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]

公司资产与负债情况 - 截至2019年3月31日和2018年12月31日，公司总资产分别为1010千美元和1031千美元，总负债和信托本金均与总资产相等[10] 特许权使用费收入与现金收益情况 - 2019年第一季度和2018年同期，公司特许权使用费收入分别为21759千美元和26539千美元，现金收益分别为21442千美元和26330千美元[12] - 2019年1月收到的特许权使用费计算金额为21361千美元，调整金额为398千美元，总计21759千美元；2018年1月相应数据分别为26520千美元、19千美元和26539千美元[43] - 2019年第一季度特许权使用费收入为2.1759亿美元，较2018年同期的2.6539亿美元减少4780万美元，降幅18.0%[70] - 2019年第一季度现金收益为2.1442亿美元，较2018年同期的2.6330亿美元减少4888万美元，降幅18.6%[70] 现金分配情况 - 2019年第一季度和2018年同期，公司现金分配分别为21463千美元和26325千美元，每股现金分配分别为1.0029美元和1.2302美元[12] - 2019年4月公司从BP Alaska收到现金分配774.8306万美元，其中773.1895万美元为2019年第一季度特许权使用费，1.6411万美元为2018年第四季度少付款及利息[45] - 2019年4月22日，扣除管理费用和3.375万美元用于增加现金储备后，受托人向4月16日登记在册的单位持有人分配738.1421万美元[45] - 2019年第一季度现金分配为2.1463亿美元，较2018年同期的2.6325亿美元减少4862万美元，降幅18.5%[70] 信托本金情况 - 2019年第一季度和2018年同期，期初信托本金分别为692千美元和785千美元，期末分别为698千美元和601千美元[15] 特许权权益账面价值情况 - 1989年2月28日公司成立时，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，账面价值减至零[34] 税收政策变化情况 - 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[39] 特许权使用费付款调整情况 - 2018年和2017年公司收到的部分特许权使用费付款被BP阿拉斯加公司调整，以补偿之前季度的少付或多付情况[42] 信托单位持有人权益与信托终止条件 - 信托单位持有人有权按季度获得特许权使用费净收入分配，信托将在特定条件下终止，如超60%已发行信托单位持有人投票决定或连续两年特许权权益净收入低于100万美元[25] 财务报表编制基础 - 公司财务报表按修正现金基础编制，收入在收到时记录，信托费用按权责发生制记录[27] - 公司财务报表按修改后的现金收付制编制，2019年和2018年第一季度特许权收入反映了对前期财政期间的调整金额[60][65] 现金储备情况 - 自2019年4月向单位持有人支付分配款起，受托人每季度将扣留3.375万美元或可分配资金的0.17%（取较大值），以逐步增加约27万美元现金储备[46][53] - 自1999年以来，受托人维持100万美元现金储备，以在公司未收到分配款时提供流动性[51] - 若季度分配未超过公司负债和费用，受托人将从现金储备账户提取资金，并在未来季度分配中补充储备[54] - 预留的现金储备由受托人投资于美国政府或机构证券或投资此类证券的共同基金，储备基金投资产生的利息收入将加入季度分配支付给单位持有人[55] 特许权使用费相关价格与产量情况 - 2019年1月和2018年1月，公司特许权使用费支付所基于的平均WTI价格分别为58.82美元和55.48美元，调整后可收费成本分别为38.81美元和32.67美元，平均每桶特许权使用费分别为17.94美元和20.89美元，平均净产量分别为7.87万桶/日和8.4万桶/日[62] - 2018年第四季度与2017年第四季度相比，平均WTI价格上涨6%至58.82美元，调整后可收费成本上涨18.8%至38.81美元，平均生产税上涨6.3%至2.04美元，平均每桶特许权使用费下降14.1%至17.94美元，平均净产量下降6.3%至7.87万桶/日[67] - 2018年第四季度WTI价格较2017年第四季度上涨6.0%[70] 特许权收入收款与费用支付时间 - 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所有应计费用[59] 行政费用情况 - 2019年第一季度行政费用为32.6万美元，较2018年同期的21.5万美元增加11.1万美元，增幅51.6%[70] 信托披露控制与程序情况 - 受托人有旨在确保信托按规定披露信息的披露控制和程序[72] - 信托管理人员评估认为信托的披露控制和程序有效[77] BP Alaska对信托的义务 - 信托协议和转让契约规定BP Alaska对信托有重大披露和报告义务，需每年2月28日前提供相关报告[74] 信托对BP Alaska的检查权利 - 信托有权检查BP Alaska的账簿和记录，并与代表讨论相关事务[75] 信托财务报告内部控制情况 - 信托上一财季财务报告内部控制无重大变化[78]

特许权权益相关规定 - 信托的特许权权益使其有权获得16.4246%的特许权使用费，基于每季度BP阿拉斯加工作权益中原油和凝析油平均实际日净产量的较低值，上限为90,000桶[22] - 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出售部分信托财产，需多数单位持有人投票批准[30] - 受托人在特定情况下可代表信托借款或出售资产支付负债、建立储备金，需获得无保留书面法律意见，若无法获得，认为不行动对单位持有人整体有重大损害时仍可进行[31][34] - 受托人维持100万美元现金储备，自2019年4月向单位持有人支付分配款起逐步增加储备金[35] - 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，某些变更需80%以上已发行单位持有人和受托人批准，且需获得IRS裁决或律师意见[36] - 若至少60%已发行单位持有人投票或特许权权益连续两年每年净收入低于100万美元（特定情况除外），信托将终止[37] - 信托终止时，BP阿拉斯加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IRS裁决或律师意见[39] - 若BP阿拉斯加不行使购买权，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，或在特定情况下按合理价格和条款出售[40] - 信托终止后，受托人将在清偿现有负债和建立或有负债储备金后向单位持有人分配所有可用收益[41] - 单位持有人在信托存续期或清算期无权要求分割、分配特许权权益或其他资产，也无权要求进行会计核算[41] - 继任受托人资本、盈余和未分配利润至少为5000万美元[42] - 持有至少25%已发行单位的持有人书面请求可要求受托人召开会议[45] - 受托人需在会议前10 - 60天通知单位持有人[45] - 每日“特许权生产”为实际平均日净产量较低值的16.4246% [48] 成本与税收相关数据 - 2014 - 2018年每桶可收费成本分别为16.90美元、17.00美元、17.10美元、17.20美元、20.00美元[52] - 2019 - 2020年每桶可收费成本分别为23.75美元、26.50美元，2020年后每年增加2.75美元[52] - 若季度平均WTI价格降至18美元或以下，成本调整因子不变[53] - 2013年法案将石油生产税基本税率从25%提高到35% [55] - 2014年协议规定信托特许权生产税为相关季度税款减去月度每桶阶梯式税收抵免[56] - 2015年协议修订规定税收抵免差异在当年第四季度特许权生产支付中体现[57] - 2014 - 2018年不同季度平均WTI价格波动，如2014年第1季度为98.58美元，2015年第1季度降至48.80美元[61] - 2014 - 2018年可收费成本多数在16.8 - 20美元之间，如2013年第4季度为16.80美元，2018年第1季度升至20.00美元[61] - 成本调整因子在1.795 - 1.942之间，如2013年第4季度为1.795，2018年第3季度为1.942[61] - 调整后可收费成本在30.15 - 38.83美元之间，如2013年第4季度为30.15美元，2018年第3季度为38.83美元[61] - 生产税波动较大，如2013年第4季度为26.88美元，2015年第1季度降至1.67美元[61] - 平均每桶特许权使用费波动大，如2014年第2季度为52.83美元，2016年第1季度降至1.45美元[61] 信托单位与协议相关 - 信托协议规定可发行最多1860万个额外单位，但BP阿拉斯加未转让额外特许权权益，信托也未发行额外单位[72] - BP在支持协议中同意为BP阿拉斯加提供财务支持，确保其履行对信托的付款义务[74] 普拉德霍湾油田相关数据 - 截至2018年12月31日，BP阿拉斯加在普拉德霍湾单元油层和气顶的所有权占比均为26.36%[83] - 普拉德霍湾单元气顶产出的凝析油在2014年6月达到11.75亿桶累计上限后，开始分配到油层参与区[83] - 普拉德霍湾油田约45%的面积受特许权权益约束，截至2018年12月31日已生产约126亿桶石油和凝析油[87] - 2018年12月31日，普拉德霍湾油田有1048口活跃产油井、31口气注井、196口水注井及水和混相气注井，2016 - 2018年分别钻井33口、23口和14口[94] - 2014 - 2018年普拉德霍湾油田平均单井日产量分别约为177桶、170桶、171桶、178桶和166桶[94] - 2014 - 2018年普拉德霍湾油田石油总产量分别为184.4千桶/日、196.4千桶/日、197.9千桶/日、188.0千桶/日和174.2千桶/日，1989年工作权益净得分别为81.8千桶/日、87.1千桶/日、87.8千桶/日、83.4千桶/日和77.3千桶/日[96] - 2014年6月8日，普拉德霍湾单元初始参与区产出的烃液分配给气顶参与区的凝析油达到商定的11.75亿桶原始凝析油储量，此后分配给油环参与区[103] - 油环参与区分配的烃液50.68%用于计算特许权产量，气顶参与区仅13.84%[105] 已探明储量相关 - 截至2018年12月31日，分配给信托的已探明储量为1577.2万桶石油和凝析油，其中已探明开发储量1563.8万桶，未探明开发储量13.4万桶[107] - 2018年，由于西德克萨斯中质原油价格上涨、预测修订和资本活动，分配给信托的已探明储量增加约670.2万桶[107] - 截至2018年12月31日，1989年工作权益已探明储量生产的石油和凝析油将为信托带来未折现估计未来现金流1.54662亿美元，10%折现率下净现值为1.38541亿美元[110] - 2016 - 2018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净产量低于9万桶/日，未来多数年份预计年均产量也低于该水平[112] - 基于2018年每桶65.56美元的WTI价格等因素，预计向信托支付的特许权使用费将持续到2022年，之后为零[112] 税收政策相关 - 外国纳税人从特许权权益获得的总收入通常按30%的税率征税（若适用较低条约税率则按条约税率）[132] - 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[133] - 外国公司若根据《国内税收法》第882(d)条作出选择，还需按30%的税率缴纳美国分支机构利润税[134] - 付款人在特定情况下需对可报告付款预扣24%的税款[136] - 只有公司单位持有人需向阿拉斯加州报告其从信托获得的收入份额[139] 油价与市场相关 - 2018年WTI油价从10月3日的超76美元/桶降至12月25日的不足43美元/桶，全年下跌25%至45.41美元/桶；布伦特原油全年下跌近20%至50.57美元/桶[146] - 2018年美国原油日产量平均为1090万桶，较2017年增加160万桶/日，成为全球最大原油生产国[149] - 2018年12月，OPEC和以俄罗斯为首的非OPEC产油国同意减产120万桶/日[152] - EIA预测2019年全球石油供应将增加约140万桶/日，美国产量将增至1240万桶/日；需求将增长约150万桶/日[153] - EIA预测2019年布伦特现货均价为61美元/桶，2020年为62美元/桶；2019年第一季度WTI较布伦特低约8美元/桶，第四季度降至4美元/桶，该价差预计持续到2020年[153] - 2018年11月，美国自1943年以来首次实现单周石油净出口；EIA预测到2020年第四季度，美国将成为净出口国，净出口量约110万桶/日[161] - 2019年1月1日，“盈亏平衡”的WTI价格为47.69美元[163] - 2018年5月初特朗普决定退出伊核协议使油价上涨超6%[147] - 2018年10月美国原油库存超预期增加，缓解全球供应短缺担忧，暗示需求增长将放缓[148] - 2018年11月5日美国恢复对伊朗制裁，但8个主要进口国获豁免，加大油价下行压力[150] - EIA预测2019年布伦特原油现货均价约61美元/桶，WTI现货均价55美元/桶[167] 产量预测与项目相关 - IHS Markit称未来八年北坡新发现或使原油产量增加40%[181] - Caelus Energy LLC称史密斯湾油田可能蕴藏多达60亿桶石油，预计可采18 - 24亿桶，2022年石油或流入TAPS[181] - Repsol与Armstrong Energy合作预计2021年开始在马蹄形油井日产多达12万桶石油[181] - 预计未来五年康菲石油将为TAPS增加10万桶/日的产量[181] - 估计北极国家野生动物保护区150万英亩的“1002区域”含有118亿桶潜在可采原油[183] - 阿拉斯加液化天然气项目预计成本约430亿美元，预计2020年开工，2024年输气[191] 单位价格与分红相关 - 2017 - 2018年各季度单位最高售价在15 - 37.23美元之间，最低售价在17 - 32.95美元之间，单位现金分红在0.675 - 1.408美元之间[205] - 截至2019年2月14日，有2140万个单位流通在外，由259名登记持有人持有[205] 财务数据关键指标变化 - 2018年特许权使用费收入为1.14369亿美元，2017年为7819.3万美元[209] - 2018年利息收入为3.4万美元，2017年为1.1万美元[209] - 2018年信托管理费用为112.1万美元，2017年为116.5万美元[209] - 2018年现金收益为1.13282亿美元，2017年为7703.9万美元[209] - 2018年现金分红为1.13263亿美元，2017年为7703.1万美元[209] - 2018年单位现金分红为5.293美元，2017年为3.6美元[209] - 2018年信托本金为69.1万美元，2017年为78.5万美元[209]