Wyrok WSA w Warszawie, sygn. akt III SA/Wa 313/16
Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie
Data orzeczenia: 2017-02-06 00:00:00+01:00 (orzeczenie prawomocne)
Symbol z opisem: 6116 Podatek od czynności cywilnoprawnych, opłata skarbowa oraz inne podatki i opłaty
6560
Hasła tematyczne: Interpretacje podatkowe
Skarżony organ: Minister Finansów
Treść wyniku: Uchylono zaskarżoną interpretację
Powołane przepisy: article: art. 4 ust. 1 i ust. 2,
journal: Dz.U. 2012 poz 362
law: Ustawa z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin.

SENTENCJA

Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie w składzie następującym: Przewodniczący sędzia WSA Elżbieta Olechniewicz, Sędziowie sędzia WSA Tomasz Janeczko (sprawozdawca), sędzia WSA Agnieszka Krawczyk, Protokolant referent stażysta Katarzyna Nartanowicz, po rozpoznaniu na rozprawie w dniu 6 lutego 2017 r. sprawy ze skargi P.S.A. z siedzibą w W. na interpretację indywidualną Ministra Finansów z dnia 16 października 2015 r. nr IPPP2/4513-5/15-4/BH w przedmiocie podatku od wydobycia niektórych kopalin 1) uchyla zaskarżoną interpretację indywidualną, 2) zasądza od Ministra Rozwoju i Finansów na rzecz P. S.A. z siedzibą w W. kwotę 457 zł (słownie: czterysta pięćdziesiąt siedem złotych) tytułem zwrotu kosztów postępowania sądowego.


UZASADNIENIE

P. S.A. z siedzibą w W., dalej jako Skarżąca, Spółka złożyła wniosek uzupełniony w dniu [...] września 2015 r. o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego w indywidualnej sprawie dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO.

We wniosku przedstawiono następujące zdarzenie przyszłe:

Spółka jest przedsiębiorstwem zintegrowanym, prowadzącym działalność koncesjonowaną, polegającą m.in. na obrocie gazem (obrót hurtowy) oraz na poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów (głównie gazu oraz ropy naftowej).

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza Spółki prowadzona na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych zlokalizowanych w Z. oraz w S., a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w O. w O. (odazotownia). Obejmuje ona cały proces poszukiwania oraz wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej ze złóż położonych na terytorium Polski, poczynając od przeprowadzenia analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Wydobyte węglowodory przygotowywane są (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży prowadzonej głównie na rynku krajowym. Mając na uwadze nowe regulacje dotyczące opodatkowania wydobycia niektórych kopalin w Polsce, poniżej Spółka opisuje kluczowe elementy procesu wydobycia /produkcji gazu, które zdaniem Spółki są istotne z perspektywy podatku od wydobycia niektórych kopalin (,.PWNK").

A. Wydobycie gazu ziemnego

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

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

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

W celu przybliżenia złożonej sytuacji Spółka przedstawia:

1. informacje ogólne dotyczące wydobycia (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do przetworzenia gazu w celu umożliwienia jego transportu lub wykorzystania przez ostatecznych odbiorców); oraz

2. sposób dokonywania pomiarów wydobycia i przepływu wydobytego gazu ziemnego; oraz

3. 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 stale 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:

a) 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

b) dostarczenie gazu ziemnego do odbiorcy gazociągiem bezpośrednio z kopalni (w tym poprzez odczyt gazomierza u klienta), lub

c) 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:

a) 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

b) punkty, w których dokonywany jest pomiar ilości gazu poza kopalniami w innych punktach niż wskazane w pkt 1 i 2a. powyżej (np. służący m.in. do bilansowania objętościowego w punktach pomiaru na wejściu do magazynu systemowego z sieci przesyłowej).

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

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

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

a) 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.

b) 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.

c) 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:

a) gazociągiem bezpośrednim,

b) 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.

d) 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.

2. 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 nisko wydajnych, 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).

a. Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

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

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

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

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

Pomiar metodami pośrednimi wskazuje objętość wydobytego gazu (jednostka miary: m"). 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.

b. Opomiarowanie wydobycia na poszczególnych PZO OP

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

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

3. 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 PGNiG we współpracy z kontrahentami poprzez umowy o wspólnych operacjach (punkt b).

a. Przykładowe sytuacje występujące aktualnie

Schemat A

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

Schemat B

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 BO 1) do mieszalni gazu. W mieszalni gaz zaazotowany miesza się z gazem wysokometanowym. pobranym z sieci (poprzez PZO BO 2). Zmieszany gaz po opuszczeniu mieszalni kierowany jest do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez PZO OP). We wskazanych wyżej punktach PZO BO 1, PZO BO 2 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 BO 1) do mieszalni gazu. gdzie miesza się go z gazem wysokometanowym (zazwyczaj pobranym z sieci przez punkt PZO BO 4). Tak zmieszany gaz może zostać skierowany bezpośrednio do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) lub też zostać zatłoczony do magazynu (przez punkt PZO BO 2). W przypadku odbioru zatłoczonego gazu z magazynu kopalnianego, możliwe jest jego ponowne skierowanie do mieszalni gazu (przez punkt PZO BO 3), a następnie skierowanie ww. gazu do sieci przesyłowej/dystrybucyjnej (przez punkt PZO OP) - związane jest to z cykliczną pracą magazynu (zatłaczanie, odbiór). Przed wejściem do mieszalni (przez punkty PZO BO 1. PZO BO 3 oraz PZO BO 4) i po wyjściu z mieszalni (przez punkt PZO OP oraz PZO BO 2) mierzona jest dokładna ilość przesyłanego gazu.

Schemat E

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

b. 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 obszaai 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:

a) 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

b) 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

c) 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.

B. 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 O.. Obejmuje ona cały proces poszukiwania oraz wydobycia ropy naftowej ze złóż położonych na terytorium Polski, poczynając od przeprowadzenia analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Wydobyta ropa naftowa przygotowywana jest (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży.

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

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

W celu przybliżenia złożonej sytuacji Spółka przedstawia:

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.

1. 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 PGNiG.

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

a) 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.

b) 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.

2. 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).

a. Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

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

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

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

b. 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.

2. Umowy o wspólnych operacjach

Spółka przy niektórych projektach poszukiwawczo-wydobywczych współpracuje z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów

0 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

1 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) przypadajacą 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 przypadajacą 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:

a) partner UWO nie wprowadza ropy. której stał się właścicielem wskutek wydobycia do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza także powyższą ropę zakupioną od partnera UWO, a nie tylko ropę przypadający na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub

b) mogą również wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającej na nią ropy do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza d do rurociągu lub na inny środek transportu także powyższą ropę zakupioną od Spółki, a nie tylko ropę przypadającą na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału, lub

c) mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą. przypadającą im w udziale, ropę naftową do rurociągu lub na inny środek transportu.

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

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

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

W związku z powyższym opisem Skarżąca zadała następujące pytania:

1. Czy do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy) zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż umowy o współpracy, o których mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (dalej: "Prawo geologiczne i górnicze"), będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o specjalnym podatku węglowodorowym z dnia 25 lipca 2014 r. (Dz. U. z 2014 r. poz. 1215; dalej: "ustawa o SPW")?

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

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

Zdaniem Skarżącej

Ad 1.

W ocenie Spółki, do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy) zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż umowy o współpracy o których mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego, będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o SPW.

Skarżąca uzasadniając swoje stanowisko wskazała, iż Spółka przy niektórych projektach poszukiwawczo-wydobywczych współpracuje z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy), zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r.. tj. umów innych, niż umowy o współpracy, o których mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (UWO). 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.

Zdaniem Skarżącej z językowego brzmienia art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK wynika, że norma zawarta w ww. przepisie ma zastosowanie w przypadku, gdy została zawarta umowa o współpracy, o której mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego. Według Skarżącej przepis art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK nie zawiera unormowań wyłączających zakres jego zastosowania w stosunku do UWO zawartych przed określonym dniem. W szczególności, art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK nie zawiera wskazania, że ma on zastosowanie wyłącznie do UWO zawartych po określonym dniu.

Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki przepis art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK ma zastosowanie do wszystkich UWO bez ograniczeń czasowych - tj. do UWO zawartych przed 1 stycznia 2015 r., jak również do umów o zawartych po 1 stycznia 2015 r. Ewentualne ograniczenie zakresu zastosowania powyższego przepisu do UWO zawartych po 1 stycznia 2015 r. (tj. po dniu wejścia w życie regulacji dot. UWO w Prawie geologicznym i górniczym) nie znajduje potwierdzenia w treści art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK. ani w przepisach przejściowych wprowadzających przedmiotowe uregulowania. Takie ograniczenie byłoby jednocześnie sprzeczne z zasadą lege non distiguente nec nostrum est distinguere - wykładnia danego przepisu prawa nie może doprowadzić do ograniczenia zakresu jego zastosowania w przypadku, gdy sam przepis prawa takiego ograniczenia nie zawiera. Co więcej, zdaniem Spółki celem ustawodawcy przy wprowadzeniu przepisu art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK było ustalenie, kto jest podatnikiem w przypadku bardzo często występującej w praktyce współpracy inwestorów w branży poszukiwawczo-wydobywczej w formie wspólnego przedsięwzięcia (tj. w szczególności UWO, których stroną jest Spółka) - bez względu na szczegółowy charakter prawny takiej współpracy oraz moment zawarcia danej UWO. W ocenie Spółki, objęcie zakresem zastosowania art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK UWO - zawartych przed 1 stycznia 2015 r. - w pełni odzwierciedla powyższą intencję ustawodawcy. Skarżąca wskazała, że w praktyce UWO różnią się od siebie, gdyż są to kontrakty indywidualnie i szczegółowo negocjowane. Ich wspólną cechą pozostaje podział ryzyka oraz współuprawnienie do wydobytych węglowodorów. W ocenie Spółki, powyższe zróżnicowanie nie wpływa jednak na zakres zastosowania art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK. gdyż ustawodawca w ww. przepisie nie wprowadził jakichkolwiek ograniczeń co do możliwości zastosowania ww. przepisu jedynie do wybranych kategorii UWO. W konsekwencji, do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy) zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r" tj. umów innych, niż umowy o współpracy o których mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego, będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o SPW.

Ad. 2

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

Skarżąca podniosła, iż w przypadku realizacji przez Spółkę projektów poszukiwawczo- wydobywczych we współpracy z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach mogą w szczególności wystąpić sytuacje, w których partner UWO nie wprowadza gazu/ropy, którego stal się właścicielem wskutek wydobycia, do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz / ropę zakupione od partnera UWO. a nie tylko gaz/ropę przypadające na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach.

W związku z powyższym zdaniem Spółki opodatkowanie PWNK odnosi się wyłącznie do wartości oderwanych od złoża gazu ziemnego i ropy naftowej przypadających proporcjonalnie na dany podmiot w stosunku do udziału danego podmiotu wynikającego z zawartej umowy o wspólnych operacjach. W celu określenia konsekwencji podatkowych wynikających z przedstawionego przez Spółkę stanu faktycznego i zadanego przez Spółkę pytania, należałoby odwołać się przede wszystkim do przedmiotu opodatkowania PWNK oraz pojęcia "podatnika" na gruncie ustawy o PWNK. Skarżąca wskazała, iż przedmiotem opodatkowania PWNK jest wydobycie niektórych kopalin (w tym ropy naftowej i gazu ziemnego). Według Skarżącej wobec braku ustawowej definicji "wydobycia" w ustawie o PWNK. można odwołać się do Słownika Języka Polskiego PWN (sjp.pwn.pl), zgodnie z którym słowo "wydobyć" oznacza " wydostać coś z wnętrza na wierzch". Skarżąca zauważyła, że w zakres przedstawionego powyżej pojęcia "wydobycia" nie wchodzi nabycie własności w jakiejkolwiek formie (np. poprzez zawarcie umowy sprzedaży) - tj. również nabycie gazu i ropy naftowej przypadających proporcjonalnie na partnera UWO. W konsekwencji, w stosunku do części gazu / ropy, które już w momencie oderwania tych kopalin od złoża zostają odsprzedane Spółce przez partnera UWO nie powstaje obowiązek podatkowy po stronie Spółki, gdyż w stosunku do tej części gazu Spółka jest jedynie jego "nabywcą" (tj. podmiotem, który dokonał jego zakupu), a nie podmiotem, który dokonał ich wydobycia.

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

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

W ocenie Spółki przyjęcie odmiennego stanowiska skutkowałoby wystąpieniem następujących, niedopuszczalnych z punktu widzenia zasad jednokrotności. powszechności oraz równości opodatkowania, konsekwencji podatkowych na gruncie PWNK:

(i) Spółka miałaby obowiązek zapłaty PWNK zarówno w stosunku do ilości gazu ziemnego i ropy naftowej przypadającej na siebie, jak również w stosunku do ilości gazu ziemnego i ropy naftowej przypadającej na partnera UWO i następnie zbytych na rzecz Spółki, gdyż to właśnie Spółka dokonałaby ich wprowadzenia do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowania na inny środek transportu: w konsekwencji, Spółka miałaby obowiązek zapłaty PWNK w stosunku do gazu ..zakupionego" a nie "wydobytego", co stałoby w sprzeczności z przepisami ustawy o PWNK w zakresie przedmiotu opodatkowania definicji podatnika oraz momentu powstania obowiązku podatkowego;

(ii) obowiązek podatkowy w zakresie opodatkowania wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej nie zrealizowałby się w stosunku do partnera UWO - pomimo tego, że na partnera UWO przypada określona ilość gazu ziemnego lub ropy naftowej proporcjonalnie do jego udziału wynikającego z UWO.

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

Ad. 3

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

W uzasadnieniu stanowiska do powyższego pytania Spółka wskazała, że w przypadku realizacji przez Spółkę projektów poszukiwawczo- wydobywczych we współpracy z innymi podmiotami w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów na podstawie umów o wspólnych operacjach mogą w szczególności wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającego na nią gazu / ropy do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz / ropę zakupione od Spółki, a nie tylko gaz / ropę przypadające na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału. Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki, w celu określenia konsekwencji podatkowych wynikających z przedstawionego przez Spółkę stanu faktycznego i zadanego przez Spółkę pytania, należałoby odwołać się przede wszystkim do przedmiotu opodatkowania PWNK oraz pojęcia "podatnika" na gruncie ustawy o PWNK.

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

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

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

(i) w przypadku, gdyby Spółka zbyła na rzecz operatora przypadającą na nią proporcjonalnie część gazu ziemnego i ropy naftowej należącą do niej bezpośrednio po oderwaniu od złoża - jeszcze przed wprowadzeniem do jakiejkolwiek sieci - obowiązek podatkowy w zakresie opodatkowania wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej w ogóle nie zrealizowałby się w stosunku do Spółki, pomimo tego, że na Spółkę przypada określona ilość gazu ziemnego lub ropy naftowej proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z UWO. gdyż Spółka nie dokonałaby wprowadzenia jakichkolwiek węglowodorów do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowania na inny środek transportu;

(ii) w przypadku, gdyby Spółka bezpośrednio po oderwaniu gazu ziemnego lub ropy naftowej od złoża nabyła od partnera UWO przypadającą na niego proporcjonalnie część gazu ziemnego lub ropy naftowej - jeszcze przed wprowadzeniem do jakiejkolwiek sieci - podstawa opodatkowania PWNK w stosunku do Spółki obejmowałaby zarówno wartość gazu ziemnego i ropy naftowej przypadających na siebie, jak również wartość gazu ziemnego i ropy naftowej przypadających na partnera UWO a następnie zbytych na rzecz Spółki, gdyż to właśnie Spółka dokonałaby ich wprowadzenia do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowania na inny środek transportu.

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

Minister Finansów w interpretacji indywidualnej z dnia [...] października 2015 r. uznał stanowisko Skarżącej za nieprawidłowe. W uzasadnieniu Organ wskazał, iż Wnioskodawca ma wątpliwości m.in. w do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów) zawartych przed dniem 1 stycznia 2015 r. tj. umów innych niż umowy o współpracy, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze zastosowanie znajdzie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin w stanie prawnym obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r.

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

Organ zwrócił uwagę, iż w przedstawionym zdarzeniu Wnioskodawca wyraźnie wskazuje, że umowy o wspólnych operacjach lub też inne umowy o podobnym charakterze nie są umowami, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze. Ponadto w uzupełnieniu do wniosku Wnioskodawca wskazał, że w zawartych przez Wnioskodawcę przed 1 stycznia 2015 r. umowach o wspólnych operacjach nie zostały zawarte wszystkie postanowienia, które powinny się w nich znaleźć zgodnie z wprowadzonymi na mocy nowelizacji ustawy Prawo geologicznie i górnicze z dnia 11 lipca 2014 r. przepisami, regulującymi nieznaną dotychczas ustawie Prawo geologicznie i górnicze - umowę o współpracy. Nie wszystkie postanowienia umów o współpracy spełniają warunki analogiczne do warunków, jakie muszą spełniać umowy o współpracy. Dotychczas zawierane umowy o wspólnych operacjach to tzw. umowy nienazwane, zawierane zgodnie z wynikającą z Kodeksu cywilnego zasadą swobody umów. Jednocześnie Wnioskodawca zwraca uwagę, że podstawowe zasady i cele umów o wspólnych operacjach zawartych przez wnioskodawcę są zbieżne z zasadami i celami określonymi w przepisach Prawa geologicznego i górniczego dla umowy o współpracy, a większość postanowień tych umów, odpowiada warunkom określonym w przepisach Prawa geologicznego i górniczego. W szczególności zwrócił uwagę, że w zawartych umowach o wspólnych operacjach znalazły się wymagane przez przepisy dla umów o współpracy istotne postanowienia umowy, a mianowicie: określenie działalności objętej umową, wskazanie operatora i określenie procentowego udziału jej stron w zysku i kosztach prac geologicznych, w tym robót geologicznych lub robót górniczych.

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

Organ stwierdził, że skoro umowy handlowe zawarte przez Wnioskodawcę z innymi podmiotami nie są umowami o współpracy, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze, zasada określona w art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin - w brzmieniu obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r.- nie może mieć zastosowania.

W odpowiedzi na wezwanie do usunięcia naruszenia prawa Minister Finansów stwierdził brak podstaw do zmiany interpretacji indywidualnej.

W skardze na powyższą interpretację indywidualną Skarżąca wniosła o jej uchylenie oraz o zasądzenie na kosztów postępowania.

Zaskarżonej interpretacji zarzuciła:

- naruszenie art. 121 § 1 w związku z art. 14h w związku z art. 14b § 1 oraz art. 14c § 1 i 2 Ordynacji podatkowej poprzez brak w zakresie przedstawionego we Wniosku pytania nr 3 uzasadnienia prawnego oceny stanowiska Skarżącej oraz prawidłowego, zdaniem Organu, stanowiska wraz z jego uzasadnieniem prawnym - a w konsekwencji, również naruszenie zasady działania w sposób budzący zaufanie do organów podatkowych;

- błędną wykładnię art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin (dalej: PWNK) skutkującą jego niezastosowaniem w przedmiotowej sprawie;

- błędną wykładnię art. 4 ust. 1, art. 7a ust. 1-3 i ust. 5 w zw. z art. 3 ust. 1 pkt 3) i 4), art. 5 ust. 2a oraz art. 6 ust. 3 Ustawy o PWNK w związku z art. 84 Konstytucji RP, poprzez uznanie, że określając podstawę opodatkowania oraz wysokość podatku od wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej Spółka powinna brać pod uwagę całość wydobywanych w ramach zawartych umów o wspólnych operacjach węglowodorów, a nie tylko część przypadającą proporcjonalnie na Spółkę zgodnie z zawartymi umowami o wspólnych operacjach.

W uzasadnieniu Skarżąca argumentowała, iż odpowiedź Organu nie czyni zadość wymogom stawianym przez przepisy Ordynacji podatkowej dotyczące wydawania interpretacji indywidualnych - interpretacja nie udziela konkretnej odpowiedzi na zadane pytanie, a jej uzasadnienie nie opiera się na dokładnej analizie prawnej przedstawionego zdarzenia przyszłego i nie zawiera odniesienia do argumentacji przedstawionej przez Spółkę.

Skarżąca podtrzymała stanowisko zawarte we wniosku o wydanie zaskarżonej interpretacji. Podkreśliła, iż przyjmując wykładnię Organu za prawidłową, partnerzy poszczególnych UWO prowadzący taką samą działalność byliby opodatkowani w różny m stopniu wy łącznie w zależności od terminu zawarcia danej umowy. W konsekwencji w ocen Skarżącej obciążenie wyłącznie jednej ze stron UWO ciężarem opodatkowania od całości wydobytych węglowodorów nie może być uzasadnione i stanowi naruszenie zasady równości i powszechności opodatkowania wynikającej z art. 84 Konstytucji RP.

Minister Finansów w odpowiedzi na skargę, podtrzymując swoje stanowisko, wniósł o oddalenie skargi.

Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie, zważył co następuje.

Dokonując kontroli legalności zaskarżonej w niniejszej sprawie interpretacji indywidualnej przepisów prawa podatkowego w granicach określonych w art. 1 § 1 i § 2 ustawy z dnia 25 lipca 2002 r. - Prawo o ustroju sądów administracyjnych (Dz. U. Nr 153, poz. 1269 ze zm.) oraz art. 3 § 1 i § 2 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi (t.j. Dz.U. 2016 r., poz. 718 ze zm. dalej: p.p.s.a.)., Sąd stwierdził naruszenia prawa uzasadniające jej uchylenie.

Spor w niniejszej sprawie, dotyczy następujących kwestii:

1. Czy do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy) zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż umowy

o współpracy, o których mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze (dalej: "Prawo geologiczne i górnicze''), będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o specjalnym podatku węglowodorowym z dnia 25 lipca 2014 r. (Dz. U. z 2014 r. poz. 1215; dalej: "ustawa o SPW").

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

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

Skarżąca w odniesieniu do tych trzech kwestii zajęła następujące stanowisko:

1. Do umów o wspólnych operacjach (lub innych tego typu umów o współpracy) zawartych przez Spółkę przed dniem 1 stycznia 2015 r., tj. umów innych, niż umowy o współpracy o których mowa w przepisach Prawa geologicznego i górniczego, będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o SPW.

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

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

W odniesieniu do wszystkich wskazanych w punktach 1-3 kwestii, organ interpretacyjny, uznał stanowisko Skarżącej za nieprawidłowe.

Zdaniem Sądu, rację w tym sporze, należy przyznać Skarżącej.

Zasadny jest zarzut naruszenia przez organ przepisów postępowania dotyczących indywidualnych interpretacji prawa podatkowego. Wskazać należy, że zgodnie z treścią art. 14 c § 1 O.p. interpretacja powinna zawierać uzasadnienie prawne oceny organu. Organ wskazał, że zgodnie z art. 6 ust. 3 ustawy o PWNK, podstawę opodatkowania podatkiem w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej stanowi wartość wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej. Jednocześnie organ nie dokonał oceny zawartego we Wniosku stanowiska Skarżącej, że "z uwagi na brak uregulowania kwestii ustalenia podstawy opodatkowania w ustawie o PWNK w sytuacji takiej jak przedstawiona przez Spółkę w opisie stanu faktycznego, dla celów określenia podstawy opodatkowania PWNK należałoby zastosować swoistą "fikcję prawną" i uznać, że wartość przypadającego na Spółkę gazu ziemnego lub ropy naftowej w ramach UWO (niezależnie od pełnionej przez Spółkę funkcji - tj. operatora lub partnera UWO) byłaby uznana za równoważną wartości wydobytego przez Spółkę tego gazu ziemnego / tej ropy naftowej.". W konsekwencji, w interpretacji brak jest zatem jasnego (jednoznacznego) i czytelnego stanowiska Organu odnoszącego się do sposobu ustalenia podstawy opodatkowania PWNK. Organ bowiem nie odpowiedział na pytanie nr 3 zadane we Wniosku. Nie zawarł w odniesieniu do tego pytania uzasadnienia prawnego i oceny stanowiska Skarżącej oraz prawidłowego, zdaniem Organu, stanowiska wraz z jego uzasadnieniem prawnym. Należy w pełni zgodzić się ze Skarżącą, że wyczerpujące dokonanie przez organ oceny stanowiska wnioskodawcy daje gwarancję, że zastosowanie się do interpretacji nie będzie wnioskodawcy szkodzić, niezależnie od zawartego w interpretacji stanowiska. Uzasadnienie interpretacji powinno być zatem na tyle wyczerpujące, aby wynikało z niego, że organ ocenił wszystkie, istotne dla sprawy argumenty wnioskodawcy. Powinno także przedstawiać wywód prawny, z którego będzie można w sposób jednoznaczny wywieść, dlaczego stanowisko wnioskodawcy uznano za nieprawidłowe i jakie względy przemawiają za przyjęciem stanowiska organu. Pominięcie powyższych wskazań stanowi zaś naruszenie norm wynikających z 14c § 1 i 2 Ordynacji podatkowej. Organ, uznając stanowisko Skarżącej za nieprawidłowe, nie wskazał precyzyjnie w jaki sposób jego zdaniem należy ustalić podstawę opodatkowania PWNK w przypadku wydobycia prowadzonego w oparciu o UWO. Słuszny jest zatem zarzut Skarżącej, że odpowiedź Organu nie czyni zadość wymogom stawianym przez przepisy Ordynacji podatkowej dotyczące wydawania interpretacji indywidualnych - interpretacja nie udziela konkretnej odpowiedzi na zadane pytanie, a jej uzasadnienie nie opiera się na dokładnej analizie prawnej przedstawionego zdarzenia przyszłego i nie zawiera odniesienia do argumentacji przedstawionej przez Spółkę. Trafność argumentacji Skarżącej znajduje potwierdzenie w wyroku Naczelnego Sądu Administracyjnego z dnia 6 stycznia 2010 r. , sygn. akt I FSK 1216/09 (CBOSA), w którym NSA stwierdził: " pisemna interpretacja przepisów prawa podatkowego, o której mowa w art. 14c § 1 Ordynacji podatkowej, zawierająca ocenę prawną stanowiska pytającego wraz z uzasadnieniem prawnym, która musi być na tyle konkretna, aby podatnik mógł się do niej zastosować. W szczególności wymóg ten dotyczy interpretacji zawierającej negatywną ocenę stanowiska wnioskodawcy (dotyczy to rozpatrywanego przypadku), co expressis verbis wynika z powołanego wyżej art. 14c § 2 Ordynacji podatkowej. Uzasadnienie prawne organu powinno zawierać nie tylko argumentację prawną na poparcie stanowiska organu w sprawie, ale również wskazywać, przy użyciu również argumentów prawnych, dlaczego stanowisko wnioskodawcy zostało uznane za nieprawidłowe. Brak uzasadnienia prawnego w rozumieniu art. 14c § 2 ustawy Ordynacji podatkowej, może polegać natomiast nie tylko na całkowitym braku argumentacji prawnej, ale również na przytoczeniu w interpretacji jedynie ogólnych tez dotyczących wykładni analizowanego przepisu, ale także na braku stanowiska co do całości przedstawionego we wniosku problemu. W takim przypadku to na Sąd przerzucony zostałby ciężar uzasadnienia prawidłowości przyjętego przez organ stanowiska, czy też zajęcia stanowiska w określonym zakresie. Uzasadnienie organu musi być zatem wyczerpujące i kompleksowo odnosić się do zawartego stanowiska w kontekście przedstawionego stanu faktycznego. Odesłanie zawarte w art. 14h ustawy Ordynacji podatkowej do odpowiedniego stosowania przepisu art. 121 § 1 tej ustawy, określającego zasadę zaufania do organów podatkowych nakłada dodatkowo na organy obowiązek odniesienia się do wszystkich istotnych dla interpretacji (wykładni) argumentów wnioskodawcy, o ile stanowisko wnioskodawcy uznane zostało za nieprawidłowe. Zasada prowadzenia postępowania w sposób budzący zaufanie do organów powoduje, że z treści uzasadnienia indywidualnej interpretacji powinno wynikać, że wszystkie istotne, dla sprawy argumenty wnioskodawcy zostały rozważone przez organ. Organ podatkowy powinien uzasadnić stawianą tezę przy użyciu argumentacji prawnej, w sposób, który pozwalałby wnioskodawcy (a także sądowi administracyjnemu kontrolującemu zasadność skargi) poznać przyczyny, dlaczego argumentacja zawarta we wniosku została uznana za nieprawidłową. Bezwzględnym wymogiem jest aby interpretacja podatkowa była jednoznaczna." Biorąc pod uwagę powyższa argumentację, należy zgodzić się ze Skarżącą, że rozstrzygnięcie organu interpretacyjnego, stanowi oczywiste naruszenie art. 121 § 1 w związku z art. 14h O.p., zgodnie z którym postępowanie podatkowe powinno być prowadzone w sposób budzący zaufanie do organów podatkowych, a zaskarżona interpretacja narusza przepisy procedury wydawania interpretacji indywidualnych, tj. art. 121 § 1 w związku z art. 14h w związku z art. 14b § 1 oraz art. 14c § 1 i 2 O.p.

Zasadne są także w ocenie Sądu zarzuty naruszenia prawa materialnego. W ocenie Sądu art. 4 ust. 2 PWNK, będzie miał zastosowanie do umów zawartych przed dniem 1 stycznia 2015 r. W ocenie Sądu przemawiają za tym argumenty wskazane w skardze. Każda UWO zawarta przez Spółkę jest zgodna z międzynarodowym standardem AIPN (.Association of International Petroleum Negotiators). Jest to model stanowiący podstawę negocjacji kontraktów naftowych opartych o zasadę wspólnego przedsięwzięcia na całym świecie, stanowiący część dobrych praktyk przemysłu naftowego. Ustawodawca w art. 4 ust. 2 Ustawy o PWNK uregulował wprost, że w przypadku tychże umów o współpracy podatnikiem jest każda ze stron umowy. Nie oznacza to jednak, że w przypadku analogicznych umów, odpowiadających umowom o współpracy, ale zawartych przed 1 stycznia 2015 r. (tj. zanim przepisy Nowelizacji dotyczące umów o współpracy weszły w życie) powyższy przepis nie może mieć odpowiedniego zastosowania. Bardzo istotnym argumentem w ocenie Sądu, jest to, że w przepisach PWNK, nie ma unormowań wyłączających zakres jej stosowania do umów zawartych przed określonym dniem. Ani ww. art. 4 ust. 2 ani żaden inny przepis Ustawy o PWNK nie zawiera wskazania, że podatnikiem na gruncie ustawy o PWNK może być wyłącznie jedna strona umowy o wspólnych przedsięwzięciach zawartej przed 1 stycznia 2015 r., tj. operator dokonujący fizycznego oderwania kopalin od złoża, również w sytuacji gdy operator nabywa od partnera przypadający na niego wydobyty gaz lub ropę. Nie istnieje równocześnie żadne faktyczne uzasadnienie dla rozróżnienia sytuacji podmiotów zawierających analogiczne umowy o współpracy przed 1 stycznia 2015 r. oraz po tej dacie. Niezasadny jest także argument organu dotyczący koncesji. Brak wspólnej koncesji, jest bowiem, jak słusznie wskazała Skarżąca okolicznością całkowicie niezależną od stron UWO inie może być wystarczającym powodem do dyskryminowania podmiotów zawierających umowę o współpracy przed 1 stycznia 2015 r. (w stosunku do podmiotów zawierających taką umowę po tej dacie) poprzez uznanie, że na gruncie Ustawy o PWNK podatnikiem może być wyłącznie tylko ta strona UWO, która posiada koncesję wydobywczą. Słusznie bowiem wskazała Skarżąca, że ustawodawca nie uzależnił statusu "podatnika" na gruncie Ustawy o PWNK od posiadania odpowiedniej koncesji wydobywczej.

Kolejnym i w ocenie Sądu najważniejszym argumentem przemawiającym na rzecz Skarżącej, jest to, że przyjmując wykładnię organu za prawidłową, partnerzy poszczególnych UWO prowadzący taką samą działalność byliby opodatkowani w różny m stopniu wy łącznie w zależności od terminu zawarcia danej umowy. W szczególności, podmioty prowadzące prace wydobywcze na podstawie umów o współpracy zawartych po dniu 1 stycznia 2015 r. podlegałyby opodatkowaniu PWNK w proporcji wynikającej z ich udziału w dokonywanym wspólnie wydobyciu określonym w przedmiotowej umowie, podczas gdy, podmioty wykonujące analogiczną działalność, na podstawie analogicznych umów (w szczególności zawierających kluczowe elementy umów o współpracy) jednakże zawartych przed dniem 1 stycznia 2015 r., podlegałyby - zgodnie ze stanowiskiem organu - opodatkowaniu PWNK na następujących zasadach:

- operator - tj. podmiot posiadający koncesję wydobywczą, podlegałby opodatkowaniu PWNK od całej wartości przedmiotowej kopaliny, w tym również nabytej od partnera UWO;

- partner UWO - tj. podmiot nieposiadający odpowiedniej koncesji - nie podlegałby opodatkowaniu PWNK.

Zgodzić się należy ze Skarżącą, że Biorąc to pod uwagę, UWO, których stroną jest Spółka zawierające wszystkie istotne cechy umów uregulowanych od 1 stycznia 2015 r. w ustawie Prawo geologiczne i górnicze, powinny na gruncie uregulowań Ustawy o PWNK wywierać analogiczne skutki jak umowy o współpracy wprowadzone do Prawa geologicznego i górniczego z dniem 1 stycznia 2015 r. - zgodnie z art. 4 ust. 2 Ustawy o PWNK. Niezasadne byłoby bowiem zdaniem Sądu przyjęcie stanowiska, że Spółka działając jako operator w ramach zawartych UWO będzie zobowiązana do zapłaty podatku w odniesieniu do całości wydobytych węglowodorów niezależnie od udziału przypadającego na Spółkę zgodnie z UWO.

Należy przyznać rację Skarżącej, że w szczególności podstawy takiego stanowiska nie stanowi cytowany art. 4 ust. 2 Ustawy o PWNK, który definiuje jako podatnika każdą stronę szczególnego rodzaju umów nazwanych. Jak wskazano powyżej, ani art. 4 ust. 2 ani żaden inny przepis Ustawy o PWNK nie zawiera wskazania, że podatnikiem na gruncie Ustawy o PWNK jest wyłącznie jedna strona umów o wspólnych przedsięwzięciach (w tym przypadku Skarżąca) w odniesieniu do całości realizowanego wydobycia, niezależnie od udziału przypadającego na każdego z partnerów UWO. Zgodnie z art. 4 ust. 1 powołanej ustawy, podatnikiem PWNK, jest każda osoba prawna dokonująca w zakresie prowadzonej działalności gospodarczej wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej. Przy czym, ustawodawca nie zdefiniował pojęcia "wy dobycie". Organ interpretacyjny wskazał, że ze słownika języka polskiego PWN wynika, że "wydobywać" to inaczej "wydostać coś z wnętrza na wierzch", "kopiąc lub wiercąc szyby w ziemi, wydostać surowce naturalne" i wyłącznie na tej podstawie uznał, że pomimo realizacji przedsięwzięcia poszukiwawczo-wydobywczego wraz z partnerem, to Skarżąca w całości dokonuje wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Jest to w ocenie Sądu sprzeczne z przedstawionym we wniosku stanem faktycznym, zgodnie z którym Spółka przy poszukiwaniu i wydobywaniu węglowodorów, współpracuje z innymi podmiotami. Celem tej współpracy jest każdorazowo wydobycie i nabycie prawa do wydobytych węglowodorów przez każdego z partnerów UWO proporcjonalnie do uzgodnionego w UWO udziału. W ramach każdej UWO, strony określiły wzajemne prawa i obowiązki dotyczące prowadzonej działalności, w tym 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 szczególności, zgodnie z UWO strony powołują wspólny organ, za którego pośrednictwem wspólnie sprawują bieżący nadzór nad projektem - do uprawnień i obowiązków tego organu należy podejmowanie wszystkich najważniejszych decyzji związanych z pracami poszukiwawczo-wydobywczymi oraz koncesją, m.in. wysokość rocznych budżetów prac i ich harmonogramy. Należy także w pełni zgodzić się ze Skarżącą, że zgodnie z celem i brzmieniem zawieranych UWO, obie strony prowadzą działalność gospodarczą w celu wy dobycia węglowodorów i pobierania korzyści z tak uzyskanych węglowodorów w proporcji określonej w UWO, a w konsekwencji należy uznać, że każda ze stron UWO dokonuje wydobycia węglowodorów dla celów PWNK. a nie - jak chce tego organ - wyłącznie Spółka jako podmiot, który dokonuje fizycznego oderwania kopalin od złoża.

Kolejnym przemawiającym za stanowiskiem Skarżącej argumentem, jest to, że wykładnia organu zawarta w interpretacji, prowadziłaby do nieuzasadnionego nadmiernego opodatkowania jednej ze stron UWO - nieproporcjonalnie do realizowanego wy dobycia przypadającego na każdą stronę UWO oraz korzyści ekonomicznych osiąganych z tego tytułu przez każdą ze stron. W konsekwencji, obciążenie wyłącznie jednej ze stron UWO ciężarem opodatkowania od całości wydobytych węglowodorów nie może być uzasadnione i stanowi naruszenie zasady równości i powszechności opodatkowania wynikającej z art. 84 Konstytucji RP.

Podsumowując, ponownie należy zgodzić się ze Skarżącą, że każdy z partnerów UWO będzie począwszy od 1 stycznia 2016 r. podatnikiem PWNK, a w konsekwencji powinien sam ponosić ciężar opodatkowania związany z wydobyciem węglowodorów przypadających na dany podmiot i tylko na ten podmiot, proporcjonalnie do udziału określonego w UWO. Sąd w pełni podziela stanowisko Skarżącej, że nieuprawnione i byłoby uznanie, że na gruncie Ustawy o PWNK możliwe jest swoiste "przerzucenie" całego ciężaru opodatkowania PWNK wyłącznie na jedną stronę UWO (w tym przypadku na Skarżącą).

Odnośnie podstawy opodatkowania i wysokości podatku, organ interpretacyjny, stoi na stanowisku, że Skarżąca, działając jako operator w ramach zawartych UWO, będzie zobowiązana do zapłaty podatku w odniesieniu do całości wydobytych węglowodorów, niezależnie od udziału przypadającego na Spółkę zgodnie z UWO. Stanowisko to jest w ocenie Sądu niezasadne. Należy bowiem zgodzić się ze Skarżącą, że dla określenia podstawy opodatkowania i wartości należnego podatku bez znaczenia pozostaje fakt, który podmiot dokona wprowadzenia wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci przesyłowej (lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadunku gazu ziemnego lub ropy naftowej na inny środek transportu). Podstawa opodatkowania i wysokość podatku należnego za dany okres powinna być określona w oparciu o ilość węglowodorów wydobytych przez każdą ze stron UWO (w proporcji do udziału określonego w UWO) wprowadzonych w danym okresie do sieci przesyłowej (lub załadowanych na inny środek transportu), niezależnie od tego, kto fizycznie takiego wprowadzenia dokonał. Sąd podziela także argumentację, że wprowadzenie wydobytego gazu ziemnego oraz ropy naftowej do sieci przesyłowej (lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadunek gazu ziemnego lub ropy naftowej na inny środek transportu) określa wyłącznie moment powstania obowiązku podatkowego - zgodnie z art. 5 ust. 2a Ustawy o PWNK., zaś to, który podmiot dokona fizycznego wprowadzenia wydobytych węglowodorów do sieci lub załadunku na inny środek transportu, nie wpływa na osobę podatnika ani nie modyfikuje ilości węglowodorów wydobytych przez daną stronę UWO. Słuszne jest zatem stanowisko, że podstawę opodatkowania i wysokość należnego od Spółki podatku za dany miesiąc należy ustalić w oparciu o ilość wydobytych przez Spółkę węglowodorów w proporcji określonej w UWO, które zostały wprowadzone w tym miesiącu do sieci przesyłowej (lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowane na inny środek transportu):

- bez uwzględniania węglowodorów wprowadzonych w danym miesiącu do sieci przesyłowej (lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowanych na inny środek transportu) przez Spółkę, które zostały uprzednio nabyte przez Spółkę od partnera UWO, tj. węglowodorów wydobytych przez partnera UWO;

- z uwzględnieniem węglowodorów wydobytych przez Spółkę, a następnie zbytych na rzecz partnera UWO, które zostały w danym miesiącu wprowadzone do sieci przesyłowej (lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo załadowane na inny środek transportu) przez partnera UWO.

Argumentacja Skarżącej, jest w ocenie Sądu logiczna i przekonująca. Najbardziej istotnym argumentem przemawiającym przeciwko wykładni zaprezentowanej przez organ, jest w ocenie Sądu, jest to, że jej zaakceptowanie prowadziłoby do złamania wynikającej z art. 84 Konstytucji RP zasady równości i powszechności opodatkowania, zgodnie z którą każdy jest zobowiązany do ponoszenia ciężarów i świadczeń publicznych, ale tylko wówczas, gdy nie wprowadza to oczywistej nierówności w traktowaniu określonych podmiotów. Mając na uwadze powyższe, Sąd na podstawie art. 146 § 1 P.p.s.a.,, uchylił zaskarżoną interpretację. Organ przy ponownym rozpoznaniu sprawy, powinien uwzględnić wykładnię wskazaną w wyroku oraz udzielić wyczerpującej odpowiedzi na pytanie zawarte w punkcie 3 wniosku oraz odnieść się do argumentów Skarżącej w tym zakresie.

-----------------------

1