(продолжение, начало в пред. посте) итоговый результат очень прыгающий - от убытков в 2018 году к "завышенной" прибыли в 2019 году (в этом году, видимо будет опять скачок наоборот), поэтому будем смотреть только операционную прибыль, а из финансовой части только расходы на выплату процентов по долгу, которые составляют значительную часть трат. Налоги на прибыль тоже в нулевом приближении не важны - главное была бы прибыль, а с налогами разберёмся.

Итак, выручка по прошлому году - 324 млрд рублей, операционная прибыль - 168 млрд, если из неё вычесть проценты по долгу (127 млрд), то получается "в плюс" - 29 млрд. Амортизация - 98 млрд, то есть размазывают её достаточно сильно (и ожидаемо) на 20+ лет.

То есть, если при прочих равных выручка снизится даже на 10%, то уже попадаем в минус. Конечно, текущие цены на нефть (30 долларов) как долгосрочные рассматривать неправильно, но прошлый год для нефтянки был очень неплохой. Новая долгосрочная цена вероятна ниже 60. Просядет и выручка от продажи конденсата, да и основная часть контрактов "Ямал СПГ" (весь СПГ для "Газпром->Индия", для CNPC, половина контракта с испанцами привязана к цене на нефть). Правда следует помнить, что заметная часть долговых обязательств (около трети) - это средства, предоставленные акционерами "Ямал СПГ" - то есть, это не "честный" долг, а акционерное финансирование, оформленное подобным образом. Понятно и то, что на первом году работы прибыль (при прочих равных, опять же) меньше всего, процент по долгу с каждым годом будут уменьшаться. Тем не менее, запас прочности по цене на нефть не выглядит очень большим.
Отвлечёмся от нефти. Удастся ли с выгодой продавать по ценам спот в Европу, скажем, по 4 доллара за млн БТЕ (оптимистичная цена)? Это 195 долларов за тонну. При производстве 18 млн тонн выручка = 3.5 млрд долларов, при 70 рублей за доллар =245 млрд рублей. Плюс, конечно, конденсат. Но при этом вырастут в рублях платежи про кредитам.
Какие два фактора усложняют картину? Во-первых, транспорт. В основных средствах и, соответственно, амортизации находятся также долгосрочный фрахт танкеров. Есть и операционные транспортные расходы (наверное это краткосрочный фрахт, ледокольная проводка(?) и др.), они составляют заметную долю себестоимости (см. картинку). То есть совсем рафинированную картину экономики завода СПГ мы, конечно, не получаем.
Второе. Указанные выше контракты с привязкой к нефти всем известны, но одновременно "Ямал СПГ" продаёт часть СПГ и трейдинговым подразделениям "Новатэка" и Total (какие там условия - неизвестно). В свою очередь, непосредственно прибыль акционеры (в т.ч. и "Новатэк" планируют получать) через дивиденды дочерней компании. Также, как и в "Арткик-2 СПГ", в "Ямал СПГ" было непропорциональное финансирование (хотя это в "+" для "Новатэка", но напрямую на экономику "Ямал СПГ" не влияет).
Также мы не знаем для всех случаев точку передачи СПГ от продавца к покупателю. В некоторых случаях это перевалка в Европе, в некоторых - прямой маршрут в Китай. Кроме того, контракт с CNPC - DES (с доставкой), а значит, в транспортные расходы входит и фрахт газовозов неледового класса для доставки в Китай (в случае западного маршрута). Ещё про неопределённости. По контракту с CNPC, цена СПГ= цена нефти*(коэффициент привязки к нефти =0.122) + фиксированный "транспортный" коэффициент (т.е. при нефти по 60 получаем $7,32/млн БТЕ+фикс.коэфф (он неизвестен, но должен быть большим). Но поставок в Китай по факту было не так много, как учитывается перенаправление грузов в Европу? CNPC - и акционер, и покупатель.

Можно долго продолжать разные сравнения и оценки и неопределённости. По осени мы с коллегой делали модельную оценку себестоимости разных СПГ-проектов (выкладывал ранее эту статью), для Азии у "Ямал СПГ" (с доставкой) получалась тогда $6,7/млн БТЕ при (IRR=10%). Эти цифры выглядят похожими на правду. Запас прочности при просадке нефти (от 60) есть, но не очень велик. И "Ямал СПГ"- один из лучших в мире проектов по себестоимости (правда, с дороговатым транспортом). Цены на газ, а последние дни и на нефть, сейчас всё же издевательские.