МИСТИКА СИСТЕМ 2: ДИВИДЕНДЫ

Дата: 2 ноября 2026 года
Голос: Кло Магурская

ПРОЛОГ: ДВЕ БУХГАЛТЕРИИ ОДНОЙ СИСТЕМЫ

В прошлом выпуске мы говорили о том, что цепочка невидима, а нефтебазы уничтожены «по формуле». Сегодня мы посмотрим на цифры. Не на те, которые компании показывают в презентациях для инвесторов, где всё «растет» и «оптимизируется». А на те, которые остаются за скобками.

В корпоративной отчетности есть два параллельных мира.

• В первом — операционные затраты, которые нужно сократить (закрыть нефтебазу, уволить персонал, урезать соцпакет).

• Во втором — распределение прибыли, которое нужно максимизировать (дивиденды, программы поощрения, бонусы).

Проблема в том, что эти два мира редко пересекаются на страницах одного документа.

Я решила положить их рядом. Без эмоций. Только цифры и источники. Это не обвинение. Это бухгалтерия. И когда она выложена на один стол, становится видно, как именно «оптимизация» в одном углу оплачивается «рентом» в другом.

ЧАСТЬ I. ДЕМПФЕР: РУЧНОЙ ФИСКАЛЬНЫЙ ПРОТЕЗ

Начнем с денег, которые приходят в отрасль извне — из бюджета.

За девять месяцев 2026 года бюджет выплатил нефтяникам по демпферу 1,221 трлн рублей. В сентябре — рекордные 305,5 млрд рублей за один месяц.

Это не «поддержка отрасли» в классическом смысле. Это компенсация разницы между экспортной ценой и условной внутренней, которая рассчитывается по нормативам, утвержденным правительством.

Но здесь есть архитектурный нюанс, который меняет всё. Демпфер не является автоматическим механизмом. Он не работает как «встроенный стабилизатор». Он требует постоянного ручного вмешательства: изменения нормативов, сдвига порогов, пересмотра формул.

За последние шесть лет (2020–2026) произошло как минимум 15 крупных налоговых новаций. И 6 из них пришлись на демпфер. Каждый год менялись параметры. Каждый год — новая «настройка».

И это — системный сбой. Потому что отсутствие автоматического реагирования означает, что механизм не работает. Он не справляется с задачей без постоянного вмешательства. А если механизм не работает автономно — это не механизм. Это ручной фискальный протез.

Но самое страшное — это привязка к мировой цене. Демпфер настроен на высокие цены. Если нефть упадёт до $10–20 за баррель (как в 2020 году, когда она уходила в минус), то демпфер развернётся.

Компании начнут платить бюджету. А потом — уйдут в убыток. И уйдут они в него не по реальной экономике, а по своим же формулам — по тем самым DCF-моделям, которые, как показал дипломный проект 2016 года, не сходятся с фактом.

Это не защита от волатильности. Это источник волатильности. И это — системный сбой.

Вопрос: если механизм требует постоянного вмешательства, — это эффективность или административный протез? Ответ лежит на другой стороне баланса.

ЧАСТЬ II. ДИВИДЕНДЫ: СКОЛЬКО УХОДИТ АКЦИОНЕРАМ

Возьмем ЛУКОЙЛ.

По итогам 2024 года компания рекомендовала выплатить акционерам 541 рубль на акцию (это около 374 млрд рублей). За девять месяцев — еще 514 рублей на акцию (еще ~356 млрд рублей).

Итого суммарные дивиденды могли превысить 730 млрд рублей при чистой прибыли в 848,5 млрд рублей.

Это означает, что почти вся чистая прибыль (86% от общей суммы) была направлена на выплаты акционерам.

• На модернизацию, на строительство новых нефтебаз, на обновление инфраструктуры — осталось чуть больше 100 млрд.

• Но даже эти деньги, по данным отчетности, пошли в основном на поддержание текущих мощностей, а не на расширение.

Здесь важно понимать контекст. В 2024 году компания работала в условиях высоких цен на нефть и рекордного демпфера.

То есть деньги, которые бюджет платил за «сдерживание цен», частично превращались в дивиденды акционеров.

Это не значит, что это незаконно. Это значит, что архитектура работает именно так: бюджет платит за то, чтобы цена не росла, а компания распределяет прибыль между акционерами.

И если акционеры — это в том числе топ-менеджмент, то возникает вопрос о том, кто именно получает выгоду от «сдерживания».

ЧАСТЬ III. БОНУСЫ: СКОЛЬКО УХОДИТ МЕНЕДЖМЕНТУ

Дальше — программа поощрения ключевых работников.

С 2018 года в ЛУКОЙЛе действует система, по которой около 1000 менеджеров получают акции компании.

В 2024 году на выкуп акций потратили ~100 млрд рублей (15,2 млн акций).

За восемь лет распределили ~59 млн акций (8,5% уставного капитала). Текущая стоимость этого пакета — ~432 млрд рублей.

Если разделить на 1000 человек, получается ~432 млн рублей на человека.

Это не зарплата в классическом смысле. Это стоимость пакета акций, который менеджмент получил в рамках программы поощрения.

И здесь возникает вопрос: а что именно поощрялось?

• Рост добычи?

• Эффективность?

• Или — способность закрывать нефтебазы «по формуле», не вызывая публичного скандала?

Ответ на этот вопрос лежит в той же плоскости, что и предыдущий.

Программа поощрения — это не «бонус за работу». Это инструмент перераспределения прибыли в пользу узкого круга лиц.

И когда эта прибыль формируется в том числе за счет демпфера, то бюджет фактически финансирует этот передел.

Но здесь есть еще один нюанс. Программа поощрения менеджмента — это не «разовые выплаты». Это долгосрочная система, которая создает зависимость между менеджментом и акционерами.

Менеджмент становится заинтересован в росте капитализации, а не в развитии инфраструктуры.

И когда нужно выбрать между закрытием нефтебазы (сокращение затрат) и сохранением инфраструктуры (рост затрат), выбор очевиден.

ЧАСТЬ IV. ЛИЧНЫЕ ДОХОДЫ: СКОЛЬКО УХОДИТ НАВЕРХ

И еще один слой. Личные доходы топ-менеджмента и совладельцев.

• Экс-совладелец ЛУКОЙЛа Леонид Федун за 2025 год показал доход 94,15 млрд рублей. В том числе от продажи ~10% ЛУКОЙЛа самой компании (Reuters оценил сделку в $7 млрд) и дивидендов.

• Глава «Газпром нефти» Александр Дюков имел личный доход свыше 4,6 млрд рублей, значительная часть — дивиденды от «Сибура», который работает с «Газпром нефтью» на особых условиях.

Это не «воровство». Это легальные доходы.

Но когда мы складываем эти цифры с демпфером, который платит бюджет, и с закрытыми нефтебазами, которые «оптимизировали», возникает вопрос: что именно оптимизировали?

Ответ: оптимизировали инфраструктуру, которая не приносит быстрой прибыли. А сохранили — систему распределения прибыли, которая приносит быструю прибыль.

Это не заговор. Это бухгалтерия.

ЧАСТЬ V. СВОДНАЯ ТАБЛИЦА: БУХГАЛТЕРИЯ РЕНТЫ

Давай сведем это в одну таблицу. Без эмоций. Только цифры и источники.

ЧАСТЬ VI. СКОЛЬКО СТОИЛО БЫ СОХРАНИТЬ НЕФТЕБАЗЫ

А теперь — сравнение. Если мы говорим о том, что нефтебазы закрывали «для оптимизации затрат», давайте посмотрим, сколько стоило бы их сохранить.

Возьмем Волгоградскую область.

В 1995 году у «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепродукта» было 35 нефтебаз. К 2011 году осталось 6. Закрыли 29 объектов.

Если предположить, что каждая нефтебаза требовала в среднем 10–15 млн рублей в год на поддержание (обслуживание резервуаров, зарплаты, ремонт), то суммарные затраты на сохранение всех 35 объектов составили бы:

~350–525 млн рублей в год.

Для сравнения: дивиденды ЛУКОЙЛа за 2024 год — 730 млрд рублей.

То есть стоимость сохранения нефтебаз в одном регионе — это:

0,05–0,07% от суммы дивидендов.

Это не «неподъемные затраты». Это погрешность округления.

И когда компания закрывает нефтебазы «для оптимизации», она экономит 0,05% от дивидендов, но создает дефицит в регионе, который потом приходится компенсировать бюджету через демпфер и через рост цен.

И вот здесь возникает главный вопрос архитектуры.

• На одной чаше весов — 0,05% от дивидендов одной компании.

• На другой — вопросы энергобезопасности страны, доступность топлива в регионах, стабильность работы сельхозпроизводителей, коммунальных служб и транспорта.

Этот пример — не единичный случай. Аналогичную арифметику можно провести по любому стратегическому активу:

• по НПЗ, которые закрывали «по формуле»;

• по трубопроводам;

• по энергетическим мощностям.

Везде, где «оптимизация» затрат измеряется долями процента от прибыли, а последствия для страны — миллиардами и годами восстановления.

Это не про «жадность». Это про архитектуру приоритетов.

Когда 0,05% от дивидендов весят больше, чем энергобезопасность страны, — это не экономика. Это перераспределение.

ЧАСТЬ VII. КАК ФОРМУЛА СКРЫВАЕТ ЭТИ ДЕНЬГИ (И ПОЧЕМУ ЕЕ УБРАЛИ)

Почему это не видно в отчетности?

Потому что DCF-модель не учитывает инфраструктуру как «страховку» — она учитывает её как «затраты».

В модели нефтебаза — не «резерв на случай сбоя НПЗ», а «центр затрат», который нужно сократить.

Но дело не только в модели. Дело в том, что попытка сделать цепочку видимой уже была.

В 2011 году шеф-редактор журналов «Кафедра», «СфорНьюс» и «ЯтакДУМАЮ» предложил систему показателей для сбытовых организаций ЛУКОЙла: не абсолютные, а локальные, относительные и динамические.

В систему входили:

• операционный доход на объект;

• маржа на тонну;

• затраты на тонну;

• производительность труда;

• коэффициент активности.

Система была предложена. Протестирована. Внедрена как ежемесячный инструментарий для компании. Она работала. Она показывала реальную эффективность объектов, а не усредненные цифры по региону.

Ссылка на первоисточник: В журнале «ИнфоТЭК» №1 за 2011 год (стр. 46–50) была опубликована статья «Инструментарий для анализа деятельности организаций нефтепродуктообеспечения и мотивации к изменениям» (автор — Т.В. Бурмагина, заместитель начальника Управления развития сбыта НК «ЛУКОЙЛ»).

В статье описан механизм бенчмаркинга, внедренный в компании, и его результаты.

Была предложена к внедрению в ВИНК.

В ВИНК не внедрена. А со временем она была уничтожена и в ЛУКОЙЛе.

Почему?

Потому что система показателей делает цепочку видимой. А видимая цепочка — это ответственность.

И тогда нельзя закрыть нефтебазу «по формуле» — потому что формула станет видимой. И нельзя объяснить, почему экономия на инфраструктуре (0,05% от дивидендов) важнее, чем стабильность региона.

То же самое с демпфером.

Если бы в модели учитывался не только «экспортная альтернатива», но и «внутренний баланс», то демпфер не был бы нужен.

Но модель строится на экспортной цене, а не на внутреннем балансе. И это — не случайность. Это архитектурный выбор.

ЧАСТЬ VIII. НПЗ, КОТОРОГО НЕТ: ПОЧЕМУ DCF НЕ ВИДИТ ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТЬ

Есть еще один пример, который идеально иллюстрирует всю архитектуру.

В Дальневосточном федеральном округе давно обсуждается строительство нового НПЗ. Юрий Трутнев лоббирует это решение. Вопрос стоит на месте годами.

Почему?

Потому что расчеты по той же DCF-модели показывают убытки. Модель не видит смысла строить завод, если он не окупается за 15–20 лет при текущих ценах и налогах.

Этот же аргумент использовался в 2006–2007 годах, когда ЛУКОЙЛ считал НПЗ в Торжке. Проект был признан неэффективным по формуле, плюс наложилась нестабильная инвестиционная и фискальная политика. Завод не построили.

И вот здесь возникает главный вопрос.

Какие цели и задачи решает государство, когда манипулирует налогами?

В дипломном проекте 2016 года зафиксировано:

«за 6 лет базовые параметры налогообложения отрасли менялись 24 раза».

На заседании Совета директоров ПАО «ЛУКОЙЛ» констатировали этот факт.

Двадцать четыре изменения за шесть лет. Это не «тонкая настройка». Это ручное управление.

И это прямое доказательство того, что система управления рисками отсутствует.

Каждое из этих изменений было индуцировано, чтобы «что-то отрегулировать» — поднять доходы бюджета, закрыть дыру, поддержать экспорт, сдержать цены.

Но ни одно из них не было сопряжено с энергобезопасностью страны как базовой задачей.

Потому что энергобезопасность не входит в DCF-модель.

Модель считает деньги. Она не считает риск того, что завтра дрон выбьет НПЗ, и регион останется без топлива. Она не считает риск того, что через десять лет спрос вырастет, а инфраструктуры для его покрытия не будет.

И дело не только в рисках.

В дипломном проекте 2016 года прямо зафиксировано: прогнозы EIA, WEO и OPEC систематически не сходились с реальной ценой.

То есть компании будут убыточными не потому, что нефть дешёвая, а потому что их формулы не работают.

Как сказал один из героев диплома:

«Нерешённая задача становится проблемой».

Сегодня мы видим, как нерешённая задача строительства НПЗ в ДФО превратилась в проблему энергобезопасности целого региона.

И все манипуляции с налогами — это попытка залатать дыру, а не построить новый корабль.

ЧАСТЬ IX. 24 ИЗМЕНЕНИЯ ЗА 6 ЛЕТ И 15 — ЗА СЛЕДУЮЩИЕ 6: ХРОНИКА РУЧНОГО УПРАВЛЕНИЯ

В дипломном проекте 2016 года есть таблица, которая бьет в самую точку.

На заседании Совета директоров ПАО «ЛУКОЙЛ» констатировали:

«за 6 лет базовые параметры налогообложения отрасли менялись 24 раза».

Двадцать четыре изменения за шесть лет (2011–2016). Это не «тонкая настройка». Это ручное управление.

И вот что важно: 6 из 15 изменений за последующие шесть лет (2020–2026) касались именно демпфера. Каждый год — новая настройка.

Если в 2011–2016 годах было 24 изменения за 6 лет (в среднем 4 в год), то в 2020–2026 годах — как минимум 15 за 6 лет.

Темп не снизился. Система продолжает работать в режиме «ручного подергивания».

Вот эти 15 новаций:

• 2020: Налоговый маневр в нефтехимии (обратный акциз на СУГ и этап).

• 2021: Введение демпфера в его текущем виде.

• 2021–2022: Корректировка демпфера (ограничение выплат, сдвиг порогов).

• 2022: Введение «налогового вычета» по НДПИ для стимулирования переработки.

• 2022–2023: Введение и последующая отмена экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты.

• 2023: Изменение параметров демпфера (сдвиг нормативов и порогов).

• 2024: Повышение ставки НДПИ на 1,5% (компенсация выпадающих доходов от демпфера).

• 2024: Отмена курсовых экспортных пошлин.

• 2024: Введение надбавки к НДПИ на нефть (для финансирования демпфера).

• 2025: Новые параметры демпфера (сдвиг нормативов на 2026–2028).

• 2025: Введение обратного акциза на бензин/дизель.

• 2025: Изменения в НДД для новых месторождений.

• 2026: Новая формула демпфера (повышение нормативов: 66 350 ₽/т для АИ-92 и т.д.).

• 2026: Введение нового акциза (с 1 января 2026 года).

• 2026: Введение новых порогов обнуления демпфера (79 620 ₽/т).

Это не реформа. Это хроническая болезнь — отсутствие системы управления рисками.

И пока энергобезопасность не станет базовой задачей, налоги будут меняться снова и снова, а НПЗ в ДФО так и не построят.

А если нефть завтра упадёт до $10–20, то DCF-модели, по которым они считают убытки, сломаются окончательно.

И тогда мы увидим, что убыток — это не экономика. Это математика, которая не работает.

ЧАСТЬ X. НОВЫЙ ФИСКАЛЬНЫЙ ПРОТЕЗ: ЗАКОНОПРОЕКТ №617-9 ПО ОБРАТНОМУ АКЦИЗУ НА НПЗ

А теперь — свежий пример того, как «ручное управление» продолжается уже не в демпфере, а в обратном акцизе на нефтяное сырьё.

Госдума приняла в первом чтении правительственный законопроект (№617-9), который ужесточает условия получения обратного акциза: требование по выпуску бензина придётся выполнять каждому нефтеперерабатывающему заводу в отдельности.

Сейчас по п. 15 ст. 179.7 НК налоговые органы аннулируют свидетельство переработчика нефтяного сырья, если доля бензина АИ-92 и выше, проданного в РФ, вместе с прямогонным бензином, направленным на нефтехимию, оказалась меньше 10% от объёма переработанного сырья.

Эта доля проверяется по итогам квартала, полугодия, девяти месяцев или года.

Без свидетельства компания не может получить вычет акциза.

Сейчас показатель считается в целом по компании, законопроект предписывает рассчитывать его отдельно по каждому НПЗ.

«Соотношение, предусмотренное настоящим подпунктом, определяется отдельно по каждому нефтеперерабатывающему заводу», — говорится в поправке.

Размер обратного акциза зависит, в частности, от коэффициента Спю (п. 8 ст. 193 НК), который отражает структуру продуктов, выпускаемых из сырья.

В пояснительной записке в качестве одной из целей законопроекта названа минимизация рисков потерь бюджета в результате завышения коэффициента Спю.

Законопроект устанавливает, что вакуумный газойль, гудрон и мазут, выпущенные компанией со свидетельством переработчика, признаются нефтяным сырьем, только если сама компания учла их при расчете Спю как темные нефтепродукты.

Также меняется порядок учета продуктов переработки при расчете коэффициента.

В случае принятия нормы вступят в силу с 1 января 2027 г.

Что это меняет в логике «двух бухгалтерий»

На первый взгляд, это техническая поправка. Но в архитектуре, которую мы разбираем, она меняет сразу три вещи.

Первое. Это ещё один шаг от «компании» к «заводу».

Раньше компания могла балансировать: один НПЗ «вытягивал» показатель по бензину, другой — по темным продуктам, а свидетельство и вычет получались в целом.

Теперь каждый завод должен сам соответствовать критерию 10%.

Для компаний с разной структурой переработки это означает либо дополнительные инвестиции в бензиновые мощности, либо отказ от вычета по отдельным заводам.

То есть фискальная логика снова спускается на уровень актива — но не для того, чтобы сделать цепочку видимой, а для того, чтобы закрыть дыру в бюджете.

Второе. Это снова про Спю, а не про энергобезопасность.

Коэффициент Спю отражает структуру продуктов. Его завышение — это риск потерь бюджета.

Законопроект прямо называет целью минимизацию этих рисков.

Но ни в пояснительной записке, ни в поправке нет критерия «достаточность мощностей для внутреннего рынка» или «устойчивость снабжения регионов».

Речь идёт о том, чтобы компании не завышали коэффициент и не получали лишний вычет.

Это фискальная настройка, а не строительство НПЗ в ДФО.

Третье. Это ещё одна «ручная настройка» в том же ряду.

Мы уже насчитали 15 крупных новаций за 2020–2026 годы.

Законопроект №617-9 — это, по сути, 16-я.

Он не создаёт автоматического механизма. Он меняет правило расчёта и вводит его с 1 января 2027 года.

То есть снова — ручное вмешательство, снова — сдвиг параметров, снова — попытка залатать дыру.

И снова — без базовой задачи энергобезопасности.

Пересчёт по НПЗ: что меняется в арифметике

Давайте пересчитаем логику на примере.

Если у компании несколько НПЗ, и в среднем по компании доля бензина АИ-92 и выше вместе с прямогонным бензином на нефтехимию составляет, скажем, 12% (то есть выше порога 10%), но на одном заводе она 7%, а на другом — 17%, то раньше компания проходила по среднему.

Теперь завод с 7% не проходит — и по нему свидетельство переработчика может быть аннулировано, а вычет акциза не получен.

Это означает, что для компании экономика отдельного НПЗ меняется:

• завод с низкой долей бензина становится не «частью общего баланса», а самостоятельным фискальным риском;

• компании придется оценивать дополнительные инвестиции в бензиновые мощности;

• альтернативой может стать закрытие или перепрофилирование завода.

И здесь возникает тот же вопрос, что и с нефтебазами: что дешевле — доинвестировать в бензиновые мощности этого завода или закрыть/перепрофилировать его?

В DCF-модели это снова будет «центр затрат», а не «элемент энергобезопасности».

И вот главный парадокс.

Государство ужесточает правила, чтобы минимизировать потери бюджета. Компании пересчитывают проекты, чтобы не потерять вычет.

Но никто в этой формуле не считает, что произойдёт с поставками топлива в регионе, если завод не пройдёт по критерию и сократит выпуск.

Это не входит ни в бюджетную, ни в корпоративную модель.

Это снова — за скобками.

ВЫВОД: ВОПРОС, КОТОРЫЙ Я ОСТАВЛЮ

Цифры не врут. Они просто лежат на разных счетах.

• Демпфер — на счетах бюджета.

• Дивиденды — на счетах акционеров.

• Закрытые нефтебазы в одних регионах — в отчетах об «оптимизации».

А бензин в Хабаровске — по цене, которая отражает не расстояние до НПЗ, а предел мощности хранения и неспособность системы сгладить пиковый спрос.

И есть еще один счет. НПЗ в ДФО, которого нет. Проект, который не проходит по DCF.

24 изменения в налогах за 6 лет. И еще 15 — за следующие 6 лет.

Плюс законопроект №617-9, который с 2027 года вводит индивидуальный критерий по бензину для каждого завода.

Для действующих заводов это означает выбор: доинвестировать в бензиновые мощности или сокращать переработку.

Решение снова принимается не по критерию «нужен ли региону завод», а по критерию «проходит ли завод по формуле».

Это не реформа. Это ручное управление. И это прямое доказательство того, что система управления рисками отсутствует.

Вопрос: если «оптимизация» сокращает инфраструктуру, но увеличивает бонусы менеджменту, — это эффективность или перераспределение?

И второй вопрос: если государство меняет налоги 24 раза за 6 лет, а потом ещё ужесточает обратный акциз по каждому НПЗ, но не строит НПЗ в ДФО, потому что DCF показывает убыток, — какие задачи страны решают эти манипуляции?

Ответ не в экономике. Ответ — в архитектуре.

В том, что энергобезопасность не входит в формулу. И пока она не войдет, мы будем продолжать считать копейки, теряя миллиарды.

А демпфер останется ручным фискальным протезом, который не лечит, а лишь заменяет отсутствующий орган.

И если нефть завтра упадёт до $10–20, этот протез сломается окончательно.

А нового не будет. Потому что DCF-модели, по которым они считают убытки, тоже не работают.

И тогда мы увидим, что убыток — это не экономика. Это математика, которая не работает.

Кло Магурская. Мистика систем.

Аналитика носит информационный характер и не является инвестиционной рекомендацией. Материал подготовлен на основе открытых данных и архивных публикаций. Первоисточник методологии бенчмаркинга: журнал «ИнфоТЭК» №1 (2011), стр. 46–50. Данные о законопроекте №617-9 — по материалам Госдумы и пояснительной записки; законопроект внесён 30 сентября в рамках бюджетного пакета.