Interpretacja Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie
IPPP2/4513-2/16-3/DG
z 12 września 2016 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 z późn. zm.) 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 12 lipca 2016 r. (data wpływu 18 lipca 2016 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie uznania dokonania pomiarów transportowanej ropy naftowej u finalnego odbiorcy (kontrahenta) z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do tego kontrahenta dla celów wyliczenia podatku od kopalin – jest prawidłowe.

UZASADNIENIE

W dniu 18 lipca 2016 r. wpłynął ww. wniosek o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego w indywidualnej sprawie dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie uznania dokonania pomiarów transportowanej ropy naftowej u finalnego odbiorcy (kontrahenta) z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do tego kontrahenta dla celów wyliczenia podatku od kopalin.

We wniosku przedstawiono następujące zdarzenie przyszłe:

G. (G. S.A. lub 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 X. oraz w Y., a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji oraz w Oddziale w Z. (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. Wydobyty strumień węglowodorów jest poddawany stabilizacji i oczyszczeniu w celu przygotowania do procesu sprzedaży.

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 procesom separacji wody, odgazowania, odsiarczania i odsalania. Tak przygotowany surowiec trafia do zbiorników magazynowych, z których załadowywany jest na odpowiedni środek transportu.

Transport ropy z kopalni do klienta może być realizowany:

• rurociągiem (Oddział w X.),
  

• cysternami kolejowymi (Oddział w X.),
  

• cysternami samochodowymi (Oddział w Y.).
  
  
  

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 i odzwierciedla stan faktyczny w zakresie sprzedawanych i dostarczanych do klienta ilości ropy naftowej.

Pomiary wydobycia ropy z odwiertów mogą być dokonywane 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 - 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 danych dotyczących ilości wydobywanego surowca.

W punkcie zdawczo-odbiorczym (dalej: PZO) 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.

Spółka przyjmuje do rozliczeń pomiar dokonany na własnych urządzeniach pomiarowych na PZO bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych.

W przypadku kopalni Oddziału X. w większości przypadków strumień węglowodorów ze złoża jest transportowany do kopalni rurociągiem, następnie przechodzi przez instalację kopalni (oczyszczanie i powstanie produktów), skąd jest kierowany na zbiorniki kopalni. Ze zbiornika kopalni ropa jest przeładowywana na środek transportu. W zależności od Oddziału, ilości, specyfiki infrastruktury logistycznej i założeń handlowych można wyróżnić kilka modeli logistycznych:

• sprzedaż ropy transportem kolejowym
  

• sprzedaż ropy transportem rurociągowym
  

• sprzedaż ropy transportem samochodowym
  
  
  

W przypadku wydobycia realizowanego przez Oddział w Y. niewielka produkcja surowca w połączeniu ze znaczącym rozproszeniem kopalń, reżimem produkcji, małymi zdolnościami magazynowymi kopalń i odległością do klienta jest przyczyną, dla której dostawy ropy są obsługiwane przez transport samochodowy. Jedyny klient w regionie - P. - R. - jest zlokalizowany w pobliżu obszaru wydobycia, co dodatkowo uzasadnia wybór środka transportu, jakim są autocysterny.

Oddział w X. dokonuje pomiarów na własnych urządzeniach pomiarowych, natomiast Oddział w Y. korzysta z urządzeń pomiarowych należących do klienta.

Obecnie transport jest organizowany przez Oddział w Y., a jego koszt pokrywa G..

Zgodnie z Instrukcją Spółka codziennie do godziny 10.00 przekazuje drogą faksową lub telefoniczną awizację ilościową autocystern, które w danym dniu dojadą do R. S.A. z ropą naftową. Oznacza to, że każda dostawa ropy naftowej jest opomiarowana/ważona przez Klienta w tym samym dniu, w którym została załadowana na autocysternę.

Taki sposób postępowania jest racjonalny przede wszystkim z ekonomicznego punktu widzenia. Obowiązek zakupu dodatkowych, własnych urządzeń pomiarowych jedynie na potrzeby podatku od wydobycia niektórych kopalin przyczyniłby się do spadku opłacalności wydobycia na tych kopalniach, co mogłoby doprowadzić do ich zamknięcia.

Od stycznia 2017 surowiec będzie transportowany na koszt klienta, który samodzielnie będzie organizował transport ropy do R.. Ryzyko i prawo własności będą przechodzić na klienta na terenie kopalni G., gdzie ropa i kondensat będą ładowane do autocystern podstawianych przez klienta - P. - R..

Dostawy będą realizowane na warunkach FCA (INCOTERMS 2010) kopalnie Sprzedawcy: G. Oddział w Y.. Załadunek towaru odbywać się będzie do autocystern podstawionych przez Kupującego na wskazane przez Sprzedawcę kopalnie. Podstawianie autocystern próżnych i odbiór autocystern ładownych oraz przewóz towaru do miejsca przeznaczenia będzie realizowane staraniem i na koszt Kupującego.

Zgodnie z nowymi założeniami proces dostaw będzie w szczególności polegał na:

• Przedstawianiu przez G. tygodniowego harmonogramu odbiorów ropy;
  
• Ilość wydanego Towaru będzie stwierdzana na podstawie stanu zbiornika sprawdzonego przed i po załadunku. Wolumen towaru będzie przeliczony na tony przy użyciu gęstości ładowanego surowca;
  
• Przeniesienie ryzyk związane z przeniesieniem własności towaru ze sprzedawcy na kupującego nastąpi na terenie kopalni sprzedawcy po zakończeniu załadunku surowca do autocysterny i po podpisaniu przez kierowcę dowodu wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu;
  
• Na podstawie wszystkich dowodów wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu z jednego tygodnia dostaw sprzedawca wystawi fakturę za surowiec wydany w tygodniu poprzedzającym tydzień wystawienia faktury;
  
• Autocysterny z surowcem będą rozładowywane przez tydzień dostaw na jeden zbiornik magazynowy zlokalizowany na terenie Zakładu R. należący do kupującego. Autocysterna przed rozładunkiem będzie ważona na wadze samochodowej kupującego, który stwierdzi jej wagę brutto. Po rozładunku kupujący ponownie zważy autocysternę i stwierdzi jej tarę. Różnica między wagą brutto i tarą będzie wagą netto surowca rozładowanego przez kupującego. Waga brutto, tara i waga netto będą ujęte na raporcie wagowym, przygotowanym przez kupującego. Raporty Wagowe będą przesyłane sprzedawcy drogą elektroniczną po każdym dniu dostaw.
  
• W każdy piątek po zakończeniu przyjęć dostaw surowca przez kupującego, pracownik R. w obecności przedstawiciela sprzedawcy pobierze próbkę ropy ze zbiornika magazynowego kupującego zgodnie z normą PN-EN ISO 3170. Próbka zostanie zbadana przez R. w celu oznaczenia:
  
  • Zawartości wody i zanieczyszczeń
    
  • Gęstości surowca w temperaturze 20°C
    
• Na podstawie:
  
  1. Dowodów wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu,
  2. Sprawozdania z Badań,
  3. Raportów wagowych przygotowanych dia dostaw z danego tygodnia dostaw,
  Kupujący sporządzi potwierdzenie dostaw, zawierające następujące informacje o każdej przyjętej autocysternie:
  
  • tydzień dostaw,
    
  • nazwę surowca (ropa naftowa/kondensat),
    
  • nazwę kopalni,
    
  • datę nadania
    
  • datę odbioru,
    
  • numer autocysterny i numer dowodu wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu,
    
  • stwierdzone w tonach na wadze samochodowej Kupującego: wagę brutto, tarę, wagę netto,
    
  • stwierdzoną w tonach sumę wag brutto, tary, wag netto dla wszystkich przyjętych autocystern w tygodniu dostaw,
    
  • stwierdzone w tonach przez kupującego czyste netto surowca a także:
    
  • datę próbobrania
    
  • nazwisko laboranta
    
  • gęstość surowca zmagazynowanego w danym tygodniu dostaw
    
  • zawartość wody i zanieczyszczeń surowca zmagazynowanego w danym tygodniu dostaw
• Na podstawie potwierdzenia dostaw sprzedawca do ósmego (8) dnia roboczego od dnia otrzymania od kupującego potwierdzenia dostaw skoryguje wystawioną przez siebie fakturę:
  
  • w zakresie ceny: o stwierdzoną przez kupującego gęstość surowca zmagazynowanego w zbiorniku kupującego
    
  • w zakresie ilości: o stwierdzoną przez kupującego ilość surowca będącą czystym netto surowca (po odjęciu wody i zanieczyszczeń) przyjętego przez kupującego.
    
  
  
  

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

1. Czy w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, pomiar ilości ropy naftowej, dla celów zastosowania art. 15a ust. 2 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 2) ustawy o PWNK, może być dokonywany przez Spółkę u odbiorców w obrocie handlowym lub u finalnych nabywców za pomocą należących do nich urządzeń pomiarowych, a nie wcześniej, tj. w chwili wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowania na inny środek transportu w celu dostarczenia jej za pomocą rurociągu, cystern kolejowych, cystern samochodowych na rzecz ww. odbiorców w obrocie handlowym lub na rzecz finalnych nabywców?
2. W przypadku negatywnej odpowiedzi na pierwsze pytanie Spółka wnosi o potwierdzenie, że prawidłowym będzie przyjęcie jako podstawy opodatkowania wolumenu towaru stwierdzonego metodą objętościową i przeliczonego na masę (kilogramy) na terenie kopalni przy użyciu gęstości surowca będącego przedmiotem sprzedaży.
   
   

Zdaniem Wnioskodawcy:

W ocenie Spółki ustalenie podstawy opodatkowania dla celów podatku od wydobycia niektórych kopalin na podstawie pomiarów ilości ropy naftowej za pomocą urządzeń pomiarowych należących do nabywcy, wg zmienionych zasad, również realizuje cele wynikające z art. 15a ust. 2 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin.

W wyniku zmiany interpretacji indywidualnej z dnia 16 października 2015 r. nr IPPP2/4513-7/15-2/DG Spółka otrzymała interpretację Ministra Finansów, zgodnie z którą uznano za prawidłowe dokonywanie pomiarów transportowanej ropy naftowej u finalnego odbiorcy z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do tego kontrahenta dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin.

Ze względu jednak na fakt, że stan faktyczny przedstawiony we wniosku stanowiącym podstawę do wydania ww. interpretacji ulegnie zmianie, Spółka ponownie prosi o potwierdzenie prawidłowości opisanego w stanie faktycznym planowanego sposobu i momentu ustalania podstawy opodatkowania dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin.

Zgodnie z art. 15a ust. 1 i 2 ustawy podatnik wydobywający gaz ziemny lub ropę naftową jest obowiązany do:

1. pomiaru, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości gazu ziemnego wprowadzonego w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo gazu ziemnego załadowanego na inny środek transportu;
2. pomiaru, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości ropy naftowej wprowadzonej w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo ropy naftowej załadowanej na inny środek transportu;
3. pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego, wykorzystanego na cele badawcze w danym miesiącu;
4. pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytej ropy naftowej, wykorzystanej na cele badawcze w danym miesiącu;
5. w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 - pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego - w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego;
6. w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 2 - pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytej ropy naftowej - w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego.
   
   

Pomiarów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 2, dokonuje się w chwili wprowadzania odpowiednio gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci albo w chwili ich załadunku na inny środek transportu.

Z przywołanych wyżej regulacji wynika, że ustalenie ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia wydajności danego odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego może odbywać się nie tylko w sposób bezpośredni, ale także poprzez zastosowanie pośrednich metod pomiaru.

W ocenie Spółki, przyjęcie do rozliczeń z tytułu PWNK pomiaru ilości ropy naftowej u odbiorców w obrocie handlowym lub u finalnych nabywców za pomocą należących do nich urządzeń pomiarowych realizuje cele wynikające z art. 15a ust. 2 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 2) ustawy o PWNK, ponieważ:

• nie wpływa na określenie wysokości podstawy opodatkowania PWNK, gdyż wartość wydobytej przez Spółkę ropy naftowej będzie taka sama: (i) w momencie załadunku ropy przez Spółkę w celu jej wysyłki do klienta, oraz (ii) w momencie odbioru ropy dostarczonej klientowi przez Spółkę (w transporcie nie dochodzi do zmiany ilości ropy naftowej wydobytej przez Spółkę) - w konsekwencji, fakt przyjęcia do rozliczeń pomiarów ilości ropy naftowej dokonanych u odbiorcy nie spowoduje uszczuplenia należności publicznoprawnych związanych z faktem wykonywania przez Spółkę działalności opodatkowanej PWNK,
  

• wynika z uwarunkowań o charakterze biznesowym - pomiar ilości ropy naftowej u odbiorcy z jednej strony pozwala odbiorcy na bezpośredni udział w procesie pomiaru i bieżącą kontrolę, dając Spółce jednocześnie możliwość budowania swojego wizerunku jako podmiotu transparentnego, otwartego i budzącego zaufanie oraz zmniejsza ryzyko wystąpienia ewentualnych sporów z odbiorcą,
  

• wysoki koszt instalacji infrastruktury umożliwiającej dokonywanie pomiarów przez Spółkę dla niskoproduktywnych odwiertów spowodowałby konieczność ich likwidacji ze względu na brak ich ekonomicznej opłacalności.
  
  
  

Zmiana sposobu rozliczeń za dostawę ropy naftowej polegająca głównie na zobowiązaniu do organizacji transportu i przeniesienie kosztów transportu na stronę Kupującego jak również fakturowanie dostaw raz w tygodniu (dotychczas odbywało się to codziennie) nie wpłynie, zdaniem Spółki, na obecnie stosowany i potwierdzony przez Ministra Finansów jako prawidłowy sposób ustalania momentu i wolumenu ropy naftowej, który będzie uwzględniony przy obliczaniu podstawy opodatkowania dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin.

W konsekwencji zmiany, o których mowa we wniosku nie spowodują uszczuplenia należności publicznoprawnych związanych z faktem wykonywania przez Spółkę działalności opodatkowanej podatkiem od wydobycia niektórych kopalin.

W związku z powyższym Spółka prosi o potwierdzenie, że dokonywanie pomiarów transportowanej ropy z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do kontrahenta według zasad opisanych w stanie faktycznym jest prawidłowe dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin.

W przypadku negatywnego stanowiska Wnioskodawca prosi, biorąc pod uwagę fakt, że wysoki koszt instalacji infrastruktury umożliwiającej dokonywanie pomiarów przez Spółkę za pomocą własnych urządzeń pomiarowych w stosunku do niskoproduktywnych odwiertów rodziłby ryzyko konieczności likwidacji prowadzonej działalności wydobywczej ze względu na brak jej ekonomicznej opłacalności, o akceptację przyjęcia jako podstawy opodatkowania wolumenu surowca przeliczonego na masę, na terenie kopalni, przy użyciu faktycznej gęstości ropy naftowej.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego zdarzenia przyszłego jest prawidłowe w zakresie objętym pytaniem nr 1 a w zakresie pytania nr 2 jest bezprzedmiotowe.

Opodatkowanie wydobywanych kopalin takich jak: miedź, srebro, gaz ziemny i ropa naftowa regulują przepisy ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin (Dz.U. z 2012 r. poz. 362 z późn. zm.).

Zgodnie z treścią art. 3 ust. 1 ww. ustawy przedmiotem opodatkowania podatkiem jest wydobycie na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub terytorium wyłącznej strefy ekonomicznej:

1. miedzi;
2. srebra;
3. gazu ziemnego;
4. ropy naftowej.
   
   

Opodatkowaniu podatkiem nie podlega wydobyta ropa naftowa w ilości nieprzekraczającej 1 tony miesięcznie − jeżeli została wykorzystane na cele badawcze (art. 3 ust. 2 ).

Stosownie do art. 2 pkt 4 ww. ustawy ilekroć w ustawie jest mowa o celach badawczych – rozumie się przez to analizy oraz badania próbek urobku rudy miedzi, gazu ziemnego oraz ropy naftowej w celu ustalenia ich właściwości oraz składu.

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

1. osoba fizyczna;
2. osoba prawna;
3. 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.).
2. 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.
   
   

Zgodnie z art. 5 ust. 2a ustawy w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej obowiązek podatkowy powstaje z chwilą 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.

Jeżeli nie można określić dnia, w którym powstał obowiązek podatkowy w związku z wyprodukowaniem koncentratu, wydobyciem urobku rudy miedzi, wydobyciem gazu ziemnego lub wydobyciem ropy naftowej za dzień jego powstania uznaje się dzień, w którym organ podatkowy lub organ kontroli skarbowej stwierdził dokonanie czynności podlegającej opodatkowaniu (ust. 3 art. 5).

W myśl art. 7a ust. 5 ustawy 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.

Jak stanowi art. 15a ust. 1 i 2 ustawy podatnik wydobywający gaz ziemny lub ropę naftową jest obowiązany do:

(...)

2. pomiaru, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości ropy naftowej wprowadzonej w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo ropy naftowej załadowanej na inny środek transportu;
(...)
4. pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytej ropy naftowej, wykorzystanej na cele badawcze w danym miesiącu;
(...)
6. w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 2 – pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytej ropy naftowej – w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego.
   
   

Pomiarów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 2, dokonuje się w chwili wprowadzania odpowiednio gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci albo w chwili ich załadunku na inny środek transportu.

Art. 16 ustawy stanowi, że:

1. Podatnik jest obowiązany do dokumentowania i ewidencjonowania wyników pomiarów, o których mowa w art. 15 ust. 1, 2 i 5 oraz w art. 15a ust. 1, a także ilości miedzi oraz srebra zawartych w urobku rudy miedzi lub koncentracie.
2. Ewidencja może być prowadzona w formie elektronicznej.
3. Podatnik jest obowiązany przechowywać ewidencję i dokumenty związane z jej prowadzeniem do czasu upływu okresu przedawnienia zobowiązania podatkowego.
4. Minister właściwy do spraw finansów publicznych określa, w drodze rozporządzenia, zakres danych, jakie powinna zawierać ewidencja, uwzględniając potrzebę prawidłowego ustalenia podstawy opodatkowania.
   
   

Z powołanych wyżej regulacji wynika, że ustalenie ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia wydajności danego odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego (co może skutkować zastosowaniem zwolnienia podatkowego), może odbywać się nie tylko w sposób bezpośredni, ale także poprzez zastosowanie pośrednich metod pomiaru.

Wydane na podstawie ww. delegacji ustawowej rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 16 października 2014 r. w sprawie zakresu danych ewidencji dotyczącej wydobycia niektórych kopalin (Dz.U. z 2014 r. poz. 1422) reguluje kwestie związane z ewidencjonowaniem wydobywanych kopalin zarówno przeznaczonych do sprzedaży jak i przekazywanych w celach badawczych.

Stosownie do § 5 rozporządzenia ewidencja pomiarów ilości wydobytej przez podatnika ropy naftowej wprowadzonej w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowanej na inny środek transportu zawiera:

1. ilość ropy naftowej, o której mowa w art. 7a ust. 7 pkt 1 ustawy, wyrażoną w tonach i zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku;
2. ilość ropy naftowej, o której mowa w art. 7a ust. 7 pkt 2 ustawy, wyrażoną w tonach i zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku;
3. ilość ropy naftowej, o której mowa w art. 7a ust. 8 ustawy, wyrażoną w tonach i zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku.
   
   

Z wniosku wynika, że Wnioskodawca jest przedsiębiorstwem prowadzącym działalność koncesjonowaną, polegającą m.in. na obrocie gazem (obrót hurtowy) oraz na poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów poprzez odwierty udostępniające złoża (głównie gazu oraz ropy naftowej).

Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m.in. ropa naftowa, cząstki stałe, woda, gaz) podlega procesom separacji wody, odgazowania, odsiarczania i odsalania. Tak przygotowany surowiec trafia do zbiorników magazynowych, z których załadowywany jest na odpowiedni środek transportu. Transport ropy z kopalni do klienta może być realizowany:

• rurociągiem (Oddział w X.),
  

• cysternami kolejowymi (Oddział w X.),
  

• cysternami samochodowymi (Oddział w Y.).
  
  
  

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 i odzwierciedla stan faktyczny w zakresie sprzedawanych i dostarczanych do klienta ilości ropy naftowej.

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.

W punkcie zdawczo-odbiorczym (dalej: PZO) przy sprzedaży dochodzi do pomiaru sprzedawanej ropy naftowej za pomocą metod bezpośrednich, zatem Spółka jest w stanie dokładnie określić te wartości w ramach każdej dostawy.

Spółka przyjmuje do rozliczeń pomiar dokonany na własnych urządzeniach pomiarowych na PZO bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych.

W przypadku wydobycia realizowanego przez Oddział w Y. niewielka produkcja surowca w połączeniu ze znaczącym rozproszeniem kopalń, reżimem produkcji, małymi zdolnościami magazynowymi kopalń i odległością do klienta powoduje, że dostawy ropy są obsługiwane przez transport samochodowy. Jedyny klient w regionie – R. - jest zlokalizowany w pobliżu obszaru wydobycia, co dodatkowo uzasadnia transport surowca autocysternami.

Oddział w Y. korzysta z urządzeń pomiarowych należących do klienta.

Obecnie transport jest organizowany przez Oddział w Y., a jego koszt pokrywa Strona.

Od stycznia 2017 r. surowiec będzie transportowany na koszt klienta, który samodzielnie będzie organizował transport ropy do R.. Ryzyko i prawo własności będą przechodzić na klienta na terenie kopalni Wnioskodawcy, gdzie ropa i kondensat będą ładowane do autocystern podstawianych przez klienta – R.. Dostawy będą realizowane na warunkach FCA (INCOTERMS 2010) kopalnie Sprzedawcy. Załadunek towaru odbywać się będzie do autocystern podstawionych przez Kupującego na wskazane przez Sprzedawcę kopalnie.

Zgodnie z nowymi założeniami proces dostaw będzie w szczególności polegał na: przedstawianiu przez Spółkę tygodniowego harmonogramu odbiorów ropy; ilość wydanego Towaru będzie stwierdzana na podstawie stanu zbiornika sprawdzonego przed i po załadunku. Wolumen towaru będzie przeliczony na tony przy użyciu gęstości ładowanego surowca; przeniesienie ryzyk związane z przeniesieniem własności towaru ze sprzedawcy na kupującego nastąpi na terenie kopalni sprzedawcy po zakończeniu załadunku surowca do autocysterny i po podpisaniu przez kierowcę dowodu wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu; na podstawie wszystkich dowodów wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu z jednego tygodnia dostaw sprzedawca wystawi fakturę za wydany w tygodniu surowiec; autocysterny z surowcem będą rozładowywane przez tydzień dostaw na jeden zbiornik magazynowy zlokalizowany na terenie Zakładu R. należący do kupującego. Autocysterna przed rozładunkiem będzie ważona na wadze samochodowej kupującego, który stwierdzi jej wagę brutto. Po rozładunku kupujący ponownie zważy autocysternę i stwierdzi jej tarę. Różnica między wagą brutto i tarą będzie wagą netto surowca rozładowanego przez kupującego. Waga brutto, tara i waga netto będą ujęte na raporcie wagowym, przygotowanym przez kupującego. Raporty Wagowe będą przesyłane sprzedawcy drogą elektroniczną po każdym dniu dostaw; w każdy piątek po zakończeniu przyjęć dostaw surowca przez kupującego, pracownik klienta w obecności przedstawiciela sprzedawcy pobierze próbkę ropy ze zbiornika magazynowego kupującego zgodnie z normą PN-EN ISO 3170. Próbka zostanie zbadana przez Laboratorium klienta w celu oznaczenia: zawartości wody i zanieczyszczeń oraz gęstości surowca w temperaturze 20°C.

Na podstawie: dowodów wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu, sprawozdania z Badań, raportów wagowych przygotowanych dla dostaw z danego tygodnia dostaw, kupujący sporządzi potwierdzenie dostaw, zawierające następujące informacje o każdej przyjętej autocysternie:

• tydzień dostaw, nazwę surowca (ropa naftowa/kondensat), nazwę kopalni, datę nadania, datę odbioru, numer autocysterny i numer dowodu wydania-odbioru ropy naftowej / kondensatu, stwierdzone w tonach na wadze samochodowej Kupującego: wagę brutto, tarę, wagę netto, stwierdzoną w tonach sumę wag brutto, tary, wag netto dla wszystkich przyjętych autocystern w tygodniu dostaw, stwierdzone w tonach przez kupującego czyste netto surowca a także:
  

• datę próbobrania, nazwisko laboranta, gęstość surowca zmagazynowanego w danym tygodniu dostaw, zawartość wody i zanieczyszczeń surowca zmagazynowanego w danym tygodniu dostaw.
  
  
  

Na podstawie potwierdzenia dostaw sprzedawca do ósmego (8) dnia roboczego od dnia otrzymania od kupującego potwierdzenia dostaw skoryguje wystawioną przez siebie fakturę: w zakresie ceny o stwierdzoną przez kupującego gęstość surowca zmagazynowanego w zbiorniku kupującego, w zakresie ilości o stwierdzoną przez kupującego ilość surowca będącą czystym netto surowca (po odjęciu wody i zanieczyszczeń) przyjętego przez kupującego.

Ad 1

Przedmiotem wątpliwości Wnioskodawcy jest, czy w przedstawionej we wniosku sytuacji, pomiar ilości ropy naftowej, dla celów zastosowania art. 15a ust. 2 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 2) ustawy o PWNK, może być dokonywany przez Spółkę u odbiorców w obrocie handlowym lub u finalnych nabywców za pomocą należących do nich urządzeń pomiarowych.

Przepis art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin zobowiązuje podatnika wydobywającego ropę naftową do pomiaru ilości ropy naftowej wprowadzonej w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo ropy naftowej załadowanej na inny środek transportu z zastosowaniem przyrządów pomiarowych. Tym niemniej cytowane przepisy nie wskazują, że urządzenia te muszą obligatoryjnie być jego własnością.

Z opisu sprawy przedstawionej we wniosku wynika, że proces technologiczny opisany przez Wnioskodawcę umożliwia zapewnienie pomiaru, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych innych niż należące do podatnika w sposób gwarantujący ustalenie podstawy opodatkowania podatkiem od wydobycia niektórych kopalin w odniesieniu do ropy naftowej, która została załadowana na cysternę i dostarczona do pomiaru z użyciem urządzeń pomiarowych należących do kontrahenta. Jak wskazał Wnioskodawca proces dostaw będzie odbywał się na podstawie tygodniowego harmonogramu odbiorów ropy naftowej, a ilość wydanego towaru będzie stwierdzana na podstawie stanu zbiornika sprawdzonego przed i po załadunku. Autocysterny z surowcem będą rozładowywane przez tydzień dostaw na jeden zbiornik magazynowy zlokalizowany na terenie R. oraz będą ważone przed i po rozładunku. Waga brutto, tara i waga netto będą ujęte na raporcie wagowym, przygotowanym przez kupującego. Raporty Wagowe będą przesyłane sprzedawcy drogą elektroniczną po każdym dniu dostaw. Tak więc w ocenie tut. Organu system rozliczania i pomiaru (przy użyciu urządzeń pomiarowych należących do nabywcy) wydobywanej i sprzedawanej bezpośrednio do R. ropy naftowej powinien zapewnić pomiar tego surowca gwarantujący ustalenie podstawy opodatkowania podatkiem od wydobycia niektórych kopalin; przy czym Wnioskodawca w myśl art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy zobowiązany jest opisanych wyżej pomiarów i rozliczenia dokonywać w odniesieniu do ilości ropy naftowej załadowanej w danym miesiącu na inny środek transportu – tutaj autocysterny.

Zatem stanowisko Wnioskodawcy w zakresie objętym pytaniem nr 1 należy uznać za prawidłowe.

W związku z tym, że stanowisko Wnioskodawcy w zakresie objętym pytaniem nr 1 uznano za prawidłowe, odpowiedź na pytanie nr 2 jest bezprzedmiotowa.

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

Tut. Organ informuje, że wydana interpretacja dotyczy tylko sprawy będącej przedmiotem wniosku (pytań) Zainteresowanego. Inne kwestie wynikające z opisu sprawy i własnego stanowiska, które nie zostały objęte pytaniami - nie mogą być zgodnie z art. 14b § 1 oraz art. 14f § 2 Ordynacji podatkowej - rozpatrzone.

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 2016 r., poz. 718). 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).

Skarga powinna czynić zadość wymaganiom pisma w postępowaniu sądowym, a ponadto zawierać: wskazanie zaskarżonej decyzji, postanowienia, innego aktu lub czynności; oznaczenie organu, którego działania, bezczynności lub przewlekłego prowadzenia postępowania skarga dotyczy; określenie naruszenia prawa lub interesu prawnego; w przypadkach, o których mowa w art. 52 § 3 i 4, dowód, że skarżący wezwał właściwy organ do usunięcia naruszenia prawa ( art. 57 § 1 pkt 1 - 4 ww. ustawy). Skarga na pisemną interpretację przepisów prawa podatkowego wydana w indywidualnej sprawie, opinię zabezpieczającą i odmowę wydania opinii zabezpieczającej może być oparta wyłącznie na zarzucie naruszenia przepisów postępowania, dopuszczeniu się błędu wykładni lub niewłaściwej oceny co do zastosowania przepisu prawa materialnego. Sąd administracyjny jest związany zarzutami skargi oraz powołaną podstawą prawną ( art. 57a 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.