BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT): 5 FORCES-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie analysieren die Schlussakte für den BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT), und ehrlich gesagt reicht eine Standardanalyse der Fünf Kräfte einfach nicht mehr aus, da der Trust am 31. Dezember 2024 offiziell aufgelöst wurde; Unser Fokus muss jetzt auf dem Liquidationswert liegen und nicht auf der laufenden Geschäftsstrategie. Hier ist die schnelle Rechnung: Die Energiedynamik ist stark – Hilcorp North Slope hat nahezu die absolute Betriebskontrolle und diktiert die festen anrechenbaren Kosten, die Ihren Umsatz reduzieren, während Ihr Einkommen vollständig an die volatilen WTI-Rohölpreise gebunden ist, was null Lizenzeinnahmen bedeutete, als der Preis im ersten Quartal 2025 unter die hohen Break-Even-Kosten fiel. Da die Anlage auf ein einzelnes, rückläufiges Feld fixiert ist und hohen Substitutionsrisiken durch kohlenstoffärmere Energiequellen ausgesetzt ist, müssen Sie genau sehen, wie diese aussehen Kräfte – insbesondere die Hebelwirkung der Lieferanten und die Art der Preisübernahme durch die Kunden – bestimmen, was für Investoren übrig bleibt. Lesen Sie weiter, um die vollständige Aufschlüsselung dieser einzigartigen Struktur nach dem Berufsleben zu erfahren.

BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Lieferanten

Wenn Sie die Verhandlungsmacht der Lieferanten für BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) analysieren, analysieren Sie im Wesentlichen die Macht von Hilcorp North Slope, LLC (HNS), dem Betreiber des Prudhoe Bay-Feldes. Diese Kraft stellt angesichts seiner Struktur wohl den größten externen Druck auf den Cashflow des Trusts dar.

Hilcorp North Slope (HNS) hat die absolute operative Kontrolle über das Prudhoe Bay-Feld. HNS übernahm im Jahr 2020 die operative Kontrolle über die Anlage in Prudhoe Bay und trat damit die Nachfolge von BP Alaska an. Diese Kontrolle ist umfassend und deckt alle Aspekte der Produktion, Wartung und des Kostenmanagements vor Ort ab. Der Lizenzanteil des Trusts hängt vollständig von den Entscheidungen von HNS hinsichtlich der Förderraten und der betrieblichen Effizienz ab. HNS ist die Einheit, die direkt die Eingabevariablen kontrolliert, die die Lizenzzahlung bestimmen.

Trust ist ein passiver Lizenznehmer und hat rechtlich keinen Einfluss auf die Produktions- oder Kostenentscheidungen von HNS. Der Trust hält eine übergeordnete Lizenzbeteiligung, bei der es sich um eine nicht betriebliche Beteiligung handelt. Dies bedeutet, dass BPT ein passiver Empfänger einer berechneten Zahlung ist; Es hat keinen Rechtsanspruch, Produktionsniveaus, Investitionsausgaben oder die spezifischen Kosten, die HNS entstehen, vorzuschreiben, sofern diese Kosten unter die vertragliche Definition der anrechenbaren Kosten fallen. Diese Passivität führt direkt zu einer extrem hohen Lieferantenmacht für HNS.

Die anrechenbaren Fixkosten, die jährlich um 2,75 $ pro Barrel steigen, schmälern direkt die Einnahmen des Trusts. Die Lizenzgebührenberechnung ist explizit so strukturiert, dass diese Kosten berücksichtigt werden. Die Lizenzgebühr pro Barrel ist der WTI-Preis abzüglich der Summe aus (i) anrechenbaren Kosten multipliziert mit dem Kostenanpassungsfaktor und (ii) Produktionssteuern. Die Struktur schreibt vor, dass sich die anrechenbaren Grundkosten um einen festen Betrag erhöhen 2,75 $ pro Barrel jedes Jahr. Zum Vergleich: Die gebührenpflichtigen Basiskosten waren $\$37.50$ im Jahr 2024. Unter Anwendung der angegebenen jährlichen Eskalation würde die erwartete Grundkomponente der anrechenbaren Kosten für 2025 betragen $\$40.25$ (37,50 $ + 2,75 $). Diese vertragliche Eskalation stellt sicher, dass die Lizenzgebührenbasis jährlich schrumpft, selbst wenn der WTI-Preis unverändert bleibt, was HNS als Kostensetzer einen erheblichen Einfluss auf die ausschüttungsfähigen Einnahmen des Trust verschafft.

Der Produktionsrückgang auf 65,6 $ \text{ mb/d}$ im ersten Quartal 2025 schränkt die Lizenzgebührenbasis ein. Die Menge des geförderten Öls skaliert direkt die Lizenzgebühr. Die durchschnittliche Nettoproduktion für das am 31. März 2025 endende Quartal wurde mit angegeben 65,6 $ \text{ mb/d}$ (Tausend Barrel pro Tag). Sinkende Produktionsmengen, ein natürliches Merkmal eines ausgereiften Feldes wie Prudhoe Bay, verringern zwangsläufig den gesamten Lizenzpool, der dem Trust zur Verfügung steht, unabhängig von der Berechnung pro Barrel. Dieser Rückgang verstärkt den Effekt steigender Kosten.

Der letzte und vielleicht eindeutigste Indikator für die Macht von HNS ist das endgültige Schicksal des Trusts, das durch die von HNS kontrollierte Wirtschaft bestimmt wurde. Der Trust endete am 31. Dezember 2024 um 23:59 Uhr, da die Nettoeinnahmen in zwei aufeinanderfolgenden Jahren (2023 und 2024) geringer waren als $\$1,0$ Millionen pro Jahr. Darüber hinaus gab der Trust bekannt, dass für das Quartal, das am 30. Juni 2025 endete, keine Einheitszahlung geleistet wurde, da das Abwicklungsverfahren begann. Dieses Kündigungsereignis bestätigt, dass das Kosten- und Produktionsmanagement des Betreibers dazu geführt hat, dass die Lizenzgebühr gemäß den Bedingungen der Treuhandvereinbarung wirtschaftlich wertlos geworden ist.

Hier ist ein kurzer Blick auf die operativen Kennzahlen, die die Kontrolle von HNS über die Einnahmequellen des Trusts im Vorfeld der Kündigung veranschaulichen:

Die Macht von HNS als Lieferant ist absolut, da sie die einzige Einheit sind, die die betriebliche Realität bestimmt, an der die passive Lizenzgebühr des Trusts gemessen wird. Die Vertragsbedingungen, insbesondere die jährliche Kostensteigerung, stellen sicher, dass das Kostenmanagement von HNS selbst bei günstigen WTI-Preisen immer noch einen Abwärtsdruck auf die Nettoeinnahmen des Trusts ausüben würde. Die Unfähigkeit des Trusts, die Mindestumsatzschwelle in zwei aufeinanderfolgenden Jahren zu erreichen – eine direkte Folge davon, dass der WTI-Preis aufgrund der Kosten von HNS unter der Gewinnschwelle lag – führte zu seiner Auflösung.

• HNS kontrolliert alle Feldoperationen und den Kapitaleinsatz.
• Der Treuhänder hat keinen operativen Einfluss und kein Vetorecht.
• Die anrechenbaren Kosten erhöhen sich um einen festen Betrag $\$2.75$ jährlich.
• Die Produktionsmengen unterliegen der Verwaltung von HNS.
• Die Existenz des Trusts endete aufgrund der von HNS festgelegten wirtschaftlichen Gesichtspunkte.

Finanzen: Überprüfen Sie bis nächsten Dienstag die endgültige Liquidationsabrechnung für die endgültige Gebührenstruktur des Treuhänders.

BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Kunden

Wenn man sich die Verhandlungsmacht der Kunden des BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) ansieht, muss man eine Kernsache verstehen: Der Trust hatte praktisch keinen Einfluss. Ehrlich gesagt war die Machtdynamik völlig gegen den Trust verzerrt, was diese Kraft extrem hoch machte.

Der Trust war von Natur aus ein reiner Preisnehmer auf dem globalen Rohölmarkt der Sorte West Texas Intermediate (WTI). Sie verhandeln nicht über den Preis von WTI; Du nimmst, was der Markt dir bietet. Die Lizenzgebühr, die einzige Einnahmequelle des Trusts, wurde täglich auf der Grundlage des WTI-Preises abzüglich einer Kosten- und Steuerformel berechnet. Das bedeutet, dass der ultimative „Kunde“ – der Markt, der den Preis festlegt – alle Karten in der Hand hatte.

Dieser Mangel an Kontrolle wird durch die Finanzergebnisse von 2025 deutlich, obwohl der Trust am 31. Dezember 2024 offiziell aufgelöst wurde und seine Geschäfte Ende 2025 abwickelte. Die Struktur selbst diktierte das Ergebnis, als die Preise fielen.

Hier ist die kurze Rechnung, die zeigt, wie der WTI-Preis die Einnahmen oder deren Fehlen in den im Jahr 2025 gemeldeten Quartalen diktierte:

Sehen Sie das? Als der WTI-Preis unter die hohen Break-Even-Kosten fiel – die sich im Wesentlichen aus der Summe der anrechenbaren Kosten und Produktionssteuern zusammensetzten – waren die Lizenzeinnahmen Null. Im Treuhandvertrag war festgelegt, dass die Zahlung nicht weniger als Null betragen darf, was eine kleine Gnade ist, aber dennoch bedeutete, dass den Anteilsinhabern kein Cashflow zufließt. Aus genau diesem Grund beliefen sich die Lizenzeinnahmen im ersten Quartal 2025 auf 0 Millionen US-Dollar. Dies geschah erneut im zweiten Quartal 2025.

Die Macht des Kunden wird durch die Art des zugrunde liegenden Vermögenswerts weiter gefestigt. Sie haben es mit einer Ware zu tun.

• Die Lizenzgebühr basiert auf dem WTI-Preis, einem weltweiten Benchmark-Rohstoff.
• Es gibt absolut keine Produktdifferenzierung; Der Trust verdient einen Teil der Rohöleinnahmen, nicht eine einzigartige Dienstleistung oder ein einzigartiges Produkt.
• Die Fähigkeit des Trusts, Einnahmen zu generieren, hängt vollständig von externen Kräften ab – globales Angebot/Nachfrage –, was die Definition von Preisnehmer ist.

Fairerweise muss man sagen, dass der Hauptbetreiber, Hilcorp North Slope, LLC, der die eigentliche Zahlung an den Trust leistet, über gewisse vertragliche Befugnisse bei der Festlegung der Pro-Barrel-Lizenzgebührenformel durch die Komponenten „Anrechenbare Kosten“ und „Produktionssteuern“ verfügt. Die WTI-Preiskomponente stellt diesen Einfluss jedoch in den Schatten. Als WTI im zweiten Quartal 2025 bei 63,95 US-Dollar lag, betrug die negative Lizenzgebühr pro Barrel (37,83 US-Dollar), was zeigt, wie die Kosten den Preis übersteigen. Hier spricht der Markt, nicht der Trust.

Auch nach der Auflösung des Trust spiegelten die endgültigen Ausschüttungen diese Realität wider. Die jährliche Auszahlung (TTM) betrug am 20. Oktober 2025 nur 0,23 US-Dollar pro Einheit, was die schwere Umsatzdürre in den Jahren 2023, 2024 und im ersten Teil des Jahres 2025 vor der Abwicklung widerspiegelt. Der Kunde – der WTI-Markt – legte die Bedingungen fest, und der Trust musste damit leben.

Finanzen: Erstellen Sie bis nächsten Dienstag eine endgültige Cashflow-Prognose für den Abwicklungsprozess.

BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) – Porters fünf Kräfte: Konkurrenzrivalität

Sie analysieren die Wettbewerbslandschaft für BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) ab Ende 2025, aber die Realität ist, dass das Konzept der Wettbewerbsrivalität, wie es traditionell angewendet wird, einfach nicht mehr zu diesem Unternehmen passt. BPT war als passiver, nicht operativ tätiger Grantor Trust strukturiert. Das bedeutet, dass es keine Mitarbeiter gab, kein Managementteam, das strategische operative Entscheidungen traf, und keine Vertriebsmitarbeiter, die um Marktanteile kämpften. Es handelte sich um ein reines Durchleitungsinstrument für Lizenzeinnahmen.

Der Kern des Wertversprechens des Trusts – und damit der einzige Bereich, in dem es irgendeine Form von Rivalität gab – war sein Anlagevermögen. Die Vermögenswerte des Trust waren an eine übergeordnete Lizenzbeteiligung an einem einzigen, ausgereiften und rückläufigen Ölfeld gebunden: der Prudhoe Bay Unit in Alaska. Dies ist keine dynamische Branche, in der Sie über Preise oder Innovationen konkurrieren. Es handelt sich um einen festen Strom, der der Geologie und den Rohstoffpreisen unterliegt. Zum Kontext der Laufzeit des Vermögenswerts: Das Feld erreichte 1979 mit 1,5 Millionen Barrel pro Tag seinen Höhepunkt, und im vierten Quartal 2024 betrug die durchschnittliche Nettoproduktion, die der Lizenzbeteiligung zuzurechnen ist, nur 64,6 Tausend Barrel pro Tag (mb/d).

Der einzige wirkliche Wettbewerb, dem BPT ausgesetzt war, war der um Investorenkapital, das in diesem Zusammenhang die Rivalitätskraft darstellt. Anleger entschieden sich dafür, BPT-Anteile zu halten, anstatt andere Wege zu nutzen, um sich im Öl zu engagieren, wie etwa MLPs, E&P-Aktien oder Rohstoff-ETFs. Dieser Wettbewerb verschwand, als die wirtschaftliche Lebensfähigkeit des Trusts endete. Der Kündigungsmechanismus war explizit: Der Trust endet, wenn die Nettoeinnahmen aus der Lizenzbeteiligung in zwei aufeinanderfolgenden Jahren unter 1,0 Millionen US-Dollar pro Jahr fallen. Da der Trust in den Jahren 2023 und 2024 für kein Quartal Einnahmen erzielte, war diese Bedingung erfüllt.

Die Finanzdaten bis zum Schluss zeigen deutlich, dass im Vergleich zur Kostenstruktur keine wettbewerbsfähige Umsatzgenerierung möglich ist:

Die negative Lizenzgebühr pro Barrel im vierten Quartal 2024, die darauf zurückzuführen war, dass WTI mit 70,32 US-Dollar unter der Gewinnschwelle lag, gegenüber Kosten von 93,52 US-Dollar (91,10 US-Dollar + 2,42 US-Dollar), bedeutete, dass die Zahlung laut Treuhandvereinbarung Null war.

Das ultimative Wettbewerbsergebnis ist die Einstellung des Geschäftslebens. Der Trust wurde am 31. Dezember 2024 um 23:59 Uhr offiziell aufgelöst. Dieses Ereignis macht alle vorherigen Wettbewerbskräfte zunichte, da das Unternehmen nicht mehr als operativer Konzern existiert. Der Schwerpunkt verlagerte sich vollständig auf den Abwicklungsprozess, der von der Bank of New York Mellon Trust Company, N.A. als Treuhänder verwaltet wurde.

Für Anleger, die während der Abwicklung Anteile hielten, war das einzige verbleibende finanzielle Ereignis die endgültige Realisierung des Restwerts. Das ist keine Rivalität, sondern Liquidation. Die wichtigsten Finanzdatenpunkte nach der Kündigung sind:

• Die Treuhandanteile wurden nach der endgültigen Verteilung gelöscht.
• Der Trust hat seine Meldepflichten gegenüber der SEC eingestellt.
• Eine endgültige Ausschüttung von etwa 4,8 Millionen US-Dollar wurde am 9. Oktober 2025 bekannt gegeben.
• Für das vierte Quartal 2024, das erste Quartal 2025 und das zweite Quartal 2025 wurde keine Einheitszahlung geleistet.
• Der Trust erhielt am 30. Juni 2025 die Benachrichtigung über die Aussetzung/Delisting der NYSE.

Der Verkauf der Vermögenswerte des Trust und die Freigabe der Barreserven gipfelten in dieser endgültigen Auszahlung, wodurch jegliches Potenzial für künftigen Wettbewerb oder Investitionsvergleich beseitigt wurde.

BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch Ersatzkräfte

Sie analysieren den BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) und die Bedrohung durch Ersatzstoffe für seine einzige Einnahmequelle – Rohöl – ist wohl die existenziellste Kraft, der er ausgesetzt ist, insbesondere angesichts der strukturellen Einschränkungen des Trusts.

Die globale Energielandschaft entfernt sich aktiv vom Öl, was die langfristige Rentabilität des zugrunde liegenden Vermögenswerts des Trusts direkt unter Druck setzt. Beispielsweise hatten erneuerbare Energien im Jahr 2024 mit 38 % den größten Anteil am Wachstum der gesamten Energieversorgung und übertrafen damit Öl, das nur 11 % zu diesem Wachstum beitrug. Dieser Trend beschleunigt sich; In den ersten sechs Monaten des Jahres 2025 übertraf die weltweite Stromproduktion aus erneuerbaren Quellen, insbesondere Sonne und Wind, erstmals die aus Kohle.

Der Substitutionsdruck besteht nicht nur in der Stromerzeugung; Auch Erdgas ist auf dem Vormarsch und macht im Jahr 2024 28 % des gesamten Energieversorgungswachstums aus. Das schiere Ausmaß des Übergangs bedeutet, dass der Markt für BPT-Produkte langfristig vor strukturellen Herausforderungen steht. Die Internationale Energieagentur prognostiziert, dass sich die Kapazität erneuerbarer Energien bis zum Ende des Jahrzehnts mehr als verdoppeln könnte, wobei Solar-PV voraussichtlich 80 % dieser neuen sauberen Energie ausmachen wird.

Hier ist ein Blick darauf, wie das Wachstum von Ersatzstoffen im Hinblick auf das Wachstum des neuen Angebots das Wachstum traditioneller fossiler Brennstoffe übersteigt:

Der Trust selbst ist nicht in der Lage, sich auf diese Nicht-Öl-Energiequellen zu konzentrieren oder in sie zu investieren. Dies ist kein Unternehmen, das einen Solarpark bauen kann; Es handelt sich um einen Grantor Trust, dessen Existenz vollständig von der Lizenzbeteiligung an der Prudhoe Bay Unit abhängt. Der ultimative Beweis für diese Inflexibilität ist sein Status Ende 2025: Der Trust wurde am 31. Dezember 2024 um 23:59 Uhr offiziell aufgelöst, da die Nettoeinnahmen aus der Lizenzbeteiligung in zwei aufeinanderfolgenden Jahren (2023 und 2024) weniger als 1,0 Millionen US-Dollar betrugen. Der Treuhänder hat inzwischen mit der Abwicklung der Angelegenheiten begonnen und einen formellen Verkaufsprozess für die Vermögenswerte eingeleitet, für den bis zum 29. Juli 2025 Gebote abgegeben werden müssen.

Dieses Substitutionsrisiko wird durch die begrenzte Lebensdauer des Vermögenswerts und die hohen Betriebskosten erheblich verschärft, die die Lizenzgebührenbasis selbst bei unterstützenden Ölpreisen untergraben. Das sieht man deutlich, wenn man sich die Daten für 2024 anschaut:

• Allein im Jahr 2024 ging die Produktion in Prudhoe Bay um 14 % zurück.
• Das Feld ist Teil einer fast vier Jahrzehnte andauernden Niedergangsphase seit seinem Höhepunkt im Jahr 1988.
• Im vierten Quartal 2024 erreichten die durchschnittlichen bereinigten anrechenbaren Kosten 91,10 USD pro Barrel.
• Dieses Kostenniveau führte zu einer negativen Lizenzgebühr pro Barrel von (23,19) US-Dollar, während der durchschnittliche WTI-Preis nur 70,32 US-Dollar betrug.
• Die anrechenbaren Kosten pro Barrel stiegen von 23,75 US-Dollar im Jahr 2019 auf 34,75 US-Dollar im Jahr 2023, mit einer vorgeschriebenen jährlichen Erhöhung von 2,75 US-Dollar pro Barrel nach 2020.

Der hohe, steigende und feste Charakter der anrechenbaren Kosten in Kombination mit dem natürlichen Produktionsrückgang bedeutet, dass selbst ein moderater Rückgang der WTI-Preise – eine direkte Folge des Substitutionsdrucks – die Lizenzzahlung sofort zunichte machen kann, wie die Zahlung von 0,00 USD für das am 31. Dezember 2024 endende Quartal zeigt.

BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch neue Marktteilnehmer

Für den BP Prudhoe Bay Royalty Trust (BPT) ist die Gefahr, dass neue Marktteilnehmer Lizenzgebühren aus dem spezifischen Vermögen des Trusts erhalten, praktisch gleich Null. Dabei handelt es sich nicht um ein traditionelles operatives Geschäft, das im Wettbewerb steht; Es handelt sich um ein geschlossenes Finanzinstrument, das sich in Liquidation befindet.

Der Trust selbst stellte seinen Betrieb am 31. Dezember 2024 um 23:59 Uhr ein, da die Nettoeinnahmen in zwei aufeinanderfolgenden Jahren die Schwelle von 1,0 Millionen US-Dollar pro Jahr nicht erreichten. Der Treuhänder leitete den Abwicklungsprozess ein, einschließlich eines Verkaufsvorgangs für die Treuhandvermögenswerte, der im Juni 2025 begann, wobei die erste Angebotseinholungsfrist am 29. Juli 2025 endete. Die endgültige Ausschüttung an die Anteilinhaber wurde für den 20. Oktober 2025 angekündigt.

Der Kernwert, der Lizenzanteil, ist ein nicht reproduzierbares, spezifisches Vertragsrecht, das durch eine übergeordnete Lizenzübertragung vom 27. Februar 1989 und eine Treuhandübertragung vom 28. Februar 1989 begründet wurde. Kein neues Unternehmen kann einfach in den Markt eintreten und diesen spezifischen, bereits bestehenden Vertragsstrom nachbilden. Jeder potenzielle neue Marktteilnehmer wäre ein Bieter für den bestehenden Vermögenswert im Liquidationsverkauf und kein neuer Konkurrent des Ertragsmodells des Trusts selbst.

Um Ihnen einen Eindruck vom Kontext des zugrunde liegenden Vermögenswerts zu vermitteln, der verdeutlicht, warum neue Marktteilnehmer kein Faktor für die Struktur des Trusts sind, bedenken Sie die enormen Eintrittsbarrieren für neue Ölunternehmen am North Slope:

Der zugrunde liegende Vermögenswert selbst ist ein ausgereiftes Feld, was bedeutet, dass die einfache Produktionsphase längst vorbei ist. Die Produktion in Prudhoe Bay erreichte 1988 mit 1,5 Millionen Barrel pro Tag ihren Höhepunkt. Seitdem hat das Feld einen anhaltenden Rückgang erlebt, einen der längsten in den großen nordamerikanischen Becken, der auf die natürliche Erschöpfung der Reservoirs zurückzuführen ist. Während neue Projekte wie Nuna und Pikka die Produktion steigern, sind die alten Felder wie Prudhoe Bay durch Rückgangsraten gekennzeichnet, die neue Marktteilnehmer überwinden müssten.

Die Eintrittsbarrieren für die neue Ölförderung am North Slope sind für jedes Unternehmen, das die historische Einnahmequelle des Trusts nachbilden möchte, unerschwinglich:

• Die Ölförderung kostet das Doppelte des Landesdurchschnitts.
• Um die behördliche Genehmigung zu erhalten, sind über 60 Genehmigungen erforderlich.
• An dem Prozess sind 11 Bundes- und Landesbehörden beteiligt.
• Das Feld ist ausgereift, die Produktion ist seit 1988 rückläufig.

Hilcorp North Slope, LLC (HNS), der derzeitige Betreiber, lehnte seine Option ab, die Trust-Vermögenswerte zu einem Preis zu erwerben, der auf 11.641.600 US-Dollar zum 31. Dezember 2024 basiert. Diese Entscheidung, gepaart mit der obligatorischen Liquidation des Trusts, bestätigt, dass die Wettbewerbskraft neuer Marktteilnehmer für den Fortbestand von BPT völlig irrelevant ist.