2015.10.16 - Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie

Interpretacja Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie
IPPP2/4513-5/15-4/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.) uzupełnionym pismem z dnia 17 września| 2015 r. (data wpływu 21 września 2015 r.) na wezwanie tut. Organu z dnia 9 września 2015 r. doręczone Stronie w dniu 14 września 2015 r. o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO – jest nieprawidłowe.

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 opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO. Przedmiotowy wniosek został uzupełniony w dniu 18 września 2015 r. na wezwanie tut. Organu z dnia 9 września 2015 r. nr IPPP2/4513-5/15-2/BH doręczone Stronie w dniu 14 września 2015 r.

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 zlokalizowanych w Z. oraz w S., a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji oraz w Oddziale w O. (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 P. (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
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 P. 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 G..

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 OSM, która może udostępniać pojemności magazynowe podmiotom trzecim. Ilość gazu wprowadzanego do magazynów kopalnianych, jak i ilość odbieranego gazu podlega precyzyjnemu opomiarowaniu (wejście - P. lub PZO BO oraz wyjście P. 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 P. - 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 (P. 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 P.).

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 P. 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 P.) 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 P.

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 ną inny środek transportu są układami rozliczeniowymi (P.) natomiast pozostałe traktowane są j ako 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 P.

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

W punkcie pomiarowym w ramach danego P. 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 P. 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 G. 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 P. 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 P.) 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 P.) - 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 P. 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 P. 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 P. 2). Przed wejściem do odazotowni (w punkcie PZO BO 2) i po wyjściu z odazotowni (w punkcie P. 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.

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 zlokalizowanych w Z. oraz w S., 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 - „P.”) za pomocą:

rurociągu (Oddział w Z.),

cystern kolejowych (Oddział w Z.),

cystern samochodowych (Oddział w S.).

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 G.

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 P.

W punkcie P. (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 P. bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych.

Umowy o wspólnych operacjach

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 uzupełnieniu do wniosku z dnia 17 września 2015 r. Wnioskodawca wskazał, że w zawartych przez Wnioskodawcę przed 1 stycznia 2015 r. umowach o wspólnych operacjach nie zostały zawarte wszystkie postanowienia, które powinny się w nich znaleźć zgodnie z wprowadzonymi na mocy nowelizacji ustawy Prawo geologicznie i górnicze z dnia 11 lipca 2014 r. przepisami, regulującymi nieznaną dotychczas ustawie Prawo geologicznie i górnicze – umowę o współpracy. Nie wszystkie postanowienia umów o współpracy spełniają warunki analogiczne do warunków, jakie muszą spełniać umowy o współpracy. Dotychczas zawierane umowy o wspólnych operacjach to tzw. umowy nienazwane, zawierane zgodnie z wynikającą z Kodeksu cywilnego zasadą swobody umów.

Jednocześnie jednak należy zwrócić uwagę, że podstawowe zasady i cele umów o wspólnych operacjach zawartych przez wnioskodawcę są zbieżne z zasadami i celami określonymi w przepisach Prawa geologicznego i górniczego dla umowy o współpracy, a większość postanowień tych umów, odpowiada warunkom określonym w przepisach Prawa geologicznego i górniczego. W szczególności należy zwrócić uwagę, iż w zawartych umowach o wspólnych operacjach znalazły się wymagane prze przepisy dla umów o współpracy istotne postanowienia umowy, a mianowicie: określenie działalności objętej umową, wskazanie operatora i określenie procentowego udziału jej stron w zysku i kosztach prac geologicznych, w tym robót geologicznych lub robót górniczych.

Ponadto Wnioskodawca wskazuje, że Partnerzy zawartych przez Wnioskodawcę umów o wspólnych operacjach biorący udział w wydobyciu gazu ziemnego i ropy naftowej nie posiadają koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż, z których prowadzone jest wydobycie. Dotychczasowe przepisy ustawy Prawo geologiczne i górnicze (sprzed nowelizacji z dnia 11 lipca 2014 r.) nie przewidywały bowiem możliwości uzyskania koncesji na wydobywanie węglowodorów za złoża przez więcej niż jednego przedsiębiorcę. W umowach o wspólnych operacjach zawartych przez Wnioskodawcę koncesjonariuszem jest podmiot posiadający większościowy udział w prawach i obowiązkach wynikających z umowy o wspólnych operacjach (ponad 50%), natomiast pozostali Partnerzy nie są koncesjonariuszami, a ich prawa i obowiązki w zakresie działalności polegającej na wydobywaniu wynikają jedynie z zawartej umowy o wspólnych operacjach.

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

Czy do 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: „Prawo geologiczne i górnicze”), będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o specjalnym podatku węglowodorowym z dnia 25 lipca 2014 r. (Dz. U. z 2014 r. poz. 1215; dalej: „ustawa o SPW”)?
Czy w przedstawionym w opisie stanu faktycznego przypadku wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej w ramach umowy o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej
w niej przez Spółkę roli, wysokość podatku od wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona przez Spółkę na podstawie art. 7a ust. 1-3 i ust. 5 w zw. z art. 3 ust. 1 pkt 3) i 4) oraz art. 6 ust. 3 ustawy o PWNK
w oparciu o ilość wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej przypadającej na Spółkę w danym miesiącu proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach lub ilości ropy naftowej wyrażonej w tonach, która przypada w danym miesiącu na partnera ww. umowy proporcjonalnie do jego udziału wynikającego z tej umowy i która została zakupiona od niego przez Spółkę w ramach przedmiotowej umowy o wspólnych operacjach wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu?
Czy w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, podstawę opodatkowania PWNK w zakresie gazu ziemnego lub ropy naftowej wydobytych w ramach umowy
o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej w niej przez Spółkę roli, stanowi na podstawie art. 6 ust. 3 w zw. z art. 3 ust. 1 pkt 3) i 4) ustawy o PWNK jedynie wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej przypadająca na Spółkę
w danym miesiącu proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, która została zbyta przez Spółkę na rzecz drugiej strony przedmiotowej umowy albo wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu?

Zdaniem Wnioskodawcy:

Pytanie 1.

W ocenie Spółki, do 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 Prawa geologicznego i górniczego, będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o SPW.

Uzasadnienie

Przepisy dotyczące umów o współpracy znajdują się w Rozdziale 4 Działu III Prawa geologicznego i górniczego, który został dodany ustawą z dnia 11 lipca 2014 r. o zmianie ustawy - Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 2014 poz. 1133). Przedmiotowa regulacja w zakresie przepisów dot. umów o współpracy weszła w życie w dniu 1 stycznia 2015 r.

Art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK stanowi z kolei, że jeżeli wydobycie gazu ziemnego lub ropy naftowej odbywa się w ramach umowy o współpracy, o której mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego, podatnikiem jest każda strona tej umowy, a jeżeli stroną umowy o współpracy jest spółka cywilna - ta spółka.

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki, należy wskazać, że 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 (UWO).

Z językowego brzmienia art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK wynika, że norma zawarta w ww. przepisie ma zastosowanie w przypadku, gdy została zawarta umowa o współpracy, o której mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego.

Należy wskazać, że przepis art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK nie zawiera unormowań wyłączających zakres jego zastosowania w stosunku do UWO zawartych przed określonym dniem. W szczególności, art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK nie zawiera wskazania, że ma on zastosowanie wyłącznie do UWO zawartych po określonym dniu.

Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki przepis art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK ma zastosowanie do wszystkich UWO bez ograniczeń czasowych - tj. do UWO zawartych przed 1 stycznia 2015 r., jak również do umów o zawartych po 1 stycznia 2015 r. Ewentualne ograniczenie zakresu zastosowania powyższego przepisu do UWO zawartych po 1 stycznia 2015 r. (tj. po dniu wejścia w życie regulacji dot. UWO w Prawie geologicznym i górniczym) nie znajduje potwierdzenia w treści art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK, ani w przepisach przejściowych wprowadzających przedmiotowe uregulowania. Takie ograniczenie byłoby jednocześnie sprzeczne z zasadą lege non distiguente nec nostrum est distinguere - wykładnia danego przepisu prawa nie może doprowadzić do ograniczenia zakresu jego zastosowania w przypadku, gdy sam przepis prawa takiego ograniczenia nie zawiera.

Co więcej, zdaniem Spółki celem ustawodawcy przy wprowadzeniu przepisu art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK było ustalenie, kto jest podatnikiem w przypadku bardzo często występującej w praktyce współpracy inwestorów w branży poszukiwawczo-wydobywczej w formie wspólnego przedsięwzięcia (tj. w szczególności UWO, których stroną jest Spółka) - bez względu na szczegółowy charakter prawny takiej współpracy oraz moment zawarcia danej UWO. W ocenie Spółki, objęcie zakresem zastosowania art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK UWO - zawartych przed 1 stycznia 2015 r. - w pełni odzwierciedla powyższą intencję ustawodawcy.

Należy również wskazać, że w praktyce UWO różnią się od siebie, gdyż są to kontrakty indywidualnie i szczegółowo negocjowane. Ich wspólną cechą pozostaje podział ryzyka oraz współuprawnienie do wydobytych węglowodorów. W ocenie Spółki, powyższe zróżnicowanie nie wpływa jednak na zakres zastosowania art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK, gdyż ustawodawca w ww. przepisie nie wprowadził jakichkolwiek ograniczeń co do możliwości zastosowania ww. przepisu jedynie do wybranych kategorii UWO.

W konsekwencji, do 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 Prawa geologicznego i górniczego, będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o SPW

Pytanie 2.

W ocenie Spółki, w przedstawionym w opisie stanu faktycznego przypadku wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej w ramach umowy o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej w niej przez Spółkę roli, wysokość podatku od wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona przez Spółkę na podstawie art. 7a ust 1-3 i ust. 5 w zw. z art. 3 ust 1 pkt 3) i 4) oraz art. 6 ust 3 ustawy o PWNK w oparciu o ilość wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej przypadającej na Spółkę w danym miesiącu, proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach lub ilości ropy naftowej wyrażonej w tonach, która przypada w danym miesiącu na partnera ww. umowy proporcjonalnie do jego udziału wynikającego z tej umowy i która została zakupiona od niego przez Spółkę w ramach przedmiotowej umowy o wspólnych operacjach i wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu.

Uzasadnienie

Zgodnie z art. 3 ust. 1 pkt 3) i 4) ustawy o PWNK, przedmiotem opodatkowania PWNK jest wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub terytorium wyłącznej strefy ekonomicznej. Z kolei podstawę opodatkowania podatkiem w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej stanowi wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej (art. 6 ust. 3 ustawy o PWNK).

Ustawa o PWNK w art. 7a określa sposób obliczania wysokości podatku w zakresie wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej.

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

w zakresie wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej, wysokość podatku za dany miesiąc określa się na podstawie art. 7a ust 1 ustawy o PWNK, jako iloczyn wartości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w złotych oraz mającej zastosowanie stawki podatku,
wartość wydobytego gazu ziemnego stanowi iloczyn ilości wydobytego gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach oraz średniej ceny gazu ziemnego (art. 7a ust. 2 ustawy o PWNK),
wartość wydobytej ropy naftowej stanowi iloczyn ilości wydobytej ropy naftowej wyrażonej w tonach oraz średniej ceny ropy naftowej (art. 7a ust. 3 ustawy o PWNK),
przy czym ilość wydobytego gazu ziemnego oraz ropy naftowej określa się - w świetle art. 7a ust. 5 ustawy o PWNK - na podstawie pomiarów w punktach wprowadzenia gazu / ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na inny środek transportu.

Zgodnie z art. 4 ust. 1 ustawy o PWNK, podatnikiem podatku jest dokonująca w zakresie prowadzonej działalności gospodarczej wydobycia miedzi, srebra, gazu ziemnego lub ropy naftowej osoba fizyczna, osoba prawna oraz jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej, w tym spółka cywilna, której wspólnikom udzielono koncesji na podstawie ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. — Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. z 2014 r. poz. 613, ze zm.).

Ponadto, art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK stanowi, że jeżeli wydobycie gazu ziemnego lub ropy naftowej odbywa się w ramach umowy o współpracy, o której mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze, podatnikiem jest każda strona tej umowy, a jeżeli stroną umowy o współpracy jest spółka cywilna-ta spółka.

Spółka zazwyczaj nabywa część gazu lub ropy przypadającą proporcjonalnie na partnera UWO bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża W oparciu o wcześniej zawarte umowy handlowe, następuje sprzedaż gazu i ropy Spółce i przekazanie prawa do jej dysponowania. W niektórych przypadkach, jeszcze przed wprowadzeniem do jakiejkolwiek sieci istnieje konieczność uzdatnienia gazu lub ropy do parametrów handlowych. W tych przypadkach gaz / ropa jest już jednak własnością spółki. Następnie Spółka dokonuje niezbędnych procesów uzdatniających, opisanych powyżej, po czym samodzielnie wprowadza zakupiony gaz / ropę 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 lub ropy przypadającą na Spółkę proporcjonalnie do udziału określonego w ww. umowie.

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 mogą w szczególności wystąpić sytuacje, w których partner UWO nie wprowadza gazu / ropy, 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 / ropę zakupione od partnera UWO, a nie tylko gaz / ropę przypadające na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach.

Mając na uwadze powyższe, Spółka stoi na stanowisku, że opodatkowanie PWNK odnosi się wyłącznie do wartości oderwanych od złoża gazu ziemnego i ropy naftowej przypadających proporcjonalnie na dany podmiot w stosunku do udziału danego podmiotu wynikającego z zawartej umowy o wspólnych operacjach. W celu określenia konsekwencji podatkowych wynikających z przedstawionego przez Spółkę stanu faktycznego i zadanego przez Spółkę pytania, należałoby odwołać się przede wszystkim do przedmiotu opodatkowania PWNK oraz pojęcia „podatnika” na gruncie ustawy o PWNK.

Przedmiotem opodatkowania PWNK jest wydobycie niektórych kopalin (w tym ropy naftowej i gazu ziemnego). Wobec braku ustawowej definicji „wydobycia” w ustawie o PWNK, można odwołać się do Słownika Języka Polskiego PWN (sjp.pwn.pl), zgodnie z którym słowo „wydobyć” oznacza „wydostać coś z wnętrza na wierzch”. Należy zauważyć, że w zakres przedstawionego powyżej pojęcia „wydobycia” nie wchodzi nabycie własności w jakiejkolwiek formie (np. poprzez zawarcie umowy sprzedaży) - tj. również nabycie gazu i ropy naftowej przypadających proporcjonalnie na partnera UWO. W konsekwencji, w stosunku do części gazu / ropy, które już w momencie oderwania tych kopalin od złoża zostają odsprzedane Spółce przez partnera UWO nie powstaje obowiązek podatkowy po stronie Spółki, gdyż w stosunku do tej części gazu Spółka jest jedynie jego „nabywcą” (tj. podmiotem, który dokonał jego zakupu), a nie podmiotem, który dokonał ich wydobycia.

Ponadto, Spółka pragnie wskazać, że ustawa o PWNK zawiera wyraźne odesłanie do pojęcia „stron” umowy o współpracy, z których każda jest odrębnym podatnikiem PWNK. Oznacza to, że w przypadku zawarcia UWO, każdy z partnerów UWO - ze względu na dokonywanie wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego - staje się podatnikiem PWNK. Co za tym idzie, zgodnie ze wskazaniem ustawodawcy, każda ze stron UWO powinna sama ponosić ciężar opodatkowania związany z oderwanymi od złoża gazem ziemnym i ropą naftową przypadającymi na dany podmiot i tylko na dany podmiot. Nieuprawnione zdaniem Spółki byłoby uznanie, że na gruncie ustawy o PWNK możliwe jest swoiste „przerzucenie” ciężaru opodatkowania PWNK na inną stronę UWO na mocy czynności prawnej (której dokonanie, jak wskazano powyżej, jest w ocenie Spółki irrelewantne dla potrzeb określenia przedmiotu opodatkowania PWNK).

W konsekwencji, w przedstawionym w opisie stanu faktycznego przypadku wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej w ramach umowy o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej w niej przez Spółkę roli, wysokość podatku od wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej za dany miesiąc powinna zostać określona przez Spółkę na podstawie art. 7a ust 1-3 i ust. 5 w zw. z art. 3 ust 1 pkt 3) i 4) oraz art. 6 ust 3 ustawy o PWNK jedynie w oparciu o ilość wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej przypadającej na Spółkę w danym miesiącu, proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, bez uwzględnienia ilości gazu ziemnego wyrażonej w megawatogodzinach lub ilości ropy naftowej wyrażonej w tonach, która przypada w danym miesiącu na partnera ww. umowy proporcjonalnie do jego udziału wynikającego z tej umowy i która została nabyta od niego przez Spółkę w ramach przedmiotowej umowy o wspólnych operacjach i wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu.

Spółka pragnie ponadto wskazać, że przyjęcie odmiennego stanowiska skutkowałoby wystąpieniem następujących, niedopuszczalnych z punktu widzenia zasad jednokrotności, powszechności oraz równości opodatkowania, konsekwencji podatkowych na gruncie PWNK:

gaz

Dlatego, aby wysokość podatku za dany miesiąc została ustalona po stronie Spółki na prawidłowym poziomie (tj. z uwzględnieniem ww. zasad jednokrotności, powszechności oraz równości opodatkowania, a także w celu zapewnienia zgodności z obowiązującymi w tym zakresie przepisami), łączna ilość gazu ziemnego lub ropy naftowej wprowadzana w danym miesiącu przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu nie powinna uwzględniać ilości gazu ziemnego i/lub ropy naftowej przypadającej na partnera UWO i nabytej przez Spółkę w momencie oderwania gazu ziemnego lub ropy naftowej od złoża w ramach UWO.

Pytanie 3.

W ocenie Spółki, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, podstawę opodatkowania PWNK w zakresie gazu ziemnego lub ropy naftowej wydobytych w ramach umowy o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej w niej przez Spółkę roli, stanowi na podstawie art. 6 ust 3 w zw. z art. 3 ust 1 pkt 3) i 4) ustawy o PWNK jedynie wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej przypadająca na Spółkę w danym miesiącu proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, która została zbyta przez Spółkę na rzecz drugiej strony przedmiotowej umowy albo wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu.

Uzasadnienie

Art. 3 ust. 1 pkt 3) i 4) ustawy o PWNK stanowią, że przedmiotem opodatkowania PWNK jest wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub terytorium wyłącznej strefy ekonomicznej. Z kolei podstawę opodatkowania podatkiem w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej stanowi wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej (art. 6 ust. 3 ustawy o PWNK).

Zgodnie z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK, jeżeli wydobycie gazu ziemnego lub ropy naftowej odbywa się w ramach umowy o współpracy, o której mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego, podatnikiem jest każda strona tej umowy, a jeżeli stroną umowy o współpracy jest spółka cywilna - ta spółka.

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

Spółka zazwyczaj nabywa część gazu lub ropy przypadającą proporcjonalnie na partnera UWO bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. W oparciu o wcześniej zawarte umowy handlowe, następuje sprzedaż gazu i ropy Spółce i przekazanie prawa do jej dysponowania. W niektórych przypadkach, jeszcze przed wprowadzeniem do jakiejkolwiek sieci istnieje konieczność uzdatnienia gazu lub ropy do parametrów handlowych. W tych przypadkach gaz / ropa jest już jednak własnością spółki. Następnie Spółka dokonuje niezbędnych procesów uzdatniających, opisanych powyżej, po czym samodzielnie wprowadza zakupiony gaz / ropę do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu.

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 mogą w szczególności wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającego na nią gazu / ropy 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 / ropę zakupione od Spółki, a nie tylko gaz / ropę przypadające na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału.

Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki, w celu określenia konsekwencji podatkowych wynikających z przedstawionego przez Spółkę stanu faktycznego i zadanego przez Spółkę pytania, należałoby odwołać się przede wszystkim do przedmiotu opodatkowania PWNK oraz pojęcia „podatnika” na gruncie ustawy o PWNK.

Spółka stoi na stanowisku, że określona w art. 6 ust. 3 ustawy o PWNK podstawa opodatkowania PWNK powinna odnosić się wyłącznie do wartości oderwanych od złoża gazu ziemnego i ropy naftowej przypadających proporcjonalnie na dany podmiot w stosunku do udziału danego podmiotu wynikającego z zawartej UWO. Art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK zawiera bowiem wyraźne odesłanie do pojęcia „stron” umowy o współpracy, z których każda jest odrębnym podatnikiem PWNK. Co za tym idzie, zgodnie ze wskazaniem ustawodawcy, podstawa opodatkowania PWNK każdej ze stron umowy o wspólnych operacjach powinna być związana z oderwanymi od złoża gazem ziemnym i ropą naftową przypadającymi na dany podmiot i tylko na ten podmiot. Nieuprawnione zdaniem Spółki byłoby zatem uznanie, że na gruncie ustawy o PWNK możliwe jest swoiste „przerzucenie” ciężaru opodatkowania PWNK na inną stronę UWO na mocy czynności prawnej (której dokonanie, jak wskazano powyżej, jest w ocenie Spółki irrelewantne dla potrzeb określenia przedmiotu opodatkowania PWNK).

Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki, z uwagi na brak uregulowania kwestii ustalenia podstawy opodatkowania w ustawie o PWNK w sytuacji takiej jak przedstawiona przez Spółkę w opisie stanu faktycznego, dla celów określenia podstawy opodatkowania PWNK należałoby zastosować swoistą „fikcję prawną” i uznać, że wartość przypadającego na Spółkę gazu ziemnego lub ropy naftowej w ramach UWO (niezależnie od pełnionej przez Spółkę funkcji - tj. operatora lub partnera UWO) byłaby uznana za równoważną wartości wydobytego przez Spółkę tego gazu ziemnego / tej ropy naftowej. Innymi słowy, należałoby przyjąć, że przypadające na Spółkę gaz ziemny lub ropa naftowa w ramach UWO są jednocześnie węglowodorami przez nią wydobytymi, a w konsekwencji, że wartość przypadającego na Spółkę gazu ziemnego lub ropy naftowej zgodnie z UWO stanowi jednocześnie podstawę opodatkowania PWNK dla Spółki. W ocenie Spółki, powyższe rozwiązanie jest zgodne z istotą UWO - określenie podstawy opodatkowania osobno dla każdej ze stron UWO realizuje zasadę powszechności i równości opodatkowania w szczególnych uwarunkowaniach wynikających z umowy o wspólnych operacjach.

Spółka pragnie wskazać, że przyjęcie odmiennego stanowiska skutkowałoby wystąpieniem następujących, niedopuszczalnych z punktu widzenia zasady powszechności i równości opodatkowania, konsekwencji podatkowych na gruncie PWNK:

gaz

W konsekwencji, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, podstawę opodatkowania PWNK w zakresie gazu ziemnego lub ropy naftowej wydobytych w ramach umowy o wspólnych operacjach, niezależnie od pełnionej w niej przez Spółkę roli, stanowi na podstawie art. 6 ust 3 w zw. z art. 3 ust 1 pkt 3) i 4) ustawy o PWNK jedynie wartość wydobytego gazu ziemnego lub wydobytej ropy naftowej przypadająca na Spółkę w danym miesiącu proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, która została zbyta przez Spółkę na rzecz drugiej strony przedmiotowej umowy albo wprowadzona przez Spółkę do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowana na inny środek transportu.

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

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.

Stosownie do art. 4 ust. 1 ustawy, podatnikiem podatku jest dokonująca w zakresie prowadzonej działalności gospodarczej wydobycia miedzi, srebra, gazu ziemnego lub ropy naftowej:

osoba fizyczna;
osoba prawna;
jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej, w tym spółka cywilna, której wspólnikom udzielono koncesji na podstawie ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. z 2014 r. poz. 613, ze zm.).

Ponadto w myśl ust. 2 tego artykułu, jeżeli wydobycie gazu ziemnego lub ropy naftowej odbywa się w ramach umowy o współpracy, o której mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze, podatnikiem jest każda strona tej umowy, a jeżeli stroną umowy o współpracy jest spółka cywilna – ta spółka.

W tym miejscu należy wskazać, że ustawa Prawo geologiczne i górnicze została znowelizowana ustawą z dnia 26 sierpnia 2014 r. o zmianie ustawy – Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2014 r. poz. 1133). W większości przypadków zmiany ustawy weszły w życie z dniem 1 stycznia 2015 r.

Ustawa nowelizująca wprowadziła m.in. szereg zmian w zakresie systemu koncesjonowania działalności w zakresie węglowodorów, wprowadziła postępowanie kwalifikacyjne jako warunek uzyskania koncesji na działalność w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów, w celu wstępnej selekcji podmiotów wnioskujących o koncesję a także szereg ułatwień dla przedsiębiorców w poszukiwaniu, rozpoznawaniu i eksploatacji złóż węglowodorów.

Nowelizacja wprowadza zasadę, zgodnie z którą udzielenie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złoża węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złoża lub koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złoża na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej wymagać będzie przeprowadzenia postępowania przetargowego. Nowelizacja ustawy daje możliwość złożenia oferty wspólnie przez kilka podmiotów. W przypadku gdy zwycięzcą przetargu jest kilka podmiotów, które złożyły wspólnie ofertę podmioty te zawierają umowę o współpracy. Podmioty działające wspólnie muszą określić m.in. procentowy udział każdego z nich w kosztach w razie zwycięstwa w przetargu oraz wskazać jednego operatora – tj. przedsiębiorcę wykonującego wobec organu koncesyjnego prawa i obowiązki z udzielonej koncesji oraz reprezentującego strony umowy o współpracy. Wszystkie strony umowy o współpracy muszą legitymować się decyzją o uzyskaniu pozytywnej oceny z postępowania kwalifikacyjnego. Ocena ofert jest dokonywana łącznie dla wszystkich podmiotów.

Projekt umowy o współpracy musi zostać zweryfikowany przez organ koncesyjny pod kątem zgodności z ofertą oraz ustawą. Umowa ta jest ściśle związana z koncesją i staje się skuteczna pod warunkiem udzielenia koncesji. Powinna w szczególności określać rodzaj działalności, określony w ogłoszeniu o wszczęciu postępowania przetargowego, wskazywać operatora i określać udziały stron w zysku i kosztach.

Zgodnie z art. 49zi ustawy Prawo geologiczne i górnicze, przez umowę o współpracy strony zobowiązują się do wspólnego wykonywania działalności w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż węglowodorów oraz wydobywania węglowodorów ze złóż albo wydobywania węglowodorów ze złóż, pod warunkiem uzyskania koncesji, o której mowa w rozdziale 3, oraz zawarcia umowy o ustanowieniu użytkowania górniczego.

Z wniosku wynika, że 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). Wydobycie gazu ziemnego ze złoża odbywa się poprzez odwierty udostępniające dane złoże. Przy niektórych projektach poszukiwawczo-wydobywczych Spółka 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.

Wnioskodawca ma wątpliwości m.in. w do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów) zawartych przed dniem 1 stycznia 2015 r. tj. umów innych niż umowy o współpracy, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze zastosowanie znajdzie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin w stanie prawnym obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r.

Należy wskazać, że uregulowania dotyczące gazu ziemnego oraz ropy naftowej co do opodatkowania wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej zostały wprowadzone do ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin ustawą z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym (Dz. U. z 2014 r. poz. 1215) i będą obowiązywać od dnia 1 stycznia 2016 r. Z tym też dniem, podmioty wymienione w ustawie staną się podatnikami z tytułu wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Ustawodawca w art. 4 ust. 2 ustawy wymienia jako podatników także podmioty będące stronami umowy o współpracy, wskazując jednocześnie, że umowa ta jest umową, o której mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze. Oznacza to, że tylko podmioty zawierające umowę spełniającą warunki wynikające z tej właśnie ustawy mogą stać się odrębnie podatnikami podatku od wydobycia niektórych kopalin. Ustawodawca nie wskazuje, że współpraca może odbywać się w ramach umów o współpracy o charakterze podobnym do umów, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze, tylko konkretnie odnosi się do tych umów o współpracy, o których w ww. ustawie.

W przedstawionym zdarzeniu Wnioskodawca wyraźnie wskazuje, że umowy o wspólnych operacjach lub tez inne umowy o podobnym charakterze nie są umowami, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze. Ponadto w uzupełnieniu do wniosku Wnioskodawca wskazał, że w zawartych przez Wnioskodawcę przed 1 stycznia 2015 r. umowach o wspólnych operacjach nie zostały zawarte wszystkie postanowienia, które powinny się w nich znaleźć zgodnie z wprowadzonymi na mocy nowelizacji ustawy Prawo geologicznie i górnicze z dnia 11 lipca 2014 r. przepisami, regulującymi nieznaną dotychczas ustawie Prawo geologicznie i górnicze – umowę o współpracy. Nie wszystkie postanowienia umów o współpracy spełniają warunki analogiczne do warunków, jakie muszą spełniać umowy o współpracy. Dotychczas zawierane umowy o wspólnych operacjach to tzw. umowy nienazwane, zawierane zgodnie z wynikającą z Kodeksu cywilnego zasadą swobody umów.

Jednocześnie Wnioskodawca zwraca uwagę, że podstawowe zasady i cele umów o wspólnych operacjach zawartych przez wnioskodawcę są zbieżne z zasadami i celami określonymi w przepisach Prawa geologicznego i górniczego dla umowy o współpracy, a większość postanowień tych umów, odpowiada warunkom określonym w przepisach Prawa geologicznego i górniczego. W szczególności należy zwrócić uwagę, że w zawartych umowach o wspólnych operacjach znalazły się wymagane prze przepisy dla umów o współpracy istotne postanowienia umowy, a mianowicie: określenie działalności objętej umową, wskazanie operatora i określenie procentowego udziału jej stron w zysku i kosztach prac geologicznych, w tym robót geologicznych lub robót górniczych.

Analiza przedstawionego we wniosku (oraz w jego uzupełnieniu) zdarzenia pozwala stwierdzić, że skoro umowy handlowe zawarte przez Wnioskodawcę z innymi podmiotami nie są umowami o współpracy, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze, zasada określona w art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin - w brzmieniu obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r.- nie może mieć zastosowania.

W związku z tym stanowisko Wnioskodawcy w tym zakresie należało uznać za nieprawidłowe.

Zgodnie z art. 6 ust. 3 ustawy, podstawę opodatkowania podatkiem w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej stanowi wartość wydobytego gazu ziemnego lub 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).

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).

Powyższe przepisy nie rozróżniają sytuacji gdy wydobycie kopalin odbywa się na podstawie umów o współpracy. Wskazują jedynie, co stanowi podstawę opodatkowania wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej oraz w jaki sposób należy obliczyć wysokość podatku od wydobycia niektórych kopalin. Wysokość podatku za dany miesiąc jest iloczynem wartości wydobytego gazu ziemnego (ropy naftowej) oraz stawki podatku. Wartość wydobytego gazu ziemnego (ropy naftowej) z kolei stanowi iloczyn ilości wydobytego gazu ziemnego (ropy naftowej) oraz jego średniej ceny, przy czym ilość wydobytego gazu ziemnego (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 na inny środek transportu.

W przedstawionym we wniosku zdarzeniu realizacja projektu poszukiwawczo – wydobywczego odbywa się na podstawie umowy o wspólnych operacjach. W momencie wydobywania gazu ziemnego lub ropy naftowej przez Spółkę 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 umowach. Spółka nabywa część gazu ziemnego lub ropy naftowej przypadającą na Partnera bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Następnie Spółka, po ewentualnym przeprowadzeniu procesów uzdatniających samodzielnie wprowadza zakupiony gaz lub ropę do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu.

Należy zwrócić uwagę, ze ustawa wskazuje, że przedmiotem opodatkowania jest wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego, nie definiując przy tym pojęcia „wydobycie”. Ze słownika języka polskiego PWN wynika, że „wydobywać” to inaczej „wydostać coś z wnętrza na wierzch”, „kopiąc lub wiercąc szyby w ziemi, wydostać surowce naturalne”. W opisanej we wniosku sytuacji to Wnioskodawca dokonuje wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej, pomimo realizacji przedsięwzięcia poszukiwawczo – wydobywczego wraz z Partnerem. Zawarte umowy, jak wskazano wcześniej, nie są umowami o współpracy, o których mowa w art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin, a zatem Wnioskodawca i jego Partner nie mogą być odrębnymi podatnikami podatku jako strony umowy.

W związku z tym, w odniesieniu do sytuacji przedstawionej we wniosku, opodatkowaniu podatkiem podlegać będzie gaz ziemny i ropa naftowa fizycznie wydobyta przez Spółkę w całości a nie proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach.

Niezależnie zatem od pełnionej roli w ramach umowy o wspólnych operacjach wysokość podatku od wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej za dany miesiąc powinna być określona przez Spółkę zgodnie z art. 7a ustawy tj. na podstawie ilości wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej przez Spółkę określonej 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. Przy czym należy wziąć pod uwagę całość wydobytych przez Wnioskodawcę surowców a nie tylko ilość przypadającą proporcjonalnie w związku z zawartymi umowami.

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

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