让自然资源栩栩如生2024年度报告®®®
我们的公司.....。1财务&经营数据精选.....。2封致我们股东的信...... 4表格10-K.....。13名董事和领导.....。138企业信息.....。内后盖目录
纳科工业，公司。®通过其强大的NACCO Natural Resources产品组合，通过提供骨料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，使自然资源栩栩如生®企业。公司在三个业务板块下运营：煤炭开采、北美矿业®和Minerals管理。煤炭开采部门为发电公司经营地面煤矿。北美矿业部门是骨料、活性炭、锂和其他工业矿物生产商值得信赖的矿业合作伙伴。包括Catapult Mineral Partners业务的Minerals管理部门收购并促进矿产权益的开发。此外，北美缓解资源®提供溪流和湿地缓解解决方案，以及综合复垦和恢复建设服务。ReGenResources正在寻求开发新发电资源的机会。关于北美COVER缓解资源提供溪流和湿地缓解解决方案。封面上显示的Smoky Run缓解项目在田纳西州罗恩县恢复了13,000英尺的溪流。左边一位北美缓解资源公司的环境实习生获得了实际经验。我们的公司®®®
选定的财务和经营数据纳科工业，Inc.和子公司经营报表数据：收入.....。营业利润（亏损）.....。净利润（亏损）.....。基本每股收益（亏损）.....。稀释每股收益（亏损）.....。每股及股份数据：现金分红.....。12月31日市值.....。12月31日的股东权益.....。12月31日实际流通在外股份.....。基本加权平均流通股.....。稀释加权平均流通股.....。（1）2023年和2022年包括的非现金减值费用分别为6590万美元和390万美元。（2）2022年包括1,400万美元的现金合同终止和解以及1,690万美元的非现金终止和解。$ 214,794 $（70,137）$（39,587）$（5.29）$（5.29）$ 0.86 $ 36.50 $ 51.337,4497，4787,478截至2024年12月31日止年度2023（1）2022（1）（2）（以千计，每股数据除外）$ 237,708 $ 35,705 $ 33,741 $ 4.58 $ 4.55 $ 0.90 $ 29.82 $ 55.507,2967，3637,411 $ 241,719 $ 69,986 $ 74,158 $ 10.14 $ 10.06 $ 0.82 $ 38.00 $ 58.107,3497，3127,373我们实现了强劲的2024年净收入，与2023年的净亏损相比大幅改善。我们的调整后EBITDA同比增长116%。这一强劲表现由我们的煤炭开采部门引领，同时我们的北美采矿和Minerals管理部门也比2023年实现了显着改善。2 NACCO工业
12月31日资产负债表数据：现金.....。总资产.....。长期债务.....。股东权益.....。现金流数据：经营活动提供.....。用于投资活动.....。筹资活动前现金流量（三）.....。由（用于）融资活动提供的.....。其他数据：12月31日（4日）员工总数.....。85,109美元539,708美元22,003美元382,340美元54,490美元（81,597）美元（27,107）1,468，700美元（3）筹资活动前的现金流量等于经营活动提供的现金净额减去用于投资活动的现金净额。（4）包括所有呈报年份的未合并矿山的雇员。110,748美元568,072美元16,019美元426,966美元67,735美元（33,152）34,583美元（9,840）1,600美元计算调整后EBITDA（5）净收入（亏损）.....。资产减值费用（一）.....。合同终止和解（二）.....。所得税计提（利益）.....。利息支出.....。利息收入.....。折旧、损耗和摊销费用.....。调整后EBITDA（5）.....。（5）调整后EBITDA仅作为经营业绩的补充披露提供。调整后EBITDA不代表美国公认会计原则定义的净收入（亏损），不应被视为净收入（亏损）的替代品，或作为经营业绩的指标。NACCO将调整后EBITDA定义为扣除长期资产减值费用、合同终止结算和所得税前的收入（亏损），加上净利息费用和折旧、损耗和摊销费用。调整后EBITDA不是美国通用会计准则下的衡量标准，也不一定与其他公司类似名称的衡量标准具有可比性。截至12月31日止年度20242023（1）2022（1）（2）（单位：千）截至12月31日止年度20242023（1）2022（1）（2）（单位：千，雇员数据除外）$（39,587）65,887 –（24,571）2,460（6,081）29,387 $ 27,495 $ 74,1583，939（30,882）13,5652，034（1,449）26,816 $ 88,181 $ 33,741 – –（95）5,566（4,428）24,652 $ 59,436 $ 72,833 $ 631,687 $ 95,335 $ 404,947 $ 22,289 $（71,292）$（49,003）$ 36，
致股东的信自2015年以来，我们一直走在加强NACCO战略地位和为未来增长奠定坚实基础的道路上。经过十年的投资，我们认为，我们现在正处于一个关键时刻。我们发现，进入2025年，我们拥有强大的业务，既有传统业务，也有新业务；所有这些业务都建立在长期业务模式之上，这些模式提供了竞争优势和重大的增长机会。我们的传统业务继续产生强劲和持续的现金流。我们较新的业务正在投资这些现金流以实现增长，我们将2025年视为这一旅程的转折点。Catapult Mineral Partners预计，自2020年以来进行的石油和天然气投资的收入将在2025年开始超过遗留资产的收入，并从那里继续增长。随着业务达到足够规模，缓解资源预计将在2025年产生首个年度利润，额外增长预计将为未来利润做出贡献。北美矿业还有望在未来几年产生越来越高的盈利能力，包括新合同，这些合同预计将从2026年开始提供稳定的收入和现金流。这一拐点出现的时机恰逢其时。我们正处于一个时期，我们预计经济趋势和监管发展将有利于我们的业务，并有助于加速我们的增长。美国越来越多地对在岸商业采取“美国优先”的做法。我们的业务百分之百是国内的，我们为美国经济的关键行业——发电、制造、建设和发展，以及工业矿物和化学品的生产——提供关键的投入和服务。我们经营所在地区的本土外包、电气化程度不断提高和强劲增长应该会为我们的每一项业务创造顺风。我们预计，随着数据密集型行业的增长加速了对我们客户的燃煤电厂可以提供的24/7基本负荷发电的需求，我们的传统煤矿将会繁荣。美国2024年的用电量增长了2%，而美国能源信息署预测，2025年和2026年将出现类似的增长，而此时燃煤发电的监管环境正在改善。美国人理应获得我们的客户提供的可靠且负担得起的电力。我们正在通过利用来自煤炭开采业务的强劲、稳定的现金流和我们传统的天然气权益为增长提供有机资金来创造长期价值。这使我们能够使我们的业务组合多样化，同时保留我们保守的资产负债表。利用我们的核心优势并在下面建造，一条在密西西比州Red Hills矿（左）作业的拉力线和一辆在北达科他州Coyote Creek矿（右）装货的卡车。经过十年的投资，我们相信我们现在正处于我们旅程的关键时刻。4 NACCO工业
基于我们与可靠、值得信赖的客户和合作伙伴的长期关系，我们能够最大限度地降低启动风险，同时在我们前进的过程中微调我们的商业模式。卓越地提供精密采矿服务是NACCO DNA的核心，北美矿业就是从这种经过验证的专业知识中成长起来的。北美矿业的商业模式建立在优势互补的基础上——我们的客户是骨料和工业矿物方面的专家，负责管理他们的客户群和销售，而我们作为客户运营的一个组成部分，带来了与他们的商业模式具有协同作用的专业采矿专业知识。通过这种战略方法，我们与美国前十大骨料生产商中的六家以及几家规模较小的区域利基参与者建立了牢固的长期关系。我们的目标是成为面向工业矿物生产商的专业化采矿服务的领先提供商。同样，北美缓解资源公司建立在我们在环境许可、复垦和恢复方面已证明的能力之上。我们利用这些久经考验的技能，确立了自己作为溪流和湿地缓解服务的领先供应商的地位，尤其专注于具有巨大上行潜力的高增长市场。Catapult积极管理我们遗留的天然气矿产权益，并通过投资于额外的优质石油和天然气权益，成功地实现了我们持股的多元化。Catapult现在拥有具有吸引力的资产组合，石油和天然气权益超过6万英亩净矿产，分布在该国一些主要盆地。Catapult的战略计划包括每年高达2000万美元的定向投资，以扩大我们的投资组合并加速该业务的增长。虽然许多其他业务是交易型的，依赖于个别产品或服务的销售与短期客户参与，但我们按照长期方法运营。NACCO以服务为基础的业务，无论是传统业务还是新业务，都建立在长期项目、合同和关系之上，采用“先投资后收获”的模式。多年期项目在其整个生命周期内交付利润和现金流，无需大量持续的资本投资。这些稳定和经常性的未来现金流来源，加上来自我们传统业务的大量经常性现金流，预计将在未来几年对收入和现金流产生复合效应，福尔柯克矿的一名员工致力于维护并保持设备处于最佳状态（左），一辆卡车在凌晨时分在自由矿装载（右）。上图，一名员工在北达科他州对一辆拖运卡车进行检查。5年度报告
来吧。我们每个较新的业务每年都会发现几个长期机会，为我们提供了许多加速增长的途径。随着这些新业务的成熟，我们看到了扩大运营规模和扩大足迹的巨大机会。我们对有纪律的增长和卓越运营的关注使我们能够实现更好的运营利润和EBITDA，同时为我们的投资资本带来越来越高的回报。我们正以长远眼光打造这些业务，强调战略扩张和多元化，在这些地方我们可以利用我们的核心能力和深厚的运营经验。我们的商业模式的长期性使我们对公司的未来更有信心。我们的煤炭开采合同以几十年为单位，北美矿业的客户关系跨越多年，有时超过十年。作为证明，我们自1978年和1983年以来一直为北达科他州的燃煤发电厂提供服务，并自1995年以来不断为佛罗里达州一家领先的骨料生产商提供采矿服务。同样，Catapult通过对各种矿产权益池的投资，包括与生产井相关的储量以及为未来发展而持有的其他储量，在我们的Minerals管理投资组合中创造可持续的收入流。这些投资的收益将跨越数十年。典型的缓解资源缓解银行将在大约10年期间产生有吸引力的收入，因为信贷变得可用，并辅之以其他短期项目的收入。此外，我们成立了ReGenResources，以推进公用事业规模、预计建成后将产生高回报的发电项目，包括密西西比州、宾夕法尼亚州和德克萨斯州的长期项目。虽然我们每一项业务的现有长期合同和投资提供了对未来业绩的清晰可见性，但我们仍然专注于确保新的机会，以进一步加速未来的增长。你会发现更多关于以上每一个的信息，拖运卡车司机在自由矿为他们的轮班做准备，我们自1983年以来一直在那里运送煤炭。下面，一条北美矿业拉力线在佛罗里达州作业（左），而一名地面矿工在内布拉斯加州作业（右）。我们的商业模式的长期性使我们对公司的未来更有信心。6纳科工业
我们的业务在以下页面和我们的网站上。我们运营着一个精益组织，专注于最大限度地降低企业成本，这样我们就可以为股东带来可观的回报。我们发现，成功来自于让每个业务发展自己的行业领先专家，同时利用我们中心团队的能力。这种资源和专业知识的共享，以战略性使用技术为动力，使我们作为一个整体更加有效。我们对我们所谓的“一个团队”的理念感到特别自豪，这意味着无论有人在我们的某个业务内部工作，还是在公司层面工作，我们都在朝着同一个方向发展和加强我们的公司。我们用单一的激励计划将这些话背后的行动，该计划将我们整个公司的领导团队团结在共同的目标周围，重点是创造长期价值。预计十年来对增长和多元化的战略投资将开始带来回报，放大我们传统业务的强劲收益和现金流能力。我们预计2025年将是朝这个方向迈出的第一步，未来几年将有更有意义的改善。我们对提高股东价值的承诺仍然坚定不移。盈利扩张将使我们能够通过股息向股东返还更多资本，有时当我们的股价低于我们对内在价值的看法时，还可以进行股票回购。我们为过去十年取得的成就感到自豪。我们已将公司从几乎完全与煤炭开采相关的业务转变为一个由领先且不断增长的自然资源公司组成的多元化投资组合。我们相信我们的业绩记录不言自明，在我们公司发展的这个关键时刻，我们有一个清晰而有力的故事要与投资界分享。这就是为什么，在2025年，我们正在扩大我们的股东参与，以帮助投资者理解和理解我们的战略，下面的进展，运输卡车在福尔柯克矿（左）运营，而土方搬运设备由锯齿矿业（右）部署。上图，北美缓解资源公司的员工在实地工作，评估溪流流量。我们对提高股东价值的承诺仍然坚定不移。盈利扩张将使我们能够向股东返还更多资本。7年度报告
以及NACCO正在进行的转型。我们拥有一群非常有才华的员工，以及出色的客户和供应商合作伙伴，其中许多人我们已经合作了几十年。我们感谢董事会的周到监督和NACCO股东的持续支持。这些长期存在的关系和对卓越的共同承诺构成了我们公司的基石。J.C. Butler，Jr. 纳科工业公司和NACCO自然资源公司总裁兼首席执行官上图，自1978年以来，我们一直在高效地使用福尔柯克矿的拉力索。左图，一名员工在为拖拉设备提供服务。当我们进入2025年时，我们对未来的机遇充满活力，这些持久的伙伴关系和我们对价值创造的共同承诺加强了我们的力量。感谢您成为我们旅程的一部分。8纳科工业
我们的煤炭开采部门根据以几十年为单位的长期合同为发电公用事业提供全面的采矿服务，消除了现货煤炭市场价格波动的任何风险。我们运营的每座矿山都提供运营相邻发电厂所需的100%燃料。在每种情况下，我们都被合同指定为独家煤炭供应商，消除了竞争风险。我们相信我们的客户是稳定的，他们的发电厂是负担得起和可靠的基本负荷电力的必要供应商。在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，我们的收入来自客户每交付一吨煤向我们支付的管理费。我们的客户支付我们所有的成本，包括填海，我们的管理费根据消费物价指数或生产者物价指数等广泛的经济指标进行调整。我们的收入是根据交付的煤炭数量和我们的费用根据这些经济指标的周期性变化进行调整。由于这种独特的管理费合同结构限制了我们因客户需求减少而导致收入水平下降的下行风险，并且需要我们进行最少的资本投资，因此这些实体没有在我们的财务报表中合并。相反，我们来自这些采矿业务的服务费收入在我们的损益表中报告为未合并业务的收益。在MLMC，我们的煤炭价格是每吨固定的数量，每月调整，基于合同约定的公式，该公式旨在随着时间的推移跟踪煤炭生产成本。我们在这个矿山投入了资本，我们负责所有运营成本、额外的资本要求和最终的矿山复垦；因此，MLMC在我们的财务报表中合并。MLMC的盈利能力受到客户对煤炭的需求、决定销售价格的指标的变化以及实际发生的成本的影响。MLMC为客户的发电厂提供100%的燃料，该发电厂根据长期购电协议向田纳西河谷管理局提供电力。来自Coteau、Falkirk和Coyote Creek的类似年金的收益提供了长期稳定的利润和现金流，MLMC预计将在其合同的剩余七年中贡献大量现金流。来自这些业务的现金流为我们的增长和多元化战略提供了坚实的支持基础。■位于北达科他州安德伍德，由福尔柯克矿业公司（Falkirk）运营■ 1978年开始运营■每年交付约700-800万吨褐煤，为Coal Creek Station电厂提供动力Falkirk矿■位于北达科他州扎普，由Coyote Creek矿业公司（Coyote Creek）运营■ 2016年开始运营■每年交付约200万吨褐煤，为Coyote Station电厂Coyote Creek矿提供动力■位于密西西比州阿克曼，并由密西西比褐煤矿业公司（MLMC）运营■ 2002年开始运营■每年交付约300万吨褐煤，为Red Hills发电厂Red Hills矿提供动力■位于北达科他州Beulah，由Coteau Properties Company（Coteau）运营■ 1983年开始运营■每年交付约1200-1300万吨褐煤，为羚羊谷站和Leland Olds站发电厂以及大平原Synfuels工厂Freedom矿提供动力®9年度报告
®北美矿业（NAM）是一家为工业矿物生产商提供专业采矿服务的领先供应商。我们的商业模式建立在作为精密采矿服务提供商的基础上，并融入客户的运营，使我们的客户能够专注于他们最了解的业务部分——确保储量、评估市场以及生产和销售他们的最终产品。这项业务是出于我们在煤炭开采方面的核心竞争力而发展起来的，因此我们提供的工作范围可以是全面的，也可以是非常具体的，基于每个客户的需求。我们的长期合同结构使我们的利益与客户的利益保持一致。我们的一项专门服务是操作拉力索，提取淹没在水中的骨料。Draglines是大型、复杂的机器，我们在操作和维护方面的广泛专业知识使我们成为行业领导者，为我们提供了竞争优势，使我们能够以具有成本效益的方式支持我们的客户。我们相信，我们对安全和生产力的坚定不移的关注有助于提高效率。NAM目前运营31条拖运线路，其中大部分服务于佛罗里达州骨料市场，尽管我们继续在地域上扩张。我们很快将在一家骨料行业领导者的亚利桑那州采石场运营一条大型拉锯线，以提取水下石灰石。NAM还通过运营类似于巷道沥青铣刨机的地面采矿机，在客户采石场提取骨料，提供专业化的采矿服务。地面采矿者通过提高资源回收率和提高生产的骨料质量，同时延长矿山寿命而无需爆破和钻探，从而使客户受益。NAM是Lithium America（NYSE：LAC）位于内华达州北部的Thacker Pass锂项目综合采矿服务的独家供应商。Thacker Pass是世界上最大的实测锂储量和资源量。目前，我们正在为锂加工厂架设场地提供土建服务，我们正在准备建设将与工厂相邻的锂矿。该项目将提供锂源，以帮助美国确保这种关键矿物的国内供应。除了佛罗里达州和内华达州，NAM还在德克萨斯州、路易斯安那州、阿肯色州、弗吉尼亚州和内布拉斯加州开展业务。近年来，随着我们利用我们的精密采矿专业知识，我们成功地获得了新合同以及现有合同的延期。随着根据几项新合同开展的业务将于2026年开始生产，NAM有望受益于额外的收入流和规模经济。此外，我们正在积极寻求将在这一成功基础上再接再厉的其他新的NAM商机。我们相信，在美国，我们运营的拖运线路比其他任何人都多。在NAM，我们运营的拖运线的桶容量从8到105立方码不等。我们的规模使我们与荷兰制造商MTECK合作开发下一代电动拉力机，提供旧机器无法提供的效率和生产力。这些拉架线是由运营商根据我们的行业专业知识和洞察力为运营商设计的。上图，一名地面采矿者在内布拉斯加州工作，为客户提高资源回收率，提高生产的骨料质量。10 NACCO工业
北美缓解资源（Mitigation Resources）提供一系列生态修复服务。我们开发溪流和湿地缓解解决方案，特别关注具有巨大上行潜力的高增长市场。我们为各州、直辖市和第三方采矿公司提供综合复垦和恢复建设服务。我们还为废弃地表矿山提供生态修复服务，服务国营市场。得克萨斯州指定缓解资源公司为其首选的废弃矿场土地修复服务提供商，允许优先获得未来的重要项目。缓解资源是作为我们传统采矿和屡获殊荣的环境技能的自然延伸而建立的。该业务还利用了我们与监管机构协调的专业知识。溪流和湿地缓解行业受美国陆军工程兵团监管，在某些情况下受国家机构监管，因此我们的专业知识提供了竞争优势。溪流和湿地缓解项目具有长期性。与初始项目开发相关的现金支出发生在最初几年内。紧随其后的是在大约十年的时间内随着里程碑的达成和缓解信贷的释放而产生收入。缓解资源平衡了这些较长期项目的收入与较短期复垦和恢复项目的收入。缓解资源在2024年期间继续扩张，目前在阿拉巴马州、佛罗里达州、乔治亚州、密西西比州、宾夕法尼亚州、田纳西州和德克萨斯州拥有11个缓解库和其他回收和恢复项目。缓解资源公司在阿拉巴马州、佛罗里达州、乔治亚州、密西西比州、宾夕法尼亚州、田纳西州和德克萨斯州设有缓解库和其他填海和恢复项目。Right，Mitigation Resources提供广泛的土地复垦和修复服务，利用我们自己的设备，重点关注运营效率和创新，定制工作以满足客户的目标。®11年度报告
ReGenResources成立于2023年，旨在解决美国对发电资源快速增长的需求。我们专注于开发利用多联产技术的能源和能源相关项目，例如太阳能与燃气发电相结合，主要是在再生采矿资产上。这些项目由ReGenResources直接开发，以及通过与战略合作伙伴的合资企业。我们目前的项目组合总计超过2.0千兆瓦，大部分处于早期开发阶段，包括太阳能、太阳能-天然气和电池混合项目，以及碳捕获项目。我们重要的土地资源提供了竞争优势，因为我们在以前用于采矿的填海土地上开发这些项目，包括我们在密西西比州、北达科他州、宾夕法尼亚州和德克萨斯州的物业。其他州的其他项目正处于早期审查阶段。另一个关键优势是填海造地离现有基础设施很近，包括输电线路和互联接入点。这些项目可以帮助满足美国日益增长的电力需求。ReGen项目本质上是长期的，对项目开发的初始投资预计将带来可观的回报。我们一般打算在开工前将我们的项目开发服务货币化。然而，如果经济学支持这一决定，我们也可能会选择保留对某些项目的参与权益。此外，在我们拥有物业的大多数情况下，我们将维持场地租赁安排，产生长期年金收入。Catapult Mineral Partners（Catapult）在我们的Minerals管理部门管理石油和天然气权益。我们的投资组合始于几十年前收购的传统矿产权益，主要集中在俄亥俄州和路易斯安那州。自2020年以来，Catapult已投资约7000万美元，因此我们现在在石油和天然气组合方面高度多样化，我们在美国一些主要盆地拥有重要的地理足迹。我们在开发的各个阶段拥有矿产和特许权使用费权益，范围从生产井到未开发的面积，并与广泛的运营商合作。此外，我们还投资了一家成长中的私营上游生产公司，该公司持有石油和天然气资产的非经营性工作权益。我们的多流域、多运营商多元化战略降低了风险，并拓宽了产生有吸引力回报的机会。虽然我们每年预算2000万美元来扩大这一投资组合，但我们的商业模式允许根据可用机会灵活调整投资节奏和类型。我们的资产收购评估过程包括详细分析，利用公共和专有数据为当前生产和未来发展制定预测。我们认为，Catapult的扩张和多元化计划使我们能够提供长期价值，并在未来很长一段时间内产生越来越高的营业利润和EBITDA水平。截至2024年12月31日，我们的投资组合包括198,457英亩的总特许权使用费和63,919英亩的净特许权使用费。22% 36% 42% 57% 31% 7% 5%天然气（包括NGL）石油其他阿巴拉契亚海湾沿岸二叠纪其他2024年Minerals管理收入按产品类型分列截至2024年12月31日的净特许权英亩63,919英亩3460万美元12 NACCO INDUSTRIES
美国证券交易委员会华盛顿特区20549 Form 10-K（Mark One）☑根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的截至2024年12月31日的财政年度的年度报告或根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的☐过渡报告委员会第1-9172号文件NACCO INDUSTRIES，INC.（注册人的确切名称在其章程中指定）特拉华州34-1505819（州或公司或组织的其他司法管辖区）（I.R.S.雇主识别号）22901 Millcreek Blvd，Suite 600 Cleveland，俄亥俄州44122（主要行政办公室地址）（邮政编码）注册人电话号码，包括区号：（440）229-5151根据法案第12（b）节注册的证券各类名称交易代码注册A类普通股的每个交易所的名称，每股面值1美元NC纽约证券交易所根据法案第12（g）节注册的证券：B类普通股，每股面值1美元。B类普通股不在任何交易所或市场系统公开上市交易；但是，B类普通股可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条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是否——根据该法第13条或第15（d）条，注册人是否无需提交报告，请用复选标记表示。是↓否丨用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交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天内是否已遵守此类提交要求。是丨否丨用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。是丨否镑用复选标记表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。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。大型加速文件管理器☐加速文件管理器☑非加速申报者☐较小的报告公司☑新兴成长型公司☐如果一家新兴成长型公司，用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或经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公共会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（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包括的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重述需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的薪酬进行恢复分析。☐用复选标记表明注册人是否为壳公司（定义见《交易法》第12b-2条规则）是↓ 丨☐否☑截至2024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：117,744，151美元截至2025年2月28日已发行的A类普通股股数：截至2月28日已发行的B类普通股股数5,866，937，2025年：1,565，359份文件以引用方式并入公司2025年年度股东大会代表声明的部分，以引用方式并入本表10-K第III部分。
NACCO Industries, Inc.目录页第一部分。第1项。业务1项目1a。风险因素18项目1b。未解决的工作人员评论27项目1c。网络安全28项目2。财产29第3项。法律程序48项目4。矿山安全披露48第二部分。项目5。市场为注册人的共同权益、相关股东事项和发行人购买股票49第6项。【保留】49项目7。管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析50项目7a。关于市场风险64项目8的定量和定性披露。财务报表和补充数据64项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧64项目9a。控制和程序64项目9b。其他信息64项目9c。关于阻止检查的外国法域的披露64第三部分。项目10。董事、执行干事和公司治理65项目11。行政赔偿65项目12。某些受益所有人和管理层及相关股东的安全所有权事项65项目13。某些关系和相关交易，以及董事独立性65项目14。主要会计费用和服务65第四部分。项目15。展览和财务报表附表66项目16。表格10-K摘要71签名72财务报表和补充数据F-1
第一部分第1项。美国商业资讯纳科工业，公司。®（NACCO）及其全资子公司NACCO Natural Resources Corporation®（NACCO Natural Resources and with NACCO collectively，the Company，we，our or us），通过我们强大的业务组合，通过提供骨料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，使自然资源栩栩如生。我们在三个业务板块下运营：煤炭开采、北美矿业®（NAMining）和Minerals管理。煤炭开采部门为发电公司经营地面煤矿。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。包括Catapult Mineral Partners（Catapult）业务的Minerals管理部门收购并促进矿产权益的开发。北美洲缓解资源®（缓解资源）提供溪流和湿地缓解解决方案以及综合复垦和恢复建设服务。此外，ReGenResources正在寻求开发新发电资源的机会。我们有未直接归属于可报告分部的项目未包括在经营分部的报告财务业绩中。这些项目主要包括与上市公司报告要求相关的行政成本，包括管理层和董事会薪酬，以及Bellaire Corporation（Bellaire）、Mitigation Resources、ReGenResources和其他发展中业务的财务业绩。Bellaire管理我们与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。NACCO于1986年作为特拉华州公司注册成立，与1913年组建的前身公司的控股公司结构有关。商业战略NACCO的业务组合在NACCO Natural Resources旗下运营。管理层继续积极看待我们的长期业务前景。我们的业务为发电、建设和发展以及工业矿物和化学品的生产提供关键投入。对电力需求的增加、离岸外包和当前的联邦政策正在这些行业内创造有利的宏观经济趋势。管理层对我们的发展轨迹和业务前景以及更长期的增长机会充满信心。虽然我们意识到煤炭开采行业继续面临挑战，但我们认为当前的政治环境可能会改变围绕化石燃料行业相关法规的情绪。预计这些发展将进一步支持煤炭在可预见的未来成为美国能源结构的重要组成部分。NAMining是我们围绕采矿活动实现增长的主要平台。NAMining专注于卓越运营、可扩展性和推动盈利增长，预计将通过其正在进行的业务发展活动提高运营利润率并实现额外增长。新合同和合同延期是该业务有机增长战略的核心。目标是继续NAMining作为为生产多种矿物和材料的客户提供合同采矿服务的领先供应商的持续扩张，我们预计NAMining将随着时间的推移成为营业利润的重要贡献者。Minerals管理部门通过我们的Catapult业务，在美国构建了一个高质量、多元化的石油和天然气矿产和特许权使用费权益组合，有望带来近期的现金流收益率和长期增长。作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们有权获得从生产石油、天然气和相关天然气液体中获得的部分收入，通常是扣除生产后费用和税收。我们没有义务为钻井和完井费用、租赁运营费用或油井生产寿命结束时的封堵和废弃费用提供资金。目前的投资组合为预计将继续提供稳健财务业绩的状况良好的资产提供了坚实的基础。与承担勘探、生产和/或开发全部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运营利润率。我们打算继续这些活动，同时评估我们认为可以可靠地增加现金流和提高整体回报的非经营性工作权益的投资。作为一家非运营商，我们寻求通过参与跨多个盆地的多个运营商的油气井来分散我们的投资和运营风险。虽然回报的时机可能会有所不同， 我们维持长期观点，并相信随着业务的成熟，Minerals管理部门将提供无杠杆税后投资资本回报率在十几岁左右。提供溪流和湿地缓解解决方案以及综合复垦和恢复建设服务的减灾资源公司继续在过去几年建立的实质性基础上再接再厉。我们的缓解资源业务为我们拥有强大1的行业提供了增长和多样化的机会
声誉以及丰富的知识和专长。此外，缓解资源公司正在为废弃地表矿山提供生态修复服务，并被德克萨斯州指定为废弃矿山土地修复的指定提供商。缓解资源公司正在努力为德克萨斯州的蟾蜍开发一个受保护的栖息地，并开展额外的环境修复项目。我们认为，随着这项业务的成熟，缓解资源可以提供可靠的资本回报率。截至2024年12月31日，我们在阿拉巴马州、佛罗里达州、乔治亚州、密西西比州、宾夕法尼亚州、田纳西州和德克萨斯州拥有11个缓解银行和其他缓解项目。我们相信我们的业务具有为客户提供价值的竞争优势，继续投资于我们的业务可以为股东创造长期价值。我们从战略上利用了我们的核心采矿和自然资源管理技能，以建立一个稳健的附属业务组合，额外增长的机会依然强劲。收购额外的矿产权益和改善煤炭开采部门客户的前景，以及缓解资源和NAMining的新合同以及开发其他商业机会应该会增加我们的长期前景。NACCO还继续开展能够加强我们现有煤矿开采业务的弹性的活动。我们仍然专注于管理煤炭生产成本，并最大限度地提高矿点的效率和运营能力，以帮助具有管理费合同的客户更具竞争力。这些活动对客户和我们的煤炭开采部门都有利，因为燃料成本是电厂调度的重要驱动因素。电厂调度增加导致煤炭开采分部客户对煤炭的需求增加。天然气价格波动、天气以及风能和太阳能等可再生能源的可用性可能会影响燃煤电厂的发送量。我们继续寻找通过利用我们的核心采矿能力创造额外价值的方法，其中包括复垦和许可。NACCO成立了ReGen Resources，利用这些技能，通过开发利用多种发电技术的能源相关项目，例如太阳能与燃气发电相结合，主要针对再生采矿资产，解决美国对额外发电来源迅速增加的需求。这些项目可以由ReGenResources直接开发，也可以通过合资企业开发，其中包括在能源开发项目及其融资方面具有专长的合作伙伴。目前的发展机会包括太阳能电池阵列、太阳能-天然气混合项目和密西西比州和德克萨斯州开垦矿场土地上的碳捕获，以及其他州项目的早期审查。NACCO致力于在继续增长和多元化的过程中保持保守的资本结构，同时避免不必要的风险。我们相信，战略多元化将产生现金，可以进行再投资，以加强和扩大我们的业务。我们还继续保持最高水平的客户服务和卓越运营，坚定不移地专注于安全和环境管理。业务发展煤炭开采部门在2023年期间，密西西比褐煤矿业公司（MLMC）收到了客户有关Red Hills发电厂锅炉问题的通知，该问题于2023年12月15日开始。我们对MLMC的长期资产进行了减值评估，并在2023年记录了6590万美元的减值费用。有关长期资产减值费用的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。虽然这一问题已得到解决，但它导致客户需求减少，这对我们2024年的经营业绩产生了重大影响。我们在2024年确认了与业务中断保险赔偿相关的1360万美元收入，这些收入部分抵消了锅炉停电造成的损失。萨宾矿业公司（Sabine）在德克萨斯州经营萨宾矿山。Sabine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（AEP）公司。由于Pirkey工厂提前退役，Sabine停止交付，并于2023年4月1日开始最后的填海。矿山复垦的资金由SWEPCO负责，Sabine因提供矿山复垦服务而获得补偿。Sabine将提供矿山复垦服务至2026年9月30日。截至2026年10月1日，SWEPCO有义务收购Sabine的全部股本并完成剩余的矿山复垦。NAMining Segment Sawtooth Mining， LLC（Sawtooth）将成为内华达州洪堡县Thacker Pass锂项目综合采矿服务的独家供应商。Thacker Pass由Lithium Americas Corp.（TSX：LAC）（NYSE：LAC）和通用汽车控股有限责任公司的合资企业拥有。Thacker Pass于2023年开工建设，目标是在2027年实现初步生产。Sawtooth将获得采矿、资本支出和矿山关闭成本的补偿，并将在矿山运营后确认合同约定的生产费用。除了提供全面的采矿服务外，2
Sawtooth目前正在协助某些建筑服务，一旦锂生产开始，将运输粘土尾矿。在2024年和2023年期间，NAMining修改并延长了与两个客户的现有石灰石合同，并扩大了与其他几个客户的工作范围。预计2024年签订的新合同将从2026年开始增加收益。Minerals管理部门在2024年至2023年期间，Minerals管理向Eiger，LLC（Eiger）共投资了1910万美元，其中1570万美元于2024年第四季度，该公司持有Hugoton盆地堪萨斯州和俄克拉荷马州部分石油和天然气资产的非经营性工作权益。2023年，Minerals管理公司在二叠纪盆地德克萨斯州部分收购了价值3670万美元的矿产和特许权使用费权益。其他项目2023年12月，我们与田纳西河谷管理局（TVA）就拟在红山矿山填海土地上开发的67.5兆瓦太阳能光伏发电设施产生的能源签订了购电协议。该项目的开发取决于根据国家环境政策法案（NEPA）有利地完成环境评估并批准与TVA的互联互通协议。此外，我们订立了与2025年期间项目互联互通相关的工程、采购和建设协议。这一发电设施的预计商业运营日期为2027年末。经营煤炭开采分部煤炭开采分部根据以服务为基础的业务模式，根据与发电公司的长期合同经营地面煤矿。煤炭在北达科他州和密西西比州的地表开采。每个矿山都与我们客户的运营充分结合。截至2024年12月31日，煤炭开采部门的运营煤矿为：Coteau Properties Company（Coteau）、Coyote Creek Mining Company，LLC（Coyote Creek）、Falkirk Mining Company（Falkirk）和MLMC。这些矿山中的每一个都供应褐煤用于发电，并根据长期供应合同将我们的煤炭生产交付给相邻的发电厂或合成燃料工厂。虽然MLMC的煤炭供应合同包含照付不议条款，但该合同包含一项不可抗力条款，允许在任何一方无法控制的特定事件期间暂时停止照付不议条款；所有其他煤炭供应合同均为需求合同。某些煤炭供应合同可以提前终止，这将导致未来收益减少。MLMC合同是我们负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一煤炭供应合同；因此，MLMC在我们的财务报表中合并。MLMC以合同约定的价格向其客户销售煤炭，该价格每月调整，主要基于反映美国一般通货膨胀率的既定指数水平的变化。MLMC的盈利能力受客户对煤炭的需求以及决定销售价格和实际发生成本的指标变化的影响。由于柴油在用于确定煤炭销售价格的指数中的权重很大，柴油价格的波动可能会导致MLMC的收益出现显着波动。MLMC的客户运营着Red Hills电厂，该电厂根据长期购电协议向TVA供电。MLMC与其客户的合同将持续到2032年4月1日。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。关于调度哪些电厂的决定由TVA决定。减少对Red Hills电厂的调度将导致MLMC的收益减少。在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，我们每交付一吨煤或供暖装置（MMBTU）就获得管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通胀的广泛衡量标准一致。我们的客户负责为所有矿山运营成本提供资金，包括最终的矿山复垦，并直接或间接提供建设和运营矿山所需的所有资金。这种合约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Coyote Creek外，由客户提供或支持的债务融资对我们没有追索权。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均符合可变利益实体（VIE）的定义。在每种情况下，NACCO 3
不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制权；因此，我们不会将这些业务的结果合并到我们的财务报表中。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合并运营报表中报告为未合并业务的收益，我们的投资在合并资产负债表中的未合并子公司投资项目中报告。符合VIE定义的矿山统称为未合并子公司。出于税收目的，未合并的子公司包含在我们的合并美国纳税申报表中；因此，合并运营报表的所得税优惠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。我们在正常运营过程中对每个矿山进行同期复垦活动。根据所有未合并子公司的合同，我们的客户有义务为最终的矿山复垦活动提供资金。根据某些合同，未合并子公司持有矿山许可证，因此负责最终的矿山复垦活动。在未合并子公司进行此类最终回收的范围内，除了从客户那里获得所产生成本的补偿外，它还因提供这些服务而获得补偿。见项目2。本表10-K第29页的属性，用于讨论我们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。该部门是我们在动力煤行业之外的采矿活动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，通过执行客户运营的采矿方面为我们的客户创造价值。这使得客户可以专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。截至2024年12月31日，NAMining在佛罗里达州、德克萨斯州、阿肯色州、弗吉尼亚州和内布拉斯加州开展业务。此外，Sawtooth将为Thacker Pass提供所需的所有含锂矿石，该公司目前处于开发阶段，建设活动正在进行中。Sawtooth将获得采矿、资本支出和矿山关闭成本的补偿，并将在矿山运营后确认合同约定的生产费用。除了提供全面的采矿服务外，Sawtooth目前正在协助某些建筑服务，一旦锂生产开始，将运输粘土尾矿。Minerals管理分部Minerals管理分部的收入主要来自将我们的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矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产的特许权使用费。Minerals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（统称为矿产权益和特许权使用费权益）。•特许权使用费。特许权使用费权益通常是在矿产权益的所有者根据石油和天然气租赁将基础矿产出租给勘探和生产公司时产生的。通常，由此产生的特许权使用费利息是从该种植面积中提取的矿物的生产收入的无成本百分比。特许权使用费权益持有人一般不负责资本支出或租赁运营费用，但特许权使用费权益可能在扣除后期制作费用后计算，通常没有环境责任。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，并归还给矿产所有者。•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以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）成为工作权益所有者，出租人（矿产权益所有者）拥有特许权使用费权益。•非参与版税权益（NPRIs）。NPRI是一种对石油和天然气生产的兴趣，它是从矿产地产中创造出来的。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。不参与一词表示权益所有者不分享红利， 租赁产生的租金，也没有参与油气租赁执行的权利。NPRI所有者会这样做；但是，通常会收到特许权使用费。•压倒一切的版税利息（ORRIs）。ORRI是通过划分从工作权益中获得特许权使用费的权利而创建的。与特许权使用费一样，ORRI不会赋予进行资本支出或支付租赁费用的义务4
运营费用，并有有限的环境责任；但是，ORRI可能会在扣除生产后费用后计算，这取决于ORRI的结构。从工作利益中剥离出来的ORRI与创造工作利益的同一基础石油和天然气租赁相关联，因此，这类ORRI通常会在石油和天然气租赁到期或终止时到期。我们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权益。例如，如果我们在拥有矿产权益的同一块土地上的租约中拥有ORRI，则该土地上的ORRI将与该土地上的矿产权益相关的总英亩数相同。Minerals管理分部目前并无任何须承担勘探、生产或开发成本的重大投资。由于资本成本或租赁运营费用完全由运营商或工作利益所有者承担，一旦获得矿产和特许权使用费权益，Minerals管理分部将受益于我们矿产资产的持续开发，而无需投资额外资本。在2024年和2023年期间，Minerals管理公司在Eiger共投资了1910万美元，其中包括2024年第四季度的1570万美元，该公司持有Hugoton盆地堪萨斯州和俄克拉荷马州部分石油和天然气资产的非经营性工作权益。这个实体符合VIE的定义。NACCO不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制权；因此，我们不将这些业务的结果合并到我们的财务报表中。相反，本合同作为权益法投资进行核算。在2024年期间，我们在合并运营报表中记录了0.6百万美元，这是我们在收益中所占的份额，作为未合并业务的收益。我们的投资在合并资产负债表中的Eiger，LLC的行权益法投资中报告。由于Eiger财务报告的滞后，这项投资的收益或损失将按滞后一个季度记录。不包括上述Eiger投资，2024年和2023年收购矿产和特许权使用费权益的总对价分别为70万美元和3670万美元。2024年的收购包括1.37万总英亩和0.6千净特许权使用费英亩。2023年的收购包括4.34万总英亩和2.5万净特许权使用费英亩。我们还管理位于俄亥俄州（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。我们的大部分遗留储量是作为我们历史上煤炭开采业务的一部分而获得的。石油和天然气矿产和特许权使用费权益总额包括截至2024年12月31日的约19.84万总英亩和6.39万净特许权使用费英亩。净特许权使用费英亩是根据我们的所有权和特许权使用费率计算的，标准化为标准的1/8特许权使用费租赁，并假设未出租英亩的特许权使用费率为1/4。见项目2。本10-K表第29页的属性，用于讨论我们的探明储量。客户煤炭开采分部的主要客户为电力公司及独立电力供应商。NAMining部门的主要客户是石灰石生产商，在较小程度上是砂石生产商。此外，NAMining将作为内华达州北部Thacker Pass锂项目的独家合同矿商。Minerals管理部门的收入主要来自石油、天然气以及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需决定，可以有相当大的波动。作为一个矿产所有者，我们对生产和销售的石油、天然气和煤炭的数量以及这些数量营销和销售所依据的条款和条件，包括价格，获得及时信息、参与和运营控制的机会有限。2024年和2023年，分别有三个客户和两个客户的合并营收占比超过10%。以下是归属于这些实体中的每一个实体的收入占这些年度合并收入的百分比：5
合并收入分部百分比20242023煤炭开采客户29% 40% NAMining客户24% 22% NAMining客户11% 7%任何这些客户的损失可能对适用分部的经营业绩和我们的综合经营业绩产生重大不利影响。Competition Coteau、Coyote Creek、Falkirk和MLMC各自只有一个客户为其开采和交付煤炭。我们的煤矿直接毗邻我们客户的财产，采用经济的交付方式，包括与客户设施相连的输送带交付系统或短途铁路系统。由于相对于竞争对手的运输优势，煤炭开采部门的所有矿山都是各自客户最经济的供应商。此外，客户的设施专门设计用于使用正在开采的煤炭。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，它还与补贴能源竞争，主要是风能和太阳能。影响竞争的因素包括石油和天然气的价格和可用性、环境和相关政治考虑、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我们客户的调度决定，这些因素还可能考虑到二氧化碳排放。煤炭开采部门在现有设施中保持可比煤炭产量水平并开发我们的储量的能力将取决于这些因素的相互作用。燃煤发电机组选择运行主要依据运营成本，其中燃料成本占比最大。天然气发电厂在近期最有潜力取代燃煤电力基荷发电。联邦和各州要求增加使用来自可再生能源的电力也可能对煤炭需求产生负面影响。这些授权，再加上税收抵免等使用可再生能源的其他激励措施，使得替代燃料来源与煤炭相比更具竞争力。天然气价格的波动和可再生能源的可用性，特别是风能，可以促进电厂调度和客户对煤炭需求的变化。从更长期来看，我们仍然认为，客户需求将继续受到强制或激励从补贴的可再生能源购买电力的法规的压力，特别是风能和太阳能。见项目1。业务—本10-K表第9页之政府规例，供进一步讨论。环境、社会和治理方面的考虑也会对电厂调度和煤炭需求产生影响。根据行业信息，我们认为根据生产的煤炭总吨数，我们是2024年美国十大煤炭生产商之一。NACCO认为，在2024年，我们是美国最大的拖缆运营商。NAMining面临来自骨料、锂或其他矿物生产商的竞争，这些生产商选择自行进行采矿作业，以及来自其他采矿公司的竞争。在Minerals管理分部，石油和天然气行业竞争激烈；我们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资源，可能能够为生产性石油和天然气资产支付更多费用，或者定义、评估、投标和购买数量超过我们的财务资源许可的资产。此外，Minerals管理部门的许多竞争对手都是或隶属于从事其石油和天然气资产勘探和生产的运营商，这使他们能够收购更大的资产，其中包括已运营的资产。更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承担现有的、以及对联邦、州和地方法律法规的任何改变，这将对我们的竞争地位产生不利影响。整合后的竞争对手可能也更了解他们收购的矿产何时会被开发，因为他们往往是开发商。Minerals管理分部未来收购额外物业的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业以及完成交易的能力。此外，石油和天然气与客户可用的其他形式的能源竞争，主要是基于价格。石油和天然气或其他形式能源的供应或价格的变化，以及商业6
条件、节约、立法、法规以及转换为替代燃料和其他形式能源的能力可能会影响对石油和天然气的需求。季节性由于季节性的影响，我们的结果的可变性有限；然而，由于我们客户设施的计划或非计划停电的时间和持续时间，煤炭需求可能会发生变化。煤炭需求的变化也可能是天然气、风能和太阳能等竞争燃料的市场价格变化以及电力需求的结果，而电力需求可能会根据天气模式的变化而波动。此外，随着消费者分别使用更多的空调或暖气，由于天气异常炎热或寒冷，对燃煤发电的需求可能会增加。相反，温和的天气可能导致对燃煤发电的需求减弱。NAMining部门提取了佛罗里达州每年生产的大量石灰石。佛罗里达州建筑业可能受到经济周期性、季节性天气条件、重大天气事件和流行病的影响，所有这些都可能导致对骨料的需求变化。在Minerals管理部分，石油和天然气井具有较高的初始产率，并遵循自然下降的趋势，然后才能稳定地进入相对稳定的长期生产。衰减速率可能因井深、井长、地质、地层压力和设施设计等因素而有所不同。除了自然产量下降曲线外，特许权使用费收入可能会因应我们无法控制的许多因素而出现有利或不利的波动，包括由第三方运营的油井数量、商品价格（主要是石油和天然气）的波动、与运营商决策相关的生产率波动、监管风险、我们的承租人产生油井开发和其他运营成本的意愿和能力，以及基础设施的可用性和持续发展的变化。天气状况影响天然气的需求和价格，也可能推迟钻探活动。冬季对天然气的需求通常较高，导致第一季度和第四季度天然气价格上涨。某些天然气用户利用天然气储存设施，并在夏季购买一些他们预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。季节性天气条件可能会限制钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。由于这些季节性波动，个别季度期间的Minerals管理运营结果可能并不代表每年可能实现的结果。人力资本截至2024年12月31日，我们有大约1700名员工，其中包括我们未合并采矿业务的大约1100名员工，这些员工都没有通过集体谈判协议来代表。NACCO相信我们与员工的关系很好。基于市场的薪酬：我们相信我们的员工对我们的成功至关重要，我们通过提供基于市场的具有竞争力的总奖励方案来投资于我们的员工，其中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方案。我们提供100%的401（k）匹配贡献，最高可达5%的补偿，立即归属。此外，NACCO为我们所有的全职和兼职员工提供了慷慨的利润分享贡献。我们提供具有竞争力且与员工岗位、技能水平、经验、知识和地理位置一致的员工工资。向雇员提供的福利包括：•为雇员、配偶和受扶养人提供医疗、牙科和视力福利；•灵活支出账户，用于医疗保健和受扶养人护理；•健康储蓄账户和健康报销账户，两者均获得公司捐款；•带薪休假和假期；•育儿假；•短期和长期残疾福利；•员工的健康奖励；•人寿和AD & D保险福利；•身份保护福利；•慈善捐赠匹配；•员工援助计划。7
员工发展：我们认识到，当员工受到尊重、激励和参与时，我们的文化和成功就会得到加强。我们致力于为员工匹配利用每位员工的技能、才能和潜力的任务，并为职业成长提供机会。NACCO认为，培训是员工福祉和成长的关键组成部分。培训范围从设备特定任务培训和强化安全程序到战略领导和管理培训、道德操守培训和特定角色培训。鼓励员工继续寻求专业发展、技能培训和其他教育机会。符合条件的员工有资格参加学费报销计划，以推进他们的正规教育。我们相信，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、参与、培养和提拔完全能够满足每个职位需求的人。安全：员工在工作场所的安全是我们的核心价值观之一。我们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。美国国家矿业协会将NACCO评为安全领域的行业领导者，根据矿山安全和健康管理局的数据，我们的事故率始终低于可比矿山的全国平均水平。自上世纪80年代以来，我们在国家和国家级获得了100多项安全奖项。NACCO努力实现零安全事故或伤害。我们的运营部门有现场安全人员，他们对员工进行安全工作实践培训，审查与安全相关的事件，并在适当时提出改进建议。工作场所的危险被积极识别，管理层跟踪事件，因此可以采取补救行动来改善工作场所的安全。我们认为，与未遂事故、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，并能够识别和纠正可能损害员工安全或健康的运营实践。每一位员工都对安全绩效负责、负责。公司道德：我们制定了遵守公司行为准则、内幕交易政策和反腐败政策的流程。我们所有的董事和员工每年都会完成关于遵守我们的公司行为准则的认证。此外，我们所有的员工都被要求完成年度企业行为准则培训。公司行为准则、内幕交易政策和反腐败政策要求员工遵守适用的法律法规，保持高道德标准，并报告实际或潜在的违规情况。所有NACCO人员必须立即报告他们认为非法或违反我们政策的任何行为。除法律要求外，任何提出此类报告的NACCO人员的身份都严格保密，我们利用第三方热线确保可以匿名生成报告。严禁对善意行使申诉权利的个人进行任何形式的报复。社区参与：我们重视当地社区，并通过志愿者活动、财政捐款和高薪工作提供支持。NACCO相信，通过支持众多慈善活动，包括教育、艺术和社区组织，在我们经营的领域进行长期投资。社区参与通过我们的匹配礼物计划得到鼓励和支持。如果满足计划标准，我们将匹配每位员工最高5000美元的员工供款。有关NACCO某些管理政策的全文，请访问nacco.com/stewardship/。可用信息我们在以电子方式向美国证券交易委员会（SEC）提交或提供此类材料后，在合理可行的范围内尽快通过我们的网站www.nacco.com提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对这些报告的任何修订。我们网站的内容并未通过引用并入本10-K表格或提交给SEC的任何其他报告或文件中，对我们网站的任何引用仅旨在作为无效的文本引用。SEC在http://www.sec.gov维护一个互联网站点，其中包含报告、代理和信息声明，以及有关美国和其他以电子方式向SEC提交文件的发行人的其他信息。根据《交易法》第12b-2条， 我们有资格成为规模较小的报告公司，因为截至我们最近完成的第二季度的最后一个工作日，我们的公众持股量不到2.5亿美元。只要我们仍然是一家较小的报告公司，我们就可能利用SEC报告要求的某些豁免，否则这些豁免适用于不属于较小报告公司的上市公司。8
政府监管我们的运营受制于有关员工健康和安全等事项的各种联邦、州和地方法律法规，以及与（其中包括）煤炭开采资产的回收和恢复、空气污染、水污染、废物处置和对地下水的影响有关的某些环境法律法规。此外，发电行业受到有关其发电活动的环境影响的广泛监管，这可能会影响我们的煤炭开采部门对煤炭的需求。煤矿开采作业需要大量的联邦、州和地方政府许可和批准。我们的子公司持有或将持有我们所有褐煤开采业务所需的许可证。在我们的子公司持有许可证的煤矿开采业务中，我们被要求准备并向联邦、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。石油和天然气的生产、定价和营销的许多方面都受到联邦和州机构的监管。影响石油和天然气行业的立法正在不断审查中以进行修订或扩大，这经常增加行业中受影响成员的监管负担，并可能影响Minerals管理部门的结果。矿山健康和安全法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。条例内容全面，影响采矿作业的多个方面，包括培训矿山人员、采矿程序、爆破、采矿作业所用设备等事项。联邦矿山安全和健康管理局强制遵守这些联邦法律法规。环境法我们的煤矿开采业务受经修订的多项联邦环境法的约束，包括：• 1977年《露天采矿控制和回收法案》（SMCRA）；•《清洁空气法》，包括1990年对该法案的修订（CAA）；• 1972年《清洁水法》（CWA）；•《资源保护和回收法案》（RCRA）；• 1970年《国家环境政策法》（NEPA）；•《综合环境应对、赔偿和责任法》（CERCLA）。除了这些联邦环境法，各州还颁布了环境法，规定了比类似联邦法律更高的环境合规水平。这些州环境法要求对煤矿开采作业的许多方面进行报告、许可和/或批准。联邦和州检查人员都会定期访问矿山，以强制遵守规定。我们有持续的培训、合规和许可计划，以确保遵守此类环境法。环境法律法规的变化经常发生，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。唐纳德·特朗普的当选，加上共和党对国会的控制，很可能会对监管环境产生重大而有利的影响，尤其是对化石燃料而言。美国总统特朗普于2025年1月20日发布行政命令《释放美国能源》，指示所有联邦行政机构负责人审查所有涉及能源可靠性和可负担性或可能给国内能源资源开发带来负担的机构行动。目前尚不清楚影响现有化石燃料资产的现有法规将如何被重新考虑或废除。露天采矿控制和复垦法案SMCRA为露天煤矿开采作业的所有方面制定了采矿、环境保护和复垦标准。州监管机构在SMCRA下采用联邦采矿计划的地方，州成为主要监管机构。煤矿经营者必须从适用的监管机构获得SMCRA许可证和煤矿开采作业许可证续期。这些SMCRA许可规定包括煤炭探矿、矿山规划开发、表土清除、储存和置换、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等方面的要求。虽然采矿许可证规定了到期日期，但SMCRA规定了连续更新的权利。根据获得许可证所必须提供的信息的数量和类型，获得地面采矿许可证的成本可能有很大差异。9
SMCRA为地面煤矿制定运营、复垦和关闭标准。我们为我们的子公司持有采矿许可证的矿山的最终矿山关闭成本（包括处理矿山水排放的成本）进行计提。虽然这些债务基本上没有资金，但它们可能需要通过债券进行证券化，但Coyote Creek矿的最终矿山关闭成本除外，这些成本在整个生产阶段都得到了资金支持。SMCRA规定遵守许多其他主要环境项目，包括CAA和CWA。美国陆军工程兵团对影响通航水域的活动进行监管，美国酒精、烟草和火器局对使用爆炸物进行爆破进行监管。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和其他法规开展了一系列旨在减少煤矿开采作业对水体影响的规则制定和其他行政行动。温室气体（GHG）排放燃煤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（NOX）、汞、微粒等物质。联邦和州法律对材料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开采作业。对煤矿开采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许可要求和/或排放控制要求发生的。通过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大气排放进行监管，对煤炭开采作业产生间接影响。2024年5月，美国环保署在《联邦公报》上公布了关于GHG排放和汞空气毒物标准（MATS）的最终规则。最终的MATS和GHG规则将分别要求最早在2027年和2032年达到合规性。美国环保署此前的努力遭到了广泛的诉讼，对新的GHG和MATS规则也有类似的反应。州联盟已提起诉讼，对这两项规则提出质疑。包括发电商和行业集团在内的其他几家实体也加入了诉讼。2024年7月和2024年10月，针对GHG和MATS规则的中止动议分别被美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（The DC Circuit Court）驳回。继华盛顿特区巡回法院驳回申请后，美国联邦最高法院（SCOTUS）针对GHG和MATS规则提出了紧急中止动议。2024年10月，SCOTUS拒绝了针对GHG和MATS规则的中止申请。GHG和MATS案件继续通过华盛顿特区巡回法院的正常程序，没有停留。2025年2月19日，华盛顿特区巡回法院批准了EPA的一项动议，在新的EPA评估其对GHG规则的立场期间，将GHG案搁置60天。同样，在2025年2月20日，华盛顿特区巡回法院批准了一项EPA动议，要求暂时搁置MATS案，并在新的EPA评估其对MATS规则的立场时，将该案从即将到来的口头辩论日历中删除。我们无法预测MATS和GHG规则对我们客户运营的燃煤发电设施运营的全面影响；但是，如果规则生效，额外的合规成本可能会对我们的煤炭开采分部产生重大不利影响。GHG标准以碳捕获和封存/储存以及天然气混烧等技术为基础。对于打算在2039年以后运营的工厂，计划安装碳捕获和封存/储存技术的现有燃煤、蒸汽发电机组（EGU）的合规期限已延长至2032年1月1日。如果一家燃煤电厂打算在2032年之前关闭，则无需进行任何控制，如果一家电厂计划在2032年至2039年之间关闭，则必须在2030年1月1日之前开始与天然气共烧。MATS规则最终确定了对现有燃煤EGU的非汞金属有害空气污染物可过滤颗粒物替代排放标准、可过滤颗粒物排放标准合规论证要求以及褐煤EGU的汞排放标准的变更。对MATS规则的审查表明，美国环保署大幅降低了所有现有燃煤EGU的细颗粒物排放标准，并将要求持续监测设备来证明合规。此外，美国环保署选择取消褐煤子类别的汞限制，并将要求褐煤EGU达到与其他类型煤炭相同的标准。最近总统行政当局的变化，最近的行政行动， 而由此引发的美国环保署的变化，使得人们不清楚已颁布的《GHG规则》或《MATS规则》是否会被强制执行、修订或废除。各方正在通过法律和行政程序开展工作，目前实际结果仍不得而知。美国民航局要求美国环保署每五年审查一次国家环境空气质量标准（NAAQS），以确定对现行标准的修订是否合适。此外，各州被要求向EPA提交对其州实施计划（SIPs）的修订，这些修订说明了每次由EPA发布或修订NAAQS时各州获得NAAQS的方式。环保署对若干污染物采用NAAQS，继续定期审查10
修订。当美国环保署对一种污染物采用新的、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批准，EPA可能会通过法规来影响修订。因此，煤炭开采作业和排放颗粒物或其他特定物质的燃煤电厂受到SIPs变化的影响。通过过去几年的这一过程，美国环保署降低了颗粒物、臭氧和氮氧化物的NAAQS。当对SIPs进行修订并纳入针对二氧化硫、氮氧化物、臭氧和颗粒物的新NAAQS时，我们的煤炭开采业务和发电客户可能会受到直接影响。2019年3月，美国环保署公布了一项最终规则，该规则保留了目前的硫氧化物（SOX）初级（基于健康的）NAAQS，未经修订。2024年5月6日，美国环保署将颗粒物水平降低了25%。要求各州在2027年2月之前更新其州实施计划。这项规定目前正在华盛顿特区巡回法院受到肯塔基州和西弗吉尼亚州领导的州联盟的挑战。口头辩论于2024年12月16日在华盛顿特区巡回法院举行。2011年，美国环保署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。CSAPR影响美国东半部各州和德克萨斯州，但不影响北达科他州的EGU。该规则对燃煤电厂实施了额外的排放限制，以达到臭氧和细颗粒物NAAQS。美国环保署于2015年开始实施该规则，当时二氧化硫和二氧化氮的第一阶段减排开始生效。2019年，某些州向EPA提交了SIPs，以应对2015年的臭氧标准削减。2023年2月13日，美国环保署否决了SIPs。美国环保署拒绝SIPs的行动在包括第五巡回上诉法院（第五巡回上诉法院）在内的多个法院受到质疑。第五巡回法院发布了德克萨斯州、路易斯安那州和密西西比州的SIP驳回暂缓令，这阻止了联邦实施计划（FIP）在诉讼挑战结果出来之前生效。2023年6月5日，美国环保署在《联邦公报》上公布了FIP。随着时间的推移，FIP减少了分配给不受2024年开始的司法中止影响的各州发电机的臭氧季节NOX配额，假设这一限额与交易计划的参与者已经或将优化现有的NOX控制并随后安装额外的NOX控制。2023年7月31日，美国环保署颁布了一项临时规则（Interim FIP），解决了SIP拒绝被搁置的各种司法命令。临时FIP要求这些州恢复到之前批准的NOX交易计划和排放上限。临时FIP维持州排放预算、单位水平配额分配规定和银行配额持有量，以反映Group 2交易计划下这些州的发电厂的现状。2024年6月，由于美国环保署的理由存在缺陷，COTUS决定暂停该规则，等待对案情的进一步审查。臭氧运输规则的前提是它适用于23个州，但诉讼导致删除了其中12个州，这些州的排放量占美国环保署计划解决的排放量的70%以上。美国环保署声称选择的控制措施将最大限度地提高实现顺风臭氧空气质量改善的成本效益，但它这样做是基于这样一个假设，即所有23个州都将适用FIP要求的统一控制水平。该案被发回华盛顿特区巡回法院，双方在该巡回法院对案件进行了充分的简报。简报后，美国环保署要求部分还押规则“针对最高法院初步认定的记录缺陷采取补充最终行动”。美国环保署于2024年12月最终确定了补充回应。2025年2月6日，美国环保署提出动议，要求暂停诉讼60天，以便过渡到新一届政府。2025年2月21日，华盛顿特区巡回法院驳回了美国环保署提出的暂停诉讼并将简报时间表延长至2025年3月27日的请求。如果FIP在已发布中止令的州全面实施，该规则可能会影响关闭一些没有安装选择性催化还原技术的燃煤EGU，可能包括MLMC提供的EGU。我们无法预测法律挑战的结果：（i）各种州挑战；（ii）2023年6月5日颁布的FIP；（iii）2023年7月31日颁布的临时最终规则；也无法预测（iv）寻求解决司法命令的日期为2024年12月10日的补充回应。如果原始FIP经受住了法律挑战， 这将增加运营MLMC服务的客户设施的成本。美国环保署颁布了一项区域雾霾计划，旨在保护和提高I类区域及其周围的能见度，这些区域一般是国家公园、国家荒野地区和国际公园。州实施EPA的区域雾霾规则可能要求我们的北达科他州客户在其各自的发电厂产生大量新成本，这可能导致此类发电厂及其相关矿山过早关闭。北达科他州环境质量部（NDDEQ）最终确定了该州的实施计划，并于2022年8月提交给美国环保署批准。NDDEQ确定能见度正在取得进展，不需要对北达科他州的发电厂进行重大的排放控制。2024年7月，美国环保署发布了一项提议，部分否定该州的实施计划。我们在2024年第三季度就提议的部分拒绝向EPA提交了评论，并已向八巡回上诉法院提交了复审申请。北达科他州，我们的几个客户，还有其他人也提出了审查申请。2025年2月27日，美国环保署提出了一项无人反对的动议，要求在新政府评估其对部分否定该州实施计划的立场时，将这些合并案件搁置120天。尽管NDDEQ做出了决定，但EPA可能需要额外的代价高昂的排放控制，而且可能不是11
我们的北达科他州客户投资此类设备在经济上是可行的，这可能会导致我们客户的发电厂和我们相关的矿山提前退役。煤炭开采分部的利润基本上全部来自长期采矿合同。这些新规定可能会提高化石燃料产生的能源成本，降低燃煤电厂的竞争力，和/或导致我们的客户运营的燃煤EGU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矿山提前关闭，包括关闭我们的煤矿。我们无法预测各种GHG和CAA规则对我们客户运营的燃煤EGU运营的全面影响，我们的矿山的任何提前关闭都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。预计特朗普政府将指示美国环保署重新考虑并修改或撤销美国环保署监管发电厂排放的规则，以及其他影响发电的监管行动，并且已经针对这一结果发布了行政命令。美国总统特朗普于2025年1月20日发布行政命令《释放美国能源》，指示所有联邦行政机构负责人审查所有涉及能源可靠性和可负担性或可能给国内能源资源开发带来负担的机构行动。目前尚不清楚影响现有化石燃料资产的现有法规将如何被重新考虑或废除。尽管我们预计EPA对此类法规的审查可能会导致要求不那么严格，但我们无法预测任何最终的EPA行动或法庭对此类最终行动的质疑的结果。《清洁水法》CWA通过制定入河水质标准和废水排放处理标准（包括来自煤矿的废水排放）来影响煤矿开采作业。在许多情况下，采矿作业需要获得CWA授权或美国陆军工程兵团的许可，才能在美国（WOTUS.）水域作业。2023年5月25日，SCOTUS发布了Sackett诉EPA的裁决，将WOTUS定义为“与传统的州际通航水域相连的相对永久的水体”，“与该水域有持续的地表连接，因此很难确定‘水’的终点和‘湿地’的起点。”作为Sackett决定的结果，美国环保署和陆军工程兵团起草了WOTUS的修订定义，并颁布了最终规则。这项新规定不会在此前发布了中止令的州生效，包括北达科他州、得克萨斯州、路易斯安那州和密西西比州。在这些州，对这一规则的法律挑战已经恢复。与此同时，获得CWA许可可能更具挑战性，因为已发布中止令的州的机构在确定某些特征是否被视为WOTUS时可依赖的指导较少。如果最终规则、诉讼结果或任何进一步行动的实施扩大了管辖范围，可能会对我们的煤矿开采业务带来更大的合规成本或运营要求。贝莱尔正在处理俄亥俄州和宾夕法尼亚州与前地下煤矿相关的煤炭垃圾堆的矿井水排放，并正在处理宾夕法尼亚州一个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，Bellaire收到宾夕法尼亚州环境保护部的通知，要求其建立一个矿井水处理信托基金，作为与这一义务相关的长期资助机制。有关Bellaire的更多信息，请参阅本10-K表中合并财务报表的附注7和附注9。这些联邦和州的要求可能需要更昂贵的水处理，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。资源保护和回收法案RCRA通过对包括危险废物在内的废物的处理、储存和处置提出要求来影响煤炭开采作业。煤矿废弃物，如覆盖层、煤炭清理废弃物等，目前免征危险废物管理。2020年，美国环保署完成了对煤燃烧残渣（CCR）规则的修改，该规则将所有接受CCR的粘土衬里表层蓄水池归类为非衬里。美国环保署还规定了停止接收废物的替代期限，以包括由于缺乏处置能力而产生的新的特定地点的替代方案以及启动关闭的最后期限，以及由于永久停止燃煤锅炉而产生的新的特定地点的替代方案，以及完成关闭的最后期限。2023年5月， 美国环保署公布了拟议的法规，该法规将对先前豁免的非活动设施中的非活动CCR表面蓄水池（遗留CCR表面蓄水池）施加联邦监管要求。2024年5月，美国环保署公布了一项修订CCR法规的最终规则，其中对现役燃煤电厂和具有遗留地表蓄水的非现役燃煤电厂的煤灰管理提出了新的要求。该条例提出了新的要求，包括地下水监测、关闭标准、关闭后的注意义务以及潜在的补救活动。12
这些规则可能会提高燃煤电厂的CCR处置成本，降低其竞争力，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矿山提前关闭，包括关闭我们的矿山。我们矿山的任何此类关闭都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。根据这些规定，Falkirk的客户、Coal Creek Station发电厂的所有者于2020年向EPA提交了CCR B部分申请，声称一台机组符合CCR规则。2023年第一季度，美国环保署提议拒绝业主的申请。业主和其他各方提交了支持业主立场的额外信息和评论。如果EPA最终拒绝业主的申请，则可能需要安装新的衬板，或者需要建造新的废物管理流程和/或单元。因此，美国环保署的拒绝可能需要一个临时单位关闭。任何临时机组关闭都可能导致Coal Creek站暂时停止运营。为了最大限度地减少对运营的影响，Coal Creek Station继续与EPA合作，并正在推进烘干该工厂生产的CCR材料的计划，从而减少了利用有问题的衬砌区域的需要。Falkirk是Coal Creek Station褐煤的唯一供应商。煤溪站的任何暂停运营都将消除暂停期间对褐煤的需求。煤溪站或我们矿山供应的任何发电厂的任何此类暂停运营都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。国家环境政策法案NEPA要求联邦机构审查其决定的环境影响，并发布环境评估或环境影响声明。与地面煤炭开采相关的某些行动可能会引发联邦机构的这类评估。当需要采取NEPA行动时，我们会向适当的联邦机构提供所需信息，使其能够完成所需的研究。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。2023年1月，白宫环境质量委员会（CEQ）发布了临时指南，指示联邦机构量化GHG排放，并使用温室气体的社会成本来计算与拟议行动的气候影响相关的货币指标。NEPA和临时指导可能会对我们获得必要许可的能力产生不利影响。2023年6月3日，拜登总统签署了《2023年财政责任法案》，使其成为法律，其中包括某些统称为《建筑商法案》的条款。《建设者法案》包括对NEPA的修正案，这些修正案将过去的监管改革编纂成文，包括缩小重大联邦行动的范围、将NEPA审查范围限制在“合理可预见的环境影响”、缩小对累积影响的考虑范围、指示各机构只考虑技术和经济上可行的合理替代方案，并为环境影响陈述和环境评估提供页数限制和时间表。2024年4月，CEQ敲定了修订后的NEPA规则。2025年2月16日，CEQ发布通知，拟撤销所有CEQ NEPA实施条例。这些行动引发了有关CEQ的NEPA法规和特定机构的NEPA程序在未来将如何解释和执行的重大问题。我们无法预测新的CEQ指南将对我们获得政府许可的能力产生什么影响。联邦煤炭租赁我们就我们在北达科他州某些矿山开采的一小部分煤炭签订联邦拥有的煤炭租赁合同。2024年7月，内政部土地管理局（BLM）公布了北达科他州拟议资源管理计划（RMP），该计划规定，距离目前现有的地面煤炭开采许可超过四英里的联邦煤炭将不能用于未来在北达科他州的租赁。2024年9月，该公司与包括北达科他州州长在内的其他利益相关者一起对RMP提出抗议。BLM否认了抗议活动，并于2025年1月公布了最终的RMP。北达科他州于2025年2月25日在美国北达科他州地区法院向RMP提出质疑。我们目前正在评估类似的挑战。如果任何此类挑战未能成功，我们可能会被要求改变我们的矿山计划，以避免未来出现联邦煤炭地区。石油和天然气行业的监管石油和天然气行业受到众多联邦、 州和地方当局。影响石油和天然气行业的立法不断被审查修改或扩大，频频加重监管负担。此外，许多部门和机构，包括联邦和州，都获得法规授权，可以发布对石油和天然气行业具有约束力的规则和条例，其中一些对不遵守规定进行重大处罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了开展业务的成本，但这些负担对我们的影响通常不会与对行业内拥有类似资产的其他公司的影响有任何不同或更大或更小的影响。13
运输的可用性、条款和成本显着影响石油和天然气的销售。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，主要由联邦能源监管委员会（FERC）监管。联邦和州法规管理石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气输送的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。尽管石油和天然气价格目前不受监管，但国会历来在石油和天然气监管领域表现活跃。我们无法预测是否会提出新的立法来监管石油和天然气，国会或各州立法机构可能会颁布哪些提案（如果有的话），以及这些提案可能会对Minerals管理部门产生什么影响（如果有的话）。原油、凝析油和天然气液体（NGLs）的销售目前不受监管，按市场价格进行。环境事项石油和天然气勘探、开发和生产作业须遵守有关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法规。这些法律法规可能会影响我们矿产权益的生产，从而可能对Minerals管理部门产生重大不利影响。许多联邦、州和地方政府机构，例如美国环保署，发布的法规往往要求采取困难且代价高昂的合规措施，这些措施带有重大的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对违规行为的禁令义务。这些法律法规可能要求在钻探开始前获得许可证，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，限制或禁止在位于荒野、湿地、生态敏感和其他保护区内的某些土地上进行建设或钻探活动，要求采取行动防止或补救当前或以前的作业造成的污染，例如封堵废弃水井或关闭土坑，导致暂停或撤销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制措施，并对运营产生的污染承担重大责任。这类法律法规的严格、连带责任性质，可以使经营者对我们的矿产利益承担责任，无论其有无过错。此外，就据称因有害物质、碳氢化合物或其他废物释放到环境中而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的邻近土地所有者和其他第三方并不少见。2023年12月，美国环保署敲定了一项规则，将要求石油和天然气生产商减少现有来源的甲烷和其他空气污染物。石油和天然气公司将被要求逐步淘汰常规燃烧天然气，并安装甲烷泄漏检测设备。环境法律法规的变化经常发生，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Minerals管理部门产生重大不利影响。2024年5月，美国环保署敲定了一项规则，其中包含对新源性能标准（NSPS）计划规则（最终甲烷规则）的修订和补充。甲烷最终规则正式恢复了对石油和天然气部门现有和改造后设施甲烷（一种GHG排放物）的排放限制。具体地说，最终的甲烷规则要求各州实施符合或超过联邦制定的石油和天然气设施减排指南的计划。多个州和行业组织已向华盛顿特区巡回法院提起诉讼，质疑最终的甲烷规则。2024年10月4日，SCOTUS拒绝了在华盛顿特区巡回上诉法院审查之前立即暂停最终甲烷规则的申请。尽管最终结果尚不确定，但该规则为2024年3月8日之后开始建造、改造或重建的源建立了性能标准，并建立了排放指南，将告知各州计划为现有源建立标准。最终的甲烷规则可能会对上游和中游石油和天然气行业产生重大影响。2024年11月， 美国环保署宣布了一项减少石油和天然气部门甲烷排放的最终规则。该规则要求对某些石油和天然气设施的甲烷废物排放支付废物排放费（WEC）。当企业每年向美国环保署的温室气体报告计划报告的二氧化碳当量超过25公吨时，将触发《通胀削减法案》规定的收费。这项费用从2024年超过这一门槛的每公吨甲烷900美元开始，并随着时间的推移而增加。由得克萨斯州领导的州和其他行业组织组成的联盟于2025年1月提交了一份复审申请。该费用可能会对上游和中游石油和天然气行业产生重大影响。钻探和生产Minerals管理部门的第三方承租人和我们的权益法被投资方的运营受联邦、州和地方各级各种类型的监管。这些类型的监管包括要求14的钻探许可
井、钻井债券和生成有关运营的报告。我们拥有矿产权益的各州和一些县市也对以下一项或多项进行了规定：•井的位置；•钻井和套管井的方法；•施工或钻井活动的时间安排，包括季节性野生动物关闭；•生产速度；•钻井所在物业的地面使用和恢复；•油井的封堵和废弃；•通知地面所有者和其他第三方，并与其协商。州法律对管理石油和天然气资产汇集的钻井和间距单元或按比例分配单元的大小和形状进行了规定。一些州允许强制汇集或整合大片土地以促进勘探，而另一些州则依赖自愿汇集土地和租赁。在某些情况下，第三方可能会实施强制合并或单元化，这可能会降低我们对单元化属性的兴趣。此外，州保护法律规定了石油和天然气井的最大产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可评率提出了要求。这些法律法规可能会限制我们矿产权益的承租人可以从现有油井生产的石油和天然气的数量或限制钻井数量或运营商可以钻探的位置。此外，每个州一般对其管辖范围内的石油、天然气和NGLs的生产和销售征收生产税或遣散税。各州不对井口价格进行监管或进行其他类似的直接监管，但未来任何监管的影响都可能对Minerals管理部门产生重大影响。此类未来法规的效果可能是限制我们的矿产权益可能产生的石油和天然气数量，对这些油井的生产经济性产生负面影响或限制运营商可以钻探的地点数量。联邦、州和地方法规对废弃油井、关闭或退役生产设施和管道以及在我们的矿产和特许权权益所依据的面积的运营商运营的区域进行场地恢复提供了详细要求。美国陆军工程兵团和许多其他州和地方当局也有封堵和废弃、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政保证，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。2025年1月20日，特朗普总统发布了几项行政命令，优先考虑能源安全、联邦土地上的勘探和生产以及液化天然气出口申请的处理。这些行政命令的实施可能会对国内石油和天然气的钻探和生产产生积极影响。水力压裂的调节水力压裂是一种重要的常用做法，用于刺激从致密地层，包括页岩中生产碳氢化合物，特别是天然气。该过程涉及在压力下将水、沙子和化学物质注入地层，以使围岩破裂并刺激生产。CWA通过地下注射控制（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。包括德克萨斯州在内的几个州已经通过或正在考虑通过可能在某些情况下限制或禁止水力压裂和/或要求披露水力压裂液成分的法规。得克萨斯州立法机构此前通过立法，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品，自2011年9月1日起生效。德州铁路委员会随后通过了实施这项立法的规则和条例，适用于铁路委员会颁发初始钻探许可证的所有油井。这部法律要求，井作业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向德州铁路委员会备案。水力压裂一口井所用的水总量也必须向公众披露，并向德克萨斯州铁路委员会备案。此外，2013年5月，得州铁路委员会发布了一项井完整性规则，更新了钻井、下管和固井的要求。该规则还包括新的测试和报告要求， 例如：（i）要求在完井后或停止钻探后提交固井报告，以较晚者为准；（ii）对低于可利用地下水1000英尺的井实施额外测试。井完好性规则于2014年1月生效。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过条例，规范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。公众对水力压裂的争议越来越多，涉及压裂液的使用、对饮用水供应的影响、水的使用以及对地表水、地下水和环境的总体影响的可能性。全国各地启动多起诉讼和执法行动牵连水力压裂15
做法。如果采用对水力压裂有重大限制的新法律或法规，这类法律可能会增加进行压裂以刺激致密地层生产的难度或成本，并使反对水力压裂过程的第三方更容易根据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、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加的约束。此类立法或法规变化可能导致在我们的矿产权益基础面积上运营的运营商，包括我们的权益法被投资方持有的那些，产生大量合规成本，而合规或运营商任何不遵守的后果可能对Minerals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，而我们的矿产权益所涉面积的运营商无法找到足够数量的水或处置或回收其钻井和生产作业中使用的水，可能会对其运营产生不利影响。此外，新的环境倡议和法规可能包括限制进行某些作业的能力，例如水力压裂或处置废物，包括但不限于产出水、钻井液和与天然气开发或生产相关的其他废物。在一些情况下，地下注入井的操作被指会引发地震。这些问题有时导致命令禁止继续注入或暂停在某些被确定为可能的地震活动来源的井中钻探。这种担忧还导致一些司法管辖区对地下注入井的位置和操作提出了更严格的监管要求。未来针对注井地震活动担忧的订单或法规可能会影响我们矿产权益或权益法投资基础面积的运营。濒危物种法案濒危物种法案（ESA）和类似的州法律限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。根据与环保组织达成的和解协议，美国鱼类和野生动物管理局（USFWS）被要求确定是否有超过250个物种需要根据ESA被列为受威胁或濒危物种。USFWS尚未完成审查，但新物种在ESA下上市的潜力依然存在。我们的一些财产或矿产权益可能位于被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后来可能会在我们持有权益的区域被指定为受威胁或濒危物种。例如，最近，人们再次呼吁审查目前对沙丘鼠尾草蜥蜴实施的保护措施，其栖息地包括二叠纪盆地的部分区域，并重新考虑将该物种列入欧空局。同样，有人呼吁审查对大鼠尾草的保护措施，这种保护措施可以在美国西北部大片石油和天然气生产国中找到。将这些物种中的任何一个或任何其他物种列入我们持有矿产权益的区域，都可能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Minerals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营销。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运输和销售天然气进行转售拥有管辖权。自1978年以来，颁布了多项联邦法律，导致全面取消对首次销售的国内天然气销售的所有价格和非价格管制。根据2005年《能源政策法案》，FERC拥有实质性的执法权力，禁止操纵天然气市场并执行其规则和命令， 包括评估实质性民事处罚的能力。FERC还对州际天然气运输费率和服务条件进行监管，并制定了运营商可以使用州际天然气管道容量的条款，这影响了运营商生产的天然气的营销，以及运营商因销售天然气和释放天然气管道容量而获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，显着促进了运输和营销气体业务的竞争。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、开放的天然气购买和销售准入市场的发展，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方销售商处购买天然气。然而，天然气行业在历史上一直受到非常严格的监管；因此，我们无法保证FERC和国会目前推行的不那么严格的监管方法将无限期地持续到未来，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（如果有的话）。16
根据FERC当前的监管制度，如果所涉运输市场具有足够的竞争性，则必须以基于成本的费率或基于市场的费率在开放获取、非歧视性的基础上提供传输服务。聚集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸和州内水域监管。NGA第1（b）节豁免了FERC作为NGA下的天然气公司对天然气收集设施的监管。尽管其政策仍在不断变化，但FERC过去曾将某些管辖范围的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，这有增加运营商将天然气运输到销售点位置的成本的趋势。石油销售和运输原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按谈判价格进行。尽管如此，国会可能会在未来重新实施价格管制。原油销售受到运输的可用性、条款和成本的影响。共同运输管道的石油运输也受到费率管制。FERC根据《州际商业法》对州际石油管道运输费率进行监管，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监督和审查程度，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托运人，我们认为，对石油运输费率的监管不会以任何与此类监管将影响竞争对手的运营有实质性不同的方式影响我们的运营。此外，州际和州内共同承运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款和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当石油管道满负荷运营时，准入受管道公布的费率中规定的分割条款的约束。因此，我们认为，我们的运营商通常可以获得石油管道运输服务，其程度与我们的竞争对手相同。国家监管国家对石油和天然气的钻探以及石油和天然气的生产、收集和销售进行监管，包括征收遣散税和获得钻探许可的要求。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浪费进行了规范。各国可能会对生产速度进行监管，并可能根据市场需求或资源节约情况，或两者兼而有之，确定石油和天然气井允许的最大日产量。各国不对井口价格进行管制，也不从事其他类似的直接经济管制，但我们不能确定他们将来不会这样做。这些规定的效果可能是限制可能从油井生产的石油和天然气的数量，并限制我们的第三方承租人运营商或我们的权益法投资的钻井或位置的数量。石油行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。我们认为遵守这些法律不会对我们的经营业绩或财务状况产生重大不利影响。综合环境响应、赔偿和责任法案CERCLA和类似的州法律为调查和补救向环境中释放的有害物质以及对自然资源的损害设定了责任。我们还必须遵守《应急规划和社区知情权法》和《有毒物质控制法》规定的报告要求。我们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，无法确定地预测责任的程度和遵守环境法的成本，包括缺乏关于许多场址的具体信息、新的或变更的法律法规的可能性、新的补救技术的发展以及关于特定场址的工作时间的不确定性。因此，我们可能会在未来产生与环境事项相关的重大责任或成本，而此类环境责任或成本可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。此外，无法保证法律或法规的变化不会影响我们被要求开展业务的方式。17
有关我们行政人员的资料下表列出截至2025年3月1日，我们行政人员的姓名、年龄、现任职务及过去五年的主要职业和受雇情况。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安排或谅解。公司高管姓名年龄现任职务J.C. Butler，JR. 64 NACCO总裁兼首席执行官兼NACCO自然资源公司（NRC）总裁兼首席执行官（2019年之前）Elizabeth I. Loveman 55高级副总裁兼财务总监兼首席财务官（2019年之前）John D. Neumann 49 NACCO高级副总裁、总法律顾问兼秘书、高级副总裁，NRC总法律顾问和秘书（2019年之前）Thomas A. Maxwell 47高级副总裁-财务规划和分析及财务主管（2019年之前）公司子公司的主要官员姓名年龄现任职务J.C. Butler，Jr. 64 NACCO总裁兼首席执行官兼NRC总裁兼首席执行官（2019年之前）Carroll L. Dewing 68 NNRC高级副总裁兼首席运营官（2019年之前）John D. Neumann 49 NACCO高级副总裁、总法律顾问兼秘书，高级副总裁，NRC总法律顾问和秘书（2019年之前）J. Patrick Sullivan, Jr. 66 NRC高级副总裁兼首席财务官（2019年之前）项目1a。风险因素我们在瞬息万变的环境中运营，其中涉及许多风险。以下讨论重点介绍了其中一些风险，其他风险在本报告其他部分进行了讨论。这些风险和其他风险可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。以下风险因素并非与我们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会对我们的业务产生重大影响。与煤炭开采分部相关的风险长期采矿合同的终止或违约可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。煤炭开采分部的利润基本上全部来自长期采矿合同。尽管我们有长期合同，但许多监管机构，连同资金充足的政治和环保活动团体，正在投入大量资源开展反煤炭活动，以尽量减少或消除使用煤炭作为发电来源。任何客户过早关闭设施或合同违约都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。煤炭开采行业受制于持续复杂的政府法规和立法，这可能会对我们的长期采矿合同以及我们的经营业绩、流动性、财务状况和现金流产生不利影响。煤炭开采行业和发电行业受到联邦、州和地方当局关于雇员健康和安全、土地使用、溪流和湿地保护、许可证和许可要求、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属性、温室气体和其他物质向环境排放、地下采矿产生的地表下沉以及采矿对地下水质量和可用性的影响等事项的广泛监管。立法规定为目前和退休的煤矿工人提供某些福利，这也影响了该行业。采矿作业需要大量政府和监管许可和批准。我们被要求准备并向联邦、州或地方当局提交有关煤炭生产和燃烧可能对环境产生的影响的数据。公众，包括非政府组织、反对派团体和个人，对所要求的许可和18
批准，并在某些许可发放后对其提出法律质疑。遵守这些要求既昂贵又耗时，可能会推迟开始或继续开发或生产。新的立法和/或法规和订单可能会对我们的采矿业务、成本结构或客户产生重大不利影响。所有这些因素都可能显著降低我们的盈利能力。国会已经审议了旨在减少GHG排放的气候变化立法，特别是来自发电厂燃煤的排放。在联邦或州一级颁布有关GHG排放的法律和通过法规，或采取其他限制二氧化碳排放的行动，例如燃煤电厂环保组织的反对，可能会导致发电机从煤炭转向其他燃料来源或过早关闭设施。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。这些提议包括排放税、减排，包括碳税和限额与交易计划，以及强制或激励措施，通过使用可再生能源发电，如风能或太阳能发电。一些州已经建立了减少GHG排放的计划。此外，某些政府机构向开发或销售GHG排放水平较低的替代能源的实体提供赠款或其他财政奖励，这可能会导致来自这些实体的更多竞争。未来法律、法规或其他政策或情况对我们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要求发电商减少对煤炭作为燃料来源的依赖的程度。使这些问题进一步复杂化的是，在过去几十年里，在国会没有就新立法达成一致的情况下，美国政府越来越依赖法规和行政命令来实施环境政策和目标。这种情况造成了环境法规的不稳定性和不可预测性，似乎可能会持续存在，并且可能会由于两个主要政党之间明显的两极分化而加剧。因此，我们和/或我们的客户，往往必须遵守或以其他方式适应环境法规，而不能保证其持续有效。我们和/或我们的客户通常没有能力预测或提前准备可能在行政管理发生变化后实施的监管方法的变化。SCOTUS最近在Loper Bright Enterprises诉Raimondo案中的裁决推翻了SCOTUS长期以来推迟适用机构对模棱两可的联邦法律的解释。我们无法预测这一决定是否会或在多大程度上改变当前或未来法规的司法审查结果。我们不知道与影响我们的当前和未来法规相关的风险是否会因Loper Bright的决定而得到显着缓解。鉴于围绕这些因素中的每一个都存在重大不确定性，我们无法合理预测任何此类法律、法规或其他政策可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生的影响。然而，这些影响可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。见项目1。商业——本10-K表第9页的政府法规，用于讨论可能对煤炭开采部门产生重大不利影响的法规。NACCO煤炭客户的采购损失或大幅减少可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。煤炭开采分部客户的收益可能会根据多种因素不时波动，包括市场状况和客户发电组合的重新调整导致煤炭发电量减少，这可能超出我们的控制范围。如果煤炭开采分部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，可能会对我们的盈利能力、现金流和财务状况产生不利影响。此外，如果任何客户大幅减少或取消向我们购买煤炭，或者如果我们无法与现有客户续签到期的长期销售协议或订立新的供应协议，我们的业务、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。业务—本10-K表第2页的业务发展供进一步讨论。MLMC面临与我们的资本投资、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相关的风险， 客户需求变化和通胀调整。MLMC的盈利能力受制于该业务的投资损失、采矿成本增加、客户需求变化、不利的采矿条件以及与燃煤发电竞争的替代发电日益激烈的竞争的风险。在MLMC，采矿作业的费用不由MLMC的客户报销。因此，成本增加或收入减少可能会大大降低我们的盈利能力。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发生成本的指标变化的影响。MLMC以合同约定的价格出售褐煤，该价格受既定19水平变化的影响
指数随时间变化。MLMC的所有生产成本资本化为库存，并在交付吨数时在销售成本中确认。在交付有限或没有交付的时期，MLMC可能被要求使用成本与可变现净值孰低法降低库存账面价值，这可能会对MLMC的经营业绩产生不利影响。在用于确定煤炭销售价格的指数中，柴油的权重很大。煤炭销售价格中与柴油燃料相关的部分是基于平均价格随时间的变化，而柴油燃料价格变化对实际成本的影响更为直接；因此，柴油燃料价格的波动可能导致MLMC的收益出现显着波动。MLMC客户需求的任何减少，包括但不限于客户电厂的可用性降低、调度其他能源产生的电力、由于意外天气条件导致的需求波动、客户红山电厂的计划内和非计划停电、经济状况、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。煤炭开采板块未并表子公司受制于客户需求变化和通胀调整产生的风险。与未合并子公司客户的合同主要基于管理费方法，其中补偿包括偿还所有运营成本，外加基于交付煤炭数量的费用。所赚取的费用会随着时间的推移根据反映美国总体通胀率的各种指数进行调整。在生产阶段，未合并子公司的客户仅就交付给他们消费或使用的煤炭向我们支付我们的约定费用。因此，客户因任何原因减少煤炭使用量，包括但不限于客户发电厂的可用性降低、调度其他能源产生的电力、意外天气条件导致的需求波动、煤炭开采部门客户设施的计划内和非计划停电、经济状况和政府法规可能对我们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）的波动影响，这可能会影响商定的管理费。这些因素可能会大大降低我们的盈利能力。美国电力发电机煤炭消费模式的变化可能会对我们的盈利能力产生不利影响。发电行业消耗的煤炭数量受一般经济状况的影响；电力的总体需求；传输的可用性；来自发电替代燃料来源的竞争，例如天然气、核能、水电、风能和太阳能，以及这些替代燃料来源的位置、可用性、质量和价格；环境和其他政府法规，包括影响燃煤电厂的法规；以及节能工作和相关政府政策。影响NACCO客户的公用事业行业变化也可能对我们产生不利影响。可再生能源供应的增加导致对燃煤发电的需求减少。与燃煤电厂相比，效率相对更高、建设成本更低、许可难度更低的天然气发电厂的竞争最有可能继续取代大量的燃煤发电。联邦和各州要求增加使用来自可再生能源的电力，这也对燃煤发电的需求产生了不利影响。这样的规定使得替代燃料来源与燃煤发电相比更具竞争力。任何这些风险都可能导致我们客户的煤炭消费量减少，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。我们受到繁重的联邦和州采矿法规的约束，我们的复垦和矿山关闭义务所依据的假设可能严重不准确。联邦和州法规要求我们按照规定的标准和经批准的复垦计划恢复矿山财产， 并要求我们获得并定期更新采矿作业许可。法规要求我们在持有采矿许可证的作业中承担回收当前矿山扰动的成本。我们的总复垦和矿山关闭负债的估计是基于许可要求和我们与这些要求相关的工程专业知识。尽管管理层定期审查估计的复垦负债，并认为已为所有预期的复垦和与关闭矿山相关的其他成本记录了适当的应计费用，但如果实际成本与假设不同或政府法规发生重大变化，则估计可能会发生重大变化。这些变化可能对我们的业务产生重大不利影响，并可能显着降低我们的盈利能力。20
煤炭开采分部的客户运营需要大量资本支出。维护和安装发电厂的环境控制需要大量资本支出。煤炭开采部门的客户（主要是电力公司）在进行维护或升级燃煤电厂的资本支出方面的任何延迟或减少，都可能导致停电天数增加，煤炭消耗相应减少。煤炭消费量减少可能对煤炭开采部门的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。我们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、成本高于预期和盈利能力下降。第29页第2项-属性中有关我们采矿作业的信息是根据S-K条例第1300子部分的要求准备的。当一种矿物可以出售的价格超过采矿、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量估算基于许多因素，包括由内部工作人员（包括各种工程师和地质学家）组装和分析的工程、经济和地质数据、采矿权覆盖的面积和体积、关于开采率和采矿作业持续时间的假设，以及就地储量和资源的质量。关于数量和质量的储量和资源估计数会不时更新，以反映（其中包括）矿产生产、新开采或收到的其他数据。在估计矿产的数量和质量以及开采可采储量和资源的成本方面存在许多固有的不确定性，包括我们无法控制的许多因素。虽然我们认为，我们的矿产储量和资源估算是使用成熟的做法并在适当的控制下制定的，但矿产储量和矿产资源估算是一个不精确和主观的过程。对矿产储量和资源的估计取决于许多可变因素和假设，其中任何一个因素和假设，如果不正确，都可能导致估计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，包括由于煤矿地质构造的性质或其他因素，我们获得某些矿藏的能力，这些因素可能无法通过现有勘探数据完全确定，可能与过去的经验不同；•对我们矿产的需求；•合同安排、运营成本和资本支出；•开发和复垦成本；•采矿技术和加工改进；•政府机构监管的影响，包括政治上的波动，由于美国总统行政当局的法律和监管环境；•获得、维护和更新所有必要许可的能力；•员工健康和安全；•我们将全部或任何部分矿产资源转化为经济可开采的矿产储量的能力。因此，与储量和资源相关的实际回收吨位、估计收入、支出和现金流可能与估计存在重大差异。因此，这些估计可能无法准确反映我们的实际储量和资源。与我们的储量或资源相关的估计中的任何重大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的变化，这可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生重大不利影响。此外，对SEC对矿业公司财产披露要求的解释或更改可能会在未来对储量和资源估算产生不利影响。所有权缺陷或某些财产的租赁权益损失可能会限制我们开采煤炭储量的能力或导致重大的意外成本。我们在租赁物业上进行很大一部分煤炭开采业务。产权瑕疵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。在我们致力于开发这些物业或煤炭储量之前，我们可能不会核实租赁物业或相关煤炭储量的所有权。在我们获得必要的许可并完成勘探之前，我们可能不会承诺开发财产或煤炭储量。因此，我们打算租赁或开采的财产所有权可能包含妨碍进行采矿作业能力的缺陷。同样， 租赁权益可能受制于第三方的优先产权。为了在存在这些缺陷的物业上进行采矿作业，我们可能会产生意想不到的成本。此外，有些租约要求我们生产最低数量的煤炭和/或支付最低生产特许权使用费。我们无法满足这些要求可能会导致租赁权益终止。21
与NAMining部门相关的风险我们在最近几个时期经历了NAMining业务的增长，我们可能无法保持增长或有效管理未来的增长。我们在最近几个时期扩大了我们的整体NAMining业务、运营和员工人数。随着我们扩大NAMining业务规模，NAMining的运营费用可能会继续增加。我们要有效整合、发展和激励员工，同时高效、有效地整合新设备和客户。我们预计，在实现预期长期利益的全部计量之前，它将继续产生与未来增长相关的成本和资本支出，而这些投资的回报可能更低，可能比预期发展得更慢，或者可能永远无法实现。如果我们无法有效管理这种增长和相关费用，我们可能无法利用市场机会或保持竞争力。我们还可能无法执行我们的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，这些客户有能力执行或聘请其他公司执行NAMining提供的服务。NAMining无法确定我们的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业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。我们受制于开发新的采矿项目所涉及的风险。我们不时寻求开发新的采矿项目，包括Thacker Pass项目。与这类项目相关的风险可能很大。新的采矿项目可能需要长达几年的时间才能完成，非常复杂，需要大量的资本支出。这些项目面临重大风险，包括NAMining的客户延迟或减少进行资本支出、及时获得监管批准、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收益，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。NAMining业务目前地理位置集中，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2024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衰退或监管条件发生不利变化，可能会导致对NAMining服务的需求大幅减少。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。与Minerals管理分部相关的风险我们无法控制我们被第三方开采的天然气、石油和煤炭储量的开发和运营的时间。我们在美国大陆拥有矿产和特许权使用费权益。Minerals管理分部目前并无任何须承担勘探、生产或开发成本的重大投资。我们主要从基于特许权使用费的租赁中获得收入，根据这些租赁，承租人根据其天然气、石油和煤炭的销售情况向我们付款。未来基于特许权使用费的收入取决于在我们的矿产面积上正在开发和运营的油气井的数量。继续开发和运营油气井的决定是由第三方运营商做出的，而不是由我们做出的，并且取决于我们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、我们的承租人承担油井开发和其他运营成本的意愿和能力、储量的生产速度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运营商可以经济生产的石油和天然气数量。如果在我们拥有矿产和特许权使用费权益的地区采用了与水力压裂工艺相关的新的联邦或州限制，我们的承租人可能会产生额外的成本或许可要求，以遵守此类要求，这些要求可能很重要，并可能导致在追求勘探、开发或生产活动方面增加限制、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我们的特许权使用费或继续经营。承租人未能支付特许权使用费可能会使我们有权终止租约、收回财产并强制执行租约项下的付款义务。如果我们收回了我们的任何财产，我们将寻求替代承租人。然而，我们可能无法找到替代承租人，或可能无法在合理期限内以优惠条款订立新租约。此外，如果我们能够进入新的22
与新承租人租赁，置换承租人可能无法实现与其置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我们预期的特许权使用费收入和盈利能力。Minerals是一种消耗性资产。除非我们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，否则我们的储量和特许权使用费收入将下降。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。除非我们的第三方承租人成功地进行正在进行的油井开发活动或我们不断获得矿产和特许权使用费权益，否则与我们的矿产和特许权使用费权益相关的产量和收入将随着这些储量的耗尽而下降。Minerals管理分部未来的现金流和经营业绩高度依赖第三方运营商成功开发我们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我们的矿产权益所需的资金。我们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来替代第三方运营商当前和未来的生产。此外，我们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。天然气井的初始产率很高，在进入相对稳定的长期生产之前会遵循自然下降。衰减速率可能因井深、井长、地层压力和设施设计等因素而有所不同。任何这些风险都可能大大降低我们预期的特许权使用费收入和盈利能力。Minerals管理部门的几乎所有收入都来自基于我们权益所依据的面积所生产的石油和天然气的销售价格的特许权使用费。由于我们无法控制的因素，石油和天然气的价格波动很大。大宗商品价格大幅或持续下跌可能会对Minerals管理分部的财务状况或经营业绩产生不利影响。Minerals管理分部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，石油和天然气价格波动较大，并随着以下方面的变化而波动：供应和需求，包括能源供应是否超过需求；市场不确定性和我们无法控制的各种额外因素；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水平；勘探、开发、生产和交付石油和天然气；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；国内外政府法规和税收；恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响，包括外国持续冲突和相关的石油和天然气进口禁令以及美国对伊朗石油和天然气出口实施的经济制裁等；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；政治上的波动，美国总统大选导致的法律和监管环境；以及整体国内和全球经济状况。大宗商品价格大幅或持续下跌可能会对Minerals管理分部的财务状况或经营业绩产生不利影响。石油和天然气生产的适销性取决于运输、管道和炼油设施以及美国电网的持续运营。对这些项目的可用性的任何限制都可能干扰我们的第三方承租人营销石油和天然气生产的能力，并可能对Minerals管理分部的财务状况或经营业绩产生不利影响。我们第三方承租人产品的适销性部分取决于管道、油罐车和其他运输方式的可用性、邻近程度和容量，以及第三方拥有的加工和精炼设施，以及美国电网的持续可靠运营。美国电网出现任何重大中断， 聚集系统或运输、加工或炼油设施的能力可能会降低我们的第三方承租人营销石油生产的能力，并可能对Minerals管理分部的财务状况或经营业绩产生不利影响。与长期增长战略相关的风险我们在缓解解决方案、综合复垦和恢复建设服务以及太阳能和其他能源相关开发项目方面的投资受到重大风险和不确定性的影响。NACCO执行我们长期增长战略的能力存在风险，包括我们通过北美缓解资源和ReGenResources业务对缓解解决方案、综合回收和恢复建设服务以及清洁能源项目的投资，以及我们以盈利方式开发和管理此类项目的能力。其中包括政治和监管方面的发展，这可能会使追求这些商业机会的成本更高，或者说不可能，后勤风险以及与建设、许可和监管批准相关的潜在延误；项目无法按预期执行的运营风险；天气条件或超出我们23的其他因素
控制。上述所有风险都可能降低项目开发的可行性。我们已经并将继续产生与这些项目相关的成本，运营结果和/或投资回报可能为负或低于预期，我们可能需要减记与这些项目相关的资本化资产的价值。此外，我们预测结果的能力可能会受到阻碍或不准确，项目的表现可能不会像预测的那样。这些项目即使长期盈利，短期内也未必盈利，经营业绩也不大可能出现甚至季度环比的情况。此外，我们对太阳能和其他能源项目的投资部分依赖于当前的州监管激励措施和联邦税收抵免，以使这些项目在经济上可行。这些项目面临的风险是，当前的州监管计划和税法可能会到期或受到不利修改，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。与公司结构相关的风险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金额和频率。有关是否支付股息和任何股息金额的决定是基于收益、资本和未来费用要求、财务状况和董事会可能考虑的其他因素。因此，我们普通股的持有者不应依赖过去支付的特定金额的股息作为未来将支付的股息金额的指示。NACCO证券的价格可能会波动。我们的普通股价格可能会因各种市场和行业因素而波动，这些因素可能会大幅降低NACCO普通股的市场价格，无论其经营业绩如何，其中包括：（i）我们的季度和年度业绩以及行业内其他上市公司的实际或预期波动；（ii）行业周期和趋势；（iii）政府监管的变化；（iv）潜在或实际的军事冲突或恐怖主义行为；（v）有关NACCO的公告，我们的客户或竞争对手；（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大幅波动，这种波动往往与股票交易的公司的经营业绩无关。这些市场波动可能会对我们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，我们普通股的投资者可能无法以或高于他们支付的价格或根本无法转售他们的股票。此外，由于任何此类股价波动，我们可能成为证券集体诉讼的对象，这可能会转移管理层的注意力，并对我们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。我们的公司注册证书和章程以及特拉华州法律中包含的规定可能会使第三方更难收购我们，即使这样做可能对NACCO的股东有利。我们的章程和公司注册证书中的规定规定了各种程序和其他要求，这可能会使股东更难影响某些公司行为。这些规定可能会限制某些投资者未来可能愿意为我们的普通股股份支付的价格，并可能产生延迟或阻止控制权变更的效果。我们的股票回购计划可能会影响NACCO普通股的价格并增加波动性，可能不会提高长期股东价值。我们的董事会已授权一项股票回购计划。根据股票回购计划进行任何回购的时间和金额由我们的管理层根据多项因素酌情决定，包括资本的可用性、其他资本分配选择、我们A类普通股的市场条件以及其他法律和合同限制。股票回购计划不要求我们收购任何特定数量的股票，可以在没有事先通知的情况下进行修改、暂停、延长或终止，并且可以通过公开市场购买的方式执行， 私下协商交易或其他方式。根据股票回购计划进行的回购可能会影响我们A类普通股的价格。股票回购计划的存在可能导致我们A类普通股的价格高于没有此类计划的情况，并可能降低我们A类普通股的市场流动性。无法保证任何股票回购都会提高股东价值，因为我们A类普通股的市场价格可能会跌破我们回购股票的水平。尽管股票回购计划旨在提高长期股东价值，但无法保证这样做，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我们回购我们A类普通股的任何美元金额或数量的股份，它可能随时被暂停或终止，任何暂停或终止都可能导致我们A类普通股的市场价格下跌。24
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我们的普通股对投资者的吸引力。根据1934年《证券交易法》的定义，我们目前是一家规模较小的报告公司，因此允许在SEC文件中提供简化的高管薪酬披露和其他减少的披露。减少的披露可能会使我们更难将业绩与其他上市公司进行比较。NACCO无法预测投资者是否会因为这些豁免而发现我们的普通股吸引力下降。如果一些投资者因此发现NACCO的普通股吸引力降低，我们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。我们创始大家庭的某些成员拥有大量我们的A类和B类普通股，如果他们采取一致行动，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。我们有两类普通股：A类普通股和B类普通股。A类普通股持有人有权每股投一票，截至2024年12月31日，约占我们投票权的27%。B类普通股持有人有权每股投十票，截至2024年12月31日，占我们剩余的投票权。截至2024年12月31日，我们创始大家庭的某些成员持有约36%的已发行A类普通股和约99%的已发行B类普通股。在这种普通股所有权的基础上，我们创始大家庭的某些成员本可以行使我们总投票权的大约82%。尽管这些大家庭成员之间没有书面或其他形式的投票协议，但如果他们是一致行动人，他们可以控制董事选举和其他股东对重大公司行为的投票结果，例如对我们的公司注册证书的某些修订以及我们的出售或资产出售。因为我们创始大家庭的某些成员可能会阻止其他股东对重大公司行为施加重大影响，我们可能是一个不太有吸引力的收购目标，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。一般风险因素由于税法、收益组合和其他因素的变化，我们的有效所得税率可能会波动并发生重大变化。我们在美国须缴纳所得税，有效所得税率受到目前煤炭开采和石油天然气勘探开发公司可获得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我们的有效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我们以合理条款获得银行融资的能力产生不利影响。某些金融机构已采取行动，限制化石燃料行业公司的可用融资，包括煤炭开采，这可能导致借贷成本增加或我们将融资维持在当前水平的能力增加。我们可能无法以合理的条件获得融资。从历史上看，我们通过经营现金流和信贷安排下的借款解决了我们的流动性需求（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）。我们的全资子公司有一笔高达2亿美元的循环信贷额度，将于2028年9月到期。我们进入资本市场的能力以及可用融资的成本和条款取决于许多因素，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感知信用风险。某些金融机构已采取行动，将可用融资限制在生产或使用化石燃料的实体。能源行业的波动以及拥有煤炭和/或石油和天然气敞口的公司额外感知到的信用风险，导致传统的银行贷方寻求减少或消除对这些公司的贷款敞口。无法获得银行融资，或以与此类债务的现有条款一样优惠的条款进行再融资，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。未能获得财务保证以确保填海和其他长期债务，包括以可接受的条款担保债券和信用证， 可能会影响NACCO的采矿能力。联邦和州法律要求我们提供财务保证或财务安全，以确保履行或支付某些长期义务，例如矿山关闭或复垦成本、联邦和州工人补偿和黑肺福利成本、租赁、输电互联建设成本、电力购买协议交付义务和其他义务。未来的联邦和州法律法规、区域输电组织和购电协议客户可能需要更高数额的财务安全，包括由于所使用的某些因素发生变化25
计算保证金或证券金额。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我们在采矿可以开始或某些项目向前推进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。该失败可能是由多种因素造成的，包括缺乏可用性、更高的费用或不利的市场条款、第三方担保债券发行人行使其拒绝续保的权利以及根据我们的融资安排条款限制当前和未来第三方担保债券发行人的抵押品可用性。此外，由于煤炭行业面临的信贷压力越来越大，担保债券提供者可能会要求其他形式的抵押品作为提供或维持担保债券的条件。任何此类要求，都可能对我们的流动性和财务状况产生重大不利影响。如果我们无法满足抵押品要求，并且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，或额外的抵押品要求，将增加我们的成本，并且可能需要为此目的更多地使用替代资金来源，这将减少我们的流动性。保险范围越来越昂贵，包含更严格的条款，未来可能很难获得。多家全球保险公司已采取措施，限制化石燃料行业公司的承保范围，包括煤炭开采，这可能导致保险成本或我们将保险范围维持在当前水平的能力显着增加。我们持有多项保单，包括董事和高级职员的责任和财产及意外伤害保险。因为我们参与了煤炭开采，保险的成本可能会大幅增加或者保险公司可能会限制或者决定以后不给我们投保。此外，如果我们根据我们的保单提出重大保险索赔，此类索赔可能会对我们以商业上合理的费率获得未来保险范围的能力产生重大不利影响。保险范围有限或无法获得，保险的保费或免赔额显着增加，或损失超过我们的责任保险范围限制，可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。对环境、社会和治理事项的日益重视和预期的变化可能会给我们带来额外的成本，或使我们面临新的或额外的风险。与环境、社会和治理（ESG）事项相关的预期一直在迅速演变。政府组织正在加强或推进特定于ESG事项的法律、监管和披露要求。对ESG问题的高度关注要求对各种不断发展的法律、法规、标准和期望以及相关的报告要求进行持续监测。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。我们可能会面临越来越关注气候变化的投资者的压力，要求他们优先考虑可持续能源实践，减少我们的碳足迹并促进可持续发展。投资者可能会要求我们实施ESG程序或标准，以此作为维持其投资或进行进一步投资的条件。贷款人和保险公司还可能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，如果我们的ESG实践与可接受的ESG实践的第三方观点不一致，我们可能会面临声誉挑战。此外，美国越来越多的州级反ESG举措可能与其他监管要求或各利益相关方的期望发生冲突。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以及业务、财务状况、 和/或这样一家公司的股价可能会受到重大不利影响。我们可能会受到诉讼，寻求追究能源公司对气候变化影响的责任。对气候变化风险的日益关注也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的私人诉讼的趋势，以努力让能源公司对气候变化的影响负责。过去还曾对电力、煤炭、石油和天然气公司提起过其他公害诉讼，指控它们的运营正在助长气候变化。我们未来可能会因为这类诉讼辩护而产生大量法律费用。某些州的政府实体提出了类似的索赔，试图让各种各样生产化石燃料的公司对可归因于这些燃料的排放的所谓影响或与气候变化相关的其他理由（例如不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赔偿和减轻。我们没有成为这些诉讼的一方，但有可能我们会被包括在由州和地方政府以及私人索赔人发起的类似的未来诉讼中。26
如果NACCO的信息技术系统被破坏、停止有效运行或我们遇到安全漏洞、网络事件或网络攻击，我们的业务可能会受到影响。与许多其他公司一样，我们是正常业务过程中恶意网络攻击企图的目标。涉及企业等机构的网络安全事件呈上升趋势。网络威胁正在迅速演变，这些威胁以及在数字和其他存储介质中获取信息的手段正变得日益复杂。网络威胁和网络攻击者可以由民族国家或复杂的犯罪组织赞助，也可以是独立黑客所为。随着网络威胁的演变和变得更加难以发现和成功防御，一次或多次网络攻击可能会在未来击败我们或第三方服务提供商的安全措施。员工错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，我们可能使用的硬件、软件或应用程序具有设计、制造或操作的固有缺陷，或者可能被无意或有意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相当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违反适用的隐私和其他法律或标准，丢失有价值的业务数据，或中断我们的业务。涉及敏感或机密信息的盗用、丢失或其他未经授权的披露的安全漏洞可能会引起媒体不必要的关注，对客户关系和我们的声誉造成重大损害，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。我们依靠信息技术系统来运营我们的业务，并记录和处理交易；回应客户的询问；购买用品；提供服务；及时交付库存；并保持具有成本效益的运营。尽管我们做出了努力，但我们的信息技术系统可能不时受到用户错误、计算机病毒、停电、第三方入侵和其他技术故障造成的损坏或中断。通过我们的业务运营，我们收集和存储客户和供应商的机密信息以及员工的个人信息和其他机密信息。尽管我们已采取旨在保护此类信息的措施，但无法保证此类信息将受到保护，不会受到未经授权的访问、使用或披露。未经授权的各方可能会侵入我们或我们的供应商的网络安全，如果成功，可能会盗用此类信息。此外，获取未经授权访问机密信息的方法经常变化，可能难以被发现，这可能会影响我们适当响应的能力。我们可能会因未能遵守隐私和信息安全法律、未能保护个人信息或未能做出适当回应而承担责任。丢失、未经授权访问或滥用机密或个人信息可能会扰乱我们的运营，损害我们的声誉，并使我们面临客户、金融机构、监管机构、员工和其他人的索赔，其中任何一项都可能对我们的业务、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（其中包括）计算机病毒、恶意或破坏性代码、勒索软件、社会工程攻击（包括网络钓鱼和冒充）、黑客攻击、拒绝服务攻击和其他攻击。支持我们活动的供应商和其他第三方面临的网络安全威胁以及涉及的事件可能会影响业务。我们正在不断安装新的和升级现有的信息技术系统。我们使用围绕网络钓鱼、恶意软件和其他网络风险的员工意识培训。我们认为这些事件很可能会持续下去，无法预测未来攻击或破坏对业务运营的直接或间接影响。我们的运营可能会因我们无法控制的自然或人为原因而中断。我们的业务受到我们无法控制的自然或人为原因的干扰，包括飓风、严重风暴、洪水和其他形式的恶劣天气、事故、火灾、地震、恐怖行为和流行病或流行病疾病带来的物理风险，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。虽然我们所有的业务都位于美国，但我们参与了一个全球供应链，如果政府监管或限制劳动力或产品的流动或阻碍我们人员的旅行， 我们开展正常业务运营的能力可能会受到影响，这可能会对我们的经营业绩和流动性产生不利影响。项目1b。未解决的工作人员评论无。27
项目1c。网络安全网络安全仍然是我们的关键治理优先事项。NACCO维护的网络安全计划与我们的业务保持一致，并制定了评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险的政策和流程，这些政策和流程已被纳入我们的整体风险管理流程和治理结构。根据美国国家标准与技术研究院建立的框架，我们已经实施并投资于旨在识别、防范、检测、应对和缓解网络安全风险的控制、技术和资源（内部和外部），并将继续实施和投资于这些控制、技术和资源。这些包括但不限于内部报告机制、监测和检测工具、威胁情报以及一般和基于角色的培训。NACCO对网络安全的承诺强调，通过反映最佳做法和提高网络安全意识的教育和培训，培养注重安全的文化。我们还维护第三方管理流程，以识别和管理与第三方服务提供商相关的网络安全风险。我们定期在内部评估我们的网络安全计划，并与顾问合作对该计划进行审查和评估。此类审查和评估可能包括渗透测试、成熟度评估以及桌面和其他练习，随后对关键发现进行补救。此外，我们还有一个网络安全工作组，由我们组织内各个部门的个人组成，包括信息系统、法律、财务、人力资源和内部审计，定期开会，以进一步推进我们的网络安全战略。我们的董事会（Board）监督NACCO的风险管理。我们的全体董事会定期审查管理层提供的信息，以监督风险识别、风险管理和风险缓解策略。审计审查委员会协助董事会进行网络安全风险监督。审计审查委员会负责定期审查和与管理层讨论与网络安全相关的风险敞口，其中包括审查我们的网络安全计划的状态和新出现的网络安全发展和威胁，以及管理层为监测和减轻此类敞口而采取的步骤。2024年，我们的董事会和审计审查委员会收到了全年关于网络安全事项的定期更新，这些更新是其长期议程的一部分。我们的首席信息安全官（CISO）领导NACCO的网络安全项目，并负责管理我们的网络安全风险。这位CISO拥有丰富的网络安全知识和技能，这些知识和技能来自30多年的技术和业务经验，包括担任MLMC总经理兼总裁、密西西比州运营副总裁和创新与技术副总裁。这位CISO拥有哈佛大学工程学学士学位、高管MBA学位和网络安全认证。此外，这位CISO还在2024年期间通过西北大学家乐氏管理学院成功完成了一门专注于人工智能的高管课程。CISO直接向总裁兼首席执行官报告。CISO管理着一支拥有网络安全方面专业知识和经验的内部和外部资源团队。CISO由网络安全团队告知网络安全事件，该团队一般负责对网络安全事件的预防、检测、缓解和补救进行监测。我们有一个既定的流程来管理我们在发生网络安全事件时的评估、响应以及内部和外部通知，包括评估网络安全事件的潜在影响以确定重要性。根据事件的性质和严重程度，这一流程规定了在发现重大网络安全风险时的升级程序，包括通知我们的执行管理层和/或董事会。截至本文件提交之日，我们的业务战略、运营结果和财务状况并未因任何先前确定的网络安全事件而受到重大影响；但是，NACCO无法保证我们未来不会受到此类风险或任何未来重大事件的重大影响。有关我们的网络安全风险的更多信息，请参阅第18页的第1A项-风险因素。28
项目2。Properties Coal Mining Segment-Operations NACCO owned Properties 1.0 Introduction本10-K表中有关我们采矿资产的信息是根据S-K条例第1300子部分的要求编制的。如本报告在表格10-K中使用的，术语“矿产资源”、“实测矿产资源”、“指示矿产资源”、“推断矿产资源”、“矿产储量”、“探明矿产储量”和“可能的矿产储量”是根据S-K条例第1300子部分定义和使用的。根据S-K条例第1300子部分，矿产资源不得归类为矿产储量，除非已由合格人员确定该矿产资源可作为经济上可行的项目的基础。特别提醒读者，不要假设这些类别中的任何部分或全部矿藏（包括任何矿产资源）将永远转化为S-K条例第1300子部分所定义的矿产储量。读者请注意，除了被归类为矿产储量的那部分矿产资源外，矿产资源并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进行的估计，其存在的不确定性程度太高，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。对推断矿产资源的估算不得转换为矿产储量。不能认为推断的矿产资源的全部或任何部分都会升级到更高的类别。必须完成大量勘探，才能确定一种推断的矿产资源是否可能升级到更高的类别。因此，请读者注意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，或者它将永远升级到更高的类别。同样，请读者注意不要假设测量或指示的矿产资源的全部或任何部分将永远转换为矿产储量。见第18页第1A项-风险因素。以下信息在很大程度上来源于并且在某些情况下是摘录自根据S-K条例第601（b）（96）项和第1300子部分编制的技术报告摘要（TRS）。TRS是由我们的某些员工编制的。以下信息的部分内容基于本文未完全描述的假设、资格和程序。应参阅以引用方式并入本文的TRS全文，并在表格10-K上对本报告作了部分说明。有关MLMC的信息由我们的员工进行了审查，这些员工是S-K条例第1300子部定义的合格人员。NACCO的各全资子公司Coteau、Falkirk、Coyote Creek和MLMC根据以服务为基础的商业模式，根据与发电公司的长期合同经营地面煤矿。受SEC第1300节报告约束的物业位置如图1.1所示，2024年期间运营的地面煤矿受SEC第1300节报告约束。29
图1.1受SEC第1300节报告约束的2024年期间运营的地面煤矿过去三年受SEC第1300节报告约束的煤矿的煤炭产量汇总已制成表格，列于表1.1产量汇总。吨（百万）202220232024 The Coteau Properties Company 13.41 1.41 1.9 The Falkirk Mining Company 7.66.67.5 Coyote Creek Mining Company 1.8 2.2 1.9 Missississippi Lignite Mining Company 3.2 2.7 1.9 Total 26.02 2.92 3.2 Table 1.1 Production Summary 2.0 Mining Properties subject to Subpart 1300 of Regulation S-K Reporting 2.1 Red Hills Mine — Mississississippi Lignite Mining Company MLMC is the owner and operator of the Red Hills Mine。Red Hills矿是一个在产的褐煤地面矿。在MLMC之前，Red Hills矿山资产之前没有采矿作业。MLMC合同是我们负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一运营煤炭合同；因此，MLMC在我们的财务报表中合并。MLMC以合同约定的价格向其客户销售煤炭，该价格每月调整，主要基于反映美国一般通货膨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发生成本的指标变化的影响。30
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。吨（百万）202220232024密西西比褐煤矿业公司3.2 2.7 1.9表2.1产量汇总Red Hills矿一般每年生产200万至300万吨褐煤。红山矿山于2000年开始运营，进行工厂调试，最初的商业交付始于2001年，全面生产和商业交付始于2002年。该矿山的所有生产都交付给MLMC客户的Red Hills发电厂。在2023年期间，MLMC收到了客户关于Red Hills发电厂锅炉问题的通知，该问题于2023年12月15日开始。虽然这一问题已得到解决，但它导致客户需求减少，这对我们2024年的经营业绩产生了重大影响。由MLMC运营的Red Hills矿位于密西西比州杰克逊市东北约120英里处（图2.1）。通往矿场的入口是通过一条铺有路面的道路，位于9号高速公路以西约一英里处。MLMC在收费中拥有约8,090英亩的地面权益和5,150英亩的煤炭权益。MLMC持有租约，授予开采约5,423英亩煤炭权益的权利和利用约4,890英亩地表权益的权利。MLMC持有转租，根据转租，它有权开采约1,683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，期限延长50年，其中许多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河堤坝边缘露头/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在威尔科克斯群中发现。露头的Wilcox主要由沉积在广阔平坦平原上的非海洋沉积物组成。Ackerman、Eupora、Starkville、Louisville、Kosciusko等城镇以及众多较小的社区都在Red Hills矿山方圆40英里范围内，提供了广阔的就业基础。此外，密西西比州立大学（MSU）位于斯塔克维尔矿山以东约30英里处。MLMC与MSU以及当地的社区学院有合作的历史，用于科学、技术、工程和数学（STEM）研究和技能行业培训。红山矿山为矿山办公设施和作业从4县电力协会获得电力，为矿山办公设施获得水从改革用水协会获得。设备燃料由当地供应商提供。Red Hills矿山已经或正在建设采矿作业的所有配套基础设施。当地通往Red Hills矿山的通道是通过密西西比州阿克曼和密西西比州欧波拉之间的9号高速公路，该高速公路连接Pensacola路，通往Red Hills矿山铺好的通道。Pensacola路在MS阿克曼以北约5英里处与9号高速公路相连。矿道沿着Pensacola路从9号高速公路向西约1英里。乘坐飞机前往Red Hills矿山可以使用位于密西西比州杰克逊的杰克逊-梅德加·威利·埃弗斯国际机场，该机场位于矿山以南约104英里处，然后使用地面交通工具，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号高速公路西、15号高速公路南、9号高速公路北距离红山矿山约50英里。Red Hills矿山紧邻Tennessee-Tombigbee水道和密西西比河的河港。Lowndes County港口位于矿山以东约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高速公路连接。除了通过公路、空运和水路进行运输外，堪萨斯南方铁路（KCS）铁路在阿克曼矿山以南约5英里处有一个车辆段，可通过9号高速公路和15号高速公路抵达。MLMC目前已获得Red Hills矿山运营的所有许可，并遵守预计到2032年4月1日的矿山计划。Red Hills矿没有发生任何矿物加工。31
Red Hills矿遇到的地质性质是地层性质的，有砂、淤泥、粘土、褐煤的沉积序列。地质地层的垂直重复促进了在Red Hills矿建立和研究基线地质、地球化学、岩土和地质水文条件的直接设置。Red Hills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。采用1台82立方码电动拉铲、4台大型履带式推土机、利用41立方码电动绳铲的卡车和铲铲车队，实现了一次卸负。褐煤是使用地面采矿机或液压反铲装载末端自卸运输卡车车队进行开采，并直接运往RHPP或褐煤库存。开采的褐煤煤层总体平均质量达到要求的电厂质量规范。因此，MLMC不进行任何矿物加工。Red Hills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、购置或购买新的。设施设备得到维护，可以安全高效运行。设备维护良好，身体状况良好，或定期更新或更换更新型号或升级以跟上现代技术。随着设备的磨损，MLMC会评估哪种更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2024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）为5250万美元。Red Hills矿目前对该物业没有重大产权负担。Red Hills矿在过去十年中没有发放过任何违反采矿许可证的行为。2020年4月发布了一份关于水质超标的违规通知（NOV），该水质超标被确定为不是Red Hills矿的过错，无需采取进一步行动。2022年6月，针对水采样违规行为发布了第二份NOV。这两个NOV都与采矿许可证无关。许可要求在TRS第17.0节中进行了讨论。图2.1– Red Hills矿山位置32
矿产资源储量汇总自2024年12月31日MLMC的TRS。截至2024年12月31日的矿产资源和矿产储量列表表2.2和表2.3。煤质按接收水分基准报告。基于2024年12月31日的TRS，表2.2中的价格基于MLMC每吨34.02美元的经济截止品级，表2.3中的价格基于MLMC每吨34.40美元的经济截止品级。此处报告的矿产资源和矿产储量的确定中使用的重大假设和标准在MLMC – Red Hills矿的2024年12月31日备案的TRS内提供。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。假设包括基于假设褐煤销售价格为每吨34.02美元的最大累积剥采比为18：1。第7.2节钻探勘探、8.0样品制备、分析和安全以及第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已验证钻井数据的进一步描述。TRS第12.0节描述了用于估算矿产储量的关键假设、参数和方法，并包括以下内容：•最大剥采比：14：1；•以立方码和每吨为基础的采矿生产率与历史表现保持相对一致；•以单位为基础的采矿成本与历史表现保持相对一致；•最小可开采褐煤厚度：1.0英尺；•组合煤层前的最小分块厚度：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的煤层定义，并经稀释参数修改，约为80 lb/ft φ；•按煤层划分的回收率范围为67%至100%。修正因素包括稀释参数和与采矿过程相关的技术信息在第13.0节采矿方法下进行了详细描述。支持矿产储量估算的经济因素在第18.0节资本和运营成本以及19.0经济分析中进行了描述。下文表2.2所列截至2024年12月31日的矿产资源是通过应用一系列地质和物理极限以及高水平的开采和经济限制进行估算的。采矿和经济限制被限制在足以支持估计矿产资源未来经济开采的合理前景的水平。本文报告的分类矿产资源不包括矿产储量。褐煤资源分类吨位（KT）等级/质量热值（BTU/lb）水分（% wt）灰分（% wt）硫（% wt）密西西比褐煤矿业公司测量4,4005，20044.61 3.0 0.6密西西比褐煤矿业公司指示4005,18044.11 3.6 0.6密西西比褐煤矿业公司测量+指示4,7005，20044.51 3.0 0.6密西西比褐煤矿业公司推断1005,20045.51 2.0 0.5注：–截至2024年12月31日，矿产资源估算由NACCO Natural Resources雇用的合格人员编制。–不属于矿产储量的矿产资源不具备证明的经济可行性，也无法确定这些矿产资源的全部或任何部分将转化为矿产储量。–矿产资源为原位，不包括2290万吨（MT）的矿产储量。– Mineral Resources报告使用每吨34.02美元的经济分界线。–资源呈现的最小煤层厚度为1英尺，最大接收水分基灰分为30%，在接收水分基截止时最低发热量为4000 BTU/磅。–资源是使用Vulcan软件估算的。–吨位和质量已四舍五入到QP认为合适的准确度水平。可能存在因四舍五入造成的求和误差。33
表2.2截至2024年12月31日的矿产资源汇总下表2.3所列截至2024年12月31日的矿产储量经考虑与采矿过程相关的修正因素后确定为已测量和指示的矿产资源的经济可开采部分。矿产储量未考虑推断矿产资源量。褐煤储量分类吨位（KT）等级/质量热值（BTU/lb）水分（% wt）灰分（% wt）硫（% wt）Missississippi Lignite Mining Company Proven 18,2005，09043.31 4.9 0.6 Missississippi Lignite Mining Company Probably 4,7005，08043.11 5.1 0.6 Mississississippi Lignite Mining Company total 22,9005，09043.31 4.9 0.6注：–截至2024年12月31日，矿产储量估算由MLMC雇用的合格人员编制。–基于正现金流，矿产储量已被证明是经济的–矿产储量是根据矿山运行情况说明的–矿山寿命计划中的经济截止值平均为每吨34.41美元，用于证明煤炭储量–采收率因煤层而异，范围从67%到100% –矿产储量使用最大累积剥采比14：1的经济截止值。有一些情况，单年的剥采比可能超过14：1，但整个评估区域的平均值不到14：1。– Red Hills矿的历史煤炭回收率已应用于生成矿产储量吨位。–使用Vulcan软件估算矿产储量。–吨位和质量已四舍五入到QP认为合适的准确度水平。可能存在因四舍五入造成的求和误差。表2.3截至2024年12月31日的矿产储量汇总表2.4描述了截至2023年12月31日和2024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2023年12月31日吨数（KT）2024年12月31日吨数（KT）百分比变化实测430044002%指示500400（20）%实测+指示48004700（2）%推断1600100（94）%储量分类2023年12月31日吨数（KT）2024年12月31日吨数（KT）百分比变化证实15,10018，20021%可能7,4004，700（36）%证实+可能22,50022，9002%表2.4。报告的矿产资源和矿产储量与上一报告期至本报告所述期间的净差额。截至2024年12月31日的矿产资源和矿产储量反映了采矿开采矿产储量的修改、额外租赁土地的收购增加了矿产储量以及资源模型的更新，允许将部分矿产资源转换为矿产储量。资源模型更新新增31质量34
岩心孔和10个结构钻孔到资源模型。采矿提取仅发生在3号矿区。此外，MLMC在2024年交付了190万吨。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的储量，因此根据S-K条例第1300至1305项被归类为勘探阶段财产。Coteau，Falkirk和Coyote Creek将继续被归类为勘探阶段性质，直到根据S-K条例第1300子部分建立已探明或可能的矿产储量，即使它们继续向各自的客户交付褐煤。在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，我们每交付一吨煤或供暖装置（MMBTU）就获得管理费。每份合同都规定了费用随时间变化的指数和机制，通常与美国通胀的广泛衡量标准一致。客户负责为所有矿山运营成本提供资金，包括最终的矿山复垦，并直接或间接提供建设和运营矿山所需的所有资金。这种合约结构消除了我们对现货煤炭市场价格波动的风险敞口。Coteau、Coyote Creek和Falkirk各只有一个客户为其开采和交付煤炭。这些客户在每个矿点附近运营燃煤发电发电厂（就Coteau而言，是一家合成天然气和化学/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。与传统的基于市场因素的销售不同，根据长期采矿协议的规定，Coteau、Coyote Creek和Falkirk的煤炭销售价格包括（i）开采、加工和交付煤炭所产生的所有成本（即生产成本）和（ii）交付给客户的每吨煤炭或MMBTU单位的商定利润。生产成本包括在矿山运营过程中实际发生的包括煤炭开采、加工、发运等所有成本。收入中包含的成本包括所有生产、运输和维护成本，包括但不限于以下类型的成本：⑤劳动力，包括工资和所有相关的工资税、福利和附加，包括福利计划；员工的团体保险、休假和其他类似福利①材料和用品，丨工具有具，⑤未资本化或租赁的机器和设备，⑤获得煤炭储备和地表土地权益的成本，⑤租赁机器和设备，⑤电力成本，⑤第三方合理和必要的服务⑤包括工人赔偿在内的保险83.税，丨复垦成本合同确定的煤炭销售价格包括补偿发生的一切费用和约定的利润。商定的利润根据既定指数（例如CPI-U和/或PPI指数）水平的变化进行调整。合同的成本加成性质提供了保证，即所产生的所有成本，包括同期和最终回收，将由各自的客户偿还，并消除了任何损失风险，从而使矿山在合同条款结束时保持现金流为正。Coteau、Falkirk和Coyote Creek的煤炭销售价格以及盈利能力不因市场因素而有任何变化。这些矿山的盈利能力受到两个因素的影响：对煤炭的需求（因为这会影响收取的约定利润单位）和决定煤炭销售价格的指标的变化（因为这会调整约定的每单位利润）。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的褐煤吨位仅在经济上可行，因为与每个矿山各自的客户签订了长期采矿协议。Coteau、Coyote Creek和Falkirk矿山的开发与各自服务的矿口发电厂的开发同步进行。这些发电厂被设计为完全依靠相邻矿场提供的煤炭运营。Coteau、Coyote Creek和Falkirk的褐煤不存在其他市场，因为运输成本使得销售给除当前矿口运营商之外的任何实体都无利可图。35
Coteau、Coyote Creek和Falkirk符合VIE的定义。在每种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制权；因此，NACCO不会将这些业务的结果合并到我们的财务报表中。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合并运营报表中报告为未合并业务的收益，我们的投资在合并资产负债表中的未合并子公司投资项目中报告。Coteau The Freedom Mine由Coteau运营，一般每年生产1150万至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BASIN Electric的全资子公司Dakota Coal Company。随后，达科他煤炭公司将煤炭出售给Synfuels工厂、羚羊谷站和Leland Olds站，所有这些工厂都由Basin Electric的附属公司运营。合成燃料工厂是一家煤气化工厂，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。2025年3月，现有褐煤销售协议的期限延长至2032年。根据Coteau的选择，该期限可能会再延长五年，或延长至2037年。自由矿位于北达科他州俾斯麦市西北约90英里处（图2.2）。自由矿的主要入口通过一条铺好的道路进入，位于县道15号。Coteau持有355份租约，授予开采约32,748英亩煤炭权益的权利和利用约22,771英亩地表权益的权利。此外，Coteau在收费中拥有33,888英亩的地面权益和4,117英亩的煤炭权益。Coteau持有的几乎所有租约都是在1970年代初获得的，并已被新租约取代，或者租约期限足以满足Coteau的合同生产要求。图2.2 – Freedom Mine位置Beulah、Hazen和Stanton镇以及其他较小的社区位于Freedom Mine半径40英里范围内，提供了大量的就业基础。员工还来自俾斯麦市、迈诺特市和迪金森市，这些城市距离矿山都不到100英里。36
Freedom Mine从Roughrider Electric Cooperative为矿山办公设施和运营提供电力，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。Freedom矿山拥有或正在建设采矿作业的所有配套基础设施。自由矿的主要入口可在49号高速公路Beulah以北行驶一英里，然后在21号县道向北行驶两英里，然后在26号县道向西行驶三英里，然后在15号县道向北行驶两英里，如图2.2所示。自由矿的位置。乘坐飞机前往自由矿可通过位于北达科他州俾斯麦市的俾斯麦市机场前往，该机场位于该矿东南约90英里处。从机场出发，通过地面运输方式，通过94号州际公路向西行驶约50英里，从110号出口出发，沿着ND 49号高速公路向北行驶约28英里，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使用美国铁路网络，该网络主要沿着美国2号高速公路走廊贯穿北达科他州北部，并经过较大的城市威利斯顿、米诺特、大福克斯和法戈，以及较小的城市斯坦利、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号州际公路以及各种高速公路的地面运输进入该矿。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、美国281号高速公路。北达科他州的货运铁路服务主要由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，起点位于北达科他州比尤拉以北约两英里处。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，距离自由矿西北约100英里。经济上可开采的煤炭出现在Sentinel Butte组，并被ColeHarbor组覆盖。ColeHarbor地层不符合地覆盖在哨兵小山地层之上。它包括冰川和间冰期沉积产生的所有未固结沉积物。岩性类型包括碎石、砂土、淤泥、粘土和耕作。改造后的冰川通道内填满了砾石、沙子、淤泥和被耕作覆盖的粘土。较粗的碎石和砂层一般限制在通道填充物底部附近。储备区高地部分一般地层序列由砂岩、粉砂岩和黏土质淤泥组成。Fill-in钻探计划由Coteau例行进行，目的是与正在进行的操作相关的精炼指导。Freedom矿的常见做法是，在积极作业之前将三到四年区块内的钻探密度收紧到平均660英尺的钻孔间距。然而，也可能会在更远的地区安排额外的勘探，以增加对未来矿山计划预测的信心。Coteau利用标准的地面采矿技术从拟议的许可区域提取煤炭。采矿作业通常会发生在七个事件的序列中：合适的植物生长材料清除、表层清除、煤炭清除、表层更换、最终分级、合适的植物生长材料更换和重新植被。自由矿的矿山办公设施和原有设备车队是在矿山开发阶段建设、购置或购置新的。设施设备得到维护，可以安全高效运行。设备维护良好，身体状况良好，或定期更新或更换更新型号或升级以跟上现代技术。随着设备的磨损，Coteau会评估哪种更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2024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）为1.622亿美元。Freedom Mine目前对该财产没有重大产权负担。Freedom Mine在过去三年中没有发行NOV。Coteau目前拥有Freedom矿山运营至2031年的所有许可。将根据需要获得将矿山寿命延长至2045年所需的许可扩展。Freedom矿没有进行任何矿物加工。福尔柯克矿福尔柯克矿一般年产褐煤700万至800万吨。该矿于1978年开始运送煤炭，主要是为煤溪站， 一个发电站。Coal Creek Station由GRE拥有，直到2022年5月1日被Rainbow Energy收购。初步投产期预计将持续到37年5月1日
2032年，但煤炭销售协议可能在某些情况下延长或提前终止。2014年，福尔柯克开始向GRE拥有的另一座发电站Spiritwood Station输送煤炭。Falkirk矿山由Falkirk运营，位于北达科他州俾斯麦市以北约50英里处，位于美国83号高速公路旁的一条铺好的通路上（图2.3）。福尔柯克持有334份租约，授予开采约43,015英亩煤炭权益的权利和利用约22,964英亩地表权益的权利。此外，Falkirk还在收费中拥有41,034英亩的地面权益和1,788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，初始条款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该矿十英里范围内，其他小型社区也在附近。大量员工还居住在俾斯麦和曼丹，距离大约50英里。福尔柯克矿从Coal Creek站接收电力和水。然而，福尔柯克的东班变更大楼接收来自麦克莱恩-谢里登农村用水的水。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。福尔柯克矿的主要入口可从83号国道上的俾斯麦向北行驶约50英里，然后在通往安德伍德以南4英里的1st Street SW的通道上向西行驶。矿山办公室位于西面两英里处。乘坐飞机前往福尔柯克矿可以使用位于北达科他州俾斯麦市的俾斯麦机场，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Canadian Pacific、BNSF和Dakota Missouri Valley & Western（DMVW）。DMVW穿过福尔柯克矿保护区。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层序的克拉通盆地上。经济上可开采的煤炭出现在Sentinel Butte组和Bullion Creek组，被ColeHarbor组不整合地覆盖。Sentinel Butte地层一致地覆盖在Bullion Creek地层之上。储备区高地部分（Sentinel Butte组）一般地层层序由till、粉砂岩和粘土质粉砂、主哈格尔褐煤层、粉砂质粘土、哈格尔褐煤层段下部褐煤和粉砂质粘土组成。在Tavis溪下面，有一个重复的粉质到砂质粘土的序列，褐煤层一般很薄。在操作上，使用铲运机、推土机、前端装载机、卡车铲车队和拖运线来完成覆盖层和中间层的清除。褐煤是用前端装载机或液压挖土机开采的，装入拖运卡车运输到库存或通过卡车倾倒场和输送机直接运送到客户手中。Fill-in钻探计划由Falkirk例行进行，目的是完善与正在进行的作业相关的指导。福尔柯克矿的常见做法是，在积极作业之前将三到四年区块内的钻探密度收紧到平均钻孔间距1320英尺。然而，还可能在更远的地区安排额外的勘探，以增加对未来矿山计划预测的信心。福尔柯克矿的矿山办公设施和原始设备车队是在矿山开发阶段建造、购置或购买新的。设施设备得到维护，可以安全高效运行。设备维护良好，身体状况良好，或定期更新或更换更新型号或升级以跟上现代技术。随着设备的磨损，福尔柯克会评估哪种更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2024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）为5870万美元。福尔柯克矿目前对该财产没有重大产权负担。在过去三年中，福尔柯克矿没有发布任何违规通知（NOV）。没有与LOM计划相关的未完成许可正在等待监管部门的批准。福尔柯克矿业公司目前拥有所有许可证，可以运营并遵守当前的矿山计划。福尔柯克矿没有进行任何矿物加工。38
图2.3 – Falkirk矿山位置Coyote Creek Coyote Creek矿山一般每年生产150万至200万吨褐煤。该矿于2016年开始向奥特泰尔电力公司、北部市政电力局、蒙塔纳-达科他州公用事业公司和Northwestern Corporation拥有的Coyote站运送煤炭。现有褐煤销售协议的期限于2040年终止。Coyote Creek矿山位于北达科他州俾斯麦市西北约70英里（图2.4）。Coyote Creek矿山的主要入口可通过一条4英里长的铺面道路进入，该道路从49号国道向西延伸。Coyote Creek持有对86份租约的转租，授予开采约8,129英亩煤炭权益的权利和利用约15,168英亩地表权益的权利。此外，Coyote Creek矿在收费中拥有160英亩的地表权益，并拥有四个地役权，可在约352英亩的土地上进行煤炭开采作业。39
图2.4 – Coyote Creek矿山位置Beulah、Hazen和Stanton镇以及其他较小的社区位于Coyote Creek矿山半径40英里范围内，提供了广阔的供应和就业基础。庞大的供应和就业基地也来自俾斯麦、米诺特和迪金森等一些主要城市，这些城市都距离矿山不到100英里。Coyote Creek矿山从Roughrider Electric Cooperative和Montana-Dakota Utilities Co.为矿山办公设施和运营提供电力，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。Coyote Creek矿山拥有采矿作业的所有配套基础设施。矿山的主要入口将通过在49号高速公路Beulah以南行驶5英里，然后在25号县道向西行驶4英里进入。Coyote Creek矿山的大致位置见图1.0 Coyote Creek矿山位置。乘坐飞机前往Coyote Creek矿场可以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，通过94号州际公路向西行驶约50英里，从110号出口下高速，沿ND 49号高速公路向北行驶约21英里到达25号县道，然后在25号县道向西行驶4英里，即可进入该矿场。乘坐铁路前往Coyote Creek矿山可以使用美国铁路网络，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，并经过较大的城市威利斯顿、米诺特、大福克斯和法戈，以及较小的城市斯坦利、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号州际公路以及各种高速公路的地面运输进入该矿。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、美国281号高速公路。北达科他州的货运铁路服务主要由Burlington Northern圣达菲铁路和加拿大太平洋铁路提供。40
煤炭吨位位于北达科他州默瑟县，起点位于北达科他州比尤拉西南约6英里处。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，距离Coyote Creek矿区西北约110英里。经济上可开采的煤炭出现在Sentinel Butte组，并被ColeHarbor组覆盖。ColeHarbor地层不符合地覆盖在哨兵小山地层之上。它包括冰川和间冰期沉积产生的所有未固结沉积物。岩性类型包括碎石、砂泥、粘土和耕作。改造后的冰川通道内填满了砾石、沙子、淤泥和被耕作覆盖的粘土。较粗的碎石和砂层一般限制在通道填充物底部附近。储备区高地部分一般地层层序由砂岩、粉砂岩和黏土质淤泥组成。Coyote Creek经常进行填充钻探计划，目的是完善与正在进行的操作相关的指导。Coyote Creek矿的常见做法是，在积极作业之前将三到四年区块内的钻探密度收紧到平均钻孔间距660英尺。然而，也可能会在更远的地区安排额外的勘探，以增加对未来矿山计划预测的信心。在操作上，使用铲运机、推土机、前端装载机、挖掘机、卡车车队和拖缆完成表土清除。褐煤用前端装载机开采，装入拖运车运往煤炭堆场。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、收购或购买的。设施设备得到维护，可以安全高效运行。设备维护良好，身体状况良好，或定期更新或更换更新型号或升级以跟上现代技术。随着设备的磨损，Coyote Creek会评估哪种更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2024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）为1.059亿美元。Coyote Creek矿目前对该物业没有重大产权负担。Coyote Creek矿在过去三年中没有发行NOV。没有与LOM计划相关的未完成许可正在等待监管部门的批准。Coyote目前拥有Coyote Creek矿山运营的所有许可，并遵守预计到2040年的矿山计划。Coyote Creek矿没有进行任何矿物加工。3.0矿产资源和储量的内部控制披露我们的资源和储量的建模和分析由我们的矿山人员开发，并由包括QP在内的多个级别的内部管理部门进行审查。包括相关假设在内的此类资源和储量估算的开发是QP和公司工作人员之间的合作努力。本节总结了我们开发估算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。在确定资源和储量以及资源和储量之间的差异时，管理层制定了具体的标准，必须满足每一项标准才能分别符合资源或储量的资格。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。为了估算资源和储量，QP和我们的管理团队同意标准的合理性。使用这些标准的计算由QP进行审查和验证。估算和假设是针对每个重要矿藏位置独立制定的。所有估计都需要结合历史数据和关键假设和参数。在可能的情况下，使用来自普遍接受的行业来源的资源和数据来制定这些估计。审查小组是通过利用NACCO所有地区的主题专家来审查用作矿产资源和储量分类基础的成本假设和估算而创建的。地质建模和矿山规划工作作为MLMC资源估算的基本假设。这些产出已由公司人员编制和审查。矿山规划决策由我们的管理层决定并达成一致。管理层通过参考历史采矿结果调整前瞻性模型， 包括审查该矿床的实际与预测产量水平，如有必要，如果生产结果未按预测实现，则重新评估采矿方法。正在进行的矿床开采，加上根据我们和我们的客户期望进行的产品质量验证，为矿床的同质性、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为41提供了监测手段
质量的任何潜在变化。此外，正在进行的对矿山内部地面条件的监测、调查下沉的证据以及其他可能表明需要重新评估矿山岩石力学和结构的可见恶化迹象，最终将为开采比率和矿山设计提供信息，这是矿产储量估计的基础。管理层还评估矿产资源和储量估计中固有的风险，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、识别危险和告知运营可开采矿床的存在。此外，管理层意识到与评估矿产开采许可证、权利或权利的完整性方面的潜在差距相关的风险，或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的法律或法规的变化。高估储量所固有的风险在暴露时可能会影响财务业绩，例如基于矿山寿命估计的摊销变化。4.0客户拥有的财产South Hallsville 1号矿——萨宾矿业公司萨宾矿业公司（Sabine）在德克萨斯州经营萨宾矿山。Sabine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（AEP）公司。由于Pirkey工厂提前退役，Sabine于2023年第一季度停止交付，并于2023年4月1日开始最后的填海。矿山复垦的资金由SWEPCO负责，Sabine因提供矿山复垦服务而获得补偿。Sabine将提供矿山复垦服务至2026年9月30日。截至2026年10月1日，SWEPCO有义务收购Sabine的全部股本并完成剩余的矿山复垦。5.0设施设备对各煤矿的设施设备进行维护，以保证安全高效运行。设备维护良好，身体状况良好，或定期更新或更换更新型号或升级以跟上现代技术。随着设备的磨损，矿山评估哪种更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，并着手进行更换。截至2024年12月31日，物业、厂房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：位置采矿方法矿山物业、厂房和设备的历史总成本，扣除适用的累计摊销、折旧和减值未合并采矿作业（百万）Freedom Mine — Coteau Properties Company Dragline Operation with 3 draglines $ 162.2 Falkirk Mine — Falkirk Mining Company Dragline Operation with 4 draglines $ 58.7 Coyote Creek Mine — Coyote Creek Mining Company，LLC Dragline Operation with 1 dragline $ 105.9 Consolidated Mining Operations Red Hills Mine — Missississippi Lignite Mining Company Dragline Operation with 1 dragline $ 52.5 NAMining Segment-Operations NAMining为独立拥有的矿山和采石场提供合同采矿服务，主要在石灰石采石场运营和维护dragline，并在砂石采石场使用其他采矿设备。截至2024年12月31日，NAMining在23个采石场运营了31条吊索和其他设备。在31条拉锯线中，7条归我们所有，24条归客户所有。截至2024年12月31日，NAMining拥有7270万美元的物业、厂房和设备，扣除适用的累计摊销、折旧和减值。42
石灰岩矿山的开采过程包括利用拉索从充满水的采石场挖掘石灰岩。挖出的石灰石由客户运输加工。以下矿山在2024年期间运营：地点名称骨料位置州客户年份NACCO开始运营White Rock — North Limestone Miami FL WRQ 1995 Krome Limestone Miami FL Cemex 2003 Alico Limestone FT. Myers FL Cemex 2004 FEC Limestone Miami FL Cemex 2005 SCL Limestone Miami FL Cemex 2006 Central State Aggregates Limestone Zephyrhills FL McDonald Group 2016 Mid Coast Aggregates Limestone Sumter County FL McDonald Group 2016 West Florida Aggregates Limestone Hernando County FL McDonald Group 2016 St. Catherine Limestone Sumter County FL Cemex 2016 Center Hill Limestone Sumter County FL Cemex 2016 Inglis Limestone CrystalRiver FL Cemex 2016 Titan Corkscrew Limestone FT. Myers FL Titan America 2017 Palm Beach Aggregates Limestone Loxahatchee FL Palm Beach Aggregates 2017 Perry Limestone Lamont FL 马丁-玛丽埃塔材料 2018 SDI Aggregates Limestone Florida City FL丨Martin Marietta丨2018 Queenfield Sands and Gravel King William County VA Holcim Group 2018 Newberry Limestone Alachua County FL ↓ Summit Materials 峰会材料/Quikrete 2019 Seven Diamonds Limestone Pasco County FL丨Summit Materials 峰会材料丨/Quikrete 2021 Little River Sands and Gravel Ashdown AR Heidelberg Materials 2021 Rosser Sand和砾石Ennis TX Heidelberg Materials 2021 Brooksville水泥厂Limestone Brooksville FL Cemex 2021 Ash Grove Limestone Louisville NE Ash Grove，a CRH公司2022 MDL（a）Phosphate Polk County FL Mineral Development，LLC 2024（a）MDL采石场在2024年期间闲置。NAMining在2024年期间在该地点开采了微量。NAMining的客户控制着各自矿山内的所有石灰石和沙子储量。NAMining没有在其提供服务的任何矿山获得任何储量的所有权、索赔、租赁或选择权。通往白石矿的通道是从第122大道开始的一条铺好的道路。通往克罗梅矿的通道是从克罗梅大道通过一条铺好的道路。通往Alico矿山的通道是从Alico路通过一条铺好的道路。通往FEC矿山的通道是从NW 118大道通过一条铺好的道路。通往SCL矿山的通道是从西北137大道通过一条铺好的道路。通往Central State Aggregates矿山的通道是从Yonkers Boulevard通过一条铺好的道路。通往Mid Coast Aggregates矿山的通道是从50号国道通过一条铺好的道路。通往西佛罗里达Aggregates矿的通道是从Cortez Boulevard通过一条铺好的道路。通往圣凯瑟琳矿的通道是从县道673通过一条铺好的道路。通往Centre Hill矿山的通道是从West Kings Highway通过一条铺好的道路。通往英格利斯矿的通道是从19号高速公路南通过一条铺好的道路。通往Titan Corkscrew矿的通道是从Corkscrew路通过一条铺好的道路。通往Palm Beach Aggregates矿山的通道是从80号国道通过一条铺好的道路。43
通往佩里矿的通道是通过从Nutall Rise路铺设的道路。通往SDI Aggregates矿山的通道是从SW 167th AVE通过铺面道路。通往Queenfield矿山的通道是从Dabney's Mill Road（SR604）通过铺面道路。通往Newberry矿的通道是从NW County Road 235（CR235）通过铺面道路。通往Seven Diamonds矿的通道是通过US-41 S/Broad St的一条铺好的道路。通往Little River矿的通道是通过Little River 60的一条未铺好的道路。通往Rosser矿的通道是从TX-34 S通过一条铺好的道路。通往布鲁克斯维尔水泥厂的通道是从水泥厂路通过一条铺好的道路。通往Ash Grove Louisville采石场的通道是从HWY 50通过一条铺好的道路。通往MDL采石场的通道是Noralyn Mine Road。Minerals管理-运营作为特许权使用费和矿产权益的所有者，我们获得有关我们的特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。我们没有一家拥有石油和天然气业务的公司可以获得的信息，因为特许权使用费和矿产权益的所有者通常无法获得详细信息。因此，无法确定在给定时间点从我们的矿产权益中生产或钻探的确切油井数量。下表列出我们对毛井和净生产井数量的估计：2024年12月31日2023年12月31日毛净净净净石油1,2954.31,6466.6天然气92218.524613.5总计2,21722.81,89220.1毛井是拥有权益的总井。净油井是根据我们的净特许权使用费权益计算的，同时考虑了总油井的所有权百分比和特许权使用费率。我们现在生产的大部分矿产和特许权使用费权益面积，或者在未来，可以与第三方面积合并，形成合并单元。汇集成比例地减少了我们在一个汇集单元中钻探的井的特许权使用费权益，并且它成比例地增加了我们拥有这种减少的特许权使用费权益的井的数量。下表包括我们对石油和天然气矿产权益、NPRI和ORRI的面积估计：2024年12月31日2023年12月31日总英亩净特许权英亩总英亩净特许权英亩阿巴拉契亚34,66136，19934,66136，199墨西哥湾沿岸27,93220，10527,93220，105二叠纪121,4374，568 120,6364，556落基山脉13,23365932672威利斯顿1,1942，3881,1942，388合计198,45763，919184,74963，320我们可能在同一块土地上拥有不止一种类型的权益，但重叠不大。净特许权使用费英亩是根据我们的所有权和特许权使用费率计算的，标准化为标准的1/8特许权使用费租赁，并假设未出租英亩的特许权使用费率为1/4。44
下表包括我们根据一个盆地或区域的总英亩数估算的已开发和未开发面积，包括矿产权益、NPRI和ORRI：2024年12月31日12月31日，2023已开发面积未开发面积总面积已开发面积未开发面积总面积阿巴拉契亚32,1562，50534,66132，1562,50534，661墨西哥湾沿岸22,1915，74127,93222，1915,74127，932二叠纪118,0213，416121,437117，2203,416120，636落基山脉7,6965，53713,233326 — 326威利斯顿— 1,1941，194 1,194总计180,06418，393198,457171，89312,856184，749未开发英亩或未出租和开放，或出租的英亩未在其上钻探或完成钻井，其程度将允许生产商业数量的石油或天然气，无论这些面积是否包含已探明储量。产量和价格历史下表列出了与我们的矿产和特许权使用费权益以及某些价格相关的估计石油和天然气产量数据和截至12月31日止年度的成本信息：2024（4）2023（4）产量数据：石油（bbl）（1）149,52998，553 NGL（bbl）（1）65,05356，768残余气（mCF）（2）8,482，4147,601，521总BOE（3）1,628，3181,422，241平均实现价格：石油（bbl）（1）$ 78.45 $ 72.19 NGL（bbl）（1）$ 22.94 $ 23.33残余气（mCF）（2）$ 2.08 $ 2.37平均单位成本BOE（3）$ 2.79 $ 3.32（1）bbl。一个库存罐桶，或42美加仑液体体积。（2）McF。在合同规定的压力和温度基础上提供一千立方英尺的天然气。（3）京东方。桶油当量，对1当量bbl的油采用6MCF的换算系数。（4）作为矿产和特许权权益的所有者，我们获得有关我们的特许权和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。因此，我们使用基于油井下降率和先前费用信息的预测来估计2024年和2023年最后两个月的产量和定价数据。储量评估和审查截至2024年12月31日的储量估计由哈斯和科布石油顾问公司（Haas & Cobb）编制。Haas & Cobb是一家独立的、第三方的石油工程公司，在资质、独立性、客观性和保密性方面符合行业标准。主要技术人员，Franklin Stagg，负责编制储量报告，美国得克萨斯州持牌专业工程师，自2016年起在Haas & Cobb从事咨询石油工程执业，拥有超过9年的行业经验。Haas & Cobb不拥有NACCO或我们的任何物业的权益，也不是以或有条件的方式雇用它。Haas & Cobb截至2024年12月31日的估计探明储量报告副本以引用方式并入本10-K表的附件 99.1。为探明储量评估的资产位于阿拉巴马州、路易斯安那州、新墨西哥州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、犹他州和怀俄明州，代表我们所有的石油和天然气储量。准备金审计不等同于财务审计。储量工程是估算无法精确计量的经济可采石油和天然气体积的主观过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量和45
工程和地质解释。因此，不同工程师的估计经常会有所不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明修正此类估计是合理的。因此，储量估计数往往与最终回收的石油和天然气数量不同。对经济可采石油和天然气以及未来净收入的估计是基于几个变量和假设，所有这些变量和假设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。储量估算是使用石油行业普遍接受的标准工程实践编制的。采用递减曲线分析，以足够的历史产量数据估算压枯油藏剩余储量，从而确定递减趋势。采用体积分析、类油藏研究或两者结合的方法，对非压耗驱动机制下的油藏和非生产储量进行了估算。已使用确定性和概率性方法估算了储量。根据SEC的规定，在认为必要时使用了适当的方法来估算储量。本报告中包含的分配给油井的最大剩余储量寿命为50年。总净探明储量定义为我们的天然气和碳氢化合物液体储量，扣除所有特许权使用费、压倒一切的特许权使用费以及外部各方拥有的在支付特定货币余额后生效的复归权益。所有储量估算均使用石油行业普遍接受的标准工程实践编制，并符合SEC制定和采用的准则。储量估算中使用的技术SEC的储量规则允许使用已被证明有效的技术，这些技术已通过同一油藏或类似油藏的项目的实际生产或使用建立合理确定性的可靠技术的其他证据得到证明。合理确定性一词意味着对实际回收的石油、天然气和/或NGLs数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们采用了已被证明能够产生具有一致性和可重复性的结果的技术。我国探明储量估算所使用的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。我们储量估计的准确性取决于：•现有数据的质量和数量以及该数据的工程和地质解释；•关于未来运营成本、开发成本和修井的数量和时间的估计，所有这些都可能与实际结果有很大差异；•石油、天然气和NGLs的未来价格，可能与估计的价格有很大差异；•编制估计的人员的判断。下表列出了我们根据我们的独立石油工程公司Haas & Cobb编制的储量报告估算的净探明石油和天然气储量。我们所有的储备都位于美国。截至2024年12月31日的净储量截至2023年12月31日的净储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）探明已开发620,790443，65027,491，840656,370380，65023,596，110探明未开发74,40030，280135,8309，0203,72026，420合计695,190473，93027,627，670665,390384，37023,622，530（1）桶。一个库存罐桶，或42美加仑液体体积。（2）McF。在合同规定的压力和温度基础上提供一千立方英尺的天然气。我们目前没有任何需要承担勘探、生产或开发成本的重大投资。我们没有进行资本支出，将探明的未开发储量从未开发转化为已开发。内部控制披露我们的内部员工与Haas & Cobb密切合作，以确保用于计算与NACCO资产相关的探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。内部技术团队成员在储量报告涵盖的期间内定期与独立的储量工程师会面，讨论探明储量估算过程中使用的假设和方法。46
我们的探明储量估算编制工作是按照内部控制程序完成的。这些程序旨在确保储量估算的可靠性，其中包括：•审查和核实历史产量数据，这些数据基于租赁我们的特许权使用费和矿产权益的第三方生产商报告的实际产量；•由内部工作人员直接监督下由Haas & Cobb编制储量估算；•由我们的土地部门核实财产所有权。Minerals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时与Haas & Cobb进行协调。工程和财务副总裁拥有超过15年的行业经验，担任的职位责任越来越大，并直接向Catapult Mineral Partners总裁汇报，我们的业务部门专注于管理和扩大我们的石油和天然气矿产和特许权使用费权益组合。估计探明储量下表汇总了截至2024年12月31日止年度的探明储量变化：估计探明储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）2023年12月31日665,390384，37023,622，530购买14,0051，23329,268个延伸和发现236,49185，0877,040，710先前估计的修订（3）（105,479）63,441（498,627）产量（32,077）（15,687）（1,843，911）其他（83,140）（44,514）（722,300）2024年12月31日695,190473，93027,627，670估计探明未开发储量（PUD）下表汇总了变化2024年：估算探明未开发储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）残余气（mCF）（2）2023年12月31日9,0203，72026,420购买2,208385，237个延伸和发现69,71627，902126,724个转换（3,322）（1,914）（10,017）先前估计的修正（3）（3,222）534（12,534）2024年12月31日74,40030，280135,830（1）bbl。一个库存罐桶，或42美加仑液体体积。（2）McF。在合同规定的压力和温度基础上提供一千立方英尺的天然气。（3）前期预估修正包括因大宗商品价格变化、历史业绩和预计业绩等因素的技术性修正。作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们一般不掌握运营商发展计划的证据或批准。因此，已探明的未开发储量估计仅限于那些公开申请钻探许可的相对较少的地点。截至2024年12月31日，PUD储量包括处于不同钻井或完井阶段的89口井。截至2024年12月31日，在我们的总探明储量中，被归类为PUD的不到1%。总部地点NACCO在俄亥俄州克利夫兰郊区的俄亥俄州Highland Hills租赁办公空间，作为我们的公司总部。Coal Mining and Minerals Management在德克萨斯州普莱诺租赁公司总部办公空间。47
NAMining在佛罗里达州梅德利租赁办公和仓库空间。项目3。法律程序我们不是任何重大法律程序的当事方，但与我们各自业务附带的普通例行诉讼除外。项目4。MINE SAFETY披露有关《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第1503（a）条和S-K条例第104项要求的矿山安全违规行为或其他监管事项的信息，这些信息包含在随本表10-K提交的附件 95中。48
第二部分第5项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股票证券的市场NACCO的A类普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为NC。因为转让限制，我们的B类普通股没有交易市场发展起来，或者预期会发展起来。B类普通股可在一对一的基础上转换为A类普通股。截至2024年12月31日，在册的A类普通股股东为648名，在册的B类普通股股东为110名。发行人购买股本证券和关联购买者发行人购买股本证券（1）期间（a）购买的股份总数（b）每股支付的平均价格（c）作为公开宣布的计划的一部分购买的股份总数（d）根据该计划可能尚未购买的股份的最大数量（或大约美元价值）（1）2024年10月1日至31日—美元—— 8909786美元2024年11月1日至30日—美元—— 8909786美元12月1日至31日，2024年12,610美元29.2012,610美元8,541，574美元总计12,610美元29.2012,610美元8,541，574美元（1）2023年11月7日，我们的董事会批准了一项股票购买计划，规定在2025年12月31日之前购买最多2000万美元的已发行A类普通股。有关我们的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] 49
OverVIEW Management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。可能导致实际结果与这些前瞻性陈述中描述的结果存在重大差异的重要因素在下文的前瞻性陈述标题下列出。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析包括纳科工业，Inc.。®（NACCO）及其全资子公司NACCO Natural Resources Corporation®（NACCO Natural Resources and with NACCO collectively，the Company，we，our or us）。NACCO Natural Resources通过我们强大的业务组合提供骨料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，使自然资源栩栩如生。我们在三个业务板块下运营：煤炭开采、北美矿业®（NAMining）和Minerals管理。煤炭开采部门为发电公司经营地面煤矿。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。包括Catapult Mineral Partners（Catapult）业务的Minerals管理部门收购并促进矿产权益的开发。北美洲缓解资源®（缓解资源）提供溪流和湿地缓解解决方案以及综合复垦和恢复建设服务。此外，ReGenResources正在寻求开发新发电资源的机会。我们有未直接归属于可报告分部的项目未包括在经营分部的报告财务业绩中。这些项目主要包括与上市公司报告要求相关的行政成本，包括管理层和董事会薪酬，以及Bellaire Corporation（Bellaire）、Mitigation Resources、ReGenResources和其他发展中业务的财务业绩。Bellaire管理我们与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。营业利润（亏损）（其他收入，包括利息支出和利息收入、所得税拨备（收益）和净收入（亏损））以下的所有财务报表项目在本10-K表中以综合方式列报和讨论。见项目1。本10-K表第1页开始的业务，用于进一步讨论NACCO的子公司。有关以分部为基础的财务和经营数据（包括未分配项目）的其他信息载于本10-K表所载的合并财务报表附注15。关键会计政策和估计我们对财务状况和经营业绩的讨论和分析基于合并财务报表，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我们作出估计和判断，这些估计和判断会影响资产、负债、收入和支出的报告金额，以及或有资产和负债的相关披露（如有）。在持续的基础上，我们根据历史经验、精算估值和在当时情况下被认为是合理的各种其他假设评估我们的估计，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不同。我们认为，以下关键会计政策会影响我们在编制综合财务报表时使用的更重要的判断和估计。收入确认：当承诺的商品或服务的控制权转移给我们的客户时确认收入，金额反映了我们预期有权获得以换取这些商品或服务的对价。我们根据会计准则编纂（ASC）主题606，客户合同收入对收入进行会计处理。有关我们的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。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值可能无法收回时，我们会定期对长期资产进行减值评估。在识别出减值指标后，我们通过比较预计的未来项目7来评估资产的账面价值。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额， 每股和百分比数据除外）50
使用该资产或资产组及其最终处置以该资产的账面净值产生的未折现现金流量。如果一项资产的账面价值被视为减值，则对该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。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、未来销售价格、运营成本变化等影响预期收入和客户需求的因素的假设，需要做出重大判断。我们确定MLMC在2023年第四季度存在减值迹象，因此对MLMC的长期资产进行了减值审查。我们评估了MLMC资产组的可收回性，并确定与这些资产的剩余未来未贴现现金流相比，这些资产不是完全可收回的。因此，我们估计了导致2023年非现金、长期资产减值费用为6590万美元的资产组的公允价值。有关我们的减值分析的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。所得税：我们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，而不是项目反映在财务报表中。其中一些差异是永久性的，例如与百分比损耗相关的收益（可能超过矿产储备中的计税基础的损耗的税收减免）和不可用于税收目的的费用，还有一些差异是暂时的，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颁布的税率产生递延所得税资产和负债。所得税会计的目标是确认当年应交或应退税款的金额，以及已在财务报表或纳税申报表中确认的事件的未来税务后果的递延税项负债和资产。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期的期间的所得税拨备中确认。管理层须估计确认递延税项资产和负债的时间，对递延税项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务管辖区的税率评估递延税项负债，以确定此类递延税项资产和负债的金额。计算的递延所得税资产和负债在特定情况下可能发生变化，包括法定所得税率变化、法定税法变化或结构或纳税状况变化。我们的税收资产、负债和税收费用由历史收益和亏损以及我们对未来收益的最佳估计和假设提供支持。我们评估是否应根据我们的递延税项资产建立估值备抵，其基础是考虑所有可用的证据，包括正面和负面的证据，使用更可能的标准而不是不可能的标准。除其他事项外，该评估考虑了递延所得税负债的预定转回、预计的未来应纳税所得额、税收筹划策略以及近期运营的结果。关于未来应税收入的假设需要做出重大判断，并且与我们用来管理基础业务的计划和估计是一致的。当我们根据所有现有证据确定递延所得税资产很可能无法变现时，建立估值备抵。由于评估已在我们的财务报表或纳税申报表中确认的事件的未来税务后果需要做出重大判断，因此这些事件的最终解决可能会导致对我们的财务报表进行调整，而这种调整可能是重大的。我们认为，目前用于估计本年度应计和递延税项头寸的假设、判断和其他考虑因素是适当的。如果未来税务后果的实际结果与这些估计和假设不同，由于变化或未来事件，由此产生的所得税拨备变化可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大影响。自2021年以来， 我们参加了美国国税局的一项名为合规保证流程（CAP）的自愿计划。CAP的目标是与IRS同时合作，实现联邦税收合规，并在提交纳税申报表之前解决所有或大部分问题。有关我们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。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）51
合并财务摘要截至12月31日止年度，我们的经营业绩如下：20242023年收入：煤炭开采$ 68,611 $ 85,415 NAMining 119,60090，532 Minerals管理34,57932，985未分配项目17,7078，459消除（2,789）（2,597）总收入$ 237,708 $ 214,794营业利润（亏损）：煤炭开采$ 24,311 $（71,342）NAMining 5,7723，348 Minerals管理28,92719，418未分配项目（23,317）（21,461）消除12（100）总营业利润（亏损）$ 35,705 $（70,137）利息支出5,5662，460利息收入（4,428）（6,081）净额345（3,985）其他费用（收入），净额2,059（5,979）所得税前收入（亏损）收益33,646（64,158）所得税收益（95）（24,571）净收入（亏损）$ 33,741 $（39,587）实际所得税率（0.3）% 38.3%收入和营业利润变动的组成部分在下文分部业绩中讨论。其他费用（收入），由于平均借款增加以及利率上升，2024年净利息支出较2023年有所增加。与2023年相比，2024年的利息收入减少，原因是现金余额减少导致收益下降。权益证券收益是指以公允价值报告的投资资产的市场价格变动。与2023年相比，2024年期间的变化是由于交易所交易股本证券的市场价格波动。有关我们以公允价值报告的投资资产的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。在2023年期间，我们的董事会批准终止合并设定受益计划，作为终止过程的一部分，向参与者提供一次性分配。由于一次性分配，我们在随附的综合运营报表中确认了2023年其他净额项目的非现金、养老金结算费用180万美元。有关合并设定受益计划的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注14。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）52
2022年12月1日，我们将我们在Midwest AgEnergy Group，LLC（MAG）的所有权权益转让给HLCP Ethanol Holdco，LLC。我们在2023年期间收到了与MAG相关的总计360万美元的现金付款，并在随附的综合运营报表中确认了其他净额项目的收益。所得税我们在截至2024年12月31日止年度录得10万美元的所得税优惠，所得税前收入为3360万美元，即0.3%，而截至2023年12月31日止年度的所得税前亏损为6420万美元，即38.3%，所得税优惠为2460万美元。截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度均包括400万美元的离散税收优惠，主要来自不确定税收拨备的冲回。若不计各年度的400万美元离散税收优惠，2024年和2023年的实际所得税率分别为11.5%和32.0%。与2023年相比，2024年有效所得税率的变化，不包括长期资产减值费用和离散项目的影响，主要是由于不符合百分比损耗条件的实体的收益增加。百分比损耗的收益与一个期间记录的税前收入金额没有直接关系。因此，在所得税前收入或损失相对较小的时期，百分比损耗的收益对有效税率的比例影响可能很大。当记录所得税费用时，百分比损耗的好处降低了有效所得税率，而当记录所得税的好处时，其效果是提高了有效所得税率。有关我们所得税的进一步讨论，请参阅本10-K表中合并财务报表的附注13。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）53
流动性和资本资源现金流量下表详细列出截至12月31日止年度的现金流量变化：20242023变化经营活动：净收入（亏损）$ 33,741 $（39,587）$ 73,328折旧、损耗和摊销24,65229，387（4,735）递延所得税1,517（21,114）22,631股票补偿5,8325，157675（收益）资产出售损失（5,146）221（5,367）存货减值费用9,6437，5142,129长期资产减值费用— 65,887（65,887）其他（3,352）1,473（4,825）营运资金变动（44,598）5,552（50,150）经营活动提供的现金净额22,28954，490（厂房设备及收购矿产权益（55,419）（82,122）26,703出售资产收益822561261出售私人公司股权单位收益— 3,574（3,574）权益法投资（16,556）（3,464）（13,092）其他（139）（146）7投资活动所用现金净额（71,292）（81,597）10,305筹资活动前现金流量$（49,003）$（27,107）$（21,896）2024年经营活动提供的现金净额与2023年相比出现3220万美元的不利变化，主要是由于营运资金提供的现金出现不利变化，部分被非现金项目调整后的净收入提供的现金增加所抵消。营运资金的不利变化主要是由于：• 2023年期间联邦应收所得税大幅减少，但2024年没有再次发生。•随着2024年煤炭库存增加，期间库存的变化与2023年的下降相比。此外，2024年期间矿业供应库存增加幅度更大。•与2023年的减少相比，2024年的贸易应收账款有所增加，这主要是由于收款水平和时间以及向不同客户提供的付款条件发生了变化。我们的非现金项目主要包括长期资产减值费用、存货减值费用、折旧、损耗和摊销、递延所得税、基于股票的补偿和出售资产的（收益）损失。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）54
20242023变化融资活动：长期债务和循环信贷协议净增加55,710美元11,023美元44,687美元发债成本（2,415）—（2,415美元）支付的现金股息（6,624）（6,452）（172）购买库存股（9,944）（3,103）（6,841）筹资活动提供的现金净额36,727美元1,468美元35,259美元筹资活动提供的现金净额变化主要是由于2024年期间债务借款较2023年增加，部分被2024年期间股票回购和债务发行成本增加所抵消。有关我们的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。1031笔兑换交易在2024年期间，我们通过出售由合格中介机构持有的资产获得现金收益，以促进《国内税收法》第1031条规定的延税兑换交易。2024年5月，我们以700万美元的价格出售了土地，并在Minerals管理部门确认了450万美元的收益。根据《国内税收法》第1031条，我们以符合同类交易所资格的方式构建了这笔交易，并在截至2024年12月31日的年度内使用了此次出售的所有净收益。2024年9月的融资活动中，NACCO Natural Resources修订了有担保循环信贷额度（Facility），将循环信贷承诺增加至2.00亿美元，并将期限延长至2028年9月。截至2024年12月31日，该融资机制下的未偿还借款为7000万美元。截至2024年12月31日，该融资机制下的超额可用额为9910万美元，这反映了未偿信用证减少了3090万美元。NACCO没有为NACCO Natural Resources的任何借款提供担保。该融资机制允许在某些情况下向NACCO支付股息和预付款。股息（在融资机制允许的范围内）和管理费是NACCO的主要现金来源，使我们能够向股东支付股息和回购股票。该融资机制具有基于绩效的定价，根据融资机制中定义的NACCO Natural Resources实现不同水平的债务与EBITDA比率来设定利率。借款按浮动利率加上基于所达到的债务与EBITDA比率水平的保证金计息。基准利率和定期担保隔夜融资利率贷款的适用保证金分别为1.50%和2.50%，自2024年12月31日起生效。该融资有一项承诺费，其基础是实现不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费为2024年12月31日未使用承诺的0.40%。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，融资项下的平均借款分别为2720万美元和620万美元，加权平均年利率分别为8.83%和6.06%。该融资包含限制性契约，其中要求NACCO Natural Resources保持最高净债务与EBITDA比率为2.75至1.00，利息覆盖率不低于4.00至1.00。该融资机制提供了向NACCO提供贷款、股息和垫款的能力，但有一些限制，基于保持最大债务与EBITDA比率为1.50至1.00，或者如果大于1.50至1.00，则固定费用覆盖率为1.10至1.00。截至2024年12月31日，NACCO Natural Resources遵守了该设施中的所有财务契约。该融资项下的义务由NACCO Natural Resources的某些直接和间接、现有和未来的国内子公司提供担保，并由NACCO Natural Resources和担保人的某些资产提供担保，但须遵守惯例例外和限制。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）55
我们认为，可从手头现金、融资机制和经营现金流中获得的资金将提供充足的流动性，以满足我们在未来十二个月内产生的经营需求和承诺，直至融资机制于2028年9月到期。有关我们其他融资安排和租赁的更多信息，请分别参阅本10-K表中合并财务报表的附注8和附注10。不动产、厂房和设备以及矿产权益的支出下表汇总了实际和计划支出（单位：百万）：计划实际202520242023 NACCO 58.0美元55.4美元82.1 2025年的计划支出预计约为：煤炭开采部门1300万美元、NAMining部门1700万美元、Minerals管理部门2000万美元以及未分配项目中包含的增长业务800万美元。支出预计将由内部产生的资金和/或银行借款提供资金。资本Structure NACCO的合并资本结构列示如下：2024年12月31日2023年变化现金和现金等价物$ 72,833 $ 85,109 $（12,276）其他有形资产净值451,962349，934102,028 无形资产，净值净额5,4756，006（531）净资产530,270441，04989,221总债务（99,514）（35,956）（63,558）已关闭的矿山债务（25,809）（22,753）（3,056）总权益$ 404,947 $ 382,340 $ 22,607债务占总资本比例20% 9% 11%其他有形资产净值的增加主要是由于2024年期间物业、厂房和设备、其他非流动资产以及存货的增加。其他非流动资产的增加主要是由于我们对Eiger投资了1570万美元，Eiger持有位于堪萨斯州和Hugoton盆地俄克拉何马州部分的石油和天然气资产的非经营性工作权益。库存增加主要是由于采矿供应和煤炭库存增加。合同义务、或有负债和承诺由于计划修订、计划资产市场价值的变化、立法和我们决定贡献高于最低监管资金要求，养老金和退休后资金每年可能会有很大差异。我们预计不会在2025年为我们的养老金计划供款，任何结算都将从养老金计划资产中支付。NACCO维持一项补充退休计划，直接从企业资金中向参与者支付每月福利。NACCO还预计将支付与我们的其他退休后计划相关的款项。有关未来福利金支付的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注14。NACCO有资产报废义务。有关我们的资产报废义务的进一步讨论，请参阅本10-K表中合并财务报表的附注7。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）56
NACCO有未被承认的税收优惠，包括利息和罚款。有关我们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。我们是与Coyote Creek相关的某些担保的一方。我们认为，担保项下未来履约的可能性很小，没有记录与这些担保相关的金额。有关我们的担保的进一步讨论，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注16。我们利用信用证来支持在日常业务过程中做出的承诺。截至2024年12月31日和2023年12月31日，未偿信用证总额分别为3090万美元和3490万美元。环境问题我们受到许多机构的规定的影响，特别是联邦露天采矿办公室、美国环境保护署、美国陆军工程兵团和相关的州监管机构。此外，我们密切关注有关SMCRA、CAA、ACE、CWA、RCRA、CERCLA和其他监管行动的拟议立法和法规。遵守这些日益严格的规定可能会导致资本改善和运营成本的支出增加。唐纳德·特朗普的当选，加上共和党对国会的控制，很可能会对监管环境产生重大而有利的影响，尤其是对化石燃料而言。特朗普总统于2025年1月20日发布行政命令《释放美国能源》，指示所有联邦行政机构负责人审查所有涉及能源可靠性和可负担性或可能给国内能源资源开发带来负担的机构行动。目前尚不清楚影响现有化石燃料资产的现有法规将如何被重新考虑或废除。我们的政策强调环境责任和遵守这些规定。有关这些事项的进一步讨论，请参阅本10-K表第一部分中的项目1和项目1A。分部业绩煤炭开采分部财务审查见项目2。本表10-K第29页的属性，用于讨论我们的矿产资源和矿产储量。截至12月31日止年度，煤炭开采分部交付的煤炭吨数如下：20242023未合并矿山21,30820，741合并矿山1,9222，931总吨交付23,23023，672截至12月31日止年度，煤炭开采分部的经营业绩如下：20242023收入68,611美元85,415美元销售成本79,375108，760毛亏损（10,764）（23,345）未合并业务收益（a）51,82144，633业务中断保险追偿13,612 —销售，一般和管理费用及长期资产减值费用30,11289，971无形资产摊销5312,998出售资产收益（285）（339）营业利润（亏损）$ 24,311 $（71,342）项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）57
（a）有关我们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。与2023年相比，2024年的收入与2023年相比下降了19.7%，原因是由于客户Red Hills发电厂的锅炉问题导致MLMC的客户要求降低。下表列出了2024年营业利润（亏损）与2023年相比变化的组成部分：营业利润（亏损）2023 $（71,342）增加（减少）来自：2023年长期资产减值费用60,832业务中断保险追回13,612毛损失，不包括库存减值费用14,710未合并经营收益7,188无形资产摊销2,467库存减值费用（2,129）销售、一般和管理费用（973）出售资产净变化（54）2024年24,311美元营业利润（亏损）与2023年相比，2024年有利变化了9,570万美元。营业利润（亏损）的变化主要是由于：•没有长期的资产减值费用；•红山发电厂锅炉问题的业务中断保险赔偿；•毛亏损减少，不包括库存减值费用；•未合并业务的收益增加；•无形资产摊销减少。在2023年期间，MLMC收到了其客户关于Red Hills发电厂锅炉问题的通知，该问题于2023年12月15日开始。我们评估了减值情况，并在2023年记录了6590万美元的非现金、长期资产减值费用。6590万美元与MLMC完全相关；然而，由于某些MLMC土地资产记录在Minerals管理部门内，因此煤炭开采部门和Minerals管理部门分别记录了6080万美元和510万美元。有关2023年减值的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。虽然这一问题已得到解决，但它导致客户需求减少，这对我们2024年的经营业绩产生了重大影响。我们在2024年确认了与业务中断保险赔偿相关的收入1360万美元，部分抵消了锅炉停电造成的损失。MLMC收入的减少被销售商品成本的降低所抵消，导致2024年期间的毛损与2023年相比有所减少。销售商品成本的减少主要是由于煤炭库存水平的变化和资本化为库存的成本，因为需求减少导致2024年煤炭库存增加。此外，2024年和2023年的毛亏损分别包括960万美元和750万美元的库存减值费用，用于将MLMC的煤炭库存减记至其可变现净值。未合并业务的收益增加主要是由于福尔柯克的业绩有所改善，这主要是由于从2024年6月临时价格优惠结束时开始的每吨管理费增加以及客户需求增加。Coteau业绩改善也促进了未合并业务的收益增长。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）58
北美矿业（NAMining）部门财务审查NAMining部门交付的骨料吨数截至12月31日止年度如下：20242023交付的总吨数54,96356，655 NAMining部门截至12月31日止年度的经营业绩如下：20242023总收入119,600美元90,532可报销成本74,63656，611不包括可报销成本的收入44,964美元33,921收入119,600美元90,532销售成本110,82183，719毛利润8,7796，813未合并经营收益（a）5,0105，361销售，一般和管理费用8,3658，308（收益）资产出售损失（348）518营业利润$ 5,772 $ 3,348（a）有关我们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。与2023年相比，2024年不包括可偿还成本的收入与2023年相比增长了32.6%，这主要是由于综合石灰石采石场的有利定价和交付组合以及Sawtooth工作范围的增加。在销售成本中有抵消额且对毛利没有影响的可报销成本在2024年期间也有所增加。下表列出了2024年营业利润与2023年相比变化的组成部分。2023年营业利润3,348美元增加（减少）来自：毛利润1,966出售资产净变化866未合并业务的收益（351）销售、一般和管理费用（57）2024年5,772美元营业利润与2023年相比，2024年增加了240万美元，这主要是由于毛利润增加和出售资产的有利变化。毛利的改善主要是由于定价有利，并表石灰石采石场的利润率改善，以及Sawtooth的工作范围增加。销售、一般和管理费用包括一笔90万美元的费用，用于在2024年期间针对NAMining的一位客户的应收款项建立备抵，该费用被外部服务的减少所抵消。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）5 9
矿产管理部门财务审查石油和天然气价格历来波动较大，未来可能继续波动。下表显示了美国能源信息署报告的截至12月31日的十二个月的平均价格：20242023年西德克萨斯中质原油平均价格$ 76.55 $ 77.64 Henry Hub平均天然气价格$ 2.19 $ 2.54这些显示的价格不一定反映我们销售的合同条款。作为特许权使用费和矿产权益的所有者，我们获得有关我们的特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。我们没有一家在石油和天然气业务中拥有工作权益的公司可以获得的信息，因为特许权使用费和矿产权益的所有者通常无法获得详细信息。截至12月31日止年度，Minerals管理分部的经营业绩如下：20242023年石油和天然气收入27,157美元22,922美元其他收入7,42210，063美元总收入34,579美元32,985美元总收入34,579美元32,985美元销售成本5,2343，969毛利润29,34529，016未合并经营收益647 —销售，一般和管理费用及资产减值费用5,5779，556（收益）资产出售损失（4,512）42营业利润$ 28,927 $ 19,418与2023年相比，2024年的收入增加，主要是由于与2023年第四季度完成的一项收购相关的石油产量增加导致石油和天然气收入增加。这些改善部分被其他收入的减少所抵消，主要是煤炭特许权使用费收入。此外，2023年的收入包括140万美元的结算收入。与2023年相比，2024年的营业利润增加了950万美元，这主要是由于没有在2023年确认510万美元的长期资产减值费用，以及在2024年确认的与遗留业务相关的土地出售收益450万美元。收入的增长被销售成本的增加所抵消，这主要与产量增加导致消耗费用增加有关。有关2023年减值的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）60
未分配项目和消除财务审查未分配项目和消除如下截至12月31日止年度：20242023营业亏损$（23,305）$（21,561）2024与2023年相比2024年的营业亏损与2023年相比有所增加，主要是由于与员工相关的成本增加，部分被增长计划的费用减少所抵消，因为2023年支出的某些成本在2024年资本化。纳科工业，Inc.展望NACCO的业务为发电、建设和开发以及工业矿物和化学品的生产提供了关键的投入。对电力需求的增加、离岸外包和当前的联邦政策正在这些行业内创造有利的宏观经济趋势。随着我们进入2025年，我们对我们的发展轨迹和业务前景充满信心，并为更长期的增长机会做好准备。具体到2025年，我们预计综合经营利润将产生温和的同比增长。2025年，煤炭开采部门预计客户需求稳健，预计自2024年起交付量将小幅增长。我们预计，不断演变的政策框架可能会为化石燃料行业向前发展创造更有利的监管环境。预计这些发展将进一步支持煤炭在可预见的未来成为美国能源结构的重要组成部分。煤炭开采部门预计将受益于福尔柯克临时价格优惠到期。此外，MLMC继续从其客户的Red Hills发电厂在2024年过半期间使用两个发电机组中的一个运行时所经历的低效率中恢复过来。由于现在预计该电厂将在与历史平均水平一致的水平上运行，预计煤炭交付将恢复到更正常的水平，从而带来适度的成本效率。然而，与2024年相比，预计2025年合同确定的每吨销售价格的降低将抵消这些改善，从而导致MLMC的业绩下降。运营费用的预期增长将导致煤炭开采部门运营利润总体上预计将出现温和的同比下降。随着新合同和延长合同的好处增加了现有合同的盈利能力，NAMining预计将随着时间的推移产生越来越高的营业利润水平。在2024年期间，NAMining执行了三份新的或经修订的现有合同，预计将在6至20年的合同期限内提供约2000万美元的净现值税后现金流。NAMining预计将在2025年实现进一步改善的结果，主要是在下半年，基于对可比同比客户需求的预期。NAMining不断寻求签订新的或经修订的合同，以巩固其作为NACCO采矿相关增长举措基础的地位。NAMining的子公司Sawtooth是Thacker Pass综合采矿服务的独家供应商，该公司由Lithium Americas Corp.（TSX：LAC）（NYSE：LAC）所有。Sawtooth将供应Thacker Pass所需的所有含锂矿石，该项目目前正在建设中。我们预计Sawtooth将继续确认适度收入，同时协助提供某些建筑服务。一旦矿山运营，Sawtooth将获得采矿、资本支出和矿山关闭成本的补偿，并将确认合同约定的生产费用。除了提供全面的采矿服务外，一旦锂生产开始，Sawtooth将获得运输粘土尾矿的费用。预计第一阶段锂生产将于2027年底开始。Minerals管理部门通过其弹射器业务，在美国构建了一个高质量、多元化的石油和天然气矿产和特许权使用费权益组合。2024年第四季度，Minerals管理公司向一家公司投资了1570万美元，该公司持有Hugoton盆地堪萨斯州和俄克拉荷马州部分的石油和天然气资产的非经营性工作权益。虽然这项按权益法核算的投资预计将增加收益，但预计2025年的营业利润将与2024年相当。预计较低的上半年收益将被第7项所抵消。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）61
鉴于石油和天然气价格和预计数量的预期趋势，下半年将有所改善。Minerals管理公司继续通过生产井、近期开发机会和未开发面积来建立其投资组合。我们认为，我们以数据为驱动的收购方法和我们的长期观点提供了竞争优势，因为未开发资产在储备的整个生命周期内提供了额外的上行潜力。虽然我们继续每年预算高达2000万美元，以扩大我们的投资组合并提供长期稳定的现金流产生，但我们的商业模式允许根据我们认为将创造长期价值并产生不断增长的盈利能力的可用机会，在投资节奏和类型方面具有灵活性。缓解资源提供溪流和湿地缓解解决方案以及综合复垦和恢复建设服务。这项业务是NACCO凭借其丰富的知识和专业知识建立起强大声誉的一个领域的增长和多元化的途径。缓解资源在2024年期间继续扩张，目前在阿拉巴马州、佛罗里达州、乔治亚州、密西西比州、宾夕法尼亚州、田纳西州和德克萨斯州拥有11个缓解库和其他缓解项目。减灾资源还为废弃地表矿山提供生态修复服务，并计划开展其他环境修复项目。该公司被德克萨斯州指定为废弃矿山土地修复的指定供应商，并于2025年1月在肯塔基州获得了一个修复项目，该项目预计将从2026年开始增加收益。根据目前对许可审批和缓解信贷发放时间的预期，以及服务相关项目产生的收入，缓解资源预计将从2025年开始实现全年盈利。随着时间的推移，缓解资源预计将提高盈利能力，并随着业务的成熟提供在十几岁时使用的资本回报。我们在2023年成立了ReGenResources，通过开发利用多发电技术的能源和能源相关项目来解决美国对额外发电资源快速增长的需求，例如太阳能与燃气发电相结合，主要是在再生采矿资产上。这些项目可以由ReGenResources直接开发，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。目前的项目包括太阳能电池阵列、太阳能-天然气混合项目以及密西西比州和德克萨斯州填海矿山土地上的碳捕获项目。其他州的其他项目正处于早期审查阶段。我们正在采取行动，在2025年终止我们的固定收益养老金计划，这将消除养老金义务变化带来的未来波动。一旦完成，终止计划下的义务将转移给第三方保险提供商。预计剩余资产将用于为合格的置换计划提供资金，从而减少未来的现金资金需求。尽管该计划目前资金过剩，但预计在终止时将产生大量非现金结算费用，预计这将导致净收入和EBITDA与2024年相比大幅同比下降。预计2025年的合并资本支出总额约为5800万美元，其中包括约1300万美元用于煤炭开采、1700万美元用于NAMining、2000万美元用于Minerals管理以及800万美元主要用于ReGenResources和其他增长业务。根据目前的业务计划，我们预计从2025年开始将产生显着的年度现金流。我们相信，我们的每一项业务都具有为客户提供价值并为股东创造长期价值的竞争优势。我们正通过战略性地利用我们的核心自然资源管理技能来建立一个稳健的附属业务组合，从而追求增长和多元化。增长机会依然强劲，并且在最近取得成功以及监管环境发生重大积极变化的情况下正在增加，特别是在化石燃料方面。收购额外的矿产权益和改善煤炭开采部门客户的前景，以及缓解资源和NAMining的新合同应该会增加长期前景。我们致力于在不断增长和多元化的过程中保持保守的资本结构，同时避免不必要的风险。我们认为，战略多元化将产生现金，这些现金可以再投资以加强和扩大业务，或以股份回购或股息的形式分配给投资者。我们继续保持最高水平第7项。管理层对NACCO Industries的财务状况和运营结果的讨论和分析， INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）62
客户服务和卓越运营，坚定不移地专注于安全和环境管理。最近发布的会计准则见本10-K表合并财务报表附注2，了解最近发布的会计准则的说明，包括实际和预期的采用日期以及对我们合并财务报表的影响。前瞻性陈述管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析以及本年度报告中贯穿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所呈现的结果存在重大差异。告诫读者不要过分依赖这些前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发布之日起生效。我们不承担公开修改这些前瞻性陈述以反映本协议日期之后出现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存在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或延长项目开发延迟，（3）监管行动，包括美国环保署于2024年敲定的有关燃煤电厂汞和温室气体排放的规则，采矿许可要求的变化或可能影响向客户交付的采矿许可的延迟获得，（4）公司客户的采购大幅减少，包括由于美国电力发电机的煤炭消费模式发生变化，或电力行业的变化将影响对公司煤炭和其他矿产储量的需求，（5）由于欧佩克和/或政府行动、地缘政治发展、经济状况和监管变化以及供需动态等因素，碳氢化合物，特别是柴油燃料、天然气液体和石油的价格发生变化，（6）公司矿产权益的第三方承租人的开发计划发生变化，（7）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区域的运输和加工服务的可用性和成本；与水力压裂和美国出口天然气有关的联邦和州立法和监管举措；以及承租人获得油井开发作业和在联邦土地上租赁和开发石油和天然气储量所需的资本或融资的能力，（8）未能以合理的费率获得足够的保险保障，（9）供应链中断，包括价格上涨和零部件和材料短缺，（10）税法或监管要求的变化，包括取消或减少消耗百分比税收减免，采矿或发电厂排放法规以及健康、安全或环境立法的变化，（11）减值费用，（12）与地质和岩土条件、维修和维护、新设备和更换零件、燃料或其他类似物品相关的成本变化，（13）天气条件、延长的电厂停电、流动性事件或其他会改变客户煤炭或骨料需求水平的事件，（14）可能影响向客户交付的天气或设备问题，（15）回收矿区的成本变化，（16）寻求和开发新的采矿、缓解、石油和天然气以及太阳能开发机会和其他增值服务机会的成本，（17）煤炭或骨料交付的延迟或减少，（18）成功评估投资并在新的业务和增长举措中实现预期财务结果的能力，（19）自然或人为原因造成的干扰，包括恶劣天气、事故、火灾、地震和恐怖行为，其中任何一项都可能导致暂停运营或对人员或环境造成损害，以及（20）吸引、留住和替换劳动力和行政雇员的能力。项目7。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股和百分比数据除外）63
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条所定义的较小的报告公司，我们不需要提供这些信息。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中，特此通过引用此类信息并入本文。项目9。与会计师在会计和财务披露方面的变化和分歧截至2024年12月31日的两年期间，与会计师在需要根据本项目9进行披露的会计和财务披露方面没有分歧。项目9a。控制和程序对披露控制和程序的评估：在我们的管理层（包括首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，对截至本报告涵盖期间结束时我们的披露控制和程序的有效性进行了评估。根据这一评估，这些官员得出结论，我们的披露控制和程序是有效的。管理层关于财务报告内部控制的报告：管理层负责建立和维护充分的财务报告内部控制。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，我们基于Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制中的框架——综合框架》（2013年框架），对财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于该框架下的这一评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制在2024年12月31日是有效的。我们截至2024年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册公共会计师事务所安永会计师事务所审计，如他们的报告所述，该报告包含在本10-K表第15项中，并以引用方式并入本文。内部控制的变化：我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化发生在2024年第四季度，对我们对财务报告的内部控制产生了重大影响，或者合理地可能产生重大影响。项目9b。其他信息在2024年第四季度，我们的董事或执行官均未采用或终止规则10b5-1交易计划，或非规则10b5-1交易安排（定义见S-K条例第408（c）项）。项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露无。64
第三部分第10项。与我们的董事有关的董事、执行官和公司治理信息将在2025年代理声明中的小标题第III部分——将在2025年年度会议上投票的提案——提案1 ——选举董事中列出，该信息通过引用方式并入本文。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2025年代理声明的小标题第一部分-公司治理信息-董事会议和委员会下列出，该信息通过引用并入本文。有关我们的董事、执行官和持有我们10%以上股本证券的持有人遵守1934年《证券交易法》第16（a）条的信息将在2025年代理声明中的第IV部分-其他重要信息（Other Important Information）小标题下列出，这些信息通过引用并入本文。我们采用了适用于所有公司人员的商业行为和道德准则，包括首席执行官、首席财务官、首席会计官或控制人，或履行类似职能的其他人员。商业行为和道德准则，题为《企业行为准则》，发布在我们的网站www.nacco.com的公司治理下。如果我们对根据1934年《证券交易法》要求披露的商业行为和道德准则进行任何修订或授予任何豁免，我们将在NACCO网站上进行此类披露。我们采取了一项内幕交易政策，该政策管理我们的董事、高级职员和员工购买、出售和以其他方式处置我们的证券，该政策被指定为促进遵守内幕交易法律、规则、法规和适用的上市标准。我们的内幕交易政策副本作为本年度报告截至2024年12月31日止年度的10-K表格的附件 19提交。项目11。有关高管薪酬的行政补偿信息将在2025年代理声明中的标题下列出，第II部分——高管薪酬信息和第III部分——将在2025年年会上投票的提案——提案1 ——选举董事，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的证券所有权和相关的股东事项有关某些受益所有人和管理层的证券所有权的信息将在2025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。有关授权发行股本证券的补偿计划（包括个人补偿安排）的信息将在2025年代理声明的小标题第四部分——其他重要信息——股权补偿计划信息下列出，该信息通过引用并入本文。项目13。某些关系和相关交易，以及与某些关系和相关交易有关的董事独立性信息将在2025年代理声明的第I部分-公司治理信息-关联交易的审查和批准小标题下列出，该信息以引用方式并入本文。项目14。与首席会计师费用和服务有关的首席会计师费用和服务信息将在2025年代理报表中的标题第三部分——将在2025年年会上进行表决的提案——提案4 ——批准任命公司独立注册公共会计师事务所下列出，该信息以引用方式并入本文。65
第四部分项目15。展品及财务报表附表（a）（1）及（2）对第15（a）（1）及（2）项的回应载于本表格10-K第F-1页开始。（b）财务报表附表—对第15（c）项的回应载于本表格10-K第F-42页开始。（c）S-K规例第601条规定的展品附件编号附件说明（3）公司章程及附例。3.1（i）重述的公司注册证书通过引用公司截至1992年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 3（i）并入本文， 委员会文件编号 1-9172。3.1（ii）日期为2024年7月23日的公司重述的公司注册证书的修订证书，通过参考公司于2024年7月31日提交的表格10-Q的季度报告的附件 3（ii）并入本文， 委员会文件编号 1-9172。3.1（iii）经修订和重述的公司章程通过参考公司于2014年12月18日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 3.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。（4）界定证券持有人权利的文书，包括契约。4.1公司藉本次备案同意，经请求，向证券交易委员会备案界定公司及其子公司长期债务持有人权利的文书，其中根据该文书授权的证券总额不超过公司及其子公司合并基础上总资产的10%。4.2经修订及重述的《股东协议》，日期为2017年9月29日，由纳科工业 Industries，Inc.、该协议的其他签署人和作为存管机构的纳科工业 Industries，Inc.通过参考公司于2017年10月5日提交的表格8-K上的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件 10.4并入。4.3对于截至2019年2月14日经修订和重述的股东协议的修订，由纳科工业工业公司、该协议的其他签署人和作为存管机构的纳科工业工业公司之间进行，通过参考公司截至2018年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 4.5纳入， 委员会文件编号 1-9172。4.4截至2021年2月12日，由存管人、纳科工业公司、其签名页上确定的新参与股东以及经修订和重述的股东协议项下的参与股东（日期为2017年9月29日）于2021年2月12日对经修订和重述的股东协议作出的经修订和重述的股东协议的第二次修订，该修订和重述的股东协议经修订，通过参考公司于2021年2月12日提交的SC13D表格上的收购实益所有权一般声明的附件 99.60， 委员会文件编号 1-9172。4.5经修订的经修订和重述的股东协议的第三次修订，日期为2022年2月11日，由存管人、纳科工业，公司、其签名页上确定的新参与股东以及经修订和重述的股东协议项下的参与股东，日期为2017年9月29日（经修订），该修订和重述的股东协议的第三次修订通过参考公司于2022年2月11日提交的SC13D表格上的收购实益所有权一般声明的附件 99.62并入， 委员会文件编号 1-9172。4.6由存管人、纳科工业，公司、其签名页上确定的新参与股东以及经修订和重述的股东协议项下的参与股东（日期为2017年9月29日，经修订）于2023年2月10日对经修订和重述的股东协议进行第四次修订，该修订和重述的股东协议经参考公司于2023年2月10日提交的SC13D表格上的收购实益所有权一般声明的附件 99.67， 委员会文件编号 1-9172。4.7经修订的经修订和重述的股东协议的第五次修订，由存管人、纳科工业，Inc.、其签名页上确定的新参与股东以及经修订和重述的股东协议项下的参与股东于2024年2月9日签署，日期为2017年9月29日（经修订），该修订和重述的股东协议的第五次修订通过参考公司于2024年2月12日提交的SC13D表格上的收购实益所有权一般声明的TERM99.69并入， 委员会文件编号 1-9172。66
附件编号附件说明4.8由存管人、纳科工业，Inc.、其签名页上确定的新参与股东以及经修订和重述的股东协议项下的参与股东（日期为2017年9月29日）于2024年12月16日签署的经修订和重述的股东协议的第六次修订，通过参考公司于2024年12月17日提交的SC13D表格上的收购实益所有权一般声明的附件 99.71并入， 委员会文件编号 1-9172。4.9证券说明通过引用公司截至2019年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 4.6并入本文， 委员会文件编号 1-9172。（十）物资合同10.1*纳科工业，Inc.补充高管长期激励奖金计划（2012年3月1日修订和重述）通过引用NACCO最终委托书的附录B并入本文，该文件由NACCO于2012年3月16日提交， 委员会文件编号 1-9172。10.2*纳科工业，Inc.高管长期激励薪酬计划（2023年3月1日修订和重述）通过引用公司于2023年5月16日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.3*截至2024年2月20日，对纳科工业，Inc.高管长期激励薪酬计划（2023年3月1日修订和重述）的第1号修订（修订和重述）通过引用公司于2024年2月22日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.2并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.4*纳科工业，Inc.非雇员董事股权薪酬计划（2021年5月19日修订和重述）通过引用公司于2021年5月19日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.2并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.5*截至2024年2月20日，对纳科工业，Inc.非雇员董事股权薪酬计划（2021年5月19日修订和重述）的第1号修订（修订和重述）通过引用公司于2024年2月22日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.6*纳科工业工业公司补充高管长期激励奖金计划的奖励协议表格通过引用附件 10.8并入公司于2012年9月17日提交的表格8-K的当前报告， 委员会文件编号 1-9172。10.7*纳科工业 Industries，Inc.高管长期激励薪酬计划的无现金行使奖励协议表格通过引用公司于2024年5月1日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.8*针对纳科工业工业公司高管长期激励薪酬计划的非现金行使奖励协议表格通过参考公司截至2019年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告 委员会文件编号 1-9172的附件 10.10并入本文。10.9 纳科工业 Industries，Inc.与Alfred M. Rankin, Jr.之间的咨询协议，日期为2017年9月29日，该协议通过引用纳科工业，Inc.于2017年10月5日提交的表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件 10.5并入。10.10 纳科工业，Inc.与Alfred M. Rankin, Jr.之间于2020年12月15日对咨询协议进行的修订，通过引用纳科工业，Inc.于2020年12月15日提交的关于表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件 10.1并入。10.11 纳科工业，Inc.与Alfred M. Rankin, Jr.于2021年12月21日对咨询协议进行的修订，以引用方式并入了纳科工业，Inc.于2021年12月22日提交的表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件TERM1。10.12 纳科工业，Inc.与Alfred M. Rankin, Jr.之间于2023年12月19日对咨询协议进行的修订，以引用方式并入了纳科工业，Inc.于2023年12月19日提交的表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件 10.1。10.13 纳科工业，Inc.与Alfred M. Rankin, Jr.之间于2024年12月19日对咨询协议进行的修订，通过引用纳科工业，Inc.于2024年12月23日提交的关于表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件TERM1并入。10.14*纳科工业，Inc.短期激励薪酬计划（自2019年3月1日起生效）通过引用公司于2019年2月13日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.15*北美煤炭公司补充退休福利计划（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司于2007年12月19日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 10.12并入本文， 委员会文件编号 1-9172。67
附件编号附件说明10.16*北美煤炭公司补充退休福利计划第1号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司截至2009年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 10.41并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.17*北美煤炭公司年度激励薪酬计划（经修订和重述，自2015年3月1日起生效）通过引用公司于2015年5月18日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.3并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.18*北美煤炭公司补充退休福利计划第2号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司截至2010年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 10.40并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.19 Coteau Properties公司与Dakota Coal公司签订的日期为1990年1月1日的Coteau褐煤销售协议通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/A季度报告的附件 10.11并入本文， 委员会文件编号-9172。+ 10.20 Coteau Properties公司与Dakota Coal公司于1994年6月1日对Coteau褐煤销售协议进行的第一次修订，通过引用公司于3月20日提交的表格10-Q/A季度报告的附件附件 10.12并入本文，2013年， 委员会文件编号 1-9172。+ 10.21 Coteau Properties Company和Dakota Coal Company于1997年1月1日对Coteau褐煤销售协议进行的第二次修订，通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/a季度报告的附件 10.13并入本文， 委员会文件编号 1-9172。+ 10.22北美煤炭公司、Dakota Coal Company和北达科他州之间的期权和看跌协议，日期为1990年1月1日，现通过引用公司于2013年3月20日提交的10-Q/A表格季度报告的附件 10.14并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.23北美煤炭公司、达科他煤炭公司和北达科他州之间于1994年6月1日对期权和看跌协议进行的第一次修订，通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/A的季度报告的附件 10.15并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.24 Mississippi Lignite Mining Company与Choctaw Generation Limited Partnership签订的日期为1998年4月1日的褐煤销售协议通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/A的季度报告的附件 10.16并入本文， 委员会文件编号-9172。+ 10.25 Missississippi Lignite Mining Company与Choctaw Generation Limited Partnership于2016年8月30日对褐煤销售协议进行的第一次修订，通过引用公司于11月1日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.1并入本文，2016年， 委员会文件编号 1-9172。10.26 Mississippi Lignite Mining Company和Choctaw Generation Limited Partnership之间于2005年9月29日达成的薪酬规模协议，通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/A的季度报告的附件 10.17并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.27 Mississippi Lignite Mining Company、Choctaw Generation Limited Partnership、SE Choctaw L.L.C.和Citibank，N.A.于2002年12月20日达成的同意和协议通过引用公司于2013年3月20日提交的表格10-Q/A的季度报告的附件 10.29并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.28密西西比褐煤矿业公司与Choctaw Generation Limited Partnership，LLLP于2018年11月16日对褐煤销售协议、结算协议和解除的第1号修订，通过引用公司截至2018年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告（ 委员会文件编号 1-9172）的附件 10.33并入本文。10.29密西西比褐煤矿业公司与Choctaw Generation Limited Partnership，LLLP于2021年11月24日对褐煤销售协议、结算协议和解除的第2号修订，通过引用公司截至2021年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告（ 委员会文件编号 1-9172）的附件 10.29并入本文。10.30 Falkirk矿业公司、Great River Energy和NoDak Energy Investments Corporation于2021年6月30日签署的终止协议和解除协议， 通过引用公司于2021年8月4日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.6并入本文， 委员会文件编号文件编号1-9172。10.31福尔柯克矿业公司、NoDak Energy Investments Corporation和Great River Energy于2021年12月28日对终止协议和解除的第1号修订，通过引用公司截至2021年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 10.36并入本文， 委员会文件编号-1-9172。68
附件编号附件说明10.32***The Falkirk Mining Company与Rainbow Energy Center，LLC于2021年6月30日签订的煤炭销售协议通过引用公司于2021年8月4日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.33 The Falkirk Mining Company和Rainbow Energy Center，LLC于2022年3月8日对煤炭销售协议进行的第一次修订，通过引用公司于2022年5月4日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.34福尔柯克矿业公司与Rainbow Energy Center，LLC于2022年8月5日对煤炭销售协议进行的第二次修订，通过引用公司于2022年11月2日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.35***REMC Assets，LP于2021年6月17日提供的担保通过引用公司于2021年8月4日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.2并入本文， 委员会文件编号文件编号丨1-9172。10.36***Falkirk Mining Company与Rainbow Energy Center，LLC于2021年6月30日进行的抵押、租赁转让、租金和提取后的抵押品、担保协议、融资报表和固定装置备案，通过引用公司于2021年8月4日提交的表格10-Q上的季度报告的附件 10.3并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.37 The Falkirk Mining Company和Rainbow Energy Center，LLC于2021年6月30日签订的担保协议通过引用公司于2021年8月4日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.4并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.38 Falkirk Mining Company、Rainbow Energy Center，LLC和作为北达科他州银行开展业务的北达科他州签订的日期为2021年6月30日的期权协议，通过引用公司于2021年8月4日提交的表格10-Q的季度报告的附件 10.5并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.39 Coyote Creek Mining Company，L.L.C.与奥特泰尔电力公司、北部市政电力局、Montana-Dakota Utilities Co.和Northwestern Corporation之间日期为2012年10月10日的褐煤销售协议通过引用公司于2013年3月6日提交的表格10-K的年度报告的附件 10.58并入本文， 委员会文件编号 1-9172。+ + 10.40 Coyote Creek Mining Company，L.L.C.与Northern Municipal Power Agency、Montana-Dakota Utilities Co.（MDU资源的一个部门）之间日期为2014年1月30日的褐煤销售协议第一修正案，Inc.和Northwestern Corporation通过引用公司于2014年1月30日提交的8-K表格季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号文件编号1-9172。10.41 Coyote Creek Mining Company，L.L.C.与奥特泰尔电力公司、Northern Municipal Power Agency、Montana-Dakota Utilities Co.（MDU资源 Resources Group，Inc.的一个部门）和Northwestern Corporation于2015年3月16日对褐煤销售协议进行第二次修订，该协议通过引用公司于2015年5月5日提交的表格10-Q的公司季度报告的附件 委员会文件编号 1-9172并入本文。10.42*北美煤炭公司补充退休福利计划第3号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司于2013年10月30日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.43*北美煤炭公司补充退休福利计划第4号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司截至2014年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告的附件 10.54并入本文， 委员会文件编号 1-9172。10.44*北美煤炭公司补充退休福利计划第5号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司截至2015年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告（ 委员会文件编号 I-9172）的附件 10.57并入本文。10.45*北美煤炭公司补充退休福利计划第6号修正案（自2008年1月1日起修订和重述）通过引用公司截至2016年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告（ 委员会文件编号 I-9172）的附件 10.52并入本文。10.46协议，日期为2015年3月16日，北美煤炭公司、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之间， MDU资源和Northwestern Corporation的一个分部通过引用公司于2015年5月5日提交的表格10-Q的季度报告的 委员会文件编号 1-9172中的附件 10.2并入本文。10.47*北美煤炭公司超额退休计划（经修订和重述，自2020年1月1日起生效）通过引用公司于2019年12月18日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。69
附件编号附件说明10.48*NACCO自然资源超额退休计划（2025年1月1日生效）通过引用公司于2024年12月17日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号文件编号1-9172。10.49北美煤炭公司及其担保方和贷款方与KeyBank National Association（作为银团代理）、PNC Bank National Association（作为行政代理）以及KeyBanc Capital Markets Inc.和PNC Capital Markets LLC（作为联席牵头安排人和联席账簿管理人）于2021年11月12日签订的经修订和重述的信贷协议，通过引用公司于2021年11月15日提交的表格8-K的当前报告的 委员会文件编号 1-9172的方式并入本文。10.50循环信贷承诺增加协议，日期为2021年12月10日，通过引用公司于2021年12月13日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文。 委员会文件编号 1-9172。10.51对经修订和重述的信贷协议的ESG修订，日期为2022年6月30日，通过引用公司于2022年7月7日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文。 委员会文件编号 1-9172。10.52 NACCO Natural Resources Corporation、其担保方、贷款方和作为行政代理人的PNC银行National Association之间于2024年9月17日对经修订和重述的信贷协议进行的第一次修订，通过引用公司于2024年9月19日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1并入本文， 委员会文件编号 1-9172。(19**）纳科工业股份有限公司内幕交易政策（21**）的子公司。本公司下属子公司名单见附件一，作为附件 21。（二十三）专家和律师的同意。23.1**专家和律师的同意。23.2**合资格人士的同意。23.3**合资格人士的同意。23.4**专家和律师的同意。（24）授权书。24.1**John S. Dalrymple的授权委托书副本附后，作为附件 24.1。24.2**John P. Jumper的授权委托书副本附后，作为附件 24.2。24.3**Dennis W. LaBarre的授权委托书副本附后，作为附件 24.3。24.4**W. Paul McDonald的授权委托书副本作为附件 24.4附后。24.5**兹将Michael S. Miller授权委托书副本一份附后，作为附件 24.5。24.6**Alfred M. Rankin，Jr.的授权委托书副本作为附件 24.6附后。24.7**Matthew M. Rankin的授权委托书副本附后，作为附件 24.7。24.8**Roger F. Rankin的授权委托书副本附后，作为附件 24.8。24.9**Lori J. Robinson的授权委托书副本附后，作为附件 24.9。24.10**Valerie Gentile Sachs的授权委托书副本附后，作为附件 24.10。24.11**Robert S. Shapard的授权委托书副本附后，作为附件 24.11。24.12**兹将Britton T. Taplin授权委托书副本一份附后，作为附件 24.12。70
附件编号附件说明（31）细则13a-14（a）/15d-14（a）认证。31（i）（1）**J.C. Butler，Jr.根据《交易法》第13a-14（a）/15d-14（a）条进行的认证作为附件 31（i）（1）附后。31（i）（2）**根据《交易法》第13a-14（a）/15d-14（a）条的规定对Elizabeth I. Loveman进行的认证作为附件 31（i）（2）附后。(32)****根据18 U.S.C.第1350条进行的认证，该条款根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过，由J.C. Butler，Jr.和Elizabeth I. Loveman签署并注明日期。(95)**矿山安全披露附件。96.1**与密西西比褐煤矿业公司有关的技术报告摘要，生效日期截至2024年12月31日。(97.1)**纳科工业，Inc. Dodd-Frank追回政策（99.1**）Catapult Mineral Partners储量报告。101.INS内联XBRL实例document 101.SCH内联XBRL分类学扩展架构document 101.CAL内联XBRL分类学扩展计算linkbase document 101.DEF内联XBRL分类学扩展定义linkbase document 101.LAB内联XBRL分类学扩展标签linkbase document 101.PRE内联XBRL分类学扩展演示linkbase document 104封面页交互式数据文件（格式化为内联XBRL，包含在附件 101中）*根据本年度报告第10-K表第15（b）项要求作为证据提交的管理合同或补偿计划或安排。**随函提交。***本协议中包含的某些机密信息被省略，因为它（i）并不重要，并且（ii）如果公开披露将具有竞争性危害。****特此提供。+部分附件已被省略，并根据规则24b-2和委员会于2013年3月27日批准公司保密处理请求的命令分别向证券交易委员会提交。给予保密处理的部分，打上三个星号[***]和脚注，说明请求的保密处理。根据规则24b-2和委员会于2013年4月2日批准公司的保密处理请求的命令，已省略并分别向证券交易委员会提交了+ +部分的附件。给予保密处理的部分，打上三个星号[***]和脚注，说明请求的保密处理。项目16。表格10-K摘要无。71
签署根据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，并因此获得正式授权。纳科工业，Inc. by：/s/Elizabeth I. LovemanTERM1高级副总裁兼财务总监（首席财务和会计官）2025年3月5日72
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以身份和在所示日期签署如下。/s/J.C. Butler，Jr.总裁兼首席执行官（首席执行官）2025年3月5日J.C. Butler，Jr./s/Elizabeth I. Loveman高级副总裁兼财务总监（首席财务和会计官）2025年3月5日Elizabeth I. Loveman*John S. Dalrymple董事2025年3月5日John S. Dalrymple*John P. Jumper董事2025年3月5日John P. Jumper*Dennis W. LaBarre董事2025年3月5日丨丨丹尼斯·W·拉巴雷Dennis W. LaBarre*W. Paul McDonald董事2025年3月5日W. Paul McDonald*Michael S. Miller董事2025年3月5日Michael S. Miller*阿尔弗雷德·M·兰金，JR.董事2025年3月5日Alfred M. Rankin, Jr.*Matthew M. Rankin董事2025年3月5日Matthew M. Rankin*Roger F. Rankin董事2025年3月5日Roger F. Rankin*Lori J. Robinson董事2025年3月5日Lori J. Robinson*Valerie Gentile Sachs董事2025年3月5日Valerie Gentile Sachs*Robert S. Shapard董事2025年3月5日Robert S. Shapard*Britton T. Taplin董事2025年3月5日丨布里顿T.塔普林Britton T. Taplin*Elizabeth I. Loveman，通过在这里签下她的名字，特此代表上述每一位指定和指定的董事签署本10-K表格，根据这些人签署并向美国证券交易委员会备案的授权书。/s/Elizabeth I. Loveman 2025年3月5日Elizabeth I. Loveman，事实上的律师73
关于表格10-K项目8的年度报告，项目15（a）（1）和（2），以及项目15（c）财务报表和财务报表附表的补充数据清单财务报表截至2024年12月31日的财务报表附表年度NACCO INDUSTRIES，INC。俄亥俄州克利夫兰F-1
表格10-K项目15（a）（1）和（2）NACCO INDUSTRIES，INC。及附属公司财务报表及财务报表附表表以下纳科工业 Industries，Inc.及其附属公司的合并财务报表以及我们的独立注册会计师事务所（PCAOB ID：42）的报告以引用方式并入第8项：Ernst & Young LLP，Independent Registered Public Accountants Firm的报告——截至2024年12月31日止两年期间的每一年。独立注册会计师事务所安永会计师事务所关于财务报告内部控制的F-3报告—截至2024年12月31日。F-5合并经营报表F-6合并综合（亏损）收益表F-7合并资产负债表F-8合并现金流量表F-9合并权益报表F-10合并财务报表附注F-11项目15（c）中包括以下纳科工业 Industries，Inc.及其子公司的合并财务报表附表：附表II ——估值和合格账户SEC适用的会计条例中对其作出规定的所有其他附表根据相关指示不需要或不适用，因此被省略。F-2
独立注册会计师事务所致纳科工业公司股东和董事会的报告对财务报表的意见我们审计了随附的纳科工业工业公司及其子公司（本公司）截至2024年12月31日和2023年12月31日的合并资产负债表，截至2024年12月31日止两个年度的相关合并经营报表、综合（亏损）收益、权益和现金流量表，以及索引第15（b）项所列的相关附注和财务报表附表（统称“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于2024年12月31日和2023年12月31日的财务状况，以及截至2024年12月31日止两年期间的经营业绩和现金流量。我们还根据美国公众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，对公司截至2024年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2025年3月5日的报告对此发表了无保留意见。意见依据本财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上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，我们被要求对公司具有独立性。我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，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有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估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对财务报表的当期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计审查委员会，并且：（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。F-3
未合并子公司–可变利益实体的会计处理事项说明如合并财务报表附注1和16所述，NAMining分部内的某些运营煤矿和实体，统称为“未合并子公司”，属于可变利益实体（VIE），按权益法进行会计处理。在每种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制权。尽管NACCO拥有100%的股权并管理未合并子公司的日常运营，但公司已确定NACCO提供的股权资本不足以为正在进行的活动提供充足的资金或在没有客户额外支持的情况下吸收任何预期损失。客户拥有控制性金融利益，并有权指导对实体经济绩效影响最大的活动。因此，公司不是主要受益人，因此不合并这些实体的财务状况或经营业绩。公司定期评估是否存在可能改变公司关于这些实体是否符合VIE定义和确定主要受益人的结论的复议事件。与这些VIE相关的所得税前收入在合并运营报表中报告为未合并业务的收益，公司的投资在合并资产负债表中的未合并子公司投资项目中报告。评估公司在确定一个实体是否为VIE以及在组建和复议事件中VIE的主要受益人时的判断，需要高度复杂的审计师判断。公司还监测与未合并子公司有关的复议事件，这需要对是否已出现任何需要重新评估先前会计判断的此类事件进行持续的关键判断。我们如何在审计中处理该事项我们获得了理解、评估和测试了围绕公司应用可变利益模型的控制措施的设计和运营有效性，以及持续评估可能触发VIE重新考虑事件的重大交易和事件的影响的流程。对于那些公司已确定其不是主要受益人的实体，我们根据公认会计原则评估了公司在权益法下对未合并子公司的会计处理和披露情况。为了测试复议事件的识别，我们获取并检查了与客户的协议的修订（如果有），并评估了审计其他部分的证据，以确定是否出现了需要重新评估先前会计判断的复议事件。这些程序包括（其中包括）阅读董事会会议记录、向管理层询问可能需要重新考虑先前合并结论的交易或事件，以及从客户那里直接确认根据合同安排提供的年度支持总额。/s/Ernst & Young LLP我们自2002年起担任公司的审计师。俄亥俄州克利夫兰2025年3月5日F-4
独立注册会计师事务所致纳科工业公司股东和董事会的报告关于财务报告内部控制的意见我们根据Treadway委员会发起组织委员会（2013年框架）发布的内部控制——综合框架（COSO标准）中确立的标准，对截至2024年12月31日止的TERM0公司及其子公司的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，截至2024年12月31日，纳科工业及其子公司（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。我们还根据美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准对公司2024年合并财务报表进行了审计，并对我们日期为2025年3月5日的报告发表了无保留意见。意见依据公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的管理层财务报告内部控制报告中包含的财务报告内部控制的有效性。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司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，我们被要求对公司具有独立性。我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。我们的审计包括了解财务报告内部控制，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行有效性，以及在当时情况下执行我们认为必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。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根据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：（1）与维护记录有关的政策和程序，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）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就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，对未来期间的任何有效性评估的预测都会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，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。/s/Ernst & Young LLP俄亥俄州克利夫兰2025年3月5日F-5
NACCO Industries, Inc.和子公司合并经营报表截至2024年12月31日的年度2023年（以千为单位，每股数据除外）收入237,708美元214,794美元销售成本207,952200，203毛利润29,75614，591未合并经营收益57,47649，994业务中断保险追偿13,612 —营业费用销售，一般及管理费用69,75465，616无形资产摊销5312,998（收益）资产出售损失（5,146）221长期资产减值费用— 65,88765，139134,722营业利润（亏损）35,705（70,137）其他费用（收入）利息费用5,5662，460利息收入（4,428）（6,081）已关闭矿山债务2,3813，585权益证券收益（1,805）（1,958）其他，净额345（3,985）2,059（5,979）所得税前收益（亏损）33,646（64,158）所得税收益（95）（24,571）净收入（亏损）33,741美元（39,587）每股收益（亏损）：每股基本收益（亏损）4.58美元（5.29）每股摊薄收益（亏损）4.55美元（5.29）基本加权平均已发行股份7,3637，478稀释加权平均已发行股份7,4117，478见综合财务报表附注。F-6
NACCO Industries, Inc.和子公司合并综合（亏损）收入报表截至2024年12月31日的年度2023年（单位：千）净收入（亏损）33,741美元（39,587）其他综合（亏损）收入本期养老金和退休后计划调整，分别扣除2024年和2023年205美元和615美元的税收优惠（706）（2,118）养老金结算，扣除2023年417美元的税收优惠— 1,398将养老金和退休后调整重新分类为收益，扣除2024年和2023年89美元和24美元的税收优惠，分别为30879其他综合亏损总额（398）（641）综合收益（亏损）$ 33,343 $（40,228）见综合财务报表附注。F-7
NACCO Industries, Inc.和子公司合并资产负债表2024年12月31日2023年（单位：千，股份数据除外）资产流动资产现金和现金等价物$ 72,833 $ 85,109贸易应收账款49,70637，429应收关联方账款5,7937，860存货94,60877，000持作出售资产14,1596，466其他流动资产27,63918，134流动资产总额264,738231，998 固定资产、工厂及设备，净值净额259,457223，902无形资产净额5,4756，006递延所得税14,64115，081对未合并子公司的投资14,13712，371经营租赁使用权资产9,6618，667权益证券18,66317，208权益法投资于Eiger，LLC 19,1472，800其他非流动资产25,76821，675总资产$ 631,687 $ 539,708负债和权益流动负债应付账款$ 17,721 $ 16,702应付给附属公司的账款1,826904循环信贷协议— 10,000当前到期的长期债务4,1793，953资产报废债务9,74713，114应计工资22,66317，317其他流动负债8,7527，996流动负债总额64,88869，986长期债务25,33522，003长期循环信贷协议70,000 —经营租赁负债9,0428，782资产报废义务39,78039，499养老金和其他退休后义务4,7875，183不确定税务状况的负债7945,795其他长期负债12,1146，120总负债226,740157，368股东权益普通股：A类，每股面值1美元，已发行股份5,730，470股（2023-已发行股份5,882，845股）5,7305，883 B类，每股面值1美元，可在一对一的基础上转换为A类，1,565，359股流通股（2023-1,565，819股流通股）1,5661，566超过面值的资本34,34028，672留存收益373,363355，873累计其他综合损失（10,052）（9,654）股东权益总额404,947382，340 总负债及权益 $ 631,687 $ 539,708见合并财务报表附注。F-8
NACCO Industries, Inc.和子公司合并现金流量表截至2024年12月31日止年度2023年（单位：千）经营活动净收入（亏损）33,741美元（39,587）调整以调节净收入与经营活动提供的净现金：折旧，损耗和摊销24,65229，387递延融资费用摊销619505递延所得税1,517（21,114）以股票为基础的补偿5,8325，157（收益）资产出售损失（5,146）221存货减值费用9,6437，514长期资产减值费用— 65,887其他（3,971）968营运资金变动：应收账款（11,725）2,519存货（27,250）（12,971）其他流动资产（8,677）（1,904）应付账款1,9553，148应收/应付所得税（148）14,996其他流动负债1,247（236）经营活动提供的现金净额22,28954，490投资活动财产支出，厂房及设备（54,706）（45,408）收购矿产权益（713）（36,714）出售资产收益822561权益法投资（16,556）（3,464）出售私人公司股权单位收益— 3,574其他（139）（146）用于投资活动的现金净额（71,292）（81,597）融资活动循环信贷协议净增加60,00010，000长期债务增加6245,232减少长期债务（4,914）（4,209）发债费用（2,415）—支付现金股利（6,624）（6,452）购买库存股（9,944）（3,103）筹资活动提供的现金净额36,7271，468现金和现金等价物年度总减少额（12,276）（25,639）年初余额85,109110，748年末余额72,833美元85,109美元见综合财务报表附注。F-9
NACCO Industries, Inc.和子公司合并报表权益A类普通股B类普通股股本超过面值留存收益累计其他综合（亏损）收益股东权益总额（单位：千，每股数据除外）余额，1月1日，2023 $ 5,783 $ 1,566 $ 23,706 $ 404,924 $（9,013）$ 426,966股票薪酬191 — 4,966 —— 5,157购买库存股（91）——（3,012）——（3,103）净亏损————（39,587）——（39,587）A类和B类普通股现金股息：每股0.8 600美元————（6,452）——（6,452）本期其他综合收益，税后净额————（2,118）（2,118）养老金结算，税后净额———— 1,3981，398重分类调整至净收入，税后净额———— 7979余额，2023年12月31日$ 5,883 $ 1,566 $ 28,672 $ 355,873 $（9,654）$ 382,340股票薪酬164 — 5,668 —— 5,832购买库存股（317）——（9,627）——（9,944）净收益—— 33,741 — 33,741 A类和B类普通股现金股息：每股0.9000美元————（6,624）——（6,624）本期其他综合收益，税后净额————（706）（706）重分类调整至净收益，税后净额———— 308308余额，12月31日，2024年5,730美元1,566美元34,340美元373,363美元（10,052）404,947美元见合并财务报表附注。歼10
附注1 —合并原则和经营性质随附的合并财务报表包括纳科工业公司的账目。®（NACCO）及其全资子公司NACCO Natural Resources Corporation®（NACCO Natural Resources and with NACCO collectively，the Company，we，our or us）。NACCO Natural Resources通过我们强大的业务组合提供骨料、矿物、可靠的燃料和环境解决方案，使自然资源栩栩如生。我们在三个业务板块下运营：煤炭开采、北美矿业®（NAMining）和Minerals管理。煤炭开采部门为发电公司经营地面煤矿。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。包括Catapult Mineral Partners（Catapult）业务的Minerals管理部门收购并促进矿产权益的开发。北美洲缓解资源®（缓解资源）提供溪流和湿地缓解解决方案以及综合复垦和恢复建设服务。此外，ReGenResources正在寻求开发新发电资源的机会。我们有未直接归属于可报告分部的项目未包括在经营分部的报告财务业绩中。这些项目主要包括与上市公司报告要求相关的行政成本，包括管理层和董事会薪酬，以及Bellaire Corporation（Bellaire）、Mitigation Resources、ReGenResources和其他发展中业务的财务业绩。Bellaire管理我们与前美国东部地下采矿活动相关的长期负债。公司间账户和交易在合并中被消除。关于分部报告的进一步讨论，见合并财务报表附注15。我们的经营分部进一步描述如下：煤炭开采分部煤炭开采分部根据以服务为基础的业务模式，根据与发电公司的长期合同经营地面煤矿。煤炭在北达科他州和密西西比州的地表开采。每个矿山都与我们客户的运营充分结合。截至2024年12月31日，煤炭开采部门的运营煤矿为：Coteau Properties Company（Coteau）、Coyote Creek Mining Company，LLC（Coyote Creek）、Falkirk Mining Company（Falkirk）和Missississippi Lignite Mining Company（MLMC）。这些矿山中的每一个都供应褐煤用于发电，并根据长期供应合同将我们的煤炭生产交付给相邻的发电厂或合成燃料工厂。虽然MLMC的煤炭供应合同包含照付不议条款，但该合同包含一项不可抗力条款，允许在任何一方无法控制的特定事件期间暂时停止照付不议条款；所有其他煤炭供应合同均为需求合同。某些煤炭供应合同可以提前终止，这将导致未来收益减少。MLMC合同是我们负责所有运营成本、资本要求和最终矿山复垦的唯一煤炭供应合同；因此，MLMC在我们的财务报表中合并。MLMC以合同约定的价格向其客户销售煤炭，该价格每月调整，主要基于反映美国一般通货膨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发生成本的指标变化的影响。由于柴油在用于确定煤炭销售价格的指数中的权重很大，柴油价格的波动可能导致MLMC的收益出现显着波动。MLMC的客户运营着Red Hills电厂，该电厂根据长期购电协议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4月1日。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。关于调度哪些电厂的决定由TVA决定。减少对Red Hills电厂的调度将导致MLMC的收益减少。在2023年期间，MLMC收到了我们的客户有关Red Hills发电厂的锅炉问题的通知，该问题于2023年12月15日开始。我们对MLMC的长期资产进行了减值评估，并在2023年记录了6590万美元的减值费用。有关长期资产减值费用的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注9。虽然这个问题已经解决了， 这导致客户需求减少，这对我们2024年的经营业绩产生了重大影响。我们在2024年确认了与业务中断保险追偿相关的收入1360万美元，以部分抵消与锅炉停电相关的损失。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-11
萨宾矿业公司（Sabine）在德克萨斯州经营萨宾矿山。Sabine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（AEP）公司。由于Pirkey工厂提前退役，Sabine停止交付，并于2023年4月1日开始最后的填海。矿山复垦的资金由SWEPCO负责，Sabine因提供矿山复垦服务而获得补偿。Sabine将提供矿山复垦服务至2026年9月30日。截至2026年10月1日，SWEPCO有义务收购Sabine的全部股本并完成剩余的矿山复垦。在Coteau、Coyote Creek和Falkirk，我们每交付一吨煤或供暖装置（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，通常与美国通胀的广泛衡量标准一致。我们的客户负责为所有矿山运营成本提供资金，包括最终的矿山复垦，并直接或间接提供建设和运营矿山所需的所有资金。这种合约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Coyote Creek外，由客户提供或支持的债务融资对我们没有追索权。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均符合可变利益实体（VIE）的定义。在每种情况下，NACCO都不是VIE的主要受益人，因为我们不行使财务控制权；因此，我们不会将这些业务的结果合并到我们的财务报表中。相反，这些合同作为权益法投资入账。我们定期评估是否存在可能改变我们关于这些实体是否符合VIE定义和确定主要受益人的结论的复议事件。与这些VIE相关的所得税前收入在合并运营报表中报告为未合并业务的收益，我们的投资在合并资产负债表中的未合并子公司投资项目中报告。符合VIE定义的矿山统称为未合并子公司。出于税收目的，未合并的子公司包含在我们的合并美国纳税申报表中；因此，合并运营报表的所得税优惠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。我们在正常运营过程中对每个矿山进行同期复垦活动。根据所有未合并子公司的合同，客户有义务为最终的矿山复垦活动提供资金。根据某些合同，未合并子公司持有矿山许可证，因此负责最终的矿山复垦活动。在未合并子公司进行此类最终回收的范围内，除了从客户那里获得所产生成本的补偿外，它还因提供这些服务而获得补偿。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。该部门是我们在动力煤行业之外的采矿活动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，通过执行客户运营的采矿方面为我们的客户创造价值。这使得客户可以专注于他们的专业领域：材料处理和加工、产品销售和分销。截至2024年12月31日，NAMining在佛罗里达州、德克萨斯州、阿肯色州、弗吉尼亚州和内布拉斯加州开展业务。此外，Sawtooth Mining，LLC（Sawtooth）将成为内华达州洪堡县Thacker Pass锂项目综合采矿服务的独家供应商。Thacker Pass由Lithium Americas Corp.（TSX：LAC）（NYSE：LAC）和通用汽车控股有限责任公司的合资企业拥有。Thacker Pass于2023年开工建设，目标是在2027年实现初步生产。Sawtooth将获得采矿、资本支出和矿山关闭成本的补偿，并将在矿山运营后确认合同约定的生产费用。除了提供全面的采矿服务外，Sawtooth目前正在协助某些建筑服务，一旦2024年和2023年开始生产锂，将运输粘土尾矿， NAMining修改并延长了与两个客户的现有石灰石合同，并扩大了与其他几个客户的工作范围。预计2024年签订的新合同将从2026年开始增加收益。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-12
Minerals管理分部Minerals管理分部的收入主要来自将我们的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矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产的特许权使用费。Minerals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（统称为矿产权益和特许权使用费权益）。•特许权使用费。特许权使用费权益通常是在矿产权益的所有者根据石油和天然气租赁将基础矿产出租给勘探和生产公司时产生的。通常，由此产生的特许权使用费利息是从该种植面积中提取的矿物的生产收入的无成本百分比。特许权使用费权益持有人一般不负责资本支出或租赁运营费用，但特许权使用费权益可能在扣除后期制作费用后计算，通常没有环境责任。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，并归还给矿产所有者。•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以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）成为工作权益所有者，出租人（矿产权益所有者）拥有特许权使用费权益。•非参与版税权益（NPRIs）。NPRI是一种对石油和天然气生产的兴趣，它是从矿产地产中创造出来的。NPRI是免费的，不承担生产的运营成本。不参与一词是指权益所有者不分享红利、租赁产生的租金，也没有参与油气租赁执行的权利。NPRI所有者会这样做；但是，通常会收到特许权使用费。•压倒一切的版税利息（ORRIs）。ORRI是通过划分从工作权益中获得特许权使用费的权利而创建的。与特许权使用费一样，ORRI不会赋予进行资本支出或支付租赁运营费用的义务，并且具有有限的环境责任；但是，ORRI可能会在扣除生产后费用后计算，这取决于ORRI的结构。从工作利益中剥离出来的ORRI与创造工作利益的同一基础石油和天然气租赁相关联，因此，这类ORRI通常会在石油和天然气租赁到期或终止时到期。我们可能在同一块土地上拥有不止一种类型的矿产和特许权使用费权益。例如，如果我们在拥有矿产权益的同一块土地上的租约中拥有ORRI，则该土地上的ORRI将与该土地上的矿产权益相关的总英亩数相同。Minerals管理部门目前没有任何重大投资，根据这些投资我们将被要求承担勘探、生产或开发的成本。由于资本成本或租赁运营费用完全由运营商或工作利益所有者承担，一旦获得矿产和特许权使用费权益，Minerals管理分部将受益于我们矿产资产的持续开发，而无需投资额外资本。在2024年和2023年期间，Minerals管理公司向Eiger，LLC（Eiger）总共投资了1910万美元，其中包括2024年第四季度的1570万美元，该公司持有Hugoton盆地堪萨斯州和俄克拉荷马州部分石油和天然气资产的非经营性工作权益。这个实体符合VIE的定义。NACCO不是VIE的主要受益人，因为它不行使财务控制权；因此，我们不将这些业务的结果合并到我们的财务报表中。相反，本合同作为权益法投资进行核算。在2024年期间，我们在合并运营报表中记录了0.6百万美元，这是我们在收益中所占的份额，作为未合并业务的收益。我们的投资在合并资产负债表中的Eiger，LLC的行权益法投资中报告。由于Eiger财务报告的滞后，这项投资的收益或损失将按滞后一个季度记录。不包括上述Eiger投资，在2024年和2023年，收购矿产和特许权使用费权益的总对价分别为70万美元和3670万美元， 分别。2024年的收购包括1.37万总英亩和0.6千净特许权使用费英亩。2023年的收购包括4.34万总英亩和2.5万净特许权使用费英亩。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-13
我们还管理位于俄亥俄州（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。我们的大部分遗留储量是作为我们历史上煤炭开采业务的一部分而获得的。石油和天然气矿产和特许权使用费权益总额包括截至2024年12月31日的约19.84万总英亩和6.39万净特许权使用费英亩。净特许权使用费英亩是根据我们的所有权和特许权使用费率计算的，标准化为标准的1/8特许权使用费租赁，并假设未出租英亩的特许权使用费率为1/4。有关Minerals管理的进一步讨论，请参见附注17。其他项目：在2024年12月31日和2023年12月31日，我们分别有1420万美元和650万美元被归类为持有待售资产，主要用于NAMining和一栋大楼的拖运。在2024年期间，我们从出售由合格中介机构持有的资产中获得了现金收益，以促进《国内税收法》第1031条规定的延税交换交易。2024年5月，我们以700万美元的价格出售了土地，并在Minerals管理部门确认了450万美元的收益，该收益包含在随附的合并运营报表中的资产出售线（收益）损失中。根据《国内税收法》第1031条，我们以符合同类交易所资格的方式构建了这笔交易，并在截至2024年12月31日的年度内使用了此次出售的所有净收益。在2023年期间，我们的董事会批准终止合并设定受益计划（合并计划），作为终止过程的一部分，向参与者提供一次性分配。由于一次性分配，我们在随附的综合运营报表中确认了2023年其他净额项目的非现金、养老金结算费用180万美元。有关合并计划的更多信息，请参阅本10-K表中的合并财务报表附注14。2022年12月1日，我们将我们在Midwest AgEnergy Group，LLC（MAG）的所有权权益转让给HLCP Ethanol Holdco，LLC。我们在2023年期间收到了与MAG相关的总计360万美元的现金付款，并在随附的综合运营报表中确认了其他净额项目的收益。附注2 —重要会计政策对估计的使用：按照美国公认会计原则编制财务报表需要管理层作出估计和判断。这些估计和判断影响在财务报表日期的资产和负债的报告金额以及或有资产和负债（如有）的披露以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。现金及现金等价物：现金及现金等价物包括银行现金和原到期日为三个月或以下的高流动性投资。物业、厂房及设备净额：物业、厂房及设备初步按成本入账。折旧、损耗和摊销的金额足以在资产（包括根据融资租赁记录的资产）的估计可使用年限内使用直线法或生产单位法进行摊销。建筑物和建筑物改良按资产使用年限折旧，一般为30年。机器和设备的估计寿命一般在三到十五年之间。采用单位产量法按估计可回收吨位对若干资产进行摊销。维修和保养费用在发生时计入费用，除非这些费用延长了资产的估计使用寿命，在这种情况下，这些费用被资本化和折旧。与资产报废义务相关的资产报废成本以相关长期资产的账面价值资本化，并在资产的估计使用寿命内折旧。石油和天然气资产的特许权使用费权益：我们遵循特许权使用费和矿产权益核算的成功努力方法。在这种方法下，收购石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益的成本在发生时资本化。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不是工作权益， 我们没有被要求进行资本支出，也没有进行资本支出以将已探明的未开发储量从未开发转化为已开发。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-14
已探明的特许权使用费和矿产权益的收购成本使用生产法单位在物业的使用寿命内摊销，该方法使用已探明储量进行估计。为摊销目的，石油和天然气资产的权益按具有共同地质构造特征或地层条件的资产的合理集合进行分组。当事件或情况变化表明相关账面值可能无法收回时，我们将审查并评估我们在石油和天然气资产中的特许权使用费权益是否存在减值。当事件和情况表明此类资产的公允价值可能下降至低于账面价值，例如向下修正储量估计或降低商品价格时，将对已证明的石油和天然气资产进行减值审查。当发生该等事件或情况变化时，我们估计与物业有关的预期未贴现未来现金流量，并将该等未来现金流量与物业的账面值进行比较，以确定账面值是否可收回。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。有关我们的特许权使用费和矿产权益的进一步讨论，请参见附注17。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值可能无法收回时，我们会定期对长期资产进行减值评估。在识别出减值指标后，我们通过将使用该资产或资产组及其最终处置产生的预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，则对该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。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、未来销售价格、运营成本变化等影响预期收入和客户需求的因素的假设，需要做出重大判断。我们确定MLMC在2023年第四季度存在减值迹象，因此对MLMC的长期资产进行了减值审查。我们评估了MLMC资产组的可收回性，并确定与这些资产的剩余未来未贴现现金流相比，这些资产不是完全可收回的。因此，我们估计了导致2023年非现金、长期资产减值费用为6590万美元的资产组的公允价值。有关我们的减值分析的进一步讨论，请参见附注9。自保责任：我们一般对医疗索赔、某些工人赔偿索赔和某些封闭矿山责任进行自保。根据行业趋势、历史经验和管理层判断，定期记录和修订自我保险计划下已报告的索赔和已发生但尚未报告的索赔的估计准备金。此外，行业趋势在管理层对索赔进行估值的判断范围内考虑。法律判决和和解、通货膨胀率、医疗费用和实际经验等事项的假设变化可能会导致估计在短期内发生变化。收入确认：有关我们的收入确认的讨论，请参见合并财务报表附注3。股票薪酬：我们维持一项长期激励计划，允许在受到限制的情况下授予A类普通股的股份，以此作为留住和奖励长期表现的选定员工并增加他们在NACCO的所有权的一种手段。根据计划授予的股份完全归属，并赋予股东所有普通股所有权权利，但在限售期内不得转让、质押或以其他方式转让股份。一般而言，对于截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度所授出的股份，限制期最早于（i）参与者退休日期后三年，（ii）自授予日起三年、五年或十年，或（iii）参与者死亡或永久残疾时结束。根据该计划，我们分别于截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度发行162,670股及120,649股相关股份。该等股份发行后， 根据这些计划，有616,681股A类普通股可供发行。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，与这些股份奖励相关的补偿费用分别为520万美元（税后净额410万美元）和410万美元（税后净额330万美元）。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。我们还为非雇员董事制定了股票薪酬计划，根据该计划，每位非雇员董事的年度聘用金的一部分以A类普通股的限制性股票支付。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，非雇员董事的年度聘金175,000美元（主席250,000美元）中的110,000美元（主席为150,000美元）以A类普通股的限制性股票支付。根据该计划授予的股份完全归属，并赋予股东普通股所有权的所有权利，但股份不得转让、质押、质押或合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-15
在限制期内以其他方式转让。一般而言，限制期最早于（i）自授予日起十年、（ii）董事死亡或永久伤残之日、（iii）自董事从董事会退任之日起五年（或经董事会批准更早）、（iv）该董事同时从董事会退任且年满70岁之日、或（v）由董事会全权酌情决定的其他时间结束。根据该计划，我们分别于截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度发行44,731股及35,965股股份。除了以限制性股票收取的强制性聘用费外，董事还可以选择以A类普通股股份代替现金，最多可获得其年度聘用费、委员会聘用费和任何委员会主席费用余额的100%。这些自愿股份不受任何限制。2024年没有根据自愿选举发行的股票。2023年根据自愿选举发行的股票总数为1,603股。在这些股份发行后，根据本计划可供发行的A类普通股共有53,748股。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，与这些裁决相关的赔偿费用分别为130万美元（税后净额1.0百万美元）和130万美元（税后净额1.1百万美元）。补偿费用指基于授予日A类普通股股票市场价格的公允价值。金融工具：美国持有的金融工具包括现金和现金等价物、应收账款、股本证券、应付账款、循环信贷协议和长期债务。公允价值计量：我们根据美国公认会计原则对我们的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到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可用的情况下最大限度地使用可观察输入值，并在计量公允价值时尽量减少使用不可观察输入值。下文介绍了可用于计量公允价值的三个级别的输入值：第1级-相同资产或负债在计量日可获得的活跃市场中的报价。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-当很少或没有市场数据可用时，使用不可观察的输入。层次结构是基于截至计量日期对资产或负债估值的输入的透明度。公允价值计量在层级内的分类是基于对计量具有重要意义的最低输入水平。有关公允价值计量的进一步讨论，请参见附注9。最近发布的会计准则2024年采用的会计准则：自2024年12月31日止年度生效，我们采用了ASU第2023-07号，分部报告（主题280），（ASU 2023-07），通过要求实体披露与其可报告分部相关的重大费用，部分提高了可报告分部披露要求。ASU 2023-07还要求披露公司首席运营决策者（CODM）的头衔和职位，以及CODM如何使用财务报告评估分部业绩和分配资源。采用这一标准只会影响披露，对我们的财务报表没有实质性影响。尚未采用的会计准则：2023年12月，财务会计准则委员会（FASB）发布了ASU第2023-09号，《所得税（主题740）：所得税披露的改进》（ASU 2023-09），其中要求实体披露有关其有效税率调节的更详细信息以及已缴纳的所得税信息。ASU2023-09自2024年12月15日后开始的财政年度生效。采用这一标准只会影响披露，预计不会对我们的财务报表产生重大影响。2024年11月，FASB发布了ASU第2024-03号，损益表-报告综合收益-费用分类披露（子主题220-40）（ASU 2024-03），要求实体在其财务报表附注中按年度和中期披露有关某些损益表费用细目的分类信息。ASU2024-03在2026年12月15日之后开始的财政年度和2027年12月15日之后开始的中期报告期间生效， 允许提前收养。我们目前正在评估这一ASU对我们的财务报表和相关披露的影响。重新分类：对前期合并财务报表进行了某些重新分类，以符合本期的列报方式。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-16
注3 —履约义务的收入确认性质在合同开始时，我们评估我们与客户的合同中承诺的商品和服务，并为每项承诺的商品或服务确定一项可区分的履约义务。为了识别履约义务，我们考虑了合同中承诺的所有商品或服务，无论它们是明示的还是习惯商业惯例所暗示的。每个矿山或矿区都与我们各自的客户签订了一份合同，该合同代表了ASC 606下的合同。对于我们的合并实体，我们的履约义务因合同而异，包括以下内容：在MLMC，生产期间交付的每一MMBTU被视为单独的履约义务。收入在褐煤每MMBTU控制权转移至客户的时点确认。不同时期收入的波动一般是由客户需求的变化引起的。在NAMining，监督设备运营和交付骨料或其他矿物的管理服务是按系列核算的履约义务。业绩瞬间创造了客户同时接收和消耗的资产；因此，随着时间的推移，控制权转移给了客户。与客户同时获得和消耗所提供的收益的结论一致，基于投入的进度衡量是适当的。随着服务的每个月完成，收入按实际发生的成本金额，加上管理费或固定费用以及一般及行政费用（如适用）确认。不同时期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成本的差异。零件销售收入于零件控制权转移至客户时确认。Minerals管理分部订立合约，授出勘探、开发、生产及销售由我们控制的矿物的权利。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、生产和销售目的的准入之外，不授予对实际土地的任何权利。合同到期后，矿权归还给我们。根据这些合同，授予矿产的专有权、所有权和权益（如果有的话）是履约义务。这些合同下的履约义务代表一系列不同的商品或服务，据此提供的每一天的访问都是不同的。交易价格包括可变的基于销售的特许权使用费，以及在某些安排中，以预付租赁奖金形式的固定部分。由于我们最终将有权获得的对价金额完全受到我们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。我们认为，特许权使用费合同的定价条款是行业惯例。预付租赁奖金是指交易价格的固定部分，在合同的主要期限内确认，一般为三至五年。缓解资源产生和销售溪流和湿地缓解信贷（称为缓解银行），并向从事许可证负责人溪流和湿地缓解的人员提供服务。每次缓解信用出售都被视为单独的履约义务。收入在每笔缓解信贷的控制权转移给客户的时间点确认。不同时期收入的波动一般是由客户需求的变化引起的。在许可人负责的溪流和湿地缓解模式下，合同的结构通常为管理费协议，根据该协议，缓解资源在执行所需缓解所产生的所有费用加上商定的利润百分比或固定费用后得到补偿。提供的缓解服务为履约义务，按系列进行核算。业绩瞬间创造了客户同时接收和消耗的资产；因此，随着工作的完成，控制权转移给了客户。与客户同时获得和消耗所提供的收益的结论一致，基于投入的进度衡量是适当的。随着服务的每个月完成，按实际发生的成本金额，加上管理费或固定费用确认收入。不同时期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减和可偿还成本的差异。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额， 每股、百分比数据和油气披露除外）F-17
重大判断我们与客户在煤炭开采和NAMining部门的合同包含不同类型的可变对价，包括但不限于根据交付的数量或MMBTU进行调整的管理费。然而，这些可变支付的条款具体涉及我们在合同中履行一项或多项履约义务（或履行履约义务的特定结果）的努力。因此，我们将每笔可变支付（以及对该支付的后续变化）完全分配给与其相关的特定履约义务。管理费以及一般和行政费用也会根据特定指数（例如，CPI）的变化进行调整，以补偿一般通货膨胀的变化。指数调整（如适用）是前瞻性有效的。在Minerals管理部门，我们有权通过销售我们拥有矿产或特许权使用费权益的第三方承租人获得销售石油和天然气的收入。收入在产品控制权从经营者转移到购买者时确认。那些购买者向运营商汇款，运营商反过来向我们汇款。我们没有收到实际生产信息的第三方承租人的应收款项，无论是由于时间延迟还是由于在确认收入时无法获得数据，均使用预期销量和估计价格进行估计。我们的估计数与实际收到的金额之间的差额记录在从第三方承租人收到付款的月份。我们通常会在交货月份的90天内收到石油和天然气销售的付款。对于截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度，我们的估计与从运营商收到的实际金额之间的差异并不重要。对于截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度，估计数的任何变化都不重要。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。此类可偿还收入是可变的，并具有不确定性，因为收到的金额和时间高度取决于我们无法控制的因素。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，这通常发生在代表客户发生相关成本时。我们被视为此类交易的委托人，并以向客户开具账单的总金额记录相关收入，相关成本在销售成本中记录为费用。在Thacker Pass锂项目上，除了管理费收入，客户会报销Sawtooth的一定资本支出。Sawtooth将随着履约义务随着时间的推移而得到履行，在资产的估计使用寿命内按直线法确认收入。在前几年，该客户从Sawtooth收到了350万美元的预付款，这笔预付款包含在长期合同资产中。该客户要么在实现商业采矿里程碑时向Sawtooth支付470万美元的成功费用，要么在未达到此类商业采矿里程碑时偿还350万美元的预付款。前期履约义务如上所述，我们在生产交付给买方的月份记录特许权使用费收入。这些物业的预期销售量和价格在随附的综合资产负债表中估计并记录在贸易应收账款中。我们的估计数与实际收到的金额之间的差额记录在从第三方承租人收到付款的月份。在截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度内，本报告所述期间确认的与先前报告期间满足的生产相关的特许权使用费收入分别为140万美元，并不重要。收入拆分按照ASC 606-10-50，我们将与客户签订的合同产生的收入拆分为主要的商品和服务项目以及商品和服务转让的时间安排。我们确定，将收入分解为这些类别实现了描述收入和现金流的性质、金额、时间以及不确定性如何受到经济因素影响的披露目标。我们的业务包括煤炭开采、NAMining和Minerals管理部门以及未分配项目。未分配项目中包含的收入主要与缓解资源有关。关于分部报告的进一步讨论，见合并财务报表附注15。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-18
下表对截至12月31日止年度按主要来源划分的收入进行了分类：主要商品/服务线20242023煤炭开采$ 68,611 $ 85,415 NAMining 119,60090，532 Minerals管理34,57932，985未分配项目17,7078，459消除（2,789）（2,597）总收入$ 237,708 $ 214,794收入确认时间点转移的货物$ 66,506 $ 83,273随时间转移的服务171,202131，521总收入$ 237,708 $ 214,794合同余额我们当前和长期合同资产和负债的期初和期末余额和应收账款如下：合同余额贸易应收账款合同资产（流动）合同资产（长期）合同负债（流动）合同负债（长期）2024年1月1日余额$ 37,429 $ — $ 3,712 $ 878 $ 1,470 2024年12月31日余额49,7063133，5004845,119增加（减少）$ 12,277 $ 313 $（212）$（394）$ 3,649如上所述，我们订立特许权使用费合同，授予矿产的专有权、所有权和权益。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，包括以预付租赁奖金形式支付的固定部分。交易价款固定部分的支付时间为前期，但履约义务在合同的主要期限内履行，一般为三至五年。因此，在收到任何此类预付款时，记录的合同负债代表递延收入。包括在期初合同负债中的截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度确认的特许权使用费收入金额分别为0.7百万美元和0.8百万美元。该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，通常为三至五年。我们预计2025年将确认50万美元，2026年和2027年将确认10万美元，2028年将确认100万美元，2029年将确认240万美元，此后将确认与2024年12月31日剩余的合同负债相关的150万美元。我们的合约余额的期初和期末余额之间的差异是由我们的履约与客户付款之间的时间差异造成的。我们没有从成本中确认的合同资产来获得或履行与客户的合同。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-19
注4 —库存库存汇总如下：2024年12月31日2023年煤炭27,076美元23,784美元采矿用品67,53253，216总库存94,608美元77,000美元库存估值采用加权平均法。在截至2024年12月31日和2023年12月31日的一年中，由于采矿成本超过了MLMC煤炭库存的可变现净值，我们在随附的综合运营报表中的销售成本项目中分别记录了960万美元和750万美元的库存减值费用。附注5 —不动产、厂房和设备净额固定资产、工厂及设备，净值包括：2024年12月31日2023年煤炭土地和不动产70,766美元58,353美元矿产权益69,14868，150厂房和设备317,933325，655不动产、厂房和设备，按成本计算457,847452，158减去折旧、损耗、摊销和减值准备198,390228，256美元259,457美元223,902在2024年和2023年期间，不动产、厂房和设备的折旧、损耗和摊销费用总额分别为2,410万美元和2,640万美元。在2023年期间，我们记录了6590万美元的非现金、长期资产减值费用。有关减值费用的进一步讨论，请参见附注9。附注6 —无形资产我们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。毛额和净额余额见下表：账面毛额累计摊销和减值2024年12月31日净余额煤炭供应协议84,200美元（78,725）5,475美元2023年12月31日余额煤炭供应协议84,200美元（78,194）6,006美元2024年和2023年无形资产摊销费用分别为50万美元和300万美元。在2023年期间，我们记录了6590万美元的非现金、长期资产减值费用。有关减值费用的进一步讨论，请参见附注9。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-20
附注7 —资产报废义务我们与长期资产报废相关的义务在法定义务发生时按公允价值确认。在初始确认负债时，相应金额作为相关长期资产账面价值的一部分予以资本化，并采用直线法或生产单位法进行折旧。负债每期累加，直到负债结清，此时负债被移除。如果以记录金额以外的金额清偿负债，则确认收益或损失。我们的资产报废义务主要用于由于我们的正常采矿活动而关闭我们合并的地面矿山和收回土地的成本。管理层的估计涉及高度的主观性。特别是，该义务的公允价值是使用贴现现金流技术确定的，并基于采矿许可要求和各种假设，包括信贷调整后的无风险利率、扰动面积估计、矿山寿命、估计复垦成本、各种环境法律法规的应用以及有关设备生产力的假设。我们至少每年审查我们在每个矿场的资产报废义务，并对许可证变更以及对复垦活动的时间和范围的估计和成本估计的修订进行必要的调整。负债的增加在每项单项资产报废义务的估计年限内确认，并记录在随附的综合经营报表的销售成本项目中。相关资产在随附的综合资产负债表中的财产、厂房和设备净额中记录。资产的折旧记录在随附的综合经营报表的项目销售成本中。我们对资产报废义务的期初和期末总账面值的调节如下：煤炭开采未分配项目NACCO 2023年1月1日合并余额28,460美元17,542美元46,002美元期间发生的负债1,920 — 1,920期间结算的负债（852）（1,048）（1,900）增值费用2,1701，3583,528修订估计现金流量1,3461，7173,063 12月31日的余额，2023 $ 33,044 $ 19,569 $ 52,613期内结清的负债（6,115）（960）（7,075）增值费用2,5301，5104,040订正估计现金流79（130）（51）2024年12月31日余额$ 29,538 $ 19,989 $ 49,527在2023年期间，我们收购了Marshall矿100%的会员权益。我们收到了220万美元的现金，承担了估计约为190万美元的资产报废义务，并在随附的综合运营报表中的其他项目中确认了约30万美元的收益，净额。资产报废义务的公允价值是使用贴现现金流量技术确定的，并基于许可要求以及市场参与者将使用的各种估计和假设，包括对受干扰面积、复垦成本的估计以及有关设备生产力的假设。Bellaire的遗留债务包括在关闭这些地下采矿作业的正常过程中产生的水处理和其他环境修复的义务。由于Bellaire的物业不再是活跃的运营，因此没有关联资产被资本化。Bellaire的资产报废义务包含在上表未分配项目一栏中。在2023年之前，Bellaire建立了一个价值500万美元的矿山水处理信托基金，以提供财务保证机制，以确保对采矿后排放的长期处理。Bellaire的矿山水处理资产的公允价值在2024年12月31日和2023年12月31日分别为1230万美元和1120万美元，在解决Bellaire资产报废义务方面受到法律限制，这些资产在合并资产负债表中被确认为权益证券的组成部分。关于矿井水处理信托基金的进一步讨论，见附注9。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-21
附注8 —当前和长期融资融资安排在子公司层面获得并维持。NACCO没有为我们子公司的任何借款提供担保。下表汇总了我们的可用和未偿还借款：2024年12月31日2023年未偿还借款总额：循环信贷协议70,000美元10,000美元其他债务29,51425，956未偿还债务总额99,514美元35,956未偿还借款的当期部分4,179美元13,953未偿还借款的长期部分95,33522，003美元99,514美元35,956循环信贷协议下的可用借款总额，扣除限制后169,102美元115,120美元未使用循环信贷协议99,102美元105,120美元总借款的加权平均规定利率6.4% 6.6%总债务的年度到期日，不包括租赁，如下：20254,15220268，70020273,130202872，92520291,696此后的8,827美元99,430美元在2024年和2023年期间，为总债务支付的利息分别为530万美元和240万美元。2024年9月，NACCO Natural Resources修订了其有担保循环信贷额度（Facility），将循环信贷承诺增加至2.00亿美元，并将期限延长至2028年9月。截至2024年12月31日，该融资机制下的未偿还借款为7000万美元。截至2024年12月31日，该融资机制下的超额可用额为9910万美元，这反映出未偿信用证减少了3090万美元。该融资机制具有基于绩效的定价，根据融资机制中定义的NACCO Natural Resources实现不同水平的债务与EBITDA比率来设定利率。借款按浮动利率加上基于所达到的债务与EBITDA比率水平的保证金计息。基准利率和定期担保隔夜融资利率贷款的适用保证金分别为1.50%和2.50%，自2024年12月31日起生效。该融资有一项承诺费，其基础是实现不同水平的债务与EBITDA比率。承诺费为2024年12月31日未使用承诺的0.40%。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，该融资项下的平均借款分别为2720万美元和620万美元，包括浮动利率保证金在内的加权平均年利率分别为8.83%和6.06%。该融资包含限制性契约，其中要求NACCO Natural Resources保持最高净债务与EBITDA比率为2.75至1.00，利息覆盖率不低于4.00至1.00。该融资机制提供了向NACCO提供贷款、股息和垫款的能力，但有一些限制，基于保持最大债务与EBITDA比率为1.50至1.00，或者如果大于1.50至1.00，则固定费用覆盖率为1.10至1.00。截至2024年12月31日，NACCO Natural Resources遵守了该设施中的所有财务契约。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-22
该融资项下的义务由NACCO Natural Resources的某些直接和间接、现有和未来的国内子公司提供担保，并由NACCO Natural Resources和担保人的某些资产提供担保，但须遵守惯例例外和限制。我们有一张应付给未合并子公司之一Coteau的即期票据，该票据的利息基于IRS不时公布的适用的季度联邦短期利率。于2024年及2023年12月31日，票据余额分别为7.7百万元及7.0百万元，利率分别为4.15%及5.12%。我们有十张应付票据，由十三个指定单位的设备作抵押，按加权平均利率5.50%计息，在不同日期到期，直至2030年。其中一张票据包括在2026年12月15日期限结束时支付的440万美元本金。截至2024年12月31日和2023年12月31日，应付票据的未偿余额分别为2180万美元和1880万美元。附注9 —公允价值披露经常性公允价值计量：下表列示了我们在经常性基础上以公允价值入账的资产：在报告日使用重要的其他不可观察的相同资产的重要活跃市场中的报价进行的公允价值计量可观察输入说明12月31日，2024年（第1级）（第2级）（第3级）资产：权益证券$ 18,663 $ 18,663 $ — $ — $ 18,663 $ 18,663 $ — $ —报告日公允价值计量使用重要其他不可观察的相同资产的重要活跃市场中的报价可观察输入12月31日说明，2023（第1级）（第2级）（第3级）资产：权益证券$ 17,208 $ 17,208 $ — $ — $ 17,208 $ 17,208 $ — $ — Bellaire的矿山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类为第1级。矿山水处理信托基金在截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度分别实现了150万美元和160万美元的收益。有关Bellaire的矿井水处理信托的进一步讨论，请参见注释7。在2023年之前，我们向一家上市公司的股本证券投资了200万美元，该公司拥有多元化的特许权使用费生产矿产权益投资组合。该投资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，它在公允价值等级中被归类为第1级。我们在截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度分别确认了与这些股本证券投资相关的30万美元和40万美元的收益。权益证券的公允价值变动在综合经营报表的其他费用（收入）部分的权益证券增益行报告。截至2024年12月31日止年度，没有转入或转出1、2或3级。非经常性公允价值计量：于2023年12月18日，MLMC收到客户有关Red Hills电厂锅炉问题的通知，该问题于2023年12月15日开始。我们将客户需求票据的减少确定为合并财务报表NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-23
由这一问题引起的是截至2023年12月31日的潜在减值指标，因此，对MLMC的长期资产进行了减值审查。我们评估了MLMC资产组的可收回性，确定该资产与该资产组剩余的未来未折现现金流相比不能完全收回。因此，我们估计了资产组的公允价值，从而产生了6590万美元的非现金、长期资产减值费用。资产减值费用在截至2023年12月31日止年度的综合经营报表中作为长期资产减值费用入账。6590万美元与MLMC完全相关；然而，由于某些MLMC土地资产记录在Minerals管理部门内，因此煤炭开采部门和Minerals管理部门分别记录了6080万美元和510万美元。减值费用按比例分配予资产组的长期资产，使用该等资产相对于其公允价值的相对账面值。对土地和房地产以及其他不动产、厂房和设备的分析是使用类似资产的市场数据计算的，这些资产被归类为第2级投入。对某些其他长期资产的分析是使用很少或没有市场数据的不可观察输入值计算的，这些输入值被归类为第3级输入值。虽然客户Red Hills电厂的锅炉问题已得到解决，但导致客户需求减少，这对我们2024年的经营业绩产生了重大影响。我们在2024年确认了与业务中断保险追偿相关的收入1360万美元，以部分抵消与锅炉停电相关的损失。其他公允价值计量披露：由于这些工具的短期到期，现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。循环信贷协议和长期债务（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，同时考虑了附属信用风险，这是公允价值层次结构中定义的第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在2024年12月31日分别为9790万美元和9940万美元，在2023年12月31日分别为3530万美元和3580万美元。可能使我们面临信用风险集中的金融工具主要包括应收账款。根据我们的采矿合同，我们在交付煤炭或其他骨料或提供前期开发服务时确认收入和相关应收账款。这些采矿合同规定按月结算。我们的重大信贷集中是无抵押的；然而，发生的信贷损失在历史上是最小的。为进一步降低与应收账款相关的信用风险，我们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 —租赁我们确认在不同日期到期的房地产、采矿和其他设备的经营租赁的使用权资产（ROU资产）和租赁负债，直至2036年。我们的大部分租约都是经营租约。NACCO不在资产负债表上确认期限为12个月或更短的租赁。相反，我们在租赁期内以直线法确认相关租赁费用。我们将租赁和非租赁部分作为单一租赁部分进行核算。我们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。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-24
截至12月31日，租赁资产和负债包括以下各项：说明地点20242023资产经营租赁使用权资产9661美元8667美元融资固定资产、工厂及设备，净值（a）79107负债流动经营其他流动负债1,973美元1,485美元融资当前到期长期债务2728非流动经营租赁负债9042美元8,782美元融资长期债务5784（a）截至2024年12月31日和2023年12月31日，融资租赁资产在扣除累计摊销后净额低于10万美元。截至12月31日止年度的租赁费用构成如下：说明地点20242023租赁费用经营租赁成本销售、一般和管理费用2,191美元1,712美元融资租赁成本：租赁资产摊销销售成本2861租赁负债利息费用87可变租赁费用销售、一般和管理费用955572短期租赁费用销售、一般和管理费用5,8083，214租赁费用总额8,990美元5,566美元未来最低融资和经营租赁付款如下，截至12月31日，2024年：融资租赁经营租赁总额202533美元2,769美元2,8022026332，4412,4742027211，8011,822202891，8221,8312029 — 1,5361，536 2029年之后— 3,9403，940最低租赁付款总额9614,309美元14,405美元代表利息123,294净最低租赁付款现值84美元11,015美元合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-25
由于我们的大部分租赁没有提供隐含利率，我们在确定租赁付款现值时根据租赁开始日可获得的信息确定增量借款利率。我们在确定这一抵押利率时考虑了我们的信用评级和当前的经济环境。对截至12月31日止年度的ASC 842进行会计处理时使用的假设如下：20242023加权平均剩余租赁期（年）经营6.706.81金融3.01 3.97加权平均贴现率经营8.26% 8.13%金融8.80% 8.69%下表详细列出了计入租赁负债计量的金额所支付的现金截至12月31日止年度：20242023年经营租赁产生的经营现金流2,509美元1,823美元融资租赁产生的经营现金流87融资租赁产生的融资现金流25786注11 —或有事项已经或可能针对NACCO和某些子公司就其业务开展提出各种法律和监管程序和索赔。这些诉讼和索赔在我们的正常业务过程中是附带的。管理层认为自己有立功防守，会在这些行动中大力防守我们。管理层估计将因这些索赔而支付的任何费用，在认为负债很可能发生且金额可以合理估计时计提。如果一个范围的金额可以合理估计，并且在该范围内的金额没有一个比任何其他金额更好的估计，则计提该范围的最小值。当负债很可能已经发生但金额无法合理估计的情况下，或者当负债被认为只是合理可能或遥远时，我们不计提负债。对于很可能或合理可能出现不利结果且重大的或有事项，我们披露或有事项的性质，并在某些情况下披露对可能损失的估计。这些事项具有内在的不确定性，可能会出现不利的裁决。如果发生不利裁决，则存在对我们的财务状况、经营业绩和裁决发生期间或未来期间的现金流量产生不利影响的可能性。注12 —股东权益和每股收益纳科工业，Inc. A类普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为NC。由于对B类普通股的转让限制，我们的B类普通股没有开发或预期将开发任何交易市场。B类普通股可根据持有人的要求随时以一对一的方式转换为A类普通股。我们的A类普通股和B类普通股拥有相同的每股现金分红权。由于清算和分红权相同，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相同。A类普通股每股一票，B类普通股每股十票。截至2024年12月31日，A类普通股和B类普通股的授权股份总数分别为25,000，000股和6,756，176股。截至2024年12月31日和2023年12月31日，A类普通股的库存股总数分别为2,488，013股和2,335，178股，已从流通股中扣除。股票回购计划：2023年11月7日，我们的董事会批准了一项股票购买计划（2023年股票回购计划），规定通过合并财务报表附注购买最多2000万美元的已发行A类普通股NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-26
2025年12月31日。NACCO此前的回购计划（2021年股票回购计划）本应于2023年12月31日到期，但被终止，取而代之的是2023年股票回购计划。在2024年期间，我们根据2023年股票回购计划回购了316,950股A类普通股，总购买价格为990万美元。2023年期间，我们根据2021年股票回购计划以160万美元的总购买价格回购了47,095股A类普通股，根据2023年股票回购计划以150万美元的总购买价格回购了43,872股A类普通股。2023年股票回购计划下任何回购的时间和金额由我们的管理层根据多项因素酌情决定，包括资本的可用性、其他资本分配选择、我们A类普通股的市场条件以及其他法律和合同限制。2023年股票回购计划不要求我们收购任何特定数量的股票，我们可能会在没有事先通知的情况下修改、暂停、延长或终止，并可能通过公开市场购买、私下协商交易或其他方式执行。2023年股票回购计划下的全部或部分回购可能会根据规则10b5-1交易计划实施，这将允许在我们可能会根据适用的证券法被限制这样做的时候根据预先设定的条款进行回购。股票补偿：关于我们的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类普通股已发行加权平均股数如下：20242023基本加权平均已发行股份7,3637，478限制性股票奖励的稀释影响48不适用稀释加权平均已发行股份7,4117，478每股基本收益（亏损）$ 4.58 $（5.29）稀释后每股收益（亏损）$ 4.55 $（5.29）合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和油气披露除外）F-27
注13 —所得税我们对资产负债法下的所得税和相关账户进行了计提。递延税项资产和负债是根据财务报表与资产和负债的计税基础之间的差异，使用预期在基础差异逆转当年有效的已颁布税率确定的。估值备抵是在管理层确定递延税项资产的一部分或全部很可能无法变现时建立的。所得税优惠前收入（亏损）和截至12月31日止年度所得税优惠的组成部分如下：20242023所得税优惠前收入（亏损）国内$ 33,637 $（64,077）国外9（81）$ 33,646 $（64,158）所得税优惠当前所得税准备金（福利）：联邦$（2,520）$（3,405）州906290外国2（342）当前总额（1,612）（3,457）递延所得税准备金（福利）：联邦1,373（16,467）州144（4,647）递延总额1,517（21,114）$（95）$（24,571）我们支付了520万美元的所得税2024年和2023年分别为140万美元。同期，所得税退税总额分别为100万美元和1490万美元。所得税拨备与对所得税拨备前的收入适用法定联邦所得税率计算的金额不同。截至12月31日止年度的联邦法定和有效所得税率对账如下：20242023年所得税前收入（亏损）收益$ 33,646 $（64,158）法定税率为21.0% $ 7,066 $（13,473）州和地方所得税556（4,392）不可扣除费用9271,071百分比损耗（4,683）（3,455）研发和其他联邦信贷（796）（109）清算和不确定的税收状况（2,273）（3,512）其他，净（892）（701）所得税收益$（95）$（24,571）实际所得税率（0.3）% 38.3%我们在截至2024年12月31日止年度录得所得税收益10万美元，所得税前收入为3360万美元，即0.3%，而截至2023年12月31日止年度的所得税前亏损为6420万美元，即38.3%，所得税收益为2460万美元。截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度均包括400万美元的离散税收优惠，主要来自不确定的税收拨备的冲回。若不计各年度的400万美元离散税收优惠，2024年和2023年的实际所得税率分别为11.5%和32.0%。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-28
与2023年相比，2024年有效所得税率的变化，不包括长期资产减值费用和离散项目的影响，主要是由于不符合百分比损耗条件的实体的收益增加。百分比损耗的收益与一个期间记录的税前收入金额没有直接关系。因此，在所得税前收入或损失相对较小的时期，百分比损耗的收益对有效税率的比例影响可能很大。当记录所得税费用时，百分比损耗的好处降低了有效所得税率，而当记录所得税的好处时，其效果是提高了有效所得税率。为财务报告目的资产和负债的账面金额之间的差异导致的我们合并资产负债表中的递延所得税资产和负债总额的详细摘要用于所得税目的的金额如下：2024年12月31日2023递延税项资产租赁负债$ 1,252 $ 7,083税项结转12,37114，816存货6,0294，880应计负债9,4309，226员工福利3,6303，319土地估价调整6,4896，378合伙投资-开发成本14,81912，565其他7,8669，680递延税项资产总额61,88667，947减：估价备抵11,67211，78350,21456，164递延税项负债租赁使用权资产1,2097，429折旧和损耗23,73123，607应计养老金福利10,63310，047总递延所得税负债35,57341，083净递延资产$ 14,641 $ 15,081下表汇总了我们确定变现不确定的税收结转和相关结转期以及相关估值备抵：2024年12月31日递延所得税资产估值备抵结转净额到期期间：州净营业亏损$ 15,584 $ 14,610 2025-2044年12月31日，2023净递延所得税资产估值免税额结转到期期间：州净营业亏损16,526美元14,757美元2024-2043我们对某些州和外国递延所得税资产有估值免税额。根据对历史收益的审查和相关的结转到期，包括在各个州征税管辖区的使用限制，我们认为估值备抵是适当的，并且预计不会在未来十二个月内释放估值备抵，这将对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-29
自2021年以来，我们参加了美国国税局的一项名为Compliance Assurance Process（CAP）的自愿计划。CAP的目标是与IRS同时合作，实现联邦税收合规，并在提交纳税申报表之前解决所有或大部分问题。一般来说，我们在税务管辖区开展业务，这些管辖区为税务当局审查适用的税务申报提供了三至五年的诉讼时效期限。我们的纳税申报表正在接受各税务部门的例行审查。我们没有被告知任何先前没有提供应计费用的重大评估，我们将大力质疑任何重大评估。管理层认为，任何潜在的调整都不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。以下是我们未确认的税收优惠总额的对账，定义为截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度的纳税申报头寸与财务报表中确认的优惠之间差异的总税收影响。截至2024年12月31日和2023年12月31日，未确认的税收优惠总额中分别约有60万美元和280万美元与永久性项目有关，如果确认，这些项目将影响有效所得税率。这一数额与下表中列示的未确认税收优惠总额不同，原因是（1）如果在审计时不维持该职位，将可获得的递延税收资产，以及（2）在确认此处包含的州税收优惠时将发生的美国联邦所得税减少。20242023 1月1日余额6,148美元9,626美元因适用的诉讼时效失效而减少（5,396）（3,478）12月31日余额752美元6,148美元我们将不确定税务状况的利息和罚款记录为所得税准备金的组成部分。在2024年和2023年期间，我们确认了与不确定的税务状况相关的利息和罚款净收益不到10万美元。截至2024年12月31日和2023年12月31日，累计利息和罚款总额为20万美元。我们预计未确认的税收优惠金额将在未来12个月内发生变化；但预计该变化不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。注14 —退休福利计划固定福利计划：我们维持固定福利养老金计划，根据特定时期的服务年限和平均薪酬提供福利。在2023年之前，我们修改了合并计划，冻结了所有员工的养老金福利。我们还修订了补充退休福利计划（SERP），冻结所有养老金福利。我们所有符合条件的雇员，包括退休金福利被冻结的雇员，根据定额供款退休计划领取退休福利。在2023年期间，我们的董事会批准终止合并计划，作为终止过程的一部分，向参与者提供一次性分配。由于一次性分配，我们在随附的综合运营报表中确认了180万美元的其他净额非现金养老金结算费用。180万美元的费用是累计其他综合损失中记录的未确认净损失的按比例部分。截至12月31日止年度，设定受益计划会计所采用的假设如下：20242023养老金福利义务加权平均贴现率5.39%-5.49% 5.02%-5.04%净定期福利成本加权平均贴现率5.02%-5.04% 5.36%-5.40%净定期福利成本预期长期资产收益率5.00% 7.00%合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-30
下文列出的是截至12月31日止年度的固定福利计划的净定期养老金支出详情：20242023利息成本$ 1,360 $ 1,639计划资产预期回报率（1,641）（2,751）精算损失摊销27051先前服务成本摊销5858结算— 1,815净定期养老金支出$ 47 $ 812下文列出的是计划资产的其他变化详情截至12月31日止年度在其他综合损失中确认的福利义务：20242023本年度精算损失960美元2560美元精算损失摊销（270）（51）先前服务成本摊销（58）（58）结算——（1,815）在其他综合损失中确认的总额632美元636美元合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-31
下表列示了年内福利义务和计划资产的变动情况12月31日设定受益计划的资金到位情况：20242023年福利义务变动年初预计福利义务28,357美元31,722美元利息成本1,3601，639精算（收益）损失（427）2,261已付福利（2,610）（2,614）结算——（4,651）年末预计福利义务26,680美元28,357年末累计福利义务26,680美元28,357计划资产变动年初计划资产公允价值30,128美元34,485计划资产实际收益率2582,452雇主缴款475456已付福利（2,610）（2,614）结算— —（4,651）年末计划资产公允价值28,251美元30,128美元年末资金到位情况1,571美元1,771美元资产负债表中确认的金额包括：非流动资产5,624美元6,068美元流动负债（515）（510）非流动负债（3,538）（3,787）1,571美元1,771美元累计其他综合损失的组成部分包括：精算损失12,072美元11,379美元先前服务成本528586递延税款（2,869）（2,724）9,731美元9,241我们确认为福利（收入）成本的组成部分，截至计量日，任何未确认的精算净收益或损失超过预计福利义务或计划资产中较大者的10%，定义为走廊。走廊外的金额在退休人员医疗计划下预期受益的积极参与者的平均预期剩余服务或在养老金计划的非积极参与者的平均预期剩余寿命内摊销。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全部确认，这将触发加速确认。因计划变更而产生的前期服务成本也在AOCI中。我们的政策是在适用法规允许的范围内为我们的养老金计划供款。我们维持一个补充固定福利计划，直接从企业资金中向参与者支付每月福利。所有其他养老金福利付款均从养老金计划的资产中支付。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-32
预计将从养老金计划资产中支付的未来养老金福利付款为：2025年2,75020262，63120272,57520282，5142022,4352030-203410,860美元23,765设定受益计划资产的预期长期收益率反映了管理层对为提供预计福利义务中包含的福利而投资的资金的长期收益率的预期。在建立计划资产的预期长期收益率假设时，我们考虑了与这些计划的基础义务的长期性质相一致的一段时间内的历史收益率以及前瞻性收益率。用于确定我们的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。养老金计划的预期收益是基于计算出的养老金计划资产的市场相关价值。在这种方法下，实际收益与我们的预期收益不同而产生的资产损益在资产的市场相关价值中按三年比例确认。养老金计划维持投资政策，除其他外，建立具有个别资产类别百分比配置波段的投资组合资产配置方法。投资政策规定，当余额超过或低于适当的配置区间时，投资将在资产类别之间重新分配。以下为12月31日养老金计划资产的实际配置百分比和目标配置百分比：2024年实际配置2023年实际配置目标配置范围固定收益证券99.2% 99.1% 90.0%-100.0%货币市场基金0.8% 0.6% 0.0%-10.0%现金等价物——% 0.3% 0.0%资产配置反映了在合并计划终止前转入固定收益证券以缓解波动，目前预计将在2025年发生。固定福利养老金计划没有任何NACCO普通股的直接所有权。我们的养老金计划资产各主要类别的公允价值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日的价值：第1级20242023固定收益证券28,028美元29,866美元货币市场基金223181现金等价物— 81总计28,251美元30,128美元退休后医疗保健：我们还维持医疗保健计划，为符合条件的退休员工提供福利。我们所有的医疗保健计划都对我们分担的费用设置了上限。医疗保健计划有网络提供的好处，从而为我们节省了成本。这些计划没有资产。根据我们目前的政策，计划福利是在参与者到期时资助的。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-33
对退休后医疗保健计划进行会计处理所采用的假设如下，截至12月31日止年度：20242023福利义务的加权平均贴现率5.26% 4.98%净定期福利成本的加权平均贴现率4.98% 5.29%假设明年的医疗保健成本趋势率6.50% 6.25%-6.50%假设成本趋势率下降的比率（最终趋势率）4.75% 4.75%年费率达到最终趋势费率2033 2029-2033下文载列的是截至12月31日止年度退休后医疗保健计划的净定期福利费用详情：20242023服务成本$ 8 $ 7利息成本7577精算损失摊销7544先前服务信用的摊销（6）（50）净定期福利费用$ 152 $ 78下文载列的是在其他综合（收入）损失中确认的福利义务的其他变化详情截至12月31日止年度：20242023本年度精算（收益）损失$（49）$ 173精算损失摊销（75）（44）先前服务信贷摊销650在其他综合（收益）损失中确认的总额$（118）$ 179合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-34
以下列出年内福利义务的变动情况以及截至12月31日退休后医疗保健计划的资金状况：20242023年福利义务变动年初福利义务$ 1,579 $ 1,551服务成本87利息成本7577精算（收益）损失（49）173已付福利（195）（229）年末福利义务$ 1,418 $ 1,579年末资金状况$（1,418）$（1,579）资产负债表中确认的金额包括：流动负债$（169）$（183）非流动负债（1,249）（1,396）$（1,418）$（1,579）累计其他综合损失的组成部分包括：精算损失$ 416$ 542先前服务抵免额——（6）递延税款（95）（123）$ 321 $ 413预计支付的未来退休后医疗保健福利付款为：202517320261822027185202817420291662030-2034582 $ 1,462固定缴款计划：我们为几乎所有雇员维持固定缴款（401（k））计划，并根据计划规定提供雇主匹配缴款。该计划还规定了最低雇主供款。我们在2024年和2023年为这些计划提供的配套捐款分别为360万美元和360万美元。注15 —业务分部我们的经营分部为：（i）煤炭开采、（ii）NAMining及（iii）Minerals管理。我们通过首先确定我们的经营分部，然后评估这些分部的任何组成部分是否构成可获得离散财务信息的业务以及分部管理层定期审查该组成部分的经营业绩来确定我们的可报告分部。我们的总裁兼首席执行官，也就是CODM，利用营业利润（亏损）来评估分部业绩并分配资源。我们的主要经营决策者每月考虑实际、预算和预测的经营利润（亏损），以评估每个分部的表现，并就向每个分部分配资本和其他资源作出决策。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）以下的所有财务报表项目在本10-K表中以综合基础列报和讨论。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和油气披露除外）F-35
有关我们可报告分部的更多讨论，请参见附注1。目前所有业务都驻留在美国。报告分部的会计政策载于附注2。2024年和2023年，分别有三个客户和两个客户的合并营收占比超过10%。以下是归属于这些实体的收入占这些年度合并收入的百分比：合并收入分部的百分比20242023煤炭开采客户29% 40% NAMining客户24% 22% NAMining客户11% 7%以下表格提供分部财务信息以及分部业绩与综合业绩的对账截至12月31日止年度：20242023收入煤炭开采68,611美元85,415美元NAMining 119,60090，532 Minerals管理34,57932，985未分配项目17,7078，459消除（2,789）（2,597）总计237,708美元214,794美元销售成本煤炭开采79,375美元108,760美元NAMining 110,82183，719 Minerals管理5,2343，969未分配项目15,3236，252消除（2,801）（2,497）总计207,952美元200,203未合并业务的收益煤炭开采51,821美元44,633美元NAMining 5,0105，361 Minerals Management 647 —未分配项目（2）—总计57,476美元*煤炭开采$ 30,358 $ 92,630 NAMining 8,0178，826 Minerals管理1,0659，598未分配项目25,69923，668总计$ 65,139 $ 134,722*营业费用包括销售、一般和管理费用、无形资产摊销、资产出售（收益）损失和长期资产减值费用。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-36
20242023运营利润（亏损）煤炭开采$ 24,311 $（71,342）NAMining 5,7723，348 Minerals管理28,92719，418未分配项目（23,317）（21,461）消除12（100）总计$ 35,705 $（70,137）用于不动产、厂房和设备以及收购矿产权益的支出Coal Mining $ 8,292 $ 6,609 NAMining 30,55636，073 Minerals管理1,07938，881未分配项目15,492559总计$ 55,419 $ 82,122折旧，耗减和摊销煤炭开采$ 9,476 $ 17,569 NAMining 9,8118，172 Minerals管理4,2733，067未分配项目1,092579总计$ 24,652 $ 29,387按分部划分的资产信息未单独维护用于内部报告或用于评估业绩。注16 —未合并子公司我们在煤炭开采和NAMining部门中的每一个全资未合并子公司都符合VIE的定义。未合并附属公司的资本化主要由其各自客户提供或支持的债务融资，一般不向我们追索。尽管我们拥有100%的股权并管理未合并子公司的日常运营，但我们已确定，在没有客户额外支持的情况下，我们提供的股权资本不足以为正在进行的活动提供充足的资金或吸收任何预期损失。客户拥有控制性金融利益，并有权指挥对实体经济绩效影响最大的活动。因此，我们不是主要受益者，因此不合并这些实体的财务状况或经营业绩。关于这些实体的讨论见附注1。截至2024年12月31日和2023年12月31日，对未合并子公司和相关税务头寸的投资总额分别为1410万美元和1240万美元。我们与这些实体相关的损失风险仅限于我们的投资资本，2024年12月31日和2023年12月31日分别为550万美元和500万美元。NACCO Natural Resources是与Coyote Creek相关的某些担保的当事方。在Coyote Creek褐煤销售协议（LSA）违约或终止的某些情况下，NACCO Natural Resources将有义务向Coyote Creek的第三方贷方支付整笔款项。补足金额是基于剩余预定债务付款的贴现值超过本金的部分（如果有的话）。此外，如果Coyote Creek的LSA被Coyote Creek的客户终止，NACCO Natural Resources有义务以这些资产当时的账面净值购买Coyote Creek的拉线和机车车辆。迄今为止，自这些担保开始以来，没有要求NACCO Natural Resources支付任何款项。我们认为，NACCO Natural Resources根据担保被要求履行的可能性很小，并且没有记录与这些担保相关的金额。NACCO INDUSTRIES，INC.合并财务报表附注和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和油气披露除外）F-37
未合并子公司的财务信息摘要如下：20242023运营报表收入$ 542,643 $ 610,734毛利润$ 60,256 $ 63,646所得税前收入$ 56,831 $ 49,994净收入$ 49,284 $ 43,714资产负债表流动资产$ 145,655 $ 124,387非流动资产$ 816,430 $ 814,226流动负债$ 158,591 $ 161,606非流动负债$ 798,043 $ 772,003收入包括由未合并子公司的客户偿还的所有矿山运营成本以及每吨煤、供热装置（MMBTU）或交付的吨石灰石的补偿。报销成本具有抵消性费用，对所得税前收入没有影响。所得税前收入代表煤炭开采和NAMining部门内未合并业务的收益。我们在2024年和2023年分别从未合并子公司获得了4880万美元和4580万美元的股息。附注17 —补充石油和天然气披露（未经审计）Minerals管理分部的收入主要来自将我们的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矿业公司，授予他们勘探、开发、开采、生产、营销和销售天然气、石油和煤炭的权利，以换取基于承租人销售这些矿产的特许权使用费。作为特许权使用费和矿产权益的所有者，我们获得有关我们的特许权使用费和矿产权益的活动和运营的信息是有限的。我们没有一家在石油和天然气业务中拥有工作权益的公司可以获得的信息，因为特许权使用费和矿产权益的所有者通常无法获得详细信息。有关Minerals管理部分的更多讨论，请参见附注1、附注2和附注15。资本化石油和天然气成本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：20242023探明已开发16,720美元16,179美元探明未开发52,42851，971探明储量69,14868，150减：累计折旧、损耗和摊销6,0613，309石油和天然气资产的净特许权使用费权益63,087美元64,841美元石油和天然气储量总净探明储量定义为扣除所有特许权使用费、压倒一切的特许权使用费后的天然气和碳氢化合物液体储量给公司权益，以及在支付特定货币余额时生效的外部方拥有的复归权益。采用递减曲线分析，以足够的历史产量数据估算压枯油藏剩余储量，从而确定递减趋势。采用体积分析、类油藏研究或两者结合的方法，对非压耗驱动机制下的油藏和非生产储量进行了估算。已使用确定性和概率性方法估算了储量。所有储量估算均有合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-38
采用石油行业普遍接受的标准工程实践编制，并符合SEC制定和采用的准则。下表根据我们的独立石油工程公司Haas & Cobb Petroleum Consultants编制的储量报告，列出了我们截至12月31日的估计净探明石油和天然气储量。我们所有的储备都位于美国。截至2024年12月31日的净储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）探明已开发620,790443，65027,491，840探明未开发74,40030，280135,830合计695,190473，93027,627，670截至2023年12月31日的净储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）探明已开发656,370380，65023,596，110探明未开发9,0203，72026,420合计665,390384，37023,622，530（1）bbl。一个库存罐桶，或42美加仑液体体积。（2）McF。在合同规定的压力和温度基础上提供一千立方英尺的天然气。估计探明储量下表汇总了截至2024年12月31日止年度的探明储量变化：估计探明储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）剩余气（mCF）（2）2023年12月31日665,390384，37023,622，530购买14,0051，23329,268个延伸和发现236,49185，0877,040，710先前估计的修订（3）（105,479）63,441（498,627）产量（32,077）（15,687）（1,843，911）其他（83,140）（44,514）（722,300）2024年12月31日695,190473，93027,627，670估计探明未开发储量（PUD）下表汇总了变化2024年：估算探明未开发储量石油（bbl）（1）NGL（bbl）（1）残余气（mCF）（2）2023年12月31日9,0203，72026,420采购2,208385，237延伸和发现69,71627，902126,724转化（3,322）（1,914）（10,017）先前估计的修正（3）（3,222）534（12,534）2024年12月31日74,40030，280135,830（1）bbl。一个库存罐桶，或42美加仑液体体积。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-39
（2）McF。在合同规定的压力和温度基础上提供一千立方英尺的天然气。（3）前期预估修正包括因大宗商品价格变化、历史业绩和预计业绩等因素的技术性修正。作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们一般没有运营商开发计划获得批准的证据。因此，已探明的未开发储量估计仅限于那些公开申请钻探许可的相对较少的地点。截至2024年12月31日，PUD储量包括处于不同钻井或完井阶段的89口井。截至2024年12月31日，在我们的总探明储量中，被归类为PUD的不到1%。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期间当月第一天商品价格的12个月未加权平均数计算的期末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探明储量相关的适用价格应用于这些储量的年终数量。未来的生产和成本是根据当前成本得出的，假设现有的经济条件持续存在。联邦所得税费用在使用法定税率计算标准化计量时从未来生产收入中扣除。我们需要缴纳某些基于州的税收；然而，这些金额并不重要。这些预测不应被视为对未来现金流量的现实估计，标准化计量也不应被解释为对我们来说代表当前价值。对探明储量估计的重大修订可能会在未来发生；储量的开发和生产可能不会在假定的时期发生；实际实现的价格预计将与所使用的价格有很大差异；实际成本可能会有所不同。下表提供了基于截至12月31日折现现金流标准化计量的未来与探明油气储量相关的现金流量净额，2024年：毛额法定税率净额未来现金流入（3）119,534美元未来生产成本33,308未来所得税费用前净现金流86,22621% 68,11910%折现以反映现金流的时间（32,580）21%（25,739）折现现金流的标准化计量53,64621% 42,380美元下表提供了基于截至12月31日折现现金流标准化计量的与已探明油气储量相关的未来净现金流，2023年：毛额法定税率净额未来现金流入（3）122,286美元未来生产成本27,487未来所得税费用前净现金流94,79921% 74,891反映现金流时间的10%折扣（33,521）21%（26,481）贴现现金流的标准化计量61,27821% 48,410美元合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-40
下文总结了2024年期间折现未来净现金流标准化计量的主要变化来源：毛额20242023年1月1日$ 61,278 $ 116,526购买52211,312延长和发现18,42611，419先前估计的修订（3）（4）（20,713）（61,206）转换（5,867）（16,773）12月31日$ 53,646 $ 61,278（3）油气储量估算和披露要求储量估算和未来现金流以年内每月第一个日历日销售油气的平均市场价格为基础。Cushing，OK在2024年和2023年期间出售的WTI原油基准价分别为75.48美元和78.22美元/桶。2024年和2023年在Henry Hub交付的天然气基准价格分别为每百万英热单位2.13美元和2.64美元。实际的未来价格和成本很可能与计算报告金额时使用的历史价格和成本有很大不同。对报告数量的任何分析或评估都应具体承认所使用的计算方法及其固有的局限性。（4）前期预估修正包括因大宗商品价格变化、历史和预计业绩等因素的技术性修正。合并财务报表附注NACCO INDUSTRIES，INC。和子公司（以千为单位的表格金额，每股、百分比数据和石油和天然气披露除外）F-41
附表二— NACCO INDUSTRIES，INC.的估值和合格账户及附属公司截至2024年12月31日和2023年的年度增加说明期初计入成本和计入其他账户的费用的余额—说明扣除项—说明期末余额（a）（单位：千）2024年从资产账户中扣除的准备金：递延税项估价免税额$ 11,783 $（111）$ — $ — $ 11,6722023年从资产账户中扣除的准备金：递延税项估价免税额$ 11,809 $（26）$ — $ — $ 11,783（a）未要求列报和不重要的余额已被省略。F-42
附件 NACCO INDUSTRIES，INC.的21家子公司以下是截至向美国证券交易委员会提交10-K表格年度报告之日活跃的子公司名单，本表格作为该表格的附件。除另有说明外，所有这些附属公司均为直接或间接全资拥有。Name Incorporation Bellaire Corporation Ohio C & H Mining Company，Inc. Alabama Caddo Creek Redevelopment，LLC Delaware Caddo Creek Resources Company，LLC Nevada Catapult Mineral Partners，LLC Nevada Centennial Natural Resources，LLC Nevada CoalRidge Properties，LLC Nevada the Coteau Properties Company Ohio Coyote Creek Mining Company，L.L.C. Nevada Crossbow Energy Partners，LLC Nevada Demery Resources Company，L.L.C. Nevada the Falkirk Mining Company Ohio GRENAC，LLC Delaware（50%）HS Solar I，LLC Delaware HS Solar II，LLC Delaware HS Solar III，LLC Delaw有限责任公司Nevada Marshall Mine LLC Delaware Mississippi Lignite Mining Company Texas Mitigate Alabama，LLC Nevada Mitigate Georgia，LLC Nevada Mitigate Florida，LLC Nevada Mitigate Pennsylvania，LLC Nevada Mitigate Tennessee，LLC Nevada Mitigate Texas，LLC Nevada Mitigation Resources of North America，LLC Nevada Mitres Services，LLC Nevada NACCO Energy Properties，LLC Nevada NACCO Natural Resources Corporation Delaware NAM-AGL，LLC Nevada NAM-CMX，LLC Nevada NAM-Corkscrew，LLC Nevada NAM-CSA，LLC Nevada NAM-IND，LLC Nevada NAMLLC Nevada NAM-Newberry，LLC Nevada NAM-PBA，LLC Nevada NAM-Perry，LLC Nevada NAM-QueenField，LLC Nevada NAM-Rosser，LLC Nevada NAM-SDI，LLC Nevada NAM-WFA，LLC Nevada NAM-WRQ，LLC Nevada NAM-7D，LLC Nevada NoDak Energy Investments Corporation Nevada North American Coal Corporation India Private Limited India North American Coal，LLC Nevada North American Mining，LLC Nevada North American Coal Royalty Company Delaware Otter Creek Mining Company，LLC Nevada Powhatan Development LLC Delaware（50%）Red Hills Property Company，L.L.C. Missississ
Name Incorporation ReGen HS Solar，LLC Delaware ReGen Resources，LLC Delaware ReGen SR Solar，LLC Delaware RRP I，LLC Delaware The Sabine Mining Company Nevada Sawtooth Mining，LLC Nevada SR Solar I，LLC Delaware SR Solar II，LLC Delaware SR Solar III，LLC Delaware SR Solar IV，LLC Delaware SR Solar V，LLC Delaware SR Solar VI，LLC Delaware SR Solar VII，LLC Delaware Strata Equipment Solutions，LLC Nevada Texas Mitigate Solutions，LLC Delaware（20%）Trident Technology Services Group，LLC Nevada Trifecta Red Hills I，LLC DelawLLC特拉华州TRU 美国能源服务，LLC Nevada Reed Minerals，Inc. Alabama Yockanookany Mitigation Resources，LLC Nevada
附件 31（i）（1）认证I，J.C. Butler，Jr.证明：1。我已审阅了这份关于纳科工业公司10-K表格的年度报告；2。据我所知，本报告不包含任何对重大事实的不真实陈述或遗漏陈述作出所作陈述所必需的重大事实，鉴于作出此类陈述的情况，对本报告所涵盖的期间没有误导；3。根据我所知，本报告所载的财务报表和其他财务信息，在所有重大方面公允地反映了截至本报告所述期间和期间的财务状况、经营成果和登记人的现金流量；4。注册人的其他核证人和我负责为注册人建立和维护披露控制和程序（定义见《交易法规则》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）以及财务报告内部控制（定义见《交易法规则》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条），并已：a）设计了此类披露控制和程序，或导致此类披露控制和程序在我们的监督下设计，以确保与注册人有关的重要信息，包括其合并子公司，由这些实体内的其他人告知我们，特别是在本报告编写期间；b）设计了此类财务报告内部控制，或使此类财务报告内部控制在我们的监督下设计，以就财务报告的可靠性和根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证；c）评估了注册人披露控制和程序的有效性，并在本报告中提出了我们关于披露控制和程序有效性的结论，截至本报告所述期间结束时基于此种评估；以及d）在本报告中披露在注册人最近一个财政季度（如为年度报告，则为注册人的第四个财政季度）期间发生的对注册人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任何变更；以及5。根据我们最近对财务报告内部控制的评估，注册人的其他认证人员和我已向注册人的审计师和注册人董事会的审计委员会（或履行同等职能的人员）披露：a）财务报告内部控制的设计或操作中的所有重大缺陷和重大缺陷，这些缺陷和缺陷合理地可能会对注册人记录、处理、汇总和报告财务信息的能力产生不利影响；b）任何欺诈行为，无论是否重大，涉及管理层或其他在注册人财务报告内部控制中具有重要作用的员工。日期：2025年3月5日/s/J.C. Butler，JR. J.C. Butler，JR.总裁兼首席执行官（首席执行官）
附件 31（i）（2）认证I，Elizabeth I. Loveman，证明：1。我已审阅了这份关于纳科工业公司10-K表格的年度报告；2。据我所知，本报告不包含任何对重大事实的不真实陈述或遗漏陈述作出所作陈述所必需的重大事实，鉴于作出此类陈述的情况，对本报告所涵盖的期间没有误导；3。根据我所知，本报告所载的财务报表和其他财务信息，在所有重大方面公允地反映了截至本报告所述期间和期间的财务状况、经营成果和登记人的现金流量；4。注册人的其他核证人和我负责为注册人建立和维护披露控制和程序（定义见《交易法规则》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）以及财务报告内部控制（定义见《交易法规则》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条），并已：a）设计了此类披露控制和程序，或导致此类披露控制和程序在我们的监督下设计，以确保与注册人有关的重要信息，包括其合并子公司，由这些实体内的其他人告知我们，特别是在本报告编写期间；b）设计了此类财务报告内部控制，或使此类财务报告内部控制在我们的监督下设计，以就财务报告的可靠性和根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证；c）评估了注册人披露控制和程序的有效性，并在本报告中提出了我们关于披露控制和程序有效性的结论，截至本报告所述期间结束时基于此种评估；以及d）在本报告中披露在注册人最近一个财政季度（如为年度报告，则为注册人的第四个财政季度）期间发生的对注册人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任何变更；以及5。根据我们最近对财务报告内部控制的评估，注册人的其他认证人员和我已向注册人的审计师和注册人董事会的审计委员会（或履行同等职能的人员）披露：a）财务报告内部控制的设计或操作中的所有重大缺陷和重大缺陷，这些缺陷和缺陷合理地可能会对注册人记录、处理、汇总和报告财务信息的能力产生不利影响；b）任何欺诈行为，无论是否重大，涉及管理层或其他在注册人财务报告内部控制中具有重要作用的员工。日期：2025年3月5日/s/Elizabeth I. LovemanTERM0Elizabeth I. Loveman高级副总裁兼财务总监（首席财务官）
根据2002年《萨尔班斯-奥克斯利法案》第906条通过的关于纳科工业Industries，Inc.（“公司”）截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“报告”）的第18 U.S.C.第1350条的附件 32项认证，该认证于本协议签署之日提交给美国证券交易委员会（“报告”），公司以下签名的每一位高级管理人员根据18 U.S.C. § 1350，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过，证明，据该高级职员所知：（1）报告完全符合《1934年证券交易法》第13（a）或15（d）节的要求；（2）报告所载信息在所有重大方面公允地反映了公司截至报告所述日期和期间的财务状况和经营业绩。日期：2025年3月5日/s/J.C. Butler，Jr. J.C. Butler，Jr.总裁兼首席执行官（首席执行官）日期：2025年3月5日/s/Elizabeth I. LovemanElizabeth I. Loveman高级副总裁兼财务总监（首席财务官）
附件 95矿山安全披露丨纳科工业，Inc.（“公司”）认为，北美煤炭公司及其附属矿业公司（统称“NACoal”）在安全方面处于行业领先地位。NACoal制定了健康和安全计划，其中包括广泛的员工培训、事故预防、工作场所检查、应急响应、事故调查、监管合规和计划审计。NACoal项目的目标是消除工作场所事故，遵守所有与采矿相关的法规，并为监管机构和行业改善矿山安全提供支持。根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》，煤炭或其他矿山的每个运营商都必须在其提交给美国证券交易委员会的定期报告中包含某些矿山安全结果。NACoal矿山的运营受联邦矿山安全和健康管理局（“MSHA”）根据1977年《联邦矿山安全和健康法》（“矿山法”）的监管。MSHA定期检查NACoal的矿山，并在其认为根据《矿产法》发生了违规行为时发布各种引证和命令。公司在下文提供了有关NACoal截至2024年12月31日止年度采矿业务的某些采矿安全和健康事项的信息。在评估这些信息时，应考虑以下因素：（i）引文和命令的数量将因矿山的大小而异，（ii）发出的引文数量将因检查员和矿山而异，以及（iii）引文和命令可以提出异议和上诉，并且在此过程中，通常会降低严重性和数量，有时会被撤销。截至2024年12月31日止年度，公司目前的采矿业务和已关闭的矿山均未：（i）因涉嫌未能在引文规定的期限内完全减轻《矿业法》第104（a）条引文的标的而被评估任何《矿业法》第104（b）条的命令；（ii）因未能在规定的时间内纠正《矿业法》第104（a）条引文的标的而被评估任何《矿业法》第110（b）（2）条的处罚，该失败被视为公然（即，鲁莽或一再未能作出合理努力，消除实质上和直接造成、或合理地可以预期会造成死亡或严重身体伤害的已知违规行为）；（iii）收到任何《地雷法》第107（a）条关于立即驱逐矿工的迫在眉睫的危险命令；或（iv）根据《地雷法》第104（e）条收到任何MSHA书面通知，表明违反强制性健康或安全标准的模式或有可能出现这种模式。此外，截至2024年12月31日止年度，公司的运营或已关闭的矿山没有发生与采矿相关的死亡事故。
下表列出了具体引用和命令的总数、MSHA发布的拟议民事处罚评估的总美元价值、截至2024年12月31日止年度在联邦矿山安全和健康审查委员会（“FMSHRC”）发起和解决的法律诉讼总数，以及根据《地雷法》截至2024年12月31日在FMSHRC面前待决的法律诉讼总数，按NACoal的单个矿山：矿山或采石场的名称（1）《矿业法》第104条重要和实质性引用（2）《矿业法》第104（d）条引用拟议的MSHA评估的美元总价值截至2024年12月31日止年度在FMSHRC之前发起的法律诉讼数量（3）截至2024年12月31日止年度在FMSHRC之前解决的法律诉讼数量截至12月31日在FMSHRC之前未决的法律诉讼数量，2024（3）Coteau（Freedom矿）1 — 1,792美元———— Falkirk（Falkirk矿）1 — 2,827 ———— Sabine（South Hallsville No. 1矿）—— 873 ———— Demery（Five Forks矿）—————— Caddo Creek（Marshall矿）—————— Coyote Creek（Coyote Creek矿）—————— MLMC（Red Hills矿）——————北美采矿作业：—————— Alico采石场—————— Centre Hill采石场——————FEC采石场———————— Inglis采石场—————— Krome采石场—— 239 ———— SCL采石场—————— St. Catherine采石场1 — 549 ———— Seven Diamonds采石场———————— Central State Aggregates采石场—————— Johnson County Quarry —————— Little River Quarry —————— Mid Coast Aggregates Quarry —————— Newberry Quarry —————— County Line Quarry———————— Palm Beach Aggregates采石场———————— Perry采石场—————— Queenfield Mine —— 1,358 ———— Rosser采石场—— 239 ———— SDI Aggregates采石场—————— West Florida Aggregates采石场———————— Titan Corkscrew采石场—————— White Rock Quarry-North 1 — 1,970 1 — 1 Ash Grove —— 1,253 ———— Sawtooth —— 147 ————总计4 — 11,247美元1 — 1（1）Bellaire、Centennial、Liberty和Camino Real的已关闭矿山不包括在上表中，也没有收到任何指明的引用。（2）《地雷法》第104（a）条的重大和实质性引用是指在存在合理可能性的情况下，该危险促成或将导致具有合理严重性质的伤害或疾病的情况下，涉嫌违反采矿安全标准或法规。（三）已发起和待决的法律诉讼为收到的引证之争和拟处罚之争。
（本页故意留空）
J.C. Butler，Jr.总裁兼首席执行官，纳科工业公司和NACCO自然资源公司John S. Dalrymple，III北达科他州前州长Hamilton Beach Brands Holding CompanyTERMMatthew M. Rankin Matthew M. Rankin总裁兼Carlisle Residential Properties Roger F. Rankin Self-employed（personal investment）Carroll L. Dewing NACCO Natural Resources Corporation高级副总裁兼首席法律顾问兼秘书John D. Neumann高级副总裁、总法律顾问兼秘书J. Patrick Sullivan, Jr.首席财务官，NACCO Natural Resources Corporation Elizabeth I. Loveman高级副总裁兼财务总监纳科工业，Inc. Thomas A. Maxwell高级副总裁、财务和财务主管纳科工业，Inc.财务和财务副总裁Christopher D. Friez北美缓解资源副总裁、土地副总裁、副总法律顾问兼助理秘书Sarah E. Fry副总裁、副总法律顾问兼助理秘书丨Matthew J. Dilluvio Matthew J. Dilluvio副总法律顾问兼助理秘书Eric A. Dale NACCO Natural Resources Corporation副总裁、财务规划和分析及财务主管Andrew B. Hart NACCO Natural Resources Corporation副总裁、财务总监Eric S. Anderson总裁，北美缓解资源公司Philip N. Berry北美矿业总裁Stephen H. Clevett ReGenResources，LLC总裁Brian M. Larson Catapult Mineral Partners董事领导
公司信息表格10-K公司向美国证券交易委员会提交的表格10-K的附加副本可通过纳科工业的网站（nacco.com）免费获取，或通过向投资者关系部索取投资者关系联系人投资者问题可发送至：Investor Relations 丨纳科工业 22901 Millcreek Blvd.，Suite 600 Cleveland，Ohio 44122或通过公司网站发送。访问我们的观看我们的网站视频纳科工业：nacco.com NACCO Natural Resources：nacco.com North American Coal：nacoal.com North American Mining：namining.com Mitigation Resources of North America：mitigate.pro Catapult Mineral Partners：catapultmp.com The annual meeting of TERM0，Inc. stockholders will be held on May 14,2025，at 9：00 a.m. ET located at：9621 Parkside Drive Knoxville，Tennessee 37922 Stock Exchange Listing New York Stock Exchange Symbol：NC Stock Transfer Agent and Registrar Stockholder Correspondence：Computershare Investor Services P。MA 02021（800）622-6757（美国、加拿大和波多黎各）（781）575-2879（国际）法律顾问McDermott Will & Emery LLP 444 West Lake Street Chicago，Illinois 60606独立注册公共会计师事务所Ernst & Young LLP 1001 Lakeside Ave.，Suite 1800 Cleveland，Ohio 44147®®®
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