Interpretacja indywidualna
Sygnatura: IPPB5/4510-706/15-7/RS
Organ: Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie
Data wydania: 2015-11-06
Teza: Czy w sytuacji, w której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił kilka cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, to za cenę stosowaną w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW należy uznać cenę najniższą spośród cen określonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki?
Słowa kluczowe: cena; gaz; przychód
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 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 20 czerwca 2007 r. w sprawie upoważnienia do wydawania interpretacji przepisów prawa podatkowego (Dz. U. Nr 112, poz. 770, z późn. zm.) Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów stwierdza, że stanowisko - przedstawione we wniosku z dnia 31 lipca 2015 r. (data wpływu 10 sierpnia 2015 r.) uzupełnione pismem z dnia 21 sierpnia 2015 r. (data nadania 25 sierpnia 2015 r., data wpływu 27 sierpnia 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie ustalenia ceny stosowanej w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym – **jest prawidłowe.**

UZASADNIENIE

W dniu 10 sierpnia 2015 r. został złożony ww. wniosek o wydanie interpretacji indywidualnej dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie ustalenia ceny stosowanej w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E. dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym.

We wniosku przedstawiono następujący stan faktyczny.

Pismem z dnia Wnioskodawca doprecyzował stan faktyczny przedstawiony we wniosku z dnia 31 lipca 2015 oraz własne stanowisko w sprawie. Wnioskodawca („X. S.A.” 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 A. (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 powstają „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 przedstawiała 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 X.

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

Poniżej Spółka przedstawiła 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 nierównomiemości 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 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 zaznaczyła, 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 P. S.A. - Oddział Obrotu Hurtowego („OOH”) oraz – w mniejszym zakresie - oddziały wydobywcze w S., Z. i A.. 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 są kształtowane w oparciu o równoważenie ofert popytu i podaży. Spółka oferując gaz na giełdzie kieruje się wewnętrznym zarządzeniem Prezesa Zarządu X., biorąc pod uwagę konkurencyjny charakter obrotu giełdowego.

Dodatkowo zauważono, że Spółka jest zobowiązana do ustalania oraz stosowania taryfy dla paliw gazowych, zatwierdzanej przez Prezesa URE.

W świetle bowiem art. 47 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2012 r. poz. 1059 ze zm.; dalej: „Prawo energetyczne”), przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla paliw gazowych, które podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, oraz proponują okres ich obowiązywania. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje przedkładają Prezesowi URE taryfy z własnej inicjatywy lub na żądanie Prezesa URE.

Taryfy dla paliw gazowych ustala się zgodnie z art. 44 - 46 Prawa energetycznego oraz zgodnie z przepisami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. z 2013 r. poz. 820, dalej: „Rozporządzenie taryfowe”).

W taryfach określa się ceny za gaz ziemny oraz stawki opłat za usługi związane z jego dostawą zróżnicowane dla poszczególnych grup taryfowych. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w oparciu o kryteria ustalone w Rozporządzeniu taryfowym a ceny i stawki ustalane są na podstawie uzasadnionych kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne w związku z dostarczaniem paliw gazowych do odbiorców. W szczególności, przedmiotowe kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe mogą dotyczyć zgodnie z par. 5 ust. 1 Rozporządzenia taryfowego:

1.  rodzaju paliwa gazowego;
2.  charakterystyki technicznej punktów wejścia lub punktów wyjścia;
3.  charakterystyki funkcjonalnej punktów wejścia lub punktów wyjścia;
4.  wielkości i charakterystyki zatłaczania lub odbioru paliwa gazowego z instalacji magazynowej;
5.  wielkości i charakterystyki dostarczania lub odbioru paliwa gazowego w miejscach jego dostarczania lub odbioru;
6.  zakresu świadczonych usług;
7.  miejsc dostarczania lub odbioru paliwa gazowego;
8.  systemu rozliczeń;
9.  zużycia paliwa gazowego na potrzeby odbiorców w gospodarstwach domowych;
10.  ilości energii zawartej w paliwie gazowym nabywanym w punkcie wirtualnym.

Zgodnie z Rozporządzeniem taryfowym odbiorcy mogą podlegać (i w praktyce co do zasady podlegają) podziałowi na grupy taryfowe przy zastosowaniu kilku powyższych kryteriów zastosowanych łącznie (np. rodzaju paliwa gazowego, mocy umownej, wielkości dostarczania paliwa, charakterystyki technicznej miejsca dostarczania). W konsekwencji nawet odbiorcy mający identyczną moc umowną, lecz np. zamawiający gaz ziemny w różnej wielkości w stosunku rocznym, względnie odbierający ten gaz ziemny w miejscu dostarczania o odmiennej charakterystyce mogą należeć do różnych grup taryfowych. Oznacza to, że taryfa stosowana przez dany podmiot może przewidywać różne stawki cen za gaz ziemny oraz stawek opłat za usługi związane z jego dostawą dla odbiorców charakteryzujący się tą samą (w tym także największą) mocą umowną.

Opracowane w ten sposób taryfy podlegają - na podstawie art. 47 ust. 1 i ust. 2 Prawa energetycznego - zatwierdzeniu przez Prezesa URE i są ogłaszane w „Biuletynie Branżowym Urzędu Regulacji Energetyki - Paliwa gazowe”. Przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza taryfę do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania (art. 47 ust. 4 Prawa energetycznego).

Mając na uwadze powyższe, cena paliwa gazowego ustalona w taryfie uwzględnia ponoszone przez Spółkę koszty m. in. zakup usług przesyłania gazociągami OGP (wejście do systemu) czy koszty transportu do polskiej granicy. Zgodnie z obowiązującymi przepisami (por. w szczególności par. 29 ust. 4 Rozporządzenia taryfowego), 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 wstanie 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, warunki sprzedaży i rozliczeń określone przez Giełdę, jak również opisane w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej opracowaną przez Operatora Gazociągów Przesyłowych , 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 uwzględniać musi ponoszony przez sprzedającego koszt, w tym wprowadzenia paliwa gazowego do sieci przesyłowej.

Spółka zaznaczyła, 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 OÓH (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 X. (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), X. O. Sp. z o.o., P. Sp. z o.o., X. T. S.A., O. Sp. z o.o., X. S. Sp. z o.o., X. Z. Sp. z o.o. oraz X. V. 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 pytanie.

Czy w sytuacji, w której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił kilka cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, to za cenę stosowaną w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW należy uznać cenę najniższą spośród cen określonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki?

Zdaniem Wnioskodawcy, w sytuacji, w której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił kilka cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, to za cenę stosowaną w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW należy uznać cenę najniższą spośród cen określonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

1.

Wskazano, że zgodnie z ustawą o SPW, w przypadku gdy cena za megawatogodzinę gazu ziemnego lub tonę ropy naftowej wynikająca z dostawy wydobytych węglowodorów stanowi mniej niż 90%:

1.  ceny gazu ziemnego ustalonej na Towarowej Giełdzie Energii (Rynek Dnia Następnego) w ostatnim dniu roboczym poprzedzającym dzień dostawy wydobytego gazu ziemnego lub
2.  ceny ropy naftowej ustalonej przez Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC daily basket price) w ostatnim dniu roboczym poprzedzającym dzień dostawy wydobytej ropy naftowej

\- przychód stanowi iloczyn 90% ceny odpowiednio gazu ziemnego lub ropy naftowej ustalonej na podstawie pkt 1 lub 2 oraz ilości gazu ziemnego albo ropy naftowej wynikającej z tej dostawy (art. 8 ust. 6

Art. 8 ust. 9 ustawy o SPW stanowi, że w przypadku gdy cena określona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki stosowana w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, obowiązująca w ostatnim dniu roboczym poprzedzającym dzień dostawy wydobytego gazu ziemnego, jest niższa niż 90% ceny gazu ziemnego określonej na podstawie ust. 6, właściwa dla ustalenia przychodu jest cena określona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki stosowana w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną obowiązująca w dniu dostawy wydobytych węglowodorów.

Jednocześnie zgodnie z art. 47 ust. 1 Prawa energetycznego, przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla paliw gazowych i energii, które podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, oraz proponują okres ich obowiązywania.

Należy przy tym zaznaczyć, iż taryfy dla paliw gazowych ustala się zgodnie z art. 44 - 46 Prawa energetycznego oraz przepisami Rozporządzenia taryfowego.

W taryfach określa się ceny za gaz ziemny oraz stawki opłat za usługi związane z jego dostawą zróżnicowane dla poszczególnych grup odbiorców. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w oparciu o kryteria ustalone w Rozporządzeniu taryfowym a ceny i stawki ustalane są na podstawie uzasadnionych kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne w związku z dostarczaniem paliw gazowych do odbiorców. W szczególności, przedmiotowe kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe mogą dotyczyć zgodnie z par. 5 ust. 1 Rozporządzenia taryfowego:

1.  rodzaju paliwa gazowego;
2.  charakterystyki technicznej punktów wejścia lub punktów wyjścia;
3.  charakterystyki funkcjonalnej punktów wejścia lub punktów wyjścia;
4.  wielkości i charakterystyki zatłaczania lub odbioru paliwa gazowego z instalacji magazynowej;
5.  wielkości i charakterystyki dostarczania lub odbioru paliwa gazowego w miejscach jego dostarczania lub odbioru;
6.  zakresu świadczonych usług;
7.  miejsc dostarczania lub odbioru paliwa gazowego;
8.  systemu rozliczeń;
9.  zużycia paliwa gazowego na potrzeby odbiorców w gospodarstwach domowych;
10.  ilości energii zawartej w paliwie gazowym nabywanym w punkcie wirtualnym.

Z uwagi na powyższe, zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki taryfa stosowana przez dany podmiot może przewidywać różne stawki cen za gaz ziemny oraz stawki opłat za usługi związane z jego dostawą dla odbiorców charakteryzujący się tą samą (w tym także największą) mocą umowną. Zatem możliwa jest sytuacja, w której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił kilka cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną.

2.

Mając na uwadze powyższe oraz w nawiązaniu do treści art. 8 ust. 9 ustawy o SPW, Spółka wskazuje, że ustawa o SPW nie zawiera uregulowań dotyczących konieczności wyboru określonej ceny w sytuacji, w której w taryfie zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (o której mowa w art. 47 ust. 1 Prawa energetycznego) znajduje się kilka różnych cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną.

Zdaniem Spółki, należałoby w tym miejscu odwołać się przede wszystkim do celu wprowadzenia art. 8 ust. 9 do ustawy o SPW. Ustawodawca uwzględnił w ustawie o SPW fakt, że cena regulowana sprzedaży gazu ziemnego (tj. cena, o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW) może różnić się od ceny rynkowej sprzedaży gazu ziemnego (tj. ceny, o której mowa w art. 8 ust. 6 ustawy o SPW) i wskazał, że w przypadku, gdy cena regulowana sprzedaży gazu jest niższa niż 90% ceny rynkowej sprzedaży gazu, właściwą cena do ustalenia przychodu podatnika SPW z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów będzie cena regulowana. W konsekwencji, należałoby uznać, że cena o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW (tj. cena regulowana) jest najniższą możliwą ceną sprzedaży gazu ziemnego, która jest akceptowana przez ustawodawcę. Jeżeli zatem intencją ustawodawcy było wskazanie najniższej dopuszczalnej przez niego ceny, po której podatnik SPW może dokonywać dostawy gazu ziemnego, to w przypadku wskazania kilku cen należałoby odpowiednio uznać, że ceną określoną przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW, jest właśnie cena najniższa wymieniona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki - jako cena najpełniej odpowiadająca zamierzeniu ustawodawcy ustalenia wartości granicznej.

Podniesiono, że powyższe stanowisko Spółki znajduje również potwierdzenie w treści uzasadnienia do projektu ustawy o SPW (druk sejmowy Sejmu VII kadencji nr 2351; dalej: „Uzasadnienie”).

Uzasadnienie na str. 15 wskazuje, że: „W ww. przepisie (art 8 ust 6 - przyp, Spółki) przyjęto poziom 90% średniej ceny z uwagi na możliwość sprzedaży gazu po cenie niższej niż wolnorynkowa, wynikającej z ustaleń kontraktowych lub innych dodatkowych zobowiązań. (\`(...)\`) Niniejsza zasada zmniejsza ryzyko agresywnego planowania podatkowego po stronie przychodowej, zabezpieczając podstawę opodatkowania w specjalnym podatku węglowodorowym.

Od powyższych zasad wprowadzono odstępstwo, w przypadku, gdy cena, określona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na obrót paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy (E) dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, obowiązująca w ostatnim dniu roboczym poprzedzającym dzień dostawy wydobytego gazu ziemnego, będzie niższa niż 90% ceny gazu lub ropy naftowej określonej na podstawie ust 6, właściwa dla ustalenia przychodu będzie cena określona przez Prezesa URE jak wskazano powyżej. W przypadku zatem „nieuwolnienia” rynku gazu podatnik będzie stosował ceny regulowane. w sytuacji, gdy te okażą się niższe od wolnorynkowych (podkreślenie Spółki).”

W ocenie Spółki, treść Uzasadnienia wskazuje jednoznacznie, że Spółka ma prawo stosować ceny regulowane (tj. ceny określone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki). Wskazano, że każda cena określona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (w tym cena najniższa spośród określonych cen) jest jednocześnie ceną regulowaną. Nieuprawnione w ocenie Spółki byłoby przyjęcie, że Spółka nie ma prawa stosować niektórych cen albo że jest zobowiązana do stosowania ceny innej niż najniższa (np. ceny najwyższej) określonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w sytuacji, gdy ani przepis art. 8 ust. 9 ustawy o SPW ani treść Uzasadnienia nie zawierają unormowań w tym zakresie.

W konsekwencji zdaniem Wnioskodawcy, w sytuacji w której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił kilka cen stosowanych w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, to za cenę stosowaną w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o SPW należy uznać cenę najniższą spośród cen określonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego stanu faktycznego w zakresie ustalenia ceny stosowanej w obrocie paliwami gazowymi dla podmiotu posiadającego największy udział w polskim rynku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego grupy E dla odbiorców charakteryzujących się największą mocą umowną, o której mowa w art. 8 ust. 9 ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym – jest 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.