Немного оценок о конкурентоспособности российских солнечных панелей (для частника) в сравнении с прочими производителями. На сайте "Хевел" указана стоимость готового решения от 57.6 тыс. рублей за кВт (для объекта в 15 кВт, что означает "от", и какие могут быть накрутки - не знаю). Сейчас на Украине бум строительства домашних солнечных станций, разумеется, в основном на китайских панелях. Оценки разные, вроде бы под ключ можно вписаться в 1000 долларов за киловатт более-менее качественных элементов. То есть около 65 т.р.
Тут, конечно, опрометчиво делать прямые сравнения (нужно смотреть и параметры панелей, и к примеру, есть ли импортные пошлины на оборудование на Украине, и многое другое в контексте стоимости монтажа). Поэтому просто две оценки (57 и 65 тыс. рублей за киловатт) в условиях, когда информация по цене не только солнечной энергии, но и просто оборудования, остаётся достаточно разрозненной. Наши выглядят не так уж и плохо, хотя подозреваю, что на Украине их совсем не ждут.

30 октября должны выложить отчёт "Новатэка" за 3кв. где, как предполагаю, будет опубликовано, на каких условиях продали доли в "Арктик СПГ 2" японским и китайским компаниям. В ожидании посмотрел отчёт за 2 кв., где аналогичная сделка (продажа 10%) была совершена с компанией Total. Напомню, что тогда в СМИ сообщалось, что стоимость приобретения 10% в "Арктик СПГ 2" составляет 2,55 млрд, то есть весь проект оценивался 25,5 млрд. При, как мы знаем, ожидаемом объёме инвестиций в 21 млрд. То есть, если смотреть поверхностно, ситуация выглядела как 25%-ная переплата. Однако, по факту эти деньги, можно разбить на "плату за вход" и финансирование своей части в проекте, ведь в значительной степени такие проекты финансируются за счёт заёмных средств. И вот как это описано в МСФО за 1пг., цитата:

"В рамках сделки по продаже 10%-ной доли участия в «Арктик СПГ 2», «TOTAL E&P Salmanov» обязуется
осуществить следующие платежи:
i. денежные платежи в пользу Группы в размере эквивалента 1'300 млн долл. США, из которых
эквивалент 600 млн долл. США был выплачен при закрытии сделки, а оставшаяся сумма будет
перечислена в течение 12 месяцев с этой даты;
ii. условное возмещение в пользу Группы, состоящее из денежных траншей в общей сумме до эквивалента
800 млн долл. США, зависящих от среднего уровня котировок цен на нефть за год, предшествующий
каждому платежу. Даты платежей привязаны к срокам запуска очередей завода СПГ Проекта;
iii. платежи в виде вкладов в имущество «Арктик СПГ 2», составляющие эквивалент от 342 млн до
842 млн долл. США, размер и сроки платежей по которым определяются в зависимости от объема
программы капитальных вложений Проекта, который будет предусмотрен в Окончательном
Инвестиционном Решении (далее – «ОИР»), и даты запуска производства на первой линии завода СПГ
Проекта."

Как нетрудно заметить, цифра непосредственно инвестиций в проект в общей сумме перечислений относительно невелика, находится в третьем пункте и составляет ровно 40% от объёма финансирования 10%-ной доли, вероятно оставшиеся 60% - ожидается доля заёмных средств.
Не возьмусь сейчас на коленке делать выводы, какой будет рентабельность этих вложений для Total, не стоит забывать что компания - крупный акционер "Новатэка" и, поэтому, отчасти платит сама себе. В любом случае, "плата за вход" оказалась очень существенной, что неплохо для "Новатэка". Интересно будет сравнить с цифрами для китайских и японских компаний, в СМИ тогда не сообщались даже "суммарные" цифры (как для сделки с Total). И, конечно, нужно помнить, что за простыми цифрами новостей всегда стоит вот такая вот кухня, в которой ещё нужно разобраться.

В украинском секторе ВИЭ очевидный бум - только за этот год уже было установлено 2,5 ГВт "ветра" и "солнца" - это половина всей нашей программы ВИЭ до 2024 года. Правда, на текущий год и пришлись основные запуски, всего сейчас на Украине 4 ГВт. Причина бума понятна - в следующем году фиксированный и немаленький "зелёный тариф" для промышленных станций может смениться на не столь привлекательную систему аукционов. А для населения зелёный тариф также снизится примерно на четверть. Нынешние тарифы являются, конечно, аттракционом неслыханной щедрости, домашняя солнечная станция окупается за пять лет, а потом ещё на пять лет остаётся фиксированный высокий зелёный тариф, позволяющий получать сверхприбыль. Ну а потом - уже фактически бесплатная электроэнергия. Эту благостную картину портят два обстоятельства.

Во-первых, среди "частников" этими условиями смогли воспользоваться всего лишь около 0,1% от общего числа домохозяйств, ведь оптимальный объём инвестиций, чтобы получить максимальную экономию на масштабах, составляет около 30 тыс. долларов.
Во-вторых, банкет, разумеется, за счёт всего энергорынка, то есть, за счёт всего населения. Во втором квартале 2019 года ВИЭ на Украине выработали 3,3% электроэнергии, но получили 13,6% средств энергорынка! В третьем квартале выработка ВИЭ выросла до 4,9%, долю средств можно прикинуть.
И в любом случае, "домашние" солнечные СЭС - это около 10% от всех ВИЭ, то есть основные бенефициары - промышленные СЭС и ВЭС, которыми владеют олигархи (или просто состоятельны граждане) и/или компании, в т.ч. иностранные.
Обо всём этом - подробней написал в тексте.
https://ria.ru/20191026/1560212205.html

Есть у нас, к сожалению, коллеги, которые, скажем так, с удовлетворением, комментируют иные неудачи наши в нефтегазовых делах (не путать со здоровым алармизмом). Мол, давно пора понять, что поезд ископаемых топлив уходит, а кто не понял, сами дураки. Хотя, подозреваю, что причины радости там совсем в другом.

Я хоть и убеждённый "газовик", но привык радоваться любым нашим успехам, в т.ч в сфере ВИЭ. Вот и сейчас приятная новость - "Хевел" будет ставить свои солнечные модули в Венгрии (76 МВт), через покупку доли в местной компании, получившей контракты на строительство солнечных станций. Наверное, самое любопытное сейчас - это цена этой доли (что и определит итоговую доходность), т.к. остальные условия выглядят очень прилично. Главное - "зелёный тариф" - 101 евро за МВт-ч плюс инфляция, очень неплохо по нынешним временам. Коэффициент использования установленной мощности, как пишут, в Венгрии можно обеспечить на уровне 13,6%. Модули собственного производства, не думаю, что сам девелопмент будет дорогой. Ну и в любом случае, экспорт высокотехнологичного оборудования, всё как мы любим, словом.
https://www.kommersant.ru/doc/4141946

Написал по последним событиям, нового, конечно, немного, выкладываю для комплекта.
https://ria.ru/20191031/1560423075.html

https://yangx.top/obkos/63
Вдогонку к недавнему посту, сюрпризов не оказалось, доли китайским и японским компаниям в "Арктик СПГ 2" продали на "аналогичных" условиях, что и продажа для Total.
По цифрам вроде всё действительно так и выглядит, а вот цитата из МСФО "Новатэка" за 9 мес.:
"В июне 2019 года Группа подписала договоры с компаниями «CNPC», «CNOOC Limited», «Mitsui & Co., Ltd.» и «JOGMEC» о вхождении в проект «Арктик СПГ 2». В соответствии с данными договорами, компании «CNODC Dawn Light Limited» и «CEPR Limited», являющиеся дочерними обществами «CNPC» и «CNOOC Limited» соответственно, и «Japan Arctic LNG B.V.», являющееся совместным предприятием «Mitsui & Co., Ltd.» и «JOGMEC», приобрели 10%-ные доли участия в ООО «Арктик СПГ 2» каждая на условиях, аналогичных вышеприведенным условиям вхождения «TOTAL S.A.» в Проект. Данные сделки были закрыты в июле 2019 года после выполнения отлагательных условий."

Повторюсь, что т.к. Total, как крупный акционер "Новатэка", отчасти платит сама себе, то по сути условия продажи для азиатских компаний можно считать немного худшими. Впрочем, это распространённая практика, когда первый участник проекта получает условия чуть лучше, чем последующие участники.

Долгое время в оценках себестоимости СПГ меня смущало несколько вещей.
Во-первых, то что мы часто пользуемся "снятыми", готовыми данными.
Во-вторых, то что разброс этих оценок себестоимостей в различных источниках велик при, казалось бы, плюс-минус одинаковых вводных.
И, третье, понятно, что себестоимость будет зависеть от стоимости капитала, но далеко не везде есть указание при какой цене денег сделаны оценки. В результате, с В.Лактюшкиным, набросали собственные оценки. Модель простая и не учитывает налогов. Но делать налоги "на глазок" не хотелось. Кроме того, с учётом налогов сложней решать обратную задачу - поиск себестоимости при заданной ставке дисконтирования (IRR).
Результаты - внутри текста, фактически это один график. Для начала сделали сравнение нашего СПГ с американским. Ценовые допущения для ам.СПГ взяли по нижней границе, чтобы добавить драматизму, но не удивлюсь если примерно так всё и будет. Себестоимости нашего и американского СПГ близки, так что конкурировать будем. Ну и несмотря на упрощения, цифры получились здоровыми и сопоставимы с литературными данными.
Второй момент - это зависимость цены сжижения СПГ от стоимости капитала. Различия существенны, в принципе, картинка говорит сама за себя, и такая ситуация ожидаемая. Остаётся вопрос, какую же ставку, считать наиболее адекватной, писал об этом чуть ранее колонку на РИА, но там были общие вопросы, а здесь вполне конкретный случай.
https://www.nalin.ru/eshhyo-raz-o-glavnom-chej-spg-deshevle-rossijskij-ili-amerikanskij-7099

Любопытная иллюстрация сразу двух историй, о которых писал последнее время - украинские ВИЭ и влияние стоимости денег (на себестоимость производимого СПГ или выработку электроэнергии). И вот новость: DTEK Renewables, дочерняя компания холдинга ДТЭК Р.Ахметова, один из крупных игроков на рынке украинского ВИЭ, разместила "зелёные" пятилетние облигации в евро на сумму 325 млн евро. Самое главное - ставка купона - 8,5% годовых. И это в евро!, где в самой еврозоне уже отрицательные ставки.

Если занимать по такой ставке выгодно, это означает, что доходность инвестирования в украинские ВИЭ намного выше 8,5%. Как уже писал ранее, всё это обеспечивается через завышенный тариф, а деньги собираются со всей энергосистемы. Такая схема во многих странах, вопрос только в цене выкупа зелёной энергии.
Напомню, для "домашних" солнечных ЭС на Украине можно достичь доходности 20% годовых (за счёт сдачи в сеть получаемой э/э по зелёному тарифу), и это в евро. Для промышленных СЭС тариф чуть ниже, но там и экономия на масштабах больше. В результате, максимальные цены выкупа зелёной энергии на Украине в 10 раз превышают наиболее низкие цены отборов солнечной э/э в Европе. В ЕС такой результат удаётся обеспечивать низкими ставками кредита и системой аукционов, а не фиксированному тарифу. В общем, ждём быстрей переход украинских ВИЭ на аукционы, иначе фиксированный сверхвысокий тариф энергетику добьёт в ближайшее время. И, конечно, любопытно, как будут развиваться украинские ВИЭ после запуска аукционов, и удастся ли заработать, занимая под 8,5% в евро.

Нужно сказать, что в России доходности проектов ВИЭ тоже высоки (12%), они рассчитываются через премию к доходностям ОФЗ. Но у нас, по крайней мере, расчёты в рублях, поэтому зафиксированы страновые, валютные риски. На Украине же все расчёты в евро, доходности в евро.
https://biz.censor.net.ua/news/3158083/dtek_ahmetova_podtverdil_razmeschenie_zelenyh_obligatsiyi_na_325_millionov_evro

Написал небольшой апдейт по последним новостям на рынке СПГ. В Мозамбике Total планирует ещё +2 линии к строящемся двум, Exxon готовит там же свой завод. В США сжигают всё больше попутного газа, что будет в перспективе давить на цены на газ и поддержит конкурентоспособность ам.СПГ, но ключевым станет окончание (или нет) торговой войны и история с 25%-ной пошлиной. В этом году в мире уже приняты инвестрешения по заводам СПГ на 65 млн т, что составляет 20% от текущей мировой торговли.
При этом, импорт СПГ в Китае очевидно замедляется, понятно что поддерживать ежегодно по 50% прироста невозможно, но тем не менее. В этом году годовой прирост импорта СПГ в Китае будет на уровне 10-15%, а рост зимнего суммарного спроса на газ (новость вышла позже, и не вошла в обзор) составит всего 5-8%. На этом фоне любопытная новость по поводу отказа от 3ей линии "Сахалин-2" в пользу возможной дополнительной трубы в Китай с востока. Такой вариант обсуждался и раньше, но сейчас он всё более интересен. Действительно, ценовая "премиальность" СПГ на фоне избытка исчезает, а раз так, зачем платить больше за сжижение (трубы то там достроить совсем немного). В среднесрочном будущем, с постепенным запуском "Силы Сибири" на полную мощность, видимо мы всё чаще будем слышать обсуждения, как же российский сетевой газ влияет на импорт СПГ в Китай, ровно также как ещё недавно активно обсуждали, как СПГ влияет на экспорт сетевого газа в Европе. Обо всём этом подробней - в заметке.
https://ria.ru/20191111/1560777274.html

Акции американского сланцевого добытчика Chesapeake Energy пробивают очередное дно ($0.81). Заголовки скромно сообщают о "20-летнем ценовом минимуме", но по сути акции упали более чем в 75 раз от максимумов 2008 года и более чем в 30 раз от локальных максимумов 2014 года. Понятно, что оба максимума были связаны с высокими ценами на нефть. Но и в последние три года, когда цена на нефть "устаканились", акции болтались на отметке 3-5 долларов, а сейчас вот постепенно сложились ещё в несколько раз.
Почему так получается? Формальные цифры говорят о возможных затруднениях финансирования из денежного потока обслуживания долга (а рефинансироваться то не дадут) и новых кап.затрат, необходимых для поддержания объёмов добычи.
Если же говорить о сути, то один из факторов - компании не повезло с их основным сланцевым плеем Haynesville. Добыча там оказалась намного дороже, чем на том же Marcellus. Но главное - газ там сухой, то есть тех возможностей, когда дешёвый газ компенсировался для добытчиков продажей попутных жидких

углеводородов компания не получила. В последнее время Chesapeake постаралась уйти на более перспекивные участки, на Eagle Ford, но поздно. И кстати, Chesapeake, это уже не только газ, но и приличные объёмы нефти - около 120 тыс. баррелей в сутки (суммарная добыча всех углеводородов 480 тыс. б. нефтяного эквивалента). Поэтому сообщается, что несколько долларов к текущей цене нефти могли бы помочь выйти компании из тупика.
Так или иначе, если быть объективным, то у других "сланцевиков" всё немного получше. Но и следить за Chesapeake интересно всё-таки компания это "знаковая" в сланцах, кроме того, с историей скандала с CEO компании, который закончился трагически. Chesapeake - это один из пионеров сланцевой революции в газе, и конечно, он взял на себя все сложности, в том числе выражаемые деньгами, этой пионерской деятельности.
Тут, наверное, красиво было бы ввернуть фразу про революцию - кто её задумывает совершает и пользуется плодами. Но разделение сланцевых компаний на фанатиков, романтиков ит.д. не имеет особого смысла, а с плодами - для самих сланцевиков - тоже всё негусто.

На днях прошла новость, что Saudi Aramco собирается поставлять СПГ в Бангладеш. Новость со стороны частная и отраслевая, но чем она интересна? Как минимум, три аспекта, подтверждающие тенденции, о которых писал ранее.
Во-первых, напомним, что Саудовская Аравия не производит СПГ, а некоторое время назад хотела даже импортировать его (чтобы заместить сжигаемые сейчас объёмы нефти, но потом передумали: всё равно ограничения на экспорт в рамках ОПЕК+, чего бы и не посжигать). То есть Aramco станет трейдером СПГ (что не новость, было известно и раньше). Трейдингом СПГ начинают заниматься почти все. Но чтобы продавать СПГ, нужно его где-то и покупать. Напомню, что ранее были планы что КСА станет инвестором и в наши арктические проекты СПГ, но не сложилось. Aramco купила доли в американских проектах СПГ, но пока это бумажные проекты, их реализация не началась.
Во-вторых, Бангладеш. Один из самых перспективных новых рынков СПГ, и не случайно компания (как и многие другие) стремится закрепить свои позиции именно там.
И в-третьих, куда пойдёт СПГ? В электрогенерацию, проекты LNG-to-power. Вроде и СПГ не самый дешёвый источник газа, и ветряки с "солнцем" якобы уже дешевле генерации из газа, и тем не менее СПГ (электростанция 3,6 ГВт!). В новой глобальной генерации будет смесь разных источников, и списывать оттуда газ, как любят делать некоторые апологеты ВИЭ, рановато.
https://www.cnbc.com/2019/11/13/reuters-america-saudi-aramco-to-supply-lng-to-bangladesh-as-part-of-power-deal.html

Написал ещё одну заметку на актуальную тему - все говорят об избытке СПГ, при этом строят и готовят новые производства. На что же расчёт каждого участника, что именно его газ окажется востребованным по приемлемой цене? Ответ в каждом случае индивидуален. В США, к примеру, одна история. Там этапы производственной цепочки разнесены по разным участникам. Кто-то, как Катар, надеется на свой самый дешёвый СПГ. А кто-то просто ошибается, и в результате будет в убытках. А то, что ошибиться в проектах на десятки миллиардов долларов вполне возможно, показала Австралия, ещё раз разобрал этот сюжет в контексте последних новостей.
Из новых проектов австралийский "успех" может повторить, на мой взгляд, LNG Canada. Изначально дорогой проект, стройка ещё толком не началась, а только газопровод уже подорожал на 7%. В Мозамбике тоже будет всё непросто.
Какие выводы? Во-первых, дефицит газа в Австралии может подсократить ожидающейся избыток СПГ на рынке. Во-вторых, то, что majors идут даже в дорогие проекты СПГ говорит в пользу того, что ТНК верят в сектор, надеются на спрос и соответствующие цены. (Ну или наступают на австралийские грабли). Что это означает для наших проектов? Для "Новатэка" строительство своего нового завода "Арктик СПГ 2" окажется очень дешёвым с учётом продажи долей в нём партнёрам. "Балтийский СПГ" ("Газпром") и "Дальневосточный СПГ" ("Роснефть"), надеюсь, всё семь раз пересчитают, прежде, чем принять инвестрешения. Подробней обо всём этом написал в материале.
https://ria.ru/20191119/1561069467.html

Написал относительно простенький материал по газовым войнам. Тут не следует забывать, что на подходе у нас ещё один спор - в мае 2020 года заканчивается транзитный контракт с Польшей, где уже заявляли что хотят поднять расценки. При этом, если отношения с Украиной, несмотря на все сложности последних лет, в конечном счёте сводятся к деньгам, то в Польше партнёры намного более идейные. Самое очевидное - что украинский транзит ещё может пригодиться в торге с Польшей, поэтому если новый контракт с Украиной будет заключён на, как кажется, слишком большие объёмы, не стоит этого пугаться. Есть и другие аспекты: впереди, хотя это перспектива трёх лет, окончание контракта с Польшей на поставку газа. Наконец, история с поставкой американского СПГ для Украины через Польшу, тоже показательна. Известно, что Польша хочет стать мини-газовым хабом для стран Восточной Европы, и прямые поставки российского газа на Украину, если они состоятся, делают историю с хабом всё менее осмысленной. Словом, газовые отношения и торг с Украиной и Польшей нужно рассматривать не по отдельности, а в "треугольнике". Обо всём этом подробней - в тексте.https://ria.ru/20191122/1561417604.html

вот такую рекламу выдал интеренет. По сути, Total уже наполовину газовая (СПГ) компания. А с учётом того, что компания активно инвестирует и в обобщённый энергопереход, получается что на нефть приходится совсем немного. Это делает её интересной историей для наблюдения: что же будет с доходами на фоне избытка газа в мире и в некотором роде рисковом характере инвестиций в энергопереход. Особенно учитывая, что как мы ранее обсуждали, последние инвестиции в СПГ, за счёт которых компания и агрессивно занимает место на рынке, для Total выходят достаточно дорогими. Так или иначе, раньше нефтяные majors могли инвестировать к примеру в убыточный австралийский СПГ или неудачно в сланец (как эксон в XTO), но это были небольшие проценты от нефтяного бизнеса, и на финансовом состоянии нефтяных гигантов это критично не сказывалось, даже если проекты были провальные. Теперь же, по крайней мере в случае Total, так сделать уже не удастся. Похожая динамика будет и в других компаниях - переход типичен для многих majors.

Написал небольшой обзор некоторых событий в секторе ВИЭ. Три истории - Китай, Украина, Германия, чем-то похожие, хотя каждая со своими особенностями.
Китай объявил новый этап снижения субсидий для ВИЭ, предыдущий привёл к спаду инвестиций.
На Украине в следующем году вводы ВИЭ могут упасть кратно: энергорынку не хватает денег для выплат "солнцу" и "ветру", а энергосистема уже столкнулась с проблемой интеграции - зафиксированы первые ограничения выработки ВИЭ оператором энергосистемы. От безудержного стимулирования хотят перейти к квотам.
Крайне неоднозначная ситуация в наземной ветроэнергетике Германии - новые вводы падают, в этом году будет 1,5 ГВт по сравнению с "плановыми" 4-5. Винят регуляторные факторы, но кое-кто и переход от системы FIT к системе аукционов.
В общем случае, если начальная цена аукционов близка к предыдущему гарантированному тарифу выкупа, переход на аукционы от тарифной системы не должен влиять на темпы развития сектора, но и в Китае это повлияло (непонятно, как при этом изменились тарифы), и, возможно, отчасти в Германии. Повлияет и на Украине, там, правда, урежут тарифы.
Общее же везде то, что со зрелостью сектора (и рост объёмов и конкурентоспособность), к ВИЭ уже не относятся как к "стартапу", а предъявляют всё более строгие требования. Замедлятся ли от этого темпы роста сектора? Думаю да, поживём - увидим. Обо всём этом подробней - в заметке.
https://ria.ru/20191129/1561730380.html

Время от времени выкладываю рассуждения о том, как низкие цены на газ в мире соотносятся с финансовым положением компаний, и насколько устойчива эта конструкция в долгосрочной перспективе. Посмотрел в этом ключе на такую несколько хайповую тему как "Газпром" и его котировки. Последнее время много обсуждений, в связи с доразмещением акций, переходом на новую див.политику и многое другое, все наслышаны. Акции уже выросли в этом году с типовых 150 до ±250 (в связи с ростом дивидендов), и кое-кто пророчит новые вершины уровней 2008 года. Но как-то сложно соотносить такой прогноз с той ситуацией на газовом рынке, которую мы видим.
Конечно, "Газпром" - это история, для описания которой понадобится не десяток страниц. Но если посмотреть на коленке и исходить из того, что ключевым фактором остаются цены на газ в Европе. А они в ближайшие годы будут под давлением. Средняя цена спотовых европейских рынков в 2018 года - около $8 за млн БТЕ, таких цен мы ещё не увидим долго. Для сравнения, сейчас зима на носу, а цены декабрьского фьючерса - $5,3. Наиболее радикальные наблюдатели уже предполагают, что летом будут какие-то неимоверно низкие значения в Европе.
При этом, не следует забывать, что у "Газпрома" есть поддержка в виде нефтяной привязки пока для большей части контрактов. По различным оценкам, уже в районе 35-40% - спот, остальное нефтяная привязка. Это поддержит среднюю цену реализации (коэффициент привязки официально не разглашается, его в явном виде и не существует, т.к. структура контракта чуть другая, чем в СПГ. Но часто считают его на уровне 0.1 (а выше некуда - уже СПГ продают с привязкой 0.11) то при нефти по 62, мы получим 6.2 доллара за млн БТЕ, возможно и меньше). Но старые контракты постепенно истекают, заменяться они будут контрактами с привязкой к биржевым ценам.
Остаётся надеяться, что к моменту когда "нефтяные" контракты истекут, спотовые цены всё же подрастут, но всё равно 6-6.5 долларов за млн БТЕ это здоровая долгосрочная цена. Теперь перейдём к близким тысячам за кубометры. 6.5 - это 230 долларов за тысячу кубометров. Но это скорее позитивный сценарий. Цены могут оказаться запросто и меньше. 200 долларов за тыс. кубометров - это $5.6 за млн БТЕ, чуть выше текущего "спота".
При этом, колебания европейских цен на уровне 20% (то есть, скажем от 240 до 200 долларов) - это вполне реальный вариант. И такое падение "съедает" значительную часть европейской сверхприбыли (из налогов учитываю грубо - только пошлину): 40долл снижения с тысячи куб.м*0.7 (за вычетом 30% пошлины)*200 млрд куб.м*65 за доллар= 364 млрд рублей. Это существенная сумма, для сравнения вся прибыль группы Газпром за 2018 год составила около 1,5 трлн (из них 400 млрд - это "газпромнефть"), а в 2017 году - 766 млрд. В 2018 году средняя цена реализации в ЕС - 246, в 2017 - 200.
В пятницу вышел отчёт за 9 мес., третий квартал ожидаемое падение прибыли, а суммарная прибыль за 9 мес. даже чуть больше чем 2018 году, но за счёт уменьшившихся финансовых расходов. Прибыль от продаж на 30% ниже. Средняя цена экспорта в ЕС по году анонсирована на уровне 202-205.
Конечно, "Газпром", это ещё и внутренний рынок, и "Газпромнефть", которая вносит существенный вклад в прибыль всей группы, и ГЭХ, и чуток "Новатэка". И масса прочих статей доходов и расходов, которые конечно нужно смотреть отдельно.
Ещё у нас скоро будет запущена "Сила Сибири". Но проект, скажем прямо, при текущих ценах хорошо если выйдет в ноль, при честном начислении амортизации, там больших прибылей не будет.
Итого, вполне возможные колебания цен на газ на горизонте ближайших лет могут подпортить отчётность "Газпрома". Есть и позитивные возможности развития событий: если будут расти объёмы без падения цены, то это неплохо, так как транспортные расходы, вносящие основной вклад в себестоимость, остаются по сути фиксированными: прямо или косвенно за них уже уплачено (остаётся понять, что будет с Украиной). Вообще, игры с себестоимостью могут много на что повлиять.

(продолжение) Если говорить именно о котировках, то за 2018 год "Газпром" заплатил 29% от прибыли МСФО, а цель - выйти за два года на 50%. Поэтому умеренный рост вполне вероятен, но с учётом вышесказанного вилка не очень-то и большая для кратного роста котировок. Остаются и риски дальнейшей просадки (или даже фиксации на текущих уровнях) газовых цен.
При этом, постоянные читатели знают, что люблю газ, люблю "Газпром", но нельзя игнорировать ситуацию на рынке. Более того, являюсь владельцем относительно небольшого количества акций, полученных ещё по итогам, прошу прощения, ваучерной приватизации. Они пережили и падение 2008 года, так что наверное переживут и всё остальное. И если "Газпром" кратно вырастет, буду только рад. Не является инвестрекомендацией, критика, как всегда, приветствуется.

Написал оператив по "Силе Сибири". Перечитав, понял, что текст по своей идеи мало чем отличается от колонки, написанной свыше 5 лет назад, после подписания договора с Китаем. Это наверное и правильно. Правда, кое-что изменилось. Договор подписывался при 110 долларах за баррель, а сейчас - 60 с небольшим. И, если быть последовательным, нельзя не вспомнить проблемы СПГ Австралии, которые недавно обсуждали. Ведь наш проект, как и австралийские, достаточно дорогой, запаса прочности не было и при 110 долларах. Что уж говорить при 60. Тем не менее, и "задним числом", после того как цены упали, уверен, что его нужно было реализовывать. Во-первых, при всём при том, "Силе Сибири" помогла девальвация, в Австралии девальвация была меньшей нашей, а доля импорта в тех проектах - выше. Ну и главное. В Австралии стройки СПГ-заводы привели к дефициту газа. У нас же - "Сила Сибири" станет якорным проектом, который позволит высвободить новые запасы региона. Да, вероятно, "Газпром" заработает на проекте минимум. Но зато создаст новую нефтегазовую провинцию, аналогично западносибирской в 70-х. Вот только если тогда мы экспортировали первый газ за трубы, по которым этот газ поставлялся, то сейчас трубы большого диаметра уже давно российского производства. https://ria.ru/20191202/1561859521.html

Признаться, как и многие, устал уже от комментариев по поводу регулярных соседских "перемог", но вот эта показалась любопытной. Идея перемоги в том, что Украина покупает у России электроэнергию очень выгодно - на 20% дешевле по сравнению с тарифами для населения в московском регионе. Но для правильного сравнения нужно учитывать традиционно высокую долю расходов распределительных сетей в тарифе для конечного потребителя (населения), особенно на низком напряжении. Видимо, "не, не слышали". (Строго говоря, в том числе из-за этого тариф для населения мог быть ещё выше, т.к. он несколько занижен из-за перекрёстного субсидирования). Сравнение в таком виде совершенно не корректно. Если по фактам, то цена экспорта российской электроэнергии в ноябре на Украину составила 3,6 рубля за кВт-ч - вполне приличная цена для оптовых продаж.
https://elektrovesti.net/68575_rosiya-eksportue-v-ukrainu-elektroenergiyu-znachno-deshevshe-nizh-prodae-vlasnomu-naselennyu

Вот и вышла книга "Сланцевая революция и глобальный энергетический переход" под ред. Н.А. Иванова, в которой довелось принять участие (гл.11, про ценообразование на рынках СПГ), доступна для скачивания по ссылке в репосте ниже.