Opodatkowanie kopalin w Polsce powinno iść w parze z przyśpieszoną amortyzacją lub odliczaniem od podatku poniesionych wydatków.
Wprowadzenie nowego reżimu opodatkowania wydobycia gazu łupkowego i innych kopalin wydaje się już przesądzone. Takie wnioski można wyciągnąć z expose premiera Donalda Tuska. Również opozycja przedstawiła projekt ustawy w tym zakresie. Dodatkowo nad swoimi propozycjami pracują firmy zaangażowane w poszukiwanie łupków.
Opodatkowanie gazu łupkowego / DGP
– Wpływy z podatku od miedzi i srebra wyniosą ok. 2 mld zł rocznie – wyliczył minister finansów Jacek Rostowski. Zapowiedział też, że rząd będzie pracował nad opodatkowaniem innych złóż: gazu łupkowego i węgla kamiennego.
Wspólnie z ekspertami z Ernst & Young przeanalizowaliśmy dzisiejsze regulacje i wskazujemy, jakich przepisów brakuje w kwestii opodatkowania złóż.

Zyski z łupków

Potencjalne zyski z łupków powinny w jak największym stopniu zasilić budżet. Mateusz Pociask, partner w Ernst & Young, wyjaśnia, że dzisiejsze regulacje podatkowe nie dają takich możliwości. Niezależnie od tego, jaki system zostanie zaproponowany, warto pamiętać o kilku kwestiach.
Przede wszystkim – według Mateusza Pociaska – powinien to być system, który będzie równoważył aspekty fiskalne z interesem firm wydobywczych. Przyjmując arbitralnie zbyt wysoki poziom opodatkowania, który znacznie ograniczy zyskowność przedsięwzięć wydobywczych, można spowodować skutki skrajnie niekorzystne dla sektora i tym samym mocno opóźnić cały proces poszukiwawczy i ewentualne wpływy budżetowe z łupków.
– Sektor wydobywczy jest jedną z najbardziej ryzykownych gałęzi gospodarki. Zwrot z trafionej inwestycji może być rzeczywiście znaczący, ale prawdopodobieństwo dotarcia do atrakcyjnych złóż, z których wydobycie jest ekonomicznie opłacalne, jest stosunkowo niewielkie – zauważa Mateusz Pociask.
Ekspert dodaje, że przy nakładach idących w dziesiątki, a często w setki milionów dolarów oznacza to ogromne ryzyko biznesowe. Dotyczy to szczególnie gazu łupkowego, którego pokłady w Polsce i możliwość ich wydobycia są wciąż przedmiotem analiz, a ewentualna eksploatacja złóż może nastąpić najwcześniej za kilka lat. Dodając do tego konieczność wykorzystania skomplikowanej i drogiej technologii, oczywiste jest, że oczekiwanie zysków porównywalnych do rentowności osiąganej w niektórych krajach przy wydobyciu ze złóż konwencjonalnych jest mało realne.
– Polska nie byłaby pierwszym krajem, w którym zbyt duży apetyt na wpływy podatkowe spowodował spadek inwestycji i stagnację w rozwoju sektora wydobywczego – ostrzega Mateusz Pociask.

Nie ma jednego systemu

Aby gaz łupkowy stał się faktyczną alternatywą energetyczną i źródłem dochodów państwa, konieczne jest kompleksowe podejście do kwestii opodatkowania sektora i wypracowanie systemu, w tym modelu fiskalnego, który będzie uwzględniał całokształt sytuacji i uwarunkowań.
System ten musi być dostosowany do specyfiki, z jaką mamy do czynienia w Polsce.
– Powoływanie się na przykłady innych krajów, szczególnie wskazywanie na obowiązujące w nich stawki podatku, wymaga ostrożności. Np. kraj o bardzo dużych udokumentowanych zasobach surowców konwencjonalnych, których wydobycie przekłada się na istotny procent PKB, może sobie pozwolić na wyższe opodatkowanie niż Polska – sugeruje Mateusz Pociask.
Oczywiście pewne rozwiązania są już sprawdzone i stosowane w wielu jurysdykcjach. Spośród nich rządzący powinni wybierać. Nasz rozmówca wymienia jako przykład model tzw. production sharing (państwo jest zaangażowane w konkretne projekty jako udziałowiec – to rozwiązanie raczej nie zda egzaminu w Polsce), koncepcję ring fencing, czyli wydzielenie działalności wydobywczej prowadzonej przez podatnika i wprowadzenie dodatkowego podatku dochodowego dla zysków osiąganych z tego tytułu, czy wreszcie tzw. royalties, czyli podatek przychodowy liczony od rynkowej wartości wydobytych węglowodorów.
– W polskich realiach warto połączyć te rozwiązania z już istniejącymi narzędziami, takimi jak CIT, podatek od nieruchomości czy opłata eksploatacyjna – proponuje Mateusz Pociask.
W przypadku tych ostatnich konieczne są działania dostosowawcze, ponieważ dzisiejsze przepisy trudno przełożyć na specyfikę procesu poszukiwawczego i wydobywczego.



Na razie więcej pytań

W polskim systemie podatkowym brak rozwiązań dostosowanych do specyfiki branży.
– Obecne inwestycje na terenie Polski często prowadzone są jako wspólne przedsięwzięcia kilku podmiotów posiadających koncesje poszukiwacze, doświadczenie, zaplecze organizacyjne i finansowe do prowadzenia tego typu projektów – ocenia Magdalena Ćwik-Burszewska, menedżer w Ernst & Young.
Dodaje, że współpracujący przedsiębiorcy zawierają w tym zakresie niezbędne umowy tzw. Farm Out Agreement/Participation Agreement oraz Joint Operating Agreement. Na mocy tych umów w zamian za udział w koncesji druga strona zobowiązuje się do sfinansowania części/całości prac na terenie objętym koncesją. Jest to tzw. wkupienie się w koncesję, tj. wynagrodzenie z tytułu formalnego dopuszczenia inwestora do udziału we wspólnym przedsięwzięciu i przeniesienia na niego udziału w kon
cesji/prawie użytkowania górniczego na terenach objętych wspólnymi działaniami. Zasadą jest, że wysokość przedmiotowej płatności jest istotnie wyższa niż koszty rzeczywiście poniesione przez podmiot posiadający koncesję.
Według Magdaleny Ćwik-Burszewskiej istnieje wątpliwość, czy płatność dokonana przez przedsiębiorcę przystępującego do koncesji powinna budować jego aktywa podatkowe, czy też pomniejszać wynik podatkowy bieżącego okresu. Wątpliwość co do aktywowania wydatków dla celów podatkowych może dotyczyć również innych wydatków ponoszonych w ramach procesu inwestycyjnego. Z uwagi na zaangażowane kwoty kapitału i relatywnie krótki, 5-letni okres wykorzystania strat podatkowych rozstrzygnięcie ma niebagatelne znaczenie dla opłacalności całej inwestycji.
– Należy również wskazać na wątpliwości dotyczące traktowania otrzymanych płatności – wkupienia się w inwestycje przez przedsiębiorców posiadających koncesje – zauważa Magdalena Ćwik-Burszewska.
W niektórych przypadkach przedsiębiorcy mogą być zobowiązani do rozpoznania przychodu podatkowego w części, w której strona wkupująca się finansuje przedsięwzięcie już w chwili wkupienia się przez podmiot nieposiadający koncesji. Natomiast aktywa, zbudowane/sfinansowane w fazie inwestycyjnej, będą stanowiły koszt podatkowy dopiero w okresie produkcji.
– W dzisiejszym stanie prawnym oznacza to ujemny cash flow i konieczność finansowania fiskusa przez minimum 5 lat – dodaje Magdalena Ćwik-Burszewska.
Przedsiębiorcy prowadzący wspólne przedsięwzięcia stają również w obliczu pytań o prawidłowość wzajemnych rozliczeń w zakresie VAT, takich jak kwestia konieczności opodatkowania świadczeń dla celów VAT, opodatkowania (bądź nie) wezwań do zapłaty (ang. cash calls) kierowanych przez operatorów przedsięwzięcia do jego uczestników.

Dochody samorządów

Ważnym punktem w dyskusji o modelu fiskalnym dla branży wydobywczej wydaje się zbilansowanie interesów budżetu centralnego i lokalnych samorządów. Już obecnie część opłat eksploatacyjnych i CIT trafia do budżetów gminnych. Zdaniem Barbary Bony, menedżera w Ernst & Young, określenie stopnia, w jakim wpływy z podatku od łupków powinny trafiać do samorządów, będzie kluczowe z punktu widzenia możliwości uzasadnienia prowadzonych lokalnie inwestycji.
– Korzyści może być wiele – nowe miejsca pracy czy rozbudowa infrastruktury – ale ważne, by samorządy miały klarowne źródło potencjalnych dodatkowych dochodów, a inwestorzy mogli o tym informować, przekonując o zaletach planowanych projektów – wyjaśnia Barbara Bona.
Do tego potrzebne są nowe regulacje w zakresie podziału dochodu prawdopodobnie zarówno z CIT, jak i ewentualnie nowego podatku (dzisiejsze zasady oparte na miejscu siedziby podatnika i zameldowaniu zatrudnionych osób mogą się nie sprawdzić).
– Zasady opodatkowania gazu łupkowego powinny także uwzględniać takie elementy, jak elastyczność amortyzacji środków trwałych i rozliczania kosztów – podpowiada Barbara Bona.
Mając na uwadze, że w wydobyciu gazu łupkowego mogą występować dość szybko po sobie naprzemienne okresy zysków i generowania strat podatkowych, tradycyjny 5-letni limit w rozliczeniu strat spowodowałby brak efektywnej możliwości ich wykorzystania.
Okres 5-letni dotyczy wszystkich podatników, niezależnie od branży, w której prowadzona jest działalność. Faza poszukiwawcza i testowa trwają minimum 5 lat, co oznacza, że pierwsze realne zyski z inwestycji osiągane są po stosunkowo długim okresie od poniesienia wydatków. Dlatego też zrealizowane straty podatkowe nie będą efektywnie wykorzystane przez przedsiębiorców rozpoczynających poszukiwanie węglowodorów (dotyczy to zwłaszcza światowych koncernów przystępujących do współpracy z przedsiębiorcami z koncesją).
– Z elementów stosowanych w innych państwach na rozważenie zasługują możliwość: dowolnego zwalniania i przyśpieszania amortyzacji, odliczenia określonego limitu wydatków od podatku lub bezterminowego rozliczenia strat – wylicza Barbara Bona.

Kompleksowy model

Przy opracowywaniu nowych przepisów trzeba pamiętać, aby wprowadzony model fiskalny nie ograniczał się tylko do nałożenia dodatkowego podatku, ale był kompleksowym rozwiązaniem, które pogodzi interesy fiskalne państwa, a jednocześnie uwzględniał specyfikę procesu inwestycyjnego w złoża niekonwencjonalne i zachęcał firmy do inwestowania.
– Pod takimi warunkami wprowadzenie nowego modelu będzie krokiem w dobrym kierunku – uważa Mateusz Pociask.
Te wnioski uzyskują także duże znaczenie w kontekście wypowiedzi ministra finansów Jacka Rostowskiego, który zapowiedział, że oprócz podatku od miedzi i srebra rząd będzie pracował nad opodatkowaniem innych złóż, tj. gazu łupkowego i węgla kamiennego.
MF będzie pracowało nad opodatkowaniem złóż, m.in. gazu łupkowego