纳科-20221231
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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，邮编：20549
表格10-K
(标记一)
☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
委员会档案号：1-9172
NACCO实业公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州34-1505819
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
   
兰德布鲁克大道5875号套房220
克利夫兰,俄亥俄州 44124-4069
(主要执行办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：(440) 229-5151
根据该法第12(B)条登记的证券
每个班级的标题
交易符号
注册的每个交易所的名称
A类普通股，每股面值1美元NC纽约证券交易所
根据该法第12(G)条登记的证券：B类普通股，每股面值1美元。B类普通股不在任何交易所或市场系统公开上市交易；但是，B类普通股可以按股换股的方式转换为A类普通股。
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规则所界定的知名经验丰富的发行人。¨    不是 þ    
如果注册人不需要根据该法案的第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。¨    不是 þ
用复选标记表示注册人(1)是否已在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第(13)或(15)(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90个月内，注册人一直受到此类备案要求的约束。注册人(1)已提交了1934年《证券交易法》第(13)或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90个月内，注册人是否已符合此类备案要求。是 þ不是，不是，不是。£
用复选标记表示注册人是否已在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
 是 þ不是，不是，不是。£
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12B-2条规则中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☐加速文件管理器☑非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☑新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。o
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用勾号表示登记人在备案中的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐ 
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐ 
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是。☐    不是 ☑
   
截至2022年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日)，非关联公司持有的A类普通股和B类普通股的总市值：$159,988,559
2023年3月3日已发行的A类普通股数量：5,936,134
2023年3月3日发行的B类普通股数量：1,565,929
以引用方式并入的文件

公司2023年年度股东大会的委托书的部分内容以引用的方式并入本10-K表格第III部分。


NACCO实业公司
目录
  页
第一部分：
  
第1项。
生意场
1
第1A项。
风险因素
19
项目1B。
未解决的员工意见
29
第二项。
特性
29
第三项。
法律程序
50
第四项。
煤矿安全信息披露
50
第二部分。
  
第五项。
注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
51
第六项。
[已保留]
51
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
52
第7A项。
关于市场风险的定量和定性披露
68
第八项。
财务报表和补充数据
68
第九项。
会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
68
第9A项。
控制和程序
68
项目9B。
其他信息
68
项目9C.
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
68
第三部分。
  
第10项。
董事、行政人员和公司治理
69
第11项。
高管薪酬
69
第12项。
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项
69
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
69
第14项。
首席会计师费用及服务
69
第四部分。
  
第15项。
展品和财务报表附表
70
签名
76
财务报表和补充数据
F-1
 

目录表
第一部分
第2项：业务
一般信息
NACCO工业公司® NACCO(“NACCO”或“公司”)通过其强大的NACCO自然资源业务组合提供集料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，从而为自然资源带来生机。该公司经营三个业务部门：煤炭开采、北美矿业(“南宁”)和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司运营露天煤矿。NAMING部门是集料、活性碳、锂和其他工业矿物生产商值得信赖的采矿合作伙伴。矿产管理部门，包括凯达普矿业伙伴(“凯达普”)业务，收购并促进矿产权益的发展。北美的缓解资源®(“缓解资源”)提供河流和湿地缓解解决方案。

本公司有未直接归属于可报告分部的项目未计入分部营业利润的计量部分，主要包括与母公司上市公司报告要求有关的行政成本以及Mitigation Resources and Bellaire Corporation(“Bellaire”)的财务业绩。Bellaire管理公司与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。

NACCO于1986年成立为特拉华州的一家公司，与1913年组织的前身公司的控股公司结构的形成有关。

业务战略
NACCO的业务组合在NACCO自然资源的保护伞下运营。NACCO继续专注于执行其两个关键战略-保护核心以及增长和多样化。管理层继续对南宁和矿产管理部门以及公司的缓解资源业务的长期前景持乐观态度。这些企业中的每一家都在继续扩大其潜在新项目的渠道，带来增长和多样化的机会。本公司亦会继续进行活动，以加强其现有煤矿业务的弹性。

NAMING仍致力于扩大业务，同时提高运营效率和可扩展性。NAMING继续与Lithium America合作开发内华达州北部的Thacker Pass项目，这是美国最大的锂项目之一。公司相信，随着时间的推移，NAMING将成长为营业利润的重要贡献者，但增长的速度将取决于新项目的组合和规模，以及使NAMING恢复盈利的项目的成功实施。

矿产管理部门继续在美国收购矿产和特许权使用费权益。Catapult是公司的业务部门，专注于管理和扩大公司的石油和天然气矿产和特许权使用费权益组合，已经开发出一种经过验证的商业模式和强大的网络，以寻找和获得新的收购。其目标是构建一个高质量的多元化投资组合，包括美国的石油和天然气、矿产和特许权使用费权益，以提供短期现金流收益和长期预期增长。矿产管理部门将受益于其矿产资产的持续开发，而无需额外的资本投资，因为开发成本完全由租赁矿产的第三方生产商承担。与承担勘探、生产和/或开发成本的传统石油和天然气公司相比，这种商业模式可以在储量有效期内提供更高的平均运营利润率。

缓解资源创建和销售溪流和湿地缓解信用，并向那些从事持证人责任的缓解和环境恢复工作的人提供服务。这项业务为公司拥有丰富的知识和专业知识并享有盛誉的行业提供了增长和多样化的机会。在2022年期间，减灾资源公司购买了德克萨斯州达拉斯-沃斯堡附近和田纳西州纳什维尔附近的房产，以建立新的减灾银行。此外，它还成立了一家合资企业，为德克萨斯州北部的拉尔夫霍尔湖水库项目提供缓解服务。截至2022年12月31日，Mitigation Resources参与了田纳西州、阿拉巴马州、密西西比州和德克萨斯州的10多家缓解银行和持证人负责的缓解项目。随着2023年更多项目的筹备，Mitigation Resources正在朝着成为美国东南部十大河流和湿地缓解服务提供商的目标取得强劲进展。该公司相信，随着这项业务的成熟，Mitigation Resources可以提供稳定的回报率。

本公司继续从事可加强其现有煤矿业务弹性的活动。这个
公司仍然专注于管理煤炭生产成本，最大限度地提高效率和煤矿的运营能力
地点，帮助签订管理费合同的客户更具竞争力。这些活动使客户和
1
目录表
由于燃料成本是发电厂调度的一个重要驱动因素，因此该公司的煤炭开采部门。发电厂调度的增加导致煤炭开采部门的客户对煤炭的需求增加。波动的天然气价格和
风能和太阳能等可再生能源的可获得性可能会影响燃煤发电厂的发电量。

该公司致力于在继续增长和多元化的同时保持保守的资本结构，同时避免
不必要的风险。战略多元化将产生现金，这些现金可以再投资，以加强和扩大业务。
公司还将继续坚定不移地保持最高水平的客户服务和卓越的运营
注重安全和环境管理。

业务发展
密西西比州褐煤矿业公司(“MLMC”)是密西西比州阿克曼红山发电厂褐煤的独家供应商。Choctaw Generation Limited Partnership(“cGLP”)根据杠杆租赁安排，向南方公司附属公司租赁Red Hills发电厂。普洛斯向南方公司子公司支付所需款项的能力取决于红山发电厂的经营业绩。于二零二零年，南方公司修订了根据杠杆租赁将收到的估计现金流量，导致租赁投资全额减值。如未能全数支付租赁款项，南方公司附属公司可能无法向与红山发电厂有关的相关无追索权债务持有人支付相应款项。未能向债券持有人支付所需款项可能代表违约事件，使债券持有人有权从南方公司的子公司取消红山发电厂的抵押品赎回权并取得其所有权。2022年10月27日，南方公司在其10-Q表格中披露，它已通知承租人cGLP终止2023年6月30日生效的相关运营和维护协议。普洛斯未能支付2022年12月15日到期的半年度租赁款。因此，南方公司的子公司无法向债券持有人支付相应款项。租赁协议各方目前正在就可能的重组进行谈判，这可能导致终止通知的撤销。租赁双方签订了一项暂缓协议，在双方继续进行重组谈判期间，暂停双方的相关合同权利。这件事的最终结果目前还不能确定，但如果运营和维护协议终止，可能会对公司的财务报表产生重大影响。

福尔柯克矿业公司(“福尔科克”)经营着北达科他州的福尔柯克矿。福尔柯克是煤溪发电厂褐煤的唯一供应商。Coal Creek Station以前由Great River Energy(“GRE”)所有。2022年5月2日，GRE完成了向彩虹能源中心有限责任公司(“彩虹能源”)及其附属公司出售Coal Creek Station和邻近高压直流输电线路的交易。由于完成出售Coal Creek Station，GRE与Falkirk之间的煤炭销售协议、抵押及抵押协议及购股权协议终止。Falkirk与彩虹能源之间的煤炭销售协议(“CSA”)于交易完成时生效。Falkirk继续为Coal Creek Station供应所有煤炭需求，并按每吨运煤支付管理费。为了支持转让到新的所有权，Falkirk同意从CSA生效之日起至2024年5月31日降低目前的每吨管理费。2024年5月31日之后，每吨管理费将根据2021年的费用水平提高到更高的基数，此后每年根据跟踪美国通胀广义衡量标准的指数进行调整。彩虹能源负责为所有矿山运营成本提供资金，包括矿山复垦，并直接或间接提供运营矿山所需的所有资本。最初的生产期预计将持续到2032年5月1日，但在某些情况下，CSA可能会延长或提前终止。

公司在2022年第二季度确认了3,090万美元，原因是GRE向NACoal支付了1,400万美元现金，转让了一座估计公平价值为410万美元的写字楼的所有权，并转让了总部位于北达科他州的乙醇企业中西部农业能源集团(Midwest AgEnergy Group，LLC)的成员单位，估计公平价值为1,280万美元，这是根据Falkirk和GRE之间的终止和解除索赔协议达成的。

在从GRE获得会员单位之前，该公司对MAG进行了500万美元的投资。2022年12月1日，HLCP乙醇控股有限责任公司完成了对MAG的收购。交易完成后，NACCO将其在MAG的所有权权益转让给HLCP，并收到1,860万美元的现金付款。

Sabine矿业公司(“Sabine”)经营德克萨斯州的Sabine矿。Sabine的所有产品都交付给西南电力公司(“SWEPCO”)的Henry W.Pirkey工厂(“Pirkey工厂”)。Swepco是一家美国电力公司(“AEP”)。AEP打算在2023年3月让Pirkey工厂退役。Sabine预计将于2023年3月停止交付，最终填海工作将于2023年4月1日开始。矿山复垦的资金由SWEPCO负责，Sabine将因提供矿山复垦服务而获得补偿。

2022年，Minerals Management通过其Catapult业务完成了两笔收购。它收购了价值1140万美元的Minor
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目录表
以及二叠纪盆地德克萨斯州部分和鲍德河盆地怀俄明州部分的特许权使用费权益。它还完成了对二叠纪盆地新墨西哥州部分矿产权益的小规模收购。

运营

采煤分部
煤炭开采部门，以北美煤炭公司的身份运营®(“NACoal”)根据以服务为本的商业模式，与发电公司签订长期合约经营露天煤矿。褐煤在北达科他州、德克萨斯州和密西西比州进行露天开采。每个煤矿都与其客户的运营完全整合，是其客户设施的唯一煤炭供应商。

2022年，煤炭开采部门经营的煤矿有：Coteau Properties Company(“Coteau”)、Coyote Creek Mining Company、LLC(“Coyote Creek”)、Falkirk、MLMC和Sabine。这些煤矿中的每一个都为发电供应褐煤，并根据长期供应合同将其煤炭生产交付给邻近的发电厂或合成燃料工厂。MLMC的煤炭供应合同包含要么收取要么支付的条款；所有其他煤炭供应合同都是要求合同，根据这些合同，收益可能会波动。某些煤炭供应合同可能会提前终止，这将导致未来收益减少。

在Coteau、Coyote Creek、Falkirk和Sabine，公司获得每吨煤或供暖单位(MMBtu)的管理费。
送来了。每份合同规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与广泛的
衡量美国通货膨胀的指标。客户负责为所有矿山运营成本提供资金，包括最终矿山。
并直接或间接提供建造和运营该矿所需的全部资本。这种合同结构消除了现货煤炭市场价格波动的风险，同时以最少的资本提供收入和现金流。
投资。除Coyote Creek外，客户提供或支持的债务融资没有追索权
NACCO和NACoal。有关Coyote Creek担保的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16。

Coteau、Coyote Creek、Falkirk和Sabine都符合可变利益实体(VIE)的定义。在每种情况下，NACCO
不是VIE的主要受益者，因为它不行使财务控制；因此，NACCO不合并
在其财务报表中列入这些业务的结果。相反，这些合同被计入权益法。
投资。与这些VIE相关的所得税前收入被报告为未合并业务的收益
在综合经营报表中，公司的投资在综合资产负债表中未合并子公司的投资项目中列报。符合VIE定义的矿山统称为“未合并子公司”。出于税务目的，未合并子公司包括在NACCO美国合并纳税申报单中；因此，合并经营报表上的所得税拨备行包括与这些实体相关的所得税。有关未合并子公司的进一步信息，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16。

虽然Falkirk符合VIE的定义，但彩虹能源交易的完成导致了VIE
复议事件。由于福尔柯克和彩虹能源之间的CSA条款与条款基本相同
在Falkirk和GRE之间的煤炭供应合同中，Falkirk仍然是VIE，彩虹能源是主要受益者；因此，NACCO将继续按照权益法对Falkirk进行会计处理。

该公司在正常运营过程中在每个矿山同时进行复垦活动。根据所有未合并附属公司的合同，客户有责任为最终矿山复垦活动提供资金。根据某些合同，未合并子公司持有采矿许可证，因此负责最终的矿山复垦活动。只要未合并附属公司进行该等最终回收，除获得客户补偿所产生的费用外，亦会因提供该等服务而获得补偿。

MLMC合同是公司负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一运营煤炭合同；因此，MLMC合并在NACCO的财务报表中。MLMC以合同商定的价格向客户销售煤炭，每月调整，主要基于反映美国总体通胀率的既定指数水平的变化。MLMC的盈利能力受到客户对煤炭的需求以及决定销售价格和实际成本的指数变化的影响。由于柴油在用于确定煤炭销售价格的指数中权重较大，柴油价格的波动可能会导致MLMC的收益大幅波动。

MLMC向密西西比州阿克曼的红山发电厂运送煤炭。红山发电厂根据长期购电协议(“PPA”)向田纳西河谷管理局(“TVA”)供电。MLMC与其
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目录表
客户将持续到2032年。TVA的电力组合包括煤炭、核能、水力发电、天然气和可再生能源。调度哪些电厂的决定由TVA决定。减少红山发电厂的调度将导致MLMC的收益减少。

有关本公司矿产资源和矿产储量的讨论，请参阅本表格10-K第29页的“项目2.财产”。

命名段
南宁分部为工业矿产生产商提供增值合同采矿和其他服务。该部门是本公司在动力煤行业以外的采矿活动增长和多样化的平台。NAMING为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，通过执行客户运营的采矿方面为客户创造价值。这使客户可以专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。NAMING历史上主要在佛罗里达州的石灰石采石场运营，但专注于向佛罗里达州以外的地区扩张，开采石灰石以外的材料，并扩大向客户提供的采矿业务范围。截至2022年12月31日，NAMning在佛罗里达州、德克萨斯州、阿肯色州、印第安纳州、弗吉尼亚州和内布拉斯加州运营矿山，并将担任内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。

NAMING分部内的若干实体为VIE，并按权益法作为未合并附属公司入账。有关未合并子公司的进一步信息，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16。

矿产管理部门
矿产管理部门的收入主要来自将其特许权使用费和矿产权益租赁给第三方勘探和生产公司，其次是其他矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产而支付的特许权使用费。

矿产管理部门拥有特许权使用费权益、矿产权益、非参与特许权使用费权益和最重要的特许权使用费权益。

•版税利益。特许权使用费权益通常产生于矿产权益所有者根据石油和天然气租约将相关矿产出租给勘探和生产公司时产生的权益。通常，由此产生的特许权使用费利息是从该种植面积提取的矿物生产收入的无成本百分比。特许权使用费权益的持有者通常不负责资本支出或租赁运营费用，但特许权使用费权益可以扣除制作后费用计算，通常没有环境责任。租赁给生产商的特许权使用费权益在石油和天然气租约到期时到期，并归还给矿产所有者。

•矿产权益。矿产权益是所有者对位于物业表面之下的任何或所有矿产进行勘探、开发、开采、开采和/或生产的永久权利。矿产权益的持有者有权将矿产出租给勘探和生产公司。 在签订石油和天然气租约时，承租人(勘探和生产公司)成为作业权益所有人，出租人(矿产权益所有人)拥有特许权使用费权益。

•非参股特许权使用费权益(“NPRIS”)。NPRI是在石油和天然气生产中的一项权益，该权益是从矿藏中创建的。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。“非参与”一词是指权益所有人不分享红利、租赁租金，也没有参与执行石油和天然气租赁的权利。NPRI所有者可以；但是，通常会收到特许权使用费付款。

•凌驾于版税权益之上(“Orris”)。Orris是通过获得从工作利益中获得版税的权利而创建的。与特许权使用费权益一样，Orris不承担资本支出或支付租赁运营费用的义务，并承担有限的环境责任；然而，Orris可能会扣除制作后费用，具体取决于ORRI的结构。从工作权益中分割出来的ORIS与产生工作权益的相同基础石油和天然气租约相关联，因此，该等ORIS通常在石油和天然气租约到期或终止时到期。

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本公司可能在同一块土地上拥有一种以上的矿产和特许权使用费权益。例如，如果公司在其拥有矿产权益的同一块土地上拥有租赁中的ORRI，则该地区的ORRI将涉及与该地区的矿产权益相同的总英亩。

矿产管理部门将受益于其矿产资产的持续发展，而不需要在获得矿产和特许权使用费权益后进行额外资本投资。矿产管理部门目前并无任何需要承担勘探、生产或开发成本的重大投资。

2022年和2021年收购矿产和特许权使用费权益的总对价分别为1190万美元和530万美元。2022年的收购包括1.36万英亩的总面积和880英亩的净特许权使用费。2021年的收购包括20.6万英亩的总面积和1.8万英亩的净特许权使用费。截至2022年12月31日，矿产和特许权使用费权益总额约为14.14万英亩，净特许权使用费英亩约为60.8万英亩。

建立矿产和特许权使用费权益的混合投资组合的收购标准包括(I)预计在投资后一至两年内上线的新油井，(Ii)收购后五年内预计未来开发的地区，或(Iii)将产生稳定现金流的沿下降曲线更远的现有生产油井。此外，收购应扩大地理足迹，以实现跨多个盆地的多样化，初步侧重于石油更丰富的二叠纪盆地，其次侧重于其他多样化的盆地，以增加区域风险敞口。虽然目前的重点是收购矿产和特许权使用费权益，但在某些情况下，公司也会考虑投资于Orris、NPRIS或非运营的工作权益。 目前的收购战略没有考虑公司将作为运营商进行的任何短期工作利益投资。

该公司还管理位于俄亥俄州(尤蒂卡和马塞卢斯页岩天然气)、路易斯安那州(海恩斯维尔页岩和棉花谷地层天然气)、得克萨斯州(棉花谷和奥斯汀粉笔地层天然气)、密西西比州(煤炭)、宾夕法尼亚州(煤炭、煤层气和马塞卢斯页岩天然气)、阿拉巴马州(煤炭、煤层气和天然气)和北达科他州(煤炭、石油和天然气)的遗留特许权使用费和矿产权益。该公司的大部分遗留储量是作为其历史上的煤炭开采业务的一部分获得的。

有关本公司已探明储量的讨论，请参阅本表格10-K第29页的“第(2)项.物业”。

顾客
煤矿部门的主要客户是电力公用事业公司和一家独立的电力供应商。

南宁部分的主要客户是石灰石生产商，其次是沙子和砾石生产商。此外，NAMING将担任内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。

矿产管理部门的收入主要来自基于特许权使用费的石油、天然气租赁支付，其次是煤炭生产商。石油、天然气和煤炭销售的价格主要由市场供求决定，可能会有很大波动。作为一家矿产所有者，本公司对生产和销售的石油、天然气和煤炭的数量以及该等数量的营销和销售的条款和条件获得的及时信息、参与和运营控制有限。

在2022年和2021年，这两个客户分别占合并收入的10%以上。下表为每一实体的收入占当年综合收入的百分比：
占综合收入的百分比
细分市场20222021
煤矿客户39 %43 %
命名客户17 %19 %

失去这两个客户中的任何一个都可能对可归因于适用部门的运营业绩和公司的综合运营业绩产生重大不利影响。

竞争
Coteau、Coyote Creek、Falkirk、MLMC和Sabine各自只有一个客户为其开采和运输煤炭。该公司的煤矿直接毗邻客户的财产，具有经济的交付方式，包括
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与客户设施或短途铁路系统相连的传送带输送系统。由于相对于竞争对手的运输优势，煤炭开采部门的所有煤矿都是各自客户最经济的供应商。此外，客户的设施是专门为使用正在开采的煤炭而设计的。

煤炭行业与其他能源竞争，特别是石油、天然气、水电和核能。此外，它还与补贴能源竞争，主要是风能和太阳能。影响竞争的因素包括石油和天然气的价格和可获得性、环境和相关的政治考虑、开发新能源所需的时间和支出、运输成本、遵守政府法规的成本、联邦和州能源政策的影响、补贴对可再生能源定价的影响以及公司客户的调度决策，这可能还会考虑二氧化碳排放。煤炭开采部门维持现有设施的可比煤炭产量水平和开发储量的能力将取决于这些因素的相互作用。

选择发电机组主要是根据运行成本来运行，其中燃料成本占最大份额。天然气发电厂在短期内最有可能取代燃煤发电。联邦和州政府要求增加使用来自可再生能源的电力，这也可能对煤炭需求产生负面影响。这些命令，再加上使用可再生能源的其他激励措施，如税收抵免，使替代燃料来源比煤炭更具竞争力。天然气价格的波动和可再生能源的可获得性，特别是风能，可能会导致发电厂调度和客户对煤炭需求的变化。持续较高的天然气价格可能导致煤炭需求增加，并对煤炭开采部门的业绩产生积极影响。长期而言，本公司仍然相信，受补贴的可再生能源(特别是风能和太阳能)的持续增加，客户需求将继续承压。请参阅本表格10-K第8页的“第1项.企业-政府监管”以作进一步讨论。环境、社会和治理方面的考虑因素也会对发电厂的调度和煤炭需求产生影响。

根据行业信息，该公司认为，按煤炭总产量计算，它是2022年美国十大煤炭生产商之一。

南宁面临着来自骨料、锂或其他矿物生产商的竞争，这些生产商选择自行开展采矿作业，以及来自其他矿业公司的竞争。

在矿产管理领域，石油和天然气行业竞争激烈；本公司主要与公司和投资者争夺石油和天然气资产的收购，其中一些拥有更大的资源，可能能够支付更高的价格购买生产性石油和天然气资产，或者定义、评估、竞标和购买超过公司财务资源允许的更多资产。此外，矿产管理部门的许多竞争对手都是或隶属于从事勘探和生产其石油和天然气资产的运营商，这使它们能够收购包括运营资产在内的更大资产。更大或更一体化的竞争对手可能比本公司更容易承受现有的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对其进行的任何更改，这将对其竞争地位产生不利影响。整合后的竞争对手也可能更好地了解他们获得的矿产何时会被开发，因为他们通常是开发商。矿产管理部门未来收购更多物业的能力将取决于其评估和选择合适物业的能力以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。

季节性
由于季节性的影响，本公司的业绩变化有限；然而，煤炭需求的变化可能会因客户设施计划内或计划外停电的时间和持续时间而发生变化。煤炭需求的变化也可能是天然气、风能和太阳能等竞争燃料的市场价格变化以及电力需求变化的结果，电力需求可能会根据天气模式的变化而波动。

南宁区段每年提取佛罗里达州生产的大量石灰石。佛罗里达州的建筑业可能会受到经济周期性、季节性天气状况和流行病的影响，所有这些都可能导致对骨料的需求变化。

在矿产管理部门，油井和天然气井的初始产量很高，在进入相对稳定的长期生产之前，会经历自然下降。递减率可能因井深、井长、地质、地层压力和设施设计等因素而异。除自然产量下降曲线外，特许权使用费收入可能会因公司控制之外的一些因素而出现有利或不利的波动，这些因素包括由第三方运营的油井数量、大宗商品价格(主要是石油和天然气)的波动、
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与运营商决策相关的生产率、监管风险、公司承租人承担油井开发和其他运营成本的意愿和能力，以及基础设施可获得性和持续发展的变化。

人力资本
截至2022年12月31日，本公司及其子公司拥有约1,600名员工，其中包括本公司未合并采矿业务的约1,100名员工，这些业务均未签订集体谈判协议。NACCO认为，它与员工关系良好。

基于市场的薪酬：NACCO认为员工对其成功至关重要，并通过提供基于市场的具有竞争力的整体奖励方案来投资于员工，其中包括工资和工资的组合，以及提高员工生活方方面面的福利方案。公司为员工提供具有竞争力的工资，并与员工的职位、技能水平、经验、知识和地理位置保持一致。为员工提供的福利包括：

•雇员、配偶和受抚养人的医疗、牙科和视力福利；
•灵活支出既可用于医疗保健，也可用于受抚养人护理；
•健康储蓄账户和健康补偿账户，这两个账户都接受公司缴费；
•带薪休假和节假日；
•育儿假；
•短期和长期伤残津贴；
•为员工提供健康激励；
•人寿保险和AD&D保险福利；
•慈善捐赠比赛；以及
•员工援助计划。

员工发展：公司认识到，当员工受到尊重、激励和参与时，其文化和成功就会得到加强。该公司致力于为员工安排任务，充分利用每个员工的技能、才华和潜力，并提供职业成长机会。该公司相信，无论种族、肤色、宗教、性别、性取向、性别认同、国籍、年龄、退伍军人身份或残疾，都应聘用、聘用、培养和提拔完全能够满足每个职位要求的人。

安全：员工在工作场所的安全是公司的核心价值观之一。公司致力于严格遵守有关工作场所安全的适用法律和法规，并提供持续的安全培训、教育和交流。全美矿业协会将NACCO评为安全行业的领先者，根据矿山安全和健康管理局的数据，该公司的事故率一直低于可比矿山的全国平均水平。该公司在州和国家层面获得了100多个安全奖项。积极识别工作场所的危险，管理人员跟踪事故，因此可以采取补救措施来改善工作场所的安全。该公司认为，与“险些达不到预期”、安全事件和协议有关的沟通对于持续开发和保持与安全相关的最佳实践至关重要，并使识别和纠正可能损害员工安全或健康的操作实践成为可能。

公司道德：公司制定了遵守公司行为准则、内幕交易政策和反腐败政策的流程。公司的所有董事和员工每年都要完成关于遵守公司《公司行为准则》的认证。此外，公司所有员工都必须完成年度企业行为准则培训。公司行为准则、内幕交易政策和反腐败政策要求员工遵守适用的法律和法规，保持较高的道德标准，并报告实际或潜在的违规情况。该公司还保留了一条由第三方管理的道德相关热线，个人可以通过该热线匿名提出关切或询问商业行为。

社区参与：该公司支持其当地社区，并致力于帮助他们保持安全、健康和弹性。该公司过去的活动包括企业捐赠、志愿服务和教育。通过公司的配套礼品计划，鼓励和支持社区参与。如果符合计划标准，公司将匹配每位员工最高5,000美元的员工缴费。

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目录表
可用信息
本公司在以电子方式向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交或向美国证券交易委员会(“SEC”)提交这些材料后，在合理可行的范围内尽快提交其年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前报告(Form 8-K)以及对该等报告的任何修订，可通过其网站www.nacco.com查阅。公司网站的内容并未通过引用的方式并入本10-K表格或提交给美国证券交易委员会的任何其他报告或文件中，任何对公司网站的提及仅用于非主动的文字参考。美国证券交易委员会在http://www.sec.gov设有一个互联网网站，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的有关公司和其他发行人的报告、委托书和信息声明以及其他信息。

根据交易法第12b-2条，该公司有资格成为一家“较小的报告公司”，因为在公司最近结束的第二季度的最后一个营业日，该公司的公开流通股不到2.5亿美元。只要公司仍然是一家“较小的报告公司”，它就可能利用美国证券交易委员会的报告要求中的某些豁免，这些豁免本来适用于非较小报告公司的上市公司。

政府监管
本公司的经营须遵守有关员工健康和安全等事项的各种联邦、州和地方法律及法规，以及与煤矿物业的复垦及修复、空气污染、水污染、废物处置及对地下水的影响等有关的某些环境法律及法规。此外，发电行业对其发电活动的环境影响受到广泛的监管，这些影响可能会影响本公司煤炭开采部门的煤炭需求。
煤矿开采需要大量的政府许可和批准。该公司的子公司持有或将持有其所有褐煤开采作业所需的许可证。在本公司子公司持有许可证的煤矿作业中，本公司必须准备并向联邦、州或地方政府当局提交关于任何拟议的煤炭勘探或生产可能对环境、公众和员工健康和安全产生的影响或影响的数据。
如下文所述，一些法律对公司提供服务的煤矿作业和石灰石采石场提出了许多要求。联邦和州法规要求对公司的运营进行定期监控，以确保合规。
石油和天然气的生产、定价和营销的许多方面都受到联邦和州机构的监管。影响石油和天然气行业的法规正在不断进行修订或扩大，这往往会增加受影响行业成员的监管负担，并可能影响本公司矿产管理部门的业绩。
《矿山健康安全法》
1977年的《联邦矿山安全和健康法》规定了所有采矿作业的安全和健康标准。条例是全面的，影响到采矿作业的许多方面，包括采矿人员的培训、采矿程序、爆破、采矿作业中使用的设备和其他事项。联邦矿山安全和健康管理局强制遵守这些联邦法律和法规。
环境法
该公司的煤矿开采业务受修订后的各种联邦环境法的约束，包括：
•1977年《露天采矿控制和复垦法案》(“SMCRA”)；
•《清洁空气法》，包括1990年该法案的修正案(“CAA”)；
•1972年《清洁水法》(“CWA”)；
•《资源保护和恢复法》(“RCRA”)；
•1970年国家环境政策法案(“国家环境政策法”)；以及
•《综合环境反应、赔偿和责任法案》(“CERCLA”)。
除了这些联邦环境法外，各州还颁布了环境法，规定了比类似联邦法律更高水平的环境合规性。这些州环境法要求对煤矿开采作业的许多方面进行报告、许可和/或批准。联邦和州检查员都会定期视察煤矿，以强制执行法规。该公司有持续的培训、合规和许可计划，以确保遵守此类环境法律。环境法律和法规经常发生变化，任何导致更严格和昂贵的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对煤炭开采部门产生重大不利影响。
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露天采矿控制和复垦法案
SMCRA为露天煤矿开采作业的所有方面建立了采矿、环境保护和复垦标准。在州监管机构根据SMCRA采用联邦采矿计划的情况下，州政府成为主要监管机构。

煤矿经营者必须获得SMCRA许可证，并从适用的监管机构续签煤矿作业许可证。这些SMCRA许可证条款包括煤炭勘探、矿山平面图开发、表层土壤清除、储存和更换、覆盖层材料的选择性处理、矿坑回填和分级、保护水文平衡、地面排水控制、矿山排水和矿山排放控制和处理以及重新植被的要求。

虽然采矿许可证有规定的到期日，但SMCRA规定了连续续签的权利。获得露天采矿许可证的费用可能有很大差异，具体取决于为获得许可证而必须提供的信息的数量和类型；然而，获得许可证的费用通常在1 000 000美元至5 000 000美元之间，续签许可证的费用通常在15 000美元至100 000美元之间。

由SMCRA提供的废弃矿场土地基金对某些煤矿开采作业征收费用。所得款项主要用于开垦1977年前关闭的矿场。此外，废弃矿场土地基金还每年向美国矿工联合会联合福利基金(“基金”)转账，该基金为退休煤矿工人提供医疗福利，这些矿工是该基金的受益人。2021年基础设施投资和就业法案以较低的费率重新授权了废弃矿山土地使用费。褐煤价格由每吨0.08美元降至0.064美元，其他露天开采煤炭价格由每吨0.2美元降至0.224美元。这些费用已经重新授权，直到2035财年结束。

SMCRA制定了露天煤矿的运营、复垦和关闭标准。本公司应计提本公司子公司持有采矿许可证的矿山的当前矿场骚乱和最终关闭矿场的成本，包括处理矿井水排放的成本。除了Coyote Creek矿的最后矿场关闭费用外，这些债务基本上没有资金，在整个生产阶段都有资金。

SMCRA规定遵守许多其他主要环境项目，包括CAA和CWA。美国陆军工程兵团监管影响通航水域的活动，美国烟酒火器局监管使用炸药进行爆破。此外，美国环境保护局(EPA)、美国陆军工程兵团和露天采矿复垦与执法办公室(OSMRE)根据CWA和其他法规参与了一系列规则制定和其他行政行动，旨在减少煤炭开采作业对水体的影响。

本公司并不认为本公司的附属公司维持其现有采矿许可证的能力或为其矿山取得未来采矿许可证的能力会有任何重大风险。
《清洁空气法》
燃烧煤炭的过程会导致煤炭中的许多化合物和杂质释放到空气中，包括二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物和其他物质。CAA和相应的国家法律广泛管理向空气中排放的材料，直接或间接地影响着煤矿的开采作业。通过与空气污染物，特别是颗粒物有关的CAA许可要求和/或排放控制要求，对煤矿开采作业产生直接影响。通过对燃煤发电厂排放的二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物和其他化合物的空气排放进行监管，对煤矿开采作业产生间接影响。环保局已经颁布或提出了在一些领域实施更严格的排放限制的法规，其中一些目前正在受到诉讼。收紧限制的总体效果是减少对煤炭的需求。煤炭在发电能力中所占份额的持续减少可能对本公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

各州被要求向环保局提交对其州实施计划的修订，表明每次环保局发布或修订国家环境空气质量标准时，各州将以何种方式达到国家环境空气质量标准(NAAQS)。环保局已经对几种污染物采用了NAAQS，并继续定期审查以进行修订。当环保局对污染物采用新的、更严格的NAAQS时，一些州必须改变现有的SIPs。如果一个州没有修改其战略规划并获得环境保护局的批准，环境保护局可以通过法规来实施修改。因此，排放颗粒物或其他特定物质的煤矿作业和燃煤发电厂受到安全生产计划变化的影响。通过过去几年的这一过程，环保局已经降低了颗粒物、臭氧和氮氧化物的NAAQS。本公司的煤炭开采业务和发电客户可能会直接受到影响，因为当对SIPs进行修订并纳入针对二氧化硫、氮氧化物、臭氧和颗粒物的新的NAAQS时。2019年3月，环保局
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发布了一项最终规则，保留了当前的主要(基于健康的)硫氧化物(SOx)NAAQS，未经修订。目前的基本标准被设定为百万分之75的水平，即每日最高1小时二氧化硫浓度的第99个百分位数，平均为3年。

2011年年中，环保局敲定了跨州空气污染规则(CSAPR)，以解决污染物的州际运输问题。这影响了美国东半部和德克萨斯州的各州。这一规定对燃煤发电厂施加了额外的排放限制，以获得臭氧和细颗粒物NAAQS。环保局于2015年开始实施这一规定，当时二氧化硫和二氧化氮的第一阶段减排生效。第二阶段削减于2017年生效。2016年，美国环保局要求进一步减少氮氧化物排放。美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(“哥伦比亚特区巡回上诉法院”)将CSAPR的更新发回环境保护局，以解决法院认为该规则非法允许重大贡献在顺风向达到最后期限之后继续存在的问题。2018年，环保局最终确定了所有剩余的臭氧指定，以符合2015年臭氧空气质量标准。美国华盛顿特区巡回上诉法院发布了一份每巡回法院的意见，驳回了业界对环保局2015年修订臭氧NAAQS的各种挑战，包括要求环保局在制定标准时考虑某些不利影响和背景臭氧。该公司供应的发电厂均不在臭氧未达标区域内。2022年3月，美国环保局宣布了一项联邦计划，旨在“帮助各州完全履行《清洁空气法》中关于2015年臭氧NAAQS的‘好邻居’义务。这项新计划将覆盖的州数量增加一倍，并要求对大型燃煤电厂的排放进行每日限制。该计划还将在夏季臭氧季节将现有的氮氧化物发电厂交易计划从12个州扩大到25个州，同时从2023年开始逐步降低各州的氮氧化物上限。如果该计划按建议最终敲定，可能会对公司的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

CAA酸雨控制规定作为CAA 1990年修正案的一部分在CAA标题四(“酸雨方案”)中颁布。酸雨计划要求减少燃煤发电厂的二氧化硫排放。酸雨计划现已是一项成熟的计划，本公司相信，所需控制措施的任何市场影响都可能已纳入煤炭市场。

环保局颁布了一项地区性雾霾计划，旨在保护和提高一级地区及其周围的能见度，这些地区通常是国家公园、国家荒野地区和国际公园。该计划可能会限制新燃煤电厂的建设，这些电厂的运营可能会损害I类地区及其周围的能见度。此外，该计划要求某些现有的燃煤电厂安装额外的控制措施，以限制二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等造成雾霾的排放。2007年底，各州被要求向环境保护局提交地区雾霾sips；然而，许多州没有在最后期限前完成。2016年，环保局最终完成了对地区雾霾规则的修订，该规则解决了第二个规划期的要求。2019年9月，环保局发布了最终的区域雾霾指南，表明可能没有必要对已经采用最好的可用改装技术(“BART”)的来源进行重新评估。指导意见还鼓励各国在选择必要的措施时，在能见度益处和其他因素之间进行权衡，以便在自然能见度条件下取得“合理进展”。最后，在比较各种控制方案以确定哪些可能是“成本效益”时，最终指南建议将成本效益与可见性效益进行比较。2021年7月，环保局发布了一份备忘录，澄清了2019年发布的指导意见。虽然这份澄清备忘录试图推翻2019年指南中得出的一些核心结论，但它是在完成制定个别sip的空气分析之后发布的，就在SIP提交给EPA的最后期限2021年7月31日之前发布。由于排放模型的原因，许多SIP提交被推迟，并继续进行开发和审查。在联邦土地管理人对国家公园管理局、美国鱼类和野生动物管理局和美国林务局以及所有相应的公众评议期进行审查后，SIPs已提交给EPA批准。

州政府实施环保局的地区雾霾规则可能会要求Coyote Creek的客户在Coyote Station发电厂产生大量新成本，这可能导致发电厂和Coyote Creek矿提前关闭。北达科他州环境质量部(NDDEQ)最终确定了州实施计划，并于2022年8月提交环境保护局批准。NDDEQ确定能见度正在取得进展，不需要对郊狼电站的排放进行重大控制。尽管NDDEQ做出了决定，但环保局可能需要额外的成本高昂的排放控制，而Coyote Creek的客户投资于此类设备可能在经济上不可行，这可能导致Coyote Station和Coyote Creek矿提前退役。

根据CAA，新的和改良的空气污染源必须符合某些新的污染源标准(“新污染源审查计划”)。上世纪90年代末，美国环保局对美国东部许多燃煤电厂的所有者提起诉讼，指控这些所有者进行了非常规维护，导致排放增加，本应触发这些新的污染源标准的应用。其中一些诉讼已经达成和解，业主同意在他们的燃煤发电厂安装更多的排放控制设备。美国环保局已经澄清了评估新污染源审查(“NSR”)许可计划是否适用于现有空气污染源的拟议项目的程序。根据NSR计划，在建设新的固定排放源或对现有主要排放源进行修改之前，污染源所有者
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或者运营商必须确定新的污染源是否会排放，或者改装是否会使空气排放量超过某些阈值。该规则明确，在两步NSR适用性测试的第一步中，将考虑现有污染源重大改造导致的排放量增加和减少，该测试旨在确定是否存在“显著增加的排放”。2021年10月，环保局拒绝了要求复议和行政搁置最终规则的请愿书；然而，剩余的诉讼和围绕NSR项目规则的不确定性可能会对煤炭需求产生不利影响。任何额外的新控制措施可能会对煤炭需求产生不利影响，这可能会对本公司的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

根据CAA，EPA还采用了有害空气污染物的国家排放标准。2011年12月，美国环保局通过了一项名为汞和空气有毒物质标准(MATS)的最终规则，该规则适用于新建和现有的燃煤和燃油机组。这一规定要求减少细颗粒物中的汞排放，细颗粒物正作为某些金属的替代品受到监管。

该公司的发电客户必须承担大量成本来控制排放，以满足CAA的所有要求，包括MATS和EPA的地区性雾霾计划的要求。这些成本提高了燃煤发电的价格，降低了燃煤发电相对于其他电力来源的竞争力，从而减少了对煤炭的需求。如果本公司的客户不能通过降低成本来抵消控制某些受管制污染物排放的成本，或者如果本公司的客户选择关闭燃煤机组，本公司的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。

全球气候变化继续在美国引起相当大的关注。美国国会审议了旨在减少温室气体排放的气候变化立法，特别是发电厂燃煤造成的温室气体排放。美国或其他州制定和通过有关温室气体排放的法律和法规，或采取其他限制二氧化碳排放的行动，如环保组织反对扩建或改造燃煤发电厂，可能会导致发电机从煤炭转向其他燃料来源。

美国国会继续考虑减少煤炭和其他燃料燃烧产生的温室气体排放的各种提案。这些提议包括征收排放税、减排，包括碳税和“总量管制与交易”计划，以及强制要求或鼓励利用风能或太阳能等可再生资源发电。一些州已经制定了减少温室气体排放的计划。此外，政府机构一直在向开发或销售温室气体排放量较低的替代能源的实体提供赠款或其他财政奖励，这可能会导致来自这些实体的更多竞争。

环保局根据CAA引入了温室气体监管计划，发布了一项调查结果，即包括二氧化碳和甲烷在内的六种温室气体的排放可以合理地预计会危及公众健康和福利。基于这一发现，环保局发布了适用于某些新发电厂的新的温室气体源性能标准。2019年，美国环保署发布了可负担得起的清洁能源(ACE)规则，以减少现有发电机组(EGU)的温室气体排放。与ACE规则之前的清洁电力计划不同，ACE规则将“最佳减排系统”限制为只能“在栅栏内”应用于受影响的燃煤EGU的热率改进技术或系统。这个美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(DC巡回法院)的一组请愿人对ACE规则提出了质疑，该法院随后裁定，EPA撤销清洁电力计划并取消ACE规则是错误的。2021年初，美国环保署发布了燃煤发电厂二氧化碳排放的危害/重大贡献调查结果。此外，华盛顿特区巡回法院的裁决受到包括该公司在内的几方的质疑，美国最高法院批准了移审令。2022年6月，美国最高法院推翻了华盛顿特区巡回法院对ACE规则的裁决，将案件发回华盛顿特区巡回法院。环保局表示，将起草一项新的二氧化碳排放监管规则，根据规则的范围和适用性，可能会对公司的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

2020年《纳税人确定性和灾害税收救济法》延长了《国税法》第45条规定的生产税抵免(PTC)和第48条规定的投资税抵免(ITC)。对于2021年开始建设的设施，风能的临时技术合同延长到目前的淘汰水平(其他方面允许的额度的60%)。对于2021-2022年开工建设的能源地产，太阳能的ITC延长了26%，2023-2025年开工建设的能源地产延长了22%。2025年12月31日后投入使用的太阳能物业将获得10%的ITC税。

2022年8月16日，总裁·拜登签署《2022年降通胀法案》(简称《降通胀法案》)，使之成为法律。通胀削减法案包含数千亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存等条款。这些激励措施可能会进一步加速美国经济摆脱使用化石燃料的转型，并影响对化石燃料的需求。对化石燃料需求和公司的最终影响是不确定的，可能会发生以下变化
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《降低通货膨胀率法》的实施取得了进展。对替代能源的补贴可能会对公司的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

美国尚未执行于2005年2月16日对许多国家生效的1992年《全球气候变化框架公约》(《京都议定书》)。《京都议定书》旨在限制或减少温室气体排放。美国尚未批准《京都议定书》或任何其他温室气体协议的排放目标。尽管美国尚未接受这些国际温室气体限制条约，但各州和环保组织已经提起了大量诉讼和监管行动，试图强制控制二氧化碳的排放；或者阻止建设新的燃煤发电厂。

作为《京都议定书》的后继者，2015年，国际谈判人员根据《联合国气候变化框架公约》(《巴黎协定》)敲定了《巴黎协定》。与《京都议定书》不同，《巴黎协定》对签署国没有约束性的温室气体减排任务。参与国只提交对其温室气体减排目标的说明，并定期提供最新进展情况，不会对未能实现其自行设定的目标进行处罚。《巴黎协定》还包括规定发达国家将提供财政援助以帮助发展中国家实现温室气体目标和适应气候变化的措辞，但没有强制捐款。2020年11月，美国正式退出《巴黎协定》；然而，美国于2021年2月重新加入。重新谈判和执行《巴黎协定》或其他国际协定、环保局迄今颁布的关于温室气体排放的法规或采用新的立法或法规来控制温室气体排放，可能会对公司的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

公众对建造某些新的燃煤排气机组的提议也提出了强烈的反对意见，因为这可能会增加空气排放。这种反对，以及任何反对燃煤EGU或要求披露与全球气候变化相关的信息的公司或投资者政策，也可能减少对公司煤炭的需求或NACCO股票的适销性。此外，限制可用于开发新的燃煤EGU或煤矿或改造现有EGU的资金的政策可能会对未来的全球煤炭需求产生不利影响。未来法律、法规或其他政策或情况对本公司的潜在影响将取决于任何该等法律、法规或其他政策或情况迫使发电商减少对原煤作为燃料来源的依赖程度。鉴于上述各因素均存在重大不确定性，本公司无法合理预测任何该等法律、法规或其他政策可能对本公司的业务、财务状况及经营业绩产生的影响。然而，这些影响可能会对公司的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

本公司相信，在其负责许可的所有煤矿作业中，其已根据CAA获得所有必要的许可，并遵守该等许可。
《清洁水法》
《清洁水法》通过建立溪水水质标准和废水排放处理标准来影响煤矿开采作业。要求定期监测、报告和执行标准的许可证管理向水中排放污染物。煤矿排放的水必须符合这些标准。这些联邦和州的要求可能需要更昂贵的水处理，并可能对公司的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

该公司相信，它已经获得了CWA和相应的州法律所要求的所有许可证，并遵守了这些许可证。在许多情况下，采矿作业需要获得CWA授权或美国陆军工程兵团的许可，才能在美国水域作业。美国陆军工程兵团和美国环保局联合修订了2020年6月《可航行水保护规则》(NWPR)中美国水域(WOTUS)的定义。新的定义在法庭上受到质疑，两起法庭案件导致《西北地区人民权利公约》无效。美国最高法院于2022年10月审理了Sackett诉EPA一案，该案挑战了应该如何确定湿地的联邦管辖权。预计将在2023年6月做出决定。与此同时，2023年1月，环保局发布了一项新规则，重新定义了WOTUS，该规则依赖于2006年Rapanos裁决建立的重要联系测试。新的定义扩大了联邦对土地和水景的管辖权范围，这可能会导致公司的一些业务产生额外的成本，以减轻溪流和湿地的影响。

Bellaire正在处理与俄亥俄州和宾夕法尼亚州前地下煤矿有关的煤渣堆的矿井水排放，并正在处理宾夕法尼亚州前地下煤矿的矿井水。Bellaire预计，它将需要无限期地继续这些活动。贝莱尔在2004年接到宾夕法尼亚州环境保护局的通知，为了获得续签许可证，贝莱尔将被要求建立一个矿井水
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治疗信托基金。有关Bellaire的进一步信息，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注7和附注9。

《资源保护和回收法案》
《资源保护和回收法》(“RCRA”)规定了处理、储存和处置废物，包括危险废物的要求，从而影响了煤矿开采业务。目前，覆盖层、选煤废物等煤矿废物不受危险废物管理。2014年，美国环保局敲定了一项规则，规定了将煤炭燃烧残渣或火山灰(“CCR”)作为非危险废物的管理标准。2018年，美国环保局针对2014年规则的诉讼，最终完成了对2014年规则的修订。一个修订允许州董事(处于拥有批准的CCR许可计划的州)或环境保护局(环保局是许可机构)暂停地下水监测要求，如果有证据表明在该单元的活跃生命期间和关闭后护理期间没有危险成分迁移到最高含水层的可能性。第二次修订允许颁发技术证书，而不是专业工程师。此外，环保局修订了地下水保护标准，并延长了一些必须关闭CCR装置的设施的最后期限。2020年，美国环保局最终敲定了对CCR规则的额外修改，将所有接受CCR的粘土衬砌地表蓄水池归类为无衬砌蓄水池，这导致未能达到含水层位置限制的蓄水池的关闭日期为2021年4月。环保局还设定了停止接收废物的替代期限，以包括由于缺乏能力而包括新的特定地点的替代方案，截止日期不迟于2023年10月15日开始关闭，以及由于永久停止燃煤锅炉而建立的新的特定地点替代方案，有两个最后期限来完成关闭：(A)对于40英亩或更小的地表蓄水池，不迟于2023年10月17日；以及(B)对于面积超过40英亩的地面蓄水池，不迟于2028年10月17日。此外，CCR第B部分最终规则允许设施证明，不合格单位不存在对人类健康和环境造成不利影响的合理可能性。这些新规则可能会提高燃煤发电厂处置CCR的成本，降低它们的竞争力，和/或导致提前关闭，这可能会对煤炭需求产生不利影响，并最终导致为这些工厂服务的煤矿提前关闭，包括关闭本公司的煤矿。任何这种关闭公司矿山的行为都可能对公司的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。

环境保护局的规则免除了在矿场有益使用的CCR，并将其任何规定保留给OSMRE。OSMRE暂停了关于CCR的所有规则制定行动，但可能在未来重新启动这些行动。这些规则制定的结果，以及EPA和OSMRE随后采取的任何行动，都可能影响那些受益于使用CCR的公司运营。如果本公司不能实惠地使用CCR，其用于处理客户CCR的收入可能会因购买替代材料用于实益用途而减少，其成本可能会增加。

《国家环境政策法》
《国家环境政策法》要求联邦机构审查其决定的环境影响，并发布环境评估或环境影响声明。与露天煤矿开采相关的某些行动可能会引发联邦机构进行此类评估。当需要采取《国家环境政策法》行动时，该公司向适当的联邦机构提供所需的信息，以便他们可以完成环境评估。从历史上看，这一过程是漫长的，可能需要几年时间才能完成。2020年，白宫环境质量委员会(CEQ)发布了一项最终规则，更新了最初的NEPA法规；然而，它立即遭到了各州和非政府组织的挑战。2022年4月，CEQ发布了一份新的规则草案，取消了2020年更新后的许多修订。2023年1月，环境质量委员会发布了临时指导意见，指示联邦机构量化每种替代方案的温室气体排放，并使用温室气体的社会成本来计算货币指标，为决策者和公众提供有关拟议行动的气候影响的有用信息和背景。修订后的《国家环境政策法》法规和临时指导意见可能会对公司获得必要许可的能力产生不利影响。

石油和天然气行业的监管
石油和天然气行业受到众多联邦、州和地方当局的广泛监管。影响石油和天然气行业的立法正在不断地接受修订或扩大，这往往会增加监管负担。此外，联邦和州的许多部门和机构都得到了法规的授权，可以发布对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和条例，其中一些规则和条例如果不遵守，将受到重大处罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了经营成本，但这些负担对公司的影响通常不会有任何不同，也不会比行业内其他具有类似类型、数量和生产地点的公司受到的影响更大或更小。

运输的可获得性、条件和成本对石油和天然气的销售有很大影响。石油和天然气的州际运输以及天然气的销售或转售受联邦监管，包括监管州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率，主要由联邦能源管理委员会(“FERC”)监管。联邦和州的法规规定了石油和天然气管道的价格和使用条款
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交通。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。

尽管石油和天然气价格目前不受监管，但国会历史上一直活跃在石油和天然气监管领域。该公司无法预测是否会提出监管石油和天然气的新立法，国会或各州立法机构可能会通过什么提案(如果有)，以及这些提案可能对矿产管理部门产生什么影响(如果有)。原油、凝析油和天然气液体(“NGL”)的销售目前不受监管，按市场价格进行。

环境问题
石油和天然气的勘探、开发和生产作业须遵守严格的法律和条例，这些法律和条例涉及向环境排放材料或其他与保护环境或职业健康和安全有关的问题。该等法律及法规有可能影响本公司矿产权益的生产，从而对矿产管理分部造成重大不利影响。许多联邦、州和地方政府机构，如环境保护局，发布的法规往往要求采取困难且代价高昂的合规措施，这些措施会带来大量的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对不遵守行为的强制令义务。这些法律和条例可要求在钻探开始之前获得许可证，限制钻探和生产活动中可释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度，限制或禁止在荒野、湿地、生态敏感地区和其他保护区内的某些土地上进行建筑或钻探活动，要求采取行动防止或补救当前或以前作业造成的污染，例如封堵废弃的水井或关闭土坑，导致暂停或吊销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制措施，并对作业造成的污染承担重大责任。此类法律法规的严格、连带和连带责任性质可能会迫使经营者对本公司的矿产利益承担责任，而无论其过错如何。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。环境法律和法规经常发生变化，任何导致更严格和更昂贵的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对矿产管理部门产生重大不利影响。

钻井和生产
本公司第三方承租人的经营受到联邦、州和地方各级各类法规的约束。这些类型的监管包括要求获得钻井许可、钻探债券和生成有关作业的报告。公司拥有矿产权益的州以及一些县和直辖市也对以下一项或多项进行监管：
•油井的位置；
•钻井和套管井的方法；
•施工或钻探活动的时间安排，包括季节性关闭野生动物；
•生产率或“允许量”；
•在地面上使用和恢复钻井所依据的属性；
•堵塞和废弃油井；以及
•向地面拥有人和其他第三方发出通知，并与其进行磋商。

州法律规定了钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，这些单位管理着石油和天然气资产的汇集。一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合并或单位化可能由第三方实施，可能会降低公司在单位化物业中的权益。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可估计性提出了要求。这些法律和法规可能会限制公司矿产权益的承租人可以从现有油井生产的石油和天然气数量，或者限制油井数量或运营商可以钻探的地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产税或遣散税。各州不监管井口价格或进行其他类似的直接监管，但未来任何监管措施的影响都可能对矿产管理部门产生实质性影响。这种未来法规的影响可能是限制公司矿产权益可能生产的石油和天然气数量，对这些油井的生产经济性产生负面影响，或限制运营商可以钻探的地点数量。

联邦、州和地方法规对废弃油井、关闭或退役生产设施和管道，以及在公司矿产和特许权使用费权益所涉区域的经营者经营的地区进行现场恢复提出了详细要求。美国陆军工程兵团和许多其他州和地方当局也
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封堵和废弃、退役和场地修复的规定。尽管美国陆军工程兵团不要求保证金或其他财务担保，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。

水力压裂规程
水力压裂是一种重要的常见做法，用于刺激致密地层(包括页岩)生产碳氢化合物，特别是天然气。这一过程涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。CWA通过地下注入控制(“UIC”)计划对地下物质注入进行监管。根据UIC计划，水力压裂通常不受监管，水力压裂过程通常由州石油和天然气委员会监管。然而，近年来，在联邦一级做出了努力来规范水力压裂。拜登政府也表示有意在联邦土地上停止水力压裂。

包括德克萨斯州在内的几个州已经或正在考虑采用可能在某些情况下限制或禁止水力压裂和/或要求披露水力压裂液组成的法规。德克萨斯州立法机构此前通过了一项立法，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品，自2011年9月1日起生效。德克萨斯州铁路委员会随后通过了实施这项立法的规则和条例，适用于铁路委员会颁发初始钻探许可证的所有油井。这项法律要求油井运营商在互联网网站上披露符合《职业安全与健康法案》要求的化学品清单，并将化学品清单与油井完工报告一起提交给德克萨斯州铁路委员会。用来水力压裂一口井的水的总量也必须向公众披露，并提交给德克萨斯州铁路委员会。此外，2013年5月，德克萨斯州铁路委员会发布了一项“油井完整性规则”，更新了钻井、下管和固井的要求。该规则还包括新的测试和报告要求，例如：(1)要求在完井后或停止钻探后提交固井报告，以较晚的为准；(2)对低于可用地下水1,000英尺的井进行额外测试。油井完整性规则于2014年1月生效。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式，或禁止进行一般钻井或特别是水力压裂。

关于水力压裂的公众争议越来越多，涉及压裂液的使用、对饮用水供应的影响、水的使用以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响。全国各地已经发起了一些涉及水力压裂实践的诉讼和执法行动。如果通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，这些法律可能会使进行压裂以刺激致密地层生产的难度或成本更高，并使反对水力压裂过程的第三方更容易基于压裂过程中使用的特定化学物质可能对地下水产生不利影响的指控提起法律诉讼。此外，如果在联邦或州一级进一步监管水力压裂，压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加的影响。该等法规或法规的改变可能导致经营本公司矿产权益的土地的经营者产生大量合规成本，而合规或经营者未能遵守的任何后果可能对矿产管理分部产生重大不利影响。

此外，水力压裂作业需要使用大量的水，而公司矿产权益所涉及的区域的经营者无法找到足够数量的水，或处置或回收钻探和生产作业中使用的水，可能会对他们的运营产生不利影响。此外，新的环境倡议和条例可能包括限制开展某些作业的能力，例如水力压裂或处理废物，包括但不限于与天然气开发或生产有关的产出水、钻井液和其他废物。

在某些情况下，地下注水井的作业被认为会引发地震。这类问题有时会导致下令禁止继续注入或暂停在被确定为可能引起地震活动的某些油井中进行钻探。这种关切还导致一些法域对地下注水井的位置和操作提出了更严格的监管要求。未来针对油井注水引起的地震活动的担忧的命令或法规可能会影响公司矿产权益所涉及的土地的运营。

《濒危物种法》
《濒危物种法》(ESA)和类似的州法律限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。根据与环保组织达成的和解协议，美国鱼类和野生动植物管理局(USFWS)
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被要求确定是否有250多个物种需要被列入欧空局的濒危或濒危物种名单。USFWS尚未完成审查，但新物种仍有可能被列入欧空局名单。公司的一些财产或矿产权益可能位于被指定为或可能被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，以前未受保护的物种可能会在公司拥有权益的地区被指定为受威胁或濒危物种。例如，最近，人们再次呼吁重新审查目前对沙丘蜥蜴的保护措施，并重新考虑将该物种列入欧空局名单。沙棘蜥蜴的栖息地包括二叠纪盆地的部分地区。同样，也有人呼吁重新审视对大圣松鸡的保护措施，在美国西北部的大片地区，石油和天然气生产州都可以发现这种松鸡。该等物种或任何其他物种在本公司拥有矿产权益的地区上市，可能会导致承租人因物种保护措施而产生的成本增加、延迟完成勘探及生产活动，及/或导致经营活动受到限制，从而可能对矿产管理分部产生不利影响。

天然气销售和运输
从历史上看，联邦立法和监管控制影响了天然气的价格和营销。根据1938年的《天然气法》(NGA)和1978年的《天然气政策法》，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来，已经颁布了各种联邦法律，导致完全取消了对以首次销售方式销售的国内天然气的所有价格和非价格控制。根据2005年的《能源政策法案》，FERC拥有禁止操纵天然气市场和执行其规则和命令的实质性执行权，包括评估重大民事处罚的能力。

FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并制定运营商可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响运营商生产的天然气的营销，以及运营商从天然气销售和天然气管道容量释放中获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。如今，州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非歧视性的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售市场的竞争和开放，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖家那里购买天然气。然而，天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，本公司不能保证FERC和国会目前奉行的不那么严格的监管方法将无限期地持续到未来，本公司也无法确定未来的监管变化可能对天然气相关活动产生什么影响(如果有的话)。

根据FERC目前的监管制度，传输服务必须在开放、非歧视性的基础上以基于成本的费率或以市场为基础的费率提供，如果所讨论的运输市场具有足够的竞争。收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州内水域管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC作为NGA下的天然气公司的规管。尽管其政策仍在不断变化，但FERC过去曾将某些辖区内的传输设施重新归类为非辖区内的收集设施，这有可能增加运营商将天然气运输到销售点地点的成本。

石油销售和运输
原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按谈判价格进行。然而，国会可以在未来重新实施价格控制。

原油销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。公共运输管道中的石油运输也受到运价管制。FERC根据州际商法监管州际石油管道运输费率，州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石油管道费率的监管和审查程度，因州而异。只要有效的州际和国内费率同样适用于所有可比较的托运人，公司相信，对石油运输费率的监管不会以任何实质性不同的方式影响其运营，就像这种监管将影响竞争对手的运营一样。

此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，准入受管道公布的关税中规定的部分条款管辖。因此，本公司相信，其运营者一般将与本公司或其竞争对手一样获得石油管道运输服务。

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国家法规
德克萨斯州对石油和天然气的钻探以及生产、收集和销售进行监管，包括征收遣散税和获得钻探许可证的要求。德克萨斯州目前对石油生产市值征收4.6%的遣散税，对天然气生产市值征收7.5%的遣散税。各国还规定了开发新油田的方法、井的间距和作业以及防止浪费石油和天然气资源。各国可根据市场需求或资源节约，或两者兼而有之，管理产量，并可确定油井和天然气井允许的最高日产量。各州不监管井口价格或从事其他类似的直接经济监管，但该公司不能确定他们未来不会这样做。这些规定的效果可能是限制第三方承租人钻探的油井可以生产的石油和天然气的数量，并限制公司的第三方承租人运营商可以钻探的油井或地点的数量。

石油行业还必须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律与资源保护和平等就业机会有关。本公司认为，遵守这些法律不会对其经营业绩或财务状况产生重大不利影响。

综合环境响应、赔偿和责任法
CERCLA和类似的州法律规定了对排放到环境中的危险物质的调查和补救以及对自然资源的损害的责任。公司还必须遵守《应急规划和社区知情权法案》和《有毒物质控制法》的报告要求。

本公司不时成为与环境事宜有关的行政诉讼、诉讼及调查的对象。

由于许多因素，责任的程度和遵守环境法的成本无法确切预测，包括缺乏关于许多地点的具体信息，新的或改变的法律和条例的可能性，新的补救技术的开发，以及关于特定地点的工作时间的不确定性。因此，本公司未来可能会产生与环境事宜有关的重大负债或成本，而该等环境负债或成本可能会对本公司的经营业绩及财务状况产生重大不利影响。此外，不能保证法律或法规的变化不会影响公司的运营方式。

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关于我们的执行官员的信息
下表列出了截至2023年3月1日公司高管的姓名、年龄、现任职位和过去五年的主要职业和就业情况。在任何执行干事和任何其他人之间不存在任何安排或谅解，以根据这些安排或谅解选出该执行干事。

公司的高级管理人员
名字年龄当前位置
J.C.巴特勒，Jr.62总裁和纳斯达克首席执行官总裁和NACoal首席执行官(从2018年之前)
伊丽莎白·I·洛夫曼53 总裁副主计长兼首席财务官(2018年前)
约翰·D·诺伊曼47 总裁副会长，全国有色人种协进会总法律顾问兼秘书长，总裁副会长，NACoal总法律顾问兼秘书长(2018年前)
托马斯·A·麦克斯韦尔45 总裁副-财务规划分析兼财务主管(2018年之前)

公司子公司主要负责人
名字年龄当前位置
J.C.巴特勒，Jr.62总裁和纳斯达克首席执行官总裁和NACoal首席执行官(从2018年之前)
卡罗尔·L·杜因66总裁副局长-NACoal公司运营(2018年前)
约翰·D·诺伊曼47 总裁副会长，全国有色人种协进会总法律顾问兼秘书长，总裁副会长，NACoal总法律顾问兼秘书长(2018年前)
J·帕特里克·沙利文


64 总裁副董事长兼NACoal首席财务官(2018年前)

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项目1A.风险因素

该公司在一个快速变化的环境中运营，其中涉及许多风险。以下讨论突出了其中一些风险，其他风险将在本报告的其他部分讨论。这些风险和其他风险可能对公司的业务、财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。以下风险因素并不是与公司业务相关的风险的详尽列表。可能会出现新的因素或这些风险的变化可能会对公司的业务产生重大影响。

与煤炭开采部门相关的风险

长期采矿合同的终止或违约可能对本公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

煤炭开采部门的几乎所有利润都来自长期采矿合同。尽管该公司拥有长期合同，但许多监管机构以及资金雄厚的政治和环境活动家团体正在投入大量资源开展反煤炭活动，以最大限度地减少或消除使用煤炭作为发电来源。任何客户过早关闭工厂都可能对公司的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

有关Sabine在2023年关闭的讨论，请参阅本表格10-K第2页上的“项目1.商业-商业发展”。

有关可能对采煤业产生重大不利影响的法规的讨论，特别是对环境保护局地区雾霾规则的实施及其对Coyote Creek的潜在影响的讨论，请参阅本表格10-K第8页的“项目1.企业-政府监管”。

NACCO煤炭客户采购量的损失或大幅减少可能会对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

煤炭开采部门客户的收益可能会基于众多因素而不时波动，包括市场状况和客户减少煤炭发电量的发电组合的调整，这可能不是本公司所能控制的。未来对温室气体排放的环境监管、CCR和/或关于增加使用来自可再生能源的电力的新的联邦和州命令可能会加速公用事业公司对煤炭以外的燃料的使用。这些命令，再加上其他使用可再生能源的激励措施，如税收抵免，可能会加快客户发电组合的调整，以减少燃煤发电。

如果煤炭开采部门的任何客户因市场、经济、监管或竞争条件而出现需求下降，可能会对公司的盈利能力、现金流和财务状况产生不利影响。此外，如果任何客户大幅减少或取消向我们购买煤炭，或本公司无法与现有客户续签即将到期的长期销售协议或签订新的供应协议，本公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流可能会受到不利影响。请参阅本表格10-K第2页“项目1.商业--商业发展”以作进一步讨论。

MLMC面临与其资本投资、运营和设备成本、越来越多地使用与燃煤发电竞争的替代发电、客户需求变化和通胀调整相关的风险。

MLMC的盈利能力受制于此项业务的投资亏损风险、采矿成本增加、客户需求变化、来自与燃煤发电竞争的替代发电的日益激烈的竞争以及不利采矿条件的出现。在MLMC，采矿作业的费用不由MLMC的客户报销。因此，MLMC的成本增加或收入减少可能会大大降低公司的盈利能力。MLMC客户需求的任何减少，包括与客户发电厂机械供应减少相关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大减值。

与公司未合并的矿山类似，MLMC的所有生产成本都计入库存，并在交付吨时在销售成本中确认。在有限交货期或无交货期，MLMC可能被要求使用成本和可变现净值较低的方法减少其库存账面价值，这可能对MLMC的经营结果产生不利影响。

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MLMC拥有约1.25亿美元的长期资产，包括房地产、厂房和设备以及一项煤炭供应协议无形资产，该等资产须接受定期减值分析和审查。识别和评估是否存在减值指标，或是否发生事件或环境变化，包括对未来发电厂调度水平的假设、运营成本的变化以及其他影响预期收入和客户需求的因素，需要做出重大判断。未来的实际经营结果可能与这些估计大相径庭，这可能会导致未来一段时间的减值费用，这可能会对公司的经营业绩产生重大影响。

MLMC的盈利能力受到客户对煤炭的需求以及决定销售价格和实际成本的指数变化的影响。MLMC以合同约定的价格出售褐煤，该价格可能会随着时间的推移而改变既定指数的水平。在用于确定煤炭销售价格的指数中，柴油的权重很大。煤炭销售价格中与柴油相关的部分是基于一段时间内的平均价格变化，而柴油价格变化对实际成本的影响更为直接；因此，柴油价格的波动可能会导致MLMC的收益大幅波动。

客户需求因任何原因而发生的变化，包括但不限于客户发电厂的机械可用性降低、由其他能源产生的电力先于煤炭调度、因意外天气条件导致的需求波动、可能导致红山发电厂计划内和计划外停电的法规或可比政策、经济状况(包括经济放缓和用电量相应下降)、政府法规和通货膨胀调整，都可能对MLMC的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

煤炭开采部门的未合并子公司受到客户需求变化和通胀调整带来的风险的影响。

与未合并附属公司客户的合同主要基于“管理费”方法，即补偿包括偿还所有运营成本，外加根据交付的煤炭数量收取的费用。所赚取的费用会根据反映美国整体通胀率的各项指数随时间调整。在生产阶段，未合并附属公司的客户只就交付给他们消费或使用的煤炭向本公司支付协定费用。因此，客户因任何原因减少煤炭使用量，包括但不限于因不可预见的天气状况导致的需求波动、煤炭开采部门客户设施的计划内和计划外停电、计划外设备故障、可能促进风能或太阳能等可再生能源发电调度的经济条件或政府法规或类似政策，以及客户减少煤炭发电的发电组合的调整，可能会对公司的运营业绩产生重大不利影响。由于这些未合并子公司的管理费的合同价格公式，这些业务的盈利能力也受到通胀调整(或缺乏通胀调整)波动的影响，这可能会影响商定的管理费。这些因素可能会大幅降低公司的盈利能力。

美国发电厂煤炭消耗模式的变化可能会对公司的盈利能力产生不利影响。

发电行业的煤炭消耗量受以下因素影响：总体经济状况；电力的总体需求；输电的可用性；来自天然气、核能、水力发电、风能和太阳能等发电替代燃料来源的竞争，以及这些替代燃料来源的位置、可获得性、质量和价格；环境和其他政府法规，包括对燃煤发电厂有影响的法规；以及节能工作和相关政府政策。

影响NACCO客户的公用事业行业的变化也可能对公司产生不利影响。可再生能源的增加有助于减少对燃煤发电的需求。与燃煤电厂相比，效率相对更高、建造成本更低、审批难度更小的天然气发电厂的竞争，最有可能在短期内继续取代大量的燃煤发电。联邦和州政府要求增加使用来自可再生能源的电力，这也对燃煤发电的需求产生了不利影响。这些授权使得替代燃料来源与燃煤发电相比更具竞争力。

联邦和州指令的变化将包括加速使用来自可再生能源的电力，这可能会导致发电行业和该公司客户的煤炭消耗减少。

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煤炭开采部门的某些客户，包括MLMC的客户，受益于或已经受益于根据国内税法第45条规定的税收抵免。这一效益降低了燃煤发电的成本。第45条税收抵免的取消或到期将增加这些设施的燃煤发电成本，并可能导致这些设施生产的电力不如其他发电来源经济，这可能会减少需求，导致煤炭消耗减少。

上述风险中的任何一项都可能导致本公司客户的煤炭消耗量减少，并可能对本公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

政府法规可能会对该公司及其客户提出代价高昂的要求。

采煤业和发电业受到联邦、州和地方当局的广泛监管，涉及的事项包括：雇员的健康和安全、土地使用、溪流和湿地保护、许可证和许可证要求、空气和水的质量标准、植物和野生动植物保护、采矿后采矿财产的复垦和恢复、温室气体和其他材料向环境的排放、地下采矿引起的地表沉陷以及采矿对地下水质量和可用性的影响。要求为现任和退休煤矿工人提供某些福利的立法也影响到了该行业。采矿作业需要大量的政府和监管许可和批准。本公司必须准备并向联邦、州或地方当局提交有关煤炭生产和燃烧可能对环境产生影响的数据。公众，包括非政府组织、反对团体和个人，有法定权利对所要求的许可证和批准发表评论和提出反对意见，并在某些许可证发放后对其提出法律质疑。遵守这些要求既昂贵又耗时，可能会推迟开发或生产的开始或继续进行。新法例及/或法规及命令可能对本公司的采矿业务或其成本结构或其客户造成重大不利影响。所有这些因素都可能大大降低公司的盈利能力。有关进一步讨论，请参阅本表格10-K第8页的“第1项.企业-政府监管”。

该公司受到繁重的联邦和州采矿法规的约束，公司的复垦和矿山关闭义务所依据的假设可能是重大不准确的。

联邦和州法规要求公司按照规定的标准和批准的复垦计划恢复采矿财产，并要求公司获得并定期更新采矿作业许可证。法规要求公司在持有采矿许可证的作业中产生回收目前矿场骚乱的费用。对公司总的填海和矿山关闭负债的估计是基于许可证要求和公司与这些要求相关的工程专业知识。虽然管理层定期审阅估计的填海负债，并相信所有预期的填海及与关闭矿山有关的其他成本已录得适当的应计项目，但如果实际成本与假设有所不同或政府条例有重大改变，估计数字可能会有重大变动。这些变化可能会对公司的业务产生重大不利影响，并可能显著降低其盈利能力。

《清洁空气法》可能会减少对煤炭的需求。

燃烧煤炭的过程会导致煤炭中的许多化合物和杂质释放到空气中，包括二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物和其他物质。CAA和相应的国家法律广泛管理向空气中排放的材料，直接或间接地影响着煤矿的开采作业。通过与空气污染物，特别是颗粒物有关的CAA许可要求和/或排放控制要求，对煤矿开采作业产生直接影响。通过对燃煤发电厂排放的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物和其他化合物的空气排放进行监管，对煤矿开采作业产生间接影响。美国环保局已经讨论了发布或发布法规，对其中一些化合物实施更严格的排放限制，其中一些目前正在受到诉讼。收紧限制的总体效果是减少对煤炭的需求。煤炭在发电能力中所占份额的减少可能对本公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。有关进一步讨论，请参阅本表格10-K第8页的“第1项.企业-政府监管”。

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煤矿部门的客户运营需要大量的资本支出。

维持和安装发电厂的环境控制需要大量的资本支出。煤炭部门的客户(主要是电力公用事业公司)在维护或升级燃煤电厂方面的资本支出的任何延迟或减少，都可能导致停电天数的增加和煤炭消耗的相应减少。煤炭消耗量的减少可能对煤炭开采部门的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

采矿作业容易受到天气和其他非公司所能控制的条件的影响。

许多公司无法控制的情况可能会减少向公司客户交付煤炭的数量，从而减少煤炭的使用量。这些情况包括天气、流行病、不利的采矿条件、意外的维护问题和替换部件短缺，任何这些情况都可能显著降低公司的盈利能力。

该公司在估计经济上可开采的储量和资源方面面临许多不确定性，估计的不准确可能导致收入低于预期，成本高于预期，盈利能力下降。

本公司第28页“第2项-物业”中有关采矿业务的资料是根据S-K法规第1300分节的要求编制的。当一种矿物的销售价格超过开采、加工和销售该矿物的成本和费用时，该矿物在经济上是可回收的。除其他外，对NACCO未来业绩的预测是基于对矿产储量和资源的估计。对MLMC剩余吨煤炭的矿产储量和资源估计基于许多因素，包括由内部工作人员收集和分析的工程、经济和地质数据，其中包括不同的工程师和地质学家、采矿权覆盖的面积和数量、关于开采速度和采矿作业持续时间的假设，以及原地储量和资源的质量。储量和资源估计的数量和质量都会不时更新，以反映矿物产量、新的采矿或收到的其他数据。

在估计矿物的数量和质量以及开采可开采储量和资源的成本时，存在许多固有的不确定性，包括许多公司无法控制的因素。虽然本公司相信其矿产储量及资源估计是根据既定的做法及在适当的控制下作出的，但矿产储量及矿产资源估计是一项不准确及主观的过程。对矿产储量和资源的估计取决于许多可变因素和假设，其中任何一个因素和假设如果不正确，都可能导致估计结果与实际结果大不相同。这些因素和假设包括：

•地质和采矿条件，包括公司由于煤矿地质构造的性质或其他因素而获得某些矿藏的能力，现有勘探数据可能无法完全识别这些矿藏，可能与过去的经验不同；
•对公司矿产的需求；
•合同安排、业务费用和资本支出；
•开发和填海成本；
•采矿技术和工艺的改进；
•政府机构监管的效果；
•获得、维护和续签所有所需许可证的能力；
•员工的健康和安全；以及
•NACCO将全部或任何部分矿产资源转化为经济上可开采的矿产储量的能力。

因此，与储量和资源有关的实际回收吨位、估计收入、支出和现金流可能与估计大不相同。因此，这些估计可能不能准确反映公司的实际储量和资源。与公司储量或资源有关的任何重大估计错误都可能导致收入低于预期、成本高于预期或盈利能力下降，以及未来现金流的变化，这可能对公司的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生重大不利影响。此外，未来储量和资源估计可能会受到美国证券交易委员会对矿业公司财产披露要求的解释或变化的不利影响。

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所有权上的缺陷或某些物业的租赁权益的损失可能会限制本公司开采煤炭储量的能力，或导致重大的意外成本。

该公司大部分的煤矿开采业务都是在租赁物业上进行的。所有权缺陷或失去租约可能对开采相关煤炭储量的能力产生不利影响。在本公司承诺开发该等物业或煤炭储备之前，本公司不得核实租赁物业或相关煤炭储量的所有权。在公司获得必要的许可并完成勘探之前，公司不得承诺开发房地产或煤炭储量。因此，公司打算出租或开采的财产的所有权可能存在缺陷，禁止进行采矿作业。同样，租赁权益可能受制于第三方的上级财产权。为了在存在这些缺陷的物业上进行采矿作业，本公司可能会产生意外成本。此外，一些租约要求该公司生产最低数量的煤炭和/或支付最低生产特许权使用费。如果公司不能满足这些要求，可能会导致租赁权益终止。

与NAMing细分市场相关的风险

本公司的命名业务于最近期间录得增长，可能无法维持增长或有效管理未来的增长。

该公司最近几年扩大了整体命名业务、运营和员工人数。随着公司扩大NAMING业务，包括佛罗里达州以外地区的增长，NAMING的运营费用可能会继续增加。随着NACCO继续发展NAMING业务，公司必须有效地整合、发展和激励新员工以及提拔或调任新角色的现有员工，同时保持业务执行的有效性。在一定程度上，NAMING的成功取决于它以高效和有效的方式整合新客户的能力。该公司预计，在充分实现预期的长期收益之前，它将继续产生与未来增长相关的成本和资本支出，这些投资的回报可能较低，发展速度可能慢于预期，或者可能永远无法实现。如果公司不能有效地管理这种增长和相关费用，公司可能无法利用市场机会或保持竞争力。本公司也可能无法执行其业务计划或对竞争压力做出反应，其中任何一项都可能对NAMING业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。

南宁面临着来自选择自行开展采矿作业的集料生产商以及其他矿业公司的竞争。

NAMING面临着来自现有和潜在客户的竞争，这些客户有能力执行或聘用其他公司来执行NAMING提供的服务。南宁不能确定其现有客户未来会继续将这些服务外包给南宁，这可能会对南宁的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。

本公司在开发新的采矿项目时存在风险。

公司不时寻求开发新的采矿项目，包括Thacker Pass项目。与此类项目相关的风险可能是巨大的。新的采矿项目可能需要长达几年的时间才能完成，而且很复杂，需要大量的资本支出。这些项目面临重大风险，包括延误、极端天气事件、所需材料成本的意外增加以及与材料、设备或服务的第三方供应商的纠纷，完成的项目可能无法产生预期的运营或财务效益，其中任何一项都可能对公司的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

NAMING业务目前在地理上集中，因此受到区域经济风险、监管条件、自然灾害、恶劣天气事件或其他影响佛罗里达州的情况的影响。

截至2022年12月31日，NAMING运营的采石场有75%以上位于佛罗里达州。长期的经济低迷或佛罗里达州矿业或建筑业监管条件的不利变化可能导致对NAMING服务的需求大幅减少。发生的事件佛罗里达州发生一起或多起自然灾害、恶劣天气事件、恐怖袭击或破坏性政治事件可能会对NAMING业务造成不利影响。

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与矿产管理部门相关的风险

本公司无权控制其由第三方开采的天然气、石油和煤炭储量的开发和运营时间。

该公司在美国大陆拥有矿产和特许权使用费权益。该公司不开发石油和天然气储备，也不是天然气和石油生产商。本公司的收入来自基于特许权使用费的租赁，根据该租赁，承租人根据其出售的天然气、石油和煤炭向本公司支付款项。未来基于特许权使用费的收入取决于公司矿产面积上正在开发和运营的油气井的数量。进行油气井开发和运营的决定是由第三方运营商做出的，而不是由公司做出的，并取决于公司控制之外的许多因素，包括大宗商品价格(主要是天然气)的波动、监管风险、公司承租人承担油井开发和其他运营成本的意愿和能力、储量的开采率以及基础设施可获得性和持续开发的变化。较低的大宗商品价格可能会减少第三方运营商能够经济地生产的石油和天然气数量。如果在公司拥有矿产和特许权使用费权益的地区采用与水力压裂工艺相关的新的联邦或州限制，公司的承租人可能会产生额外的成本或许可要求，以满足这些要求，这些要求可能会很大，并可能导致勘探、开发或生产活动的额外限制、延迟或削减。此外，如果承租人遇到财务困难，承租人可能无法支付特许权使用费或继续经营。如果承租人未能支付特许权使用费，本公司有权终止租约、收回物业并履行租约规定的付款义务。如果该公司收回其任何财产，它将寻求替代承租人。然而，公司可能无法找到替代承租人，如果找到了，公司可能无法在合理的时间内以优惠条款签订新的租约。此外，如果公司能够与新的承租人签订新的租约，替代的承租人可能无法达到与其取代的承租人相同的生产或销售价格水平。这些风险中的任何一项都可能大幅降低公司预期的特许权使用费收入和公司的盈利能力。

矿产是一种枯竭的资产。除非本公司以新的矿产及特许权使用费权益取代现有的矿产及特许权使用费权益，而第三方承租人发展该等矿产及特许权使用费权益，否则本公司的储量及特许权使用费收入将会下降。

生产石油和天然气的储集层通常以产量下降为特征，这取决于储集层的特征和其他因素。除非本公司的第三方承租人成功地进行持续的油井开发活动，或者本公司继续收购矿产和特许权使用费权益，否则随着这些储量的耗尽，与本公司矿产和特许权使用费权益相关的产量和收入将会下降。矿产管理部门未来的现金流和经营业绩在很大程度上取决于第三方运营商在开发公司当前和未来的矿产和特许权使用费权益方面的成功。这些运营商可能无法获得开发该公司矿产权益所需的资本。该公司可能无法获得或找到足够的额外矿产和特许权使用费权益，以取代第三方运营商目前和未来的生产。此外，该公司用来预测未来特许权使用费收入的下降曲线受到许多假设和限制的影响。天然气井的初始产量很高，在进入相对稳定的长期生产之前，会经历一段自然下降的过程。递减率可能因井深、井长、地层压力和设施设计等因素而异。这些风险中的任何一项都可能大幅降低公司预期的特许权使用费收入和公司的盈利能力。

矿产管理部门的几乎所有收入都来自特许权使用费支付，而特许权使用费是根据公司权益所涉土地生产的石油和天然气的销售价格计算的。由于公司无法控制的因素，石油和天然气的价格是不稳定的。大宗商品价格大幅或持续下跌可能会对矿产管理部门的财务状况或经营业绩产生不利影响。

矿产管理部门的收入和经营业绩在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。从历史上看，石油和天然气价格一直是波动的，受到以下因素的影响：供需变化、市场不确定性和公司无法控制的各种额外因素；市场对未来石油和天然气价格的预期；全球石油和天然气勘探和生产水平；勘探、开发、生产和输送石油和天然气的成本；外国进口和美国石油和天然气出口的价格和数量；美国国内生产水平；产油区的政治和经济状况；石油输出国组织成员国同意和维持石油价格和生产管制的能力；石油和天然气衍生合约的交易；消费品需求水平；天气状况和自然灾害；影响能源消耗、能源储存和能源供应的技术进步；国内和外国政府的条例和税收；恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响，包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突和相关的石油和天然气进口禁令以及
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美国在中东的军事行动和经济制裁，如美国对伊朗石油和天然气出口实施的制裁；石油和天然气管道和其他运输设施的接近性、成本、可用性和能力；替代燃料的价格和可用性；以及国内和全球的整体经济状况。大宗商品价格大幅或持续下跌可能会对矿产管理部门的财务状况或经营业绩产生不利影响。

与公司结构相关的风险

NACCO普通股的股息支付金额和频率可能会发生变化。

董事会有权决定股息的支付金额和频率。有关是否派发股息及派息金额的决定，是根据盈利、资本及未来开支要求、财务状况及董事会可能考虑的其他因素而作出的。因此，NACCO普通股的持有者不应依赖于过去支付的特定金额的股息作为未来将支付的股息金额的指示。

NACCO的证券价格可能会波动。

公司普通股的价格可能会因各种市场和行业因素而波动，这些因素可能会大幅降低NACCO普通股的市场价格，无论经营业绩如何，这些因素包括(I)公司的季度和年度业绩以及业内其他上市公司的实际或预期波动；(Ii)行业周期和趋势；(Iii)政府法规的变化；(Iv)潜在或实际的军事冲突或恐怖主义行为；(V)关于NACCO、其客户或其竞争对手的公告；(Vi)由于交易量低而缺乏交易流动资金，可能会使投资者难以出售股票；及。(Vii)证券市场的一般状况。此外，股票市场总体上经历了很大的波动，这种波动往往与其股票交易公司的经营业绩无关。这些市场波动可能会对公司普通股的交易价格产生不利影响，无论NACCO的实际经营业绩如何。由于所有这些因素，该公司普通股的投资者可能无法以或高于他们支付的价格转售他们的股票。此外，NACCO可能会因任何此类股价波动而成为证券集体诉讼的对象，这可能会转移管理层的注意力，并对公司的经营业绩产生重大不利影响。

NACCO的公司注册证书和章程包括可能阻止收购企图的条款。

公司的公司注册证书、章程和特拉华州法律中包含的条款可能会使第三方更难收购公司，即使这样做可能对NACCO的股东有利。公司章程和公司注册证书的条款规定了各种程序和其他要求，这可能会使股东更难影响某些公司行为。这些条款可能会限制某些投资者未来可能愿意为纳斯达克普通股支付的价格，并可能产生推迟或阻止控制权变更的效果。

该公司的股票回购计划可能会影响NACCO普通股的价格，增加波动性，可能不会提高长期股东价值。

公司董事会已经批准了一项股票回购计划。根据股票回购计划进行的任何回购的时间和金额由公司管理层根据一系列因素来决定，这些因素包括资本的可获得性、其他资本分配选择、公司A类普通股的市场状况以及其他法律和合同限制。股票回购计划不要求本公司购买任何特定数量的股票，可在不事先通知的情况下修改、暂停、延长或终止，并可通过公开市场购买、私下谈判交易或其他方式执行。

股票回购计划下的回购可能会影响公司A类普通股的价格。股票回购计划的存在可能会导致公司A类普通股的价格高于没有这种计划时的价格，并可能减少公司A类普通股的市场流动性。不能保证任何股票回购将提高股东价值，因为公司A类普通股的市场价格可能会跌破公司回购股票的水平。虽然股票回购计划旨在提高长期股东价值，但不能保证它会做到这一点，而且A类普通股的短期价格波动可能会降低该计划的有效性。此外，股票回购计划并不要求本公司以任何金额或数量回购本公司的
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A类普通股，可随时停牌或停牌，任何停牌或停牌都可能导致公司A类普通股的市场价格下跌。

NACCO是一家较小的报告公司，不能确定适用于较小报告公司的减少的披露要求是否会降低该公司的普通股对投资者的吸引力。

该公司目前是1934年证券交易法所定义的“较小的报告公司”，因此允许在美国证券交易委员会提交的文件中提供简化的高管薪酬披露和其他减少的披露。披露的减少可能会使该公司的业绩更难与其他上市公司进行比较。

NACCO无法预测投资者是否会因为这些豁免而发现该公司的普通股吸引力下降。如果一些投资者因此发现NACCO的普通股吸引力下降，该公司普通股的交易市场可能会不那么活跃，股价可能会更加波动。

公司创始家族的某些成员拥有相当数量的A类和B类普通股，如果他们齐心协力，就可以控制董事选举的结果和其他股东对重大企业行动的投票。

公司有两类普通股：A类普通股和B类普通股。A类普通股的持有者有权每股投一票，截至2022年12月31日，A类普通股持有者约占公司投票权的27%。B类普通股持有者每股有权投10票，截至2022年12月31日，持有B类普通股的股东占公司剩余投票权。截至2022年12月31日，公司扩大创始家族的某些成员持有约34%的公司已发行A类普通股和约99%的已发行B类普通股。在这种普通股的基础上，公司创始大家庭中的某些成员可以行使公司总投票权的大约81%。尽管这些大家庭成员之间没有书面或其他形式的投票协议，但如果他们一致采取行动，他们可以控制董事选举的结果，以及对重大公司行动的其他股东投票，例如对公司注册证书的某些修订，以及对公司或其几乎所有资产的出售。由于公司创始大家庭的某些成员可能会阻止其他股东对重大公司行动施加重大影响，公司可能不是一个有吸引力的收购目标，这可能会对其普通股的市场价格产生不利影响。

一般风险因素

由于税法、收益组合和其他因素的变化，公司的有效所得税税率可能是不稳定的，并可能发生重大变化。

该公司在美国须缴纳所得税，实际所得税税率受到某些美国联邦所得税优惠的影响，这些优惠目前适用于煤炭开采和石油和天然气勘探开发公司。未来的经营业绩可能会受到公司有效所得税税率的变化的影响，这是由于法定税率的提高或减少或消除了百分比损耗，以及受益于百分比损耗的实体与不受益于百分比损耗的实体之间的收益组合的变化.

当前和未来的资本和信贷市场状况可能会对公司以合理条款获得银行融资的能力产生不利影响。 某些金融机构已采取行动，限制包括煤炭开采在内的化石燃料行业公司的可用融资，这可能导致借款成本增加或公司将融资维持在当前水平的能力增加。

该公司可能无法以合理的条款获得融资。从历史上看，公司一直通过经营现金流和信贷安排下的借款来满足其流动性需求(包括支付股息和为营运资本和计划资本支出提供资金所需的资金)。该公司的全资子公司NACoal拥有高达1.5亿美元的循环信贷额度，将于2025年11月到期。本公司进入资本市场的能力以及可获得融资的成本和条款取决于许多因素，包括由于目前市场对化石燃料的情绪而对拥有煤炭和/或石油和天然气敞口的公司的信用风险。某些金融机构已采取行动，限制向生产或使用化石燃料的实体提供融资。能源行业的动荡，再加上最近的破产，以及拥有煤炭和/或石油和天然气敞口的公司被认为存在更多信用风险，导致传统银行贷款机构寻求减少或消除对这些公司的贷款敞口。无法获得银行融资，或
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以与此类债务的现有条款同样优惠的条款进行再融资，可能会对公司的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

如果不能获得财务保证，以确保获得复垦和其他长期义务，包括可接受条件下的保证金和信用证，可能会影响NACCO的开采能力。

联邦和州法律要求公司提供财务担保或财务担保，以确保履行或支付某些长期义务，如矿山关闭或开垦成本、联邦和州工人补偿以及黑肺福利成本、租赁和其他义务。未来的联邦和州法律法规可能要求更高的财务担保金额，包括由于用于计算保证金或担保金额的某些因素的变化。债券发行人可能会要求更高的费用或额外的抵押品，包括现金或信用证或其他在续签时不太有利的条款。由于州和联邦法律要求公司在开始或继续采矿前必须持有保证金或其他可接受的担保，未能维持担保保证金、信用证或其他担保或担保安排将对纳斯达克的采矿能力造成重大不利影响。这种失败可能是多种因素造成的，包括缺乏可获得性、更高的费用或不利的市场条款、第三方担保债券发行人行使其拒绝续签担保的权利，以及根据公司的融资安排条款对当前和未来的第三方担保债券发行人获得抵押品的限制。此外，由于煤炭行业面临越来越大的信贷压力，担保债券提供商可能会要求现金抵押品，作为提供或维持担保债券的条件。任何此类要求，都可能对公司的流动资金和财务状况产生重大不利影响。如果公司无法满足抵押品要求，也无法以其他方式获得或保留所需的担保债券，则可能无法满足进行采矿作业所需的法律要求。收购担保债券的困难或额外的抵押品要求将增加公司的成本，并可能需要为此更多地使用替代资金来源，这将减少公司的流动资金。

保险范围越来越贵，包含更严格的条款，未来可能很难获得。一些全球保险公司已采取措施，限制包括煤炭开采在内的化石燃料行业公司的承保范围，这可能会导致保险成本大幅增加，或使本公司将保险范围维持在当前水平的能力大幅增加。

该公司拥有多份保单，包括董事和高级职员责任险以及财产和意外伤害险。由于本公司涉及煤矿开采，保险成本可能大幅增加，或者保险公司未来可能限制或决定不为本公司提供保险。此外，如果本公司根据本公司的保单提出重大保险索赔，该等索赔可能会对其以商业合理费率获得未来保险的能力产生重大不利影响。有限的或无法获得保险覆盖范围、保险保费或免赔额大幅增加，或超过其责任保险覆盖范围限额的损失，都可能对公司的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

对环境、社会和治理问题的日益重视和不断变化的预期可能会给公司带来额外的成本，或使公司面临新的或额外的风险。

与环境、社会和治理(“ESG”)事项有关的期望一直在迅速演变和增加。包括美国证券交易委员会在内的政府机构正在加强或推进针对ESG事务的法律、监管和披露要求。对可持续发展问题的高度重视要求持续监测各种不断变化的法律、条例、标准和期望以及相关的报告要求。投资者权益倡导团体、某些机构投资者、投资基金和其他有影响力的投资者也越来越关注ESG实践。公司可能面临来自投资者的压力，他们越来越关注气候变化，要求优先考虑可持续能源实践，减少公司的碳足迹，促进可持续发展。投资者可以要求公司执行ESG程序或标准，作为维持其投资或进行进一步投资的条件。贷款人和保险公司还可以限制对不符合其认可的某些ESG措施的公司的贷款和保险。此外，如果公司的ESG实践与第三方对可接受的ESG实践的看法不一致，公司可能面临声誉挑战。不适应或不遵守监管、投资者或利益相关者的期望和标准的公司，如果正在演变，或被认为没有做出适当的反应，可能会遭受声誉损害，此类公司的业务、财务状况和/或股票价格可能会受到实质性和不利的影响。

该公司可能会面临诉讼，要求能源公司对气候变化的影响负责。

对气候变化风险的日益关注也导致了最近的一种趋势，即地方和州政府机构以及私人原告为持有能源公司而进行的政府调查和私人诉讼
27
目录表
对气候变化的影响负责。过去还曾对电力、煤炭、石油和天然气公司提起过其他公共妨害诉讼，指控它们的业务正在加剧气候变化。这些诉讼中的原告寻求各种补救措施，包括惩罚性和补偿性损害赔偿以及禁令救济。虽然美国最高法院认为，任何联邦普通法都已被CAA取代，因此驳回了针对这些案件中被告的公共妨害索赔，但侵权类型的责任仍然是一种可能性和令人担忧的来源。我们可能会在未来为此类诉讼辩护而招致巨额法律费用。某些州的政府实体也提出了类似的索赔，试图让各种生产化石燃料的公司对这些燃料造成的温室气体排放的所谓影响或与气候变化有关的其他理由负责，例如不当披露气候变化风险。这些诉讼声称气候变化造成了损害，原告正在根据各种侵权理论寻求未指明的损害赔偿和减刑。我们还没有成为这些诉讼的一方，但我们有可能被包括在未来由州和地方政府以及私人索赔人发起的类似诉讼中。

如果NACCO的信息技术系统中断、停止有效运行，或者公司遭遇安全漏洞、网络事件或网络攻击，公司的业务可能会受到影响。

与许多其他公司一样，该公司在正常业务过程中也是恶意网络攻击的目标。涉及企业和其他机构的网络安全事件正在上升。网络威胁正在迅速演变，这些威胁以及获取数字和其他存储介质中信息的手段正变得越来越复杂。网络威胁和网络攻击者可以由民族国家或复杂的犯罪组织赞助，也可以是独立黑客的作品。

随着网络威胁的发展，并变得越来越难以检测和成功防御，未来一次或多次网络攻击可能会破坏公司或第三方服务提供商的安全措施。员工失误或其他违规行为也可能导致安全措施失败和信息系统遭到破坏。此外，公司可能使用的硬件、软件或应用程序存在设计、制造或操作方面的固有缺陷，或者可能无意或有意地实施或使用可能危及信息安全的方式。

安全漏洞和信息丢失可能在发生后的很长一段时间内不会被发现。对数据安全的任何损害都可能导致违反适用的隐私和其他法律或标准、丢失有价值的业务数据或中断公司的业务。涉及挪用、丢失或以其他方式未经授权披露敏感或机密信息的安全漏洞可能会引起不必要的媒体关注，严重损害客户关系和公司声誉，并导致罚款、费用或责任，这些可能不在保单覆盖范围内。

该公司依靠信息技术系统开展业务，记录和处理交易；回应客户询问；购买用品；提供服务；及时交付库存；以及维持具有成本效益的运营。尽管公司做出了努力，但公司的信息技术系统可能不时容易受到用户错误、计算机病毒、停电、第三方入侵和其他技术故障的破坏或中断。

通过公司的业务运营，公司收集和存储来自客户和供应商的机密信息以及来自员工的个人信息和其他机密信息。尽管本公司已采取措施保护此类信息，但不能保证此类信息将受到保护，不会受到未经授权的访问、使用或披露。未经授权的人可能会侵入公司或其供应商的网络安全，如果成功，就会挪用此类信息。此外，获取未经授权访问机密信息的方法经常发生变化，可能很难检测到，这可能会影响公司做出适当反应的能力。

该公司可能会因未能遵守隐私和信息安全法律、未能保护个人信息或未能做出适当回应而承担责任。丢失、未经授权访问或滥用机密或个人信息可能会扰乱公司的运营，损害公司的声誉，并使公司面临客户、金融机构、监管机构、员工和其他人士的索赔，任何这些索赔都可能对公司的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

安全漏洞、网络事件或网络攻击可能包括计算机病毒、恶意或破坏性代码、勒索软件、社会工程攻击(包括网络钓鱼和冒充)、黑客攻击、拒绝服务攻击和其他攻击。支持公司活动的供应商和其他第三方受到的网络安全威胁和涉及的事件可能会影响业务。例如，尽管本公司尚未经历2020年12月广泛报道的SolarWinds Orion网络安全漏洞造成的任何重大影响，但类似的未来事件可能会对本公司产生重大影响。公司正在不断安装新的信息和升级现有的信息
28
目录表
技术系统。该公司使用针对网络钓鱼、恶意软件和其他网络风险的员工意识培训。该公司认为这些事件可能会继续发生，无法预测未来攻击或入侵对业务运营的直接或间接影响。

该公司的经营业绩、财务状况、现金流和股票价格可能会受到流行病、流行病或其他突发公共卫生事件的不利影响。

该公司的经营业绩、财务状况、现金流和股票价格可能会受到流行病、流行病或其他突发公共卫生事件的不利影响。尽管该公司的设施符合联邦指导方针以及州和地方的命令，但任何疫情以及政府当局采取的预防或保护措施都可能对公司的运营、劳动力、供应链或客户产生重大不利影响，包括业务关闭或中断。疫情可能对公司业务造成不利影响的程度取决于未来的事态发展，这些事态发展具有高度的不确定性和不可预测性，包括新爆发的程度、政府公共卫生指南的性质以及公众对这些指南的遵守情况。目前无法合理估计由此产生的任何财务影响，但可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。

即使在任何流行病消退之后，由于经济活动的减少，公司也可能会经历重大的不利影响。

该公司的运营可能会受到其无法控制的自然或人为原因的干扰。

本公司的业务受到其无法控制的自然或人为原因的干扰，包括飓风、严重风暴、洪水和其他形式的恶劣天气、事故、火灾、地震、恐怖主义行为以及冠状病毒等流行病或大流行性疾病带来的实际风险，任何可能导致暂停运营或对人或环境造成损害的情况。虽然公司的所有业务都位于美国，但公司参与了全球供应链，如果政府监管或限制劳动力或产品的流动或阻碍公司人员的旅行，公司进行正常业务运营的能力可能会受到影响，这可能会对公司的运营结果和流动性产生不利影响。

项目1B。未解决的员工意见
没有。

项目2.财产

煤炭开采部门--运营

NACCO拥有的物业

1.0 引言

本10-K表格中有关本公司采矿财产的信息是根据S-K法规第1300分节的要求编制的。在本报告的表格10-K中使用的术语“矿产资源”、“测量矿产资源”、“指示矿产资源”、“推断矿产资源”、“矿产储量”、“探明矿产储量”和“可能矿产储量”的定义和使用符合S-K条例第1300款的规定。根据S-K条例第1300款，不得将矿产资源归类为“矿产储量”，除非有资格的人确定矿产资源可以作为经济上可行的项目的基础。请特别告诫读者，不要假设这些类别中的任何部分或全部矿藏(包括任何矿产资源)将被转换为矿产储量，如S-K条例第1300条所界定。

请读者注意，除了被归类为矿产储量的那部分矿产资源外，矿产资源没有显示出经济价值。推断的矿产资源是根据有限的地质证据和采样进行的估计，对其存在的不确定性太高，无法应用可能影响经济开采前景的相关技术和经济因素，从而有助于评估经济可行性。对推断的矿产资源的估计不得转换为矿产储量。不能假设推断出的矿产资源的全部或任何部分都会升级到更高的类别。必须完成大量勘探，以确定所推断的矿产资源是否可以提升到更高的类别。因此，提醒读者不要假设推断出的矿产资源的全部或任何部分都存在，不要认为它可以成为经济上可行的项目的基础，或者
29
目录表
它永远都会升级到更高的级别。同样，告诫读者不要认为所有或任何部分已测量或指示的矿产资源将转化为矿产储量。见第19页“第1A项--”风险因素“”。

以下资料大部分摘自根据S-K条例第601(B)(96)项和第1300分部分编写的技术报告摘要(“TRS”)，在某些情况下是摘录。TRS是由公司员工编制的。以下信息的部分内容基于本文未完全描述的假设、资格和程序。应参考TRS全文，通过引用将其并入本文，并以表格10-K作为本报告的一部分。关于MLMC的信息由本公司的员工审查，这些员工是S-K条例第1300款所界定的合格人员。

Coteau、Falkirk、Coyote Creek和MLMC都是NACCO的全资子公司，根据基于服务的商业模式，根据与发电公司的长期合同运营露天煤矿。

该公司在客户拥有或控制煤炭吨位的地方经营额外的露天煤矿。本公司根据长期合同开展开采这些客户拥有的煤炭吨位的活动。公司已确定这些财产不受S-K条例第1300条报告的约束，也没有根据S-K条例第1300条估计这些财产的矿产资源或储量。

须按美国证券交易委员会第1300条报告的物业位置如图1.1所示，露天煤矿于2022年期间营运，须按美国证券交易委员会第1300条报告。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/789933/000078993323000016/nacco-20221231_g1.jpg
图1.1 2022年露天煤矿按美国证券交易委员会第1300条报告运营


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目录表
受美国证券交易委员会第1300条报告的煤矿过去三年的煤炭产量摘要已制成表格，载于表1.1产量摘要。

吨(单位：百万)
2020
2021
2022
科图地产公司
12.6
12.5
13.4
福尔柯克矿业公司
7.2
7.9
7.6
郊狼克里克矿业公司
2.02.01.8
密西西比州褐煤矿业公司
2.5
3.03.2
总计
24.3
25.4
26.0

表1.1生产总结

2.0 受条例第1300分节管辖的采矿财产S-K报告
2.1 红山煤矿-密西西比州褐煤矿业公司

MLMC是红山矿的所有者和运营商。红山矿是生产中的褐煤露天矿。在MLMC之前，红山矿场之前没有任何采矿作业。

MLMC合同是公司负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一运营煤炭合同；因此，MLMC合并在NACCO的财务报表中。MLMC以合同商定的价格向客户销售煤炭，每月调整，主要基于反映美国总体通胀率的既定指数水平的变化。MLMC的盈利能力受到客户对煤炭的需求以及决定销售价格和实际成本的指数变化的影响。

MLMC过去三年的煤炭产量摘要已列于表2.1。
吨(单位：百万)
2020
2021
2022
密西西比州褐煤矿业公司
2.5
3.0
3.2
表2.1生产总结

红山煤矿一般每年生产200万至300万吨褐煤。红山煤矿于2000年开始输送煤炭。该矿的所有产品都交付给客户的红山发电厂。

红山煤矿由MLMC运营，位于密西西比州杰克逊市东北约120英里处(图2.1)。进入煤矿的入口是一条铺好的道路，位于骇维金属加工9号以西约1英里处。MLMC拥有约7,773英亩的地表权益和4,761英亩的煤炭权益。MLMC持有租约，授予开采约5,538英亩煤炭权益的权利和使用约5,065英亩地表权益的权利。MLMC持有分租权，根据这些分租权，它有权开采约1,623英亩的煤炭权益。MLMC持有的大部分租约最初是在1970年代中期至1980年代初获得的，租期为50年，其中许多租约可以通过继续采矿作业而进一步延长。墨西哥湾沿岸的褐煤矿床主要发现于沿密西西比湾边缘露头/次露头的狭窄地层带中。密西西比州潜在可开采的第三系褐煤发现于Wilcox组。露头的Wilcox主要由在宽阔平坦平原上沉积的非海相沉积物组成。

阿克曼、尤波拉、斯塔克维尔、路易斯维尔、科斯丘斯科等城镇和许多较小的社区都在红山煤矿半径40英里的范围内，提供了巨大的就业基础。此外，密西西比州立大学(MSU)位于斯塔克维尔煤矿以东约30英里处。MLMC与密歇根州立大学以及当地社区的科学、技术、工程和数学学院(STEM)研究和技能贸易培训有着合作的历史。

红山煤矿从4县电力协会为矿山办公设施和运营提供电力，从乔克托水务协会为矿山办公设施提供水。设备的燃料由迪克森提供。
31
目录表
位于科斯丘斯科的石油公司。红山矿拥有或正在建设采矿作业的所有配套基础设施。

当地进入红山煤矿的途径是密西西比州阿克曼和密西西比州尤波拉之间的骇维金属加工9号公路，该公路连接到彭萨科拉路，彭萨科拉路通往红山煤矿铺设的通路。彭萨科拉路与骇维金属加工9在阿克曼以北约5英里处相连，矿场道路位于骇维金属加工9号以西约1英里处，沿着彭萨科拉路行驶。

乘飞机前往红山煤矿可以使用密西西比州杰克逊的杰克逊-梅德加·威利埃弗斯国际机场，该机场位于矿山以南约104英里处，然后使用地面交通，途经骇维金属加工25号、骇维金属加工15号和骇维金属加工9号。或者，金三角地区机场是一个较小的机场，距离红山矿约50英里，途径骇维金属加工82西，骇维金属加工15南，骇维金属加工9北。

红山煤矿靠近田纳西-汤比比水道和密西西比河的河港。朗德斯县港口位于矿场以东约60英里处。格林维尔港位于矿场以西约135英里处，维克斯堡港位于矿场西南约150英里处。所有港口都由主要的州和联邦高速公路连接。

除了通过公路、航空和水路运输外，堪萨斯城南部(KCS)铁路在阿克曼煤矿以南约5英里处有一个仓库，骇维金属加工9号和骇维金属加工15号都可以到达。MLMC目前拥有红山矿运营和遵守2032年4月之前矿山计划的所有许可证。红山矿没有进行任何矿物加工。

红山矿遇到的地质是地层性质的，沉积序列为沙子、粉砂、粘土和褐煤。地质地层的垂直重复有助于建立和研究红山矿的基线地质、地球化学、岩土工程和地质水文条件。

红山矿的开发始于1997年，2002年开始全面商业交付。采矿作业由四个主要装备舰队组成。一台82立方码的电动拖拉机、四台大型履带式推土机和一支使用41立方码电动绳铲的卡车和铲车车队实现了初步卸料。褐煤是使用露天矿机或液压反铲来装载一队末端自卸运输卡车开采的，并直接运往RHPP或褐煤库存。开采的褐煤煤层的总体平均质量符合发电厂质量要求。因此，MLMC不进行任何矿物加工。

红山矿的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段新建、收购或购买的。设施和设备得到维护，以确保安全和有效地运行。设备维护良好，身体状况良好，并定期更新或更换较新的型号或升级，以跟上现代技术。随着设备的磨损，MLMC将评估哪种替换方案将是最具成本效益的，包括评估新设备和旧设备。

截至2022年12月31日，物业和设备的总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后为8040万美元。

Red Hills矿目前对该物业没有重大负担。在过去的十年里，红山煤矿没有发放过任何违反采矿许可证的行为。当局于二零二零年四月发出一份违例通知书(“十一月”)，原因是水质超标，并已确定并非红山矿场的过错，故无需采取进一步行动。第二次11月因违反水质采样规定而于2022年6月发出。 这两家NOV都与采矿许可证无关。许可要求在《TRS》的17.0节中进行了讨论。



32
目录表
图2.1-红山矿场位置
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/789933/000078993323000016/nacco-20221231_g2.jpg

矿产资源和储量已从《大湄公河次区域矿产资源报告》中汇总，并列入表2.2和表2.3。质量是在收到水分的基础上报告的。表2.2中的价格是根据MLMC每吨29.66美元的经济边际品位计算的。表2.3中的价格是根据MLMC每吨36.06美元的经济边际品位计算的。

在此报告的矿产资源和矿产储量确定中使用的重大假设和标准在日期为2022年12月的密西西比州褐煤矿业公司-红山矿的TRS文件中提供。

TRS第11.0节描述了用于估计矿产资源的主要假设、参数和方法。假设褐煤销售价格为每吨29.66美元，假设最大累计剥离比为18：1。用于模拟褐煤矿床以评估矿产资源的验证钻探数据在第7.2节钻探、8.0节样品准备、分析和安全以及第9.0节数据验证中提供了进一步的描述。

《TRS》第12.0节描述了用于估算矿产储量的主要假设、参数和方法，包括以下内容：
•最大剥离比：14：1；
•以立方码和每吨为单位的采矿生产率与历史表现保持相对一致；
•按单位计算的采矿成本与历史业绩保持相对一致；
•最小可开采褐煤厚度：1.0英尺；
•拼缝前的最小分型厚度：6.0英寸；
•最大开采深度：约320英尺；
•褐煤密度由煤层根据煤芯钻探数据定义，并经稀释参数修正，约为80磅/英尺；以及
33
目录表
•煤层采收率从67%到100%不等。

与采矿过程有关的修正因素，包括贫化参数和技术信息，在第13.0节采矿方法中有详细的描述。支持矿产储量估计的经济因素在第18.0节资本和运营成本和19.0经济分析中描述。

下文表2.2所列矿产资源是通过应用一系列地质和自然限制以及高水平采矿和经济限制来估算的。采矿和经济限制被限制在足以支持估计矿产资源未来经济开采的合理前景的水平。此处报告的分类矿产资源不包括矿产储量。

褐煤
资源分类
吨位
(千吨“千吨”)
等级/质量
热值(Btu/lb)
湿度(%wt)
灰分(%wt)
硫磺(%wt)
密西西比州褐煤矿业公司
测量的
4,3005,21044.612.80.6
密西西比州褐煤矿业公司
已指示
5005,30043.612.70.7
密西西比州褐煤矿业公司
已测量+已指示
4,8005,22044.512.80.6
密西西比州褐煤矿业公司
推论
1,6005,37046.09.90.5

注：
–不属于矿产储备的矿产资源不具有证明的经济可行性，也不能确定全部或任何此类矿产资源将转换为矿产储备。
–矿产资源是原地的，不包括2540万吨(公吨)的矿产储量。
–矿产资源的报告采用每吨29.66美元的经济底线。
–资源的最小接缝厚度为1英尺，最大接收水分基础灰分含量为30%，最低热值为4000 BTU(以接收水分为基础截止值)。
–资源是使用Vulcan软件估计的。
–吨位和质量已四舍五入到QP认为合适的精度水平。可能存在四舍五入导致的求和误差。

表2.2截至2022年12月31日的矿产资源摘要

在考虑与采矿过程相关的修正因素后，下文表2.3所示的矿产储量被确定为已测量和指示的矿产资源量中经济上可开采的部分。推断的矿产资源没有被考虑为矿产储量。

褐煤储量分类吨位
(KT)		等级/质量
热值(Btu/lb)湿度(%wt)灰分(%wt)硫磺(%wt)
密西西比州褐煤矿业公司久经考验18,0005,09043.414.80.6
密西西比州褐煤矿业公司很有可能7,4005,12042.615.40.7
密西西比州褐煤矿业公司总计25,4005,10043.115.00.6

注：
–基于正现金流，矿产储量已被证明是经济的。
–矿产储量是以矿场为单位列报的
–矿井寿命计划中的经济下限平均为每吨36.06美元，用于论证煤炭储量
–采收率因煤层而异，从67%到100%不等
–矿产储量采用最大累计剥离比为14：1的经济界限。在某些情况下，一年的剥离比可能超过14：1，但整个评估区域的平均剥离比不到14：1。
–红山煤矿的历史煤炭回收率已被用来产生矿产储量吨位。
–矿产储量是使用Vulcan软件估算的。
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目录表
–吨位和质量已四舍五入到合格人员认为合适的精度水平(“QP”)。可能存在四舍五入导致的求和误差。

表2.3截至2022年12月31日的矿产储量摘要

表2.4描述了截至2021年12月31日报告的矿产储量和矿产资源量与2022年12月31日报告的矿产储量和矿产资源量之间的差异。


资源分类2021年12月31日吨位(Kt)2022年12月31日吨位(Kt)百分比变化
测量的11,5004,300(63)%
已指示15,200500(97)%
已测量+已指示26,7004,800(82)%
推论—1,600不适用
储量分类2021年12月31日吨位(Kt)2022年12月31日吨位(Kt)百分比变化
久经考验17,20018,0004%
很有可能10,3007,400(28)%
经过验证+可能27,40025,400(7)%

表2.4。上一报告期报告的矿产资源和矿产储量与本报告期的净差额。

截至2022年12月31日的矿产资源和矿产储量反映了对矿山寿命(LOM)计划和经济评估的更新。矿产资源QP修订了用于确定矿产资源分类的方法。方法上的变化包括对质量和厚度截止量假设的订正估计，以及去除较小的煤层和排除某些不再被认为含有可回收煤炭的地区。此外，MLMC在2022年期间交付了320万吨。

2.2无矿产资源或矿产储量的材料特性

Coteau、Falkirk和Coyote Creek的褐煤吨数没有被归类为S-K条例第1300至1305项中定义的“测量资源”、“指示资源”或“推断资源”，因此，没有任何根据这种定义的“已探明”或“可能”储量，因此根据S-K条例第1300至1305项被归类为“勘探阶段财产”。Coteau、Falkirk和Coyote Creek将继续被归类为勘探阶段资产，直到根据S-K法规第1300款建立已探明或可能的矿产储量，即使它们继续向各自的客户输送褐煤。

在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，公司按交付的每吨煤或供暖单位(MMBtu)支付管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通胀的广泛衡量标准一致。客户负责支付所有矿山运营成本，包括最终矿山复垦，并直接或间接提供建造和运营矿山所需的所有资本。这种合同结构消除了该公司对现货煤炭市场价格波动的影响。

Coteau、Coyote Creek和Falkirk各自只有一个客户，他们为这些客户开采和运输煤炭。这些客户在每个矿场附近经营燃煤发电厂(就Coteau而言，还有一个合成天然气和化学/化肥生产设施)。

Coteau、Coyote Creek和Falkirk合同下的销售价格不是市场驱动的。与基于市场因素进行的传统销售不同，根据长期采矿协议的规定，Coteau、Coyote Creek和Falkirk的煤炭销售价格包括(I)开采、加工和交付煤炭所产生的所有成本(即生产成本)和(Ii)交付给客户的每吨煤炭或MMBtu单位的协定利润。生产成本包括煤矿经营中实际发生的所有成本，包括开采、加工和运输煤炭。收入中包括的成本包括所有生产、运输和维护成本，包括但不限于下列类型的成本：
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目录表
◦劳工，包括工资和所有相关的工资税、福利和附带福利，包括福利计划；集体保险、休假和雇员的其他可比福利
◦材料和用品，
◦工具、
◦未资本化或未租赁的机器设备，
◦收购煤炭储量和地表土地权益的成本，
◦租赁机器和设备，
◦电力成本，
◦第三方提供合理和必要的服务
◦包括工伤赔偿在内的保险
◦某些税项，以及
◦填海费用

合同确定的煤炭销售价格包括偿还所有已发生的成本和商定的利润。商定的利润根据既定指数(例如，CPI-U和/或PPI指数)水平的变化进行调整。合同的成本加成性质保证产生的所有成本，包括同期和最终回收，将由各自的客户报销，并消除任何使矿山在合同期限结束时保持正现金流的损失风险。Coteau、Falkirk和Coyote Creek的煤炭销售价格以及盈利能力不会因市场因素而发生任何变化。这些煤矿的盈利能力受到两个因素的影响：对煤炭的需求(因为这会影响计入的商定利润单位)和决定煤炭销售价格的指数的变化(因为这会调整商定的单位利润)。在任何情况下，由于采矿协议的条款，Coteau、Coyote Creek和Falkirk将实现正现金流。

Coteau、Coyote Creek和Falkirk的褐煤吨位的开采只有在与每个矿山各自的客户签订长期采矿协议后才在经济上可行。Coteau矿、Coyote Creek矿和Falkirk矿的开发与各自服务的矿口发电厂的开发同步进行。这些发电厂被设计成完全使用邻近煤矿提供的煤炭。Coteau、Coyote Creek和Falkirk的褐煤没有其他市场，因为运输成本使得向目前矿口运营商以外的任何实体销售都无利可图。

Coteau、Coyote Creek和Falkirk符合可变利益实体(VIE)的定义。在每一种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益者，因为它不行使财务控制；因此，NACCO不在其财务报表中合并这些业务的结果。相反，这些合同被计入权益法投资。与这些VIE相关的所得税前收益在合并经营报表中报告为未合并业务的收益，公司的投资在合并资产负债表中的未合并子公司投资项目中报告

科图

自由煤矿由Coteau运营，一般每年生产1250万至1350万吨褐煤。该煤矿于1983年开始输送煤炭。该矿的所有产品都交付给盆地电气的全资子公司达科塔煤炭公司。然后，达科他州煤炭公司将煤炭出售给合成燃料工厂、羚羊谷站和利兰老站，所有这些工厂都由盆地电气的附属公司运营。合成燃料厂是一家煤气化厂，生产合成天然气，生产化肥、溶剂、苯酚、二氧化碳和其他化学产品供销售。

自由矿位于北达科他州俾斯麦西北约90英里处(图2.2)。自由矿的主要入口通过铺设路面的道路进入，位于15号县道上。Coteau拥有374份租约，授予开采约33,966英亩煤炭权益的权利，以及使用约23,451英亩地面权益的权利。此外，Coteau还拥有33,888英亩的地表权益和4,107英亩的煤炭权益。Coteau持有的几乎所有租约都是在1970年代初获得的，并已被新的租约取代，或具有足以满足Coteau合同生产要求的租约条款。


36
目录表
图2.2-自由地雷位置

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/789933/000078993323000016/nacco-20221231_g3.jpg
Beulah、Hazen和Stanton等城镇以及其他较小的社区都在自由矿半径40英里的范围内，提供了大量的就业基础。员工也来自俾斯麦、米诺特和狄金森等城市，所有这些城市都离矿场不到100英里。

自由矿的电力来自Roughrider Electric合作社，为矿井办公设施和作业提供电力，而矿井办公设施的用水来自西南水务局。设备的燃料由多家当地供应商提供。自由矿拥有或正在建设采矿作业的所有辅助基础设施。

如图2.2所示，在骇维金属加工49号公路上沿比拉向北行驶1英里，然后在21号县道上向北行驶2英里，然后在26号县道上向西行驶3英里，然后在15号县道上向北行驶2英里，即可进入自由矿的主要入口。自由矿的位置。

乘飞机前往自由矿可以通过北卡罗来纳州俾斯麦的俾斯麦市机场，该机场位于自由矿东南约90英里处。从机场出发，通过94号州际公路向西行驶约50英里，从110号出口下高速，在ND骇维金属加工49号公路上向北行驶约28英里，到达新泽西州的贝拉，如上所述，即可通过地面交通进入该矿。

乘坐美铁网络前往自由矿是可能的，美铁网络贯穿北达科他州北部，主要沿着美国骇维金属加工2走廊，途经威利斯顿、米诺特、大福克斯和法戈等较大城市，以及斯坦利、橄榄球和魔鬼湖等较小城市。从这些地点，可以通过29号州际公路或94号州际公路和各种高速公路的地面交通进入矿井。主要公路有美国骇维金属加工2号、美国骇维金属加工83号、美国骇维金属加工85号、美国骇维金属加工200号和美国骇维金属加工281号。

37
目录表
北达科他州的货运铁路服务主要由伯灵顿北圣达菲铁路和加拿大太平洋铁路提供。

煤炭吨位位于北达科他州默瑟县，从北达科他州贝拉以北约两英里处开始。沉积成因的建造沉积在威利斯顿盆地，这是北达科他州西部的主要构造特征。盆地中心位于北达科他州威利斯顿附近，在自由矿西北约100英里处。经济上可开采的煤炭赋存于哨兵巴特组中，并被科尔港组覆盖。科尔港组不整合地覆盖在哨兵巴特组之上。它包括冰期和间冰期沉积所产生的所有未固结的沉积物。岩性类型包括砾石、砂岩、粉砂、粘土和砾石。修改后的冰川水道被犁覆盖的砾石、沙子、粉砂和粘土填满。较粗的砾石和砂层一般仅限于渠道填充物的底部附近。保护区高地部分的总体地层序列由冰层、粉砂岩和粘质粉砂岩组成。

填充式钻井计划由Coteau例行执行，目的是完善与正在进行的操作相关的指导。自由矿的普遍做法是在开工作业前将三到四年区块内的钻井密度收紧到平均660英尺的钻孔间距。然而，也可能计划在更远的地区进行更多的勘探，以增加对未来采矿计划预测的信心。

Coteau利用标准的露天开采技术从拟议的许可区开采煤炭。采矿作业通常按七个事件顺序进行：移除覆岩、移除煤、置换覆岩、最终分级、置换覆岩、重建植被。

自由矿的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段建造、购置或购买的。设施和设备得到维护，以确保安全和有效地运行。设备维护良好，身体状况良好，并定期更新或更换较新的型号或升级，以跟上现代技术。随着设备的磨损，Coteau将评估哪种替换方案将是最具成本效益的，包括评估新设备和旧设备。

截至2022年12月31日，物业、厂房和设备的总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后为9040万美元。

自由矿目前对该财产没有重大负担。在过去的三年里，自由矿没有发放任何NOV。科托目前拥有自由矿运营到2031年的所有许可证。根据需要，将获得将矿山寿命延长至2045年所需的许可证扩建。自由矿没有进行任何矿物加工。

福尔柯克矿

福尔柯克煤矿一般每年生产700万至800万吨褐煤。该煤矿从1978年开始运输煤炭，主要是为发电站--煤溪发电站--输送煤炭。在2022年5月1日被彩虹能源收购之前，Coal Creek Station一直由GRE所有。2014年，福尔柯克开始向GRE旗下的另一座发电站斯皮里特伍德发电站输送煤炭。

福尔柯克矿由福尔柯克公司运营，位于北达科他州俾斯麦以北约50英里处，位于美国骇维金属加工83号公路外的一条铺设好的道路上(图2.3)。Falkirk持有340份租约，授予开采约43,648英亩煤炭权益的权利和使用约24,164英亩地表权益的权利。此外，Falkirk还拥有40,666英亩的地表权益和1,788英亩的煤炭权益。Falkirk持有的几乎所有租约都是在1970年代初获得的，最初的条款因采矿作业的继续而进一步延长。

安德伍德镇和沃什伯恩镇距离矿场不到10英里，附近还有其他小社区。许多员工也居住在俾斯麦和曼丹，两地相距约50英里。

福尔柯克煤矿的电力和水都来自Coal Creek站。然而，福尔柯克的东班换水大楼接受来自麦克莱恩-谢里丹乡村水务公司的水。设备的燃料由多家当地供应商供应，包括：Farstad Oil、密苏里谷石油公司和Enerbase合作资源公司。

福尔柯克矿的主要入口是从骇维金属加工83号公路上的俾斯麦向北行驶约50英里，然后在通道路上向西行驶，第一街西南方向位于安德伍德以南4英里处。矿务局位于西边两英里处。

38
目录表
乘飞机前往福尔柯克矿可以使用北卡罗来纳州俾斯麦的俾斯麦机场，该机场位于福尔柯克矿以南约55英里处，然后使用地面交通，途经美国骇维金属加工83。

Falkirk矿附近的主要铁路系统有加拿大太平洋铁路、BNSF和达科他州密苏里州山谷和西部铁路(DMVW)。DMVW穿过福尔柯克矿山保护区。

煤炭吨位位于北达科他州麦克莱恩县，从北达科他州沃什伯恩镇西北约9英里到北达科他州安德伍德镇以北4英里。在构造上，该地区位于一个克拉通间盆地，其中包含厚厚的沉积岩序列。经济上可开采的煤炭赋存于哨兵巴特组和金银溪组中，并不整合地覆盖在科尔港组上。哨兵巴特地层恰好覆盖在金银溪地层之上。保护区高地部分(哨兵组)的总体地层序列由冰川、粉砂和粘质粉砂、主要哈格尔褐煤层、粉质粘土、哈格尔褐煤区间下部褐煤和粉质粘土组成。在塔维斯溪下面，有一系列从粉质到砂质的粘土，通常都有很薄的褐煤岩层。

在操作上，覆盖层和夹层的清除是使用铲运机、推土机、前端装载机、卡车铲车队和拖拉机来完成的。褐煤是用前端装载机或液压挖掘机开采的，然后装载到运输卡车上，运往库存或通过卡车倾倒场和传送带直接运往客户。

填充式钻井计划由Falkirk例行执行，目的是完善与正在进行的作业相关的指导。Falkirk矿的普遍做法是在开工前将三至四年区块内的钻探密度收紧至平均钻孔间距1320英尺。然而，也可能计划在更远的地区进行更多的勘探，以增加对未来采矿计划预测的信心。

福尔柯克矿的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段建造、购买或购买的。设施和设备得到维护，以确保安全和有效地运行。设备维护良好，身体状况良好，并定期更新或更换较新的型号或升级，以跟上现代技术。随着设备的磨损，Falkirk评估哪种替换方案将是最具成本效益的，包括对新设备和旧设备的评估。

截至2022年12月31日，物业、厂房和设备的总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后为2240万美元。

福尔柯克矿目前对该财产没有重大负担。在过去的三年里，福尔柯克煤矿没有发出任何违规通知。目前没有与LOM计划相关的未完成许可等待监管部门批准。福尔科克矿业公司目前拥有经营和遵守当前采矿计划的所有许可证。福尔柯克矿没有进行任何矿物加工。



39
目录表
图2.3-福尔柯克矿场位置

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/789933/000078993323000016/nacco-20221231_g4.jpg

郊狼小溪

郊狼溪矿一般每年生产150万至200万吨褐煤。该煤矿于2016年开始向郊狼发电站输送煤炭，该发电站由水獭尾部电力公司、北方市政电力局、蒙大拿州-达科他州公用事业公司和西北公司拥有。

郊狼溪矿位于北达科他州俾斯麦西北约70英里处(图2.4)。郊狼溪矿的主要入口是通过一条四英里长的铺装道路进入，这条道路在骇维金属加工49号州外向西延伸。Coyote Creek持有86个租约的分租权，授予开采约8,129英亩煤炭权益的权利和使用约15,168英亩地表权益的权利。此外，Coyote Creek矿山拥有160英亩的地表权益，并拥有四项地役权，可在约352英亩的土地上进行煤矿开采作业。




40
目录表
图2.4-Coyote Creek地雷位置

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/789933/000078993323000016/nacco-20221231_g5.jpg

Beulah、Hazen和Stanton等城镇以及其他较小的社区位于郊狼溪矿半径40英里的范围内，提供了巨大的供应和就业基础。俾斯麦、米诺特和狄金森等一些主要城市也提供了巨大的供应和就业基础，所有这些城市都离矿场不到100英里。

郊狼溪矿为Roughrider Electric Cotors和蒙大拿-达科他州公用事业公司的矿山办公设施和运营提供电力，并为西南水务局的矿山办公设施提供水。设备的燃料由多家当地供应商提供。郊狼溪矿拥有采矿作业的所有配套基础设施。

沿着骇维金属加工49号公路在比拉以南行驶5英里，然后沿着25号县道向西行驶4英里，就可以进入矿井的主要入口。郊狼溪矿的大致位置如图1.0郊狼溪矿的位置所示。

乘飞机前往郊狼溪矿是可能的，使用俾斯麦市机场，北卡罗来纳州俾斯麦市，大约75英里的矿山东南。从机场出发，通过94号州际公路向西行驶约50英里，从110号出口下高速，在ND骇维金属加工49号公路上向北行驶约21英里，到达25号县道，然后在25号县道向西行驶4英里，即可从机场进入矿场。

乘坐铁路前往郊狼溪矿是可能的，该铁路网络贯穿北达科他州北部，主要沿着美国的骇维金属加工2走廊，途经较大的城市威利斯顿、米诺特、大福克斯和法戈，以及较小的城市斯坦利、橄榄球和魔鬼湖。从这些地点，可以通过29号州际公路或94号州际公路和各种高速公路的地面交通进入矿井。主要公路有美国骇维金属加工2号、美国骇维金属加工83号、美国骇维金属加工85号、美国骇维金属加工200号和美国骇维金属加工281号。
41
目录表

北达科他州的货运铁路服务主要由伯灵顿北圣达菲铁路和加拿大太平洋铁路提供。

这些煤炭吨位位于北达科他州的默瑟县，从北达科他州贝拉西南约6英里处开始。沉积成因的建造沉积在威利斯顿盆地，这是北达科他州西部的主要构造特征。盆地中心位于北达科他州威利斯顿市附近，位于郊狼溪矿西北约110英里处。经济上可开采的煤炭赋存于哨兵巴特组中，并被科尔港组覆盖。科尔港组不整合地覆盖在哨兵巴特组之上。它包括冰期和间冰期沉积所产生的所有未固结的沉积物。岩性类型包括砾石、砂粉砂岩、粘土和砾石。修改后的冰川水道被犁覆盖的砾石、沙子、粉砂和粘土填满。较粗的砾石和砂层一般仅限于渠道填充物的底部附近。保护区高地部分的总体地层序列由冰层、粉砂岩和粘质粉砂岩组成。

填充钻井计划由Coyote Creek例行执行，目的是完善与正在进行的操作相关的指导。Coyote Creek矿的普遍做法是在积极作业之前收紧三到四年区块内的钻探密度，使平均钻孔间距达到660英尺。然而，也可能计划在更远的地区进行更多的勘探，以增加对未来采矿计划预测的信心。

在操作上，覆盖层的清除使用铲运机、推土机、前端装载机、挖掘机、卡车车队和拖拉机来完成。褐煤用前端装载机开采，然后装载到拖车上运输到煤堆。

Coyote Creek矿的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段建造、收购或购买的。设施和设备得到维护，以确保安全和有效地运行。设备维护良好，身体状况良好，并定期更新或更换较新的型号或升级，以跟上现代技术。随着设备的磨损，Coyote Creek会评估哪种替换方案将是最具成本效益的，包括评估新设备和旧设备。

截至2022年12月31日，物业、厂房和设备的总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后为1.227亿美元。

郊狼溪矿目前对该物业没有重大负担。在过去的三年里，郊狼溪矿没有发放任何NOV。目前没有与LOM计划相关的未完成许可等待监管部门批准。郊狼目前拥有所有许可，可以让郊狼溪矿运营并遵守预计到2040年的采矿计划。郊狼溪矿没有进行任何矿物加工。

3.0矿产资源储量内部控制信息披露

公司资源和储量的建模和分析是由公司矿山人员开发的，并由包括QPS在内的几个内部管理层进行审查。这些资源和储量估计的发展，包括相关的假设，是合格投资者和公司员工共同努力的结果。这一部分总结了公司制定估计的内部控制考虑因素，包括资源和储量分析和建模中使用的假设。

在确定资源和储量以及资源和储量之间的差异时，管理层制定了具体的标准，每一项标准都必须分别符合资源或储备的资格。这些标准，如经济可行性的证明、参照点和等级，都是具体和可以达到的。QPS和公司管理层就评估资源和储量的标准的合理性达成一致。QPS对使用这些标准的计算进行审查和验证。

对每个重要矿藏位置的估计和假设都是独立制定的。所有的估计都需要结合历史数据和关键假设和参数。在可能的情况下，使用来自普遍接受的行业来源的资源和数据来制定这些估计。设立了审查小组，利用全国各地的专题专家审查用作矿物资源和储量分类基础的成本假设和估计。

地质建模和采矿规划工作是MLMC资源估计的基本假设。这些产出已由公司人员编制和审查。矿山规划决策由公司管理层决定和同意。管理层参考历史采矿结果调整前瞻性模型，包括审查矿藏的实际产量与预测产量水平，并在必要时重新评估采矿。
42
目录表
如果生产结果没有像预期的那样实现，就需要制定新的方法。正在进行的矿藏开采，加上根据公司和客户预期进行的产品质量验证，为矿藏的同质性、连续性和特征提供了进一步的经验证据。地质建模假设根据历史采矿结果进行评估，并在必要时进行调整，以更好地反映实际采矿结果。正在进行的生产质量验证也提供了一种监控任何潜在的质量变化的方法。此外，持续监测矿场内的地面条件，勘测沉陷证据和其他可能表明需要重新评估矿场岩石力学和结构的可见恶化迹象，最终为采矿率和矿场设计提供信息，这是矿产储量估计的基础。

管理层还评估矿产资源和储量估计所固有的风险，例如用于支持矿山规划的地球物理数据的准确性、QPS的变化、识别危险和告知作业存在可开采矿藏。此外，管理层意识到在评估采矿许可证、权利或权利的完整性方面可能存在的差距，或可能直接影响评估矿产资源和储量的能力或影响产量水平的法律或法规变化所带来的风险。高估储量所固有的风险在被披露时可能会影响财务业绩，例如基于矿山寿命估计的摊销变化。

4.0客户所有的物业

南哈尔斯维尔1号矿--Sabine矿业公司

南哈尔斯维尔1号矿一般每年生产150万至200万吨褐煤。该煤矿于1985年开始输送煤炭。该矿的所有产品都交付给西南电力公司(“SWEPCO”)的Henry W.Pirkey工厂(“Pirkey工厂”)。Swepco是一家美国电力公司(“AEP”)。该煤矿的煤炭吨位由AEP拥有和控制。该公司从事开采这些客户拥有和控制的煤炭吨位的活动。

南哈斯维尔1号矿由Sabine运营，位于德克萨斯州达拉斯以东约150英里处，FM968。矿井的入口处有一条铺好的路。Sabine没有所有权、债权、租赁权或选择权收购南哈斯维尔1号矿的任何储量。西南电力公司控制着南哈斯维尔一号矿的所有储量。

AEP打算在2023年淘汰Pirkey工厂。Sabine预计将在2023年3月停止交付。Sabine预计将于2023年4月1日开始最终填海。为矿山复垦提供资金是西南电力公司的责任。

5.0设施和设备

对每个煤矿的设施和设备进行维护，以确保安全和高效地运行。设备维护良好，身体状况良好，并定期更新或更换较新的型号或升级，以跟上现代技术。随着设备的磨损，地雷将评估哪种替换方案将是最具成本效益的，包括评估新设备和旧设备，并继续进行替换。财产、厂房和设备的开采方法和总成本，扣除截至2022年12月31日的适用累计摊销、折旧和减值，见下表：
位置采矿法矿山历史总成本
物业、厂房及设备
(不包括煤田、房地产
和在建工程)，净额
适用累计
摊销、折旧和减值

未合并的采矿业务(单位：百万)
自由矿-科图地产公司具有3条拖缆的拖拉机作业$90.4 
福尔柯克矿--福尔柯克矿业公司具有4条拖缆的拖拉机作业$22.4 
南哈尔斯维尔1号矿--Sabine矿业公司具有4条拖缆的拖拉机作业$15.0 
Coyote Creek矿山-Coyote Creek矿业公司带1条拖缆的拖轮作业$122.7 
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目录表
综合采矿业务
红山煤矿-密西西比州褐煤矿业公司带1条拖缆的拖轮作业$80.4 
NAMING细分市场-运营

NAMING为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，主要运营和维护石灰石采石场的拖拉机，并利用砂石采石场的其他采矿设备。2022年期间，南宁在25个采石场运营了32台拖拉机和其他设备。在32条拖网中，8条为公司所有，24条为客户所有。截至2022年12月31日，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后，NAMING的物业、厂房和设备净额为4240万美元。

石灰石矿的开采过程包括利用拖车从充满水的采石场挖掘石灰石。挖掘出来的石灰石由客户运输和加工。以下地雷在2022年期间投入使用：
地点名称集料位置状态客户NACCO开始运营的年份
白岩--北方石灰岩迈阿密平面WRQ1995
克洛梅石灰岩迈阿密平面西麦斯2003
阿利科石灰岩英国“金融时报”迈尔斯平面西麦斯2004
FEC石灰岩迈阿密平面西麦斯2005
SCL石灰岩迈阿密平面西麦斯2006
中央州聚集在一起石灰岩泽菲尔山平面麦当劳集团2016
中海岸集合体石灰岩萨姆特县平面麦当劳集团2016
西佛罗里达州聚集地石灰岩赫尔南多县平面麦当劳集团2016
圣凯瑟琳石灰岩萨姆特县平面西麦斯2016
中央山石灰岩萨姆特县平面西麦斯2016
英格力斯石灰岩水晶河平面西麦斯2016
泰坦开瓶器石灰岩英国“金融时报”迈尔斯平面泰坦美国2017
棕榈滩聚集地石灰岩洛克哈奇平面棕榈滩聚集地2017
佩里石灰岩拉蒙特平面马丁·玛丽埃塔2018
SDI聚合石灰岩佛罗里达州平面蓝水产业2018
昆斯菲尔德砂石威廉国王郡弗吉尼亚州威廉国王砂石公司。2018
纽伯里石灰岩阿拉丘亚县平面Argos USA，LLC2019
泰坦·彭苏索 (a)
石灰岩迈阿密平面泰坦美国2020
七颗钻石石灰岩帕斯科县平面七颗钻石，有限责任公司2021
约翰逊县砂石约翰逊县在……里面马丁·玛丽埃塔2021
小河砂石阿什当Ar利哈伊·汉森2021
罗瑟砂石埃尼斯TX利哈伊·汉森2021
布鲁克斯维尔水泥厂石灰岩布鲁克斯维尔平面西麦斯2021
白蜡林石灰岩路易斯维尔Ne白蜡林2022
(a) 泰坦Pennsuo的合同于2022年第二季度终止。南宁在2022年和2021年期间在这个位置开采了少量的石灰石。
南宁的客户控制着各自矿山内所有的石灰石和沙子储量。NAMING没有所有权、申索权、租赁权或选择权来收购其提供服务的任何矿山的任何储量。
从第122大道通过一条铺设好的道路可以进入白石矿。
从Krome大道通过一条铺设好的道路进入Krome矿。
要进入Alico矿，必须从Alico路走一条铺好的路。
从西北118大道通过一条铺设好的道路可以进入FEC矿。
44
目录表
从西北第137大道通过一条铺设好的道路可以进入沙中路矿场。
从扬克斯大道通过一条铺设好的道路可以进入中央州立集团矿。
从50号国道通过一条铺设好的道路可以进入中海岸集矿场。
从Cortez大道通过一条铺设好的道路可以进入西佛罗里达Aggregates矿。
要进入圣凯瑟琳矿，需要从673号县路走一条铺好的路。
要进入中央山煤矿，需要从西王骇维金属加工走一条铺好的路。
从骇维金属加工19号南走一条铺好的路就能到达英格利斯矿。
从科克斯鲁路通过一条铺设好的道路可以进入泰坦科克斯鲁克煤矿。
从80号国道通过一条铺设好的道路可以进入棕榈滩集合体矿场。
从Nutall Rise路通过铺设的道路进入Perry矿。
从西南167通过铺设的道路进入SDI Aggregates矿这是大道。
从Dabney‘s Mill路(SR 604)通过铺设的道路进入昆斯菲尔德矿。
进入Newberry矿的途径是从西北郡235号公路(CR 235)通过铺设的道路。
从美国41号公路S/布罗德·圣彼得堡出发，通过一条铺设好的道路进入七颗钻石矿。
从旧州37/N韦弗利公园路走一条铺设好的道路即可到达约翰逊县的矿场。
从小河60号出发，要经过一条土路才能进入小河矿。
从德克萨斯州34S通过一条铺设好的道路进入Rosser矿。
从水泥厂路走一条铺好的路即可到达布鲁克斯维尔水泥厂。
从50号高速公路出发，可通过铺设好的道路进入Ash Grove Louisville采石场。

矿产管理--运营

作为特许权使用费和矿产权益的所有者，该公司获得有关其特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。该公司没有石油和天然气业务公司可以获得的信息，因为特许权使用费和矿产权益的所有者通常不能获得详细信息。因此，无法确定在特定时间点从该公司的矿产权益生产或在其上钻探的确切井数。下表列出了该公司对总生产井和净生产井数量的估计：

2022年12月31日2021年12月31日
毛收入网络毛收入网络
油1,0493.34670.9
天然气25110.139811.4
总计1,30013.486512.3

总油井是指拥有权益的油井总数。

净油井是根据公司的净特许权使用费利息计算的，考虑到总油井的所有权百分比和特许权使用费费率。

该公司目前或未来的大部分矿产和特许权使用费权益可与第三方土地面积合并，形成合并单位。合用按比例减少了公司在合用单元中钻探的油井的特许权使用费权益，并按比例增加了公司具有如此减少的特许权使用费权益的油井数量。

45
目录表
下表包括该公司对石油和天然气矿产权益、NPRIS和ORRIS的面积估计：

2022年12月31日2021年12月31日
总英亩
净版税英亩
总英亩
净版税英亩
阿巴拉契亚
34,66136,19934,66136,199
墨西哥湾沿岸
27,93220,10527,93220,105
二叠纪
77,2782,05063,9981,243
落基山脉
32672— — 
威利斯顿
1,1942,3881,1942,388
总计
141,39160,814127,78559,935

公司可能在同一块土地上拥有不止一种类型的权益，但重叠并不显著。净特许权使用费英亩是根据公司的所有权和特许权使用费计算的，归一化为标准的1/8这是版税租约，并承担1/4的这是未出租英亩的特许权使用费。

下表包括该公司基于盆地或地区的总英亩面积对已开发和未开发面积的估计，并包括矿产权益、NPRIS和ORIS：

2022年12月31日2021年12月31日
已开发种植面积未开发面积总种植面积已开发种植面积未开发面积总种植面积
阿巴拉契亚32,0272,63434,66128,0116,65034,661
墨西哥湾沿岸22,1915,74127,93221,7846,14827,932
二叠纪73,8623,41677,27862,4961,50263,998
落基山脉326— 326— — — 
威利斯顿— 1,1941,194— 1,1941,194
总计128,406 12,985141,391112,29115,494127,785

未开发的英亩要么是未出租和开放的，要么是租赁的英亩，其上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的石油或天然气的地步，无论这些面积是否包含已探明的储量。

46
目录表
生产和价格历史

下表列出了与该公司矿产和特许权使用费权益有关的估计石油和天然气产量数据，以及截至12月31日的年度的某些价格和成本信息：
2022 (4)
2021 (4)
生产数据：
石油(桶)(1)
46,571  32,627 
NGL(Bbl)(1)
61,511  63,559 
残余气体(Mcf) (2)
7,329,985  6,225,422 
总京东方(3)
1,329,747  1,133,756 
平均实现价格：
石油(桶)(1)
$94.31  $66.87 
NGL(Bbl)(1)
$36.81  $29.33 
残余气体(Mcf) (2)
$5.87  $3.36 
平均单位成本
教委会(3)
$4.26 $4.99 
(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

(3) 英国央行。每桶石油当量，1桶当量石油的换算系数为6 mcf的气体。

(4)作为矿产和特许权使用费权益的所有者，该公司获得有关其特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。因此，该公司使用基于油井递减率和先前费用信息的预测来估计2022年和2021年最后两个月的产量和定价数据。

储量的评估和复核

截至2022年12月31日的储量估计是由哈斯石油工程服务公司(“哈斯工程”)编制的。自1980年以来，哈斯工程公司一直为大型和独立的石油公司、公用事业公司、金融机构、投资者和政府机构提供油藏工程服务、咨询和持续支持。哈斯工程不拥有NACCO或公司的任何财产的权益，也不是以或有方式雇用的。哈斯工程截至2022年12月31日的估计探明储量报告的副本通过引用并入本表格10-K的附件99.1。

已探明储量评估的资产位于阿拉巴马州、路易斯安那州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州和怀俄明州，代表公司的所有石油和天然气储量。准备金审计不同于财务审计。储量工程是一个主观的过程，估计经济上可采的石油和天然气的数量，不能以准确的方式测量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能会证明对这些估计进行修订是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。对经济上可开采的石油和天然气以及未来净收入的估计基于几个变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格以及未来的产量和成本。

储量估计是按照石油行业普遍接受的标准工程做法编制的。利用递减曲线分析方法估算了具有足够历史产量数据的压力枯竭型油藏的剩余储量，建立了递减趋势。通过体积分析、同类油藏研究或两者相结合的方法，估算了非压力耗竭驱动机制下的油藏和未动用储量。储量是用确定性和概率性方法估算的。根据“美国证券交易委员会”规定，在必要时采用了适当的方法来估算储量。本报告所列油井的最大剩余储量寿命为50年。

总净探明储量是指扣除所有特许权使用费、凌驾于特许权使用费之上的特许权使用费和由外部各方拥有的恢复权益后，在以下情况下生效的天然气和碳氢化合物液体储量
47
目录表
特定货币余额的支出。所有储量估计都是按照石油行业普遍接受的标准工程实践编制的，并符合美国证券交易委员会制定和通过的指导方针。

储量估算中使用的技术

美国证券交易委员会的储量规则允许使用已经被同一油藏或类似油藏项目的实际生产证明有效的技术，或者通过使用可靠技术证明有效的其他技术，这些技术建立了合理的确定性。“合理确定性”一词意味着高度相信实际回收的石油、天然气和/或天然气的数量将等于或超过估计的数量。为了实现合理的确定性，该公司采用了已经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估本公司已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。公司储量估计的准确性取决于以下因素：

•现有数据的质量和数量以及对这些数据的工程和地质解释；
•关于未来业务费用、开发费用和修井的数额和时间的估计，所有这些都可能与实际结果有很大差异；
•石油、天然气和天然气的未来价格，可能与估计的价格有很大差异；以及
•准备预算的人的判断。

下表是根据公司的独立石油工程公司哈斯工程公司编制的储量报告，公司估计的已探明石油和天然气净储量。该公司的所有储备都位于美国。
截至2022年12月31日的净储备截至2021年12月31日的净储备
石油(桶)(1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
石油(桶)(1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
已被证明是发达的305,710 408,280 25,907,890 167,430 282,230 16,617,360 
事实证明是未开发的32,570 11,030 1,784,670 220 90 1,210 
总计338,280 419,310 27,692,560 167,650 282,320 16,618,570 
(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

作为矿产及特许权使用费权益及非营运权益的拥有人，本公司无须作出资本支出，亦无作出资本支出以将已探明的未开发储量由未开发转为已开发。

内部控制披露

该公司的内部员工与哈斯工程密切合作，以确保用于计算与NACCO资产相关的已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。在储量报告所涉期间，内部技术小组成员定期与独立储量工程师会面，讨论已探明储量估算过程中使用的假设和方法。

本公司已探明储量估计的编制工作已按照内部控制程序完成。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下内容：
•审查和核实历史产量数据，这些数据基于租用公司特许权使用费和矿产权益的第三方生产商报告的实际产量；
•哈斯工程公司在内部员工的直接监督下编制储量估算；
•公司土地部门对财产所有权的核实；以及
•没有一名员工的薪酬与所登记的准备金金额挂钩。

矿产管理部负责工程和财务的副总裁是主要负责监督内部储量估算编制并与哈斯工程公司协调编制第三方储量报告的技术人员。工程与财务副总裁总裁拥有超过15年的行业经验，担任的职位责任越来越大，他直接向凯达普矿业合伙人的总裁汇报，凯达普矿业合伙人是本公司的业务部门，专注于管理和扩大本公司的油气矿产和特许权使用费权益组合。
48
目录表

估算探明储量

下表汇总了截至2022年12月31日的年度内已探明储量的变化：

估算探明储量
石油(桶) (1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
2021年12月31日167,650 282,320 16,618,570 
购买99,345 35,222 202,314 
扩展和发现121,542 68,167 12,801,109 
对先前估计数的修订 (3)
(2,504)95,577 5,405,803 
生产(46,571)(61,511)(7,329,985)
其他(1,182)(465)(5,251)
2022年12月31日338,280 419,310 27,692,560 

(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

(3)对先前估计数的修订包括因大宗商品价格变化、历史和预测业绩以及其他因素而进行的技术性修订。

估计已探明未开发储量(“PUD”)

下表汇总了截至2022年12月31日的一年中PUD的变化：

已探明未开发储量估算
石油(桶) (1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
2021年12月31日220 90 1,210 
购买21,790 5,104 38,571 
扩展和发现10,780 5,926 1,746,099 
对先前估计数的修订 (3)
(220)(90)(1,210)
2022年12月31日32,570 11,030 1,784,670 

(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

(3)对先前估计数的修订包括因大宗商品价格变化、历史和预测业绩以及其他因素而进行的技术性修订。

作为矿产和特许权使用费权益的所有者，该公司通常没有证据或批准运营商的开发计划。因此，已探明的未开发储量估计仅限于那些相对较少的已公开提交钻探许可证的地点。截至2022年12月31日，PUD储量由42口处于不同钻井或完井阶段的油井组成。截至2022年12月31日，该公司总已探明储量的约6%被归类为PUD。

总部所在地

NACCO在俄亥俄州克利夫兰郊区的梅菲尔德高地租用办公空间，作为其公司总部。

Coal Mining and Minerals Management租赁了位于德克萨斯州普莱诺的公司总部办公空间。
NAMING在佛罗里达州梅德利租赁办公和仓库空间。
49
目录表

项目3.法律程序
本公司或其任何附属公司均不参与任何重大法律程序，但与其各自业务相关的普通例行诉讼除外。

项目4.矿山安全信息披露
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)条和S-K法规第104项要求的矿山安全违规行为或其他监管事项的信息包含在与本表格10-K一起提交的附件95中。

50
目录表
第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
NACCO的A类普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“NC”。由于转让限制，公司的B类普通股没有发展或预计会发展的交易市场。B类普通股可以一对一的方式转换为A类普通股。
截至2022年12月31日，登记在册的A类普通股股东683人，登记在册的B类普通股股东120人。

发行人及关联购买人购买股权证券
发行人购买股票证券(1)
期间(a)
购买的股份总数		(b)
每股平均支付价格		(c)
作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数
(d)
根据该计划可购买的最大股票数量(或近似美元价值) (1)
2022年10月1日至31日— $— — $22,659,516 
2022年11月1日至30日— $— — $22,659,516 
2022年12月1日至31日— $— — $22,659,516 
*总计
— $— — $22,659,516 

(1)2021年11月10日，公司董事会批准了一项股票回购计划(“2021年股票回购计划”)，规定在2023年12月31日之前购买至多2000万美元的公司已发行A类普通股。有关公司股票回购计划的讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注12。

第六项。[已保留]








51
目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
概述
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析包含1995年私人证券诉讼改革法意义上的前瞻性陈述。这些陈述是基于管理层目前的预期，可能会受到各种不确定性和环境变化的影响。可能导致实际结果与这些前瞻性陈述中所描述的大不相同的重要因素在下文“前瞻性陈述”标题下陈述。

管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析包括NACCO工业公司。® (“NACCO”或“公司”)。NACCO通过其强大的NACCO自然资源业务组合提供集料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，从而为自然资源带来生机。该公司经营三个业务部门：煤炭开采、北美矿业(“南宁”)和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司运营露天煤矿。NAMING部门是集料、活性碳、锂和其他工业矿物生产商值得信赖的采矿合作伙伴。矿产管理部门，包括凯达普矿业伙伴(“凯达普”)业务，收购并促进矿产权益的发展。北美的缓解资源®(“缓解资源”)提供河流和湿地缓解解决方案。

本公司有未直接归属于可报告分部的项目未计入分部营业利润的计量部分，主要包括与母公司上市公司报告要求有关的行政成本以及Mitigation Resources and Bellaire Corporation(“Bellaire”)的财务业绩。Bellaire管理公司与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。

自2022年1月1日起，该公司改变了其应报告部门的构成。因此，该公司
追溯更改部门营业利润计算对Caddo Creek Resources业绩进行重新分类
公司，LLC(“Caddo Creek”)和Demery Resources Company，LLC(“Demery”)从煤矿部门进入
南宁细分市场，因为这些业务为工业矿产生产商提供采矿解决方案，而不是为电力提供解决方案
一代。煤炭开采部门现在只包括向发电公司输送煤炭的煤矿。此细分市场
报告变更对合并经营业绩没有影响。所有前期分部信息已重新分类为
符合新的演示文稿。

营业利润以下的所有财务报表项目(其他收入，包括利息支出和利息收入、所得税准备金和净收入)在本表格10-K中综合列报和讨论。

有关NACCO子公司的进一步讨论，请参阅本表格10-K第1页开始的“项目1.业务”。有关分部财务和经营数据(包括未分配项目)的其他信息载于本表格10-K综合财务报表附注15。
关键会计政策和估算
该公司对其财务状况和经营结果的讨论和分析是以该公司的综合财务报表为基础的，这些财务报表是按照美国公认会计原则编制的。在编制这些财务报表时，公司需要做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债(如果有)的相关披露的估计和判断。本公司根据过往经验、精算估值及各种其他被认为在当时情况下属合理的假设来评估其估计，其结果构成对资产及负债的账面价值作出判断的基础，而该等资产及负债的账面价值并非由其他来源轻易可见。实际结果可能与这些估计不同。
该公司认为，以下关键会计政策会影响其在编制综合财务报表时使用的更重要的判断和估计。
收入确认：收入在承诺的商品或服务的控制权转移给公司的客户时确认，数额反映了公司预期有权换取这些商品或服务的对价。该公司根据会计准则编纂(“ASC”)主题606“与客户的合同收入”对收入进行会计核算。有关公司收入确认的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注3。
52
目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
长期资产：当环境变化或某些事件的发生显示资产的账面价值可能无法收回时，本公司会定期评估长期资产的减值。在确认减值指标后，本公司通过将资产的使用及其最终处置产生的估计未来未贴现现金流量与资产的账面净值进行比较来评估资产的账面价值。如果资产的账面价值被视为减值，则就长期资产的账面价值超过其公允价值的金额计入减值费用。公允价值估计为于计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债所收取的价格。
该公司定期对潜在的未来开发项目进行审查，并确定某些遗留煤炭资产
未来发展不太可能的地方。长期资产，包括土地、预付特许权使用费和资本化租赁
成本，在2022年被注销，导致非现金资产减值费用为390万美元。有关公司公允价值计量的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注9。
在MLMC，采矿作业的费用不由MLMC的客户报销。因此，MLMC的成本增加或收入减少可能会大大降低公司的盈利能力。MLMC客户需求的任何减少，包括与客户发电厂机械供应减少相关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大减值。MLMC拥有约1.25亿美元的长期资产，包括物业、厂房和设备及其煤炭供应协议无形资产，这些资产须接受定期减值分析和审查。识别和评估是否存在减值指标，或是否发生事件或环境变化，包括对未来发电厂调度水平的假设、运营成本的变化以及其他影响预期收入和客户需求的因素，需要做出重大判断。未来的实际经营结果可能与这些估计大相径庭，这可能会导致未来一段时间的减值费用，这可能会对公司的经营业绩产生重大影响。
所得税：该公司在美国联邦司法管辖区、各州和外国司法管辖区提交所得税申报单。税法要求某些项目在不同的时间列入纳税申报单，而不是在财务报表中反映这些项目。其中一些差异是永久性的，例如不能在纳税时扣除的费用，而一些差异是暂时的，随着时间的推移会逆转，例如折旧费用。这些暂时性差异使用当前制定的税率产生递延税项资产和负债。所得税会计的目标是确认本年度应付或可退还的税额，以及已在财务报表或纳税申报表中确认的事件的未来税收后果的递延税项负债和资产。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的所得税准备中确认。管理层须估计确认递延税项资产及负债的时间，就递延税项资产的未来可扣除项目作出假设，并根据颁布的法律及适用税务管辖区的税率评估递延税项负债，以厘定该等递延税项资产及负债的金额。在某些情况下，计算的递延税项资产和负债可能会发生变化，包括法定所得税税率的变化、法定税法的变化或结构或税收状况的变化。
该公司的税务资产、负债和税费支出受到历史收益和亏损以及公司对未来收益的最佳估计和假设的支持。本公司根据所有可得证据(包括正面及负面证据)，采用可能性较低的准则，评估是否应就其递延税项资产设立估值拨备。这项评估除其他事项外，还考虑了递延税项负债的预定冲销、预计未来的应税收入、税务筹划战略和最近业务的结果。对未来应税收入的假设需要作出重大判断，并与公司用来管理相关业务的计划和估计一致。当本公司根据所有可获得的证据确定递延税项资产更有可能无法变现时，将建立估值拨备。
由于评估已在公司财务报表或纳税申报表中确认的事件的未来税务后果需要重大判断，这些事件的最终解决可能导致对公司财务报表的调整，这种调整可能是重大的。本公司相信目前用来估计本年度应计及递延税项状况的假设、判断及其他考虑因素是适当的。如果由于变化或未来事件，未来税收后果的实际结果与这些估计和假设不同，由此产生的所得税拨备变化可能对公司的经营业绩和财务状况产生重大影响。自2021年以来，该公司参与了美国国税局的一项名为合规保障流程(CAP)的自愿计划。CAP的目标是同时与美国国税局合作，实现联邦税收合规，并在提交纳税申报单之前解决所有或大多数问题。
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
有关公司所得税的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注13。
合并财务汇总

全国有色人种协进会在截至12月31日的年度的经营结果如下：
 20222021
收入：
*煤矿$95,204 $82,831 
**NAMING85,664 78,944 
**矿业管理公司60,242 31,003 
未分配项目2,952 4,695 
**淘汰赛(2,343)(5,627)
总收入$241,719 $191,846 
营业利润(亏损)：
*煤矿$38,309 $45,784 
**NAMING2,202 3,384 
**矿业管理公司52,214 26,080 
未分配项目(23,233)(19,553)
**淘汰赛494 (285)
营业利润总额$69,986 $55,410 
减少利息支出2,034 1,719 
增加利息收入(1,449)(449)
中国关闭了矿山债务1,179 1,297 
减少股权证券的亏损(收益)283 (3,423)
*权益法被投资人的净收益(2,194)— 
**与其他合同终止和解(16,882)— 
与其他，净额(708)(584)
其他收入，净额(17,737)(1,440)
所得税前收入拨备87,723 56,850 
所得税拨备13,565 8,725 
净收入$74,158 $48,125 
有效所得税率15.5 %15.3 %

收入和营业利润变化的组成部分将在下面的“部门业绩”中讨论。

其他收入，净额

2022年第二季度，GRE转让了一栋办公楼的所有权，估计公允价值为410万美元，并根据Falkirk和GRE之间的终止和解除索赔协议，转让了总部位于北达科他州的乙醇企业中西部农业能源集团有限责任公司(“MAG”)的成员单位，估计公允价值为1280万美元。因此，该公司在所附的综合经营报表中确认了1690万美元的“其他合同终止和解”项目。

在从GRE获得会员单位之前，该公司对MAG进行了500万美元的投资。在收到额外的会员单位后，公司开始按以下权益法核算投资
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
会计学。在2022年第三季度，该公司记录了220万美元，这是它在所附综合经营报表中的“权益法被投资人收入”项目中所占MAG收益的份额。

2022年12月1日，HLCP乙醇控股有限责任公司完成了对MAG的收购。交易完成后，NACCO将其在MAG的所有权权益转让给HLCP，并收到1860万美元的现金付款，并在所附综合经营报表中确认了2022年第四季度“其他、净额”项下的130万美元亏损。

利息收入增加100万美元，主要是因为与2021年相比，2022年的利率和平均投资现金余额更高。

权益证券损失(收益)是指按公允价值报告的投资资产市场价格的变化。这一变化
2022年与2021年相比，是由于交易所交易的股权证券的市场价格波动。见附注9至本表格10-K中的合并财务报表对公司投资资产按公允价值报告的再探讨.

所得税

截至2022年12月31日的年度的所得税支出为1360万美元，其中包括150万美元的离散税收优惠，这主要是由于美国国税局对公司2013、2014、2015和2016年的联邦所得税申报单进行了审查，导致不确定的税收状况发生逆转。不包括150万美元的离散税收优惠，2022年的实际所得税税率为17.1%。

截至2021年12月31日的一年，所得税支出为870万美元，其中包括100万美元的离散税收支出。不包括100万美元的离散税收支出，2021年的实际所得税率为13.5%。

与2021年相比，2022年有效所得税率的增加，不包括离散项目的影响，主要是由于不符合百分比耗尽资格的实体的收益增加。折旧百分比的收益与一个时期的税前收入没有直接关系。

有关公司所得税的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注13。

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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
流动资金和资本资源

现金流
下表详细说明了截至12月31日的年度的现金流变化：
 20222021变化
经营活动：   
净收入$74,158 $48,125 $26,033 
折旧、损耗和摊销26,816 23,085 3,731 
递延所得税(8,471)(3,553)(4,918)
基于股票的薪酬7,541 5,561 1,980 
出售资产的收益(2,463)(60)(2,403)
其他合同终止结算(15,552)— (15,552)
资产减值费用3,939 — 3,939 
其他(345)1,973 (2,318)
营运资金变动(17,888)(256)(17,632)
经营活动提供的净现金67,735 74,875 (7,140)
投资活动：   
不动产、厂房和设备以及取得矿产权益的支出(54,447)(44,561)(9,886)
出售资产所得收益2,837 633 2,204 
出售私人公司股权单位的收益18,628 — 18,628 
其他(170)(219)49 
用于投资活动的现金净额(33,152)(44,147)10,995 
融资活动前现金流$34,583 $30,728 $3,855 

业务活动提供的现金净额减少710万美元，主要原因是周转资金提供的现金减少，由经非现金项目调整的净收入提供的现金增加部分抵消。周转资金提供的现金净额减少1 760万美元，主要原因是2022年期间应付账款减少，而2021年期间应付账款因采购和付款的时间安排而增加。公司的非现金项目主要包括折旧、损耗和摊销、递延所得税、基于股票的补偿、资产出售收益、其他合同终止结算和资产减值费用。
 20222021变化
融资活动：   
长期债务和循环信贷协议的净减少额$(3,828)$(25,801)$21,973 
支付的现金股利(6,012)(5,617)(395)
其他— (1,755)1,755 
用于筹资活动的现金净额$(9,840)$(33,173)$23,333 

用于融资活动的现金净额的变化主要是由于与2021年相比，2022年本公司循环信贷额度下的借款减少，偿还金额减少。
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
融资活动
融资安排是在子公司一级获得和维持的。NACoal拥有高达1.5亿美元的有担保循环信贷额度(“NACoal融资”)，将于2025年11月到期。截至2022年12月31日，NACoal贷款机制下没有未偿还的借款。截至2022年12月31日，NACoal贷款项下的超额可用金额为1.163亿美元，反映未偿还信用证减少3370万美元。

NACCO不为NACoal的任何借款提供担保。NACoal融资机制允许在某些情况下向NACCO支付股息和预付款。股息(在NACoal基金允许的范围内)和管理费是NACCO的主要现金来源，使公司能够向股东支付股息。

NACoal融资机制采用基于业绩的定价，根据NACoal融资机制中定义的实现不同水平的债务与EBITDA比率来设定利率。借款按浮动利率计息，外加基于实现的债务与EBITDA比率水平的保证金。自2022年12月31日起生效的基本利率和伦敦银行同业拆借利率的适用保证金分别为1.23%和2.23%。NACoal融资机制有一笔承诺费，这笔费用是基于实现不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费为2022年12月31日未使用承诺额的0.34%。在截至2022年12月31日的一年中，NACoal贷款机制下的平均借款为200万美元。包括浮动息差在内的加权平均年利率在2022年12月31日和2021年12月31日分别为2.54%和4.50%。

NACoal融资机制包含限制性契约，其中要求NACoal保持最高净债务与EBITDA之比为2.75至1.00，利息覆盖率不低于4.00至1.00。NACoal工具提供了向NACCO提供贷款、股息和垫款的能力，但有一些限制是基于保持最高债务到
EBITDA比率为1.50至1.00，或如果大于1.50至1.00，固定费用覆盖比率为1.10至1.00，同时维持NACoal融资机制定义的借款能力的未使用可用性门槛为1,500万美元。截至2022年12月31日，NACoal遵守NACoal融资机制的所有财务契约。

NACoal融资机制下的义务由NACoal的某些直接和间接、现有和未来的
国内子公司，并由NACoal和担保人的某些资产担保，受惯例例外和
限制。

本公司相信，来自手头现金、NACoal融资机制及营运现金流的可用资金将提供足够的流动资金，以满足其于未来12个月及NACoal融资机制于2025年11月届满前产生的营运需求及承诺。

有关公司其他融资安排和租赁的进一步信息，请分别参阅本表格10-K中的综合财务报表附注8和附注10。

不动产、厂房和设备以及矿产权益的支出

下表汇总了实际支出和计划支出(单位：百万)：
计划中的实际实际
 202320222021
NACCO$71.5 $54.4 $44.6 

预计2023年南宁部门的计划支出约为3900万美元，矿产管理部门约为2100万美元，煤炭开采部门约为1000万美元，缓解资源部门约为100万美元。

在NAMING部门，2023年的资本支出主要与购买将在Thacker Pass锂项目使用的设备有关。锯齿矿是Thacker Pass项目的合同矿工。根据合同采矿协议的条款，客户将在设备购买之日起的五年内偿还锯齿公司的这些资本支出。

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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
预计支出将由内部产生的资金和(或)银行借款提供。

资本结构

NACCO的综合资本结构如下：
 12月31日 
 20222021变化
现金和现金等价物$110,748 $86,005 $24,743 
其他有形资产净值
329,045 276,733 52,312 
无形资产，净额28,055 31,774 (3,719)
净资产467,848 394,512 73,336 
债务总额(19,668)(20,710)1,042 
已关闭的矿山债务(21,214)(21,686)472 
总股本$426,966 $352,116 $74,850 
债务与总资本之比4 %6 %(2)%

其他有形资产净值增加5230万美元，主要是由于与2021年12月31日相比，2022年12月31日的房地产、厂房和设备(包括矿产权益和Mitigation Resources的投资)增加、库存增加以及应收贸易账款增加。由于MLMC正在开发新的矿区和建设库存，煤炭开采部门的库存增加，由于供应库存的增加，NAMING部门的库存增加。由于MLMC的客户要求较高，应收贸易账款增加。
合同债务、或有负债和承付款
由于计划修订、计划资产市场价值的变化、立法以及公司作出的高于最低监管资金要求的决定，养老金和退休后资金每年都可能有很大差异。该公司预计2023年不会为其养老金计划缴费。NACCO维持一个补充退休计划，直接从公司资金中向参与者支付每月福利，预计从2023年到2032年每年支付约40万美元的福利。目前无法估计超过这一时间的福利付款。NACCO还预计，从2023年到2032年，每年将支付与其他退休后计划相关的约20万美元。目前无法估计超过这一时间的福利付款。所有其他养老金福利都是从养老金计划的资产中支付的。
NACCO有资产报废义务。有关公司资产报废义务的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的综合财务报表附注7。
NACCO有未被承认的税收优惠，包括利息和罚款。有关公司所得税的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注13。
NACoal是与Coyote Creek相关的某些担保的一方。本公司认为，NACoal未来在担保下表现的可能性微乎其微，而且没有记录与这些担保相关的金额。有关公司担保的进一步讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16。
本公司使用信用证来支持在正常业务过程中作出的承诺。 截至2022年和2021年12月31日，未偿信用证总额分别为3370万美元和2980万美元。
环境问题
该公司受到众多机构的监管，特别是联邦露天采矿办公室、美国环境保护局、美国陆军工程兵团和相关州监管机构的监管。此外，公司还密切关注与SMCRA、CAA、ACE、CWA、RCRA、CERCLA和其他监管行动有关的拟议立法和法规。
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
遵守这些日益严格的规定可能会导致资本改善和业务费用的支出增加。该公司的政策强调环境责任和遵守这些规定。根据目前的信息，管理层预计遵守这些规定不会对公司的财务状况或经营结果产生重大不利影响。有关这些事项的进一步讨论，请参见本表格10-K第I部分的第(1)项。

某些州已经颁布了强制性清洁能源标准，还有一些州正在考虑颁布，要求公用事业公司达到可再生能源和/或无碳能源供应的某些门槛。本届总统政府已将气候变化作为重点，包括考虑就清洁能源标准和温室气体排放立法，该公司预计这一点将继续下去。该公司认为，如果化石燃料发电厂的退役速度快于可再生能源的开发速度，要求公用事业公司更多地利用可再生能源发电，可能会在现有电网中造成失衡，从而导致电网中断和停电。该公司将继续监测这些举措的进展，并评估它们可能对其财务状况、运营结果和披露产生的潜在影响。

细分结果

采煤分段

财务回顾
有关本公司矿产资源和矿产储量的讨论，请参阅本表格10-K第28页的“项目2.财产”。
截至12月31日的年度，煤炭开采部门交付的煤炭吨数如下：
 20222021
松散矿场25,236 27,759 
联合矿场3,215 3,025 
已交付总吨28,451 30,784 

截至12月31日止年度，煤炭开采业务的经营业绩如下：
 20222021
收入$95,204 $82,831 
销售成本89,670 72,596 
毛利5,534 10,235 
未合并业务收益(a)
52,535 56,089 
合同终止结算14,000 10,333 
销售、一般和行政费用30,049 27,363 
无形资产摊销3,719 3,556 
出售资产的收益(8)(46)
营业利润$38,309 $45,784 
(a)有关公司未合并子公司的讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16，包括汇总的财务信息。
2022年与2021年相比

与2021年相比，2022年的收入增长了14.9%，这主要是由于每吨销售价格上涨以及MLMC客户需求的增加。
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)

下表列出了2022年营业利润与2021年相比的变化部分：
 营业利润
2021$45,784 
增加(减少)从： 
毛利(4,701)
未合并业务收益(3,554)
销售、一般和行政费用(2,686)
无形资产摊销(163)
出售资产的净变动(38)
2022年和2021年合同终止结算，净额3,667 
2022$38,309 

与2021年相比，2022年的营业利润减少了750万美元。营业利润的变化主要是由于毛利减少、未合并业务的收益减少以及销售、一般和行政费用增加。

毛利下降的主要原因是MLMC交付的每吨成本增加，部分原因是增加了
柴油的价格。

未合并业务收益减少的主要原因是Falkirk的每吨管理费减少，以及截至2021年9月30日Bisti合同终止导致收益减少。这些减少被合同价格上升和Coteau的客户需求增加部分抵消。

销售、一般和行政费用增加的主要原因是与员工有关的费用增加以及
专业服务费。

合同终止结算的增加部分抵消了营业利润的减少。1400万美元
2022年确认了来自GRE的合同终止和解。与终止Bisti合同有关的1030万美元付款在2021年期间确认。

北美矿业(“NAMING”)板块

财务回顾
南宁分部交付的总吨数如下：
 20222021
已交付总吨54,223 52,796 
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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
南宁分部截至12月31日止年度的经营业绩如下：
 20222021
总收入$85,664 $78,944 
可报销费用52,935 51,028 
不包括可报销成本的收入$32,729 $27,916 
收入$85,664 $78,944 
销售成本79,842 73,649 
毛利5,822 5,295 
未合并业务收益(a)
4,715 4,754 
销售、一般和行政费用8,260 6,610 
资产出售损失75 55 
营业利润$2,202 $3,384 
(a)有关公司未合并子公司的讨论，请参阅本表格10-K中的合并财务报表附注16，包括汇总的财务信息。
2022年与2021年相比

与2021年相比，2022年的总收入增长了8.5%，这主要是由于客户需求的增加以及可报销成本的增加，这些成本在销售成本中具有抵消性金额，对运营利润没有影响。由于最终填海活动的范围缩小，Caddo Creek的收入减少，部分抵消了这些改善。

下表列出了2022年与2021年相比营业利润变化的组成部分。
 营业利润
2021$3,384 
增加(减少)从： 
销售、一般和行政费用(1,413)
自愿退休计划收费(769)
未合并业务收益(39)
出售资产的净变动(20)
毛利1,059 
2022$2,202 

与2021年相比，2022年的营业利润减少了120万美元，这主要是由于销售、一般和行政费用以及自愿退休计划费用的增加，但毛利润的增长部分抵消了这一下降。

2022年，公司为符合一定年龄和服务要求的员工实施了自愿退休计划，以减少总人数。由于这一计划，2022年的营业利润包括与一次性解雇福利相关的80万美元费用。销售、一般和行政费用增加的主要原因是与员工相关的成本增加。

毛利润的增长主要归因于Caddo Creek的水销售以及锯齿矿业公司Thacker Pass锂项目收益的增加，但主要是由于与员工相关的成本增加，活跃业务的毛利润下降部分抵消了这一增长。

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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)
矿产管理部门
财务回顾
截至12月31日的年度，矿产管理部门的经营业绩如下：
 20222021
收入$60,242 $31,003 
销售成本3,935 2,988 
毛利56,307 28,015 
销售、一般和行政费用以及资产减值费用6,623 2,004 
出售资产的收益(2,530)(69)
营业利润$52,214 $26,080 
2022年期间，石油和天然气行业的商品价格与2021年相比持续改善，主要原因是：

•随着新冠肺炎的影响减弱，需求增加；
•国内供需动态的变化以及围绕石油和天然气公司生产和资本投资的纪律加强；以及
•全球供应的不稳定和制约，特别是俄罗斯和乌克兰的不稳定。

石油和天然气价格在历史上一直不稳定，未来可能还会继续波动。下表显示了美国能源情报署报告的截至12月31日的12个月的平均价格波动：
 20222021
西德克萨斯中质原油平均价格$94.79 $67.99 
Henry Hub天然气平均价格$6.42 $3.91 

与2021年相比，2022年的收入和营业利润有所增长，主要原因是天然气和石油价格大幅上涨，产量增加，部分原因是2022年期间公司租赁的新开发油井产生的收入，以及2022年确认的210万美元结算收入。这项和解涉及本公司在某些矿业权的所有权权益。此外，营业利润还包括2022年与遗留业务相关的土地销售收益240万美元。

该公司定期对潜在的未来开发项目进行审查，并确定某些遗留煤炭资产
未来发展不太可能的地方。长期资产，包括土地、预付特许权使用费和资本化租赁
成本，在2022年期间被注销，导致非现金资产减值费用为390万美元。

未分配项目和抵销

财务回顾
12月31日终了年度的未分配项目和抵销情况如下：
 20222021
营业亏损$(22,739)$(19,838)
2022年与2021年相比

与2021年相比，2022年的运营亏损增加，主要是由于与员工相关的成本上升。

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目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)




NACCO工业公司展望

煤炭开采前景展望

2023年，该公司预计煤炭交货量将比2022年的水平有所下降。该公司位于德克萨斯州的Sabine矿服务的发电厂的所有者计划在2023年让皮尔基发电厂退役。从2023年4月1日开始停止交付Sabine是交货量同比下降的主要驱动因素。

2023年全年的煤矿营业利润和分部调整后的EBITDA预计将同比大幅下降，包括(不包括)2022年收到的1,400万美元的GRE终止付款。这一下降主要是由于预计合并业务的收益将大幅减少，未合并业务的收益预计将温和下降，以及保险和外部服务费用增加导致运营费用增加。

预计2023年合并采矿业务的业绩将比2022年大幅下降。减少的主要原因是预期MLMC的盈利将大幅下降，部分原因是与在新矿区建立业务相关的成本增加，以及与最近开发新矿区的资本支出相关的折旧支出增加所致，这是由于交付的每吨煤炭利润下降。2023年，资本支出预计约为1000万美元，主要用于矿山开发和设备更换。MLMC以合同商定的价格出售褐煤，该价格可能会受到反映通胀的既定指数水平随时间的变化而变化。由于通胀对基于指数的煤炭销售价格产生影响的时间滞后，合同价格上涨产生的收入立即增加不会抵消生产成本的增加。此外，某些成本可以在确认费用后的下一年转嫁给客户。

预计未合并煤矿业务的预期收益将下降，主要是由于福尔柯克的临时价格优惠将于2022年5月至2024年5月生效。这将导致2023年每吨管理费从2022年的8个月减少到12个月。皮尔基发电厂的计划退役以及从2023年4月1日开始的Sabine矿的最终回收也将导致收益减少。Sabine将获得提供最终矿山复垦服务的补偿，但补偿幅度低于活跃采矿期间。为Sabine的矿山复垦提供资金是客户的责任。预计这些下降将被Coteau更高的收益部分抵消。

该公司在其每一个煤矿开采业务中的合同结构消除了现货煤炭市场价格波动的风险。然而，天然气价格的波动和可再生发电的可获得性，特别是风能，可能会导致发电厂调度和客户对煤炭需求的变化。客户发电厂调度的变化将影响公司2023年的前景，以及更长期的前景。

命名展望

预计南宁2023年全年的营业利润将大幅下降，主要是因为卡多克里克的最终矿山复垦活动于2022年基本完成。然而，由于较高的折旧费用对营业利润产生了重大不利影响，预计分部调整后的EBITDA将比2022年有所增长。

南宁2022年的财务业绩没有达到预期。一些计划正在进行中或处于规划阶段，预计这些计划将支持NAMING采矿业务改善未来的财务业绩。在现有业务的利润改善之前，NAMING一直在缩小其业务发展努力。

2023年，NAMING的资本支出预计约为3900万美元，主要用于购买支持Thacker Pass锂项目的设备。

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矿产管理展望

矿产管理部门的收入来自基于特许权使用费的租赁，根据该租赁，承租人根据其主要由第三方开采的天然气、石油、天然气液体和煤炭的销售向本公司支付款项。天然气和石油价格的变化对Minerals Management的运营利润产生了重大影响。

2023年，营业利润和分部调整后的EBITDA预计将比2022年大幅下降。这一下降主要是由于目前市场对天然气和石油价格的预期、随着现有油井自然产量下降而预计产量减少，以及对第三方勘探和生产公司开发新油井的适度预期。

根据市场预期，该公司的预测假设石油和天然气市场价格在2023年放缓至与2021年平均水平一致的水平；然而，大宗商品价格本质上是不稳定的。欧佩克的行动、俄乌冲突、天然气和石油的库存水平以及与需求相关的不确定性，以及其他因素，都有可能影响未来的石油和天然气价格。天然气和石油价格的上涨高于当前的预期，可能会导致2023年的预测有所改善。

作为特许权使用费和矿产权益的所有者，该公司获得与其权益有关的活动和运营信息的机会有限。该公司的预期基于目前可获得的最佳信息，可能会因运营商的调整、额外的租赁和开发和/或商品价格的变化而产生积极或消极的变化。在超出当前预期的现有权益基础上开发更多油井，可能会增加未来的成果。

矿产管理公司的目标是在2023年对矿产和特许权使用费权益进行高达2000万美元的额外投资。未来的投资预计将是增值的，但每项投资对近期收益的贡献取决于该投资的细节，包括所收购权益的规模和类型，以及矿产开发的阶段和时机。

综合展望

管理层继续对NACCO的长期业务前景持乐观态度，尽管预计2023年综合净收入将比2022年大幅下降。预计2023年收益减少的很大一部分是因为2022年包括3090万美元的税前合同终止收入。.

若不计入2022年第二季度确认的合同终止结算收入，预计2023年上半年的净收入仍将大幅低于2022年上半年。这一下降主要是由于预计2023年上半年煤炭开采和矿产管理部门的收益将较上年同期大幅减少。在煤炭开采领域，预计2023年上半年库存水平的下降将导致MLMC的每吨成本更高，收益更低。此外，未合并矿山的收入减少，主要是福尔科尔克，也是造成收入减少的原因之一。在Minerals Management，2023年上半年的下降主要是由于预计大宗商品价格将从2022年上半年的历史高位大幅下降。虽然预计2023年下半年的合并净收入将比2023年上半年有所增加，但预计将较上年下半年大幅下降。总体而言，预计2023年合并净收入将比2022年大幅下降。预计这些减税将被较低的所得税支出部分抵消。该公司预计2023年的有效所得税税率在2%至5%之间。

北美的缓解资源®继续在过去几年建立的坚实基础上再接再厉，并在2022年年底在田纳西州、密西西比州、阿拉巴马州和得克萨斯州设立了8家缓解银行和4个由持证人负责的缓解项目。缓解资源公司最近被德克萨斯州指定为废弃矿场恢复的指定供应商。它计划在2023年为废弃的露天矿提供生态恢复服务，并开展更多的环境恢复项目。

2023年，该公司预计资本支出约为5000万美元，不包括Minerals Management。矿产管理公司的目标是投资高达2000万美元。矿产管理公司未来的投资预计将继续与公司的战略和目标保持一致，即建立矿产和特许权使用费权益的混合投资组合。
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由于预计的资本支出和预期的净收益大幅减少，预计2023年融资活动前的现金流将为正数，但从2022年开始大幅下降。

长期增长和多元化前景

该公司正在寻求增长和多元化，从战略上利用其核心的采矿和自然资源管理技能来建立强大的附属业务组合。管理层继续对长期前景持乐观态度。在矿产管理部门以及本公司的减排资源业务中，增长机会依然强劲。收购其他矿产权益、改善公司最大煤炭开采部门客户的前景，以及获得缓解资源和新NAMING项目的合同，可能会增加公司的前景。作为这一增长的一部分，将产生额外的业务发展支出，并将部分抵消额外收入。

矿产管理部门继续在美国收购矿产和特许权使用费权益。矿产管理部门预计将受益于其矿产的持续开发，而无需额外的资本投资，因为开发成本完全由租赁矿产的第三方勘探和开发公司承担。与承担勘探、生产和/或开发成本的传统石油和天然气公司相比，这种商业模式可以在储量有效期内提供更高的平均运营利润率。Catapult是公司的业务部门，专注于管理和扩大公司的石油和天然气矿产和特许权使用费权益组合，已经建立了一个强大的网络来寻找和获得新的收购。其目标是构建一个高质量的多元化投资组合，包括美国的石油和天然气、矿产和特许权使用费权益，以提供短期现金流收益和长期预期增长。该公司相信，随着这一商业模式的成熟，这项业务将在十几岁左右为投资资本提供无杠杆的税后回报。

公司继续致力于扩大NAMING业务，同时提高盈利能力。随着时间的推移，南宁打算成为营业利润的重要贡献者。实现这一目标的速度将取决于综合业务中利润改善举措的执行和成功实施，以及新项目的组合和规模。当Thacker Pass的生产开始时，锯齿矿锂项目预计将做出更大的贡献。

锯齿矿业公司签署了一项采矿服务协议，将作为内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商，该项目由锂美洲公司(多伦多证券交易所代码：LAC)(纽约证券交易所代码：LAC)的子公司内华达锂公司拥有。锂美洲公司拥有萨克帕斯的锂储量。2023年1月，锂美洲公司和通用汽车公司宣布，将共同投资开发Thacker Pass项目。根据Lithium America的说法，通用汽车的协议是将Thacker Pass推向生产的一个重要里程碑。2023年3月2日，锂美洲公司宣布开工建设。第一阶段的生产预计将于2026年下半年开始。锯齿矿业计划在2023年开始为这个项目采购设备。根据合同采矿协议的条款，锂美洲公司将在设备购买之日起的五年内偿还锯齿公司的这些资本支出。锯齿公司将报销矿山建设的所有费用，外加建设费。该公司预计在2026年投产之前确认2024年和2025年的中等收入。一旦开始生产，锯齿公司将按交付的每公吨锂收取管理费。这份合同到期后，预计将带来类似于中型管理费煤矿的手续费收入。

缓解资源公司继续扩大其业务，创建和销售溪流和湿地缓解信用，向那些从事持证人责任的缓解工作的人提供服务，并提供其他环境恢复服务。这项业务为公司拥有丰富的知识和专业知识并享有盛誉的行业提供了增长和多样化的机会。缓解资源公司正在朝着成为美国东南部十大河流和湿地缓解服务提供商的目标取得强劲进展。该公司相信，随着这项业务的成熟，Mitigation Resources可以提供稳定的回报率。

本公司亦会继续进行活动，以加强其现有煤矿业务的弹性。本公司仍然专注于管理煤炭生产成本，最大限度地提高煤矿地点的效率和运营能力，以帮助签订管理费合同的客户提高竞争力。这些活动使客户和公司的煤炭开采部门都受益，因为燃料成本是发电厂调度的重要驱动因素。增加发电厂
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发货导致煤炭开采部门的客户对煤炭的需求增加。天然气价格的波动以及风能和太阳能等可再生能源的可获得性，可能会影响燃煤发电厂的发电量。虽然该公司意识到采煤业面临政治和监管挑战，预计煤炭需求将在较长期内下降，但该公司相信，在可预见的未来，煤炭将成为美国能源结构的重要组成部分。2023年之后，煤炭开采部门预计，与2023年的预期相比，盈利能力将有所提高，部分原因是Falkirk和MLMC的改善。在福尔柯克，临时价格优惠将于2024年6月结束。在MLMC，迁移到新矿区的工作将在2023年完成，因此，预计2024年交付的每吨成本将有所下降。此外，2023年传销中心发生的某些成本将转嫁给客户，并计入2024年的收入。

该公司继续寻求通过利用其核心采矿能力创造额外价值的方法，其中包括复垦和许可。该公司可能能够利用这些技能的一种方式是在回收的采矿资产上开发公用事业规模的太阳能项目。回收的采矿资产提供了大片土地，可能非常适合太阳能和其他与能源相关的项目。这些项目可以由公司自己开发，也可以通过包括在能源开发项目方面具有专业知识的合作伙伴的合资企业来开发。

该公司致力于在继续发展和多元化的同时，保持保守的资本结构，同时避免不必要的风险。战略多元化将产生现金，这些现金可以再投资，以加强和扩大业务。该公司还继续保持最高水平的客户服务和卓越的运营，坚定不移地专注于安全和环境管理。

近期发布的会计准则

有关最近发布的会计准则(如有)的说明，请参阅本表格10-K中的综合财务报表附注2，包括采用的实际和预期日期以及对公司综合财务报表的影响。
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(表格金额以千为单位，每股和百分比数据除外)




前瞻性陈述
“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”以及本年度报告10-K表格中的其他部分所包含的非历史事实的陈述是1933年证券法第27A节和1934年证券交易法第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述受到某些风险和不确定因素的影响，可能会导致实际结果与陈述的结果大相径庭。告诫读者不要过度依赖这些前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发表之日起发表。公司没有义务公开修改这些前瞻性陈述，以反映本新闻稿发布之日之后发生的事件或情况。可能导致计划、行动和结果与当前预期大不相同的因素包括但不限于：(1)客户或其他第三方合同的变更或终止，或客户或其他第三方合同违约，(2)任何客户过早关闭设施，(3)公司客户的购买量大幅减少，包括美国发电厂煤炭消费模式的变化，或电力行业的变化，这将影响对公司煤炭和其他矿产储量的需求，(4)碳氢化合物价格的变化，特别是柴油、天然气、天然气液体和石油；(5)公司承租人未能或延迟实现天然气和其他碳氢化合物的预期产量；公司石油和天然气储量所在地区运输和加工服务的可获得性和成本；与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措；以及承租人获得资本或融资的能力，以在联邦土地上进行良好的开发业务以及租赁和开发石油和天然气储备，(6)未能以合理的费率获得足够的保险，(7)供应链中断，包括价格上涨和零部件和材料短缺，(8)税法或监管要求的变化，包括取消或降低减损税扣减百分比，采矿或发电厂排放法规和健康、安全或环境立法的变化，(9)公司在当前经济环境下获得信贷或以合理费率获得融资的能力，由于目前市场对化石燃料的情绪，(10)减值费用，(11)投资者和其他利益相关者对环境、社会和治理问题日益关注的影响，(12)与地质和岩土条件、维修和维护、新设备和替换部件、燃料或其他类似项目有关的成本变化，(13)监管行动，采矿许可证要求的变化，或可能影响向客户交付的采矿许可证的延误，(14)天气状况，发电厂长时间停电，可能改变客户的煤炭或集料需求水平的流动性事件或其他事件，(15)可能影响向客户交付的天气或设备问题，(16)矿区复垦成本的变化，(17)寻求和开发新的采矿、缓解和油气机会及其他增值服务机会的成本，(18)煤炭或集料交付的延迟或减少，(19)在新的业务和增长举措中成功评估投资和实现预期财务结果的能力，(20)自然或人为原因造成的干扰，包括恶劣天气、事故、火灾、地震和恐怖行为，其中任何一项都可能导致暂停运营或对人或环境造成损害，以及(21)吸引、留住和更换劳动力和管理人员的能力。

67
目录表


第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

作为1934年证券交易法第12b-2条所界定的“较小的报告公司”，本公司不需要提供这些信息。

项目8.财务报表和补充数据
第8项所要求的信息载于本表格10-K第IV部分的《财务报表和补充数据》中，并在此通过引用这些信息并入本文。

项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

与会计师就截至2022年12月31日的两年期间的会计和财务披露没有分歧，需要根据本项目9进行披露。

项目9A. 控制和程序
对披露控制和程序的评价：在本公司管理层(包括主要行政人员和主要财务官)的监督和参与下，对截至本报告所述期间结束时公司的披露控制和程序的有效性进行了评估。基于这一评估，这些官员得出结论，公司的披露控制和程序是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告：管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，本公司根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》对财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据该框架下的评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制截至2022年12月31日有效。本公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册会计师事务所安永会计师事务所审计，其报告包含在本10-K表格第15项中，并通过引用并入本文。
内部控制的变化：2022年第四季度，本公司的财务报告内部控制没有发生重大影响或合理地可能对本公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。

项目9B. 其他信息
没有。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
没有。
68
目录表


第三部分

项目10.董事、高管和公司治理
有关本公司董事的资料将于2023年委托书的副标题“第III部分-将于2023年股东周年大会上表决的建议-建议1-董事选举”下列载，该等资料在此并入作为参考。
关于审计审查委员会和审计审查委员会财务专家的信息将在2023年委托书的“第I部分--公司治理信息--董事会议和委员会”的副标题下列出，这些信息在此并入作为参考。
有关公司董事、高管和持有公司超过10%的股本证券的持有人遵守1934年《证券交易法》第16(A)条的信息将在2023年的委托书中“第四部分--其他重要信息”的副标题下列出，这些信息通过引用并入本文。
本公司已通过适用于所有公司人员的商业行为和道德准则，包括首席执行官、首席财务官、首席会计官或财务总监，或执行类似职能的其他人员。这份名为《公司行为准则》的商业行为和道德准则张贴在公司网站www.nacco.com的《公司治理》一栏中。如果公司对根据1934年《证券交易法》要求披露的商业行为和道德准则进行任何修改或给予豁免，公司将在NACCO网站上进行此类披露。

项目11.高管薪酬
有关高管薪酬的信息将在2023年委托书的标题“第二部分-高管薪酬信息”和“第三部分-将在2023年年会上表决的提案-提案1-董事选举”下列出，这些信息通过引用并入本文。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
关于某些实益所有人和管理层的担保所有权的信息将在2023年委托书的副标题“Part IV-其他重要信息-A类普通股和B类普通股的受益所有权”下阐述，这些信息通过引用并入本文。
与授权发行股权证券的补偿计划(包括个人补偿安排)有关的信息将在2023年委托书中的“第四部分-其他重要信息-股权补偿计划信息”副标题下阐述，该信息通过引用并入本文。

项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
关于某些关系和相关交易的信息将在2023年委托书的副标题“Part I--公司治理信息--审查和批准关联人交易”下陈述，该信息通过引用并入本文。

项目14.首席会计师费用和服务
有关主要会计师费用和服务的信息将在2023年委托书的标题“第III部分-将在2023年年会上表决的提案-提案3-批准公司的独立注册会计师事务所的任命”下列出，这些信息通过引用并入本文。

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目录表


第四部分

项目15.证物和财务报表附表
(A)(1)和(2)--对项目15(A)(1)和(2)的答复从本表格10-K的F-1页开始。
(B)财务报表附表--对项目15(C)的答复从本表格10-K的F-41页开始。
(C)S-K规则第601项规定的证物
展品编号展品说明
(3)公司章程和附例。
3.1(i)重述的公司注册证书通过参考公司截至1992年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件3(I)并入本公司，委员会档案编号1-9172。
3.1(Ii)
本公司经修订及重订的公司章程于此并入本公司于2014年12月18日提交的本公司现行8-K表格报告的附件3.1，证监会档案号1-9172。
(4)界定担保持有人权利的文书，包括契约。
4.1 根据本文件，本公司同意应要求向美国证券交易委员会提交界定本公司及其子公司长期债务持有人权利的文件，其中授权的证券总额在合并基础上不超过本公司及其子公司总资产的10%。
4.2 福尔柯克矿业公司(作为抵押人)与合作电力协会和联合电力协会(统称为抵押权人)于1976年4月8日签订的《抵押及担保协议》，于此纳入本公司截至1992年12月31日止财政年度的10-K表格年报附件4(Ii)，委员会档案号1-9172。
4.3 Falkirk矿业公司(作为抵押人)与合作电力协会和联合电力协会(统称为抵押人)于1993年12月15日签署的《抵押和担保协议》第1号修正案通过引用本公司截至1997年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件4(III)并入本文，委员会档案号1-9172。
4.4
NACCO Industries，Inc.、其他签署方和NACCO Industries，Inc.之间于2017年9月29日修订和重新签署的股东协议，通过引用附件10.4并入公司当前的Form 8-K报告中，该报告由公司于2017年10月5日提交，委员会档案号1-9172。
4.5
对NACCO Industries，Inc.、其他签署方和NACCO Industries，Inc.之间于2019年2月14日修订和重新签署的股东协议的修正案，通过引用附件4.5纳入公司截至2018年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告，委员会档案号1-9172。
4.6
NACCO Industries，Inc.托管人，NACCO Industries，Inc.，签署页上标识的新参与股东以及修订后股东协议下的参与股东之间于2021年2月12日修订和重新签署的股东协议的第二次修订，通过参考2021年2月12日提交的公司于SC 13D表格中的第99.60号附件纳入修订后的股东协议，修订后的股东协议日期为2017年9月29日，委员会文件编号1-9172。
4.7
NACCO Industries，Inc.托管人，NACCO Industries，Inc.，NACCO Industries，Inc.，签署页上标识的新参与股东以及修订后股东协议(日期为2017年9月29日)中的第三次修订股东协议，日期为2022年2月11日，通过参考本公司于2022年2月11日提交的SC 13D表格的一般收购实益所有权说明书附件99.62并入，委员会档案编号1-9172。
4.8
NACCO Industries，Inc.托管人，NACCO Industries，Inc.，签署页上确定的新参与股东以及修订后股东协议下的参与股东之间于2023年2月10日修订和重新签署的股东协议第四修正案，通过参考2023年2月10日提交的本公司于2023年2月10日提交的SC 13D表格中附件99.67，委员会文件编号1-9172纳入。
4.9
证券描述通过参考公司截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件4.6并入，委员会档案号1-9172。
70
目录表


展品编号 展品说明
(10)材料合同
10.1*  
NACCO Industries，Inc.补充高管长期激励奖金计划(经修订并于2012年3月1日重述)在此引用NACCO于2012年3月16日提交的NACCO最终委托书的附录B，委员会文件编号1-9172。
10.2*
NACCO Industries，Inc.高管长期激励薪酬计划(经修订并于2021年3月1日重订)通过参考公司于2021年5月19日提交的公司当前8-K表格报告的附件10.1并入本文，委员会档案号1-9172。
10.3*
NACCO Industries，Inc.非雇员董事股权补偿计划(2021年5月19日修订和重述)在此并入，参考公司于2021年5月19日提交的公司当前8-K表格报告的附件10.2，委员会文件编号1-9172。
10.4*
NACCO工业公司奖励协议表格。补充高管长期激励奖金计划通过引用附件10.8并入公司当前的8-K表格报告，该报告由公司于2012年9月17日提交，委员会文件编号1-9172。
10.5*
NACCO Industries，Inc.无现金行使奖励协议的形式。高管长期激励薪酬计划通过参考本公司截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.9并入，委员会档案号1-9172。
10.6*
NACCO Industries，Inc.非无现金行使奖励协议的形式。高管长期激励薪酬计划通过参考本公司截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.10并入，委员会档案号1-9172。
10.7
截至2017年9月29日，NACCO Industries，Inc.与汉密尔顿海滩品牌控股公司之间的分离协议通过引用汉密尔顿海滩品牌控股公司于2017年10月4日提交的当前8-K表格报告的附件10.1并入其中，委员会文件编号1-9172。
10.8
截至2017年9月29日，NACCO Industries，Inc.和汉密尔顿海滩品牌控股公司之间的税收分配协议通过引用汉密尔顿海滩品牌控股公司于2017年10月4日提交的当前8-K表格报告的附件10.3并入其中，委员会文件编号1-9172。
10.9
NACCO Industries，Inc.和Alfred M.Rankin，Jr.之间的咨询协议日期为2017年9月29日，通过引用NACCO Industries，Inc.于2017年10月5日提交的S当前报告Form 8-K的附件10.5并入其中，委员会档案号1-9172。
10.10
NACCO Industries，Inc.和Alfred M.Rankin，Jr.之间于2020年12月15日签署的咨询协议修正案通过引用NACCO Industries，Inc.的附件10.1并入，S于2020年12月15日提交的Form 8-K当前报告，委员会档案号1-9172。
10.11
NACCO Industries，Inc.和Alfred M.Rankin，Jr.之间日期为2021年12月21日的咨询协议修正案通过引用NACCO Industries，Inc.的附件10.1并入，S于2021年12月22日提交的Form 8-K当前报告，委员会文件编号1-9172。
10.12*
NACCO Industries，Inc.短期激励薪酬计划(自2019年3月1日起生效)在此并入，参考公司于2019年2月13日提交的公司当前报告8-K表的附件10.1，委员会档案号1-9172。
10.13* 
北美煤炭公司补充退休福利计划(于2008年1月1日修订和重新启动)在此并入，参考公司于2007年12月19日提交的公司当前报告8-K表的附件10.12，委员会档案号1-9172。
10.14* 
北美煤炭公司补充退休福利计划第1号修正案(于2008年1月1日修订并重启)在此并入，参考公司截至2009年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.41，委员会档案号1-9172。
10.15*
北美煤炭公司年度激励薪酬计划(修订并重新生效，自2015年3月1日起生效)在此纳入，参考公司于2015年5月18日提交的公司当前报告8-K表的附件10.3，委员会档案号1-9172。
10.16* 
北美煤炭公司补充退休福利计划第2号修正案(于2008年1月1日修订和重订)在此并入，参考公司截至2010年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.40，委员会档案号1-9172。
10.17
科图地产公司和达科他州煤炭公司之间签订的科图褐煤销售协议，日期为1990年1月1日，在此引用公司2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A表的附件10.11，委员会文件编号1-9172。
10.18
科图地产公司和达科他州煤炭公司之间于1994年6月1日签订的科托褐煤销售协议第一修正案通过引用公司于2013年3月20日提交的季度报告10-Q/A的附件10.12并入本文，委员会档案编号1-9172。
71
目录表


展品编号 展品说明
10.19
科图地产公司和达科他州煤炭公司之间于1997年1月1日签订的科托褐煤销售协议第二修正案，通过引用公司于2013年3月20日提交的季度报告10-Q/A的附件10.13并入本文，委员会档案编号1-9172。
10.20
北美煤炭公司、达科他州煤炭公司和北达科他州之间于1990年1月1日签订的期权和认沽协议，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告Form 10-Q/A的附件10.14并入本文，委员会档案号1-9172。
10.21
北美煤炭公司、达科他州煤炭公司和北达科他州之间于1994年6月1日签订的期权和看跌期权协议的第一修正案，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A表的附件10.15并入本文，委员会档案号1-9172。
10.22
密西西比州褐煤矿业公司和乔克托世代有限合伙公司之间签订的褐煤销售协议，日期为1998年4月1日，通过引用公司2013年3月20日提交的季度报告10-Q/A的附件10.16并入本文，委员会文件编号1-9172。
10.23
密西西比州褐煤矿业公司和乔克托世代有限合伙公司之间的褐煤销售协议第一修正案，日期为2016年8月30日，通过引用公司于2016年11月1日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.1，委员会档案号1-9172而并入本文。
10.24
密西西比州褐煤矿业公司和乔克托世代有限合伙公司之间于2005年9月29日签订的薪级表协议通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A的附件10.17并入本文，委员会档案号1-9172。
10.25
密西西比州褐煤矿业公司、Choctaw Generation Limited Partnership、SE Choctaw L.L.C.和Citibank，N.A.之间的同意和协议，日期为2002年12月20日，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告Form 10-Q/A的附件10.29并入本文，委员会文件编号1-9172。
10.26
对密西西比州褐煤矿业公司和Choctaw Generation Limited Partnership，LLLP之间的褐煤销售协议、和解协议和解除协议的第1号修正案，日期为2018年11月16日，通过引用公司截至2018年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.33纳入本文，委员会档案号1-9172。
10.27
对密西西比州褐煤矿业公司和Choctaw Generation Limited Partnership，LLLP之间的褐煤销售协议、和解协议和解除协议的第2号修正案，日期为2021年11月24日，通过引用公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.29，委员会文件编号1-9172并入本文。
10.28
福尔科克矿业公司、大河能源和诺达克能源投资公司之间于2021年6月30日签署的终止协议和解除协议，通过引用公司于2021年8月4日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.6并入本文，委员会文件编号1-9172。
10.29
福尔科克矿业公司、诺达克能源投资公司和大河能源公司之间于2021年12月28日签署的终止协议和解除协议的第1号修正案，通过引用公司截至2021年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.36，委员会档案号1-9172并入本文。
10.30
***
福尔科克矿业公司和彩虹能源中心有限责任公司之间于2021年6月30日签订的煤炭销售协议通过引用公司于2021年8月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1并入本文，该文件编号为1-9172。
10.31
福尔科克矿业公司和彩虹能源中心有限责任公司之间于2022年3月8日签订的《煤炭销售协议第一修正案》通过引用公司于2022年5月4日提交的10-Q表格季度报告的附件10.1并入本文，该文件编号为1-9172。
10.32
福尔科克矿业公司和彩虹能源中心有限责任公司之间于2022年8月5日签订的《煤炭销售协议第二修正案》通过引用公司于2022年11月2日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.1，委员会档案号1-9172并入本文。
10.33
***
REMC Assets，LP于2021年6月17日作出的担保，通过引用公司于2021年8月4日提交的公司季度报告Form 10-Q的附件10.2而并入本文，委员会档案号1-9172。
10.34
***
福尔柯克矿业公司和彩虹能源中心有限责任公司之间于2021年6月30日提交的抵押、租赁转让、租金和提取的抵押品、担保协议、融资声明和固定装置备案，日期为2021年6月30日，通过引用公司于2021年8月4日提交的10-Q表格季度报告的附件10.3并入本文，委员会文件编号1-9172。

72
目录表


展品编号 展品说明
10.35
福尔科克矿业公司和彩虹能源中心有限责任公司之间于2021年6月30日签订的担保协议，通过引用公司于2021年8月4日提交的公司季度报告10-Q表格的附件10.4并入本文，委员会档案编号1-9172。
10.36
Falkirk矿业公司、彩虹能源中心有限责任公司和北达科他州之间于2021年6月30日签订的《作为北达科他州银行开展业务》期权协议，通过引用公司于2021年8月4日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.5并入本文，委员会文件编号1-9172。
10.37
萨宾矿业公司和西南电力公司之间于2008年1月1日签署的褐煤开采协议的第三次重述，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A的附件10.21并入本文，委员会文件编号1-9172。
10.38
Sabine矿业公司与西南电力公司之间关于褐煤开采协议的第三次重述的第1号修正案，日期为2013年10月18日，通过引用公司截至2014年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.43，委员会档案号1-9172并入本文。
10.39
北美煤炭公司、西南电力公司和朗维尤国家银行之间于1981年1月15日签订的期权协议，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A的附件10.22并入本文，委员会档案号1-9172。
10.40
北美煤炭公司、西南电力公司和朗维尤国家银行之间于1981年1月15日签署的期权协议附录，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告Form 10-Q/A的附件10.23并入本文，委员会档案号1-9172。
10.41
北美煤炭公司、西南电力公司和朗维尤国家银行之间于1996年12月2日对期权协议进行的修订，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A的附件10.24，委员会档案号1-9172并入本文。
10.42
北美煤炭公司、西南电力公司和地区银行之间的期权协议第二修正案，日期为2008年1月1日，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告10-Q/A表的附件10.25并入本文，委员会档案号1-9172。
10.43
北美煤炭公司、西南电力公司、德克萨斯商业银行-朗维尤、Nortex矿业公司和Sabine矿业公司之间于1988年6月30日达成的协议，通过引用公司于2013年3月20日提交的公司季度报告Form 10-Q/A的附件10.26并入本文，委员会档案号1-9172。
10.44
Coyote Creek矿业公司与水獭尾电公司、北方市政电力局、蒙大拿-达科他州公用事业公司和西北公司于2012年10月10日签订的褐煤销售协议通过引用公司于2013年3月6日提交的公司年度报告Form 10-K的附件10.58并入本文，委员会文件编号1-9172++。
10.45
《褐煤销售协议第一修正案》由Coyote Creek矿业公司和Otter Tail Power Company、北方市政电力局、蒙大拿州-达科他州公用事业公司、MDU Resources Group，Inc.和Northwest Corporation的分公司签订，日期为2014年1月30日，通过引用公司于2014年1月30日提交的公司季度报告Form 8-K的附件10.1，委员会文件编号1-9172并入本文。
10.46
第二修正案褐煤销售协议，截至2015年3月16日，由Coyote Creek矿业公司和水獭尾电公司，北方市政电力局，蒙大拿州-达科他州公用事业公司，MDU Resources Group，Inc.的一个部门，以及Northwest Corporation之间的第二修正案合并在此，参考公司于2015年5月5日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.1，委员会文件编号1-9172。
10.47*
北美煤炭公司补充退休福利计划第3号修正案(于2008年1月1日修订和重订)在此并入，参考公司于2013年10月30日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.1，委员会档案号1-9172。
10.48*
北美煤炭公司补充退休福利计划第4号修正案(于2008年1月1日修订并重启)在此并入，参考公司截至2014年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.54，委员会档案号1-9172。
10.49*
北美煤炭公司补充退休福利计划第5号修正案(于2008年1月1日修订并重启)在此并入，参考公司截至2015年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.57，委员会档案号I-9172。
73
目录表


展品编号展品说明
10.50*
北美煤炭公司补充退休福利计划的第6号修正案(于2008年1月1日修订并重启)通过引用公司截至2016年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.52并入本文，委员会档案号I-9172。
10.51
北美煤炭公司、水獭尾电公司、北方市政电力局、蒙大拿-达科他州公用事业公司、MDU资源集团公司和西北公司的分公司于2015年3月16日签订的协议，通过引用公司于2015年5月5日提交的公司季度报告10-Q表的附件10.2并入本文，委员会文件编号1-9172.
10.52
北美煤炭公司超额退休计划(修订后于2020年1月1日生效)通过引用公司于2019年12月18日提交的公司当前报告表格8-K的附件10.1并入本文，委员会档案号1-9172。
10.53
北美煤炭公司及其担保方和贷款方与KeyBank National Association作为辛迪加代理，PNC Bank National Association作为行政代理，KeyBanc Capital Markets Inc.和PNC Capital Markets LLC作为联合牵头安排人和联合簿记管理人，于2021年11月12日修订和重新签署的信贷协议，通过引用附件10.1并入本公司于2021年11月15日提交的公司当前报告8-K表，委员会档案编号1-9172。
10.54
日期为2021年12月10日的循环信贷承诺增加协议在此并入，引用了本公司于2021年12月13日提交的本公司当前8-K报表的附件10.1。委员会档案编号1-9172。
10.55
截至2022年6月30日的修订和重新签署的信贷协议的ESG修正案，通过引用本公司于2022年7月7日提交的本公司当前8-K表格报告的附件10.1并入本文。委员会档案编号1-9172。

(21**) 子公司。本公司附属公司名单附于本文件附件21。
(二十三)专家、律师的意见。
23.1**
经专家和律师同意。
23.2**
合资格人士的同意。
23.3**
合资格人士的同意。
23.4**
经专家和律师同意。
(二十四)授权书。
24.1** 
现将John S.Dalrymple的授权书副本作为附件24.1附上。
24.2** 
现附上John P.Jumper的授权书一份，作为证据24.2。
24.3** 
丹尼斯·W·拉巴尔的授权书副本作为附件24.3附于本文件。
24.4** 
迈克尔·S·米勒的授权书复印件作为证据24.4附在本文件后。
24.5** 
兹附上理查德·德·J·奥斯本的授权书一份，作为附件24.5。
24.6**
小阿尔弗雷德·M·兰金的授权书副本。现作为附件24.6附于本文件。
24.7**
马修·M·兰金的授权书副本作为附件24.7附于本文件。
24.8**
罗杰·F·兰金的授权书副本作为附件24.8附于本文件。
24.9**
Lori J.Robinson的授权书复印件作为附件24.9附于本文件。
24.10**
兹附上罗伯特·S·沙帕德的授权书一份，作为证据24.10。
24.11**
布里顿·T·塔普林的授权书复印件作为24.11号附件附在本文件之后。

74
目录表


(31)规则第13a-14(A)/15d-14(A)条。
31(i)(1)
** 		 
J.C.Butler，Jr.证书根据《交易法》第13a-14(A)/15d-14(A)条，现作为附件31(I)(1)附于本文件。
31(i)(2)
** 		 
根据《交易法》第13a-14(A)/15d-14(A)条对伊丽莎白·I·洛夫曼的认证作为附件31(I)(2)附于本文件。
(32)**** 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节的证书，由J.C.Butler，Jr.签署并注明日期。和伊丽莎白·I·洛夫曼。
(95)** 
《矿山安全披露附件》作为附件95附于本文件。
96.1**
与密西西比州褐煤矿业公司相关的技术报告摘要，生效日期为2022年12月31日。
(99.1**)
Catapult矿产合作伙伴的储量报告。
(99.2**)
附图补充。
101.INS内联XBRL实例文档
101.SCH 内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL 内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
* 根据本年度报告表格10-K第15(B)项，管理合同或薪酬计划或安排须作为证物存档。
**现提交本局。
***本协议中包含的某些机密信息已被省略，因为它(I)不是实质性的，(Ii)如果公开披露将对竞争有害。
****随信提供。
+根据规则24b-2和2013年3月27日美国证券交易委员会批准公司保密处理请求的命令，部分证据已被省略，并单独提交给美国证券交易委员会。已获得保密待遇的部分已标有三个星号[***]以及注明“请求保密处理”的脚注。
++根据规则24b-2和2013年4月2日美国证券交易委员会批准公司保密处理请求的命令，部分证据已被省略，并单独提交给美国证券交易委员会。已获得保密待遇的部分已标有三个星号[***]以及注明“请求保密处理”的脚注。

75
目录表


签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

 NACCO工业公司
 		 
 发信人：/S/伊丽莎白·I·洛夫曼 
  伊丽莎白·I·洛夫曼 
  总裁副主计长
(首席财务会计官)		 

2023年3月15日

76
目录表


根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
/S/J.C.巴特勒，Jr. 总裁和他的首席执行官(首席执行官)2023年3月15日
J.C.巴特勒，Jr.  
/S/伊丽莎白·I·洛夫曼总裁副主计长(首席财务会计官)2023年3月15日
伊丽莎白·I·洛夫曼
*John S.Dalrymple董事：2023年3月15日
约翰·S·达尔林普尔
*John P.Jumper 董事：2023年3月15日
约翰·P·跳跃   
    
*Dennis W.LaBarre 董事：2023年3月15日
丹尼斯·W·拉巴尔   
*迈克尔米勒董事：2023年3月15日
迈克尔·S·米勒
*理查德·德·奥斯本董事：2023年3月15日
理查德·德·J·奥斯本
*小阿尔弗雷德·M·兰金 董事：2023年3月15日
小阿尔弗雷德·M·兰金   
   
*马修·M·兰金 董事：2023年3月15日
马修·M·兰金   
   
*罗杰·F·兰金董事：2023年3月15日
罗杰·F·兰金
*洛里·J·罗宾逊董事：2023年3月15日
洛里·J·罗宾逊
*罗伯特·S·沙帕德董事：2023年3月15日
罗伯特·S·沙帕德
*布里顿·T·塔普林 董事：2023年3月15日
布里顿·T·塔普林   

 
*伊丽莎白·I·洛夫曼在此签名，代表公司上述被点名和指定的每一名董事签署本表格10-K，由该等董事签署并提交给证券交易委员会。
/S/伊丽莎白·I·洛夫曼 2023年3月15日
伊丽莎白·I·洛夫曼，事实检察官。  

77
目录表


表格10-K的年报
项目8、项目15(A)(1)和(2)以及项目15(C)
财务报表和补充数据
财务报表和财务报表附表一览表
财务报表
财务报表明细表
截至2022年12月31日的年度
NACCO实业公司
俄亥俄州克利夫兰

F-1
目录表


表格10-K
第15(A)(1)及(2)项
NACCO实业公司及附属公司
财务报表和财务报表附表一览表
以下是NACCO工业公司及其子公司的合并财务报表以及该公司的独立注册会计师事务所的报告(PCAOB ID：42)通过引用并入第(8)项：
独立注册会计师事务所安永律师事务所的报告-截至2022年12月31日的两年中的每一年。
F-3
独立注册会计师事务所安永会计师事务所财务报告内部控制报告--截至2022年12月31日。
F-5
合并业务报表
F-6
综合全面收益表(损益表)
F-7
合并资产负债表
F-8
合并现金流量表
F-9
合并权益表
F-10
合并财务报表附注
F-11
以下是NACCO Industries，Inc.及其子公司的合并财务报表明细表，列于第15(C)项：
附表二--估值及合资格账目
美国证券交易委员会适用的会计规则中对其作出规定的所有其他附表，在相关指示中没有被要求或不适用，因此被省略。

F-2
目录表
独立注册会计师事务所报告

致NACCO工业公司的股东和董事会。

对财务报表的几点看法

我们审计了NACCO工业公司及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至该年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)、权益和现金流量，以及列于指数第15(A)项的相关附注和财务报表附表(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日和2021年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2023年3月15日发布的报告对此发表了无保留意见。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指当期对财务报表进行审计而产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计审查委员会：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

F-3
目录表
福尔柯克VIE复议事件

有关事项的描述
如综合财务报表附注1所述，大河能源(“GRE”)于2022年5月2日完成向彩虹能源中心有限公司(“彩虹能源”)及其联属公司出售Coal Creek Station及邻近高压直流输电线路。

虽然Falkirk符合VIE的定义，但彩虹能源交易的完成导致了VIE重新考虑事件。由于Falkirk与彩虹能源之间的CSA条款与Falkirk与GRE之间的煤炭供应合同的条款大体相同，Falkirk仍是VIE，而彩虹能源是主要受益人；因此，NACCO将继续按权益法对Falkirk进行会计处理。

在确定彩虹能源交易的完成是否导致VIE复议事件、Falkirk符合VIE定义的结论的变化以及VIE主要受益人的确定方面，对交易条款的披露进行审计尤其复杂。在确定一个实体是否为VIE以及VIE的主要受益者时，评估公司的判断需要高度复杂的审计师判断。
我们是如何在审计中解决这个问题的
我们对围绕公司流程的控制的设计和操作有效性进行了了解、评估和测试，以评估可能引发VIE复议事件的重大交易和事件的影响。

为了测试交易的影响，我们的审计程序包括(其中包括)检查Falkirk和彩虹能源之间的新CSA，该CSA在监管机构批准出售Coal Creek Station后生效，并评估公司进行的VIE评估。我们评估了合同的重要条款，以及Falkirk和彩虹能源之间的协议是否导致了复议事件、Falkirk符合VIE定义的结论的改变以及主要受益人的确定。




/S/安永律师事务所

自2002年以来，我们一直担任该公司的审计师。
俄亥俄州克利夫兰
2023年3月15日


F-4
目录表
独立注册会计师事务所报告

致NACCO工业公司的股东和董事会。

财务报告内部控制之我见

我们对NACCO工业公司及其子公司进行了审计 截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制--综合框架》(2013年框架)中确立的标准 (COSO标准)。我们认为，根据COSO标准，截至2022年12月31日，NACCO Industries，Inc.及其子公司(本公司)在所有重要方面都对财务报告实施了有效的内部控制。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准对公司2022年综合财务报表进行了审计，我们于2023年3月15日发布的报告对此发表了无保留意见。

意见基础

本公司管理层有责任维持有效的财务报告内部控制，并对随附的第9A项管理层财务报告内部控制报告中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。

我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。


/s/ 安永律师事务所

俄亥俄州克利夫兰
2023年3月15日

F-5
目录表
NACCO实业公司及附属公司
合并业务报表
 截至十二月三十一日止的年度
 20222021
 (单位为千，每股数据除外)
收入$241,719 $191,846 
销售成本173,877 148,394 
毛利67,842 43,452 
未合并业务收益57,250 60,843 
合同终止结算14,000 10,333 
运营费用  
销售、一般和行政费用63,911 55,722 
无形资产摊销3,719 3,556 
出售资产的收益(2,463)(60)
*资产减值费用3,939 — 
 69,106 59,218 
营业利润69,986 55,410 
其他(收入)支出  
利息支出2,034 1,719 
利息收入(1,449)(449)
已关闭的矿山债务1,179 1,297 
股权证券的损失(收益)283 (3,423)
权益法被投资人收益(2,194)— 
其他合同终止结算(16,882)— 
其他，净额(708)(584)
 (17,737)(1,440)
所得税前收入拨备87,723 56,850 
所得税拨备13,565 8,725 
净收入$74,158 $48,125 
每股收益：
基本每股收益$10.14 $6.73 
稀释后每股收益$10.06 $6.69 
基本加权平均流通股7,312 7,146 
稀释加权平均流通股7,373 7,190 
请参阅合并财务报表附注。
F-6
目录表
NACCO实业公司及附属公司
综合全面收益表(损益表)
 截至十二月三十一日止的年度
 20222021
 (单位：千)
净收入$74,158 $48,125 
其他综合收益  
本期养恤金和退休后计划调整，净额为#美元363税收优惠和美元8642022年和2021年的税费支出
(1,310)2,851 
养恤金和退休后调整数改叙为净收益，减去#美元140及$1702022年和2021年的税收优惠
473 572 
其他综合(亏损)收入合计(837)3,423 
综合收益$73,321 $51,548 
请参阅合并财务报表附注。


F-7
目录表
NACCO实业公司及附属公司
合并资产负债表
 12月31日
 20222021
 (单位：千，共享数据除外)
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$110,748 $86,005 
应收贸易账款37,940 25,667 
联属公司应收账款
6,638 5,605 
盘存71,488 54,085 
应收联邦所得税15,687 15,054 
预付保险1,999 2,016 
其他流动资产15,907 14,621 
流动资产总额260,407 203,053 
财产、厂房和设备、净值217,952 193,167 
无形资产，净值28,055 31,774 
对未合并子公司的投资14,927 19,090 
经营性租赁使用权资产6,419 8,911 
其他非流动资产40,312 51,225 
总资产$568,072 $507,220 
负债和权益  
流动负债  
应付帐款$11,952 $12,208 
应付联属公司的帐款
1,362 741 
长期债务当期到期日3,649 2,527 
资产报废债务
1,746 1,820 
应计工资总额18,105 16,339 
递延收入833 4,082 
其他流动负债6,623 8,299 
流动负债总额44,270 46,016 
长期债务16,019 18,183 
经营租赁负债7,528 9,733 
资产报废债务44,256 42,131 
退休金和其他退休后债务5,082 6,605 
递延所得税6,122 14,792 
对不确定税务状况的责任9,329 10,113 
其他长期负债8,500 7,531 
总负债141,106 155,104 
股东权益 
普通股：  
A类，面值$1每股，5,782,944流通股(2021年-5,616,568已发行股份)
5,783 5,616 
B类，面值$1每股，可转换为A类股票一-一对一的基础，1,566,129流通股(2021年-1,566,613已发行股份)
1,566 1,567 
超出票面价值的资本23,706 16,331 
留存收益404,924 336,778 
累计其他综合损失(9,013)(8,176)
股东权益总额426,966 352,116 
负债和权益总额$568,072 $507,220 
请参阅合并财务报表附注。

F-8
目录表
NACCO实业公司及附属公司
合并现金流量表
 截至十二月三十一日止的年度
 20222021
 (单位：千)
经营活动  
净收入$74,158 $48,125 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：  
折旧、损耗和摊销26,816 23,085 
递延融资费摊销446 326 
递延所得税(8,471)(3,553)
基于股票的薪酬7,541 5,561 
出售资产的收益(2,463)(60)
其他合同终止结算(15,552)— 
资产减值费用3,939 — 
其他(791)1,647 
营运资金变动：  
联营公司应收/应付
— 495 
应收账款(13,224)(13,685)
盘存(6,834)(6,534)
其他流动资产1,308 3,320 
应付帐款252 7,445 
应收/应付所得税(416)2,699 
其他流动负债1,026 6,004 
经营活动提供的净现金67,735 74,875 
投资活动  
不动产、厂房和设备支出(42,523)(39,230)
取得矿产权益(11,924)(5,331)
出售资产所得收益2,837 633 
出售私人公司股权单位的收益18,628 — 
其他(170)(219)
用于投资活动的现金净额(33,152)(44,147)
融资活动  
循环信贷协议净减少额(4,000)(26,000)
增加长期债务3,091 3,634 
减少长期债务(2,919)(3,435)
支付的现金股利(6,012)(5,617)
其他— (1,755)
用于筹资活动的现金净额(9,840)(33,173)
现金和现金等价物  
全年合计增加(减少)24,743 (2,445)
年初余额86,005 88,450 
年终结余$110,748 $86,005 
请参阅合并财务报表附注。
F-9
目录表
NACCO实业公司及附属公司
合并权益表
 A类普通股B类普通股超出票面价值的资本留存收益累计其他综合(亏损)收入股东权益总额
(单位为千，每股数据除外)
余额，2021年1月1日$5,490 $1,568 $10,895 $294,270 $(11,599)$300,624 
基于股票的薪酬125 — 5,436 — — 5,561 
将B类股份转换为A类股份1 (1)— — — — 
净收入— — — 48,125 — 48,125 
A类和B类普通股的现金股息：$0.7850每股
— — — (5,617)— (5,617)
本期其他综合收益，税后净额— — — — 2,851 2,851 
对税后净收入的重新分类调整— — — — 572 572 
平衡，2021年12月31日$5,616 $1,567 $16,331 $336,778 $(8,176)$352,116 
基于股票的薪酬166 — 7,375 — — 7,541 
将B类股份转换为A类股份1 (1)— — — — 
净收入— — — 74,158 — 74,158 
A类和B类普通股的现金股息：$0.8200每股
— — — (6,012)— (6,012)
本期其他综合收益，税后净额— — — — (1,310)(1,310)
对税后净收入的重新分类调整— — — — 473 473 
平衡，2022年12月31日$5,783 $1,566 $23,706 $404,924 $(9,013)$426,966 
请参阅合并财务报表附注。

F-10
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)

注1-合并原则和业务性质

合并财务报表包括NACCO工业公司的账目。®(“本公司”)及其全资附属公司(统称为“本公司”)。NACCO通过其强大的NACCO自然资源业务组合提供集料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，从而为自然资源带来生机。该公司在以下情况下运营三业务分类：煤炭开采、北美采矿(“NAMING”)和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司运营露天煤矿。NAMING部门是集料、活性碳、锂和其他工业矿物生产商值得信赖的采矿合作伙伴。矿产管理部门，包括凯达普矿业伙伴(“凯达普”)业务，收购并促进矿产权益的发展。北美的缓解资源®(“缓解资源”)提供河流和湿地缓解解决方案。

该公司也有不能直接归因于可报告部门的项目。公司间账户和交易在合并中被剔除。关于分部报告的进一步讨论，见合并财务报表附注15。

该公司的经营部门进一步描述如下：

采煤分部
煤炭开采部门，以北美煤炭公司的身份运营®(“NACoal”)根据以服务为本的商业模式，与发电公司签订长期合约经营露天煤矿。煤炭在北达科他州、德克萨斯州、密西西比州和2021年9月30日之前在新墨西哥州的纳瓦霍民族进行露天开采。每个矿山都与其客户的运营完全整合在一起。

截至2022年12月31日，该公司经营的煤矿有：Coteau Properties Company(“Coteau”)、Coyote Creek Mining Company，LLC(“Coyote Creek”)、Falkirk Mining Company(“Falkirk”)、密西西比州褐煤矿业公司(“MLMC”)和Sabine Mining Company(“Sabine”)。

MLMC是密西西比州阿克曼红山发电厂的褐煤独家供应商。Choctaw Generation Limited Partnership(“cGLP”)根据杠杆租赁安排，向南方公司附属公司租赁Red Hills发电厂。普洛斯向南方公司子公司支付所需款项的能力取决于红山发电厂的经营业绩。于二零二零年，南方公司修订了根据杠杆租赁将收到的估计现金流量，导致租赁投资全额减值。如未能全数支付租赁款项，南方公司附属公司可能无法向与红山发电厂有关的相关无追索权债务持有人支付相应款项。未能向债券持有人支付所需款项可能代表违约事件，使债券持有人有权从南方公司的子公司取消红山发电厂的抵押品赎回权并取得其所有权。2022年10月27日，南方公司在其10-Q表格中披露，它已通知承租人cGLP终止2023年6月30日生效的相关运营和维护协议。普洛斯未能支付2022年12月15日到期的半年度租赁款。因此，南方公司的子公司无法向债券持有人支付相应款项。租赁协议各方目前正在就可能的重组进行谈判，这可能导致终止通知的撤销。租赁双方签订了一项暂缓协议，在双方继续进行重组谈判期间，暂停双方的相关合同权利。这件事的最终结果目前还不能确定，但如果运营和维护协议终止，可能会对公司的财务报表产生重大影响。

2022年5月2日，大河能源(“GRE”)完成向彩虹能源中心有限责任公司(“彩虹能源”)及其附属公司出售Coal Creek站和邻近的高压直流输电线路。由于完成出售Coal Creek Station，GRE与Falkirk之间的煤炭销售协议、抵押及抵押协议及购股权协议终止。Falkirk与彩虹能源之间的煤炭销售协议(“CSA”)于交易完成时生效。Falkirk继续为Coal Creek Station供应所有煤炭需求，并按每吨运煤支付管理费。为了支持转让到新的所有权，Falkirk同意从CSA生效之日起至2024年5月31日降低目前的每吨管理费。2024年5月31日之后，每吨管理费将根据2021年的费用水平提高到更高的基数，此后每年根据跟踪美国通胀广义衡量标准的指数进行调整。彩虹能源负责为所有矿山运营成本提供资金，包括
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NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
矿山复垦，并直接或间接提供运营矿山所需的所有资本。最初的生产期预计将持续到2032年5月1日，但在某些情况下，CSA可能会延长或提前终止。

该公司确认了一项#美元的收益30.92022年第二季度，GRE向NACoal支付的简明综合经营报表中的100万美元14.02000万现金，以及一座办公楼的过户所有权，估计公允价值为#美元4.12000万美元，并转让了总部位于北达科他州的乙醇企业中西部农业能源集团(Midwest AgEnergy Group，LLC)的成员单位，估计公允价值为$12.8300万美元，这是根据Falkirk和GRE之间的终止和释放索赔协议商定的。

在从GRE收到会员单位之前，该公司持有$5.0对同一家私人持股公司的100万美元投资按成本计入，减去减值。在收到新增会员单位后，公司开始按照权益会计方法对投资进行会计核算。在第三季度，该公司记录了$2.22000万美元，这是MAG在所附综合经营报表中“权益法所得被投资人”项下的收益份额。

2022年12月1日，HLCP乙醇控股有限责任公司完成了对MAG的收购。交易完成后，NACCO将其在MAG的所有权权益转让给HLCP，并收到现金付款#美元。18.61000万美元，并确认了1美元1.32022年第四季度在所附合并业务报表中的“其他、净额”项上亏损1,000万美元。

HLCP收购协议包括两项或有盈利安排，根据这两项安排，可能会有额外付款。第一笔收益是基于到2024年12月31日实现EBITDA目标的情况。第二项收益的基础是开发一条二氧化碳管道，该管道将在交易结束之日起的四年内支持二氧化碳封存项目。向NACCO支付的额外款项可能在$0到大约$13.6根据两项收益的实现情况以及代管所持款项的支付情况，支付1000万美元。任何与收益或代管金额相关的未来付款将在实现时确认，与收益或有事项的会计一致。

Sabine在德克萨斯州经营Sabine矿。Sabine的所有产品都交付给西南电力公司(“SWEPCO”)的Henry W.Pirkey工厂(“Pirkey工厂”)。Swepco是一家美国电力公司(“AEP”)。AEP打算在2023年3月让Pirkey工厂退役。Sabine预计将于2023年3月停止交付，最终填海工作将于2023年4月1日开始。矿山复垦的资金由SWEPCO负责，Sabine将因提供矿山复垦服务而获得补偿。

Bisti Fuels Company，LLC(“Bisti”)与其客户纳瓦霍过渡能源公司(“NTEC”)之间的合同采矿协议已于2021年9月30日终止。按照协议的要求，NTEC向公司支付了#美元的终止费。10.33.8亿美元报告了合并业务报表上的线路合同终止结算。截至2021年10月1日，NTEC接管了纳瓦霍矿的运营和所有复垦工作。

在除MLMC以外的所有运营煤矿，公司按交付的每吨煤或供热单位(MMBtu)支付管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通胀的广泛衡量标准一致。客户负责支付所有矿山运营成本，包括最终矿山复垦，并直接或间接提供建造和运营矿山所需的所有资本。这种合同结构消除了现货煤炭市场价格波动的风险，同时以最小的资本投资提供收入和现金流。除了在Coyote Creek，由客户提供或支持的债务融资对NACCO和NACoal没有追索权。有关Coyote Creek担保的进一步讨论，请参见附注16。

除MLMC外，所有正在运营的煤矿都符合VIE的定义。在每一种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益者，因为它不行使财务控制；因此，NACCO不在其财务报表中合并这些业务的结果。相反，这些合同被计入权益法投资。与这些VIE相关的所得税前收益在综合经营报表中报告为未合并业务的收益，公司的投资在综合资产负债表中未合并子公司的投资项目中报告。符合VIE定义的矿山统称为“未合并子公司”。出于税务目的，未合并的子公司包括在NACCO美国合并纳税申报单中；
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
因此，合并经营报表上的所得税支出行包括与这些实体相关的所得税。有关未合并附属公司的进一步资料，请参阅附注16。

虽然Falkirk符合VIE的定义，但彩虹能源交易的完成导致了VIE
复议事件。由于福尔柯克和彩虹能源之间的CSA条款与条款基本相同
在Falkirk和GRE之间的煤炭供应合同中，Falkirk仍然是VIE，彩虹能源是主要受益者；因此，NACCO将继续按照权益法对Falkirk进行会计处理。

该公司在正常运营过程中在每个矿山同时进行复垦活动。根据所有未合并附属公司的合同，客户有责任为最终矿山复垦活动提供资金。根据某些合同，未合并子公司持有采矿许可证，因此负责最终的矿山复垦活动。只要未合并附属公司进行该等最终回收，除获得客户补偿所产生的费用外，亦会因提供该等服务而获得补偿。

MLMC合同是公司负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一运营煤炭合同；因此，MLMC合并在NACCO的财务报表中。MLMC以合同商定的价格向客户销售煤炭，每月调整，主要基于反映美国总体通胀率的既定指数水平的变化。MLMC的盈利能力受到客户对煤炭的需求以及决定销售价格和实际成本的指数变化的影响。由于柴油在用于确定煤炭销售价格的指数中权重较大，柴油价格的波动可能会导致MLMC的收益大幅波动。

MLMC向密西西比州阿克曼的红山发电厂运送煤炭。红山发电厂根据长期购电协议(“PPA”)向田纳西河谷管理局(“TVA”)供电。MLMC与其客户的合同将持续到2032年。TVA的电力组合包括煤炭、核能、水力发电、天然气和可再生能源。调度哪些电厂的决定由TVA决定。

命名段
南宁分部为工业矿产生产商提供增值合同采矿和其他服务。该部门是本公司在动力煤行业以外的采矿活动增长和多样化的平台。NAMING为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，通过执行客户运营的采矿方面为客户创造价值。这使客户可以专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。NAMING历史上主要在佛罗里达州的石灰石采石场运营，但专注于向佛罗里达州以外的地区扩张，开采石灰石以外的材料，并扩大向客户提供的采矿业务范围。截至2022年12月31日，NAMning在佛罗里达州、德克萨斯州、阿肯色州、印第安纳州、弗吉尼亚州和内布拉斯加州运营矿山，并将担任内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。

NAMING分部内的若干实体为VIE，并按权益法作为未合并附属公司入账。有关进一步讨论，请参阅附注16。

矿产管理部门
矿产管理部门的收入主要来自将其特许权使用费和矿产权益租赁给第三方勘探和生产公司，其次是其他矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产而支付的特许权使用费。

矿产管理部门拥有特许权使用费权益、矿产权益、非参与特许权使用费权益和最重要的特许权使用费权益。

•版税利益。特许权使用费权益通常产生于矿产权益所有者根据石油和天然气租约将相关矿产出租给勘探和生产公司时产生的权益。通常，由此产生的特许权使用费利息是从该种植面积提取的矿物生产收入的无成本百分比。特许权使用费权益的持有人通常不负责资本支出或租赁运营费用，但特许权使用费权益可以计算。
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
扣除制作后费用后的净额，通常没有环境责任。租赁给生产商的特许权使用费权益在石油和天然气租约到期时到期，并归还给矿产所有者。

•矿产权益。矿产权益是所有者对位于物业表面之下的任何或所有矿产进行勘探、开发、开采、开采和/或生产的永久权利。矿产权益的持有者有权将矿产出租给勘探和生产公司。 在签订石油和天然气租约时，承租人(勘探和生产公司)成为作业权益所有人，出租人(矿产权益所有人)拥有特许权使用费权益。

•非参股特许权使用费权益(“NPRIS”)。NPRI是在石油和天然气生产中的一项权益，该权益是从矿藏中创建的。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。“非参与”一词是指权益所有人不分享红利、租赁租金，也没有参与执行石油和天然气租赁的权利。NPRI所有者可以；但是，通常会收到特许权使用费付款。

•凌驾于版税权益之上(“Orris”)。Orris是通过获得从工作利益中获得版税的权利而创建的。与特许权使用费权益一样，Orris不承担资本支出或支付租赁运营费用的义务，并承担有限的环境责任；然而，Orris可能会扣除制作后费用，具体取决于ORRI的结构。从工作权益中分割出来的ORIS与产生工作权益的相同基础石油和天然气租约相关联，因此，该等ORIS通常在石油和天然气租约到期或终止时到期。

本公司可能在同一块土地上拥有一种以上的矿产和特许权使用费权益。例如，如果公司在其拥有矿产权益的同一块土地上拥有租赁中的ORRI，则该地区的ORRI将涉及与该地区的矿产权益相同的总英亩。

矿产管理部门将受益于其矿产资产的持续发展，而不需要在获得矿产和特许权使用费权益后进行额外资本投资。矿产管理部门目前并无任何需要承担勘探、生产或开发成本的重大投资。

2022年和2021年收购矿产和特许权使用费权益的总对价为#美元。11.91000万美元和300万美元5.3分别为2.5亿美元和2.5亿美元。2022年的收购包括13.610000英亩的土地和880净版税英亩。2021年的收购包括20.610000英亩的土地和1.8净特许权使用费1000英亩。矿产和特许权使用费权益总额包括约141.410000英亩的土地和60.8截至2022年12月31日，净特许权使用费英亩。有关矿物管理的进一步讨论，见附注18。

该公司还管理位于俄亥俄州(尤蒂卡和马塞卢斯页岩天然气)、路易斯安那州(海恩斯维尔页岩和棉花谷地层天然气)、得克萨斯州(棉花谷和奥斯汀粉笔地层天然气)、密西西比州(煤炭)、宾夕法尼亚州(煤炭、煤层气和马塞卢斯页岩天然气)、阿拉巴马州(煤炭、煤层气和天然气)和北达科他州(煤炭、石油和天然气)的遗留特许权使用费和矿产权益。该公司的大部分遗留储量是作为其历史上的煤炭开采业务的一部分获得的。

注2-重大会计政策

预算的使用：按照美国公认会计原则编制财务报表需要管理层作出估计和判断。这些估计和判断影响在财务报表之日报告的资产和负债额以及披露或有资产和负债(如果有的话)，以及报告期内报告的收入和支出数额。实际结果可能与这些估计不同。
现金和现金等价物：现金和现金等价物包括银行现金和原始到期日不超过3个月的高流动性投资。
财产、厂房和设备，净额：不动产、厂房和设备最初按成本入账。折旧、损耗和摊销的金额足以用直线法或生产单位法在估计使用年限内摊销资产(包括融资租赁项下记录的资产)的成本。建筑物和
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
建筑改进在矿井的寿命内折旧，这通常是30好几年了。机器和设备的估计寿命范围为三至15好几年了。生产单位法用于根据估计的可回收吨位摊销某些资产。维修和维护成本在发生时计入费用，除非该等成本延长了资产的预计使用寿命，在这种情况下，该等成本被资本化和折旧。与资产报废债务相关的资产报废成本按相关长期资产的账面价值进行资本化，并在资产的预计使用年限内折旧。
石油和天然气资产的特许权使用费权益：该公司遵循成功的努力法，对其特许权使用费和矿产权益进行会计处理。根据这种方法，获得石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益的成本在发生时被资本化。收购石油和天然气资产的特许权使用费权益被视为资产收购，并按成本入账。作为矿产及特许权使用费权益及非营运权益的拥有人，本公司无须作出资本支出，亦无作出资本支出以将已探明的未开发储量由未开发转为已开发。
已探明特许权使用费及矿产权益的购置成本按单位生产法在物业使用年限内摊销，按已探明储量估计。出于摊销的目的，对石油和天然气属性的兴趣被归类为具有共同地质构造特征或地层条件的属性的合理集合。
当事件或情况变化显示相关账面值可能无法收回时，本公司会检讨及评估其于石油及天然气物业的特许权使用费权益的减值。当事件及情况显示已探明石油及天然气资产的公允价值可能下降至账面值以下时，如储量估计下调或大宗商品价格下跌，已探明的石油及天然气资产将被评估是否减值。当该等事件或情况发生变化时，本公司估计与该等物业有关的预期未贴现未来现金流量，并将该等未来现金流量与该等物业的账面金额作比较，以确定账面值是否可收回。如根据未贴现现金流量确定该等物业之账面值不可收回，则通过比较该等物业之账面值与估计公允价值确认减值费用。
关于公司特许权使用费和矿产权益的进一步讨论，请参阅附注18。
长期资产：当环境变化或某些事件的发生显示一项资产或资产组的账面金额可能无法收回时，本公司会定期评估长期资产的减值。在确认减值指标后，本公司通过将使用资产或资产组产生的估计未来未贴现现金流量及其最终处置与资产的账面净值进行比较来评估资产的账面价值。如果一项资产的账面价值被视为减值，则就该长期资产或资产组的账面价值超过其公允价值的金额计入减值费用。公允价值估计为于计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债所收取的价格。有关本公司非经常性公允价值计量的进一步讨论，见附注9。
在MLMC，采矿作业的费用不由MLMC的客户报销。因此，MLMC的成本增加或收入减少可能会大大降低公司的盈利能力。MLMC客户需求的任何减少，包括与客户发电厂机械供应减少相关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大减值。MLMC大约有$1251百万美元的长期资产，包括物业、厂房和设备及其煤炭供应协议无形资产，这些资产需要定期进行减值分析和审查。识别及评估是否存在减值指标，或是否已发生事件或环境变化，包括对未来发电厂调度水平的假设、未来销售价格的变化、运营成本及其他影响预期收入和客户需求的因素，需要做出重大判断。未来的实际经营结果可能与这些估计大相径庭，这可能会导致未来一段时间的减值费用，这可能会对公司的经营业绩产生重大影响。
自保责任：该公司一般为医疗索赔、某些工人赔偿索赔和某些关闭的矿山债务提供自我保险。根据行业趋势、历史经验和管理层判断，根据行业趋势、历史经验和管理判断，定期记录和修订已报告的索赔和已发生但尚未报告的自我保险方案下的索赔的估计准备金。此外，在评估索赔时，行业趋势也在管理层的判断范围内考虑。对法律判决和和解、通货膨胀率、医疗费用和实际经验等事项的假设发生变化，可能会导致估计在短期内发生变化。
收入确认：见附注3 在合并财务报表中讨论收入确认。
股票薪酬：公司维持长期激励计划，允许在有限制的情况下授予A类普通股，作为留住和奖励选定员工长期业绩和
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
以增加公司的所有权。根据计划授予的股份完全归属，股东有权享有普通股所有权的所有权利，但在限制期内不得转让、质押或以其他方式转让股份。一般而言，对于截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度授予的股份，限制期以(I)中最早者为准。三年在参加者退休日期后，(Ii)三, 五或十年自获奖之日起，或(Iii)参赛者死亡或永久残疾。根据计划，公司发布了165,574和138,306分别与截至2022年和2021年12月31日的年度相关的股票。这些股票发行后，有396,120根据本计划可供发行的A类普通股。与这些股票奖励相关的薪酬支出为$6.4百万(美元)5.0税后净额)和$4.1百万(美元)3.2截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的净额)。补偿费用是以授予日A类普通股的市场价格为基础的公允价值。
该公司还为公司非雇员董事制定了一项股票补偿计划，根据该计划，为每名非雇员董事支付的年度聘用金的一部分以A类普通股的限制性股票支付。截至2022年12月31日的年度，$110,000 ($150,000非雇员董事的年度聘用费为$175,000 ($250,000主席)以A类普通股的限制性股份支付。截至2021年12月31日的年度，$105,000 ($150,000非雇员董事的年度聘用费为$167,000 ($250,000主席)以A类普通股的限制性股份支付。根据该计划授予的股份完全归属，股东有权享有普通股所有权的所有权利，但在限制期内不得转让、质押、质押或以其他方式转让股份。一般来说，限制期在(I)项中最早的一项结束。十年自授予之日起，(二)董事死亡或永久残疾之日起，(三)。五年(或经董事会批准提前)董事退出董事会之日；(四)董事退出董事会并达到法定年龄之日70或(V)董事会以其唯一及绝对酌情权决定的其他时间。根据这一计划，公司发布了30,034和45,223分别与截至2022年和2021年12月31日的年度相关的股票。除了在限制性股票中收到的强制性预聘费外，董事还可以选择以A类普通股股票代替现金，最高可达100其年度聘用费、委员会聘用费和任何委员会主任费余额的%。这些自愿性股份不受任何限制。根据自愿选举发行的股份总数为480在2022年和753在2021年。这些股票发行后，有136,047根据本计划可供发行的A类普通股。与这些赔偿有关的薪酬支出为#美元。1.3百万(美元)1.0税后净额)和$1.3百万(美元)1.1截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的净额)。补偿费用是以授予日A类普通股的市场价格为基础的公允价值。
金融工具：本公司持有的金融工具包括现金及现金等价物、应收账款、权益证券、应付账款、循环信贷协议及长期债务。
公允价值计量：本公司根据美国公认会计原则对其金融资产和负债进行公允价值计量，该原则将公允价值定义为在计量日期在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。
公允价值层次结构要求一个实体在计量公允价值时最大限度地使用可观察到的投入，并最大限度地减少使用不可观察到的投入。
以下是可用于计量公允价值的三种投入水平：
第1级-活跃市场的报价，在计量日期可获得相同资产或负债的报价。
二级-可观察到的价格，基于没有在活跃的市场上报价，但得到市场数据证实的投入。
3级--当市场数据很少或没有市场数据时，使用无法观察到的输入。
该层次结构基于截至计量日期对资产或负债估值的投入的透明度。层次结构内公允价值计量的分类基于对计量有重要意义的最低投入水平。有关公允价值计量的进一步讨论，见附注9。

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注3-收入确认

履行义务的性质
在合同开始时，公司评估其与客户的合同中承诺的商品和服务，并为每一种承诺的商品或服务确定不同的履行义务。为了确定履约义务，公司考虑合同中承诺的所有商品或服务，无论这些商品或服务是明确声明的还是按惯例商业惯例暗示的。
每个矿井或矿区都与其各自的客户签订了合同，该合同代表了ASC 606下的合同。对于合并后的实体，公司的履约义务因合同而异，包括以下内容：
在MLMC，在生产期间交付的每个MMBTU都被视为单独的履行义务。收入在每MMBtu褐煤控制权移交给客户时确认。收入在不同时期的波动通常是由于客户需求的变化造成的。
在南宁，监督设备运行和集料或其他矿物交付的管理服务是作为一系列义务核算的履约义务。绩效瞬间创造了一种资产，客户同时接收和消费；因此，随着时间的推移，控制权转移到客户手中。与客户同时获得和消费所提供的利益的结论一致，基于投入的进度测量是适当的。当每个月的服务完成时，收入确认为实际产生的成本，加上管理费或固定费用以及一般和行政费用(视情况而定)。各期间收入波动的原因是客户需求的变化，主要是由于个别合同活动水平的增加和减少以及可偿还费用的差异。

包括在NAMING，Caddo Creek有一份固定价格的合同来进行矿山复垦。矿山复垦管理服务是作为一系列履约义务来核算的。绩效瞬间创造了一种资产，客户同时接收和消费；因此，随着时间的推移，控制权转移到客户手中。本合同的收入通过使用成本比法在一段时间内确认，以衡量完成履行义务的进展程度。该公司认为，成本比法是衡量进度的最合适方法，履行合同所产生的成本比率最能反映控制权转移给客户的情况。完成进展的程度是根据迄今发生的费用与完成时估计费用总额的比率来衡量的，收入是根据估计利润率按比例记录的。

矿产管理部门签订合同，授予勘探、开发、生产和销售本公司控制的矿产的权利。这些安排导致矿业权在一段时间内转让；然而，除了为勘探、开发、生产和销售目的而进入外，不授予对实际土地的任何权利。合同期满后，矿业权归还本公司。

根据这些合同，授予矿产的专有权、所有权和权益(如果有的话)是履行义务。这些合同规定的履约义务是一系列不同的货物或服务，因此提供的每一天都是不同的。交易价格包括可变的基于销售的特许权使用费，在某些安排中，还包括以预付租赁奖金形式支付的固定部分。由于公司最终将有权获得的对价金额完全受其控制之外的因素的影响，因此可变对价的全部金额在合同开始时受到限制。该公司认为，特许权使用费合同的定价条款在行业中是惯例。预付租赁红利是交易价格的固定部分，并在合同的主要期限内确认，这通常是三至五年.

缓解资源产生和销售河流和湿地缓解信用(称为缓解银行)，并向那些从事由持证人负责的河流和湿地缓解的人提供服务。每一笔缓解信贷销售都被视为一项单独的履约义务。收入在每个缓解措施的控制权转移给客户的时间点确认。收入在不同时期的波动通常是由于客户需求的变化造成的。在持证人负责的溪流和湿地缓解模式下，合同一般是以管理费协议的形式进行的，根据该协议，缓解资源将获得补偿，用于执行所需缓解的所有成本，外加商定的利润百分比或固定费用。所提供的缓解服务是履约义务，作为一系列会计核算。Performance临时创建客户同时接收和使用的资产；因此，当工作完成时，控制权转移到客户手中。与客户同时收到和
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消费所提供的利益，以投入为基础衡量进展是适当的。当每个月的服务完成时，收入被确认为实际发生的成本，加上管理费或固定费用。各期间收入的波动主要是由于个别合同活动水平的增加和减少以及可偿还费用的差异引起的客户需求的变化。

重大判决

公司与其客户的合同包含不同类型的可变对价，包括但不限于管理费，管理费根据交付的数量或MMBTU进行调整，然而，这些可变报酬的条款具体涉及公司努力履行合同中的一项或多项(但不是全部)履约义务(或履行履约义务的特定结果)。因此，公司将每一笔可变薪酬(以及随后对该薪酬的更改)完全分配给与其相关的特定履约义务。管理费以及一般和行政费用也会根据特定指数(例如消费物价指数)的变化进行调整，以补偿一般通胀的变化。指数调整，如果适用，是预期有效的。

确认与Caddo Creek合同有关的收入和利润需要使用与合同总价值、完成时的总成本和衡量完成履约义务的进展情况有关的假设和估计。由于合同的性质，估算合同总价值和完工时的总成本需要使用重大判断。合同总价值包括可变对价。根据公司对预期业绩的评估，公司在交易价格中以最有可能赚取的金额计入可变对价。只有在与可变对价相关的不确定性得到解决后，确认的累计收入很可能不会发生重大逆转的情况下，公司才会记录这些金额。

费用报销
某些合同包括由客户偿还根据合同条款购买用品、设备和服务的实际费用。这种可偿还的收入是可变的，受到不确定性的影响，因为收到的金额和时间在很大程度上取决于公司控制之外的因素。因此，可报销收入完全受到限制，在不确定性解决之前不会确认，这通常发生在代表客户发生相关成本时。本公司被视为此类交易的委托人，并按向客户开出的账单总额记录相关收入，相关成本记为销售成本内的支出。
上期履约义务
该公司在产品交付给购买者的月份记录特许权使用费收入。作为一家矿产所有者，本公司对新油井何时开始生产的可见性有限，在生产交付日期后30至90天或更长时间内可能无法收到生产报表。因此，公司需要估计交付给产品购买者的生产量和销售产品将收到的价格。这些物业的预期销售量和价格在随附的综合资产负债表的“应收贸易账款”中估计和记录。本公司估计与实际收到的金额之间的差额记录在从第三方承租人收到付款的月份。2022年期间，特许权使用费收入为2.1本公司就若干矿业权的所有权权益达成和解，已确认1,000,000美元。在2021年，公司确认了$1.81.8亿美元的可变对价，此前由于可收集性的不确定性而受到限制。
收入的分类
根据ASC 606-10-50，公司将与客户的合同收入分解为主要商品和服务项目以及商品和服务的转移时间。该公司确定，将收入分解为这些类别实现了披露目标，即描述收入和现金流的性质、金额、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。该公司的业务包括煤炭开采、南宁和矿产管理部门以及未分配项目。关于分部报告的进一步讨论，见合并财务报表附注15。

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合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
下表按主要来源分列了截至12月31日的年度的收入：
主要商品/服务项目20222021
煤矿开采$95,204 $82,831 
南宁85,664 78,944 
矿产管理60,242 31,003 
未分配的项目2,952 4,695 
淘汰(2,343)(5,627)
总收入$241,719 $191,846 
收入确认的时机
在某一时间点转移的货物$92,842 $80,515 
随时间推移而转移的服务148,877 111,331 
总收入$241,719 $191,846 

合同余额
公司本期和长期合同资产负债及应收账款期初、期末余额如下：
合同余额
应收贸易账款合同资产
(当前)		合同资产
(长期)		合同责任(当期)合同责任(长期)
2022年1月1日的余额$25,667 $— $5,985 $4,082 $1,453 
2022年12月31日的余额37,940 409 5,985 833 1,709 
增加(减少)$12,273 $409 $— $(3,249)$256 

如上所述，本公司订立特许权使用费合同，授予矿产的独家权利、所有权和权益。
交易价格由可变的基于销售额的特许权使用费和在某些安排中以以下形式的固定组成部分组成
一笔预付的租赁奖金。然而，交易价格的固定部分的支付时间是预先的，
履行义务在合同的主要期限内履行，这通常是三至五年。因此，在收到任何此类预付款时，将记录代表递延收入的合同负债。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度确认的特许权使用费收入包括在打开合同负债中的金额为#美元。1.0百万美元和美元1.4分别为100万美元。这一收入包括根据特许权使用费合同收到的预付租赁红利，这些特许权使用费合同在特许权使用费合同的主要期限内得到确认，一般情况下三至五年.

该公司预计将确认$0.82023年，百万美元1.52024年，百万美元0.22025年为100万美元，2026年和2027年为最低限度金额，与截至2022年12月31日的合同负债有关。公司合同余额的期初余额和期末余额之间的差异是由于公司业绩和客户付款之间的时间差异造成的。

该公司拥有不是从获得或履行与客户的合同的成本中确认的合同资产。

F-19
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
注4-盘存

库存摘要如下：
 12月31日
 20222021
煤，煤$27,927 $19,352 
采矿用品43,561 34,733 
总库存$71,488 $54,085 

库存估价采用加权平均法。

注5-财产、厂房和设备、净值

财产、厂房和设备，净额包括：
 12月31日
 20222021
煤田和房地产$60,277 $52,011 
矿产权益31,436 19,512 
厂房和设备290,511 264,110 
物业、厂房和设备，按成本计算382,224 335,633 
折旧、损耗和摊销准备减少164,272 142,466 
 $217,952 $193,167 
不动产、厂房和设备的折旧、损耗和摊销费用总额为#美元。23.1百万美元和美元19.52022年和2021年分别为100万。

注6-无形资产

本公司拥有一项煤炭供应协议无形资产，该无形资产须在褐煤销售协议有效期内按生产单位摊销，该协议将于2032年到期。下表列出了毛余额和净余额：
 总运载量
金额		累计
摊销		网络
天平
2022年12月31日的余额   
煤炭供应协议$84,200 $(56,145)$28,055 
2021年12月31日的余额   
煤炭供应协议$84,200 $(52,426)$31,774 
无形资产摊销费用为#美元。3.7百万美元和美元3.62022年和2021年分别为100万。
煤炭供应协议的预期年度摊销费用为#美元。3.22023年，百万美元3.12024年为100万美元，3.0从2025年到2027年达到100万。

注7-资产报废债务

本公司与长期资产报废相关的债务在法定资产报废时按公允价值确认
就会产生债务。在最初确认负债时，相应的金额将作为账面价值的一部分资本化。
相关长期资产的价值，按直线法或生产单位法折旧。这个
债务在每个期间增加，直到债务清偿，此时债务解除。如果清偿债务的金额不是记录的金额，则确认损益。

F-20
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
本公司的资产报废责任主要用于关闭其露天矿和收回因其正常采矿活动而扰乱的土地的费用，以及在矿山寿命结束时拆除某些采矿设备的费用。管理层的评估带有高度的主观性。特别是，该责任的公允价值采用贴现现金流量法厘定，并基于采矿许可证的要求及各种假设，包括信贷调整后的无风险比率、对受干扰面积的估计、矿山的寿命、估计的复垦成本、各种环境法律及法规的应用，以及有关设备生产力的假设。本公司至少每年检讨其于各矿场的资产报废责任，并就许可证的更改及修订对填海活动的时间及范围的估计及成本估计作出必要的调整。

负债的增加将在每项资产报废债务的估计年限内确认，并记录在所附综合经营报表的销售成本项中。相关资产在所附合并资产负债表中按不动产、厂房和设备净额入账。资产的折旧计入随附的综合业务报表的销售成本项下。

本公司资产报废债务的期初和期末账面总额对账如下：
 煤矿开采未分配的项目NACCO
已整合
2021年1月1日的余额$25,040 $16,692 $41,732 
期内结清的负债(184)(869)(1,053)
吸积费用1,996 1,304 3,300 
修订估计现金流量46 (74)(28)
2021年12月31日的余额$26,898 $17,053 $43,951 
期内结清的负债(223)(956)(1,179)
吸积费用2,190 1,332 3,522 
修订估计现金流量(405)113 (292)
2022年12月31日的余额$28,460 $17,542 $46,002 

Bellaire Corporation(“Bellaire”)是本公司的非营运附属公司，与已关闭的采矿业务(主要是前美国东部地下煤矿业务)有关的遗留债务。这些遗留债务包括在关闭这些地下采矿作业的正常过程中产生的水处理和其他环境补救义务。由于Bellaire的财产不再是活跃的业务，因此没有相关资产资本化。

在2021年之前，Bellaire建立了一个$5.02.5亿美元的矿山水处理信托基金，提供财务保障机制，以确保采矿后排放的长期处理。在综合资产负债表中确认为其他非流动资产组成部分的Bellaire矿山水处理资产的公允价值为#美元。9.9百万美元和美元12.3分别于2022年12月31日和2021年12月31日支付100万美元，并在法律上受到限制，用于结算Bellaire资产报废义务。关于矿场水处理信托的进一步讨论，见附注9。

F-21
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
注8-经常和长期融资

融资安排是在子公司一级获得和维持的。NACCO不为其子公司的任何借款提供担保。
下表汇总了该公司的可用借款和未偿借款：
 12月31日
 20222021
NACoal的未偿还借款总额：  
循环信贷协议$— $4,000 
其他债务19,668 16,710 
未偿债务总额$19,668 $20,710 
未偿还借款的当期部分
$3,649 $2,527 
未偿还借款的长期部分16,019 18,183 
 $19,668 $20,710 
  
循环信贷协议下扣除限额后的可用借款总额$116,285 $120,231 
  
未使用的循环信贷协议$116,285 $116,231 
总借款加权平均规定利率3.9 %3.7 %
总债务(不包括租赁)的年度到期日如下：
20232,873 
20242,497 
20251,620 
20265,955 
2027236 
此后5,692 
 $18,873 
为总债务支付的利息为$2.0百万美元和美元1.62022年和2021年分别为100万。递延融资费#美元1.8在2021年期间，有1.8亿人被资本化。
NACoal拥有高达1美元的有担保循环信贷额度。150.0于2021年再融资并于2025年11月到期的100万美元(“NACoal融资”)。有几个不是截至2022年12月31日，NACoal贷款机制下的未偿还借款。截至2022年12月31日，NACoal融资机制下的超额可用资金为#美元116.3100万美元，反映出未偿信用证减少了#美元。33.7百万美元。

NACoal融资机制采用基于业绩的定价，根据NACoal融资机制中定义的实现不同水平的债务与EBITDA比率来设定利率。借款按浮动利率计息，外加基于实现的债务与EBITDA比率水平的保证金。自2022年12月31日起生效的基本利率和LIBOR贷款的适用保证金为1.23%和2.23%。NACoal融资机制有一笔承诺费，这笔费用是基于实现不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费是0.342022年12月31日未使用的承诺额的%。截至2022年12月31日的年度内，NACoal贷款机制下的平均借款为#美元2.0百万美元。包括浮动息差在内的加权平均年利率为2.54%和4.50分别为2022年12月31日和2021年12月31日。

NACoal融资机制包含限制性契约，其中要求NACoal将净债务与EBITDA的最高比率保持在2.75至1.00，而利息承保比率不低于4.00到1.00。NACoal工具提供向NACCO提供贷款、股息和垫款的能力，但有一些限制，其基础是保持债务与EBITDA的最高比率为1.50到1.00，或者如果大于1.50至1.00，固定收费覆盖率为1.10至1.00，同时
F-22
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
维持NACoal贷款机制定义的借款能力的未使用可获得性门槛为#美元15.0百万美元。截至2022年12月31日，NACoal遵守NACoal融资机制的所有财务契约。

NACoal融资机制下的义务由NACoal的某些直接和间接、现有和未来的
国内子公司，并由NACoal和担保人的某些资产担保，受惯例例外和
限制。

NACoal有一张应付给未合并子公司之一Coteau的催缴票据，该票据根据美国国税局不时宣布的适用的季度联邦短期利率计息。截至2022年12月31日和2021年12月31日，票据余额为$5.7百万美元和美元2.6百万美元，利率是3.36%和0.18%。

NACoal有7张应付票据，由12个指定的设备单位担保，按加权平均利率计息4.11%，并在2027年之前的不同日期到期。一张票据包括本金支付#美元。4.42026年12月15日期末100万美元。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，票据的未偿还余额为美元。13.2百万美元和美元13.8分别为300万人和1000万人。

注9-公允价值披露

经常性公允价值计量: 下表列出了按公允价值经常性核算的公司资产：
报告日的公允价值计量使用
报价在意义重大
活跃的市场：重要的其他人看不见
相同的资产可观测输入输入量
描述2022年12月31日(1级)(2级)(3级)
资产：
股权证券$15,534 $15,534 $— $— 
$15,534 $15,534 $— $— 

报告日的公允价值计量使用
报价在意义重大
活跃的市场：重要的其他人看不见
相同的资产可观测输入输入量
描述2021年12月31日(1级)(2级)(3级)
资产：
股权证券$16,070 $16,070 $— $— 
$16,070 $16,070 $— $— 

Bellaire的矿山水处理信托投资于可供出售的证券，该等证券根据相同资产在活跃市场的报价市场价格按公允价值报告；因此，它们在公允价值层次中被归类为1级。矿泉水处理信托基金实现亏损#美元2.2百万美元，并获得$1.7在截至2022年和2021年12月31日的年度中分别为100万。有关Bellaire矿山水处理信托基金的进一步讨论，请参阅附注7。

在2021年前，该公司投资了2.0一家上市公司的股权证券，拥有多元化的特许权使用费生产矿产权益组合。该项投资以相同资产在活跃市场的报价市场价格为基础，按公允价值报告；因此，该投资在公允价值层次中被归类为第一级。该公司确认了一项#美元的收益1.9百万美元和美元1.7在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，与这些股权证券的投资相关的资金为100万美元。权益证券的公允价值变动在综合经营报表的其他(收入)费用部分权益证券的线损(收益)中列报。

在截至2022年12月31日的一年中，没有资金转入或流出1级、2级或3级。
F-23
目录表

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非经常性公允价值计量：该公司记录了2022年第二季度一座写字楼的估计公允价值。在确定美元4.1鉴于该写字楼的公允价值为1000万欧元，本公司聘请独立房地产估价师利用类似资产的已观察销售交易及收益法代价对该物业进行评估；因此，该物业在公允价值体系中被归类为第二级。办公楼计入不动产、厂房和设备，净额计入所附合并资产负债表。

本公司定期检讨潜在的未来发展项目，并找出未来不太可能发展的某些遗留资产。因此，本公司使用无法观察到的投入估计资产的公允价值，这些投入被归类为3级投入。包括土地、预付特许权使用费和资本化租赁成本在内的长期资产被注销。零并产生了非现金资产减值费用$3.9矿产管理部门的收入为1.8亿美元。减值费用在综合经营报表的资产减值费用项下列报。

其他公允价值计量披露：由于这些工具的短期到期日，现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。循环信贷协议及长期债务(不包括融资租赁)的公允价值乃按类似债务的现行利率厘定，并计及附属信贷风险，该风险为公允价值层次所界定的第2级。循环信贷协议和长期债务(不包括融资租赁)的公允价值和账面价值为#美元。18.1百万美元和美元18.9分别为2022年12月31日和2022年12月31日的百万美元20.5百万美元和美元20.4分别为2021年12月31日的100万。
可能使本公司面临集中信用风险的金融工具主要包括应收账款。根据其采矿合约，本公司于交付煤炭或其他集料或提供开发前服务时确认收入及相关应收账款。这些采矿合同规定按月结算。该公司的主要信贷集中是无抵押的；然而，从历史上看，信贷损失最小。为了进一步降低与应收账款相关的信用风险，公司定期对客户进行信用评估，但通常不要求预付款或抵押品。

附注10-租契

该公司确认在2032年前不同日期到期的房地产、采矿和其他设备的经营租赁的使用权资产(“ROU资产”)和租赁负债。该公司的大部分租约为经营性租约。NACCO不承认资产负债表上期限为12个月或更短的租赁。相反，本公司按直线法确认租赁期内的相关租赁费用。本公司将租赁和非租赁组成部分作为单一租赁组成部分进行会计处理。该公司的租赁协议不包含依赖于指数或费率的租赁付款，因此，最低租赁付款不包括可变租赁付款。

截至12月31日，租赁资产和负债包括：
描述位置20222021
资产
它正在运营中。经营性租赁使用权资产$6,419 $8,911 
《金融时报》
财产、厂房和设备、净值(a)

843 334 
负债
当前
它正在运营中。其他流动负债$1,039 $1,463 
《金融时报》长期债务当期到期日776 150 
非当前
它正在运营中。经营租赁负债$7,528 $9,733 
《金融时报》长期债务19 190 

(a) 融资租赁资产记入累计摊销净额#美元。0.2百万美元和美元0.3分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
F-24
目录表

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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)

截至12月31日止年度的租赁费用构成如下：
描述位置20222021
租赁费
经营租赁成本销售、一般和行政费用$1,881 $2,122 
融资租赁成本：
**租赁资产摊销销售成本128 220 
*租赁负债的利息利息支出
13 31 
可变租赁费用销售、一般和行政费用534 571 
短期租赁费用销售、一般和行政费用3,434 1,176 
租赁总费用$5,990 $4,120 

截至2022年12月31日，未来最低融资和经营租赁付款如下：
 融资租赁经营租约总计
2023$778 $1,599 $2,377 
202412 1,474 1,486 
20257 1,283 1,290 
2026— 1,314 1,314 
2027— 1,345 1,345 
2027年以后— 4,177 4,177 
最低租赁付款总额797 11,192 $11,989 
相当于利息的数额2 2,625 
最低租赁付款净额现值$795 $8,567 

由于本公司的大部分租约并未提供隐含利率，因此本公司在厘定租赁付款现值时，会根据租赁开始日的资料厘定递增借款利率。本公司在厘定这项抵押利率时，会考虑其信用评级及当前的经济环境。在截至12月31日的年度对ASC 842进行会计处理时使用的假设如下：
20222021
加权平均剩余租赁年限(年)
它正在运营中。7.668.38
《金融时报》1.412.44
加权平均贴现率
它正在运营中。7.13 %7.08 %
《金融时报》3.11 %4.16 %
下表详细说明了计入12月31日终了年度租赁负债的数额所支付的现金：
20222021
来自经营租赁的经营现金流$2,097 $2,260 
融资租赁的营运现金流13 31 
融资租赁产生的现金流183 275 
F-25
目录表

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注11-或有事件

已经或可能对NACCO和某些子公司提出与其业务行为有关的各种法律和监管程序和索赔。这些诉讼和索赔是公司正常业务过程中的附带程序。管理层相信它有值得辩护的理由，并将在这些行动中大力捍卫公司。管理层估计因这些索赔而支付的任何费用，在认为负债可能发生且数额可以合理估计的情况下应计。如果可以合理地估计某一范围内的数额，而该范围内的任何数额都不是比任何其他数额更好的估计数，则应计该范围内的最小数额。当负债可能已经产生，但金额无法合理估计，或当负债被认为只是合理可能或遥远时，本公司不会应计负债。对于不利结果可能或不合理可能发生的重大或有事项，本公司会披露或有事项的性质，并在某些情况下披露对可能损失的估计。

这些问题受到内在不确定性的影响，可能会出现不利的裁决。如果出现不利的裁决，可能会对公司在裁决发生期间或未来期间的财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。

附注12-股东权益与每股收益

NACCO Industries，Inc.A类普通股在纽约证券交易所上市交易，股票代码为“NC”。由于对B类普通股的转让限制，本公司的B类普通股没有发展或预计会发展任何交易市场。应持有人要求，B类普通股可随时一对一转换为A类普通股。公司A类普通股和B类普通股每股现金分红权利相同。由于清算权和股息权相同，任何收益分配都将按比例分配给A类和B类股东，因此每类普通股的每股净收益是相同的。A类普通股拥有一每股投票权和B类普通股十每股投票数。截至2022年12月31日，A类普通股和B类普通股的授权股份总数为25,000,000股票和6,756,176分别为股票。A类普通股库存股合计2,434,769和2,600,661截至12月31日，2022年和2021年分别从流通股中扣除。

股票回购计划：2021年11月10日，公司董事会批准了一项股票回购计划(“2021年股票回购计划”)，规定购买最高可达$20.0截至2023年12月31日，公司已发行的A类普通股为1.2亿股。根据2021年股票回购计划进行的任何回购的时间和金额由公司管理层根据一系列因素酌情决定，这些因素包括资本的可获得性、其他资本分配方案、公司A类普通股的市场状况以及其他法律和合同限制。2021年股票回购计划不要求本公司收购任何特定数量的股票，本公司可在不事先通知的情况下修改、暂停、延长或终止，并可通过公开市场购买、私下谈判交易或其他方式执行。2021年股票回购计划下的全部或部分回购可能根据规则10b5-1交易计划实施，这将允许在适用证券法律可能限制公司这样做的情况下根据预设条款进行回购。有几个不是根据2021年股票回购计划，2022年或2021年进行股票回购。
股票薪酬：关于公司限制性股票奖励的讨论见附注2。

每股收益： 用于计算基本和稀释后每股收益的A类普通股和B类流通股的加权平均股数如下：
 20222021
基本加权平均流通股7,312 7,146 
限制性股票奖励的稀释效应61 44 
稀释加权平均流通股7,373 7,190 
基本每股收益$10.14 $6.73 
稀释后每股收益$10.06 $6.69 
F-26
目录表

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注13-所得税

本公司按资产负债法计提所得税及相关账户。递延税项资产及负债乃根据财务报表与资产及负债的税基之间的差额，采用预期于基准差额倒转的年度内生效的制定税率厘定。当管理层确定部分或全部递延税项资产更有可能无法变现时，就建立估值准备。

截至12月31日止年度的所得税前收入拨备和所得税准备构成如下：
 20222021
所得税前收入拨备  
国内$87,975 $57,019 
外国(252)(169)
$87,723 $56,850 
所得税拨备 
现行所得税拨备(福利)： 
联邦制$20,761 $10,870 
状态1,328 1,443 
外国(53)(35)
总电流22,036 12,278 
递延所得税(福利)准备金：
联邦制(8,887)(4,449)
状态416 896 
延期合计(8,471)(3,553)
 $13,565 $8,725 

公司缴纳了#美元的所得税。23.4百万美元和美元11.52022年和2021年分别为100万。在同一时期，所得税退税总额为#美元。0.1百万美元和美元2.6分别为100万美元。
F-27
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
所得税拨备不同于对未计提所得税拨备的收入适用法定联邦所得税税率所计算的金额。截至12月31日的年度联邦法定和有效所得税税率对账如下：
 20222021
所得税前收入拨备$87,723 $56,850 
法定税率为21.0%$18,422 $11,939 
州和地方所得税1,629 1,890 
不可扣除的费用745 725 
耗尽百分比(4,866)(6,245)
研发和其他联邦信贷(300)(363)
和解和不确定的税收状况(787)166 
其他，净额(1,278)613 
所得税拨备$13,565 $8,725 
有效所得税率15.5 %15.3 %
公司记录的所得税支出为#美元。13.6截至2022年12月31日的财年，所得税前收入为$87.71000万美元，或15.5%，而所得税支出为#美元8.72000万美元的所得税前收入56.91000万美元，或15.3%，截至2021年12月31日的年度。

截至2022年12月31日的年度所得税准备金包括#美元1.51000万美元的离散税收优惠，主要来自美国国税局对公司2013、2014、2015和2016年的联邦所得税申报单进行审查后，不确定的税收状况发生逆转。不包括$1.5在离散税收优惠的情况下，2022年的有效所得税税率为17.1%。截至2021年12月31日的年度包括美元1.0700万美元的离散税收支出。不包括$1.0在离散税收支出中，2021年的有效所得税率为13.5%.

与2021年相比，2022年有效所得税率的增加，不包括离散项目的影响，主要是由于不符合百分比耗尽资格的实体的收益增加。折旧百分比的收益与一个时期的税前收入没有直接关系。
F-28
目录表

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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
由于用于财务报告的资产和负债的账面金额与用于所得税的金额之间的差异，公司综合资产负债表中的递延税项资产和负债总额的详细摘要如下：
 12月31日
 20222021
递延税项资产  
租赁负债$21,880 $24,500 
税金结转12,398 13,837 
盘存5,571 4,522 
应计负债8,176 9,243 
员工福利3,086 3,496 
土地估价调整6,261 5,988 
其他6,850 6,527 
递延税项资产总额64,222 68,113 
减去：估值免税额11,809 11,695 
 52,413 56,418 
递延税项负债 
租赁使用权资产21,880 24,500 
折旧和损耗19,665 25,851 
伙伴关系投资--开发成本6,069 9,840 
应计养恤金福利10,921 10,941 
递延税项负债总额58,535 71,132 
递延负债净额$(6,122)$(14,714)

下表汇总了公司已确定变现不确定的税务结转及相关结转期和相关估值免税额：
 2022年12月31日
 递延税金净额
资产		估值
津贴		结转
过期时间：
国家净营业亏损$15,347 $14,422 2023-2042

 2021年12月31日
 递延税金净额
资产		估值
津贴		结转
过期时间：
国家净营业亏损$17,516 $14,694 2022-2041

该公司对某些国家和外国递延税项资产有估值津贴。根据回顾过往盈利及相关结转到期情况，包括各个国家税务管辖区的使用限制，本公司认为估值免税额属适当，预计不会在未来十二个月内发放会对本公司财务状况或经营业绩有重大影响的估值免税额。

自2021年以来，该公司参与了美国国税局的一项名为合规保障流程(CAP)的自愿计划。CAP的目标是同时与美国国税局合作，实现联邦税收合规，并在提交纳税申报单之前解决所有或大多数问题。一般而言，本公司在税务司法管辖区经营，税务机关有三至五年的诉讼时效，以便税务机关审核适用的税务申报文件。本公司及其若干附属公司的报税表正接受各税务机关的例行审核。本公司未获通知任何以前未提供应计项目的重大评估，而本公司将
F-29
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
对任何实质性的评估提出强烈的质疑。管理层认为，任何潜在的调整都不会对公司的财务状况或经营结果产生重大影响。
以下是对该公司未确认税收优惠总额的对账，其定义为截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的纳税申报单头寸与财务报表中确认的福利之间的差异所产生的综合税收影响。大约$5.5百万美元和美元6.4截至2022年12月31日和2021年12月31日的未确认税收优惠总额中，分别有100万项与永久性项目有关，如果得到确认，将影响实际所得税税率。这一数额不同于下表所列的未确认税收优惠总额，原因是(1)如果经审计不能持续持有递延税项资产，则可获得的递延税项资产；(2)确认本文所列州税收优惠后，美国联邦所得税的减少。
 20222021
1月1日的余额$10,554 $10,459 
根据与前几年有关的纳税状况计算的增加额— 95 
基于与税务机关的和解而减少(928)— 
12月31日的结余$9,626 $10,554 
本公司将不确定税收头寸的利息和罚金记录为所得税拨备的一部分。公司确认的净支出不到#美元。0.1在2022年和2021年期间，与不确定的税收状况有关的利息和罚款均为100万美元。应计利息及罚款总额为$。0.3百万美元和美元0.2分别截至2022年和2021年12月31日。
本公司预期未确认税务优惠的金额将在未来12个月内发生变化；然而，未确认税务优惠的变化在未来12个月内是合理可能的，预计不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。

附注14-退休福利计划
确定的福利计划：该公司维持固定收益养老金计划，根据服务年限和某些时期的平均薪酬提供福利。2021年前，公司修订了NACCO Industries，Inc.及其子公司的综合固定收益计划(“联合计划”)，冻结了所有员工的养老金福利。本公司亦修订补充退休福利计划，冻结所有退休金福利。本公司所有合资格雇员，包括其退休金被冻结的雇员，均根据固定供款退休计划领取退休福利。
在核算固定收益计划时使用的假设如下：
 20222021
养老金福利债务的加权平均贴现率
5.36% - 5.40%
2.53% - 2.77%
净定期收益成本的加权平均贴现率
2.53% - 2.77%
2.02% - 2.36%
净定期收益成本的预期长期资产收益率7.00 %7.00 %
以下是截至12月31日的固定福利计划的定期养恤金净收入的详细情况：
 20222021
利息成本$1,105 $1,002 
计划资产的预期回报(2,707)(2,568)
精算损失摊销543 718 
摊销先前服务费用58 59 
定期养老金净收入$(1,001)$(789)


F-30
目录表

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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
以下是截至12月31日的年度在其他全面亏损(收入)中确认的计划资产和福利义务的其他变化的详细情况：
 20222021
本年度精算(收益)损失$1,717 $(3,793)
精算损失摊销(543)(718)
摊销先前服务费用(58)(59)
在其他综合损失(收入)中确认的合计$1,116 $(4,570)
下表列出了本年度福利债务和计划资产的变化以及截至12月31日的固定福利计划的供资状况：
 20222021
福利义务的变更  
年初的预计福利义务$41,663 $44,600 
利息成本1,105 1,002 
精算收益(8,396)(1,367)
已支付的福利(2,650)(2,572)
年底的预计福利义务$31,722 $41,663 
年终累计福利义务$31,722 $41,663 
计划资产变动 
年初计划资产的公允价值$44,009 $41,099 
计划资产的实际回报率(7,405)4,995 
雇主供款531 487 
已支付的福利(2,650)(2,572)
计划资产年终公允价值$34,485 $44,009 
年终资金状况$2,763 $2,346 
资产负债表中确认的金额包括： 
非流动资产$6,991 $7,806 
流动负债(491)(542)
非流动负债(3,737)(4,918)
 $2,763 $2,346 
累计其他综合损失的组成部分包括：
精算损失$10,682 $9,510 
前期服务成本645 703 
递延税金(2,490)(2,254)
 $8,837 $7,959 
该公司确认，截至计量日期，任何未确认的精算净收益或亏损超过被定义为“走廊”的较大的预计福利债务或计划资产的10%，作为福利(收入)成本的组成部分。走廊以外的数额按退休医疗计划下预期受益的在职参与人的平均预期剩余服务年限摊销，或按养恤金计划非在职参与人的平均预期剩余年限摊销。在AOCI中确认的(收益)损失金额预计在计划终止或发生和解之前不会完全确认，这将引发加速确认。因计划变更而产生的先前服务成本也计入AOCI。
本公司的政策是在适用法规允许的范围内为其养老金计划提供资金。
F-31
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
该公司维持一个补充的固定福利计划，每月直接从公司资金中向参与者支付福利。所有其他养老金福利都是从养老金计划的资产中支付的。
预计未来将从养恤金计划的资产中支付的养恤金福利如下：
2023$2,731 
20242,729 
20252,700 
20262,691 
20272,681 
2028 - 203212,536 
 $26,068 
固定福利计划资产的预期长期回报率反映了管理层对为列入预计福利债务的福利而投资的资金的长期回报率的预期。在确立计划资产的预期长期回报率假设时，本公司会考虑一段时间内与该等计划相关债务的长期性质一致的历史回报率，以及前瞻性回报率。用于确定本公司估计回报率假设的每个资产类别的历史和前瞻性回报率是基于每个资产类别的同等基准市场指数的投资赚取或预期赚取的回报率。
养老金计划的预期回报是基于计算的养老金计划资产的市场相关价值。根据这一方法，由于实际回报与公司预期回报不同而产生的资产损益在三年内按比例计入与市场相关的资产价值。
养老金计划维持投资政策，除其他外，建立一种投资组合资产分配方法，为个别资产类别设定百分比分配区间。投资政策规定，当余额超过或低于适当的分配范围时，投资将在资产类别之间重新分配。
以下为截至12月31日养老金计划资产的实际分配百分比和目标分配百分比：
 2022
实际
分配		2021
实际
分配		目标分配
射程
美国股票证券44.9 %48.7 %
36.0% - 54.0%
非美国股权证券20.5 %19.7 %
16.0% - 24.0%
固定收益证券34.1 %31.2 %
30.0% - 40.0%
货币市场基金0.5 %0.4 %
0.0% - 10.0%
固定收益养老金计划不直接拥有NACCO普通股。
公司养老金计划资产的每一主要类别的公允价值是根据相同资产在活跃市场上的报价市场价格或公允价值等级中的第一级进行估值的。以下为截至12月31日的数值：
1级
 20222021
美国股票证券$15,499 $21,434 
非美国股权证券7,055 8,678 
固定收益证券11,753 13,723 
货币市场基金178 174 
总计$34,485 $44,009 
F-32
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
退休后医疗保健：该公司还维持医疗保健计划，为符合条件的退休员工提供福利。本公司的所有保健计划都有本公司应承担的费用的上限。医疗保健计划具有网络提供的福利，为公司节省了成本。这些计划没有任何资产。根据公司目前的政策，计划福利是在参与者到期时提供资金的。
在核算退休后保健计划时使用的假设如下：
 20222021
福利债务的加权平均贴现率5.29 %2.12 %
净定期收益成本的加权平均贴现率2.12 %1.37 %
假设明年的医疗成本趋势比率6.25 %6.50 %
假定成本趋势率下降的比率(最终趋势率)
4.50% - 4.75%
4.50 %
利率达到最终趋势利率的年份20292029
以下是截至12月31日的年度退休后保健计划的定期福利净支出的详细情况：
 20222021
服务成本$12 $13 
利息成本38 27 
精算损失摊销64 19 
摊销先前服务信贷(52)(54)
定期福利支出净额$62 $5 
以下是截至12月31日的年度在其他全面(收入)损失表中确认的计划资产和福利义务的其他变化的详细情况：
 20222021
本年度精算收益$(44)$(48)
精算损失摊销(64)(19)
摊销先前服务信贷52 54 
转账— 126 
在其他综合(收入)损失中确认的总额$(56)$113 
F-33
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
下文阐述了本年度福利义务的变化以及截至12月31日退休后保健的供资状况：
 20222021
福利义务的变更  
年初的福利义务$1,877 $2,054 
服务成本12 13 
利息成本38 27 
精算收益(44)(48)
已支付的福利(332)(169)
年终福利义务$1,551 $1,877 
年终资金状况$(1,551)$(1,877)
资产负债表中确认的金额包括： 
流动负债$(206)$(190)
非流动负债(1,345)(1,687)
 $(1,551)$(1,877)
累计其他综合损失的组成部分包括： 
精算损失$412 $520 
以前的服务积分(56)(108)
递延税金(180)(195)
 $176 $217 
未来预计将支付的退休后医疗福利付款如下：
2023211 
2024188 
2025179 
2026183 
2027185 
2028 - 2032654 
 $1,600 

确定的缴费计划：NACCO及其子公司为几乎所有员工维护一个确定的缴费(401(K))计划，并根据计划条款提供雇主匹配的缴费。该计划还规定了雇主的最低缴费。这些计划的总成本，包括公司缴款，为#美元3.3百万美元和美元2.92022年和2021年分别为100万。

附注15-业务细分

该公司的经营部门是：(I)煤炭开采、(Ii)南宁和(Iii)矿产管理。本公司通过首先确定其经营部门，然后评估这些部门的任何组成部分是否构成可获得离散财务信息的业务，以及部门管理层定期审查该组成部分的经营业绩，来确定其应报告的部门。公司的首席运营决策者利用营业利润来评估部门业绩和分配资源。

本公司存在未直接归属于可报告分部的项目，这些项目未计入分部营业利润的计量部分，主要是与母公司的上市公司报告要求以及Mitigation Resources and Bellaire的财务业绩相关的行政成本。缓解资源产生和销售溪流和湿地缓解信用(称为缓解银行)，并向那些从事持证人责任的人提供服务
F-34
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(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
溪流和湿地缓解。Bellaire管理公司与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。

自2022年1月1日起，该公司改变了其应报告部门的构成。因此，本公司追溯地更改了分部营业利润的计算，将Caddo Creek Resources Company，LLC(“Caddo Creek”)和Demery Resources Company，LLC(“Demery”)的业绩从煤炭开采分部重新归类到NAMing分部，因为这些业务为工业矿产生产商提供采矿解决方案，而不是发电。煤炭开采部门现在只包括向发电公司输送煤炭的煤矿。这一分部报告的变化对合并经营业绩没有影响。所有前期分部信息都已重新分类，以符合新的列报方式。

营业利润以下的所有财务报表项目(包括利息支出和利息收入、所得税准备金和净收入在内的其他收入)在本表格10-K中综合列报和讨论。

有关公司可报告部门的其他讨论，请参阅附注1。目前所有业务都位于美国。可报告部门的会计政策见附注2和附注18。

在2022年和2021年，这两个客户分别占合并收入的10%以上。下表为每一实体的收入占这些年度综合收入的百分比：
综合收入百分比
细分市场20222021
煤矿客户39 %43 %
命名客户17 %19 %

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目录表

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NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
下表列出了截至12月31日的年度的收入、营业利润、折旧费用和资本支出：
 20222021
收入
煤矿开采$95,204 $82,831 
南宁85,664 78,944 
矿产管理60,242 31,003 
未分配的项目2,952 4,695 
淘汰(2,343)(5,627)
总计$241,719 $191,846 
营业利润(亏损)
煤矿开采$38,309  $45,784 
南宁2,202  3,384 
矿产管理52,214  26,080 
未分配的项目(23,233)(19,553)
淘汰494 (285)
总计$69,986  $55,410 
不动产、厂房和设备以及取得矿产权益的支出
煤矿开采$14,853 $16,830 
南宁13,203 21,100 
矿产管理13,388 6,423 
未分配的项目13,003 208 
总计$54,447 $44,561 
折旧、损耗和摊销
煤矿开采$17,074 $16,510 
南宁6,457 4,574 
矿产管理3,026 1,858 
未分配的项目259 143 
总计$26,816 $23,085 

按部门分类的资产信息不会分散保存以供内部财务报告使用，也不会用于评估业绩。

附注16-未合并的子公司

本公司在煤矿和NAMING部门的每一家全资非合并子公司均符合VIE的定义。未合并附属公司的资本主要来自其各自客户提供或支持的债务融资，一般不会向NACCO和NACoal追索。尽管NACoal拥有100%股权，并管理未合并附属公司的日常运作，但本公司已确定，NACoal提供的股本不足以在没有客户额外支持的情况下为持续活动提供足够资金或吸收任何预期亏损。客户拥有控制性的财务利益，并有权指导对实体的经济业绩影响最大的活动。因此，本公司不是主要受益人，因此不合并这些实体的财务状况或经营结果。关于这些实体的讨论，见注1。

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目录表

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NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
于未合并附属公司及相关税务仓位的投资合共为$14.9百万美元和美元19.1分别为2022年12月31日和2021年12月31日。本公司与这些实体有关的损失风险仅限于其投资资本，即#美元。7.1百万美元和美元7.6分别为2022年12月31日和2021年12月31日。

NACoal是与Coyote Creek相关的某些担保的一方。在Coyote Creek的褐煤销售协议(“LSA”)违约或终止的某些情况下，NACoal将有义务向Coyote Creek的第三方贷款人支付“全额”款项。“全额”金额是根据剩余的预定债务付款的贴现价值超出本金金额而计算的。此外，如果Coyote Creek的LSA在2024年1月1日或之后被Coyote Creek的客户终止，NACoal有义务以当时的账面净值购买Coyote Creek的拖缆和机车车辆。到目前为止，自这些担保开始以来，NACoal还没有要求支付任何款项。本公司认为，NACoal被要求履行担保的可能性微乎其微，而且没有记录与这些担保相关的金额。

未合并子公司的财务信息摘要如下：
 20222021
运营说明书  
收入$664,824 $764,759 
毛利$47,748 $68,076 
所得税前收入$57,250 $60,865 
净收入$48,467 $53,248 
资产负债表
流动资产$214,098 $168,669 
非流动资产$805,833 $900,924 
流动负债$116,701 $98,887 
非流动负债$896,134 $963,128 
收入包括由未合并附属公司的客户偿还的所有矿山运营成本，以及每吨煤炭、供暖单位(MMBtu)或交付的石灰石的补偿。报销成本有抵销费用，对所得税前的收入没有影响。所得税前收益是指未合并业务的收益。
NACoal收到股息#美元49.0百万美元和美元51.7分别于2022年和2021年从未合并子公司获得100万欧元。

附注17-关联方交易

该公司的一名董事是琼斯·戴公司的退休合伙人。琼斯·戴提供的法律服务约为$1.0百万美元和美元1.2截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度为100万美元。

小阿尔弗雷德·M·兰金担任全国有色人种协进会董事会主席，并根据咨询协议的条款，应要求为总裁和首席执行官提供支持。兰金先生提供的咨询服务费约为#美元。0.3百万美元和美元0.5截至2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。

海斯特-耶鲁材料处理公司(“海斯特-耶鲁”)是本公司的前子公司，于2012年剥离给股东。兰金先生是海斯特-耶鲁材料处理公司董事长、总裁兼首席执行官，也是海斯特-耶鲁集团董事长。在正常业务过程中，NACoal租赁或购买海斯特-耶鲁电梯卡车。这些条款可能无法与在非关联方之间的交易中获得的条款相媲美。


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附注18-补充石油和天然气披露(未经审计)

矿产管理部门的收入主要来自将其特许权使用费和矿产权益租赁给第三方勘探和生产公司，其次是其他矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产而支付的特许权使用费。作为特许权使用费和矿产权益的所有者，该公司获得有关其特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。该公司没有在石油和天然气业务中拥有工作权益的公司可以获得的信息，因为特许权使用费和矿产权益的所有者通常不能获得详细信息。有关矿物管理分部的额外讨论，请参阅附注1、附注2和附注15。

截至12月31日，与石油和天然气特许权使用费和矿产权益有关的资本化总成本以及适用的累计折旧、损耗和摊销如下：

20222021
已被证明是发达的$7,302 $3,266 
事实证明是未开发的24,134 16,246 
已探明储量31,436 19,512 
减去：累计折旧、损耗和摊销1,936 868 
石油和天然气资产的净特许权使用费权益$29,500 $18,644 

总净探明储量是指扣除所有特许权使用费、高于特许权使用费的特许权使用费以及在支付特定货币余额后生效的外部方拥有的复归权益后，天然气和碳氢化合物液体储量计入公司权益的总储量。利用递减曲线分析方法估算了具有足够历史产量数据的压力枯竭型油藏的剩余储量，建立了递减趋势。通过体积分析、同类油藏研究或两者相结合的方法，估算了非压力耗竭驱动机制下的油藏和未动用储量。储量是用确定性和概率性方法估算的。所有储量估计都是按照石油行业普遍接受的标准工程实践编制的，并符合美国证券交易委员会制定和通过的指导方针。

下表是根据公司的独立石油工程公司哈斯工程公司编制的储量报告，公司截至12月31日的已探明石油和天然气净储量估计。该公司的所有储备都位于美国。
截至2022年12月31日的净储备
石油(桶)(1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
已被证明是发达的305,710 408,280 25,907,890 
事实证明是未开发的32,570 11,030 1,784,670 
总计338,280 419,310 27,692,560 
截至2021年12月31日的净储备
石油(桶)(1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
已被证明是发达的167,430 282,230 16,617,360 
事实证明是未开发的220 90 1,210 
总计167,650 282,320 16,618,570 


(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

F-38
目录表

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NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
估算探明储量

下表汇总了截至2022年12月31日的年度内已探明储量的变化：

估算探明储量
石油(桶) (1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
2021年12月31日167,650 282,320 16,618,570 
购买99,345 35,222 202,314 
扩展和发现121,542 68,167 12,801,109 
对先前估计数的修订 (3)
(2,504)95,577 5,405,803 
生产(46,571)(61,511)(7,329,985)
其他(1,182)(465)(5,251)
2022年12月31日338,280 419,310 27,692,560 

(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

(3)对先前估计数的修订包括因大宗商品价格变化、历史和预测业绩以及其他因素而进行的技术性修订。

估计已探明未开发储量(“PUD”)

下表汇总了截至2022年12月31日的一年中PUD的变化：

已探明未开发储量估算
石油(桶) (1)
NGL(Bbl)(1)
残余气体(Mcf)(2)
2021年12月31日220 90 1,210 
购买21,790 5,104 38,571 
扩展和发现10,780 5,926 1,746,099 
对先前估计数的修订 (3)
(220)(90)(1,210)
2022年12月31日32,570 11,030 1,784,670 

(1)Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。

(2) 麦克夫。按合同压力和温度计算的1000立方英尺天然气。

(3)对先前估计数的修订包括因大宗商品价格变化、历史和预测业绩以及其他因素而进行的技术性修订。

作为矿产和特许权使用费权益的所有者，该公司一般没有批准运营商开发计划的证据。因此，已探明的未开发储量估计仅限于那些相对较少的已公开提交钻探许可证的地点。截至2022年12月31日，PUD储量由42口处于不同钻井或完井阶段的油井组成。截至2022年12月31日，大约6该公司已探明总储量的%被归类为PUD。
F-39
目录表

合并财务报表附注
NACCO实业公司及附属公司
(表格金额以千为单位，不包括每股、百分比数据和石油和天然气披露)
未来净现金流量贴现的标准化计量

未来现金流入是指根据12个月未加权的当月首日商品价格平均值计算的期末已探明储量生产的预期收入。未来现金流入是通过将与已探明储量有关的适用价格应用于这些储量的年终数量来计算的。未来产量和成本是在假设现有经济状况持续的情况下根据当前成本计算得出的。在使用法定税率计算标准化措施时，联邦所得税费用从未来的生产收入中扣除。该公司需要缴纳某些基于州的税收；然而，这些金额并不重要。这些预测不应被视为对未来现金流的现实估计，也不应被解释为代表公司的当前价值。未来可能会对已探明储量的估计进行重大修订；储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生；实际实现的价格预计与使用的价格有很大差异；实际成本可能不同。

下表提供了与已探明石油和天然气储量有关的未来现金流量净额，其基础是截至2022年12月31日的现金流量贴现标准化计量。:

总金额法定税率净额
未来现金流入$218,982 
未来生产成本39,841 
未计所得税费用前的未来现金流量净额179,141 21 %141,521 
9%折扣以反映现金流的时间安排(62,615)21 %(49,465)
现金流贴现的标准化计量$116,526 21 %$92,056 

下表提供了基于标准化贴现现金流计量的截至2021年12月31日的与已探明油气储量相关的未来净现金流量:

总金额法定税率净额
未来现金流入$71,400 
未来生产成本14,664 
未计所得税费用前的未来现金流量净额56,736 21 %44,821 
9%折扣以反映现金流的时间安排(19,897)21 %(15,719)
现金流贴现的标准化计量$36,839 21 %$29,102 


以下汇总了2022年期间未来现金流量贴现的标准化计量的主要变化来源：
总金额
2021年12月31日$36,839 
购买6,236 
扩展和发现54,795 
对先前估计数的修订 (3)
18,695 
其他(39)
2022年12月31日$116,526 

(3)对先前估计数的修订包括因大宗商品价格变化、历史和预测业绩以及其他因素而进行的技术性修订。
F-40
目录表
附表二-估值及合资格账目
NACCO实业公司及附属公司
截至2022年和2021年12月31日的年度
  加法  
描述期初余额收费至
成本和
费用		收费至
其他帐户
-描述		扣除额
-描述		余额为
结束
期间(A)
(单位：千)
2022      
从资产账户中扣除的准备金：      
递延税额估值免税额$11,695 $114 $— $— $11,809 
2021      
从资产账户中扣除的准备金：      
递延税额估值免税额$11,549 $146 $— $— $11,695 
(A)省略了不需要列报的余额和无关紧要的余额。
F-41