Dlatego też przedsiębiorcy inwestujący w poszukiwanie gazu łupkowego powinni brać pod uwagę to, że brak właściwego ustrukturyzowania prowadzonego biznesu już na samym początku inwestycji – zwłaszcza w zakresie efektywnego ujęcia kosztów dla celów podatkowych – może oznaczać znaczne straty finansowe w przyszłości.

Mając na uwadze obowiązujące w Polsce przepisy, ograniczające rozliczanie strat podatkowych w czasie, zgodnie z którymi stratę podatkową można rozliczyć w okresie pięciu kolejnych lat, a wysokość obniżenia dochodu w danym roku nie może przekroczyć 50 proc. kwoty tej straty, niezwykle istotne jest właściwe określenie wyniku podatkowego, jaki spółka osiągnie w początkowych latach prowadzenia działalności.

Zbyt wczesne wykazanie kosztów podatkowych może bowiem prowadzić do powstania straty, niemożliwej do rozliczenia w pięcioletnim okresie.

Ogólne zasady

Polskie ustawodawstwo (w odróżnieniu od rozwiązań stosowanych za granicą) nie przewiduje szczególnego ujęcia podatkowego kosztów działalności poszukiwawczo-wydobywczej. W związku z tym należy stosować zasady ogólne.

Skutki zaniechania inwestycji

Może się zdarzyć, że przychód ze sprzedaży gazu nigdy nie wystąpi, ponieważ w wyniku prowadzonych prac poszukiwawczych nie odnaleziono gazu w ogóle, bądź jego produkcja jest nieopłacalna ze względów ekonomicznych.

W takiej sytuacji po podjęciu przez spółkę decyzji o zaniechaniu dalszego prowadzenia projektu inwestycyjnego poniesione koszty co do zasady powinny być potrącone w momencie zbycia tej inwestycji lub jej likwidacji.

Niemniej w opinii niektórych organów podatkowych (naszym zdaniem nieprawidłowej) dotyczy to wyłącznie kosztów podatkowych, które zwiększały wartość początkową nabytych lub wytworzonych środków trwałych i wartości niematerialnych, natomiast może nie odnosić się do bezpośrednich kosztów podatkowych, które miały być aktywowane dopiero w momencie rozpoczęcia wydobywania gazu.

Niezwykle ważne z podatkowego, a tym samym z biznesowego punktu widzenia jest właściwe określenie, czy dany wydatek będzie kwalifikował się jako koszt podatkowy oraz w którym momencie należy go wykazać dla celów podatkowych.

Co do zasady podatkowymi kosztami uzyskania przychodów mogą być jedynie te wydatki, które zostały poniesione w celu uzyskania przychodów albo w celu zabezpieczenia lub zachowania źródła przychodów, a które nie zostały bezpośrednio wyłączone z puli kosztów podatkowych przez ustawodawcę.

Ze względu na brak precyzyjnego ujęcia, które wydatki są kosztami podatkowymi, w praktyce powstają spory o to, jakiego rodzaju powinien być związek wydatku z przychodem, aby ten pierwszy mógł być uznany za podatkowy.

Koszty pośrednie i bezpośrednie

Zasadniczo przyjmuje się, że wydatek tylko wówczas może być uznany za koszt uzyskania przychodu, gdy jest ekonomicznie uzasadniony, tj. choćby w sposób pośredni powiązany z przychodem hipotetycznie prawdopodobnym do uzyskania. Zatem zasadniczo wszystkie poniesione koszty hipotetycznie powiązane z przyszłym przychodem generowanym z wydobycia gazu łupkowego powinny co do zasady być kosztami uzyskania tego przychodu.

Natomiast o tym, w jaki sposób dane wydatki powinny być rozliczone w czasie (abstrahując od zasad dotyczących amortyzacji), najczęściej decyduje ich związek z przychodami. Stosując ogólną zasadę, podatnik dzieli koszty na te bezpośrednio związane z przychodem oraz na te o charakterze pośrednim w stosunku do przychodu generowanego przez podatnika.

Wydatki zaliczone do kosztów bezpośrednich zasadniczo wykazuje się w rachunku podatkowym dopiero w momencie powstania odpowiadającego im przychodu. Innymi słowy, wydatki te co do zasady zostaną uznane za koszty podatkowe dopiero w roku podatkowym, w którym wykazany zostanie związany z nimi przychód (przykładowo ze sprzedaży wydobytego gazu łupkowego).

Natomiast pozostałe wydatki, zaliczane do pośrednich kosztów podatkowych, powinny być wykazywane jako koszty podatkowe w roku, w którym zostały poniesione, tj. „na bieżąco” (zasadniczo będą one powiększały stratę podatkową).

Koncepcja spółki celowej

Jednym ze sposobów ograniczenia ryzyka przedwczesnego wykazania kosztów podatkowych jest zastosowanie koncepcji spółki celowej. Przy ocenie, czy dany wydatek jest pośrednio czy bezpośrednio związany z osiąganymi przychodami, należy w szczególności uwzględnić specyfikę działalności inwestorów, którzy zawiązali spółkę (spółkę celową) i rozpoczęli działalność skoncentrowaną wyłącznie na wydobyciu gazu i czerpaniu przychodów zasadniczo wyłącznie z tego źródła.

Co do zasady może to dotyczyć spółek nowo utworzonych, które nie prowadziły dotąd działalności. W praktyce większość spółek mających na celu wydobycie gazu łupkowego, które rozpoczęły działalność w ciągu dwóch ostatnich lat, znajduje się właśnie w takiej sytuacji.

Zatem, jeżeli podatnikiem jest spółka utworzona do realizacji jednego konkretnego projektu, większość ponoszonych przez nią wydatków należy traktować tak, jakby były związane wyłącznie z przychodami, które zostaną osiągnięte w związku ze sprzedażą wydobytego gazu łupkowego.

Oczywiście może się zdarzyć, że tego rodzaju spółka celowa będzie uzyskiwać podatkowe przychody z innych źródeł np. finansowych, w postaci odsetek czy różnic kursowych, ważne jest jednak, aby inwestor był w stanie wykazać, że jest to źródło marginalne, niestanowiące zasadniczego przychodu przedsiębiorstwa.

Fiskus potwierdza

Organy podatkowe w wydawanych interpretacjach potwierdzają, że zdecydowana większość kosztów działalności wydobywczej (które są kapitalizowane i nie podlegają amortyzacji) jako związanych z przyszłym przychodem z wydobycia i sprzedaży gazu łupkowego to koszty bezpośrednie.

Istotne jest, że dotyczy to nie tylko takich pozycji, jak koszty nabycia tytułu prawnego do nieruchomości, na której będzie prowadzony projekt, koszty prac inżynieryjnych związanych z wyborem lokalizacji wiertni, koszty projektowania odwiertów, ale również koszty pomocnicze takie jak koszty prac geologicznych czy obsługi prawnej związanej bezpośrednio z prowadzeniem projektu inwestycyjnego.

Przyjmując podejście prezentowane przez organy podatkowe, inwestorzy do kosztów pośrednich zaliczają koszty ogólne związane z bieżącym funkcjonowaniem przedsiębiorstwa, takie jak koszty wynajmu powierzchni biurowej, obsługi księgowej, bieżącej obsługi prawnej, wynagrodzenia pracowników biurowych.

Amortyzacja

Niektóre koszty związane z projektem inwestycyjnym, zwiększające wartość początkową nabytych lub wytworzonych środków trwałych oraz wartości niematerialnych i prawnych, powinny być zaliczane dla celów podatkowych poprzez odpisy amortyzacyjne.

Dlatego warto efektywnie zaplanować zasady amortyzacji składników majątku trwałego wykorzystywanych w działalności wydobywczej. Przepisy podatkowe przewidują możliwość obniżania i podwyższania wysokości odpisów amortyzacyjnych od środków trwałych, co może skutkować efektywniejszym rozłożeniem kosztów podatkowych w czasie (odroczeniem momentu ich ujęcia).

Jak przyporządkować

Gdy spółka odnajdzie gaz i zadecyduje o jego produkcji i sprzedaży, powstaje pytanie o moment wykazania kumulowanych wcześniej kosztów podatkowych. Przykładowo, gdyby inwestor zdecydował się na sprzedaż gazu uzyskanego z odwiertów próbnych, powstaje wątpliwość co do „porcji” kosztów, jaką należałoby przyporządkować do tego przychodu.

Przyjmując stanowisko organów podatkowych, należałoby uznać, że nie wszystkie poniesione przez inwestora bezpośrednie koszty podatkowe (abstrahując od odpisów amortyzacyjnych) w procesie inwestycyjnym będą odpowiadały pierwszemu uzyskanemu przychodowi ze sprzedaży gazu.

Wobec braku regulacji podatkowych można rozważyć posiłkowanie się przepisami rachunkowymi, które co prawda nie są podatkotwórcze, ale mogą być istotną wskazówką dla precyzyjnego określenia, jaką część kosztów bezpośrednich należy wykazać w danym roku podatkowym (prawidłowe rozliczenie wymaga szczegółowej analizy przeprowadzonej odrębnie dla każdego indywidualnego przypadku).

Komentuje Michał Wróblewski, radca prawnymenedżer w Deloitte

W innych krajach kwestie związane z poszukiwaniem oraz produkcją węglowodorów podlegają specyficznym i szczegółowym regulacjom prawnopodatkowym, w tym dotyczącym sposobu ujęcia kosztów poszukiwawczych dla celów podatkowych.

Bez względu na zasadnicze odmienności, które występują w ramach systemów podatkowych różnych państw, można postawić ogólną tezę, że zagraniczne ustawodawstwa zmierzają do umożliwienia przedsiębiorcy pełnego ujęcia dla celów podatkowych wszelkich kosztów, jakie poniósł na poszukiwanie węglowodorów.

Przykładowo ustawodawstwo kanadyjskie czy też amerykańskie precyzyjnie odnosi się do kosztów, jakie przedsiębiorca poszukujący węglowodorów ponosi w procesie inwestycyjnym. Koszty te dzielone są na różne kategorie (w zależności od tego, jakiej fazy projektu i jakiego rodzaju wykonywanych prac dotyczą), które podlegają odrębnemu reżimowi rozliczania.

Przy czym ogólną zasadą jest ich pełne ujęcie oraz (w przypadku niektórych kategorii kosztów) duża swoboda, jaką dysponuje przedsiębiorca co do momentu ujęcia w rachunku podatkowym.

Zagraniczne ustawodawstwa dopuszczają też z reguły dłuższe (niż pięć lat, jak w Polsce) okresy rozliczania straty podatkowej (np. USA – 20 lat, Kanada – 20 lat, Norwegia – bez limitu, Australia – bez limitu). Rozwiązania te sprawiają, że przedsiębiorca – inwestor prowadzący tam poszukiwania węglowodorów może być praktycznie pewny, że ujmie zdecydowaną większość poniesionych wydatków poszukiwawczych w rozliczeniu podatkowym.

W związku z tym można rozważyć zmiany w obecnie obowiązujących przepisach mające na celu zapewnienie, że wszelkie koszty podatkowe obniżą potencjalny dochód do opodatkowania w Polsce – zwłaszcza w kontekście dyskusji związanych z wprowadzeniem nowego podatku mającego obciążyć działalność związaną z produkcją i sprzedażą gazu w Polsce. W szczególności można rozważyć:

- wprowadzenie specjalnych regulacji dotyczących rozliczania kosztów w czasie,

- wydłużenie okresu rozliczania straty podatkowej,

- ewentualnie wprowadzenie zasady, że straty podatkowe mogą być rozliczane również wstecz (co umożliwiłoby rozliczenie kosztów związanych z zakończeniem prac wydobywczych, jakie przedsiębiorca musi ponieść po zakończeniu sprzedaży gazu).

Kamil Jastrzębski jest doradcą podatkowym, konsultantem w Deloitte