Interpretacja indywidualna
Sygnatura: IPPB5/4510-710/15-4/JC
Organ: Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie
Data wydania: 2015-11-06
Teza: Na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu – za prawidłowe, Ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - za prawidłowe, Ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - za prawidłowe.
Słowa kluczowe: amortyzacja-odpisy amortyzacyjne; działalność; koszt-koszty kwalifikowane; wydatek; węglowodory; środek-środek trwały
Przepisy: [CIT] Ustawa o podatku dochodowym od osób prawnych

INTERPRETACJA INDYWIDUALNA

Na podstawie art. 14b § 1 i § 6 ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. Ordynacja podatkowa (Dz. U. z 2015 r. poz. 613) oraz § 7 pkt 1 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 22 kwietnia 2015 r. w sprawie upoważnienia do wydawania interpretacji przepisów prawa podatkowego (Dz. U. z 2015 r. poz. 643) Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów stwierdza, że stanowisko - przedstawione we wniosku z dnia 10 sierpnia 2015 r. (data wpływu 13 sierpnia 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie ustalenia, czy:

*   na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu - **jest prawidłowe**,

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - **jest prawidłowe**,

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - **jest prawidłowe**.

UZASADNIENIE

W dniu 13 sierpnia 2015 r. został złożony ww. wniosek o wydanie interpretacji indywidualnej dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie określenia przychodów oraz wydatków kwalifikowanych.

We wniosku przedstawiono następujący stan faktyczny.

Spółka S.A. („Wnioskodawca” lub „Spółka”) jest przedsiębiorstwem zintegrowanym, prowadzącym od wielu lat działalność koncesjonowaną, polegającą m.in. na obrocie gazem (obrót hurtowy) oraz na poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów (głównie gazu oraz ropy naftowej).

Mając na uwadze nowe regulacje dotyczące opodatkowania zysków z działalności wydobywczej węglowodorów w Polsce specjalnym podatkiem węglowodorowym (SPW), poniżej Spółka opisuje kluczowe elementy:

*   procesu związanego z poszukiwaniem węglowodorów;

*   procesu związanego z wydobyciem węglowodorów;

*   procesu związanego ze sprzedażą węglowodorów;

a także dodatkowe informacje mogące mieć znaczenie dla rozliczeń na gruncie SPW.

1.  Procesy związane z poszukiwaniem węglowodorów

Spółka prowadzi działalność w zakresie poszukiwania, rozpoznania (w celu późniejszego wydobycia) na skalę przemysłową węglowodorów ze złóż zlokalizowanych w Polsce. Działalność w zakresie poszukiwania węglowodorów jest prowadzona w Spółce głównie za pośrednictwem Oddziału Geologii i Eksploatacji. Spółka prowadzi działalność poszukiwawczą węglowodorów na podstawie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów na obszarach objętych koncesją oraz użytkowaniem górniczym.

Prace obejmujące poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów z reguły podzielone są na etapy (przejście do kolejnego etapu zależy od pozytywnych wyników etapu poprzedniego). W ramach prac poszukiwawczych podejmowane są różnorodne czynności, takie jak: analiza dostępnych danych archiwalnych; przetwarzanie danych sejsmicznych; wykonanie badań sejsmicznych oraz projektowanie wiercenia; wykonywanie odwiertów oraz testy produkcyjne i szereg innych czynności, niezbędnych do identyfikacji złóż mogących podlegać komercyjnej eksploatacji.

W związku z pracami poszukiwawczymi (zarówno tymi, które doprowadziły do odkrycia złóż węglowodorów podlegających późniejszemu wydobyciu, jak i innymi), Spółka ponosiła i ponosi istotne wydatki (nakłady i koszty).

1.  Procesy związane z wydobyciem węglowodorów

Działalność wydobywcza Spółki prowadzona na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych z siedzibami w Z. oraz w S., a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale w O. (odazotownia) i Oddziale Geologii i Eksploatacji. Obejmuje ona cały proces wydobycia węglowodorów, ich przetwarzanie i przygotowanie do sprzedaży.

Węglowodory wydobywane w Polsce można (w uproszczeniu) podzielić na:

*   gaz ziemny 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),

*   gaz ziemny 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);

*   ropa naftowa, która podlega obróbce technologicznej (oczyszczaniu) na instalacjach kopalnianych;

*   inne węglowodory - tzw. kondensat, gaz płynny (LPG), gaz ziemny w postaci ciekłej otrzymywany w procesie skraplania (LNG) oraz sprężony gaz ziemny (CNG).

Dodatkowo, w procesie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej pozyskiwane są w trakcie procesu technologicznego również „produkty uboczne” w postaci siarki, helu, azotu i innych substancji.

Wydobyte węglowodory przygotowywane są (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży prowadzonej głównie na rynku krajowym.

Wydobycie oraz produkcja węglowodorów

Spółka przedstawia informacje ogólne dotyczące wydobycia węglowodorów (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do ich przetworzenia w celu umożliwienia ich transportu lub wykorzystania przez ostatecznych odbiorców).

Wydobycie węglowodorów ze złoża odbywa się poprzez odwierty udostępniające dane złoże. Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy”:

*   w przypadku gazu ziemnego - 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, inne), celem których jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normami (w zależności od stopnia koncentracji zawieranych zanieczyszczeń);

*   w przypadku ropy naftowej - 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.

Spółka przy tym zaznacza, że instalacje wykorzystywane do przeprowadzania opisanych procesów są własnością Wnioskodawcy.

Przygotowane w ten sposób gaz ziemny i ropa naftowa są następnie kierowane do tzw. punktu zdawczo-odbiorczego („PZO”).

Poniżej Spółka przedstawia podstawowe, najważniejsze procesy związane z „obiegiem” węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) od miejsca wydobycia do dostawy do klienta.

1.  Magazynowanie węglowodorów

W odniesieniu do gazu ziemnego, w niektórych przypadkach, wydobyta przez Spółkę kopalina 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.), ale także ze względu na występowanie sezonowych i szczytowych nierównomierności zużycia gazu, w relacji do względnie równomiernego uzysku gazu w ciągu roku/doby.

Spółka ponosi szereg wydatków związanych z budową, utrzymaniem lub korzystaniem z Podziemnych Magazynów Gazu, które można podzielić na:

1.  magazyny kopalniane (w Bonikowie i w Daszewie), w których znajduje się jedynie gaz wydobyty przez Spółkę ze złóż położonych na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej (którego dostawa podlega opodatkowaniu SPW) oraz
2.  magazyny handlowe/systemowe, w których Spółka przechowuje zarówno:
    *   gaz wydobyty przez Spółkę ze złóż położonych na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej (którego dostawa podlega opodatkowaniu SPW), jak również
    *   gaz, który nie jest gazem wydobytym przez Spółkę ze złóż położonych na terytorium RP (tj. gaz importowany, którego dostawa nie podlega opodatkowaniu SPW).

W odniesieniu do ropy naftowej, wydobyta kopalina jest jedynie przechowywana z uwagi na konieczność zgromadzenia odpowiedniej ilości ropy w celu dokonania transportu - Spółka nie magazynuje znacznych ilości ropy naftowej.

1.  Mieszanie węglowodorów

W odniesieniu do procesu mieszania gazu ziemnego, 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, jak też po jej opuszczeniu. W wyniku procesu mieszania Spółka otrzymuje gaz o wyższej kaloryczności, który - po opuszczeniu mieszalni - przeznaczony jest do sprzedaży.

W odniesieniu do procesu mieszania ropy naftowej, 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.  Odazotowanie gazu ziemnego

Istotnym elementem procesu przygotowania gazu ziemnego do sprzedaży jest jego odazotowanie. 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.

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.

W trakcie destylacji gazu zaazotowanego, wykorzystując nadwyżki energetyczne procesu, w odazotowni odbierany jest strumień skroplonego metanu (LNG), który podlega sprzedaży przez Spółkę. W odazotowni oprócz instalacji, których przeznaczeniem jest wskazane wyżej odazotowanie gazu ziemnego, istnieją również urządzenia (elementy linii technologicznych), które zostały nabyte oraz są dedykowane do produkcji helu.

W związku z wszystkimi procesami wskazanymi powyżej, tj. z wydobyciem węglowodorów z odwiertów, wszelkimi procesami uzdatniającymi, (w tym np. separacja i oczyszczenie wydobytych węglowodorów, tj. m.in. odsiarczanie, osuszanie, odrtęcianie, odsalanie, odgazowanie), z magazynowaniem węglowodorów a także z innymi procesami technologicznymi, których celem jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych zgodnych z normami (obejmujące m.in. mieszanie i odazotowanie gazu ziemnego), Spółka ponosiła w przeszłości oraz ponosi obecnie istotne wydatki (wydatki te obejmowały m.in. nakłady na środki trwałe oraz wartości niematerialne i prawne, wydatki na korzystanie z infrastruktury, oraz wszelkie inne wydatki na „bieżące” koszty funkcjonowania działalności wydobywczej węglowodorów).

1.  Procesy związane ze sprzedażą węglowodorów

W Spółce sprzedażą gazu ziemnego oraz ropy naftowej zajmuje się przede wszystkim X. S.A. - Oddział („OOH”) oraz - w mniejszym zakresie - oddziały wydobywcze w S., Z. i O. OOH sprzedaje ropę naftową jedynie do odbiorców przemysłowych, natomiast gaz ziemny sprzedawany jest do odbiorców przemysłowych, do podmiotów zajmujących się dalszą odsprzedażą oraz za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii. OOH nie zajmuje się sprzedażą detaliczną do gospodarstw domowych (zasadnicza działalność w tym zakresie została wyodrębniona do oddzielnej spółki). Oddziały wydobywcze sprzedają gaz do podmiotów pośredniczących oraz do odbiorców końcowych - głównie do odbiorców przemysłowych, ale w mniejszym zakresie również do odbiorców z sektora użyteczności publicznej, handlu i usług, rolnictwa a także do odbiorców domowych.

Poniżej Spółka prezentuje podstawowe informacje dotyczące dostawy odpowiednio gazu ziemnego i ropy naftowej.

Gaz ziemny

Spółka sprzedaje zarówno gaz ziemny wydobyty na terytorium Polski, jak też gaz ziemny pochodzący z importu. Co do znacznej większości dostaw (gazu wysokometanowego, dostarczanego za pośrednictwem sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej oraz gazu zaazotowanego komponowanego w mieszalniach z użyciem gazu wysokometanowego pobieranego z sieci przesyłowej) - gaz dostarczany do klienta jest niepodzielną mieszaniną gazu wydobytego w Polsce oraz gazu importowanego. Jedynie w zakresie tzw. sprzedaży bezpośredniej (tj. sprzedaży w przypadku, gdy gaz jest dostarczany do klienta końcowego bezpośrednio z kopalni gazociągiem kopalnianym z pominięciem systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego) istnieje w chwili obecnej możliwość ustalenia, że dostarczony gaz pochodzi jedynie z wydobycia krajowego.

Obecnie Spółkę obowiązuje tzw. obligo giełdowe, tj. obowiązek sprzedaży określonej części wolumenu gazu wysokometanowego (55%), wprowadzanego w danym roku do sieci przesyłowej na giełdach towarowych. Oznacza to, że określona część dostaw gazu wysokometanowego musi się odbywać za pośrednictwem giełdy. Ceny sprzedaży paliwa gazowego na Towarowej Giełdzie Energii w Warszawie są kształtowane w oparciu o równoważenie ofert popytu i podaży. Spółka oferując gaz na giełdzie kieruje się wewnętrznym zarządzeniem Prezesa Zarządu Spółki, biorąc pod uwagę konkurencyjny charakter obrotu giełdowego.

Dodatkowo, należy zauważyć, że Spółka jest zobowiązana do ustalania oraz stosowania taryfy dla paliw gazowych, zatwierdzanej przez Prezesa URE. Cena paliwa gazowego ustalona w taryfie uwzględnia ponoszone przez spółkę koszty m.in. zakup usług przesyłania gazociągami (wejście do systemu) czy koszty transportu do polskiej granicy. Zgodnie z obowiązującymi przepisami, cena określona w taryfie stanowi cenę maksymalną, za jaką Spółka może sprzedawać gaz ziemny. Wdrożony przez Spółkę program rabatowy daje możliwość wyboru klientom sposobu kalkulacji ceny za paliwo gazowe oraz podstawy naliczenia ostatecznej ceny za gaz wysokometanowy. W związku z tym ceny sprzedaży gazu mogą być niższe niż ceny taryfowe, zatwierdzone przez Prezesa URE.

W ramach wystawianych faktur sprzedażowych Spółka obciąża odbiorców następującymi opłatami:

*   Paliwo gazowe (brak rozróżnienia czy gaz pochodzi z wydobycia krajowego czy nie)

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa stała

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa zmienna

*   Opłata abonamentowa

*   Opłata za niedotrzymanie nominacji

*   Opłata za przekroczenie mocy

*   Inne

Jeżeli chodzi o ustalenie przychodu z dostawy wydobytego w Polsce gazu, Spółka jest w stanie ustalić dokładną wartość tego przychodu jedynie, co do części sprzedawanego wydobytego gazu ziemnego (tj. gazu sprzedawanego bezpośrednio z kopalni z pominięciem sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej). Co do większości sprzedaży (dotyczącej gazu wysokometanowego oraz zaazotowanego uzyskiwanego poprzez domieszanie gazu wysokometanowego pobranego z sieci przesyłowej) Spółka nie jest w stanie w chwili obecnej dokładnie określić, czy dany przychód wynika z dostawy wydobytych węglowodorów, czy też węglowodorów nabytych, w tym importowanych.

Z drugiej strony, dostawie gazu towarzyszą (w chwili obecnej) różne koszty uwzględniane w zatwierdzanej przez Prezesa URE kalkulacji opłat taryfowych, a tym samym w ramach faktur sprzedażowych wystawianych przez Spółkę w pozycji Paliwo gazowe, takie jak:

*   Koszty pozyskania gazu (techniczny koszt wydobycia - uwzględniający część wydatków związanych z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów wskazanych powyżej - oraz koszt zakupu, w tym importu)

*   Koszty przesyłu WE (związane z wejściem do sieci przesyłowej)

*   Koszty regazyfikacji

*   Koszty odazotowania

*   Koszty magazynowania

*   Koszty mieszalni

*   Koszty sprzedaży i inne koszty własne

Ponadto, opłaty z tytułu:

*   Przesyłu do punktu odbioru przez klienta (opłaty „wyjściowe” z sieci i inne wynikające z taryfy operatora)

albo

*   Dystrybucji do punktu odbioru przez klienta (opłaty „wyjściowe” z sieci i inne wynikające z taryfy operatora)

są przenoszone na klienta na odpowiedniej pozycji na fakturze przychodowej - odpowiednio opłata przesyłowa/opłata dystrybucyjna.

W przypadku obrotu giełdowego za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii S.A., warunki sprzedaży i rozliczeń określone przez Giełdę, jak również opisane w Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej opracowaną przez O. S.A., wskazują iż transakcje zawierane są w tzw. punkcie wirtualnym, tj. w punkcie w systemie przesyłowym gazu ziemnego wysokometanowego grupy E, o niesprecyzowanej fizycznej lokalizacji. Tym samym cena sprzedaży gazu ziemnego za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii S.A. uwzględniać musi ponoszony przez sprzedającego koszt, w tym wprowadzenia paliwa gazowego do sieci przesyłowej.

Spółka zaznacza, że dostawa gazu ziemnego, opłacona przez odbiorcę, odbywa się do wybranego punktu (takiego, w którym odbiorca będzie w stanie pobrać zakupiony gaz), a nie do pierwszego PZO, przez który wydobyty gaz przepływa.

Ropa naftowa

W chwili obecnej Spółka zajmuje się sprzedażą ropy naftowej wydobytej jedynie na terytorium Polski (Spółka nie wyklucza jednocześnie, że w przyszłości może zajmować się również sprzedażą ropy naftowej wydobytej za granicą). Cała sprzedaż ropy naftowej jest prowadzona przez OOH (oddziały wydobywcze nie uczestniczą w tym procesie poza oddziałem Sanok, który sprzedaje niewielki wolumen surowca, stanowiący poniżej 1% wydobycia oddziału). Odbiorcami sprzedawanej ropy naftowej są, co do zasady, odbiorcy przemysłowi, np. rafinerie.

Ceny sprzedaży ropy naftowej nie podlegają urzędowej taryfikacji i w związku z tym są ustalane z poszczególnymi kontrahentami indywidualnie. W zależności od ustaleń z Klientem transport może być organizowany i opłacany przez Klienta lub sprzedającego, co ma odzwierciedlenie w formule sprzedaży, a w konsekwencji w cenie surowca. Ropa naftowa jest dostarczana do klienta za pomocą rurociągu, cysternami kolejowymi i cysternami samochodowymi.

1.  Dodatkowe informacje

Działalność Spółki w podatkowej grupie kapitałowej

Spółka działa w ramach podatkowej grupy kapitałowej. W dniu 24 lutego 2014 r. zarejestrowano Podatkową Grupę Kapitałową (PGK) dla potrzeb rozliczania podatku dochodowego od osób prawnych (PDOP), która rozpoczęła działalność z dniem 1 kwietnia 2014 r. Umowa PGK obejmuje trzy kolejne lata podatkowe tj.:

*   pierwszy rok podatkowy - okres od 1 kwietnia 2014 roku do 31 grudnia 2014 r.;

*   drugi rok podatkowy - okres od 1 stycznia 2015 roku do 31 grudnia 2015 r.;

*   trzeci rok podatkowy - okres od 1 stycznia 2016 roku do 31 grudnia 2016 r.

W skład PGK wchodzą następujące spółki: X. (wskazana w umowie jako Spółka Reprezentująca PGK), O. Sp. z o.o., P. Sp. z o.o., T. S.A., O. Sp. z o.o., Y. SPV Sp. z o.o., Z. SPV Sp. z o.o. oraz W. SPV Sp. z o.o.

Dochód / strata każdej ze spółek tworzących PGK (w tym X.) jest ustalany na zasadach ogólnych, jednakże poszczególne spółki tworzące PGK nie deklarują i nie rozliczają PDOP - przedmiotem opodatkowania podatkiem dochodowym w PGK jest bowiem osiągnięty w roku podatkowym dochód stanowiący nadwyżkę sumy dochodów wszystkich wyżej wymienionych spółek tworzących grupę nad sumą ich strat, który jest wykazywany w rozliczeniach / deklaracjach składanych przez spółkę reprezentującą PGK.

Koszty ogólne dotyczące działalności poszukiwawczo-wydobywczej

Jak wskazano wyżej Spółka jest przedsiębiorstwem zintegrowanym, prowadzącym zarówno działalność wydobywczą węglowodorów oraz importującym gaz ziemny, jak i zajmującym się ich sprzedażą. W konsekwencji, część wydatków ponoszonych przez Spółkę (takich jak koszty Zarządu, IT, rachunkowości i inne koszty o charakterze ogólnym) dotyczy zarówno działalności poszukiwawczo-wydobywczej w Polsce (np. prace poszukiwawcze), jak też pozostałych rodzajów działalności (np. działalność obrotu hurtowego, prace poszukiwawcze za granicą).

Dokumentowanie wydatków

Mogą występować sytuacje, w których Spółka poniesie wydatek (dokona płatności) związany z działalnością poszukiwawczo-wydobywczą, jednak nie będzie dysponować fakturą VAT potwierdzającą wykonanie usług/nabycie towarów. Spółka będzie natomiast dysponować innymi dowodami potwierdzającymi fakt dokonania wydatku (potwierdzenie przelewu) oraz jego charakter (np. noty, umowy i inne dokumenty).

Potencjalne zbywanie aktywów majątkowych

W toku działalności gospodarczej występują sytuacje, w których Spółka sprzedaje aktywa. W związku z tym możliwa jest sytuacja, w której Spółka dokona zbycia środków trwałych, środków trwałych w budowie lub elementów wyposażenia, na których nabycie poniosła wydatki, wykazane uprzednio jako wydatki kwalifikowane na podstawie art. 11 lub art. 26 ustawy o SPW.

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania.

1.  Czy na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu?
2.  Czy ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW?
3.  Czy ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW?

Zdaniem Wnioskodawcy.

Pytanie 1.

Na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym (Dz. U. 2014, poz. 1215, dalej: „ustawa o SPW”), Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu.

Uzasadnienie:

1.

Przychodami na gruncie ustawy o SPW są otrzymane pieniądze, wartości pieniężne oraz wartość należności uregulowanych w naturze, w tym zaliczki oraz przedpłaty, z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (art. 8 ust. 1 ustawy o SPW).

Należy wskazać, że ustawodawca posługując się w art. 8 ust. 1 ustawy o SPW sformułowaniem „z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów” nie zawarł ograniczenia przedmiotowego co do katalogu należności, które zgodnie z ww. przepisem nie mogą stanowić przychodów na gruncie ustawy o SPW. W konsekwencji, zdaniem Spółki, nie byłoby uprawnione ograniczenie zakresu zastosowania art. 8 ust. 1 ustawy o SPW jedynie do określonych kategorii należności - w tym ograniczenie tylko do należności z tytułu dostawy paliwa gazowego - w przypadku, gdy sam przepis takiego ograniczenia nie zawiera.

Ponadto, Spółka pragnie wskazać, że zgodnie z art. 2 ust. 1 pkt 1 ustawy o SPW przez „dostawę wydobytych węglowodorów” rozumie się przeniesienie w jakiejkolwiek formie prawa do rozporządzania wydobytymi węglowodorami jak właściciel. Oznacza to, że pojęcie „dostawy wydobytych węglowodorów” w rozumieniu ustawy o SPW jest pojęciem szerokim, obejmującym różnego rodzaju działania niezbędne do przeniesienia własności wydobytych węglowodorów na kontrahenta, które nie są w art. 8 ust. 1 ustawy o SPW ograniczone rodzajowo wyłącznie do dostawy wydobytych węglowodorów do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu.

Jednocześnie, Spółka pragnie zauważyć, że aby nastąpiło przeniesienie prawa do rozporządzania wydobytymi węglowodorami jak właściciel towar musi być dostarczony do klienta. Oznacza to, że w kwocie przychodów należy uwzględnić całość wydatków związanych z transportem wydobytych węglowodorów.

Ponadto, biorąc pod uwagę przepis art. 8 ust. 3 ustawy o SPW (zgodnie z którym ilość gazu ziemnego oraz ropy naftowej będąca przedmiotem dostawy wydobytych węglowodorów ustala się na podstawie faktury lub innego dokumentu dotyczącego tej dostawy) - rozpoznanie przychodu jedynie w zakresie paliwa gazowego i wydatków związanych z dostarczeniem tego paliwa do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu zamiast całości wydatków związanych z dostarczeniem tego paliwa do klienta wymagałoby podzielenia i odrębnego fakturowania kosztów transportu, tj. do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu i pozostały transport. Naruszałoby to przepisy podatkowe dot. podatku VAT oraz byłoby niezgodne z obowiązującym orzecznictwem w zakresie zasad wystawiania faktur.

W nawiązaniu do powyższego, w ocenie Spółki, zasadniczo każde świadczenie do celów opodatkowania podatkiem od towarów i usług powinno być uznawane za odrębne i niezależne, jednak w sytuacji gdy kilka świadczeń obejmuje z ekonomicznego punktu widzenia jedną usługę, usługa ta nie powinna być sztucznie dzielona do celów podatkowych. Europejski Trybunał Sprawiedliwości w wyroku wydanym w sprawie C-349/96 Card Protection Plan Ltd. wskazał, że jeżeli dwa lub więcej niż dwa świadczenia (lub czynności) dokonane przez podatnika na rzecz konsumenta są tak ściśle związane, że obiektywnie tworzą one w aspekcie gospodarczym jedną całość, której rozdzielenie miałoby sztuczny charakter, to wszystkie te świadczenia lub czynności stanowią jednolite świadczenie do celów stosowania przepisów ustawy o podatku od towarów i usług.

Jednocześnie, należy zauważyć, że działalność wydobywcza węglowodorów obejmuje różne stadia/etapy takiej działalności. Przykładowo, w zakresie wydatków kwalifikowanych, art. 11 ust. 1 ustawy o SPW wymienia m.in. poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie wydobytych węglowodorów, magazynowanie wydobytych węglowodorów, dostawę wydobytych węglowodorów oraz zakończenie działalności wydobywczej węglowodorów.

Analogicznie, zdaniem Spółki, sytuacja przedstawia się od strony przychodowej związanej z działalnością wydobywczą - do przysporzeń z tytułu tej działalności powinny być bowiem zaliczane zarówno należności z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu, jak również inne należności związane z transportem węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe, opłaty dystrybucyjne, opłaty abonamentowe itp.).

Konsekwencją powyższego jest fakt, że na gruncie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW wszystkie ww. przysporzenia powinny być traktowane w sposób jednakowy - tj. zostać uznane za przychody w rozumieniu art. 8 ust. 1 ustawy o SPW.

W konsekwencji, definicja przychodu zawarta w art. 8 ust. 1 ustawy o SPW powinna obejmować, w ocenie Spółki, wszelkie przysporzenia wykazane na fakturze wystawianej na rzecz kontrahenta w związku z dostawą wydobytych węglowodorów.

2.

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki, należy wskazać, że w ramach wystawianych faktur sprzedażowych, Spółka obciąża odbiorców następującymi opłatami:

*   Paliwo gazowe (brak rozróżnienia czy gaz pochodzi z wydobycia krajowego czy nie);

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa stała;

*   Oplata dystrybucyjna/przesyłowa zmienna;

*   Opłata abonamentowa;

*   Opłata za niedotrzymanie nominacji;

*   Opłata za przekroczenie mocy;

*   Inne opłaty związane z dostawą wydobytych węglowodorów.

Za przychody na gruncie ustawy o SPW uznaje się takie należności, które:

1.  zostały otrzymane;
2.  stanowią pieniądze, wartości pieniężne lub należności uregulowane w naturze, w tym zaliczki oraz przedpłaty;
3.  stanowią należności z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów.

Ad i), Ad ii).

Spółka pragnie wskazać, że wszelkie powyższe przysporzenia majątkowe związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. należności z tytułu opłat przesyłowych stałych i zmiennych, opłat dystrybucyjnych stałych i zmiennych, opłat abonamentowych, opłat za niedotrzymanie nominacji, opłat za przekroczenie mocy):

*   są przez Spółkę faktycznie otrzymywane od kontrahenta; oraz

*   są należnościami wskazanymi w art. 8 ust. 1 ustawy o SPW (tj. są pieniędzmi, wartościami pieniężnymi lub należnościami uregulowanymi w naturze, w tym zaliczkami oraz przedpłatami).

Ad iii).

Spółka pragnie wskazać, że wszelkie przysporzenia majątkowe związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. należności z tytułu opłat przesyłowych stałych i zmiennych, opłat dystrybucyjnych stałych i zmiennych, opłat abonamentowych, opłat za niedotrzymanie nominacji, opłat za przekroczenie mocy) są niewątpliwie należnościami, które są otrzymywane przez Spółkę z uwagi na prowadzoną działalność w zakresie wydobycia i sprzedaży węglowodorów, która obejmuje również dostawę węglowodorów.

W konsekwencji, przedmiotowe przysporzenia mieszczą się w zakresie zastosowania pojęcia „z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów” i stanowią dla Spółki przychód na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW.

Spółka wskazuje, że prezentacja powyższych należności na fakturze VAT nie powinna wpływać na kwalifikację podatkową powyższych przysporzeń jako przychodów w rozumieniu art. 8 ust. 1 ustawy o SPW. W szczególności, należy wskazać, że sposób zaprezentowania ww. należności na fakturze nie wpływa na:

*   fakt uiszczenia danej należności na rzecz Spółki przez kontrahenta;

*   charakter oraz istotę danej należności uiszczanej przez kontrahenta; oraz

*   podstawę uiszczenia danej należności przez kontrahenta.

W konsekwencji, na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu.

Pytanie 2 i 3.

Zdaniem Spółki, ponoszone przez Spółkę wydatki związane z:

1.  transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu, oraz
2.  transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta,

\- stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

Uzasadnienie do Pytania 2 oraz Pytania 3:

1.

W świetle art. 11 ust. 1 ustawy o SPW, za wydatki kwalifikowane uznaje się: „(\`(...)\`) wydatki poniesione przez podatnika w celu osiągnięcia przychodów lub zachowania albo zabezpieczenia tych przychodów, w tym wydatki na poszukiwanie, rozpoznawanie, wydobywanie, magazynowanie lub dostawę wydobytych węglowodorów oraz zakończenie działalności wydobywczej węglowodorów, niezwrócone podatnikowi w jakiejkolwiek formie, z wyjątkiem wydatków wymienionych w art. 12 ust. 1”.

Jednocześnie, na gruncie powołanej ustawy wydatki kwalifikowane są potrącane od przychodu w dacie ich poniesienia, przy czym za dzień poniesienia wydatku uznaje się dzień uregulowania zobowiązania w jakiejkolwiek formie (art. 11 ust. 5 ustawy o SPW).

Należy wskazać, że ustawodawca posługując się w art. 11 ust. 1 ustawy o SPW sformułowaniem „wydatków na dostawę wydobytych węglowodorów” nie zawarł ograniczenia przedmiotowego co do katalogu należności dot. dostawy wydobytych węglowodorów, które zgodnie z ww. przepisem nie mogą stanowić wydatków kwalifikowanych na gruncie ustawy o SPW. W konsekwencji, zdaniem Spółki, nie byłoby uprawnione ograniczenie zakresu zastosowania art. 11 ust. 1 ustawy o SPW jedynie do określonych kategorii wydatków dot. dostawy wydobytych węglowodorów w przypadku, gdy sam przepis takiego ograniczenia nie zawiera.

Zgodnie natomiast z art. 11 ust. 3 pkt 8 ustawy o SPW, za wydatki kwalifikowane uznaje się w szczególności: „(\`(...)\`) wydatki związane z transportem wydobytych węglowodorów do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej, innego środka transportu lub magazynu”.

Należy przy tym podkreślić, iż w powołanym wyżej art. 11 ust. 3 zawarto przykładowy, otwarty katalog wydatków kwalifikowanych w podziale na poszczególne kategorie. Wskazać należy, że katalog wydatków kwalifikowanych jest katalogiem o charakterze otwartym i zawiera najważniejsze pozycje wydatków podlegających zaliczeniu. Jest więc jedynie wytyczną przy stosowaniu zasady ogólnej, definiującej istotę wydatków kwalifikowanych. W konsekwencji, powołany art. 11 ust. 3 pkt 8 ustawy o SPW nie ogranicza zakresu wydatków związanych z transportem podlegających zaliczeniu do wydatków kwalifikowanych - przedmiotowy przepis nie zawiera bowiem wskazania, że ustawodawca uznaje za wydatki na dostawę wydobytych węglowodorów wyłącznie wydatki określone w art. 11 ust. 3 pkt 8 ustawy o SPW.

W nawiązaniu do powyższego, Spółka pragnie również wskazać, że zgodnie z art. 2 ust. 1 pkt 1 ustawy o SPW przez „dostawę wydobytych węglowodorów” rozumie się przeniesienie w jakiejkolwiek formie prawa do rozporządzania wydobytymi węglowodorami jak właściciel. Oznacza to, że pojęcie „dostawy wydobytych węglowodorów” w rozumieniu ustawy o SPW jest pojęciem szerokim, obejmującym różnego rodzaju działania niezbędne do przeniesienia własności wydobytych węglowodorów na kontrahenta, które nie są w art. 11 ust. 1 ustawy o SPW ograniczone rodzajowo wyłącznie do dostawy wydobytych węglowodorów do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu (o których to wydatkach mowa w art. 11 ust. 3 pkt 8 ustawy o SPW).

W powyższym kontekście, określenie w art. 11 ustawy o SPW przykładowych kategorii wydatków ma na celu powiązanie ich z działalnością wydobywczą węglowodorów, wymieniając przy tym koszty ponoszone na wszystkich etapach wydobycia, począwszy od wydatków dotyczących poszukiwania i rozpoznawania geologicznego, badań i analiz danych sejsmicznych i otworowych, wydatków na wiercenia poszukiwawcze i rozpoznawcze, poprzez wydatki dotyczące odwiertów, wydobycia i transportu, aż po koszty związane z likwidacją działalności wydobywczej.

Mając na uwadze powyższe, zdaniem Spółki, do wydatków z tytułu działalności wydobywczej węglowodorów powinny być zaliczane zarówno wydatki z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu, jak również inne wydatki związane z transportem węglowodorów do kontrahenta (w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu).

W konsekwencji, definicja wydatków kwalifikowanych zawarta w art. 11 ust. 1 ustawy o SPW powinna obejmować, w ocenie Spółki, wszelkie wydatki związane z transportem wydobytych węglowodorów, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji, konieczne do wykonania dostawy węglowodorów do klienta.

Nie ma przy tym znaczenia okoliczność, iż ww. opłaty mogą być przenoszone na klienta na odpowiedniej pozycji na fakturze przychodowej, dokumentującej sprzedaż węglowodorów. Należy bowiem zauważyć, iż z uwagi na fakt, że wydatki kwalifikowane mogą dotyczyć tylko przychodów wynikających z dostawy wydobytych węglowodorów, katalog wydatków kwalifikowanych został ograniczony w tym przepisie tylko i wyłącznie do tej właśnie działalności. W konsekwencji, skoro opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji wydobytych węglowodorów, przenoszone na klienta na odpowiedniej pozycji na fakturze przychodowej, dokumentującej sprzedaż węglowodorów, będą stanowiły przychody w rozumieniu SPW, to tym samym będą mogły być również rozpoznane po stronie kosztowej, jako związane z ww. przychodami osiągniętymi w ramach działalności wydobywczej węglowodorów.

2.

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki, należy wskazać, że Spółka ponosi wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej do klienta. Należy przy tym zaznaczyć, iż w przypadku gazu ziemnego opłaty z tytułu:

*   przesyłu do punktu odbioru przez klienta (opłaty „wyjściowe” z sieci i inne wynikające z taryfy operatora)

albo

*   dystrybucji do punktu odbioru przez klienta (opłaty „wyjściowe” z sieci i inne wynikające z taryfy operatora)

\- są przenoszone na klienta na odpowiedniej pozycji na fakturze przychodowej - odpowiednio opłata przesyłowa/opłata dystrybucyjna.

Z kolei w przypadku ropy naftowej, ceny sprzedaży nie podlegają urzędowej taryfikacji i w związku z tym są ustalane z poszczególnymi kontrahentami indywidualnie. W zależności od ustaleń z Klientem transport może być organizowany i opłacany przez Klienta lub sprzedającego, co ma odzwierciedlenie w formule sprzedaży, a w konsekwencji w cenie surowca. Ropa naftowa jest dostarczana do klienta za pomocą rurociągu, cysternami kolejowymi i cysternami samochodowymi.

Mając na uwadze powyższe oraz w świetle argumentacji przedstawionej przez Spółkę w pkt 1 powyżej, ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej do Klienta, które są przenoszone na Klienta na odpowiedniej pozycji na fakturze przychodowej - powinny stanowić wydatki kwalifikowane Spółki w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW. Powyższe wynika z faktu, iż:

*   art. 11 ust. 3 pkt 8 ustawy o SPW nie ogranicza zakresu wydatków związanych z transportem podlegających zaliczeniu o wydatków kwalifikowanych - katalog zawarty w art. 11 ust. 3 ustawy o SPW jest bowiem jedynie wytyczną przy stosowaniu zasady ogólnej, definiującej istotę wydatków kwalifikowanych,

*   ponoszone przez Spółkę ww. wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego oraz ropy naftowej do Klienta, są konieczne do wykonania dostawy tych węglowodorów do Klienta, warunkując tym samym otrzymanie zapłaty od Klienta, i w konsekwencji stanowiąc warunek konieczny w celu osiągnięcia przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów (lub ewentualnie w celu zachowania albo zabezpieczenia tych przychodów), obejmujących nie tylko przychody z dostawy węglowodorów, ale również inne opłaty przenoszone na Klienta w ramach takiej dostawy - zatem mieszczą się w kategorii wydatków kwalifikowanych, o której mowa w art. 11 ust. 1 ustawy o SPW,

*   przedmiotowe wydatki nie znajdują się przy tym w katalogu wydatków wyłączonych z wydatków kwalifikowanych na podstawie art. 12 ust. 1 ustawy o SPW.

W konsekwencji:

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu; oraz

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta,

\- stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego stanu faktycznego uznaje się w zakresie ustalenia, czy:

*   na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, Spółka powinna uwzględnić w kwocie przychodów z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów wszelkie przysporzenia związane z dostawą wydobytych węglowodorów do kontrahenta (tj. m.in. również opłaty przesyłowe stałe i zmienne, opłaty dystrybucyjne stałe i zmienne, opłaty abonamentowe, opłaty za niedotrzymanie nominacji, opłaty za przekroczenie mocy), a nie tylko przychody z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów (tj. w szczególności z tytułu dostawy paliwa gazowego) do miejsca wprowadzenia do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej czy innego środka transportu – **za prawidłowe**,

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytego gazu ziemnego, konieczne do wykonania dostawy tego gazu do klienta, w tym również opłaty z tytułu przesyłu oraz dystrybucji gazu, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - **za prawidłowe**,

*   ponoszone przez Spółkę wydatki związane z transportem wydobytej ropy naftowej, konieczne do wykonania dostawy tej ropy do klienta, stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 3 pkt 8 w zw. z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW - **za prawidłowe**.

Mając powyższe na względzie, stosownie do art. 14c § 1 Ordynacji podatkowej odstąpiono od uzasadnienia prawnego dokonanej oceny stanowiska Wnioskodawcy.

Interpretacja dotyczy zaistniałego stanu faktycznego przedstawionego przez Wnioskodawcę i stanu prawnego obowiązującego w dacie zaistnienia zdarzenia w przedstawionym stanie faktycznym.

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

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