Interpretacja indywidualna
Sygnatura: IPPB5/4510-707/15-4/MK
Organ: Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie
Data wydania: 2015-11-06
Teza: Specjalny podatek węglowodorowy– Rozdział 2 – Wydatki kwalifikowane
Słowa kluczowe: amortyzacja; koszt-koszty kwalifikowane; wydatek; węglowodory; środek-środek trwały
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 31 lipca 2015 r. (data wpływu 10 sierpnia 2015 r.) o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie:

*   możliwości uwzględnienia wydatków kwalifikowanych rozpoznanych na podstawie art. 26 przy ustalaniu wysokości zysku/straty z działalności węglowodorowej – **jest prawidłowe**,

*   sposobu rozliczenia straty z działalności wydobywczej węglowodorów w kolejnych latach podatkowych – **jest prawidłowe**,

*   ograniczenia czasowego co do liczby lat podatkowych rozliczenia straty podatkowej z działalności wydobywczej węglowodorów – **jest prawidłowe**.

UZASADNIENIE

W dniu 10 sierpnia 2015 r. został złożony ww. wniosek o wydanie interpretacji indywidualnej dotyczącej specjalnego podatku węglowodorowego w zakresie:

*   możliwości uwzględnienia wydatków kwalifikowanych rozpoznanych na podstawie art. 26 przy ustalaniu wysokości zysku/straty z działalności węglowodorowej,

*   sposobu rozliczenia straty z działalności wydobywczej węglowodorów w kolejnych latach podatkowych,

*   ograniczenia czasowego co liczby lat podatkowych rozliczenia straty podatkowej z działalności wydobywczej węglowodorów.

We wniosku przedstawiono następujący stan faktyczny.

Wnioskodawca („Wnioskodawca” lub „Spółka 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.

1.  Procesy związane z poszukiwaniem węglowodorów

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

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

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

1.  Procesy związane z wydobyciem węglowodorów

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

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

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

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

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

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

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

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

Wydobycie oraz produkcja węglowodorów

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

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

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

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

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

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

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

1.  Magazynowanie węglowodorów

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

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

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

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

1.  Mieszanie węglowodorów

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

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

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).

Procesy związane ze sprzedażą węglowodorów

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

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

Gaz ziemny

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

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

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

W ramach wystawianych faktur sprzedażowych Spółka obciąża odbiorców następującymi opłatami:

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

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa stała,

*   Opłata dystrybucyjna/przesyłowa zmienna,

*   Opłata abonamentowa,

*   Opłata za niedotrzymanie nominacji,

*   Opłata za przekroczenie mocy,

*   Inne.

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

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

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

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

*   Koszty regazyfikacji,

*   Koszty odazotowania,

*   Koszty magazynowania,

*   Koszty mieszalni,

*   Koszty sprzedaży i inne koszty własne.

Ponadto, opłaty z tytułu:

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

albo

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

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

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

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

Ropa naftowa

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

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

1.  Dodatkowe informacje

Działalność Spółki w podatkowej grupie kapitałowej

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

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

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

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

W skład PGK wchodzą następujące spółki:\`(...)\`

Dochód / strata każdej ze spółek tworzących PGK (w tym Wnioskodawca) 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 w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, wydatki kwalifikowane rozpoznane przez Spółkę w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy o SPW na podstawie art. 26 ustawy o SPW będą wpływały na ustalenie wysokości zysku/straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w tym roku podatkowym?
2.  Czy w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, kwota straty z działalności wydobywczej węglowodorów, o której mowa w art. 13 ust. 1 zdanie drugie ustawy o SPW, poniesiona przez Spółkę w danym roku podatkowym, może obniżyć zysk Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w całości lub w części w dowolnym roku podatkowym nie następującym bezpośrednio po roku podatkowym, w którym wystąpiła ww. strata?
3.  Czy w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, istnieje ograniczenie czasowe co do liczby lat podatkowych, w których Spółka może obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów o wysokość straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów o której mowa w art. 13 ust. 1 zdanie drugie ustawy o SPW?

Zdaniem Wnioskodawcy.

Pytanie 1

Zdaniem Spółki, w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, wydatki kwalifikowane rozpoznane przez Spółkę w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy o SPW na podstawie art. 26 ustawy o SPW będą wpływały na ustalenie wysokości zysku/straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w tym roku podatkowym.

Uzasadnienie:

Art. 13 ust. 1 ustawy o SPW przewiduje, że podstawą opodatkowania SPW jest zysk z działalności wydobywczej węglowodorów stanowiący nadwyżkę uzyskanych w danym roku podatkowym przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów nad poniesionymi w danym roku podatkowym wydatkami kwalifikowanymi. Jeżeli wydatki kwalifikowane przekraczają w danym roku sumę przychodów, różnica jest stratą z działalności wydobywczej węglowodorów. O wysokość powyższej straty poniesionej w roku podatkowym można obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów w kolejnych latach podatkowych (art. 13 ust. 2 ustawy o SPW).

Jednocześnie, podatnicy SPW są uprawnieni do zaliczenia do wydatków kwalifikowanych w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy:

*   wydatków spełniających warunki do uznania ich za wydatki kwalifikowane, poniesionych przed dniem wejścia w życie ustawy w okresie 4 lat kalendarzowych poprzedzających dzień wejścia w życie ustawy (art. 26 pkt 1 ustawy o SPW);

*   łącznej wartości środków trwałych związanych z działalnością wydobywczą węglowodorów, niezamortyzowanych w podatku dochodowym do dnia wejścia w życie ustawy - nabytych lub wytworzonych w okresie poprzedzającym okres 4 lat kalendarzowych poprzedzających dzień wejścia w życie ustawy o SPW i wprowadzonych do ewidencji środków trwałych i wartości niematerialnych i prawnych (art. 26 pkt 2 ustawy o SPW);

*   wartości środków trwałych w budowie w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości związanych z działalnością wydobywczą węglowodorów – w wysokości określonej na dzień 1 stycznia 2012 r. (art. 26 pkt 3 ustawy o SPW).

W konsekwencji, w przypadku rozpoznania przez Spółkę w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy o SPW na podstawie art. 26 ustawy o SPW wydatków kwalifikowanych, ich łączna wartość będzie wpływała na ustalenie wysokości zysku/straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w tym roku podatkowym.

Przepis art. 13 ust. 1 ustawy o SPW odnosi się bowiem do „wydatków kwalifikowanych poniesionych w danym roku”. Należy zauważyć, że powyższy przepis nie zawiera jakichkolwiek kryteriów różnicujących poszczególne wydatki kwalifikowane ze względu na podstawę prawną ich rozpoznania przez podatnika. W szczególności, przepis ten nie zawiera wskazania, że sformułowanie ustawodawcy „wydatki kwalifikowane poniesione w danym roku” odnosi się wyłącznie do wydatków zaliczonych przez podatnika do wydatków kwalifikowanych na podstawie art. 11 ust. 1 ustawy o SPW.

Spółka pragnie wskazać, że art. 26 ustawy o SPW - będący w ocenie Spółki przepisem o charakterze lex specialis - nie modyfikuje treści art. 13 ust. 1 i ust. 2 ustawy o SPW. Zdaniem Spółki, gdyby racjonalny ustawodawca miał na celu wprowadzenie zasady, że wydatki kwalifikowane rozpoznane na podstawie art. 26 ustawy o SPW nie wpływają na ustalenie wysokości zysku/straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w danym roku podatkowym w którym zostały rozpoznane (tj. w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy o SPW), to zawarłby stosowne uregulowanie w treści art. 26 ustawy o SPW (bądź też w jakimkolwiek innym przepisie ustawy o SPW).

Mając na uwadze powyższe, Spółka pragnie zauważyć, że ewentualne wyłączenie wydatków kwalifikowanych rozpoznanych na podstawie art. 26 ustawy o SPW z zakresu zastosowania przepisu art. 13 ust. 1 ustawy o SPW byłoby sprzeczne z zasadą lege non distiguente nec nostrum est distinguere, zgodnie z którą wykładnia danego przepisu prawa nie może doprowadzić do ograniczenia zakresu jego zastosowania w przypadku, gdy sam przepis prawa takiego ograniczenia nie zawiera.

W konsekwencji, zdaniem Spółki, należałoby przyjąć, że przepis art. 13 ust. 1 ustawy o SPW odnosi się do wszystkich wydatków kwalifikowanych rozpoznanych przez Spółkę w danym roku podatkowym - a zatem również do wydatków kwalifikowanych rozpoznanych przez Spółkę w pierwszym roku podatkowym od dnia wejścia w życie ustawy o SPW na podstawie art. 26 ustawy o SPW.

Pytanie 2 i 3

Zdaniem Spółki, w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, kwota straty z działalności wydobywczej węglowodorów, o której mowa w art. 13 ust. 1 zdanie drugie ustawy o SPW, poniesiona przez Spółkę w danym roku podatkowym, może obniżyć w całości lub w części zysk Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w dowolnym roku podatkowym nie następującym bezpośrednio po roku podatkowym, w którym wystąpiła ww. strata.

Dodatkowo, zdaniem Spółki, w świetle art. 13 ust. 2 ustawy o SPW, nie istnieje ograniczenie czasowe co do liczby lat podatkowych, w których Spółka może obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów o wysokość straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów o której mowa w art. 13 ust. 1 zdanie drugie ustawy o SPW.

Uzasadnienie do Pytania 2 oraz Pytania 3:

1.

Art. 13 ust. 1 ustawy o SPW przewiduje, że podstawą opodatkowania SPW jest zysk z działalności wydobywczej węglowodorów stanowiący nadwyżkę uzyskanych w danym roku podatkowym przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów nad poniesionymi w danym roku podatkowym wydatkami kwalifikowanymi. Jeżeli wydatki kwalifikowane przekraczają w danym roku sumę przychodów, różnica jest stratą z działalności wydobywczej węglowodorów. O wysokość powyższej straty poniesionej w roku podatkowym można obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów w kolejnych latach podatkowych (art. 13 ust. 2 ustawy o SPW).

Ustawa o SPW nie zawiera jednocześnie szczegółowych regulacji co do sposobu rozliczania straty z działalności wydobywczej węglowodorów. W szczególności, ustawa o SPW nie zawiera:

*   ograniczeń co do maksymalnej wysokości straty z działalności wydobywczej węglowodorów, która może zostać przez Spółkę rozliczona w danym roku podatkowym;

*   ograniczeń co do maksymalnej ilości lat podatkowych, w których możliwe jest rozliczenie straty z działalności wydobywczej węglowodorów; oraz

*   ograniczeń co do kolejności lat podatkowych, w jakich możliwe jest rozliczenia straty z działalności wydobywczej węglowodorów (tj. w szczególności ograniczeń dotyczących konieczności bezpośredniego następowania po sobie lat podatkowych w których rozliczana jest strata, a także ograniczeń wskazujących na możliwość rozliczenia straty jedynie w „najbliższych” następujących po sobie 5 latach podatkowych).

Powyższe znajduje również potwierdzenie w treści uzasadnienia do projektu przedmiotowej ustawy (druk sejmowy Sejmu VII kadencji nr 2351; dalej: „Uzasadnienie”), zgodnie z którym:

*   „Rozliczenie straty nie jest ograniczone czasowo ani kwotowo (podkreślenie Spółki) zatem cała powstała w działalności wydobywczej strata zostanie przez podatnika podatku rozliczona w kolejnych latach podatkowych.” (Uzasadnienie, str. 20)

*   „Z uwagi na fakt, że podatek rozliczany jest kasowo (wynik w danym roku podatkowym może znacząco różnić się od wyniku podatkowego z roku poprzedniego oraz istnieje możliwość nieograniczonego rozliczania straty podatkowej (podkreślenie Spółki), zasadne jest odstąpienie od możliwości uproszczonego wpłacania zaliczek na specjalny podatek węglowodorowy i wpłacania zaliczek na podstawie faktycznych wyników podatkowych.” (Uzasadnienie, str. 22)

W konsekwencji, nie powinno ulegać wątpliwości, iż na gruncie ustawy o SPW i Uzasadnienia do tej ustawy, poniesiona przez Spółkę w danym roku strata z działalności wydobywczej węglowodorów może obniżyć w całości lub w części zysk Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w dowolnym roku podatkowym nie następującym bezpośrednio po roku podatkowym, w którym wystąpiła ww. strata. Jednocześnie, rozliczenie takiej straty nie będzie podlegało ograniczeniom czasowym w zakresie liczby lat podatkowych, w których Spółka może obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów o kwotę takiej straty.

3.

Należy wskazać, że powyższe stanowisko Spółki znajduje również potwierdzenie w wykładni systemowej zewnętrznej. Należy bowiem zauważyć, że art. 7 ust. 5 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (t.j. Dz. U. z 2014 r. poz. 851; dalej: „ustawa o CIT”) przewiduje określone ograniczenia w rozliczeniu straty podatkowej, tj.:

*   wysokość obniżenia w którymkolwiek z lat podatkowych, w których rozpoznawana jest strata nie może przekroczyć 50% kwoty tej straty;

*   maksymalną ilością lat podatkowych, w których można rozliczyć stratę jest 5 lat podatkowych;

*   rozliczenie straty jest możliwe jedynie w najbliższych, kolejno po sobie następujących latach podatkowych.

W ocenie Spółki, fakt nieumieszczenia powyższych ograniczeń w ustawie o SPW świadczy, iż celem ustawodawcy było stworzenie możliwości dla podatników SPW - odmiennie niż dla podatników CIT - rozliczenia straty z działalności wydobywczej węglowodorów bez ograniczeń kwotowych i czasowych, zawartych w ustawie o CIT. Zdaniem Spółki, gdyby ustawodawca miał na celu wprowadzenie powyższych ograniczeń w zakresie rozliczenia straty z działalności wydobywczej węglowodorów w ustawie o SPW, to wprowadziłby je bezpośrednio do treści ustawy o SPW - tak, jak uczynił to w ustawie o CIT.

W konsekwencji, kwota straty z działalności wydobywczej węglowodorów poniesiona przez Spółkę w danym roku podatkowym, może obniżyć w całości lub w części zysk Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów w dowolnym roku podatkowym nie następującym bezpośrednio po roku podatkowym, w którym wystąpiła ww. strata. Ponadto, nie istnieje ograniczenie czasowe co do liczby lat podatkowych, w których Spółka może obniżyć zysk z działalności wydobywczej węglowodorów o wysokość straty Spółki z działalności wydobywczej węglowodorów.

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.