PA4.8011.1.2015

Interpretacja Ministra Finansów PA4.8011.1.2015 z 31 grudnia 2015 r.

Na podstawie art. 14 e ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. – Ordynacja podatkowa (Dz. U. z 2005 r. Nr 8, poz. 60, z późn. zm.) w związku z art. 15a ust. 1 pkt 2 oraz art. 15a ust 2 ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin (Dz. U. poz. 362 oraz z 2014 r., poz. 1215)

Minister Finansów z urzędu zmienia interpretację indywidualną

z dnia 16 października 2015 r., Nr IPPP2/4513-7/15-2/DG wydaną przez Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie w imieniu Ministra Finansów na wniosek Spółki S.A. stwierdzając, że nie jest prawidłowe stanowisko Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie zawarte w interpretacji indywidualnej z dnia 16 października 2015 r., Nr IPPP2/4513-7/15-2/DG wydanej w imieniu Ministra Finansów, w części w której uznane zostało za nieprawidłowe stanowisko wnioskodawcy 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 wydobycia niektórych kopalin.

UZASADNIENIE

W dniu 20 lipca 2015 r. wpłynął wniosek o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego w indywidualnej sprawie dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie powstania obowiązku podatkowego w przypadku wprowadzenia gazu ziemnego do sieci gazociągów kopalnianych; powstania obowiązku podatkowego w przypadku załadunku ropy naftowej na środki transportu „wewnątrzkopalnianego”; dokonania pomiarów transportowanej ropy naftowej u finalnego odbiorcy (kontrahenta) z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do tego kontrahenta dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin.

W przedmiotowym wniosku zostało przedstawione następujące zdarzenie przyszłe:

Wnioskodawca („Spółka, X.”) 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.

Następnie Spółka szczegółowo opisała kluczowe elementy procesu wydobycia /produkcji gazu, które zdaniem Spółki są istotne z perspektywy podatku od wydobycia niektórych kopalin („PWNK”). Spółka przedstawiła informacje ogólne dotyczące wydobycia (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do przetworzenia gazu w celu umożliwienia jego transportu lub wykorzystania przez ostatecznych odbiorców); 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).

1. 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:

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

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

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

Poniżej znajdują się przedstawione przez Spółkę 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 Wnioskodawcy.

1. 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 - PZO OP lub PZO BO oraz wyjście PZO OP lub PZO BO w zależności od sytuacji).

Co do zasady, po opuszczeniu magazynu kopalnianego poprzez:

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

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

1. Mieszanie gazu
   
   

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

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

1. 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:

1. gazociągiem bezpośrednim,
   
2. za pośrednictwem gazociągu przesyłowego będącego własnością podmiotu trzeciego (co więcej, część przesyłanego w ten sposób gazu może zostać w tym miejscu sprzedana klientom przemysłowym, po zmierzeniu ilości sprzedawanego gazu) - w obydwu powyższych przypadkach, Spółka przyjmuje, że gaz, zanim dotrze do odazotowni, przechodzi przez punkt PZO BO. Z kolei punkt, w którym gaz opuszcza odazotownię (w postaci skroplonej lub gazowej) traktowany jest przez Spółkę jako PZO OP.
   
   
   

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

1. 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.

1. Opomiarowanie
   
   

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

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

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

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

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

1. 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 nieposiadającymi 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.

1. Opomiarowanie wydobycia na poszczególnych PZO OP
   
   
   

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

W punkcie pomiarowym w ramach danego PZO OP dokonywany jest pomiar objętości przepływającego gazu ziemnego za pomocą metod bezpośrednich (ciągłego pomiaru). Następnie, po uzyskaniu wartości ciepła spalania (chromatograf lub inne metody pomiarowe) dokonywane jest obliczenie wartości energetycznej mierzonego w danym PZO OP gazu ziemnego. W celu dokonania tych pomiarów stosowane są urządzenia pomiarowe podlegające lub niepodlegające 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.

1. 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 Wnioskodawcę we współpracy z kontrahentami poprzez umowy o wspólnych operacjach (punkt b).

1. Przykładowe sytuacje występujące aktualnie
   
   
   

SCHEMAT A

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. Następnie przygotowany gaz trafia do sieci kopalnianej, przesyłowej, dystrybucyjnej lub na inny środek transportu. Może także dojść do bezpośredniej dostawy do klienta (gazociągiem bezpośrednim). W punkcie PZO OP gaz jest mierzony ponownie (metodą bezpośrednią).

SCHEMAT B

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 gaz zostaje następnie skierowany do magazynu przez PZO BO. W dalszej kolejności gaz zostaje, w odpowiednim momencie, skierowany do sieci kopalnianej/przesyłowej/dystrybucyjnej. W obu wskazanych wyżej punktach PZO BO oraz PZO OP gaz jest mierzony ponownie (metodą bezpośrednią).

SCHEMAT C

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 zostaje następnie skierowany (przez PZO BO1) do mieszalni gazu. W mieszalni gaz zaazotowany miesza się z gazem wysokometanowym, pobranym z sieci (poprzez PZO BO2). Zmieszany gaz po opuszczeniu mieszalni kierowany jest do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez PZO OP). We wskazanych wyżej punktach PZO BO1, PZO BO2 i PZO OP gaz jest mierzony (metodą bezpośrednią).

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 BO1) do mieszalni gazu, gdzie miesza się go z gazem wysokometanowym (zazwyczaj pobranym z sieci przez punkt PZO BO4). Tak zmieszany gaz może zostać skierowany bezpośrednio do sieci przesyłowej/ dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) lub też zostać zatłoczony do magazynu (przez punkt PZO BO2).

W przypadku odbioru zatłoczonego gazu z magazynu kopalnianego, możliwe jest jego ponowne skierowanie do mieszalni gazu (przez punkt PZO BO3), a następnie skierowanie ww. gazu do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) - związane jest to z cykliczną pracą magazynu (zatłaczanie, odbiór). Przed wejściem do mieszalni (przez punkty PZO BO1, PZO BO3 oraz PZO BO4) i po wyjściu z mieszalni (przez punkt PZO OP oraz PZO BO2) 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 BO1). Pomiędzy PZO BO1 a węzłem rozdzielczym, część przesyłanego gazu może zostać sprzedana klientom przemysłowym (przez punkt PZO OP1). W dalszej kolejności gaz, wciąż w postaci gazu zaazotowanego, jest przesyłany przez węzeł rozdzielczy do odazotowni (przez punkt PZO BO2). Po opuszczeniu odazotowni gaz, jako gaz wysokometanowy lub w postaci skroplonej, trafia do sieci przesyłowej lub na inny środek transportu (przez punkt PZO OP2). Przed wejściem do odazotowni (w punkcie PZO BO2) i po wyjściu z odazotowni (w punkcie PZO OP2) mierzona jest dokładna ilość przesyłanego gazu. Odazotownia pobiera także gaz bezpośrednio z innych kopalni (poprzez układ pomiarowy PZO BO3).

1. Umowy o wspólnych operacjach
   
   
   

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

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

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

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

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

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

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

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

1. 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
   
2. 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
3. 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.
   
   

1. 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 zaznacza również, 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 zostały przez Spółkę przedstawione:

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

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

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

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

• rurociągu (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 Wnioskodawcy.

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

1. 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.

1. 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.

1. 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).

1. Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów
   
   

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 (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.

1. Opomiarowanie wydobycia na PZO OP
   
   

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

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

1. 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 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.

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:

1. 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 przypadającą na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub
2. 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 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
3. mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą, przypadającą im w udziale, ropę naftową do rurociągu lub na inny środek transportu.
   
   

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

1. Czy w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, moment wprowadzenia gazu ziemnego do sieci gazociągów kopalnianych nie powoduje powstania obowiązku podatkowego na podstawie art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).
   
2. Czy w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, moment załadunku ropy naftowej na środki transportu "wewnątrzkopalnianego" nie powoduje powstania obowiązku podatkowego na podstawie art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).
   
3. 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.
   
   

Stanowisko Wnioskodawcy: 

Ad. 1. 

Wnioskodawca stoi na stanowisku, iż w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, moment wprowadzenia gazu ziemnego do sieci gazociągów kopalnianych nie powoduje powstania obowiązku podatkowego na podstawie art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).

Uzasadnienie:

Art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK przewiduje, że 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.

W związku z tym, iż ustawodawca nie określił, co na gruncie PWNK należy rozumieć przez „sieć przesyłową” lub „sieć dystrybucyjną”, Wnioskodawca odwołuje się w drodze wykładni systemowej zewnętrznej, do uregulowań zawartych w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2012 r. poz. 1059 z późn. zm; dalej: „Prawo energetyczne”). Zgodnie z powołaną ustawą:

• sieć gazociągów kopalnianych (złożowych, kolektorowych i ekspedycyjnych) oznacza gazociąg lub sieć gazociągów wykorzystywane do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki lub do terminalu albo wykorzystywane do transportu gazu ziemnego do końcowego przeładunkowego terminalu przybrzeżnego (art. 3 ust. 11c Prawa energetycznego),
  

• sieć przesyłowa oznacza sieć gazową wysokich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną najwyższych lub wysokich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego (art. 3 ust. 11a Prawa energetycznego),

• sieć dystrybucyjna oznacza sieć gazową wysokich, średnich i niskich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną wysokich, średnich i niskich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu dystrybucyjnego (art. 3 ust. 11b Prawa energetycznego).
  
  

Zatem z powyższych przepisów wynika, że gazowe sieci przesyłowe i dystrybucyjne nie obejmują sieci gazociągów kopalnianych, które służą do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki lub do terminalu albo wykorzystywane do transportu gazu ziemnego do końcowego przeładunkowego terminalu przybrzeżnego.

W konsekwencji nie powinno ulegać wątpliwości, że w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji wprowadzenie przez Spółkę wydobytego gazu ziemnego do sieci gazociągów kopalnianych nie oznacza wprowadzenia gazu ziemnego do sieci przesyłowej lub do sieci dystrybucyjnej w rozumieniu art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK, a zatem w momencie wprowadzenia gazu ziemnego do sieci gazociągów kopalnianych nie powstaje obowiązek podatkowy w PWNK na podstawie powołanej normy (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia gazu ziemnego z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).

Ad. 2.

W ocenie Spółki, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, moment załadunku ropy naftowej na środki transportu "wewnątrzkopalnianego" nie powoduje powstania obowiązku podatkowego na podstawie art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).

Uzasadnienie:

Art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK przewiduje, że 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.

Ustawodawca nie określił przy tym, co na gruncie PWNK należy rozumieć przez „inny środek transportu”, ani też nie umieścił w ustawie o PWNK wyliczenia niezbędnych cech / kryteriów, które w ocenie ustawodawcy uprawniałyby do uznania danego środka transportu za „inny środek transportu” w rozumieniu ustawy o PWNK.

Wnioskodawca zauważa, że na wcześniejszym etapie prac legislacyjnych dotyczących ustawy o PWNK, istotnej zmianie - w rozważanym kontekście - podlegała treść ww. art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK. Mianowicie, w pierwotnym projekcie zakładano, że obowiązek podatkowy w PWNK powstaje nie tylko w momentach określonych w obecnym brzmieniu ww. normy, ale również z chwilą wprowadzenia gazu ziemnego lub ropy naftowej do magazynu. Ostatecznie, wskazany moment wprowadzenia węglowodorów do magazynu nie znalazł odzwierciedlenia w brzmieniu uchwalonej ustawy o PWNK - jak bowiem wskazano w uzasadnieniu do projektu zmian legislacyjnych w tym zakresie:

• Nieuwzględnienie przy powstawaniu obowiązku podatkowego w podatku od wydobycia niektórych kopalin wprowadzenia gazu ziemnego lub ropy naftowej do magazynu pozwoli odroczyć moment powstania obowiązku podatkowego do momentu 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.”
  
  
  

Wnioskodawca wywodzi, iż powyższy kierunek zmian w ramach prac legislacyjnych, co wynika również z treści ww. uzasadnienia, wydaje się wskazywać, że celem art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK w jego obecnym brzmieniu było objęcie obowiązkiem podatkowym tego etapu związanego z przesyłem / dystrybucją gazu ziemnego lub ropy naftowej, którego celem jest dostawa węglowodorów na rzecz ich kolejnych odbiorców w obrocie handlowym lub finalnych nabywców, z pominięciem wcześniejszego etapu związanego ściśle z procesem technologicznym, obejmującym przykładowo przetwarzanie wydobytych węglowodorów celem osiągnięcia wymaganych parametrów jakościowych zgodnie z normami albo gromadzenie i przygotowanie wydobytych węglowodorów do transportu z uwagi na ich właściwości fizyko-chemiczne.

Powyższy sposób rozumienia art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK jest zgodny z konkluzją zaprezentowaną w pkt nr 1 niniejszego wniosku - z uwagi na fakt, że gazociągi kopalniane służą w procesie technologicznym zasadniczo do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki celem osiągnięcia wymaganych parametrów jakościowych zgodnie z normami albo do gromadzenia i przygotowania wydobytych węglowodorów do transportu do punktu przeładunkowego (końcowego), to wprowadzenie gazu do ww. gazociągów kopalnianych nie powinno wiązać się na tym etapie z powstaniem obowiązku podatkowego w PWNK (na co również wskazuje wykładnia systemowa zewnętrzna).

W ocenie Spółki, analogicznie do powyższej sytuacji powinien być traktowany przedstawiony w opisie stanu faktycznego wewnątrzkopalniany transport ropy naftowej, która po wydobyciu z poszczególnych odwiertów jest transportowana rurociągiem lub za pomocą transportu samochodowego do kopalni, gdzie trafia do zbiornika znajdującego się na jej terenie.

Dodatkowo, należy podkreślić, że celem / efektem ww. wewnątrzkopalnianego transportu nie jest dostawa węglowodorów na rzecz ich kolejnych odbiorców w obrocie handlowym lub finalnych nabywców - Spółka pragnie bowiem zaznaczyć, że ropa naftowa wydobyta bezpośrednio ze złoża, która trafia do zbiornika na terenie kopalni (tj. ropa naftowa będąca przedmiotem transportu „wewnątrzkopalnianego”), nie może być samoistnym przedmiotem obrotu handlowego z uwagi na swoje właściwości chemiczne.

Transport „wewnątrzkopalniany” związany jest ściśle z procesem technologicznym, obejmującym przykładowo transport celem przetwarzania wydobytych węglowodorów albo, z uwagi na ich właściwości fizyko-chemiczne, celem gromadzenia i przygotowania wydobytych węglowodorów do dalszego transportu, tj. jeszcze przed ich wprowadzeniem do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej albo przed załadowaniem na inny (kolejny) środek transportu w celu dostarczenia do klienta za pomocą:

• rurociągu (Oddział w Z.),
  

• cystern kolejowych (Oddział w Z.),
  

• cystern samochodowych (Oddział w S.).
  
  
  

Z powyższych względów, zdaniem Spółki, przez „inny środek transportu” w rozumieniu art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK należałoby rozumieć tylko taki środek transportu, za pomocą którego wydobyta ropa naftowa zostaje wyprowadzona „na zewnątrz” kopalni w celu dostarczenia do klienta (tj. jak wskazano w opisie stanu faktycznego, rurociąg i cysterny kolejowe w przypadku oddziału w Z. i cysterny samochodowe w przypadku oddziału w S.). Powyższe określenie nie powinno natomiast obejmować - analogicznie jak w przypadku sieci gazociągów kopalnianych używanych do transportu gazu ziemnego - środków transportu używanych w ramach transportu „wewnątrzkopalnianego” ropy naftowej.

W konsekwencji, w przedstawionej w opisie stanu faktycznego sytuacji, moment załadunku ropy naftowej na środki transportu "wewnątrzkopalnianego" nie powinien powodować powstania obowiązku podatkowego na podstawie art. 5 ust. 2a ustawy o PWNK (obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wprowadzenia ropy naftowej z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku ropy naftowej na inny środek transportu, tj. w punktach PZO OP opisanych w stanie faktycznym).

Ad. 3.

W ocenie Spółki, 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 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.

Uzasadnienie:

Zgodnie z art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy o PWNK, podatnik wydobywający gaz ziemny lub ropę naftową jest obowiązany do 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.

Powyższych pomiarów dokonuje się w chwili wprowadzania odpowiednio gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci albo w chwili ich załadunku na inny środek transportu (art. 15a ust. 2 ustawy o PWNK).

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki, w punkcie PZO OP (przy sprzedaży) dochodzi do pomiaru każdej partii 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 lub po dotarciu ropy do klienta. Spółka przyjmuje do rozliczeń pomiar dokonany na własnych urządzeniach pomiarowych na PZO OP bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych.

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, czy ilość dostarczonej do niego ropy naftowej jest taka sama jak ilość zamówionej przez niego ropy naftowej, 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.
  
  
  

Powyższe stanowisko Spółki znajduje również potwierdzenie w treści uzasadnienia do projektu ustawy wprowadzającej przepisy art. 7b ust. 1 i 2 oraz art. 15a ust. 5 i ust. 6 do ustawy o PWNK (druk sejmowy Sejmu VII kadencji nr 2351; dalej: „Uzasadnienie”).

Uzasadnienie na str. 33 wskazuje, że: „(...) w art. 15a proponuje się zawarcie obowiązku przeprowadzania pomiarów, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości gazu ziemnego lub ropy naftowej wprowadzonego w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego lub ropy naftowej na inny środek transportu. Należy zauważyć, że podatnik będzie wykorzystywał na cele rozliczania podatku od wydobycia niektórych kopalin obecnie dokonywane pomiary (podkreślenie Spółki).

W ocenie Spółki, treść Uzasadnienia jednoznacznie wskazuje, że zamiarem ustawodawcy było umożliwienie wykorzystania stosowanych dotychczas, szeroko akceptowanych w praktyce biznesowej metod pomiaru (a w konsekwencji, również wykorzystania metody pomiaru u odbiorców w obrocie handlowym lub u finalnych nabywców za pomocą należących do nich urządzeń pomiarowych).

W konsekwencji, 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 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.

Dyrektor Izby Skarbowej podzielił stanowisko Wnioskodawcy w zakresie pytania 1 i 2, natomiast nie podzielił stanowiska Wnioskodawcy w zakresie pytania 3 i uznał je za nieprawidłowe. W uzasadnieniu do pytania 3 Organ wskazał, iż z art. 15a ustawy na podmioty dokonujące wydobycia kopalin – gazu ziemnego i ropy naftowej – został nałożony obowiązek przeprowadzania pomiarów z zastosowaniem przyrządów pomiarowych ilości tych kopalin wprowadzanych w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu.

Dodatkowo, organ odniósł się do treści przepisu art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy, w którym zawarte jest stwierdzenie, że podatnik wydobywający ropę naftową obowiązany jest do pomiaru, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości ropy naftowej wprowadzanej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu. Zatem Organ stwierdził, że powołany przepis ustawy dotyczącej podatku od kopalin nakłada na podatnika dokonującego wydobycia ropy naftowej bezwzględny obowiązek dokonania dla celów ustalenia tego podatku pomiaru tej kopaliny. Ponadto przepis ten stanowi, że pomiar ropy naftowej powinien być dokonany w momencie wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu. Tak więc z przepisu tego dla celów ustalenia i poboru podatku nie wynika dowolność co do podmiotu dokonującego pomiaru wysyłanej do kontrahenta ropy naftowej, jak również moment dokonywania pomiaru dla celów podatkowych jest także ściśle określony. W ocenie Organu dla celów ustalenia podatku od wydobytych kopalin – tu ropy naftowej – przepisy tej ustawy nakładają powyższy obowiązek wyłącznie na podatnika tego podatku. Zatem nie jest możliwe w celu ustalenia podatku od kopalin dokonywanie pomiaru ropy naftowej przez kontrahenta, który nabył od Wnioskodawcy ropę naftową i przy użyciu urządzeń pomiarowych należących do kontrahenta.

Organ zwrócił także uwagę, że niezależnie od dołożonej staranności przez strony transakcji w trakcie transportu kopaliny mogą z rożnych przyczyn powstać ubytki i przy proponowanym pomiarze u kontrahenta w takiej sytuacji wartość należnego podatku od kopalin byłaby niższa niż przy pomiarze przez Wnioskodawcę wysyłanego towaru do kontrahenta.

Ze względu zatem na powyżej wymienione argumenty, Organ nie zgodził się ze stanowiskiem zajętym przez Wnioskodawcę odnośnie przyjmowania za podstawę wyliczenia należnego podatku od kopalin na podstawie pomiaru i przy zastosowaniu urządzeń pomiarowych nabywcy ropy naftowej.

Dodatkowo, Organ stwierdził, że na podstawie art. 15a ust. 1 pkt 2 ustawy to na Wnioskodawcy, jako na podatniku wydobywającym ropę naftową, ciąży obowiązek dokonania jej pomiaru z zastosowaniem własnych urządzeń pomiarowych oraz pomiar ten musi być dokonany w momencie wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu.

Pismem z dnia 2 listopada 2015 r. Spółka wystąpiła do Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie z wezwaniem o usunięcie naruszenie prawa poprzez sprostowanie wydanej interpretacji 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 za prawidłowe. Spółka argumentowała, iż sprostowania wymaga stanowisko organu podatkowego, stwierdzające, iż podatnik wydobywający ropę naftową jest obowiązany do dokonania jej pomiaru z zastosowaniem własnych urządzeń pomiarowych oraz iż pomiar ten musi być dokonany w momencie wprowadzenia ropy naftowej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu. Spółka podkreślała, iż ww. przepis nie nakłada na podatnika obowiązku pomiaru jedynie przy użyciu urządzeń pomiarowych należących do niego. Zgodnie jednak z art. 15a ust. 1 pkt 2 cytowanej ustawy podatnik ma obowiązek zapewnić pomiar ropy naftowej wydobytej i wprowadzonej w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo ropy naftowej załadowanej na inny środek transportu.

Dodatkowo, Wnioskodawca zaznaczył, iż w ramach umowy z kontrahentem nabywającym ropę naftową zapewniany jest pomiar ropy naftowej załadowanej na cysternę. Odbywa się to zgodnie z obowiązującą instrukcją przyjmowania dostaw ropy naftowej i kondensatu ze Spółką S.A. O/S., obowiązująca w J. S.A. stanowiącej załącznik do umowy sprzedaży. Zgodnie z cytowaną Instrukcją Spółka codziennie do godziny 10:00 przekazuje drogą faksową lub telefoniczną awizację ilościową autocystern, które w danym dniu dojada do J. S.A. z ropą naftową. Zatem stosownie do argumentacji Spółki, każda dostawa ropy naftowej jest opomiarowana / ważona w tym samym dniu, w którym została załadowana na autocysternę.

Dodatkowo, Spółka podniosła argument, iż obowiązek zakupu dodatkowych, własnych urządzeń pomiarowych jedynie na potrzeby podatku od wydobycia niektórych kopalin przyczyniłoby się do braku opłacalności/nierentowności tych kopalni co skutkowałoby ich zamknięciem. Dodatkowo, Spółka wskazała, iż ustalenie podstawy opodatkowania dla celów podatku od wydobycia niektórych kopalin na podstawie pomiarów ilości ropy naftowej za pomocą urządzeń pomiarowych należących do nabywcy realizuje cele wynikające z art. 15a ust. 2 w związku z art. 15a ust.1 pkt 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin, ponieważ:

• Spółka zapewnia pomiar, z zastosowaniem przyrządów pomiarowych, ilości ropy naftowej załadowanej na cysternę
• nie wpływa na ustalenie wysokości podstawy opodatkowania, gdyż wartość ropy naftowej załadowanej na cysternę i wysłanej do odbiorcy m.in. celem jej zważenia jest taka sama jak wartość ropy naftowej podlegającej pomiarowi przez odbiorcę ( w transporcie nie dochodzi do zmiany ilości ropy naftowej wydobytej przez Spółkę
• zarówno transport jak i pomiar przez odbiorcę odbywają się w tym samym dniu.
  
  

Pismem z dnia 2 grudnia 2015 r Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie stwierdził brak podstaw do zmiany ww. interpretacji przepisów prawa podatkowego z dnia 16 października br dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin.

Po zapoznaniu się z materiałami sprawy Minister Finansów zważył, co następuje:

Opodatkowanie wydobywanego gazu ziemnego i ropy naftowej 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.). Regulacje dotyczące gazu ziemnego i ropy naftowej wchodzą w życie z dniem 1 stycznia 2016 r.

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.

Zgodnie z art. 7a ust. 7 ustawy stawka podatku w zakresie wydobycia ropy naftowej wynosi:

1. 3% – w przypadku wydobycia ropy naftowej ze złoża, którego średnia przepuszczalność nie przekracza 0,1 milidarcy oraz średnia efektywna porowatość nie przekracza 10%;
   
2. 6% – w przypadku wydobycia ropy naftowej ze złoża innego niż określone w pkt 1.
   
   

Dla wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej z dna morskiego stosuje się odpowiednio stawki podatkowe określone w ust. 6 pkt 1 oraz w ust. 7 pkt 1 (ust. 8 art. 7a).

Jak stanowi 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.

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; przy czym należy wskazać, że przepisy § 4-9 oraz § 10 w zakresie dotyczącym ewidencji pomiarów ilości wydobytych gazu ziemnego oraz ropy naftowej wejdą w życie z dniem 1 stycznia 2016 r.

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.
   
   

Stosownie do 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, iż urządzenia te muszą obligatoryjnie być jego własnością. Zatem organ błędnie wywiódł, iż pomiar dokonywany być musi w z użyciem wyłącznie własnych urządzeń pomiarowych podatnika.

Przedstawione zdarzenie przyszłe wskazuje, iż 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.

W świetle powyższego Dyrektor Izby Skarbowej błędnie wywiódł, iż Wnioskodawca nie może dokonywać pomiarów ropy naftowej na urządzeniach pomiarowych należących do kontrahenta.

Jednocześnie mając na uwadze, iż w punkcie PZO OP (przy sprzedaży) dochodzi do pomiaru sprzedawanej ropy naftowej za pomocą metod bezpośrednich, można wywieźć, iż Spółka jest w stanie dokładnie określić te wartości w ramach każdej dostawy. Pomiary dokonywane są przed wydaniem i po dotarciu ropy do klienta. Spółka przyjmuje do rozliczeń pomiar dokonany na własnych urządzeniach pomiarowych na PZO OP bądź też u odbiorcy (klienta) za pomocą należących do niego urządzeń pomiarowych. Przy czym w sytuacji pomiaru u kontrahenta wprowadzony jest mechanizm awizacji ilościowej autocystern z X. Stosownie do cytowanej Instrukcji Spółka codziennie do godziny 10:00 przekazuje drogą faksową lub telefoniczną awizację ilościową autocystern, które w danym dniu dojadą do J. S.A. z ropą naftową. Każda dostawa ropy naftowej jest opomiarowana / ważona w tym samym dniu, w którym została załadowana na autocysternę.

Reasumując Minister Finansów stwierdza, iż dokonaną z upoważnienia Ministra Finansów przez Dyrektora Izby Skarbowej w Warszawie interpretację indywidualną w części stwierdzającej, iż nieprawidłowe jest dokonywanie pomiarów transportowanej ropy naftowej u finalnego odbiorcy (kontrahenta) z zastosowaniem urządzeń pomiarowych należących do tego kontrahenta dla celów wyliczenia podatku od wydobycia niektórych kopalin - należy uznać za nieprawidłową.

Zmieniona interpretacja dotyczy stanu faktycznego przedstawionego we wniosku o wydanie interpretacji indywidualnej z dnia 20 lipca 2015 r. i stanu prawnego obowiązującego w dniu wydania zmienionej interpretacji.

Wnioskującemu przysługuje prawo do wniesienia skargi na niniejszą interpretację przepisów prawa podatkowego z powodu jej niezgodności z prawem. Skargę wnosi się do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego, ul. Jasna 2/4, 00-013 Warszawa, po uprzednim wezwaniu na piśmie Ministra Finansów w terminie 14 dni od dnia, w którym skarżący dowiedział się lub mógł 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. Nr 153, poz. 1270 z późn. zm.). Skargę do WSA wnosi się w dwóch egzemplarzach (art. 47 ww. ustawy) w terminie trzydziestu dni od daty doręczenia odpowiedzi Ministra Finansów na wezwanie do usunięcia naruszenia prawa, a jeżeli Minister nie udzieli odpowiedzi na wezwanie, w terminie sześćdziesięciu dni od dnia wniesienia tego wezwania (art. 53 § 2 ww. ustawy).

Skargę wnosi się za pośrednictwem Ministra Finansów (art. 54 § 1 ww. ustawy) na adres: Minister Finansów, ul. Świętokrzyska 12, 00-916 Warszawa.