Interpretacja indywidualna
Sygnatura: IPPP2/4513-6/15-2/DG
Organ: Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie
Data wydania: 2015-10-16
Teza: W zakresie uznania metod pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin i korzystania ze zwolnienia od podatku zgodnie z art. 7b ust. 1 i 2 ww. ustawy oraz uwzględniania w ewidencji pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze.
Słowa kluczowe: ewidencja; gaz; kopaliny; podatek; ropa naftowa
Przepisy: [P-KOP] Ustawa o podatku od wydobycia niektórych kopalin -Dział VI-art. 15; [P-KOP] Ustawa o podatku od wydobycia niektórych kopalin -Dział VI-art. 16

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 22 kwietnia 2015 r. w sprawie upoważnienia do wydawania interpretacji przepisów prawa podatkowego (Dz. U. z 2015 r. poz. 643) Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów stwierdza, że stanowisko Wnioskodawcy przedstawione we wniosku z dnia 14 lipca 2015 r. (data wpływu 17 lipca 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie:

*   uznania metod pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin i korzystania ze zwolnienia od podatku zgodnie z art. 7b ust. 1 i 2 ww. ustawy oraz uwzględniania w ewidencji pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze w przypadku próbek gazu ziemnego i próbek ropy naftowej w ilości poniżej 0,005 tony – **jest prawidłowe;**
*   prowadzenia ewidencji w odniesieniu do próbek ropy naftowej przekazywanej do badań w ilości 0, 005 tony i więcej – **jest nieprawidłowe.**

UZASADNIENIE

W dniu 17 lipca 2015 r. wpłynął ww. wniosek o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego w indywidualnej sprawie dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie uznania metod pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin i korzystania ze zwolnienia od podatku zgodnie z art. 7b ust. 1 i 2 ww. ustawy oraz uwzględniania w ewidencji pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze.

We wniosku przedstawiono następujące zdarzenie przyszłe:

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

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza Spółki prowadzona na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych zlokalizowanych w Z. oraz w S, a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji oraz w Oddziale w Odolanowie (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”).

1.  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 stałe dla poszczególnych odwiertów.

Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m.in. gaz, cząstki stałe, woda związana i niezwiązana z gazem) jest następnie przesyłany do ośrodków zbioru gazu (wewnętrznymi gazociągami technologicznymi), gdzie podlega on procesowi przygotowania gazu do transportu (wstępna separacja, rozdział faz na gaz oraz pozostałe składniki). Po wstępnym oczyszczeniu, gaz poddawany jest procesom technologicznym (odsiarczanie, osuszanie, odrtęcianie), celem których jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normami (w zależności od stopnia koncentracji zawieranych zanieczyszczeń). Przygotowany w ten sposób gaz jest następnie kierowany do tzw. punktu zdawczo-odbiorczego („PZO”).

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

W zależności od położenia układu pomiarowego w systemie obiegu gazu PZO występują:

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

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

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

Poniżej 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 G..

1.  Magazynowanie gazu

W niektórych przypadkach, wydobyty przez Spółkę gaz ziemny może trafić do Podziemnych Magazynów Gazu. Magazynowanie gazu jest konieczne głównie ze względu na obowiązki nałożone w drodze ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (t.j. Dz.U. z 2014 r. poz. 1695 ze zm.), a także ze względu na występowanie sezonowych i szczytowych nierównomiemości zużycia gazu, w relacji do względnie równomiernego uzysku gazu w ciągu roku/doby.

Spółka wykorzystuje dwa rodzaje magazynów: magazyny „kopalniane” oraz pozostałe - systemowe. Operatorem magazynów systemowych jest Spółka OSM, która może udostępniać pojemności magazynowe podmiotom trzecim. Ilość gazu wprowadzanego do magazynów kopalnianych, jak i ilość odbieranego gazu podlega precyzyjnemu opomiarowaniu (wejście - PZO OP lub PZO BO oraz wyjście PZO OP lub PZO BO w zależności od sytuacji).

Co do zasady, po opuszczeniu magazynu kopalnianego poprzez:

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

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

1.  Mieszanie gazu

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

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

1.  Odazotowanie gazu

Gaz zaazotowany, w celu zwiększenia swojej kaloryczności może, oprócz mieszania, podlegać procesowi odazotowania przy użyciu dedykowanych instalacji - odazotowni. Odazotowanie ma na celu przede wszystkim przetworzenie gazu zaazotowanego w gaz wysokometanowy poprzez zastosowanie odpowiednich procesów technologicznych.

Gaz zaazotowany może trafić z kopalni do odazotowni:

1.  gazociągiem bezpośrednim,
2.  za pośrednictwem gazociągu przesyłowego będącego własnością podmiotu trzeciego (co więcej, część przesyłanego w ten sposób gazu może zostać w tym miejscu sprzedana klientom przemysłowym, po zmierzeniu ilości sprzedawanego gazu)

\- w obydwu powyższych przypadkach, Spółka przyjmuje, że gaz, zanim dotrze do odazotowni, przechodzi przez punkt PZO BO. Z kolei punkt, w którym gaz opuszcza odazotownię (w postaci skroplonej lub gazowej) traktowany jest przez Spółkę jako PZO OP.

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

1.  Cele badawcze

W ramach prowadzonej działalności, Spółka przekazuje gaz ziemny na cele badawcze:

*   do badań laboratoryjnych wewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych, oraz

*   do badań laboratoryjnych zewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych.

Przekazywane na cele badawcze ilości gazu ziemnego są marginalne - gaz ziemny pobrany do badań zawiera się w ilości około 0,000006 MWh (w sporadycznych przypadkach do badań zewnętrznych przekazywane są większe ilości). Są to ilości wielokrotnie mniejsze od błędu stosowanych metod pomiarowych i w ekonomicznym rozumieniu Spółki są one pomijane przy raportowaniu z powodu braku technicznych i fizycznych możliwości dokonania ich pomiaru.

1.  Opomiarowanie

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

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

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

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

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

1.  Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

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

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

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

Pomiary wydobycia z odwiertów, zarówno ciągłe jak i okresowe, są pomiarami technologicznymi i są wykonywane przyrządami i metodami 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: m3).

W celu ustalenia jego wartości energetycznej (jednostka miary: MWh) należy uwzględnić, ciepło spalania danej kopaliny, badane odrębnie dla każdego złoża raz w roku. Ciepło spalania nie ulega częstym zmianom, dlatego zgodnie z najlepszą wiedzą, Spółka dla odzwierciedlenia rzeczywistej wartości kalorycznej wydobytego gazu, uznaje za wystarczające dokonywanie pomiaru ciepła spalania w aktualnie stosowanych odstępach czasu.

1.  Opomiarowanie wydobycia na poszczególnych PZO OP

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

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

1.  Przykładowy obieg gazu

Ze względu na złożony charakter obiegu gazu w procesie wydobycia - schematy obiegu mają charakter bardzo zróżnicowany. Poniżej, w punkcie a, dla celów ilustracyjnych Spółka przedstawia przykładowe sytuacje występujące w rzeczywistości i obrazujące możliwe scenariusze obiegu gazu, wraz z krótkim opisem.

W dalszej kolejności Spółka przedstawia implikacje wynikające z działalności prowadzącej przez G. we współpracy z kontrahentami poprzez umowy o wspólnych operacjach (punkt b).

1.  Przykładowe sytuacje występujące aktualnie

SCHEMAT A

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

SCHEMAT B

W powyższym schemacie wydobycie gazu ziemnego z odwiertów opomiarowane jest metodami pośrednimi lub bezpośrednimi. Na terenie kopalni wykonywane są procesy wstępne związane z wydobyciem, takie jak np. oczyszczanie czy osuszanie. Przygotowany w ten sposób gaz zostaje następnie skierowany do magazynu przez PZO BO. W dalszej kolejności gaz zostaje, w odpowiednim momencie, skierowany do sieci kopalnianej/przesyłowej/dystrybucyjnej. W obu wskazanych wyżej punktach PZO BO oraz PZO OP gaz jest mierzony ponownie (metodą bezpośrednią).

SCHEMAT C

W powyższym schemacie wydobycie gazu ziemnego z odwiertów opomiarowane jest metodami pośrednimi lub bezpośrednimi. Na terenie kopalni wykonywane są procesy wstępne związane z wydobyciem, takie jak np. oczyszczanie czy osuszanie. Przygotowany w ten sposób zaazotowany gaz zostaje następnie skierowany (przez PZO 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 BO2). 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).

1.  Umowy o wspólnych operacjach

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

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

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

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

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

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

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

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

1.  partner UWO nie wprowadza gazu, którego stał się właścicielem wskutek wydobycia, do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz zakupiony od partnera UWO, a nie tylko gaz przypadający na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub
2.  mogą również wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającego na nią gazu do jakiejkolwiek sieci, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza do sieci dystrybucyjnej, przesyłowej lub na inny środek transportu także powyższy gaz zakupiony od Spółki, a nie tylko gaz przypadający na tą stronę umowy proporcjonalnie do jej udziału, lub
3.  mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą, przypadający im w udziale, gaz ziemny do rurociągu lub na inny środek transportu.

1.  Wydobycie ropy naftowej

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza w zakresie ropy naftowej prowadzona przez Spółkę na terytorium Polski skupia się zasadniczo w dwóch oddziałach wydobywczych zlokalizowanych w Z. oraz w S, a także w pozostałych oddziałach Spółki, głównie w Oddziale Geologii i Eksploatacji. Obejmuje ona cały proces poszukiwania oraz wydobycia ropy naftowej ze złóż położonych na terytorium Polski, poczynając od przeprowadzenia analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Wydobyta ropa naftowa przygotowywana jest (w odpowiednich procesach technologicznych) do sprzedaży.

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

Spółka 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 G..

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

1.  Mieszanie ropy naftowej

W ramach procesu przygotowania wydobytej ropy naftowej do sprzedaży może dochodzić do zmieszania kopaliny pochodzącej z różnych odwiertów (a tym samym charakteryzującego się różnymi parametrami). Może także dochodzić do zmieszania ropy naftowej z wydobytym kondensatem.

Spółka zaznacza, że mieszanie ropy naftowej (kondensatu) może być jednym z elementów niezbędnych do uzdatnienia wydobytej kopaliny przed sprzedażą.

1.  Cele badawcze

W ramach prowadzonej działalności, Spółka przekazuje ropę naftową na cele badawcze:

*   do badań laboratoryjnych wewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych, oraz

*   do badań laboratoryjnych zewnętrznych celem uzyskania informacji o kopalinach w celach procesowych jak też handlowych.

Przekazywane na cele badawcze ilości ropy naftowej są marginalne - próbki ropy naftowej pobrane do badań generalnie nie przekraczają wartości 0,005 tony (w sporadycznych przypadkach do badań zewnętrznych przekazywane są większe ilości). Są to ilości wielokrotnie mniejsze od błędu stosowanych metod pomiarowych i w ekonomicznym rozumieniu Spółki są one pomijane przy raportowaniu z powodu braku technicznych i fizycznych możliwości dokonania ich pomiaru.

1.  Opomiarowanie

Opomiarowanie wydobycia ropy naftowej odbywa się w różnych miejscach procesu jej produkcji (i przepływu), przy użyciu metod pośrednich i bezpośrednich. Pomiary są dokonywane przez Spółkę (pomiary wydobycia z poszczególnych odwiertów i sumaryczna ilość ropy na wyjściu z ekspedytu), może także wystąpić pomiar u odbiorcy (klienta).

Sposób dokonywania pomiaru jest zgodny z polskimi normami w tym zakresie, w celu możliwie dokładnego odzwierciedlenia rzeczywistości.

Podczas prowadzenia procesów technologicznych może dochodzić do strat kopaliny (ropy naftowej).

1.  Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

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

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

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

1.  Opomiarowanie wydobycia na PZO OP

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

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

1.  Umowy o wspólnych operacjach

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

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

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

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

Spółka zazwyczaj nabywa część ropy (de facto płynu złożowego) przypadającą proporcjonalnie na partnera UWO bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. W oparciu o wcześniej zawarte umowy handlowe, następuje sprzedaż ropy Spółce i przekazanie prawa do jej dysponowania. W niektórych przypadkach, istnieje konieczność uzdatnienia ropy do parametrów handlowych. W tych przypadkach ropa ta jednak jest już własnością Spółki. Następnie Spółka dokonuje niezbędnych procesów uzdatniających, opisanych powyżej, po czym samodzielnie wprowadza zakupioną ropę do rurociągu, cystern kolejowych, cystern samochodowych.

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

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

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

1.  partner UWO nie wprowadza ropy, której stał się właścicielem wskutek wydobycia do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei Spółka wprowadza także powyższą ropę zakupioną od partnera UWO, a nie tylko ropę przypadającą na Spółkę proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach, lub
2.  mogą również wystąpić sytuacje, w których Spółka nie wprowadza przypadającej na nią ropy do rurociągu lub na inny środek transportu, wyzbywając się prawa własności bezpośrednio po oderwaniu kopaliny od złoża. Z kolei druga strona umowy o wspólnych operacjach wprowadza 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
3.  mogą również wystąpić sytuacje, w których zarówno Spółka jak i partner UWO, wprowadzać będą, przypadającą im w udziale, ropę naftową do rurociągu lub na inny środek transportu.

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

1.  Czy przedstawione w opisie stanu faktycznego metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej dokonywane przez Spółkę na poszczególnych odwiertach rozpoznawczych lub wydobywczych należy uznać za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o PWNK, które dają Spółce podstawę do ustalenia ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej dla celów skorzystania ze zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK?
2.  Czy ze względu na fakt, że ewidencja pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej), wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, o której mowa w art. 16 ust. 1 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy o PWNK, powinna zawierać zgodnie z § 6 i § 7 Rozporządzenia ilości zaokrąglone do 2 miejsc po przecinku, to dopuszczalne jest nieuwzględnianie w tej ewidencji węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze w ilościach znikomych, wielokrotnie mniejszych od błędu stosowanych metod pomiarowych?

Zdaniem Wnioskodawcy:

Pytanie 1

W ocenie Spółki, przedstawione w opisie stanu faktycznego metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej dokonywane przez Spółkę na poszczególnych odwiertach rozpoznawczych lub wydobywczych należy uznać za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o PWNK, które dają Spółce podstawę do ustalenia ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej dla celów skorzystania ze zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK.

Uzasadnienie

1.

Ustawa o PWNK przewiduje zwolnienie z podatku od wydobycia z odwiertów o niskiej produktywności. W szczególności, przedmiotowe zwolnienie dotyczy:

*   odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 MWh (art. 7b ust. 1 ustawy o PWNK), oraz

*   odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych, z których miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton (art. 7b ust. 2 ustawy o PWNK).

Jednocześnie, zgodnie z art. 15a ust. 1 pkt 5 i 6 ustawy o PWNK, podatnik wydobywający gaz ziemny lub ropę naftową w przypadku zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i ust. 2 (tj. zwolnienia wskazanego powyżej), jest obowiązany do pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej - w odniesieniu do odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego.

Zgodnie z dyspozycją art. 16 ustawy o PWNK, wyniki ww. pomiarów powinny być dokumentowane i ewidencjonowane przez podatników PWNK.

Z powyższych regulacji wynika jednoznacznie, iż ustalenie ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia produktywności danego odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego (co pozwala na weryfikację możliwości zastosowania zwolnienia podatkowego), może odbywać się nie tylko w sposób bezpośredni, ale również z wykorzystaniem pośrednich metod pomiaru.

Należy przy tym wskazać, że choć ustawodawca w ustawie o PWNK nie zdefiniował pojęcia „metody pośredniej” pomiaru, ani też nie umieścił w ustawie o PWNK wyliczenia niezbędnych cech / kryteriów, które w ocenie ustawodawcy uprawniałyby do uznania danej metody za „metodę pośrednią” w rozumieniu ustawy o PWNK, to jednak można ustalić pewne warunki graniczne dotyczące przedmiotowej metody.

2.

W pierwszej kolejności należy wskazać, że pomiar ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia produktywności danego odwiertu nie musi - w świetle wykładni systemowej wewnętrznej - odbywać się z zastosowaniem przyrządów pomiarowych.

Ustawa o PWNK odnosi bowiem obowiązek zastosowania urządzeń pomiarowych jedynie do pomiaru ilości gazu ziemnego lub ropy naftowej, wprowadzonej w danym miesiącu z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo gazu ziemnego lub ropy naftowej załadowanej na „inny środek transportu” (art. 15a ust. 1 pkt 1 i 2 ustawy o PWNK), a więc na tzw. punkcie zdawczo-odbiorczym (PZO OP) - a więc w miejscu powstania obowiązku podatkowego.

Dodatkowo, takiego pomiaru z wykorzystaniem urządzeń pomiarowych dokonuje się w ściśle określonym momencie (tj. w chwili wprowadzania odpowiednio gazu ziemnego lub ropy naftowej z kopalni do sieci albo w chwili ich załadunku na inny środek transportu - art. 15a ust. 1 pkt 1 i 2 ustawy o PWNK) - czyli w innym momencie, niż pomiar na cele zwolnienia z art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK, który odbywa się w odniesieniu do odwiertu (a nie w odniesieniu do PZO OP).

Jednocześnie, pomiar ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia produktywności danego odwiertu, nie musi odbywać się - w świetle wykładni systemowej wewnętrznej - z zastosowaniem przyrządów pomiarowych podlegających prawnej kontroli metrologicznej.

Ustawa o PWNK odnosi bowiem obowiązek zastosowania urządzeń pomiarowych podlegających prawnej kontroli metrologicznej jedynie do pomiaru ilości urobku rudy miedzi oraz ilości koncentratu wyprodukowanego z urobku rudy miedzi (art. 15 ust. 1 pkt 1 i ust. 2 pkt 1 ustawy o PWNK), a nie do pomiaru ilości gazu ziemnego lub ropy naftowej, wprowadzonej w danym miesiącu z kopalni do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo gazu ziemnego lub ropy naftowej załadowanej na „inny środek transportu”, ani tym bardziej do pomiaru ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia produktywności danego odwiertu.

Co więcej, w świetle ww. wykładni systemowej wewnętrznej, pomiar ilości wydobytego gazu ziemnego oraz ilości wydobytej ropy naftowej dla celów ustalenia produktywności danego odwiertu, nie musi również być dokonywany zgodnie z metodykami badawczymi zatwierdzonymi przez krajową jednostkę akredytującą, o której mowa w ustawie z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie oceny zgodności (Dz. U. z 2010 r. Nr 138, poz. 935 oraz z 2011 r. Nr 102, poz. 586 i Nr 227, poz. 1367). Ustawa o PWNK odnosi bowiem przedmiotowy obowiązek jedynie do pomiarów, o których mowa w art. 15 ust. 1 pkt 2 i 3 oraz ust. 2 pkt 2 i 3 powołanej ustawy, czyli do pomiarów zawartości miedzi lub srebra w urobku rudy miedzi lub w koncentracie wyprodukowanym z urobku rudy miedzi.

3.

Mając na uwadze powyższe należy wskazać, że stosowane przez Spółkę pośrednie metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej z odwiertów obejmują (zgodnie z opisem stanu faktycznego):

1.  w odniesieniu do pomiaru wydobycia z odwiertów gazu ziemnego:
    *   okresowy pomiar objętości gazu ziemnego przepływającego przez urządzenie pomiarowe - przy dużej ilości odwiertów nieekonomiczne jest bowiem stosowanie indywidualnych układów pomiarowych dla każdego z nich, tj. w szczególności wprowadzenie opomiarowania bezpośredniego dla odwiertów niskowydajnych miałoby tak duży wpływ na ich rentowność, że w praktyce prowadziłoby do zaprzestania ich eksploatacji,
    *   stosowanie jednego układu pomiarowego dla wielu odwiertów, którego działanie 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,
    *   dodatkowo, pomiar metodami pośrednimi wskazuje objętość wydobytego gazu (jednostka miary: m3). W celu ustalenia jego wartości energetycznej (jednostka miary: MWh) należy uwzględnić: ciepło spalania danej kopaliny, badane odrębnie dla każdego złoża raz w roku. Ciepło spalania nie ulega częstym zmianom, dlatego zgodnie z najlepszą wiedzą, Spółka dla odzwierciedlenia rzeczywistej wartości kalorycznej wydobytego gazu, uznaje za wystarczające dokonywanie pomiaru ciepła spalania w aktualnie stosowanych odstępach czasu;
2.  w odniesieniu do pomiaru wydobycia z odwiertów ropy naftowej:
    *   mierzenie wydobycia z danego odwiertu w wybranym okresie pomiarowym (np. jeden dzień), po czym dla określenia wydobycia miesięcznego zmierzone wartości ulegają przemnożeniu przez ilość dni w danym miesiącu. Co istotne, charakterystyka wydobycia z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji - zwłaszcza nie dochodzi do sytuacji nagłych i znaczących zmian poziomu wydobycia z upływem czasu,
    *   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.

Spółka pragnie podkreślić, że zastosowanie opisanych powyżej metod pomiaru pośredniego nie powinno zniekształcać wyników pomiaru ilości węglowodorów (gazu ziemnego lub ropy naftowej) wydobytych z danego odwiertu. Dodatkowe kryteria stosowane w chwili obecnej przez Spółkę w celu określenia pożądanej wielkości fizycznej (tj. w szczególności wyrażonej w m3 ilości gazu ziemnego z danego odwiertu w ciągu danego miesiąca oraz w MWh wartości energetycznej) są kryteriami racjonalnymi, obiektywnymi oraz technologicznie uzasadnionymi.

Pomiary wydobycia z odwiertów, zarówno ciągłe jak i okresowe, są pomiarami technologicznymi i są wykonywane przyrządami i metodami nieposiadającymi legalizacji - co, jak wskazano w pkt 2. powyżej, jest dozwolone na gruncie przepisów ustawy o PWNK mających zastosowanie do pomiaru produktywności odwiertów dla celów zwolnienia. Należy przy tym podkreślić, że ww. przyrządy pomiarowe nadzorowane są metrologicznie wg wewnętrznych procedur Spółki, zgodnie z najlepszymi praktykami inżynierskimi.

W świetle powyższego, oraz wobec braku ustawowej definicji metod pośrednich dla potrzeb PWNK, wskazane powyżej i stosowane przez Spółkę metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej, dokonywane w odniesieniu do poszczególnych odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych należy uznać za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o PWNK, które dają podstawę do ustalenia ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej dla celów zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK.

4.

Powyższe stanowisko Spółki dotyczące możliwości stosowania obecnej metody pomiaru pośredniego przez Spółkę dla celów skorzystania ze zwolnienia przewidzianego w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK znajduje również potwierdzenie w treści uzasadnienia do projektu ustawy wprowadzającej przepisy art. 7b ust. 1 i 2 oraz art. 15a ust. 5 i ust. 6 do ustawy o PWNK (druk sejmowy Sejmu VII kadencji nr 2351; dalej: „Uzasadnienie”).

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

Obowiązek dokonywania pomiarów (w tym również metodami pośrednimi) dotyczy także gazu ziemnego i ropy naftowej, wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, jak również wydobycia podlegającego zwolnieniu z podatku od wydobycia niektórych kopalin określonego w proponowanym art. 7b ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin. Przedsiębiorcy obecnie dokonują pomiarów (w tym metodami pośrednimi) wydobycia węglowodorów z poszczególnych odwiertów, zatem również i w tym przypadku nie zostaną nałożone dodatkowe obowiązki pomiarowe.”

W ocenie Spółki, treść Uzasadnienia jednoznacznie wskazuje, że zamiarem ustawodawcy było umożliwienie wykorzystania obecnie stosowanych metod pośrednich pomiaru (a w konsekwencji, również wykorzystania metody pomiaru pośredniego stosowanej w chwili obecnej przez Spółkę). Gdyby ustawodawca zakładał konieczność spełnienia określonych wymogów dotyczących metody pomiaru pośredniego wykorzystywanej przez podatnika w celu skorzystania ze zwolnienia przewidzianego w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK, to dałby temu wyraz w treści ustawy o PWNK - np. poprzez wprowadzenie wyliczenia niezbędnych cech danych metod, które mogłyby zostać uznane za „metody pośrednie”. W przypadku braku ww. regulacji w ustawie o PWNK, należałoby przyjąć, że podatnik posiada swobodę w zakresie stosowania wybranej przez niego „metody pośredniej”, o ile nie zniekształca ona wyników pomiaru ilości węglowodorów wydobytych z danego odwiertu.

W konsekwencji, przedstawione w opisie stanu faktycznego metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej dokonywane przez Spółkę w odniesieniu do odwiertów rozpoznawczych lub wydobywczych należy uznać za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o PWNK, które dają podstawę do ustalenia ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej dla celów zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK.

Ad 2

W ocenie Spółki, ze względu na fakt, że ewidencja pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej), wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, o której mowa w art. 16 ust. 1 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy o PWNK, powinna zawierać zgodnie z § 6 i § 7 Rozporządzenia ilości zaokrąglone do 2 miejsc po przecinku, to dopuszczalne jest nieuwzględnianie w tej ewidencji węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze w ilościach znikomych, wielokrotnie mniejszych od błędu stosowanych metod pomiarowych.

Uzasadnienie

1.

Zgodnie z art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy o PWNK, podatnik wydobywający gaz ziemny lub ropę naftową jest obowiązany do pomiaru, w tym również metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu.

Jednocześnie, art. 16 ust. 1 ustawy o PWNK przewiduje, że podatnik jest obowiązany do dokumentowania i ewidencjonowania m.in. wyników pomiarów, o których mowa w art. 15a ust. 1 ustawy o PWNK - tj. również ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu. Zakres danych, jakie powinna zawierać ww. ewidencja, określa - w świetle art. 16 ust. 4 ustawy o PWNK - Minister właściwy do spraw finansów publicznych w drodze rozporządzenia, uwzględniając potrzebę prawidłowego ustalenia podstawy opodatkowania.

Zgodnie z delegacją ustawową zawartą w art. 16 ust. 4 ustawy o PWNK, Minister Finansów wydał Rozporządzenie, zgodnie z którym:

*   ewidencja pomiarów ilości wydobytego gazu ziemnego, wykorzystanego na cele badawcze w danym miesiącu, zawiera ilość gazu ziemnego, wyrażoną w MWh zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku (§ 6 Rozporządzenia);

*   ewidencja pomiarów ilości wydobytej ropy naftowej, wykorzystanej na cele badawcze w danym miesiącu, zawiera ilość ropy naftowej, wyrażoną w tonach i zaokrągloną do miejsc po przecinku (§ 7 Rozporządzenia).

2.

Odnosząc powyższe do sytuacji Spółki, należy wskazać, że w prowadzonej działalności gospodarczej Spółka przekazuje gaz ziemny i 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 i gazu ziemnego są marginalne - w przypadku gazu ziemnego, gaz ziemny pobrany do badań zawiera się w ilości około 0,000006 MWh, natomiast w przypadku ropy naftowej próbki 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:

*   błąd pomiarowy dla zbiornika ropy naftowej zaczyna się od 200 litrów czyli średnio 0,17 tony, podczas gdy próbki ropy naftowej generalnie nie przekraczają wartości 0,005 tony - z tego wynika, że każde oddanie gazu na cele badawcze należałoby zaraportować liczbą 0,01 tony, tj. poniżej błędu pomiarowego,

*   błąd pomiarowy dla gazu ziemnego można przyjąć 0,01 MWh tylko ze względu na to, że ciepło spalania jest podawane do dwóch miejsc po przecinku, podczas gdy gaz pobrany do badań zawiera się w ilości około 0,000006 MWh - z tego wynika, że każde oddanie gazu na cele badawcze należałoby zaraportować liczbą 0,00 MWh.

W konsekwencji, Spółka stoi na stanowisku, że raportowanie zerowych lub znikomych (poniżej błędu pomiarowego) ilości przekazywanych na cele badawcze gazu ziemnego i ropy naftowej jest pozbawione jakiegokolwiek rzeczywistego znaczenia ekonomicznego, a tym samym nie powinno podlegać raportowaniu podatkowemu.

Dodatkowo należy podkreślić, że Spółka nie posiada układów pomiarowych do mierzenia tego typu ilości i ma to uzasadnienie fizyczne ze względu na wielkość mierzoną, która jest wielokrotnie razy mniejsza od błędu pomiarowego. Powyższe potwierdza aktualne podejście Spółki do pomijania w raportowaniu gazu ziemnego i ropy naftowej przekazywanych na cele badawcze.

Stanowisko Spółki w powyższym zakresie znajduje również potwierdzenie w treści uzasadnienia do projektu ustawy wprowadzającej przepisy art. 16 ust. 1 i 4 oraz art. 15a ust. 1 pkt 3) i 4) do ustawy o PWNK (druk sejmowy Sejmu VII kadencji nr 2351; dalej: „Uzasadnienie”).

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

Obowiązek dokonywania pomiarów (w tym również metodami pośrednimi) dotyczy także gazu ziemnego i ropy naftowej, wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, jak również wydobycia podlegającego zwolnieniu z podatku od wydobycia niektórych kopalin określonego w proponowanym art. 7b ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin. Przedsiębiorcy obecnie dokonują pomiarów (w tym metodami pośrednimi) wydobycia węglowodorów z poszczególnych odwiertów, zatem również i w tym przypadku nie zostaną nałożone dodatkowe obowiązki pomiarowe (podkreślenie Spółki).”

Spółka wskazuje, że nie posiada obecnie technicznych i fizycznych możliwości dokonania pomiaru tak małych ilości gazu ziemnego i ropy naftowej. W konsekwencji, nałożenie na Spółkę obowiązku ewidencjonowania znikomych (pomijalnych) ilości gazu ziemnego i ropy naftowej przekazywanych na cele badawcze oznaczałoby nałożenie na Spółkę dodatkowych obowiązków administracyjnych i pomiarowych, co stałoby w sprzeczności z wyrażoną w Uzasadnieniu intencją projektodawcy ustawy wprowadzającej przepisy art. 16 ust. 1 i 4 oraz art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 do ustawy o PWNK.

W konsekwencji, w ocenie Spółki, ze względu na fakt, że ewidencja pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej), wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, o której mowa w art. 16 ust. 1 w zw. z art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy PWNK, powinna zawierać zgodnie z § 6 i § 7 Rozporządzenia ilości zaokrąglone do 2 miejsc po przecinku, to dopuszczalne jest nieuwzględnianie w tej ewidencji węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę przekazywanych na cele badawcze w ilościach znikomych, wielokrotnie mniejszych od błędu stosowanych metod pomiarowych.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego zdarzenia przyszłego jest nieprawidłowe w zakresie prowadzenia ewidencji w odniesieniu do próbek ropy naftowej przekazywanej do badań w ilości 0,005 tony i więcej, a w pozostałym zakresie jest prawidłowe.

Opodatkowanie wydobywanych kopalin takich jak: miedź, srebro, gaz ziemny i ropa naftowa regulują przepisy ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin (Dz.U. z 2012 r. poz. 362 z późn. zm.); przy czym należy wskazać, że regulacje dotyczące gazu ziemnego i ropy naftowej wejdą w życie z dniem 1 stycznia 2016 r.

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

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

Opodatkowaniu podatkiem nie podlegają:

1.  urobek rudy miedzi lub przetworzony urobek rudy miedzi niebędący koncentratem, przeliczony na masę urobku rudy miedzi, w ilości nieprzekraczającej 1 tony miesięcznie,
2.  wydobyty gaz ziemny w ilości nieprzekraczającej równowartości 11 MWh miesięcznie,
3.  wydobyta ropa naftowa w ilości nieprzekraczającej 1 tony miesięcznie

− jeżeli zostały wykorzystane na cele badawcze (ust. 2 art. 3).

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

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

1.  osoba fizyczna;
2.  osoba prawna;
3.  jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej, w tym spółka cywilna, której wspólnikom udzielono koncesji na podstawie ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. – Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. z 2014 r. poz. 613, ze zm.).
4.  Jeżeli wydobycie gazu ziemnego lub ropy naftowej odbywa się w ramach umowy o współpracy, o której mowa w przepisach ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. – Prawo geologiczne i górnicze, podatnikiem jest każda strona tej umowy, a jeżeli stroną umowy o współpracy jest spółka cywilna – ta spółka.

Zgodnie z art. 5 ust. 2a ustawy w zakresie wydobycia gazu ziemnego lub ropy naftowej obowiązek podatkowy powstaje z chwilą wprowadzenia gazu ziemnego lub ropy naftowej do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo z chwilą załadunku gazu ziemnego lub ropy naftowej na inny środek transportu.

W myśl art. 7b ust. 1ustawy zwalnia się od podatku wydobycie gazu ziemnego z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 MWh.

Zwalnia się od podatku wydobycie ropy naftowej z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton (ust. 2 art. 7b).

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

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

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

Art. 16 ustawy stanowi, że:

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

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

Przy czym należy wskazać, że ustawodawca w ustawie o podatku od wydobycia niektórych kopalin nie sprecyzował pojęcia „metody pośredniej” pomiaru ani warunków, jakie powinny spełnić takie metody pomiaru. Jednakże nie oznacza to, że stosowane pomiary pośrednie nie będą potwierdzały wydajności ww. odwiertów.

Wydane na podstawie ww. delegacji ustawowej rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 16 października 2014 r. w sprawie zakresu danych ewidencji dotyczącej wydobycia niektórych kopalin (Dz.U. z 2014 r. poz. 1422) reguluje kwestie związane z ewidencjonowaniem wydobywanych kopalin zarówno przeznaczonych do sprzedaży jak i przekazywanych w celach badawczych; przy czym należy wskazać, że przepisy § 4-9 oraz § 10 w w zakresie dotyczącym ewidencji pomiarów ilości wydobytych gazu ziemnego oraz ropy naftowej wejdą w życie z dniem 1 stycznia 2016 r.

Jak wynika z § 6 ww. rozporządzenia ewidencja pomiarów ilości wydobytego gazu ziemnego, wykorzystanego na cele badawcze w danym miesiącu, zawiera ilość gazu ziemnego, wyrażoną w MWh i zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku.

Z kolei § 7 tego rozporządzenia stanowi, że ewidencja pomiarów ilości wydobytej ropy naftowej, wykorzystanej na cele badawcze w danym miesiącu, zawiera ilość ropy naftowej, wyrażoną w tonach i zaokrągloną do 2 miejsc po przecinku.

Ad 1

Z wniosku wynika, że Wnioskodawca 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).

1.  Wydobycie gazu ziemnego

Gaz wydobywany w Polsce można 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).

Wydobycie gazu ziemnego ze złoża odbywa się poprzez odwierty udostępniające dane złoże. Każde złoże charakteryzuje się odmiennymi właściwościami wydobywanych z nich węglowodorów. Poszczególne złoża mogą się charakteryzować różnymi właściwościami „płynu złożowego” (np. ciepłem spalania, składem chemicznym). Ponadto złoża mogą być wielohoryzontowe, o zróżnicowanych parametrach danego horyzontu, które są jednak stałe dla poszczególnych odwiertów.

Wydobyty z odwiertów tzw. „płyn złożowy” (m.in. gaz, cząstki stałe, woda związana i niezwiązana z gazem) jest następnie przesyłany do ośrodków zbioru gazu (wewnętrznymi gazociągami technologicznymi), gdzie podlega on procesowi przygotowania gazu do transportu (wstępna separacja, rozdział faz na gaz oraz pozostałe składniki). Po wstępnym oczyszczeniu, gaz poddawany jest procesom technologicznym (odsiarczanie, osuszanie, odrtęcianie), celem których jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normami (w zależności od stopnia koncentracji zawieranych zanieczyszczeń). Przygotowany w ten sposób gaz jest następnie kierowany do tzw. punktu zdawczo-odbiorczego (PZO). Punkt zdawczo-odbiorczy (PZO) jest to układ pomiarowy wyposażony w zespół urządzeń służących do pomiaru ilościowego i jakościowego strumienia przepływającego gazu.

W zależności od położenia układu pomiarowego w systemie obiegu gazu PZO występują:

1.  punkty PZO OP (w których Spółka rozpozna obowiązek podatkowy dla celów PWNK), w których dokonywany jest precyzyjny pomiar ilości gazu ziemnego wprowadzanego do sieci przesyłowej lub bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej albo na inny środek transportu,
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 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 punkty, w których dokonywany jest pomiar ilości gazu poza kopalniami w innych punktach (np. służący m.in. do bilansowania objętościowego w punktach pomiaru na wejściu do magazynu systemowego z sieci przesyłowej).

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.

Opomiarowanie

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

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

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

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

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

Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

Pomiar wydobycia z odwiertu może być również dokonywany 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; przy czym jedynie niektóre odwierty są wyposażone w taką instalację pomiarową.

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. Wydobycia z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji. Jeżeli pomiędzy pomiarami dochodzi do naturalnej zmiany warunków przepływu (np. znacząca zmiana ciśnienia) podejmowane są decyzje o włączeniu takiego odwiertu do układu pomiarowego niezależnie od harmonogramu pomiarów. Oznacza to, że pomiary dokonywane w sposób pośredni nie powinny zniekształcać ilości wydobycia.

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

Pomiar metodami pośrednimi wskazuje objętość wydobytego gazu (jednostka miary: m3).

W celu ustalenia jego wartości energetycznej (jednostka miary: MWh) należy uwzględnić, ciepło spalania danej kopaliny, badane odrębnie dla każdego złoża raz w roku. Ciepło spalania nie ulega częstym zmianom, dlatego zgodnie z najlepszą wiedzą, Spółka dla odzwierciedlenia rzeczywistej wartości kalorycznej wydobytego gazu, uznaje za wystarczające dokonywanie pomiaru ciepła spalania w aktualnie stosowanych odstępach czasu.

1.  Wydobycie ropy naftowej

Spółka prowadzi także poszukiwania oraz wydobycie 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.

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

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.

Opomiarowanie wydobycia z poszczególnych odwiertów

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

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

Pomiar pośredni może polegać na mierzeniu wydobycia z danego odwiertu w wybranym okresie pomiarowym (np. jeden dzień), po czym dla określenia wydobycia miesięcznego zmierzone wartości ulegają przemnożeniu przez ilość dni w danym miesiącu. Wydobycie 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.

Przedmiotem wątpliwości Wnioskodawcy jest, czy przedstawione w opisie stanu faktycznego metody pomiaru wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej dokonywane przez Spółkę na poszczególnych odwiertach rozpoznawczych lub wydobywczych należy uznać za metody pośrednie w rozumieniu art. 15a ustawy o PWNK, które dają Spółce podstawę do ustalenia ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej dla celów skorzystania ze zwolnienia, o którym mowa w art. 7b ust. 1 i 2 ustawy o PWNK.

Jak wynika z powołanego wyżej art. 15a ustawy na podmioty dokonujące wydobycia kopalin – gazu ziemnego i ropy naftowej – został nałożony obowiązek przeprowadzania pomiarów z zastosowaniem przyrządów pomiarowych ilości tych kopalin wprowadzanych w danym miesiącu do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej lub też w momencie załadunku na inny środek transportu. Przepis art. 15a ust. 1 pkt 3-6 ustawy nakłada także na podmioty prowadzące działalność w zakresie wydobycia ww. kopalin obowiązek dokonywania pomiarów (w tym również metodami pośrednimi), wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, jak również wydobycia podlegającego zwolnieniu z podatku od wydobycia niektórych kopalin określonego w art. 7b ustawy.

Zatem wprost z powołanego wyżej przepisu dla celów w nim określonych zawarta została możliwość stosowania pomiarów wydobywanego gazu ziemnego i ropy naftowej metodami pośrednimi.

Wnioskodawca w opisie sprawy wskazał, że w przypadku odwiertów, z których pozyskiwany jest gaz 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. Wydobycie z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji. Natomiast w sytuacji jakiejś zmiany (np. znacząca zmiana ciśnienia) podejmowane są decyzje o włączeniu takiego odwiertu do układu pomiarowego niezależnie od harmonogramu pomiarów. Tym samym jak wskazał Wnioskodawca, pomiary dokonywane w sposób pośredni nie powinny zniekształcać ilości wydobycia. Wydobycie gazu ziemnego mierzone jest w m3. Natomiast 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 Spółka dla odzwierciedlenia rzeczywistej wartości kalorycznej wydobytego gazu, uznaje za wystarczające dokonywanie pomiaru ciepła spalania w aktualnie stosowanych odstępach czasu.

Jak wynika z art. 7b ust. 1 ustawy zwalnia się z podatku wydobycie gazu ziemnego z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie gazu ziemnego nie przekracza równowartości 1100 MWh.

W rozpatrywanej sprawie należy mieć na uwadze, że ze zwolnienia od podatku może korzystać wydobycie gazu ziemnego z danego odwiertu, które miesięcznie nie przekracza 1100 MWh. Zatem skoro Wnioskodawca stosując opisane we wniosku metody pomiaru pośredniego przy odwiertach gazu ziemnego jest w stanie określić wydobycie gazu z danego odwiertu, które będzie spełniało kryteria wskazane w art. 7b ust. 1 ustawy, to stosowanie pośredniej metody pomiaru wydobycia gazu należy uznać za uprawniające do korzystania ze zwolnienia wymienionego w tym przepisie.

Z przedstawionego przez Wnioskodawcę opisu sprawy wynika, że także pomiary wydobycia ropy z odwiertów mogą być dokonywane zarówno przy użyciu metod pośrednich, jak i bezpośrednich - w zależności od zastosowanej instalacji pomiarowej. Jednakże ze względu na duże koszty instalacji pomiarowych jedynie niektóre odwierty posiadają taką instalację.

W związku z tym Wnioskodawca stosuje pomiary pośrednie, które polegają na 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. Przy czym należy wskazać, że wydobycie z danego odwiertu nie ulega nagłym, znaczącym zmianom w trakcie jego eksploatacji, poza sytuacjami, w których prowadzone są jakieś prace w odwiertach – nie mniej jednak Spółka uwzględnia ww. prace przy pomiarach. Zatem z tak przedstawionego opisu sprawy wynika, że stosowane przez Spółkę metody pomiarowe pośrednie wydobycia ropy naftowej z odwiertów odzwierciedlają faktyczne ilości wydobytej z odwiertów kopaliny – ropy naftowej. Jednakże z konstrukcji przepisu art. 7b ust. 2 ustawy wynika, że ze zwolnienia od podatku korzysta wydobycie ropy naftowej z odwiertu rozpoznawczego lub wydobywczego, z którego miesięczne wydobycie ropy naftowej nie przekracza 80 ton. Tak więc zwolnienie wskazane w tym przepisie odnosi się do ilości wydobywanej ropy naftowej z danego pojedynczego odwiertu. W związku z tym jeśli Wnioskodawca na podstawie stosowanych pomiarów pośrednich będzie w stanie określić wydobycie ropy naftowej z danego odwiertu i wydobycie to nie będzie przekraczało miesięcznie ilości 80 ton, wówczas stosowanie pośredniej metody pomiaru wydobycia gazu należy uznać za uprawniające do korzystania ze zwolnienia wymienionego w przepisie art. 7b ust. 2 ustawy.

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

Ad 2

Kolejnym zagadnieniem, którego wyjaśnienia oczekuje Wnioskodawca jest kwestia, czy ze względu na fakt, że ewidencja pomiarów ilości węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej), wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu, o której mowa w art. 16 ust. 1 w związku z art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy o PWNK, powinna zawierać zgodnie z § 6 i § 7 rozporządzenia ilości zaokrąglone do 2 miejsc po przecinku, to dopuszczalne jest nieuwzględnianie w tej ewidencji węglowodorów (gazu ziemnego i ropy naftowej) wydobytych przez Spółkę i przekazywanych na cele badawcze w ilościach znikomych, wielokrotnie mniejszych od błędu stosowanych metod pomiarowych.

Jak wynika z przedstawionego opisu sprawy, Spółka przekazuje gaz ziemny i 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 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.

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. Wnioskodawca wskazał także, że błąd pomiarowy dla zbiornika ropy naftowej zaczyna się od 200 litrów – tj. ok. 0,17 tony; w przypadku gazu ziemnego błąd pomiarowy wynosi 0,01 MWh, natomiast Spółka nie posiada układów pomiarowych do mierzenia tego typu ilości kopalin przekazywanych do badań.

W rozpatrywanej sprawie należy wskazać, że przepis art. 15a ust. 1 pkt 3 i 4 ustawy nakłada na podatników obowiązek pomiaru, także metodami pośrednimi, ilości wydobytego gazu ziemnego i ropy naftowej wykorzystanych na cele badawcze w danym miesiącu. Z kolei przepisy wydanego na podstawie art. 16 ust. 4 ustawy rozporządzenia w sprawie zakresu danych ewidencji dotyczącej wydobycia niektórych kopalin w § 6 i § 7 stanowią odpowiednio, że podatnik jest obowiązany prowadzić ewidencję pomiarów wydobytego i przekazanego na cele badawcze gazu ziemnego i ropy naftowej w danym miesiącu; gdzie dla gazu ziemnego ewidencja zawiera ilość gazu ziemnego wyrażoną w MWh, a dla ropy naftowej wyrażoną w tonach i zaokrąglonych do dwóch miejsc po przecinku.

Tak więc podatnik obowiązany jest prowadzić ewidencje wydobytych i przekazanych na cele badawcze kopalin w przedstawionych wyżej jednostkach pomiarowych stosując wskazane w tych przepisach zaokrąglenie.

Jednocześnie należy zauważyć, że przepisy ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin nie nakładają na podatników instalowania dodatkowych szczególnych systemów pomiarowych w celu stwierdzenia dokładnych ilości kopalin przekazywanych do badań. Ponadto jak wynika ze wskazanych wyżej przepisów rozporządzenia w zakresie prowadzenia ewidencji przekazanych kopalin – gazu ziemnego i ropy naftowej – ich ilości powinny być wykazywane w tych ewidencjach w określonych tymi przepisami jednostkach – czyli dla gazu ziemnego w MWh z zaokrągleniem do 2 miejsc po przecinku, a dla ropy naftowej – w tonach także z zaokrągleniem do 2 miejsc po przecinku. W rozpatrywanej sprawie Wnioskodawca wskazał, że dla celów badawczych przekazuje każdorazowo gaz ziemny w ilości ok. 0,000006 MWh – zatem nawet stosując wskazane w rozporządzeniu zaokrąglenie Wnioskodawca w ewidencji gazu ziemnego wydobytego i przekazanego na cele badawcze powinien wykazać jego ilość rzędu 0,00 MWh, co tym samym powoduje uznaniem prowadzenia tej ewidencji za bezcelowe.

Z kolei w przypadku ropy naftowej Wnioskodawca na cele badawcze przekazuje zasadniczo próbki w ilości poniżej 0,005 tony. Są to także ilości poniżej najniższego rzędu danych, w których należy prowadzić ewidencję dla przekazywanej do badań ropy naftowej, wskutek czego w przypadku takich próbek podatnik nie ma obowiązku prowadzenia ewidencji ilości ropy naftowej przekazywanej miesięcznie do badań.

Zatem w kontekście powyższych wyjaśnień stanowisko Wnioskodawcy w tym zakresie należy uznać za prawidłowe.

Jednakże w rozpatrywanej sprawie Wnioskodawca wskazał również, że w odniesieniu do próbek przekazywanej do badań ropy naftowej jej ilości mogą przekraczać ilość 0,005 tony, co po zaokrągleniu stosownie do § 7 rozporządzenia stanowi ilość 0,01 tony, a taka ilość tej kopaliny stanowi najmniejszy rząd ilości, który podlega ewidencjonowaniu. Przy czym należy wskazać, że nie ma tu znaczenia stosowany przy pomiarze zawartości zbiornika ropy naftowej błąd pomiarowy, gdyż Wnioskodawca do celów badawczych przekazuje określoną próbkę a nie cały zbiornik. Ponadto informacje przedstawione w złożonym wniosku odnośnie ilości przekazywanych kopalin do badań Wnioskodawca przedstawił na podstawie dokonanych pomiarów tych próbek, tym samym więc pominięcie prowadzenia tej ewidencji z powodów nieposiadania instalacji pomiarowej do takich ilości ropy naftowej jest bezzasadne. Do takich celów w przypadku ropy naftowej wystarczy zwykłe urządzenie wagowe. W konsekwencji należy wskazać, że w odniesieniu do próbek ropy naftowej o wadze 0,005 tony i więcej, które to ilości po zaokrągleniu będą wynosiły 0,01 tony lub więcej należy takie ilości ujmować w ewidencji, o której mowa w § 7 rozporządzenia.

W konsekwencji stanowisko Wnioskodawcy w odniesieniu do obowiązku ewidencjonowania przekazywanych do badań próbek ropy naftowej w ilości 0,005 tony i większej należy uznać za nieprawidłowe.

Interpretacja dotyczy zdarzenia przyszłego przedstawionego przez Wnioskodawcę i stanu prawnego, który będzie obowiązywał od dnia 1 stycznia 2016 r.

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 ze 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.