2015.10.16 - Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie

Interpretacja Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie
IPPP2/4513-3/15-3/BH
z 16 października 2015 r.

Mechanizm kojarzenia podobnych interpretacji

INTERPRETACJA INDYWIDUALNA

Na podstawie art. 14b § 1 i § 6 ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. Ordynacja podatkowa (Dz. U. z 2015 r. poz. 613) oraz § 7 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 22 kwietnia 2015 r. w sprawie upoważnienia do wydawania interpretacji przepisów prawa podatkowego (Dz. U. z 2015 r. poz. 643) Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów stwierdza, że stanowisko Wnioskodawcy przedstawione we wniosku z dnia 14 lipca 2015 r. (data wpływu 17 lipca 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie prawidłowości sposobu obliczania podatku z tytułu wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej – jest prawidłowe.

UZASADNIENIE

W dniu 17 lipca 2015 r. wpłynął ww. wniosek o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego w indywidualnej sprawie dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie prawidłowości sposobu obliczania podatku z tytułu wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej.

We wniosku przedstawiono następujące zdarzenie przyszłe:

Spółka jest przedsiębiorstwem zintegrowanym, prowadzącym działalność koncesjonowaną, polegającą m.in. na obrocie gazem (obrót hurtowy) oraz na poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów (głównie gazu oraz ropy naftowej).
Działalność poszukiwawcza i wydobywcza Spółki prowadzona na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych , a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji (odazotownia). Obejmuje ona cały proces poszukiwania oraz wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej ze złóż położonych na terytorium Polski, poczynając od przeprowadzenia analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Wydobyte węglowodory przygotowywane są (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży prowadzonej głównie na rynku krajowym.

Mając na uwadze nowe regulacje dotyczące opodatkowania wydobycia niektórych kopalin w Polsce, poniżej Spółka opisuje kluczowe elementy procesu wydobycia /produkcji gazu, które zdaniem Spółki są istotne z perspektywy podatku od wydobycia niektórych kopalin („PWNK”).

Wydobycie gazu ziemnego

Gaz wydobywany w Polsce można (w uproszczeniu) podzielić na:

gaz wysokometanowy (po spełnieniu parametrów jakościowych gazu zgodnie z normą - nadający się do sprzedaży oraz wprowadzenia do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej bez konieczności dokonywania wielu procesów uzdatniających), oraz

gaz zaazotowany (w zależności od charakterystyki: sprzedawany bezpośrednio do wybranych klientów przemysłowych/hurtowych lub poddawany procesowi odazotowania lub zmieszania z gazem wysokometanowym w celu uzyskania właściwych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normą i umożliwienia dalszego przesyłu i sprzedaży). Spółka pragnie zaznaczyć, że ze względu na czynniki wynikające ze skali działalności poszukiwawczo-wydobywczej prowadzonej przez Spółkę, tj. np. znaczącą liczbę odwiertów, różnorodną charakterystykę badanych oraz eksploatowanych złóż (rozłożonych na różnych obszarach Polski), zróżnicowany dostęp poszczególnych kopalń do sieci, potencjalnych odbiorców gazu oraz infrastruktury niezbędnej do jego przygotowania lub zmagazynowania - przepływ gazu do końcowego klienta może przybierać bardzo różne modele.

W celu przybliżenia złożonej sytuacji Spółka przedstawia:

informacje ogólne dotyczące wydobycia (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do przetworzenia gazu w celu umożliwienia jego transportu lub wykorzystania przez ostatecznych odbiorców); oraz
sposób dokonywania pomiarów wydobycia i przepływu wydobytego gazu ziemnego; oraz
przykłady obiegu gazu w wybranych modelach (charakteryzujących się odmiennymi „parametrami” mającymi znaczenie dla celów podatkowych).

Informacje ogólne

Wydobycie gazu ziemnego ze złoża odbywa się poprzez odwierty udostępniające dane złoże. Konstrukcja i sposób wykonania odwiertu zapewniają jego szczelność oraz bezpieczeństwo eksploatacji. Każde złoże charakteryzuje się odmiennymi właściwościami wydobywanych z nich węglowodorów. W szczególności, poszczególne złoża mogą się charakteryzować różnymi właściwościami „płynu złożowego” (np. ciepłem spalania, składem chemicznym). Ponadto złoża mogą być wielohoryzontowe, o zróżnicowanych parametrach danego horyzontu, które są jednak stałe dla poszczególnych odwiertów.

Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m.in. gaz, cząstki stałe, woda związana i niezwiązana z gazem) jest następnie przesyłany do ośrodków zbioru gazu (wewnętrznymi gazociągami technologicznymi), gdzie podlega on procesowi przygotowania gazu do transportu (wstępna separacja, rozdział faz na gaz oraz pozostałe składniki). Po wstępnym oczyszczeniu, gaz poddawany jest procesom technologicznym (odsiarczanie, osuszanie, odrtęcianie), celem których jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normami (w zależności od stopnia koncentracji zawieranych zanieczyszczeń). Przygotowany w ten sposób gaz jest następnie kierowany do tzw. punktu zdawczo-odbiorczego („PZO”).

Punkt zdawczo-odbiorczy (PZO) jest to układ pomiarowy wyposażony w zespół urządzeń służących do pomiaru ilościowego i jakościowego strumienia przepływającego gazu.

W zależności od położenia układu pomiarowego w systemie obiegu gazu PZO występują:

punkty PZO OP (w których Spółka rozpozna obowiązek podatkowy dla celów PWNK), w których dokonywany jest precyzyjny pomiar ilości gazu ziemnego wprowadzanego do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo na „inny środek transportu”, w następujących sytuacjach:
1. wprowadzenie gazu ziemnego z ośrodka zbioru gazu, w tym po przejściu przez magazyn „kopalniany”, mieszalnię gazu lub odazotownię do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej (skąd trafia m.in. do: kontrahentów zewnętrznych, magazynów systemowych), lub
2. dostarczenie gazu ziemnego do odbiorcy gazociągiem bezpośrednio z kopalni (w tym poprzez odczyt gazomierza u klienta), lub
3. załadunek gazu ziemnego na „inny środek transportu” w sytuacji załadunku „na wyjściu” z kopalni lub odazotowni;
punkty PZO BO (które pozostają neutralne dla obowiązku podatkowego dla celów PWNK) - punkty pomiaru w sytuacjach innych niż opisane w pkt 1 powyżej, w tym:
1. punkty, w których dokonywany jest pomiar ilości gazu na terenie kopalni, służący m.in. do bilansowania objętościowego w mieszalniach, magazynach gazu ziemnego oraz kopalniach; oraz
2. punkty, w których dokonywany jest pomiar ilości gazu poza kopalniami w innych punktach niż wskazane w pkt 1 i 2a. powyżej (np. służący m.in. do bilansowania objętościowego w punktach pomiaru na wejściu do magazynu systemowego z sieci przesyłowej).

Przed wprowadzeniem kopaliny (gazu ziemnego) poprzez PZO OP do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo na „inny środek transportu”, w wyniku prowadzenia procesów technologicznych, dochodzi do zużycia i/lub strat gazu.

Wydobyty gaz ziemny zaazotowany (jeżeli nie jest przeznaczony do sprzedaży na rzecz niektórych klientów, którzy odbierają gaz zaazotowany) może podlegać dodatkowemu procesowi odazotowania (w wyniku którego uzyskiwany jest gaz wysokometanowy) lub może być mieszany z innym gazem w celu uzyskania odpowiedniej kaloryczności.

Poniżej Spółka przedstawia podstawowe, najważniejsze procesy związane z „obiegiem” gazu ziemnego mające znaczenie dla PWNK. Spółka przy tym zaznacza, że instalacje wykorzystywane do przeprowadzania opisanych procesów są własnością P.

Magazynowanie gazu

W niektórych przypadkach, wydobyty przez Spółkę gaz ziemny może trafić do Podziemnych Magazynów Gazu. Magazynowanie gazu jest konieczne głównie ze względu na obowiązki nałożone w drodze ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (t.j. Dz.U. z 2014 r. poz. 1695 ze zm.), a także ze względu na występowanie sezonowych i szczytowych nierównomiemości zużycia gazu, w relacji do względnie równomiernego uzysku gazu w ciągu roku/doby.

Spółka wykorzystuje dwa rodzaje magazynów: magazyny „kopalniane” oraz pozostałe - systemowe. Operatorem magazynów systemowych jest Spółka O, która może udostępniać pojemności magazynowe podmiotom trzecim. Ilość gazu wprowadzanego do magazynów kopalnianych, jak i ilość odbieranego gazu podlega precyzyjnemu opomiarowaniu (wejście - PZO OP lub PZO BO oraz wyjście PZO OP lub PZO BO w zależności od sytuacji).

Co do zasady, po opuszczeniu magazynu kopalnianego poprzez:

wyjście PZO BO — gaz trafia do sieci kopalnianej, ale nie do klienta;

wyjście PZO OP - gaz trafia do klienta przez sieć kopalnianą/przesyłową /dystrybucyjną.

Mieszanie gazu

Proces technologiczny zachodzący w mieszalniach dotyczy gazu wydobytego na terytorium Polski o bardzo dużej zawartości azotu. Gaz ten, w celu zwiększenia kaloryczności może podlegać procesowi zmieszania z gazem wysokometanowym (pochodzącym z sieci przesyłowej lub z produkcji własnej w odazotowni). Ilości gazu zaazotowanego i gazu wysokometanowego, podlegające procesowi mieszania, są precyzyjnie mierzone zarówno „przed” mieszalnią (PZO BO), jak też po jej opuszczeniu (PZO OP lub PZO BO w zależności od sytuacji). W wyniku procesu mieszania Spółka otrzymuje gaz o wyższej kaloryczności, który - po opuszczeniu mieszalni - przeznaczony jest do sprzedaży (przez PZO OP).

Mogą występować jednak sytuacje, w których gaz ziemny trafia z mieszalni bezpośrednio do magazynu (PZO BO) lub zatłaczanie magazynu odbywa się poprzez sieć dystrybucyjną, gdzie gaz opodatkowany w PZO OP na wejściu do sieci dystrybucyjnej wchodzi następnie przez PZO BO z sieci dystrybucyjnej do magazynu. Następnie gaz ten może być ponownie przesłany z magazynu do mieszalni w celu wykorzystania go jako jeden ze składników procesu mieszania. Po zmieszaniu z gazem pochodzącym bezpośrednio z kopalni i gazem wysokometanowym, może on trafić do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez PZO OP) z przeznaczeniem do sprzedaży.

Odazotowanie gazu

Gaz zaazotowany, w celu zwiększenia swojej kaloryczności może, oprócz mieszania, podlegać procesowi odazotowania przy użyciu dedykowanych instalacji - odazotowni. Odazotowanie ma na celu przede wszystkim przetworzenie gazu zaazotowanego w gaz wysokometanowy poprzez zastosowanie odpowiednich procesów technologicznych.

Gaz zaazotowany może trafić z kopalni do odazotowni:

gazociągiem bezpośrednim,
za pośrednictwem gazociągu przesyłowego będącego własnością podmiotu trzeciego (co więcej, część przesyłanego w ten sposób gazu może zostać w tym miejscu sprzedana klientom przemysłowym, po zmierzeniu ilości sprzedawanego gazu)

- w obydwu powyższych przypadkach, Spółka przyjmuje, że gaz, zanim dotrze do odazotowni, przechodzi przez punkt PZO BO. Z kolei punkt, w którym gaz opuszcza odazotownię (w postaci skroplonej lub gazowej) traktowany jest przez Spółkę jako PZO OP.

Odazotowanie gazu, podobnie jak jego separacja, osuszanie, oczyszczanie, mieszanie i magazynowanie należy uznać za część procesu technologicznego zmierzającego do uzdatnienia wydobytej kopaliny i umożliwienia dostarczenia go do końcowego odbiorcy.

Cele badawcze

W ramach prowadzonej działalności, Spółka przekazuje gaz ziemny na cele badawcze:

do badań laboratoryjnych wewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych, oraz

do badań laboratoryjnych zewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych.

Przekazywane na cele badawcze ilości gazu ziemnego są marginalne - gaz ziemny pobrany do badań zawiera się w ilości około 0,000006 MWh (w sporadycznych przypadkach do badań zewnętrznych przekazywane są większe ilości). Są to ilości wielokrotnie mniejsze od błędu stosowanych metod pomiarowych i w ekonomicznym rozumieniu Spółki są one pomijane przy raportowaniu z powodu braku technicznych i fizycznych możliwości dokonania ich pomiaru.

Opomiarowanie

Opomiarowanie wydobycia gazu ziemnego odbywa się w różnych miejscach procesu jego produkcji (i przepływu), przy użyciu metod pośrednich i bezpośrednich.

Pomiar pośredni - okresowy pomiar objętości gazu ziemnego przepływającego przez urządzenie pomiarowe. Przy dużej ilości odwiertów nieekonomiczne jest stosowanie indywidualnych układów pomiarowych dla każdego z nich, tj. w szczególności wprowadzenie opomiarowania bezpośredniego dla odwiertów niskowydajnych, ze względu na koszt, miałoby tak duży wpływ na ich rentowność, że w praktyce prowadziłoby do zaprzestania ich eksploatacji. Stosowany jest jeden układ pomiarowy dla wielu odwiertów. Zasada jego działania polega na okresowym pomiarze objętości wydobywanego gazu ziemnego np. co 10 dni, po czym zmierzone wartości są przyjmowane jako średnie wydobycie na kolejny okres aż do następnego pomiaru.

Pomiar bezpośredni - ciągły pomiar objętości gazu ziemnego przepływającego przez urządzenie pomiarowe.

Pomiary są dokonywane na terenie kopalni oraz na różnych etapach procesu technologicznego (mieszalnie, odazotownia, magazyny) a także w momencie wprowadzenia do sieci przesyłowej, dystrybucyjnej lub na inny środek transportu.

Sposób dokonywania pomiaru jest zgodny z obowiązującymi w tym zakresie normami zakładowymi. Układy pomiarowe do pomiaru ilości gazu przekazywanej z kopalni mieszalni lub odazotowni do klienta, do sieci przesyłowej, dystrybucyjnej lub na inny środek transportu są układami rozliczeniowymi (PZO OP) natomiast pozostałe traktowane są jako technologiczne, wykorzystywane do bieżącej kontroli procesu technologicznego. Wyniki pomiarów miesięcznego wydobycia odnoszą się do miesiąca gazowego (miesiąc gazowy od godz. 6:00 czasu urzędowego pierwszego dnia danego miesiąca do 6:00 pierwszego dnia miesiąca następnego).

Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

Pomiar wydobycia z odwiertu może być dokonywany zarówno przy użyciu metod pośrednich, jak i bezpośrednich - w zależności od zastosowanej instalacji pomiarowej na węźle redukcyjno-pomiarowym.

Pomiar bezpośredni polega na ciągłej rejestracji objętości wydobywanego gazu przepływającego przez urządzenie pomiarowe. Jedynie niektóre odwierty są wyposażone w instalację pozwalającą na dokonanie pomiaru bezpośredniego.

Pomiar pośredni - okresowy pomiar objętości gazu ziemnego przepływającego przez urządzenie pomiarowe. Przy dużej ilości odwiertów nieekonomiczne jest stosowanie indywidualnych układów pomiarowych dla każdego z nich. Stosowany jest jeden układ pomiarowy dla wielu odwiertów. Zasada jego działania polega na okresowym pomiarze objętości wydobywanego gazu ziemnego z danego odwiertu - np. przez 1 dobę co 10 dni, po czym zmierzone wartości są przyjmowane jako średnie wydobycie z danego odwiertu na kolejne okresy - aż do następnego pomiaru. Co istotne, charakterystyka wydobycia z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji. Jeżeli pomiędzy pomiarami dochodzi do naturalnej zmiany warunków przepływu (np. znacząca zmiana ciśnienia) podejmowane są decyzje o włączeniu takiego odwiertu do układu pomiarowego niezależnie od harmonogramu pomiarów. Oznacza to, że pomiary dokonywane w sposób pośredni nie powinny zniekształcać ilości wydobycia.

Pomiary wydobycia z odwiertów, zarówno ciągłe jak i okresowe, są pomiarami technologicznymi i są wykonywane przyrządami i metodami nie posiadającymi legalizacji. Ww. przyrządy nadzorowane są metrologicznie wg wewnętrznych procedur Spółki, zgodnie z najlepszymi praktykami inżynierskimi.

Pomiar metodami pośrednimi wskazuje objętość wydobytego gazu (jednostka miary: m3). W celu ustalenia jego wartości energetycznej (jednostka miary: MWh) należy uwzględnić, ciepło spalania danej kopaliny, badane odrębnie dla każdego złoża raz w roku. Ciepło spalania nie ulega częstym zmianom, dlatego zgodnie z najlepszą wiedzą, Spółka dla odzwierciedlenia rzeczywistej wartości kalorycznej wydobytego gazu, uznaje za wystarczające dokonywanie pomiaru ciepła spalania w aktualnie stosowanych odstępach czasu.

Opomiarowanie wydobycia na poszczególnych PZO OP

Punkt zdawczo odbiorczy (PZO OP) jest to układ pomiarowy wyposażony w zespół urządzeń służących do pomiaru ilościowego i jakościowego strumienia przepływającego gazu.

W punkcie pomiarowym w ramach danego PZO OP dokonywany jest pomiar objętości przepływającego gazu ziemnego za pomocą metod bezpośrednich (ciągłego pomiaru). Następnie, po uzyskaniu wartości ciepła spalania (chromatograf lub inne metody pomiarowe) dokonywane jest obliczenie wartości energetycznej mierzonego w danym PZO OP gazu ziemnego. W celu dokonania tych pomiarów stosowane są urządzenia pomiarowe podlegające lub nie podlegające prawnej kontroli metrologicznej. Urządzenia podlegające prawnej kontroli metrologicznej posiadają ważne legalizacje. Urządzenia niepodlegające prawnej kontroli metrologicznej nadzorowane są wg wewnętrznych procedur Spółki, zgodnie z najlepszymi praktykami inżynierskimi.

Przykładowy obieg gazu

Ze względu na złożony charakter obiegu gazu w procesie wydobycia - schematy obiegu mają charakter bardzo zróżnicowany. Poniżej, w punkcie a, dla celów ilustracyjnych Spółka przedstawia przykładowe sytuacje występujące w rzeczywistości i obrazujące możliwe scenariusze obiegu gazu, wraz z krótkim opisem.

W dalszej kolejności Spółka przedstawia implikacje wynikające z działalności prowadzącej przez P we współpracy z kontrahentami poprzez umowy o wspólnych operacjach (punkt b).

Przykładowe sytuacje występujące aktualnie

Schemat A

W powyższym schemacie wydobycie, wydobycie gazu ziemnego z odwiertów opomiarowane jest metodami pośrednimi lub bezpośrednimi. Na terenie kopalni wykonywane są procesy wstępne związane z wydobyciem, takie jak np. oczyszczanie czy osuszanie. Następnie przygotowany gaz trafia do sieci kopalnianej, przesyłowej, dystrybucyjnej lub na inny środek transportu. Może także dojść do bezpośredniej dostawy do klienta (gazociągiem bezpośrednim). W punkcie PZO OP gaz jest mierzony ponownie (metodą bezpośrednią).

Schemat B

Schemat C

Schemat D

W powyższym schemacie, wydobycie gazu ziemnego z odwiertów opomiarowane jest metodami pośrednimi lub bezpośrednimi. Na terenie kopalni wykonywane są procesy wstępne związane z wydobyciem, takie jak np. osuszanie czy oczyszczanie. Przygotowany w ten sposób zaazotowany gaz zostaje następnie skierowany (przez punkt PZO BO 1) do mieszalni gazu, gdzie miesza się go z gazem wysokometanowym (zazwyczaj pobranym z sieci przez punkt PZO BO 4). Tak zmieszany gaz może zostać skierowany bezpośrednio do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) lub też zostać zatłoczony do magazynu (przez punkt PZO BO 2). W przypadku odbioru zatłoczonego gazu z magazynu kopalnianego, możliwe jest jego ponowne skierowanie do mieszalni gazu (przez punkt PZO BO 3), a następnie skierowanie ww. gazu do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) - związane jest to z cykliczną pracą magazynu (zatłaczanie, odbiór). Przed wejściem do mieszalni (przez punkty PZO BO 1, PZO BO 3 oraz PZO BO 4) i po wyjściu z mieszalni (przez punkt PZO OP oraz PZO BO 2) mierzona jest dokładna ilość przesyłanego gazu.

Schemat E

W powyższym schemacie wydobycie gazu ziemnego z odwiertów opomiarowane jest metodami pośrednimi lub bezpośrednimi. Na terenie kopalni wykonywane są procesy wstępne związane z wydobyciem takie jak np. oczyszczanie czy osuszanie. Przygotowany w ten sposób zaazotowany gaz trafia do gazociągu będącego własnością podmiotu trzeciego (przez punkt PZO BO 1). Pomiędzy PZO BO 1 a węzłem rozdzielczym, część przesyłanego gazu może zostać sprzedana klientom przemysłowym (przez punkt PZO OP 1). W dalszej kolejności gaz, wciąż w postaci gazu zaazotowanego, jest przesyłany przez węzeł rozdzielczy do odazotowni (przez punkt PZO BO 2). Po opuszczeniu odazotowni gaz, jako gaz wysokometanowy lub w postaci skroplonej, trafia do sieci przesyłowej lub na inny środek transportu (przez punkt PZO OP 2). Przed wejściem do odazotowni (w punkcie PZO BO 2) i po wyjściu z odazotowni (w punkcie PZO OP 2) mierzona jest dokładna ilość przesyłanego gazu. Odazotownia pobiera także gaz bezpośrednio z innych kopalni (poprzez układ pomiarowy PZO BO 3).

Umowy o wspólnych operacjach

Spółka przy niektórych projektach poszukiwawczo-wydobywczych współpracuje z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy), zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż umowy o współpracy, o których mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (dalej: UWO) - co może mieć określone konsekwencje na gruncie PWNK.

Celem UWO jest ustalenie zasad współpracy partnerów oraz ustalenie sposobu rozliczeń w zakresie dot. poszukiwania, rozpoznania, zagospodarowania i wydobycia gazu zmiennego i ropy naftowej z obszaru objętego UWO.

Podstawową zasadą UWO jest wspólne pokrywanie przez partnerów wszelkich kosztów działalności górniczej proporcjonalnie do swoich udziałów oraz partycypowanie w takiej samej proporcji we wszelkich korzyściach z tej działalności tj. każdy z partnerów ma prawo do pobierania w naturze odpowiedniej części kopalin.

W przypadku doprowadzenia do eksploatacji złoża, prawo własności lub ekonomiczne władztwo nad gazem ziemnym i ropą każdy z partnerów nabywa jednocześnie już w momencie oderwania tych kopalin od złoża proporcjonalnie do udziału określonego w ww. umowach.

Spółka zazwyczaj nabywa część gazu (de facto płynu złożowego) przypadającą proporcjonalnie na partnera UWO bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża - z instalacji technologicznych zlokalizowanych przy odwiertach wspólnie zagospodarowanych. Zazwyczaj w tych miejscach, w oparciu o wcześniej zawarte umowy handlowe, następuje sprzedaż gazu Spółce i przekazanie prawa do jego dysponowania. W niektórych przypadkach, jeszcze przed wprowadzeniem do jakiejkolwiek sieci istnieje konieczność uzdatnienia gazu do parametrów handlowych. W tych przypadkach gaz ten jednak jest już własnością spółki. Następnie Spółka dokonuje niezbędnych procesów uzdatniających, opisanych powyżej, po czym samodzielnie wprowadza zakupiony gaz do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu.

Mogą się również zdarzyć przypadki, w których to Spółka, bezpośrednio po wydobyciu, zbywa na rzecz drugiej strony umowy o wspólnych operacjach część gazu (de facto płynu złożowego) przypadającą na Spółkę proporcjonalnie do udziału określonego w ww. umowie.

Mogą się również zdarzyć przypadki, w których to Spółka, świadczyć będzie na rzecz partnera UWO usługę uzdatniania, przypadającego mu w udziale części gazu ziemnego, do parametrów handlowych a następnie każda ze stron wprowadzać będzie do gazociągu lub na inny środek transportu swój udział w produkcji gazu ziemnego.

Podsumowując, w przypadku realizacji przez Spółkę projektów poszukiwawczo- wydobywczych we współpracy z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach:

partner UWO nie wprowadza gazu, którego stał się właścicielem wskutek wydobycia, do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz zakupiony od partnera UWO, a nie tylko gaz przypadający na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub
mogą również wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającego na nią gazu do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz zakupiony od Spółki, a nie tylko gaz przypadający na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału, lub
mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą, przypadający im w udziale, gaz ziemny do rurociągu lub na inny środek transportu.

Wydobycie ropy naftowej

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza w zakresie ropy naftowej prowadzona przez Spółkę na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych , a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji. Obejmuje ona cały proces poszukiwania oraz wydobycia ropy naftowej ze złóż położonych na terytorium Polski, poczynając od przeprowadzenia analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Wydobyta ropa naftowa przygotowywana jest (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży.

Mając na uwadze nowe regulacje dotyczące opodatkowania wydobycia niektórych kopalin w Polsce, poniżej Spółka opisuje kluczowe elementy procesu wydobycia /produkcji ropy naftowej, które zdaniem Spółki są istotne z perspektywy PWNK.

Spółka pragnie zaznaczyć, że ze względu na czynniki wynikające ze skali działalności poszukiwawczo-wydobywczej prowadzonej przez Spółkę, tj. np. znaczącą liczbę odwiertów, różnorodną charakterystykę badanych oraz eksploatowanych złóż (rozłożonych na różnych obszarach Polski), zróżnicowany dostęp poszczególnych kopalń do infrastruktury niezbędnej do jej przygotowania lub zmagazynowania - przepływ ropy do końcowego klienta może przybierać różne modele.

W celu przybliżenia złożonej sytuacji Spółka przedstawia:

informacje ogólne dotyczące wydobycia (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do przetworzenia ropy w celu umożliwienia jej transportu);
sposób dokonywania pomiarów wydobycia i przepływu wydobytej ropy; oraz
współpracę w ramach umów o wspólnych operacjach.

Informacje ogólne

Wydobycie ropy naftowej odbywa się poprzez odwierty udostępniające złoża. Złoża charakteryzują się odmiennymi właściwościami wydobywanych z nich węglowodorów, co przekłada się na jakość wydobywanej kopaliny.

Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m. in. ropa naftowa, cząstki stałe, woda, gaz) podlega następnie procesom separacji wody, odgazowania, odsiarczania i odsalania. Ropa po wydobyciu jest transportowana rurociągiem lub za pomocą transportu samochodowego do kopalni, gdzie trafia do zbiornika znajdującego się na jej terenie.

Przygotowana w ten sposób ropa naftowa jest następnie dystrybuowana poza kopalnię w celu dostarczenia do klienta (poprzez punkt zdawczo-odbiorczy - „PZO OP”) za pomocą:

rurociągu ,

cystern kolejowych ,

cystern samochodowych .

Poniżej Spółka przedstawia podstawowe, najważniejsze procesy związane z „obiegiem” ropy naftowej mające znaczenie dla PWNK. Spółka przy tym zaznacza, że instalacje wykorzystywane do przeprowadzania opisanych procesów są własnością P.

Spółka nie magazynuje znacznych ilości ropy. Wydobyty surowiec jest jedynie przechowywany z uwagi na konieczność zgromadzenia odpowiedniej ilości ropy w celu dokonania transportu.

Mieszanie ropy naftowej

W ramach procesu przygotowania wydobytej ropy naftowej do sprzedaży może dochodzić do zmieszania kopaliny pochodzącej z różnych odwiertów (a tym samym charakteryzującego się różnymi parametrami). Może także dochodzić do zmieszania ropy naftowej z wydobytym kondensatem.

Spółka zaznacza, że mieszanie ropy naftowej (kondensatu) może być jednym z elementów niezbędnych do uzdatnienia wydobytej kopaliny przed sprzedażą.

Cele badawcze

W ramach prowadzonej działalności, Spółka przekazuje ropę naftową na cele badawcze:

do badań laboratoryjnych wewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych, oraz

do badań laboratoryjnych zewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych.

Przekazywane na cele badawcze ilości ropy naftowej są marginalne - próbki ropy naftowej pobrane do badań generalnie nie przekraczają wartości 0,005 tony (w sporadycznych przypadkach do badań zewnętrznych przekazywane są większe ilości). Są to ilości wielokrotnie mniejsze od błędu stosowanych metod pomiarowych i w ekonomicznym rozumieniu Spółki są one pomijane przy raportowaniu z powodu braku technicznych i fizycznych możliwości dokonania ich pomiaru.

Opomiarowanie

Opomiarowanie wydobycia ropy naftowej odbywa się w różnych miejscach procesu jej produkcji (i przepływu), przy użyciu metod pośrednich i bezpośrednich. Pomiary są dokonywane przez Spółkę (pomiary wydobycia z poszczególnych odwiertów i sumaryczna ilość ropy na wyjściu z ekspedytu), może także wystąpić pomiar u odbiorcy (klienta).

Sposób dokonywania pomiaru jest zgodny z polskimi normami w tym zakresie, w celu możliwie dokładnego odzwierciedlenia rzeczywistości.

Podczas prowadzenia procesów technologicznych może dochodzić do strat kopaliny (ropy naftowej).

Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

Pomiary wydobycia ropy z odwiertów mogą być dokonywany zarówno przy użyciu metod pośrednich, jak i bezpośrednich - w zależności od zastosowanej instalacji pomiarowej.

Pomiar bezpośredni uwzględnia na bieżąco ilość ropy przepływającą przez urządzenie pomiarowe. Ze względu na duże koszty opomiarowania odwiertu, jedynie niektóre odwierty są wyposażone w instalację pozwalającą na dokonanie pomiaru bezpośredniego. Wprowadzenie opomiarowania bezpośredniego dla odwiertów niskowydajnych miałoby tak duży wpływ na ich rentowność, że w praktyce prowadziłoby do zaprzestania ich eksploatacji.

Pomiar pośredni może polegać na mierzeniu wydobycia z danego odwiertu w wybranym okresie pomiarowym (np. jeden dzień), po czym dla określenia wydobycia miesięcznego zmierzone wartości ulegają przemnożeniu przez ilość dni w danym miesiącu. Co istotne, charakterystyka wydobycia z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji (za wyjątkiem przeprowadzenia prac rekonstrukcyjnych, intensyfikacyjnych lub innych prac obróbczych w odwiertach. W takiej sytuacji Spółka uwzględnia ww. prace przy pomiarach) - zwłaszcza nie dochodzi do sytuacji nagłych i znaczących zmian poziomu wydobycia z upływem czasu. Oznacza to, że pomiary dokonywane w sposób pośredni nie powinny zniekształcać ilości wydobycia.

Opomiarowanie wydobycia na PZO OP

W punkcie PZO OP (przy sprzedaży) dochodzi do pomiaru sprzedawanej ropy naftowej za pomocą metod bezpośrednich. Oznacza to, że Spółka jest w stanie dokładnie określić te wartości w ramach każdej dostawy.

Pomiary dokonywane są przed wydaniem i po dotarciu ropy do klienta. Spółka przyjmuje do rozliczeń pomiar dokonany na własnych urządzeniach pomiarowych na PZO OP bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych.

Umowy o wspólnych operacjach

Spółka przy niektórych projektach poszukiwawczo-wydobywczych współpracuje z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy), zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż unowy o współpracy, o których mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (dalej: UWO) - co może mieć określone konsekwencje na gruncie PWNK.

W przypadku doprowadzenia do eksploatacji złoża, prawo własności lub ekonomiczne władztwo nad gazem ziemnym i ropą naftową każdy z partnerów nabywa jednocześnie już w momencie oderwania tych kopalin od złoża proporcjonalnie do udziału określonego w ww. umowach.

Spółka zazwyczaj nabywa część ropy (de facto płynu złożowego) przypadającą proporcjonalnie na partnera UWO bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. W oparciu o wcześniej zawarte umowy handlowe, następuje sprzedaż ropy Spółce i przekazanie prawa do jej dysponowania. W niektórych przypadkach, istnieje konieczność uzdatnienia ropy do parametrów handlowych. W tych przypadkach ropa ta jednak jest już własnością Spółki. Następnie Spółka dokonuje niezbędnych procesów uzdatniających, opisanych powyżej, po czym samodzielnie wprowadza zakupioną ropę do rurociągu, cystern kolejowych, cystern samochodowych.

Mogą się również zdarzyć przypadki, w których to Spółka, bezpośrednio po wydobyciu, zbywa na rzecz drugiej strony umowy o wspólnych operacjach część ropy przypadającą na Spółkę proporcjonalnie do udziału określonego w ww. umowie.

Mogą się również zdarzyć przypadki, w których to Spółka, świadczyć będzie na rzecz partnera UWO usługę uzdatniania, przypadającej mu w udziale części ropy naftowej, do parametrów handlowych a następnie każda ze stron wprowadzać będzie do rurociągu lub na inny środek transportu swój udział w produkcji ropy naftowej.

partner UWO nie wprowadza ropy, której stał się właścicielem wskutek wydobycia do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza także powyższą ropę zakupioną od partnera UWO, a nie tylko ropę przypadający na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub
mogą również wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającej na nią ropy do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza d do rurociągu lub na inny środek transportu także powyższą ropę zakupioną od Spółki, a nie tylko ropę przypadającą na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału, lub
mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą, przypadającą im w udziale, ropę naftową do rurociągu lub na inny środek transportu.

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

Czy na podstawie art. 7a ust. 1 pkt 1), ust. 2 i ust. 5 w zw. z art. 7b ust. 1 i art. 15a ust. 2 ustawy o PWNK, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, wysokość podatku PWNK od wydobycia gazu ziemnego za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego wyrażoną w megawatogodzinach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wydobytego z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach?
Czy na podstawie art. 7a ust. 1 pkt 2), ust. 3 i ust. 5 w zw. z art. 7b ust. 2 i art. 15a, ust. 2 ustawy o PWNK, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, wysokość podatku PWNK od wydobycia ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej wyrażoną w tonach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości ropy naftowej wydobytej z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza równowartości 80 ton, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach?

Zdaniem Wnioskodawcy:

Pytanie 1.

W ocenie Spółki, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, wysokość podatku PWNK od wydobycia gazu ziemnego za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego wyrażoną w megawatogodzinach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wyjścia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wydobytego z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

Uzasadnienie:

Sposób obliczania podatku w zakresie wydobycia gazu ziemnego oraz stawek podatku mających zastosowanie do gazu ziemnego został ustalony w art. 7a i art. 7b ustawy o PWNK.

W świetle uregulowań ustawy o PWNK mających zastosowanie do opodatkowania wydobycia gazu ziemnego należy wskazać, iż:

wysokość podatku za dany miesiąc określa się na podstawie art. 7a ust 1 pkt 1) ustawy o PWNK, jako iloczyn wartości wydobytego gazu ziemnego wyrażonej w złotych oraz mającej zastosowanie stawki podatku,
z kolei wartość wydobytego gazu ziemnego określa się kwotowo, jako iloczyn ilości wydobytego gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach (MWh) oraz średniej ceny gazu ziemnego (art. 7a ust. 2 ustawy o PWNK),
przy czym ilość wydobytego gazu ziemnego określa się - w świetle art. 7a ust. 5 ustawy o PWNK - na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na inny środek transportu. Na te punkty pomiaru wskazuje również wyraźnie dyspozycja art. 15a ust. 2 ustawy o PWNK.

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki należy wskazać, że w wyniku procesów technologicznych związanych z przygotowaniem wydobytych węglowodorów do transportu oraz z ich przetwarzaniem celem osiągnięcia wymaganych parametrów jakościowych zgodnie z normami, przygotowany w ten sposób gaz jest następnie kierowany do punktów PZO OP. W punkcie pomiarowym w ramach danego PZO OP dokonywany jest pomiar objętości przepływającego gazu ziemnego za pomocą metod bezpośrednich (ciągłego pomiaru). Następnie, po uzyskaniu wartości ciepła spalania (chromatograf lub inne metody pomiarowe) dokonywane jest obliczenie wartości energetycznej mierzonego w danym PZO OP gazu ziemnego. W celu dokonania tych pomiarów stosowane są urządzenia pomiarowe podlegające lub nie podlegające prawnej kontroli metrologicznej. Urządzenia podlegające prawnej kontroli metrologicznej posiadają ważne legalizacje. Urządzenia niepodlegające prawnej kontroli metrologicznej nadzorowane są wg wewnętrznych procedur Spółki, zgodnie z najlepszymi praktykami inżynierskimi - oznacza to, że Spółka jest w stanie dokładnie określić te ilości w ramach każdego PZO OP, uwzględnionego w obiegu gazu przy zastosowaniu urządzeń pomiarowych.

Gaz poprzez PZO OP jest kierowany z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo na „inny środek transportu”, w następujących sytuacjach:

rurociągu ,
cystern kolejowych ,
cystern samochodowych

- co, w świetle brzmienia art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK, aktualizuje obowiązek podatkowy Spółki na gruncie tego podatku.

Zatem łączna ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego wyrażona w megawatogodzinach, określona, jak wskazano powyżej, na podstawie pomiarów w ww. punktach wprowadzenia gazu ziemnego do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), powinna stanowić podstawę do ustalenia wysokości podatku PWNK od wydobycia gazu ziemnego za dany miesiąc.

Nie powinno przy tym ulegać wątpliwości, iż przy obliczeniach ostatecznej kwoty podatku za miesięczne okresy rozliczeniowe, o których mowa w art. 14 ust. 1 ustawy o PWNK, należy uwzględnić ewentualne odliczenia ustawowe pomniejszające zobowiązanie podatkowe, tj. w szczególności przysługujące podatnikowi zwolnienia podatkowe.

Zwolnienie z podatku od wydobycia gazu ziemnego przewiduje art. 7b ustawy o PWNK, zgodnie z którym wolne od ww. podatku jest wydobycie gazu ziemnego z odwiertów o niskiej produktywności - w świetle powołanej normy, zwolnienie dotyczy odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych gazu ziemnego, z których miesięczne wydobycie nie przekracza równowartości 1100 MWh (art. 7b ust. 1 ustawy o PWNK).

Celem ww. regulacji jest ochrona odwiertów o niskiej wydajności, w przypadku których wprowadzenie podatku miałoby destrukcyjny wpływ na ekonomikę wydobycia. Jak bowiem wskazano w treści uzasadnienia zmian legislacyjnych wprowadzanych na podstawie ustawy o PWNK, przedmiotowe zwolnienie jest integralną częścią nowego systemu opodatkowania sektora wydobywczego i wynika z potrzeby ochrony pewnej kategorii odwiertów, z których wydobycie przy braku preferencji stałoby się nieopłacalne.

Należy przy tym zauważyć, iż w odróżnieniu od pomiaru ilości wydobytego gazu ziemnego dla celów ustalenia podstawy opodatkowania - który, jak wskazano w pkt 1 powyżej - jest wykonywany w odniesieniu do PZO OP (zgodnie z art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK), o tyle pomiar ilości wydobytego gazu ziemnego dla celów ustalenia jego produktywności (a w konsekwencji zwolnienia) powinien być dokonywany w odniesieniu do odwiertu, co wynika z art. 15a ust. 1 pkt 5) ustawy o PWNK. Powołany przepis nakłada bowiem na podatnika wydobywającego gaz ziemny - w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 ustawy o PWNK - obowiązek pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, a nie w odniesieniu do PZO OP.

Mając na uwadze opis stanu faktycznego należy wskazać, że ww. pomiar ilości wydobytego gazu dla potrzeb ustalenia możliwości zastosowania zwolnienia podatkowego jest dokonywany przez Spółkę w odniesieniu do odwiertu zarówno przy użyciu metod pośrednich, jak i bezpośrednich - w zależności od zastosowanej instalacji pomiarowej na węźle redukcyjno-pomiarowym.

Z powyższego wynika zatem, iż w sytuacji przedstawionej w opisie stanu faktycznego:

obowiązek podatkowy Spółki na gruncie PWNK powstaje na PZO OP, na którym Spółka dokonuje pomiaru łącznej ilości wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego (wyrażonej w megawatogodzinach), obejmującej również gaz ziemny wydobyty z odwiertów o niskiej produktywności,

ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego stanowi element kalkulacyjny przy obliczeniu wartości wydobytego gazu ziemnego (po uwzględnieniu średniej ceny gazu ziemnego), a następnie wysokości podatku za dany miesiąc (po uwzględnieniu mającej zastosowanie stawki podatku),

jednocześnie przy obliczeniach ostatecznej kwoty podatku za miesięczne okresy rozliczeniowe, należy uwzględnić ewentualne odliczenia ustawowe pomniejszające zobowiązanie podatkowe, tj. w szczególności przysługujące podatnikowi zwolnienia podatkowe,

w konsekwencji, aby wysokość podatku za dany miesiąc została ustalona na prawidłowym poziomie (tj. z uwzględnieniem przysługujących Spółce zwolnień podatkowych), łączna ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego (ustalona na podstawie pomiarów na PZO OP) stanowiąca podstawę opodatkowania nie powinna uwzględniać ilości gazu ziemnego wydobytego z odwiertów o niskiej produktywności (ustalonej na podstawie pomiarów wydobycia z tych odwiertów)

Podsumowując, nie powinno ulegać wątpliwości, iż w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji:

wysokość podatku PWNK od wydobycia gazu ziemnego za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego wyrażoną w megawatogodzinach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym),
bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wydobytego z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

Pytanie 2.

Zdaniem Spółki, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, wysokość podatku PWNK od wydobycia ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej wyrażoną w tonach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości ropy naftowej wydobytej z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza równowartości 80 ton, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

Uzasadnienie:

Sposób obliczania podatku w zakresie wydobycia ropy naftowej oraz stawek podatku mających zastosowanie do ropy naftowej został ustalony w art. 7a i art. 7b ustawy o PWNK.

W świetle uregulowań ustawy o PWNK mających zastosowanie do opodatkowania wydobycia ropy naftowej należy wskazać, iż:

wysokość podatku za dany miesiąc określa się na podstawie art. 7a ust. 1 pkt 2) ustawy o PWNK, jako iloczyn wartości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w złotych oraz mającej zastosowanie stawki podatku,

z kolei wartość wydobytej ropy naftowej określa się kwotowo, jako iloczyn ilości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w tonach oraz średniej ceny ropy naftowej (art. 7a ust. 3 ustawy o PWNK),

przy czym ilość wydobytej ropy naftowej określa się — w świetle art. 7a ust. 5 ustawy o PWNK - na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na inny środek transportu. Na te punkty pomiaru wskazuje również wyraźnie dyspozycja art. 15a ust. 2 ustawy o PWNK.

Poprzez punkt zdawczo-odbiorczy, ropa jest dystrybuowana poza kopalnię w celu dostarczenia do klienta za pośrednictwem: gg

rurociągu ,
cystern kolejowych ,
cystern samochodowych

- co, w świetle brzmienia art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK, aktualizuje obowiązek podatkowy Spółki na gruncie tego podatku.

Zatem łączna ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej wyrażona w tonach, określona, jak wskazano powyżej, na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej (rurociąg) albo z chwilą załadunku ropy naftowej na „inny środek transportu” (cysterny kolejowe lub samochodowe dostarczające ropę do klientów) - tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym) - powinna stanowić podstawę do ustalenia wysokości podatku PWNK od wydobycia ropy naftowej za dany miesiąc.

Zwolnienie z podatku od wydobycia ropy naftowej przewiduje art. 7b ustawy o PWNK, zgodnie z którym wolne od ww. podatku jest wydobycie ropy naftowej z odwiertów o niskiej produktywności - w świetle powołanej normy, zwolnienie dotyczy odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych ropy naftowej, z których miesięczne wydobycie nie przekracza 80 ton (art. 7b ust. 2 ustawy o PWNK).

Należy przy tym zauważyć, iż w odróżnieniu od pomiaru ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia podstawy opodatkowania - który, jak wskazano w pkt 1 powyżej - jest wykonywany na PZO OP (zgodnie z art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK), o tyle pomiar ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia jego produktywności (a w konsekwencji zwolnienia) powinien być dokonywany na odwiercie, co wynika z art. 15a ust. 1 pkt 5) ustawy o PWNK. Powołany przepis nakłada bowiem na podatnika wydobywającego ropę naftową - w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 2 ustawy o PWNK - obowiązek pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytej ropy naftowej w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, a nie w odniesieniu do PZO OP.

Mając na uwadze opis stanu faktycznego należy wskazać, że ww. pomiar ilości wydobytej ropy dla potrzeb ustalenia możliwości zastosowania zwolnienia podatkowego jest dokonywany przez Spółkę w odniesieniu do odwiertu zarówno przy użyciu metod pośrednich, jak i bezpośrednich - w zależności od zastosowanej instalacji pomiarowej.

Z powyższego wynika zatem, iż w sytuacji przedstawionej w opisie stanu faktycznego:

obowiązek podatkowy Spółki na gruncie PWNK powstaje na PZO OP, na którym Spółka dokonuje pomiaru łącznej ilości wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej (wyrażonej w tonach), obejmującej również ropę naftową wydobytą z odwiertów o niskiej produktywności,

ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej stanowi element kalkulacyjny przy obliczeniu wartości wydobytej ropy naftowej (po uwzględnieniu średniej ceny ropy naftowej), a następnie wysokości podatku za dany miesiąc (po uwzględnieniu mającej zastosowanie stawki podatku),

jednocześnie przy obliczeniach ostatecznej kwoty podatku za miesięczne okresy rozliczeniowe, należy uwzględnić ewentualne odliczenia ustawowe pomniejszające zobowiązanie podatkowe, tj. w szczególności przysługujące podatnikowi zwolnienia podatkowe,

w konsekwencji, aby wysokość podatku za dany miesiąc została ustalona na prawidłowym poziomie (tj. z uwzględnieniem przysługujących Spółce zwolnień podatkowych), od łącznej ilości wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej (ustalonej na podstawie pomiarów na PZO OP) należy odjąć ilość ropy naftowej wydobytej z odwiertów o niskiej produktywności (ustalonej na podstawie pomiarów na tych odwiertach).

Podsumowując, nie powinno ulegać wątpliwości, iż w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji:

wysokość podatku PWNK od wydobycia ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej wyrażoną w tonach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym),
bez uwzględnienia ilości ropy naftowej wydobytej z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego zdarzenia przyszłego jest prawidłowe.

Zgodnie z art. 3 ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin (Dz. U. z 2012 r., poz. 362 z póżn. zm.) - w brzmieniu obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r. - zwanej dalej ustawą, przedmiotem opodatkowania podatkiem jest wydobycie na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub terytorium wyłącznej strefy ekonomicznej: gazu ziemnego i ropy naftowej.

W myśl art. 6 ust. 3 ustawy, podstawę opodatkowania podatkiem w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej stanowi wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej.

Stosownie do art. 7a ust. 1 ustawy, w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej wysokość podatku za dany miesiąc stanowi suma iloczynów:

wartości wydobytego gazu ziemnego wyrażonej w złotych oraz stawki podatku określonej w ust. 6 oraz
wartości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w złotych oraz stawki podatku określonej w ust. 7.

Wartość wydobytego gazu ziemnego stanowi iloczyn ilości wydobytego gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach oraz średniej ceny gazu ziemnego (art. 7a ust. 2).

Wartość wydobytej ropy naftowej stanowi iloczyn ilości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w tonach oraz średniej ceny ropy naftowej (art. 7a ust. 3).

W przypadku wydobycia gazu ziemnego będącego kopaliną towarzyszącą wartość wydobytego gazu ziemnego stanowi kwota przychodu wynikająca z dostawy tego gazu w rozumieniu ustawy z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym (Dz. U. poz. 1215) dokonanej w danym miesiącu (art. 7a ust. 4).

Ilość wydobytego gazu ziemnego oraz wydobytej ropy naftowej określa się na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego lub ropy naftowej na inny środek transportu (art. 7a ust. 5).

Ponadto, zgodnie z art. 7b ust. 1 ustawy, zwalnia się od podatku wydobycie gazu ziemnego z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 MWh.

Zwalnia się od podatku wydobycie ropy naftowej z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton (art. 7b ust. 2).

Powyższe przepisy wskazują sposób obliczania podatku od wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Przy obliczaniu podatku należy wziąć pod uwagę wartość wydobytych węglowodorów oraz stawkę podatku, przy czym wartość wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej powinna być określona zgodnie z art. 7a ust. 2 i 3 ustawy tj. w zależności od ilości wydobytych węglowodorów. Ponadto cyt. powyżej art. 7a ust. 5 ustawy wskazuje, że ilość wydobytego gazu ziemnego oraz wydobytej ropy naftowej określa się na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego lub ropy na inny środek transportu.

Ustawodawca przewidział także zwolnienie od podatku, zawarte w art. 7b ust. 1 ustawy, dotyczące wydobycia z odwiertów o bardzo niskiej produktywności. Dotyczy to odwiertów, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartość 1100 MWh, i odwiertów, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton. Celem wprowadzenia tej regulacji jest ochrona odwiertów o bardzo niskiej wydajności, w przypadku których wprowadzenie podatku miałoby destrukcyjny wpływ na ekonomikę wydobycia.

Z wniosku wynika, że Wnioskodawca jest przedsiębiorstwem zintegrowanym, prowadzącym działalność koncesjonowaną, polegającą m.in. na obrocie gazem (obrót hurtowy) oraz na poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów (głównie gazu oraz ropy naftowej). Wydobycie gazu ziemnego ze złoża odbywa się poprzez odwierty udostępniające dane złoże. Konstrukcja i sposób wykonania odwiertu zapewniają jego szczelność oraz bezpieczeństwo eksploatacji. Każde złoże charakteryzuje się odmiennymi właściwościami wydobywanych z nich węglowodorów. W szczególności, poszczególne złoża mogą się charakteryzować różnymi właściwościami „płynu złożowego” (np. ciepłem spalania, składem chemicznym). Ponadto złoża mogą być wielohoryzontowe, o zróżnicowanych parametrach danego horyzontu, które są jednak stałe dla poszczególnych odwiertów. W przypadku ropy naftowej wydobycie tego węglowodoru odbywa się poprzez odwierty udostępniające złoża. Złoża charakteryzują się odmiennymi właściwościami wydobywanych z nich węglowodorów, co przekłada się na jakość wydobywanej kopaliny. Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m. in. ropa naftowa, cząstki stałe, woda, gaz) podlega następnie procesom separacji wody, odgazowania, odsiarczania i odsalania. Ropa po wydobyciu jest transportowana rurociągiem lub za pomocą transportu samochodowego do kopalni, gdzie trafia do zbiornika znajdującego się na jej terenie.

Ad 1

Wnioskodawca ma wątpliwości czy w przedstawionej we wniosku sytuacji, wysokość podatku w przypadku wydobycia gazu ziemnego za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytego w danym miesiącu gazu ziemnego wyrażoną w megawatogodzinach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wydobytego z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

Jak wskazano wcześniej, zgodnie z art. 7b ust. 1 ustawy, wydobycie gazu ziemnego z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z którego miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 MWh jest zwolnione od podatku. Skoro zatem Wnioskodawca dokonuje wydobycia gazu ziemnego zarówno z odwiertów, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego jest wyższe niż równowartość 1100 megawatogodzin jak i z odwiertów, z których miesięczne wydobycie gazu nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin, to należy stwierdzić, że dla wyliczenia podatku Wnioskodawca nie powinien do podstawy opodatkowania wliczać wartości wydobytego gazu ziemnego z tych odwiertów, których miesięczne wydobycie gazu nie przekracza równowartości 1100 megawatogodzin. Ta wartość wydobytego gazu ziemnego jest zwolniona od podatku, a więc nie powinna być uwzględniona przy wyliczaniu podatku przez Wnioskodawcę.

A zatem w tym zakresie stanowisko Wnioskodawcy należało uznać za prawidłowe.

Ad 2

Wnioskodawca ma także wątpliwość, czy w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, wysokość podatku PWNK od wydobycia ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona w oparciu o łączną ilość wydobytej w danym miesiącu ropy naftowej wyrażoną w tonach i określoną na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na „inny środek transportu” (tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym), bez uwzględnienia ilości ropy naftowej wydobytej z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza równowartości 80 ton, określonej na podstawie pomiarów dokonanych na takich odwiertach.

Analogicznie, jak w przypadku gazu ziemnego, w przypadku ropy naftowej, zgodnie z art. 7b ust. 2 ustawy, wydobycie ropy naftowej z odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z którego miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton jest zwolnione od podatku. Jeśli więc Wnioskodawca dokonuje wydobycia ropy naftowej zarówno z odwiertów, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej jest wyższe niż 80 ton jak i z odwiertów, z których miesięczne wydobycie ropy nie przekracza 80 ton, to należy stwierdzić, że dla wyliczenia podatku Wnioskodawca nie powinien do podstawy opodatkowania wliczać wartości wydobytej ropy naftowej z tych odwiertów, których miesięczne wydobycie ropy nie przekracza 80 ton. Ta wartość wydobytej ropy naftowej jest zwolniona od podatku, a więc nie powinna być uwzględniona przy wyliczaniu podatku przez Wnioskodawcę.

W związku z tym stanowisko Wnioskodawcy w tym zakresie należy uznać za prawidłowe.

Interpretacja dotyczy zdarzenia przyszłego przedstawionego przez Wnioskodawcę i stanu prawnego obowiązującego w dacie wydania interpretacji.

Należy zauważyć, że pomimo wskazania przez Wnioskodawcę, że wniosek dotyczy stanu faktycznego tut. Organ uznał, że ze względu na to, że przepisy, które mają zastosowanie w sprawie będą obowiązywać od dnia 1 stycznia 2016 r. zdarzenie opisane we wniosku należy traktować jako zdarzenie przyszłe.

Stronie przysługuje prawo do wniesienia skargi na niniejszą interpretację przepisów prawa podatkowego z powodu jej niezgodności z prawem. Skargę wnosi się do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie, ul. Jasna 2/4, 00-013 Warszawa po uprzednim wezwaniu na piśmie organu, który wydał interpretację w terminie 14 dni od dnia, w którym skarżący dowiedział się lub mógł się dowiedzieć o jej wydaniu – do usunięcia naruszenia prawa (art. 52 § 3 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi – Dz. U. z 2012 r., poz. 270 ze zm.). Skargę do WSA wnosi się (w dwóch egzemplarzach – art. 47 ww. ustawy) w terminie trzydziestu dni od dnia doręczenia odpowiedzi organu na wezwanie do usunięcia naruszenia prawa, a jeżeli organ nie udzielił odpowiedzi na wezwanie, w terminie sześćdziesięciu dni od dnia wniesienia tego wezwania (art. 53 § 2 ww. ustawy).

Skargę wnosi się za pośrednictwem organu, którego działanie lub bezczynność są przedmiotem skargi (art. 54 § 1 ww. ustawy) na adres: Izba Skarbowa w Warszawie Biuro Krajowej Informacji Podatkowej w Płocku, ul. 1-go Maja 10, 09-402 Płock.

doradcapodatkowy.com gdy potrzebujesz własnej indywidualnej interpretacji podatkowej.

Reklama

O nas

Regulamin