财务数据关键指标变化 - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物为177.2万美元，总资产为177.2万美元，总负债为42.9万美元，信托本金为134.3万美元[8] - 2021年第三季度，公司特许权使用费收入为327.2万美元，现金收益为217.1万美元，现金分配为52.1万美元，每股现金分配为0.0244美元[11] - 2021年前九个月，公司特许权使用费收入为327.2万美元，现金收益为209.5万美元，现金分配为52.1万美元，每股现金分配为0.0244美元[11] - 2021年7月和10月，公司分别收到6月30日和9月30日季度的特许权使用费付款320.3261万美元和614.5027万美元[19] - 2021年10月信托收到HNS现金分配614.5027万美元，扣除管理费用和增加现金储备后，向单位持有人分配148.582万美元[30] - 2021年1 - 9月WTI价格从47.62美元涨至75.45美元，6月30日和9月30日季度特许权使用费分别为320.3261万美元和614.5027万美元[35] - 2021年第三季度平均每日收盘WTI价格高于“盈亏平衡”价格，特许权权益季度付款614.5027万美元，10月将现金储备增至600万美元[36] - 2021年第三季度每桶特许权使用费计算：平均WTI价格70.64美元，平均调整后可收费成本61.61美元，平均生产税2.49美元，平均每桶特许权使用费6.54美元，平均净产量6.23万桶/日[37] - 2021年7月公司收到截至6月30日季度付款3,203,262美元，扣除费用后向现金储备增加1,581,381美元，向单位持有人分配521,470美元[47] - 2021年第三季度平均每日WTI收盘价高于“盈亏平衡”价格，公司收到特许权权益付款6,145,027美元，扣除费用后向现金储备增加4,229,890美元，向单位持有人分配1,485,820美元[48] - 截至2021年9月30日，现金储备存入4,229,890美元后余额为600万美元，公司预计保留未来收入维持储备在该水平[50] - 2021年信托获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格预计为60.72美元/桶，2022年为66.46美元/桶[61] - 2021年第一季度WTI原油现货收盘价在47.62 - 66.09美元/桶波动，信托未收到特许权收入[61] - 2021年第二季度WTI原油现货收盘价在58.65 - 74.05美元/桶波动，高于“盈亏平衡”水平[62] - 2021年第三季度WTI原油现货收盘价在62.32 - 75.45美元/桶波动，平均高于“盈亏平衡”水平[62] - 美国能源信息署预测2021年第四季度和2022年第一季度WTI价格分别约为78.32美元/桶和74.76美元/桶[63] - 2021年第二季度平均WTI价格较2020年同期增长132.4%，调整后可收费成本增长15.9%，生产税增长181.7%，平均净产量下降2.5%[68] - 2021年第三季度信托特许权收入为3272美元，现金收益为2171美元，现金分配为521美元，行政费用为1100美元[71] - 2021年9月30日行政费用应计负债为42.9万美元，较2020年同期增加18.9万美元[71] - 信托本金增加主要是由于2021年第三季度收到特许权收入[71] - 2021年上半年平均WTI价格为55.45美元，较2020年增加12.12美元，增幅28.0%[73] - 2021年上半年调整后应计成本为57.63美元，较2020年增加6.92美元，增幅13.6%[73] - 2021年上半年平均生产税为1.89美元，较2020年增加0.45美元，增幅31.3%[73] - 2021年上半年每桶特许权使用费（已支付）为3.09美元，较2020年减少4.93美元，降幅61.5%[73] - 2021年上半年平均净产量为73.4千桶/日，较2020年减少2.3千桶/日，降幅3.0%[73] - 2021年前三季度特许权使用费收入为3272千美元，较2020年减少5998千美元，降幅64.7%[76] - 2021年前三季度现金收益为2095千美元，较2020年减少5956千美元，降幅74.0%[76] - 2021年前三季度现金分配为521千美元，较2020年减少8557千美元，降幅94.3%[76] - 2021年前三季度行政费用（已支付）为1175千美元，较2020年减少55千美元，降幅4.5%[76] 现金储备相关决策 - 2018年12月，公司决定将现金储备从100万美元逐步增加到127万美元，自2019年4月起，每季度扣留3.375万美元或可分配资金的0.17%[18] - 受托人决定将现金储备进一步增加至约600万美元，并于2021年10月转移422.998万美元至储备金[19] - 公司确定从特许权权益收入中扣留必要金额维持现金储备在600万美元左右，若特许权付款时间线重置可能重新评估储备[51] - 公司打算保留现金储备计划直至信托终止，储备现金将按协议投资，多余部分最终分配给单位持有人[52][53] - 2018年12月公司宣布将现金储备从100万美元逐步增加至127万美元，自2019年4月起每季度扣留33,750美元或可分配资金的0.17%以增加储备[44] 业务收购情况 - 2019年8月BP同意以56亿美元出售BP阿拉斯加及其在阿拉斯加的其他资产和业务给Hilcorp，2020年6月30日完成上游业务收购，12月18日完成中游业务收购[32] 信托终止情况 - 2020年特许权权益净收入低于100万美元，原预计信托最早2022年终止，2021年净收入超100万美元，最早终止日期重置为2023年或2024年[34][35] 财务报表编制方式 - 信托财务报表按修正现金制编制，收入在收到时记录，费用按权责发生制记录[22] 税收政策变化 - 2013年阿拉斯加石油税改革法案将基础税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免，2014年1月1日生效[26] 特许权使用费调整情况 - 2021年和2020年特许权使用费支付有调整，2021年7月计算的特许权使用费为327.2万美元，调整后实付320.3万美元；2020年1月计算为932.1万美元，调整后实付933.7万美元[28][29] 索赔情况 - 2020年12月18日，受托人向HNS提出赔偿和费用报销要求，金额为53.7835万美元，HNS于12月28日支付[19] - 2020年12月公司向HNS索赔537,835美元用于支付行政费用，无法保证HNS会进行进一步赔偿[54] - 2020年四个季度及2021年第一季度公司未从特许权权益获得收入，2020年12月现金储备不足以支付费用，向HNS索赔537,835美元[46] 贷款及资产处置探索情况 - 公司正在探索获得贷款、出售部分或全部信托资产以及终止信托等选项，但尚未成功获得贷款[21] - 2020年12月公司现金短缺，开始探索获取贷款、出售资产等选项，目前因现金储备达标不再需要贷款[55] 特许权权益相关定义 - 公司特许权权益代表有权按每桶特许权使用费16.4246%的比例，收取阿拉斯加北坡普拉德霍湾油田的石油和凝析油生产收益[16] - 信托的“特许权生产”为季度内每日实际平均净产油量和凝析油的前9万桶的16.4246%[60] 疫情影响情况 - 受新冠疫情影响，2020年四个季度和2021年第一季度，公司未收到特许权使用费付款，现金储备不足以支付管理费用[19] 油价影响情况 - 油价相对温和变化会显著影响公司收入和运营结果，原油价格受供需、市场和政治情况影响[56] 特许权权益账面价值变化 - 1989年2月信托持有的特许权权益初始账面价值为5.35亿美元，截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值减至零[24] 财务报告内部控制情况 - 受托人认为截至2021年9月30日，公司财务报告内部控制有效[80]

财务数据关键指标变化 - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物分别为19.1万美元和26.6万美元，总资产、负债和信托本金分别为19.1万美元和26.6万美元[7] - 2021年6月30日和2020年12月31日，应计费用分别为110万美元和13.9万美元，特许权使用费存款负债分别为6.9万美元和6.8万美元，总负债分别为116.9万美元和20.7万美元[7] - 2021年6月30日和2020年12月31日，信托本金（赤字）分别为 - 97.8万美元和5.9万美元，已发行和流通的受益权益单位均为2140万个[7] - 2021年和2020年第二季度，特许权使用费收入分别为0和 - 6.7万美元，2021年和2020年上半年分别为0和927万美元；现金收益（损失）分别为0和 - 75.2万美元，2021年和2020年上半年分别为 - 7.6万美元和833.9万美元[10] - 2020年第二季度和上半年现金分配均为0，2020年上半年现金分配为907.8万美元，每股现金分配为0.4242美元[10] - 2021年和2020年第二季度、2021年和2020年上半年，信托期初本金分别为 - 59.1万美元、47.5万美元、5.9万美元和89.8万美元，期末本金分别为 - 97.8万美元、12.4万美元、 - 97.8万美元和12.4万美元[13] - 2020年公司未收到特许权使用费，12月现金储备不足支付管理费用，向HNS索赔53.7835万美元获偿[17] - 2021年7月公司收到320.3262万美元特许权使用费，扣除费用后向现金储备增加158.1381万美元，向单位持有人分配52.147万美元，受托人预计将现金储备增至约600万美元[17] - 2020年1月公司收到特许权付款9321000美元，调整金额为16000美元，总收款9337000美元[27] - 2021年7月公司收到现金分配3203261美元，扣除行政费用和增加现金储备后，向单位持有人分配521470美元[28] - 2021年1月1日预计公司2021年获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为60.72美元/桶，2022年为66.46美元/桶，且此后预计继续增加[60] - 2021年第一季度截至3月31日，WTI原油现货收盘价在1月4日低至47.62美元/桶，3月5、6、7日高至66.09美元/桶，该季度公司未收到特许权使用费收入[60] - 2021年第二季度WTI价格上涨，2021年4月5日至6月27日，WTI原油现货收盘价在每桶58.65美元至74.05美元之间波动，美国能源信息署预测2021年第三、四季度WTI均价分别约为每桶70.86美元和67.79美元[61] - 2021年1月和4月，基于2020年12月31日和2021年3月31日季度数据，平均WTI价格分别为每桶42.66美元和57.82美元，平均净产量分别为74.8万桶/日和74.7万桶/日，平均每桶特许权使用费均为0美元[65] - 2021年第一季度平均WTI价格较2020年第一季度增长24.7%，调整后可收费成本增长12.2%，平均生产税增长29.2%，平均净产量下降3.5% [67] - 2021年第二季度与2020年同期相比，特许权使用费收入为0美元，减少100%；现金收益为0美元，增加100%；现金分配为0美元，无变化；行政费用支付为0美元，减少100% [69] - 2021年6月30日行政费用应计负债为110万美元，较2020年6月30日增加81.2万美元[69] - 2021年前六个月与2020年同期相比，平均WTI价格下降1.2%，调整后可收费成本增长15.8%，平均生产税下降4.0%，平均每桶特许权使用费下降100%，平均净产量下降3.1% [71] - 2021年前六个月与2020年同期相比，特许权使用费收入为0美元，减少100%；现金收益为 - 76美元，减少100.9%；现金分配为0美元，减少100%；行政费用支付为75美元，减少92.0% [74] - 2021年第一季度平均WTI价格低于盈亏平衡点，信托在2021年4月未获得收入[67] - 平均净产量下降是由于普拉德霍湾油田产量自然下降以及计划和非计划停机影响的差异[68][72] - 截至2021年6月30日，现金储备存入1581381美元后余额为1769997美元，公司预计将现金储备进一步增加至约600万美元[48] 业务线数据关键指标变化 - 公司特许权权益为每桶16.4246%的特许权使用费，基于特定产量条件计算[15] - 日历季度每日“特许权产量”为分配给公司的已探明储量该季度石油和凝析油实际平均每日净产量前90000桶的16.4246% [59] - 2018、2019、2020年及2021年第一、二季度，分配给公司的已探明储量石油和凝析油年平均净产量低于90000桶/天，HNS预计未来也将如此[59] - 特许权收入通常在相关特许权生产发生的日历季度结束后的季度记录日（通常为每月15日）收到，公司尽可能在收到季度收入的每个季度记录日支付所有应计行政费用[56] - 每桶特许权使用费为当日WTI价格减去（i）可收费成本乘以成本调整因子与（ii）生产税之和[57] - 若1989年工作权益平均净产量低于9万桶/日，HNS对实际特许权使用费产量数据的计算可能会修正先前估计，还可能调整季度特许权使用费支付[62] 公司历史及政策相关 - 1989年2月信托持有的特许权权益初始账面价值为5.35亿美元，截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值减至零[21] - 2013年阿拉斯加石油税改革法案将基础税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免，2014年1月1日生效[23] - 2019年8月27日BP宣布以56亿美元出售BP阿拉斯加及其在阿拉斯加的其他资产和业务给Hilcorp[31] - 2019年4月起，受托人开始每季度扣留至少3.375万美元或可分配资金的0.17%以增加现金储备，目标从100万美元增至127万美元[17] - 2018年12月公司宣布将现金储备从100万美元逐步增加至127万美元，自2019年4月起每季度扣留33750美元或可分配资金的0.17%中的较大值来增加储备[43][45] 信托终止相关 - 信托通常在特许权权益连续两年的净收入每年低于100万美元时终止，2020年特许权权益净收入低于100万美元，原可能最早在2022年终止[33] - 2020年SEC定义的12个月WTI平均价格为每桶39.57美元，HNS此前估计2021年不会有特许权付款给信托[33] - 2021年1月4日至6月30日，WTI价格从每桶47.62美元波动至74.05美元，2021年第二季度有3203262美元特许权付款[34] - 因2021年特许权权益净收入超过100万美元，信托最早终止日期重置为2023年或2024年[34] - 信托受托人可能继续探索终止信托的所有选择，包括寻求单位持有人同意提前终止[37] 信托财务报告内部控制相关 - 纽约银行梅隆信托公司负责建立和维护信托财务报告内部控制[76] - 信托财务报告内部控制旨在为财务报告可靠性和报表编制提供合理保证[76] - 基于COSO标准评估，截至2021年6月30日信托财务报告内部控制有效[79] - 上一财季信托财务报告内部控制无重大影响的变化[80] 其他情况说明 - 信托禁止进行借款交易，仅在必要时借款支付无法用现金支付的负债[75] - 信托定期持有短期投资，无重大利率风险，不涉及外币交易和衍生品投资，无境外业务和长期债务工具[75] - 无法律诉讼[82] - 风险因素与2020年12月31日年度报告披露无变化[83] - 无未注册股权证券销售及收益使用情况[84] - 无高级证券违约情况[85] - 受疫情影响，2020年四个季度及2021年第一季度公司未收到特许权使用费，自2020年1月起无法向现金储备账户增加资金，2020年12月现金储备不足以支付费用，向HNS索赔537835美元[46] - 2021年7月公司收到截至6月30日季度付款3203262美元，扣除费用1100410美元后，向现金储备增加1581381美元，向单位持有人分配521470美元[47]

财务数据关键指标变化 - 截至2021年3月31日，现金及现金等价物为19.1万美元，较2020年12月31日的26.6万美元有所下降；总资产为19.1万美元，较2020年12月31日的26.6万美元有所下降[6] - 截至2021年3月31日，应计费用为71.3万美元，较2020年12月31日的13.9万美元大幅增加；总负债为78.2万美元，较2020年12月31日的20.7万美元大幅增加[6] - 2021年第一季度，特许权使用费收入为0，而2020年同期为933.7万美元；现金收益（亏损）为 - 7.6万美元，而2020年同期为909.1万美元[9] - 2021年第一季度无现金分配，而2020年同期现金分配为907.8万美元，每股现金分配为0.4242美元[9] - 2021年第一季度末信托资产净值（赤字）为 - 591万美元，而2020年同期为47.5万美元；期初信托资产净值为59万美元，而2020年同期为898万美元[12] - 2021年第一季度特许权收入为0，较2020年第一季度减少100%；现金收益（亏损）为 - 76美元，较2020年第一季度减少100.84%；现金分配为0，较2020年第一季度减少100%[58] - 2021年第一季度行政费用支付为75美元，较2020年第一季度减少70.36%，但应计行政费用为71.3万美元，较上一年季度增加57.4万美元[58][59] 特许权业务数据关键指标变化 - 信托拥有的特许权权益在1989年2月成立时账面价值为5.35亿美元，截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值降至零[20] - 由于COVID - 19大流行导致油价下跌，信托在2020年四个季度和2021年第一季度未收到特许权使用费支付[17] - 2020年信托收到的部分特许权使用费付款被调整，2020年1月收到特许权使用费933.7万美元，其中调整金额为1.6万美元[26][27] - 2019年第四季度特许权使用费多支付6854.1万美元，将在未来季度收回[27] - 2021年4月信托未收到截至3月31日季度的特许权使用费[28] 信托运营相关情况 - 信托需WTI油价达到每桶60.72美元才能获得正的每桶特许权使用费，否则运营将继续受到不利影响[17] - 2020年12月18日，受托人因信托资产不足以支付当前费用向HNS提出赔偿和费用报销要求，金额为537,835美元，HNS于12月28日支付[17] - 信托若连续两年特许权权益净收入低于每年100万美元，预计将终止运营[15][17] - 自2019年4月起，受托人每季度扣留3.375万美元或可分配资金的0.17%以增加现金储备[37] - 2020年因新冠疫情和油价下跌，信托未收到四个季度的特许权使用费，2021年第一季度也未收到[39] - 2020年12月受托人向HNS索赔53.7835万美元行政费用，HNS于12月28日支付[40] - 2021年3月31日现金储备账户现金余额为19.1万美元，信托正探索解决运营资金短缺的方案[41] - 受托人预计保留2021财年或后续期间的特许权使用费，以支付至少127万美元的未来行政费用[43] - 若2021年及以后无额外特许权收入或替代资金，公司持续经营能力存疑，特许权净收入连续两年低于100万美元/年时信托预计终止[45] 油价相关情况 - 2020年和2021年第一季度WTI价格低于公司获得每桶特许权使用费的水平，2021年剩余时间能否获得分配取决于WTI价格[49] - 2021年1月1日，公司获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为60.72美元/桶，2021年第一季度至5月7日，WTI原油现货收盘价在47.62 - 66.09美元/桶波动，5月7日收盘价为64.90美元/桶[50] - 2020年第四季度平均WTI价格为42.66美元/桶，较2019年第四季度的57.02美元/桶下降25.2%[56] 2020年第四季度业务指标对比 - 2020年第四季度调整后可收费成本为53.10美元，较2019年第四季度的47.04美元增加12.9%[56] - 2020年第四季度平均每桶特许权使用费为 - 11.84美元，较2019年第四季度的8.02美元下降247.6%[56] - 2020年第四季度平均净产量为74.8千桶/日，较2019年第四季度的77.0千桶/日下降2.9%[56] 公司内部控制情况 - 截至2021年3月31日，公司财务报告内部控制有效，上一财季内部控制无重大变化[63][64] 公司基本信息 - 登记人是一家信托公司，无管理人员或履行类似职能的人员[76] 文件日期信息 - 文件日期为2021年5月10日[76] 行业政策及资产交易情况 - 2013年阿拉斯加石油税改革法案将基础税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免，2014年1月1日生效[23] - 2019年8月BP宣布以56亿美元出售BP阿拉斯加及其在阿拉斯加的其他资产和业务给Hilcorp[31]

公司持续经营能力 - 2020年公司未收到任何季度的特许权使用费，不确定未来能否收到避免终止所需的特许权使用费，持续经营能力存疑[236] 公司财务关键指标变化 - 截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司现金及现金等价物分别为26.6万美元和115.1万美元，总资产分别为26.6万美元和115.1万美元[254] - 截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司应计费用分别为13.9万美元和25.3万美元[254] - 截至2020年12月31日，公司特许权存款负债为6.8万美元，2019年无此项负债[254] - 截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司信托资产分别为5.9万美元和89.8万美元[254] 公司收入及分配关键指标变化 - 2020年、2019年和2018年，公司特许权使用费收入分别为926.9万美元、4897.2万美元和1.14369亿美元[257] - 2020年、2019年和2018年，公司现金收益分别为812.6万美元、4792.2万美元和1.13282亿美元[257] - 2020年、2019年和2018年，公司现金分配分别为907.9万美元、4780.2万美元和1.13263亿美元[257] - 2020年、2019年和2018年，公司单位现金分配分别为0.4242美元、2.234美元和5.293美元[257] 审计相关信息 - 毕马威自1989年起担任公司审计师，于2021年3月16日发布审计报告[244] 信托基本信息 - 信托成立于1989年2月28日，拥有16.4246%的每桶特许权使用费权益，基于每日净产量的前9万桶或实际产量的较低值[262] 信托特许权使用费收入情况 - 2020年因油价下跌，信托在第一、二、三季度及2021年1月未收到特许权使用费，2020年1月1日“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元/桶，2021年为60.72美元/桶[265] - 2020年12月18日，受托人通知HNS信托资产不足以支付费用，要求赔偿537,835美元，HNS于12月28日支付[265] - 2021年1月信托未收到2020年第四季度特许权使用费[283] - 2020年第一、二、三、四季度特许权收入分别为9337美元、 - 67美元、0美元、 - 1美元；2019年分别为21759美元、7748美元、12164美元、7301美元；2018年分别为26539美元、27611美元、30492美元、29727美元[285] 信托财务报表编制基础 - 信托财务报表按修正现金基础编制，收入在收到时记录，费用按权责发生制记录[269] 信托特许权使用费权益账面价值变化 - 1989年2月信托持有的特许权使用费权益初始账面价值为5.35亿美元，到2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，减值减记1.75527亿美元，账面价值降至零[271] 信托税务相关信息 - 信托作为授予人信托提交联邦税表，信托单位持有人需在各自税表中报告信托应税收入[272] - 2014年1月1日起，阿拉斯加石油生产税基税率从25%提高到35%，并增加阶梯式每桶税收抵免[273] - 2014年和2015年分别签署协议，规定信托特许权生产税及税收抵免差异的处理方式[276] 特许权使用费调整情况 - 2020、2019和2018年部分特许权使用费因前期支付不足或过多进行了调整[279] - 2020年1月特许权使用费计算值为9321美元，调整后净支付额为9337美元；2019年1月特许权使用费计算值为21361美元，调整后净支付额为21759美元；2018年1月特许权使用费计算值为26520美元，调整后净支付额为26539美元[280] - 因2019年第四季度特许权使用费计算中对产量高估，BP阿拉斯加公司多支付68001美元，HNS将在未来季度收回[280] 油价及储备相关指标变化 - 2020 - 2018年12个月平均WTI价格分别为39.57美元/桶、55.69美元/桶、65.56美元/桶[287] - 截至2020、2019、2018年12月31日，信托净探明石油和凝析油储量分别为0、446.5、1577.2万桶，其中探明已开发储量分别为0、439.4、1563.8万桶[287] - 截至2020、2019、2018年12月31日，与探明储量相关的标准化折现未来净现金流分别为0、551.6万美元、13854.1万美元[289][290] - 2020 - 2018年净价格和生产成本变化分别为 - 6916.3万美元、 - 10985万美元、17682.5万美元[290] - 2020 - 2018年生产税净变化分别为272.9万美元、543.7万美元、 - 502.9万美元[290] - 2017 - 2020年探明已开发和未开发储量分别为907万桶、1577.2万桶、446.5万桶、0桶[292] 储备修正及特许权使用费预测 - 2018年末储备正向修正，WTI价格从2017年的每桶51.34美元涨至2018年的每桶65.56美元[1] - 2018年末预测每桶特许权使用费在2022年后为零[1] - 2019年末储备负向修正，WTI价格从2018年的每桶65.56美元降至2019年的每桶55.69美元[2] - 2019年末预测每桶特许权使用费在2020年后为零[2] - 2020年末储备负向修正，WTI价格从2019年的每桶55.69美元降至2020年的每桶39.57美元[3] - 2020年末预测每桶特许权使用费在2020年后为零[3] 公司会计相关情况 - 截至2020年12月31日的两个财年，公司在会计原则或实务以及财务报表披露方面与会计师无变更和分歧[296] 信托终止条件 - 若连续两年特许权使用费净收入低于100万美元/年，信托将终止[262]

财务数据关键指标变化 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司现金及现金等价物分别为19.1万美元和115.1万美元，总资产分别为19.1万美元和115.1万美元[9] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司应计费用分别为24万美元和25.3万美元，特许权存款负债分别为6.7万美元和0[9] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司信托本金分别为-11.6万美元和89.8万美元[9] - 2020年第三季度和2019年同期，公司特许权使用费收入分别为0和1216.4万美元，九个月分别为927万美元和4167.1万美元[12] - 2020年第三季度和2019年同期，公司现金收益（亏损）分别为-28.8万美元和1183.1万美元，九个月分别为805.1万美元和4071.9万美元[12] - 2020年第三季度和2019年同期，公司现金分配分别为0和1179.3万美元，九个月分别为907.8万美元和4063.7万美元[12] - 2020年第三季度和2019年同期，公司每单位现金分配分别为0和0.5511美元，九个月分别为0.4242美元和1.8989美元[12] - 截至2020年9月30日，公司未支付义务30.7万美元超过现金储备余额19.1万美元，若2021年第一季度特许权使用费未恢复，将无法满足运营义务[26] - 1989年2月信托持有的特许权权益初始账面价值为5.35亿美元，截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值降至零[31] - 2020年和2019年部分特许权使用费支付因之前季度的少付或多付进行调整，如2020年1月计算的特许权使用费为9321000美元，调整后为9337000美元[37][38] - 截至2020年9月30日，BP阿拉斯加就2019年第四季度特许权使用费多支付67450美元，将在未来有足够正特许权使用费支付时收回[39] - 2020年二季度平均WTI价格为28.42美元，较2019年二季度的59.86美元下降31.44美元，降幅52.5%[62] - 2020年二季度调整后可收费成本为52.32美元，较2019年二季度的46.93美元增加5.39美元，增幅11.5%[62] - 2020年二季度平均每桶特许权使用费为0美元，较2019年二季度的10.94美元减少10.94美元，降幅100%[62] - 2020年三季度特许权使用费收入为0美元，较2019年三季度的12164千美元减少12164千美元，降幅100%[65] - 2020年前九个月平均WTI价格为43.33美元，较2019年前九个月的57.85美元下降14.52美元，降幅25.1%[67] - 2020年前九个月调整后可收费成本为50.71美元，较2019年前九个月的43.96美元增加6.75美元，增幅15.4%[67] - 2020年前九个月平均每桶特许权使用费为2.67美元，较2019年前九个月的11.88美元减少9.21美元，降幅77.5%[67] - 2020年前九个月特许权使用费收入为9270千美元，较2019年前九个月的41671千美元减少32401千美元，降幅77.8%[70] - 2020年前九个月现金收益为8051千美元，较2019年前九个月的40719千美元减少32668千美元，降幅80.2%[70] - 2020年前九个月现金分配为9078千美元，较2019年前九个月的40637千美元减少31559千美元，降幅77.7%[70] 特许权业务线数据关键指标 - 公司特许权每桶特许权使用费为16.4246%，基于特定条件计算[18] 业务运营影响因素 - 因COVID - 19疫情导致油价下跌，公司2020年第一、二、三季度未收到特许权使用费，若油价持续低于54.34美元/桶，运营将继续受不利影响[22] - 2013年阿拉斯加石油税改革法案将基础税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免，2014年1月1日生效[35] - 2020年1月1日，信托获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元，1月23日后每日WTI价格低于该点[41] - 自1999年以来，受托人维持100万美元现金储备，从2019年4月开始，每季度扣留33750美元或可分配资金的0.17%（取较大值）以增加储备约27万美元[48] - 若季度分配未超过负债和费用，受托人将从现金储备账户提取资金，并在未来有分配时补充储备[49] - 2020年4月、7月和10月信托未收到对应季度特许权使用费支付，未向现金储备增加资金[52] - 受托人在2020年第一、二、三季度动用现金储备支付信托费用[52] - 特许权使用费收入通常在相关特许权生产所在日历季度结束后的次月15日收到，受托人尽可能在该日从收到的特许权使用费中支付信托应计费用[54] - 2020年4月22日WTI油价从年初约61美元/桶跌至14美元/桶以下[82] - 信托“盈亏平衡”WTI油价为54.34美元/桶，当前油价远低于此[82] - 美国能源信息署预测2020年第四季度WTI均价约40.50美元/桶，2021年约44.65美元/桶[82] 信托运营相关情况 - 每年2月28日HNS需向信托提供符合SEC要求的报告，包含未来净现金流等信息[74] - 若净收入连续两年低于100万美元/年，信托预计终止[83] - 受托人正与HNS探讨解决信托运营资金短缺的方案，包括贷款、出售资产等[83] - 若2020年剩余时间、2021年第一季度无额外特许权使用费或替代资金，信托持续经营能力存疑[83] 内部控制与合规情况 - 信托披露控制和程序有效[77] - 信托财务报告内部控制在最后一个财季无重大变化[78] 法律与证券相关情况 - 无法律诉讼、未注册证券销售、高级证券违约情况[81][84][86]

财务数据关键指标变化 - 截至2020年6月30日，现金及现金等价物为47.9万美元，较2019年12月31日的115.1万美元减少[10] - 2020年上半年，现金收益为833.9万美元，低于2019年同期的2888.8万美元[12] - 2020年上半年，现金分配为907.8万美元，低于2019年同期的2884.4万美元[12] - 截至2020年6月30日，信托资产净值为12.4万美元，较2019年12月31日的89.8万美元减少[10] - 2020年第一季度平均WTI价格为46.35美元，较2019年第一季度的54.87美元下降8.52美元，降幅15.5%[55] - 2020年第一季度调整后可收费成本为52.78美元，较2019年第一季度的46.23美元增加6.55美元，增幅14.2%[55] - 2020年第一季度平均每桶特许权使用费为0美元，较2019年第一季度的6.77美元减少6.77美元，降幅100%[55] - 2020年第二季度特许权收入为 - 67（千美元），较2019年第二季度的7748（千美元）减少7815（千美元），降幅100.9%[60] - 2020年第二季度现金收益（亏损）为 - 752（千美元），较2019年第二季度的7446（千美元）减少8198（千美元），降幅110.1%[60] - 2020年第二季度现金分配为0（千美元），较2019年第二季度的7381（千美元）减少7381（千美元），降幅100%[60] - 2020年上半年平均WTI价格为50.78美元，较2019年上半年的56.87美元下降6.09美元，降幅10.7%[62] - 2020年上半年调整后可收费成本为49.91美元，较2019年上半年的42.52美元增加7.39美元，增幅17.4%[62] - 2020年上半年特许权收入为9270（千美元），较2019年上半年的29507（千美元）减少20237（千美元），降幅68.6%[64] - 2020年上半年现金收益为8339（千美元），较2019年上半年的28888（千美元）减少20549（千美元），降幅71.1%[64] 特许权业务线数据关键指标变化 - 2020年第二季度，特许权使用费收入为 - 6.7万美元，而2019年同期为774.8万美元[12] - 特许权权益代表每桶16.4246%的特许权使用费[18] - 1989年2月信托成立时，特许权权益的账面价值为5.35亿美元，到2010年12月31日减记至零[27] - 2020年和2019年，BP阿拉斯加对信托公司的特许权使用费支付进行调整，以补偿之前季度的少付或多付情况[30] - 2020年1月、2019年4月和1月，信托公司收到的特许权使用费分别为933.7万美元、774.8万美元和2175.9万美元[33] - 2019年第四季度，BP阿拉斯加多支付特许权使用费6689.9万美元，将在未来季度收回[34] - 若2020年剩余时间或2021年第一季度未收到额外特许权使用费，信托履行义务的能力将受不利影响[24] 资产出售情况 - 2020年7月1日，BP完成以56亿美元出售阿拉斯加资产和业务的“上游”部分[18] - BP计划出售阿拉斯加资产和业务，“上游”部分售价为56亿美元[71] 税收政策变化 - 2014年1月1日起，阿拉斯加石油和天然气生产税基税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免[29] 现金储备管理 - 自1999年以来，受托人维持100万美元现金储备，自2019年4月起，每季度预留至少3.375万美元或可分配资金的0.17%，以增加约27万美元现金储备[41] - 若季度分配不超过负债和费用，受托人将从现金储备账户提取资金，并在未来补充[42] - 2020年第一和第二季度，信托公司未收到特许权使用费，未增加现金储备，受托人动用现金储备支付费用[46] 特许权使用费收取规则 - 特许权使用费收入通常在相关生产季度结束后的次月15日收到，受托人尽可能在该日从收到的款项中支付应计费用[48] 原油价格影响 - 原油价格变化对信托公司收入和经营成果影响显著，其受供需、市场和政治等因素影响[45] - 2020年初WTI油价约为61美元/桶，4月22日降至14美元/桶以下，5月4日回升至略低于22美元/桶[75] - 美国能源信息署预测2020年下半年WTI油价平均约为38美元/桶，2021年约为46美元/桶[75] 盈亏平衡价格 - 信托的“收支平衡”西德克萨斯中质原油价格为每桶54.34美元[21] - 2020年1月1日，信托公司获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元[34] - 信托实现正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元/桶[75]

财务数据关键指标变化 - 截至2020年3月31日，公司现金及现金等价物为116.4万美元，总资产为116.4万美元，应计费用为68.9万美元，信托本金为47.5万美元[6] - 2020年第一季度，公司特许权使用费收入为933.7万美元，现金收益为909.1万美元，现金分配为907.8万美元，每股现金分配为0.4242美元[8] - 2020年第一季度，公司信托本金期初为89.8万美元，期末为47.5万美元，现金收益为909.1万美元，应计费用减少43.6万美元，现金分配为907.8万美元[11] - 2020年和2019年信托收到的部分特许权使用费付款被BP阿拉斯加公司调整，以补偿此前季度的少付或多付情况，2020年1月特许权使用费计算值为9321000美元，调整后为9337000美元；2019年1月特许权使用费计算值为21361000美元，调整后为21759000美元[38][40] - 2020年4月信托未收到截至2020年3月31日季度的特许权使用费，且BP阿拉斯加公司在2019年第四季度特许权使用费支付中多付了66354.10美元，将在未来有足够正特许权使用费支付的季度收回[41] - 2020年1月1日，信托获得正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元，2020年第一季度油价下跌，1月23日后每日WTI价格低于“盈亏平衡点”[42] - 2020年1月特许权使用费计算基于截至2019年12月31日季度数据，平均WTI价格为57.02美元，平均每桶特许权使用费为8.02美元，平均净产量为77.0万桶/日；2019年1月特许权使用费计算基于截至2018年12月31日季度数据，平均WTI价格为58.82美元，平均每桶特许权使用费为17.94美元，平均净产量为78.7万桶/日[58] - 2019年第四季度平均WTI价格较2018年第四季度下降超3%，调整后应计成本增长21%，平均每桶特许权使用费下降超55%[64][65] - 2019年第四季度至2018年第四季度，平均生产税下降3.9%，平均净产量下降2.2%[64] - 2020年第一季度特许权使用费收入为9337美元，较2019年第一季度的21759美元下降57.1%；现金收益为9091美元，下降57.6%；现金分配为9078美元，下降57.7%；行政费用为253美元，下降22.4%[68] - 2020年4月22日WTI价格从年初约61美元/桶跌至14美元/桶以下，5月4日回升至略低于22美元/桶[81] - 美国能源信息署预测2020年WTI均价为29.34美元/桶，2021年为41.12美元/桶，按此价格信托不太可能获得正的每桶特许权使用费[81] 特许权权益相关情况 - 公司特许权权益代表有权按每桶16.4246%的比例收取特许权使用费，基于特定条件下的石油和凝析油产量[15] - 公司特许权权益在1989年2月初始账面价值为5.35亿美元，截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值减至零[31] 信托相关规定 - 公司作为授予人信托提交联邦纳税申报单，信托单位持有人被视为信托收入和本金的所有者，信托全部应税收入将由持有人在各自纳税申报单中报告[32] - 信托将在两种情况下终止，一是不少于60%已发行信托单位持有人投票决定，二是特许权权益连续两年净收入低于每年100万美元（特定不可抗力情况除外）[20] - 公司财务报表按修正现金基础编制，收入在收到时记录，信托费用按应计制记录，受托人可建立现金储备[25] - 自1999年以来，受托人维持1000000美元现金储备，自2019年4月起，受托人开始每季度扣留33750美元或可分配资金的0.17%（取较大值），以逐步增加约270000.2美元现金储备[49] - 信托是被动实体，主要活动是收取和分配特许权权益收入、支付负债和费用，一般无其他流动性和资本资源，受托人在有限情况下有借款、建立现金储备或处置信托财产的权力[47] - 特许权收入通常在相关特许权生产所在日历季度结束后的次月15日收到，受托人尽可能在该日从收到的特许权付款中支付信托应计费用[56] 税收政策相关 - 2013年阿拉斯加石油税改革法案于2014年1月1日生效，取消月度“累进”税率，将基本税率从25%提高到35%，并增加每桶阶梯式税收抵免[34][35] - 2014年1月15日，受托人执行与BP阿拉斯加公司的2014年信函协议，规定信托特许权生产的生产税计算方式[36] - 2015年7月6日，BP阿拉斯加公司和受托人签署2014年信函协议修正案，改变“最低税”相关阶梯式每桶税收抵免限额差异的反映方式[37] 产量相关 - 2017 - 2019年信托分配到的已探明石油和凝析油储量的特许权产量年均低于90000桶/日，BP阿拉斯加公司预计未来多数年份平均净产量也将低于该水平[60] 公司运营相关 - 由于COVID - 19大流行，2020年第一季度市场油价下跌，公司在2020年4月未收到截至3月31日季度的特许权使用费[21] 内部控制与合规相关 - 信托的披露控制和程序有效，确保按要求接收和处理BP阿拉斯加提供的信息[71][74][76] - 信托的财务报告内部控制在最后一个财季无重大变化[77] 其他情况说明 - 无法律诉讼、未注册股权证券销售、高级证券违约等情况[80][83][85] - 矿山安全披露不适用[87] - 文档列出多份协议和报告作为附件，部分通过引用纳入[89][90]

公司业务出售 - BP plc于2019年8月27日宣布以56亿美元出售其在阿拉斯加的全部业务给Hilcorp Alaska，交易预计2020年完成[15] 信托特许权权益 - 信托的特许权权益使其有权获得BP Alaska在普拉德霍湾油田工作权益每季度平均实际日产原油和凝析油中较低值的16.4246%的特许权使用费，较低值为（i）1989年2月28日起每天90000桶或（ii）该工作权益的实际日产原油和凝析油[20] - 每日“特许权生产”为实际日均净产量较低值的16.4246%，上限9万桶[44] 受托人相关规定 - 受托人出售全部或部分特许权权益需60%已发行单位持有人投票授权；为支付特定到期负债且出售部分非全部或实质全部信托财产，需多数单位持有人投票批准[28] - 受托人在特定情况下可代表信托借款、出售资产或设立储备金，借款需获得无保留书面法律意见，若无法获得，确定不采取行动对单位持有人整体有重大损害时仍可进行[29][31] - 受托人维持了100万美元现金储备，2018年12月19日宣布自2019年4月向单位持有人支付分配款起逐步增加该储备[32] - 信托协议可在不影响单位持有人情况下不经投票修正，也可经多数已发行单位持有人批准修正，但某些变更需80%或100%已发行单位持有人投票及受托人同意，且需获得国税局裁决或律师意见[33][34] - 信托在（a）至少60%已发行单位持有人投票终止或（b）特许权权益连续两年每年净收入低于100万美元（除非受特定重大事件影响）时终止[35] - 信托终止时，BP Alaska可按较高价格购买特许权权益，购买需现金支付，除非60%已发行单位持有人授权非现金交易并获得国税局裁决或律师意见[36] - 若BP Alaska不行使购买权，受托人将按60%已发行单位持有人投票批准的条款出售信托财产，若不可行则按公平市场价值和商业合理条款出售[37] - 信托无员工，所有行政职能由受托人执行[23] - 继任受托人需为美国公司或国民银行协会，资本、盈余和未分配利润至少5000万美元[39] - 持有至少25%已发行单位的持有人书面请求，受托人应尽快召开持有人会议[41] 成本与税收相关 - 2015 - 2020年每桶“可收费成本”分别为17美元、17.1美元、17.2美元、20美元、23.75美元、26.5美元，2020年后每年增加2.75美元[47] - 若季度平均WTI价格降至18美元或以下，成本调整因子保持上一季度数值[48] - 2013年阿拉斯加石油税改革法案将基础税率从25%提高到35%，并增加阶梯式每桶税收抵免[50] - 信托特许权生产的生产税等于相关季度税收减去可允许的月度阶梯式每桶税收抵免[51] - 2015年协议修订规定，“最低税”相关限制差异反映在当年第四季度特许权生产付款中[52] - 2019年前三季度初步确定的限制与实际限制差异反映在2019年第四季度付款中[53] - 外国纳税人从特许权权益获得的毛收入需按30%的税率纳税（若适用较低条约税率则按较低税率）[119] - 外国单位持有人持有超过5%的已发行单位，处置单位的收益需缴纳美国联邦所得税[120] - 若付款人未按要求提供纳税人识别号，付款人需代扣24%的应报告付款[123] - 阿拉斯加仅要求公司单位持有人向该州报告其从信托获得的收入份额[127] - 外国金融机构和某些非金融外国实体从信托获得的分配可能需缴纳美国预扣税[128] 价格与收入数据 - 2015 - 2019年各季度平均WTI价格在33.73 - 69.60美元之间波动，如2015年第1季度为48.80美元，2018年第3季度为69.60美元[56] - 2015 - 2019年各季度可收费成本多为17.00 - 23.75美元，如2015年各季度多为17.00美元，2019年第1 - 3季度为23.75美元[56] - 2015 - 2019年各季度成本调整因子在1.807 - 1.976之间，如2015年第1季度为1.807，2019年第3季度为1.976[56] - 2019年12个月WTI均价为每桶55.69美元，预计向信托支付的特许权使用费将持续到2020年，次年为零[135] - EIA在2020年2月11日的预测中称，2020年布伦特原油现货均价约为每桶61.25美元，WTI现货均价约为每桶55.71美元；2021年布伦特原油现货均价将达每桶67.53美元，WTI原油均价约为每桶62.03美元[136][146] - 2019年世界两大主要基准原油布伦特和WTI的平均收盘价每桶下降约7美元[145] - 2020年1月1日，每日特许权使用费计算的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元[133] - 基于2019年每桶55.69美元的WTI价格，预计向信托支付的特许权使用费将持续到2020年，2021年为零[101][130] - 2018 - 2019年各季度单位最高售价：2018年第四季度为37.23美元，2019年第一季度为28.00美元；最低售价：2019年第二季度为14.43美元[192] - 2018 - 2019年各季度单位现金分配：2018年第三季度为1.408美元，2019年第二季度为0.345美元[192] - 2015 - 2019年特许权使用费收入分别为12.6781亿美元、4.4917亿美元、7.8193亿美元、11.4369亿美元、4.8972亿美元[195] - 2015 - 2019年现金收益分别为12.5461亿美元、4.3621亿美元、7.7039亿美元、11.3282亿美元、4.7922亿美元[195] - 2018 - 2019年WTI价格高于信托获得每桶特许权使用费所需水平[208] - 2020年1月1日，信托获得特定日期生产的正每桶特许权使用费的“盈亏平衡”WTI价格为54.34美元[209] - 2020年第一季度初至2月27日，WTI原油现货价格在1月6日的每桶63.27美元高位和2月27日的每桶47.09美元低位之间波动[209] 油田相关数据 - 截至2019年12月31日，BP Alaska在Prudhoe Bay Unit油层和气顶的所有权占比均为26.36%[76] - 截至2019年12月31日，Exxon Mobil在Prudhoe Bay Unit油层和气顶的所有权占比均为36.40%[76] - 截至2019年12月31日，ConocoPhillips在Prudhoe Bay Unit油层和气顶的所有权占比均为36.08%[76] - 截至2019年12月31日，Chevron在Prudhoe Bay Unit油层和气顶的所有权占比均为1.16%[76] - 截至2019年12月31日，普拉德霍湾油田已生产约126亿桶石油和凝析油[80] - 普拉德霍湾油田内约45%的面积受特许权使用费权益约束[80] - 截至2019年12月31日，普拉德霍湾油田有1046口活跃产油井、31口气注井、189口水注井以及水和混相气注井[86] - 2017 - 2019年，普拉德霍湾油田分别钻了23口、14口和25口生产井[86] - 2015 - 2019年，普拉德霍湾油田平均单井日产量分别约为170桶、171桶、178桶、166桶和163桶[86] - 2019年，跨阿拉斯加管道系统（TAPS）平均日输油量为49万桶，机械运力为210万桶/天[88] - 截至2014年6月8日，分配给作业权益所有者的凝析油储量达到商定的11.75亿桶[93] - 油环参与区分配的碳氢化合物液体的50.68%用于计算特许权使用费产量，气顶参与区仅为13.84%[95] - 截至2019年12月31日，分配给信托的已探明储量为446.5万桶石油和凝析油，其中已开发储量439.4万桶，未开发储量7万桶[97] - 2019年，由于西德克萨斯中质原油价格下跌等因素，分配给信托的已探明储量减少约1130.8万桶[97] - 2017 - 2019年，BP阿拉斯加分配给信托的已探明储量的石油和凝析油年均净产量低于9万桶/日，预计未来多数年份也将低于该水平[101][131] - 普鲁德霍湾油田自1977年开始生产，预计产量将持续下降，信托特许权使用费预计2020年后停止支付[130] - 2019年跨阿拉斯加管道系统平均日吞吐量比2018年减少约1.8万桶，降幅3.7%，为历史最低[171] - 阿拉斯加北坡石油产量预计在2020财年降至49.2万桶/日，2024年继续下降，2029年增至49.45万桶/日[172] - 史密斯湾预计有18 - 24亿桶可采储量，皮卡单元预计2023年投产，日产量达12万桶，柳树项目预计2026年投产，日产量达13万桶[173] - 北极国家野生动物保护区“1002区域”估计有118亿桶潜在可采原油[174] 其他业务相关 - 信托协议规定BP Alaska可分配额外符合条件的特许权权益，信托最多可额外发行1860万份单位[66] - BP在1989年2月28日的支持协议中同意为BP Alaska向信托的付款义务提供财务支持[68] - 自2000年7月1日起，BP Alaska成为Prudhoe Bay Unit的唯一运营商[75] 管道建设与运营 - 2019年8月Plains All American Pipeline的Cactus II投入使用，日产能67万桶[148] - 2019年Epic Midstream LLC的Y级管道开始临时运输原油，日运输量可达40万桶；其永久原油管道EPIC Crude Oil Pipeline预计2020年第一季度完工，初始日产能60万桶[148] - 2019年10月Energy Transfer LP的Permian Express 4管道投入运营，为其Permian express管道系统增加了12万桶/日的产能[148] - 2019年11月Phillips 66的Gray Oak管道开始初始服务，日产能90万桶，预计2020年第一季度全面投入使用[148] - 2019年10月Enterprise Products Partners L.P.宣布扩建管道系统，初始日产能45万桶，可扩展至54万桶，预计2021年上半年投入使用[149] - 2018年11月Plains All American Pipeline LP扩建的Sunrise Pipeline石油系统投入使用，目前日运输量约50万桶[151] - 2016年完工的Saddlehorn管道目前日运输能力为19万桶；在建的Matador管道预计初始日产能22万桶；TC Energy预计Keystone XL建成后最终日输油量可达83万桶[151][153] - 2021年底前拟建设6个管道项目，每日运输约200万桶原油离开库欣，海马管道预计2021年第三季度运营，每日最多运输80万桶原油[155] 石油出口情况 - 2019年11月美国石油日出口量达1280万桶创历史新高，9月首次实现单月石油产品出口超过进口，且2019年曾短暂超越沙特和俄罗斯成为全球最大石油出口国[156] 阿拉斯加项目情况 - 阿拉斯加液化天然气项目预计成本约430亿美元，目前处于联邦监管阶段，FERC委员可能在2020年6月初对该项目进行投票[179] 生产税相关倡议 - 公民投票倡议拟将阿拉斯加传统油田（包括普拉德霍湾油田）的生产税提高超300%[185] 单位流通情况 - 截至2020年2月17日，流通单位数量为2140万个，由238名登记持有人持有[192] 现金储备调整 - 自1999年以来，受托人维持100万美元现金储备，从2019年4月开始，每季度扣留33750美元或可分配资金的0.17%（取较大值），以增加约27万美元现金储备[197][199] 特许权使用费收入时间 - 特许权收入通常在相关特许权生产所在日历季度结束后次月15日收到[54] - 特许权使用费收入通常在相关特许权生产发生的日历季度结束后的季度记录日（通常为每月15日）收到[203]

公司总资产变化 - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，公司总资产分别为1113000美元和1031000美元[8] 特许权使用费收入、现金收益、现金分配及每股现金分配变化 - 2019年和2018年第三季度，公司特许权使用费收入分别为12164000美元和30492000美元；前九个月分别为41671000美元和84642000美元[11] - 2019年和2018年第三季度，公司现金收益分别为11831000美元和30203000美元；前九个月分别为40719000美元和83748000美元[11] - 2019年和2018年第三季度，公司现金分配分别为11793000美元和30122000美元；前九个月分别为40637000美元和83729000美元[11] - 2019年和2018年第三季度，公司每股现金分配分别为0.5511美元和1.4076美元；前九个月分别为1.8989美元和3.9126美元[11] - 2019年第三季度特许权使用费收入为12164美元，较2018年同期的30492美元减少18328美元，降幅60.1%[65] - 2019年第三季度现金收益为11831美元，较2018年同期的30203美元减少18372美元，降幅60.8%[65] - 2019年第三季度现金分配为11793美元，较2018年同期的30122美元减少18329美元，降幅60.8%[65] - 2019年前九个月特许权使用费收入为41671美元，较2018年同期的84642美元减少42971美元，降幅50.8%[70] - 2019年前九个月现金收益为40719美元，较2018年同期的83748美元减少43029美元，降幅51.4%[70] 特许权权益账面价值变化 - 1989年2月成立时，公司持有的特许权权益账面价值为5.35亿美元；截至2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值降至零[33] 石油税政策变化 - 2013年阿拉斯加州石油税改革法案将石油生产税基础税率从25%提高到35%，并增加阶梯式每桶税收抵免，2014年1月1日生效[37] 业务出售情况 - 2019年8月27日，BP plc宣布同意以56亿美元将其在阿拉斯加的全部业务出售给Hilcorp Alaska，交易预计2020年完成[21] 信托单位持有人权益 - 信托单位持有人有权按16.4246%的比例获得每桶特许权使用费，基于每季度平均实际日产石油和凝析油的较低值（最高90000桶）[18] 信托终止条件 - 信托将在以下情况终止：一是不少于60%已发行信托单位持有人投票同意；二是特许权权益连续两年净收入低于每年100万美元（除非受特定事件重大不利影响）[24] 特许权使用费支付调整 - 2019年和2018年部分特许权使用费支付被BP阿拉斯加公司调整，以补偿此前季度的少付款项，各季度调整金额分别为2019年7月12152千美元、4月7732千美元、1月21361千美元，2018年7月30427千美元、4月27610千美元、1月26520千美元[41][42] 信托资金收支与分配 - 2019年10月，信托从BP阿拉斯加公司收到7300859美元付款，其中7290481美元为截至2019年9月30日季度的特许权使用费，10378美元为截至2019年6月30日季度少付款及利息，扣除费用和增加储备后向单位持有人分配7165075美元[43] 现金储备情况 - 自1999年起，受托人维持1000000美元现金储备，自2019年4月起，每季度扣留33750美元或可分配资金的0.17%（取较大值）以增加储备约270000美元[48][50] 特许权使用费支付相关数据 - 2019年各月特许权使用费支付相关数据：7月平均WTI价格59.86美元，可收费成本23.75美元，成本调整因子1.972，调整后可收费成本46.83美元，平均生产税2.08美元，平均每桶特许权使用费10.94美元，平均净产量74.3千桶/日；4月对应数据分别为54.87美元、23.75美元、1.946、46.23美元、1.88美元、6.77美元、77.4千桶/日；1月对应数据分别为58.82美元、20.00美元、1.941、38.81美元、2.04美元、17.94美元、78.7千桶/日[59] - 2018年各月特许权使用费支付相关数据：7月平均WTI价格67.85美元，可收费成本20.00美元，成本调整因子1.937，调整后可收费成本38.74美元，平均生产税2.41美元，平均每桶特许权使用费26.70美元，平均净产量76.2千桶/日；4月对应数据分别为62.96美元、20.00美元、1.917、38.34美元、2.21美元、22.38美元、83.4千桶/日[59] 特许权生产情况 - “特许权生产”为每季度实际平均每日净产量前90000桶的16.4246%，2016 - 2018年信托的石油和凝析油已探明储量的特许权生产年均低于90000桶/日，BP阿拉斯加公司预计未来也将如此[59] 特许权使用费估算与调整影响 - BP阿拉斯加公司估算特许权生产以计算季度特许权使用费，实际数据重算可能导致对之前估算的修订和付款调整，可能对部分单位持有人产生不利影响[60] 季度关键指标对比 - 2019年第二季度平均WTI价格为59.86美元，较2018年同期的67.85美元下降7.99美元，降幅11.8%[63] - 2019年第二季度调整后应计成本为46.83美元，较2018年同期的38.74美元增加8.09美元，增幅20.9%[63] - 2019年第二季度每桶平均特许权使用费为10.94美元，较2018年同期的26.70美元减少15.76美元，降幅59.0%[63] - 2019年第二季度平均净产量为74.3万桶/日，较2018年同期的76.2万桶/日减少1.9万桶/日，降幅2.4%[63] 前九个月平均WTI价格变化 - 2019年前九个月平均WTI价格为57.85美元，较2018年同期的62.07美元下降4.85美元，降幅7.8%[68] 协议签订情况 - 支持协议于1989年2月28日签订，1989年5月8日修订，涉及英国石油公司等多方[86] - 2006年10月13日BP勘探（阿拉斯加）公司与纽约银行签订信函协议[86] - 2008年1月11日BP勘探（阿拉斯加）公司与纽约银行签订信函协议[86] - 2009年5月8日BP勘探（阿拉斯加）公司等签订和解协议[86] - 2010年12月15日BP勘探（阿拉斯加）公司等签订辞职、任命和接受协议[86] 报告相关情况 - Miller和Lents公司于2019年2月25日出具报告[86] - 报告于2019年11月12日由纽约银行梅隆信托公司副总裁Monika Rusin代表BP普拉德霍湾特许权信托签署[90]

财务数据关键指标变化 - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司现金及现金等价物分别为107.5万美元和103.1万美元，总资产分别为107.5万美元和103.1万美元[7] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司信托本金分别为73.4万美元和69.2万美元[7] - 1989年2月成立时，公司持有的特许权权益账面价值为5.35亿美元，到2010年12月31日，累计摊销3.59473亿美元，累计减值减记1.75527亿美元，账面价值降至零[22] - 2019年第一季度与2018年第一季度相比，平均WTI价格从62.96美元降至54.87美元，降幅12.8%；调整后可收费成本从38.34美元增至46.23美元，增幅20.6%；平均生产税从2.21美元降至1.88美元，降幅14.9%；平均每桶特许权使用费从22.38美元降至6.77美元，降幅69.7%；平均净产量从83.4千桶/日降至77.4千桶/日，降幅7.2%[51] - 1989年工作权益的平均净产量在两个报告期内下降7.2%[52] - 2019年第二季度特许权使用费收入774.8万美元，较2018年同期减少1986.3万美元，降幅71.9%[55] - 2019年第二季度现金收益744.6万美元，较2018年同期减少1976.9万美元，降幅72.6%[55] - 2019年第二季度现金分配738.1万美元，较2018年同期减少1990.1万美元，降幅72.9%[55] - 2019年第二季度行政费用31.2万美元，较2018年同期减少9.5万美元，降幅23.3%[55] - 截至2019年3月31日的六个月，平均WTI价格为56.87美元/桶，较上一时期减少2.31美元，降幅3.9%[57] - 截至2019年3月31日的六个月，调整后应计成本为42.52美元/桶，较上一时期增加7.01美元，增幅19.7%[57] - 截至2019年3月31日的六个月，平均每桶特许权使用费为12.36美元，较上一时期减少9.28美元，降幅42.9%[57] - 截至2019年3月31日的六个月，平均净产量为7.81万桶/日，较上一时期减少0.56万桶/日，降幅6.7%[57] - 截至2019年6月30日的六个月，特许权使用费收入2950.7万美元，较2018年同期减少2464.3万美元，降幅45.5%[60] 各条业务线数据关键指标变化 - 2019年和2018年第二季度，公司特许权使用费收入分别为774.8万美元和2761.1万美元，上半年分别为2950.7万美元和5415万美元[9] - 2019年和2018年第二季度，公司现金收益分别为744.6万美元和2721.5万美元，上半年分别为2888.8万美元和5354.5万美元[9] - 2019年和2018年第二季度，公司现金分配分别为738.1万美元和2728.2万美元，上半年分别为2884.4万美元和5360.7万美元[9] - 2019年和2018年第二季度，公司单位现金分配分别为0.3449美元和1.2748美元，上半年分别为1.3479美元和2.5050美元[9] - 2019年1 - 4月及2018年1月特许权使用费支付情况：2019年4月计算的特许权使用费为7732000美元，调整后支付7748000美元；2019年1月计算的为21361000美元，调整后支付21759000美元；2018年1月计算的为26520000美元，调整后支付26539000美元[30] - 2019年7月，公司从BP Alaska收到12164241美元付款，其中特许权使用费12152028美元，欠付款（含利息）12213美元，扣除费用和储备金后向单位持有人分配11792468美元[31] - 2019年1 - 4月及2018年1月相关数据：2019年4月平均WTI价格54.87美元，调整后可收费成本46.23美元，平均生产税1.88美元，每桶特许权使用费6.77美元，平均净产量77.4千桶/日；2019年1月对应数据分别为58.82美元、38.81美元、2.04美元、17.94美元、78.7千桶/日；2018年4月为62.96美元、38.34美元、2.21美元、22.38美元、83.4千桶/日；2018年1月为55.48美元、32.67美元、1.92美元、20.38美元、84.0千桶/日[48] 税收政策相关 - 2014年1月1日起，阿拉斯加石油和天然气生产税基税率从25%提高到35%，并增加阶梯式每桶税收抵免[26] 信托相关规定 - 信托单位持有人将信托收入和本金视为所有者，信托全部应税收入将由信托单位持有人在各自纳税申报单中报告[23] - 信托将在持有不少于60%已发行信托单位的持有人投票决定时终止，或特许权权益连续两年净收入低于每年100万美元时终止[17] 现金储备相关 - 自2019年4月起，受托人每季度预留33750美元或可分配资金的0.17%（取较大值），逐步增加现金储备约270000美元[32][39] - 自1999年起，受托人维持1000000美元现金储备，以在无分配期间提供流动性[37]