Interpretacja indywidualna z dnia 12.09.2017, sygn. IPPP2/4513-5/15-5/17/S/BH/DG, Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej

Temat interpretacji

Dotyczy podatku od wydobycia kopalin - opodatkowanie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej z tytułu zawarcia umów o współpracy;

Na podstawie art. 13 § 2a, art. 14b § 1 ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. Ordynacja podatkowa (Dz. U. z 2017 r., poz. 201, z późn. zm.) oraz art. 223 ust. 1 ustawy z dnia 16 listopada 2016 r. ustawy o Krajowej Administracji Skarbowej (Dz. U. z 2016 r., poz. 1948, z późn. zm.), Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej po ponownym rozpatrzeniu sprawy w związku z wyrokiem Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie z dnia 6 lutego 2017 r. sygn. akt III SA/Wa 313/16 (data wpływu prawomocnego orzeczenia 30 czerwca 2017 r.) stwierdza, że stanowisko Wnioskodawcy przedstawione we wniosku z dnia 14 lipca 2015 r. (data wpływu 17 lipca 2015 r.) uzupełnionym pismem z dnia 17 września 2015 r. (data wpływu 21 września 2015 r.) na wezwanie tut. Organu z dnia 9 września 2015 r. doręczone Stronie w dniu 14 września 2015 r. o wydanie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO jest prawidłowe.

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 opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO. Przedmiotowy wniosek został uzupełniony w dniu 18 września 2015 r. na wezwanie tut. Organu z dnia 9 września 2015 r. nr IPPP2/4513-5/15-2/BH doręczone Stronie w dniu 14 września 2015 r.

Dotychczasowy przebieg postępowania.

W dniu 16 października 2015 r. Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów wydał dla Wnioskodawcy interpretację indywidualną znak: IPPP2/4513-5/15-4/BH, w której uznał za nieprawidłowe stanowisko Wnioskodawcy, gdyż skoro umowy handlowe zawarte przez Wnioskodawcę z innymi podmiotami nie są umowami o współpracy, o których mowa w ustawie Prawo geologiczne i górnicze, zasada określona w art. 4 ust. 2 ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin - w brzmieniu obowiązującym od dnia 1 stycznia 2016 r.- nie może mieć zastosowania. Ponadto tut. Organ stwierdził, że w sytuacji przedstawionej we wniosku, opodatkowaniu podatkiem podlegać będzie gaz ziemny i ropa naftowa fizycznie wydobyta przez Spółkę w całości a nie proporcjonalnie do jej udziału wynikającego z umowy o wspólnych operacjach.

Wnioskodawca na interpretację przepisów prawa podatkowego z dnia 16 października 2015 r. znak: IPPP2/4513-5/15-4/BH wniósł pismem z dnia 2 listopada 2015 r. wezwanie do usunięcia naruszenia prawa.

W odpowiedzi na powyższe wezwanie do usunięcia naruszenia prawa Dyrektor Izby Skarbowej w Warszawie działający w imieniu Ministra Finansów pismem z dnia 24 listopada 2015 r. znak: IPPP2/4513-1-1/15-2/BH stwierdził brak podstaw do zmiany ww. indywidualnej interpretacji przepisów prawa podatkowego.

Wnioskodawca na ww. interpretację przepisów prawa podatkowego złożył skargę w dniu 24 grudnia 2015 r. (data wpływu 28 grudnia 2015 r.).

Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie wyrokiem z dnia z dnia 6 lutego 2017 r. sygn. akt III SA/Wa 313/16 uchylił zaskarżoną interpretację indywidualną z 16 października 2015 r. znak: IPPP2/4513-5/15-4/BH.

W myśl art. 153 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi (t.j. Dz. U. z 2017 r., poz. 1369, z późn. zm.) ocena prawna i wskazania co do dalszego postępowania wyrażone w orzeczeniu sądu wiążą w sprawie organy, których działanie, bezczynność lub przewlekłe prowadzenie postępowania było przedmiotem zaskarżenia, a także sądy, chyba że przepisy prawa uległy zmianie.

Wskutek powyższego, wniosek Strony w zakresie interpretacji przepisów prawa podatkowego dotyczącej podatku od wydobycia niektórych kopalin w zakresie opodatkowania wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w sytuacji zawarcia umów o współpracy zawartych z partnerem UWO - wymaga ponownego rozpatrzenia przez tut. Organ.

We wniosku przedstawiono następujące zdarzenie przyszłe:

Spółka (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 O. (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. A. Wydobycie gazu ziemnego

Gaz wydobywany w Polsce można (w uproszczeniu) podzielić na:

1. 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
2. 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:

• informacje ogólne dotyczące wydobycia (z uwzględnieniem procesów niezbędnych do przetworzenia gazu w celu umożliwienia jego transportu lub wykorzystania przez ostatecznych odbiorców); oraz

• sposób dokonywania pomiarów wydobycia i przepływu wydobytego gazu ziemnego; oraz

• 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 nie podlegające 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 BO 2). 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.
4. 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 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 uzupełnieniu do wniosku z dnia 17 września 2015 r. Wnioskodawca wskazał, że w zawartych przez Wnioskodawcę przed 1 stycznia 2015 r. umowach o wspólnych operacjach nie zostały zawarte wszystkie postanowienia, które powinny się w nich znaleźć zgodnie z wprowadzonymi na mocy nowelizacji ustawy Prawo geologicznie i górnicze z dnia 11 lipca 2014 r. przepisami, regulującymi nieznaną dotychczas ustawie Prawo geologicznie i górnicze umowę o współpracy. Nie wszystkie postanowienia umów o współpracy spełniają warunki analogiczne do warunków, jakie muszą spełniać umowy o współpracy. Dotychczas zawierane umowy o wspólnych operacjach to tzw. umowy nienazwane, zawierane zgodnie z wynikającą z Kodeksu cywilnego zasadą swobody umów.

Jednocześnie jednak należy zwrócić uwagę, że podstawowe zasady i cele umów o wspólnych operacjach zawartych przez wnioskodawcę są zbieżne z zasadami i celami określonymi w przepisach Prawa geologicznego i górniczego dla umowy o współpracy, a większość postanowień tych umów, odpowiada warunkom określonym w przepisach Prawa geologicznego i górniczego. W szczególności należy zwrócić uwagę, iż w zawartych umowach o wspólnych operacjach znalazły się wymagane przez przepisy dla umów o współpracy istotne postanowienia umowy, a mianowicie: określenie działalności objętej umową, wskazanie operatora i określenie procentowego udziału jej stron w zysku i kosztach prac geologicznych, w tym robót geologicznych lub robót górniczych.

Ponadto Wnioskodawca wskazuje, że Partnerzy zawartych przez Wnioskodawcę umów o wspólnych operacjach biorący udział w wydobyciu gazu ziemnego i ropy naftowej nie posiadają koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż, z których prowadzone jest wydobycie. Dotychczasowe przepisy ustawy Prawo geologiczne i górnicze (sprzed nowelizacji z dnia 11 lipca 2014 r.) nie przewidywały bowiem możliwości uzyskania koncesji na wydobywanie węglowodorów za złoża przez więcej niż jednego przedsiębiorcę. W umowach o wspólnych operacjach zawartych przez Wnioskodawcę koncesjonariuszem jest podmiot posiadający większościowy udział w prawach i obowiązkach wynikających z umowy o wspólnych operacjach (ponad 50%), natomiast pozostali Partnerzy nie są koncesjonariuszami, a ich prawa i obowiązki w zakresie działalności polegającej na wydobywaniu wynikają jedynie z zawartej umowy o wspólnych operacjach.

W związku z powyższym opisem zadano następujące pytania:

Czy do 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: Prawo geologiczne i górnicze), będzie miała zastosowanie norma wynikająca z art. 4 ust. 2 ustawy o PWNK w brzmieniu nadanym ustawą o specjalnym podatku węglowodorowym z dnia 25 lipca 2014 r. (Dz. U. z 2014 r., poz. 1215; dalej: ustawa o SPW)?