Rządowy projekt ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym, o zmianie ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin oraz o zmianie niektórych innych ustaw

Biorąc pod uwagę potencjalne zasoby węglowodorów w Polsce oraz niedostateczny poziom 
renty surowcowej przejmowanej obecnie przez państwo, konieczne jest opracowanie systemu 
fiskalnego zapewniającego:  
−  odpowiedni  udział  Skarbu  Państwa  w  zyskach  z  wydobycia  węglowodorów  –  jako 
właścicielowi nieodnawialnych surowców energetycznych oraz  
−  odpowiednią stopę zwrotu inwestorom. 
Opracowując  założenia  do  nowego  systemu  opodatkowania  wydobycia  węglowodorów, 
uwzględniono m.in. rozwiązania obowiązujące w innych krajach. 
Polska 
Wielka 
Kanada 
Kraj 
Australia 
Norwegia 
Dania 
Holandia 
(proponowany 
Brytania 
(Alberta) 
system) 
10–12,5% 
Brak 
Brak 
Brak 
< 7% 
10% – 45% 
1,5% – 6% 
(dochód zarówno 
(dochód 
(dochód 
 
Podatek od 
wartości/ilości 
poszczególnych 
korony) 
federalny) 
stanów, jak 
(dochód 
wydobytego 
i rządu 
Funduszu 
surowca 
federalnego) 
Powierniczego 
dla Alberty)  
Wartość 
Brak 
Brak 
Brak 
Wartość 
Wartość 
Wartość 
produkcji z 
produkcji 
produkcji 
wydobytego 
Podstawa 
odwiertów ropy 
z odwiertów 
z odwiertów 
gazu ziemnego 
opodatkowania 
naftowej i gazu 
ropy naftowej 
ropy naftowej 
oraz ropy 
i gazu 
i gazu 
naftowej 
30% 
28% 
30% 
25% 
25% 
25% 
19% 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
(od dochodu, 
zasady ogólne, 
zasady ogólne, 
zasada ring-
zasada ring-
zasady ogólne, 
zasady ogólne, 
zasady ogólne, 
bez ring - fence) 
bez ring - fence) 
fence) 
fence) 
bez ring fence) 
bez ring fence) 
bez ring fence) 
 
(dochód 
 
 
 
(CIT 
 
(dochód 
korony) 
 
(dochód 
(dochód 
prowincjonalny 
CIT 
federalny) 
(dochód 
(dochód 
korony) 
korony) 
+ federalny) 
 
Rządowego 
korony) 
(dochód 
Funduszu 
federalny 
Rentowego 
i prowincjo-
Norwegii) 
nalny) 
 
Amortyzacja 
Co do zasady 
Brak 
Brak 
Brak 
Koszty nabycia 
Odwierty 
w okresie 20 lat, 
amortyzacja 
odmienności od 
odmienności – 
odmienności – 
sprzętu 
rozpoznawcze 
metoda kosztowa 
zależna od 
reguł ogólnych 
stawka i metoda 
ustalenie 
wykorzystywan
oraz 
zaliczenia do 
(np. urządzenia 
zależna od 
metody 
ego  
wydobywcze, 
jednej 
i maszyny 
rodzaju 
amortyzacji 
w eksploracji 
platformy 
z dziesięciu 
amortyzowane 
aktywów 
pozostaje 
ropy i gazy 
wiertnicze 
grup aktywów, 
łącznie (pool) 
(np. maszyny 
w gestii 
grupowane są 
amortyzowane 
metoda 
metodą 
i urządzenia 
podatnika: 
razem (pool)  
stawkami 
degresywna, 
degresywną 
amortyzowane 
w przypadku 
i odliczane 
indywidualnie 
stawki max. 
25%; dla ś.t. 
pool metodą 
większości ś.t 
w wysokości 
ustalanymi 
2–30%. 
o okresie 
degresywną 
stawka nie 
25% rocznie. 
(max 20%). 
Inwestycje na 
wykorzystania 
25%; środki o 
może 
W pozostałym 
szelfie 
>25 lat stawka 
długim okresie 
przekroczyć 
zakresie stawka 
kontynentalnym 
wynosi 10%) 
wykorzystania 
20%. 
amortyzacyjna 
Amortyzacja 
amortyzowane 
(np. platformy 
uzależniona od 
w okresie 6 lat 
wiertnicze) 
rodzaju środka 
metodą liniową 
obecnie stawka 
trwałego. 
(16 2/3%). 
19%, docelowo 
 
16%). 
Amortyzacja 
ś.t. związanych 
z 
poszukiwaniem 
i eksploatacją 
może zostać 
odroczona do 
roku, w którym 
rozpoczęto 
wydobycie. 
                                                 
19)   Pobierany w przypadku niepobierania PRRT. 
20)   Nowe  odwierty  gazu  łupkowego,  z  których  produkcja  opodatkowana  jest  podatkiem  royalty  w  wysokości 
5% przez 36 miesięcy bez limitu wielkości produkcji i ta stawka została wykorzystana do wymodelowania 
obciążeń podatkowych, które zostały przedstawione w wykresie poniżej. 
6 
 
Resource Rent 
40% 
50% 
50% 
52% 
50% 
Brak 
0%–25% 
Tax (RRT) 
(zysków 
(zysków ze 
(zysków ze 
(zysków ze 
(zysków 
(zysków 
 
z projektu 
sprzedaży) 
sprzedaży) 
sprzedaży 
z działalności 
z działalności 
(specjalny 
naftowego) 
 
(dot. złóż z 
węglowodorów) 
związanej 
wydobywczej 
podatek od 
 
(dochód 
koncesjami 
 
z produkcją 
węglowodorów) 
zysków 
(dochód 
Rządowego 
uzyskanymi 
70% 
węglowodorów) 
z produkcji 
federalny) 
Funduszu 
przed 
(dot. złóż 
 
węglowodorów) 
 
Rentowego 
16.03.1993 r.) 
z koncesjami 
(dochód 
Norwegii) 
32% 
uzyskanymi 
korony) 
(opłata 
przed 2004 r.) 
 
dodatkowa od 
 
 
zysków) 
(dochód 
 
(dochód 
korony) 
 
korony) 
 
Występuje 
Występuje 
Występuje 
Brak 
Brak 
Brak 
Brak 
Uplift Method 
(7,5% w okresie 
(metody 
4 lat, możliwość 
waloryzacji 
potrącenia 
nieodliczonych 
z przyszłych 
w danym roku 
zysków 
podatkowych 
podlegające 
kosztów) 
podatkowi) 
 
 
Informacja  o  rozwiązaniach  podatkowych  w  wybranych  krajach  dotyczy  sektora 
wydobywczego  węglowodorów  bez  rozróżniania  na  wydobycie  ze  złóż  konwencjonalnych 
lub niekonwencjonalnych.  
Rozwiązania  preferencyjne  stosowane  w  innych  krajach,  dedykowane  wydobyciu  ze  złóż 
niekonwencjonalnych, różnią się od siebie i są powiązane z charakterystyką danego obszaru. 
Należy  zauważyć  jednak,  że  preferencyjne  rozwiązania  stosowane  w  innych  krajach  nie  są 
adresowane bezpośrednio i wyłącznie do wydobycia gazu łupkowego, ale do definiowanego 
szerzej wydobycia ze złóż niekonwencjonalnych, niskodochodowych bądź złóż położonych 
na dużych głębokościach.  
Przykładowo  w  kanadyjskiej prowincji Alberta  wprowadzono program Natural Gas Deep 
Drilling, dotyczący wydobycia ze złóż położonych poniżej 2000 m (każdy wydrążony metr 
poniżej tej głębokości wynagradzany jest zniżką w opłacie eksploatacyjnej). Całkowita zniżka 
nie  może  przekroczyć  kwoty  8  mln  USD  dla jednego punktu wydobywczego (10 mln USD 
dla wierceń poszukiwawczych). Ulgi dotyczą także odwiertów nietrafionych oraz odwiertów 
rozgałęzionych  (multilateral  wells  –  odwierty,  w  których  występuje  więcej  niż  jeden 
horyzontalny  boczny  odwiert  połączony  z  odwiertem  głównym).  W  Albercie  w  2010  roku 
wprowadzono  także  rozwiązanie  w  formie  programu  zatytułowanego  The  Emerging 
Resources  and  Technologies  Initiative,  służącego  zachęcaniu  firm  do  nowych  poszukiwań, 
nowych odwiertów w złożach zlokalizowanych na dużej głębokości, odwiertów generujących 
wysokie koszty, odwiertów horyzontalnych oraz wydobywania  gazu  z  łupków.  Obejmuje 
złoża  niekonwencjonalne,  ryzykowne  i  niskodochodowe.  Zaproponowane  w  ramach 
programu stawki podatku royalty obowiązują dla odwiertów, z których produkcja rozpoczęła 
się 1 maja 2010 roku lub później. Spośród kilku rodzajów preferencji, wskazać można Shale 
7 
 
Gas New Well Royalty Rate  –  nowe  odwierty  gazu  łupkowego,  z  których  produkcja 
opodatkowana  jest  podatkiem  royalty  w  najniższej  wysokości  5%  (maksymalny  poziom 
royalty  wynosi  45%)  przez  36  miesięcy  bez  limitu  wielkości  produkcji. Dla odwiertów 
horyzontalnych wprowadzono Horizontal Gas New Well Royalty Rate  –  początkowa 
produkcja uzyskana z nowych horyzontalnych odwiertów w złożach gazu opodatkowana jest 
podatkiem  royalty  w  wysokości  5%  przez  pierwszych  18  miesięcy  z limitem wielkości 
produkcji w tym czasie w wysokości 500 mln stóp sześciennych w ekwiwalencie gazu. 
Cechy nowego systemu fiskalnego 
Projektując  nowy  system  fiskalny  dotyczący  wydobycia  węglowodorów,  kierowano  się 
następującymi zasadami: 
a)  równości i powszechności opodatkowania, 
b) sprawiedliwości  opodatkowania  –  co  oznacza  zasadniczo  właściwe  ustalenie  wysokości 
ciężarów podatkowych, 
c)  efektywności  opodatkowania  –  zapewnienie odpowiedniego poziomu dochodów 
budżetowych bez znacznego zwiększania kosztów poboru podatków,  
d) wyłączności  ustawy  w  zakresie  określenia  wszystkich  istotnych  elementów 
konstrukcyjnych podatków, tj. podmiotu, przedmiotu, stawki podatkowej, ulg oraz 
zwolnień podatkowych. 
Projektowany  system  opodatkowania  wydobycia  węglowodorów  powinien  być  również 
konkurencyjny  w  stosunku  do  innych  jurysdykcji  podatkowych  (zachęta  inwestycyjna), 
spójny,  przejrzysty  i  możliwie  prosty,  zwłaszcza  w  jego  początkowej  fazie.  Oprócz 
zapewnienia odpowiednich wpływów do budżetu państwa, powinien realizować również cele 
pozafiskalne, w tym przede wszystkim efektywne i racjonalne wykorzystanie zasobów 
surowcowych oraz zapewnienie stabilnego rozwoju gospodarczego Polski. Nie bez znaczenia 
pozostaje  również  stworzenie atrakcyjnych warunków do  inwestowania w sektor 
węglowodorów w Polsce.  
Nowo  projektowany  system  ciężarów  fiskalnych  będzie  obejmował  wszystkich 
przedsiębiorców  działających  w  sektorze  węglowodorów  –  nie tylko nowych 
koncesjonariuszy,  ale  też  i  przedsiębiorców  prowadzących  już  obecnie  działalność 
wydobywczą, w tym polskie podmioty, np. PGNiG.  
8 
 
Części  składowe  nowego  systemu  fiskalnego  (zachowanie  obecnych  opłat  i  podatków, 
modyfikacja  obowiązujących  zasad,  wprowadzenie  nowych,  relacja  do  innych  systemów 
podatkowych) 
Poziom przejmowanej przez państwo  renty surowcowej powinien  oscylować  w  okolicach 
40%  (szczegóły  w  wykresie  poniżej  oraz  OSR  niniejszego  projektu).  Instrumentami 
fiskalnymi służącymi do osiągnięcia tego celu będą: 
a)  podatek od wydobycia niektórych kopalin – w zakresie wydobycia gazu ziemnego stawka 
uzależniona  od  rodzaju  eksploatowanego  złoża,  tj.  konwencjonalnego  lub 
niekonwencjonalnego,  i  będzie  wynosić  odpowiednio  3%  i  1,5%,  natomiast  w  zakresie 
wydobycia ropy naftowej stawka również uzależniona od rodzaju złoża i będzie wynosić 
6%  przy  eksploatacji  złoża  konwencjonalnego  oraz  3%  w  przypadku  złoża 
niekonwencjonalnego;  przewiduje  się  możliwość  odliczania  od  podatku  nieodliczonej 
straty od podatku dochodowego z działalności wydobywczej węglowodorów, 
b)  specjalny  podatek  węglowodorowy  –  stawka  od  0%  do  25%  uzależniona  od relacji 
skumulowanych przychodów do skumulowanych wydatków,  
c)  podatek  CIT  (zdecydowana  większość  inwestycji  jest  prowadzona  w  formie  osób 
prawnych,  niemniej  w  ustawie  PIT  przewiduje  się  również  liniowe  opodatkowanie 
dochodów z działalności gospodarczej na takim samym poziomie, jak w podatku CIT) – 
stawka 19%; nowa stawka amortyzacyjna na odwierty, 
d)  opłaty  eksploatacyjne  –  gaz ziemny wysokometanowy –  24  zł/1000  m3, gaz ziemny 
zaazotowany – 20 zł/1000 m3, ropa naftowa – 50 zł/t (regulacje dotyczące podwyższenia 
opłaty nie są częścią niniejszego projektu), 
e)  podatek od nieruchomości. 
W związku z powyższym, nowymi instrumentami podatkowymi będą podatek od wydobycia 
niektórych kopalin w zakresie wydobycia gazu ziemnego i  ropy naftowej oraz specjalny 
podatek  węglowodorowy.  Modyfikacje  zostaną  wprowadzone  w  zakresie  podatków 
dochodowych. 
Jak  podkreślono  powyżej,  nowy  system  podatkowy  w  zakresie  wydobycia  węglowodorów 
powinien  być  konkurencyjny  w  stosunku  do  systemów  podatkowych  krajów,  w  których 
wydobywa  się  węglowodory  na  skalę  przemysłową,  zapewniając  jednocześnie  odpowiedni 
poziom  dochodów  budżetowych  państwa.  Przedstawiona  powyżej  propozycja  części 
składowych nowego systemu fiskalnego oraz poziom poszczególnych obciążeń spowodują, iż 
poziom renty surowcowej  przejmowanej  przez  państwo  w  odniesieniu  do  poziomu  renty 
9 
 
surowcowej przejmowanej w innych krajach w zakresie opodatkowania wydobycia 
węglowodorów będzie przedstawiał się w następujący sposób: 
Wykres  stanowi  wypadkową  poziomu  renty  surowcowej  obliczonej  dla  projektu  złoża  niekonwencjonalnego 
(38,32%)  oraz  złoża  konwencjonalnego  (42%).  Poziom  przejmowanej  renty  surowcowej  obliczony  dla  Polski 
nie  uwzględnia  zwolnienia  dla  odwiertów  niskoproduktywnych,  zatem  realny poziom renty surowcowej 
w przypadku Polski będzie niższy niż zaprezentowano. 
Podatek  od  wydobycia  niektórych  kopalin  różni  się  zasadniczo  w  swoim  charakterze  od 
opłaty  eksploatacyjnej.  Istotę  opłaty  eksploatacyjnej  określił  Trybunał  Konstytucyjny 
w wyroku z 9 lutego 1999 r.  sygn. U 4/98, stwierdzając,  że  opłata  eksploatacyjna  „jest 
wynagrodzeniem  za  gospodarcze  korzystanie  ze  środowiska,  nie  zaś  dodatkowym 
opodatkowaniem  niektórych  dziedzin  produkcji”  (OTK  ZU  nr  1/1999,  poz.  4).  Trybunał 
Konstytucyjny w wyroku z dnia z 13 lipca 2011 r. sygn. akt K 10/09 podtrzymał ten pogląd, 
dostrzegając  podobieństwo  opłaty  eksploatacyjnej  do  opłat  za  korzystanie  ze  środowiska 
(zob. W. Radecki, Opłaty i kary pieniężne w ochronie środowiska, Warszawa 2009, s. 30–32). 
Pogląd,  że  opłata  eksploatacyjna  „jest  wynagrodzeniem za gospodarcze korzystanie ze 
środowiska,  nie  zaś  dodatkowym  opodatkowaniem  niektórych  dziedzin  produkcji”,  znalazł 
także wyraz w orzecznictwie sądów. W wyroku z 15 września 1998 r. sygn. akt II SA 526/98 
NSA  w  Warszawie  stwierdził,  że:  „Opłata  eksploatacyjna  ma  (…)  stanowić  w  pewnym 
zakresie również rekompensatę za szkody, jakie eksploatacja kopalin wywołuje w naturalnym 
środowisku”.  Opłata  eksploatacyjna,  zachowując  charakter  daniny  publicznej,  nie  spełnia 
jednak  cech  podatku,  co  szczegółowo  wywiódł  Trybunał  Konstytucyjny w wyroku z dnia 
z 13 lipca 2011  r.  sygn.  akt  K  10/09.  Tym  samym  otwarta  pozostaje  możliwość 
wprowadzenia, przy zachowaniu reżimu wyznaczonego przez art. 217 Konstytucji, podatku 
od wydobycia niektórych kopalin.  
10