人補償和黑肺福利方面的擔保債券；難以對礦山復墾後以及養老金和黑肺福利做出準確的假設和預測, 其他退休後福利負債；估計和替換我們的煤炭礦產儲量和資源的不確定性；估計和替換我們的石油和天然氣儲量的不確定性；由於我們的石油和天然氣資產運營商的鑽探和完井活動水平而導致的石油和天然氣產量的不確定性；電動汽車行業和電動汽車充電站市場的未來的不確定性；當前和潛在的聯邦或州税收規則和法規變化的影響，包括某些税收減免和抵免利益的損失或減少；獲得商業財產保險的困難，以及與我們參與商業保險財產計劃相關的風險；不斷變化的網絡安全風險，例如涉及未經授權訪問、拒絕服務攻擊、惡意軟件、

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員工、內部人員或其他擁有授權訪問權限的人違反數據隱私；網絡或網絡釣魚-攻擊、勒索軟件、惡意軟件、社會工程、物理入侵或其他操作；以及難以對與我們不控制的公司的股權投資相關的未來收入和成本做出準確的假設和預測。

有關這些和其他因素的更多信息，可以在ARLP提交給美國證券交易委員會的公開定期文件中找到，包括ARLP於2022年2月25日提交的截至2021年12月31日的Form 10-K年度報告，以及ARLP於2022年5月9日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告。除非適用的證券法要求，否則ARLP不打算更新其前瞻性陳述。

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聯盟資源合作伙伴、L.P.和子公司

簡明合併損益表和經營數據

(單位和單位數據除外，以千為單位)

(未經審計)


	截至三個月				截至六個月
	6月30日，				6月30日，
	2022		2021		2022		2021

已售出噸數		8,933		7,846		17,095		14,674
生產噸位		8,878		7,481		18,056		15,482
礦產利息量(BOE)		499		391		1,004		791

銷售和運營收入：
煤炭銷售	$	531,807	$	325,974	$	920,167	$	613,461
油氣特許權使用費		35,927		17,114		66,854		31,113
運輸收入		35,385		12,058		64,757		23,126
其他收入		13,382		7,297		25,586		13,365
總收入		616,501		362,443		1,077,364		681,065

費用：
營業費用(不包括折舊、損耗和攤銷)		316,502		213,039		578,248		409,559
交通費		35,385		12,058		64,757		23,126
從外部購買煤炭		151		114		151		114
一般和行政		22,457		17,492		41,053		32,996
折舊、損耗和攤銷		66,734		64,733		130,048		123,935
總運營費用		441,229		307,436		814,257		589,730

營業收入		175,272		55,007		263,107		91,335

利息支出，淨額		(9,397)		(9,842)		(19,059)		(20,238)
利息收入		93		15		128		32
權益法投資收益		1,585		341		2,468		403
其他收入(費用)		579		(1,351)		1,145		(2,548)
所得税前收入		168,132		44,170		247,789		68,984

所得税支出(福利)		6,331		5		49,046		(7)

淨收入		161,801		44,165		198,743		68,991

減去：可歸因於非控股權益的淨收入		(323)		(130)		(613)		(208)

可歸因於ARLP的淨收入	$	161,478	$	44,035	$	198,130	$	68,783

有限合夥人單位收益--基本收益和攤薄收益	$	1.23	$	0.34	$	1.51	$	0.53

加權-未完成單位的平均數量-基本單位和稀釋單位		127,195,219		127,195,219		127,195,219		127,195,219

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聯盟資源合作伙伴、L.P.和子公司

簡明合併資產負債表

(單位數據除外，以千為單位)

(未經審計)


	6月30日，		十二月三十一日，
	2022		2021
資產
流動資產：
現金和現金等價物	$	106,089	$	122,403
應收貿易賬款		230,577		129,531
其他應收賬款		431		680
庫存，淨額		109,676		60,302
預付版税		3,458		4,958
預付費用和其他資產		15,853		21,354
流動資產總額		466,084		339,228
財產、廠房和設備：
物業、廠房和設備，按成本計算		3,656,835		3,608,347
減少累計折舊、損耗和攤銷		(1,970,964)		(1,909,669)
財產、廠房和設備合計，淨額		1,685,871		1,698,678
其他資產：
預付版税		70,800		63,524
權益法投資		46,388		26,325
股權證券		32,639		—
商譽		4,373		4,373
經營性租賃使用權資產		14,731		14,158
其他長期資產		12,305		13,120
其他資產總額		181,236		121,500
總資產	$	2,333,191	$	2,159,406

負債和合夥人資本
流動負債：
應付帳款	$	90,408	$	69,586
所得税以外的應計税種		13,972		17,787
應計工資及相關費用		38,796		36,805
應計利息		5,000		5,000
工傷補償和肺塵埃沉着病福利		12,276		12,293
當期融資租賃債務		486		840
當期經營租賃債務		2,157		1,820
其他流動負債		18,511		17,375
當前到期日、長期債務、淨額		14,942		16,071
流動負債總額		196,548		177,577
長期負債：
長期債務，不包括本期債務，淨額		412,991		418,942
肺塵埃沉着病福利		108,819		107,560
應計養卹金福利		24,130		25,590
工傷賠償		38,701		44,911
資產報廢債務		124,180		123,517
長期融資租賃義務		562		618
長期經營租賃義務		12,657		12,366
遞延所得税負債		37,331		391
其他負債		25,079		21,865
長期負債總額		784,450		755,760
總負債		980,998		933,337

承付款和或有事項

合夥人資本：
ARLP合夥人的資本：
有限合夥人-普通單位持有人127,195,219個未償還單位		1,403,733		1,279,183
累計其他綜合損失		(62,645)		(64,229)
ARLP合夥人的總資本		1,341,088		1,214,954
非控股權益		11,105		11,115
合夥人總資本		1,352,193		1,226,069
總負債和合夥人資本	$	2,333,191	$	2,159,406

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聯盟資源合作伙伴、L.P.和子公司

簡明合併現金流量表

(單位：千)

(未經審計)


	截至六個月
	6月30日，
	2022		2021

經營活動的現金流	$	235,317	$	158,216

投資活動產生的現金流：
財產、廠房和設備：
資本支出		(121,982)		(55,626)
應付賬款和應計負債增加		8,951		1,547
出售財產、廠房和設備所得收益		3,373		2,838
對權益法投資的貢獻		(20,110)		—
購買股權證券		(32,639)		—
從超過累計收益的投資中獲得的分配		47		994
其他		(982)		—
用於投資活動的現金淨額		(163,342)		(50,247)

融資活動的現金流：
證券化安排下的借款		27,500		35,000
證券化安排下的付款方式		(27,500)		(52,800)
設備融資付款		(8,696)		(8,535)
循環信貸安排下的借款		—		15,000
循環信貸安排下的付款		—		(102,500)
從信用額度借款		—		1,830
融資租賃債務的支付		(410)		(375)
支付債務發行成本		—		(6)
支付給合作伙伴的分配		(78,560)		(13,045)
其他		(623)		(363)
用於融資活動的現金淨額		(88,289)		(125,794)

現金及現金等價物淨變化		(16,314)		(17,825)

期初現金及現金等價物		122,403		55,574

期末現金及現金等價物	$	106,089	$	37,749

第11頁，共14頁

對GAAP“可歸因於ARLP的淨收入”與非GAAP“EBITDA”和“可分配現金流”(以千計)的對賬。

EBITDA被定義為扣除淨利息支出、所得税和折舊、損耗和攤銷前的可歸因於ARLP的淨收入。可分配現金流量(“DCF”)定義為EBITDA，不包括利息支出(資本化利息前)、利息收入、所得税和估計的維護資本支出。分銷覆蓋率(DCR)的定義為DCF除以支付給合作伙伴的分銷。

管理層相信，這些額外財務指標的公佈為投資者提供了有關我們的經營業績和結果的有用信息，因為當這些指標與相關的GAAP財務指標一起使用時，(I)提供有關我們核心經營業績以及產生和分配現金流的能力的額外信息，(Ii)為投資者提供財務分析框架，管理層根據該框架做出財務、運營、薪酬和規劃決策，以及(Iii)展示投資者、評級機構和債券持有人所表示的衡量標準，這些衡量標準有助於評估我們和我們的運營結果。

EBITDA、DCF和DCR不應被視為可歸因於ARLP的淨收入、淨收入、運營收入、運營活動現金流或根據公認會計原則列報的任何其他財務業績衡量標準的替代品。EBITDA和DCF不代表現金流，也不代表可用於分配的現金的衡量標準。我們計算EBITDA、DCF和DCR的方法可能與其他公司報告的計算類似指標的方法不同，或者我們可能在不同的情況下以不同的方式計算EBITDA、DCF和DCR(即公開報告與融資協議下的計算)。


	截至三個月				截至六個月				截至三個月
	6月30日，				6月30日，				3月31日，
	2022		2021		2022		2021		2022

可歸因於ARLP的淨收入	$	161,478	$	44,035	$	198,130	$	68,783	$	36,652
折舊、損耗和攤銷		66,734		64,733		130,048		123,935		63,314
利息支出，淨額		9,475		9,932		19,172		20,397		9,697
資本化利息		(171)		(105)		(241)		(191)		(70)
所得税支出(福利)		6,331		5		49,046		(7)		42,715
EBITDA		243,847		118,600		396,155		212,917		152,308
利息支出，淨額		(9,475)		(9,932)		(19,172)		(20,397)		(9,697)
所得税(費用)福利		(6,331)		(5)		(49,046)		7		(42,715)
遞延所得税支出(福利)(1)		(288)		5		37,006		(6)		37,294
估計維修資本支出(2)		(50,250)		(36,657)		(102,197)		(75,862)		(51,947)
可分配現金流	$	177,503	$	72,011	$	262,746	$	116,659	$	85,243
支付給合作伙伴的分配	$	45,810	$	13,045	$	78,560	$	13,045	$	32,750
配電覆蓋率		3.87		5.52		3.34		8.94		2.60

(1)

遞延所得税費用(收益)是指在計入的資產和負債的計税基礎和財務報告基礎之間存在暫時差異的期間內的所得税支出(收益)金額。這些差異通常出現在一個期間，並在隨後的期間逆轉，最終相互抵消，不影響可支付給合作伙伴的可分配現金流的數額。

(2)

維護資本支出是指長期維護我們煤炭資產現有基礎設施所需的資本支出。我們以年度為基礎估計維護資本支出。

第12頁，共14頁

在五年的規劃範圍內。在2022年的規劃範圍內，假設平均年度估計維護資本支出為每噸5.66美元，而2021年估計為每噸4.90美元。我們的實際維護資本支出根據各種因素而波動，包括維護時間表和資本項目的時間安排等。

GAAP“經營活動現金流量”與非GAAP“自由現金流量”的對賬(千)。

自由現金流的定義是經營活動的現金流減去資本支出。不應將自由現金流量視為業務活動現金流量或根據公認會計準則列報的任何其他財務業績衡量標準的替代辦法。我們計算自由現金流的方法可能與其他公司使用的方法不同。自由現金流是我們管理層用來評估我們從運營中產生額外現金流的能力的補充流動性指標。


	截至三個月				截至六個月				截至三個月
	6月30日，				6月30日，				3月31日，
	2022		2021		2022		2021		2022

經營活動的現金流	$	146,281	$	103,569	$	235,317	$	158,216	$	89,036
資本支出		(62,829)		(24,189)		(121,982)		(55,626)		(59,153)
自由現金流	$	83,452	$	79,380	$	113,335	$	102,590	$	29,883

GAAP“營業費用”與非GAAP“分段調整後EBITDA費用”的對賬，以及非GAAP“EBITDA”與“分段調整後EBITDA”的對賬(以千計)。

分部調整後的EBITDA費用包括營業費用、煤炭採購和其他費用。運輸費用不包括在內，因為這些費用被轉嫁給我們的客户，因此，我們沒有實現任何運輸收入的利潤。經調整的EBITDA支出被我們的管理層用作評估我們部門的經營業績的補充財務指標。除煤炭銷售、特許權使用費收入和其他收入外，分部調整後的EBITDA支出是EBITDA的關鍵組成部分。將公司一般和行政費用從分部調整後的EBITDA費用中剔除後，管理層可以只專注於對分部經營業績的評估，因為這主要與我們的運營費用有關。分部調整後的EBITDA費用-煤炭業務不包括我們的石油和天然氣特許權使用費部門的費用，並根據公司間與我們的煤炭特許權使用費部門的互動進行調整。

第13頁，共14頁


	截至三個月				截至六個月				截至三個月
	6月30日，				6月30日，				3月31日，
	2022		2021		2022		2021		2022

運營費用	$	316,502	$	213,039	$	578,248	$	409,559	$	261,746
從外部購買煤炭		151		114		151		114		—
其他費用(收入)		(579)		1,351		(1,145)		2,548		(566)
部門調整後的EBITDA費用		316,074		214,504		577,254		412,221		261,180
分部調整後的EBITDA費用-石油和天然氣特許權使用費		(3,234)		(2,419)		(6,235)		(4,477)		(3,001)
分部調整後的EBITDA費用-煤炭特許權使用費		(5,398)		(4,871)		(10,217)		(8,899)		(4,819)
公司間煤炭特許權使用費(1)		14,525		11,653		29,692		22,954		15,167
分部調整後EBITDA費用-煤炭業務	$	321,967	$	218,867	$	590,494	$	421,799	$	268,527

(1)

由我們的煤炭特許權使用費分部賺取的公司間煤炭特許權使用費是指我們經營的煤礦產生的煤炭特許權使用費支出，因此計入合併的分部調整後EBITDA支出，以反映分部調整後的EBITDA支出-煤炭運營。

分部調整後EBITDA被定義為扣除淨利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷以及一般和行政費用之前的可歸因於ARLP的淨收入。分部調整後EBITDA-煤炭業務不包括我們的石油天然氣和煤炭特許權使用費部門的貢獻，使管理層能夠只關注我們伊利諾伊盆地和阿巴拉契亞地區的運營業績。


	截至三個月				截至六個月				截至三個月
	6月30日，				6月30日，				3月31日，
	2022		2021		2022		2021		2022

EBITDA(見上文對GAAP的對賬)	$	243,847	$	118,600	$	396,155	$	212,917	$	152,308
一般和行政		22,457		17,492		41,053		32,996		18,596
分部調整後的EBITDA		266,304		136,092		437,208		245,913		170,904
部門調整後的EBITDA--版税總額		(43,736)		(22,161)		(82,636)		(41,380)		(38,900)
分部調整後的EBITDA-煤炭業務	$	222,568	$	113,931	$	354,572	$	204,533	$	132,004

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