(CC BY-SA bulliver)
Ze srebrem i miedzią sprawa jest prostsza: wiadomo gdzie należy ich szukać, jakie są to złoża oraz jak je wydobyć i ile to kosztuje. W przypadku łupków dopiero czekamy na dokładną odpowiedź na każde z tych pytań.
Uporządkowanie przepisów prawa podatkowego oraz wprowadzenie nowych regulacji w zakresie opodatkowania dochodów pochodzących z eksploatacji gazu łupkowego jest jednym z obowiązkowych etapów przed rozpoczęciem samego wydobycia tego surowca.
Pomysły opodatkowania wydobycia gazu łupkowego przed wyborami przedstawiały obie główne partie polityczne na naszej scenie.
>czytaj więcej: Jak złupić producentów gazu
Wspólnie z Zespołem Podatkowym DLA Piper Wiater przedstawiamy krótki przegląd istniejących na świecie rozwiązań z zakresu opodatkowania działalności wydobywczej.
Na początek przed rządem stoi konieczność podjęcia decyzji, który organ administracji rządowej będzie odpowiedzialny za te kwestie. Czy wzorem niektórych państw będzie to specjalna komórka władz podatkowych, czy też powinno to leżeć w gestii administracji skarbowej. A może najlepszym rozwiązaniem byłoby utworzenie odrębnego podmiotu administracji, który zajmowałby się całością działalności związanej z wydobyciem gazu i ropy.
Zdaniem ekspertów, z którymi rozmawiamy polski rząd powinien ustanowić taki system opodatkowania wydobycia gazu łupkowego, który z jednej strony będzie zachęcał firmy wydobywcze do działalności na terytorium Polski i do podjęcia ryzyka biznesowego związanego z poszukiwaniem i eksploatacją gazu, a z drugiej zapewni dochód budżetowi państwa i samorządom gminnym.
Przyszłe przepisy powinny uwzględniać specyfikę działalności wydobywczej w przypadku gazu łupkowego. Kopiowanie wprost rozwiązań istniejących w innych krajach może być zatem złym rozwiązaniem ze względu na fakt, że większość z systemów podatkowych istniejących w różnych krajach zostało przygotowanych dla tzw. konwencjonalnych metod wydobywczych.
Ponadto zwracają uwagę, że gaz wydobywany z łupków jest produktem energetycznym i w związku z tym podlega pod unijny reżim podatku akcyzowego. Gaz, tak jak energia elektryczna, jest opodatkowany akcyzą w ostatniej fazie obrotu. W rezultacie ustalenie wysokich stawek podatku akcyzowego na gaz obciążyłoby konsumentów, nie producentów.
Specjalny podatek dochodowy, albo umowy o wspólnej produkcji pozwalają na partycypację państwa w zyskach ze sprzedaży gazu łupkowego.
Ustanowienie specjalnego podatku naftowego musi jednak poprzedzać bardzo dokładna analiza ryzyka biznesowego, jakie niesie za sobą wydobywanie gazu łupkowego, wydatków inwestycyjnych, które trzeba wcześniej ponieść oraz potencjalnych zysków. Wszystko zależy też od kształtu systemu koncesyjnego. Jeżeli polski rząd zdecyduje, że przy udzielaniu koncesji na wydobycie nie będzie przyznawał preferencji podmiotom, które wcześniej odkryły to złoże w ramach otrzymanej koncesji na poszukiwanie gazu, powinien zobowiązać się do częściowego zwrotu kosztów tych poszukiwań. W przeciwnym razie, trudno będzie zachęcić firmy do poszukiwania złóż gazu w Polsce.
– Natomiast w przypadku, gdy wprowadzona zostanie zasada, zgodnie z którą pierwszeństwo w udzieleniu koncesji na wydobywanie gazu będą miały podmioty, które je odkryły, przyszły system opodatkowania zysków ze sprzedaży gazu musi to uwzględniać – sugerują doradcy.
Bardzo ważną kwestią będzie określenie, które organy administracji rządowej będą odpowiedzialne za nadzór nad działalnością wydobywczą, w tym nadzór nad systemem opodatkowania tej działalności.
Wydaje się, że koniecznym elementem rozwoju działalności wydobywczej gazu łupkowego w Polsce będzie wprowadzenie takiego systemu opłat i podatków, który pozwalałby gminom na partycypację w zyskach z tej działalności. To bowiem gminy w praktyce będą borykały się z największą liczbą problemów związanych z techniczną stroną prowadzenia działalności poszukiwawczej lub wydobywczej gazu łupkowego.
Obecnie, poza ogólnymi zasadami opodatkowania działalności gospodarczej (tj. rozliczeń z zakresu CIT, PIT i VAT), przy działalności wydobywczej stosowane są opłaty koncesyjne, które stanowią iloczyn stawki opłaty i liczby kilometrów kwadratowych terenu, na którym prowadzone są poszukiwania.
– Przeważająca część, bo aż 60 proc. wartości opłaty koncesyjnej stanowi dochód gminy, na której terenie prowadzona jest działalność, a pozostałe 40 proc. – dochód Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej – wyjaśnia Marcin Matyka, partner w DLA Piper Wiater.
Ekspert dodaje, że podmiot, który uzyskuje koncesję, musi także uiścić opłatę za użytkowanie górnicze, uzależnioną od wielkości obszaru, na którym prowadzona jest działalność. Zgodnie z obecnie obowiązującymi przepisami Prawa geologicznego i górniczego, opłata za użytkowanie górnicze stanowi dochód budżetu państwa. Jednocześnie, przedsiębiorca, który wydobywa surowiec ze złoża zobowiązany jest także do uiszczania opłaty eksploatacyjnej (stawka opłaty eksploatacyjnej dla danego rodzaju kopaliny pomnożona przez ilość kopaliny wydobytej w okresie rozliczeniowym).
– Zatem wysokość opłaty eksploatacyjnej nie zależy od wielkości sprzedaży, lecz od ilości wydobytej kopaliny – zauważa Marcin Matyka.
Od 1 stycznia 2012 r. wchodzi w życie nowe Prawo geologiczne i górnicze. Zgodnie z regulacjami ustawy przedsiębiorca, który uzyska koncesję na poszukiwanie lub rozpoznawanie złóż kopalin będzie zobowiązany wnieść opłatę. Zostanie ustalona w koncesji, jako iloczyn stawki opłaty oraz wyrażonej w kilometrach kwadratowych powierzchni terenu objętego koncesją. Stawka opłaty za działalność w zakresie poszukiwania złóż kopalin za kilometr kwadratowy wynosi 105,81 zł dla kopalin innych niż węgiel kamienny, węgiel brunatny oraz rudy uranu .
Stawka opłaty za działalność w zakresie rozpoznawania złóż kopalin lub łącznie, za działalność w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż kopalin będzie wynosić dwukrotność stawki opłaty za działalność w zakresie poszukiwania złóż. Natomiast przedsiębiorca, który uzyskał koncesję na wydobywanie kopaliny ze złoża, będzie wnosić opłatę eksploatacyjną ustalaną, jako iloczyn jej stawki oraz ilości kopaliny wydobytej, ze złoża bilansowego i pozabilansowego, w okresie rozliczeniowym.
Stawki opłat eksploatacyjnych dla poszczególnych rodzajów kopalin określa załącznik do Ustawy.
– Przykładowo, wysokość stawki dla gazu ziemnego wysokometanowego wynosi 5,89 zł za 1 tys. m3 gazu, a dla pozostałego gazu ziemnego 4,90 zł za 1 tys. m3 gazu – podaje Marcin Matyka.
Wpływy z tytułu opłat będą stanowić w 60 proc. dochód gminny, na terenie której prowadzona jest działalność, a w 40 proc. dochód Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Opodatkowanie wydobycia i produkcji ropy i gazu na świecie jest oparte na następujących systemach:
– należności licencyjne,
– umowy o wspólnej produkcji (production sharing contract),
– specjalny dochodowy podatek naftowy.
W niektórych krajach występuje kilka z tych systemów łącznie. Pierwszy z wymienionych – system należności licencyjnych występuje m.in. w Kanadzie, Stanach Zjednoczonych, czy na Grenlandii. Zasadniczo należność jest oparta na bardzo różnych wskaźnikach, jak: wielkość wydobycia, wielkość złoża, wielkość sprzedaży, itp.
Drugi z wymienionych systemów występuje głównie na Grenlandii i w ograniczonym zakresie w Norwegii i Rosji. Koncepcja umowy o wspólnej produkcji polega na udziale państwa w każdej wydawanej licencji. Zgodnie z założeniami omawianego systemu, państwo partycypuje w określonej wysokości w kosztach i wydatkach inwestycyjnych, a następnie w ewentualnych zyskach. W rezultacie, państwo bierze na siebie część ryzyka inwestycyjnego.
Ostatni z wymienionych systemów opodatkowania wydobycia i produkcji ropy i gazu na świecie polega na wprowadzeniu dodatkowego podatku i występuje m.in. w Norwegii, Wielkiej Brytanii i Danii. Podatek naftowy płacony jest, obok zwykłego podatku dochodowego, od zmodyfikowanej podstawy opodatkowania ustalonej dla celów CIT. W celu właściwego oszacowania wysokości należnego podatku naftowego dokładnie definiuje się wydatki stanowiące koszty uzyskania przychodu związane z działalnością wydobywczą oraz zasady i stawki amortyzacji dla maszyn i urządzeń wykorzystywanych w tej działalności.
Eksploracja i produkcja ropy naftowej w Wielkiej Brytanii wymaga uzyskania licencji brytyjskiego Secretary of State for Trade and Industry (brytyjski Urząd ds. Handlu i Przemysłu).
Reżim opodatkowania wydobycia ropy naftowej i gazu w rejonie Morza Północnego tworzą trzy podatki: CIT oparty na regule ring fence (RFTC), podatek dodatkowy (supplementary charge – SC) oraz podatek naftowy (petroleum revenue tax – PRT).
Jednocześnie tłumaczy, że podstawą opodatkowania dla każdego z wymienionych podatków jest dochód, jednak dla każdego z nich obowiązują inne ulgi i odliczenia. RFCT kalkulowany jest na zasadach ogólnie obowiązujących dla wszystkich firm w Wielkiej Brytanii, z uwzględnieniem dwóch wyjątków. Po pierwsze, jest on oparty na regule ring fence, zgodnie, z którą straty osiągane na lądzie nie mogą być uwzględniane przy kalkulacji podstawy opodatkowania dochodów z szelfu morskiego. Po drugie, w pierwszym roku istnieje możliwość odliczenia 100 proc. wydatków kapitałowych.
– Obecna stawka podatkowa RFCT jest ustalona na poziomie wyższym od stawki obowiązującej na lądzie i wynosi 30 proc. – potwierdza Dominika Cabaj, doradca podatkowy w DLA Piper Wiater.
SC jest podatkiem specjalnym od wydobycia gazu i ropy o tożsamej z RFCT podstawie opodatkowania (ale bez możliwości odliczenia kosztów finansowych). W 2011 roku stawka SC została podniesiona z 20 do 32 proc.
PRT jest płacony dodatkowo, lecz tylko w odniesieniu do złóż, co do których uzyskano zgodę na eksploatację przed 16 marca 1993 r. Na potrzeby tego podatku ustalana jest specjalna podstawa opodatkowania, którą kalkuluje się na podstawie przychodów i kosztów związanych z danym złożem.
– Oznacza to, że dla każdego złoża obliczana jest odrębna podstawa opodatkowania, od której jest płacony podatek PRT. PRT uznawany jest za koszt przy ustalaniu podstawy opodatkowania dla RFCT i S.C. – tłumaczy Dominika Cabaj.
W Kanadzie eksploracja surowców wymaga uzyskania koncesji na wydobywanie lub podpisania umowy o dzierżawę złoża. Zasady opodatkowania tej formy działalności składają się z dwóch podstawowych elementów: CIT oraz należności licencyjnych.
CIT jest uiszczany na rzecz rządu w wysokości 26,5 proc. (jednocześnie stosuje się 10-pro. obniżkę podstawy opodatkowania – dodatkowa amortyzacja) oraz na rzecz prowincji/regionu w wysokości 10 – 16 proc.
Należności licencyjne są płacone na rzecz podmiotu, który posiada prawo do wydobywania danego surowca – dla rządu (crown royalties) lub innego podmiotu (freehold royalties). W przypadku freehold royalties rząd nakłada dodatkowy podatek freehold mineral tax na produkcję surowca.
Każda prowincja ma własny system liczenia crown royalties, ale co do zasady system jest oparty na funkcji produktywności i wellhead price (cena samego surowca, a więc nieuwzględniająca np. kosztów transportu). Poziom crown royalties waha się między 10 a 45 proc. w zależności od prowincji oraz rodzaju wydobywanego surowca.
Kanada oferuje także zachęty podatkowe dla inwestorów, takie jak Atlantic investment tax credits, który pozwala pomniejszyć federalny podatek do zapłacenia, przez możliwość odliczenia kwalifikowanych wydatków, m.in. na nabycie maszyn do eksploatacji w ciągu 20 lat oraz przez możliwość odliczenia wydatków na badania naukowe.
W prowincji Alberta wysokość należności licencyjnych z tytułu wydobycia gazu jest uzależniona od ceny rynkowej gazu oraz produktywności złoża (wyłączając 5 proc. należności z tytułu pozyskania nowych złóż). Freehold tax jest nakładany na właściciela praw do gazu, jest obliczany dla indywidualnych złóż i jest uzależniony od wielkości rocznej produkcji oraz wartości surowca (na m³). W przypadku niskoproduktywnych złóż należny podatek jest obniżany. Stawka CIT w Albercie wynosi 10 proc., przy czym do kosztów uzyskania przychodów zalicza się należności licencyjne (mogą obniżyć wartość podatku do zera, a niewykorzystane odliczenia mogą być wykorzystane w następnych latach).
W Kolumbii Brytyjskiej system obliczania należności licencyjnych jest uzależniony od daty uzyskania licencji, rozpoczęcia wydobycia oraz ceny surowca. Kalkulacja wysokości freehold taxes jest uzależniona od ceny referencyjnej gazu lub od wielkości produkcji. Stawka CIT w tym regionie wynosi 10 proc., a w przypadku pierwszych 500 tys. dol. – 2,5 proc.
W Norwegii, podobnie jak w Polsce, przyznawane są oddzielnie licencje na poszukiwanie (exploration license) i licencje na wydobycie surowców (production license).
Eksperci dodają, że nie ma żadnych preferencji przy udzielaniu licencji na wydobycie dla podmiotów, które otrzymały wcześniej licencję na poszukiwanie .
Istnieje specjalny podatek naftowy (petroleum tax) w wysokości 50 proc. W celu obliczenia należnego podatku najpierw ustala się podstawę opodatkowania dla CIT, którego stawka wynosi 28 proc. Następnie tak ustaloną podstawę opodatkowania odpowiednio modyfikuje się (np. ulega ona obniżeniu dzięki dodatkowej amortyzacji). Krańcowa stopa podatkowa wynosi 78 proc.
Organ podatkowy może także ustalić własną cenę surowca, aby oszacować przychód dla celów podatkowych. Cena ta może być wyższa lub niższa od ceny rynkowej i jest ustalana bądź w drodze rozporządzenia bądź w drodze indywidualnej decyzji.
W Norwegii istnieją jeszcze dodatkowo trzy inne podatki związane z wydobyciem surowców: podatek od dwutlenku węgla (stała stawka od litra ropy albo metra sześciennego gazu), tlenku azotu (stawka za każdy kilogram wyprodukowanego tlenku azotu) oraz opłata obszarowa, czyli rodzaj podatku od nieruchomości.
Jeżeli spółka nie ma dochodu do opodatkowania, wówczas państwo może zrefundować koszty wydobycia, tj. 78 proc. kosztów, ale nie więcej niż wynosi strata podatkowa w danym roku.
Ponadto, w Norwegii istnieje State Direct Financial Interest (SDFI), czyli system, w ramach którego państwo jest właścicielem udziałów w polach naftowych, gazowych i w infrastrukturze przesyłowej. Wysokość tego udziału jest każdorazowo określana w licencji i zależy od rodzaju pola. Państwo partycypuje w wydatkach i kosztach inwestycyjnych oraz otrzymuje część zysków. Zarządzaniem SDFI zajmuje się państwowa firma Petoro.
W Danii również istnieje specjalny podatek naftowy, a jego wysokość zależy od daty uzyskania licencji: przed 1 stycznia 2004 r. lub po tej dacie.
Marcin Matyka podkreśla, że w Danii CIT w wysokości 25 proc. oparty jest, tak jak w Wielkiej Brytanii, na regule ring fence, co oznacza, że wydatki i straty mogą zostać uznane za koszty podatkowe tylko wtedy, jeżeli zostały poniesione w związku z poszukiwaniem, wydobyciem i produkcją surowców (zasada ta dotyczy zarówno CIT, jak i specjalnego podatku naftowego).
– Wysokość specjalnego podatku naftowego w Danii wynosi 52 proc. Podstawa opodatkowania obliczana jest w ten sam sposób, jak dla celów CIT, ale w przypadku specjalnego podatku naftowego dopuszczalne jest odliczenie dodatkowej amortyzacji nakładów inwestycyjnych (5 proc. w ciągu 6 lat) – stwierdzają eksperci.
W rezultacie efektywna stopa podatkowa (kombinacja CIT i podatku naftowego) dla działalności wydobywczej wynosi 64 proc.
W Grenlandii reżim opodatkowania wydobycia ropy i gazu oparty jest na należnościach licencyjnych (royalties) oraz na umowach o wspólnej produkcji. Zasadą jest, że państwowa spółka wydobywcza NUNAOIL A/S zawsze musi uczestniczyć w licencji. Wysokość tego udziału oraz wysokość należności licencyjnych jest każdorazowo określana w licencji. Należności licencyjne mogą być określane na podstawie wielkości złoża, ilości wydobywanego surowca, obszaru wydobycia, itp. Ponadto, licencja może zawierać zwolnienie z podatku dochodowego.
Poza należnościami licencyjnymi, przedsiębiorstwa wydobywające ropę i gaz są opodatkowane podatkiem CIT na zasadach ogólnych, ale z zachowaniem reguły ring fence. Dodatkowo spółka, która otrzymała licencję, nie może łączyć swojego dochodu do opodatkowania z jakąkolwiek inną spółką.
W Stanach Zjednoczonych system opodatkowania działalności wydobywczej jest złożony z CIT, kilku podatków federalnych i stanowych oraz należności licencyjnych. Obowiązująca w Stanach Zjednoczonych stawka CIT wynosi 35 proc.
Według naszych rozmówców jeżeli firma wydobywcza w danym roku odlicza dużo wydatków inwestycyjnych lub stratę podatkową i w rezultacie podstawa opodatkowania znacząco się obniża, wówczas podlega opodatkowaniu specjalnym podatkiem – AMT (alternative minimum tax) – którego stawka wynosi 20 proc.
Należności licencyjne są płacone na rzecz właścicieli złóż – może być to państwo, rząd federalny, stan, osoby fizyczne, dzierżawcy, korporacje, itp. Wynika to z faktu, że Stany Zjednoczone mają unikalną w skali świata konstrukcję prawa własności zasobów naturalnych. Właściciel gruntu jest jednocześnie właścicielem zasobów naturalnych znajdujących się pod powierzchnią ziemi. W innych krajach najczęściej występuje odwrotne rozwiązanie – to państwo jest właścicielem wszystkich surowców mineralnych.
Poszczególne stany stosują różnorodne ulgi podatkowe dla przedsiębiorstw prowadzących działalność wydobywczą.
Sposób opodatkowania wydobycia gazu w Rosji opiera się na trzech elementach: CIT, tzw. mineral extraction tax (podatek podobny do akcyzy) oraz cle dla eksporterów ropy i gazu.
Wysokość cła na eksport gazu i ropy wynosi między 35 a 65 proc. Stawka cła jest ustalana co miesiąc przez rosyjski rząd na podstawie ceny na światowych rynkach, zaś stawka CIT wynosi 20 proc. Wysokość specjalnego podatku mineral extraction tax jest ustalona jako liczbowa stawka podatku na każde 1000 m3 wydobytego gazu. Podstawę opodatkowania dla celów CIT można pomniejszyć o wysokość zapłaconego mineral extraction tax.
Po odkryciu ogromnych złóż gazu ziemnego i ropy u wybrzeży Izraela, w kwietniu 2010 r. izraelski minister finansów powołał specjalny komitet składający się ze specjalistów od prawa podatkowego, ekonomistów i finansistów, w celu przygotowania rekomendacji dla kształtu przyszłego systemu opodatkowania zysków z tytułu eksploatacji tych złóż.
– Komitet od nazwiska jego przewodniczącego nazwany został komitetem Sheshinskiego. W styczniu 2011 r. izraelski rząd zaaprobował treść raportu przygotowanego przez komitet i na jego podstawie przygotował projekt ustawy o podatku od zysków z działalności wydobywczej. 30marca 2011 r. został uchwalony przez izraelski parlament Israeli Petroleum Profit Tax IPPT (Izraelski Podatek Naftowy od Zysków) – opisuje Marcin Matyka.
Podatek został oparty na tzw. R-Factor (wskaźniku R.). W uproszczeniu, wskaźnik R oblicza się dzieląc wartość zakumulowanego dochodu netto przedsiębiorstwa naftowego osiągniętego do końca danego roku podatkowego przez zakumulowaną wartość nakładów inwestycyjnych.
Data rozpoczęcia wydobycia komercyjnego służy jako termin do ustalenia, które wydatki inwestycyjne mogą stanowić wielkość mianownika przy ustalaniu wskaźnika R. Jedynie wydatki inwestycyjne poniesione przed tą datą i w ciągu następnych 2 lat po tej dacie mogą być brane pod uwagę przy ustalaniu wskaźnika R. Oznacza to, że mianownik jest wielkością względnie stałą (powiększany jest corocznie o wartość inflacji). Natomiast wartość licznika zmienia się, w zależności od wielkości przychodów.
– IPPT jest nakładany na właścicieli udziałów w przedsiębiorstwach zajmujących się wydobyciem surowców naturalnych. Obowiązek obliczenia wysokości podatku ciąży na spółce, następnie tak obliczony podatek jest proporcjonalnie dzielony na każdego udziałowca – podkreśla Marcin Matyka.
Ekspert dodaje, że w przeciwieństwie do zwykłego CIT, przy obliczaniu wysokości IPPT nie można uwzględniać przychodów i kosztów związanych z inną działalnością właściciela udziałów. Przedsiębiorstwo zajmujące się działalnością wydobywczą jest definiowane jako przedsiębiorstwo założone w celu wydobywania surowców na podstawie uzyskanego prawa do surowców.
W Izraelu również obowiązuje system licencyjny; tzw. prawo do surowców może przybrać jedną z trzech form: pozwolenie, licencja, dzierżawa. Pozwolenie wydawane jest na poszukiwanie surowców, licencja na wiercenie i wydobycie, dzierżawa na etap produkcji i sprzedaży.
Oprócz specjalnego podatku, podmioty zajmujące się wydobyciem płacą na ogólnych zasadach CIT, którego stawka w 2012 r. wynosi 24 proc. Izrael planuje stopniowe coroczne obniżanie wysokości CIT, aż do 18 proc. w 2016 r. CIT w Izraelu jest płacony od całości dochodów przedsiębiorstwa, niezależnie od tego, czy położenie źródła przychodów znajduje się na terytorium Izraela.
W styczniu 2020 roku Wielka Brytania formalnie opuściła Unię Europejską. Oczekiwane korzyści z brexitu, poza odzyskaniem suwerenności w zakresie kształtowania prawa i zewnętrznych relacji gospodarczych, jednak się nie zmaterializowały. Widoczny jest natomiast spadek wydajności i konkurencyjności brytyjskiej gospodarki, co wpływa także na kondycję rynku pracy.
