Interpretacja indywidualna
Sygnatura: IPPB5/4510-705/15-3/AJ
Organ: Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie
Data wydania: 2015-11-10
Teza: w zakresie możliwości uznania za kwalifikowane możliwości uznania za kwalifikowane wydatków ponoszonych przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo pozyskiwania, w trakcie procesu produkcji także innych substancji nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (np. siarki, helu) oraz wydatków na dodatkowe instalacje dedykowane wykorzystywane w produkcji substancji niebędących węglowodorami.
Słowa kluczowe: instalacja; produkcja; wydatek; węglowodory; zakup
Przepisy: [SPW] Ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym - utrata mocy

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, z późn. zm) oraz § 7 pkt 1 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 22 kwietnia 2015 r. w sprawie upoważnienia do wydawania interpretacji przepisów prawa podatkowego (Dz. U. z 2015 r. poz. 643) Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów stwierdza, że stanowisko – przedstawione we wniosku z dnia 4 sierpnia 2015 r. (data wpływu 10 sierpnia 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie

*   możliwości uznania za kwalifikowane wydatków ponoszonych przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo pozyskiwania, w trakcie procesu produkcji także innych substancji nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (np. siarki, helu) – **jest prawidłowe,**

*   możliwości uznania za kwalifikowane wydatków na dodatkowe instalacje dedykowane wykorzystywane w produkcji substancji niebędących węglowodorami – **jest prawidłowe.**

UZASADNIENIE

W dniu 10 sierpnia 2015 r. został złożony ww. wniosek o wydanie interpretacji indywidualnej dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie możliwości uznania za kwalifikowane możliwości uznania za kwalifikowane wydatków ponoszonych przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo pozyskiwania, w trakcie procesu produkcji także innych substancji nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (np. siarki, helu) oraz wydatków na dodatkowe instalacje dedykowane wykorzystywane w produkcji substancji niebędących węglowodorami.

We wniosku przedstawiono następujący stan faktyczny.

P. S.A. 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.

*   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).

*   Procesy związane z wydobyciem węglowodorów

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

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

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

*   gaz ziemny zaazotowany (w zależności od charakterystyki: sprzedawany bezpośrednio do wybranych klientów przemysłowych/hurtowych lub poddawany procesowi odazotowania lub zmieszania z gazem wysokometanowym w celu uzyskania właściwych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normą i umożliwienia dalszego przesyłu i sprzedaży);

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

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

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

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

*   Wydobycie oraz produkcja węglowodorów

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

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

*   w przypadku gazu ziemnego - jest następnie przesyłany do ośrodków zbioru gazu (wewnętrznymi gazociągami technologicznymi), gdzie podlega on procesowi przygotowania gazu do transportu (wstępna separacja, rozdział faz na gaz oraz pozostałe składniki). Po wstępnym oczyszczeniu, gaz poddawany jest procesom technologicznym (odsiarczanie, osuszanie, odrtęcianie, inne), celem których jest osiągnięcie wymaganych parametrów jakościowych gazu zgodnie z normami (w zależności od stopnia koncentracji zawieranych zanieczyszczeń);

*   w przypadku ropy naftowej - podlega następnie procesom separacji wody, odgazowania, odsiarczania i odsalania. Ropa po wydobyciu jest transportowana rurociągiem lub za pomocą transportu samochodowego do kopalni, gdzie trafia do zbiornika znajdującego się na jej terenie;

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

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

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

*   Magazynowanie węglowodorów

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

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

1.  magazyny kopalniane, w 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.

*   Mieszanie węglowodorów

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

W odniesieniu do procesu mieszania ropy naftowej, może dochodzić do zmieszania kopaliny pochodzącej z różnych odwiertów (a tym samym charakteryzującego się różnymi parametrami). Może także dochodzić do zmieszania ropy naftowej z wydobytym kondensatem. Spółka zaznacza, że mieszanie ropy naftowej (kondensatu) może być jednym z elementów niezbędnych do uzdatnienia wydobytej kopaliny przed sprzedażą.

*   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. 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 T. 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 T. są kształtowane w oparciu o równoważenie ofert popytu i podaży. Spółka oferując gaz na giełdzie kieruje się wewnętrznym zarządzeniem Prezesa Zarządu P., biorąc pod uwagę konkurencyjny charakter obrotu giełdowego.

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

W ramach wystawianych faktur sprzedażowych Spółka obciąża odbiorców następującymi opłatami:

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

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa stała

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa zmienna

*   Opłata abonamentowa

*   Opłata za niedotrzymanie nominacji

*   Opłata za przekroczenie mocy

*   Inne

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

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

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

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

*   Koszty regazyfikacji

*   Koszty odazotowania

*   Koszty magazynowania

*   Koszty mieszalni

*   Koszty sprzedaży i inne koszty własne

Ponadto, opłaty z tytułu:

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

albo

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

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

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

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

Ropa naftowa

W chwili obecnej Spółka zajmuje się sprzedażą ropy naftowej wydobytej jedynie na terytorium Polski (Spółka nie wyklucza jednocześnie, że w przyszłości może zajmować się również sprzedażą ropy naftowej wydobytej za granicą). Cała sprzedaż ropy naftowej jest prowadzona przez OOH (oddziały wydobywcze nie uczestniczą w tym procesie poza oddziałem, 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 P. 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: P. (wskazana w umowie jako Spółka Reprezentująca PGK), O. Sp. z o.o., S. Sp. z o.o., T. S.A., M. Sp. z o.o., V. Sp. z o.o., G. Sp. z o.o. oraz N. Sp. z o.o.

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

Koszty ogólne dotyczące działalności poszukiwawczo-wydobywczej

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

Dokumentowanie wydatków

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

Potencjalne zbywanie aktywów majątkowych

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

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

1.  Czy przedstawione w opisie stanu faktycznego wydatki, ponoszone przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo pozyskiwania, w trakcie procesu produkcji także innych substancji nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (np. siarki, helu) - stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW ?
2.  Czy przedstawione w opisie stanu faktycznego wydatki, ponoszone przez Spółkę na dodatkowe instalacje dedykowane i faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami (helu) i których sprzedaż nie generuje zysków podlegających opodatkowaniu SPW, nie stanowią dla Spółki wydatków kwalifikowanych w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW ?

Zdaniem Wnioskodawcy:

Ad. 1

Zdaniem Spółki, przedstawione w opisie stanu faktycznego wydatki, ponoszone przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo pozyskiwania, w trakcie procesu produkcji, przy ich wykorzystaniu także innych substancji nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (np. siarki, helu) - stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

Ustawa o SPW reguluje opodatkowanie działalności wydobywczej węglowodorów, co wynika bezpośrednio z treści ustawy o SPW, zgodnie z którą:

*   przedmiotem opodatkowania SPW są zyski z działalności wydobywczej węglowodorów (art. 1 ust. 1 ustawy o SPW);

*   podatnikiem SPW jest prowadząca działalność wydobywczą węglowodorów: osoba fizyczna, osoba prawna lub jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej (art. 3 ust. 1 ustawy o SPW).

Art. 2 pkt 11 ustawy o SPW wskazuje, że ilekroć w ustawie jest mowa o węglowodorach - rozumie się przez to ropę naftową, gaz ziemny oraz ich naturalne pochodne, z wyjątkiem metanu występującego w złożach węgla kamiennego oraz metanu występującego jako kopalina towarzysząca.

W powyższym kontekście należy zauważyć, iż w ramach prowadzonego przez Spółkę procesu wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej obok przedmiotowych węglowodorów i ich naturalnych pochodnych, pozyskiwane są w trakcie procesu technologicznego również „produkty uboczne” m.in. w postaci siarki, helu, azotu a także inne substancje. Przedmiotowe „produkty uboczne” nie są ropą naftową ani gazem ziemnym, ani też nie stanowią ich naturalnych pochodnych (siarka, azot oraz hel nie stanowią związków węgla i wodoru, są bowiem osobnymi pierwiastkami) - wobec tego, nie spełniają definicji zawartej w art. 2 ust. 11 ustawy o SPW.

Pozyskiwanie ww. produktów ubocznych wynika z uwarunkowań procesów technologicznych, w ramach których 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 i 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 P.,

Istotnym elementem procesu przygotowania gazu ziemnego do sprzedaży jest jego odazotowanie. Gaz zaazotowany, w celu zwiększenia 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, magazynowanie należy uznać za część procesu technologicznego zmierzającego do uzdatnienia wydobytej kopaliny i umożliwienia dostarczenia go do końcowego odbiorcy. Zatem pomimo tego, że w ramach ww. procesów technologicznych pozyskane zostaną także substancje inne niż węglowodory, to jednak głównym przeznaczeniem instalacji używanych do ww. procesów jest działalność związana z wydobyciem/produkcją węglowodorów (wykorzystywanie tych instalacji do pozyskiwania innych substancji ma jedynie charakter poboczny).

Należy przy tym zaznaczyć, że 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.

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

Wydatki kwalifikowane są potrącane od przychodu w dacie ich poniesienia. Za dzień poniesienia wydatku uznaje się dzień uregulowania zobowiązania w jakiejkolwiek formie (art. 11 ust. 5 ustawy o SPW).

W konsekwencji, podatnik SPW ma możliwość zaliczenia do wydatków kwalifikowanych wydatków spełniających zasadniczo następujące kryteria:

1.  dany wydatek powinien zostać poniesiony w celu osiągnięcia przychodów lub zachowania albo zabezpieczenia tych przychodów pochodzących, zgodnie z art. 8 ust. 1 ustawy o SPW, z tytułu dostawy wydobytych węglowodorów;
2.  kryterium oceny, czy dany wydatek stanowi kategorii wyłączonej z wydatków kwalifikowanych na podstawie art. 12 ust. 1 ustawy o SPW.

Ad i)

Spółka wskazuje, że głównym celem gospodarczym Spółki w momencie ponoszenia danego wydatku na zakup i utrzymanie instalacji było wykorzystanie ww. instalacji do działalności podlegającej opodatkowaniu SPW (tj. działalności wydobywczej węglowodorów). Zdaniem Spółki, wydatki na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - pomimo uzyskiwania w procesie technologicznym (oczyszczania) także innych substancji niż węglowodory - są niewątpliwie wydatkami spełniającymi definicję wydatków kwalifikowanych z art. 11 ust. 1 ustawy o SPW, zostały bowiem poniesione w celu osiągnięcia przychodów z tytułu działalności wydobywczej węglowodorów. Dodatkowo, przedmiotowe wydatki niewątpliwie służą zachowaniu/zabezpieczeniu tych przychodów z uwagi na wykorzystanie ich do procesów technologicznych wpływających na parametry jakościowe węglowodorów i warunkujących dostawę tych węglowodorów do klienta.

Ad ii).

Spółka wskazuje, że wydatki na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów, nie znajdują się w katalogu wydatków wyłączonych z wydatków kwalifikowanych w art. 12 ust. 1 ustawy o SPW.

Co więcej, przedmiotowe wydatki można zakwalifikować do jednej z kategorii wydatków kwalifikowanych, wymienionych w art. 11 ust. 3 ustawy o SPW. W ocenie Spółki bowiem, wydatki na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów - a jedynie pobocznie w trakcie procesu technologicznego pozyskiwane są inne substancje niż węglowodory - są niewątpliwie ponoszone w celu dokonania dostawy wydobytych węglowodorów do klienta. W konsekwencji, powyższe wydatki są jednocześnie wydatkami związanymi z przygotowaniem wydobytych węglowodorów do dostawy o których mowa w art. 11 ust. 3 pkt 7 ustawy o SPW.

W konsekwencji, przedmiotowe wydatki na zakup i utrzymanie instalacji, które to instalacje zostały nabyte celem przeznaczenia do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów, powinny zostać zaliczone przez Spółkę w całości do wydatków kwalifikowanych.

Jednocześnie, fakt wykorzystywania danej instalacji do pozyskania w trakcie procesu technologicznego również innych substancji (np. siarki, helu) - nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW - nie powinien wpływać na możliwość zaliczenia przez Spółkę danego wydatku do katalogu wydatków kwalifikowanych. Wytwarzanie innych substancji przez ww. instalacje ma charakter poboczny i dodatkowy względem głównego przeznaczenia gospodarczego ww. instalacji.

W konsekwencji, wydatki ponoszone przez Spółkę na zakup i utrzymanie instalacji przeznaczonych do działalności związanej z wydobyciem/produkcją węglowodorów, które jedynie pobocznie są wykorzystywane do wytwarzania innych substancji (nie będących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW), stanowią dla Spółki wydatki kwalifikowane w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

Ad. 2

Zdaniem Spółki, przedstawione w opisie stanu faktycznego wydatki, ponoszone przez Spółkę na dodatkowe instalacje dedykowane i faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (helu) i których sprzedaż nie generuje zysków podlegających opodatkowaniu SPW, nie stanowią dla Spółki wydatków kwalifikowanych w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

Ustawa o SPW reguluje opodatkowanie działalności wydobywczej węglowodorów, co wynika bezpośrednio z treści ustawy o SPW, zgodnie z którą:

*   przedmiotem opodatkowania SPW są zyski z działalności wydobywczej węglowodorów (art. 1 ust. 1 ustawy o SPW);

*   podatnikiem SPW jest prowadząca działalność wydobywczą węglowodorów: osoba fizyczna, osoba prawna lub jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej (art. 3 ust. 1 ustawy o SPW).

Art. 2 pkt 11 ustawy o SPW wskazuje, że ilekroć w ustawie jest mowa o węglowodorach - rozumie się przez to ropę naftową, gaz ziemny oraz ich naturalne pochodne, z wyjątkiem metanu występującego w złożach węgla kamiennego oraz metanu występującego jako kopalina towarzysząca.

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

W powyższym kontekście należy zauważyć, iż w ramach prowadzonego przez Spółkę procesu wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej pozyskiwane są obok przedmiotowych węglowodorów i ich naturalnych pochodnych, również „produkty uboczne” m.in. w postaci siarki, helu, azotu a także innych substancji. Przedmiotowe „produkty uboczne” nie są ropą naftową ani gazem ziemnym, ani też nie stanowią naturalnych pochodnych węglowodorów wobec tego, nie spełniają definicji węglowodorów zawartej w art. 2 pkt 11 ustawy o SPW.

Pozyskiwanie powyższych „produktów ubocznych” wynika z uwarunkowań procesów technologicznych, w ramach których 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 P.

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. Zatem pomimo tego, że w ramach ww. procesów technologicznych pozyskiwane są także substancje inne niż węglowodory, to jednak głównym przeznaczeniem instalacji używanych do ww. procesów jest działalność związana z wydobyciem/produkcją węglowodorów (wykorzystywanie tych instalacji do wytwarzania innych substancji ma jedynie charakter poboczny).

Należy przy tym zaznaczyć, że 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.

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

Należy wskazać, że wydatki, ponoszone przez Spółkę na dodatkowe instalacje dedykowane faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (helu) i których sprzedaż nie generuje zysków podlegających opodatkowaniu SPW:

*   nie są wydatkami związanymi z działalnością wydobywczą węglowodorów;

*   nie są ponoszone przez Spółkę w celu osiągania przychodów opodatkowanych SPW.

Ad i).

Zdaniem Spółki, w przypadku wydatków na dodatkowe instalacje dedykowane i faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami (helu) i których sprzedaż nie generuje zysków podlegających opodatkowaniu SPW nie została spełniona podstawowa przesłanka umożliwiająca zaliczenie wydatków na zakup ww. urządzeń do wydatków kwalifikowanych, tj. poniesienie danego wydatku przez podatnika w celu osiągnięcia zysku, który podlega opodatkowaniu na gruncie ustawy o SPW.

Ad ii).

Spółka wskazuje, że dodatkowe instalacje dedykowane i faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (hel) i których sprzedaż nie generuje zysków podlegających opodatkowaniu SPW (na które Spółka poniosła określone wydatki) nie zostały przez Spółkę nabyte w celu osiągania przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów. Ww. urządzenia są wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami. Wydatki na ww. instalacje nie powinny zatem stanowić dla Spółki wydatków kwalifikowanych z uwagi na fakt, że w rozumieniu ustawy SPW Spółka nie osiąga przychodów z tytułu dostawy węglowodorów odpowiadającym poniesionym wydatkom.

W konsekwencji, wydatki ponoszone przez Spółkę na dodatkowe instalacje dedykowane faktycznie wykorzystywane jedynie w celu produkcji substancji niebędących węglowodorami lub naturalnymi pochodnymi węglowodorów w rozumieniu art. 2 pkt 11 ustawy o SPW (helu) nie stanowią dla Spółki wydatków kwalifikowanych w rozumieniu art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

W świetle obowiązującego stanu prawnego stanowisko Wnioskodawcy w sprawie oceny prawnej przedstawionego stanu faktycznego 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 przedstawionego w 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.