ARLP Q3 2026 Ergebnisse: Geringere Kohlekosten steigern Gewinn

Alliance Resource Partners (NASDAQ: ARLP) meldete für das 3. Quartal 2026 einen Umsatz von 603,0 Mio. US-Dollar, ein Plus von 5,5 % gegenüber 571,4 Mio. US-Dollar im Vorjahr, während das verwässerte Ergebnis je Anteilsschein um 47,9 % von 0,73 US-Dollar auf 1,08 US-Dollar stieg. Der auf ARLP entfallende Nettogewinn erhöhte sich um 46,8 %, da höhere Kohlemengen, niedrigere Kosten pro Tonne und erweiterte Lizenzaktivitäten mit günstigen Bewertungseffekten bei digitalen Vermögenswerten und Übernahmen zusammenkamen.

Wichtige Ertragsdaten

Das Umsatzwachstum war auf Rekordeinnahmen aus Öl- und Gas-Lizenzgebühren, höhere Kohle-Absatzmengen und gestiegene sonstige Erträge zurückzuführen, was teilweise durch einen niedrigeren durchschnittlichen Kohle-Verkaufspreis ausgeglichen wurde. Die Betriebsausgaben sanken trotz des Umsatzanstiegs, was das stärkere Wachstum beim Gewinn und beim bereinigten EBITDA unterstützte.

Der Nettogewinn profitierte zudem von höheren Erträgen aus nach der Equity-Methode bilanzierten Finanzanlagen, einem Anstieg des beizulegenden Zeitwerts digitaler Vermögenswerte um 16,5 Mio. US-Dollar sowie einem Gewinn von 6,3 Mio. US-Dollar aus der Neubewertung der bisherigen AllDale III-Beteiligung von ARLP. Höhere Steuern und ein Verlust von 7,3 Mio. US-Dollar aus mit AllDale III & IV übernommenen Derivaten wirkten teilweise entgegen.

Das bereinigte EBITDA ist eine Nicht-GAAP-Kennzahl, während der ausschüttungsfähige Cashflow und der Ausschüttungsdeckungsgrad Kennzahlen für die Barausschüttung der Gesellschaft sind.

Geschäftsentwicklung nach Segmenten

Das Kohlegeschäft blieb der größte Ergebnisbeitragszahler, wobei höhere Mengen und niedrigere Kosten den Rückgang des durchschnittlichen Kohle-Verkaufspreises um 8,3 % mehr als ausglichen. Das Lizenzgeschäft verzeichnete nach dem Abschluss der Übernahme von AllDale III & IV für rund 206,2 Mio. US-Dollar am 1. Juli das stärkste Wachstum.

Das bereinigte EBITDA im Kohlesegment Illinois Basin stieg um 32,6 % auf 139,8 Mio. US-Dollar. Die Absatzmengen legten um 6,4 % zu, nachdem Hamilton die Streb-Produktion wieder aufnahm, während eine höhere Produktion bei Hamilton und niedrigere Kosten bei River View den bereinigten EBITDA-Aufwand pro Tonne um 10,2 % reduzierten.

In den Appalachen zeigte sich ein anderes Bild. Die verkauften Tonnen stiegen um 10,7 %, aber der durchschnittliche Verkaufspreis fiel um 25,1 % auf 62,35 US-Dollar pro Tonne, was auf einen höheren Anteil günstigerer Mengen von Tunnel Ridge sowie auf niedrigere Preise bei Tunnel Ridge und Mettiki zurückzuführen war. Die Kosten pro Tonne sanken um 19,9 %, was jedoch nicht ausreichte, um einen Rückgang des bereinigten Segment-EBITDA um 10,4 % auf 48,5 Mio. US-Dollar zu verhindern.

Das Wachstum bei den Öl- und Gas-Lizenzgebühren spiegelte in erster Linie die AllDale-Übernahme wider. Der durchschnittliche Verkaufspreis pro BOE lag im Jahresvergleich um 15,5 % höher, sank jedoch im Vergleich zum Vorquartal um 16,6 % aufgrund niedrigerer realisierter Rohölpreise und eines höheren Erdgasanteils. Das bereinigte EBITDA aus Kohle-Lizenzgebühren stieg um 6,2 % auf 18,2 Mio. US-Dollar, da die Lizenztonnen aus Tunnel Ridge und Hamilton zunahmen.

Niedrigere Kosten und Bewertungsgewinne beschleunigten das Gewinnwachstum

Der Umsatz stieg im Jahresvergleich um rund 31,6 Mio. US-Dollar, während die Betriebsausgaben um etwa 15,4 Mio. US-Dollar sanken. Die höhere Kohleförderung trug dazu bei, die Betriebskosten auf eine größere Tonnenzahl zu verteilen, sodass das bereinigte EBITDA des Kohlesegments trotz sinkender durchschnittlicher Kohlepreise steigen konnte.

Der ausgewiesene Nettogewinn wuchs schneller als das bereinigte EBITDA, da er auch den Wertzuwachs der digitalen Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert und den Neubewertungsgewinn von AllDale enthielt. Diese positiven Effekte wurden teilweise durch den Verlust aus den übernommenen Derivaten ausgeglichen, sodass das Ergebnis des dritten Quartals sowohl eine verbesserte operative Leistung als auch bewertungs- und akquisitionsbedingte Effekte widerspiegelte, die von Quartal zu Quartal schwanken können.

Barausschüttung, Liquidität und Bilanz

ARLP erwirtschaftete einen ausschüttungsfähigen Cashflow von 136,8 Mio. US-Dollar und wies einen Ausschüttungsdeckungsgrad von 1,76x auf. Der Verwaltungsrat beschloss eine vierteljährliche Barausschüttung von 0,60 US-Dollar je Anteilsschein, was hochgerechnet auf das Jahr 2,40 US-Dollar je Anteilsschein entspricht. Die Auszahlung erfolgt am 13. November 2026 an die am 6. November eingetragenen Anteilsinhaber.

Zum 30. September beliefen sich die Gesamtschulden und Finanzierungsleasing-Verbindlichkeiten auf 679,9 Mio. US-Dollar. Die Gesamt- und Nettoverschuldung entsprach dem 0,89- bzw. 0,78-Fachen des auf ARLP entfallenden bereinigten EBITDA der letzten 12 Monate. Die Gesamtliquidität lag bei 430,8 Mio. US-Dollar und setzte sich aus 84,8 Mio. US-Dollar an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten sowie 346,0 Mio. US-Dollar zusammen, die über Kredit- und Forderungsfazilitäten zur Verfügung standen.

ARLP hielt zudem 673 Bitcoins im Wert von 56,3 Mio. US-Dollar. Die Größe dieser Position erklärt, warum Wertveränderungen digitaler Vermögenswerte einen deutlichen Einfluss auf den ausgewiesenen Nettogewinn haben können.

Prognose für das Gesamtjahr

ARLP hat seine Prognose für das am 31. Dezember 2026 endende Geschäftsjahr aktualisiert. Die vorliegende Mitteilung enthält keine früheren Spannen, sodass Richtung und Ausmaß der Anpassungen aus den verfügbaren Informationen nicht abgeleitet werden können.

Die Kommanditgesellschaft hat für 2026 bereits 35,0 Mio. Tonnen Kohle vertraglich gebunden und preislich festgelegt, was der Mitte der Absatzprognose entspricht. Für 2027 sind zudem 31,7 Mio. Tonnen vertraglich gebunden und preislich fixiert, darunter 3,0 Mio. Exporttonnen. Die Prognose für Öl und Gas konsolidiert die Mengen von AllDale III & IV ab dem 1. Juli 2026.

Kommentar der Geschäftsführung

Das Management führte die Verbesserung im Kohlebereich auf ein starkes Versandquartal, die Wiederaufnahme der Streb-Produktion bei Hamilton sowie einen soliden Betrieb bei River View und Tunnel Ridge zurück. Es erwartet, dass die steigende Stromnachfrage und Engpässe bei neuen Erzeugungskapazitäten den Kohleverbrauch der Kunden stützen werden, räumte jedoch ein, dass die Exportbedingungen dynamisch bleiben.

Bezüglich der Öl- und Gas-Lizenzgebühren erklärte das Management, dass hohe Rohölpreise ein weiteres Rekordquartal unterstützen könnten. Zudem geht es davon aus, dass der Ganzjahresbeitrag der 2026 erworbenen Mineralrechte die Vorjahresvergleiche im Jahr 2027 positiv beeinflussen wird.

Jüngste Insider-Transaktionen

Der bereitgestellte Datensatz zu Insider-Transaktionen enthält drei Transaktionen mit angegebener Richtung, Preis und gemeldetem Wert. Die Sechs-Monats-Zusammenfassung weist dennoch null Käufe und null Verkäufe aus, was eine Dateninkonsistenz darstellt, die Anleger bei der Interpretation der Unterlagen berücksichtigen sollten.

Bei sieben weiteren Meldungen in der bereitgestellten Liste fehlte die Angabe zur Transaktionsrichtung oder zum Wert; sie werden daher nicht als gültige gerichtete Transaktionen gewertet. Die offengelegten Käufe und Verkäufe lassen für sich genommen keine Rückschlüsse auf die Einschätzung der Insider zur Zukunft von ARLP zu.

Risiken, die Anleger beachten sollten

• Preisdruck in den Appalachen: Der durchschnittliche Kohle-Verkaufspreis in den Appalachen fiel im Jahresvergleich um 25,1 %, und das bereinigte Segment-EBITDA ging trotz höherer Mengen und deutlich niedrigerer Kosten zurück. Anhaltend ungünstige Preise oder Produktmixe könnten die Kohlemargen belasten.
• Preisschwankungen und Mix-Volatilität bei Öl und Gas: Die Lizenzvolumina stiegen kräftig an, aber der durchschnittliche Preis pro BOE sank im Vergleich zum Vorquartal um 16,6 %. Niedrigere realisierte Rohölpreise oder eine weitere Verschiebung hin zu günstigeren Erdgasmengen könnten die Lizenzerträge verringern.
• Bewertungsbedingte Ertragsschwankungen: Der Nettogewinn im dritten Quartal profitierte von einem Anstieg des beizulegenden Zeitwerts digitaler Vermögenswerte um 16,5 Mio. US-Dollar, während übernommene Derivate einen Verlust von 7,3 Mio. US-Dollar verursachten. Beide Posten können Schwankungen hervorrufen, die unabhängig vom zugrunde liegenden Kohle- und Lizenzgeschäft sind.
• Operative Umsetzung: Kostensenkungen bei Kohle hingen teilweise von der Wiederaufnahme der Streb-Produktion bei Hamilton und einer höheren Förderung bei Tunnel Ridge ab. Neue Unterbrechungen oder eine geringere Produktion könnten einige der Kostenvorteile pro Tonne zunichtemachen.
• Kapital- und Liquiditätsbedarf: ARLP schloss eine bedeutende Mineralrechte-Übernahme ab und erwartet für das Gesamtjahr Investitionsausgaben von 270 Mio. bis 290 Mio. US-Dollar. Der ausschüttungsfähige Cashflow, der Verschuldungsgrad und die verfügbare Liquidität bleiben daher wichtige zu überwachende Kennzahlen.

Zusammenfassung

Die Ergebnisse von ARLP für das 3. Quartal 2026 vereinten höhere Kohlelieferungen, niedrigere Abbaukosten und ein größeres Portfolio an Öl- und Gas-Lizenzgebühren, wodurch der Gewinn erheblich schneller wuchs als der Umsatz. Die wesentlichen Fragen für die folgenden Quartale sind, ob die Kostensenkungen bei Kohle anhalten, sich die Preise in den Appalachen stabilisieren, die erworbenen Lizenzwerte ihren Beitrag beibehalten und die Cash-Generierung ausreicht, um Investitionen und Ausschüttungen ohne eine wesentliche Schwächung der Liquidität zu stützen.