美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-K
| （标记一） | |||||||||||
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根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告 | ||||||||||
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根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告 | |||||||
委托文件号。
1-9172
（注册人在其章程中指明的确切名称）
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| （公司或组织的国家或其他管辖权） | （国税局雇主识别号） | ||||||||||||||||||||||
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| （主要执行办公室地址） | （邮编） | ||||||||||||||||||||||
登记人的电话号码，包括区号：(
440
)
229-5151
根据该法第12（b）节登记的证券
| 各类名称 |
交易符号 |
注册的每个交易所的名称 |
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根据该法第12（g）节登记的证券：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B类普通股可按股份换股的方式转换为A类普通股。
如果注册人是《证券法》第405条所界定的知名、经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是¨
无
þ
如果根据该法第13条或第15（d）条，登记人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。是¨
无
þ
用复选标记表明注册人（1）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）是否提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守此类提交要求。
是
þ无£
用复选标记表明登记人是否在过去12个月内（或在要求登记人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据条例S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份交互式数据文件。
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| 大型加速披露公司 | ☐ |
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☑ | 非加速披露公司 | ☐ | 规模较小的报告公司 |
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新兴成长型公司 |
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若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。o
用复选标记表明注册人是否已就编制或发布其审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。
☑
如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中所列登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表明，这些错误更正中是否有任何一项是需要对登记人的任何执行干事根据§ 240.10D-1（b）在有关追回期间收到的基于奖励的报酬进行追回分析的重述。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》第12b-2条所定义）
☐
无 ☑
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工作日），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
截至2023年3月3日已发行的A类普通股股数：
5,936,134
截至2023年3月3日已发行的B类普通股股数：
1,565,929
以引用方式编入的文件
NACCO Industries, Inc.
目 录
第一部分
项目1。商业
一般
NACCO Industries, Inc.®（简称“NACCO”或“公司”）通过其强大的NACCO自然资源业务组合，提供骨料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，使自然资源变得栩栩如生。该公司经营三个业务部门：煤炭开采、北美采矿（“NAMining”）和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司经营露天煤矿。NAMining部门是骨料、活性炭、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Catapult Mineral Partners（“Catapult”）业务，收购并促进矿产权益的发展。北美洲缓减资源®（“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，这些项目不包括在分部营业利润计量中，主要包括与母公司上市公司报告要求有关的行政费用以及缓解资源公司和Bellaire公司（“Bellaire”）的财务业绩。Bellaire管理公司与前美国东部地下采矿活动有关的长期负债。
1986年，NACCO作为一家特拉华州公司成立，这与1913年成立的前身公司的控股公司结构有关。
业务战略
NACCO的业务组合在NACCO Natural Resources旗下运营。NACCO继续专注于执行其两项关键战略——保护核心和增长与多元化。管理层继续对NAMining和Minerals Management部门以及公司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管道，提供增长和多样化的机会。该公司还继续开展能够加强其现有采煤业务复原力的活动。
NAMining继续致力于扩展其业务，同时提高运营效率和可扩展性。NAMining继续与Lithium Americas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。该公司相信，NAMining能够随着时间的推移成为营业利润的重要贡献者，但增长速度将取决于新项目的组合和规模以及项目的成功实施，以使NAMining恢复盈利。
矿产管理部门继续在美国进行矿产和特许权使用费的收购。Catapult是该公司的业务部门，专注于管理和扩大该公司的石油和天然气矿产和特许权使用费组合。该公司已开发出一种经过验证的商业模式和一个强大的网络，以寻找和确保新的收购。其目标是在美国构建一个高质量的多元化油气矿产和特许权使用费投资组合，实现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，因为开发费用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，这种商业模式能够在储量的整个生命周期内提供更高的平均营业利润率。
缓解资源公司创造和销售河流和湿地缓解信贷，并向那些从事许可证负责的缓解和环境恢复工作的人提供服务。在公司拥有丰富的知识和专长以及良好的声誉的行业中，这项业务提供了一个增长和多样化的机会。2022年期间，缓解资源公司购买了德克萨斯州达拉斯-沃思堡附近和田纳西州纳什维尔附近的房产，以建立新的缓解银行。此外，它还成立了一家合资企业，为北德克萨斯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，缓解资源公司参与了田纳西州、阿拉巴马州、密西西比州和德克萨斯州的10多个缓解银行和许可证负责人缓解项目。随着2023年还有更多项目在筹备中，缓解资源公司正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巨大进展。公司相信，随着业务的成熟，缓解资源能够提供稳定的回报率。
该公司继续开展能够加强其现有采煤业务复原力的活动。这
公司仍然专注于管理煤炭生产成本和最大限度地提高煤矿的效率和运营能力
帮助客户管理费用合同的地点更具竞争力。这些活动既有利于客户，也有利于
1
该公司的煤炭开采部门，因为燃料成本是发电厂调度的一个重要驱动因素。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。天然气价格波动和
风能和太阳能等Renewable能源的可获得性可能会影响燃煤电厂的发电量。
公司致力于保持保守的资本结构，继续发展和多样化，同时避免
不必要的风险。战略多样化将产生现金，可以再投资以加强和扩大业务。
公司还继续保持最高水平的客户服务和卓越运营，坚定不移
注重安全和环境管理。
业务发展
Mississippi Lignite Mining Company（“MLMC”）是Mississippi Ackerman Red Hills发电厂的独家褐煤供应商。根据杠杆租赁安排，Choctaw Generation Limited Partnership（“CGLP”）从南方公司的一家子公司租赁红山发电厂。CGLP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运营业绩。2020年期间，南方公司修订了杠杆租赁下将收到的估计现金流量，导致租赁投资全额减值。如果租赁付款未全额支付，南方公司子公司可能无法向与红山发电厂相关的无追索权债务的持有人支付相应款项。未能向债务人支付所需款项可能构成违约事件，从而使债务人有权从南方公司的子公司处取消红山发电厂的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，它向承租人CGLP发出通知，要求终止相关的运营和维护协议，该协议将于2023年6月30日生效。CGLP未能支付2022年12月15日到期的半年期租赁付款。因此，南方公司的子公司无法向债务人支付相应款项。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，暂停双方的相关合同权利，同时继续进行重组谈判。目前尚不能确定此事的最终结果，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（“福尔柯克”）在北达科他州经营福尔柯克矿山。福尔柯克是煤溪站发电厂唯一的褐煤供应商。Coal Creek Station之前归Great River Energy（GRE）所有。2022年5月2日，GRE完成了向Rainbow Energy Center，LLC（“Rainbow Energy”）及其附属公司出售Coal Creek Station和相邻高压直流输电线路的交易。由于完成了Coal Creek站的出售，GRE和福尔柯克之间的煤炭销售协议、抵押和担保协议以及期权协议终止。福尔柯克与Rainbow Energy之间的《煤炭销售协议》（“CSA”）在交易完成后生效。福尔柯克继续供应Coal Creek站所需的所有煤炭，并按交付的每吨煤炭收取管理费。为了支持转让给新的所有权，福尔柯克同意从《CSA》生效之日起至2024年5月31日期间减少目前的每吨管理费。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，然后每年根据追踪美国通胀的广泛指标的指数进行调整。Rainbow Energy负责为包括矿山复垦在内的所有矿山运营成本提供资金，并直接或间接提供运营矿山所需的全部资金。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3090万美元，原因是GRE向NACoal支付了1400万美元现金，转让了一栋估计公允价值为410万美元的办公楼的所有权，并转让了Midwest AgEnergy Group，LLC（“MAG”）的会员单位，该公司是一家总部位于北达科他州的乙醇企业，估计公允价值为1280万美元，这是根据福尔柯克和GRE之间的终止和解除索赔协议达成的协议。
在从GRE获得会员单位之前，该公司在MAG持有500万美元的投资。2022年12月1日，HLCP Ethanol Holdco，LLC（简称“HLCP”）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。
萨宾矿业公司（Sabine Mining Company，简称“萨宾”）经营着德克萨斯州的萨宾矿业。萨宾的所有生产都交付给西南电力公司（SWEPCO）的亨利·W·皮基电厂（Henry W. Pirkey Plant）。SWEPCO是一家美国电力公司（简称AEP）。AEP计划在2023年3月让Pirkey工厂退役。Sabine预计将于2023年3月停止交付，最终填海工程将于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业务完成了两项收购。它获得了价值1140万美元的矿产
2
二叠纪盆地德克萨斯部分和波德河盆地怀俄明州部分的特许权使用费。它还完成了对二叠纪盆地新墨西哥部分矿产权益的小规模收购。
业务
煤炭开采部门
煤炭开采部门，以北美煤炭公司的名义运营®（“NACoal”），根据以服务为基础的业务模式，根据与发电公司签订的长期合同经营地面煤矿。褐煤在北达科他州、德克萨斯州和密西西比州的地表开采。每个煤矿都与其客户的业务完全结合，并且是其客户设施的独家煤炭供应商。
2022年期间，煤炭开采部门的运营煤矿有：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供应褐煤用于发电，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厂。MLMC的煤炭供应合同包含“照付不议”条款；其他所有煤炭供应合同都是“需求合同”，根据这些合同，收益可能会出现波动。某些煤炭供应合同可以提前终止，这将导致未来收益减少。
在Coteau、Coyote Creek、Falkirk和Sabine，向公司支付每吨煤或供热单位的管理费（MMBtu）
交付。每份合同都规定了费用随时间变化的指标和机制，一般与广义
衡量美国通货膨胀的指标。客户负责为所有矿山运营费用提供资金，包括最后一座矿山
复垦，并直接或间接提供建造和运营矿山所需的全部资金。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。除在Coyote Creek外，由客户提供或支持的债务融资不能求助于
NACCO和NACoal。有关Coyote Creek担保的进一步讨论，请参阅本10-K表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。在每一种情况下，NACCO
不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制；因此，NACCO不合并
这些业务在其财务报表中的结果。相反，这些合同作为权益法入账
投资。与这些VIE相关的所得税前收入作为未合并业务的收益列报
在合并经营报表中，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列报。符合VIE定义的矿山统称为“未合并子公司”。出于税收目的，未合并子公司包括在NACCO的美国综合纳税申报表中；因此，综合经营报表的所得税拨备项目包括与这些实体相关的所得税。有关未合并子公司的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。
虽然福尔柯克符合VIE的定义，但Rainbow Energy交易的完成导致了VIE
重新审议事件。由于福尔柯克和彩虹能源之间的CSA条款与条款基本相同
在福尔柯克与GRE之间的煤炭供应合同中，福尔柯克仍是VIE，彩虹能源是主要受益人；因此，NACCO将继续按照权益法对福尔柯克进行核算。
该公司在正常作业过程中在每个矿井同时进行复垦活动。根据所有未合并子公司的合同，客户有义务为最后的矿山回收活动提供资金。根据某些合同，非合并附属公司持有采矿许可证，因此负责最后的矿山复垦活动。在未合并附属公司进行此种最后回收的范围内，除了从客户那里获得所发生费用的补偿外，它还因提供这些服务而获得补偿。
MLMC合同是本公司负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一经营煤炭合同；因此，MLMC并入NACCO的财务报表。MLMC以合同约定的价格向客户销售煤炭，该价格每月调整，主要依据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。由于柴油在用来确定煤炭销售价格的指数中所占的权重很大，柴油价格的波动可能导致MLMC收益的大幅波动。
MLMC向密西西比州阿克曼的红山发电厂输送煤炭。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
3
客户将持续到2032年。TVA的电力投资组合包括煤炭、核能、水电、天然气和可再生能源。调度哪些电厂的决定由TVA决定。减少红山发电厂的发送量将导致MLMC的收益减少。
见"项目2。本10-K表第29页上的属性"，用于讨论本公司的矿产资源和矿产储量。
NAMining部门
NAMining部门为工业矿物生产商提供增值合同采矿和其他服务。该部门是该公司在热煤行业以外的采矿活动的增长和多样化的平台。NAMining为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，通过执行客户业务的采矿环节，为客户创造价值。这使客户能够专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。过去，NAMining主要在佛罗里达州的石灰石采石场开展业务，但重点是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的范围。截至2022年12月31日，NAMining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，并将作为内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。
NAMining部门内的某些实体是VIE，按照权益法作为未合并子公司入账。有关未合并子公司的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。
矿产管理部门
矿产管理部门主要通过将其特许权使用费和矿产权益出租给第三方勘探和生产公司，以及在较小程度上出租给其他采矿公司获得收入，授予它们勘探、开发、开采、生产、销售和销售天然气、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压倒一切的特许权使用费权益。
•版税利息。特许权使用费一般产生于矿物权益所有人根据石油和天然气租赁将基础矿物租赁给勘探和生产公司。通常，由此产生的特许权使用费是从该地区开采的矿物的生产收入的无成本百分比。特许权使用费的持有者一般不负责资本支出或租赁经营费用，但特许权使用费的计算可扣除生产后的费用，通常不承担环境责任。租赁给生产商的特许权使用费在石油和天然气租约到期时到期，并归还给矿主。
•矿产权益。矿产权益是所有者勘探、开发、开采、开采和/或生产位于财产表面之下的任何或所有矿产的永久权利。矿产权益持有人有权将矿产出租给勘探和生产公司。 在执行石油和天然气租赁时，承租人（勘探和生产公司）成为工作权益所有人，而出租人（矿产权益所有人）拥有特许权使用费权益。
•非参与版税权益（“NPRIs”）。NPRI是从矿产资源中产生的对石油和天然气生产的兴趣。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。“非参与”一词是指权益所有者不分享红利、租赁租金，也不参与执行石油和天然气租赁的权利。NPRI的所有者确实如此；然而，他们通常会收到版税。
•压倒一切的版税权益（“ORRIs”）。ORRI是通过分割从工作权益中收取特许权使用费的权利而产生的。与特许权使用费一样，ORRI不承担资本支出或支付租赁运营费用的义务，并且承担有限的环境责任；然而，ORRI的计算可能会扣除生产后的费用，这取决于ORRI的结构。从工作权益中剥离出来的ORRI与创造工作权益的同一基础石油和天然气租赁相关联，因此，此类ORRI通常在石油和天然气租赁到期或终止时到期。
4
公司可能在同一片土地上拥有不止一种类型的矿产和特许权使用费。例如，如果公司在其拥有矿产权益的同一块土地上的租约中拥有一个ORRI，则该块土地上的ORRI将与该块土地上的矿产权益的总面积相同。
矿产管理部门将受益于其矿产资产的持续开发，一旦获得矿产和特许权使用费权益，则无需投资额外资本。矿产管理部门目前没有任何需要承担勘探、生产或开发费用的重大投资。
2022年和2021年收购矿产和特许权使用费的总对价分别为1190万美元和530万美元。2022年的收购包括13.6万英亩和880英亩净特许权使用费。2021年的收购包括20.6万英亩和1.8万英亩净特许权使用费。截至2022年12月31日，矿产和特许权使用费权益总额包括约14.14万英亩和60.8万英亩净特许权使用费。
建立矿产和特许权使用费混合组合的收购标准包括：（一）预计在投资后一至两年内投产的新井；（二）预计在收购后五年内有未来开发的地区；或（三）沿着下降曲线进一步发展的现有生产井，这些井将产生稳定的现金流。此外，收购应扩大地理足迹，使其在多个盆地实现多样化，初步侧重于石油储量更丰富的二叠纪盆地，其次侧重于其他多样化盆地，以增加区域敞口。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，公司也会考虑对ORRI、NPRI或非经营性工作权益进行投资。 目前的收购战略没有考虑公司作为经营者的任何短期工作利益投资。
该公司还管理着位于俄亥俄州（Utica和Marcellus页岩天然气）、路易斯安那州（Haynesville页岩和Cotton Valley地层天然气）、德克萨斯州（Cotton Valley和Austin Chalk地层天然气）、密西西比州（煤炭）、宾夕法尼亚州（煤炭、煤层气和Marcellus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煤炭开采业务的一部分获得的。
见"项目2。本10-K表第29页上的财产"，供讨论公司的探明储量。
客户
煤炭开采部门的主要客户是电力公司和一家独立的电力供应商。
NAMining部门的主要客户是石灰石生产商，其次是砂石生产商。此外，NAMining将作为内华达州北部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石油、天然气和在较小程度上来自煤炭生产商的基于特许权使用费的租赁付款。石油、天然气和煤炭销售的定价主要由市场的供求决定，可能会有很大的波动。作为一个矿产所有者，该公司对石油、天然气和煤炭的生产量和销售量以及销售和销售这些产品的条款和条件的及时信息、参与和业务控制有限。
在2022年和2021年，两个客户分别占合并收入的10%以上。以下是这些实体各自的收入占这些年度合并收入的百分比：
| 合并收入百分比 | ||||||||||||||
| 分段 | 2022 | 2021 | ||||||||||||
| 煤炭开采客户 | 39 | % | 43 | % | ||||||||||
| NAMining客户 | 17 | % | 19 | % | ||||||||||
这两个客户中任何一个的损失都可能对适用分部的经营业绩和本公司的综合经营业绩产生重大不利影响。
竞争
Coteau、Coyote Creek、Falkirk、MLMC和Sabine都只有一个客户为其开采和运送煤炭。公司的煤矿直接毗邻客户的财产，采用经济的交付方式，包括
5
与客户设施或短途铁路系统相连的输送带输送系统。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、水力发电和核能。此外，它还与主要是风能和太阳能的补贴能源竞争。影响竞争的因素包括石油和天然气的价格和供应、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定，这些因素也可能考虑到二氧化碳排放。煤炭开采部门能否在现有设施中保持可比较的煤炭产量并开发其储量，将取决于这些因素的相互作用。
选择发电单位主要是根据业务费用，其中燃料费用占最大份额。天然气发电厂在短期内最有可能取代燃煤电力基荷发电。联邦和各州要求增加使用Renewable能源来源的电力，也可能对煤炭需求产生负面影响。这些授权，再加上使用Renewable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发电，特别是风力发电的供应，可能会导致电厂调度和客户对煤炭的需求发生变化。天然气价格持续上涨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。从长期来看，公司仍然认为，受补贴的可再生能源，特别是风能和太阳能的持续增加，客户的需求将继续受到压力。见"项目1。商业—政府规例"，见本10-K表格第8页，供进一步讨论。环境、社会和治理方面的考虑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。
NAMining面临来自骨料、锂或其他矿物生产商和其他采矿公司的竞争，这些生产商选择自行进行采矿作业。
在矿产管理部门，石油和天然气行业竞争激烈；公司主要与公司和投资者竞争收购石油和天然气资产，其中一些资产拥有更多的资源，可能能够支付更高的价格购买生产性石油和天然气资产，或界定、评估、投标和购买超过公司财务资源许可数量的资产。此外，矿产管理部门的许多竞争对手都是从事石油和天然气资产勘探和生产的运营商，或与之有关联，这使他们能够获得更大的资产，包括运营的资产。规模较大或一体化程度较高的竞争对手可能比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这些法规的任何修改，这将对公司的竞争地位产生不利影响。综合竞争对手也可能更了解他们所收购的矿产将在何时开发，因为他们往往是开发商。矿产管理部门未来能否获得更多的资产，将取决于其在竞争激烈的环境中评估和选择合适资产以及完成交易的能力。
季节性
由于季节性因素的影响，该公司的业绩变化有限；然而，由于客户设施计划内或计划外停电的时间和持续时间，煤炭需求可能会出现变化。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和电力需求变化的结果，而电力需求可能根据天气模式的变化而波动。
NAMining部门提取了佛罗里达州每年生产的大量石灰石。佛罗里达州的建筑业可能受到经济周期性、季节性天气条件和流行病的影响，所有这些都可能导致对骨料的需求变化。
在矿产管理部门，石油和天然气井的初始产率很高，在自然下降之后，才进入相对稳定的长期生产。由于井深、井长、地质、地层压力和设施设计等因素，下降速率可能会有所不同。除自然产量下降曲线外，特许权使用费收入也可能因公司无法控制的一些因素而出现有利或不利的波动，包括第三方经营的油井数量、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，以及基础设施可用性和持续开发的变化。
人力资本
截至2022年12月31日，公司及其子公司约有1600名员工，其中包括公司未合并采矿业务的约1100名员工，这些员工均未签订集体谈判协议。NACCO相信自己与员工的关系很好。
基于市场的薪酬：NACCO认为其员工对其成功至关重要，并通过提供基于市场的、具有竞争力的总奖励计划投资于员工，包括工资和工资的组合，以及促进员工生活各个方面的福利计划。该公司提供的员工工资具有竞争力，并与员工的职位、技能水平、经验、知识和地理位置相一致。向雇员提供的福利包括：
•雇员、配偶和受扶养人的医疗、牙科和视力福利；
•灵活支出既用于医疗保健，也用于受扶养人护理；
•保健储蓄账户和保健报销账户，这两个账户都接受公司的捐款；
•带薪休假和假期；
•育儿假；
•短期和长期残疾津贴；
•雇员的健康奖励；
•人寿和AD & D保险福利；
•慈善捐款比赛；及
•员工援助计划。
员工发展：公司认识到，当员工受到尊重、激励和投入时，公司的文化和成功就会得到加强。该公司致力于为员工安排任务，利用每位员工的技能、才能和潜力，并提供职业发展机会。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，都能聘用、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法规，并提供持续的安全培训、教育和沟通。国家矿业协会将NACCO列为安全行业的领导者，根据矿山安全和健康管理局的数据，该公司的事故发生率始终低于全国可比矿山的平均水平。该公司在州和国家两级获得了100多个安全奖项。积极查明工作场所的危险，管理部门跟踪事件，以便采取补救行动，改善工作场所的安全。该公司认为，与“未命中”、安全事故和协议相关的沟通对于持续开发和维护与安全相关的最佳实践至关重要，有助于识别和纠正可能损害员工安全或健康的操作实践。
公司道德：公司已制定了遵守公司行为准则、内幕交易政策和反腐败政策的程序。公司所有董事和员工每年都要完成有关遵守公司行为准则的认证。此外，公司所有员工都必须完成年度《公司行为守则》培训。《公司行为守则》、《内幕交易政策》和《反腐败政策》要求员工遵守适用的法律法规，保持较高的道德标准，并报告实际或潜在的违规情况。公司还设有一条与道德有关的热线，由第三方管理，个人可以通过该热线匿名提出关切或询问有关商业行为的问题。
社区参与：公司支持当地社区，并致力于帮助他们保持安全、健康和复原力。公司过去的活动包括公司捐赠、志愿服务和教育。公司的配套礼品计划鼓励和支持社区参与。如果符合项目标准，公司将匹配每名员工最高5000美元的员工缴款。
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可用信息
在以电子方式向美国证券交易委员会（“SEC”）提交或提交此类材料后，公司会在合理可行的范围内尽快通过其网站www.nacco.com提供10-K表格的年度报告、10-Q表格的季度报告、8-K表格的当前报告以及对这些报告的任何修订。本公司网站的内容未通过引用并入本10-K表格或提交给SEC的任何其他报告或文件中，对本公司网站的任何引用仅作为无效的文本引用。美国证交会在http://www.sec.gov上有一个网站，其中载有报告、代理和信息声明，以及以电子方式向美国证交会提交的有关公司和其他发行人的其他信息。
根据《交易法》第12b-2条，公司有资格成为一家“较小的报告公司”，因为截至公司最近完成的第二季度的最后一个工作日，其公众持股量不到2.5亿美元。只要公司仍然是一家“较小的报告公司”，它就可以利用美国证交会报告要求的某些豁免，这些豁免适用于不属于较小报告公司的上市公司。
政府条例
该公司的业务受联邦、州和地方有关员工健康和安全等事项的各种法律和法规的约束，并受某些环境法律和法规的约束，这些法律和法规与采煤资产的回收和恢复、空气污染、水污染、废物处置和对地下水的影响等事项有关。此外，在发电活动对环境的影响方面，发电行业受到广泛的监管，这可能会影响公司煤炭开采部门对煤炭的需求。
采煤作业需要大量的政府许可和批准。本公司的子公司持有或将持有其所有褐煤开采业务所需的许可证。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有关任何拟议的煤炭勘探或生产可能对环境以及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采煤作业和石灰石采石场提出了许多要求。联邦和州的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、定价和销售的许多方面由联邦和州机构管理。目前正在不断审查影响石油和天然气行业的立法，以便进行修订或扩大，这经常增加该行业受影响成员的监管负担，并可能影响公司矿产管理部门的业绩。
矿山卫生和安全法
1977年《联邦矿山安全和健康法》对所有采矿作业规定了安全和健康标准。条例是全面的，影响到采矿作业的许多方面，包括培训采矿人员、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执行这些联邦法律和条例。
环境法
该公司的煤炭开采业务须遵守经修订的多项联邦环境法，包括：
•1977年《露天采矿控制和复垦法》（“SMCRA”）；
•《清洁空气法》，包括1990年对该法的修正（“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》（“NEPA”）；以及
•《综合环境应对、赔偿和责任法》（“CERCLA”）。
除了这些联邦环境法之外，各州还颁布了环境法，规定了比类似的联邦法律更高的环境遵守率。这些州环境法要求对采煤作业的许多方面进行报告、许可和/或批准。联邦和州的检查人员都会定期视察矿场，以确保遵守规定。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。环境法律和条例的变化经常发生，任何导致更严格和成本更高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
SMCRA为地面采煤作业的所有方面制定了采矿、环境保护和复垦标准。在各州监管机构根据SMCRA采取联邦采矿计划的情况下，州成为主要监管机构。
煤矿经营者必须获得SMCRA许可证，并从适用的监管机构获得延长煤矿开采作业的许可证。这些SMCRA许可证规定包括：煤炭勘探、矿山规划开发、表土清除、储存和更换、有选择地处理覆盖层材料、矿坑回填和分级、保护水文平衡、地表排水控制、矿山排水和矿山排放控制和处理以及重新植被。
虽然采矿许可证规定了到期日期，但SMCRA规定了连续续期的权利。获得露天采矿许可证的费用可能因获得许可证所必须提供的信息的数量和类型而有很大差异；然而，获得许可证的费用通常在1000000美元至5000000美元之间，获得许可证续期的费用通常在15000美元至100000美元之间。
由SMCRA提供的废弃矿山土地基金对某些煤矿作业收取费用。所得款项拟主要用于收回1977年以前关闭的矿区。此外，废弃煤矿土地基金还每年向美国联合煤矿工人联合福利基金（“基金”）转账，该基金向作为基金受益人的退休煤矿工人提供保健福利。2021年的《基础设施投资和就业法案》以较低的税率重新授权了废弃矿山土地费。褐煤的收费从每吨0.08美元降至每吨0.06 4美元，其他露天开采煤的收费从每吨0.28美元降至每吨0.224美元。这些费用已被重新授权，直到2035财政年度结束。
SMCRA为露天煤矿制定运营、复垦和关闭标准。在公司子公司持有采矿许可证的矿山，公司应计当前矿山扰动和最终矿山关闭的费用，包括处理矿井水排放的费用。除了Coyote Creek矿的最后矿山关闭费用外，这些债务基本上没有资金来源，这些费用在整个生产阶段都有资金来源。
SMCRA规定遵守许多其他主要的环境项目，包括CAA和CWA。美国陆军工程兵团对影响通航水域的活动进行管制，美国酒精、烟草和火器局对使用炸药进行爆破进行管制。此外，美国环境保护署（EPA）、美国陆军工程兵团和露天采矿回收和执法办公室（OSMRE）根据CWA和其他法规，采取了一系列旨在减少煤矿作业对水体影响的规则制定和其他行政行动。
本公司认为，本公司的子公司维持其现有采矿许可证的能力或为其矿山获取未来采矿许可证的能力不存在任何重大风险。
清洁空气法
燃烧煤的过程会导致煤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、微粒和其他物质。CAA和相应的州法律对物质向空气中的排放进行了广泛的监管，这些法律直接和间接地影响了煤矿的开采作业。对采煤作业的直接影响是通过与空气污染物，特别是颗粒物有关的CAA许可要求和/或排放控制要求发生的。对燃煤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管制，对采煤作业产生间接影响。美国环保署已经颁布或提出了一些法规，在一些领域实施更严格的排放限制，其中一些领域目前正面临诉讼。更严格的限制措施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公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
各州必须向环保局提交对其州执行计划（“SIPs”）的修订，说明每次环保局发布或修订NAAQS时，各州达到国家环境空气质量标准（“NAAQS”）的方式。环保署已对若干污染物采用了NAAQS，并继续定期对其进行审查以进行修订。当EPA对污染物采用新的、更严格的NAAQS时，一些州不得不改变其现有的SIPs。如果一个州未能修订其SIP并获得EPA的批准，EPA可以通过法规来实施修订。因此，煤炭开采作业和排放颗粒物或其他特定物质的燃煤发电厂受到SIPs变化的影响。在过去几年中，通过这一过程，EPA降低了颗粒物、臭氧和氮氧化物的NAAQS。公司的煤炭开采业务和发电客户可能会受到直接影响，因为对SIPs进行了修订，并纳入了针对二氧化硫、氮氧化物、臭氧和颗粒物的新的NAAQS。2019年3月，美国环保局
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公布了一项最终规则，该规则保留了目前的主要（基于健康的）硫氧化物NAAQS（“SOx”），未经修订。目前的主要标准定在75 pper/billion的水平，作为每日最高1小时SO2浓度的第99个百分位，在3年内平均。
2011年年中，EPA敲定了《跨州空气污染规则》（“CSAPR”），以解决污染物的跨州运输问题。这影响到美国东半部的各州和德克萨斯州。该规则对燃煤发电厂施加了额外的排放限制，以达到臭氧和细颗粒物NAAQS。2015年，当二氧化硫和二氧化氮的第一阶段减排开始生效时，美国环保署开始实施这项规定。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（简称“哥伦比亚特区巡回上诉法院”）将《CSAPR更新》发回美国环保署，以回应该法院的裁决，即该规则非法地允许重大捐款在顺风道达标的最后期限之后继续存在。2018年，EPA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。美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了一份“诉讼意见”，驳回了行业对美国环保署2015年对臭氧NAAQS修订的各种质疑，包括要求美国环保署在制定标准时考虑某些不利影响和背景臭氧。本公司供应的所有发电厂都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，“帮助各州充分履行其《清洁空气法》对2015年臭氧NAAQS的‘睦邻’义务。这项新计划将把覆盖的州数量增加一倍，并要求对大型燃煤电厂的排放量实行每日限制。该计划还将把现有的氮氧化物发电厂交易项目从12个州扩大到夏季臭氧季节的25个州，同时从2023年开始降低各州的氮氧化物上限。如果这一计划按提议最后敲定，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。
CAA酸雨控制规定是作为1990年CAA修正案的一部分在CAA第四章（“酸雨计划”）中颁布的。酸雨计划要求减少燃煤电厂的二氧化硫排放。酸雨项目现已是一个成熟的项目，公司认为，所需控制措施的任何市场影响都可能已被计入煤炭市场。
美国环保局颁布了一项地区性雾霾计划，旨在保护和改善I类地区及其周边地区的能见度，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影响I类地区及其周边地区的能见度。此外，该计划还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导致雾霾的排放。2007年，各国被要求向环保局提交区域霾SIPs；然而，许多州没有达到这一期限。2016年，EPA完成了对区域霾规则的修订，其中涉及第二个规划期的要求。2019年9月，EPA发布了最终的区域霾指南，该指南指出，可能没有必要重新评估已经受制于最佳可得改造技术（“BART”）的污染源。该指导意见还鼓励各州在选择必要措施以在自然能见度条件方面取得“合理进展”时，在能见度效益与其他因素之间取得平衡。最后，在比较各种控制选项以确定哪些选项可能“具有成本效益”时，最终指南建议将成本与可见性效益进行比较。2021年7月，EPA发布了一份备忘录，以澄清2019年发布的指导意见。虽然这份澄清备忘录试图推翻2019年指南中的一些核心结论，但它是在完成空气分析以开发单个SIP之后发布的，而且就在SIP提交给EPA的截止日期之前，也就是2021年7月31日。由于排放建模，许多SIP提交文件被推迟，并继续得到开发和审查。在经过国家公园管理局、美国鱼类和野生动物管理局和美国森林管理局的联邦土地管理人员的审查以及所有相应的公众意见征询期之后，SIPs已送交环保局批准。
州执行EPA的“地区雾霾规则”可能会要求Coyote Creek的客户在Coyote Station发电厂承担大量新成本，这可能导致该发电厂和Coyote Creek矿的过早关闭。2022年8月，北达科他州环境质量局（简称“NDDEQ”）最终确定了该州的实施计划，并将其提交给美国环保署审批。NDDEQ确定能见度正在取得进展，不需要对Coyote Station发电厂进行重大的排放控制。尽管NDDEQ做出了上述决定，但EPA可能需要额外的成本高昂的排放控制措施，而Coyote Creek的客户投资于此类设备在经济上可能并不可行，这可能导致Coyote Station和Coyote Creek矿的提前退役。
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，导致排放量增加，本应触发这些新来源标准的实施。其中一些诉讼已经达成和解，业主同意在他们的燃煤电厂安装额外的排放控制装置。美国环保局已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方案，在建造新的固定发射源或修改现有的主要发射源之前，发射源所有者
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或者运营商必须确定新的排放源是否会排放，或者改造后的空气排放量是否会超过特定的阈值。该规则明确规定，在两步NSR适用性测试的步骤1中，应考虑在现有来源进行重大修改后产生的排放量增加和减少，该测试旨在确定是否存在“显着的排放量增加”。2021年10月，EPA驳回了要求重新审议和行政中止最终规则的申请；然而，剩余的诉讼和围绕NSR计划规则的不确定性可能会对煤炭需求产生不利影响。任何新的控制措施都可能对煤炭需求产生不利影响，从而对公司的业务、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，美国环保署通过了一项名为《汞和空气毒性标准》（MATS）的最终规则，适用于新建和现有的燃煤和燃油机组。该规则要求减少细颗粒物中的汞排放，细颗粒物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的区域雾霾项目的要求。这些成本提高了燃煤发电的价格，降低了燃煤发电与其他电力来源的竞争力，从而减少了对煤炭的需求。如果公司的客户无法通过降低成本来抵消控制某些受管制污染物排放的成本，或者公司的客户选择关闭燃煤机组，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。美国国会已经审议了气候变化立法，旨在减少温室气体（GHG）的排放，尤其是发电厂燃煤产生的温室气体。美国或其他州颁布法律和通过有关GHG排放的法规，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电厂，可能导致发电机从煤炭转向其他燃料来源。
美国国会继续审议各种提案，以减少煤炭和其他燃料燃烧产生的GHG排放。这些提案包括排放税、包括碳税在内的减排和“限额与交易”计划，以及使用风能或太阳能等可再生资源发电的授权或激励措施。一些州制定了减少GHG排放的计划。此外，政府机构一直在向开发或销售GHG排放量较低的替代能源的实体提供赠款或其他财政奖励，这可能导致来自这些实体的更多竞争。
EPA根据CAA的规定引入了一项GHG监管计划，发布了一项结论，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测会危及公众健康和福利。根据这一发现，EPA发布了适用于某些新发电厂的温室气体新来源性能标准。2019年，EPA发布了《平价清洁能源规则》（Affordable Clean Energy，简称“ACE”），以减少现有发电机组（简称“EGU”）的GHG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”限制为只能在受影响的燃煤发电单位应用的“围栏内”热率改进技术或系统。这ACE规则在美国巡回上诉法院哥伦比亚特区巡回上诉法院（DC Circuit）受到一组请愿人的质疑，该法院随后裁定，EPA在撤销清洁能源计划和撤销ACE规则时犯了错误。2021年初，美国环保局发布了一份关于燃煤电厂二氧化碳排放的危险/重大贡献调查结果。此外，包括本公司在内的几个当事方对DC巡回法院的裁决提出了质疑，美国最高法院批准了调卷案。2022年6月，美国最高法院推翻了华盛顿特区巡回法院关于ACE规则的裁决，将该案发回华盛顿特区巡回法院。美国环保署表示，它将起草一项新规则，对二氧化碳排放进行监管，这取决于该规则的范围和适用性，可能对公司的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
2020年《纳税人确定性和灾害税收减免法》扩大了《国内税收法》第45条规定的生产税收抵免（“PTC”）和《国内税收法》第48条规定的投资税收抵免（“ITC”）。对于2021年开始建设的设施，风电的PTC延长到目前的逐步淘汰水平（60%的其他允许信用额度）。太阳能的ITC在2021-2022年开始建设的能源资产上延长了26%，在2023-2025年开始建设的能源资产上延长了22%。2025年12月31日后投入使用的太阳能物业将获得10%的ITC。
2022年8月16日，拜登总统签署了《2022年降低通胀法》（简称《降低通胀法》）。除其他条款外，《降低通胀法》载有数千亿美元的激励措施，用于发展Renewable能源、清洁氢、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存。这些激励措施可能会进一步加速美国经济从使用化石燃料转型，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，可能会随着
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《降低通胀法》的实施取得了进展。替代能源的补贴可能对公司的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
美国尚未实施1992年《全球气候变化框架公约》（《京都议定书》），该公约于2005年2月16日对许多国家生效。《京都议定书》旨在限制或减少温室气体的排放。美国尚未批准《京都议定书》或任何其他GHG协定的排放目标。虽然美国尚未接受这些限制GHG的国际条约，但各州和环保组织已经采取了许多诉讼和监管行动，试图强制控制二氧化碳的排放，或阻止建造新的燃煤发电厂。
作为《京都议定书》的继承者，国际谈判代表于2015年敲定了《联合国气候变化框架公约》之下的《巴黎协定》（《巴黎协定》）。与《京都议定书》不同，《巴黎协定》对签署国没有具有约束力的GHG减排任务。参与国只提交其预期的GHG减少量说明，并定期提供最新进展情况，不因未达到其自行设定的目标而受到惩罚。《巴黎协定》还包括一些措辞，规定发达国家将提供财政援助，帮助发展中国家实现其GHG目标并适应气候变化，但没有规定的捐款。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、环保局迄今颁布的有关GHG排放的条例，或通过新的立法或条例来控制GHG排放，可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
由于空气排放可能增加，公众对建造某些新的燃煤温室气体排放单位的提议也提出了强烈反对。这种反对意见，以及任何反对燃煤EGU的公司或投资者政策，或要求披露与全球气候变化有关的信息，也可能减少对公司煤炭的需求或NACCO股票的可销售性。此外，限制可用于开发新的以煤为燃料的EGU或煤矿或改造现有EGU的融资的政策，可能会对未来全球煤炭需求产生不利影响。未来的法律、法规或其他政策或情况对公司的潜在影响将取决于任何此类法律、法规或其他政策或情况迫使发电商减少对煤炭作为燃料来源的依赖的程度。鉴于上述各项因素均存在重大不确定性，本公司无法合理预测任何此类法律、法规或其他政策可能对本公司的业务、财务状况和经营业绩产生的影响。然而，这些影响可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
公司相信，在其负责许可的所有采煤作业中，公司已根据CAA获得了所有必要的许可，并且遵守了这些许可。
清洁水法
《清洁水法》（“CWA”）规定了入河水质标准和废水排放处理标准，从而影响了采煤作业。要求定期监测、报告和执行标准的许可证管理向水中排放的污染物。从煤矿排出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、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
该公司认为，它已经获得了CWA和相应的州法律所要求的所有许可证，并且遵守了这些许可证。在许多情况下，采矿作业需要获得CWA的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EPA在2020年6月的《通航水保护规则》（NWPR）中联合修订了美国水域（WOTUS）的定义。新的定义在法庭上受到质疑，两起法庭案件导致NWPR被撤销。美国最高法院于2022年10月审理了Sackett诉EPA一案，该案对如何确定湿地的联邦管辖权提出了质疑。预计将于2023年6月做出决定。与此同时，在2023年1月，EPA发布了一项新规则，重新定义了WOTUS，该规则依赖于2006年Rapanos裁决确立的重要关联测试。新的定义扩大了联邦对土地和水景的管辖范围，这可能导致公司的一些业务产生额外费用，以缓解河流和湿地。
贝莱尔正在处理俄亥俄州和宾夕法尼亚州与前地下煤矿有关的煤渣堆的矿井排水问题，并正在处理宾夕法尼亚州一座前地下煤矿的矿井水。贝莱尔预计，它将需要无限期地继续这些活动。2004年，宾夕法尼亚州环境保护部通知Bellaire，为了获得许可证的延期，Bellaire必须建立矿井用水
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治疗信任。关于Bellaire的进一步资料，见本10-K表合并财务报表附注7和附注9。
资源养护和恢复法
《资源保护和回收法》（“RCRA”）规定了对包括危险废物在内的废物的处理、储存和处置的要求，从而对采煤作业产生影响。煤矿废物，如覆盖物和煤炭清洁废物，目前不受危险美国废物管理的限制。2014年，EPA最终确定了一项规则，规定了作为无害废物的煤燃烧残留物或煤灰（“CCRs”）的管理标准。2018年，EPA完成了对2014年法规的修订，以回应对2014年规则的诉讼。一项修订允许州主任（在一个拥有批准的CCR许可计划的州）或EPA（EPA是许可机构）暂停地下水监测要求，如果有证据表明，在单位的活动寿命和关闭后的护理期间，危险成分不可能迁移到最上层的含水层。第二次修订允许颁发技术证书代替专业工程师。此外，美国环保局修订了地下水保护标准，并延长了一些必须关闭CCR单位的设施的最后期限。2020年，EPA完成了对CCR规则的其他修改，将所有接受CCR的粘土衬里表层蓄水池归类为非衬里蓄水池，这导致未达到含水层位置限制的蓄水池的封塘日期为2021年4月。EPA还规定了停止接收废物的替代期限，以包括因容量不足而产生的特定场址的新替代方案，其启动关闭的截止日期不迟于2023年10月15日，以及因燃煤锅炉永久停止而产生的特定场址的新替代方案，其中包括两个完成关闭的截止日期：（a）40英亩或更小的地表蓄水池不迟于2023年10月17日；（b）大于40英亩的地表蓄水池不迟于2028年10月17日。此外，《CCR B部分最后规则》允许设施证明，不符合规定的单位不存在对人类健康和环境产生不利影响的合理可能性。这些新规定可能会提高燃煤电厂的CCR处置成本，降低它们的竞争力，和/或导致提前关闭，这可能对煤炭需求产生不利影响，并最终导致为这些电厂提供服务的煤矿提前关闭，包括关闭公司的煤矿。公司矿山的任何此类关闭都可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
EPA规则豁免在矿场实益使用的CCR，并将任何有关规定保留给OSMRE。OSMRE暂停了所有关于CCR的规则制定行动，但可能在未来重新启动。这些规则制定的结果，以及EPA和OSMRE随后采取的任何行动，都可能影响到那些有益地使用CCR的公司运营。如果本公司不能实益使用CCR，其处理来自客户的CCR的收入可能会减少，其成本可能会因购买用于有益用途的替代材料而增加。
国家环境政策法
NEPA要求联邦机构审查其决定对环境的影响，并发布环境评估或环境影响声明。与露天采煤有关的某些行动可能会触发联邦机构的这类评估。当需要采取NEPA行动时，公司会向适当的联邦机构提供所需的信息，以便他们完成环境评估。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（简称“CEQ”）发布了一项更新NEPA原始法规的最终规则；然而，该规则立即遭到了各州和非政府组织的质疑。2022年4月，CEQ发布了一项新的规则草案，取消了2020年更新中的许多修订。2023年1月，CEQ发布了临时指南，指示联邦机构对每种替代方案的GHG排放量进行量化，并使用温室气体的社会成本计算货币指标，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NEPA条例和临时指南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不断受到审查，以便修改或扩大，经常增加监管负担。此外，许多部门和机构，包括联邦和州，根据法规授权发布对石油和天然气行业及其个人成员具有约束力的规则和条例，其中一些对不遵守规定的人将处以重罚。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与对行业内生产类型、数量和地点相似的其他公司的影响有任何不同，也不会在更大或更小的程度上受到影响。
运输的可得性、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，包括对州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由联邦能源管理委员会（“FERC”）负责。联邦和州的法规管理石油和天然气管道的价格和准入条款
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运输。在某些情况下，FERC对州际石油和天然气输送的规定也可能影响到州内石油和天然气的运输。
尽管石油和天然气价格目前不受监管，但国会历来在石油和天然气监管领域表现活跃。公司无法预测是否会提出管理石油和天然气的新立法，国会或各州立法机构可能会通过哪些提案，以及这些提案可能会对矿产管理部门产生什么影响。原油、凝析油和天然气液体（“NGL”）的销售目前不受管制，而是按市场价格销售。
环境事项
石油和天然气勘探、开发和生产作业须遵守关于向环境排放材料或与保护环境或职业健康和安全有关的其他方面的严格法律和条例。这些法律法规有可能影响公司矿产权益的生产，从而对矿产管理部门产生重大不利影响。许多联邦、州和地方政府机构，如环保局，颁布的条例往往要求采取困难和昂贵的遵约措施，这些措施带有重大的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对不遵约行为的强制性义务。这些法律和条例可能要求在钻探开始前取得许可证，限制与钻探和生产活动有关的可释放到环境中的各种物质的种类、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目前或以前的作业造成的污染，例如堵塞废弃的水井或关闭土坑，导致必要的许可证、许可证和授权被暂停或撤销，要求设置额外的污染控制措施，并对运营造成的污染承担重大责任。这类法律法规的严格、连带责任性质可能会使经营者对公司的矿产权益承担责任，无论其有何过失。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有害物质、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。环境法律和条例的变化经常发生，任何导致更严格和成本更高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物管理部门产生重大不利影响。
钻探和生产
公司第三方承租人的经营受联邦、州和地方各级各类法规的约束。这些类型的规定包括要求钻井许可证、钻井保证金和生成有关作业的报告。公司拥有矿产权益的州和一些县市也对以下一项或多项规定进行监管：
•井的位置；
•钻井和套管井的方法；
•建筑或钻探活动的时间安排，包括季节性的野生动物关闭；
•生产速率或“允许”；
•地面使用和钻井物的恢复；
•油井的封堵和弃井；以及
•通知表面所有者和其他第三方，并与其协商。
国家法律对管理石油和天然气资产汇集的钻井和间隔单元或按比例分配单元的大小和形状作出规定。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，第三方可能实施强制合并或单元化，这可能会降低公司对单元化物业的兴趣。此外，各州的养护法律规定了石油和天然气井的最高产量，一般禁止放空或燃烧天然气，并对产量的可调性提出了要求。这些法律法规可能会限制公司矿产权益的承租人从现有油井生产的石油和天然气的数量，或者限制钻井的数量或作业人员可以钻探的地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和NGL的生产和销售征收生产税或遣散税。各国不管制井口价格，也不实行其他类似的直接管制，但今后任何条例的影响都可能对矿物管理部门产生实质性影响。这类未来法规的效果可能是限制从公司的矿产权益中生产的石油和天然气的数量，对这些油井的生产经济性产生负面影响，或限制操作人员可以钻探的地点的数量。
联邦、州和地方法规对废弃油井、关闭或停用生产设施和管道以及在公司矿产和特许权权益所涉面积的经营者经营的地区恢复场地提出了详细要求。美国陆军工程兵团和其他许多州和地方当局也有
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封堵和废弃、退役和场地恢复的规定。虽然美国陆军工程兵团不需要债券或其他财务保证，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。
水力压裂的规制
水力压裂是一种重要的常见做法，用于刺激从包括页岩在内的致密地层生产碳氢化合物，特别是天然气。这一过程涉及在压力下将水、沙子和化学物质注入地层，使围岩破裂并刺激生产。CWA通过“地下注射控制”（Underground Injection Control，简称“UIC”）计划对地下注射物质进行监管。水力压裂一般不受UIC计划的监管，水力压裂过程通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，近年来，在联邦一级对水力压裂进行了管制。拜登政府还表示有意停止在联邦土地上进行水力压裂。
包括德克萨斯州在内的几个州已经通过或正在考虑通过在某些情况下可能限制或禁止水力压裂和/或要求披露水力压裂液成分的法规。德克萨斯州议会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。得克萨斯铁路委员会随后通过了实施这一立法的规则和条例，适用于铁路委员会颁发初步钻探许可证的所有油井。该法律要求油井运营者在互联网网站上披露受《职业安全与健康法》要求约束的化学成分清单，并将化学品清单与完井报告一起提交给德克萨斯铁路委员会。水力压裂一口井所用的水总量也必须向公众公布，并向德克萨斯铁路委员会备案。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、铺设管道和固井的要求。该规则还包括新的测试和报告要求，例如：（一）要求在完井后或停止钻探后（以较晚者为准）提交固井报告；（二）对低于可用地下水1000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条例，规定一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式，或禁止一般钻井或特别是水力压裂作业。
在水力压裂方面，公众对使用压裂液、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的争议越来越大。全国各地发起了多起涉及水力压裂作业的诉讼和执法行动。如果通过新的法律或条例，对水力压裂进行重大限制，这些法律可能会使进行压裂以刺激致密地层的生产变得更加困难或成本更高，并使反对水力压裂过程的第三方更容易根据关于压裂过程中使用的特定化学品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规范水力压裂，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费用增加的制约。此类立法或监管变化可能会导致在公司矿产权益所涉区域内经营的经营者产生巨大的合规成本，而合规或经营者不遵守规定的后果可能会对矿产管理部门产生重大不利影响。
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区域的经营者无法找到足够的水，或无法处理或回收其钻探和生产作业中使用的水，可能会对其作业产生不利影响。此外，新的环境倡议和条例可包括限制进行某些作业的能力，例如水力压裂或废物处置，包括但不限于产出水、钻井液和与开发或生产天然气有关的其他废物。
在某些情况下，地下注入井的作业被指造成地震。这些问题有时导致下达命令，禁止在被确定为可能的地震活动来源的某些井中继续注入或暂停钻探。这种关切还导致一些法域对地下注入井的位置和作业提出了更严格的监管要求。未来针对注井地震活动担忧的命令或法规可能会影响公司矿产权益所涉区域的运营。
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生境的活动。根据与环保组织达成的和解协议，美国鱼类和野生动物管理局（USFWS）
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要求确定是否有超过250个物种需要被列入欧空局的濒危物种名单。USFWS尚未完成审查，但新物种仍有可能被列入欧空局。公司的一些财产或矿产权益可能位于或可能被指定为濒危或受威胁物种栖息地的区域，而以前未受保护的物种可能在公司持有权益的区域被指定为受威胁或濒危物种。例如，最近再次有人呼吁审查目前对沙丘鼠尾蜥蜴的保护措施，并重新考虑将该物种列入欧空局。沙丘鼠尾蜥蜴的栖息地包括二叠纪盆地的部分区域。同样，也有人呼吁重新评估对大鼠尾草的保护措施，在美国西北部大片的石油和天然气生产州都可以找到大鼠尾草。在本公司拥有矿产权益的地区列入上述任何一种或任何其他物种，可能会导致承租人因物种保护措施而产生的成本增加，延迟勘探和生产活动的完成，和/或导致经营活动受到限制，从而可能对矿产管理部门产生不利影响。
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销售。根据1938年《天然气法》（“NGA”）和1978年《天然气政策法》，FERC对天然气公司在州际贸易中的天然气运输和转售拥有管辖权。自1978年以来，美国颁布了多项联邦法律，彻底取消了对以“首次销售”方式销售的国内天然气的所有价格管制和非价格管制。根据2005年的《能源政策法》，FERC拥有相当大的执法权，可以禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括评估重大民事处罚的能力。
FERC还对州际天然气运输费率和服务条件进行监管，并制定了运营商使用州际天然气管道能力的条款，这影响到运营商生产的天然气的销售，以及运营商销售天然气和释放天然气管道能力所获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、规章和规则，大大促进了天然气运输和销售业务的竞争。如今，州际管道公司被要求向生产商、营销商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与州际管道公司有关联。FERC的举措促成了一个竞争性的、开放的天然气买卖准入市场的发展，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方销售商购买天然气。然而，天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，公司无法保证FERC和国会目前采取的不那么严格的监管方法将无限期地延续到未来，也无法确定未来的监管变化可能对天然气相关活动产生何种影响。
根据FERC目前的监管制度，必须在开放、非歧视性的基础上，以基于成本的费率或基于市场的费率提供传输服务，前提是相关运输市场具有足够的竞争力。采集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州的陆上和州内水域监管。NGA第1（b）节规定，作为NGA下的天然气公司，天然气收集设施不受FERC监管。尽管其政策仍在不断变化，但FERC过去曾将某些管辖范围内的输送设施重新归类为非管辖范围的收集设施，这往往会增加运营商将天然气输送到销售点的成本。
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管制，而是按谈判价格销售。不过，国会可能会在未来重新实施价格管制。
原油销售受运输条件、条件和成本的影响。在共同运输管道中的石油运输也受到费率管制。FERC根据《州际商业法》规范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监管。州内石油管道监管的依据，以及对州内石油管道费率的监管和审查程度，因州而异。鉴于有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，本公司认为，对石油运输费率的管制不会以任何与此种管制对竞争对手的业务的影响大不相同的方式影响本公司的业务。
此外，州际和州内共同运输石油管道必须在不歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，共同承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求提供服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，输油管道的准入将由公布的输油管道价格中规定的分配条款决定。因此，本公司认为，其运营商通常能够获得石油管道运输服务，其程度与本公司或其竞争对手相同。
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国家条例
德克萨斯州对石油和天然气的钻探、生产、收集和销售进行监管，包括征收遣散费和获得钻探许可证的要求。德克萨斯州目前对石油生产的市场价值征收4.6%的遣散税，对天然气生产的市场价值征收7.5%的遣散税。各国还对开发新油田的方法、井的间距和作业以及防止石油和天然气资源的浪费进行管理。各国可根据市场需求或资源节约情况，或两者并定，管制石油和天然气井的生产速度，并可规定每日允许的最大产量。国家不管制井口价格，也不从事其他类似的直接经济管制，但公司不能确定他们将来不会这样做。这些规定的作用可能是限制第三方承租人钻探的油井可能产生的石油和天然气的数量，并限制公司第三方承租人操作者可以钻探的油井的数量或地点。
石油业还须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律涉及资源保护和平等就业机会。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。
综合环境应对、赔偿和责任法
CERCLA和类似的州法律规定了调查和补救有害物质向环境中的释放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项有关的行政诉讼、诉讼和调查的对象。
由于许多因素，包括缺乏关于许多场址的具体资料、新的或改变的法律和条例的可能性、新的补救技术的发展以及关于具体场址工作时间的不确定性，无法确切地预测遵守环境法的责任范围和费用。因此，公司未来可能会产生与环境问题相关的重大责任或成本，而此类环境责任或成本可能会对公司的经营业绩和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开展业务的方式。
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关于我们执行官员的信息
下表列出了截至2023年3月1日公司高管的姓名、年龄、现任职务及过去五年的主要职业和工作情况。任何执行干事与任何其他人之间不存在选择这类执行干事所依据的任何安排或谅解。
本公司行政总裁
| 姓名 | 年龄 | 当前位置 | ||||||||||||
| 小J·C·巴特勒。 | 62 | NACCO总裁兼首席执行官兼NACOL总裁兼首席执行官（2018年以前） | ||||||||||||
| Elizabeth I. Loveman | 53 | 副总裁兼主计长兼首席财务官（2018年以前） | ||||||||||||
| John D. Neumann | 47 | NACCO副总裁、总法律顾问兼秘书、NACCO副总裁、总法律顾问兼秘书（从2018年起） | ||||||||||||
| Thomas A. Maxwell | 45 | 副总裁----财务规划和分析及司库（从2018年以前开始） |
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本公司附属公司首席执行官
| 姓名 | 年龄 | 当前位置 | ||||||||||||
| 小J·C·巴特勒。 | 62 | NACCO总裁兼首席执行官兼NACOL总裁兼首席执行官（2018年以前） | ||||||||||||
| Carroll L. Dewing | 66 | NACoal运营副总裁（2018年之前） | ||||||||||||
| John D. Neumann | 47 | NACCO副总裁、总法律顾问兼秘书、NACCO副总裁、总法律顾问兼秘书（从2018年起） | ||||||||||||
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J. Patrick Sullivan, Jr.
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64 | NACoal副总裁兼首席财务官（2018年以前） | ||||||||||||
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项目1A。风险因素
公司经营环境瞬息万变，存在诸多风险。以下讨论重点介绍了其中一些风险，本报告其他部分也讨论了其他风险。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。以下风险因素并非与公司业务相关的风险的详尽清单。可能出现新的因素或这些风险的变化，可能对公司的业务产生重大影响。
与煤炭开采部门有关的风险
长期采矿合同的终止或违约可能对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。
煤炭开采部门的利润基本上全部来自长期采矿合同。虽然该公司有长期合同，但许多监管当局，连同资金充足的政治和环保活动团体，正投入大量资源开展反煤炭活动，以尽量减少或消除煤炭作为发电来源的使用。任何客户过早关闭设施都可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
见"项目1。商业——商业发展”，见本10-K表第2页，用于讨论Sabine于2023年关闭的事宜。
见"项目1。商业——政府条例》，见本10-K表第8页，用于讨论可能对煤炭开采部门产生重大不利影响的条例，特别是关于执行EPA的区域雾霾规则及其对Coyote Creek的潜在影响的讨论。
NACCO煤炭客户的采购损失或大幅减少可能对公司的业务、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因多种因素而不时波动，包括市场状况和客户发电组合的调整，这些因素会减少煤炭发电量，而煤炭发电量可能不在公司的控制范围之内。今后对GHG排放的环境监管、国家评价和/或增加使用Renewable能源来源电力的新的联邦和州授权，可能会加速公用事业公司使用煤炭以外的燃料。这些授权，再加上其他使用Renewable能源的激励措施，如税收抵免，可以加速调整客户的发电组合，以减少煤炭发电。
如果煤炭开采部门的任何客户由于市场、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从我们购买煤炭，或者如果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，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。见"项目1。本10-K表第2页上的“业务—业务发展”，供进一步讨论。
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、客户需求变化和通货膨胀调整相关的风险。
MLMC的盈利能力受到以下风险的影响：此项业务的投资损失、采矿成本的增加、客户需求的变化、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，采矿业务的成本不由MLMC的客户报销。因此，MLMC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，包括与客户发电厂的机械供应减少有关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大损失。
与本公司未合并的矿山类似，MLMC的所有生产成本都被资本化为库存，并在交付吨数时确认为销售成本。在交货有限或没有交货的时期，MLMC可能被要求采用成本与可变现净值孰低法降低其存货账面价值，这可能对MLMC的经营业绩产生不利影响。
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MLMC拥有约1.25亿美元的长期资产，包括不动产、厂房和设备以及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。识别和评估是否存在减值指标，或是否发生了事件或情况变化，包括对未来电厂调度水平的假设、运营成本的变化以及影响预期收入和客户需求的其他因素，需要作出重大判断。未来的实际经营业绩可能与这些估计存在很大差异，这可能导致在未来一段时期产生减值费用，这可能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，价格随时间的推移受既定指数水平变化的影响。在用来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有关的部分是根据一段时间内的平均价格变化计算的，而柴油价格的变化对实际成本的影响则更为直接；因此，柴油价格的波动可能导致MLMC收益的大幅波动。
由于任何原因导致的客户需求变化，包括但不限于：客户发电厂的机械供应减少、在煤炭之前调度其他能源发电、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类似政策、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面临客户需求变化和通货膨胀调整带来的风险。
与未合并子公司的客户签订的合同主要基于“管理费”办法，即补偿包括偿还所有业务费用，并根据交付的煤炭数量收取一笔费用。所赚取的费用会随着时间的推移根据反映美国总体通货膨胀率的各种指数进行调整。在生产阶段，非合并子公司的客户仅就交付给他们用于消费或使用的煤炭向公司支付其约定的费用。因此，客户出于任何原因减少煤炭使用量，包括但不限于由于意外天气条件、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、经济状况或政府法规或类似政策可能促进风能或太阳能等可再生能源发电的调度，以及调整客户发电组合以减少煤炭发电，可能对公司的经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货膨胀调整（或缺乏通货膨胀调整）的波动的影响，这可能会影响商定的管理费。这些因素可能会大大降低公司的盈利能力。
美国发电企业煤炭消费模式的变化可能对公司的盈利能力产生不利影响。
发电行业消耗的煤炭数量受总体经济状况的影响；电力的总体需求；输电的可用性；来自天然气、核能、水电、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、可用性、质量和价格；环境和其他政府规章，包括影响燃煤电厂的规章；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。Renewable能源来源的增加有助于减少对燃煤发电的需求。来自天然气发电厂的竞争最有可能在近期内继续取代大量燃煤发电。天然气发电厂比燃煤电厂效率更高、建设成本更低、审批难度更低。联邦和各州要求增加使用Renewable能源来源的电力，这也对燃煤发电的需求产生了不利影响。此类指令使得替代燃料来源与燃煤发电相比更具竞争力。
改变联邦和州的规定，包括加快使用Renewable能源来源的电力，可能导致发电行业和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《国内税收法》第45条规定的税收抵免。这一好处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，从而可能减少需求并导致煤炭消耗减少。
任何这些风险都可能导致公司客户的煤炭消耗减少，并可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
政府法规可能会对公司及其客户提出代价高昂的要求。
煤炭开采业和发电业受到联邦、州和地方当局的广泛监管，涉及以下事项：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、空气和水质标准、植物和野生动物保护、采矿后开垦和恢复采矿财产、温室气体和其他物质向环境排放、地下采矿造成的地表沉降以及采矿对地下水质量和可用性的影响。立法规定为目前和退休的煤矿工人提供某些福利，这也对该行业产生了影响。采矿作业需要大量的政府和监管许可和批准。公司必须编制并向联邦、州或地方当局提交有关煤炭生产和燃烧可能对环境产生的影响的数据。公众，包括非政府组织、反对派团体和个人，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，并在发放许可证后对某些许可证提出法律上的质疑。遵守这些要求既费钱又费时，可能会推迟开发或生产的开始或继续。新的立法和/或法规和命令可能会对公司的采矿业务或其成本结构或其客户产生重大不利影响。所有这些因素都可能大大降低公司的盈利能力。见"项目1。商业—政府规章"，见本10-K表第8页，供进一步讨论。
该公司受制于繁琐的联邦和州采矿法规，该公司复垦和关闭矿山义务所依据的假设可能严重不准确。
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矿山财产，并要求公司获得并定期更新采矿作业许可证。条例规定，公司须承担在公司持有采矿许可证的作业中回收当前矿场干扰的费用。对公司总的复垦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。虽然管理层定期审查估计的复垦负债，并认为所有预期复垦费用和与关闭的矿井有关的其他费用都记录了适当的应计费用，但如果实际费用与假设不同，或者如果政府规章发生重大变化，估计数可能会发生重大变化。这些变化可能对公司的业务产生重大不利影响，并可能大大降低公司的盈利能力。
《清洁空气法》可能会减少对煤炭的需求。
燃烧煤的过程会导致煤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、微粒和其他物质。CAA和相应的州法律对物质向空气中的排放进行了广泛的监管，这些法律直接和间接地影响了煤矿的开采作业。通过CAA许可要求和/或与空气污染物，特别是颗粒物有关的排放控制要求，对煤炭开采作业产生直接影响。对燃煤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管制，对采煤作业产生间接影响。美国环保署已经讨论过发布或发布法规，对其中一些化合物实施更严格的排放限制，其中一些化合物目前正面临诉讼。更严格的限制措施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公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。见"项目1。商业—政府规例"，见本10-K表格第8页，供进一步讨论。
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煤炭开采部门的客户业务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，都可能导致停运天数的增加和煤炭消耗的相应减少。煤炭消费量的下降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。
采矿作业易受天气和公司无法控制的其他条件的影响。
本公司无法控制的许多情况可能会减少向本公司客户交付的煤炭，从而减少煤炭的使用。这些情况包括天气、流行病、不利的采矿条件、意外的维修问题和更换零件的短缺，任何这些都可能大大降低公司的盈利能力。
公司在估计经济可采储量和资源方面面临许多不确定性，估计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。
第28页“项目2-财产”中有关公司采矿业务的信息是根据S-K条例第1300分部的要求编制的。当一种矿物的销售价格超过采矿、加工和销售该矿物的成本和费用时，该矿物在经济上是可以回收的。对NACCO未来业绩的预测，除其他外，是基于对矿产储量和资源的估计。MLMC剩余吨煤的矿产储量和资源估计数基于许多因素，包括由内部工作人员收集和分析的工程、经济和地质数据，其中包括各种工程师和地质学家，采矿权所涵盖的区域和数量，关于开采率和采矿作业持续时间的假设，以及现有储量和资源的质量。储量和资源估计数的数量和质量都会不时更新，以反映矿物生产、新采矿或收到的其他数据等情况。
在估计矿物的数量和质量以及开采可采储量和资源的成本时，存在许多内在的不确定性，包括公司无法控制的许多因素。虽然该公司认为，其矿产储量和资源估计是采用成熟的做法和适当的控制制定的，但矿产储量和矿产资源估计是一个不精确和主观的过程。矿物储量和资源的估计数取决于若干可变因素和假设，其中任何一个因素和假设如果不正确，都可能导致估计数与实际结果有很大差异。这些因素和假设包括：
•地质和采矿条件，包括由于煤层地质构造的性质或其他因素，公司开采某些矿藏的能力，这些因素可能无法由现有勘探数据充分确定，而且可能与过去的经验不同；
•对本公司矿物的需求；
•合同安排、业务费用和资本支出；
•开发和复垦费用；
•采矿技术和加工改进；
•政府机构监管的效果；
•获得、维持和更新所有所需许可证的能力；
•雇员的健康和安全；以及
•NACCO将全部或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，与储备和资源有关的实际回收吨位、估计收入、支出和现金流量可能与估计数大不相同。因此，这些估计可能无法准确反映公司的实际储量和资源。与公司储备或资源有关的任何重大估计不准确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量的变化，从而对公司的业务、经营业绩、财务状况和现金流量产生重大不利影响。此外，未来美国证交会对矿业公司财产披露要求的解释或修改可能会对储量和资源估算产生不利影响。
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所有权的缺陷或某些财产的租赁权益的损失可能会限制公司开采煤炭储量的能力，或导致重大的意外成本。
该公司很大一部分采煤业务是在租赁物业上进行的。所有权缺陷或失去租约可能会对开采相关煤炭储量的能力产生不利影响。在公司承诺开发这些物业或煤炭储备之前，公司不得核实租赁物业或相关煤炭储备的所有权。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，公司打算租赁或开采的财产的所有权可能含有妨碍进行采矿作业的缺陷。同样，租赁权益可能受制于第三方的优先财产权。为了在存在这些缺陷的物业上进行采矿作业，公司可能会产生意料之外的费用。此外，有些租约要求公司生产最低数量的煤炭和/或支付最低生产使用费。公司不能满足这些要求可能会导致租赁权益终止。
与NAMining部门有关的风险
公司的NAMining业务在最近几个时期有所增长，可能无法保持增长或有效管理未来的增长。
最近几个时期，公司扩大了NAMining的整体业务、业务和员工人数。NAMining的运营费用可能会随着公司扩大NAMining业务的规模而继续增加，包括在佛罗里达州以外的地区的增长。随着NACCO继续发展NAMining业务，公司必须有效地整合、发展和激励新员工以及被提升或进入新岗位的现有员工，同时保持其业务执行的有效性。在某种程度上，NAMining的成功取决于其以高效和有效的方式整合新客户的能力。公司预计，在充分实现预期长期效益之前，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，发展可能比预期慢，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。公司也可能无法执行其业务计划或应对竞争压力，其中任何一项都可能对NAMining业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。
NAMining面临着来自选择自行进行采矿作业的骨料生产商和其他采矿公司的竞争。
NAMining面临来自现有和潜在客户的竞争，这些客户有能力提供或聘请其他公司提供NAMining提供的服务。NAMining无法确定其现有客户未来是否会继续将这些服务外包给NAMining，这可能会对NAMining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面临风险。
公司不时寻求开发新的采矿项目，包括Thacker Pass项目。与这些项目有关的风险可能很大。新的采矿项目可能需要几年才能完成，而且复杂，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、所需材料成本意外增加以及与材料、设备或服务的第三方供应商发生纠纷，已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、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
NAMining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、恶劣天气事件或影响佛罗里达州的其他情况的影响。
截至2022年12月31日，NAMining运营的采石场超过75%位于佛罗里达州。佛罗里达州采矿业或建筑业的长期经济低迷或监管条件发生不利变化，可能导致对NAMining服务的需求大幅下降。发生如果佛罗里达州发生一次或多次自然灾害、恶劣天气事件、恐怖袭击或破坏性政治事件，可能会对NAMining业务产生不利影响。
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与矿物管理部分有关的风险
本公司对第三方开采的天然气、石油和煤炭储量的开发和运营时间没有控制权。
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量，也不是一家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，根据这种租赁，承租人根据其天然气、石油和煤炭的销售情况向本公司付款。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。开发和运营油气井的决定是由第三方运营商而非本公司作出的，取决于本公司无法控制的许多因素，包括商品价格（主要是天然气）的波动、监管风险、本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的可用性和持续开发的变化。较低的商品价格可能会减少第三方经营者可以经济地生产的石油和天然气的数量。如果在公司拥有矿产和特许权使用费权益的地区采取了与水力压裂工艺有关的新的联邦或州限制措施，公司的承租人可能会为遵守这些要求而产生额外的费用或许可要求，这些费用或要求可能是重大的，并可能导致勘探、开发或生产活动中的额外限制、延迟或限制。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、收回财产并强制执行租约规定的付款义务。如果公司收回其任何财产，它将寻找替代承租人。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件签订新的租约。此外，如果公司能够与新的承租人签订新的租约，被替换的承租人可能无法达到与被替换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个都可能大大降低公司的预期特许权使用费收入和公司的盈利能力。
矿产是一种消耗资产。除非公司将现有的矿产和特许权使用费权益替换为新的矿产和特许权使用费权益，并且第三方承租人开发这些矿产和特许权使用费权益，否则公司的储量和特许权使用费收入将会下降。
生产石油和天然气储层的一般特点是产量下降，这取决于储层特征和其他因素。除非公司的第三方承租人成功地进行正在进行的油井开发活动，或者公司不断获得矿产和特许权使用费权益，否则，随着这些储量的枯竭，与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成果高度依赖于第三方运营商能否成功开发公司当前和未来的矿产和特许权使用费权益。这些经营者可能无法获得开发本公司矿产权益所需的资金。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当前和未来的生产。此外，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。天然气井的初始产量很高，在自然下降之后，才会进入相对稳定的长期生产。由于井深、井长、地层压力和设施设计等因素，下降速率可能会有所不同。这些风险中的任何一个都可能大大降低公司的预期特许权使用费收入和公司的盈利能力。
矿产管理部门的收入基本上全部来自特许权使用费，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，石油和天然气价格波动较大。商品价格大幅或长期下跌可能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波动不定，受供求变化、市场不确定性和公司无法控制的各种其他因素的影响而波动；市场对石油和天然气未来价格的预期；全球石油和天然气勘探和生产的水平；勘探、开发的成本，生产和输送石油和天然气；外国进口和美国出口石油和天然气的价格和数量；美国国内生产水平；石油生产地区的政治和经济状况；石油输出国组织成员国同意并维持石油价格和生产控制的能力；石油和天然气衍生合同的交易；消费品需求水平；天气状况和自然灾害；影响能源消费的技术进步，能源储存和能源供应；国内外政府规章和税收；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的持续冲突以及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，例如美国对伊朗石油和天然气出口实施的制裁；石油和天然气管道及其他运输设施的距离、成本、可用性和容量；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。商品价格大幅或长期下跌可能对矿产管理部门的财务状况或经营业绩产生不利影响。
与公司结构有关的风险
NACCO普通股股息支付的金额和频率可能会发生变化。
董事会有权决定支付股息的数额和频率。关于是否支付股息和股息金额的决定是基于收益、资本和未来费用需求、财务状况和董事会可能考虑的其他因素。因此，NACCO普通股的持有者不应依赖于过去支付的特定数额的股息，作为未来将支付的股息数额的指示。
NACCO证券的价格可能会波动。
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，而不论其经营业绩如何，其中包括：（一）公司季度和年度业绩的实际或预期波动，以及业内其他上市公司的实际或预期波动；（二）行业周期和趋势；（三）政府监管的变化；（四）潜在或实际的军事冲突或恐怖主义行为；（五）有关NACCO的公告，其客户或竞争对手；（vi）由于交易量低而缺乏交易流动性，可能使投资者难以出售股票；（vii）证券市场的一般状况。此外，股票市场总体上经历了巨大的波动，而这种波动往往与其股票交易的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，公司普通股的投资者可能无法以他们支付的价格或更高的价格或根本无法出售他们的股票。此外，由于任何此类股价波动，NACCO可能成为证券集团诉讼的对象，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。
公司注册证书、章程和特拉华州法律中的规定可能会增加第三方收购公司的难度，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规定规定了各种程序和其他要求，可能使股东更难影响某些公司行为。这些规定可能会限制某些投资者未来可能愿意为NACCO普通股支付的价格，并可能产生延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，但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任何回购的时间和金额由公司管理层根据若干因素酌情决定，包括资金的可获得性、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公司购买任何特定数量的股票，并且可以修改、暂停、延长或终止，而无需事先通知，并且可以通过公开市场购买、私下协商交易或其他方式执行。
根据股票回购计划进行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导致公司A类普通股的价格高于没有此类计划的情况，并可能降低公司A类普通股的市场流动性。不能保证任何股票回购都会提高股东价值，因为公司A类普通股的市场价格可能会低于公司回购股票的水平。尽管股票回购计划的目的是提高股东的长期价值，但并不能保证它会这么做，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，股票回购计划不要求公司回购任何金额或数量的公司股票。
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A类普通股，可随时停牌或终止，任何停牌或终止可能导致公司A类普通股的市场价格下跌。
NACCO是一家规模较小的报告公司，无法确定适用于规模较小的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。
根据1934年《证券交易法》的定义，该公司目前是一家“较小的报告公司”，因此可以在提交给SEC的文件中提供简化的高管薪酬披露和其他减少披露的信息。披露信息的减少可能会使我们更难将公司的业绩与其他上市公司进行比较。
NACCO无法预测投资者是否会发现公司的普通股因为这些豁免而变得不那么有吸引力。如果一些投资者因此发现NACCO的普通股吸引力下降，那么公司普通股的交易市场可能会变得不那么活跃，股价可能会更加波动。
公司创始家族的某些成员拥有大量的A类和B类普通股，如果他们一致行动，可以控制董事选举和其他股东对重大公司行动的投票结果。
公司有两类普通股：A类普通股和B类普通股。A类普通股持有人每股有权投一票，截至2022年12月31日，该公司拥有约27%的投票权。B类普通股持有人有权以每股10票的比例投票，截至2022年12月31日，公司剩余的投票权为持有人。截至2022年12月31日，公司创始家族的某些成员持有公司已发行的A类普通股约34%，持有公司已发行的B类普通股约99%。在这种普通股的基础上，公司创始家族的某些成员本可以行使公司总投票权的大约81%。虽然这些大家族成员之间没有书面或其他形式的投票协议，但如果他们一致行动，他们可以控制董事选举和其他股东对重大公司行动的投票结果，例如对公司注册证书的某些修订和公司或公司几乎所有资产的出售。由于公司创始家族的某些成员可能会阻止其他股东对重大公司行为施加重大影响，因此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、收入组合和其他因素的变化，公司的实际所得税率可能会波动，并发生重大变化。
该公司须在美国缴纳所得税，实际所得税率受到目前煤炭开采和油气勘探开发公司可享受的某些美国联邦所得税优惠的影响。未来的经营业绩可能会受到公司实际所得税率变化的影响，这是由于法定税率的提高或百分比损耗的减少或消除，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件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，限制化石燃料行业包括煤炭开采在内的公司可获得的融资，这可能导致借款成本增加或公司将融资维持在目前水平的能力增加。
公司可能无法以合理的条件获得融资。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金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1.50亿美元的循环信贷额度，将于2025年11月到期。该公司进入资本市场的能力以及可用融资的成本和条件取决于许多因素，包括由于当前市场对化石燃料的情绪，对拥有煤炭和/或石油和天然气敞口的公司的信用风险感知。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资金。能源行业的波动，加上最近的破产和具有煤炭和/或石油和天然气风险敞口的公司的额外信贷风险，导致传统的银行贷款人寻求减少或消除其对这些公司的贷款风险敞口。无法获得银行融资，或
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再融资条款与现有债务条款一样优惠，可能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回收和其他长期债务，包括担保债券和可接受条款的信用证，可能会影响NACCO的采矿能力。
联邦和州法律要求公司提供财务保证或财务担保，以确保履行或支付某些长期义务，如关闭或复垦的费用、联邦和州工人的补偿和黑肺福利费用、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，包括由于计算担保或担保金额所用的某些因素发生变化。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展期时不太优惠的条款。由于州和联邦法律要求公司在采矿开始或继续之前拥有债券或其他可接受的担保，未能维持担保债券、信用证或其他担保或担保安排将对NACCO的采矿能力产生重大不利影响。这种失败可能是由多种因素造成的，包括缺乏可获得性、较高的费用或不利的市场条件、第三方担保债券发行人行使其拒绝续保的权利，以及根据公司融资安排的条款限制当前和未来第三方担保债券发行人的抵押品可获得性。此外，由于煤炭行业面临越来越大的信贷压力，担保债券提供者可能会要求以现金抵押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性和财务状况产生重大不利影响。如果公司无法满足担保要求，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。难以获得担保债券或额外的担保要求，将增加公司的成本，并可能需要更多地利用其他资金来源，这将减少公司的流动性。
保险范围越来越昂贵，包含更严格的条款，将来可能很难获得。一些全球保险公司已采取措施，限制化石燃料行业公司的保险范围，包括煤炭开采，这可能导致保险费用或公司将保险范围维持在目前水平的能力大幅增加。
本公司持有多份保单，包括董事及高级职员的责任保险和财产及意外伤害保险。由于本公司涉及煤矿开采，保险成本可能会大幅增加，或者保险公司可能会限制或决定将来不为本公司投保。此外，如果本公司根据本公司的保险单提出重大保险索赔，这种索赔可能会对其以商业上合理的费率获得未来保险的能力产生重大不利影响。保险范围有限或无法获得，保险费或免赔额大幅增加，或损失超过其责任保险范围的限额，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、社会和治理事项日益重视和期望的改变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。
对环境、社会和治理（“ESG”）问题的期望一直在迅速演变和增加。包括证交会在内的政府组织正在加强或推进针对ESG事项的法律、监管和披露要求。对ESG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，这些投资者越来越关注气候变化，要求公司优先考虑可持续能源实践，减少公司的碳足迹，并促进可持续发展。投资者可要求公司执行ESG程序或标准，作为维持其投资或进行进一步投资的条件。贷款人和保险公司也可以限制向不符合其认可的某些ESG措施的公司提供贷款和保险。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，这些期望和标准正在演变，或被认为没有做出适当回应的公司，可能会遭受声誉损害，此类公司的业务、财务状况和/或股价可能会受到重大不利影响。
该公司可能面临诉讼，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还导致最近出现了政府调查和地方和州政府机构以及私人原告为控制能源公司而进行私人诉讼的趋势。
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对气候变化的影响负责。过去也有过其他针对电力、煤炭、石油和天然气公司的公害诉讼，称这些公司的业务导致了气候变化。这些诉讼的原告寻求各种补救办法，包括惩罚性和补偿性损害赔偿以及强制性救济。虽然美国最高法院认为，任何联邦普通法都已被CAA取代，因此驳回了在这些案件中针对被告的公共妨害指控，但侵权类型的责任仍然是一种可能性，也是一个令人关切的问题。我们将来可能会因为这类诉讼辩护而产生大量的法律费用。某些国家的政府实体也提出了类似的要求，要求生产化石燃料的各种公司对这些燃料所造成的GHG排放的据称影响或其他与气候变化有关的理由，如不适当披露气候变化风险，承担责任。这些诉讼指控气候变化造成的损害，原告正在根据各种侵权理论寻求未指明的损害和减轻。我们没有成为这些诉讼的一方，但我们有可能被包括在类似的未来诉讼中，这些诉讼是由州和地方政府以及私人索赔人发起的。
如果NACCO的信息技术系统受到干扰、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，本公司在正常经营过程中成为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呈上升趋势。网络威胁正在迅速演变，这些威胁以及利用数字和其他储存媒介获取信息的手段正变得越来越复杂。网络威胁和网络攻击者可能是由民族国家或复杂的犯罪组织赞助的，也可能是独立黑客所为。
随着网络威胁的演变和变得更加难以发现和成功防御，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效和信息系统遭到破坏。此外，公司可能使用的硬件、软件或应用程序具有设计、制造或操作方面的固有缺陷，或可能在无意中或有意地实施或以可能危及信息安全的方式使用。
安全漏洞和信息丢失在发生后的很长一段时间内可能不会被发现。对数据安全的任何损害都可能导致对适用的隐私和其他法律或标准的违反、有价值的商业数据的丢失或公司业务的中断。涉及盗用、丢失或以其他方式未经授权泄露敏感或机密信息的安全漏洞可能引起媒体不必要的关注，严重损害客户关系和公司声誉，并导致罚款、费用或责任，而这些可能不在保险单的承保范围内。
该公司依靠信息技术系统经营业务，记录和处理交易；回应客户询问；采购用品；提供服务；及时交付库存；维持具有成本效益的业务。尽管公司做出了种种努力，但公司的信息技术系统仍可能不时受到用户错误、计算机病毒、断电、第三方入侵和其他技术故障的破坏或中断。
通过公司的业务活动，公司从客户和供应商那里收集和储存机密信息，从雇员那里收集和储存个人信息和其他机密信息。虽然本公司已采取措施保护这些信息，但不能保证这些信息将受到保护，不会受到未经授权的访问、使用或披露。未经授权的各方可能会侵入公司或其供应商的网络安全，如果成功，可能会盗用此类信息。此外，未经授权获取机密信息的方法经常变化，可能难以发现，这可能会影响公司做出适当回应的能力。
公司可能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。机密或个人信息的丢失、未经授权的访问或滥用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、雇员和其他人的索赔，其中任何一项都可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
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（包括钓鱼和假冒）、黑客攻击、拒绝服务攻击和其他攻击。对支持公司活动的供应商和其他第三方的网络安全威胁和事件可能会影响业务。例如，尽管公司没有受到2020年12月广泛宣传的SolarWinds Orion网络安全漏洞的任何实质性影响，但类似的未来事件可能会对公司产生实质性影响。公司正在不断地安装新的和升级现有的信息
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技术系统。该公司利用员工对网络钓鱼、恶意软件和其他网络风险的认识培训。公司认为这些事件很可能会持续下去，无法预测未来的攻击或破坏对业务运营的直接或间接影响。
公司的经营业绩、财务状况、现金流和股价可能受到流行病、流行病或其他公共卫生紧急情况的不利影响。
公司的经营业绩、财务状况、现金流和股价可能受到流行病、流行病或其他公共卫生紧急情况的不利影响。尽管公司的运营设施符合联邦准则以及州和地方命令，但任何流行病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。流行病对公司业务的不利影响程度取决于未来的发展，这些发展是高度不确定和不可预测的，包括新爆发疫情的程度、政府公共卫生准则的性质以及公众对这些准则的遵守情况。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、现金流量和经营业绩产生重大不利影响。
即使在任何大流行病消退后，公司也可能因经济活动减少而遭受重大不利影响。
该公司的运营可能会因其无法控制的自然或人为原因而中断。
该公司的业务受到超出其控制范围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、恐怖行为和流行病或流行病，如冠状病毒等的物理风险，其中任何一种都可能导致业务暂停或对人或环境造成损害。虽然公司的所有业务都在美国，但公司参与全球供应链，如果政府管制或限制劳动力或产品的流动，或阻碍公司人员的旅行，公司开展正常业务的能力可能会受到影响，这可能会对公司的经营业绩和流动性产生不利影响。
项目1B。未解决的工作人员意见
没有。
项目2。物业
煤炭开采部门-运营
NACCO拥有的地产
1.0 简介
本10-K表格中有关本公司采矿资产的信息是根据S-K条例第1300分部的要求编制的。在本10-K表格报告中，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”“已探明矿产储量”和“可能矿产储量”是根据S-K条例第1300分部定义和使用的。根据S-K条例第1300分部，矿产资源不得归类为“矿产储量”，除非合格人员确定矿产资源可以作为经济上可行的项目的基础。特别提醒读者，不要假定这些类别中的任何部分或全部矿藏（包括任何矿产资源）将永远转化为S-K条例第1300分部所界定的矿产储量。
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取样作出的估计，其存在的不确定性太高，无法以对评估经济可行性有用的方式应用可能影响经济开采前景的相关技术和经济因素。对推断的矿产资源的估计不能转换为矿产储量。不能假定推断的矿产资源的全部或任何部分将升级到更高的类别。必须完成大量的勘探工作，以确定推断的矿产资源是否可以升级到更高的类别。因此，提醒读者不要假设推断的矿产资源的全部或任何部分存在，它可以成为经济上可行的项目的基础，或
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它将永远升级到一个更高的类别。同样，提醒读者不要以为所有或任何部分已测量或指示的矿物资源将永远转化为矿物储备。见第19页“项目1A-”风险因素"。
以下资料大部分来自根据S-K条例第601（b）（96）项和第1300分部编写的技术报告摘要（“TRS”），在某些情况下是摘录。TRS是由公司雇员编写的。以下信息的部分内容是基于本文未充分描述的假设、资格和程序。请参阅TRS的全文，并以参考方式纳入本报告，并以表格10-K作为报告的一部分。有关MLMC的资料已由本公司的雇员审阅，他们是S-K规例第1300分部所界定的合资格人士。
Coteau、Falkirk、Coyote Creek和MLMC都是NACCO的全资子公司，按照基于服务的业务模式，根据与发电公司签订的长期合同经营露天煤矿。
本公司在客户拥有或控制煤炭吨位的地方经营其他露天煤矿。该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分部报告的约束，并且没有根据S-K条例第1300分部估计这些财产的矿产资源或储量。
受SEC第1300节报告约束的资产的位置如图1.1所示，2022年期间运营的露天煤矿受SEC第1300节报告约束。
图1.12022年期间运营的地面煤矿受SEC第1300节报告的约束
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根据美国证交会第1300节报告编制的过去三年煤矿煤炭产量汇总已制成表格，列于表1.1产量汇总。
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吨（百万）
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2020
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2021
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2022 | |||||||||
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Coteau地产公司
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12.6
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12.5
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13.4 | ||||||||
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福尔柯克矿业公司
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7.2
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7.9
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7.6 | ||||||||
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Coyote Creek矿业公司
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2.0 | 2.0 | 1.8 | ||||||||
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密西西比褐煤矿业公司
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2.5
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3.0 | 3.2 | ||||||||
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总计
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24.3
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25.4
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26.0 | ||||||||
表1.1生产汇总表
2.0 MINING PROPERTIES SUBJECT TO SUBPART 1300 OF REGULATION S-K REPORTING
2.1 Red Hills矿——密西西比褐煤矿业公司
MLMC是Red Hills矿的所有者和经营者。红山矿是一个正在生产的褐煤露天矿。在MLMC之前，Red Hills Mine矿区以前没有采矿作业。
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经营煤炭合同；因此，MLMC并入NACCO的财务报表。MLMC以合同约定的价格向客户销售煤炭，该价格每月调整，主要依据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汇总已制成表格，列于表2.1产量汇总。
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吨（百万）
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2020
|
2021
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2022 | |||||||||
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密西西比褐煤矿业公司
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2.5
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3.0
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3.2 | ||||||||
表2.1生产汇总表
红山矿一般每年生产200万至300万吨褐煤。红山煤矿于2000年开始运煤。该矿的所有生产都交付给其客户的红山发电厂。
由MLMC经营的红山矿位于密西西比州Jackson东北约120英里处（图2.1）。通往矿井的入口是一条铺有路面的公路，位于9号公路以西约一英里处。MLMC拥有约7773英亩的地表权益和4761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利用约5,065英亩地面权益的权利。MLMC持有转租合同，根据这些合同，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进一步延长。墨西哥湾沿岸的褐煤矿床主要发现于沿着密西西比海堤边缘露头/副作物的狭窄地层带中。密西西比州潜在可开采的三级褐煤是在威尔科克斯群中发现的。露头的威尔科克斯主要由沉积在宽阔平坦平原上的非海洋沉积物组成。
Ackerman、Eupora、Starkville、Louisville、Kosciusko等城镇和许多较小的社区都在Red Hills矿方圆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）位于斯塔克维尔矿区以东约30英里处。MLMC与密西根州立大学以及当地的社区学院有合作的历史，这些学院从事科学、技术、工程和数学（STEM）研究和技能行业培训。
红山矿场从4县电力协会为矿场办公设施和作业提供电力，从乔克托水协会为矿场办公设施提供水。设备燃料由Dickerson公司提供
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石油位于Kosciusko。红山矿山已经或正在建设采矿作业的所有配套基础设施。
通往红山矿的当地通道是通过9号高速公路，在密西西比州阿克曼和密西西比州尤波拉之间，这条高速公路连接Pensacola路，通往红山矿铺好的通路。彭萨科拉路与9号高速公路相接，位于阿克曼以北约5英里处，位于多发性硬化症患者之处。这条矿道位于9号高速公路沿彭萨科拉路向西约1英里处。
从位于密西西比州Jackson的杰克逊-梅德加·威利·埃弗斯国际机场前往红山矿区，可以乘飞机前往，该机场位于矿区以南约104英里处，然后使用地面交通工具，途经25号高速公路、15号高速公路和9号高速公路。或者，金三角地区机场是一个较小的机场，通过82号高速公路向西，15号高速公路向南，9号高速公路向北，距离红山矿区约50英里。
Red Hills矿靠近田纳西-汤比格比水道和密西西比河的河港。Lowndes County港口位于矿场以东约60英里处。格林维尔港位于该矿以西约135英里处，维克斯堡港位于该矿西南约150英里处。所有港口都由主要的州和联邦公路连接。
除了通过公路、空运和水路运输外，堪萨斯城南部（KCS）铁路在阿克曼矿以南约5英里处有一个仓库，可通过9号高速公路和15号高速公路进入。MLMC目前拥有红山矿的所有经营许可证，并遵守一项预计到2032年4月的采矿计划。Red Hills矿没有进行任何矿物加工。
红山矿的地质性质是地层性质的，有砂岩、淤泥、粘土和褐煤的沉积序列。地质地层的垂直重复有助于直接确定和研究红山矿的基线地质、地球化学、岩土和地质水文条件。
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车队组成。用一根82立方码的电动拉索、四台大型履带式推土机和一支使用41立方码的电动绳铲的卡车和铲车车队，实现了一次卸载。褐煤的开采使用地面采矿机或液压挖土机装载末端自卸运输卡车车队，并直接运往RHPP或褐煤库存。所开采的褐煤煤层的总体平均质量符合要求的发电厂质量规格。因此，MLMC不进行任何矿物加工。
红山矿山的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段建造、购置或购置的。设施和设备得到维护，以便安全和有效地运作。设备保养良好，身体状况良好，并定期更新或更换新型号或更新，以跟上现代技术的步伐。随着设备的损耗，MLMC会评估哪种替换方案最具成本效益，包括对新设备和旧设备的评估。
截至2022年12月31日，财产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矿目前对该财产没有重大的产权负担。过去十年里，Red Hills矿没有发放任何违反采矿许可证的行为。2020年4月发布了一份违规通知（“NOV”），内容是水质超标，经确定不是红山矿的过错，无需采取进一步行动。2022年6月发布了第二份《NOV》，涉及水样采样违规行为。 这两份NOV都与采矿许可证无关。《TRS》第17.0节讨论了许可要求。
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图2.1– Red Hills矿山位置
矿产资源和储量已从MLMC的TRS中汇总，并列入表2.2和表2.3。质量是根据收到的水分来报告的。表2.2中的价格是根据MLMC每吨29.66美元的经济边界品位计算的。表2.3中的价格是根据MLMC每吨36.06美元的经济边界品位计算的。
本文报告的用于确定矿产资源和矿产储量的重要假设和标准载于2022年12月提交的密西西比褐煤矿业公司-红山矿的TRS。
TRS第11.0节描述了用于估算矿产资源的关键假设、参数和方法。假设包括根据假定的褐煤销售价格每吨29.66美元计算的最大累积剥采比为18：1。7.2节钻探勘探、8.0样品制备、分析和安全以及9.0节数据验证中提供了用于模拟褐煤矿床以估算矿产资源的经核实的钻探数据的进一步说明。
《TRS》第12.0节介绍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：
•最大剥离率：14：1；
•按立方码和每吨计算的采矿生产率与历史业绩保持相对一致；
•单位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；
•接缝合成前的最小分型厚度：6.0英寸；
•最大开采深度：约320英尺；
•褐煤密度由煤芯钻探数据中的煤层确定，并经稀释参数修正，约为80 lb/ft ³；以及
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•按接缝划分的回收率为67%至100%。
修正因素，包括稀释参数和与采矿过程有关的技术资料，在第13.0节采矿方法中作了详细说明。第18.0节----资本和业务费用和第19.0节----经济分析说明了支持矿产储量估计数的经济因素。
下文表2.2所列的矿产资源是根据一系列地质和物理限制以及高水平的采矿和经济限制进行估算的。采矿和经济限制限于足以支持对估计的矿产资源进行未来经济开采的合理前景的水平。本文报告的分类矿产资源不包括矿产储量。
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褐煤
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资源分类
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吨位
（千吨级“Kt”）
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等级/素质
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热值（Btu/lb）
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水分（% wt）
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灰分（% wt）
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硫（% wt）
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密西西比褐煤矿业公司
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测量
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4,300 | 5,210 | 44.6 | 12.8 | 0.6 | ||||||||||||||
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密西西比褐煤矿业公司
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指示
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500 | 5,300 | 43.6 | 12.7 | 0.7 | ||||||||||||||
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密西西比褐煤矿业公司
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实测+指示
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4,800 | 5,220 | 44.5 | 12.8 | 0.6 | ||||||||||||||
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密西西比褐煤矿业公司
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推断
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1,600 | 5,370 | 46.0 | 9.9 | 0.5 | ||||||||||||||
注：
–不属于矿产储量的矿产资源没有显示出经济上的可行性，也不能确定这类矿产资源的全部或任何部分将转化为矿产储量。
–矿产资源是原位的，不包括2540万吨（Mt）的矿产储量。
–据报告，矿产资源的经济分界线为每吨29.66美元。
–资源的最小接缝厚度为1英尺，最大接收水分基础灰分为30%，最小热值为4000 BTU，接收水分基础截止值。
–资源估计使用Vulcan软件。
–吨位和质量已四舍五入到QP认为适当的准确度水平。可能存在因四舍五入造成的求和误差。
表2.2截至2022年12月31日矿产资源总表
在考虑了与采矿过程有关的修正因素后，确定下文表2.3所列的矿产储量是经测量和指示的矿产资源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 | 储备分类 | 吨位 （千吨） |
等级/素质 | |||||||||||||||||
| 热值（Btu/lb） | 水分（% wt） | 灰分（% wt） | 硫（% wt） | |||||||||||||||||
| 密西西比褐煤矿业公司 | 证明 | 18,000 | 5,090 | 43.4 | 14.8 | 0.6 | ||||||||||||||
| 密西西比褐煤矿业公司 | 可能 | 7,400 | 5,120 | 42.6 | 15.4 | 0.7 | ||||||||||||||
| 密西西比褐煤矿业公司 | 合计 | 25,400 | 5,100 | 43.1 | 15.0 | 0.6 | ||||||||||||||
注：
–矿产储量已被证明是基于正现金流的经济资源。
–矿产储量按矿场运行情况列报
–矿山寿命计划中的经济截止值平均为每吨36.06美元，用于展示煤炭储量
–采收率因煤层而异，从67%到100%不等
–矿产储量采用14：1的最大累积剥采比的经济截止值。在某些情况下，一年的剥采比可能超过14：1，但整个评估区域的平均数不到14：1。
–红山矿的历史煤炭回收率已被用于产生矿产储量吨位。
–使用Vulcan软件估算矿产储量。
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–吨位和质量已四舍五入至合格人员（“QP”）认为适当的准确度。可能存在因四舍五入造成的求和误差。
表2.3截至2022年12月31日的矿产储量汇总表
表2.4说明截至2021年12月31日和2022年12月31日报告的矿产储量和矿产资源之间的差异。
| 资源分类 | 2021年12月31日吨（Kt） | 2022年12月31日吨（Kt） | 百分比变化 | ||||||||
| 测量 | 11,500 | 4,300 | (63)% | ||||||||
| 指示 | 15,200 | 500 | (97)% | ||||||||
| 实测+指示 | 26,700 | 4,800 | (82)% | ||||||||
| 推断 | — | 1,600 | 不适用 | ||||||||
| 储备分类 | 2021年12月31日吨（Kt） | 2022年12月31日吨（Kt） | 百分比变化 | ||||||||
| 证明 | 17,200 | 18,000 | 4% | ||||||||
| 可能 | 10,300 | 7,400 | (28)% | ||||||||
| 已证实+可能 | 27,400 | 25,400 | (7)% | ||||||||
表2.4。前一报告期与本报告所述期间报告的矿产资源和矿产储量的净差额。
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。方法的改变包括对质量和厚度截止假设的订正估计，以及清除小煤层和排除某些不再被认为含有可采煤的区域。此外，MLMC在2022年交付了320万吨。
2.2没有矿产资源或矿产储量的物质性质
Coteau、Falkirk和Coyote Creek的褐煤吨位未被归类为S-K条例第1300至1305项所定义的“测量资源”、“指示资源”或“推断资源”，因此，在该定义下没有任何“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“勘探阶段资产”，Coteau、Falkirk和Coyote Creek将继续被归类为勘探阶段资产，直到根据S-K条例第1300分部确定已探明或可能的矿产储量为止，尽管他们继续向各自的客户提供褐煤。
在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，每交付一吨煤或供暖设备（MMBtu），向公司支付管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通货膨胀的广泛衡量标准一致。客户负责为所有矿山运营成本提供资金，包括最后的矿山复垦，并直接或间接提供建设和运营矿山所需的全部资金。这种合同结构消除了公司对现货煤炭市场价格波动的风险。
Coteau、Coyote Creek和Falkirk都只有一个客户为他们开采和运送煤炭。这些客户在每个矿址附近经营燃煤发电厂（就Coteau而言，是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受市场驱动。与基于市场因素的传统销售不同，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、加工和交付煤炭的所有费用（即生产成本）和（ii）交付给客户的每吨煤炭或百万英热单位的商定利润。生产成本包括煤矿运营中实际发生的所有成本，包括煤炭的开采、加工和运输。收入中的费用包括所有生产、运输和维修费用，包括但不限于下列各类费用：
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◦劳动力，包括工资和所有相关的工资税、福利和附加福利，包括福利计划；集体保险、休假和雇员的其他类似福利
◦材料和用品，
◦工具，
◦未资本化或未出租的机器和设备，
◦收购煤炭储备和地面土地权益的成本，
◦租赁机器和设备，
◦电力成本，
◦第三方提供合理和必要的服务
◦包括工人赔偿在内的保险
◦某些税收，以及
◦填海费用
合同确定的煤炭销售价格包括偿还所有发生的费用和商定的利润。商定的利润根据既定指数（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了所发生的所有费用，包括同期和最后的回收，将由各自的客户偿还，并消除了任何损失风险，从而使矿山在合同期限结束时保持正现金流。Coteau、Falkirk和Coyote Creek的煤炭销售价格和盈利能力不因市场因素而有任何变动。这些煤矿的盈利能力受到两个因素的影响：煤炭需求（因为这会影响收取的商定利润单位）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的现金流都将为正。
开采Coteau、Coyote Creek和Falkirk的褐煤储量在经济上是可行的，因为它们与每个矿场各自的客户都签订了长期采矿协议。开发Coteau、Coyote Creek和Falkirk矿的同时，开发各自服务的矿口发电厂。发电厂的设计完全是以邻近矿场提供的煤炭为燃料。Coteau、Coyote Creek和Falkirk的褐煤没有其他市场，因为运输成本使得向除目前矿口经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的主要受益人，因为它不行使财务控制；因此，NACCO没有将这些业务的结果合并到其财务报表中。相反，这些合同作为权益法投资入账。与这些VIE相关的所得税前收入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的未合并子公司投资项目中报告
科图
Coteau经营的Freedom矿一般每年生产1250万至1350万吨褐煤。该矿于1983年开始运煤。该矿的所有生产都交付给达科他煤炭公司，该公司是Basin Electric的全资子公司。然后，达科他煤炭公司将煤炭出售给合成燃料工厂、羚羊谷站和利兰奥尔兹站，所有这些都由Basin Electric的附属公司经营。合成燃料工厂是一个煤气化工厂，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市西北约90英里处（图2.2）。自由矿的主要入口可通过一条铺有路面的道路进入，位于县道15号。Coteau持有374份租约，授予开采约33,966英亩煤炭权益的权利和利用约23,451英亩地表权益的权利。此外，Coteau还拥有33,888英亩的地面权益和4,107英亩的煤炭权益。Coteau持有的几乎所有租约都是在上世纪70年代初获得的，并被新租约取代，或者租约期限足以满足Coteau的合同生产要求。
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图2.2 – Freedom Mine的位置
Beulah、Hazen和Stanton镇以及其他较小的社区都在自由矿周围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、迈诺特和迪金森等城市，这些城市距离矿场不到100英里。
自由矿山从Roughrider电力合作社为矿山办公设施和作业提供电力，从西南水务局为矿山办公设施提供水。设备燃料由多个当地供应商提供。自由矿已经或正在建造采矿作业的所有配套基础设施。
如图2.2所示，在Beulah以北沿49号高速公路行驶一英里，然后在21号县道上向北行驶两英里，然后在26号县道上向西行驶三英里，然后在15号县道上向北行驶两英里，即可进入自由矿的主要入口。自由矿的位置。
可通过俾斯麦市俾斯麦市机场乘飞机前往自由矿，该机场位于该矿东南约90英里处。从机场出发，通过地面交通工具进入矿场，向西行驶约50英里，途经94号州际公路，从110号出口下高速，向北行驶约28英里，途经ND 49号高速公路，到达ND的Beulah，依此类推，如上一段所述。
乘坐铁路前往自由矿可以通过美铁网络，该网络主要沿着美国2号高速公路走廊穿过北达科他州北部，途经较大的城市威利斯顿、迈诺特、大福克斯和法戈，以及较小的城市斯坦利、拉格比和魔鬼湖。从这些地点出发，可以通过29号州际公路或94号州际公路的地面运输和各种公路进入该矿。主要高速公路有美国2号高速公路、美国83号高速公路、美国85号高速公路、美国200号高速公路和美国281号高速公路。
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北达科他州的货运铁路主要由Burlington Northern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，从北达科他州比尤拉以北约两英里处开始。沉积成因的地层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，位于自由矿西北约100英里处。经济上可开采的煤出现在哨兵布特组，并被科尔哈博尔组覆盖。Coleharbor组不整合地覆盖在Sentinel Butte组之上。它包括冰川和间冰期沉积产生的所有未固结沉积物。岩性类型包括砾石、砂石、淤泥、粘土和耕作。经过改良的冰川通道充满了砾石、沙子、淤泥和粘土，上面覆盖着泥浆。较粗的砾石和砂层一般限于接近沟槽填充物的底部。保留区高地部分的一般地层序列由砂岩、粉砂岩和粘土淤泥组成。
Coteau经常进行填埋钻探项目，目的是完善与正在进行的作业有关的指导意见。Freedom矿的常见做法是在作业前将三至四年区块内的钻探密度提高到660英尺的平均钻孔间距。但是，也可以在更远的地区安排更多的勘探，以增加对未来地雷计划预测的信心。
Coteau利用标准的露天采矿技术从拟议的许可区域提取煤炭。采矿作业通常分七个阶段进行：SPGM清除、表层清除、煤炭清除、表层置换、最终分级、SPGM置换和重新植被。
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、购置或购置的。设施和设备得到维护，以便安全和有效地运作。设备保养良好，身体状况良好，并定期更新或更换新型号或更新，以跟上现代技术的步伐。随着设备的损耗，Coteau会评估哪种替换方案最具成本效益，包括对新设备和旧设备的评估。
截至2022年12月31日，扣除适用的累计摊销、折旧和减值后，不动产、厂房和设备的总成本为9040万美元。
Freedom Mine目前对该财产没有重大的产权负担。在过去三年里，自由矿没有发行过任何NOV。Coteau目前拥有自由矿运营至2031年的所有许可证。将视需要获得将该矿的寿命延长至2045年所需的扩大许可证。Freedom矿没有进行任何矿物加工。
福尔柯克矿
福尔柯克矿一般每年生产700万至800万吨褐煤。该矿于1978年开始向煤溪发电站输送煤炭。Coal Creek Station由GRE所有，直到2022年5月1日被Rainbow Energy收购。2014年，福尔柯克开始向GRE旗下的另一座发电站Spiritwood Station输送煤炭。
福尔柯克矿场由福尔柯克公司经营，位于北达科他州俾斯麦以北约50英里处，位于美国83号高速公路旁的一条铺面通路上（图2.3）。福尔柯克持有340份租约，授予开采约43648英亩煤炭权益的权利和利用约24164英亩地面权益的权利。此外，福尔柯克还拥有40666英亩的地面权益和1788英亩的煤炭权益。福尔柯克持有的几乎所有租约都是在1970年代初获得的，最初的租约期限随着采矿作业的继续而进一步延长。
安德伍德镇和沃什伯恩镇位于距离矿场不到10英里的地方，其他小社区也在附近。许多员工也住在俾斯麦和曼丹，距离大约50英里。
福尔柯克矿的电力和水都来自Coal Creek站。然而，福尔柯克的东班改造大楼用水来自麦克莱恩-谢里登乡村供水公司。设备燃料由多个当地供应商提供，包括：Farstad Oil、Missouri Valley Petroleum和Enerbase Cooperative Resources。
从俾斯麦沿83号州道向北行驶约50英里，然后在安德伍德以南4英里处的西南1街进入福尔柯克矿的主要入口。矿山办公室位于西面两英里处。
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乘飞机前往福尔柯克矿可以通过位于北达科他州俾斯麦市的俾斯麦机场前往，该机场位于该矿以南约55英里处，然后使用地面交通工具，途经美国83号高速公路。
福尔柯克矿附近的主要铁路系统是加拿大太平洋、BNSF和Dakota Missouri Valley & Western（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。在结构上，该地区位于一个包含厚层沉积岩的克拉通间盆地上。经济上可开采的煤出现在Sentinel Butte组和Bullion Creek组，不整合地被Coleharbor组覆盖。Sentinel Butte组与Bullion Creek组一致。保留区高地部分（Sentinel Butte组）的一般地层序列由砂岩、粉砂岩和粘土泥沙、主要的黑格尔褐煤层、粉砂粘土、黑格尔褐煤层段的下层褐煤和粉砂粘土组成。在塔维斯河下面，有一个重复的序列，从粉质到沙质粘土，褐煤层一般很薄。
在操作上，使用铲运机、推土机、前端装载机、卡车铲运机和拖运机来完成覆盖物和夹层的清除。褐煤是用前端装载机或液压挖土机开采的，然后装入运输卡车，运到仓库或通过卡车倾倒场和输送机直接运到客户手中。
福尔柯克公司定期开展填埋钻探项目，目的是完善与正在进行的作业有关的指导意见。福尔柯克矿的通常做法是，在作业前将三至四年区块内的钻探密度提高到1320英尺的平均钻孔间距。但是，也可以在更远的地区安排更多的勘探，以增加对未来地雷计划预测的信心。
福尔柯克矿的矿山办公设施和原始设备车队是在该矿开发阶段建造、购置或购置的。设施和设备得到维护，以便安全和有效地运作。设备保养良好，身体状况良好，并定期更新或更换新型号或更新，以跟上现代技术的步伐。随着设备的损耗，福尔柯克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的产权负担。在过去三年中，福尔柯克矿没有发出任何违规通知（NOV）。目前尚无与LOM计划相关的许可证等待监管机构批准。福尔柯克矿业公司目前拥有一切经营许可证，并遵守目前的采矿计划。福尔柯克矿没有进行任何矿物加工。
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图2.3 –福尔柯克矿区位置
郊狼溪
Coyote Creek矿一般每年生产150万至200万吨褐煤。该矿于2016年开始向奥特泰尔电力公司、北方市政电力局、蒙塔纳-达科他公用事业公司和Northwestern Corporation拥有的Coyote站输送煤炭。
Coyote Creek矿位于北达科他州俾斯麦市西北约70英里（图2.4）。Coyote Creek矿的主要入口可通过一条四英里长的铺面公路进入，该公路从49号州道向西延伸。Coyote Creek持有86份租约的转租权，授予开采约8129英亩煤炭权益的权利和利用约15168英亩地表权益的权利。此外，Coyote Creek矿以收费方式拥有160英亩地表权益，并拥有四处地役权，可在约352英亩的土地上进行煤矿开采作业。
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图2.4 – Coyote Creek矿址
Beulah、Hazen和Stanton以及其他较小的社区位于Coyote Creek矿区40英里半径范围内，提供了巨大的供应和就业基础。大量的供应和就业基地也来自俾斯麦、迈诺特和迪金森等主要城市，这些城市距离矿场不到100英里。
Coyote Creek矿从Roughrider Electric Cooperative和Montana-Dakota Utilities Co.为矿场办公设施和作业提供电力，从西南水务局为矿场办公设施提供水。设备燃料由多个当地供应商提供。Coyote Creek矿拥有采矿作业的所有配套基础设施。
从比乌拉往南沿49号高速公路行驶5英里，然后沿25号县道向西行驶4英里，便可进入矿场的主要入口。Coyote Creek矿的一般位置见图1.0 Coyote Creek矿的位置。
乘飞机前往Coyote Creek矿场，可使用位于北达科他州俾斯麦市的俾斯麦市机场，该机场位于矿场东南约75英里处。从机场出发，通过地面交通工具进入矿场，向西行驶约50英里，途经94号州际公路，从110号出口下高速，向北行驶约21英里，沿ND 49号高速公路行驶至25号县道，然后向西行驶4英里，沿25号县道行驶。
乘坐铁路前往Coyote Creek矿场，可以使用美铁网络。该网络主要沿着美国2号高速公路走廊穿过北达科他州北部，途经较大的城市威利斯顿、迈诺特、大福克斯和法戈，以及较小的城市斯坦利、拉格比和魔鬼湖。从这些地点出发，可以通过29号州际公路或94号州际公路的地面运输和各种公路进入矿井。主要公路有美国2号高速公路、美国83号高速公路、美国85号高速公路、美国200号高速公路和美国281号高速公路。
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北达科他州的货运铁路主要由Burlington Northern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，起点位于北达科他州比尤拉西南约六英里处。沉积成因形成于威利斯顿盆地，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，在Coyote Creek矿西北约110英里处。经济上可开采的煤出现在哨兵布特组，并被科尔哈博尔组覆盖。Coleharbor组不整合地覆盖在Sentinel Butte组之上。它包括冰川和间冰期沉积产生的所有未固结沉积物。岩性类型包括砾石、砂泥、粘土和耕作。经过改良的冰川通道充满了砾石、沙子、淤泥和粘土，上面覆盖着泥浆。较粗的砾石和砂层一般限于接近沟槽填充物的底部。储藏区高地部分的一般地层序列由砂岩、粉砂岩和粘土淤泥组成。
Coyote Creek经常进行填充钻探项目，目的是完善与正在进行的作业有关的指导。在Coyote Creek矿，通常的做法是在作业前将三至四年区块内的钻探密度提高到660英尺的平均钻孔间距。但是，也可以在更远的地区安排更多的勘探，以增加对未来地雷计划预测的信心。
在操作上，使用铲运机、推土机、前端装载机、挖掘机、卡车车队和拖缆来完成表土的清除。用前端装载机开采褐煤，然后装入运输卡车，运至煤炭堆场。
Coyote Creek矿山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，以便安全和有效地运作。设备保养良好，身体状况良好，并定期更新或更换新型号或更新，以跟上现代技术的步伐。随着设备的磨损，Coyote Creek会评估哪种替换方案最具成本效益，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1.227亿美元。
Coyote Creek矿目前对该财产没有重大的产权负担。在过去三年里，Coyote Creek矿没有发行任何NOV。目前尚无与LOM计划相关的许可证等待监管机构批准。Coyote目前拥有Coyote Creek矿的所有经营许可证，并遵守预计到2040年的采矿计划。Coyote Creek矿没有进行矿物加工。
3.0矿产资源和储量的内部控制披露
公司的资源和储备的建模和分析由公司的采矿人员开发，并由包括QP在内的多个级别的内部管理人员进行审查。编制这些资源和储备估计数，包括相关假设，是QP和公司工作人员之间的合作努力。本节概述了公司在编制估算时的内部控制考虑因素，包括在资源和储量分析和建模中使用的假设。
在确定资源和储备量以及资源和储备量之间的差异时，管理层制定了具体的标准，必须满足每一项标准才能分别成为资源或储备量。这些标准，例如经济可行性的证明、参照点和等级，是具体的和可以达到的。QP和公司管理层就估算资源和储量的标准的合理性达成了一致。使用这些标准的计算由QP审查和验证。
对每个重要矿藏地点都独立地制定了估计和假设。所有估计数都需要结合历史数据和关键假设和参数。在可能的情况下，利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。成立了审查小组，利用全国有色人种协进会所有部门的主题专家审查用作矿产资源和储量分类基础的费用假设和估计数。
地质建模和矿山规划工作是MLMC资源估计的基本假设。这些产出是由公司人员编制和审查的。矿山规划决策由公司管理层决定和商定。管理层参照历史采矿结果调整前瞻性模型，包括审查矿床的实际产量与预测产量，必要时重新评估采矿
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如果生产结果未按预期实现，则采用方法学。该矿床的持续开采，加上根据公司和客户的期望进行的产品质量鉴定，为该矿床的同质性、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手段来监测质量方面的任何潜在变化。此外，不断监测矿井内的地面条件，调查塌陷的证据和其他可能表明需要重新评价矿井岩石力学和结构的明显恶化迹象，最终为开采比率和矿井设计提供依据，这是矿物储量估计的基础。
管理部门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、QP的变化、查明危险和向业务部门通报可开采矿床的存在。此外，管理层意识到，在评估矿产开采许可证、权利或权利的完整性方面存在潜在差距，或法律或法规的变化可能直接影响评估矿产资源和储量的能力或影响生产水平，因此存在相关风险。高估储量所固有的风险一旦暴露就会影响财务业绩，例如根据矿山寿命估计数进行的摊销的变化。
4.0客户拥有的财产
South Hallsville No. 1 Mine — The Sabine Mining Company
南哈尔斯维尔1号矿一般每年生产150万至200万吨褐煤。该矿于1985年开始运煤。该矿的所有生产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（简称AEP）。该矿的煤炭吨位由AEP拥有和控制。该公司开展活动，以开采这些客户拥有和控制的煤炭吨位。
由Sabine运营的South Hallsville No. 1 Mine位于德克萨斯州达拉斯以东约150英里（调频968）处。通往矿井的入口是一条铺好的道路。Sabine没有获得South Hallsville 1号矿任何储量的所有权、权利要求、租约或选择权。西南电力公司控制着南哈尔斯维尔第一矿的所有储量。
AEP计划在2023年淘汰Pirkey工厂。Sabine预计将于2023年3月停止交付。Sabine预计将于2023年4月1日开始最后的填海工程。为矿山复垦提供资金是世界经济和社会发展组织的责任。
5.0设施和设备
每个煤矿的设施和设备都得到维护，以便安全和有效地运作。设备保养良好，身体状况良好，并定期更新或更换新型号或更新，以跟上现代技术的步伐。随着设备的损耗，地雷评估哪种替换方案最具成本效益，包括评估新设备和旧设备，并着手进行替换。截至2022年12月31日，不动产、厂场和设备的采矿方法和总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值，如下表所示：
| 地点 | 采矿方法 | 矿山历史费用共计 物业、厂房及设备 （不含煤炭土地、房地产 和在建工程），净额 适用累计 摊销、折旧和减值 |
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| 未合并采矿业务 | （百万） | |||||||||||||
| Freedom Mine — The Coteau Properties Company | 有3条拖缆的拖缆操作 | $ | 90.4 | |||||||||||
| 福尔柯克矿业——福尔柯克矿业公司 | 有4条拖缆的拖缆操作 | $ | 22.4 | |||||||||||
| South Hallsville No. 1 Mine — The Sabine Mining Company | 有4条拖缆的拖缆操作 | $ | 15.0 | |||||||||||
| Coyote Creek Mine — Coyote Creek Mining Company，LLC | 使用1根拉绳进行拉绳操作 | $ | 122.7 | |||||||||||
43
| 综合采矿业务 | ||||||||||||||
| Red Hills矿——密西西比褐煤矿业公司 | 使用1根拉绳进行拉绳操作 | $ | 80.4 | |||||||||||
NAMining部门-运营
NAMining为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，主要是在石灰石采石场运营和维护拖拉设备，并在砂石采石场使用其他采矿设备。2022年期间，NAMining在25个采石场运营了32条吊船和其他设备。在这32条吊船中，8条为公司所有，24条为客户所有。截至2022年12月31日，NAMining拥有4240万美元的物业、厂房和设备，扣除适用的累计摊销、折旧和减值。
石灰石矿的开采过程涉及利用拉井从一个充满水的采石场挖掘石灰石。挖出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：
| 位置Name | 聚合 | 地点 | 国家 | 客户 | NACCO开始运营年份 | ||||||||||||
| 白石——北 | 石灰石 | 迈阿密 | 佛罗里达州 | WRQ | 1995 | ||||||||||||
| 克罗姆 | 石灰石 | 迈阿密 | 佛罗里达州 | Cemex | 2003 | ||||||||||||
| 阿利科 | 石灰石 | 迈尔斯堡 | 佛罗里达州 | Cemex | 2004 | ||||||||||||
| FEC | 石灰石 | 迈阿密 | 佛罗里达州 | Cemex | 2005 | ||||||||||||
| SCL | 石灰石 | 迈阿密 | 佛罗里达州 | Cemex | 2006 | ||||||||||||
| 中央邦总数 | 石灰石 | 西风 | 佛罗里达州 | 麦当劳集团 | 2016 | ||||||||||||
| 中海岸集合体 | 石灰石 | 萨姆特县 | 佛罗里达州 | 麦当劳集团 | 2016 | ||||||||||||
| 西佛罗里达集合体 | 石灰石 | 埃尔南多县 | 佛罗里达州 | 麦当劳集团 | 2016 | ||||||||||||
| 圣凯瑟琳 | 石灰石 | 萨姆特县 | 佛罗里达州 | Cemex | 2016 | ||||||||||||
| 中心山 | 石灰石 | 萨姆特县 | 佛罗里达州 | Cemex | 2016 | ||||||||||||
| 英格利斯 | 石灰石 | 水晶河 | 佛罗里达州 | Cemex | 2016 | ||||||||||||
| 泰坦开瓶器 | 石灰石 | 迈尔斯堡 | 佛罗里达州 | 泰坦美洲 | 2017 | ||||||||||||
| 棕榈滩骨料 | 石灰石 | Loxahatchee | 佛罗里达州 | 棕榈滩骨料 | 2017 | ||||||||||||
| 佩里 | 石灰石 | 拉蒙特 | 佛罗里达州 | 马丁·玛丽埃塔 | 2018 | ||||||||||||
| SDI聚合 | 石灰石 | 佛罗里达城 | 佛罗里达州 | Blue Water工业 | 2018 | ||||||||||||
| 昆斯菲尔德 | 砂石 | 威廉国王郡 | VA | 威廉国王砂石公司。 | 2018 | ||||||||||||
| 纽伯里 | 石灰石 | 阿拉楚阿县 | 佛罗里达州 | Argos美国有限责任公司 | 2019 | ||||||||||||
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泰坦Pennsuco(a)
|
石灰石 | 迈阿密 | 佛罗里达州 | 泰坦美洲 | 2020 | ||||||||||||
| 七钻石 | 石灰石 | 帕斯科县 | 佛罗里达州 | Seven Diamonds，LLC | 2021 | ||||||||||||
| 约翰逊县 | 砂石 | 约翰逊县 | 在 | 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 | 恩尼斯 | 德克萨斯州 | 利哈伊·汉森 | 2021 | ||||||||||||
| 布鲁克斯维尔水泥厂 | 石灰石 | 布鲁克斯维尔 | 佛罗里达州 | Cemex | 2021 | ||||||||||||
| 阿什格罗夫 | 石灰石 | 路易斯维尔 | NE | 阿什格罗夫 | 2022 | ||||||||||||
(a)Titan Pennsuco的合同于2022年第二季度终止。NAMining在2022年和2021年期间在该地点开采了少量石灰石。
NAMining的客户控制着各自矿山内所有的石灰石和砂石储量。NAMining没有在其提供服务的任何矿场获得任何储量的所有权、权利要求、租赁或选择权。
通往白石矿的通道是从第122大道开始的一条铺面公路。
从Krome大道通过一条铺面公路进入Krome矿。
通往Alico矿的通道是从Alico路的一条铺面公路。
通往FEC矿场的道路是从NW 118大道的一条铺面公路。
44
通往SCL矿的道路是从NW 137th Avenue的一条铺面公路。
从Yonkers大道通过一条铺面公路进入Central State Aggregates矿。
通往Mid Coast Aggregates矿的道路是从50号国道开始的一条铺面公路。
从Cortez Boulevard到West Florida Aggregates矿要走一条铺好的路。
通往圣凯瑟琳矿的道路是从673号县道开始的一条铺面公路。
从West Kings Highway通过一条铺面公路进入Centre Hill矿场。
通往Inglis矿的通道是19号高速公路南的一条铺面公路。
通往Titan Corkscrew矿的通道是从Corkscrew路的一条铺面公路。
从80号国道通过一条铺面公路进入棕榈滩集料矿场。
从Nutall Rise路通过铺面公路进入Perry矿。
通往SDI Aggregates矿的道路是从SW 167开始的铺面道路第AVE。
从达布尼磨坊路（SR 604）经铺面公路进入昆斯菲尔德矿。
通往Newberry矿的道路是从NW县道235（CR235）铺设的道路。
从US-41 S/Broad St通过一条铺面公路进入Seven Diamonds矿。
从Old State 37/N Waverly Park Road通过一条铺面公路进入Johnson County矿场。
从Little River 60出发，可通过一条未铺面的道路进入Little River矿区。
通往Rosser矿的通道是TX-34 S的一条铺面公路。
通往布鲁克斯维尔水泥厂的道路是从水泥厂路的一条铺面公路。
通往Ash Grove Louisville Quarry的道路是从HWY 50开始的铺面道路。
矿物管理----业务
作为特许权使用费和矿产权益的所有者，公司获取有关其特许权使用费和矿产权益的活动和运作的信息是有限的。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一般无法获得详细信息。因此，无法确定在某一特定时点从该公司的矿产权益中开采或钻探的油井的确切数量。下表列出了公司对毛井和净生产井数量的估计：
| 2022年12月31日 | 2021年12月31日 | ||||||||||||||||||||||
| 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||||||||||
| 石油 | 1,049 | 3.3 | 467 | 0.9 | |||||||||||||||||||
| 天然气 | 251 | 10.1 | 398 | 11.4 | |||||||||||||||||||
| 合计 | 1,300 | 13.4 | 865 | 12.3 | |||||||||||||||||||
总油井是指拥有权益的总油井。
净井数是根据公司的净特许权使用费计算的，同时考虑了总井的所有权百分比和特许权使用费。
现在或将来，公司的大部分生产矿产和特许权使用费面积可以与第三方面积合并，形成合并单位。合流按比例减少了公司在合流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拥有此类特许权使用费权益减少的油井的数量。
45
下表包括公司对石油和天然气矿产权益、NPRI和ORRI面积的估计：
| 2022年12月31日 | 2021年12月31日 | ||||||||||||||||||||||
| 总面积 |
净版税英亩
|
总面积
|
净版税英亩
|
||||||||||||||||||||
|
阿巴拉契亚
|
34,661 | 36,199 | 34,661 | 36,199 | |||||||||||||||||||
|
墨西哥湾沿岸
|
27,932 | 20,105 | 27,932 | 20,105 | |||||||||||||||||||
|
二叠纪
|
77,278 | 2,050 | 63,998 | 1,243 | |||||||||||||||||||
|
落基山脉
|
326 | 72 | — | — | |||||||||||||||||||
|
威利斯顿
|
1,194 | 2,388 | 1,194 | 2,388 | |||||||||||||||||||
|
合计
|
141,391 | 60,814 | 127,785 | 59,935 | |||||||||||||||||||
本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。净版税面积是根据公司的所有权和版税比率计算的，正常化为标准的1/8第特许权使用费，并承担1/4第未出租英亩土地的使用费。
下表包括公司根据一个盆地或地区的总面积估算的已开发和未开发面积，包括矿产权益、NPRI和ORRI：
| 2022年12月31日 | 2021年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 开发面积 | 未开发面积 | 总面积 | 开发面积 | 未开发面积 | 总面积 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 阿巴拉契亚 | 32,027 | 2,634 | 34,661 | 28,011 | 6,650 | 34,661 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 墨西哥湾沿岸 | 22,191 | 5,741 | 27,932 | 21,784 | 6,148 | 27,932 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪 | 73,862 | 3,416 | 77,278 | 62,496 | 1,502 | 63,998 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 落基山脉 | 326 | — | 326 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 威利斯顿 | — | 1,194 | 1,194 | — | 1,194 | 1,194 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 128,406 | 12,985 | 141,391 | 112,291 | 15,494 | 127,785 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
未开发的土地要么是未出租和开放的，要么是未钻井或未完成钻井的租赁土地，其程度足以生产商业数量的石油或天然气，而不论这些土地是否含有已探明储量。
46
生产和价格历史
下表列出了截至12月31日止年度与公司矿产和特许权使用费权益相关的石油和天然气产量估计数据以及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 | ||||||||||||
|
BOE总数(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 | ||||||||||||||
|
BOE(3)
|
$ | 4.26 | $ | 4.99 | ||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
(3)BOE。桶油当量，对1当量桶石油采用6 MCF的换算系数。
(4)作为矿产和特许权权益的所有者，公司获取有关其特许权和矿产权益的活动和运作的信息是有限的。因此，公司使用基于油井下降率和先前费用信息的预测，估计了2022年和2021年最后两个月的产量和定价数据。
储备金的评价和审查
截至2022年12月31日的储量估计数由Haas Petroleum Engineering Services，Inc.（“Haas Engineering”）编制。哈斯工程公司自1980年以来一直为大型和独立的石油公司、公共事业、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。Haas Engineering并不拥有NACCO或本公司任何物业的权益，也不是以或有条件的方式聘用该公司。哈斯工程公司截至2022年12月31日的估计探明储量报告的副本以引用方式并入本10-K表的附件 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。准备金审计与财务审计不同。储量工程是一个主观的过程，估计经济上可开采的石油和天然气的数量，不能以精确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。其结果是，不同工程师的估计往往各不相同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明有必要对这些估计数进行修订。因此，储量估计数往往不同于最终开采的石油和天然气的数量。对经济上可开采的石油和天然气以及未来净收入的估计是基于若干变量和假设，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、价格以及未来的生产率和成本。
储量估计数是根据石油工业普遍接受的标准工程做法编制的。利用利用足够的历史产量数据来估计压力枯竭储层的剩余储量，从而确定下降趋势，采用递减曲线分析。通过体积分析、类似储层的研究或两者的结合来估计非压耗驱动机制下的储层和非生产储层。使用确定性和概率性方法估算了储量。根据证交会的规定，在必要时采用了适当的方法来估算储备金。本报告所列油井的最长剩余储量寿命为50年。
总的净探明储量是指公司权益中的天然气和碳氢化合物液体储量，扣除所有权利金、优先权利金和外部方拥有的、自
47
支付指定的货币余额。所有储量估算都是采用石油行业普遍接受的标准工程做法编制的，并符合美国证交会制定和采用的准则。
储量估算中使用的技术
美国证交会的储量规则允许使用已被证明有效的技术，这些技术是由同一油藏或类似油藏的项目的实际产量证明的，或者是由使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明的。“合理的确定性”一词意味着，人们对实际开采的石油、天然气和/或NGL的数量将等于或超过估计值有很高的信心。为了实现合理的确定性，公司采用了经证明能够产生具有一致性和可重复性的结果的技术。用于估算公司已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井、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。本公司储备金估算的准确性取决于以下因素：
•现有数据的质量和数量以及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NGL的未来价格，可能与估计的价格相差很大；以及
•编制概算的人的判断。
下表根据公司独立石油工程公司Haas Engineering编制的储量报告，列出了公司估计的石油和天然气净探明储量。该公司的所有储备都位于美国。
| 截至2022年12月31日的准备金净额 | 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)
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
| 证明已开发 | 305,710 | 408,280 | 25,907,890 | 167,430 | 282,230 | 16,617,360 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 证明未开发 | 32,570 | 11,030 | 1,784,670 | 220 | 90 | 1,210 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 338,280 | 419,310 | 27,692,560 | 167,650 | 282,320 | 16,618,570 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
作为矿产和特许权使用费权益的所有者，而不是工作权益的所有者，本公司不需要进行资本支出，也不需要进行资本支出，将已探明的未开发储量从未开发储量转化为已开发储量。
内部控制披露
该公司的内部员工与哈斯工程公司密切合作，以确保用于计算与NACCO资产有关的已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。内部技术小组成员在储量报告所涉期间定期会见独立的储量工程师，讨论在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算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，其中包括：
•审查和核实历史生产数据，这些数据以租赁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生产为基础；
•由哈斯工程公司在内部工作人员的直接监督下编制准备金估计数；
•由公司土地部门核实财产所有权；及
•任何员工的薪酬都不会与计入的准备金数额挂钩。
矿产管理部门的工程和财务副总裁是技术人员，主要负责监督内部储量估算的编制工作，并在编制第三方储量报告方面与哈斯工程公司进行协调。工程和财务副总裁拥有超过15年的行业经验，担任越来越多的职务，直接向Catapult Mineral Partners总裁汇报，该公司的业务部门专注于管理和扩大公司的油气矿产和特许权使用费组合。
48
估计探明储量
下表汇总了截至2022年12月31日止年度的探明储量变化：
| 估计探明储量 | ||||||||||||||||||||
|
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 | |||||||||||||||||
| 采购 | 99,345 | 35,222 | 202,314 | |||||||||||||||||
| 扩展和发现 | 121,542 | 68,167 | 12,801,109 | |||||||||||||||||
|
对先前估计数的订正(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。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
(3)对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而进行的技术修订。
已探明未开发储量估计数（“PUD”）
下表汇总了截至2022年12月31日止年度PUD的变化：
| 已探明未开发储量估计数 | ||||||||||||||||||||
|
石油（桶）(1)
|
NGL（bbl）(1)
|
残余气体（Mcf）(2)
|
||||||||||||||||||
| 2021年12月31日 | 220 | 90 | 1,210 | |||||||||||||||||
| 采购 | 21,790 | 5,104 | 38,571 | |||||||||||||||||
| 扩展和发现 | 10,780 | 5,926 | 1,746,099 | |||||||||||||||||
|
对先前估计数的订正(3)
|
(220) | (90) | (1,210) | |||||||||||||||||
| 2022年12月31日 | 32,570 | 11,030 | 1,784,670 | |||||||||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
(3)对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而进行的技术修订。
作为矿产和特许权权益的所有者，公司一般没有证据或批准经营者的开发计划。因此，已证实的未开发储量估计数仅限于那些已公开申请钻探许可证的相对较少的地点。截至2022年12月31日，PUD储量包括42口处于不同钻井或完井阶段的油井。截至2022年12月31日，公司已探明总储量的约6%被归类为PUD。
总部地点
NACCO在俄亥俄州克利夫兰郊区的梅菲尔德高地租赁办公空间，作为其公司总部。
Coal Mining and Minerals Management在德克萨斯州普莱诺租赁公司总部办公空间。
NAMining在佛罗里达州Medley租赁办公室和仓库。
49
项目3。法律程序
本公司或其任何附属公司均不是与其各自业务有关的普通例行诉讼以外的任何重大法律程序的当事方。
项目4。矿山安全披露
有关违反《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第1503（a）节和S-K条例第104项所要求的矿山安全或其他监管事项的信息包含在与本10-K表一起提交的附件 95中。
50
第二部分
项目5。MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY，Related STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES
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，本公司的B类普通股尚未开发或预期将开发任何交易市场。B类普通股可在一对一的基础上转换为A类普通股。
截至2022年12月31日，共有683名A类普通股股东和120名B类普通股股东。
发行人及关联购买人购买股本证券
|
发行人购买股本证券(1)
|
|||||||||||||||||||||||
| 期间 | (a) 购买的股票总数 |
(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）
根据该计划可能尚未购买的股票的最大数量（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 | |||||||||||||||||
|
合计
|
— | $ | — | — | $ | 22,659,516 | |||||||||||||||||
（1）2021年11月10日，公司董事会批准了一项股票购买计划（“2021年股票回购计划”），规定在2023年12月31日之前购买不超过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10-K表中的合并财务报表附注12。
项目6。[保留]
51
概述
管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析包含1995年《私人证券诉讼改革法案》含义内的前瞻性陈述。这些陈述是基于管理层当前的预期，并受到各种不确定性和环境变化的影响。下文“前瞻性陈述”标题下列出了可能导致实际结果与这些前瞻性陈述中描述的结果大不相同的重要因素。
管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析包括NACCO Industries, Inc.®（“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，使自然资源变得栩栩如生。该公司经营三个业务部门：煤炭开采、北美采矿（“NAMining”）和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司经营露天煤矿。NAMining部门是骨料、活性炭、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Catapult Mineral Partners（“Catapult”）业务，收购并促进矿产权益的发展。北美洲缓减资源®（“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，这些项目不包括在分部营业利润计量中，主要包括与母公司上市公司报告要求有关的行政费用以及缓解资源公司和Bellaire公司（“Bellaire”）的财务业绩。Bellaire管理公司与前美国东部地下采矿活动有关的长期负债。
自2022年1月1日起，公司变更了可报告分部的构成。因此，公司
追溯更改其分部经营利润的计算，以重新分类Caddo Creek Resources的业绩
Company，LLC（“Caddo Creek”）和Demery Resources Company，LLC（“Demery”）从煤炭开采部门进入
NAMining部门，因为这些业务为工业矿物生产商而不是电力生产商提供采矿解决方案
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。这一段
报告变动对合并经营业绩没有影响。上一期间的所有分部信息已重新分类为
符合新的演示文稿。
营业利润（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）以下的所有财务报表项目在本10-K表中综合列报和讨论。
见"项目1。业务"从本10-K表第1页开始，供进一步讨论NACCO的子公司。有关分部财务和业务数据（包括未分配项目）的补充资料载于本10-K表所载综合财务报表附注15。
关键会计政策和估计
本公司对其财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于本公司的合并财务报表，这些报表是根据美国公认会计原则编制的。编制这些财务报表要求公司作出影响所报告的资产、负债、收入和支出数额的估计和判断，并披露或有资产和负债（如果有的话）。公司根据历史经验、精算估值和在当时情况下被认为是合理的各种其他假设对其估计进行持续评估，其结果构成对从其他来源不易看出的资产和负债的账面价值作出判断的基础。实际结果可能与这些估计数不同。
本公司认为，下列重要会计政策会影响本公司在编制合并财务报表时使用的更重要的判断和估计。
收入确认：当承诺的货物或服务的控制权转移给本公司的客户时，确认收入，其数额反映了本公司预期有权以这些货物或服务换取的对价。本公司按照会计准则编纂（ASC）主题606“客户合同收入”核算收入。有关公司收入确认的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注3。
52
长期资产：当情况变化或某些事件的发生表明资产的账面价值可能无法收回时，公司会定期对长期资产进行减值评估。在发现减值迹象后，本公司通过比较资产的使用及其最终处置所产生的估计未来未折现现金流量与资产的账面净值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，则对长期资产的账面价值超过其公允价值的金额记录减值费用。公允价值估计为在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格。
该公司定期审查潜在的未来发展项目，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的租赁权
2022年冲销了成本，产生了390万美元的非现金资产减值费用。有关本公司公允价值计量的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。
在MLMC，采矿业务的成本不由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，包括与客户发电厂的机械供应减少有关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大损失。MLMC拥有约1.25亿美元的长期资产，包括不动产、厂场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。识别和评估是否存在减值指标，或是否发生了事件或情况变化，包括对未来发电厂调度水平的假设、运营成本的变化以及影响预期收入和客户需求的其他因素，需要作出重大判断。未来的实际经营业绩可能与这些估计存在很大差异，这可能导致在未来一段时期产生减值费用，这可能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表。税法要求某些项目在不同时间列入纳税申报表，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，例如不能用于税收抵扣的费用，还有一些差异是暂时性的，会随着时间的推移而逆转，例如折旧费用。这些暂时性差异使用现行税率产生递延所得税资产和负债。所得税会计核算的目的是确认当年的应缴或可退还税款数额，以及递延所得税负债和资产，以反映财务报表或纳税申报表中已确认的事件的未来税务后果。税率变化对递延所得税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金中确认。管理层需要估计确认递延所得税资产和负债的时间，对递延所得税资产的未来可扣除性作出假设，并根据已颁布的法律和适当税收管辖区的税率评估递延所得税负债，以确定此类递延所得税资产和负债的金额。计算的递延所得税资产和负债在某些情况下可能发生变化，包括法定所得税率的变化、法定税法的变化或结构或纳税状况的变化。
公司的税收资产、负债和税收费用由历史收益和亏损以及公司对未来收益的最佳估计和假设所支持。公司在考虑所有现有证据（包括正反证据）的基础上，采用可能性大于非可能性的标准，评估是否应针对其递延所得税资产确定估值备抵。这一评估除其他事项外，还考虑了递延所得税负债的预定转回、预计的未来应税收入、税务规划战略和近期业务的结果。有关未来应课税收入的假设需要作出重大判断，并与公司用来管理基础业务的计划和估计相一致。当公司根据所有现有证据确定递延所得税资产很有可能不会变现时，将确定估值备抵。
由于需要作出重大判断来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，这些事件的最终解决可能会导致公司财务报表的调整，而此类调整可能是重大的。本公司认为，目前用来估计本年度应计和递延税款状况的假设、判断和其他考虑因素是适当的。如果由于变化或未来事件，未来税务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，公司参与了IRS的一项名为“合规保证程序”（CAP）的自愿计划。CAP的目标是同时与IRS合作，实现联邦税务合规，并在提交纳税申报表之前解决所有或大部分问题。
53
有关公司所得税的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注13。
合并财务摘要
截至12月31日止年度，NACCO的业务结果如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 收入： | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ | 95,204 | $ | 82,831 | |||||||
| NAMining | 85,664 | 78,944 | |||||||||
| 矿产管理 | 60,242 | 31,003 | |||||||||
| 未分配项目 | 2,952 | 4,695 | |||||||||
| 消除 | (2,343) | (5,627) | |||||||||
| 总收入 | $ | 241,719 | $ | 191,846 | |||||||
| 营业利润（亏损）： | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ | 38,309 | $ | 45,784 | |||||||
| NAMining | 2,202 | 3,384 | |||||||||
| 矿产管理 | 52,214 | 26,080 | |||||||||
| 未分配项目 | (23,233) | (19,553) | |||||||||
| 消除 | 494 | (285) | |||||||||
| 营业利润总额 | $ | 69,986 | $ | 55,410 | |||||||
| 利息费用 | 2,034 | 1,719 | |||||||||
| 利息收入 | (1,449) | (449) | |||||||||
| 已关闭的地雷义务 | 1,179 | 1,297 | |||||||||
| 股本证券的损失（收益） | 283 | (3,423) | |||||||||
| 权益法投资对象收入 | (2,194) | — | |||||||||
| 其他合同终止结算 | (16,882) | — | |||||||||
| 其他，净额 | (708) | (584) | |||||||||
| 其他收入，净额 | (17,737) | (1,440) | |||||||||
| 所得税拨备前收入 | 87,723 | 56,850 | |||||||||
| 所得税拨备 | 13,565 | 8,725 | |||||||||
| 净收入 | $ | 74,158 | $ | 48,125 | |||||||
| 实际所得税率 | 15.5 | % | 15.3 | % | |||||||
收入和营业利润变动的构成部分将在下文“分部业绩”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，其公允价值估计为410万美元，并转让了Midwest AgEnergy Group，LLC（“MAG”）的会员单位，该公司是一家总部位于北达科他州的乙醇企业，根据福尔柯克与GRE之间的终止和解除索赔协议，其公允价值估计为1280万美元。因此，公司在所附的综合业务报表中确认了1690万美元的“其他合同终止结算”项目。
在从GRE获得会员单位之前，该公司在MAG持有500万美元的投资。在收到额外的会员单位后，公司开始按权益法核算投资
54
会计。在2022年第三季度，公司录得220万美元，这代表其在随附的合并经营报表中“权益法被投资方收入”项下的MAG收益中所占份额。
2022年12月1日，HLCP Ethanol Holdco，LLC（简称“HLCP”）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了HLCP，并收到了1860万美元的现金付款，并在2022年第四季度在随附的综合运营报表中的“其他，净额”项目中确认了130万美元的亏损。
利息收入增加了100万美元，主要原因是与2021年相比，2022年期间利率上升和平均投资现金余额增加。
股本证券的损失（收益）指按公允价值列报的投资资产的市场价格变动。变化
与2021年相比，2022年是由于交易所交易股本证券的市场价格波动所致。见附注9到本10-K表中的合并财务报表进一步讨论本公司以公允价值列报的投资资产.
所得税
截至2022年12月31日止年度的所得税费用为1360万美元，其中包括150万美元的离散性税收优惠，主要是由于IRS对公司2013、2014、2015和2016年联邦所得税申报表的审查结束，导致不确定的税收状况发生逆转。除去150万美元的离散性税收优惠，2022年的实际所得税率为17.1%。
截至2021年12月31日止年度的所得税费用为870万美元，其中包括100万美元的离散所得税费用。除去100万美元的离散税费用，2021年的实际所得税率为13.5%。
与2021年相比，2022年实际所得税率增加（不包括离散项目的影响），主要是由于不符合百分比损耗条件的实体的收益增加。百分比损耗的收益与某一期间记录的税前收入数额没有直接关系。
有关公司所得税的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注13。
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流动性和资本资源
现金流
下表详细列出了截至12月31日止年度的现金流量变化：
| 2022 | 2021 | 改变 | |||||||||||||||
| 业务活动： | |||||||||||||||||
| 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) | ||||||||||||||
| 股票补偿 | 7,541 | 5,561 | 1,980 | ||||||||||||||
| 出售资产收益 | (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) | ||||||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 | 67,735 | 74,875 | (7,140) | ||||||||||||||
| 投资活动： | |||||||||||||||||
| 不动产、厂场和设备以及购买矿产权益的支出 | (54,447) | (44,561) | (9,886) | ||||||||||||||
| 出售资产的收益 | 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 | ||||||||||||||
| 筹资活动前的现金流量 | $ | 34,583 | $ | 30,728 | $ | 3,855 | |||||||||||
业务活动提供的现金净额减少710万美元，主要原因是周转资本提供的现金减少，但非现金项目调整后的净收入提供的现金增加，部分抵消了这一减少。周转资本提供的现金净额减少1760万美元，主要原因是2022年应付账款减少，而2021年应付账款增加，原因是采购和付款的时间安排。该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。
| 2022 | 2021 | 改变 | |||||||||||||||
| 筹资活动： | |||||||||||||||||
| 长期债务和循环信贷协议的净减少额 | $ | (3,828) | $ | (25,801) | $ | 21,973 | |||||||||||
| 支付的现金红利 | (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 | |||||||||||
用于筹资活动的现金净额的变化主要是由于与2021年相比，2022年公司循环信贷额度下的借款减少，导致还款减少。
56
融资活动
融资安排是在附属一级获得和维持的。NACoal拥有高达1.50亿美元的有担保循环信贷额度（“NACoal贷款”），将于2025年11月到期。截至2022年12月31日，NACoal贷款下没有未偿还借款。截至2022年12月31日，NACoal贷款下的超额可用额度为1.163亿美元，这反映出未偿信用证减少了3370万美元。
NACCO没有为NACoal的任何借款提供担保。NACoal安排允许在某些情况下向NACCO支付股息和预付款。股息（在NACoal设施允许的范围内）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贷款机制具有基于业绩的定价，根据NACoal贷款机制中的定义，根据NACoal达到不同水平的债务与EBITDA比率来确定利率。借款按浮动利率加上基于所达到的债务与EBITDA比率水平的保证金计息。自2022年12月31日起，基准利率和LIBOR贷款的适用利差分别为1.23%和2.23%。NACoal贷款机制有一项承诺费，其依据是达到不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费为2022年12月31日未使用承诺的0.34%。在截至2022年12月31日的年度内，NACoal贷款的平均借款为200万美元。于2022年12月31日及2021年12月31日，加权平均年利率（包括浮动利率差额）分别为2.54%及4.50%。
NACoal安排包含限制性契约，其中要求NACoal保持最高净债务与EBITDA比率为2.75比1.00，利息覆盖率不低于4.00比1.00。NACoal Facility提供了向NACCO发放贷款、股息和预付款的能力，但有一些限制条件是保持对
EBITDA比率为1.50至1.00，如果大于1.50至1.00，固定费用覆盖率为1.10至1.00，同时保持NACoal贷款机制所界定的未使用借款能力门槛为1500万美元。截至2022年12月31日，NACoal遵守了NACoal安排中的所有财务契约。
NACoal安排下的义务由NACoal的某些直接和间接、现有和未来担保
国内子公司，并由NACoal和担保人的某些资产担保，但惯例例外和
限制。
公司相信，手头现金、NACoal贷款和经营现金流提供的资金将提供充足的流动性，以满足其在未来十二个月内产生的经营需要和承付款项，直至NACoal贷款于2025年11月到期。
有关本公司其他融资安排和租赁的更多信息，请参阅本10-K表合并财务报表附注8和附注10。
不动产、厂场和设备及矿产权益支出
下表汇总了实际支出和计划支出（以百万计）：
| 计划中 | 实际 | 实际 | |||||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||||||||
| NACCO | $ | 71.5 | $ | 54.4 | $ | 44.6 | |||||||||||
预计2023年的计划支出约为：NAMining部门3900万美元，Minerals Management部门2100万美元，Coal Mining部门1000万美元，缓解资源部门100万美元。
在NAMining部门，2023年的资本支出主要与采购Thacker Pass锂项目所用的设备有关。Sawtooth是Thacker Pass项目的合同采矿商。根据合同采矿协议的条款，客户将在设备购置之日起的五年内向Sawtooth偿还这些资本支出。
57
预计支出将由内部产生的资金和/或银行借款供资。
资本Structure
NACCO的合并资本结构列示如下：
| 12月31日 | |||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 改变 | |||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ | 110,748 | $ | 86,005 | $ | 24,743 | |||||||||||
|
其他有形资产净值
|
329,045 | 276,733 | 52,312 | ||||||||||||||
| 无形资产，净值 | 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 | ||||||||||||||
| 已关闭的地雷义务 | (21,214) | (21,686) | 472 | ||||||||||||||
| 总股本 | $ | 426,966 | $ | 352,116 | $ | 74,850 | |||||||||||
| 债务与总资本比率 | 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日的物业、厂房和设备（包括矿产权益和在缓解资源的投资）增加、存货增加以及贸易应收账款增加。煤炭开采部门的库存增加，因为MLMC正在开发一个新的矿区并建立库存，而NAMining部门的库存增加，原因是供应库存增加。贸易应收账款增加是由于MLMC的客户要求增加。
合同义务、或有负债和承付款
由于计划的修订、计划资产市场价值的变化、立法和公司超过最低监管资金要求的出资决定，养老金和退休后资金每年可能有很大的不同。公司预计不会在2023年向其养老金计划缴款。NACCO维持一项补充退休计划，直接从公司基金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养恤金支付额。NACCO还预计，从2023年到2032年，每年将为其其他退休后计划支付约20万美元。目前无法估计超过这一时间的养恤金支付额。所有其他养恤金福利付款均从养恤金计划的资产中支付。
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10-K表中的合并财务报表附注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10-K表中的合并财务报表附注13。
NACoal是与Coyote Creek有关的某些担保的当事方。该公司认为，NACoal未来履行担保的可能性很小，而且没有记录与这些担保有关的金额。有关本公司担保的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。
本公司利用信用证来支持在正常经营过程中所作的承诺。 截至2022年12月31日和2021年12月31日，未结信用证总额分别为3370万美元和2980万美元。
环境事项
该公司受到许多机构的监管影响，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的州监管机构。此外，公司还密切关注有关SMCRA、CAA、ACE、CWA、RCRA、CERCLA和其他监管行动的拟议立法和法规。
58
遵守这些日益严格的条例可能导致基本建设改进和业务费用支出增加。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业绩产生重大不利影响。有关这些事项的进一步讨论，请参阅本10-K表第一部分的项目1。
某些国家已经颁布，其他国家正在考虑颁布强制性清洁能源标准，要求公用事业公司达到可再生和/或无碳能源供应的某些门槛。现任总统已将气候变化作为一个重点，包括考虑制定有关清洁能源标准和GHG排放的立法，公司预计这一趋势将继续下去。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，从而导致电网中断和中断，那么要求公用事业公司从Renewable能源来源获得更大一部分能源的举措可能会造成现有电网的不平衡。公司将继续监测这些举措的进展情况，并评估这些举措可能对公司财务状况、经营业绩和信息披露产生的潜在影响。
分部业绩
煤炭开采部门
财务审查
见"项目2。本10-K表第28页上的属性"，用于讨论公司的矿产资源和矿产储量。
截至12月31日止年度，煤炭开采部门交付的煤炭吨数如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 未合并的地雷 | 25,236 | 27,759 | |||||||||
| 综合地雷 | 3,215 | 3,025 | |||||||||
| 交付的总吨数 | 28,451 | 30,784 | |||||||||
截至12月31日止年度，煤炭开采部门的经营业绩如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 收入 | $ | 95,204 | $ | 82,831 | |||||||
| 销售成本 | 89,670 | 72,596 | |||||||||
| 毛利 | 5,534 | 10,235 | |||||||||
|
未合并业务的收益(a)
|
52,535 | 56,089 | |||||||||
| 合同终止结算 | 14,000 | 10,333 | |||||||||
| 销售、一般和管理费用 | 30,049 | 27,363 | |||||||||
| 无形资产摊销 | 3,719 | 3,556 | |||||||||
| 出售资产收益 | (8) | (46) | |||||||||
| 营业利润 | $ | 38,309 | $ | 45,784 | |||||||
(a)有关本公司未合并子公司的讨论，包括财务信息摘要，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。
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的客户要求增加。
59
下表列出了与2021年相比，2022年营业利润变动的构成部分：
| 营业利润 | |||||
| 2021 | $ | 45,784 | |||
| 增加（减少）数： | |||||
| 毛利 | (4,701) | ||||
| 未合并业务的收益 | (3,554) | ||||
| 销售、一般和管理费用 | (2,686) | ||||
| 无形资产摊销 | (163) | ||||
| 出售资产净变动 | (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润减少、未合并业务的收益减少以及销售、一般和管理费用增加。
毛利润减少的主要原因是在MLMC交货的每吨成本增加，部分原因是增加
在柴油燃料的成本。
未合并业务收益减少的主要原因是福尔柯克的每吨管理费减少，以及Bisti合同截至2021年9月30日终止导致收益减少。合同价格上涨和Coteau客户需求增加部分抵消了这些减少。
销售、一般和管理费用增加的主要原因是与雇员有关的费用增加和
专业服务费用。
业务利润的减少被合同终止结算额的增加部分抵消。1400万美元
GRE的合同终止结算在2022年得到确认。与Bisti合同终止有关的1030万美元付款在2021年得到确认。
NORTH AMERICAN MINING（“NAMining”）SEGMENT
财务审查
截至12月31日止年度，NAMining部门交付的总吨数如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 交付的总吨数 | 54,223 | 52,796 | |||||||||
60
截至12月31日止年度，NAMining部门的业务结果如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 总收入 | $ | 85,664 | $ | 78,944 | |||||||
| 可偿还费用 | 52,935 | 51,028 | |||||||||
| 不包括可偿还费用的收入 | $ | 32,729 | $ | 27,916 | |||||||
| 收入 | $ | 85,664 | $ | 78,944 | |||||||
| 销售成本 | 79,842 | 73,649 | |||||||||
| 毛利 | 5,822 | 5,295 | |||||||||
|
未合并业务的收益(a)
|
4,715 | 4,754 | |||||||||
| 销售、一般和管理费用 | 8,260 | 6,610 | |||||||||
| 资产出售损失 | 75 | 55 | |||||||||
| 营业利润 | $ | 2,202 | $ | 3,384 | |||||||
(a)有关本公司未合并子公司的讨论，包括财务信息摘要，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。
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偿还成本的增加，这些成本在销售成本中具有抵消性，对营业利润没有影响。由于最后填海活动的范围缩小，卡多溪的收入减少，部分抵消了这些改善。
下表列出了2022年营业利润与2021年相比变化的构成部分。
| 营业利润 | |||||
| 2021 | $ | 3,384 | |||
| 增加（减少）数： | |||||
| 销售、一般和管理费用 | (1,413) | ||||
| 自愿退休方案费用 | (769) | ||||
| 未合并业务的收益 | (39) | ||||
| 出售资产净变动 | (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、一般和管理费用以及自愿退休计划费用的增加，部分被毛利润的增加所抵消。
2022年，公司为满足特定年龄和服务要求的员工实施了自愿退休计划，以减少员工总数。由于该计划，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、一般和管理费用增加的主要原因是与雇员有关的费用增加。
毛利增加的主要原因是Caddo Creek的水销售以及Sawtooth Mining的Thacker Pass锂项目的收益增加，但主要由于与雇员有关的费用增加，活跃业务的毛利减少，部分抵消了这一增加。
61
矿产管理部门
财务审查
截至12月31日止年度，矿产管理部分的业务结果如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 收入 | $ | 60,242 | $ | 31,003 | |||||||
| 销售成本 | 3,935 | 2,988 | |||||||||
| 毛利 | 56,307 | 28,015 | |||||||||
| 销售、一般和管理费用及资产减值费用 | 6,623 | 2,004 | |||||||||
| 出售资产收益 | (2,530) | (69) | |||||||||
| 营业利润 | $ | 52,214 | $ | 26,080 | |||||||
与2021年相比，2022年期间，石油和天然气行业的大宗商品价格继续改善，主要原因是：
•随着新冠疫情的影响减弱，需求增加；
•国内供应和需求动态的变化以及石油和天然气公司在生产和资本投资方面加强纪律；以及
•全球供应的不稳定和限制，特别是俄罗斯和乌克兰的不稳定。
石油和天然气价格历来波动不定，今后可能继续波动。下表显示了美国能源情报署报告的截至12月31日的12个月的平均价格的波动情况：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 西德克萨斯中质原油平均价格 | $ | 94.79 | $ | 67.99 | |||||||
| Henry Hub平均天然气价格 | $ | 6.42 | $ | 3.91 | |||||||
与2021年相比，2022年的收入和营业利润有所增加，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。和解涉及该公司在某些矿产权中的所有权权益。此外，营业利润还包括2022年出售与遗留业务相关的土地的240万美元收益。
该公司定期审查潜在的未来发展项目，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的租赁权
成本在2022年被注销，并产生了390万美元的非现金资产减值费用。
未分配项目和消除
财务审查
截至12月31日止年度的未分配项目和冲销项目如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 经营亏损 | $ | (22,739) | $ | (19,838) | |||||||
2022年与2021年相比
与2021年相比，2022年的经营亏损有所增加，主要是由于与员工相关的成本增加。
62
NACCO Industries, Inc.展望
煤炭开采展望
2023年，公司预计煤炭交付量将低于2022年的水平。该公司位于德克萨斯州的Sabine矿所服务的发电厂的所有者计划在2023年让Pirkey发电厂退役。从2023年4月1日起停止Sabine分娩是分娩量同比下降的主要驱动因素。
预计2023年全年的煤炭开采营业利润和分部调整后EBITDA将同比大幅下降，包括（不包括）2022年收到的1,400万美元GRE终止付款。减少的主要原因是，预计合并业务的收益将大幅减少，预计未合并业务的收益将略有减少，以及由于保险和外部服务费用增加，业务费用增加。
与2022年相比，预计2023年合并采矿业务的成果将大幅减少。减少的主要原因是，由于在一个新矿区开展业务的相关成本增加，以及最近开发一个新矿区的资本支出导致折旧费用增加，每吨煤炭交付的利润减少，预计MLMC的收益将大幅下降。2023年的资本支出预计约为1000万美元，主要用于矿山开发和设备更换。MLMC以合同约定的价格出售褐煤，这些价格会受到通常反映通货膨胀的既定指数水平变化的影响。由于通货膨胀对以指数为基础的煤炭销售价格的影响在时间上存在滞后，合同价格上涨所产生的收入的立即增加不会抵消生产成本的增加。此外，某些成本可以在费用确认后的一年转嫁给客户。
未合并煤矿业务的预期收益减少，预计主要是由于福尔柯克的临时价格优惠，从2022年5月至2024年5月生效。这将导致2023年12个月的每吨管理费低于2022年的8个月。Pirkey发电厂的计划退役和从2023年4月1日开始的Sabine矿的最后回收也将导致收益减少。Sabine将因提供最后的矿山复垦服务而获得补偿，但补偿金额低于活跃采矿期间的补偿金额。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较高的收益部分抵消。
该公司每个煤矿业务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能源发电，特别是风力发电的供应，可能有助于改变发电厂的调度和客户对煤炭的需求。客户电厂调度的变化将影响公司对2023年以及更长期的展望。
NAMining展望
NAMining的2023年全年营业利润预计将大幅下降，这主要是因为Caddo Creek的最终矿山回收活动已于2022年基本完成。然而，由于较高的折旧费用对营业利润产生重大不利影响，分部调整后EBITDA预计将比2022年有所增加。
NAMining的2022年财务业绩没有达到预期。许多举措正在实施或处于规划阶段，预计将有助于NAMining采矿业务改善未来的财务业绩。在现有业务的利润得到改善之前，NAMining已经缩小了业务发展的力度。
2023年，NAMining的资本支出预计约为3900万美元，主要用于购置支持Thacker Pass锂项目的设备。
63
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，根据这种租赁，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情况向公司付款。天然气和石油价格的变化对Minerals Management的营业利润产生了重大影响。
预计2023年营业利润和分部调整后EBITDA将较2022年大幅下降。造成这一下降的主要原因是，目前市场对天然气和石油价格的预期，由于现有油井的自然产量下降，预计产量会减少，以及对第三方勘探和生产公司开发新井的预期不高。
根据市场预期，公司的预测假设2023年石油和天然气市场价格将放缓至与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。石油输出国组织的行动、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。如果天然气和石油价格高于目前的预期，可能会改善2023年的预测。
作为特许权使用费和矿产权益的所有者，公司获取与其权益相关的活动和运营信息的途径有限。公司的预期基于目前可获得的最佳信息，由于经营者的调整、额外的租赁和开发以及/或商品价格的变化，预期可能会有正向或负向变化。在现有权益上开发超出目前预期的更多油井，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增加投资至多2000万美元。预计未来的投资将是增值的，但每项投资对近期收益的贡献取决于投资的细节，包括所获得权益的规模和类型以及矿产开发的阶段和时机。
综合展望
管理层继续积极看待NACCO的长期业务前景，尽管预计2023年的合并净利润将较2022年大幅下降。预计2023年利润减少的很大一部分原因是，2022年包括3090万美元的税前合同终止收入。
若剔除2022年第二季度确认的合同终止结算收入，预计2023年上半年净利润仍将显著低于2022年上半年。减少的主要原因是，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。在煤炭开采部门，预计2023年上半年库存水平的下降将导致每吨成本上升，MLMC的收益下降。此外，主要是福尔柯克等未合并矿山的收入减少，也是造成收入减少的原因之一。矿产管理公司2023年上半年价格下降的主要原因是，预计2022年上半年大宗商品价格将从历史高位大幅下降。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，但预计与上年下半年相比将大幅下降。总体而言，预计2023年合并净利润将比2022年大幅下降。这些减少预计将被较低的所得税费用部分抵消。公司预计2023年的实际所得税率在2%至5%之间。
北美洲缓减资源®继续在过去几年建立的坚实基础上继续发展，到2022年底，在田纳西州、密西西比州、阿拉巴马州和德克萨斯州设立了8个缓解银行和4个许可证负责人缓解项目。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提供者。它计划在2023年期间为废弃的露天矿山提供生态恢复服务，并开展更多的环境恢复项目。
2023年，公司预计资本支出约为5000万美元，不包括矿产管理。矿产管理公司的目标是投资至多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，即建立一个混合的矿产和特许权权益组合。
64
由于预测的资本支出和预期的净收入大幅减少，2023年筹资活动前的现金流量预计为正数，但较2022年大幅下降。
长期增长和多元化展望
该公司正通过战略性地利用其核心采矿和自然资源管理技能来建立一个强大的附属业务组合，以实现增长和多样化。管理层继续对长期前景持乐观态度。在矿产管理部门以及公司的缓解资源业务中，增长机会依然强劲。收购更多的矿产权益，改善公司最大的煤炭开采部门客户的前景，以及获得缓解资源和新的NAMining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进行矿产和特许权使用费的收购。矿产管理部门预计将受益于其矿产资产的持续开发，而无需额外的资本投资，因为开发费用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的整个生命周期内提供更高的平均营业利润率。Catapult是该公司的业务部门，专注于管理和扩大该公司的油气矿产和特许权权益组合，该公司已建立了一个强大的网络，以寻找和确保新的收购。其目标是在美国构建一个高质量的多元化油气矿产和特许权使用费投资组合，实现短期现金流收益和长期预期增长。公司相信，随着这种商业模式的成熟，这项业务将在十几岁左右提供无杠杆的投资资本税后回报。
公司继续致力于扩大NAMining业务，同时提高盈利能力。NAMining打算在一段时间内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在综合业务中执行和成功实施提高利润的举措，以及新项目的组合和规模。当Thacker Pass投产时，Sawtooth Mining锂项目预计将做出更大贡献。
Sawtooth Mining拥有一份采矿服务协议，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Lithium Americas Corp.（TSX：LAC）（NYSE：LAC）的子公司Lithium Nevada Corp.所有。Lithium Americas拥有Thacker Pass的锂储量。2023年1月，Lithium Americas和通用汽车宣布将共同投资开发Thacker Pass项目。根据Lithium Americas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，Lithium Americas宣布建设已经开始。第一阶段的生产预计将于2026年下半年开始。Sawtooth Mining计划于2023年开始为该项目采购设备。根据合同采矿协议的条款，Lithium Americas将在设备购置之日起的五年内偿还Sawtooth的资本支出。Sawtooth将报销所有的矿山建设费用，外加一笔建设费用。公司预计在2024年和2025年确认中等收入，然后在2026年投产。一旦生产开始，Sawtooth将获得每交付一公吨锂的管理费。在到期时，这份合同预计将带来类似于一个中等规模的管理费煤矿的费用收入。
缓解资源公司继续扩大其业务，创造和销售河流和湿地缓解信贷，向从事许可证负责的缓解活动的人提供服务，并提供其他环境恢复服务。在公司拥有丰富知识和专业知识以及良好声誉的行业中，这项业务提供了一个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重大进展。公司相信，随着业务的成熟，缓解资源能够提供稳定的回报率。
该公司还继续开展能够加强其现有采煤业务复原力的活动。该公司仍然专注于管理煤炭生产成本，并最大限度地提高煤矿所在地的效率和营运能力，以帮助管理费用合同的客户更具竞争力。这些活动对客户和公司的煤炭开采部门都有好处，因为燃料成本是电厂调度的一个重要驱动因素。增加发电厂
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调度导致煤炭开采部门的客户对煤炭的需求增加。天然气价格的波动和风能和太阳能等Renewable能源的供应可能影响燃煤电厂的发电量。虽然公司意识到煤炭开采行业面临着政治和监管方面的挑战，对煤炭的需求预计将在较长期内下降，但公司相信，在可预见的将来，煤炭将是美国能源结构的重要组成部分。在2023年之后，煤炭开采部门预计盈利能力将高于2023年的预期，部分原因是福尔柯克和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，向新矿区的搬迁将在2023年完成，因此，预计2024年交付的每吨成本将有所下降。此外，MLMC在2023年发生的某些成本将转嫁给客户，并计入2024年的收入。
该公司继续寻找方法，通过利用其核心采矿能力（包括回收和许可）创造额外价值。公司能够利用这些技能的一种方法是在回收的采矿地产上开发公用事业规模的太阳能项目。回收的采矿地产提供了大片土地，可能非常适合太阳能和其他与能源有关的项目。这些项目可以由公司自己开发，也可以通过合资企业开发，其中包括在能源开发项目方面具有专长的合作伙伴。
公司致力于保持保守的资本结构，继续发展和多样化，同时避免不必要的风险。战略多元化将产生现金，可用于再投资，以加强和扩大业务。公司还继续保持最高水平的客户服务和卓越运营，坚定不移地注重安全和环境管理。
最近发布的会计标准
请参阅本10-K表中的合并财务报表附注2，了解最近发布的会计准则（如有）的说明，包括实际和预期的采用日期以及对公司合并财务报表的影响。
66
项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
（以千为单位的表格金额，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成果的讨论和分析”以及本年度报告10-K表格的其他部分中包含的非历史事实的陈述，属于1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条含义内的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述受到某些风险和不确定性的影响，可能导致实际结果与陈述的结果大不相同。提醒读者不要过分依赖这些前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发表之日发表。本公司不承担公开修改这些前瞻性陈述以反映本声明日期之后发生的事件或情况的义务。可能导致计划、行动和结果与当前预期产生重大差异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违约，（2）任何客户过早关闭设施，（3）公司客户的采购大幅减少，包括由于美国发电企业煤炭消费模式的变化，或电力行业的变化可能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、液化天然气和石油，（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用性和成本；与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措；承租人获得油井开发作业所需资金或融资的能力，以及在联邦土地上租赁和开发石油和天然气储量的能力；（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，包括取消或减少耗竭百分比税收减免，采矿或发电厂排放法规以及健康、安全或环境法规的变化，（9）公司在当前经济环境下获得信贷的能力，或以合理利率获得融资的能力，或根本无法获得融资的能力，以及由于当前市场对化石燃料的情绪而维持矿山回收担保债券的能力，（10）减值费用，（11）投资者和其他利益相关者日益关注环境、社会和治理事项的影响，（12）与地质和岩土条件、维修和保养、新设备和更换部件、燃料或其他类似物品相关的成本变化，（13）监管行动、采矿许可证要求的变化或延迟获得采矿许可证可能影响向客户交付的货物，（14）天气条件、电厂长时间停电、流动性事件或其他可能改变客户煤炭或骨料需求水平的事件，（15）可能影响向客户交付的天气或设备问题，（16）开垦矿区的成本变化，（17）寻找和开发新的采矿、减灾和油气机会以及其他增值服务机会的成本，（18）延迟或减少煤炭或骨料的交付，（19）成功评估投资并在新的业务和增长计划中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，其中任何一种都可能导致作业暂停或对人或环境造成损害，以及（21）吸引和留住的能力，并替换员工和行政管理人员。
67
项目7A。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”，本公司无需提供这一信息。
项目8。财务报表和补充数据
本项目8所要求的信息载于本10-K表第四部分所载的财务报表和补充数据，并在此通过引用这些信息并入本文。
项目9。与会计师在会计和财务披露方面的变化和分歧
与会计师在截至2022年12月31日的两年期会计和财务披露方面没有分歧，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：在包括首席执行官和首席财务官在内的公司管理层的监督和参与下，对截至本报告所述期间结束时公司披露控制和程序的有效性进行了评估。根据这一评估，这些管理人员得出结论，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持对财务报告的适当内部控制。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，公司根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制——综合框架》（2013年框架）框架，对财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于该框架下的评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制自2022年12月31日起生效。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，该审计报告载于本10-K表第15项，并以引用方式并入本文。
内部控制的变化：公司财务报告内部控制在2022年第四季度没有发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
项目9B.其他信息
没有。
项目9C。关于防止检查的外国司法管辖区的披露
没有。
68
第三部分
项目10。董事、执行官和公司治理
有关本公司董事的资料将载于2023年代理声明的小标题“第三部分——将在2023年年会上表决的提案——提案1 ——选举董事”下，该资料以引用方式并入本文。
有关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年代理声明的“第一部分——公司治理信息——董事会议和委员会”小标题下列出，该信息以引用方式并入本文。
有关公司董事、高管和持有公司10%以上股本证券的人遵守1934年《证券交易法》第16（a）条的信息，将在2023年代理声明的“第IV部分——其他重要信息”小标题下列出，该信息通过引用并入本文。
本公司已采纳适用于所有公司人员的商业行为和道德守则，包括首席执行官、首席财务官、首席会计官或控制人，或其他履行类似职能的人。公司网站www.nacco.com的“公司治理”栏目公布了题为“公司行为准则”的商业行为和道德准则。如果公司对1934年《证券交易法》要求披露的商业行为和道德准则作出任何修订或给予任何豁免，公司将在NACCO网站上进行披露。
项目11。行政补偿
有关高管薪酬的信息将在2023年代理声明的“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 ——选举董事”标题下列出，这些信息通过引用并入本文。
项目12。某些受益所有人和管理层及相关股东事项的证券所有权
有关某些受益所有人和管理层的证券所有权的信息将在2023年代理声明的小标题“第IV部分——其他重要信息—— A类共同和B类共同的受益所有权”下列出，该信息通过引用并入本文。
关于授权发行股票的薪酬计划（包括个人薪酬安排）的信息将在2023年代理声明的小标题“第四部分——其他重要信息——股权薪酬计划信息”下列出，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独立性
有关某些关系和关联交易的信息将在2023年代理声明的“第一部分——公司治理信息——关联交易的审查和批准”小标题下列出，该信息通过引用并入本文。
项目14。首席会计师费用和服务
有关首席会计师费用和服务的信息将在2023年代理声明的“第三部分——将在2023年年会上表决的提案——提案3 ——批准公司独立注册会计师事务所的任命”标题下列出，该信息以引用方式并入本文。
69
第四部分
项目15。展览和财务报表附表
（a）（1）及（2）对项目15（a）（1）及（2）的回应载于本表格10-K第F-1页。
（b）财务报表附表——对项目15（c）的答复从本10-K表F-41页开始列出。
（c）条例S-K项目601所要求的展品
| 附件数 | 附件说明 | |||||||
|
（3）公司章程及附例。
|
||||||||
| 3.1（一） | 本公司经重订的法团注册证明书以本公司截至一九九二年十二月三十一日止财政年度的年报表格10-K的附件 3（i）并入本公司， 委员会文件编号 1-9172。 | |||||||
| 3.1（二） | ||||||||
|
（4）界定证券持有人权利的文书，包括契约。
|
||||||||
| 4.1 | 本公司同意应要求向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书，如果根据这些文书授权的证券总额不超过本公司及其子公司合并资产总额的10%。 | |||||||
| 4.2 | 1976年4月8日福尔柯克矿业公司（作为抵押人）与合作电力协会和联合电力协会（统称为抵押人）之间的抵押和担保协议，通过引用公司截至1992年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件 4（ii）并入本文， 委员会文件编号 1-9172。 | |||||||
| 4.3 | 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（统称为抵押人）于1993年12月15日签署的《抵押和担保协议》第1号修正案，参照公司截至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， 委员会文件编号 1-9172。 | |||||||
| 4.4 | ||||||||
| 4.5 | ||||||||
| 4.6 | ||||||||
| 4.7 | ||||||||
| 4.8 | ||||||||
| 4.9 | ||||||||
70
| 附件数 | 附件说明 | |||||||
|
（10）重大合同
|
||||||||
| 10.1* | ||||||||
| 10.2* | ||||||||
| 10.3* | ||||||||
| 10.4* | ||||||||
| 10.5* | ||||||||
| 10.6* | ||||||||
| 10.7 | ||||||||
| 10.8 | ||||||||
| 10.9 | ||||||||
| 10.10 | ||||||||
| 10.11 | ||||||||
| 10.12* | ||||||||
| 10.13* | ||||||||
| 10.14* | ||||||||
| 10.15* | ||||||||
| 10.16* | ||||||||
| 10.17 | ||||||||
| 10.18 | ||||||||
71
| 附件数 | 附件说明 | |||||||
| 10.19 | ||||||||
| 10.20 | ||||||||
| 10.21 | ||||||||
| 10.22 | ||||||||
| 10.23 | ||||||||
| 10.24 | ||||||||
| 10.25 | ||||||||
| 10.26 | ||||||||
| 10.27 | ||||||||
| 10.28 | ||||||||
| 10.29 | ||||||||
| 10.30 *** |
||||||||
| 10.31 | ||||||||
| 10.32 | ||||||||
| 10.33 *** |
||||||||
| 10.34 *** |
||||||||
72
| 附件数 | 附件说明 | |||||||
| 10.35 | ||||||||
| 10.36 | ||||||||
| 10.37 | ||||||||
| 10.38 | ||||||||
| 10.39 | ||||||||
| 10.40 | ||||||||
| 10.41 | ||||||||
| 10.42 | ||||||||
| 10.43 | ||||||||
| 10.44 | ||||||||
| 10.45 | ||||||||
| 10.46 | ||||||||
| 10.47* | ||||||||
| 10.48* | ||||||||
| 10.49* | ||||||||
73
| 附件数 | 附件说明 | |||||||
| 10.50* | ||||||||
| 10.51 | ||||||||
| 10.52 | ||||||||
| 10.53 | ||||||||
| 10.54 | ||||||||
| 10.55 | ||||||||
（23）专家和律师的同意。
（24）授权书。
| 24.1** | ||||||||
| 24.2** | ||||||||
| 24.3** | ||||||||
| 24.4** | ||||||||
| 24.5** | ||||||||
| 24.6** | ||||||||
| 24.7** | ||||||||
| 24.8** | ||||||||
| 24.9** | ||||||||
| 24.10** | ||||||||
| 24.11** | ||||||||
74
（31）细则13a-14（a）/15d-14（a）核证。
| 31（i）（1） ** |
||||||||
| 31（i）（2） ** |
||||||||
| (32)**** | ||||||||
| (95)** | ||||||||
| 96.1** | ||||||||
| (99.1**) | ||||||||
| (99.2**) | ||||||||
| 101.INS | 内联XBRL实例文档 | |||||||
| 101.SCH | 内联XBRL分类法扩展模式文档 | |||||||
| 101.CAL | 内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档 | |||||||
| 101.DEF | 内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档 | |||||||
| 101.LAB | 内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档 | |||||||
| 101.PRE | 内联XBRL分类法扩展演示linkbase文档 | |||||||
| 104 | 封面页交互式数据文件（格式为Inline XBRL，包含在附件 101中） | |||||||
| * | 根据本年度报告第15（b）项要求以表格10-K作为证据提交的管理合同或补偿计划或安排。 | |||||||
| ** | 随函提交。 | |||||||
| *** | 本协议所载的某些机密信息被省略，因为它（一）不是重要的，（二）如果公开披露将具有竞争性的危害。 | |||||||
| **** | 随函附上。 | |||||||
| + | 部分附件已被省略，并依据规则24b-2和2013年3月27日委员会批准公司保密处理请求的命令分别提交给证券交易委员会。给予保密处理的部分标上三个星号[ * * * ]和一个脚注，注明“请求保密处理”。 | |||||||
| ++ | 部分附件已被省略，并依据规则24b-2和2013年4月2日委员会批准公司保密处理请求的命令分别提交给证券交易委员会。给予保密处理的部分标有三个星号[ * * * ]和一个脚注，注明“请求保密处理”。 | |||||||
75
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，登记人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并获得正式授权。
| NACCO Industries, Inc. |
||||||||||||||
| 签名： | Elizabeth I. Loveman | |||||||||||||
| Elizabeth I. Loveman | ||||||||||||||
| 副总裁兼财务总监 （首席财务和会计干事） |
||||||||||||||
2023年3月15日
76
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人士代表登记人并在所示日期以其身份签署。
| /s/J.C. Butler，Jr。 | 总裁兼首席执行官（首席执行官） | 2023年3月15日 | |||||||||
| 小J·C·巴特勒。 | |||||||||||
| Elizabeth I. Loveman | 副总裁兼主计长（首席财务和会计干事） | 2023年3月15日 | |||||||||
| Elizabeth I. Loveman | |||||||||||
| John S. Dalrymple | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| John S. Dalrymple | |||||||||||
| * John P. Jumper | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| John P. Jumper | |||||||||||
| Dennis W. LaBarre | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Dennis W. LaBarre | |||||||||||
| Michael S. Miller | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Michael S. Miller | |||||||||||
| Richard de J. Osborne | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Richard de J. Osborne | |||||||||||
| * Alfred M. Rankin, Jr. | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Alfred M. Rankin, Jr. | |||||||||||
| Matthew M. Rankin | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Matthew M. Rankin | |||||||||||
| * Roger F. Rankin | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Roger F. Rankin | |||||||||||
| * Lori J. Robinson | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Lori J. Robinson | |||||||||||
| Robert S. Shapard | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Robert S. Shapard | |||||||||||
| Britton T. Taplin | 董事 | 2023年3月15日 | |||||||||
| Britton T. Taplin | |||||||||||
* Elizabeth I. Loveman在此签署她的名字，在此代表上述每一位指定的公司董事签署本10-K表格，由这些人签署并提交给证券交易委员会的授权书。
| Elizabeth I. Loveman | 2023年3月15日 | |||||||
| Elizabeth I. Loveman，事实上的律师 | ||||||||
77
表格10-K上的年度报告
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一览表
财务报表
财务报表附表
截至2022年12月31日
NACCO Industries, Inc.
俄亥俄州克里夫兰
F-1
表格10-K
项目15（a）（1）和（2）
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
财务报表和财务报表一览表
以下是NACCO Industries，Inc.及其子公司的合并财务报表以及公司独立注册会计师事务所的报告（PCAOB ID：
42
）以引用方式并入项目8：
下列NACCO Industries，Inc.及其子公司的合并财务报表附表列于项目15（c）：
证券交易委员会适用的会计条例中规定的所有其他附表，在相关指示中不是必需的或不适用的，因此被省略。
F-2
独立注册会计师事务所的报告
致NACCO Industries, Inc.股东和董事会
关于财务报表的意见
我们审计了随附的NACCO Industries，Inc. and Subsidiaries（本公司）截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表、相关的合并经营报表、该日终了年度的综合收益（亏损）、权益和现金流量表，以及索引第15（a）项所列的相关附注和财务报表附表（统称为“合并财务报表”）。我们认为，合并财务报表按照美国公认会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况以及截至该日止年度的经营成果和现金流量。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，根据Treadway委员会发起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，审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，我们在2023年3月15日的报告中对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表是公司管理层的责任。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的适用规则和条例，我们必须对公司保持独立。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和进行审计，以便对财务报表是否不存在重大错报，无论是由于错误还是欺诈，有合理的把握。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关于财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层采用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期财务报表审计产生的事项，已通报或要求通报给审计审查委员会，（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露事项，（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报不会以任何方式改变我们对合并财务报表整体的意见，我们也不会通过下文通报关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露单独提出意见。
F-3
福尔柯克VIE重新审议活动
|
事项说明
|
如合并财务报表附注1所述，2022年5月2日，Great River Energy（“GRE”）完成了将Coal Creek Station和邻近的高压直流输电线路出售给Rainbow Energy Center，LLC（“Rainbow Energy”）及其附属公司的交易。
尽管福尔柯克符合VIE的定义，但Rainbow Energy交易的完成导致了VIE重新审议事件。由于福尔柯克与Rainbow Energy之间的CSA条款与福尔柯克与GRE之间的煤炭供应合同条款基本相同，福尔柯克仍然是VIE，Rainbow Energy是主要受益人；因此，NACCO将继续按照权益法对福尔柯克进行会计处理。
在确定Rainbow Energy交易的完成是否导致VIE重新审议事件、更改关于Falkirk符合VIE定义的结论以及确定VIE的主要受益人方面，对交易条款的披露进行审计尤为复杂。评估公司在确定一个实体是否为VIE和VIE的主要受益人时的判断，需要高度复杂的审计师判断。
|
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|
我们在审计中是如何处理这个问题的
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我们了解、评估和测试了围绕公司流程的控制措施的设计和运行有效性，以评估可能触发VIE重新审议事件的重大交易和事件的影响。
为了测试该交易的影响，我们的审计程序包括检查福尔柯克和彩虹能源之间的新CSA，该协议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，以及福尔柯克与Rainbow Energy之间的协议是否导致了重新审议事件，改变了福尔柯克符合VIE定义的结论，并确定了主要受益人。
|
||||
/s/Ernst & Young LLP
自2002年以来，我们一直担任公司的审计员。
俄亥俄州克利夫兰
2023年3月15日
F-4
独立注册会计师事务所的报告
致NACCO Industries, Inc.股东和董事会
关于财务报告内部控制的意见
我们已经审计了NACCO Industries，Inc.及其子公司。 截至2022年12月31日财务报告的内部控制，基于Treadway委员会发起组织委员会发布的《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，截至2022年12月31日，NACCO Industries，Inc. and Subsidiaries（本公司）根据COSO标准，在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，审计了公司2022年合并财务报表，并于2023年3月15日发表了无保留意见的报告。
意见基础
公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估所附管理层关于财务报告内部控制的报告项目9A所载财务报告内部控制的有效性。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报告内部控制发表意见。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的适用规则和条例，我们必须对公司保持独立。
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进行审计，以便对是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制有合理的保证。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大缺陷的风险，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当时情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义和限制
公司对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性和按照公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：（1）有关维持记录的政策和程序，这些记录以合理的细节，准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理的保证，保证交易记录是必要的，以便按照公认会计原则编制财务报表；公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行；（3）提供合理的保证，防止或及时发现未经授权的获取、使用，或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。
财务报告的内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对今后各期的任何成效评估的预测都可能受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或政策或程序的遵守程度可能恶化。
/s/
安永律师事务所
2023年3月15日
F-5
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
综合业务报表
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| （单位：千，每股数据除外） | |||||||||||
| 收入 | $ |
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$ |
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| 销售成本 |
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| 毛利 |
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| 未合并业务的收益 |
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| 合同终止结算 |
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| 营业费用 | |||||||||||
| 销售、一般和管理费用 |
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| 无形资产摊销 |
|
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| 出售资产收益 | (
|
(
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| 资产减值费用 |
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|
|
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| 营业利润 |
|
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| 其他（收入）费用 | |||||||||||
| 利息费用 |
|
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| 利息收入 | (
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(
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| 已关闭的地雷义务 |
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| 股本证券的损失（收益） |
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(
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| 权益法投资对象收入 | (
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| 其他合同终止结算 | (
|
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| 其他，净额 | (
|
(
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| (
|
(
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| 所得税拨备前收入 |
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| 所得税拨备 |
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| 净收入 | $ |
|
$ |
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| 每股收益： | |||||||||||
| 每股基本收益 | $ |
|
$ |
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| 每股摊薄收益 | $ |
|
$ |
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| 基本加权平均流通股 |
|
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| 稀释加权平均流通股 |
|
|
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见综合财务报表附注。
F-6
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
综合收入（损失）综合报表）
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| （以千计） | |||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 其他综合收益 | |||||||||||
|
本期养恤金和退休后计划调整数，净额$
|
(
|
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|
养恤金和退休后调整数改叙为收入净额
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|
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| 其他综合（亏损）收入共计 | (
|
|
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| 综合收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
见综合财务报表附注。
F-7
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
合并资产负债表
| 12月31日 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| （以千为单位，共享数据除外） | |||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 流动资产 | |||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
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| 贸易应收账款 |
|
|
|||||||||
| 应收附属公司款项 |
|
|
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| 库存 |
|
|
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| 应收联邦所得税 |
|
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| 预付保险 |
|
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| 其他流动资产 |
|
|
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| 流动资产总额 |
|
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| 固定资产、工厂及设备，净值 |
|
|
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| 无形资产，净额 |
|
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| 对未合并子公司的投资 |
|
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| 经营租赁使用权资产 |
|
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| 其他非流动资产 |
|
|
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| 总资产 | $ |
|
$ |
|
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| 负债和权益 | |||||||||||
| 流动负债 | |||||||||||
| 应付账款 | $ |
|
$ |
|
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| 应付附属公司款项 |
|
|
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| 当前到期的长期债务 |
|
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| 资产报废债务 |
|
|
|||||||||
| 应计工资 |
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| 递延收入 |
|
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| 其他流动负债 |
|
|
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| 流动负债合计 |
|
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| 长期负债 |
|
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|||||||||
| 经营租赁负债 |
|
|
|||||||||
| 资产报废债务 |
|
|
|||||||||
| 养恤金和其他退休后债务 |
|
|
|||||||||
| 递延所得税 |
|
|
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| 对不确定税务状况的赔偿责任 |
|
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| 其他长期负债 |
|
|
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| 负债总额 |
|
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| 股东权益 | |||||||||||
| 普通股： | |||||||||||
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A类，面值$
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B类，面值$
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| 超过面值的资本 |
|
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| 留存收益 |
|
|
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| 累计其他综合损失 | (
|
(
|
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| 股东权益总额 |
|
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| 总负债及权益 | $ |
|
$ |
|
|||||||
见综合财务报表附注。
F-8
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
合并现金流量表
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| （以千计） | |||||||||||
| 业务活动 | |||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
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| 调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致： | |||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
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| 递延融资费用的摊销 |
|
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|||||||||
| 递延所得税 | (
|
(
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| 股票补偿 |
|
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| 出售资产收益 | (
|
(
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| 其他合同终止结算 | (
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| 资产减值费用 |
|
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| 其他 | (
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| 营运资金变动： | |||||||||||
| 附属公司应收/应付款项 |
|
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| 应收账款 | (
|
(
|
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| 库存 | (
|
(
|
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| 其他流动资产 |
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| 应付账款 |
|
|
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| 应收/应付所得税 | (
|
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| 其他流动负债 |
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| 经营活动所产生的现金净额 |
|
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| 投资活动 | |||||||||||
| 不动产、厂场和设备支出 | (
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(
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| 收购矿产权益 | (
|
(
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| 出售资产的收益 |
|
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| 出售私人公司股权单位的收益 |
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| 其他 | (
|
(
|
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| 用于投资活动的现金净额 | (
|
(
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| 融资活动 | |||||||||||
| 循环信贷协议净减少额 | (
|
(
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| 长期债务增加 |
|
|
|||||||||
| 减少长期债务 | (
|
(
|
|||||||||
| 支付的现金红利 | (
|
(
|
|||||||||
| 其他 |
|
(
|
|||||||||
| 用于筹资活动的现金净额 | (
|
(
|
|||||||||
| 现金及现金等价物 | |||||||||||
| 年度增加（减少）总额 |
|
(
|
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| 年初余额 |
|
|
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| 年末余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
见综合财务报表附注。
F-9
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
合并权益报表
| A类普通股 | B类普通股 | 超过面值的资本 | 留存收益 | 累计其他综合（损失）收入 | 股东权益总额 | |||||||||||||||
| （单位：千，每股数据除外） | ||||||||||||||||||||
| 余额，2021年1月1日 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ | (
|
$ |
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| 股票补偿 |
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— |
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— | — |
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| B类股份转换为A类股份 |
|
(
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— | — | — |
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| 净收入 | — | — | — |
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— |
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A类和B类普通股的现金股息：$
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— | — | — | (
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— | (
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| 本期其他综合收入，税后净额 | — | — | — | — |
|
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| 改叙为净收入、税后净额的调整数 | — | — | — | — |
|
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| 余额，2021年12月31日 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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$ | (
|
$ |
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| 股票补偿 |
|
— |
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— | — |
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||||||||||||||
| B类股份转换为A类股份 |
|
(
|
— | — | — |
|
||||||||||||||
| 净收入 | — | — | — |
|
— |
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||||||||||||||
|
A类和B类普通股的现金股息：$
|
— | — | — | (
|
— | (
|
||||||||||||||
| 本期其他综合收入，税后净额 | — | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||
| 改叙为净收入、税后净额的调整数 | — | — | — | — |
|
|
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| 余额，2022年12月31日 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
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$ |
|
||||||||
见综合财务报表附注。
F-10
注1 ——
合并原则和业务性质
合并财务报表包括NACCO Industries, Inc.的账目。®（“NACCO”）及其全资附属公司（统称“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，使自然资源变得栩栩如生。本公司根据
三
业务部门：煤炭开采、北美采矿（“NAMining”）和矿产管理。煤炭开采部门为发电公司经营露天煤矿。NAMining部门是骨料、活性炭、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Catapult Mineral Partners（“Catapult”）业务，收购并促进矿产权益的发展。北美洲缓减资源®（“缓解资源”）提供河流和湿地缓解解决方案。
公司也有不能直接归属于可报告分部的项目。公司间账户和交易在合并中被取消。关于分部报告的进一步讨论，见合并财务报表附注15。
公司的经营部门进一步说明如下：
煤炭开采部门
煤炭开采部门，以北美煤炭公司的名义运营®（“NACoal”），根据基于服务的业务模式，根据与发电公司的长期合同经营地面煤矿。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族开采。每个矿场都与其客户的业务完全结合。
截至2022年12月31日，本公司经营煤矿为：Coteau Properties Company（“Coteau”）、Coyote Creek Mining Company，LLC（“Coyote Creek”）、The Falkirk Mining Company（“Falkirk”）、Missississippi Lignite Mining Company（“MLMC”）和The Sabine Mining Company（“Sabine”）。
MLMC是密西西比州阿克曼Red Hills发电厂的褐煤独家供应商。根据杠杆租赁安排，Choctaw Generation Limited Partnership（“CGLP”）从南方公司的一家子公司租赁红山发电厂。CGLP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运营业绩。2020年期间，南方公司修订了杠杆租赁下将收到的估计现金流量，导致租赁投资全额减值。如果租赁付款未全额支付，南方公司子公司可能无法向与红山发电厂相关的无追索权债务的持有人支付相应款项。未能向债务人支付所需款项可能构成违约事件，从而使债务人有权从南方公司的子公司处取消红山发电厂的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，它向承租人CGLP发出通知，要求终止相关的运营和维护协议，该协议将于2023年6月30日生效。CGLP未能支付2022年12月15日到期的半年期租赁付款。因此，南方公司的子公司无法向债务人支付相应款项。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，暂停双方的相关合同权利，同时继续进行重组谈判。目前尚不能确定此事的最终结果，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，Great River Energy（GRE）完成了向Rainbow Energy Center，LLC（“Rainbow Energy”）及其附属公司出售Coal Creek Station和相邻高压直流输电线路的交易。由于完成了对Coal Creek站的出售，GRE和福尔柯克之间的煤炭销售协议、抵押和担保协议以及期权协议被终止。福尔柯克与Rainbow Energy之间的《煤炭销售协议》（“CSA”）在交易完成后生效。福尔柯克继续供应Coal Creek站所需的所有煤炭，并按交付的每吨煤炭收取管理费。为了支持转让给新的所有权，福尔柯克同意从《CSA》生效之日起至2024年5月31日期间减少目前的每吨管理费。在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，然后每年根据追踪美国通胀的广泛指标的指数进行调整。Rainbow Energy负责为所有矿山运营费用提供资金，包括
F-11
矿山复垦，并直接或间接提供运营矿山所需的全部资金。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。
公司确认收益为$
30.9
2022年第二季度随附的简明合并运营报表中的百万美元，因为GRE向NACoal支付了$
14.0
百万现金以及转让的一栋办公楼的所有权，估计公允价值为$
4.1
百万美元，并转让了Midwest AgEnergy Group，LLC（“MAG”）的会员单位，这是一家位于北达科他州的乙醇企业，估计公允价值为$
12.8
根据福尔柯克和GRE之间的终止和解除索赔协议商定的百万美元。
在收到GRE的会员单位之前，公司持有$
5.0
对同一家私营公司的百万投资按成本减去减值后列账。在收到额外的会员单位后，公司开始按权益会计法核算投资。在第三季度，公司录得$
2.2
万元，代表其在随附的合并经营报表中的“权益法被投资单位收益”项下所占MAG收益的份额。
2022年12月1日，HLCP Ethanol Holdco，LLC（简称“HLCP”）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$
18.6
百万美元，并确认为
1.3
2022年第四季度合并经营报表中“其他，净额”项下的百万亏损。
HLCP收购协议包括两项可能额外付款的或有盈利安排。第一个收益是根据截至2024年12月31日的EBITDA目标的实现情况计算的。第二个收益是基于二氧化碳管道的开发，该管道将在交易结束日期开始的四年期间内支持二氧化碳封存项目。向NACCO支付的额外款项可从$
0
约为$
13.6
百万美元，根据两项收益的实现情况以及代管款项的支付情况计算。与收益或代管金额相关的任何未来付款将在实现时确认，与收益或有事项的会计核算一致。
Sabine在德克萨斯州经营Sabine矿。萨宾的所有生产都交付给西南电力公司（SWEPCO）的亨利·W·皮基电厂（Henry W. Pirkey Plant）。SWEPCO是一家美国电力公司（简称AEP）。AEP计划在2023年3月让Pirkey工厂退役。Sabine预计将于2023年3月停止交付，最终填海工程将于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”）与客户Navajo Transitional Energy Company（“NTEC”）之间的合同采矿协议于2021年9月30日终止。按照协议的要求，NTEC向公司支付了1美元的终止费
10.3
百万美元，列于综合业务报表中的合同终止结算。截至2021年10月1日，NTEC接管并负责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暖装置（MMBtu）收取管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通货膨胀的广泛衡量标准一致。客户负责为所有矿山运营费用提供资金，包括最后的矿山复垦，并直接或间接提供建设和运营矿山所需的全部资金。这种合同结构消除了现货煤炭市场价格波动的风险，同时以最少的资本投资提供收入和现金流。除了Coyote Creek，由客户提供或支持的债务融资不能求助于NACCO和NACoal。关于Coyote Creek担保的进一步讨论见附注16。
除MLMC以外的所有运营煤矿都符合VIE的定义。在每一种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制；因此，NACCO没有将这些业务的结果合并到其财务报表中。相反，这些合同作为权益法投资入账。与这些VIE相关的所得税前收入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的未合并子公司投资项目中报告。符合VIE定义的矿山统称为“未合并子公司”。出于税务目的，未合并子公司被列入NACCO的美国综合纳税申报表；
F-12
因此，综合业务报表的所得税费用项目包括与这些实体有关的所得税。关于未合并子公司的进一步资料，见附注16。
虽然福尔柯克符合VIE的定义，但Rainbow Energy交易的完成导致了VIE
重新审议事件。由于福尔柯克和彩虹能源之间的CSA条款与条款基本相同
在福尔柯克与GRE之间的煤炭供应合同中，福尔柯克仍是VIE，彩虹能源是主要受益人；因此，NACCO将继续按照权益法对福尔柯克进行核算。
该公司在正常作业过程中在每个矿井同时进行复垦活动。根据所有未合并子公司的合同，客户有义务为最后的矿山回收活动提供资金。根据某些合同，非合并附属公司持有采矿许可证，因此负责最后的矿山复垦活动。在未合并附属公司进行此种最后回收的范围内，除了从客户那里获得所发生费用的补偿外，它还因提供这些服务而获得补偿。
MLMC合同是本公司负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一经营煤炭合同；因此，MLMC并入NACCO的财务报表。MLMC以合同约定的价格向客户销售煤炭，该价格每月调整，主要依据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。由于柴油在用来确定煤炭销售价格的指数中所占的权重很大，柴油价格的波动可能导致MLMC收益的大幅波动。
MLMC向密西西比州阿克曼的红山发电厂输送煤炭。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的电力投资组合包括煤炭、核能、水电、天然气和可再生能源。调度哪些电厂的决定由TVA决定。
NAMining部门
NAMining部门为工业矿物生产商提供增值合同采矿和其他服务。该部门是该公司在热煤行业以外的采矿活动的增长和多样化的平台。NAMining为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，通过执行客户业务的采矿环节，为客户创造价值。这使客户能够专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。过去，NAMining主要在佛罗里达州的石灰石采石场开展业务，但重点是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的范围。截至2022年12月31日，NAMining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，并将作为内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。
NAMining部门内的某些实体是VIE，按照权益法作为未合并子公司入账。进一步讨论见附注16。
矿产管理部门
矿产管理部门主要通过将其特许权使用费和矿产权益出租给第三方勘探和生产公司，以及在较小程度上出租给其他采矿公司获得收入，授予它们勘探、开发、开采、生产、销售和销售天然气、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压倒一切的特许权使用费权益。
•版税利息。特许权使用费一般产生于矿物权益所有人根据石油和天然气租赁将基础矿物租赁给勘探和生产公司。通常，由此产生的特许权使用费是从该地区开采的矿物的生产收入的无成本百分比。特许权使用费持有人一般不负责资本支出或租赁经营费用，但特许权使用费可计算
F-13
扣除后期生产费用，通常不承担环境责任。租赁给生产商的特许权使用费在石油和天然气租约到期时到期，并归还给矿主。
•矿产权益。矿产权益是所有者勘探、开发、开采、开采和/或生产位于财产表面之下的任何或所有矿产的永久权利。矿产权益持有人有权将矿产出租给勘探和生产公司。 在执行石油和天然气租赁时，承租人（勘探和生产公司）成为工作权益所有人，而出租人（矿产权益所有人）拥有特许权使用费权益。
•非参与版税权益（“NPRIs”）。NPRI是从矿产资源中产生的对石油和天然气生产的兴趣。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。“非参与”一词是指权益所有者不分享红利、租赁租金，也不参与执行石油和天然气租赁的权利。NPRI的所有者确实如此；然而，他们通常会收到版税。
•压倒一切的版税权益（“ORRIs”）。ORRI是通过分割从工作权益中收取特许权使用费的权利而产生的。与特许权使用费一样，ORRI不承担资本支出或支付租赁运营费用的义务，并且承担有限的环境责任；然而，ORRI的计算可能会扣除生产后的费用，这取决于ORRI的结构。从工作权益中剥离出来的ORRI与创造工作权益的同一基础石油和天然气租赁相关联，因此，此类ORRI通常在石油和天然气租赁到期或终止时到期。
公司可能在同一片土地上拥有不止一种类型的矿产和特许权使用费。例如，如果公司在其拥有矿产权益的同一块土地上的租约中拥有一个ORRI，则该块土地上的ORRI将与该块土地上的矿产权益的总面积相同。
矿产管理部门将受益于其矿产资产的持续开发，一旦获得矿产和特许权使用费权益，则无需投资额外资本。矿产管理部门目前没有任何需要承担勘探、生产或开发费用的重大投资。
2022和2021年收购矿产和特许权使用费权益的总代价为$
11.9
百万美元
5.3
分别为百万。2022年的收购包括
13.6
千毛英亩和
880
净版税英亩。2021年的收购包括
20.6
千毛英亩和
1.8
千英亩净版税。矿产和特许权使用费总额大约包括在内
141.4
千毛英亩和
60.8
截至2022年12月31日，净版税面积为千英亩。关于矿物管理的进一步讨论见附注18。
注2 ——
重要会计政策
F-14
石油和天然气资产的特许权使用费：本公司采用成功的方法核算其特许权使用费和矿产权益。在这种方法下，获得石油和天然气资产的矿产和特许权使用费的成本在发生时予以资本化。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。作为矿产和特许权使用费权益的所有者而非工作权益的所有者，本公司不需要进行资本支出，也不需要进行资本支出来将已探明的未开发储量从未开发储量转化为已开发储量。
已证实的特许权使用费和矿产权益的购置成本采用生产单位法在财产的使用寿命内摊销，使用已证实的储量进行估计。为摊销的目的，石油和天然气资产的权益被归入具有共同地质构造特征或地层条件的资产的合理集合。
当事件或情况变化表明相关账面金额可能无法收回时，公司会审查和评估其在石油和天然气资产上的特许权使用费权益是否存在减值。经证实的石油和天然气资产，如果事件和情况表明这些资产的公允价值可能下降到账面价值以下，如储量估计数向下修正或商品价格下降，则对这些资产进行减值审查。当此类事件或情况发生变化时，本公司估计与该物业有关的预期未贴现未来现金流量，并将此类未来现金流量与该物业的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可收回。如果根据未折现现金流量确定物业的账面价值不可收回，则通过将账面价值与物业的估计公允价值进行比较确认减值费用。
长期资产：当情况变化或某些事件的发生表明资产或资产组的账面价值可能无法收回时，本公司会定期对长期资产进行减值评估。在发现减值迹象后，本公司通过将使用该资产或资产组及其最终处置所产生的估计未来未折现现金流量与该资产的账面净值进行比较，来评估该资产的账面价值。如果一项资产的账面价值被视为减值，则就长期资产或资产组的账面价值超过其公允价值的金额记录减值费用。公允价值估计为在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格。有关本公司非经常性公允价值计量的进一步讨论，请参见附注9。
在MLMC，采矿业务的成本不由MLMC的客户报销。因此，MLMC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，包括与客户发电厂的机械供应减少有关的减少，都将对公司的经营业绩产生不利影响，并可能导致重大损失。MLMC有大约$
125
百万长期资产，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。识别和评估是否存在减值指标，或是否发生了事件或情况变化，包括对未来电厂调度水平的假设、未来销售价格的变化、运营成本以及影响预期收入和客户需求的其他因素，需要做出重大判断。未来的实际经营业绩可能与这些估计存在很大差异，这可能导致在未来一段时期产生减值费用，这可能对公司的经营业绩产生重大影响。
收入确认：见附注3 至合并财务报表，以讨论收入确认问题。
F-15
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，就截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度所授出的股份而言，限制期最早于（i）
三年
在参与者退休日期后，（ii）,或
十年
从授奖日期起，或（iii）参与者的死亡或永久残疾。根据上述计划，公司发出
165,574
和
138,306
股票分别与截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度相关。在这些股票发行后，
396,120
根据这些计划可供发行的A类普通股的股份。与这些股票奖励有关的赔偿费用为$
6.4
百万（美元）
5.0
百万美元（税后净额）和$
4.1
百万（美元）
3.2
百万税后净额）分别截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度。补偿费用是指基于授予日A类普通股股票市场价格的公允价值。
公司还为非雇员董事制定了一项股票薪酬计划，根据该计划，每位非雇员董事的年度聘用金的一部分将以A类普通股的限制性股票支付。截至2022年12月31日止年度，$
110,000
($
150,000
主席）的非雇员董事年度聘用金为$
175,000
($
250,000
主席）以A类普通股的受限制股份支付。截至2021年12月31日止年度，$
105,000
($
150,000
主席）的非雇员董事年度聘用金为$
167,000
($
250,000
主席）以A类普通股的受限制股份支付。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。一般而言，限制期限最早于（一）
十年
（ii）董事死亡或永久伤残的日期起计，（iii）
五年
（或更早时经董事会批准）在董事从董事会退任的日期后，（iv）该董事既已从董事会退任，又已达到年龄的日期
70
，或（v）在董事局以其唯一及绝对酌情决定权决定的其他时间。根据该计划，公司发出
30,034
和
45,223
股票分别与截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度相关。除收取受限制股份的强制性保留费外，董事可选择收取A类普通股股份以代替现金，最多可收取
100
他们的年度聘用金、委员会聘用金和任何委员会主席费用余额的百分比。这些自愿股份不受任何限制。根据自愿选举发行的股票总数
480
2022年和
753
2021年。在这些股票发行后，
136,047
根据本计划可供发行的A类普通股的股份。与这些赔偿金有关的赔偿费用为$
1.3
百万（美元）
1.0
百万美元（税后净额）和$
1.3
百万（美元）
1.1
百万税后净额）分别截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度。补偿费用是指基于授予日A类普通股股票市场价格的公允价值。
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的公允价值计量进行会计处理，该原则将公允价值定义为在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所收取的价格或转移负债所支付的价格。
公允价值层次结构要求实体在计量公允价值时尽可能多地使用可用的可观察输入值，并尽量减少使用不可观察输入值。
下文介绍可用于计量公允价值的三个投入水平：
第1级-在活跃市场中相同资产或负债在计量日可获得的报价。
第2级----基于未在活跃市场上报价但得到市场数据证实的投入的可观察价格。
第3级----当很少或根本没有市场数据时，使用不可观察的投入。
等级制度的依据是在计量日对资产或负债估值的投入的透明度。公允价值计量在层次结构中的分类是基于对计量有重要意义的最低输入水平。关于公允价值计量的进一步讨论见附注9。
F-16
注3 ——
收入确认
履约义务的性质
在合同开始时，本公司评估其与客户签订的合同中承诺的货物和服务，并确定每一项承诺的货物或服务的履约义务是不同的。为确定履约义务，公司考虑合同中承诺的所有货物或服务，无论这些货物或服务是明示的还是习惯商业惯例所暗示的。
每个矿区或矿区都与各自的客户签订了一份合同，这是ASC 606下的一份合同。就其合并实体而言，公司的履约义务因合同而异，包括以下内容：
在MLMC，生产期内交付的每一份MMBtu都被视为一项单独的履约义务。收入在每MMBtu褐煤的控制权转移给客户时确认。不同时期收入的波动通常是由客户需求的变化引起的。
在NAMining，监督设备运作和交付集料或其他矿物的管理事务是作为一系列的履约义务。性能瞬时创建客户同时接收和消耗的资产；因此，随着时间的推移，控制权被转移给客户。与客户同时获得和消费所提供的利益的结论相一致，以投入为基础衡量进展是适当的。随着每个月的服务结束，收入按实际发生的费用数额加上管理费或固定费用以及一般和行政费用（视情况而定）确认。各期间收入的波动是由于客户需求的变化，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NAMining在内，Caddo Creek有一个固定价格的合同来进行矿山复垦。执行矿山复垦的管理服务是作为一系列核算的履约义务。性能瞬时创建客户同时接收和消耗的资产；因此，随着时间的推移，控制权被转移给客户。本合同的收入采用成本对成本法计量履约义务完成进度的程度，随着时间的推移予以确认。本公司认为，成本对成本法是衡量进度的最适当方法，为履行合同而发生的成本比率最能反映控制权向客户的转移。完成进度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，收入则根据估计利润率按比例入账。
矿产管理部门订立合同，授予勘探、开发、生产和销售本公司控制的矿产的权利。这些安排导致在一段时间内转让矿产权；但是，除了为勘探、开发、生产和销售的目的而进入之外，不授予对实际土地的任何权利。在合同期满时，矿产权归还给公司。
根据这些合同，授予矿物的专有权、所有权和权益，如果有的话，是履约义务。这些合同规定的履约义务是一系列不同的货物或服务，根据这些货物或服务，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，包括预付租赁奖金形式的固定部分。由于公司最终有权获得的对价金额完全受其无法控制的因素的影响，因此可变对价的全部金额在合同开始时受到限制。本公司认为，特许权使用费合同的定价规定是业内的惯例。预付租赁奖金是交易价格的固定部分，在合同的主要期限内确认，一般是到
五年
.
缓解资源公司产生和出售河流和湿地缓解信贷（称为缓解银行），并向从事许可证负责人河流和湿地缓解的人员提供服务。每笔缓解信贷出售都被视为一项单独的履约义务。收入在每笔缓解信贷的控制权转移给客户时确认。不同时期收入的波动通常是由客户需求的变化引起的。在由许可人负责的溪流和湿地缓解模式下，合同的结构一般是管理费协议，根据该协议，缓解资源得到补偿，用于支付执行所需缓解的所有费用，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，作为一系列会计处理。性能瞬时创建了客户同时接收和消耗的资产；因此，随着工作的完成，控制权将转移给客户。与客户同时收到和
F-17
消耗所提供的利益，以投入为基础衡量进展是适当的。随着每个月服务的完成，收入按实际发生的费用加上管理费或固定费用的数额确认。各期间收入的波动主要是由于个别合同活动水平的增减和可偿还费用的差异造成的客户需求的变化。
重大判决
公司与客户签订的合同包含不同类型的可变对价，包括但不限于根据交付量或MMBtu进行调整的管理费，但是，这些可变付款的条款具体涉及公司为履行合同中的一项或多项履约义务（或履行履约义务的特定结果）而做出的努力。因此，公司将每笔可变付款（以及随后对该付款的变动）完全分配给与之相关的具体履约义务。管理费以及一般费用和行政费用也根据特定指数（如CPI）的变化进行调整，以补偿一般通货膨胀的变化。如果适用，指数调整在未来是有效的。
与Caddo Creek合同有关的收入的确认和利润的确认需要使用与合同总价值、完工总成本以及履约义务完成进度有关的假设和估计。由于合同的性质，编制合同总价值和完工总成本估计数需要运用重大判断。合同总价值包括可变对价。公司根据公司对预期业绩的评估，在交易价格中包含最有可能赚取的金额的可变对价。本公司仅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才记录这些金额。
费用偿还
某些合同包括根据合同条款向客户偿还购买用品、设备和服务的实际费用。这种可偿还收入是可变的，并具有不确定性，因为收到的数额和时间高度取决于公司无法控制的因素。因此，可偿还收入受到充分限制，在不确定性得到解决之前不予以确认，这种不确定性通常发生在代表客户支付相关费用时。本公司被视为此类交易的委托人，并按向客户开出的总金额记录相关收入，相关成本在销售成本中记为费用。
上期履约义务
公司在产品交付给买方的月份记录特许权使用费收入。作为矿产所有者，公司对新井何时开始生产的可见度有限，而且在生产日期之后的30至90天或更长时间内，可能无法收到生产报表。因此，本公司必须估计交付给产品购买者的生产量和销售产品所收到的价格。这些物业的预期销售量和价格在所附综合资产负债表的“应收账款”中作了估计和记录。公司的估计数与实际收到的数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
万元被确认为与公司在某些矿产权中的所有权权益有关的和解。2021年期间，公司确认了$
1.8
百万以前由于可收回性的不确定性而受到限制的可变对价。
收入分类
根据《ASC》第606-10-50条，公司将与客户签订的合同收入分为主要货物和服务项目以及货物和服务的转让时间。该公司认为，将收入分为这些类别可以达到披露目标，即描述收入和现金流动的性质、数额、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、NAMining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。
F-18
下表按主要来源分列截至12月31日止年度的收入：
| 主要货物/服务项目 | 2022 | 2021 | |||||||||
| 煤炭开采 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| NAMining |
|
|
|||||||||
| 矿产管理 |
|
|
|||||||||
| 未分配项目 |
|
|
|||||||||
| 消除 | (
|
(
|
|||||||||
| 总收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 收入确认的时间 | |||||||||||
| 在某一时间点转移的货物 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 随时间转移的服务 |
|
|
|||||||||
| 总收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
合同余额
本公司本期和长期合同资产、负债和应收账款的期初和期末余额如下：
| 合同余额 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 贸易应收账款 | 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日余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
| 2022年12月31日余额 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 增加（减少） | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
如上所述，本公司签订了授予矿产专有权、所有权和权益的特许权使用费合同。
交易价格包括可变的基于销售的特许权使用费，在某些安排中包括固定的部分，其形式为
预付的租赁奖金。但是，支付交易价款固定部分的时间是预先确定的，
履约义务在合同的主要期限内得到履行，这通常是到
五年
.因此，在收到任何此类预付款时，记录的合同负债是递延收入。列入期初合同负债的2022年12月31日和2021年12月31日终了年度确认的特许权使用费收入为$
1.0
百万美元
1.4
分别为百万。这一收入包括根据特许权使用费合同收到的预付租赁奖金，这些款项在特许权使用费合同的主要期限内确认，一般是到
五年
.
公司预计将确认$
0.8
2023年，百万美元
1.5
2024年，百万美元
0.2
2025年为百万，2026年和2027年的最低数额与截至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履约与客户付款之间的时间差异造成的。
公司有
无
合同资产从取得或履行与客户的合同的成本中确认。
F-19
附注4 ——
库存
清单概述如下：
| 12月31日 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 煤炭 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 采矿用品 |
|
|
|||||||||
| 库存总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
附注5 ——
物业、厂房及设备，净额
固定资产、工厂及设备，净值净额包括：
| 12月31日 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 煤田和房地产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 矿产权益 |
|
|
|||||||||
| 厂房和设备 |
|
|
|||||||||
| 不动产、厂场和设备，按成本计算 |
|
|
|||||||||
| 减去折旧、损耗和摊销备抵 |
|
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
附注6 ——
无形资产
本公司有一项煤炭供应协议无形资产，在2032年到期的褐煤销售协议期限内按生产单位进行摊销。
毛额和净额结余见下表：
| 总携带量 金额 |
累计 摊销 |
网 余额 |
|||||||||||||||
| 2022年12月31日余额 | |||||||||||||||||
| 煤炭供应协议 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||
| 2021年12月31日余额 | |||||||||||||||||
| 煤炭供应协议 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||
无形资产摊销费用为$
3.7
百万美元
3.6
2022年和2021年分别为百万。
煤炭供应协议的预期年度摊销费用为$
3.2
2023年，百万美元
3.1
2024年百万美元
3.0
2025年至2027年为百万。
注7 ——
资产报废义务
公司与长期资产报废有关的债务按法定价值时的公允价值确认。
承担义务。在初始确认负债时，相应的数额作为账面的一部分予以资本化
相关长期资产的价值，并采用直线法或生产单位法进行折旧。这
负债在每一期间增加，直到负债结清，此时负债被消除。如果以记录金额以外的金额结算负债，则确认收益或损失。
F-20
该公司的资产报废义务主要用于关闭其露天矿山和收回因其正常采矿活动而受到干扰的土地的费用，以及在矿山寿命结束时拆除某些采矿设备的费用。管理层的估计带有高度的主观性。特别是，债务的公允价值是使用贴现现金流量技术确定的，其依据是采矿许可要求和各种假设，包括信贷调整后的无风险利率、对受干扰面积的估计、矿山的寿命、估计的回收成本、各种环境法律法规的应用以及有关设备生产率的假设。公司至少每年审查其在每个矿场的资产报废义务，并对许可证的变更以及对复垦活动的时间和范围的估计和费用估计的修订进行必要的调整。
负债的增加将在每项单项资产报废债务的估计寿命内确认，并记入所附综合业务报表的销售成本项下。相关资产记入随附的综合资产负债表中的财产、厂房和设备净额。该资产的折旧记录在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的对账如下：
| 煤炭开采 | 未分配项目 | NACCO 合并 |
||||||||||||||||||
| 2021年1月1日余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 期内结清的负债 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| Accretion费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 现金流量估计数的订正 |
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 2021年12月31日余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 期内结清的负债 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| Accretion费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 现金流量估计数的订正 | (
|
|
(
|
|||||||||||||||||
| 2022年12月31日余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
Bellaire Corporation（简称“Bellaire”）是公司的一家非经营性子公司，其遗留负债与已关闭的采矿业务有关，主要是前美国东部的地下煤矿业务。这些遗留负债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，因此没有任何相关资产资本化。
F-21
附注8 ——
当前和长期融资
融资安排是在附属一级获得和维持的。NACCO没有为其子公司的任何借款提供担保。
下表汇总了公司的可用和未偿还借款：
| 12月31日 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| NACoal未偿还借款总额： | |||||||||||
| 循环信贷协议 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 其他债务 |
|
|
|||||||||
| 未偿债务总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 未偿还借款的当期部分 |
$ |
|
$ |
|
|||||||
| 未偿还借款的长期部分 |
|
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
| 循环信贷协议项下扣除限额后的可用借款总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 未使用的循环信贷协议 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 借款总额的加权平均利率 |
|
% |
|
% | |||||||
每年到期的债务总额（不包括租约）如下：
| 2023 |
|
||||
| 2024 |
|
||||
| 2025 |
|
||||
| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 此后 |
|
||||
| $ |
|
||||
为债务总额支付的利息为$
2.0
百万美元
1.6
2022年和2021年分别为百万。递延融资费$
1.8
百万在2021年资本化。
NACoal有担保的循环信贷额度，最高可达$
150.0
百万美元（“NACoal Facility”），于2021年进行了再融资，将于2025年11月到期。有
无
截至2022年12月31日，NACoal贷款项下的未偿还借款。截至2022年12月31日，NACoal安排下的超额可用资金为$
116.3
百万美元，反映未付信用证减少$
33.7
百万。
NACoal贷款机制具有基于业绩的定价，根据NACoal贷款机制中的定义，根据NACoal达到不同水平的债务与EBITDA比率来确定利率。借款按浮动利率加上基于所达到的债务与EBITDA比率水平的保证金计息。自2022年12月31日起，基准利率和伦敦银行间同业拆借利率贷款的适用差幅为
1.23
%和
2.23
%，分别。NACoal贷款机制有一项承诺费，其依据是达到不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费是
0.34
截至2022年12月31日未使用承付款的百分比。在截至2022年12月31日的年度内，NACoal贷款机制下的平均借款为$
2.0
百万。加权平均年利率，包括浮动利率差额
2.54
%和
4.50
分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
NACoal安排包含限制性契约，其中要求NACoal保持最高净债务与EBITDA比率为
2.75
至1.00，利息保障比率不低于
4.00
到1.00。NACoal Facility提供了向NACCO发放贷款、股息和预付款的能力，但有一些限制条件是债务与EBITDA的比率保持在
1.50
至1.00，或大于
1.50
至1.00，固定收费覆盖率为
1.10
到1.00，连在一起
F-22
保持NACoal贷款机制所界定的借款能力的未使用可用阈值为$
15.0
百万。截至2022年12月31日，NACoal遵守了NACoal安排中的所有财务契约。
NACoal安排下的义务由NACoal的某些直接和间接、现有和未来担保
国内子公司，并由NACoal和担保人的某些资产担保，但惯例例外和
限制。
NACoal有一张应付未合并子公司之一Coteau的即期票据，其利息基于美国国税局不时宣布的适用的季度联邦短期利率。截至2022年12月31日和2021年12月31日，该票据余额为$
5.7
百万美元
2.6
百万，利率是
3.36
%和
0.18
%，分别。
NACoal有七张应付票据，由十二个指定单位的设备担保，其加权平均利率为
4.11
%，并在2027年之前的不同日期到期。一张纸币包括本金$
4.4
2026年12月15日任期结束时的百万。截至2022年12月31日和2021年12月31日，未清票据余额为$
13.2
百万美元
13.8
分别为百万。
注9 ——
公允价值披露
经常性公允价值计量:
下表列出按经常性公允价值入账的公司资产：
| 报告日的公允价值计量采用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 报价 | 重大 | |||||||||||||||||||||||||
| 活跃市场 | 重要的其他 | 不可观察 | ||||||||||||||||||||||||
| 相同资产 | 可观测输入 | 输入 | ||||||||||||||||||||||||
| 说明 | 2022年12月31日 | （一级） | （2级） | （第3级） | ||||||||||||||||||||||
| 资产： | ||||||||||||||||||||||||||
| 股票证券 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
| 报告日的公允价值计量采用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 报价 | 重大 | |||||||||||||||||||||||||
| 活跃市场 | 重要的其他 | 不可观察 | ||||||||||||||||||||||||
| 相同资产 | 可观测输入 | 输入 | ||||||||||||||||||||||||
| 说明 | 2021年12月31日 | （一级） | （2级） | （第3级） | ||||||||||||||||||||||
| 资产： | ||||||||||||||||||||||||||
| 股票证券 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
Bellaire的矿井水处理信托投资于可供出售的证券，这些证券根据相同资产在活跃市场中的市场报价以公允价值报告；因此，它们在公允价值等级中被归为第1级。矿井水处理信托基金实现亏损$
2.2
百万美元和收益$
1.7
分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。关于Bellaire矿井水处理信托基金的进一步讨论，见附注7。
2021年之前，公司投资$
2.0
百万美元的股票证券，一家上市公司的股票证券，拥有生产矿产权益的特许权使用费的多元化投资组合。该投资是根据相同资产在活跃市场中的市场报价按公允价值报告的；因此，它在公允价值等级中被列为第一级。公司确认收益为$
1.9
百万美元
1.7
截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的百万美元，与这些股本证券的投资有关。股本证券的公允价值变动在综合经营报表其他（收入）费用部分的股本证券损失（收益）项下列报。
在截至2022年12月31日的年度内，没有转入或转出1、2或3级。
F-23
非经常性公允价值计量：公司在2022年第二季度记录了一栋办公楼的估计公允价值。在确定$
4.1
对于办公楼的公允价值，公司聘请了一名独立的房地产评估师，利用观察到的类似资产的销售交易，并考虑采用收益法，对该物业进行评估；因此，它在公允价值等级中被列为第2级。该办公楼列入所附综合资产负债表中的固定资产、工厂及设备，净值。
该公司定期审查潜在的未来发展项目，并确定某些未来不太可能发展的遗留资产。因此，公司使用不可观察的投入估计了资产的公允价值，这些投入被归类为第3级投入。长期资产，包括土地、预付特许权使用费和资本化的租赁成本，已注销至
零
2022年第三季度的非现金资产减值费用为$
3.9
百万美元，用于矿产管理部门。减值费用在综合经营报表资产减值费用项目中列报。
其他公允价值计量披露：现金和现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值由于这些工具的短期到期而接近公允价值。循环信贷协议和长期债务（不包括融资租赁）的公允价值是使用为类似债务提供的现行利率确定的，同时考虑到附属信贷风险，这是公允价值等级中定义的第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$
18.1
百万美元
18.9
截至2022年12月31日，分别为百万美元
20.5
百万美元
20.4
截至2021年12月31日，分别为百万美元。
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。根据采矿合同，公司在交付煤炭或其他骨料或提供开发前服务时确认收入和相关应收款。这些采矿合同规定每月结算。该公司的大量信贷集中是无抵押的；然而，历史上发生的信贷损失很小。为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，但一般不要求预付款或抵押品。
注10 ——
租约
本公司确认使用权资产（“使用权资产”）和房地产、采矿和其他设备的经营租赁的租赁负债，这些租赁将在截至2032年的不同日期到期。本公司的大部分租赁为经营租赁。NACCO在资产负债表上不承认期限为12个月或更短的租约。本公司在整个租期内以直线法确认相关的租赁费用。本公司将租赁和非租赁部分作为一个单一的租赁部分进行核算。本公司的租赁协议不包含取决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以下各项：
| 说明 | 地点 | 2022 | 2021 | ||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 运营 | 经营租赁使用权资产 | $ |
|
$ |
|
||||||
| 金融 |
|
|
|
||||||||
| 负债 | |||||||||||
| 当前 | |||||||||||
| 运营 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 金融 |
|
|
|||||||||
| 非当前 | |||||||||||
| 运营 | 经营租赁负债 | $ |
|
$ |
|
||||||
| 金融 |
|
|
|||||||||
(a)融资租赁资产记为累计摊销净额$
0.2
百万美元
0.3
分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
F-24
截至12月31日止年度的租赁费用构成如下：
| 说明 | 地点 | 2022 | 2021 | ||||||||
| 租赁费用 | |||||||||||
| 经营租赁费用 | 销售、一般和管理费用 | $ |
|
$ |
|
||||||
| 融资租赁费用： | |||||||||||
| 租赁资产摊销 | 销售成本 |
|
|
||||||||
| 租赁负债利息 | 利息费用 |
|
|
||||||||
| 可变租赁费用 | 销售、一般和管理费用 |
|
|
||||||||
| 短期租赁费用 | 销售、一般和管理费用 |
|
|
||||||||
| 租赁费用共计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
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 | 经营租赁 | 合计 | |||||||||||||||
| 2023 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 2024 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2025 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2026 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2027 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2027年以后 |
|
|
|
||||||||||||||
| 最低租赁付款额共计 |
|
|
$ |
|
|||||||||||||
| 利息金额 |
|
|
|||||||||||||||
| 最低租赁付款净额现值 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
由于公司的大部分租约并不提供隐性利率，公司在确定租约付款的现值时，会根据租约开始日期的现有资料来确定递增借款率。本公司在确定这一担保费率时，会考虑其信用等级和当前的经济环境。
在对截至12月31日的年度ASC 842进行会计处理时所采用的假设如下：
| 2022 | 2021 | |||||||
| 加权平均剩余租期（年） | ||||||||
| 运营 |
|
|
||||||
| 金融 |
|
|
||||||
| 加权平均贴现率 | ||||||||
| 运营 |
|
% |
|
% | ||||
| 金融 |
|
% |
|
% | ||||
下表详细列出了12月31日终了年度租赁负债计量所列数额的现金支付情况：
| 2022 | 2021 | |||||||
| 经营租赁产生的经营现金流 | $ |
|
$ |
|
||||
| 融资租赁产生的经营现金流 |
|
|
||||||
| 融资租赁产生的融资现金流 |
|
|
||||||
F-25
注11 ——
意外情况
已经或可能针对NACCO和某些子公司就其业务的开展提出各种法律和监管程序和索赔。该等法律程序及申索均属本公司日常业务过程中的附带事项。管理层认为，他们有值得称道的抗辩理由，并将在这些行动中积极为公司辩护。管理当局估计将因这些索赔而支付的任何费用，都是在认为负债很可能发生且数额可以合理估计时应计的。如果一个数额范围可以合理估计，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，则应计入该范围的最低数额。本公司不应在发生负债的可能性很大但无法合理估计数额或认为负债只是合理可能或遥远的情况下计提负债。对于可能或合理可能出现不利结果且重大的或有事项，公司披露该或有事项的性质，并在某些情况下披露可能损失的估计。
这些事项具有内在的不确定性，可能会出现不利的裁决。如果作出不利的裁决，则有可能对公司的财务状况、经营业绩和裁决所涉期间或未来期间的现金流量产生不利影响。
注12 ——
股东权益和每股收益
NACCO Industries, Inc. A类普通股在纽约证券交易所上市，股票代码为“NC”。由于B类普通股的转让限制，本公司B类普通股的交易市场尚未发展起来，预计也不会发展起来。根据持有人的要求，B类普通股可随时以一对一的方式转换为A类普通股。公司的A类普通股和B类普通股具有相同的每股现金分红权。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，因此每一类普通股的每股净收益是相同的。A类普通股
One
每股投票权和B类普通股
十
每股投票。于2022年12月31日，A类普通股及B类普通股的认可股份总数为
25,000,000
股份和
6,756,176
分别为股份。A类普通股的库藏股总数
2,434,769
和
2,600,661
已分别于2022年12月31日和2021年12月31日从已发行股票中扣除。
股票回购计划：2021年11月10日，公司董事会批准了一项股票购买计划（“2021年股票回购计划”），规定购买最多$
20.0
截至2023年12月31日，公司流通在外的A类普通股的100万股。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多种因素酌情决定，包括资金的可用性、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。2021年股票回购计划不要求公司收购任何特定数量的股票，公司可在不事先通知的情况下修改、暂停、延长或终止股票回购计划，并可通过公开市场购买、私下协商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根据规则10b5-1交易计划实施，该计划将允许在适用的证券法可能限制公司进行回购的情况下，按照预先设定的条款进行回购。有
无
根据2021年股票回购计划，在2022年或2021年进行股票回购。
股票补偿：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每股收益的A类普通股和B类普通股的加权平均数如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 基本加权平均流通股 |
|
|
|||||||||
| 限制性股票奖励的稀释效应 |
|
|
|||||||||
| 稀释加权平均流通股 |
|
|
|||||||||
| 每股基本收益 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 每股摊薄收益 | $ |
|
$ |
|
|||||||
F-26
注13 ——
所得税
本公司按资产负债法对所得税及相关账目作出拨备。递延所得税资产和负债是根据财务报表与资产和负债的计税基础之间的差额确定的，采用的是预期在基础差额转回当年有效的已颁布税率。估值备抵是在管理层确定递延所得税资产的一部分或全部很可能无法变现时确定的。
截至12月31日止年度的所得税拨备前收入和所得税拨备的构成如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 所得税拨备前收入 | |||||||||||
| 国内 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 国外 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
| 所得税拨备 | |||||||||||
| 当期所得税准备金（福利）： | |||||||||||
| 联邦 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 国家 |
|
|
|||||||||
| 国外 | (
|
(
|
|||||||||
| 当前总额 |
|
|
|||||||||
| 递延所得税（福利）准备金： | |||||||||||
| 联邦 | (
|
(
|
|||||||||
| 国家 |
|
|
|||||||||
| 递延共计 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
公司缴纳了所得税$
23.4
百万美元
11.5
2022年和2021年分别为百万。在同一期间，所得税退税总额为$
0.1
百万美元
2.6
分别为百万。
F-27
所得税拨备与对所得税拨备前的收入适用法定联邦所得税率所计算的金额不同。
截至12月31日止年度的联邦法定所得税和实际所得税税率的对账如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 所得税拨备前收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 法定税率21.0% | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 州和地方所得税 |
|
|
|||||||||
| 不可扣除的费用 |
|
|
|||||||||
| 消耗百分比 | (
|
(
|
|||||||||
| 研发和其他联邦信贷 | (
|
(
|
|||||||||
| 结算和不确定的税务状况 | (
|
|
|||||||||
| 其他，净额 | (
|
|
|||||||||
| 所得税拨备 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 实际所得税率 |
|
% |
|
% | |||||||
公司记录的所得税费用为$
13.6
截至2022年12月31日止年度的所得税前收入为百万美元
87.7
百万，或
15.5
%，而所得税费用为$
8.7
百万美元的所得税前收入
56.9
百万，或
15.3
截至2021年12月31日止年度的百分比。
2022年12月31日终了年度的所得税准备金包括$
1.5
百万的离散税收优惠，主要是由于IRS对公司2013、2014、2015和2016年联邦所得税申报表的审查结束，导致不确定的税收状况发生逆转。不包括$
1.5
万的离散税收优惠，2022年实际所得税率为
17.1
%.截至2021年12月31日止年度包括$
1.0
百万的离散税费用。不包括$
1.0
万的离散税费，2021年实际所得税率为
13.5
%.
与2021年相比，2022年实际所得税率增加（不包括离散项目的影响），主要是由于不符合百分比损耗条件的实体的收益增加。百分比损耗的收益与某一期间记录的税前收入数额没有直接关系。
F-28
由于财务报告所用资产和负债的账面金额与所得税所用金额之间的差异，公司合并资产负债表中的递延所得税资产和负债总额的详细摘要如下：
| 12月31日 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 递延所得税资产 | |||||||||||
| 租赁负债 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 税收结转 |
|
|
|||||||||
| 库存 |
|
|
|||||||||
| 应计负债 |
|
|
|||||||||
| 雇员福利 |
|
|
|||||||||
| 土地估价调整 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 递延所得税资产总额 |
|
|
|||||||||
| 减：估价津贴 |
|
|
|||||||||
|
|
|
||||||||||
| 递延所得税负债 | |||||||||||
| 租赁使用权资产 |
|
|
|||||||||
| 折旧和损耗 |
|
|
|||||||||
| 伙伴关系投资----发展费用 |
|
|
|||||||||
| 应计养恤金福利 |
|
|
|||||||||
| 递延所得税负债总额 |
|
|
|||||||||
| 递延负债净额 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
下表汇总了公司确定无法实现的税款结转和相关结转期间以及相关估值备抵：
| 2022年12月31日 | |||||||||||||||||
| 递延税项净额 资产 |
估值 津贴 |
结转 在以下期间失效： |
|||||||||||||||
| 国家净营业损失 | $ |
|
$ |
|
2023-2042 | ||||||||||||
| 2021年12月31日 | |||||||||||||||||
| 递延税项净额 资产 |
估值 津贴 |
结转 在以下期间失效： |
|||||||||||||||
| 国家净营业损失 | $ |
|
$ |
|
2022-2041 | ||||||||||||
本公司对某些国家和外国递延所得税资产有估值备抵。根据对历史收益和相关结转到期情况的审查，包括各州税收管辖区的使用限制，公司认为估值备抵是适当的，预计不会在未来十二个月内释放估值备抵，这将对公司的财务状况或经营业绩产生重大影响。
自2021年以来，公司参与了IRS的一项名为“合规保证程序”（CAP）的自愿计划。CAP的目标是同时与IRS合作，实现联邦税务合规，并在提交纳税申报表之前解决所有或大部分问题。一般而言，本公司在税务管辖区经营，为税务当局审查适用的税务申报规定了三至五年的时效期限。本公司及其若干附属公司的报税表正受到各税务机关的例行审查。公司没有被告知任何以前没有提供权责发生制的重大评估，公司将
F-29
对任何实质性的评估都要提出强烈的质疑。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业绩产生重大影响。
以下是公司未确认税收优惠总额的对账，定义为截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的纳税申报情况与财务报表中确认的税收优惠之间差异的总税收影响。约$
5.5
百万美元
6.4
截至2022年12月31日和2021年12月31日，未确认税收优惠总额中的百万美元分别与永久性项目有关，如果确认，将影响实际所得税率。这一数额与下表所列未确认税收优惠总额不同，原因是：（1）递延税收资产，如果在审计后不能维持这一状况，将可获得；（2）美国联邦所得税减少，这将在确认本报告所列的州税收优惠后发生。
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 1月1日余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 根据与前几年有关的税务状况而增加的数额 |
|
|
|||||||||
| 根据与税务当局的结算而减少的数额 | (
|
|
|||||||||
| 12月31日余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
该公司将不确定税务状况的利息和罚款记录为所得税准备金的一部分。公司确认的费用净额低于$
0.1
在2022年和2021年期间，与不确定的税务状况相关的利息和罚款达100万美元。应计利息和罚款总额为$
0.3
百万美元
0.2
分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
注14 ——
退休福利计划
设定受益计划：公司维持固定福利养老金计划，根据服务年限和某些时期的平均薪酬提供福利。在2021年之前，公司修订了NACCO Industries，Inc.及其子公司的联合确定福利计划（“联合计划”），冻结了所有雇员的养老金福利。该公司还修订了补充退休福利计划（“SERP”），冻结了所有养老金福利。本公司所有合资格雇员，包括其退休金福利被冻结的雇员，均可根据定额供款退休计划领取退休金。
在对设定受益计划进行会计核算时所采用的假设如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 养恤金福利债务加权平均贴现率 |
|
|
|||||||||
| 定期养恤金净成本加权平均贴现率 |
|
|
|||||||||
| 定期养恤金净成本的预期长期资产收益率 |
|
% |
|
% | |||||||
下文详细列出了截至12月31日止年度固定福利计划的定期养恤金收入净额：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 利息成本 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 计划资产的预期回报率 | (
|
(
|
|||||||||
| 精算损失摊销 |
|
|
|||||||||
| 前期服务成本摊销 |
|
|
|||||||||
| 定期养恤金收入净额 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
F-30
下文详细列出了12月31日终了年度在其他综合损失（收入）中确认的计划资产和福利债务的其他变动：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 本年度精算（收益）损失 | $ |
|
$ | (
|
|||||||
| 精算损失摊销 | (
|
(
|
|||||||||
| 前期服务成本摊销 | (
|
(
|
|||||||||
| 在其他全面损失（收入）中确认的总额） | $ |
|
$ | (
|
|||||||
下表列出该年期间养恤金义务和计划资产的变化情况以及截至12月31日设定受益计划的资金状况：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 福利义务的变化 | |||||||||||
| 年初预计养恤金债务 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 利息成本 |
|
|
|||||||||
| 精算收益 | (
|
(
|
|||||||||
| 支付的福利 | (
|
(
|
|||||||||
| 年底预计养恤金债务 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 年底累计养恤金债务 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 计划资产变动 | |||||||||||
| 年初计划资产的公允价值 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 计划资产的实际回报率 | (
|
|
|||||||||
| 雇主缴款 |
|
|
|||||||||
| 支付的福利 | (
|
(
|
|||||||||
| 年末计划资产的公允价值 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 年底资金到位情况 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 资产负债表中确认的数额包括： | |||||||||||
| 非流动资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 流动负债 | (
|
(
|
|||||||||
| 非流动负债 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
| 累计其他全面损失的组成部分包括： | |||||||||||
| 精算损失 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 先前服务费用 |
|
|
|||||||||
| 递延税款 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
本公司在计量日将任何未确认的精算净收益或损失确认为福利（收入）成本的组成部分，其数额超过预计福利债务或计划资产中较大者的10%，定义为“走廊”。走廊以外的数额按预期受益于退休人员医疗计划的在职参与人的平均预期剩余服务或按养恤金计划非在职参与人的平均预期剩余寿命摊销。在AOCI中确认的（收益）损失金额预计在计划终止或结算发生之前不会得到充分确认，这将触发加速确认。因计划变动而产生的先前服务费用也记入阿拉伯联合行动。
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供款。
F-31
公司维持一个补充福利计划，直接从公司资金中每月向参与者支付福利。所有其他养恤金福利付款均从养恤金计划的资产中支付。
预期从养恤金计划资产中支付的未来养恤金福利付款如下：
| 2023 | $ |
|
|||
| 2024 |
|
||||
| 2025 |
|
||||
| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 2028 - 2032 |
|
||||
| $ |
|
||||
设定受益计划资产的预期长期回报率反映了管理层对投资资金的长期回报率的预期，这些资金用于为预计福利义务中所列的福利提供准备金。在确定计划资产的预期长期回报率假设时，公司考虑的是与这些计划的基本义务的长期性质相一致的一段时期内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一资产类别的历史和前瞻性回报率是基于对每一资产类别的同等基准市场指数的投资所赚取或预期赚取的回报率。
养老金计划的预期回报基于计算出的养老金计划资产的市场相关价值。根据这一方法，实际收益与公司预期收益不同而产生的资产损益在三年内按比例计入资产的市场相关价值。
养老金计划维持投资政策，除其他外，这些政策建立了一种组合资产配置方法，其中包括针对单个资产类别的百分比配置区间。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。
以下是截至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 范围 |
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| 美国股票证券 |
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% |
|
% |
|
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| 非美国股票证券 |
|
% |
|
% |
|
||||||||||||
| 固定收益证券 |
|
% |
|
% |
|
||||||||||||
| 货币市场基金 |
|
% |
|
% |
|
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固定收益养老金计划没有NACCO普通股的任何直接所有权。
本公司养老金计划资产的每一主要类别的公允价值均采用相同资产在活跃市场中的市场报价或公允价值层次结构中的第1级进行估值。以下是截至12月31日的数值：
| 1级 | |||||||||||
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 美国股票证券 | $ |
|
$ |
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| 非美国股票证券 |
|
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| 固定收益证券 |
|
|
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| 货币市场基金 |
|
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| 合计 | $ |
|
$ |
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F-32
退休后保健：该公司还维持医疗保健计划，为符合资格的退休雇员提供福利。本公司的所有医疗保健计划都有本公司分担费用的上限。保健计划的网络提供了效益，从而为公司节省了成本。这些计划没有资产。根据公司目前的政策，计划福利在参与者到期时提供资金。
在核算退休后医疗保健计划时所使用的假设如下：截至12月31日的年度：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 福利债务加权平均贴现率 |
|
% |
|
% | |||||||
| 定期养恤金净成本加权平均贴现率 |
|
% |
|
% | |||||||
| 假设明年的医疗保健费用趋势率 |
|
% |
|
% | |||||||
| 假定费用趋势率下降到的比率（最终趋势率） |
|
|
% | ||||||||
| 速率达到最终趋势速率的年份 |
|
|
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下文详细列出了截至12月31日的各年退休后医疗保健计划的定期福利支出净额：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 服务费用 | $ |
|
$ |
|
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| 利息成本 |
|
|
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| 精算损失摊销 |
|
|
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| 先前服务信贷的摊销 | (
|
(
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| 定期福利支出净额 | $ |
|
$ |
|
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下文详细列出了12月31日终了年度在其他综合（收入）损失中确认的计划资产和福利义务的其他变动：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 本年度精算收益 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
| 精算损失摊销 | (
|
(
|
|||||||||
| 先前服务信贷的摊销 |
|
|
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| 转让 |
|
|
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| 在其他综合（收入）损失中确认的总额 | $ | (
|
$ |
|
|||||||
F-33
以下列出该年度养恤金债务的变化和截至12月31日的退休后保健的资金状况：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 福利义务的变化 | |||||||||||
| 年初的养恤金义务 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 服务费用 |
|
|
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| 利息成本 |
|
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| 精算收益 | (
|
(
|
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| 支付的福利 | (
|
(
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| 年底的养恤金义务 | $ |
|
$ |
|
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| 年底资金到位情况 | $ | (
|
$ | (
|
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| 资产负债表中确认的数额包括： | |||||||||||
| 流动负债 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
| 非流动负债 | (
|
(
|
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| $ | (
|
$ | (
|
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| 累计其他全面损失的组成部分包括： | |||||||||||
| 精算损失 | $ |
|
$ |
|
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| 先前服务信用 | (
|
(
|
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| 递延税款 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
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预计将支付的未来退休后医疗福利金有：
| 2023 |
|
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| 2024 |
|
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| 2025 |
|
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| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 2028 - 2032 |
|
||||
| $ |
|
||||
注15 ——
业务部门
该公司的经营部门是：（一）煤炭开采，（二）NAMining和（三）矿产管理。本公司确定其可报告分部的方法是，首先确定其经营分部，然后评估这些分部的任何组成部分是否构成一项可获得离散财务信息的业务，以及分部管理层是否定期审查该组成部分的经营业绩。公司的首席运营决策者利用运营利润来评估部门业绩和分配资源。
本公司有未直接归属于可报告分部的项目，这些项目未作为分部营业利润计量的一部分包括在内，这些项目主要是与母公司的上市公司报告要求以及缓解资源和Bellaire的财务业绩有关的行政费用。缓解资源公司生成和出售溪流和湿地缓解信贷（称为缓解银行），并向许可证负责人提供服务
F-34
溪流和湿地缓解。Bellaire管理着该公司与前美国东部地下采矿活动有关的长期负债。
自2022年1月1日起，公司变更了可报告分部的构成。因此，公司追溯改变了分部营业利润的计算方法，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为NAMining分部，因为这些业务为工业矿物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。这一分部报告变动对合并经营业绩没有影响。上一期间所有分部信息均已重新分类，以符合新的列报方式。
营业利润（包括利息支出和利息收入在内的其他收入、所得税准备金和净收入）下面的所有财务报表项目在本10-K表中综合列报和讨论。
关于公司可报告分部的更多讨论，见附注1。目前所有业务都在美国。附注2和附注18说明了可报告分部的会计政策。
2022年和2021年，有两个客户单独占合并收入的10%以上。
以下是这些实体各自的收入占这些年度合并收入的百分比：
| 合并收入百分比 | ||||||||||||||
| 分段 | 2022 | 2021 | ||||||||||||
| 煤炭开采客户 |
|
% |
|
% | ||||||||||
| NAMining客户 |
|
% |
|
% | ||||||||||
F-35
下表列出截至12月31日止年度的收入、营业利润、折旧费用和资本支出：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 收入 | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| NAMining |
|
|
|||||||||
| 矿产管理 |
|
|
|||||||||
| 未分配项目 |
|
|
|||||||||
| 消除 | (
|
(
|
|||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 营业利润（亏损） | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| NAMining |
|
|
|||||||||
| 矿产管理 |
|
|
|||||||||
| 未分配项目 | (
|
(
|
|||||||||
| 消除 |
|
(
|
|||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 不动产、厂场和设备以及购买矿产权益的支出 | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| NAMining |
|
|
|||||||||
| 矿产管理 |
|
|
|||||||||
| 未分配项目 |
|
|
|||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 折旧、损耗和摊销 | |||||||||||
| 煤炭开采 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| NAMining |
|
|
|||||||||
| 矿产管理 |
|
|
|||||||||
| 未分配项目 |
|
|
|||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
按部门划分的资产信息不单独保存以供内部报告使用，也不用于评价业绩。
注16 ——
未合并子公司
F-36
对未合并子公司的投资和相关税务头寸共计$
14.9
百万美元
19.1
分别为2022年12月31日和2021年12月31日。公司与这些实体有关的损失风险仅限于其投资资本，即$
7.1
百万美元
7.6
分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
NACoal是与Coyote Creek有关的某些担保的当事方。在Coyote Creek的褐煤销售协议发生违约或终止的情况下，NACoal将有义务向Coyote Creek的第三方贷款人支付一笔“补足”款项。“补足”金额是基于剩余预定债务支付的贴现值超过本金的部分（如果有的话）。此外，如果Coyote Creek的客户在2024年1月1日或之后终止Coyote Creek的LSA，NACoal有义务以这些资产当时的账面净值购买Coyote Creek的拉绳和车辆。迄今为止，自这些担保开始以来，尚未要求NACoal支付任何款项。该公司认为，NACoal被要求履行担保的可能性很小，而且没有记录与这些担保有关的金额。
未合并附属公司的财务资料摘要如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 业务说明 | |||||||||||
| 收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 毛利 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 所得税前收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 资产负债表 | |||||||||||
| 流动资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 非流动资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 流动负债 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 非流动负债 | $ |
|
$ |
|
|||||||
收入包括由非合并子公司的客户偿还的所有矿山运营费用，以及每吨煤、供暖装置（MMBtu）或每吨石灰石交付的补偿。报销费用具有抵消性费用，对所得税前收入没有影响。所得税前收入是指未合并业务的收益。
NACoal收到股息$
49.0
百万美元
51.7
2022年和2021年分别来自未合并子公司的百万美元。
注17 ——
关联交易
该公司的一名董事是已退休的众达合伙人。众达律师事务所提供的法律服务约为$
1.0
百万美元
1.2
截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的百万美元。
Alfred M. Rankin，Jr.担任NACCO董事会主席，根据咨询协议的条款，应要求为NACCO总裁兼首席执行官提供支持。Rankin先生提供的咨询服务费用约为$
0.3
百万美元
0.5
分别为截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的百万美元。
Hyster-Yale Materials Handling，Inc.（“Hyster-Yale”）是本公司的一家前子公司，于2012年分拆给股东。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，海斯特-耶鲁集团董事长。在正常的业务过程中，NACoal租赁或购买Hyster-Yale升降车。这些条款可能与非关联方之间的交易中可能获得的条款不具有可比性。
F-37
附注18 ——
补充石油和天然气披露（未经审计）
矿产管理部门主要通过将其特许权使用费和矿产权益出租给第三方勘探和生产公司，以及在较小程度上出租给其他采矿公司获得收入，授予它们勘探、开发、开采、生产、销售和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产的特许权使用费。作为特许权使用费和矿产权益的所有者，公司获取有关其特许权使用费和矿产权益的活动和运作的信息的途径有限。本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一般无法获得详细信息。关于矿物管理部分的更多讨论，见附注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相关的总资本化成本以及适用的累计折旧、损耗和摊销如下：
| 2022 | 2021 | ||||||||||
| 证明已开发 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 证明未开发 |
|
|
|||||||||
| 探明储量 |
|
|
|||||||||
| 减：累计折旧、损耗和摊销 |
|
|
|||||||||
| 石油和天然气资产的净特许使用费权益 | $ |
|
$ |
|
|||||||
总的净探明储量是指天然气和碳氢化合物液体储量在扣除所有特许权使用费、超额特许权使用费和外部方拥有的在支付指定的货币余额后生效的复归权益后，对公司权益的贡献。采用递减曲线分析方法，利用足够的历史产量数据估计了压力枯竭储层的剩余储量，从而确定了递减趋势。通过体积分析、类似储层的研究或两者的结合来估计非压耗驱动机制下的储层和非生产储层。使用确定性和概率性方法估算了储量。所有储量估算都是采用石油行业普遍接受的标准工程做法编制的，并符合美国证交会制定和采用的准则。
下表列出了根据公司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日的石油和天然气净探明储量估计数。该公司的所有储备都位于美国。
| 截至2022年12月31日的准备金净额 | ||||||||||||||||||||
|
石油（桶）(1)
|
NGL（bbl）(1)
|
残余气体（Mcf）(2)
|
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| 证明已开发 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 证明未开发 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 合计 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 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)
|
||||||||||||||||||
| 证明已开发 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 证明未开发 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 合计 |
|
|
|
|||||||||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
F-38
估计探明储量
下表汇总了截至2022年12月31日止年度的探明储量变化：
| 估计探明储量 | ||||||||||||||||||||
|
石油（桶）(1)
|
NGL（bbl）(1)
|
残余气体（Mcf）(2)
|
||||||||||||||||||
| 2021年12月31日 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 采购 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 扩展和发现 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
对先前估计数的订正(3)
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||
| 生产 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 其他 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
|
|||||||||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
(3)对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而进行的技术修订。
已探明未开发储量估计数（“PUD”）
下表汇总了截至2022年12月31日止年度PUD的变化：
| 已探明未开发储量估计数 | ||||||||||||||||||||
|
石油（桶）(1)
|
NGL（bbl）(1)
|
残余气体（Mcf）(2)
|
||||||||||||||||||
| 2021年12月31日 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 采购 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 扩展和发现 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
对先前估计数的订正(3)
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
|
|||||||||||||||||
(1)Bbl。一个储油罐桶，或42美加仑的液体容量。
(2)Mcf。一千立方英尺天然气在合同压力和温度基础上。
(3)对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而进行的技术修订。
作为矿产和特许权权益的所有者，公司一般没有任何证据证明经营者的开发计划获得批准。因此，已证实的未开发储量估计数仅限于那些已公开申请钻探许可证的相对较少的地点。截至2022年12月31日，PUD储量包括42口处于不同钻井或完井阶段的油井。截至2022年12月31日
6
该公司总探明储量的百分比被归类为PUD。
F-39
贴现未来净现金流量的标准化计量
未来现金流入是指根据所列各期间的12个月未加权平均每月第一天商品价格计算的期末已探明储量产量的预期收入。未来现金流入的计算方法是将与已探明储量有关的适用价格与这些储量的年终数量相结合。未来的生产和成本是根据假设现有经济条件持续下去的当前成本得出的。在使用法定税率计算标准化计量时，联邦所得税费用从未来的生产收入中扣除。该公司须缴纳某些州税；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量的现实估计，“标准化计量”也不应被解释为代表公司的现值。今后可能会对已探明储量的估计数进行重大修订；储量的开发和生产可能不会在假定的时期内进行；实际价格预计会与所使用的价格有很大差异；实际费用可能会有所不同。
下表根据截至2022年12月31日折现现金流量的标准化计量方法，提供了与已探明油气储量相关的未来现金流量净额:
| 毛额 | 法定税率 | 净额 | ||||||||||||||||||
| 未来现金流入 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 未来生产成本 |
|
|||||||||||||||||||
| 所得税费用前的未来净现金流 |
|
21 | % |
|
||||||||||||||||
| 10%的折扣，以反映现金流动的时间 | (
|
21 | % | (
|
||||||||||||||||
| 折现现金流量的标准化计量 | $ |
|
21 | % | $ |
|
||||||||||||||
下表提供了基于2021年12月31日折现现金流标准化计量的已探明油气储量的未来现金流量净额:
| 毛额 | 法定税率 | 净额 | ||||||||||||||||||
| 未来现金流入 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 未来生产成本 |
|
|||||||||||||||||||
| 所得税费用前的未来净现金流 |
|
21 | % |
|
||||||||||||||||
| 10%的折扣，以反映现金流动的时间 | (
|
21 | % | (
|
||||||||||||||||
| 折现现金流量的标准化计量 | $ |
|
21 | % | $ |
|
||||||||||||||
以下概述了2022年折现未来净现金流量标准化计量方法的主要变化来源：
| 毛额 | ||||||||
| 2021年12月31日 | $ |
|
||||||
| 采购 |
|
|||||||
| 扩展和发现 |
|
|||||||
|
对先前估计数的订正(3)
|
|
|||||||
| 其他 | (
|
|||||||
| 2022年12月31日 | $ |
|
||||||
(3)对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而进行的技术修订。
F-40
NACCO Industries, Inc.及其附属公司
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度
| 增补 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 说明 | 期初余额 | 收费 费用和 费用 |
收费 其他账户 —描述 |
扣除 —描述 |
余额 结束 期间（a） |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
| （以千计） | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 从资产账户中扣除的准备金： | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 递延税项估价免税额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||
| 2021 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 从资产账户中扣除的准备金： | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 递延税项估价免税额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||
(A)不需要列报的余额和不重要的余额已被省略。
F-41