Не могу не отреагировать на неожиданную рекомендацию моей странички со стороны ув. Александра Фролова (да, мы действительно не договаривались), и, конечно, также советую подписаться. Регулярные (чем сам, например, не могу похвастаться) и подробные комментарии по основным нефтегазовым вопросам от авторского канала (а не анонимного — которых множество, но и ошибки/спорные трактовки в них бывают) — нечастое сочетание в телеграмме.
https://t.me/OilGasGame/224

Источник: S&P Global

Катар объявил, что партнёром по строительству новых заводов СПГ станет французская TotalEnergy (бывшая Total). Не исключено, что другие majors (Exxon, Shell, ConocoPhillips) также станут партнёрами, но учитывая, что у Катара всегда большой пакет в своём СП, а Total уже получила 25%(!), прочие доли будут невелики. Используемая ранее Катаром схема (один основной партнёр и несколько с меньшей долей) повторяется, за одним важным исключением — ранее главным партнёром всегда был американский ExxonMobil, что отлично видно на инфографике Platts по распределению (пропорционально доли владения) портфеля катарского СПГ с действующих заводов. (Картинка выше, т. к. телеграм не даёт прикреплять к картинкам больше тысячи знаков текста).

Главный вопрос — что стоит за таким изменением? Exxon традиционно был основным партнёром не только по внутрикатарским проектам. У них общий СПГ трейдер Ocean LNG, строится общий завод СПГ Golden Pass LNG в США, они совместно владеют крупным СПГ-терминалом South Hook в Великобритании.

Версий может быть минимум две. Одна из них предполагает, что новый СПГ будет нужен Европе, а раз так то правильно, чтобы партнёром стала европейская компания. Но этот спорный тезис — все majors действуют как трейдеры, и везут СПГ туда, где он дороже.

Второй вариант, который пока кажется более вероятным — напротив долгосрочная ориентация на Азию и Китай, а значит для Катара желательно снизить вовлечённость в свои СПГ-проекты компаний из США (которая и так высока), ведь в случае обострения отношений по линии КНР-США могут возникнуть лишние трудности с поставками СПГ.

Спекуляции могут быть разные, так или иначе, смена стратегического партнёра сама по себе — интересный сюжет для наблюдения. И этим партнёром оказалась именно французская компания, а не, скажем Shell, позиции которой сильны в Катаре и, которая, как и Total активно развивает свой СПГ-сегмент.

Важный UPD: В цифры закралась ошибка, не отменяющая выводы, но разница долей между Total и Exxon получается не столь существенная. О причинах ошибки написал ниже https://t.me/obkos/397

У ENTSOG вышел апдейт динамики поставок газа в ЕС, удобно смотреть сразу все направления, по описанию графика - чтобы не повторяться, предыдущий пост.
Что нового?

Объёмы импорта СПГ (синий) снижаются, но пока не сильно.
Недавние провалы (жёлтый и голубой цвета) — вероятно плановые и внеплановые ремонты в поставках из Норвегии, сейчас всё почти нормализовалось.

Для нас, как обычно, главное — поставки из РФ (красная линия) — продолжают снижаться, и в годовом исчислении составляют всего около 80 млрд куб.м. (Но это без Турции, и, вероятно без Сербии).

Причин может быть несколько. Самоограничения европейских импортёров, ограничения экспорта со стороны РФ (после отказа платить рублями со стороны некоторых стран, здесь у «Газпрома» появилось больше возможностей), а также особенности ценообразования. Всё же летом цены припали, а т. к. по долгосрочным контрактам берётся хоть уже и биржевая цена, но за предыдущий период, поэтому российская поставка может оказываться и дороже совсем «спотового» газа и СПГ.

Совсем кратко по текущим событиям со снижением объёмов прокачки по Сев.потоку.

Сейчас нужно смотреть на динамику транзита по украинскому коридору. Хотя транзит через Сохрановку давно прекращён, через Суджу сейчас транспортируется всего 40-43 млн куб.м в сутки, хотя максимальный контрактный объём даже только по этому направлению - 77 млн куб.м. То есть на 30 млн куб.м увеличить экспорт можно вообще без вопросов.
Украина предлагает нарастить и больше через Суджу, но поверим, что у «Газпрома» нет технической возможности наращивать поставку со своей стороны по этому коридору.

От того, какой будет ситуация с увеличением объёмов транзита по украинскому направлению, (а это может быть +0, +30 или +100, к примеру) станет понятней, что в текущей ситуации причина, а что - повод.

А ещё есть пустой, но готовый к использованию «Северный поток-2», где все турбины новые с полным ресурсом.

Написал ещё один текст по литию, теперь больше конкретики — компании, планы РФ ит.п. Читатели «спин-офф» канала @li_rush вероятно узнают чуть меньше нового, т. к. часть материалов, на основе которых готовится заметка, агрегируется в этом канале. Ниже некоторые тезисы, полностью, как обычно, по ссылке.

В ближайшее время Боливия планирует объявить о выборе иностранных партнёров для разработки своих запасов лития. Боливия входит в так называемый «литиевый треугольник» на границе с Чили и Аргентиной. Но если две последние добывают около трети всего лития, то в Боливии объёмы символические. Отчасти это связано с неудачной попыткой развить собственную добычу ранее с опорой только на собственные силы. Отчасти — с тем, что в содержащих литий боливийских рассолах высока доля магния, что затрудняет извлечение самого лития.

Оптимисты уже называют Боливию новой литиевой Саудовской Аравией. Однако правильней было бы назвать Боливию литиевой Венесуэлой, учитывая, что извлечение лития здесь сопряжено с трудностями, как и в случае с добычей высоковязкой нефти в Венесуэле, хотя объёмы такой нефти очень велики.
Если посмотреть на данные статистического сборника BP, то мы там вообще не увидим Боливию в странах с крупными запасами лития, хотя выделена Португалия с запасами всего 0,3%. Конечно, субъективность в этом сборнике встречалась и ранее, но не исключено, что такой подход связан именно со сложностями в добыче лития. По иронии, нефть Венесуэлы у BP отражена в полной мере — в результате, запасы нефти в Венесуэле по версии BP оказываются больше, чем в Саудовской Аравии, хотя весьма вероятно, что полностью, в отличие от запасов КСА, они никогда не будут добыты.

Но вернёмся к литию и Боливии. Вопрос допуска иностранных компаний имеет несколько измерений. Здесь и экология, и экономика, и политика. Компании должны представить собственные нетрадиционные методы по извлечению лития.
В настоящее время претендуют 6 компаний. Это американский стартап Lilac Solution (кстати, в него инвестировали BMW и фонд Билла Гейтса Breakthrough Energy Ventures), крупный китайский производитель аккумуляторов CATL и ещё три китайские компании. А также, что главное для нас, компания Uranium One, принадлежащая «Росатому».
У связанных с литием компаний появляется интерес к вертикальной интеграции. Причём не только со стороны добытчиков лития, но и со стороны потребителей. В результате есть основания предполагать, что как минимум некоторые производители электромобилей планируют выходить на рынок лития и создавать вертикально-интегрированные холдинги по принципу «добыча - аккумуляторы — EV».

Китайский автопроизводитель BYD, с фокусом на EV, рассматривает покупку литиевых месторождений в Африке. Ещё один китайский производитель электромобилей Nio объявил о создании аккумуляторных сборок собственной разработки.

Напомним, что сейчас огромные аккумуляторы для электромобилей состоят из сборок небольших аккумуляторов, часто это тип 18650. ‎А‏ ‎сами‏ ‎18650 ‎выглядят ‎как ‎обычные ‎аккумуляторы, ‎немногим ‎побольше «‎пальчиковых».‏ ‎Они‏ ‎хорошо‏ ‎знакомы ‎любителям‏ ‎мощных ‎светодиодных‏ ‎фонарей.

Соответственно, производители электромобилей могут просто покупать батареи с рынка, как к примеру Tesla приобретает аккумуляторы у Panasonic, кроме того у этих двух компаний совместное предприятие в США по производству литий-ионных накопителей. А в апреле и Маск допустил, что Tesla самой придётся заняться добычей лития.

«Росатом» оказывается в том же тренде, создаётся вертикальная интеграция — от добычи лития до производства аккумуляторов. Ведь в планах у «Росатома» строительство своей гигафабрики: уже к 2025 году в Калининградской области должно открыться производство литий-ионных аккумуляторов мощностью 4 ГВт-ч в год.
У России есть и запасные варианты по добыче у себя дома. Во-первых, «Росатом» и «Норникель» планируют совместно добывать литий из руд в Мурманской области. Во-вторых, есть проекты с использованием попутных вод при добыче нефти и газа. https://ria.ru/20220619/rosatom-1796480803.html

Свежая картинка Bloomberg по экспорту газа, ещё раз иллюстрирующая текущую ситуацию. Падение объёмов по «Северному потоку», никак не компенсируется объёмами через Суджу (укр.транзит), а Сохрановка «отвалилась» ещё раньше.

Также важно, что на графике только три этих направления, на самом деле ещё недавно были хоть небольшие но поставки по «Ямал-Европа», сейчас их нет. Также здесь нет европейской части поставок по «Турецкому потоку», который, кстати, тоже уходит на ремонт с завтрашнего дня. Т.е. падение объёмов даже не в 2,5 раза по сравнению, к примеру, с сентябрём, как на графике, а больше.

Сейчас идёт экспорт 109 млн куб.в в сутки (67 — СП-1, 42- Украина), это 40 млрд кубометров в годовом исчислении — весь экспорт в Европу! (Повторюсь, без учёта «Турецкого потока», но там и раньше было не больше 15 млрд, а сейчас он встаёт на неделю на техобслуживание).

По данным "Коммерсанта", Linde официально уходит из проекта "Балтийский СПГ" (который на самом деле ГПЗ/СПГ+ГХК: газопереработка = далее СПГ + газохимия из жирных компонент). В общем-то, ожидаемо. Что дальше - пока непонятно, но очевидно, что начинается самое интересное. Привожу свой комментарий из заметки, кстати такие варианты развития событий мы уже обсуждали здесь. Другая полезная фактология - по ссылке.

Александр Собко считает маловероятным, что проект Балтийского СПГ/ГПЗ будет закрыт полностью, учитывая, что под него запланированы объемы жирного газа месторождений Западной Сибири, а возможно, и Ямала. Вариантов, по его мнению, в таком случае может быть два. Возможно, сегмент, связанный с газопереработкой и далее с газохимией, удастся сделать с опорой на собственные силы и с привлечением дружественных иностранных подрядчиков: сухой газ в таком случае пойдет на другие проекты по переработке, например на производство аммиака и метанола. «Здесь тоже есть зависимость от иностранных лицензиаров, но представляется, что решить эту проблему проще, чем в случае создания проекта крупнотоннажного сжижения»,— говорит он.

Вторым вариантом можно рассматривать возможность сохранения всего проекта в текущей конфигурации и строительство не только ГПЗ и ГХК, но и сжижения газа с опорой на собственные силы, возможно в виде нескольких среднетоннажных линий. «Ведь с похожей проблемой уже столкнулся НОВАТЭК, который тем не менее не собирается отказываться от своих планов по развитию сегмента СПГ. В этих исключительных обстоятельствах не исключено и сотрудничество двух компаний по развитию российских технологий производства СПГ»,— полагает он.

Прошу прощения за занудство, но не могу не исправиться, в недавний пост вкралась ошибка. Total достанется не 25% от нового катарского СПГ, 6,25% (25% в СП, которому в свою очередь принадлежит четверть во всём проекте). В оправдание могу сказать, что неправильно протранслировал новость сам Platts (TotalEnergies will have a 25% interest in the North Field East project, equivalent to one LNG train with capacity of 8 million mt/year, the company said.), откуда и взял новость. Всегда смотрите первичку при возможности, в данном случае - пресс релиз на сайте тоталь. Уточнение важное, т.к. было сравнение с историческим партнёром Катара - Exxon. Сегодня объявят долю Exxon, думаю будет такая же, а там посмотрим. https://t.me/obkos/389

upd: у Exxon 6,25%. Итого 6.25% также у Total, по 3,12% у Eni и ConocoPhillips. В сумме уже отдали 18,7%, немного осталось, если исходить из того, что отдадут в сумме 25%. Вероятно будут китайские компании ещё. В любом случае, Exxon теперь не главный партнёр, а один из.

Написал обзор по газовой текучке. Часть новостей обсуждалось здесь в небольших постах, чтобы не повторяться, некоторые тезисы за рамками этих обсуждений, полностью, как обычно, по ссылке.

Таких низких объёмов экспорта за новейшую историю газового рынка ещё не было. Это рискованная (на долгосроке) игра «Газпрома» на короткой и средней дистанции имеет все шансы на успех. Просто потому как недопоставляемые объёмы заменить нечем. Да, какие-то решения в ЕС принимаются — продлевают собственную газодобычу на месторождении Гронинген (по факту это означает, что снижение собственной добычи окажется меньше, чем ожидалось), увеличивают долю угля, экономят энергоносители. Но если говорить именно об импорте газа и СПГ, то здесь дополнительных объёмов в мире просто нет.

Сейчас в США заканчивается строительство нескольких среднетоннажных линий СПГ, после чего нового сжиженного газа из этой страны не будет ещё до конца 2023 года. К тому же, после пожара выбыл (на три месяца полностью, а дальше - как получится) завод Freeport LNG, а это - 17% американского или 4% от глобального экспорта СПГ. Глобально из новых производств только в 4 квартале ожидается постепенный запуска плавучего завода в Мозамбике, но это небольшое производство в 4,5 млрд кубометров в год. То есть в ближайший год-два следует ожидать очень ограниченных объёмов нового СПГ на рынке. Видимо, в этом кроется одно из объяснений готовности российского экспортёра трубопроводного газа повышать ставки.

Повторимся, пока все ограничения российского газового экспорта можно легко отыграть назад, так как всё что делается сейчас в мире в сфере СПГ (а эффект от этого будет только через 4-5 лет) явно не компенсирует отказ от российских поставок, а в лучшем случае соответствует будущему плановому росту спроса на этот продукт. Особенно с учётом того, что российский новый экспорт СПГ, который также должен был внести свой вклад в общий баланс, по понятным причинам выйдет на рынок несколько позднее ожиданий.

Если же отойти от «текучки» и перейти к обобщениям, то нынешнее напряжение на газовом рынке заставляет всех задуматься, что возможность покупать газ — это не только про деньги, но и просто про физическую возможность такой покупки. Это касается не только сетевого газа, но и СПГ, несмотря на формальную гибкость этих объёмов. Мы привыкли говорить о том, что мол американский СПГ часто выкупают компании-трейдеры и везут туда, где больше заплатят. Но раз сейчас Европа готова платить столько же, сколько Азия, то в случае физического дефицита трейдер или другой владелец топлива повезёт его в первую очередь в страну своей прописки или другую максимально дружественную локацию. А с другой стороны, в случае каких-либо конфликтов между экспортёром и импортёром СПГ такие поставки также оказываются под риском. Все эти соображения пока не разрушают глобальный рынок СПГ, но делают более актуальной связку владельца СПГ, место его производства и непосредственный рынок поставки этого топлива.

Сейчас много говорится о том, что США обогнали Австралию и Катар по объёму производства сжиженного газа и стали крупнейшим экспортёром СПГ. Но не менее важно другое — на эти три страны уже сейчас приходится свыше 60% от всего глобального экспорта СПГ. Австралия больше не наращивает производство СПГ (газа не хватает самим), Катар и США — наращивают. По прогнозам, к 2030 году только на Катар и США придётся половина от всего производства в мире этого топлива. Да, СПГ «взаимозаменяем» в отличие от трубопроводного газа. Но и такая олигополия уже представляет риски. Разумеется, наиболее важно это для Китая, которому необходимо гарантировать себе стабильные поставки СПГ при любых обстоятельствах на фоне сильно растущей доли США на этом рынке. https://ria.ru/20220622/evropa-1797126135.html

Отличная картинка ICIS по объёму продаж и выручке «Газпрома» в ЕС за 2021г-наст.время. На которой видно, что за счёт высоких цен на газ даже сейчас на сверхнизких объёмах экспорта «Газпром» выручает сопоставимо с доходом на большей части очень удачного прошлого года. А доходы за первые пять месяцев текущего года особенно впечатляют. Правда, тут нужно помнить, что цены в евро, в рублях картинка будет чуть похуже. «Газпром» ведёт конечно очень рискованную игру на европейском направлении, и похоже здесь уже не только экономика, но и политика. Но пока для доходов всё складывается удачно.

Интересно, что по оценкам ICIS текущая цена реализации (её легко посчитать для любой даты т. к. на правой и левой осях есть цифры) — около 1000 евро за тыс.кубов, но пока действует временной лаг и дальше цены будут выше (т. к. текущие биржевые цены подобрались к 1500).

Некоторые наблюдения про американский СПГ и проекты «Новатэка».

Вчера стало известно, что окончательное инвестрешение (ОИР) принято по строительству 3й линии Corpus Christi, 10 млн т в год мощности. Это уже второй проект «новой волны» американского СПГ. До этого в мае принято решение по Plaquemines LNG, 12 млн т в год. Кроме того, в вялотекущим режиме ведутся работы без ОИР на Driftwood LNG, но судя по публикуемым фотографиям серьёзных работ там нет. Потихоньку всё же начинают наращивать объёмы.

Что объединяет все эти три проекта? А то, что все (!) они среднетоннажные. Равно как и достраивающийся сейчас Calcasieu Pass, и ещё несколько перспективных СПГ проектов в США.

И на этом месте уже можно было бы в очередной раз посетовать, зачем у нас взята стратегия на укрупнение единичной линии своими силами, но по заслуживающим доверия сведениям вероятно действительно решено ставить на основания гравитационного типа несколько среднетоннажных линий на уровне 1 млн т в год, «Арктический каскад».

Напомню, что представители «Новатэка» на ПМЭФе были крайне оптимистичны касаемо сроков запуска «Арктик СПГ2». Что кстати привело к росту котировок акций «Новатэка» до 1000руб, хотя до этого они спускались с 1400 на 800, как раз на опасениях, что новый СПГ от «Новатэка» теперь будет очень не скоро. (Ни лонг, ни шорт не являются инвестрекомендацией :)
Сам я, честно говоря, тогда со скепсисом воспринял утверждения, что на новых проектах всё будет подольше, но всё же быстро. Так как ранее озвучиваемая схема «укрупняем одиночную линию — тестируем — масштабируем» очевидно очень долгая, плюс проблемы с собственным газовыми турбинами большой мощности.

Однако, если новая схема подтвердится, всё будет быстрее. На каждую ОГТ в таком случае, вероятно, влезет поменьше мощности сжижения (подозреваю, что именно из-за этого изначально не очень нравилась схема с кучей среднетоннажки вместо одной крупнотоннажной линии), но плюсов намного больше. Напоминаю, это только слухи, но пока всё (здравый смысл, оптимизм по планам относительно быстрой реализации) сходится.

Очередной апдейт ENTSOG (по 21.06) основных газовых потоков в ЕС. Резкое падение поставок из РФ (красная линия), впрочем это не новость. Объёмы СПГ как прямые (тёмно-синяя линяя), так и косвенные, через Великобританию (голубая линия), пока не снижаются. Ждём новостей и 2 полугодия. Конечно ковидное снижение спроса в Китае помогает Европе, но уже жара по многим регионам мира, плюс нужно восполнять запасы СПГ и в АТР, плюс к тому выбывший Freeport LNG, напомню, давал 4% глобальных поставок СПГ.

И, конечно, остаётся вопрос цены, кто удивит ценой — тому и достанется гибкий СПГ, пока так. Но если цены сильно вырастут, а Азия будет готова также платить очень дорого, не удивлюсь, если в какой то момент трейдеры с европейской пропиской (Shell, BP, Total) повезут свои гибкие объёмы в любом случае в ЕС (не так важно, как это будет оформлено законодательно). Не факт, что так будет, но если да, то это, конечно, будет означать принципиальные изменения в отношениях на рынке СПГ, писал немного об этом в недавней колонке.

Написал текст-рассуждалку, что ждёт «Газпром» на европейском рынке года через три. Конечно неопределённостей сейчас много, и главное — политические, причём с обеих сторон. Но текст скорее об экономике, если частично попытаться (хотя это и сложно) абстрагироваться от политических аспектов. Некоторые тезисы ниже, полностью по ссылке.

В ближайшие год-два мы увидим очень мало нового СПГ на рынке. Оценки МЭА предполагают по 20 млрд куб.м новых поставок в 2023 и 2024 году. Но эти прогнозы учитывают запуск «Арктик СПГ 2». Однако уже с 2025 года объёмы будут нарастать: начнут запускаться строящиеся заводы в Катаре (45 млрд куб.м), новые заводы в Северной Америке. До настоящего времени в США решения по строительству новых СПГ-заводов принимались не так быстро, как хотелось бы Европе. Но сейчас процесс похоже постепенно запускается. Недавно начато строительство Plaquemines LNG (до 20 млрд куб.м в год), а на днях было принято решение по третьей линии Corpus Christi LNG, это ещё 14 млрд куб.м в год, когда эти мощности будут построены. К концу года мы можем увидеть новые стройки. Cверхвысокие цены на газ в мире подталкивают участников рынка к новым инвестрешениям, даже несмотря на известные риски.
Точные цифры сейчас трудно оценить, но к 2025-2027 году мы можем увидеть в сумме на рынке заметно больше 100 млрд новых куб.м в виде СПГ, в основном это Катар и Северная Америка. В дополнение к небольшим объёмам двух предыдущих лет.

А что со стороны спроса? Сейчас объём мировой торговли СПГ около 550 млрд куб.м год, при среднегодовом темпе роста 5%, за 4-5 лет даст 20-25% прироста (без учёта сложного процента) это около 130 млрд куб.м. То есть цифры примерно сходятся.
Но главное другое. В ближайшее время ожидается снижение объёмов нового СПГ одновременно со сниженными поставками на европейский рынок из России. Но через 3-5 лет СПГ на рынке будет больше, а стандартный рост спроса будет разрушен из-за высоких цен.

Получается, что если «Газпром» ещё планирует оставаться на европейском рынке с заметными объёмами (само это решение мы оставим за скобками обсуждения), то восстанавливать их нужно относительно быстро в течение, скажем, ближайшего года. Можно предположить, что при приемлемом состоянии политических отношений текущий отопительный сезон или приближение к нему станет кульминацией взаимных упрёков и торга по газовой линии.

Высокие цены разрушают спрос и одновременно стимулируют новые проекты, создавая газовый пузырь в будущем уже на глобальном рынке. Одновременно, тот же зелёный водород всегда был в разы дороже газа или водорода из газа. Но когда газ в 5 раз дороже нормы, уже и такой водород оказывается дешевле!

И, понятно, что если Европа протянет на низких объёмах российского экспорта год-два, то у неё будет меньше мотивации возвращаться к объёмам российского газа, пусть меньшим, но близким к норме. ЕС скорее будет ждать американский СПГ, у которого, кстати, сейчас полная себестоимость намного ниже биржевых цен на газ в ЕС.

Обращают на себя внимание два недавних сюжета.
Во-первых, на прошедшем ПМЭФ не было сказано ничего нового, никакой конкретики о строительстве газопровода «Сила Сибири-2», который должен «перебросить» 50 млрд куб.м газа из Европы в Китай. При том, что этот газопровод в любом случае сможет перенаправить лишь треть от стандартных объёмов европейского экспорта.

Второй сюжет. Сейчас активно обсуждаются избыточные, как считает ЕС, требования Катара при заключении новых контрактов на поставку СПГ. Катар хочет поставлять топливо только по 20-летним контрактам и без возможности перепродажи СПГ на прочие рынки. Зачем запрет на перепродажи? Катар не хочет, чтобы его же СПГ в чужих руках конкурировал с продажами самого Катара на спотовом АТР рынке . Но почему европейские импортёры захотят перепродавать СПГ, который с таким трудом они ищут сейчас?
В долгосрочной перспективе такое возможно при снижении европейского спроса на газ, но в среднесрочной перспективе — именно в случае возвращения «Газпрома» на европейский газовый рынок с солидными объёмами продаж. https://ria.ru/20220630/politika-1799088990.html

Обычно наблюдатели, ориентированные на акции и фондовый рынок, оценивают ситуацию на соответствующем товарном рынке, чтобы понять финансовые результаты компании, и, соответственно, дивиденд. Сейчас же у нас похоже редкий случай обратной ситуации.

Только сегодня опубликован текст, где описывал все неопределённости европейского рынка для «Газпрома», и сегодня же стало известно, что ГОСА не утвердило рекомендации СД по дивиденду. Нечасто делаю репосты, но тут не могу не дать ссылку на пост ув. Crimsonalter (хоть, вероятно, большинство его уже прочитало). Тут именно такой случай. Когда отказ от дивиденда, на фоне неплохих доходов, даже с учётом доп.нагрузки по НДПИ и падения текущего экспорта газа в Европу (но доходы хороши даже на таких объёмах, недавно обсуждали это), говорит нам в пользу того, что напряжение по линии газовых отношений с Европой будет усиливаться. Не является инвестрекомендацией. Следим дальше.

Ещё раз, завершая тему с отказом от дивидендов «Газпрома» за 2021 год, в связке с будущим европейского экспорта. Напомню, самое разумное базовое объяснение изначально было связано с тем, что деньги нужно оставить в компании, в первую очередь на трубопроводный разворот в Китай.

Но вчера появилось уточнение, что объём дополнительного НДПИ не 416 млрд, а 3*416 (за каждый месяц периода). В результате, от существенной, но приемлемой «нашлёпки» на прибыль (которая, по крайней мере формально относится к доходам даже 2022, а не 2021 года), изъятие составило практически ровно весь объём предполагаемого дивиденда за 2021 год, только государству досталось не около 50%, а 100%.

Означает ли это, что отказ от дивиденда более никак нельзя трактовать в связке с перспективами ГП на европейском рынке? И да, и нет.
С одной стороны, то, что государство взяло себе всё в виде дополнительного налога, можно трактовать, что оно просто не захотело делиться.
Но можно трактовать и так, что государство взяло себе не 100% в этом году, а авансом по половине прибыли за этот и следующий год, так как предполагает напряжение в отношениях Россия-ЕС во 2й половине года со всеми вытекающими. Так ли это, мы узнаем в крайнем случае через год, когда будет новое распределение прибыли, а скорее раньше.

В целом, история конечно получилась в любом случае неприглядная. Можно почитать комменты людей на отраслевых форумах. И тут дело даже, не в распределении доходов между государством и прочими акционерами в сложные времена, а в том как это было сделано. Даже, если предположить, что ситуация изменилась внезапно, можно было бы оставить всё как есть, так возможные издержки бюджета были бы намного ниже прочих издержек. А в лучшем случае принять решение о нулевых дивидендах на СД, а не менять его на ГОСА.
Т.е. речь сейчас не про то, справедливо ли или нет отбирать доход в пользу государства от прочих акционеров. Да, среди прочих акционеров есть чуть меньше трети иностранцев, но их выплаты были бы заморожены до разморозки ЗВР, если она когда-то состоится.
А то, что проведённая схема изрядно подорвала доверие к нашей фонде. И, можно сказать, в конце концов, пускай, и не до фондового рынка, времена-то непростые. Но одновременно практически в тот же день у нас открывают возможность для граждан выводить до 1 млн долларов в месяц за рубеж, да и торговля иностранными акциям сохраняется, пусть и с некоторыми рисками с той стороны. Выводы понятны.
И, конечно, наполняют таким специфическим образом бюджет примерно те же люди, которые ранее упустили раз в 60 больше золотовалютных резервов, в лучшем случае теперь замороженных на иностранных счетах.

И, напоследок, орг.вопрос. Наступил июль, лето у нас короткое, думаю правильнее всем каждую свободную минутку проводить на свежем воздухе, а не за монитором. Материалы на канале будут (и анонсы колонок, и прочие наблюдения), но меньше, чем обычно (строго говоря, последнее время их было даже больше, чем обычно — слишком уж плотно пошли интересные события). Так что если будут большие перерывы в вещании — не переключайтесь — если, конечно, в целом интересно. На связи!

Всё же вернусь ещё раз к вопросу распределения прибыли между самим «Газпромом», государством и прочими акционерами, так как, тема уже неделю остаётся в центре внимания. Почему-то нечасто обсуждается (но всё же обсуждается) важное обстоятельство — формула расчёта НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых).

Напомню, что вследствие неповоротливости налоговой системы сейчас НДПИ на экспорт газа рассчитывается таким образом, как будто «Газпром» экспортирует свой газ в Европу с «нефтяной» ценовой привязкой, хотя она давно уже преимущественно биржевая, и именно эта разница приводит (как мы знаем «нефтяные» цены на газ в разы ниже биржевых даже несмотря на дорогую нефть) к заниженному уровню налоговых изъятий.

Поэтому, когда мы говорим, что суммарная выручка «Газпрома» остаётся большой за счёт сверхвысоких цен даже при сильно сниженных объёмах, нужно понимать, что эта выручка трансформируется в дополнительную прибыль из-за заниженного налогообложения. И тут нет умысла — когда спотовые цены были ниже «нефтяных», налогообложение «Газпрома», напротив оказывалось завышенным. Правда, и таких разрывов, как сейчас, не было.
Так или иначе, если бы налог снимался, то прибыль была бы уже не столь велика. Точные цифры сказать сложно, всё зависит в каких пропорциях распределялась бы текущая сверхприбыль между налогами и самой компанией (в «нефтянке», где всё пусть и сложно, но всё-таки настроено, мы видим, что с ростом цен на нефть достаётся всем — и компаниям, и государству).

Но с другой стороны, скажем прямо, в текущих ограничениях объёмов экспорта, вероятно, уже есть политическая составляющая. Нынешняя ситуация нейтральна для фин.показателей «Газпрома» именно из-за заниженного налогообложения, в противном случае компания на маленьких объёмах экспорта просто теряла бы деньги, так как сверхдоход от высокой цены просто уходил бы в НДПИ.

От всего этого, кстати, и недавние претензии/предложения (экспорт только в Азию или же пошлины) со стороны «Газпрома» в сторону «Новатэка» - который наслаждается высокими ценами (созданными заниженными объёмами поставок со стороны ГП), при этом экспортирует в Европу полный объём производимого СПГ с минимальной налоговой нагрузкой.

Возвращаясь к невыплатам дивиденда. История, ещё раз подтвердим, нехорошая. Но если бы НДПИ вычислялся как положено, то и прибыль Газпрома была бы заметно ниже.
Выводы каждый вероятно сделает свои, просто ещё одна интересная иллюстрация, что жизнь сложна, а некоторые факторы мы, возможно, недооцениваем.

Очередной срез поставок газа в ЕС из разных направлений от ENTSOG. Данные по 16 июля, т.е. СП-1 уже на профилактике, текущие объёмы из России (красная линия, меньше 100 млн куб.м в сутки) - это 42 млн через Украину плюс полностью загруженная европейская нитка "Турецкого потока". Из интересного - ЕС удаётся забирать по-прежнему очень много СПГ, цену под 2000 развивающиеся страны очевидно тянуть не могут и не хотят. И даже в Китае вудмак прогнозирует снижение потребления СПГ в этом году.

Интересная картинка по затратам некоторых цветных, редкоземельных металлов, кремния на единицу мощности генерации — для ТЭС и ВИЭ. Картинок таких много, здесь хотелось бы обратить внимание, что для морских ветряков нужно резко больше меди по сравнению с наземными. Напомню, что морской ветряк раза в 2-3 дороже, чем наземный (по кап.затратам, т.к. выработка там всё же больше), но оптимисты ожидают падение цен раза в 2 в ближайшие двадцать лет. Тем не менее, затраты на медь не являются определяющим фактором в цене. Даже если взять по максимуму с запасом — 10 кг меди на кВт мощности и 10 долларов за кг меди, получим 100 долларов на медь в цене, при стоимости самого ветряка 3000+ долларов за кВт мощности. Но отовсюду понемногу набегает. Сталь на этой картинке вообще не приводится.