Налогообложение нефтегазовых проектов

Государство-собственник продаёт не нефть, а право её добывать, и забирает свою часть ресурсной ренты платежами. Какие платежи возможны, зависит от типа договора (Лицензирование и договоры на недропользование), а где каждый стоит в модели денежного потока, показывает урок о модели денежного потока. Здесь важно другое: от чего считают каждый платёж и как он ведёт себя, когда меняются цена, затраты и размер месторождения.

Фиксированные платежи. Подписной бонус платят при получении права, бонус за открытие — когда объявляют коммерческое открытие, бонусы добычи — когда добыча достигает оговорённых уровней; плата за участок растёт со временем, чтобы компания не держала территорию без работ. Для бюджета это самые надёжные и ранние деньги, для инвестора — самые тяжёлые: их платят, ещё ничего не зная о результате. На аукционе бонус становится предметом торга, и конкуренция приближает его к ценности участка (аукцион в Казахстане).

Платежи с добычи. Роялти платят деньгами или нефтью (in kind), по постоянной или скользящей ставке — зависящей от суточной добычи, цены, глубины моря. Налог на добычу устроен так же, но называется налогом; в США такие налоги штатов называют severance tax. Обоим нужна цена: при сделках между независимыми сторонами (arm's length) берут цену сделки, при продаже своей же торговой компании — расчётную цену по рыночным котировкам, иначе выручку можно увести в низкую трансфертную цену. Казахстанский НДПИ для товарной, в том числе экспортной, нефти считают по мировой цене — котировкам Urals, KEBCO или Brent, — а для продажи на казахстанские заводы — по фактической цене покупки завода (ст. 776 Налогового кодекса).

Экспортные платежи и обязательные поставки. Экспортная пошлина и экспортный налог берутся с объёма или стоимости вывезенной нефти. Обязанность продавать часть нефти или газа на внутренний рынок по цене ниже экспортной — скрытый налог: разница между экспортной и внутренней выручкой уходит потребителям, и её тоже включают в долю государства. В Казахстане в 2026 году к ставке НДПИ для нефти, проданной на внутреннем рынке, применяют коэффициент 0,5 (ст. 778).

Налоги на прибыль. Базу составляет выручка за вычетом разрешённых расходов: эксплуатационные вычитают сразу, капитальные — через амортизацию, убытки переносят на следующие годы. Если доходы и затраты проекта облагают отдельно от остальной деятельности компании, говорят об огораживании (ring fence): убытки нового проекта не уменьшают налог со старых. Важно и то, чего налог на прибыль не вычитает: стоимости капитала. Поэтому он облагает не только ренту, но и нормальную доходность вложений.

Налоги на ренту и сверхприбыль пытаются облагать только то, что сверх нормальной доходности. Классический налог на ренту (resource rent tax) берут с положительного остатка денежного потока проекта, переносящего прошлые отрицательные остатки с надбавкой — порогом доходности. Другие системы повышают ставку по R-фактору — отношению накопленных поступлений инвестора к его накопленным затратам — или по годовой доходности, как казахстанский налог на сверхприбыль. Налог на непредвиденную прибыль (windfall tax) вводят разово или временно, когда цены резко выросли; он забирает часть неожиданного дохода, но показывает инвесторам, что правила могут измениться задним числом.

Раздел продукции и участие государства. В соглашении о разделе продукции государство получает долю прибыльной нефти после возмещения затрат подрядчика (три семейства договоров); налоговые свойства соглашения задают предел возмещения и шкала раздела. В одних соглашениях подрядчик платит ещё и налог на прибыль со своей доли, в других налог считается включённым в долю государства. Государственная компания может участвовать в проекте как обычный партнёр — вкладывая свою долю затрат — или с долей, затраты по которой на каком-то этапе оплачивает инвестор; тогда участие работает как налог (раздел ниже).

И государство, и инвестор задают системе одни и те же вопросы: какую часть денег проекта она забирает, когда и что будет с этой частью, если цена, затраты или размер месторождения окажутся другими. На каждый вопрос есть своя мера.

Средняя доля говорит, сколько государство берёт сейчас, но не говорит, что будет при другой цене. Для этого нужна предельная доля государства $m$ (marginal government take): какую часть дополнительного доллара денежного потока — от роста цены, снижения затрат, новой залежи — заберут платежи. Если налоги считают слоями, каждый с остатка после предыдущих, она складывается так:

Сравнение предельной и средней доли и определяет прогрессивность системы. Если доля государства $\mathrm{GT} = G/\Pi$, где $\Pi$ — поток проекта до платежей за всю жизнь, а $G$ — платежи, то при изменении $\Pi$ (например, с ценой):

Третья мера — эффективная ставка роялти (effective royalty rate): наименьшая доля выручки, которую государство получает в любом году, даже убыточном. В концессии это сумма платежей с выручки, в разделе продукции — ещё и та доля прибыльной нефти, которая достаётся государству, пока затраты не возмещены и действует предел возмещения:

Наконец, нагрузка вперёд (front-end loading): какая часть платежей государству приходится на годы до того, как инвестор вернул вложения. Бонусы и роялти делают её большой: государство защищено от неудачи проекта, а инвестор несёт больше риска и дольше ждёт окупаемости (Накопленный денежный поток и срок окупаемости). Со стороны инвестора результат системы видят в NPV и IRR (Чистая приведённая стоимость (NPV), Внутренняя норма доходности (IRR)), в цене нефти, при которой NPV равен нулю (цена безубыточности), и в экономическом пределе добычи.

Сравним три условных режима на одном и том же условном месторождении — со средними для этого урока размерами и затратами — при трёх ценах нефти. Режимы нарочно разные: первый держится на платеже с выручки, второй — на разделе продукции со скользящей шкалой, третий — на налогах с прибыли и ренты.

Почему линии расходятся, объясняет условие прогрессивности. При 60 долл./барр. предельная доля режима А — 40,5 %, как и по формуле со слоями, а средняя — 49,8 %: предельная меньше средней, и доля падает с ростом цены. У режима Б предельная доля за всю жизнь проекта — 62,8 % при средней 49,3 %; она даже выше 30–60 % отдельных лет, потому что с ценой растёт и $R$, а с ним доля государства в каждом следующем году. У режима В — 60,6 % при средней 55,1 %. В долях ренты (в скобках в таблице долей выше) картина другая. При 40 долл./барр. рента мала, и все три режима забирают большую её часть; с ростом цены доля режима Б в ренте сначала падает, потом растёт, а доля режима В снижается — с 70,7 % при 40 долл. до 61,0 % при 80: налог на прибыль облагает и нормальную доходность вложений, и его часть ренты падает с 55,9 до 22,5 %, а часть налога на ренту растёт. Поэтому, называя систему прогрессивной, говорят, по какой мере.

Цена — не единственное, что делает проект бедным или богатым. Те же три режима при 60 долл./барр. на трёх месторождениях: малом, среднем из предыдущего раздела и крупном. Малое — 8 млн барр. за 8 лет добычи (3–10-й годы), капитальные затраты 180 млн долл. (80 и 100 в 1–2-й годы), эксплуатационные 8 млн долл. в год плюс 6 долл./барр., ликвидация 15 млн долл. на 11-м году. Крупное — профиль среднего в 2,5 раза больше (75 млн барр.) при капитальных затратах в 1,8 раза больше (720 млн долл.), постоянных эксплуатационных затратах 24 млн долл. в год, тех же 5 долл./барр. переменных и ликвидации 60 млн долл. Месторождения условные.

Режим А берёт 107,3 % ренты малого месторождения и 51,9 % — крупного: та же ставка роялти тяжелее всего для того, у кого меньше всего ренты. Доли режимов Б и В без дисконтирования, наоборот, растут с размером. В долях ренты у режима В видна цена налога на прибыль: на малом месторождении он один забирает 46,9 % его скромной ренты, потому что амортизация не учитывает стоимость капитала.

Платёж с выручки бьёт по малым и старым месторождениям ещё и тем, что раньше останавливает добычу (экономический предел). У малого месторождения постоянные затраты 8 млн долл. в год и переменные 6 долл./барр.: без роялти добыча при 60 долл./барр. окупает себя, пока она больше $8/(60 - 6) = 0{,}148$ млн барр. в год, а с роялти 15 % — пока больше $8/(51 - 6) = 0{,}178$ млн барр. Скважины закроют раньше, и часть нефти останется в пласте. Для среднего месторождения те же три режима дают цены безубыточности 42,9; 37,8 и 36,4 долл./барр. при 33,6 долл. до платежей: чем лучше месторождение, тем меньше в абсолютных цифрах разница между режимами, но она всё равно отрезает часть слабых проектов.

Как устроено соглашение о разделе продукции, разбирает урок Лицензирование и договоры на недропользование; с налоговой стороны у него три рычага. Предел возмещения задаёт эффективную ставку роялти: чем он ниже, тем больше прибыльной нефти государство получает с первого барреля и тем ближе соглашение к режиму с роялти. Шкала раздела задаёт прогрессивность: доля государства может зависеть от суточной добычи (тогда она растёт с размером месторождения, но не с ценой), от R-фактора или от накопленной доходности подрядчика (тогда — и с ценой, и с качеством месторождения). Надбавка к возмещению (uplift) — право вернуть, например, на 20 % больше капитальных затрат, чем потрачено, — поощряет вложения, но и раздувание затрат: каждый лишний доллар возвращается с прибылью, поэтому государству нужен строгий аудит затрат.

Ещё одно отличие раздела продукции — баррели подрядчика зависят от цены: чем дороже нефть, тем меньше баррелей нужно на возмещение затрат (баррели подрядчика). Это влияет и на запасы, которые подрядчик показывает в отчётности (Классификация запасов и ресурсов).

Участие государственной компании. Если компания вкладывает свою долю затрат, она — обычный партнёр: получает долю дохода за свои деньги, и для оценки налоговой системы это вложение, а не налог. Если же её долю затрат на каком-то этапе оплачивает инвестор, а она получает свою долю продукции, — это оплачиваемая доля (керри, carried interest), и она работает как налог на размер оплаченных затрат. В партнёрских сделках между компаниями то же устройство служит для раздела риска (партнёрство).

Право на углеводороды в Казахстане дают по контракту, а новых соглашений о разделе продукции с 2009 года не заключают (история режима недр). Налоги определяет Налоговый кодекс от 18 июля 2025 года № 214-VIII, действующий с 1 января 2026 года. Его специальные платежи и налоги недропользователей — подписной бонус, платёж по возмещению исторических затрат, альтернативный налог на недропользование, роялти, доля Республики Казахстан по разделу продукции, налог на добычу полезных ископаемых и налог на сверхприбыль (п. 3 ст. 753). Роялти в Кодексе относится к твёрдым полезным ископаемым (глава 90), доля Республики — к соглашениям о разделе продукции; для нефти роль платежа с добычи играет НДПИ. Кроме специальных, недропользователь платит общие налоги — КПН, налог на добавленную стоимость (НДС; 16 %, экспорт — 0 %), налог на имущество, социальный налог, — а экспортёр нефти ещё и рентный налог на экспорт и экспортную пошлину.

• НДПИ на нефть. База — стоимость добытой за квартал нефти (ст. 775, 776). В 2026 году ставка зависит от планируемой годовой добычи по контракту: 5 % до 250 тыс. т, 7 % — до 500 тыс., 8 % — до 1 млн, 9 % — до 2 млн, 10 % — до 3 млн, 11 % — до 4 млн, 12 % — до 5 млн, 13 % — до 7 млн, 15 % — до 10 млн т и 18 % свыше (ст. 778). Одна ставка применяется ко всей добыче года; если фактическая добыча окажется в другой ступени, налог за год пересчитывают (ст. 777).
• Рентный налог на экспорт. Одна ставка на всю стоимость вывезенной нефти: 0 % при мировой цене до 40 долл./барр., 7 % — до 50, 11 % — до 60, 14 % — до 70, 16 % — до 80, далее до 32 % при цене выше 180 долл. (ст. 749). В 2026 году его платят и плательщики НДПИ: их исключение из числа плательщиков приостановлено до 1 января 2027 года (ст. 835).
• Экспортная пошлина на сырую нефть: ниже 25 долл./барр. её нет, при средней рыночной цене от 25 до 105 долл./барр. пошлина в долларах за тонну равна цене в долларах за баррель, выше 105 — от 115 до 236 долл./т по таблице. Не платят её, в частности, при вывозе в страны, с которыми есть договоры об освобождении, по соглашениям о разделе продукции до 2009 года с таким освобождением и по сложным проектам — 10 или 20 лет с начала вывоза (приказ № 169-НҚ).
• КПН — 20 % (ст. 357), убыток переносится на 10 лет (ст. 339). Учёт ведут раздельно по каждому контракту, и убытки по контракту покрывают только будущими доходами того же контракта (п. 6 ст. 757) — казахстанское огораживание. НДПИ, рентный налог и другие налоги уменьшают базу КПН; не вычитаются сам КПН, налог на сверхприбыль и альтернативный налог (ст. 272).
• Налог на сверхприбыль считают за год по каждому контракту (ст. 798). Облагают часть чистого дохода — налогооблагаемого дохода для этого налога за вычетом КПН по контракту, — превышающую 25 % вычетов (ст. 800, 801). Вычеты — расходы, вычитаемые для КПН, и фактические капитальные затраты года вместо амортизации (ст. 804); превышение вычетов над доходом переносится на следующие годы (п. 2 ст. 802). Ставки — по уровням (ст. 807, 808), формула ниже.
• Альтернативный налог на недропользование заменяет платёж по историческим затратам, НДПИ и налог на сверхприбыль. Его могут выбрать контракты на участках в казахстанском секторе Каспийского моря, на залежах с верхней точкой на глубине не меньше 4 500 м и нижней не меньше 5 000 м и на истощающихся месторождениях — уведомлением в течение 30 календарных дней после регистрации контракта или дополнения к нему, без права передумать до конца контракта; для сложных проектов он обязателен (ст. 812). База — доход минус вычеты по правилам КПН без вознаграждений и КПН; ставка по мировой цене — 0 % до 50 долл./барр., 6 % — до 60, 12 % — до 70 и так далее до 42 % выше 150 долл. (ст. 813, 814).
• Бонус и исторические затраты. Стартовый подписной бонус для разведки и добычи без утверждённых запасов — 3 000 МРП плюс 10 МРП за каждый блок сверх 300, с утверждёнными запасами — 0,04 % стоимости запасов категорий A, B, C1 и 0,01 % — категории C2 и ресурсов C3, но не меньше 10 000 МРП; его платят в течение 20 рабочих дней (ст. 761, 764; аукцион). Платёж по возмещению исторических затрат возвращает государству его затраты на изучение участка: до 10 000 МРП — разом, больше — равными долями до 10 лет (ст. 769).

С 2027 года ставку НДПИ на нефть берут из матрицы: строки — годовая добыча (до 250 тыс. т, …, свыше 10 млн т), столбцы — мировая цена от 20 до 200 долл./барр. (пп. 2 п. 1 ст. 778). Ставка растёт с объёмом и, почти везде, с ценой: в строке «до 1 000 000 тонн» — 22 % в столбцах 20, 30 и 40 долл., 29 % — в столбце 50, 33 % — 60, 38 % — 80. Одновременно нефть, добытая плательщиками НДПИ, перестаёт облагаться рентным налогом на экспорт (ст. 746). Как это меняет платежи с выручки, видно на одном экспортном барреле.

Через понятия урока казахстанская система выглядит так. Основная нагрузка — платежи с выручки (НДПИ, рентный налог, пошлина): они регрессивны по затратам — дорогое месторождение платит с барреля столько же, сколько дешёвое. Шкала НДПИ по годовой добыче делает их тяжелее для крупных контрактов, рентный налог и матрица 2027 года — при высоких ценах. С прибылью связаны КПН, налог на сверхприбыль — прогрессивный слой — и альтернативный налог, который государство предлагает морским, глубоким и истощающимся месторождениям, где налоги с выручки остановили бы проекты. Для слабых месторождений есть льгота по НДПИ. Экономическая модель MunaiHub в разделе «Инвесторам» считает NPV и IRR проекта с налогами 2026 года (подписного бонуса в ней нет) — на ней удобно повторить выводы урока для своего месторождения.

Идеальной налоговой системы нет, потому что её цели спорят друг с другом. Государство хочет забрать большую часть ренты, получать деньги рано и надёжно, просто их собирать и при этом не останавливать проекты; инвестор — сохранить доходность и предсказуемость условий.

• Нейтральность. Налог не должен менять решений: разрабатывать или нет, сколько извлекать, когда останавливать добычу. Ближе всех к этому налог на ренту с порогом, равным ставке инвестора (продвинутый раздел); дальше всех — бонусы и платежи с выручки.
• Прогрессивность. Система, которая сама подстраивается под цену и качество месторождения, реже требует пересмотра: при высоких ценах государство получает больше без новых законов, при низких — проекты продолжают работать.
• Надёжность и сроки дохода бюджета. Роялти и бонусы приходят рано и при любой цене, налоги на ренту — поздно и только у удачных проектов. Поэтому почти все системы смешивают оба вида платежей.
• Простота. Роялти считают по объёму и цене; налоги на прибыль и ренту требуют проверки затрат и трансфертных цен, а раздел продукции — ещё и аудита возмещаемых затрат.
• Стабильность. Каждое изменение правил задним числом добавляет к ставке инвестора надбавку за риск и уменьшает ренту, которую можно разделить (риск условий, Рыночная, финансовая и регуляторная неопределённость).

Ступенчатые шкалы. Если одна ставка применяется ко всей базе, а сама ставка зависит от цены или объёма, на границе ступени доход падает скачком. Рентный налог на экспорт при цене ровно 50 долл./барр. — 7 %, и экспортёру остаётся $50\cdot0{,}93 = 46{,}5$ долл./барр.; при 51 долл. — уже 11 %, и остаётся $51\cdot0{,}89 = 45{,}39$ долл. Прежнюю выручку после налога цена возвращает только при $46{,}5/0{,}89 = 52{,}25$ долл./барр. Так же устроена шкала НДПИ 2026 года по годовой добыче: при плане 1,00 млн т ставка 8 %, при 1,01 млн т — 9 % на всю нефть, и НДПИ вырастает на $0{,}09\cdot1010 - 0{,}08\cdot1000$ $= 10{,}9$ тыс. т в пересчёте на стоимость нефти — больше, чем стоят сами добавочные 10 тыс. т. Шкалы, где каждая ставка действует только на свою часть базы (как у налога на сверхприбыль), таких скачков не дают.

• Трансфертные цены. Налог с выручки и прибыли можно уменьшить, продав нефть своей же торговой компании дёшево; поэтому базу считают по котировкам или по правилам трансфертного ценообразования.
• Раздувание затрат. Если затраты возмещаются с надбавкой или уменьшают налог на ренту, у инвестора слабее стимул их экономить; государство отвечает аудитом и предельными нормами.
• Границы объекта. Шкалы по объёму добычи месторождения или контракта и правила огораживания делают важным, что считать одним объектом; поэтому закон сам определяет, к чему применяется шкала.
• Время. R-фактор и годовые пороги можно сдвинуть, перенеся затраты из года в год; налог на ренту с переносом остатка к этому мало чувствителен.