Court dismisses tax increase claims but remands case for re-evaluation due to flawed valuation basis.

Sag om skønsmæssig forhøjelse af Sagsøger A/S’ indkomst, samt en konsekvensforhøjelse af moderselskabets sambeskatningsindkomst, hjemvist til fornyet behandling ved skattemyndighederne

[DOKUMENT] Afgørelse (108 sider) ØST RE LAND SRET DOM afsagt den 28. marts 2022

Sag BS-41577/2018 (22. afdeling) TotalEnergies EP Danmark A/S (tidl. Total E&P Danmark A/S) (advokat Jakob Krogsøe)

mod

Skatteministeriet (advokat Steffen Sværke)

og

sag BS-41574/2018 (22. afdeling) A.P. Møller - Mærsk A/S (advokat Jakob Krogsøe)

mod

Skatteministeriet (advokat Steffen Sværke)

Landsdommerne Karen Hald, Alex Puggaard og Kasper Madsen (kst.) har deltaget i sagernes afgørelse.

Sagerne, der er anlagt ved Københavns Byret den 15. maj 2018, er ved kendelse af 26. oktober 2018 henvist til behandling ved Østre Landsret i medfør af retsplejelovens § 226, stk. 1.

Sagerne er blevet forhandlet i forbindelse med hinanden, jf. retsplejelovens § 254, stk. 1.

Sagerne drejer sig om skattemyndighedernes skønsmæssige forhøjelse af Total- Energies EP Danmark A/S’ (tidligere Mærsk Olie og Gas A/S’) indkomst for indkomstårene 2006-2008 (sagen BS-41577/2018) samt en konsekvensforhøjelse af moderselskabet, A.P. Møller - Mærsk A/S’, sambeskatningsindkomst for de omhandlede indkomstår (sagen BS-41574/2018).

SKAT (nu Skattestyrelsen) foretog ved afgørelse af 26. juni 2012 en skønsmæssig forhøjelse af de skattepligtige indkomster for Mærsk Olie og Gas A/S for indkomstårene 2006-2008 med manglende fortjeneste m.v. med i alt 1.302.178.000 kr. SKAT baserede skønnet på det overskud, som de koncernforbundne enheder i Algeriet og Qatar havde realiseret på grundlag af Mærsk Olie og Gas A/S’ arbejde og aktiver. Desuden konsekvensændrede SKAT ved afgørelse af 5. juli 2012 A.P. Møller - Mærsk A/S’ sambeskatningsindkomst for de pågældende indkomstår. Landsskatteretten stadfæstede den 16. februar 2018 afgørelserne.

Påstande Sagsøger, TotalEnergies EP Danmark A/S, har nedlagt følgende påstande:

Principalt: Skatteministeriet skal anerkende, at TotalEnergies EP Danmark A/S’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008 nedsættes med de foretagne forhøjelser på henholdsvis 506.431.000 kr., 327.562.000 kr. og 468.185.000 kr.

Subsidiært: Ansættelsen af TotalEnergies EP Danmark A/S’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008 hjemvises til fornyet behandling ved Skatteforvaltningen.

Sagsøger, A.P. Møller - Mærsk A/S, har nedlagt følgende påstande:

Principalt: Skatteministeriet skal anerkende, at A.P. Møller - Mærsk A/S’ sambeskatningsindkomst for indkomstårene 2006-2008 nedsættes med de foretagne forhøjelser på henholdsvis 506.431.000 kr., 327.562.000 kr. og 468.185.000 kr.

Subsidiært: Ansættelsen af A.P. Møller - Mærsk A/S’ sambeskatningsindkomst for indkomstårene 2006 - 2008 hjemvises til fornyet behandling ved Skatteforvaltningen. Ansættelsen af A.P. Møller - Mærsk A/S’ selskabsskattepligtige indkomst opgjort i overensstemmelse med kulbrinteskattelovens kapitel 2 og kulbrinteskattepligtige indkomst opgjort i overensstemmelse med kulbrinteskattelovens kapitel 3 A hjemvises til fornyet behandling ved Skatteforvaltningen.

Over for Skatteministeriets afvisningspåstand: Skatteministeriets påstand om afvisning af A.P. Møller - Mærsk A/S’ subsidiære påstand, 2. pkt., tages ikke til følge.

Sagsøgte, Skatteministeriet, har påstået frifindelse. Skatteministeriet har endvidere nedlagt påstand om afvisning af A.P. Møller - Mærsk A/S’ subsidiære påstand, 2. pkt.

Sagsfremstilling

De omhandlede selskaber og deres olieaktiviteter TotalEnergies EP Danmark A/S, tidligere Mærsk Olie og Gas A/S (herefter betegnet MOGAS), var et 100 % ejet datterselskab af A.P. Møller - Mærsk A/S (herefter betegnet APMM), der var administrationsselskab i sambeskatningen. MOGAS, der var moderselskab for en lang række datterselskaber (herefter betegnet MOGAS Gruppen), blev stiftet i 1962 i forbindelse med, at den nuværende A. P. Møller - Mærsk Gruppe fik tilladelse til at efterforske og udvikle forekomster af olie og gas i Nordsøen. Selskabet blev stiftet under navnet Dansk Boreselskab A/S og skiftede i 1984 navn til Mærsk Olie og Gas A/S. I 2018 blev Maersk Oil, som MOGAS var en del af, solgt til Total S.A.

MOGAS’ virksomhed bestod i perioden frem til 2018 af tre hovedområder: MOGAS var for det første operatør på vegne af moderselskabet APMM i den danske del af Nordsøen (Dansk Undergrunds Consortium (herefter betegnet DUC)). MOGAS foretog derudover indledende forundersøgelser i forskellige dele af verden med henblik på at finde nye oliefelter, hvorefter datterselskaber/filialer blev etableret med henblik på den videre efterforskning efter olie samt iværksættelse af olieproduktion. Endvidere leverede MOGAS en række tekniske og administrative ydelser (såkaldt timewriting) til øvrige selskaber i koncernen, herunder til APMM og til sine datterselskaber i Algeriet og Qatar.

MOGAS’ datterselskab, Mærsk Olie Algeriet K/S, indtrådte i 1990 i et konsortium med olieselskaberne Anadarko Algeria Corporation og Lasmo Oil (Algeria) Limited. Mærsk Olie, Algeriet A/S var komplementar i Mærsk Olie Algeriet K/S, og bl.a. MOGAS var kommanditist. I 1994 blev kommanditselskabets aktiver og passiver, herunder olierettighederne, overdraget til Mærsk Olie, Algeriet A/S, der er et af MOGAS 100 % ejet datterselskab.

Mærsk Olie, Algeriet A/S deltog i de omhandlede indkomstår 2006-2008 gennem sin lokale filial i to partnerskaber med partnerne Anadarko, Eni og det statsejede selskab Sonatrach. Selskabet Anadarko var operatør, og Mærsk Olie, Algeriet A/S og selskabets lokale filial i Algeriet havde ingen ansatte i Algeriet.

MOGAS’ datterselskab, Maersk Oil Qatar A/S, blev stiftet i 1992 og en lokal filial heraf etableret. Maersk Oil Qatar A/S indgik i 1992 en aftale med staten Qatar om olieindvinding, og selskabets filial drev aktiviteterne alene og var selv operatør på et oliefelt benævnt Al Shaheen. Produktion af olie blev påbegyndt i 1994. Selskabets filial havde i indkomstårene 2006-2008 gennemsnitligt henholdsvis 286, 455 og 543 ansatte. Maersk Oil Qatar A/S er et af MOGAS 100 % ejet datterselskab.

Landsskatterettens afgørelser Af Landsskatterettens afgørelse af 16. februar 2018 vedrørende MOGAS’ klage over SKATs afgørelse af 26. juni 2012 fremgår:

”

Klagepunkt SKATs afgørelse Selskabets Landsskatterettens opfattelse afgørelse 2006 Skønnet vederlag fra datterselskabets filialer i Algeriet og Qatar 506.431.000 DKK 0 506.431.000 DKK 2007 Skønnet vederlag fra datterselskabets filialer i Algeriet og Qatar 327.562.000 DKK 0 327.562.000 DKK 2008 Skønnet vederlag fra datterselskabets filialer i Algeriet og Qatar 468.185.000 DKK 0 468.185.000 DKK

[…]

Faktiske oplysninger […] Mogas' omsætning (operatørvederlag mv.) i 2006, 2007 og 2008 udgjorde henholdsvis 196 mio. DKK, 250 mio. DKK, og 256 mio. DKK. Samme år var selskabets resultat før skat henholdsvis 9.175 mio. DKK, 3.410 mio. DKK og 7.119 mio. DKK og efter skat henholdsvis 627 mio. DKK, 3.330 mio. DKK og 7.381 mio. DKK. Før finansielle poster og skat var resultatet henholdsvis -271 mio. DKK, -213 mio. DKK og -303 mio.

DKK.

Det er oplyst, at Mogas-gruppen ud over aktiviteterne i Nordsøen driver en international olieforretning, der søger efter olieog gasforekomster i det meste af verden. Forretningen har udviklet sig til at være en internationalt orienteret virksomhed.

SKAT har efter oplysninger fra selskabet udarbejdet følgende fordeling af omsætning i Mogas-gruppen:

USD mio. 2008 2007 2006 APMM (ej del af Mogas-gruppen) 4.721 3.698 3.620 Mogas 50 46 33 Algeriet 1.063 882 772 Qatar 6.494 3.422 1.532 Angola 2 1 0 Oman 2 0 0 Suriname 0 2 0 Turkmenistan 10 3 12 Germany 0 1 0 Kazakhstan 55 39 41 Brasil 1 0 0 Houston 1 0 0 Expl. UK - 4 0 Energy UK Group 1.544 1.466 954 Eliminations -20 -18 -13 I alt 13.923 9.546 6.951

SKAT har efter kontrol i selskabet foretaget forhøjelser i relation til Maersk Oil Qatar A/S' og Mærks Olie Algeriet A/S' udenlandske filialers udnyttelse af Mogas' immaterielle aktiver mv.

SKAT har valgt at bortse fra de olieproducerende enheder i Angola, Oman, Surinam, Turkmenistan, Tyskland, Kazakstan, Brasilien og USA, da der her er tale om uvæsentlig olieproduktion.

Endvidere er bortset fra de olieproducerende britiske enheders anvendelse af Mogas' immaterielle aktiver, selvom disse enheder har en væsentlig olieproduktion. Der er lagt vægt på, at for de omhandlede indkomstår er — efter udtræk fra Amadeus-databasen — indkomsten i selskaberne på EBIT-niveau negativ. Efterfølgende har selskabet sat spørgsmålstegn ved, om de engelske selskaber er overskudsgivende, jf. nedenfor.

Endelig er der ikke foretaget indkomstregulering vedrørende transaktionerne med moderselskabet APMM i relation til DUC-samarbejdet, jf. nedenfor.

Om Mærsk Olie Algeriet A/S er oplyst, at selskabet blev stiftet i 1990, og samme år indgik aftale om deltagelse i et konsortium i Algeriet med Anadarko som operatør. Mærsk Olie Algeriet A/S har siden 1990 haft en filial i Algeriet uden ansatte. Selskabet udvidede i 1995 engagementet i et tilstødende koncessionsområde. I 1997 påvistes i ni efterforskningsbrønde tilstedeværelse af kulbrinteforekomster, og produktion blev indledt i 1998. I 2000 solgte Maersk Olie Algeriet A/S 13,75 % andel af en licens i Algeriet med en avance på 335 mio. DKK. Af selskabets årsrapport for 2008 fremgår af ledelsesberetningen bl.a.:

''Mærsk Olie, Algeriet AS deltager med en 12,25 % andel i efterforskning og produktion af olie og gas under en produktionsdelingskontrakt for to blokke (404a, 208) i Algeriet sammen med partnerne Anadarko, Eni og statsselskabet Sonatrach. Operationerne varetages af Anadarko og Sonatrach i samarbejde. Desuden udføres efterforskningsarbejde i blok 403 c/e, hvor Mærsk Olie, Algeriet AS deltager med en 25 % andel i en produktionsdelingskontrakt sammen med Anadarko og Sonatrach"

Om Maersk Oil Qatar A/S er oplyst, at selskabet blev stiftet i 1992, og samme år indgik kontrakt om offshore efterforskningsog produktionsrettigheder i Qatar. Selskabet forestår operatør arbejdet. Selskabet opererer via en filial i Qatar med gennemsnitlig 543 ansatte (i 2008). Af selskabets årsberetning for 1993 fremgår, at tidligere rettighedshavere påviste tilstedeværelse af kulbrinter i blokken. I 1994 påbegyndtes egentlig produktion og salg fra Al Shaheen feltet, og feltet er løbende udbygget med stigende produktion til følge.

Om den globale oliebranche har selskabet oplyst:

Det er kendetegnende for branchen, at de aktører heri, der ønsker at fastholde eller øge deres markedsandel, stedse er nødt til at investere i efterforskning efter olie og gas. Dette skyldes, at de olieog gasproducerende felter over tid vil blive tømt.

Disse efterforskningsomkostninger udgør meget væsentlige beløb. Indtjeningen fra de felter, hvor der findes relevante olieog gasforekomster, er og har til gengæld været af en sådan størrelse, at omkostningerne ved de betydelige efterforskningsaktiviteter, der udfoldes, dækkes.

Efterforskning efter potentielle olieog gasforekomster er en langstrakt proces, der typisk varer ½-4 år, for det med en rimelig grad af sikkerhed er muligt at vurdere, om der er grundlag for at byde på en licens, hvis der udbydes et projekt.

I de tilfælde, hvor det på grundlag af resultatet af de indledende undersøgelser besluttes at byde og eventuelt efterfølgende investere i en lokal licens, etableres en filial eller et datterselskab i det pågældende land.

Det har været fast forretningspolitik i Mogas fra starten af selskabets internationale aktiviteter, at investeringer i licenser og efterfølgende efterforskning og produktion af olie skal ske gennem selvstændige, juridiske enheder. Det har også stedse været Mogas-gruppens politik, at indtjening fra produktion uden for Danmark skal hjemtages hurtigst muligt.

Fra det tidspunkt, hvor der etableres et selskab eller filial, er det den lokale enhed, der har den fulde risiko for projektet og følgelig bærer alle omkostninger, der knytter sig hertil. Indtægter fra salg af produceret olie m.v. indtægtsføres i den lokale enhed.

Mogas-gruppen har opbygget særlige kompetencecentre i Danmark (København), UK (Aberdeen) og USA (Houston). Når Mogas' kompetencecentre leverer serviceydelser til andre koncernenheder, bliver denne ydelse faktureret efter de i branchen internationalt fastsatte retningslinjer på grundlag af medgået tid (timewriting), jf. nedenfor.

Med brev af 30. august 2010 har selskabet givet supplerende oplysninger til selskabets transfer pricing-dokumentation. Heraf fremgår, at aktiviteten med efterforskning af olie sker overordnet i tre faser:

I fase 1 foretages indledende undersøgelser og vurderinger af lokaliteter, før der søges om licens. Arbejdet i denne fase udføres af Mogas fra hovedsædet i København. I fase 1 indhentes eksternt datamateriale, der analyseres og bearbejdes af eksperter i Mogas.

I fase 2 undersøges muligheden for erhvervelse af licens, når fase 1- analyserne viser potentiale. Arbejdet i denne fase er især af økonomisk og juridisk karakter i form af due diligence. Også dette arbejde udføres af Mogas.

Licenserne opnås ved budrunder og erhverves ofte sammen med andre (uafhængige) aktører i joint ventures.

Hvis der opnås licens, etablerer koncernen en lokal, forretningsmæssig enhed (i form af datterselskab eller filial), der er rettighedshaver og udgiftsbærer i forhold til det fremadrettede undersøgelsesog udvindingsarbejde. Mogas forestår også arbejdet med forhandling af licens og vilkårene herfor og fungerer i den forbindelse også som garantistiller. Det er Mogas, der i sidste ende garanterer og indestår for, at forpligtelserne i henhold til licensretten over for olielandet og kontrakten med de uafhængige joint venture-deltagere opfyldes af det lokale Mogas datterselskab eller faste driftssted.

Fase 3 er det efterforskningsarbejde, der ligger efter erhvervelse af licens til videre undersøgelser og udvinding.

I perioden op til licens Efterforskningsarbejde i fase 1 og 2, det vil sige faserne forud for erhvervelse af licens, udføres af Mogas, mens efterforskningsarbejdet i fase 3 udføres af datterselskaber (eller filialer heraf). Mogas afholder således ingen fase 3-udgifter. Fase 1 og 2 vil typisk have en varighed på ½ til 4 år.

Selskabets udgifter i relation til fase 1 og 2 udgør i perioden 2006-2008 i alt 126.566.000 USD, i klagen angivet til ca. 900.000.000 DKK. Ingen del af udgifterne faktureres videre til andre koncernselskaber mv., hvilket skyldes, at udgifterne ikke anses at have tilknytning til arbejdet i eksisterende koncernselskaber og derfor ikke kan allokeres dertil. Udgifterne anses for afholdt som et naturligt led i Mogas' egne erhvervsaktiviteter som moderselskab i en international olieforretning med det formål at sikre indtjening fra potentielle olieog gasforekomster rundt om i verden. Der sker heller ikke en efterfølgende fakturering i de tilfælde, hvor der senere opnås en licens og etableres datterselskab/filial som led i en videre efterforskning. Det er således selskabets opfattelse, at der ikke finder nogen transaktion sted i transfer pricing-mæssig henseende. Udgifterne indgår derfor heller ikke i Mogas-gruppens transfer pricingdokumentation.

Licens Såfremt der herefter indgås licens, forestås arbejdet hermed i det hele af Mogas, herunder forhandlingen af licensen, vilkårene herfor mv. Licensen erhverves af den lokale filial/det lokale datterselskab, der dermed også bliver part i den kontrakt, der indgås med olielandet. Alle omkostninger relateret til licensen afholdes af den lokale enhed.

Garanti mv. Mogas garanterer og indestår for, at forpligtelserne i henhold til licensretten over for olielandet og kontrakten med de uafhængige joint venture-deltagere opfyldes af det lokale Mogas datterselskab eller faste driftssted.

Mogas modtager ikke vederlæggelse for den koncerninterne garantistillelse (og den dermed forbundne risiko). Selskabet har aldrig haft omkostninger ved moderselskabserklæringer overfor sine datterselskaber.

Som eksempel på en sådan garanti er af SKAT henvist til appendix E (parent company guarantee) til den indgåede "Exploration and Production Sharing Agreement, Block 5, Offshore Qatar" vedrørende olieefterforskning og -produktion i Qatar. Det er oplyst, at Mogas har forestået alle forhandlinger med Qatars regering, om indgåelse af joint venture, og at det lokale, koncernforbundne selskab Maersk Oil Qatar A/S kun kunne blive aftalepart mod, at Mogas stillede uigenkaldelig garanti for datterselskabets forpligtigelser i henhold til aftalen, herunder garanti for leverance af fornøden teknologi og specialister.

Mogas har på anmodning fra SKAT om fremlæggelse af den indgåede "Exploration and Production Sharing Agreement, Block 5, Offshore Qatar" med bilag meddelt, at aftalen er underlagt lovgivningen i Qatar og indeholdende en non-disclosure-klausul, der rent juridisk gør det umuligt for Mogas at udlevere aftalen til SKAT. Aftalens indhold og et brud på non-disclosure-klausulen er af væsentlig kommerciel betydning for Mogas' forretning og muligheden for at genvinde licensen, som pt. er under genforhandling. Aftalen kan derfor ikke udleveres.

Appendix E to "Exploration and Production Sharing Agreement, Block 5, Offshore Qatar" er dog udleveret. Heraf fremgår:

"Appendix E to Exploration and Production Sharing Agreement for Block 5 Offshore, Qatar, made and entered into in Doha, Qatar on the 22 day of Dhul Hijja 1412 Hijra, corresponding to the 22 day of June, 1992 between the Government of the State of Qatar and Maersk Oil Qatar AS.

GUARANTEE

Whereas Maersk Oil Qatar AS (the "Subsidiary") will, contemporaneously with the execution and delivery of this Guarantee, enter into an Exploration and Production Sharing Agreement (the "EPSA")

relating to that area generally known as Block 5 offshore Qatar; and

Whereas the State of Qatar (the "Government") conducted with Maersk Olie og Gas AS (the "Parent") all preliminary negotiations leading up to the execution of the EPSA with the Subsidiary, a corporation wholly owned by Maersk Olie og Gas AS; and

Whereas the Parent desires that all of the rights and obligations under the EPSA be the rights and obligations of the Subsidiary; and

Whereas the Government does not object to the Subsidiary enjoying the rights and assuming the obligations under the EPSA provided that such obligations are guaranteed by the Parent.

1. In consideration of the Government accepting the Subsidiary as the Party to the EPSA the Parent hereby, as a primary obligor, unconditionally and irrevocably guarantees to the Government the due and timely performance of all of the obligations of the Subsidiary under and arising out of the EPSA.

2. The Parent further guarantees that the Parent will provide the Subsidiary with all technology and specialist personnel necessary for the Subsidiary to fulfill its obligations under the EPSA.

3. This Guarantee is a continuing guarantee and shall remain in force until all obligations of the Subsidiary under the EPSA have been discharged in full.

4. The obligations of the Parent hereunder shall not be affected by any act, omission or circumstance which, but for this provision, might operate to release or otherwise exonerate the Parent from the obligations hereunder or affect such obligations including without limitation (i) any time or indulgence granted to or composition with the Subsidiary or any other person, (ii) the taking, variation, compromise, renewal or release of, or refusal or neglect to perfect or enforce the EPSA or any rights, remedies or securities against or granted by the Subsidiary (iii) any unenforceability of any obligations of the Subsidiary under the EPSA

(iv) the bankruptcy or insolvency of the Subsidiary or any amendment, modification, extension, waiver, indulgence or concession made or granted to the Subsidiary.

5. The Parent waives any right it may have of first requiring the Government to proceed against or claim payment from the Subsidiary or enforce any guarantee or security granted by any other person before enforcing this Guarantee.

(…)”

I relation til Algeriet er fremlagt brev af 23. januar 1991 fra Mogas til Sonatrach, hvoraf fremgår følgende:

"Dear Sir.

We refer to the documents provided by Anadarko Algeria Corporation in order to effect a transfer of interest to Maersk Olie, Algeriet AS equal to twenty-five percent of Anadarko's rights and obligations under the Sonatrach Agreement dated October 23, 1989. This letter is provided to assure Sonatrach that Maersk Olie og Gas as will support Maersk Olie, Algeriet AS the full technical and financial capacities needed by Maersk Olie, Algeriet AS in order to commit to and comply with its share of obligations under the Sonatrach Agreement dated October 23. 1989."

I perioden efter opnåelse af licens Efter oprettelse af lokal enhed (filial eller selskab) afholdes alle omkostninger i relation til det udførte arbejde af denne enhed.

Den lokale enheds funktioner afhænger af, om enheden har en operatørrolle, eller om enheden deltager som ikke opererende deltager i et joint venture. Uanset rollen vil den lokale enhed være afhængig af specialiseret assistance i relation til det videre analysearbejde og udførelse af efterforskningsboringer og efterfølgende eventuel olieproduktion.

Med hensyn til analysearbejdet er der bl.a. tale om viderebearbejdning af analyserne udført i de indledende faser (seismisk, geologisk, og geofysisk data, samt miljørelateret arbejde) med en varighed af 3-10 år, i hvilken periode, der endvidere kan planlægges og foretages indledende boringer til undersøgelse af sammensætningen i undergrunden.

Hvis der viser sig basis for at udvide aktiviteten, vil den efterspurgte assistance være af mere teknisk karakter (testboringer, herunder sikring af sikkerheden for lokale medarbejdere), der dels kræver, at specialister fra Mogas stilles til rådighed for enheden, dels kræver lokal tilstedeværelse i form af serviceleverandør mv. Det er den lokale enhed, der vælger evt. serviceleverandør. Som eksempel er nævnt, at Qatar pr. 1. januar 2008 havde 62 eksterne konsulenter tilknyttet svarende til ca. 10 % af den samlede arbejdskraft. Det er den lokale enhed, der afholder alle omkostninger i forbindelse hermed. Denne fase vil typisk have en varighed på 5-8 år.

Ud over ydelser af teknisk karakter leverer Mogas en række administrative ydelser, der varierer afhængig af de administrative funktioner, der udføres selvstændigt af den udenlandske enhed.

Alle ydelser, som Mogas eller et af de andre kompetencecentre i enten UK eller USA bidrager med i perioden efter opnåelse af licens, afregnes som timewriting løbende mellem den lokale filial eller selskab og Mogas. Ydelserne prissættes på baggrund af internationalt anerkendte branchekutymer.

Timewriting Der er, jf. selskabet, grundlæggende tale om et tidsregistreringssystem, der gælder for alle Mogas-selskaber, der yder support til andre koncernselskaber eller uafhængige parter. Der er typisk tale om afdelinger, der har medarbejdere ansat i specialistfunktioner. Disse ansatte, der er underlagt timeregistrering, registrerer dagligt timeforbrug på projekter, således at det kan defineres, hvorvidt den forbrugte tid vedrører lokale, globale eller landespecifikke aktiviteter. De registrerede timer rapporteres til finansafdelingen, der konsoliderer tallene og udsender fakturaer til de berørte modtagende selskaber. Faktureringen sker månedsvis.

Beregningen af timepriserne for de ansattes arbejde bliver foretaget på grundlag af en gennemsnitlig omkostning, der relaterer sig til den timeregistrerede ansatte. Alle medarbejdere, som timeregistrerer, vil således tilhøre en kategori, der matcher den gennemsnitlige omkostning for netop denne kategori. Hver kategori har således en separat timepris, der matcher den gennemsnitlige omkostning ved den pågældende ansatte. Ud over forskellen i løn og andre direkte omkostninger er der også medtaget indirekte omkostninger, der typisk er de samme, uanset om en medarbejder er højt eller lavt kvalificeret.

Joint Operating Agreement (JOA) Når flere olieselskaber ønsker at indgå samarbejde om efterforskningen efter olieog gasforekomster, er der til brug for indgåelse af aftale herom udarbejdet særlige retningslinjer herfor (Joint Operating Agreement, JOA'er). JOA'erne stipulerer, hvordan forpligtelserne opfyldes, samt hvordan omkostninger afholdt af operatøren opgøres og fordeles.

I en aftaleskabelon til JOA'en, som er udarbejdet af Association of International Petroleum Negotiators ("AIPN"), er anvist metoderne til opgørelse af omkostningerne, som kan faktureres til de øvrige partnere. Det er den af AIPN udgivne aftaleskabelon, der ligger til grund for samtlige de JOA'er, Mogas-gruppen har indgået rundt om i verden.

Af den af AINP udgivne aftaleskabelon fremgår af artikel 4.2.B.5, at operatøren i et samarbejde "neither (shall) gain a profit nor suffer a loss as a result of being the Operator...” Dette overordnede princip er uddybet i bilag A til aftaleskabelonen, International Accounting Procedure, section 2, Direct Charges. I section 2.1.2 er det således anført, at "Any charge by Operator to the Joint Account shall exclude profit to Operator...”. Der er to modifikationer hertil; udleje af operatørens materiel efter artikel 2.7.1 og 2.7.2, og udlæg til ydelser fra eksterne m.fl. efter artikel 2.8.1, der ikke må overstige markedsraterne for tilsvarende ydelser. Section 3, Indirect Charges, regulerer operatørens grundlag og muligheder for at fakturere sine indirekte omkostninger til kostpris (operator fee) til samarbejdet. I section 4, Acquisition of Material, er angivet de nærmere retningslinjer for, hvordan operatøren kan fakturere sine nettoomkostninger for indkøbt materiel til samarbejdet. Af artikel 15.3 fremgår, at alle immaterielle aktier (knowhow mv.) knyttet til samarbejdet som udgangspunkt skal være fælles eje og kan bruges og udnyttes af de enkelte joint venture-partnere uden begrænsninger.

Mogas har udarbejdet TP-dokumentation for de pågældende indkomstår. Af dokumentationen fremgår (enslydende for alle år):

"6. Description on controlled transactions

6.1 TP 1 Time-writing

The man hours consist mainly of time-writing hours from specialist work (geologist, geoscientists, engineers etc.) within the oil sector and their knowhow in this area.

Time-writing of man hours are mainly made from the "specialist"

departments:

PED — Petroleum Engineering Department (part of DUC)

PDD — Production Development Department (part of MOGAS)

EXPL — Exporation and New Business (part of MOGAS)

The subsidiaries have the main risks (and opportunities) regarding the work of the specialists.

E.g.: If the exploration shows potential oil production, the MOGAS subsidiaries will benefit from this as they have the ownership and will receive income from sale (according to agreement with local authorities etc.), where as MOGAS has the costs of education, vacation, illness etc. of the specialists, which is included in the calculation of the hourly rates.

The Timewriting are normally being audited yearly by the other joint venture partners (Shell, Chovron, Qatar Petroleum etc.)."

Ifølge selskabets transfer pricing-dokumentation findes følgende timewriting og administrations fee mellem Mogas og koncernforbundne selskaber:

Indtægter (USD 1.000) 2008 2007 2006 Timewriting datterselskaber 22.328 19.292 13.668 Timewriting andre APMM enheder 60 90 0 Administrations fee datterselskaber 1.560 1.362 1.401 Administrations fee APMM 10.913 9.962 8.761 Administrations fee andre APMM enheder 239 230 151 I alt 35.100 30.936 23.981

Eller i alt for de omhandlede år 90.017 mio. USD.

I SKATs sagsfremstilling er med en fordelingsnøgle svarende til den eksterne omsætning i den samlede Mogas gruppe (omsætningen i AP-

MM, Mogas selv og elimineringsposten indgår ikke i fordelingsnøglen) foretaget en fordeling af de samlede omkostninger således:

(DKK 1.000) 2008 2007 2006 Samlede omkostninger i MOGAS excl. døtre og fin. poster -559.102 -462.834 -466.166

Beregningsmæssig fordeling: Algeriet -64.798 -70.141 -108.692 Qatar -395.858 -272.134 -215.695 Angola -122 -80 0 Oman -122 0 0 Surinam 0 -159 0 Turkmenistan -610 -239 -1.690 Germany 0 -80 0 Kasakhstan -3.353 -3.101 -5.773 Brasil -61 0 0 Houston -61 0 0 Expl. UK 0 -318 0 Energy UK Group -94.118 -116.583 -134.316 -559.102 -462.834 -466.166

Nøgletal SKAT har opgjort, at Mogas igennem en periode på i hvert fald 10 år har haft kroniske og stigende underskud, og i perioden 1988-2012 alene har haft et positivt resultat før finansielle poster og skat i 3 ud af 25 år (1990, 1994 og 2001).

Samlet set har selskabet over perioden 1986-2010 realiseret et underskud før finansielle poster og skat på i alt -2,27 mia. DKK. I de efterfølgende år er der fortsat realiseret underskud med henholdsvis -196,9 mio. USD i 2011 og -171,6 mio. USD i 2012, eller et yderligere underskud fra disse år på i alt ca. -2,05 mia. DKK.

I samme periode har Mogas-gruppen som helhed realiseret store overskud på i alt 120,2 mia. DKK i perioden 1986-2010, samt et overskud før finansielle poster og skat på 4,6 mia. USD i 2011 og på 2,8 mia. USD i 2012.

I de omtvistede indkomstår 2006-2008 havde henholdsvis Mogas (moderselskabet) og Mogas-gruppen følgende resultater før finansielle poster og skat:

(USD 1.000) 2008 2007 2006 Mogas -59.404 -39.039 -45.507 Mogas-gruppen 5.265.744 2.573.439 1.628.636

Det er af selskabet påpeget, at Danmark ved lov nr. 426 af 6. juni 2005 gik fra globalindkomstprincippet til territorialindkomstprincippet ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst for selskaber, jf. selskabsskattelovens § 8, stk. 2. Det betød, at indkomsten fra bl.a. filialerne i Qatar og Algeriet fra indkomståret 2005 ikke længere skal medregnes ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst i Danmark.

Det er en konsekvens af denne ændring af de danske skatteregler, at der oparbejdes skattemæssige underskud i Danmark, da Mogas som led i sin forretning som moderselskab for en internationalt arbejdende olieforretning har væsentlige udgifter til at sikre indkomsten gennem opsøgende analyser og forberedende undersøgelser rundt om i verden, mens indtjeningen fra de producerende selskaber/filialer modtages i form af skattefri udbytter/interne overførsler.

Det er således en følge af objektive danske skatteregler om behandling af udbytte/interne overførsler, at der opstår skattemæssige underskud, og ikke en følge af det forretningsmæssige set up.

Resultatet af den samlede olieog gasproduktion i APMM-gruppen efter skat beløber sig i 2006 til 9,6 mia. DKK, i 2007 til 8,7 mia. DKK og i 2008 til 15 mia. DKK, heraf udgør de danske olieog gasaktiviteter i Nordsøen 9,2 mia. DKK i 2006, 5,3 mia. DKK i 2007 og 7,6 mia. DKK i 2008.

APMM-gruppen og Mogas-gruppen har således igennem en årrække, herunder i de år, denne sag drejer sig om, samlet drevet en olieforretning, der efter skat har genereret overskud og har foretaget store skattebetalinger til de stater, herunder Danmark, hvor de værdiskabende naturressourcer olie og gas forefindes.

SKATs afgørelse SKAT har forhøjet de skattepligtige indkomster for Mogas for indkomstårene 2006-2008 med manglende fortjenester mv., skønsmæssigt ansat til i alt 1.302.178.000 DKK, jf. ovenfor.

Under sagens behandling ved Skatteankestyrelsen har Kammeradvokaten på vegne af SKAT indstillet afgørelsen stadfæstet subsidiært indstillet hjemvisning af sagen til SKAT med henblik på fastsættelse af en markedsmæssig fortjeneste.

SKAT har baseret skønnet på det overskud, som de koncernforbundne enheder i Qatar og Algeriet har realiseret på grundlag af Mogas' arbejde og aktiver. Fremgangsmåden har overordnet været den, at Mogas skal have samme overskudsgrad, som opnås i Qatar og Algeriet.

Det er pointeret, at der er tale om et lempeligt skøn, hvor der er taget udgangspunkt i overskudsgraden efter skat. Den samlede forhøjelse andrager herefter kun ca. 6,5 % af de lokale Qatarog Algeriet-enheders resultater efter skat, hvorved det er bemærket, at de lokale enheder i udgangspunktet alene var tomme, juridiske skaller, og at hele forretningsgrundlaget og al indkomstskabelsen er baseret på og muliggjort af bidrag fra Mogas, ligesom Mogas fortsat spiller en rolle i indkomstskabelsen hos de lokale enheder (gennem garantier og ekspertise) i det videre forløb.

Forhøjelsen fremkommer nærmere som resultat af diverse beregninger, der her er vist for 2006, hvor forhøjelsen er på i alt 506.431.000 DKK:

Forhøjelse for 2006:

Qatar Algeriet (1.000 DKK) Beregnet omsætning 1) 352.426 290.071 Beregningsmæssig andel af samlede omkostninger i MOGAS A/S -215.695 -108.692 Resultat før skat excl. døtre og excl. fin. poster 136.732 181.378 Skat, 25 % (28 % for 2006) -34.183 -45.345 Resultat efter skat excl. døtre og excl. fin. poster 102.549 136.034 Overskudsgrad (matcher olieproducerende enheds overskudsgrad), jf. tabellen nedenfor 29,1% 46,9%

Forhøjelse: Ny beregnet omsætning: 352.426 290.071 Andel af bogførte omsætning -90.475 -45.592 Forhøjelse 261.952 244.479

1) Omsætningen er beregnet således, at overskudsgraden efter skat matcher de olieproducerende enheders overskudsgrad jf. tabellen nedenfor:

Den samlede forhøjelse for 2006 udgør herefter summen af de 261.952.000 DKK + 244.479.000 DKK, eller i alt 506.431.000 DKK.

Overskudsgrader for 2006: (1.000 DKK) Resultatopgørelser jf. årsregnskaber Qatar Algeriet Omsætning 9.110.153 4.590.244 Driftsomkostninger i alt -2.241.956 -534.538 Resultat før finansielle poster 6.868.197 4.055.706 Finansielle poster 89.276 38.477 Resultat før skat 6.957.473 4.094.183 Skat -4.239.652 -1.912.648 Resultat efter skat 2.717.821 2.181.535

Resultat efter skat korrigeret for fin. poster inklusiv skat 2.650.864 2.152.677

Overskudsgrad (korrigeret resultat efter skat/omsætning) 29,1% 46,9%

Baggrunden for skønsudøvelsen Ifølge SKAT foreligger der 3 forhold i sagen, der hver for sig og tilsammen medfører, at SKAT har været berettiget til at udøve et skøn over den skattepligtige indkomst, nemlig manglende fortjeneste i Mogas, der modsvarer selskabets bidrag til værdiskabelsen i Mogas-gruppen og i hele APMM, og tilsidesættelse af selskabets tp-dokumentation vedrørende denne manglende indtjening eller for de koncerninterne garantistillelser, samt gennem en længere årrække kroniske underskud i selskabet.

Manglende fortjeneste De indledende undersøgelser Den efterforskning, der foretages af Mogas i de indledende undersøgelser (fase 1), er af central og væsentlig værdi for selve forretningsgrundlaget i Mogas-gruppen, og er således nødvendig for at beholde eller øge gruppens markedsværdi. Hvis efterforskningen ikke var nødvendig, ville gruppen ikke lade Mogas afholde 900 mio. DKK hertil i 2006-2008.

Mogas er således samlingspunktet for koncernens knowhow, ekspertise, efterforskning og udvikling.

Mogas indkøber, som anført af selskabet, data fra eksterne parter, dvs. data som andre aktører også har adgang til, men Mogas adskiller sig fra disse ved den efterfølgende forarbejdning/forædling.

Betydningen af Mogas' tekniske knowhow generelt og af de vandrette boringer i særdeleshed, som er helt afgørende for den kommercielle succes, der er opnået i Qatar, er flere steder belyst i publikationen "Maersk Oil — under overfladen", bl.a. er henvist til følgende: (SKATs understregninger)

"De horisontale boringers oprindelse er en spændende historie i sig selv. Men i denne sammenhæng er pointen, at selv om Maersk Oils partnere havde hjulpet dem med teknikken og for en stor dels vedkommende havde ekspertisen, borede de ikke horisontalt i ekstreme længder. Det gjorde Maersk Oil og nu gjaldt det om at finde andre steder i verden, som mindende om strukturerne i Nordsøen.

(…)

Efter et mislykket forsøg på at få et felt i Oman opdagede vi, at et område i Qatars del af Den Arabiske Golf skulle udliciteres til prækvalificerede internationale selskaber. Et af dem var det canadiske selskab Sceptre. De havde de fleste data, vi havde den tekniske viden. I sommeren 1990 mødtes vi i Calgary i Canada, og jeg blev mere og mere begejstret, jo mere jeg fik at vide, for jeg kunne se, at feltet i Qatar var endnu bedre og endnu mere lovende end Nordsøens kalkfelter," fortæller Person 1 Dette til trods for at Shell allerede havde lavet et otte bind stort studie med tekniske geologiske undersøgelser af det såkaldte Al Shaheen-felt, hvor der på den allersidste side stod: ''Dette felt kan ikke udnyttes."

Person 1 , Senior Vice President, Maersk Oil)

(…)

I lagene over gasfeltet havde Shell nogle år tidligere gjort et oliefund, men de kunne ikke få en produktion i gang. Deres prøveboringer viste et potentiale på sølle 200-300 tønder om dagen, og det var for lidt til, at det kunne betale sig. Internationalt var Maersk Qil imidlertid på det tidspunkt klart ”en teknologisk førerhund, hvad angik boringen af vandrette brønde,”

(…)

I Nordsøen havde selskabet efter nogle års forsøg fundet ud af at indvindingsgraden kunne øges fra 5 til 25 procent. "Det var virkeligt break through" siger Person 2 . Qatar-feltet er unikt, fordi det er et af de få steder i verden, hvor der er bjergarter, som minder om skrivekridtet i Nordsøen. The Play, som geologerne kalder det, var rigtigt."

( Person 2 . Head of Exploration, Maersk Oil)

"De horisontale boringer gik i gang i Nordsøen og blev i 2008 brugt med så stor succes i Qatar, at Maersk Oil i dag er noteret i Guinness Book of World Records med en horisontal brønd på 40.320 fod, svarende til 12,3 kilometer.”

( Person 3 , Drilling Manager, Maersk Oil)

Grundlæggende handler det selvfølgelig om at være bedre end de andre til at finde olie, og der har vi altså vist, at vi har kunnet knække koden i både Nordsøen og Qatar. Disse felter er en vigtig del af vores virksomhedskultur, vores brand om man vil. Der har været tale om problemstillinger, som umiddelbart så temmelig håbløse ud, og hvor andre bakkede ud. Texaco trak sig for eksempel ud af DUC i starten af 1980'erne. Derfor er en vigtig del af fortællingen om Maersk Oil, at vi har vist evnen til at gå ind, hvor andre har givet op".

Person 4 , CEO Maersk Oil, bilag I, side 97 4 afsnit)

Endvidere er der henvist til brochuren "Maersk Oil, Company profile", hvori det bl.a. er beskrevet, hvilke tekniske kompetencer og teknologier, Mogas har udviklet og disses betydning for koncernens olieforretning, og til lydfil på gruppens hjemmeside under "History of Maersk Oil in Qatar" med titlen "the right technology".

Hermed understreges, at Mogas er berettiget til en andel af det opnåede overskud eller tilsvarende aflønning for disse leverede ydelser.

Mogas-gruppens olieforretning hviler imidlertid på et set up, hvor Mogas afholder udgifter til efterforskning på et tidligt stadie, hvilke udgifter fratrækkes i det danske selskabs danske indkomst. Rent skattemæssigt lægges indkomsten, der knytter sig til disse aktiviteter, i andre koncernforbundne enheder.

Gruppens skattemæssige set up fører derved til, at fradrag placeres i et dansk selskab, som faktisk kan udnytte disse fradrag med en skattebesparelse til følge. Indtægter placeres i andre selskaber/enheder, der ikke betaler selskabsskat, men alene en overskudsbetinget afgift for retten til olieefterforskning. Følgelig har et fradrag for betaling fra Qatarog Algeriet-enhederne til Mogas ikke nogen skattemæssig værdi for disse enheder.

Omkostningerne dækkes herefter af olieindtægterne på koncernbasis, men ikke i Mogas, som år efter år er underskudsgivende.

Efter ligningslovens § 2 og TPG er det imidlertid forkert at tage udgangspunkt i en vurdering på koncernbasis, i stedet skal der anlægges en separate entity-vurdering, dvs. at der skal ske en vurdering af den enkelte skatteyder — det enkelte selskab eller faste driftssted — og altså ikke på koncernbasis, jf. f.eks. TPG preface, art. 6. Skatteindbetalinger på koncernniveau udgør ikke dokumentation for, at vederlæggelsen af Mogas — eller manglen heraf — sker på armslængdevilkår.

Et eventuelt udbytte fra datterselskaber udgør i den sammenhæng ikke vederlag for eller afkast af investeringen i form af efterforskningsudgifter. Eller med andre ord Mogas skal have del i indkomsterhvervelsen selv, men ikke i form af udbytte som aktionær eller ved at den koncern, Mogas indgår i, opnår indtægter ved Mogas' udgiftsafholdelse.

Af armslængdeprincippet følger således, at det er den skattepligtige indkomst, der er genstand for prøvelse, jf. herved TPG afsnit 1.6 og forarbejderne til ligningslovens § 2, Folketingstidende 1997-98, 2 samling, tillæg A side 2452:

"Formålet med lovforslaget er at få lovfæstet, at interesseforbundne parter ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst skal anvende priser og vilkår for deres transaktioner, der svarer til de priser og vilkår uafhængige parter ville fastsætte for tilsvarende transaktioner (armslængde princippet.)" (SKATs understregninger)

Når Mogas ikke er blevet vederlagt på armslængdevilkår — i dette tilfælde slet ikke vederlagt — skal SKAT fiksere den manglende indkomst skønsmæssigt, jf. ligningslovens § 2.

Selskabet har som dokumentation for, at der er udøvet gratis forundersøgelser for ikke-koncernforbundne enheder henvist til fire aftaleforhold.

Det er hertil indledningsvist anført, at værdien af evt. forudgående undersøgelser, vil være til stede i licensen, også hvis der efterfølgende er en ny part, som indtræder i projektet. Der vil derfor ikke nødvendigvis ske – og måske et det endda usandsynligt at der vil ske — nogen særskilt betaling for udførte forundersøgelser, da det formentlig – som selskabet selv beskriver det, er det fremtidige forventede afkast fra investeringen, der vil være afgørende for aftalen. Undersøgelsernes resultat vil således have indflydelse på, om en given samarbejdspartner ønsker at indtræde og på hvilke vilkår, dvs. være en integreret del af aftaleindgåelsen.

Allerede på denne baggrund dokumenterer de nævnte aftaleforhold ikke, at de forudgående undersøgelser ikke har en værdi, som en uafhængig part ville betale for.

Det første af de aftaleforhold, som selskabet har fremhævet, vedrører Mogas' overtagelse af Kerr McGee. Denne situation ses ikke at omhandle forundersøgelser udarbejdet af Mogas.

Det fremgår ikke, om Mogas købte selskaber eller aktiviteter/aktiver. Det synes at fremgå, at Mogas betalte et samlet beløb for den europæiske del af Kerr McGee-koncernen, nemlig 18 mia. DKK. Når der betales et samlet beløb omfatter det selvsagt alle aktiver, herunder værdien af alle forundersøgelser. Således er anført, der ikke blev betalt "særskilt" for immaterielle aktiver i form af knowhow eller lignende. Af aftalen, hvoraf der alene er fremlagt 19 sider (heraf 12 sider med definitioner) ud af den samlede aftale på 129 sider, fremgår af Clause 1: Definitions and Interpretation af og Part B: IP/IT, fremgår bl.a.:

”1 GENEREL So far as Kerr-McGee is aware and save as set out in clause 10.7, no material Intellectual Property or information technology other than the Licences-ln and the Internal IT Systems is required to run the business(es) of the Target Companies in the manner in which they have been run in the 12 months prior to the Completion Date."

Licences-in er defineret som:

"any material license of Intellectual Property Rights which has been granted by a third party to a Target Company in relation to its business or any part of it;)

"6 INFORMATION TECHNOLOGI The Internal IT Systems are either owned by, or licensed or leased to, a Target Company with the right for all relevant Target Company to use the Internal IT Systems..."

Herved er ikke dokumenteret, at der ikke er betalt for indledende undersøgelser, eller at selskabet ikke fik andre modydelser.

Det andet aftaleforhold, der er nævnt, angår overdragelsen i 1981 af aktiviteterne i DUC til de to rederiselskaber, Dampskibsselskabet af 1912 A/S og A/S Dampskibsselskabet Svendborg, hvori indgik "aktiverede efterforskningsudg." til en bogført kostpris på 387,6 mio. DKK.

Ifølge selskabet indgik alene det nedskrevne beløb på 121,8 mio. DKK, idet beløbet vedrørte testboringer og var i øvrigt beskedent i forhold til den indtjening, der efterfølgende blev genereret.

Selskabets oplysning om, at omkostningerne vedrørte testboringer er udokumenterede, ligesom de beløbsmæssige anbringender ikke er egnede til at godtgøre, at der ikke blev betalt særskilt for efterforskningsudgifterne.

Som et tredje eksempel er nævnt Mogas' investering i Qatar. Licensen til Al Shaheen-feltet blev primært opnået, efter at feltet af øvrige olieproducenter var blevet opgivet og tilbageleveret, herunder af Shell, som forud for opgivelsen havde lavet et otte bind stort studie med tekniske, geologiske undersøgelser. Mogas indgik herefter samarbejde med et canadisk olieselskab, som havde de fleste data, mens Mogas havde den tekniske viden. Det canadiske selskab valgte dog at springe fra projektet i sidste øjeblik, selvom dette selskab alene havde forpligtet sig til en andel på 15 %.

Heller ikke dette eksempel omhandler en situation, hvori der ikke betales for værdien af efterforskning for en uafhængig part. Så vidt ses har selskabet heller ikke oplyst, at Shell udførte efterforskning for Mogas eller overdrog sit studie til Mogas som led i en aftale med Mogas.

Mogas har endvidere ikke oplyst, at selskabet havde kendskab til de omtalte otte ringbind, da udviklingen af oliefeltet i Qatar blev påbegyndt. Derimod er det nævnt, at det var det pågældende canadiske selskab, som Mogas samarbejdede med, der besad de fleste data.

Eksemplet dokumenter således ikke, at der ikke betales for efterforskning.

Eksemplet viser alene, at Mogas i kraft af sin særlige tekniske ekspertise og på basis af de data, som det canadiske selskab bidrog med, var i stand til at etablere et kommercielt meget succesfuldt oliefelt i Qatar — i modsætning til Shell.

Som det fjerde og sidste eksempel har Mogas fremhævet salget af en licens på Grønland. Selskabet har nærmere anført, at salgsaftalen ikke omtaler omkostninger, som Mogas har afholdt til indledende forundersøgelser før det grønlandske datterselskabs stiftelse.

Selskabet har heller ikke i dette tilfælde fremlagt dokumentation for, at det har haft omkostninger til forundersøgelser i det konkrete tilfælde. Ligeledes kan det ikke ses, hvorvidt disse eventuelle omkostninger til forundersøgelser på anden måde indgår i aftalegrundlaget.

Samlet set er konkluderet, at de eksempler som selskabet har fremhævet, ikke dokumenterer, at selskabet uden modydelse har afholdt omkostninger til indledende undersøgelser for koncerneksterne parter.

I eksemplerne vedrørende Kerr McGee, DUC og Grønland er der tale om overdragelser af licenser mv. Værdien af en licens kan på et givent tidspunkt være lav, fordi det vurderes at være usandsynligt at der findes olie i det pågældende område. Dette er dog ikke en relevant betragtning i nærværende sag, der derimod handler om, at ingen uafhængig part ville acceptere den forretningsmodel, som gælder for Mogas.

Vedrørende Qatar eksemplet fremgår det af selskabets beskrivelser, at når de indledende undersøgelser ikke havde værdi for hverken Shell eller de øvrige selskaber skyldes dette, at disse selskaber — til forskel fra Mogas — ikke besad den tekniske ekspertise, der skulle til for at gøre oliefeltet i Qatar overskudsgivende.

Eksemplet viser, at værdien af en given licens i væsentlig grad afhænger af det enkelte olieselskabs tekniske kunnen. I dette tilfælde var det netop Mogas som til forskel fra Shell og alle øvrige olieselskaber besad de nødvendige kundskaber.

Det kan derfor — igen — konkluderes, at såfremt Mogas havde været en koncernuafhængig part ville den nuværende forretningsmodel ikke have været accepteret. Derimod ville Mogas være forblevet involveret i de enkelte projekter i længere tid for derved at opnå en andel i det potentielle overskud fra licenserne.

At Mogas som følge af armslængdeprincippet et berettiget til en andel i overskuddet fra olieboringerne i Qatar og Algeriet understreges yderligere af, at selskabet rent faktisk også har været løbende involveret i de pågældende licenser.

Kontraktindgåelse og moderselskabsgarantier Mogas' rolle og betydning i forbindelse med kontaktindgåelsen er flere steder beskrevet i publikationen "Maersk Oil — under overfladen", jf. bl.a. følgende: (SKATs understregninger):

””Vi har opbygget en olieforretning med nogle særlige ekspertiser, et særligt engagement og en særlig troværdighed, som vi nu bruger som basis for internationaliseringen.”

( Person 5 , Group CEO APMM).

"At være del af en global virksomhed og at blive identificeret med den syvtakkede stjerne åbnet døre globalt. Det har Maersk Oil haft glæde af, når de kommer rundt i verden. Det, gruppen tilbyder, er en global tilstedeværelse og et globalt brand. Hvis man vil ind på et nyt marked i et eller andet land, så er vi der i forvejen. A.P. Møller- Mærsk har et fantastisk ry for at være en ordholden, præcis og dygtig leverandør af de ting, vi har med at gøre – ikke bare fordi, vi betragtes som en respekteret og dygtig leverandør. I mange tilfælde er vi også med vores havneog transportløsninger en af forudsætningerne for, at vækstlandene kan spille en rolle i den globale økonomi."

( Person 5 , Group CEO APMM)

"Gennem mit arbejde med Shell havde jeg mødt Person 6 , som vat chef i Exploration & Production i Qatar Gas & Petroleum Company (QGPC). Da jeg i 1992 kom til Doha for at forhandle, sad Person 6 overfor mig. Olieverdenen er lille. Han vidste, at vi vidste, hvad vi snakkede om. Person 6 accepterede det tekniske bud udarbejdet af Maersk Oil, og så startede de økonomiske forhandlinger der førte til at en aftale blev underskrevet i sommeren 1992.”

( Person 1 , Senior Vice President, Maersk Oil).

”Der er stadigvæk en fordel i, at Maersk Oil er en respekteret, solid virksomhed fra en lille neutral nation. Vi er kendt for en række faglige kompetencer og for at levere til tiden inden for et aftalt budget.

Det sætter vores partnere meget stor pris på. Vi har de klassiske A.P. Møller— Mærsk dyder, og vi passer godt på vores medarbejdere."

( Person 7 , Head og Geoscience, Maersk Oil)."

Det fremgår heraf, at de lokale regeringer baserer aftalerne på en tiltro til, at Mogas i kraft af sin ekspertise og sit ry, indestår for driften af det pågældende oliefelt til gavn for regeringen og den lokale enhed.

Dette kommer også til udtryk i form af de moderselskabsgarantier, som Mogas stiller i forbindelse med aftaleindgåelsen.

Formålet med garantistillelsen er at sikre koncernens omdømme globalt, og at Mogas derfor altid vil støtte sine datterselskaber, såfremt disse måtte komme i nærheden af misligholdelse. Et vellykket samarbejde øger naturligvis muligheden for at genvinde licensen, hvorfor det, jf. selskabets bemærkninger herom, forstås, at det er vigtigt at opfylde de kontraktlige forpligtelser.

Det er Mogas, der er drivkraften i forbindelse med selve aftaleindgåelsen, og som en direkte og naturlig følge heraf er det også Mogas, der indestår for, at projektet gennemføres på en måde, der er tilfredsstillende for den lokale regering.

Dette viser, at Mogas er berettiget til en andel af olieindtægterne fra Qatar og Algeriet, og at en uafhængig ikke ville stille performance og/eller lånegaranti uden kompensation. At stille performancegaranti fordrer således en betydelig branchemæssig viden og ikke mindst evnen til at styre risikoen ved udvindingsaktiviteterne og derved reelt adgangen til at styre produktionsselskaberne.

Det forhold at garantierne, formentlig på grund af Mogas' løbende involvering, aldrig har været udløst, og at misligholdelse ville medføre omkostninger for de lokale enheder, medfører naturligvis ikke, at det er i overensstemmelse med armslængdeprincippet, at garantierne er vederlagsfri, sådan som selskabet gør gældende.

Den manglende betaling kan selvsagt heller ikke medføre, at der ikke er tale om en koncernintern transaktion, således som dette også synes at være gjort gældende af selskabet.

Ydelser efter opnåelse af licens Vedrørende perioden efter opnåelse af licens har selskabet anført, at knowhow, som der ikke kan opnås patent på, ikke har nogen konkurrencemæssig eller kommerciel værdi indenfor oliebranchen. Da knowhow generelt har væsentlig betydning for indkomsterhvervelse i erhvervslivet, gøres det altså gældende, at der gælder noget særligt i oliebranchen.

Det er anført, at konkurrenterne i oliebranchen besidder tilsvarende ressourcemæssige forudsætninger både kompetencemæssigt, erfaringsmæssigt og økonomisk til at kunne opbygge knowhow. Om de vandrette boringer er særligt anført, at der var tale om en gammel teknik, der ikke kunne patenteres og allerede var kendt, da Mogas investerede i Qatar.

Hidtil har selskabet således givet indtryk af, at den tekniske knowhow generelt er af mindre/uden betydning i oliebranchen og således heller ikke har været afgørende for de økonomiske resultater, der er opnået i fx Qatar.

Selskabet har samtidig anført, at konkurrencen i oliebranchen drejer sig om at udvikle metoder til at reducere produktionsomkostningerne og maksimere produktionen.

Betydningen af teknisk knowhow generelt og af de vandrette boringer i særdeleshed er flere steder belyst i publikationen "Maersk Oil – under overfladen". Således fremgår, at Mogas og APMM selv tillægger den tekniske ekspertise helt afgørende betydning for såvel forretningsgrundet som den kommercielle succes.

I publikationen er af ledende medarbejdere i APMM og Mogas igen og igen fremhævet, at netop Mogas' tekniske ekspertise – særligt i form af vandrette boringer – er de absolutte kernekompetencer, der er afgørende for de økonomiske resultater, der er opnået.

I overensstemmelse hermed karakteriserer Mogas sig selv som en vidensbaseret virksomhed og fremhæver særligt den løbende udvikling af tekniske kompetencer som et kerneområde i enhver sund olieforretning.

Det var da også i kraft af en ny verdensrekord indenfor vandrette boringer, at Mogas forvandlede Qatar til en kommerciel succes til trods for, at Shell og en lang række andre olieselskaber havde opgivet at udnytte oliefeltet. Selskabet har anført, at Shell havde foretaget tilbundsgående undersøgelser, som Mogas senere baserede sig på. Imidlertid fremgår det af publikationen, at det var Mogas, som havde den fornødne teknik.

På denne baggrund er konkluderet, at selskabets gode kommercielle resultater i Qatar og Algeriet i afgørende grad var og er afhængig af teknisk ekspertise indenfor et særligt område, hvor Mogas er førende i verden.

Mogas er derfor også berettiget til en andel af det opnåede overskud eller tilsvarende aflønning for de leverede ydelser.

Mogas mangler således fortjeneste i forbindelse med den ekspertog administrationsbistand, som ydes af selskabet til koncernselskaberne, således er der fx ingen fortjeneste på at udvikle og vedligeholde højt specialiserede kompetencer og teknologier og stille disse til rådighed for de nystiftede (og i udgangspunktet tomme) enheder.

Ingen uafhængig tredjemand ville stille sådanne højt specialiserede kompetencer til rådighed uden fortjeneste, og vederlæggelsen til kostpris er derfor ikke på markedsvilkår, jf. ligningslovens § 2.

Selskabet har gjort gældende, at der i relation til ydelser leveret på basis af timewriting angiveligt er tale om en branchekutyme. Formålet med udelukkende at fakturere medgåede omkostninger er ifølge selskabet at sikre, at alle samarbejdspartnere har samme incitament til at maksimere sandsynligheden for økonomisk succesfuld olieproduktion frem for at oppebære en profit på at udføre operatørarbejdet.

I relation til aktiviteterne i Qatar og Algeriet er det imidlertid kendetegnende, at der for Mogas netop ikke er noget som helst forventet fremtidigt afkast fra olieproduktionen, idet denne indtjening er placeret i de lokale enheder. Under de forudsætninger er det klart, at ingen uafhængig part ville være villig til at deltage i en sådan ordning.

Selskabets betragtning, hvorefter Mogas ikke er berettiget til andel i overskuddet fra Algeriet og Qatar, svarer til, at selskabets eneste aktivitet bestod i at levere de pågældende ydelser uden at være involveret i selve olielicensen. Ingen uafhængig part i en sådan situation ville levere de pågældende ydelser til kostpris uden mark up.

Der er ikke tale om uafhængige parter, når Mogas investerer i en koncernforbunden enhed, der indgår i et joint venture; i dén situation opnår gruppen en fordel gennem datterselskabets/den koncernforbundne enheds deltagelse.

Det forhold, at den modtagende lokale koncernenhed eventuelt måtte aftale en indbyrdes fordeling af udgifter og/eller vederlæggelse inter partes i joint venturet, siger ikke noget om det koncerninterne forhold mellem Mogas og den forbundne enhed. Der er mange relationer i et joint venture, og en eventuel vederlæggelse af én ydelse til kostpris kan kompenseres gennem andre ydelser.

Når Mogas mangler en fortjeneste i forbindelse med ekspertog administrationsbistand samt garantistillelse, kan SKAT tilsvarende fiksere den manglende skattepligtige indkomst, jf. ligningslovens § 2.

Tp-dokumentationen SKAT har tilsidesat selskabets tp-dokumentation med henvisning til, at der ikke foreligger rettidig tp-dokumentation for en evt. fortjeneste i Mogas, som modsvarer selskabets bidrag til værdiskabelsen i Mogasgruppen og i hele APMM koncernen eller for de koncerninterne garantistillelser.

Dokumentationen for 2006-2008 indeholder en generel beskrivelse af henholdsvis APMM-gruppen, Mogas-gruppen og af branchen.

De kontrollerede transaktioner er herefter identificeret og analyseret.

Mogas' kontrollerede transaktioner udgør efter selskabets opfattelse 1) den løbende ekspertbistand honoreret med timewriting fee og 2) de administrative opgaver honoreret med administration fee.

Dokumentationen omfatter dermed hverken efterforskningsarbejdet i fase 1 og 2 eller den vederlagsfri garantistillelse fra Mogas til datterselskaberne.

Efter af have defineret, hvad der opfattes som kontrollerede transaktioner, foretager selskabet en sammenlignelighedsanalyse.

For så vidt angår timewriting fees konstateres, at der med selskabets transaktioner med DUC foreligger en intern CUP, da deltagerne i DUC overvejende er eksterne (61 % ejet af eksterne i 2006), og transaktionerne med DUC derfor er på markedsvilkår. Da timewriting afregnes til kostpris over for DUC, er det efter selskabets opfattelse også på armslængdevilkår at afregne ydelserne uden mark up koncerninternt.

For så vidt angår administration fees afregnes de ud fra en omkostningsallokering.

Dokumentationen omfatter herefter ikke de omtvistede transaktioner, og opfylder dermed ikke dokumentationskravet i § 3 B, stk. 5. SKAT har herefter udøvet et skøn over indkomsten fra transaktionerne. Efter forarbejderne til § 3 B omfatter de i bestemmelsen omhandlede kontrollerede transaktioner således alle forbindelser mellem de kontrollerede parter, jf. FT 1997-98, Tillæg A, side 1906.

Når Mogas investerer sin viden og ressourcer i datterselskaber/filialer og dermed tilvejebringer disses indtægtsgrundlag, og der mangler en vederlæggelse/et afkast fra de lokale selskaber til Mogas herfor, udgør denne forbindelse derfor en dokumentationspligtig, kontrolleret transaktion.

Selskabet har da også selv behandlet efterforskningen som et værdifuldt aktiv ved aftale i 1981, hvor der i forbindelse med overførsel af aktiviteterne i DUC til de to rederiselskaber, Dampskibsselskabet af 1912 A/S og A/S Dampskibsselskabet Svendborg, indgik "aktiverede efterforskningsudg. ", idet overdragelsen indgik som et element i handelsprisen mellem de interesseforbundne parter.

Dokumentationen indeholder endvidere ikke oplysninger vedrørende den koncerninterne garantistillelse, der også udgør en dokumentationspligtig transaktion, jf. § 3 B.

SKAT er herefter berettiget til at udøve et skøn over den manglende skattepligtige indkomst, jf. ligningslovens § 2 og skattekontrollovens § 3 B, stk. 5 og stk. 8, jf. § 5, stk. 3.

Kroniske underskud Selskabet har igennem en mangeårig periode haft kroniske og stigende underskud, mens gruppen samlet set i samme periode har realiseret endog ganske flotte overskud. Dette skaber en stærk formodning for, at der sker en indkomstforvridning i gruppen, og at der mangler en skattepligtig indkomst i det danske moderselskab.

En virksomhed med sådanne løbende underskud ville således ikke være blevet fortsat af en uafhængig tredjemand på uændrede vilkår igennem en 25 årig periode. Der er henvist til TPG 1.70 - 1.71: (SKATs understregninger)

"1.70 When an associated enterprise consistently realizes losses while the MNE group as a whole is profitable, the facts could trigger some special scrutiny of transfer pricing issues. Of course, associated enterprises like independent enterprises, can sustain genuine losses, whether due to heavy start-op costs, unfavorable economic conditions, inefficiencies, or other legitimate business reasons.

However, an independent enterprise would not be prepared to tolerate losses that continue indefinitely. An independent enterprise that experience losses will eventually cease to undertake business on such terms. In contrast, an associated enterprise that realizes losses may remain in business if the business is beneficial to the MNE group as a whole.

1.71 The fact that there is an enterprise making losses that is doing business with profitable members of its MNE group may suggest to the taxpayers or tax administrations that the transfer pricing should be examined. The loss enterprise may not receiving adequate compensation from the MNE group of which it is a part in relation to the benefits derived from its activities. For example, an MNE group may need to produce a full range of products and/or services in order to remain competitive and realize an overall profit, but some of the individual product lines may regularly lose revenue. One member of the MNE group might realize consistent losses because it produces all the loss-making products. An independent enterprise wxould perform such a service only if it were compensated by an adequate service charge. Therefore, one way to approach this type of transfer pricing problem would be to deem the loss enterprise to receive the same type of service charge that an independent enterprise would receive under the arm's length principle."

Årsagen til de kroniske underskud er, at selskabet ikke vederlægges for de ydelser, det leverer koncerninternt, og at Mogas afholder udgifterne til efterforskning, mens andre koncernselskaber realiserer fortjenesten forbundet herved.

En sådan opdeling af udgifter og fortjeneste på forskellige selskaber har ikke betydning på koncernniveau, men for det udgiftsbærende selskab er det ikke på armslængde, jf. ligningslovens § 2 og den under TPG påkrævede separate entity-betragtning, jf. TPG, preface, art. 6.

Selskabet har henvist til tidligere års sambeskatning og afkast fra kapitalinvesteringer i form af udbytter, men dette er, som nævnt, uden betydning for en vurdering af, om prisfastsættelsen i forbindelse med selskabets koncerninterne handel er i overensstemmelse med ligningslovens § 2. Selskabet har da heller ikke henvist til hvilke regler, der skulle støtte en sådan fortolkning

Endvidere er med henvisning til TPG, afsnit 1.70 anført, at der kan være en forretningsmæssig begrundelse for de kroniske underskud, og at dette ikke nødvendigvis har sammenhæng med den koncerninterne samhandelspolitik. Selskabets indlæg indeholder dog ingen oplysninger om, hvori disse forretningsmæssige årsager måtte bestå.

Som selskabets og koncernens TP-set up er udformet, er det slet ikke muligt for Mogas at blive overskudsgivende i skattemæssigt henseende, da den eneste fortjeneste reelt er operatørvederlaget fra DUC, og dette vederlag opvejer slet ikke de store efterforskningsudgifter, som selskabet afholder uden udsigt til (andel i) den korresponderende indtægt.

Også herefter kan SKAT udøve et skøn over den markedsmæssige indkomst hidrørende fra de kontrollerede transaktioner.

De tre forhold fører i nærværende sag hver for sig og tilsammen til, at SKAT har været berettiget til at ansætte de kontrollerede transaktioner.

Selskabet bærer herefter bevisbyrden for, at det udøvede skøn er tilsidesætteligt. Der er herved henvist til UfR 2011.1472 H, der illustrerer, at et med rette udøvet skatteskøn kun kan tilsidesættes, hvis det er åbenbart urimeligt eller udøvet på et klart fejlagtigt grundlag.

Selskabet anfører om den pågældende afgørelse, at denne vedrører spørgsmål om udeholdt omsætning i et pizzeria, og at den derfor ikke er relevant for nærværende sag.

Den konkrete anledning til skønsudøvelsen i den pågældende sag er imidlertid ikke relevant for nærværende sag. Afgørelsen er nævnt, idet Højesteret fastslår, hvor meget der skal til, førend et med rette udøvet skatteskøn kan tilsidesættes.

At et med rette udøvet skatteskøn kun kan tilsidesættes, såfremt den skattepligtige godtgør, at det er åbenbart urimeligt eller udøvet på et forkert grundlag, gælder naturligvis ved enhver skønsudøvelse som foretages af skattemyndighederne. Til illustration heraf kan henvises til Højesterets dom i SKM2010.433H, hvor myndighederne havde udøvet et skøn over en udgiftspost til beplantning af juletræer. Den skønsmæssige ansættelse blev opretholdt, da den ikke hvilede på et forkert grundlag og ikke kunne anses for åbenbar urimelig.

Til selskabets anbringende om, at Landsskatteretten som rekursmyndighed er "forpligtet til at foretage et selvstændigt, fuldstændigt og ubegrænset skøn helt ubundet af det af SKAT (den underordnede myndighed) udøvede skøn”, er bemærket, at Landsskatteretten — som domstolene — traditionelt udviser tilbageholdenhed med at tilsidesætte SKATs skøn.

Det forhold, at der foretages en fuld efterprøvelse af en rekursinstans, er ikke det samme som, at rekursinstansen vælger altid at sætte sit eget skøn i stedet for, eller at rekursinstansen ikke er tilbageholdende med at tilsidesætte sådanne nødvendigvis stærkt skønsmæssige vurderinger.

Der er ingen forskel her på situationen for domstolene og for Landsskatteretten. Domstolene kan selvfølgelig sagtens vælge at mene, at det rigtige er, at man prøver skønnet fuldt ud.

Når domstolene ikke gør det, skyldes det (bl.a.), at SKAT er nødsaget til at udøve et skatteskøn som følge af bevismangel, jf. også i øvrigt på dette område skattekontrollovens § 3 B, stk. 9, jf. § 5, stk. 3. Der er i sagens natur ikke ét rigtigt resultat, og det konkrete skøn beror på et valg, som skal udøves som følge af, at SKAT mangler de rigtige tal.

I den foreliggende sag er der ikke nogle sammenlignelige tredjemandshandler som udtryk for markedsværdien. Selskabet har heller ikke anvist Landsskatteretten noget andet (endsige bedre) skøn.

Det udøvede skøn SKAT har, jf. ovenfor, på det foreliggende grundlag valgt at basere skønnet på det overskud, som de koncernforbundne enheder i Qatar og Algeriet realiserer på grundlag af Mogas' arbejde og aktiver. Der henvises til beregningerne ovenfor vedrørende forhøjelsen for 2006.

I forhold til de producerende datterselskaber/koncernforbundne enheder besidder Mogas langt væsentligere aktiver i form af gruppens centrale knowhow, andre immaterielle aktiver, forhandlingsstyrke og ekspertise, ligesom Mogas bærer væsentlige risici. SKAT er enig med selskabet i, at efterforskning efter potentielle, nye oliefelter indebærer høj risiko. Som anført af selskabet, stiger sandsynligheden for økonomisk succes, jo tættere på produktionen man befinder sig.

Omvendt er risikoen for Mogas stor i de indledende faser, der uundgåeligt indebærer en del forgæves afholdte udgifter. En kommerciel, succesfuld virksomhed forudsætter, at de forgæves afholdte udgifter under projekter, der ikke fører til indkomstskabende produktion, dækkes af indtægter fra de projekter, der lykkes.

En uafhængig tredjemand ville ikke påtage sig en sådan risikofyldt forretning uden mulighed for (andel i) tilsvarende høj fortjeneste.

Mogas' efterforskningsarbejde er således de indledende, men bærende, foranstaltninger i den værdikæde, som olieforretningen udgør, og som strækker sig over en lang tidshorisont.

Denne investering skal opvejes af et markedsmæssigt afkast, når den stilles til rådighed for andre koncernenheder.

Mogas er hermed den bærende enhed og den konstante faktor i gruppens olieforretning, hvor de lokale, producerende enheder sættes op efter behov – identificeret af Mogas – og til at starte med er tomme selskaber, der derefter fyldes ud i varierende omfang.

Gruppens knowhow, erfaring og markedsog forhandlingsposition indvundet gennem mange år i branchen er forankret i Mogas, der har været en aktør siden 1962.

Det er således Mogas, der lokaliserer, hvor gruppen skal investere; Mogas, der forhandler lokale kontrakter, som nyoprettede selskaber/enheder derefter indsættes i; Mogas, der stiller garantier for andre koncernselskaber; Mogas, der har eksperterne, og Mogas, der ejer de immaterielle aktiver.

En sådan knowhow, markedsposition og immaterielle aktiver har en afgørende værdi for koncernen og for de enkelte, koncernforbundne enheder uanset, om de immaterielle aktiver måtte være juridisk beskyttet eller ej, og uanset om andre olieselskaber måtte have tilsvarende erfaringer.

Værdien (og eksistensen) af immaterielle aktiver kan således ikke nødvendigvis måles på – og begrænses til – en registreret juridisk beskyttelse, jf. TPG 9.80:

"Transfers of intangible assets raise difficult questions both as to the identification of the assets transferred and as to their valuation.

Identification can be difficult because not all valuable intangible assets are legally protected and registered and not all valuable intangible assets are recorded in the accounts (…)”

Det faktum, at andre — konkurrerende — aktører også måtte have værdifuld viden og værdifulde aktiver, betyder naturligvis ikke, at Mogas' for kerneforretningen helt nødvendige erfaring og renommé dermed er værdiløs.

Selskaberne i Qatar og Algeriet havde ved opstarten slet ikke immaterielle aktiver, viden om olieefterforskning eller et "navn" inden for branchen. Et sådant selskab ville aldrig havde vundet en licens til olieefterforskning, hvis det havde stået alene. Et sådant selskab ville selvsagt heller ikke i en armslængdeforhandling med en uafhængig part (svarende til Mogas) have fået hele fortjenesten fra deltagelsen i joint venturet.

En markedsmæssig fordeling af fortjenesten skal afspejle de bidrag og den forhandlingsstyrke, som hver part kommer med, jf. hertil TPG 9.149:

“The conditions that would be agreed between independent parties would normally depend on the functions, assets and risks of each party and on their respective bargaining power."

SKAT har skønnet, at fortjenesten i moderselskabet mindst bør svare til overskudsgraden i de overskudsgivende datterselskaber, hvis fortjeneste (bl.a.) er resultatet af Mogas' investering. Disse selskaber er datterselskaberne Maersk Oil Qatar A/S' og Mærsk Olie, Algeriet A/S' filialer i Qatar og Algeriet.

SKAT har ved beregningerne ladet den i Qatar og Algeriet betalte olieskat indgå som en omkostning, der skal fragå i opgørelsen af overskudsgraden. Dette har SKAT gjort, selvom olieskatten i disse lande reelt udgør en overskudsdeling og således ikke kan karakteriseres som en egentlig driftsomkostning, der medfører nogen forretningsmæssig risiko.

Den samlede overskudsgrad, som SKAT har lagt til grund for sin forhøjelse, kan opgøres til ca. 26 %.

De faktisk opnåede resultater i Qatar og Algeriet levner rigeligt plads til, at SKAT kunne have set bort fra olieskatten ved opgørelsen af overskudsgraden og derved have forhøjet selskabet yderligere. Hvis denne mindre lempelige tilgangsvinkel havde været valgt, ville den gennemsnitlige overskudsgrad have udgjort ca. 78 %.

Det er påpeget af selskabet, at investeringsog risikoprofilen i Mogas er meget forskellig fra enhederne i Qatar og Algeriet, og at dette medfører, at sammenligningsgrundlaget er uanvendeligt. SKATs fremgangsmåde er imidlertid ikke baseret på den tankegang, at de udenlandske enheder udgør et retvisende sammenligningsgrundlag. Det er SKATs opfattelse, at det er Mogas og ikke de lokale enheder, der besidder de kompetencer mv., som er nødvendige for at gøre de pågældende aktiviteter overskudsgivende. Det er derfor også opfattelsen, at Mogas' bidrag til værdiskabelsen i forbindelse med de pågældende aktiviteter berettiger til en væsentlig højere andel af koncernens samlede overskud herved, end det overskud som følger af SKATs forhøjelse.

Den samlede forhøjelse for de tre indkomstår udgør herefter ca. 1,3 mia. DKK, mens det samlede resultat efter skat i Qatar og Algeriet er ca. 19,9 mia. DKK (2,7 mia. DKK + 5,1 mia. DKK i 8,2 mia. DKK + 2,2 mia. DKK + 0,6 mia. DKK + 1,1 mia. DKK).

Således udgør den samlede forhøjelse kun ca. 6,5 % af de lokale enheders resultat efter skat.

Dette skal sammenholdes med, at de lokale enheder i udgangspunktet alene var tomme juridiske selskaber, og at hele deres forretningsgrundlag og indkomstskabelse er baseret pa viden og aktiver stillet til rådighed af Mogas.

Mogas' resultat efter SKATs forhøjelse er på denne baggrund uforholdsmæssigt lavt og de lokale enheders overskud er omvendt uforholdsmæssigt højt.

SKATs skøn er derfor under alle omstændigheder lempeligt.

Til selskabets anbringender i øvrigt er bemærket:

At der ikke er grundlag for at medtage DUC i benchmarket. Mogas er således blevet vederlagt ved afståelsen i 1981 for afholdte efterforskningsudgifter og afståelse af immaterielle aktiver. De løbende ydelser til DUC (efter fase 1 og 2) er i modsætning til de koncerninterne ydelser også sket på markedsvilkår, da Mogas er blevet vederlagt gennem operatørhonoraret. Det er i denne forbindelse uden betydning, at der også oppebæres operatørvederlag i Qatar og Algeriet, da dette vederlag ikke oppebæres af Mogas, der ikke er operatør i/for disse selskaber.

At det endvidere er uden betydning, at ikke alle efterforskningsudgifter afholdt i Mogas retter sig direkte mod indkomstskabelsen i netop Qatar og Algeriet. Således vil en uafhængig tredjemand søge alle — også forgæves afholdte udgifter — dækket af de indtægter, der faktisk opnås, for at forretningen samlet set er rentabel.

At det tillige er uden betydning, at UK-selskaberne evt. måtte være overskudsgivende, som det er anført af selskabet, da dette ikke påvirker beregningen af forhøjelsen vedrørende henholdsvis Qatar og Algeriet. SKAT har med henvisning til udtræk fra Amadeus-databasen ikke medtaget disse selskaber, da indkomsten i selskaberne på EBIT-niveau er negativ.

At den omstændighed, at Mogas uanset at selskabet på et tidligere tidspunkt har overdraget og er blevet kompenseret for alle aktiver og passiver vedrørende aktiviteten i Algeriet, fortsat spiller en afgørende rolle for olieaktiviteten i forbindelse med kontraktsindgåelsen og via de stillede moderselskabsgarantier. Det fremgår i øvrigt ikke præcist hvilke aktiver, der er omfattet af den pågældende overdragelse.

At selskabets opfattelse om SKATs skøn bør tage hensyn til, at det må forventes, at indtjeningen vil være aftagende i løbet af den periode, hvori der udvindes olie fra de pågældende boringer mv. ikke kan tages til indtægt. Den foretagne forhøjelse af selskabets indkomst er udtryk for den indtjening, som Mogas som minimum må forventes at ville have opnået i de omhandlede 3 indkomstår, såfremt selskabet havde modtaget en markedsmæssig aflønning for de meget betydningsfulde ydelser, som er leveret til de lokale enheder. En eventuel fremtidig nedgang i indtjeningen på de pågældende oliefelter vil derfor udelukkende skulle afspejles i Mogas' overskudsandel for så vidt angår sådanne senere indkomstår.

Selskabet har herudover gjort gældende, at SKATs forhøjelse ikke er proportionel med de mangler, der måtte være i selskabets transfer pricing-dokumentation.

Selskabet har refereret Lars Apostoli i TfS 2003 401, "Det skatteretlige skøn", hvoraf bl.a. fremgår, at "(d)et afgørende er om regnskabsmanglerne er så alvorlige, at regnskaberne ikke udgør et troværdigt grundlag for indkomstansættelsen".

Dette beskriver udmærket situationen i nærværende sag, idet selskabet i den udleverede transfer pricing-dokumentation helt har undladt at forholde sig til det forhold, at aktiviteterne i Qatar og Algeriet i afgørende grad beror på en række ydelser leveret af Mogas. Konsekvensen heraf er – hvilket også anerkendes af selskabet selv – at Mogas efterlades med store skattemæssige underskud, alt imens de udenlandske selskaber og koncernen som helhed opnår en stor fortjeneste. Skattekontrolloven fastslår også utvetydig, hvad den retlige konsekvens er af, at selskabet ikke har levet op til kravene til transfer pricingdokumentation, nemlig at SKAT kan skønne, jf. skattekontrollovens § 5, stk. 3, jf. § 3 B, stk. 9. Det er derfor forkert, når det gøres gældende, at SKATs skøn lider af mangel på proportionalitet.

Selskabets opfattelse […]

SKATs yderligere bemærkninger

[…]

Selskabets yderligere bemærkninger […]

Landsskatterettens afgørelse Den påklagede afgørelse vedrører Mogas' skatteansættelser for indkomstårene 2006-2008 i relation til selskabets datterselskabers filialer i Algeriet og Qatar.

Som skattepligtig indkomst betragtes som udgangspunkt den skattepligtiges samlede indtægter, hvad enten de hidrører her fra andet eller ikke, bestående i penge eller formuegoder af pengeværdi. Dette fremgår af statsskattelovens § 4.

Koncernforbundne selskaber og faste driftssteder beliggende i udlandet skal ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst anvende priser og vilkår for handelsmæssige eller økonomiske transaktioner (kontrollerede transaktioner) i overensstemmelse med, hvad der kunne have været opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter. Dette fremgår af ligningslovens § 2, stk. 1.

Armslængdeprincippet i bestemmelsen skal forstås i overensstemmelse med OECD's modeloverenskomsts artikel 9, stk. 1, OECD's kommentarer hertil og OECD's Transfer Pricing Guidelines.

Mogas og datterselskaberne samt disses filialer er omfattet af personkredsen i ligningslovens § 2, stk. 1, om koncernforbundne selskaber og faste driftssteder i udlandet, idet det er uden betydning, om datterselskaberne og filialerne indgår i lokale joint ventures.

Mogas afholder udgifter til efterforskning og undersøgelser af muligheder for opnåelse af licenser til udvinding. Udgifterne afholdes som led i selskabets virksomhed med efterforskning efter olieog gasforekomster. Selskabet har fradragsret for udgifterne efter ligningslovens § 8B, stk. 2. Mogas forestår forhandling af licenser og vilkårene herfor og afholder udgifter i den forbindelse. Opnås der licens, afholdes efterfølgende udgifter af et datterselskab eller en filial heraf, og dette selskab eller filial oppebærer alle indtægter fra udvinding. Mogas indestår for, at forpligtelserne i henhold til licensretten over for den pågældende stat (eller et selskab som staten har stiftet til dette formål) og kontrakten med de uafhængige joint venture-deltagere opfyldes af det lokale Mogas datterselskab eller faste driftssted. Mogas har indtægter ved ydelser til datterselskaberne mv. Disse ydelser vederlægges til kostpris.

Denne forretningsmodel medfører, at Mogas aldrig vil opnå et overskud af sin virksomhed. Det må lægges til grund, at selskabet ikke ville indgå i en sådan forretningsmodel med uafhængige parter. Det bemærkes herved, at indtægter ved udbytte ikke anses for en forretningsmæssig indtægt.

SKAT har som udgangspunkt ved korrektionen af selskabets skattepligtige indkomst statueret en kontrolleret transaktion mellem Mogas og filialerne i Algeriet og Qatar. En kontrolleret transaktion bør kun statueres ganske undtagelsesvist, jf. OECD Transfer Pricing Guidelines 2010, pkt. 1.64. De tilfælde, hvor skattemyndigheder kan statuere en transaktion, er defineret i OECD Transfer Pricing Guidelines 2010, pkt. 1.65., som dels de situationer hvor økonomisk substans i en faktisk transaktion er uoverensstemmende med transaktionens form og dels de situationer hvor omstændighederne omkring de faktiske transaktioner adskiller sig fra den måde hvorpå uafhængige parter, ud fra en forudsætning om rationel forretningsmæssig handlemåde, ville have indrettet sig på:

'The second circumstance arises where, while the form and substance of the transaction are the same, the arrangements made in relation to the transaction, viewed in their totality, differ from those which would have been adopted by independent enterprises behaving in a commercially rational manner and the actual structure practically impedes the tax administration from determining an appropriate transfer price" (pkt. 1.65)

Selskabets driftsøkonomiske resultater samt placering af funktioner og risici i koncernen anses som nævnt ikke at være i overensstemmelse med en forretningsmæssig rationel handlemåde, hvorfor SKAT har været berettiget til at statuere en kontrolleret transaktion.

4 retsmedlemmer – herunder retsformanden – udtaler. SKATs forhøjelser er i afgørelsen beskrevet som værende vederlag for anvendelse af Mogas' immaterielle aktiver.

Filialerne i Algeriet og Qatar har anvendt immaterielle aktiver, som må anses for at være ejet af Mogas. Disse immaterielle aktiver kan karakteriseres som knowhow og rettigheder til olieudvinding i form af licenser. Det lægges til grund, at der mellem uafhængige parter ville være betalt et vederlag for anvendelse af denne type immaterielle aktiver i form af royalty eller lignende. Der er herved lagt vægt på, at filialerne er etableret i forbindelse med opnåelse af licenser i det givne land, og filialerne derfor ikke kan anses at have opbygget sådanne immaterielle aktiver selv. Mogas har afholdt alle udgifter til efterforskning og undersøgelser af muligheder for opnåelse af licenser til udvinding. Det er således Mogas, der ejer den knowhow, der er anvendt til at konstatere, om der overhovedet fandtes olie og gas til udvinding. Det er også Mogas, der har forhandlet og indgået licensaftaler i det givne land, hvorfor rettighederne til selve udvindingen må anses for at være ejet af Mogas, og stillet til rådighed for filialerne. Desuden indestår Mogas' for filialernes forpligtelser via performancegarantier.

SKATs forhøjelser svarer samlet over perioden 2006-2008 til en royaltysats på cirka 1,7 % af filialernes omsætning. En sådan royaltysats anses at være i overensstemmelse med armslængdeprincippet, set i lyset af, at en stor del af overskuddet fra olieudvindingen fortsat er placeret i filialerne i Algeriet og Qatar samt at selskabet ikke selv har fastsat en armslængdepris for at stille de immaterielle aktiver til rådighed for filialerne.

Mark-up på timewriting og administrations fee, anses at indgå som et element i vederlaget for anvendelsen af de immaterielle aktiver, og skal derfor ikke prisfastsættes separat. Det bemærkes hertil, at disse ydelser anses at udgøre betaling for blandt andet knowhow fra Mogas til filialerne.

Disse retsmedlemmer finder herefter, at SKATs afgørelse skal stadfæstes.

2 retsmedlemmer udtaler: SKATs forhøjelser er beregnet på baggrund af Mogas' udgifter til efterforskning mv. for de aktuelle indkomstår. Udgifterne er fordelt på datterselskaberne i forhold til omsætning. Herefter er beregnet en overskudsgrad i filialerne i Algeriet og Qatar, og samme overskudsgrad er anvendt til at opgøre en 'beregnet omsætning' i Mogas. Forhøjelsen er således ikke begrundet i en prisfastsættelse af en specificeret ydelse fra Mogas.

SKATs forhøjelser kan ikke tiltrædes. Der er herved henset til, at Mogas' udgifter til efterforskning mv. i de pågældende år vedrører andre geografiske områder, og at udgifterne derfor ikke kan fordeles på de eksisterende datterselskaber/filialer. Desuden anses der ikke at være belæg for, at Mogas skulle have samme overskudsgrad som filialerne, idet parterne ikke er sammenlignelige med hensyn til aktivitet, risiko mv. Endelig har SKAT ikke specificeret hvilken koncernintern ydelse, forhøjelsen er et resultat af. SKATs metode til at karakterisere den kontrollerede transaktion et således ikke i overensstemmelse med metoder beskrevet i OECD Transfer Pricing Guidelines.

Disse retsmedlemmer finder endvidere, at forhøjelserne overhovedet savner hjemmel. Koncernens set-up er — og har længe før indførelsen af de nugældende regler, herunder om beskatning af udbytteindkomst, været — forretningsmæssigt begrundet. På denne baggrund findes der ikke at have foreligget sådanne kunstige forskydninger mellem interesseforbundne parter, som ellers kunne have dannet grundlag for en transfer pricing-regulering.

Vedrørende timewriting og administrations fee bemærkes, at Mogas har ydet specialistsupport mv. til datterselskaber, filialer og APMM og herfor har modtaget timewriting og administration fee til kostpris. Det lægges til grund, at datterselskaberne og filialerne — inden for det joint venture de indgår i — anvender kostpriser ved sådanne ydelser i overensstemmelse med AINPs aftaleskabelon (JOA) og kutyme i branchen. Denne kutyme gælder aktørerne i et joint venture, der sammen har licens til udvinding af olie og gas, og har sammenfaldende interesse i, at ingen af aktørerne skal tjene på ydelserne, men at fortjeneste udelukkende skal opnås på udvindingen. Uanset at aktørerne generelt er uafhængige parter, anses de i denne forbindelse for at have sammenfaldende interesser. Kutymen kan derfor ikke overføres på parter uden for joint venturet. Da Mogas ikke indgår i de pågældende joint ventures, kan kostprisen ikke anses for værende udtryk for markedsprisen mellem Mogas og datterselskaberne/filialerne. Prisen mellem uafhængige parter anses at ville indeholde en fortjeneste. Mogas' indtægter ved timewriting og administrations fee skal derfor tillægges en fortjeneste.

Ifølge selskabets transfer pricing-dokumentation udgør indtægter ved timewriting og administrations fee fra datterselskaber, filialer og AP- MM i indkomstårene 2006-2008 henholdsvis 23.981.000 USD, 30.936.000 USD og 35.100.000 USD.

Mark up på timewriting og administrations fee ansættes i mangel af andre oplysninger om markedsprisen til 5 % i, jf. EU Joint Transfer Pricing Forums report: Guidelines on low value adding intra-group services af februar 2010 afsnit 7.7.2. punkt 63. Mark up for 2006-2008 ansættes således til henholdsvis 1.199.050 USD, 1.546.800 USD og 1.755.000 USD.

Disse retsmedlemmer finder herefter, at selskabets indkomst skal nedsættes med de af SKAT foretagne forhøjelser og forhøjes med de nævnte beløb for mark up på timewriting og administrations fee.

Et retsmedlem udtaler:

Dette retsmedlem er enig med ovennævnte 2 retsmedlemmer i, at SKATs forhøjelser ikke kan tiltrædes.

Dette retsmedlem finder, at sagen skal hjemvises til SKAT til fornyet behandling, således at der beregnes vederlag på baggrund af en beregnet samlet overskudsgrad i Mogas' datterselskaber mv.

Der træffes afgørelse efter stemmeflertal. SKATs afgørelse stadfæstes.”

Af Landsskatterettens afgørelse af 16. februar 2018 vedrørende APMM’s klage over SKATs afgørelse af 5. juli 2012 fremgår:

”

Klagepunkt SKAT Klagerens Landsskatteretopfattelse tens afgørelse 2006 Sambeskatningsindkomst Yderligere indkomst i 506.431.000 Mærsk Olie og Gas A/S DKK 0 506.431.000 DKK 2007 Sambeskatningsindkomst Yderligere indkomst i 327.562.000 Mærsk Olie og Gas A/S DKK 0 327.562.000 DKK 2008 Sambeskatningsindkomst Yderligere indkomst i 468.185.000 Mærsk Olie og Gas A/S DKK 0 468.185.000 DKK

[…]

Landsskatterettens afgørelse Landsskatteretten har i en samtidig hermed truffet afgørelse for datterselskabet, Mærsk Olie og Gas A/S, j.nr. 12-0192129, statueret, at yderligere indkomst i datterselskabet for indkomstårene 2006-2008 stadfæstes.

Som konsekvens heraf stadfæstes sambeskatningsindkomsten.”

Regnskabsmæssige oplysninger I indkomstårene 2006-2008 var MOGAS’ regnskabsmæssige resultat følgende:

MOGAS' resultatopgørelse Indkomståret Indkomståret Indkomståret (USD '000) 2006 2007 2008

Operatørvederlag m.v. 32.880 45.954 50.253 Administrationsomkostninger 28.801 30.792 38.828 Efterforskningsomkostninger 49.328 53.951 70.590

Afskrivninger 258 250 239 Resultat før finansielle poster og -45.507 -39.039 -59.404 skat Resultat i dattervirksomheder 1.698.203 742.372 1.500.472 Andre finansielle indtægter 2.733 9.227 3.558 Andre finansielle omkostninger 112.510 86.415 48.428 Resultat før skat 1.542.919 626.145 1.396.198 Skat af årets resultat 1.437.442 14.700 -51.477 Årets resultat 105.477 611.445 1.447.675

Som anført i Landsskatterettens afgørelse har MOGAS i perioden 1986-2010 realiseret et samlet underskud på 2,27 mia. kr. I samme periode har MOGAS haft indtægter i form af modtagne udbytter fra datterselskaberne i Algeriet og Qatar på samlet knap 35,4 mia. kr.

I indkomstårene 2006-2008 var MOGAS Gruppens regnskabsmæssige resultat følgende:

MOGAS Gruppens Indkomståret Indkomståret Indkomståret resultatopgørelse (USD '000) 2006 2007 2008

Nettoomsætning 3.294.856 5.767.327 9.147.266 Andre driftsindtægter 36.564 80.856 55.197 Produktionsomkostninger 449.072 633.670 1.067.376 Bruttoresultat 2.882.348 5.214.513 8.135.087 Administrationsomkostninger 47.200 69.755 70.319 Efterforskningsomkostninger 199.521 310.570 695.107 Afog nedskrivninger 1.006.991 2.260.749 2.103.917 Resultat før finansielle poster og 1.628.636 2.573.439 5.265.744 skat Andre finansielle indtægter 56.599 32.842 92.189 Andre finansielle omkostninger 142.317 99.204 78.049 Resultat før skat 1.542.918 2.507.077 5.279.884 Skat af årets resultat 1.437.441 1.895.632 3.832.209 Årets resultat 105.477 611.445 1.447.675

Som anført i Landsskatterettens afgørelse har MOGAS Gruppen i perioden 1986-2010 realiseret et samlet overskud på 120,2 mia. kr.

Af MOGAS’ årsrapporter for 2006-2008 fremgår under noter, at moderselskabet gennem performancegarantier indestår for datterselskabers forpligtelser, som varierer over tid og kan involvere væsentlige beløb.

Det fremgår af revisionsprotokollater vedrørende MOGAS’ årsrapporter for 2006-2008, at MOGAS har udstedt performancegarantier for datterselskabers forpligtelser, herunder overfor regeringerne i Qatar og Algeriet. Vedrørende Algeriet er der som eventualforpligtelse for koncernen anført et beløb på 7 mio. USD i 2006 og 5 mio. USD i 2007. Vedrørende Qatar er beløbet for begge år anført til 0 USD. Der er ikke angivet noget beløb vedrørende indkomståret 2008.

Rettighederne til olielicenser Algeriet Det fremgår af en Joint Operation Agreement indgået mellem Mærsk Olie Algeriet K/S, Anadarko Algeria Corporation og Lasmo Oil (Algeria) Limited med virkning fra den 1. januar 1990, at rettighedshaveren/den forpligtede i relation til olieindvindingen i Algeriet var Mærsk Olie Algeriet K/S (og fra 1994 Mærsk Olie, Algeriet A/S).

Det fremgår endvidere af et revisionsprotokollat af 6. juni 1990 vedrørende MOGAS’ årsrapport for 1990, at koncessionsrettighederne til efterforskningen indehaves af det i 1990 etablerede 100 % ejede datterselskab Mærsk Olie, Algeriet A/S, men udnyttes i henhold til aftale af kommanditselskabet. Tilsvarende oplysning fremgår af et revisionsprotokollat af 6. april 1992 vedrørende MO- GAS’ årsrapport for 1991.

I årsrapporterne for Mærsk Olie, Algeriet A/S for indkomstårene 2006-2008 indgår olierettigheder som et immaterielt anlægsaktiv i selskabets balance. Der fremgår ingen immaterielle aktiver af MOGAS’ årsrapporter.

Qatar Det fremgår af en Exploration and Production Sharing Agreement indgået den

22. juni 1992, at aftalens parter er regeringen for staten Qatar repræsenteret ved selskabet Qatar General Petroleum Corporation og Maersk Oil Qatar A/S, og at rettighedshaveren/den forpligtede i relation til olieindvindingen i Qatar således var Maersk Oil Qatar A/S.

Det fremgår endvidere af et revisionsprotokollat af 28. marts 1994 vedrørende MOGAS’ årsrapport for 1993, at koncessionsaftalen er indgået mellem Maersk Oil Qatar A/S (49 %) og Qatar General Petroleum Corporation (51 %).

MOGAS’ indledende forundersøgelser i udlandet Forløbet i et olieprojekt er beskrevet således:

Om indholdet af disse otte faser er nærmere oplyst:

Fase 1-2 – indledende forundersøgelser I den første fase, benævnt ”Regional survey”, indhentes eller indkøbes seismiske og magnetiske billeder og data for en geografisk region, som undersøges nærmere. Denne fase varer typisk 1-2 år.

I den anden fase, benævnt ”Feasability and commitment”, indhentes eller indkøbes yderligere seismiske data vedrørende udvalgte blokke. Denne fase varer også typisk 1-2 år.

Licensen fra den lokale regering opnås sædvanligvis efter afslutningen af projektets første to faser, der samlet betegnes som ”indledende forundersøgelser”. På dette tidspunkt er det forbundet med stor usikkerhed, hvorvidt oliefeltet, som licensen omfatter, indeholder olieeller gasforekomster, kvantiteten af sådanne forekomster, og om en indvinding af forekomsterne overhovedet vil være kommercielt rentabel.

Fase 3-4 – Efterforskning I den tredje fase, benævnt ”Exploration", indhentes yderligere seismiske data, og der foretages som udgangspunkt mere dybdegående analyser med henblik på at øge sandsynligheden for, at de efterfølgende efterforskningsboringer foretages de rigtige steder. Denne fase varer typisk 3-6 år.

I den fjerde fase, benævnt "Appraisal", foretages yderligere såkaldte vurderingsboringer af lovende kulbrinteforekomster, og mulighederne for at igangsætte produktion vurderes nærmere. I flere tilfælde vil disse vurderingsboringer og det efterfølgende analysearbejde vise, at et fund ikke kan udnyttes kommercielt. Denne fase, der er risikofyldt og omkostningstung, varer typisk 2-

3 år.

Fase 5-8 – Udvikling, produktion og nedlukning Hvis et felt viser sig at være egnet til kommerciel olieeller gasproduktion, etablerer licenshaveren produktionsfaciliteter og lokal infrastruktur omkring feltet, og de endelige produktionsbrønde bores. Denne femte fase, benævnt "Development", varer typisk 3-5 år.

I den sjette fase, benævnt "Production", begyndes den egentlige olieproduktion, som typisk varer mellem 15 og 40 år.

I den syvende fase, benævnt "Extended Oil Recovery", undersøges det, om det er muligt at fortsætte olieproduktionen i en periode ud over det oprindeligt forventede nedlukningstidspunkt. Dette kræver typisk udvikling af ny teknologi og betydelige investeringer. En sådan forlænget produktionsfase kan vare mellem 5 og 30 år.

I den ottende fase, benævnt "Abandonment", forlader licenshaveren feltet, efter at det ikke længere er rentabelt at foretage yderligere indvinding. Nedlukningen af et felt, herunder fjernelse af de installerede produktionsfaciliteter, kan tage adskillige år

MOGAS’ indledende forundersøgelser i udlandet relaterer sig til fase 1 og 2. Alle øvrige udgifter vedrørende de efterfølgende faser afholdes af MOGAS’ datterselskaber og deres filialer.

Størrelsen af MOGAS’ udgifter til indledende forundersøgelser i fase 1 og 2 i relation til Algeriet og Qatar er ikke nærmere opgjort. Efterforskningsudgifter afholdt af datterselskaberne i Algeriet og Qatar i de efterfølgende faser i perioden 1986 til 2010 er som bilag til SKATs afgørelse af 26. juni 2012 specificeret således:

(DKK 1.000) MOGAS Maersk Oil Qatar A/S Mærsk Olie, Algeriet A/S 1986 6.106 1987 11.585 1988 21.624 1989 28.415 1990 19.187 2.767 1991 41.629 4.525 1992 56.581 52.488 2.798 1993 63.137 139.156 4.238

1994 41.607 76.482 41.575 1995 52.859 2.965 107.615 1996 54.544 350 138.521 1997 92.679 67.432 245.091 1998 106.131 47.825 251.188 1999 87.412 119 35.210 2000 93.741 57.375 -134.267 2001 109.728 40.057 -60.722 2002 125.557 0 -82.443 2003 113.827 0 0 2004 152.190 0 0 2005 152.143 10.134 39.430 2006 293.352 -975 49.193 2007 293.793 33.670 71.233 2008 359.913 0 32.045 2009 433.783 0 12.499 2010 540.925 0 -1.384 I alt 3.352.448 527.078 759.112

MOGAS’ levering af teknisk og administrativ bistand (timewriting) MOGAS leverer løbende teknisk og administrativ bistand til koncernforbundne selskaber, herunder til APMM (DUC) og til sine datterselskaber og datterselskabernes udenlandske filialer, heriblandt i Algeriet og Qatar i de omhandlede indkomstår 2006-2008. MOGAS leverer den tekniske og administrative bistand til kostpris.

Om baggrunden for MOGAS’ levering af teknisk og administrativ bistand til DUC, hvor MOGAS fungerer som operatør, er oplyst, at Dansk Boreselskab A/S, A/S Dampskibsselskabet Svendborg, Dampskibsselskabet af 1912 A/S, Shell Olieudvinding A/S, Chevron Petroleum Company of Denmark og Texaco Denmark Inc. den 28. december 1977 indgik en konsortieaftale (Joint Operating Agreement) vedrørende den sydvestlige del af den danske del af Nordsøen. Af aftalen med senere tillæg, som var gældende for indkomstårene 2006-2008, fremgår bl.a., at Dansk Boreselskab A/S (MOGAS) skulle fungere som operatør for DUC, og at de af MOGAS i den forbindelse afholdte omkostninger, der skulle føres i en separat bogføringskreds i MOGAS, skulle refunderes af konsortiedeltagerne uden tillæg af fortjeneste. Ud over refusion af alle afholdte direkte omkostninger, var MOGAS berettiget til at oppebære et beløb til dækning af en række nærmere angivne indirekte omkostninger, der i størrelse svarede til 1 % af de af MOGAS afholdte direkte omkostninger.

I indkomstårene 2006-2008 var deltagerforholdet mellem konsortiepartnerne i DUC sådan, at Shells andel udgjorde 46 %, APMM’s andel udgjorde 39 % og Chevrons andel udgjorde 15 %.

Det er oplyst, at det ved den skattemæssige behandling af MOGAS’ ydelser til DUC, der er leveret til kostpris, er lagt til grund, at ydelserne er leveret på markedsmæssige vilkår.

Der er for landsretten fremlagt oplysninger om en branchekutyme for omkostningsdeling i joint ventures indenfor olieog gassektoren, hvorefter operatørens ydelser leveres til kostpris. Der er bl.a. fremlagt brancheorganisationen International Association of Oil & Gas Producers (IOGP’s) brev af 28. maj 2015 til OECD i forbindelse med OECD’s arbejde med ”BEPS [Base Erosion and Profit Shifting] Action 8: Cost Contribution Arrangements”. Af brevet fremgår bl.a.:

”CCAs [Cost Contribution Arrangements] are arrangements that allow participants to share in the benefits and risks of joint development of assets or services. In the Oil & Gas sector (O&G sector), widespread use is made of CCAs for the development of technology, and the rendering of technical and non-technical services.

Unrelated parties enter into large consortiums, often in joint ventures that include government owned companies (“National Entreprises”), to share benefits, costs and risks. An operator is appointed to run operations and provide technical and non-technical services, including R&D, on behalf of the joint venture (JV). …

All activites undertaken and technology developed within these CCAs are, ultimately, for the benefit of the cost sharers’ own oil and gas exploration and production operations. CCAs are driven by and fundamental to the business.

…

2. In the O&G sector, CCAs are fundamentally linked to ‘at-cost’ contributions … In the O&G sector, it is common that the operator’s contributions are valued on an ‘at cost’ basis, without a profit from undertaking the activities. This is contractually laid down between the unrelated JV parties.

The practice of at-cost services in the O&G sector has been in place since as early as the 1950s. Production sharing agreements and similar contracts, which stipulate responsibilities of partners in a project, are testament to this claim.

One of the key reasons why ‘at cost’ has remained a feature of O&G sector CCAs for so long, is that it is recognized that projects typically take a very long time to mature; 20 years between exploration and production is not uncommon, and in this time, only a few initiatives actually will reach operating status. By the time a project starts generating income, the link between services income and cost has gone, which makes cost the only practical way of pricing contributions into a CCA.”

Der er desuden fremlagt en skabelon til en konsortieaftale (JOA) udgivet af brancheorganisationen Association of International Petroleum Negotiators

(AIPN). Af skabelonen fra 2002, som var gældende i indkomstårene 2006-2008, fremgår bl.a.:

”4.2 Rights and Duties of Operator … (B) In the conduct of Joint Operations Operator shall:

…

(4) subject to Article 4.6 and the Accounting Procedure, neither gain a profit nor suffer a loss as a result of being the Operator in its conduct of Joint Operations, provided that Operator may rely upon Operating Committee approval of specific accounting practices not in conflict with the Accounting Procedure;”

Der er endelig fremlagt miljøog energiministerens svar til Folketingets Energipolitiske Udvalg i forbindelse med 4. udbudsrunde i 1995 for ansøgninger om tilladelse til efterforskning og indvinding af olie og gas, hvoraf fremgår bl.a.:

”Operatøren får refusion af omkostninger forbundet med operatørarbejdet fra de enkelte rettighedshavere, men forudsættes ikke at opnå fortjeneste på arbejdet.”

MOGAS’ transfer pricing-dokumentation MOGAS’ transfer pricing-dokumentation indeholder indledningsvist en overordnet beskrivelse af koncernstrukturen og olieaktiviteterne i Maersk Oil, herunder i MOGAS Gruppen. Transfer pricing-dokumentationen behandler ikke MOGAS’ udgifter til indledende forundersøgelser eller afgivelse af performancegarantier, men alene den løbende tekniske og administrative bistand. Af MOGAS’ transfer pricing-dokumentationen, som er enslydende for alle årene 2006-2008, fremgår bl.a.:

”1.3.4 Summary of inter-company transactions The transfer pricing set-up and the identified types of inter-company transactions in MOGAS are illustrated in figure below.

As can be seen from the figure, the following inter-company transactions are included  TP1– Time writing fee, and  TP2– Administration fee comprising inter-company transactions in which MOGAS functions as provider of services etc. …

1.3.5 TP 1: Time writing fee

Description of services rendered by MOGAS MOGAS functions as manning service provider (i.e. specialist man hours) towards related parties. The man hours consists mainly of timewriting hours from specialists work (geologists, geoscientists, engineers etc.) within the oil sector.

Selection of most appropriate transfer pricing method Based in the description of the services provided by MOGAS and the identification of internal uncontrolled comparable transactions, the comparable uncontrolled price method (hereinafter referred to as the CUP method) was selected as the most appropriate transfer pricing method.

Economic analyses According to a comparison with identified internal uncontrolled comparable transactions, it should be appropriate to conclude that the applied time writing fees towards related parties is consistent with the arms length principle.

1.3.6 TP 2: Administration fee

Description of services rendered by MOGAS MOGAS renders administrative services towards related parties. The services consist of miscellaneous administration work (e.g. finance, accounting, legal, marketing and commercial) from different administration departments in MOGAS.

Selection of most appropriate transfer pricing method Based on the description of the services provided by MOGAS, an indirect allocation method for administrations services was selected as the most appropriate transfer pricing method.

Economic analysis According to the overall split of the total administration costs in MO- GAS combined with the description of MOGAS’ workload and use of resources towards each entity receiving administrative services, it should be appropriate to conclude that the allocation of administration fees towards related parties is consistent with the arms length principle. …

6. Description on controlled transactions

6.1 TP 1 Time-writing:

The man hours consists mainly of time-writing hours from specialists work (geologists, geoscientists, engineers etc.) within the oil sector and their knowhow in this area.

Time-writing of man hours are mainly made from the "specialists" departments:

PED — Petroleum Engineering Department (part of DUC) PDD — Production Development Department (part of MOGAS) EXPL — Exploration and New Business (part of MOGAS)

The subsidiaries have the main risks (and opportunities) regarding the work of the specialists.

E.g.: If the exploration shows potential oil production, the MOGAS subsidiaries will benefit from this as they have the ownership and will receive income from sale (according to agreement with local authorities etc.), where as MOGAS will only receive income from man hours actually spent. MOGAS has the costs of education, vacation, illness etc. of the specialists, which is included in the calculation of the hourly rates.

The Timewriting are normally being audited yearly by the other joint venture partners (Shell, Chevron, Qatar Petroleum etc.).

6.2 TP 2 Administration fee:

6.2.1 MOGAS subsidiaries

Many of the MOGAS subsidiaries have a limited in house organization and no or only a few employees, whereas the major production subsidiaries have a more or less full in house administration organization capable of carrying out all administrative functions and compliance issues in relation to finance, legal, commercial and business services.

The scope of services rendered by MOGAS to each MOGAS subsidiary

– comprising more routinely tasks – is defined in written service agreements amended from time to time. Such inter-company agreements set forth the general terms, e.g. regarding invoicing and termination.

Finance Amongst other the administrative services rendered by the finance department in MOGAS comprise, e.g.

 Accounting and financial reporting, Tax returns etc.

 Payments, financial analysis and review

Legal The administrative services rendered by the Legal department in MO- GAS comprise, e.g.

 general legal counsel, including legal advice regarding various contracts etc.

Commercial The administrative services rendered by the Commercial department in MOGAS comprise, e.g.

 marketing and sale of oil (only relevant in relation to oil producing MOGAS subsidiaries)

Below is a more detailed analysis of services rendered to each MOGAS subsidiary.

Maersk Oil Qatar AS (0.5 mill. USD) Maersk Oil Qatar AS (MOQ) is working as an operator in a Joint Venture with Qatar Petroleum, operating producing oil fields of the coast of Qatar.

Maersk Oil Qatar AS has a branch in Qatar with own employees, handling the daily business in Qatar.

The branch has its own Administration organization including Finance department in Qatar, handling all accounting regarding the branch. Accordingly, the finance department in MOGAS does not render services to the branch. However, MOGAS finance takes care of the daily accounting in MOQ AS including incorporation of the branch. The work performed in MOGAS Finance is on the whole independent of the activity level in the Branch (increasing as of end 2005, due to new field development plan with QP in Qatar) as the number of upload sheets received from Qatar to be booked in MOQ AS are unchanged (booked monthly in MOGAS Finance). Reconciliation work etc. is also almost the same, disregard of the activity level. … Based on the above mentioned services rendered by MOGAS to Maersk Oil Qatar AS, the administration fee for 2006 is fixed at USD 0.5 million USD (DKK 3.0 million) [2007: 0.5 million USD (DKK 3.0 million); 2008:

0.7 million USD (DKK 3.5 million)].

Mærsk Olie, Algeriet AS (0.4 mill. USD) Mærsk Olie, Algeriet AS has a branch in Algeria, participating in different blocks and Joint ventures, however not acting as operator (Anadarko/Sonatrach is operators in the different oil fields), Therefore Mærsk Olie, Algeriet AS has no employees.

The operators provide MOGAS Finance with monthly Partner Reports to be booked in Mærsk Olie, Algeriet AS.

MOGAS Finance takes care of the daily accounting in Mærsk Olie, Algeriet AS including incorporation of the branch. The work performed in MOGAS Finance is generally independent of the activity level in the Branch as the number of partner reports received from Algeria to be booked in Mærsk Olie, Algeriet AS are unchanged (booked monthly in MOGAS Finance). Reconciliation work etc. is also almost the same, regardless of the activity level. … Based on the above mentioned services rendered by MOGAS to Mærsk Olie, Algeriet AS, the administration fee for 2006 is fixed at USD 0.4 million USD (DKK 2.5 million) [2007: 0.4 million USD (DKK 2.5 million); 2008: 0.5 million USD (DKK 2.5 million)]. …

7. Comparability Analysis

7.1 TP 1 Time-writing …

7.1.1 MOGAS towards subsidiaries … According to oil sector standards, it is trade custom to render time writing services at cost between independent joint venture parties. According to sector standard, i.e. Joint Operating Agreements (JOA), which is used by MOGAS Group in various joint venture agreements, it is stated that charges for services should be at cost. As a consequence, all timewriting from MOGAS is made at cost price.

In MOGAS Group, time writing rates towards subsidiaries are the same as well as towards external parties, e.g. DUC. …

7.1.3 Selection of most appropriate transfer pricing method The OECD guidelines do recognize the inherent difficulty in identifying appropriate comparable transactions for purposes of applying the CUP method but they assert that practical concerns prescribe a more adaptable approach to enable the CUP method to be employed. Therefore, every effort should be made to adjust the data so that it may be used appropriately in a CUP method.

As MOGAS has been able to identify similar internal CUP’s, the CUP method has been found the most appropriate transfer pricing method.

7.1.4 Selection of uncontrolled comparable transactions As described above, MOGAS renders time writing services to DUC and in some cases to other external parties.

The terms and conditions are similar for time writing towards internal and external (DUC) parties. It appears from the DUC joint venture agreement, that all time writing should be made at cost. The two DUC partners as well as other external partners audit the time rates in MO- GAS.

Furthermore, Maersk Oil companies participates in joint ventures with other joint venture parties rendering similar manning services, e.g. in Algeria, Brazil and Norway. In such joint ventures, Maersk Oil companies are acquiring manning services at costs.

Accordingly, it should be appropriate from a transfer pricing perspective to consider such transactions as internal uncontrolled comparable transactions for the purpose of applying the CUP method.

7.1.5 Economic analysis Given that MOGAS applies the same hourly rate per grade of specialist for the rendering of time writing services towards related parties as applied towards external parties (i.e. independent parties), it should be appropriate to conclude that the cost rate arrangement between MO- GAS and related parties is consistent with the arm’s length principle.

7.2 TP 2 MOGAS administration fee …

7.2.1 Implementation of pricing method Due to the MOGAS organization, internal accounting system and the character of the management services rendered to MOGAS subsidiaries etc., it is difficult for MOGAS to utilize a direct-charge method for valuing and charging for such administration services.

According to the OEDC Guidelines (section 7.23), cost allocation or apportionment methods, i.e. indirect-charge methods, which to some degree estimates or approximates the charges for inter-company services, may be acceptable provided that sufficient regard has been given to the value of the services rendered.

Based on the characteristics of the services provided, it has been concluded that it should be appropriate to calculate the administration charge based on a cost allocation, i.e. an indirect charge method, based on;

 the estimated headquarter costs incurred in MOGAS rendering administration services, and  the best estimate for the allocation of such cost among recipients of such services

Accordingly, the administration fee invoiced to MOGAS subsidiaries etc. is based on the best estimated of the workload required to service each subsidiary as agreed and the costs connected hereto. … As mentioned in section 6.2.2, the administration fee towards APMM (i.e. DK OIL) is quite different compared to administration fee towards MOGAS subsidiaries (including PIPE and Maersk Oil America Inc.). Whereas the latter administration service is a more routine and standardized administration service (book keeping, annual reports, tax returns etc.), the administration service rendered towards APMM (DK OIL) is more complex and includes different, more extraordinary elements, which requires more resources and skilled employees. Furthermore, MOGAS administration departments is partly organized and established with the purpose of being able to provide APMM (DK OIL) with prompt and high quality service. …

7.2.2 Selection of most appropriate transfer pricing method … The MOGAS indirect allocation method for administration service rendered by the head quarter in Copenhagen to subsidiaries are based on a statement of total head quarter costs incurred providing the administration services based on sound accounting principles and the best estimate for allocating such costs to the recipient of administration services based on workload and resources utilized. Therefore, it should be appropriate to conclude that the applied indirect charge method is in alignment with the arm’s length principle as defined by the OECD.

7.2.3 Economic analysis

For both parties, i.e. MOGAS and the recipients of administration service, it should be appropriate to conclude that the indirect charge method represent economic benefits.

MOGAS benefits from economies of scale as total costs incurred at headquarter are allocated among more entities, which result in lower administration cost pr. “activity”. Furthermore, recipients of administration services acquires administration services which are valued based on workload and resources utilized to render such services.

Accordingly, it should be appropriate to conclude that indirect charge method chosen could lead to a result that is consistent with what comparable independent parties would have been prepared to accept.”

Til brug for SKATs behandling af sagen indleverede MOGAS supplerende oplysninger til transfer pricing-dokumentationen, der bl.a. beskrev MOGAS’ efterforskningsaktiviteter således:

”MOGAS har … indtægter fra følgende aktiviteter:

 Time-writing indkomst  Operatørindkomst  Administrationsindkomst  Anden indkomst  Udbytteindkomst fra dattervirksomheder  Finansielle indtægter …

Efterforskningsaktiviteter MOGAS forestår generelle efterforskningsaktiviteter i Mærsk Olie og Gas koncernen.

Afholdelse af indledende efterforskningsudgifter (undersøgelser) i forbindelse med international efterforskning af olieog gasforekomster er en integreret del af MOGAS hovedaktivitet som et internationalt olieselskab. Efterforskningsudgifterne omfatter ikke boringer, men primært analyser af seismiske, geologiske og geofysiske data samt finansielle og legale analyser udført på hovedsædet i Danmark.

De indledende undersøgelser omfatter både udgifter, der efterfølgende udmønter sig i opnåelse af licens til efterforskning og udgifter, som ikke efterfølges af opnåelse af licens. På dette stadie kan det ikke med sikkerhed vides hvilken juridisk enhed, der skal varetage en eventuelt erhvervet licens.

Den efterfølgende direkte efterforskning efter olieog gasforekomster i et felt resulterer sjældent i succes. Både de omkostninger, der medgår til succesfulde projekter, som de omkostninger, der medgår til ikkesuccesfulde undersøgelser udgiftsføres.

Faser Efterforskningsaktiviteten sker i følgende 3 overordnede faser:

Fase 1: Indledende undersøgelser, der omfatter følgende udgifter i forbindelse med vurdering af områder, før der søges licens:

 Udgifter til studier og analyser (uden tilknytning til særlige licenser eller projekter)

 Udgifter til personale, herunder egne geologer og ingeniører (løn mv.)

 Udgifter til eksterne konsulenter  Udgifter til køb af data Det skal bemærkes at arbejdet i Fase 1 primært er kontorarbejde udført på hovedsædet i København.

Fase 2: Hvis det pågældende geografiske område er geologisk interessant undersøges det om der er mulighed for erhvervelse af licenser fra de relevante myndigheder eller om det er muligt at indtræde i en licens i relation til et eksisterende projekt. Omkostninger, der afholdes i denne fase er, ud over omkostninger i fase 1 følgende:

 Interne omkostninger til økonomer og jurister med henblik på screening af mulige projekter  Udgifter til eksterne konsulenter  Due diligence omkostninger Også her udføres arbejdet primært på hovedsædet i København.

Fase 3: Hvis en licens opnås stiftes der som hovedregel en ny juridisk enhed, i form af en lokal filial (ejet af et MOGAS datterselskab) eller et lokalt selskab (ejet direkte af MOGAS), som bliver ejer af den pågældende licens. Beslutningen om filial/lokalt/nyt selskab reflekterer ofte lokale myndighedskrav. Fremtidige omkostninger, inklusiv køb af licens afholdes af dette selskab, - det kan f.eks. være:

 Udgifter til seismiske boringer og udvikling af olieog gasfund  Udgifter til personale (administrativt og teknisk) bl.a. i form af timewriting i MOGAS (2005: tUSD 11.307)

 Udgifter til tekniske studier og analyser (af specifik licens)

 Køb af teknisk bistand  Køb af lokal økonomisk og juridisk bistand”

Retsgrundlag

Ligningsloven Ligningslovens § 2, stk. 1, lyder:

”§ 2. Skattepligtige, 1) hvorover fysiske eller juridiske personer udøver en bestemmende indflydelse, 2) der udøver en bestemmende indflydelse over juridiske personer, 3) der er koncernforbundet med en juridisk person, 4) der har et fast driftssted beliggende i udlandet, 5) der er en udenlandsk fysisk eller juridisk person med et fast driftssted i Danmark, eller 6) der er en udenlandsk fysisk eller juridisk person med kulbrintetilknyttet virksomhed omfattet af kulbrinteskattelovens § 21, stk. 1 eller 4, skal ved opgørelsen af den skatteeller udlodningspligtige indkomst anvende priser og vilkår for handelsmæssige eller økonomiske transaktioner med ovennævnte parter i nr. 1-6 (kontrollerede transaktioner) i overensstemmelse med, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter.

…”

Bestemmelsen blev indført ved § 1, nr. 1, i lov nr. 432 af 26. juni 1998 om ændring af ligningsloven, selskabsskatteloven og skattekontrolloven. Af forarbejderne til den nævnte lovændring, jf. de almindelige bemærkninger i lovforslag nr. 101 af 2. juni 1998, fremgår bl.a.:

”Almindelige bemærkninger

Indledning Formålet med lovforslaget er at få lovfæstet, at interesseforbundne parter ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst skal anvende priser og vilkår for deres transaktioner, der svarer til de priser og vilkår uafhængige parter ville fastsætte for tilsvarende transaktioner (armslængde princippet).

Dernæst foreslås det at fastsætte regler, der modvirker en vilkårlig flytning af skattetilsvar fra Danmark til udlandet ved, at herværende datterselskaber af udenlandske koncerner finansieres således, at der som følge af et åbenbart misforhold mellem gæld og egenkapital (tynd kapitalisering) fremkommer uforholdsmæssige rentefradrag i Danmark.

Lovfæstelse af armslængde princippet Af de almindelige skatteretlige principper – indeholdt i statsskattelovens §§ 4-6 – følger, at ethvert skattesubjekt kun skal beskattes af sine egne indtægter, men skal beskattes af alle sine skattepligtige indtægter. Af disse principper er hidtil blevet udledt, at såfremt der foretages transaktioner mellem to interesseforbundne skattesubjekter, der ikke er sket på armslængde vilkår, vil der ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst være mulighed for at skattemyndighederne kan korrigere denne, således at indkomsten kommer til at svare til, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var sket på armslængde vilkår. Disse principper svarer til de grundlæggende OECD- principper for transfer pricing, dvs. handel mellem interesseforbundne parter over grænserne.

… Efter Højesterets dom [TfS 1998.199] er der behov for en lovfæstelse af det almindeligt anerkendte princip om anvendelse af armslængde vilkår ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst for transaktioner mellem interesseforbundne parter.

Lov nr. 131 af 25. februar 1998, Lov om ændring af skattekontrolloven og skattestyrelsesloven (Oplysningspligt vedrørende koncerninterne transaktioner), der blev vedtaget den 3. februar 1998 vedrører transaktioner mellem interesseforbundne parter over landegrænserne (L 84).

Ved loven blev der indført en udvidet selvangivelsespligt samt en pligt til at udfærdige og opbevare skriftlig dokumentation for priser og vilkår for koncerninterne transaktioner. Lovens formål er at øge skattemyndighedernes mulighed for at sikre korrekt prisfastsættelse og dermed korrekt opgørelse af den skattepligtige indkomst ved koncerninterne transaktioner på tværs af landegrænserne.

Loven berører imidlertid ikke de materielle regler for armslængde princippet. Loven forudsætter, at skattemyndighederne har adgang til at korrigere priser og vilkår, såfremt disse ikke svarer til, hvad uafhængige parter ville have fastsat i en lignende situation. I lovforslaget var der redegjort for hjemmelen for »transfer pricing« reguleringer.

Heraf fremgik, at det:

»Af de almindelige skatteretlige principper følger, at ethvert skattesubjekt kun skal beskattes af sine egne indtægter, men skal beskattes af alle sine skattepligtige indtægter. Såfremt der foretages transaktioner mellem to skattesubjekter, der ikke er sket på armslængde vilkår, vil der være mulighed for korrektion. Der er med andre ord sket en »skjult« overførsel af en indtægt fra et skattesubjekt til et andet. Korrektionen forudsætter imidlertid, at de to skattesubjekter er interesseforbundne. Såfremt det ene selskab er udenlandsk vil der alene være mulighed for korrektion af det danske selskab.

De almindelige skatteretlige principper er indeholdt i statsskattelovens §§ 4-6, der finder anvendelse ved alle interessefællesskaber. I selskabsskattelovens § 12 findes en bestemmelse for så vidt angår korrektion i anledning af et dansk selskabs eller en dansk filials transaktioner med en udenlandsk kontrollerende virksomhed. Denne bestemmelse blev indført med virkning fra og med skatteåret 1962/63 samtidig med indførslen af selskabsskatteloven. I bemærkningerne til bestemmelsen var anført:

»Bestemmelserne i stk. 1 og 2 tilsigter at ramme forsøg på omgåelse af skattepligten i tilfælde, hvor erhvervsvirksomhed her i landet udøves af et datterselskab af et udenlandsk moderselskab eller som en filialvirksomhed af en i udlandet beliggende hovedvirksomhed, og hvor det kan befrygtes, at man ved regnskabsmæssige manipulationer og vilkårlige kalkulationer søger at reducere datterselskabets eller filialens regnskabsmæssige overskud og dermed den her i landet skattepligtige indkomst. Bestemmelsen afgiver en udtrykkelig hjemmel for de skattelignende myndigheder til i sådanne tilfælde at tilsidesætte regnskaberne og ansætte indkomsten på grundlag af et skøn over, hvilken fortjeneste der under frie vilkår må antages at ville være opnået på grundlag af den stedfundne omsætning. Dette princip følges allerede nu i praksis, og må siges at have vundet almindelig international hævd, bl.a. også ved afslutningen af aftaler til undgåelse af dobbeltbeskatning.«

Heraf fremgår, at det ikke var sigtet at ændre ved de allerede gældende principper, men alene at give en specifik hjemmel for korrektion af kontrollerede danske selskabers eller filialers skattepligtige indkomst. Denne hjemmel eksisterer fortsat, men har imidlertid i praksis vist sig at være utilstrækkelig som grundlag for korrektion, idet man ofte mangler den nødvendige dokumentation.

Selskabsskattelovens § 12 omfatter ikke direkte den omvendte situation, at et dansk selskab har en kontrollerende indflydelse på et udenlandsk selskab eller en filial beliggende i udlandet. Da bestemmelsen imidlertid er udtryk for de almindelige skatteretlige principper, der er indeholdt i statsskattelovens §§ 4-6, kan der ske korrektion af et dansk kontrollerende selskab efter tilsvarende retningslinier.

Det er et internationalt anerkendt princip, at interesseforbundne parter skal handle på armslængde vilkår. OECD har udsendt retningslinier om hvilke principper og fremgangsmåder, som internationalt kan anerkendes ved ligningen i transfer pricing sager. Disse retningslinier er baseret på armslængde princippet. Samtlige OECD-lande - herunder Danmark - har tilsluttet sig disse retningslinier. De nye danske regler indført ved lov nr. 131 af 25. februar 1998 om ændring af skattekontrolloven og skattestyrelsesloven er således også i overensstemmelse med OECD's retningslinier.

Af de specielle bemærkninger til samme lovforslag fremgår bl.a.:

”Til § 1

Til stk. 1-3:

… De i bestemmelsen omhandlede kontrollerede transaktioner omfatter alle forbindelser mellem parterne. Til eksempel kan nævnes levering af tjenesteydelser, låneforhold, overførsel af aktiver, immaterielle aktiver, der stilles til rådighed m.v.

For så vidt angår transaktioner mellem et fast driftssted i Danmark og et hovedkontor i udlandet, eller et fast driftssted i udlandet og et dansk hovedkontor, vil alene de transaktioner, som efter reglerne om opgørelsen af et fast driftssteds indkomst skal ske på armslængde vilkår, være omfattet af de foreslåede regler.”

Skattekontrolloven Den dagældende skattekontrollovs § 3 B blev indført ved § 1, nr. 1, i lov nr. 131 af 25. februar 1998 om ændring af skattekontrolloven og skattestyrelsesloven. Bestemmelsen blev affattet med følgende ordlyd:

Ӥ 3 B. Skattepligtige, der:

1) kontrolleres af udenlandske fysiske eller juridiske personer, eller 2) kontrollerer udenlandske juridiske personer, eller 3) er koncernforbundet med en udenlandsk juridisk person, eller 4) har et fast driftssted beliggende i udlandet, eller 5) er en udenlandsk fysisk eller juridisk person med et fast driftssted i Danmark,

skal i selvangivelsen afgive oplysninger om art og omfang af handelsmæssige eller økonomiske transaktioner med ovennævnte udenlandske fysiske og juridiske personer og faste driftssteder (kontrollerede transaktioner). § 1, stk. 2, finder tilsvarende anvendelse.

Stk. 2. Ved kontrol forstås ejerskab eller rådighed over stemmerettigheder som nævnt i selskabsskattelovens § 32, stk. 1, 2. og 3. pkt., og ligningslovens § 16 H, stk. 1, 2.-4. pkt. Ved koncernforbundne juridiske personer forstås juridiske personer, der kontrolleres af samme kreds af aktionærer.

Stk. 3. En juridisk eller fysisk person anses for udenlandsk, hvis personen er hjemmehørende i en fremmed stat, Færøerne eller Grønland, herunder efter bestemmelserne i en dobbeltbeskatningsoverenskomst.

Stk. 4. De selvangivelsespligtige skal udfærdige og opbevare skriftlig dokumentation for, hvorledes priser og vilkår er fastsat for de kontrollerede transaktioner. Den skriftlige dokumentation skal på skattemyndighedens begæring forelægges denne og skal være af en sådan art, at den kan danne grundlag for en vurdering af, om priser og vilkår er fastsat i overensstemmelse med, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter.

Stk. 5. Såfremt den skattepligtige ikke har udarbejdet dokumentation efter stk. 4, finder § 5, stk. 3, anvendelse, for så vidt angår de kontrollerede transaktioner. I alle tilfælde, hvor skattemyndigheden ønsker at ændre den skattepligtige indkomst i overensstemmelse med de priser og vilkår, der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter, skal der forinden indhentes en godkendelse fra den centrale toldog skatteforvaltning.

Stk. 6. Stk. 1-5 finder ikke anvendelse for udenlandske forsikringsvirksomheder, der driver forsikringsvirksomhed her i landet, og som opgør den skattepligtige indkomst her i landet efter selskabsskattelovens § 12, stk. 3.”

Af forarbejderne til den dagældende skattekontrollovs § 3 B, jf. de almindelige bemærkninger i lovforslag nr. 84 af 14. november 1997, fremgår bl.a.:

”Almindelige bemærkninger

Indledning Formålet med lovforslaget er at øge skattemyndighedernes mulighed for at sikre korrekt prisfastsættelse og dermed korrekt opgørelse af den skattepligtige indkomst ved koncerninterne transaktioner på tværs af landegrænserne (transfer pricing).

Der foreslås en udvidet selvangivelsespligt samt en pligt til at udfærdige og opbevare skriftlig dokumentation for priser og vilkår for koncerninterne transaktioner.

Lovforslaget indebærer, at skattepligtige, der er interesseforbundne med selskaber, personer m.v. i udlandet, i selvangivelsen skal afgive oplysninger om art og omfang af de handelsmæssige eller økonomiske transaktioner med disse (kontrollerede transaktioner). Der vil alene blive tale om summariske oplysninger. Der vil efter indstilling fra Ligningsrådet blive udarbejdet særlige oplysningsfelter til selvangivelserne, hvor disse oplysninger skal angives.

Endvidere skal der ved kontrollerede transaktioner udarbejdes dokumentation for, hvorledes priser og vilkår er fastsat. Den skriftlige dokumentation skal være af en sådan art, at den kan danne grundlag for en vurdering af, om priser og vilkår er fastsat i overensstemmelse med, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter. Minimum er, at virksomheden redegør for, hvorledes priser og vilkår for kontrollerede transaktioner rent faktisk er fastsat. Reglerne lader det som udgangspunkt være op til de skattepligtige at vurdere hvilken yderligere dokumentation, der er nødvendig. Denne vurdering bør ske under hensyntagen til, at skattemyndighederne ved ligningen vil anvende principperne i OECD's retningslinier for transfer pricing (Organisation for Economic Cooperation and Development). Skattemyndigheden kan anmode om supplerende dokumentation eller oplysninger, såfremt den af den skattepligtige udarbejdede dokumentation ikke skønnes at være tilstrækkeligt grundlag for en vurdering af de kontrollerede transaktioner.

Såfremt den skattepligtige ikke har udarbejdet den skriftlige dokumentation kan den skattepligtige indkomst for så vidt angår de kontrollerede transaktioner ansættes skønsmæssigt. I alle tilfælde, hvor skattemyndigheden ønsker at ændre den skattepligtige indkomst i overensstemmelse med de priser og vilkår, der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter, skal der forinden indhentes godkendelse fra den centrale toldog skatteforvaltning.

… Baggrunden for »transfer pricing« regler … Den skriftlige dokumentation skal være af en sådan art, at den kan danne grundlag for en vurdering af, om priser og vilkår er fastsat i overensstemmelse med hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter. Minimum er, at virksomheden redegør for, hvorledes priser og vilkår for kontrollerede transaktioner rent faktisk er fastsat. Reglerne lader det som udgangspunkt være op til de skattepligtige at vurdere hvilken yderligere dokumentation, der er nødvendig. Denne vurdering bør ske under hensyntagen til, at skattemyndighederne ved ligningen vil anvende principperne i OECD's retningslinier for transfer pricing.

… Såfremt oplysninger til brug for vurderingen af, om de interne transaktioner er sket i overensstemmelse med armslængde princippet ikke indgives af en virksomhed i Danmark kan dette ifølge de almindelige bevisbyrde regler tillægges processuel skadevirkning for virksomheden i Danmark. Dette betyder, at bevisbyrden for skattemyndighederne svækkes. Uanset bevisbyrden således kan svækkes skal skattemyndighederne dog fortsat sandsynliggøre at transaktionen ikke er sket på armslængde vilkår. Dette kan være særdeles vanskeligt, hvor en del af sammenligningsgrundlaget mangler fordi det hidrører fra den udenlandske virksomhed eller fordi der er forløbet en årrække. Ved at stille krav om et dokumentationsgrundlag i virksomheden i Danmark lettes skattemyndighedernes arbejde og virksomheden er klar over hvilken dokumentation der vil blive afkrævet, såfremt en transfer pricing sag indledes.

Såfremt den skattepligtige ikke har udarbejdet dokumentation efter stk. 4, finder § 5, stk. 3, anvendelse, for så vidt angår de kontrollerede transaktioner. Den skattepligtige indkomst vedrørende de kontrollerede transaktioner kan herefter fastsættes skønsmæssigt. Dette svarer til, hvad der gælder for så vidt angår en manglende opfyldelse af regnskabskravene i mindstekravsbekendtgørelsen.

I alle tilfælde, hvor skattemyndighederne ønsker at ændre den skattepligtige indkomst i overensstemmelse med et skøn over, hvad der kunne have været opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter, skal der forinden indhentes en godkendelse fra den centrale toldog skatteforvaltning. Den skattepligtige indkomst kan ændres såfremt skattemyndigheden er af den opfattelse, at de fastsatte priser og vilkår ikke er på arms længde vilkår eller såfremt dokumentationen ikke er et tilstrækkeligt grundlag for priserne. Den enkelte sag skal dog forelægges for den centrale toldog skatteforvaltning til godkendelse før den skønsmæssige ændring foretages. Såfremt den skattepligtige er af den opfattelse, at ændringen er uberettiget skal den skattepligtige godtgøre, at transaktionen var foretaget på armslængde vilkår. Dette betyder, at bevisbyrden alt efter omstændighederne kan skifte mellem den skattepligtige og skattemyndighederne. Til syvende og sidst er bevisbedømmelsen underlagt domstolenes censur.”

Af de specielle bemærkninger til samme lovforslag fremgår bl.a.:

”Til § 1

… Til stk. 5:

Såfremt den skattepligtige ikke har udarbejdet dokumentation efter stk. 4, finder § 5, stk. 3, anvendelse, for så vidt angår de kontrollerede transaktioner. Den skattepligtige indkomst vedrørende de kontrollerede transaktioner kan således fastsættes skønsmæssigt, såfremt der ikke er udarbejdet dokumentation.

I alle tilfælde, hvor skattemyndigheden ønsker at ændre den skattepligtige indkomst i overensstemmelse med et skøn over hvilke priser og vilkår, der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter, skal der forinden indhentes en godkendelse fra den centrale toldog skatteforvaltning. § 3 B, stk. 5, 2. pkt., finder anvendelse, hvor der ikke er udarbejdet dokumentation, samt hvor der er udarbejdet dokumentation, men skattemyndigheden er uenige i fastsættelsen af pris og vilkår.

Kravet om en godkendelse fra den centrale toldog skatteforvaltning forinden den skattepligtige indkomst kan ændres er indsat af hensyn til toldog skatteforvaltningens mulighed for at koordinere reglerne.

Denne godkendelse kan ikke selvstændigt påklages, men den skønsmæssige ansættelse af den skattepligtige indkomst kan påklages efter de almindelige regler i skattestyrelsesloven.

I cirkulæret til selskabsskatteloven, CIR nr. 136 af 7.11.1988, pkt. 46, er angivet, at reglen i selskabsskattelovens § 12 efter de seneste års retspraksis er fortolket således, at reglen ikke hjemler ret til skønsmæssige forhøjelser uden klart bevisgrundlag for en urigtig selvangivelse.

Endvidere angives, at det er fastslået, at det er skattemyndighederne, der har bevisbyrden.

Denne udtalelse er en noget unuanceret beskrivelse af retstilstanden.

Punkt 46 i cirkulæret vil derfor blive ophævet efter vedtagelsen af denne lov. Udtalelsen har formentlig bevirket, at skattemyndighederne har været mere tilbageholdende med at stille spørgsmålstegn ved virksomhedernes fastsættelse af pris og vilkår ved kontrollerede transaktioner end det er nødvendigt, idet der ikke ses at være grundlag for, at bevisbyrdereglerne for transfer pricing sager skulle afvige fra andre områder indenfor skattelovgivningen.

De foreslåede regler skal gøre det muligt for skattemyndigheden at undersøge og vurdere virksomhedernes fastsættelse af pris og vilkår.

Ved at kræve et dokumentationsgrundlag udarbejdet trækkes fastsættelsen »frem i lyset« og endvidere vil der fremover ikke være tvivl om, at virksomhederne har pligt til at dokumentere fastsættelsen af pris og vilkår.”

Ved lov nr. 408 af 1. juni 2005 om ændring af skattekontrolloven og forskellige andre love blev den dagældende skattekontrollovs § 3 B ændret. Bestemmelsens stk. 5 og 6 blev ved lovændringen til stk. 8 og 9. Af forarbejderne til den nævnte lovændring, jf. de almindelige bemærkninger i lovforslag nr. 120 af 2. marts 2005, fremgår bl.a.:

”Almindelige bemærkninger …

2. Gældende regler …

Såfremt den skattepligtige ikke har udarbejdet dokumentation, kan skattemyndighederne efter den nugældende skattekontrollovens § 3 B, stk. 5 foretage en skønsmæssig ansættelse, for så vidt angår de kontrollerede transaktioner. Derudover kan en manglende opfyldelse af dokumentationspligten føre til, at bevisbyrden vender, således at den skattepligtige må bevise, at transaktionerne er armslængde.

Som nævnt er konsekvensen af, at dokumentationen ikke er tilstrækkelig, bl.a. at skattemyndighederne (toldog skatteforvaltningen) er berettigede til at foretage et skøn på det bedst mulige grundlag, som skattemyndighederne (toldog skatteforvaltningen) vil kunne fremfinde. Skønnet skal altid udøves i overensstemmelse med principperne i OECD's retningslinjer om transfer pricing, hvor det bl.a. fremgår, at skattemyndighederne (toldog skatteforvaltningen) ikke bør foretage marginale forhøjelser. Hvor der er mulighed herfor vil en forhøjelse eksempelvis kunne bygge på en databaseundersøgelse baseret på oplysninger fra kommercielle databaser (eksempelvis regnskabsoplysninger fra Købmandsstandens Oplysnings Bureau eller fra databasen Amadeus).

Det forhold, at skattemyndighederne (toldog skatteforvaltningen)

har adgang til at foretage et skøn, betyder ikke, at der automatisk bliver foretaget en skønsmæssig ansættelse. En sådan skønsmæssig forhøjelse af indkomsten bliver foretaget, hvis skattemyndighederne (toldog skatteforvaltningen) vurderer, at transaktionerne ikke har været på armslængdevilkår. Dette vil altid afhænge af en konkret vurdering, herunder f.eks. om der er tale om en koncernforbundet virksomhed med en fornuftig indtjening eller omvendt, om en koncernforbundet virksomhed, som gennem en længere periode har haft lav eller negativ indtjening, uden at der er nogen klar forretningsmæssig begrundelse herfor. Det bemærkes i tilknytning hertil, at uafhængige virksomheder f.eks. ikke vil acceptere tab år efter år. I sådanne situationer vil aktiviteten ophøre.”

Ved § 1, nr. 2, i lov nr. 1104 af 20. december 1995 om ændring af skattekontrolloven og forskellige andre love blev den dagældende skattekontrollovs § 5, stk. 3, indsat. Bestemmelsen blev affattet med følgende ordlyd:

”§ 5. …

Stk. 3. Foreligger en selvangivelse ikke på ansættelsestidspunktet, kan den skattepligtige indkomst og formue ansættes skønsmæssigt.”

Af forarbejderne til den dagældende skattekontrollovs § 5, stk. 3, jf. de specielle bemærkninger i lovforslag nr. 104 af 1. december 1995, fremgår bl.a.:

”Til § 1 … Til nr. 2 … Til § 5, stk. 3: Det foreslås, at skattemyndighederne - ligesom efter gældende ret - skal kunne skatteansætte en skattepligtig af en skønsmæssigt opgjort skattepligtig indkomst eller formue, hvis den skattepligtige ikke har selvangivet indkomsten eller formuen på ansættelsestidspunktet, eller en bogføringseller regnskabspligtig ikke har indgivet årsregnskab på dette tidspunkt.

Dette gælder også tilfælde, hvor »en selvangivelse eller et skattemæssigt årsregnskab« er så mangelfuldt, at de ikke kan sidestilles med henholdsvis en selvangivelse eller et skattemæssigt årsregnskab, jf. § 1 og 3.

Efter de almindelige principper for bevisførelse påhviler det i sådanne tilfælde som udgangspunkt skattemyndigheden at sandsynliggøre, at den skønnede opgørelse ikke er mindre sandsynlig end andre opgørelser - set i lyset af de oplysninger, som skattemyndighederne er i besiddelse af.

Det bemærkes i den forbindelse, at skattemyndighederne i en situation som denne som udgangspunkt ikke har pligt til at gøre brug af de særlige kontrolbeføjelser, skattemyndighederne er tillagt til at indhente oplysninger fra tredjemand, det være sig fra en anden offentlig myndighed eller fra en privat virksomhed. Skattemyndighederne kan umiddelbart basere skønnet på de oplysninger, som skattemyndighederne er i besiddelse af vedrørende det pågældende og tidligere indkomstår.”

Af dagældende bekendtgørelse nr. 42 af 24. januar 2006 om dokumentation af prisfastsættelsen af kontrollerede transaktioner fremgår bl.a.:

”§ 4. Dokumentationen skal indeholde en beskrivelse, som giver toldog skatteforvaltningen et overblik over koncernen og de forretningsmæssige aktiviteter.

Stk. 2. Beskrivelsen skal indeholde:

1) En beskrivelse af koncernens juridiske struktur, herunder angivelse af koncernenhedernes geografiske placering.

2) En beskrivelse af den organisatoriske struktur, herunder angivelse af den primære forretningsmæssige aktivitet for den skattepligtige og for de forbundne parter, som den skattepligtige har haft kontrollerede transaktioner med.

3) En oversigt der viser de seneste 3 års omsætning og resultat af den primære drift for den skattepligtige og for de forbundne parter, som den skattepligtige har haft kontrollerede transaktioner med.

4) En kort historisk beskrivelse af koncernen og virksomheden, en beskrivelse af eventuelle omstruktureringer og skift i væsentlige funktioner og risici, samt en forklaring på eventuelle underskud.

5) En kort beskrivelse af branchemæssige forhold for koncernen, herunder angivelse af de væsentligste konkurrencemæssige parametre.

§ 5. Dokumentationen skal indeholde en beskrivelse af de kontrollerede transaktioner.

Stk. 2. Flere transaktioner kan beskrives under et (aggregeret). Det skal beskrives, hvilke transaktioner som er aggregeret.

Stk. 3. De kontrollerede transaktioner skal identificeres med hensyn til, hvor meget der er overdraget og mellem hvilke forbundne parter.

Stk. 4. De kontrollerede transaktioner skal endvidere beskrives i forhold til:

1) Produkters (varer, tjenesteydelser, aktiver, immaterielle aktiver mv.)

egenskaber.

2) En funktionsanalyse (funktioner, aktiver og risici.)

3) Kontraktsvilkår.

4) Økonomiske omstændigheder.

5) Forretningsstrategier.

Stk. 5. Eventuelle omkostningsfordelingsaftaler skal beskrives.

Stk. 6. Eventuelle andre forhold, som konkret vurderes af betydning for en armslængdevurdering, skal beskrives.

§ 6. Dokumentationen skal indeholde en sammenlignelighedsanalyse, som sammen med beskrivelserne i §§ 4-5 kan danne grundlag for en vurdering af, om principperne for prisfastsættelse af de kontrollerede transaktioner er i overensstemmelse med armslængdeprincippet, jf. stk.

2-4.

Stk. 2. Analysen skal indeholde en beskrivelse af prisfastsættelsen af de kontrollerede transaktioner. Analysen skal endvidere indeholde en redegørelse for, hvorfor prisfastsættelsen vurderes at være i overensstemmelse med armslængdeprincippet, herunder en redegørelse for anvendte sammenlignelige uafhængige transaktioner og begrundelse for valg af metode.

Stk. 3. Ved anvendelsen af stk. 2 skal anvendes den skattepligtiges egne transaktioner med uafhængige parter, samt transaktioner mellem uafhængige parter og herunder andre forbundne parters transaktioner med uafhængige parter. Endvidere skal angives hvilke mulige sammenlignelige uafhængige transaktioner, som virksomheden har fravalgt, samt begrundelse for fravalget.

Stk. 4. Den skattepligtige er ikke forpligtet til at udarbejde databaseundersøgelser, jf. dog § 10. Hvis databaseundersøgelser alligevel er udarbejdet, skal disse vedlægges dokumentationen.”

Af nugældende bekendtgørelse nr. 1297 af 31. oktober 2018 om dokumentation af prisfastsættelsen af kontrollerede transaktioner fremgår bl.a.:

”§ 4. Fællesdokumentationen skal indeholde et koncerndiagram, der viser koncernens juridiske og organisatoriske struktur, herunder angivelse af de lande, hvor de enkelte forbundne parter opererer.

Stk. 2. Fællesdokumentationen skal indeholde en generel beskrivelse af koncernens forretningsmæssige aktiviteter, herunder følgende:

1) De væsentlige værdiskabende faktorer (drivers of business profit) i koncernen.

2) En beskrivelse af koncernens forsyningskæde (supply chain) for de fem største produkter og/eller serviceydelser målt på omsætning samt alle produkter og/eller serviceydelser, der udgør mere end fem procent af koncernens konsoliderede omsætning. Beskrivelsen kan illustreres med et diagram.

3) En liste med en kort beskrivelse af de væsentlige serviceaftaler mellem de forbundne parter i koncernen, bortset fra forskningsog udviklingsserviceaftaler, samt en beskrivelse af de væsentlige ydelser, som hovedservicecentrene i koncernen varetager eller kan varetage og de anvendte transfer pricing-politikker for allokeringen af serviceomkostninger og fastsættelse af afregningspriserne for de koncerninterne serviceydelser. 4) En beskrivelse af de største geografiske markeder målt på omsætning for produkter og serviceydelser, jf. nr. 2. 5) En kort funktionsanalyse, som beskriver de primære bidrag til koncernens samlede værdiskabelse med oplysning om, hvilke af de enkelte forbundne parter i koncernen, der bidrager hertil i forhold til væsentlige funktioner, risici og aktiver. 6) En beskrivelse af betydelige omstruktureringer, tilkøb og frasalg indtruffet i løbet af indkomståret.

Stk. 3. Fællesdokumentationen skal for koncernens immaterielle aktiver (som defineret i kapitel VI i OECD’s Transfer Pricing Guidelines) indeholde følgende:

1) En generel beskrivelse af koncernens overordnede strategi for udvikling, ejerskab og udnyttelse af immaterielle aktiver, inklusive geografisk placering af koncernens primære forskningsog udviklingsfaciliteter samt angivelse af, hvorfra disse aktiviteter ledes. 2) En liste over de immaterielle aktiver eller grupper af immaterielle aktiver i koncernen, der har betydning for transaktioner mellem forbundne parter, og med angivelse af hvilke enheder i koncernen, der er juridiske ejere af disse immaterielle aktiver. 3) En liste over betydelige aftaler mellem de forbundne parter vedrørende immaterielle aktiver, herunder primære CCA-aftaler (Cost Contribution Arrangements), forskningsog udviklingsserviceaftaler samt licensog royaltyaftaler. 4) En generel beskrivelse af koncernens overordnede transfer pricingpolitikker i forhold til forskningsog udviklingsaktiviteter samt immaterielle aktiver. 5) En generel beskrivelse af alle betydelige overførsler af rettigheder til immaterielle aktiver mellem de forbundne parter i løbet af indkomståret med tilhørende angivelse af hvilke enheder og lande, der er involveret i overførslerne, samt betalingerne i forbindelse hermed.

Stk. 4. Fællesdokumentationen skal vedrørende koncernens finansielle aktiviteter indeholde følgende:

1) En generel beskrivelse af, hvordan koncernen er finansieret, inklusiv en beskrivelse af de mest centrale finansielle arrangementer med uafhængige långivere. 2) Identifikation af alle de forbundne parter, der har en central finansieringsfunktion i forhold til koncernen, herunder angivelse af de lande, under hvis lovgivning disse enheder er organiserede, samt stedet hvorfra enhederne ledes. 3) En generel beskrivelse af koncernens transfer pricing-politikker i forhold til de finansielle arrangementer mellem de forbundne parter.

Stk. 5. Fællesdokumentationen skal vedrørende koncernens regnskabsmæssige og skattemæssige position indeholde følgende:

1) Koncernens konsoliderede regnskab for året, hvis dette er udarbejdet til brug for regnskabsaflæggelse, intern styring, skatteopgørelse eller udarbejdet i anden sammenhæng. 2) En liste og kort beskrivelse af koncernens eksisterende unilaterale APA’er (Advanced Pricing Agreement), skatteaftaler og -afgørelser med fremadrettet virkning vedrørende fordelingen af indkomst mellem lande.

§ 5 … Stk. 2. I den landespecifikke dokumentation skal for hver kategori af kontrollerede transaktioner, som den skattepligtige er involveret i, gives følgende information:

1) En beskrivelse af de kontrollerede transaktioner (eksempelvis indkøb, produktion, salg, levering eller modtagelse af serviceydelser, lån, garantier, køb og salg af immaterielle aktiver, betaling af royalty m.v.) samt en beskrivelse af sammenhængen, hvori de kontrollerede transaktioner har fundet sted.”

OECD Transfer Pricing Guidelines OECD har fastsat retningslinjer vedrørende virksomhedernes og skattemyndighedernes anvendelse af transfer pricing reglerne med titlen ”Transfer Pricing Guidelines for Multinational Enterprises and Tax Administrations” (TPG). Af TPG fra 1995 fremgår bl.a.:

” 5. Business strategies …

ii) Recognition of the actual transactions undertaken

1.36 A tax administration's examination of a controlled transaction ordinarily should be based on the transaction actually undertaken by the associated enterprises as it has been structured by them, using the methods applied by the taxpayer insofar as these are consistent with the methods described in Chapters II and III. In other than exceptional cases, the tax administration should not disregard the actual transactions or substitute other transactions for them. Restructuring of legitimate business transactions would be a wholly arbitrary exercise the inequity of which could be compounded by double taxation created where the other tax administration does not share the same views as to how the transaction should be structured.

…

vi) Losses

1.52 When an associated enterprise consistently realizes losses while the MNE group as a whole is profitable, the facts could trigger some special scrutiny of transfer pricing issues. Of course, associated enterprises, like independent enterprises, can sustain genuine losses, whether due to heavy start-up costs, unfavourable economic conditions, inefficiencies, or other legitimate business reasons. However, an independent enterprise would not be prepared to tolerate losses that continue indefinitely.

An independent enterprise that experiences recurring losses will eventually cease to undertake business on such terms. In contrast, an associated enterprise that realizes losses may remain in business if the business is beneficial to the MNE group as a whole.

…

B. Main issues …

i) Determining whether intra-group services have been rendered

7.6 Under the arm’s length principle, the question whether an intragroup service has been rendered when an activity is performed for one or more group members by another group member should depend on whether the activity provides a respective group member with economic or commercial value to enhance its commercial position. This can be determined by considering whether an independent enterprise in comparable circumstances would have been willing to pay for the activity if performed for it by an independent enterprise or would have performed the activity in-house for itself. If the activity is not one for which the independent enterprise would have been willing to pay or perform for itself, the activity ordinarily should not be considered as an intragroup service under the arm’s length principle.

Af TPG fra 2010 fremgår bl.a.:

”Chapter I: The arm’s length principle …

B. Statement of the arm’s length principle

B.1 Article 9 of the OECD Model Tax Convention

1.6 The authoritative statement of the arm’s length principle is found in paragraph 1 of Article 9 of the OECD Model Tax Convention, which forms the basis of bilateral tax treaties involving OECD member countries and an increasing number of non-member countries… By seeking to adjust profits by reference to the conditions which would have obtained between independent enterprises in comparable transactions and comparable circumstances (i.e. in “comparable uncontrolled transactions”), the arm’s length principle follows the approach of treating the members of an MNE group as operating as separate entities rather than as inseparable parts of a single unified business. Because the separate entity approach treats the members of an MNE group as if they were independent entities, attention is focused on the nature of the transactions between those members and on whether the conditions thereof differ from the conditions that would be obtained in comparable uncontrolled transactions. Such an analysis of the controlled and uncontrolled transactions, which is referred to as a “comparability analysis”, is at the heart of the application of the arm’s length principle. …

D.Guidance for applying the arm’s length principle … D.2 Recognition of the actual transactions undertaken

1.64 A tax administration’s examination of a controlled transaction ordinarily should be based on the transaction actually undertaken by the associated enterprises as it has been structured by them, using the methods applied by the taxpayer insofar as these are consistent with the methods described in Chapter II. In other than exceptional cases, the tax administration should not disregard the actual transactions or substitute other transactions for them. Restructuring of legitimate business transactions would be a wholly arbitrary exercise the inequity of which could be compounded by double taxation created where the other tax administration does not share the same views as to how the transaction should be structured.

… D.3 Losses

1.70 When an associated enterprise consistently realizes losses while the MNE group as a whole is profitable, the facts could trigger some special scrutiny of transfer pricing issues. Of course, associated enterprises, like independent enterprises, can sustain genuine losses, whether due to heavy start-up costs, unfavourable economic conditions, inefficiencies, or other legitimate business reasons. However, an independent enterprise would not be prepared to tolerate losses that continue indefinitely.

An independent enterprise that experiences recurring losses will eventually cease to undertake business on such terms. In contrast, an associated enterprise that realizes losses may remain in business if the business is beneficial to the MNE group as a whole.

1.71 The fact that there is an enterprise making losses that is doing business with profitable members of its MNE group may suggest to the taxpayers or tax administrations that the transfer pricing should be examined. The loss enterprise may not be receiving adequate compensation from the MNE group of which it is a part in relation to the benefits derived from its activities. For example, an MNE group may need to produce a full range of products and/or services in order to remain competitive and realize an overall profit, but some of the individual product lines may regularly lose revenue. One member of the MNE group might realize consistent losses because it produces all the lossmaking products while other members produce the profit-making products. An independent enterprise would perform such a service only if it were compensated by an adequate service charge. Therefore, one way to approach this type of transfer pricing problem would be to deem the loss enterprise to receive the same type of service charge that an independent enterprise would receive under the arm’s length principle.

… Chapter VII: Special Considerations for Intra-Group Services …

B. Main issues … B.1 Determining whether intra-group services have been rendered

7.6 Under the arm’s length principle, the question whether an intragroup service has been rendered when an activity is performed for one or more group members by another group member should depend on whether the activity provides a respective group member with economic or commercial value to enhance its commercial position. This can be determined by considering whether an independent enterprise in comparable circumstances would have been willing to pay for the activity if performed for it by an independent enterprise or would have performed the activity inhouse for itself. If the activity is not one for which the independent enterprise would have been willing to pay or perform for itself, the activity ordinarily should not be considered as an intragroup service under the arm’s length principle.”

Anbringender TotalEnergies EP Danmark A/S og A.P. Møller - Mærsk A/S har til støtte for sine påstande procederet i det væsentlige i overensstemmelse med sit sammenfattende processkrift, hvoraf fremgår bl.a.:

”6.1 Overordnet

Til støtte for den principale påstand gøres det i første række gældende, at der ikke er grundlag for eller hjemmel til at foretage en skønsmæssig forhøjelse af MOGAS’ indkomst for 2006-2008 med fikserede indtægter fra Mærsk Olie Algeriet A/S og Maersk Oil Qatar A/S.

MOGAS’ TP-dokumentation opfylder i det hele lovens krav, hvorfor der ikke har været hjemmel til at foretage en skønsmæssig ansættelse.

Skatteministeriet har ikke godtgjort, at MOGAS har haft koncerninterne transaktioner med de to datterselskaber og deres filialer i 2006-2008 ud over det, der er redegjort for i TP-dokumentationen, og at armslængdeprincippet ikke er overholdt.

Skatteministeriet har derfor heller ikke godtgjort, at der er grundlag for en korrektion af MOGAS’ indkomst i henhold til ligningslovens § 2, jf. også SKM2019.136.HR og U2020.3156H.

MOGAS’ forretningsmodel, jf. nærmere nedenfor, er i det hele forretningsmæssig, og det forhold, at MOGAS realiserer skattemæssige underskud, er ikke en følge af, at det forretningsmæssige setup ikke er på armslængde. Underskuddet udgør ikke et bevis for, at armslængdeprincippet ikke er overholdt, jf. herved også U2020.3156H […].

Skatteministeriet har ikke godtgjort, at MOGAS’ arbejde med indledende forundersøgelser (fase 1 og 2) udgør et immaterielt aktiv i form af know how, der stilles til rådighed for datterselskaberne, og som MO- GAS kan kræve et vederlag for. Der foreligger herved ingen transaktion mellem koncernforbundne parter omfattet af ligningslovens § 2. Og der er heller ikke grundlag for, som Landsskatteretten har lagt til grund, at anse olielicenserne for reelt at være ejet af MOGAS og stillet til rådighed for datterselskaberne og deres filialer.

De eneste ydelser, som MOGAS har leveret til datterselskaberne og deres filialer i de omhandlede indkomstår er den tekniske og administrative bistand. Disse leveres, som det er dokumenteret, på samme vilkår, som gælder for MOGAS’ ydelser til APMM/DUC, som SKAT og Skatteministeriet har lagt til grund er på armslængde. Disse ydelser leveres dermed til priser og vilkår svarende til, hvad en uafhængig part ville kunne kræve for tilsvarende ydelser, jf. ligningslovens § 2.

Der er således intet grundlag for en konklusion om, at MOGAS – i kraft af dette arbejde og disse ydelser – stiller know how til rådighed for datterselskaberne i strid med armslængdeprincippet.

I anden række gøres det gældende, at selv hvis det måtte lægges til grund, at TP-dokumentationen er mangelfuld, og at betingelserne for at foretage en skønsmæssig ansættelse er opfyldt, da har MOGAS godtgjort, at armslængdeprincippet er overholdt, og at der ikke er grundlag for en skønsmæssig forhøjelse af indkomsten.

For det tilfælde, at landsretten måtte finde, at der ikke er handlet på armslængde, gøres det til støtte for den subsidiære påstand gældende, at en korrekt TP-regulering – i overensstemmelse med ligningslovens §

2 og OECD Transfer Pricing Guidelines (som gengivet ovenfor) – må foretages på grundlag af en prisfastsættelse af de faktiske, identificerede koncerninterne transaktioner mellem MOGAS på den ene side og MO- GAS’ datterselskaber/filialer og APMM på den anden side (i overensstemmelse med det resultat, som mindretallet i Landsskatteretten nåede frem til). SKATs skøn er – under alle omstændigheder – ikke i overensstemmelse med ligningslovens § 2 og TPG, og må under alle omstændigheder forkastes.

6.2 Ad den principale påstand

6.2.1 TP-dokumentationen er ikke mangelfuld, og der er ikke hjemmel til en skønsmæssige ansættelse

Det gøres gældende, at MOGAS’ TP-dokumentation for 2006-2008 er fyldestgørende og i overensstemmelse med dagældende lovgivning.

Der er i TP-dokumentationen […] behørigt redegjort for de kontrollerede transaktioner, som MOGAS har haft med sine koncernforbundne selskaber i de omhandlede indkomstår, og prisfastsættelsen af dem.

Der er således fyldestgørende redegjort for de serviceydelser i form af teknisk og administrativ bistand, som MOGAS leverer til APMM/DUC og til datterselskaberne, og det grundlag, som disse ydelser afregnes til. Det fremgår ganske klart, at MOGAS leverer disse ydelser (timewriting) på samme vilkår, som de tilsvarende ydelser leveres til APMM og DUC, og som – også af skattemyndighederne – er anset for at være i overensstemmelse med armslængdeprincippet.

Der er redegjort for, at ydelserne leveres i overensstemmelse med branchekutymen, der, som ovenfor beskrevet, gælder inden for oliebranchen til kostpris, dvs. uden en fortjeneste. Dette er anset for at være på armslængde, når MOGAS leverer ydelserne til APMM og DUC, og disse leverancer af tilsvarende ydelser til uafhængige parter er lagt til grund, som det sammenligningsgrundlag (CUP), som prisfastsættelsen af de tilsvarende ydelser til MOGAS’ datterselskaber er baseret på.

Der er intet grundlag for at nå til, at dokumentationen af disse faktiske koncerninterne transaktioner er mangelfuld, og at skattemyndighederne ikke på dette grundlag er i stand til at vurdere, om armslængdeprincippet er overholdt, jf. dagældende skattekontrollovs § 3 B, stk. 8 […].

For så vidt angår de indledende forundersøgelser og den indledende efterforskning (fase 1 og 2) er der ikke, som hævdet af SKAT og Skatteministeriet, tale om et immaterielt aktiv, der stilles til rådighed for koncernselskaber. Udgifterne er afholdt i MOGAS’ egen interesse og i øvrigt på et tidspunkt, hvor datterselskaberne ikke var kommet til eksistens. I relation til de datterselskaber, som nærværende sag angår (Algeriet og Qatar), var arbejdet i fase 1 og 2 udført forud for datterselskabernes etablering og erhvervelse af licenser i 1990 og 1992.

Dette arbejde udgør således ikke en ”økonomisk transaktion” med disse datterselskaber og skal allerede af den grund ikke omtales i TP- dokumentationen.

Der er under alle omstændigheder ikke tale om transaktioner mellem MOGAS og datterselskaberne/filialerne i 2006-2008, hvor det er ubestridt, at MOGAS ikke har udført forundersøgelser eller efterforskning vedrørende Algeriet og Qatar.

Det er i givet fald et andet, men selvstændigt spørgsmål, om der kunne foreligge en kontrolleret transaktion på det tidspunkt, hvor en afsluttet forundersøgelse vedrørende et konkret oliefelt stilles til rådighed for det datterselskab, som erhverver licensen vedrørende dette felt; dvs. for enhederne i Algeriet og Qatar i henholdsvis 1990 og 1992. Dette er blot ikke et tema i sagen, som angår indkomstårene 2006-2008.

Derfor kan det aldrig være en mangel ved TP-dokumentationen, at de indledende forundersøgelser og efterforskning i Algeriet og Qatar ikke er omtalt i TP-dokumentationen for 2006-2008. I øvrigt er de indledende forundersøgelser omtalt i de supplerende oplysninger til TP- dokumentationen […].

For så vidt angår performancegarantierne er disse heller ikke omtalt, idet der heller ikke for så vidt angår disse er tale om ”økonomiske transaktioner” mellem MOGAS og datterselskaberne (Algeriet og Qatar). Der er, som der også er redegjort for ovenfor, ikke tale om betalingsgarantier til fordel for datterselskaberne, men derimod en moderselskabserklæring over for den pågældende oliestat om at sikre, at det licenshavende datterselskab vil kunne opfylde forpligtelserne i henhold til den indgåede aftale. Det er ikke en garanti til fordel for datterselskabet, men i MOGAS’ interesse.

En erklæring om at ville stille den fornødne tekniske og økonomiske support til rådighed på et givet fremtidigt tidspunkt, udgør ikke en transaktion i forhold til datterselskabet lige så lidt som en erklæring fra et moderselskab om at ville foretage en yderligere kapitalisering af sit datterselskab udgør dette. Under alle omstændigheder vil det først kunne komme på tale at overveje en transaktion på det tidspunkt, hvor MOGAS måtte levere i henhold til garantien.

Hertil kommer, at hverken den dagældende transfer pricing bekendtgørelse […] eller vejledningen hertil […] indeholder noget om, at performancegarantier eller moderselskabserklæringer skal omtales i TP- dokumentationen.

Endelig bemærkes, at det følger af Højesterets praksis, at det forhold, at skattemyndighederne mener, at der er kontrollerede transaktioner, der skulle have været prisfastsat, eller er uenig i TP-dokumentationen, ikke gør TP-dokumentationen mangelfuld, når det klart fremgår af TP- dokumentationen, at de transaktioner, som skattemyndigheder hævder/statuerer, ikke indgår i den koncerninterne afregning, jf. SKM2019.136.HR […] og U.2020.3156H […].

Med andre ord kan skattemyndighederne ikke hævde en koncernintern transaktion og på grundlag heraf konkludere, at den manglende omtale af denne ”hævdede” transaktion dermed bevirker, at TP-dokumentationen bliver mangelfuld.

På denne baggrund gøres det gældende, at det kan lægges til grund, at TP-dokumentationen er behørig og i overensstemmelse med lovgivningen.

Skattemyndighederne har derfor ikke haft hjemmel til at ansætte MO- GAS’ indkomst skønsmæssigt for så vidt angår de kontrollerede transaktioner.

Det påhviler derfor Skatteministeriet at godtgøre, at MOGAS har haft koncerninterne transaktioner, der ikke er prisfastsat i overensstemmelse med armslængdeprincippet, og at skattemyndighedernes skøn er i overensstemmelse med armslængdeprincippet, jf. ligningslovens § 2.

Skatteministeriet har under forberedelsen anført, at grundlaget for landsrettens prøvelse er Landsskatterettens skøn. Kun hvis dette skøn kan tilsidesættes, ”falder man tilbage på” SKATs skøn.

Hertil bemærkes, at Landsskatterettens flertal ikke har udøvet noget ”skøn”. Landsskatterettens flertal har blot (med en lidt ændret begrundelse) stadfæstet SKATs skøn med den lille tilføjelse, at dette skøn ”svarer … til en royaltysats på 1,7 % af filialernes omsætning” […].

Men dette har ingen betydning. Skatteministeriet skal godtgøre, at der er grundlag for en korrektion af MOGAS’ indkomst, og at MOGAS har stillet know how til rådighed uden armslængdevederlag, som kan begrunde den foretagne forhøjelse.

Den bevisbyrde har Skatteministeriet ikke løftet, jf. nærmere nedenfor.

6.2.2 Forretningsmodellen (investeringsvirksomhed) er fuldt ud forretningsmæssig og på armslængde

Afgørelsen hviler på den (fejlagtige) grundopfattelse, at MOGAS’ forretningsmodel ikke er på armslængde, fordi ingen uafhængig part vil acceptere en forretningsmodel, der år efter år genererer skattemæssige underskud på grund af de afholdte udgifter til forundersøgelser og indledende efterforskning efter olieog gasforekomster. Det skattemæssige underskud bevirker i sig selv, at der er grundlag for en TP-korrektion.

Skatteministeriet har under forberedelsen i den forbindelse henvist til, at Landsskatteretten også har konkluderet, at forretningsmodellen medfører, at MOGAS aldrig vil opnå et overskud af sin virksomhed, og at ”det må lægges til grund, at selskabet ikke ville indgå i en sådan forretningsmodel med uafhængige parter” […]. Landsskatteretten afviste i den forbindelse, at MOGAS’ indtægter ved udbytte kan anses for at være en forretningsmæssig indtægt.

Landsskatterettens mindretal (to retsmedlemmer) lagde imidlertid til grund, at ”Koncernens set-up er – og har længe før indførelsen af de nugældende regler, herunder om beskatning af udbytteindkomst, været

– forretningsmæssigt begrundet.” […].

Skatteministeriets argumentation er i realiteten udtryk for, at Skatteministeriet ikke vil anerkende, at MOGAS driver investeringsvirksomhed, og gør gældende, at der ved bedømmelsen af det forretningsmæssige indehold af virksomheden skal bortses fra de betydelige afkast af investeringerne […], som MOGAS modtager i form af udbytter, og som viser, at MOGAS driver en ganske profitabel investeringsvirksomhed.

Det følger intetsteds af hverken TP-reglerne eller TPG, at en investeringsvirksomhed skal have dækket sine investeringsudgifter i form af skattepligtige indtægter. Det ville tværtimod være i strid med TP- reglerne og grundlæggende skatteprincipper, hvis en investeringsvirksomhed ”tørrede” sine udgifter til forundersøgelser, due diligence o.lign. af på de selskaber (targetselskaberne), som investeringsselskabet investerer i eller allerede har investeret i.

Det forhold, at forretningsmodellen fører til, at der genereres et (skattemæssigt) underskud, ikke i sig selv et bevis for, at der ikke handles på armslængde, jf. herved udtrykkeligt også Højesterets flertal i U.2020.3156H […].

MOGAS’ forretningsmodel med investering i geografiske områder/olielicenser er fuldt ud forretningsmæssig, og forretningsmodellen har – uforandret – været den samme siden begyndelsen, og som Landsskatterettens mindretal korrekt anfører: ”… længe før indførelsen af de nugældende regler.” […].

Underskuddet kan i øvrigt forklares. Foruden den betydelige aktivitet som operatør for DUC (til kostpris) og levering af teknisk/administrativ bistand til datterselskaberne/filialerne er MOGAS’ virksomhed, som redegjort for, en investeringsvirksomhed, der investerer i selskaber, der driver virksomhed med efterforskning og indvinding af kulbrinter.

Udgiftssiden består af omkostninger til undersøgelser af, hvilke virksomheder (geografiske områder) der skal investeres i. Disse udgifter afholdes i MOGAS’ egen interesse – og der er ingen koncernselskaber at sende sådanne udgifter videre til. Indtægtssiden består af udbytter.

Dette er i sig selv fuldt forretningsmæssigt, og […] MOGAS [har] gennem årene modtaget betydelige udbytter, der langt overstiger det driftsog skattemæssige underskud.

MOGAS driver investeringsvirksomhed. I en investeringsvirksomhed består udgiftssiden nu engang af udgifter til undersøgelser af fremtidige investeringsmuligheder, og indtægtssiden består af udbytter. Det er så at sige selve "driften" i en investeringsvirksomhed.

Der må altså ses på den specifikke type af virksomhed for at vurdere, hvorvidt udbytteindtægter skal medregnes i driften i TP-mæssig sammenhæng.

Dette kan illustreres med et eksempel: Et ventureselskab afholder udgifter til finansielle analyser, undersøgelse af konkurrenceforhold og due diligence mv. for at finde ud af, hvilke selskaber ventureselskabet skal investere i. Alle disse udgifter afholdes i ventureselskabets egen interesse – der er ikke nogen at videresende regningen til. Navnlig vil det ikke være berettiget at sende regningen til det selskab, der investeres i. Afholdelsen af disse udgifter medfører derfor umiddelbart et negativt driftsresultat for ventureselskabet. Udgifterne afholdes imidlertid i forventning om, at der senere kommer udbytter (eller avance ved salg af aktierne), der overstiger de afholdte udgifter.

Det er åbenbart, at en sådan investeringsvirksomhed har et fuldt forretningsmæssigt setup, selv om det jo er udbytterne, der økonomisk retfærdiggør afholdelsen af udgifterne.

Det skyldes først og fremmest, at det rent faktisk er sådan, at et ventureselskab drives.

De undersøgelsesudgifter, som investeringsselskabet afholder, er som udgangspunkt ikke fradragsberettigede som driftsomkostninger efter statsskattelovens § 6, litra a. Der kan herved henvises til Højesterets dom i U2012.647H […] om et investeringsselskab, der konkret opnåede fradrag for udgifter til administration af porteføljeselskaberne. Spørgsmålet i sagen var, om der var fradragsret for udgifter til administration af porteføljeselskaberne, når størstedelen af indtægterne var skattefrie. Højesteret lagde vægt på, at selskabets indtægter bestod i skattepligtige og skattefri indtægter, og at udgifterne kunne være driftsomkostninger, ”selvom nogle af afståelsesavancerne er skattefrie...” […].

Udgangspunktet vil altså være, at investeringsselskabet ikke får et skattemæssigt underskud, fordi der ikke er fradragsret for udgifterne vedrørende investeringerne. Der er således symmetri mellem den skattemæssige behandling af udgifterne og indtægterne. Undersøgelsesudgifterne er ikke fradragsberettigede, og udbytterne er tilsvarende skattefri.

Men oliebranchen, hvor der afholdes udgifter til efterforskning efter råstoffer, adskiller sig herfra – og det er forklaringen på, hvorfor MOGAS realiserer et skattemæssigt underskud i en i øvrigt profitabel forretning.

MOGAS har nemlig – i modsætning til et ventureselskab i eksemplet ovenfor – fradragsret for samtlige udgifter til forundersøgelser. Dette følger af den særlige regel i ligningslovens § 8 B, stk. 2, […] der netop giver en udvidet fradragsret for denne type udgifter: "Ved opgørelse af den skattepligtige indkomst kan fradrages udgifter, som afholdes til efterforskning efter råstoffer i tilknytning til den skattepligtiges erhverv". Der gælder ifølge bestemmelsen den særregel, at hvis udgifterne i det indkomstår, hvori de er afholdt, overstiger 30 % af den skattepligtiges overskud, skal udgifterne afskrives over en årrække, medmindre SKAT giver tilladelse til, at udgifterne fradrages på én gang i afholdelsesåret. MOGAS har fået den nævnte tilladelse, se herom nedenfor.

I kraft af denne bestemmelse i ligningsloven kan der således i denne sag

– i modsætning til eksemplet før – fremkomme et skattemæssigt underskud.

Det skattemæssige underskud skyldes ikke, at der er noget galt med hverken det forretningsmæssige setup eller TP-setup’et i MOGAS, men alene den kendsgerning, at selskabet behandler de afholdte omkostninger i overensstemmelse med den særlige regel i ligningslovens § 8 B, stk. 2.

MOGAS' skattemæssige behandling af udgifter til indledende forundersøgelser er, som tidligere nævnt, tiltrådt af Ligningsrådet, der løbende har givet tilladelse […] til, at MOGAS kunne fradrage disse udgifter fuldt ud i afholdelsesåret, jf. ligningslovens § 8 B, stk. 2. Ligningsrådet begrundede i det fremlagte eksempel på en sådan tilladelse blandt andet tilladelsen med […]:

"… at efterforskningsaktiviteten i udlandet må anses for at være en fortsættelse af selskabets hidtidige virksomhed…”

Konklusionen er altså, at MOGAS' forretningsmodel vedrørende investering i selskaber, der driver virksomhed med efterforskning og indvinding af kulbrinter, er fuldt ud forretningsmæssig, godkendt af skattemyndighederne (Ligningsrådet) og dermed på armslængde. De af selskabet afholdte udgifter til indledende forundersøgelser er afholdt i selskabets egen interesse med henblik på at finde de bedste investeringsmuligheder, og den indtægt, der retfærdiggør afholdelsen af disse udgifter, fremkommer som udbytte.

MOGAS’ forretningsmodel, der, uanset ændrede skatteregler, har været uændret sine opstarten, har selvsagt ikke været drevet af skattemæssige overvejelser.

Den danske selskabsbeskatning var indtil 1. januar 2005 baseret på globalindkomstprincippet, hvilket betød, at et dansk selskab var skattepligtig i Danmark af sine indtægter, uanset hvorfra i verden de hidrørte. Globalindkomstprincippet indebar, at indtægterne fra MOGAS’ datterselskabers filialer var undergivet dansk beskatning.

Med virkning fra 1. januar 2005 blev globalindkomstprincippet afskaffet til fordel for territorialprincippet […], hvorefter Danmark alene beskatter det, der foregår på dansk grund. Dermed udgik filialerne i Algeriet og Qatar af dansk beskatning.

Når SKAT har fremhævet, at MOGAS har et skattemæssigt underskud, mens datterselskabernes udenlandske filialer har overskud, der alene beskattes i udlandet, skyldes det altså ene og alene den ændrede danske skattelovgivning, og ikke at MOGAS har indrettet sig eller sine dispositioner i forhold hertil.

Sammenfattende er der således ikke grundlag for at konkludere, at MOGAS’ forretningsmodel ikke er forretningsmæssigt (vel)begrundet og ikke er på armslængde. Det skattemæssige underskud har en forklaring i de danske skatteregler, og Skatteministeriet har ikke blot med henvisningen til dette underskud godtgjort, at det danske selskab mangler en indtjening på koncerninterne transaktioner.

6.2.3 Transaktioner mellem MOGAS og datterselskaberne (Algeriet og Qatar)

Ligningslovens § 2 giver hjemmel til korrektion af prisfastsættelsen af konkrete koncerninterne transaktioner og ikke en generel hjemmel til at korrigere den skattepligtige indkomst […].

SKATs korrektion er i overvejende grad baseret på hævdede, men ikkeeksisterende koncerninterne transaktioner. De eneste faktiske transaktioner, der har været mellem MOGAS og de to datterselskaber i 2006- 2008, er den løbende tekniske og administrative bistand (timewriting).

Det er et udokumenteret postulat baseret på en ikke-eksisterende transaktion, at MOGAS i kraft af den indledende efterforskning forud for datterselskabernes etablering og erhvervelse af licenserne stiller værdifuld know how til rådighed for datterselskaberne.

Af samme grund har det været nødvendigt for Landsskatterettens flertal at ”statuere” denne transaktion. Netop i erkendelse af at der faktisk ikke eksisterer en ”økonomisk transaktion” på dette grundlag mellem disse parter i 2006-2008, jf. uddybende nedenfor.

Ikke-eksisterende transaktioner kan imidlertid ikke begrunde en korrektion efter ligningslovens § 2, jf. herved også SKM2020.397.VLR (Ecco-dommen […]). Det kan højst de faktiske transaktioner mellem parterne, dvs. den løbende tekniske/administrative bistand, som MOGAS faktisk har leveret til datterselskaberne/filialerne. Disse transaktioner er der imidlertid ikke grundlag for at korrigere, da de leveres på samme vilkår som de tilsvarende ydelser leveret til APMM/DUC, jf. også uddybende nedenfor.

6.2.3.1 Indledende forundersøgelser (fase 1 og 2) udgør ikke know how, og der stilles ikke herved know how til rådighed for datterselskaberne

MOGAS’ arbejde med indledende forundersøgelser (fase 1 og 2) udgør ikke et immaterielt aktiv i form af know how, og der stilles ikke ved dette, eller erhvervelsen af en olielicens, noget aktiv til rådighed for datterselskaberne/deres filialer.

Det bestrides ikke, at MOGAS’ indledende forundersøgelser og efterforskning er baseret på en særlig kompetence og dermed har en værdi for MOGAS. Det bestrides derimod, at det er udgifter, der efter armslængdeprincippet kan allokeres til andre enheder i koncernen.

Den ekspertise, som MOGAS’ specialister besidder, er ikke udtryk for en beskyttet viden eller lignende, men udtryk for deres specialistkompetence og erfaring. Dette udgør ikke know how eller et immaterielt aktiv, og et sådant aktiv er heller ikke optaget på MOGAS’ balance.

Det arbejde, der udføres under fase 1 og 2, kan sammenlignes med den due diligence, der udføres forud for og som grundlag for en forhandling om og gennemførelse af en akkvisition.

Som redegjort for ovenfor i afsnit 2.3.2.2, er fase 1 og 2 indledende forundersøgelser af et potentielt oliefelt, hvor MOGAS undersøger, hvad der er af igangværende olieprojekter i det pågældende område, gennemgår og analyserer tilgængelige seismiske/geologiske data – og der er enighed om, at datagrundlaget, som undersøgelserne foretages på grundlag af, er ”hyldevarer”. De indledende undersøgelser skal alene tjene som grundlag for en beslutning om, hvorvidt der er grundlag for at gå videre med projektet og indlede forhandlinger med oliestaten om opnåelse af licens.

Undersøgelserne foretages af MOGAS’ specialister, og det bestrides ikke, at disse besidder en betydelig specialistkompetence. Men analysearbejdet sker på grundlag af erfaring/specialistviden, men ikke på grundlag af særlig beskyttet viden. Det er ikke anderledes end, når et advokateller konsulentfirma har opbygget særlig erfaring og kompetence med at foretage due diligence/forundersøgelser/forestå forhandlinger om virksomhedskøb. Dette sker heller ikke på grundlag af en beskyttet viden eller lignende, og den kompetence, disse firmaer – og deres medarbejdere – besidder, udgør ikke en know how, der stilles til rådighed for det selskab eller den koncern, der måtte være genstand for den senere erhvervelse. Og udgifterne hertil kan heller ikke kræves betalt af andre end det selskab, for hvem og i hvis interesse arbejdet udføres.

Det er og bliver investors udgifter – i hvis interesse udgifterne også er afholdt.

Tilsvarende gælder for MOGAS’ udgifter til arbejdet i fase 1 og 2. Dette arbejde leder muligvis frem til en olielicens, men hverken det indledende arbejde eller olielicensen i sig selv repræsenterer en know how eller andet immaterielt aktiv i forhold til det datterselskab, der etableres i forbindelse med udstedelsen af olielicensen.

Det er i øvrigt en grundlæggende misforståelse, når SKAT/Skatteministeriet forudsætter, at licensen er selve grundlaget for den indtjening, der efterfølgende realiseres på olieproduktionen. Olielicensen udgør i sig selv ingen værdi på udstedelsestidspunktet, men giver blot en ret – og en forpligtelse – til at påbegynde den egentlige efterforskning og forsøg på udvinding i fase 3 og frem.

Hertil kommer, at der – ubestridt – ikke er nogen forbindelse mellem de indledende forundersøgelser udført af MOGAS i 2006-2008, som både SKAT og Skatteministeriet har fremhævet som led i argumentationen, og olieproduktionen i Algeriet og Qatar.

Det er en kendsgerning, at ingen af de lokale enheder i Algeriet og Qatar har haft nogen som helst nytte af de udgifter (900 mio. kr.), som MOGAS har afholdt til indledende forundersøgelser i andre dele af verden i indkomstårene 2006-2008. Den omstændighed, at MOGAS i 2006-2008 har vurderet nye muligheder i f.eks. Brasilien og Angola, har således ikke skabt nogen som helst værdi for enhederne i Algeriet og Qatar i samme periode. Disse enheder har tværtimod afholdt deres egne udgifter til efterforskning og produktion i disse år.

Det er tilmed et faktum, at de indledende forundersøgelser i Algeriet og Qatar blev udført inden datterselskaberne kom til eksistens i 1990 og

1992. Allerede af den grund giver det ikke mening at hævde, at dette arbejde (fase 1 og 2) udgør en økonomisk transaktion mellem kontrollerede parter, jf. ligningslovens § 2.

Landsskatteretten har af samme grund måtte konstruere (statuere) en kontrolleret transaktion i de omhandlede indkomstår […]:

”Det er således MOGAS, der ejer den know how, der er anvendt til at konstatere, om der overhovedet fandtes olie og gas til udvinding.

Det er også MOGAS, der har forhandlet og indgået licensaftaler i det givne land, hvorfor rettighederne til selve udvindingen må anses for at være ejet af MOGAS, og stillet til rådighed for filialerne.”

[…]

Denne konstruktion/fiktion har imidlertid ikke støtte i de faktiske og retlige forhold. MOGAS er og har på intet tidspunkt været licensrettighedshaver og stiller derfor ikke immaterielle aktiver i form af disse rettigheder til rådighed for datterselskaberne eller deres filialer, ligesom der heller ikke er sket nogen ”overdragelse” af licenserne, sådan som Skatteministeriet lagde til grund i Processkrift A […]. Skatteministeriet har efterfølgende skiftet standpunkt og har nu lagt sig op ad Landsskatterettens begrundelse.

Faktum er, at efterforskningsarbejdet i fase 1 og 2 udføres forud for, at datterselskaberne etableres og erhverver olielicenserne.

Det er datterselskaberne, der har indgået aftalerne med oliestaterne, erhvervet licenserne og er forpligtet i henhold til disse, og det er datterselskaberne, som fra licenstidspunktet for egen regning og risiko har udført arbejdet, dvs. fra og med fase 3, jf. herved også SKATs afgørelse […].

Selv hvis det blev lagt til grund, at MOGAS’ arbejde i fase 1 og 2, herunder i forbindelse med forhandlingerne med oliestaterne om licenserne, også leveres til fordel for datterselskaberne, er det et faktum, at arbejdet er leveret og afsluttet senest på det tidspunkt, hvor datterselskabet opnår licensen.

Som anført ovenfor, er det et andet og selvstændigt spørgsmål, som blot ikke er et tema i denne sag, der angår indkomstårene 2006-2008, om der kunne foreligge en kontrolleret transaktion på det tidspunkt, hvor en afsluttet forundersøgelse vedrørende et konkret borefelt stilles til rådighed for datterselskabet, og datterselskabet, der opnår licensen; dvs. for enhederne i Algeriet og Qatar i henholdsvis 1990 og 1992.

Alligevel er det Skatteministeriets synspunkt, at TP-reglerne giver hjemmel til at fiksere en løbende indtægt for MOGAS for en ydelse/et arbejde, som selv hvis den blev anset for også at være ydet til fordel for datterselskaberne, lå forud for datterselskabets opnåelse af licensen, og ikke udgør kontrollerede transaktioner i de indkomstår, som sagen omhandler.

Dette er åbenbart ikke i overensstemmelse med ligningslovens § 2, og det er heller ikke muligt at tilvejebringe den nødvendige hjemmel ved at konstruere en begrundelse løsrevet fra faktum om, at MOGAS i så fald må anses for at være den reelle ejer af licenserne, der løbende stilles til rådighed for datterselskaberne.

Der er ingen – saglig – begrundelse for den konstruerede forhøjelse af MOGAS’ indkomst med overskud fra Algeriet og Qatar og de faktisk afholdte forundersøgelsesog efterforskningsudgifter i 2006-2008. SKATs model, jf. nærmere nedenfor, fører til det helt uantagelige resultat, at datterselskaberne (Algeriet og Qatar) i medfør af SKATs og Skatteministeriets fortolkning af TP-reglerne pålægges at betale for udgifter, som ikke har den fjerneste forbindelse til disse selskaber.

Performancegarantierne […], som MOGAS har afgivet over for oliestaterne, indebærer heller ikke en ”økonomisk transaktion” til fordel for datterselskaberne og kan lige så lidt som det indledende efterforskningsarbejde begrunde en konklusion eller antagelse om, at der dermed stilles know how til rådighed for datterselskaberne.

Der er ikke tale om en ”betalingsgaranti” til fordel for datterselskabet. Der er tale om et kapitaliseringstilsagn, hvor moderselskabet garanterer, at det licenshavende datterselskab vil have de fornødne ressourcer til at leve op til sine forpligtelser.

Et sådant tilsagn eller garanti udgør ikke en transaktion mellem MO- GAS og datterselskabet, jf. ligningslovens § 2. Et moderselskabs tilsagn om at ville kapitalisere sit datterselskab udgør ikke en transaktion, der kan eller skal prisfastsættes i forhold til datterselskabet.

Det er helt sædvanligt inden for oliebranchen, at der kræves sådanne garantier, og som anført ovenfor stiller den danske stat også krav herom.

Det koster ikke MOGAS noget at afgive garantien, og det enkelte datterselskab opnår heller ikke nogen besparelse ved, at MOGAS stiller en performancegaranti. I modsætning til en finansiel garanti – som Skatteministeriet synes at sammenligne den med – kan garantien ikke købes i en bank eller et forsikringsselskab.

Dette udgør ikke en økonomisk transaktion i henhold til ligningslovens § 2, og performancegarantien er heller ikke, som hævdet af Skatteministeriet, et bevis for, at licenserne reelt tilhører MOGAS.

Performancegarantien er reelt et rammevilkår for at drive en international olieforretning, der er afgivet i MOGAS’ egen interesse med henblik på at muliggøre investering og sikre det fremtidige afkast.

Men selv hvis man måtte nå til, at der er tale om en ydelse, kan dette jo først blive relevant på det tidspunkt, hvor moderselskabet måtte levere i forhold til tilsagnet. Den blotte erklæring om at ville kapitalisere udgør altså ingen – heller ikke i TP-sammenhæng – transaktion mellem kontrollerede parter.

Skatteministeriet har derfor ikke godtgjort, at det ikke er i overensstemmelse med armslængdeprincippet, at MOGAS i 2006-2008 ikke har modtaget vederlag for disse performancegarantier.

6.2.3.2 De faktiske ydelser i form af teknisk/administrativ bistand (timewriting)

Som anført er de eneste ydelser, som MOGAS i 2006-2008 har leveret til datterselskaberne Algeriet og Qatar og deres filialer den tekniske og administrative bistand (timewriting). Ydelserne er, som beskrevet ovenfor, omtalt i TP-dokumentationen for 2006-2008.

Som redegjort for i TP-dokumentationen […] og som beskrevet ovenfor, leverer MOGAS tekniske og administrative serviceydelser til AP- MM/DUC og til sine datterselskaber.

MOGAS’ ydelser til APMM/DUC vederlægges i overensstemmelse med branchekutymen (beskrevet ovenfor i afsnit 2.2.2) til kostpris. MOGAS leverer de tilsvarende ydelser til datterselskaberne på samme vilkår, dvs. i overensstemmelse med branchekutymen og de vilkår, som gælder for ydelserne til DUC.

Mens SKAT er enig i, at ydelserne til DUC leveres til uafhængige parter og dermed på armslængdevilkår, gælder dette imidlertid ikke for de tilsvarende ydelser leveret til datterselskaberne.

I SKATs afgørelse […] begrundes dette således:

”SKAT er enig i, at transaktionerne med DUC sker på markedsmæssige vilkår, da DUC i denne henseende må anses for en uafhængig part, idet de øvrige parters samlede ejerandel i DUC udgør 61%, ligesom disse parter gennemfører årlig revision af de omkostninger, som faktureres fra MOGAS til DUC.

SKAT er derimod ikke enig i, at der foreligger en CUP vedrørende DUC-samarbejdet. SKAT anser således ikke transaktionerne for sammenlignelige, idet der ikke er tale om samme vilkår. Vedrørende DUC sikres MOGAS en markedsmæssig fortjeneste via det aftalte operatørvederlag, hvilket ikke er tilfældet vedrørende arbejdet for MOGAS-datterselskabernes udenlandske filialer.

Ingen uafhængig part ville således acceptere at udføre timewritingopgaverne over for datterselskabernes filialer uden at modtage en markedsmæssig fortjeneste for dette.

At datterselskaberne i deres joint venture-aftaler med uafhængige parter eventuelt har aftalt, at omkostningerne kun kan indgå i joint venture-regnskaberne til kostpris, ændrer ikke på, at der skal afregnes med fortjeneste mellem MOGAS og datterselskabernes filialer. Filialerne må her bære en ekstraomkostning som følge af, at de ikke selv kan levere den specialistopgave, de som operatører har forpligtet sig til.”

SKATs begrundelse og forudsætning for den er forkert. MOGAS modtager ingen fortjeneste på sine leverancer til DUC, heller ikke gennem ”operatørvederlaget”, jf. ovenfor (afsnit 2.2.3). Som det er dokumenteret, afregnes MOGAS’ ydelser til DUC og APMM i enhver henseende på grundlag af branchekutymen, dvs. til kostpriser uden fortjeneste. Operatørvederlaget er, som dokumenteret, en godtgørelse af MOGAS’ indirekte omkostninger, som også er uden fortjenstelement.

SKATs synspunkt om, at den koncerninterne transaktion skal afregnes med en fortjeneste, uanset at den eksterne – tilsvarende – transaktion afregnes uden fortjeneste, er ikke i overensstemmelse med armslængdeprincippet i ligningslovens § 2.

Skatteministeriet har herudover under forberedelse af sagen afvist, at ydelserne til DUC/APMM er sammenlignelige med følgende begrundelse […]:

”Det er eventuelt kutyme i oliebranchen, at deltagerne i et joint venture, herunder operatøren leverer ydelser til kostpris, da der ikke skal tjenes penge på ydelserne, men på selve olieproduktionen.

Dette er bare ikke relevant for MOGAS’ situation. MOGAS er jo netop ikke deltager i et joint venture, og MOGAS har – modsat deltagerne – ikke udsigt til at få andel i de potentielle indtægter fra olieproduktionen.

Det fremgår da heller ikke af bilag 32, at det er branchekutyme, at et selskab, som ikke er deltager i et joint venture, og som ikke får andel i de potentielle olieindtægter, skal arbejde gratis for selskaberne i joint venturet.

[…]

Det siger sig selv, at et uafhængigt selskab ikke vil arbejde gratis for, at andre selskaber skal tjene penge.”

Skatteministeriets argumentation er bemærkelsesværdig. Skatteministeriets begrundelse for, at en operatør vil acceptere at afregne sine ydelser uden fortjeneste efter kutymen, er, at man som deltager opnår en indtjening gennem olieindtægterne.

Ifølge Skatteministeriet er den afgørende forskel mellem MOGAS’ ydelser til DUC og datterselskaberne altså, at i relation til DUC tjener man penge på sine ydelser gennem olieindtægterne. Det gør MOGAS ikke i forhold til datterselskaberne (udbytter).

Men MOGAS er hverken i forhold til DUC eller Algeriet eller Qatar økonomisk deltager i joint venturet, og MOGAS opnår hverken i DUC eller i forhold til datterselskaberne andel i olieindtægterne.

Der er ganske enkelt ingen, herunder skatteretlige, relevante forskelle på den bistand, der leveres af MOGAS som operatør til DUC, og som leverandør af teknisk/administrativ bistand til datterselskaberne/filialerne i Algeriet og Qatar.

Den eneste forskel er, at MOGAS i forhold til DUC end ikke opnår afkast i form af udbytter, som MOGAS gør fra datterselskaberne. I forhold til DUC får MOGAS hverken andel i olieindtægterne i form af en andel af driftsindtægterne eller afkast i form af udbytter, men får alene dækket sine omkostninger. Alligevel anses dette af SKAT og Skatteministeriet for at være på armslængde.

Når Skatteministeriet er enig i, at branchekutymen gælder i forhold til DUC, og at MOGAS’ ydelser til DUC/APMM er på armslængde, må dette også gælde i forhold til MOGAS’ tilsvarende ydelser til datterselskabernes filialer. Andet er ganske enkelt ikke muligt i henhold til ligningslovens § 2.

På dette grundlag må Skatteministeriets bevisbyrde for, at der er grundlag for en korrektion af den aftalte prisfastsættelse, anses for skærpet. Den bevisbyrde har Skatteministeriet ikke løftet.

Sammenfattende gøres det gældende, at Skatteministeriet ikke har godtgjort, at MOGAS har stillet know how til rådighed for datterselskaberne i 2006-2008 udover det, der leveres i form af den løbende tekniske/administrative bistand. Skatteministeriet har ikke godtgjort, at denne bistand afregnes i strid med armslængdeprincippet.

Hvis landsretten måtte nå til, at MOGAS’ TP-dokumentation har været mangelfuld, og at betingelserne for en skønsmæssig ansættelse som udgangspunkt har været opfyldt, gøres det på den ovenanførte baggrund gældende, at MOGAS i givet fald har godtgjort, at der ikke har været grundlag for en korrektion af MOGAS’ indkomst.

6.3 Ad den subsidiære påstand

For det tilfælde, at landsretten finder, at der ikke er handlet på armslængde mellem MOGAS og datterselskaberne (Algeriet og Qatar) i 2006-2008, og at der er godtgjort et grundlag for en korrektion, gøres det gældende, at SKATs skøn under alle omstændigheder ikke kan opretholdes.

I givet fald må en TP-korrektion i overensstemmelse med ligningslovens § 2 og TPG baseres på en prisfastsættelse af de faktiske identificerede koncerninterne transaktioner, jf. også ovenfor, mellem MOGAS og datterselskaberne (Algeriet og Qatar). Men en sådan korrektion må nødvendigvis også inkludere de koncerninterne transaktioner mellem MOGAS og APMM, der ikke vil kunne opretholdes som værende på armslængde, hvis de tilsvarende transaktioner mellem MOGAS og datterselskaberne (Algeriet og Qatar) anses for at være i strid med armslængdeprincippet, jf. nærmere nedenfor.

6.3.1 SKATs skønsmetode og skøn kan ikke opretholdes

SKATs metode hviler på et forkert grundlag og er ikke baseret på de transaktioner, der leveres til de koncernselskaber, der skattemæssigt afkræves et vederlag. Det vil konkret sige datterselskaberne med filialer i Algeriet og Qatar.

SKATs metode går ud på at forhøje MOGAS' indkomst, så selskabets overskudsgrad kommer til at svare til overskudsgraden hos de koncernselskaber, som realiserer overskud ved den hævdede udnyttelse af selskabets immaterielle aktiver (know how). Ved overskudsgraden forstås overskuddet (før finansielle poster, men efter skat) i procent af omsætningen.

MOGAS skal altså – forholdsmæssigt – tjene det samme som dets bedst indtjenende datterselskaber/udenlandske filialer.

Efter at have gennemgået og udelukket en række underskudsgivende koncernselskaber og filialer kommer SKAT frem til, at alene filialerne i Qatar og Algeriet skal betale for anvendelsen af MOGAS' hævdede knowhow.

SKAT beregner herefter overskudsgraden i hver af de to filialer. De af SKAT beregnede overskudsgrader anvender SKAT herefter beregningsteknisk til at finde ud af, hvad MOGAS' omsætning med hver af de to filialer skulle have været, hvis disse overskudsgrader skulle realiseres også for MOGAS.

Denne fiktive omsætning sammenholdes herefter med den del af den bogførte omsætning i MOGAS, som er henført til de to filialer, og forskellen i det enkelte indkomstår udgør derefter indkomstforhøjelsen for dette år. Denne metode fører så til en indkomstforhøjelse for perioden

2006-2016 på ca. 7,6 mia. kr. vedrørende Qatar og på ca. 2,5 mia. kr. vedrørende Algeriet, i alt ca. 10,1 mia. kr.

Men SKATs beregninger tager ikke udgangspunkt i de faktisk leverede serviceydelser til de to filialer.

Derimod fordeles MOGAS' samlede bogførte omkostninger og omsætning mellem de to udvalgte filialer på grundlag af et nøgletal, der fremkommer som filialens andel af den samlede eksterne olieomsætning hos de producerende enheder.

De omkostninger og den omsætning, der henføres til den enkelte filial med henblik på at beregne MOGAS' nye omsætning (og dermed den meromsætning, der udgør SKATs forhøjelse), er således fiktive tal, der ikke har noget som helst med virkeligheden at gøre.

F.eks. kan det nævnes, at forhøjelsen af MOGAS' indkomst i forhold til filialen i Qatar ville have været nøjagtig den samme, hvis MOGAS slet ikke havde leveret serviceydelser til denne filial og dermed heller ikke havde haft omkostninger vedrørende filialen.

De faktisk leverede ydelser til den enkelte filial er altså – efter SKATs metode – helt uden betydning for størrelsen af de forhøjelser, som SKATs metode fører til.

Af denne grund alene fører metoden til et helt vilkårligt og i øvrigt åbenbart urimeligt resultat.

6.3.2 MOGAS' indsigelser over for SKATs reguleringsmetode

SKATs metode lider af flere grundlæggende mangler, der hver for sig fører til, at metoden og skønnet må tilsidesættes.

6.3.2.1 Ingen af de lokale enheder har haft nytte af de af MOGAS i 2006-2008 afholdte udgifter til indledende forundersøgelser

SKATs metode er – efter SKATs eget udsagn – baseret på den afgørende forudsætning, at de lokale enheder har udnyttet MOGAS' immaterielle aktiver (know how).

Lidt forenklet sagt går metoden ud på, at de lokale enheder ikke blot skal betale MOGAS' omkostninger, herunder først og fremmest omkostningerne til indledende forundersøgelser, men at der skal ske en sådan overbetaling, at MOGAS får samme overskudsgrad som filialerne.

MOGAS' omkostninger til indledende forundersøgelser er således i SKATs metode proxy for MOGAS' immaterielle aktiver, uanset at sådanne heller ikke fremgår af MOGAS’ regnskaber.

Som understreget flere gange ovenfor, er det en kendsgerning, at ingen af de lokale enheder i Algeriet og Qatar har haft nogen som helst nytte af de udgifter, som MOGAS har afholdt til indledende forundersøgelser i andre dele af verden i indkomstårene 2006-2008. Den omstændighed, at MOGAS i 2006-2008 har analyseret potentielle nye muligheder i f.eks. Brasilien og Angola, har altså ikke skabt nogen som helst værdi for enhederne i Qatar og Algeriet i samme periode.

Det ville derfor være klart i strid med armslængdeprincippet, hvis MOGAS' datterselskaber skulle betale for MOGAS' undersøgelser af egne fremtidige forretningsmuligheder andre steder i verden.

Det følger heraf, at SKATs grundlæggende forudsætning om, at de lokale enheder har udnyttet MOGAS' immaterielle aktiver (repræsenteret af MOGAS' omkostninger til indledende forundersøgelser), er forkert.

SKATs metode har tilmed den – absurde og vilkårlige – konsekvens, at jo flere omkostninger, MOGAS afholder til indledende forundersøgelser rundt om i verden, som er uden nogen som helst sammenhæng med olieforretningerne i Qatar og Algeriet, jo mere skal Qatar og Algeriet betale. Og omvendt, i jo højere grad MOGAS drosler ned og undlader at opsøge nye forretningsmuligheder, jo mindre skal Qatar og Algeriet betale.

MOGAS' omkostninger til indledende forundersøgelser siger altså intet som helst om filialernes udnyttelse af MOGAS' hævdede knowhow. Det gør derimod de faktisk leverede serviceydelser til filialerne. En eventuel TP-regulering må derfor – i overensstemmelse med MOGAS' subsidiære påstand – tage udgangspunkt i de identificerede, faktisk gennemførte transaktioner, jf. nærmere nedenfor.

Allerede af denne grund må SKATs metode forkastes.

6.3.2.2 De lokale enheders overskudsgrad er ikke et relevant benchmark for MOGAS' overskudsgrad

MOGAS gør endvidere gældende, at det slet ikke giver mening at sammenligne MOGAS' overskudsgrad med de lokale enheders overskudsgrader. Det er som at sammenligne æbler og pærer.

Når der foretages sammenlignelighedsanalyser, er det en grundlæggende forudsætning, at de enheder, der sammenlignes, er identiske i forhold til udførte funktioner, påtagne risici og anvendte aktiver. Såfremt der forekommer forskelle, skal der med rimelig nøjagtighed kunne foretages justeringer, der udligner den økonomiske effekt af disse forskelle.

MOGAS er imidlertid på ingen af disse parametre sammenlignelig med de lokale enheder.

MOGAS er operatør for DUC på APMMs vegne og leverandør af teknisk og administrativ bistand til de lokale enheder og får i den forbindelse dækket sine omkostninger.

Herudover søger MOGAS efter potentielle nye oliefelter rundt om i verden og afholder i den forbindelse udgifter til indledende forundersøgelser (fase 1-2), jf. ovenfor afsnit 2.3.2.2.

Datterselskaberne og deres filialer er derimod involveret i samtlige aktiviteter, efter at licensen er opnået, dvs. efterforskning, vurdering, udvikling, produktion og nedlukning (fase 3-8), jf. ovenfor afsnit 2.3.2.3 og 2.3.2.4.

MOGAS og datterselskaberne/filialerne opererer således i forskellige faser af værdikæden.

Aktiviteten i faserne 3-8 involverer økonomiske risici, omkostninger og investeringer, der langt overstiger de af MOGAS afholdte omkostninger i de indledende faser 1 og 2. […] MOGAS [afholdt] i 2006-2008 udgifter til indledende forundersøgelser på godt 0,9 mia. kr., mens datterselskaberne med disses filialer afholdt udgifter på i alt 39,5 mia. kr. i samme periode.

Forskellene er så store, at det ikke er muligt at foretage de krævede justeringer for at udligne den økonomiske effekt af disse forskelle. Alene på den baggrund giver det ingen mening at foretage en sammenligning af den overskudsgrad, der genereres af MOGAS, med den overskudsgrad, der genereres af de lokale enheder.

Overskudsgraden i de lokale enheder er derfor slet ikke et relevant benchmark for overskudsgraden i MOGAS.

6.3.2.3 SKATs metode er udtryk for usaglig "cherry picking"

SKAT lægger til grund, at alle lokale enheder – både de, der stadig er i efterforskningsfasen, og de producerende (og dermed overskudsgiven-

de) – drager nytte af MOGAS' immaterielle aktiver.

Ikke desto mindre går den af SKAT valgte metode ud på, at MOGAS' overskudsgrad udelukkende skal sammenlignes med overskudsgraden for de enheder, som realiserer overskud. Det er altså de enheder, som er lykkedes med at finde olie, og som allerede har afholdt alle de betydelige omkostninger til efterforskning, vurdering og etablering af produktionsapparat, og som derfor nu har opnået en indtjening i fase 6 i værdikæden.

Det siger sig selv, at dette metodevalg er forkert og usagligt, eftersom overskudsgraden hos de producerende/profitable enheder ikke tilnærmelsesvist udtrykker den gennemsnitlige risiko, der er ved at operere i oliebranchen.

6.3.2.4 Det er forkert og usagligt, når APMM ikke er medtaget i SKATs regulering

Det mest markante udslag af SKATs "cherry picking" er, at SKAT har undladt at medtage APMM i selve TP-reguleringen, selv om APMM er omfattet af SKATs metode.

Som redegjort for ovenfor, er SKATs begrundelser for ikke at medtage APMM forkerte.

Hvis branchekutymen tilsidesættes som grundlag for prisfastsættelsen af MOGAS’ ydelser til datterselskaberne, må dette nødvendigvis også gælde for MOGAS’ tilsvarende ydelser til APMM/DUC, jf. nærmere nedenfor i afsnit 6.3.2.7.

6.3.2.5 SKATs metode fører til helt vilkårlige resultater

SKATs reguleringsmetode har, som ovenfor nævnt, den vilkårlige konsekvens, at jo flere omkostninger MOGAS afholder til indledende forundersøgelser rundt om i verden, som er uden nogen som helst sammenhæng med olieforretningerne i Qatar og Algeriet, jo mere skal Qatar og Algeriet betale. Og omvendt, i jo højere grad MOGAS drosler ned og undlader at opsøge nye forretningsmuligheder, jo mindre skal Qatar og Algeriet betale.

Det fører også til vilkårlige resultater, når metoden overhovedet ikke tager hensyn til det faktiske træk, som de enkelte lokale enheder har haft på MOGAS' ydelser, men i stedet allokerer MOGAS' omkostninger og omsætning på grundlag af en fordelingsnøgle, der er baseret på de lokale enheders eksterne omsætning. Det har ikke noget med virkeligheden at gøre.

Qatar har i indkomstårene 2006-2008 fået leveret serviceydelser for ca.

70 mio. kr. og Algeriet for ca. 40 mio. kr., jf. ovenfor. Tilsvarende har MOGAS leveret tekniske og administrative ydelser (i form af operatørydelser) til APMM – svarende til de til Qatar og Algeriet leverede ydelser – i samme periode for mere end 1,1 mia. kr. […]. Alligevel skal kun Qatar og Algeriet ifølge SKAT betale for den hævdede know how.

Endelig skal det nævnes, at SKATs metode fører til, at MOGAS ikke blot får den samme – men en højere overskudsgrad – end filialerne i Qatar og Algeriet. Det skyldes, at SKAT ikke har været opmærksom på, at deres egen TP-regulering i sig selv fører til, at filialerne får en lavere overskudsgrad.

Af disse grunde er det et faktum, at SKATs metode, hviler på et forkert grundlag, der fører til klart vilkårlige og forkerte resultater.

6.3.2.6 SKATs metode fører til et åbenbart urimeligt resultat

Det følger af de allerede gennemgåede fejl og mangler ved SKATs metode, at den også fører til et åbenbart urimeligt resultat.

Det kan yderligere nævnes, at SKATs metode fører til, at MOGAS for indkomstårene 2006-2008 beskattes af et beløb på i alt 1,3 mia. kr. vedrørende filialerne i Qatar og Algeriet, der er 16 gange så stort som det beløb på 82,7 mio. kr., som SKAT selv mener er et passende armslængdevederlag til MOGAS for at være operatør for DUC i samme periode.

Men MOGAS' operatørydelse til DUC er langt mere omfattende end de ydelser, MOGAS leverer til Qatar og Algeriet, der jo selv afholder deres egne operatøromkostninger.

En eventuel forhøjelse over for Qatar og Algeriet for indkomstårene 2006-2008 burde derfor kun være på en brøkdel af de 82,7 mio. kr.

Også det forhold, at den øvre grænse for MOGAS' forundersøgelsesudgifter vedrørende Qatar og Algeriet udgør 128,5 mio.kr., jf. ovenfor, må tages i betragtning.

Selv hvis det måtte blive lagt til grund, at MOGAS har afholdt indledende forundersøgelsesudgifter vedrørende Qatar og Algeriet med 128,5 mio. kr., og i 1990/1992 stillede de afsluttede forundersøgelser til rådighed for de nystiftede selskaber, som erhvervede licensen vedrørende de respektive felter, jf. afsnit 2.3.3, er det uden enhver form for proportionalitet og rimelighed at beskatte MOGAS af et beløb på 10 mia. kr. for perioden 2006-2016 på dette grundlag.

Også af disse grunde må metoden forkastes og SKATs skøn dermed tilsidesættes.

6.3.2.7 En TP-regulering skal baseres på de faktisk leverede ydelser og inkludere ydelserne til APMM

Som anført må en TP-regulering i givet fald – i overensstemmelse med ligningslovens § 2 og TPG – baseres på en prisfastsættelse af de faktiske transaktioner.

En sådan korrektion kan kun omfatte de faktiske transaktioner, der har været mellem MOGAS og koncernselskaberne i de omhandlede indkomstår i sagen.

Der vil derfor ikke være grundlag for en prisfastsættelse af performancegarantierne eller de indledende forundersøgelser, fordi der ikke er tale om transaktioner mellem MOGAS og datterselskaberne. Der er tale om udgifter afholdt i MOGAS’ egen interesse, som efter ligningslovens § 2 ikke kan begrunde en prisfastsættelse. Og MOGAS har – ubestridt – ikke afholdt udgifter til forundersøgelser vedrørende Algeriet og Qatar i de omhandlede indkomstår.

Hvis landsretten imidlertid måtte finde, at MOGAS ikke har været berettiget til at stille teknisk/administrativ bistand til rådighed for koncernselskaberne til kostpris, må der fastsættes en fortjenestemargin (mark-up) på de ydelser, som MOGAS har ydet af denne karakter. I givet fald kan mark-up’en passende fastsættes til 5 %, som foreslået af mindretallet i Landsskatteretten og i Skatteankestyrelsens forudgående indstilling til Landsskatteretten […].

En korrektion må imidlertid nødvendigvis også omfatte MOGAS’ ydelser til APMM. Det var også, hvad Skatteankestyrelsen og mindretallet i Landsskatteretten nåede frem til.

Som redegjort for ovenfor har MOGAS siden 1981 udført opgaven som operatør for DUC på vegne af APMM, uden at MOGAS har fået nogen fortjeneste derved. Afregningen af disse ydelser og MOGAS’ øvrige serviceydelser til APMM er sket til kostpris på grundlag af branchekutymen.

Samme kutyme er lagt til grund i forhold til MOGAS’ øvrige koncernselskaber. Hvis landsretten derfor måtte finde, at MOGAS’ serviceydelser til datterselskaberne ikke kan ske til kostpris, er det ensbetydende med en tilsidesættelse af branchekutymen. Denne tilsidesættelse må også gælde i forhold til APMM/DUC.

I så fald vil der også skulle ske en regulering af MOGAS’ vederlag for ydelserne til APMM/DUC i 2006-2008.

For så vidt angår operatørydelsen betyder det, at APMM må indkøbe sin forholdsmæssige andel af operatørydelsen, dvs. 39 % af operatørydelsen svarende til APMMs andel af DUC, med en mark-up på 5 %.

SKAT har i afgørelsen […] afvist, at transaktionerne mellem MOGAS og APMM/DUC skal inddrages i en regulering. Efter SKATs opfattelse er det begrundet i to forhold, som adskiller forholdet fra MOGAS’ relation til datterselskaberne.

For det første hævder SKAT, at MOGAS ved afståelsen af sin andel af DUC til de to rederiselskaber i 1981 fik en armslængdekompensation for afståelse af eventuelle immaterielle aktiver […].

Dette er forkert. Det følger af overdragelsesaftalen […], at rederiselskaberne betalte 93,7 mio. kr. svarende til den bogførte værdi af aktiverne minus passiverne. Der blev ikke overdraget know how eller lignende immaterielle aktiver. Overdragelsesaftalen blev forelagt for Statsskattedirektoratet, der godkendte den skattemæssige værdiansættelse af de overdragne aktiver […].

For det andet hævder SKAT, at MOGAS har fået en ”markedsaflønning via operatørvederlaget” […]. Som anført ovenfor er dette heller ikke en korrekt antagelse. Operatørvederlaget udgør alene en kompensation af MOGAS’ indirekte omkostninger.

Ingen af begrundelserne for at holde APMM ude af en regulering er således holdbare.

Derfor vil en TP-regulering skulle indebære en prisfastsættelse af de faktiske, identificerede koncerninterne transaktioner mellem MOGAS og MOGAS’ datterselskaber, og også mellem MOGAS og APMM.

En regulering på dette grundlag vil indebære, at den foretagne forhøjelse tilsidesættes og erstattes af en forhøjelse baseret på en prisfastsættelse af de faktiske transaktioner, som skitseret ovenfor. I forhold til fikseringen af et armslængdevederlag på ydelserne mellem MOGAS og APMM, vil modstykket være, at APMMs indkomst (kulbrinteskatteindkomst) skal nedsættes med et korresponderende fradrag.

MOGAS og APMM nedlagde i Processkrift I en specifik beløbspåstand, der omfatter henholdsvis forhøjelsen af MOGAS’ indkomst og nedsættelsen af APMMs indkomst. Beløbene i påstandene er nærmere specificeret i opgørelser udarbejdet af selskaberne […].

Den talmæssige opgørelse af denne prisfastsættelse har imidlertid ikke været undergivet en ligningsmæssig prøvelse af skattemyndighederne. Derfor har MOGAS og APMM frafaldet den specifikke beløbspåstand (tidligere subsidiære påstand) og i stedet nedlagt hver en subsidiær påstand om hjemvisning (tidligere den mere subsidiære påstand, nu subsidiære påstand).

Indholdsmæssigt angår den subsidiære påstand samme situation, som den tidligere beløbsspecifikke påstand og altså fastsættelsen af en forhøjelse af MOGAS’ indkomst med en mark-up fortjeneste på de faktisk leverede serviceydelser til MOGAS’ datterselskaber (Algeriet og Qatar) samt APMM, og en korresponderende nedsættelse af APMMs kulbrinteskatteindkomst.

7. ”Nyt spørgsmål” og Skatteministeriets afvisningspåstand

Skatteministeriet har påstået afvisning over for den del af påstanden, der angår en forhøjelse i forhold til APMM og korresponderende nedsættelse af APMMs kulbrinteindkomst med begrundelsen, at der er tale om et ”nyt spørgsmål”, jf. skatteforvaltningslovens § 48 […].

Det er Skatteministeriets synspunkt, at sagen alene angår, om MOGAS har handlet på armslængde med sine datterselskaber/deres filialer (Algeriet og Qatar), og ikke MOGAS’ samhandel med APMM. Det anføres således, at ”Hverken SKATs eller Landsskatterettens forhøjelser angår samhandlen mellem MOGAS og APMM.”

Det er korrekt, at hverken SKATs forhøjelse eller Landsskatterettens stadfæstelse heraf angår samhandlen mellem MOGAS og APMM. Dette er imidlertid ikke afgørende for, om spørgsmålet kan inddrages under sagen.

Afgørende er, jf. skatteforvaltningslovens § 48, stk. 1, om der er tale om et ”nyt spørgsmål”. Hvis der er tale om et nyt spørgsmål, kan dette inddrages under sagen med rettens tilladelse, hvis det har en klar sammenhæng med det spørgsmål, som har givet grundlag for retssagen, og det må anses for undskyldeligt, at spørgsmålet ikke har været inddraget tidligere, eller der er grund til at antage, at en nægtelse af tilladelse vil medføre et uforholdsmæssigt retstab for parten.

Den subsidiære påstand – korrektionen i forhold til APMM og en korresponderende nedsættelse af APMMs (kulbrinteskatte-)indkomst – er imidlertid ikke et ”nyt spørgsmål”. Dette spørgsmål har været en del af den administrative sag siden sagens begyndelse. Det forhold, at SKAT i sin afgørelse fastholdt, at der ikke skulle ske en forhøjelse i relation til MOGAS’ ydelser til APMM, vedrørende operatørrollen i DUC, der blev afregnet efter branchekutymen uden fortjeneste, og at Landsskatteretten (flertallet) i afgørelsen undlod at tage udtrykkelig stilling til dette spørgsmål, er ikke ensbetydende med, at der dermed bliver tale om et ”nyt spørgsmål” i skatteforvaltningslovens forstand.

Skatteforvaltningslovens § 48, stk. 1, er en videreførelse af bestemmelsen i den dagældende skattestyrelseslovs § 31, stk. 1, 2. pkt. I bemærkningerne til denne bestemmelse […], anføres det, at ”Der gælder ingen særlige begrænsninger for at fremsætte nye påstande og anbringender med hensyn til spørgsmål, som har været inddraget i den administrative klagebehandling […].

Det afgørende er altså ikke, om Landsskatteretten udtrykkeligt har truffet afgørelse om spørgsmålet, men om spørgsmålet har været inddraget i den administrative klagebehandling. I det omfang hvor Landsskatteretten således vælger ikke at tage stilling til et givet spørgsmål, er dette ikke ensbetydende med, at spørgsmålet ikke har været inddraget – på samme måde som hvis en afgørelse af Landsskatteretten begrundes med et ”allerede fordi”, hvorefter øvrige påstande og anbringender, der måtte have været anført, bliver overflødige. I en sådan situation er den skattepligtige jo heller ikke afskåret fra at gentage disse påstande/anbringender under en senere domstolssag.

Der er ingen tvivl om, at spørgsmålet om denne korrektion, har været en del af sagen allerede under den administrative klagebehandling. Der kan også henvises til indlæggene for Landsskatteretten […]. Det ændrer ikke på dette forhold, at Landsskatteretten i sin afgørelse har valgt at begrænse sin afgørelse til alene at angår MOGAS’ datterselskabers filialer (Algeriet og Qatar).

At der ikke kan være tale om et ”nyt spørgsmål” følger efter MOGAS’ og APMMs opfattelse direkte af, at Skatteankestyrelsen i sit forslag til afgørelse […] netop lagde til grund og indstillede til Landsskatteretten, at der skulle ske en sådan regulering. Det følger videre af, at Landsskatterettens mindretal […] som sit resultat lagde til grund, at der skulle ske en sådan regulering.

Det må derfor være klart, at der ikke er tale om et ”nyt spørgsmål”, og at den subsidiære påstand – som omfattende også denne regulering – kan tages under pådømmelse uden rettens tilladelse, jf. skatteforvaltningslovens § 48, stk. 1.

Når Skatteministeriet udfolder så store bestræbelser på at undgå, at spørgsmålet inddrages i sagen, skal begrundelsen antageligt søges i følgende udsagn i Skatteministeriets Processkrift B […]: ”Den eneste grund til, at samhandlen mellem MOGAS og APMM bliver inddraget under retssagen er, at MOGAS nedlægger en subsidiær påstand herom, som isoleret indebærer en forhøjelse af MOGAS’ indkomst med det formål at opnå et fradrag i APMMs kulbrinteskatteindkomst.” […].

Den ”ømme tå” for Skatteministeriet er nemlig, at fradragsværdien af fradraget i kulbrinteskatteindkomsten overstiger værdien af forhøjelsen, og at konsekvensen af en sådan TP-regulering dermed samlet vil være til skade for staten.

Dette må antages at være den egentlige grund til, at SKAT og Skatteministeriet har udeladt spørgsmålet i, hvad der – set i forhold til SKATs og Skatteministeriets argumentation i sagen i øvrigt – havde været den naturlige konsekvens.

Hvis landsretten måtte finde, at der – trods sagens omstændigheder og forløb – er tale om et nyt spørgsmål, gøres det på samme grundlag gældende, at samtlige betingelser i skatteforvaltningslovens § 48, stk. 1, er opfyldt for at tillade spørgsmålet inddraget. Der er tale om et spørgsmål, som udgør en direkte og integreret del af det grundlag, som sagen i øvrigt hviler på.

Skatteministeriet har herudover gjort indsigelse mod, at nedsættelsen vil kunne foretages, da betingelserne for genoptagelse af APMMs indkomst for de omhandlede indkomstår ikke er opfyldt.

Dette bestrides.

Konsekvensen af en forhøjelse af MOGAS’ indkomst med en fortjeneste på MOGAS’ ydelser til APMM/DUC vil som en direkte afledt følge være, at APMMs kulbrinteskattepligtige indkomst skal nedsættes med et tilsvarende beløb. Denne yderligere udgift skal skattemæssigt behandles på samme måde som det vederlag, som APMM allerede har betalt til MOGAS for serviceydelserne vedrørende DUC – og fået fradrag for i sin kulbrinteskattepligtige indkomst for de omhandlede indkomstår i sagen.

Hvis det lægges til grund, at APMM har betalt for lidt for de ydelser, som MOGAS har leveret til APMM/DUC, og MOGAS’ indkomst forhøjes på det grundlag, burde der ikke være uenighed om den materielle berettigelse af et korresponderende fradrag.

Formelt vil ændringen af APMMs kulbrinteskattepligtige indkomst være en direkte følge af ændringen (forhøjelsen) af MOGAS’ indkomst, jf. skatteforvaltningslovens § 27, stk. 1, nr. 2 […].

Forinden Landsskatteretten traf afgørelse, anmodede APMM formelt om genoptagelse med det formål at afbryde fristerne for det tilfælde, at der måtte blive truffet en afgørelse om forhøjelse af MOGAS’ indkomst, der ville berettige til et korresponderende fradrag for APMM (og ikke blot en afledt korrektion af sambeskatningsindkomsten) […].

Skatteministeriets indsigelse om, at reaktionsfristen i henhold til skatteforvaltningslovens § 27, stk. 2 […], skulle være overskredet, bestrides også. Reaktionsfristen vil i givet fald først løbe fra det tidspunkt, hvor ansættelsesændringen foretages i forhold til MOGAS. Dette vil først ske med landsrettens dom i sagen, jf. herved også SKM2018.2013 H […].

Sammenfattende gøres det således til støtte for den subsidiære påstand gældende, at hvis landsretten finder, at Skatteministeriet har godtgjort, at der er grundlag for en TP-regulering, må denne nødvendigvis baseres på en prisfastsættelse af de faktiske identificerede koncerninterne transaktioner. Dette er alene MOGAS’ serviceydelser (teknisk og administrativ bistand/timewriting), som MOGAS har leveret til kostpris.

En armslængdefortjeneste må i givet fald fastsættes som en mark-up på

5 %, som fastslået af mindretallet i Landsskatteretten, men som ikke blot omfatter MOGAS’ ydelser til datterselskaberne (Algeriet og Qatar), men også APMM med en heraf følgende korresponderende nedsættelse af APMMs kulbrinteindkomst. Branchekutymen kan ikke underkendes blot i forhold til datterselskaberne. Det vil ikke være i overensstemmelse med armslængdeprincippet.

Den talmæssige opgørelse af forhøjelsen henholdsvis nedsættelsen skal derfor hjemvises til Skatteforvaltningen.”

Skatteministeriet har til støtte for sine påstande procederet i det væsentlige i overensstemmelse med sit påstandsdokument, hvoraf fremgår bl.a.:

”Interesseforbundne parter skal ved opgørelsen af deres skattepligtige indkomst anvende priser og vilkår for deres koncerninterne transaktioner, der svarer til de priser og vilkår, som uafhængige parter ville fastsætte for tilsvarende transaktioner, jf. armslængdeprincippet i ligningslovens § 2, stk. 1 […].

Priser og vilkår mellem interesseforbundne parter kan ikke uden videre lægges til grund, jf. UfR 1998.1299H […], og ligningslovens § 2 […] hjemler derfor en korrektionsadgang for skattemyndighederne, så de kontrollerede transaktioner kan bringes på armslængdeniveau.

SKAT har som anført for indkomstårene 2006-2008 foretaget en regulering af de interne afregningspriser mellem MOGAS og MOGAS’s datterselskaber og disses udenlandske driftssteder i Qatar og Algeriet. Reguleringen er foretaget, fordi den interne samhandel ikke er på armslængdevilkår. For visse af de interne transaktioner er der slet ikke fastsat en pris.

Tre hovedanbringender fører i nærværende sag til, at SKAT har været berettiget (og forpligtet) til at ansætte indkomsten fra de kontrollerede transaktioner skønsmæssigt.

For det første er der ikke handlet på armslængdevilkår mellem MOGAS og datterselskaberne og disses faste driftssteder, jf. ligningslovens § 2 […]. Uafhængige parter ville ikke acceptere sådanne vilkår med sikre tab og ingen profit på omfattende transaktioner som i MOGAS’ situation. Det er MOGAS, som udfører de for indkomstskabelsen afgørende funktioner samt ejer de afgørende immaterielle aktiver og løbende stiller ekspertbistand til rådighed til opfyldelse af licensaftalen, uden udsigt til nogensinde at opnå fortjeneste, idet indtægterne i det hele oppebæres af datterselskaberne.

For det andet er MOGAS’ TP-dokumentation dels manglende for nogen af de kontrollerede transaktioner, dels mangelfuld for andre i en sådan grad, at den ikke giver skattemyndighederne et tilstrækkeligt grundlag for at vurdere, om armslængdeprincippet er overholdt, jf. dagældende skattekontrollovs § 3 B, stk. 5, jf. stk. 8 […], jf. § 5, stk. 3 […]. For flere af transaktionerne gælder det, at disse er helt uomtalte i TP-dokumentationen. For de transaktioner, der ér nævnt, gælder, at det alene ud fra beskrivelsen med non profit-vilkåret uden videre kan konstateres, at transaktionerne ikke er på markedsvilkår, da ydelserne honoreres til kostpris.

For det tredje har MOGAS ikke har løftet den MOGAS påhvilende bevisbyrde for, at der er et grundlag for at tilsidesætte Landsskatterettens eller SKATs skøn, som beløbsmæssigt er identiske. MOGAS har hverken bevist, at skønnet er udøvet på et forkert grundlag eller er åbenlyst forkert. Skønnet er endda lempeligt overfor MOGAS.

MOGAS’ skattepligtige indkomst skal derfor forhøjes i overensstemmelse med Landsskatterettens afgørelse, fordi der mellem uafhængige parter ville være sket betaling for de ydelser, som MOGAS har leveret til sine datterselskabers udenlandske faste driftssteder, jf. ligningslovens § 2 […].

Anbringenderne er uddybet nedenfor i afsnit 3.1.1, afsnit 3.1.2 og afsnit 3.2.

Endvidere har MOGAS og APMM nedlagt en subsidiær påstand om hjemvisning til fornyet behandling ved Skattestyrelsen. Selskabernes subsidiære påstand om hjemvisning er alene relevant for det tilfælde, at Skatteministeriet ikke får medhold i sin principale påstand.

Selskaberne anfører om de subsidiære påstande, at den skattepligtige indkomst for årene 2006-2008 i stedet hjemvises og forhøjes med et væsentligt mindre beløb for så vidt angår timewriting-ydelserne mellem MOGAS og APMM, der ikke har været til prøvelse i Landsskatteretten, og spørgsmålene har derfor karakter af nye spørgsmål, der kræver rettens tilladelse ved inddragelse, jf. skatteforvaltningslovens § 48 […], og der er ikke grundlag for at meddele en sådan tilladelse.

Der nedlægges ikke afvisningspåstand overfor MOGAS´ subsidiære hjemvisningspåstand og APMM’s subsidiære påstand 1. pkt., da MO- GAS gør gældende, at SKATs/Landsskatterettens skøn kan tilsidesættes, hvor konsekvensen i givet fald er hjemvisning.

For så vidt angår den af APMM nedlagte subsidiære påstand, 2. pkt., der angår opgørelsen af selskabets kulbrinteskattepligtige indkomst, nedlægges påstand om afvisning, idet hverken SKAT eller Landsskatten har behandlet selskabets kulbrintebeskatning, og spørgsmålet kan derfor som udgangspunkt ikke inddrages under retssagen, jf. skatteforvaltningslovens § 48 […].

Endvidere er der ikke hjemmel til at indrømme ekstraordinær genoptagelse efter skatteforvaltningslovens § 27, stk. 1, nr. 2, idet ændringerne i skatteansættelserne for de to selskaber som følge af samhandlen ikke er en direkte følge af ansættelsesændringerne i nærværende sag. Heller ikke 6-månedersfristen i skatteforvaltningslovens § 27, stk. 2 er overholdt

Dette er nærmere beskrevet nedenfor i afsnit 4.

3.1 Skønsadgangen

Der er to selvstændige grunde og hjemler til, at SKAT (og Landsskatteretten) har været berettiget (og forpligtet) til at ansætte de kontrollerede transaktioner skønsmæssigt, jf. dels at der ikke er handlet på armslængdevilkår (pkt. 3.1.1), dels at dokumentationspligten i skattekontrollovens § 3 B. ikke er opfyldt af MOGAS (pkt. 3.1.2).

3.1.1 MOGAS har ikke handlet på markedsvilkår med datterselskaberne

Ved fastlæggelsen af, hvad der er armslængdevilkår efter ligningslovens § 2 […] indgår OECDs Transfer Pricing Guideslines for Multinational Entreprises and Tax Administrations, herefter kaldet TPG. Dette er fastslået i lovmotiverne til ligningslovens § 2, […] og af Højesteret i UfR2021.3179 H […].

Dette indebærer et grundlæggende princip om, at hver enhed i en koncern skattemæssigt i forbindelse med prisog vilkårsfastsættelsen skal behandles som en selvstændig enhed, jf. eksempelvis TPG 2017, pkt. 1.6 […]:

“By seeking to adjust profits by reference to the conditions which would have obtained between independent enterprises in comparable transactions and comparable circumstances (i.e. in “comparable uncontrolled transactions”), the arm’s length principle follows the approach of treating the members of an MNE group as operating as separate entities rather than as inseparable parts of a single unified business.” […]

Helt grundlæggende overholder MOGAS ikke princippet om ”separate entities”. MOGAS fastsætter ikke priserne og vilkårene ud fra, hvad uafhængige ville have gjort, men ud fra hvad der tjener koncernens bedste. Det er netop dét, som TP-reglerne har til formål at dæmme op for.

Som eksempel på MOGAS’ ”koncerntankegang” […] [anfører] MO- GAS:

”Hvis et datterselskab/filial kommer i nærheden af at misligholde en aftale, vil Mogas således træde til, alene med det formål at sikre koncernens omdømme og dermed varetage sine egne interesser som ejer af det pågældende selskab. Mogas har som ejer sammenfaldende interesser med det lokale selskab/filial om at øge sandsynligheden for økonomisk fordelagtig olieproduktion.” […]

Det er klart – og erkendt af MOGAS – at der handles ud fra koncernens bedste og ikke ud fra hensynet til MOGAS som ”a separate entity”.

Skatteministeriet anfægter ikke det forretningsmæssige rationale i, at MOGAS stiller sikkerhed for sine datterselskabers forpligtelser og træder til, hvis et datterselskab er ved at misligholde en aftale. Men ligningslovens § 2 […] medfører, at MOGAS skal vederlægges for at stille eksempelvis performance garantier. Et uafhængigt selskab ville ikke vederlagsfrit stille garanti for et andet selskabs forpligtelser, og det er dét, som er det afgørende.

Tilsvarende gælder MOGAS’ grundlæggende synspunkt i relation til de af MOGAS’ foretagne indledende efterforskningsarbejder. Herom anfører MOGAS […]:

”Disse efterforskningsomkostninger udgør betydelige beløb, men indtjeningen fra de felter, hvor der findes relevante olieog gasforekomster, er til gengæld oftest af en sådan størrelse, at omkostningerne ved de betydelige efterforskningsaktiviteter dækkes.”

Efterforskningsomkostningerne dækkes rigtignok på koncernbasis, nemlig i datterselskaberne, men det er netop ikke i det selskab, som afholder omkostningerne. MOGAS er jo underskudsgivende, fordi efterforskningsudgifterne ikke dækkes i dette selskab.

MOGAS har været drevet med store skattemæssige underskud igennem en lang årrække. Således har selskabet siden 1991 kun haft overskud før renter i ét år (2011 med et overskud på 11 mio. kr.), mens MO- GAS-gruppen har realiseret betydelige overskud, jf. SKATs afgørelse afsnit 2.2.1 […].

MOGAS’ kroniske underskud viser i sig selv, at vederlæggelsen af selskabet ikke har været på armslængdevilkår. Det har i den grad formodningen imod sig, at et uafhængigt selskab med store og vedvarende underskud ville fortsætte driften på uændrede vilkår igennem en 25- årig periode, jf. bl.a. SKM.2020.105Ø […]. MOGAS’ forretningsmæssige set-up medfører endvidere, at selskabet heller ikke fremadrettet ville komme til at tjene penge.

Som det fremgår af OECD’s Transfer Pricing Guidelines (2017), pkt. 1.129-1.131 […] er de vedvarende underskud en klar indikation for, at der er noget galt med selskabets indtjening, og at underskuddene kan skyldes tre faktorer: 1) selskabet har for lave afregningspriser, 2) selskabet varetager funktioner for andre koncernselskaber uden at blive honoreret for det, eller 3) der foreligger helt ekstraordinære omstændigheder i markeder, at tilsiger, at en uafhængig tredjemand på tilsvarende vis ville fortsætte driften. I nærværende sag er det faktor 1 og 2, der er tilfældet.

Af TPG 2017, pkt. 1.129 […] fremgår bl.a.:

“an independent enterprise would not be prepared to tolerate losses that continue indefinitely. An independent enterprise that experiences recurring losses will eventually cease to undertake business on such terms. In contrast, an associated enterprise that realizes losses may remain in business if the business is beneficial to the MNE group as a whole.”

Af pkt. 1.130 […] fremgår bl.a.:

“The loss enterprise may not be receiving adequate compensation from the MNE group of which it is a part in relation to the benefits derived from its activities.”

Tilsvarende fremgår af TPG 2010, pkt. 1.70 f. […] og TPG 1995, pkt. 1.52 f. […].

Endvidere har tysk skatteret anlagt en ”restriktiv praksis, hvorefter underskud for en periode på mere end tre år skaber en afkræftelig formodning for, at armslængdeprincippet ikke er iagttaget”, jf. Jens Wittendorff: Transfer Pricing, 2018 Karnov Group, 2. udgave, kapitel 11, pkt. 11.6, sidste afsnit […].

Uafhængige parter ville ikke acceptere sådanne vilkår i MOGAS’ situation. Navnlig ikke, når det er MOGAS, som udfører de for indkomstskabelsen afgørende funktioner (efterforskningsarbejde, løbende teknisk rådgivning m.v.), påtager sig risici (i forbindelse med performanceog lånegarantistillelse m.v.) samt ejer de afgørende immaterielle aktiver (særligt knowhow i forbindelse med efterforskning, bud på og forhandling af olielicenser samt produktion af olie).

MOGAS’ knowhow er bl.a. beskrevet i udgivelsen ”Maersk Oil – under overfalden” […].

Person 5 , tidligere Group CEO for APMM, anfører […]:

”Med sit udspring i Nordsøens tætte kalklad udviklede Maersk Oil sin ekspertise inden for produktion fra vanskelige felter på mellemdybt vand, hvilket bragte selskabet til Qatar.” […].

Person 1 , tidligere senior vice president i Maersk Oil, anfører […]:

”Efter et mislykket forsøg på at få et felt i Oman opdagede vi, at et område i Qatars del af Den Arabiske Golf skulle udliciteres til prækvalificerede internationale selskaber. Et af dem var det canadiske selskab Sceptre. De havde de fleste data, vi havde den tekniske viden. I sommeren 1990 mødtes vi i Calgary i Canada, og jeg blev mere og mere begejstret, jo mere jeg fik at vide, for jeg kunne se, at feltet i Qatar var endnu bedre og endnu mere lovende end Nordsøens kalkfelter,” fortæller Person 1 . Dette til trods for at Shell allerede havde lavet et otte bind stort studie med tekniske geologiske undersøgelser af det såkaldte Al Shaheen-felt, hvor der på den allersidste side stod: ’Dette felt kan ikke udnyttes”. […]

MOGAS var altså i stand til – på baggrund af sin erfaring og tekniske knowhow – at forudse potentialet i netop det oliefelt, som Shell havde konkluderet ikke kunne udnyttes. Projektet i Qatar beskrives […] som et af koncernens ”guldæg” og er det mest indbringende af alle koncernens olieprojekter.

At MOGAS kunne forudse oliefeltets potentiale skyldtes især MOGAS’ særlige knowhow i relation til horisontale boringer i undergrunden, jf.

Person 2 , Head of Exploration […]:

”Qatarerne havde besluttet, at der skulle laves en udbudsrunde i forbindelse med verdens største gasfelt, der ligger i Den Arabiske Golf tæt op til grænsen til Iran. I lagene over gasfeltet havde Shell nogle år tidligere gjort et oliefund, men de kunne ikke få en produktion i gang. Deres prøveboringer viste et potentiale på sølle 200-

300 tønder om dagen, og det var for lidt til, at det kunne betale sig.

Internationalt var Maersk Oil imidlertid på det tidspunkt klart ”en teknologisk førerhund, hvad angik boringen af vandrette brønde,”

som Person 2 formulerer det.” […]

Grundfortællingen er den samme for de 15 forskellige medarbejdere hos koncernen […]. Det er MOGAS, der kan noget unikt, og har den i koncernen afgørende tekniske knowhow. Det nævnes særligt i relation til Qatar, der også er selskabets største succes.

Det er væsentligt at være opmærksom på, at MOGAS ikke blot realiserer midlertidige underskud i en opstartseller overgangsfase. MOGAS realiserer store og vedvarende (kroniske) underskud og har ikke udsigt til nogensinde at realisere overskud, jf. i overensstemmelse hermed også SKATs afgørelse […] og Landsskatterettens afgørelse […].

MOGAS anfører […], at forretningsmodellen ikke er drevet af skattemæssige overvejelser. Selv hvis dette måtte være rigtigt, hvad der ikke er bevist, er det ikke en relevant indsigelse. En transfer pricing-regulering er ikke betinget af, at de interne priser og vilkår er drevet af skattemæssige hensyn. Det eneste, der er relevant, er, om de interne priser og vilkår svarer til, hvad uafhængige ville have aftalt, og det gør de ikke i denne sag.

At MOGAS samlet set realiserer et overskud, når der tages højde for de modtagne (skattefrie)udbytter er endvidere irrelevant i transfer pricingsammenhæng. Udbyttebetalinger modtager MOGAS som ejer og udgør ikke betaling for varer eller tjenesteydelser. Udbyttebetalinger er afkast af kapitalinvesteringer og dermed ikke en forretningsmæssig indtægt, jf. også Landsskatterettens fælles votum […]. Uafhængige parter ville betale/kræve vederlag for leverede ydelser, og sådan skal enhederne i MOGAS-gruppen også handle, jf. ligningslovens § 2 […].

MOGAS’ synspunkt om, at MOGAS er en ”venturevirksomhed”, som naturligt investerer i selskaber, og hvis indtægter består af udbytter […] er således ikke holdbar. MOGAS har da heller ikke påvist eksempler på uafhængige selskaber, som vederlagsfrit udfører ydelser for andre, og som overlader indtjeningen til andre.

Mere nærliggende er det at sammenligne med medicinalfirmaers opfindelse af nye lægemidler, der tilsvarende går gennem forskellige faser. Hvis et udenlandsk moderselskab, der ejer et dansk datterselskab, påstår, at de ikke skal betale for de første faser af forskningen, da de bliver større i de efterfølgende år, vil det ikke være en ventureinvestering. I vores sag afholder MOGAS ikke blot udgifterne i de første faser af efterforskningen, men stiller tilmed garantier for de koncernforbundne selskaber, der har fået tildelt olielicensen samt udøver løbende ekspertbistand. ________________________________

Landsskatteretten (flertallet) udtalte med henvisning til TPG 2010, pkt.

1.65 […], at:

”Selskabets driftsøkonomiske resultater samt placering af funktioner og risici i koncernen anses som nævnt ikke at være i overensstemmelse med en forretningsmæssig rationel handlemåde, hvorfor SKAT har været berettiget til at statuere en kontrolleret transaktioner” […].

Skatteministeriet er ikke enig i, at SKAT har ”statueret” transaktioner. Transaktionerne har været der hele tiden. SKAT har blot konstateret transaktionerne. Der er således ikke tale om en situation, hvor SKAT har tilsidesat den af koncernen etablerede struktur, som TPG 2010, pkt.

1.65 […] er udtryk for. Dette gjorde Højesteret i Jysk-sagen UfR

2000.393 H […], hvor Højesterets flertal valgte at se bort fra et indskudt salgsselskab.

Som beskrevet ovenfor har MOGAS faktisk leveret en række ydelser til de kontrollerede datterselskaber og disses udenlandske driftssteder. Ydelserne består bl.a. i følgende:

1. Efterforskningsarbejde i fase 1 og 2

2. Performancegarantier over for olielandene

3. Garantier over for banker og andre finansielle virksomheder

4. Løbende ekspertbistand

5. Administrative opgaver og

6. Operatøropgaver

Fælles for de af MOGAS leverede ydelser er, at MOGAS’ knowhow stilles til rådighed for datterselskaberne.

MOGAS gør gældende, at de af MOGAS leverede ydelser i form af efterforskningsaktiviteterne og performancegarantier ikke udgør koncerninterne ydelser leveret fra MOGAS til datterselskaberne, idet ydelser er i udført i selskabets egen interesse […]. Dette er ikke rigtigt.

Det er jo datterselskaberne og disses faste driftssteder, som opnår en kommerciel fordel på baggrund af det af MOGAS udførte arbejde. Allerede derfor er der tale om en koncernintern ydelse.

Der foreligger en koncernintern ydelse i transfer pricing-henseende, hvis modtageren som følge af leverandørens indsats opnår en ”economic or commercial value to enhance or maintain its business position”, jf. TPG 2017, pkt. 7.6 […]:

“Under the arm’s length principle, the question whether an intragroup service has been rendered when an activity is performed for one or more group members by another group member should depend on whether the activity provides a respective group member with economic or commercial value to enhance or maintain its business position. This can be determined by considering whether an independent enterprise in comparable circumstances would have been willing to pay for the activity if performed for it by an independent enterprise or would have performed the activity in house for itself. If the activity is not one for which the independent enterprise would have been willing to pay or perform for itself, the activity ordinarily should not be considered as an intra-group service under the arm’s length principle.” […]

Tilsvarende fremgår af TPG 2010, pkt. 7.6 […] og TPG 1995, pkt. 7.6 […].

Om modtageren (datterselskabet) har opnået en sådan værdi afgøres altså ud fra, om modtageren, hvis der bortses fra leverandørens (MO- GAS’) aktivitet, enten selv ville have udført aktiviteten eller ville have betalt en tredjemand for at udføre den.

Der er ingen tvivl om, at datterselskaberne, hvis ikke MOGAS havde udført efterforskningsarbejdet, enten ville have indkøbt ydelserne af en tredjemand eller selv ville have foretaget efterforskningsarbejdet in house, hvis datterselskaberne havde kompetencerne hertil. Efterforskningsarbejdet er jo en forudsætning for olieprojektets videre forløb og dermed også datterselskabernes eksistens og indtjening.

Det ligger herefter fast, at MOGAS’ arbejde med efterforskning af nye oliefelter udgør en ydelse til de datterselskaber m.v., som konkret får gavn af ydelserne i form af profitten fra olieproduktionen.

Tilsvarende gælder for de øvrige koncerninterne ydelser. Licensgiver forlanger til og med, at MOGAS stiller performancegarantier, der dækker alle risici på olieudvindingen, og forpligter MOGAS til at stille den nødvendige teknologi og specialister til rådighed […].

De af MOGAS leverede ydelser til datterselskaberne og disses faste driftssteder samt den ikke-markedsmæssige aflønning er nærmere beskrevet under afsnit 3.1.1.1-3.1.1.3.

3.1.1.1 Manglende vederlag for MOGAS’ indledende efterforskningsarbejde i fase 1 og 2

MOGAS har leveret ydelser til datterselskaberne i form af de indledende efterforskningsarbejder, som er nødvendige for, at datterselskaberne kan producere og sælge olie.

MOGAS har i 2006-2008 afholdt godt kr. 900 mio. i forbindelse med indledende efterforskning […], og har tidligere afholdt udgifter til de indledende efterforskningsarbejder i forhold til Qatar og Algeriet.

Disse udgifter har MOGAS med det etablerede set-up ikke udsigt til nogensinde at få dækket. MOGAS får hverken vederlag for selve ydelsen eller del i de efterfølgende potentielle olieindtægter. MOGAS får heller ikke betaling for selve indsættelsen af den lokale enhed i den opnåede olielicens. Derfor realiserer MOGAS kroniske underskud, jf. også ovenfor i forrige afsnit.

Det er klart, at intet uafhængigt selskab ville påtage sig ydelser uden at modtage vederlag herfor og uden at få del i profitten hidrørende fra den potentielle olieproduktion. Det må endda lægges til grund, at en uafhængig part under lignende omstændigheder ville tage sig endog meget højt betalt, da det er MOGAS, som besidder afgørende knowhow i koncernen.

Det er med andre ord MOGAS’ ydelser og knowhow, som danner grundlag for hele koncernens virksomhed og dermed også datterselskaberne og disses udenlandske driftssteders indtjening.

Når MOGAS påberåber sig ligningslovens § 8 B […] om udgifter, som afholdes til forsøgsog forskningsvirksomhed i tilknytning til den skattepligtiges erhverv som fradragshjemmel for de af MOGAS fratrukne udgifter, og sammenkæder det med selskabets venturesynspunkt […], er dette givet en efterrationalisering. At MOGAS har anvendt ligningslovens § 8 B som fradragshjemmel, er snarere udtryk for, at MOGAS´ erhverv er at efterforske. Da erhvervsvirksomhed går ud på at tjene penge, skal MOGAS selvsagt have penge for sit arbejde i overensstemmelse med Landsskatterettens afgørelse.

Faktum er, at MOGAS har lagt olielicenserne i sine datterselskaber. Det er klart, at MOGAS til dækning af efterforskningsudgifterne enten skulle have haft en høj betaling for licensen, da datterselskaberne blev licenshaver eller en andel af de fremtidige indtægter.

MOGAS fik ubestridt ikke betaling for placeringen af licensen hos datterselskaber og disses udenlandske enheder, og derfor skal MOGAS nu have betaling i takt med driftsstedernes omsætning. Dette svarer til Landsskatterettens begrundelse, hvorefter MOGAS skal oppebære en andel af filialernes omsætning […].

Olielicensen placeres i datterselskaberne, der er nystiftede selskaber i forbindelse med indgåelse af licensaftalen. De udenlandske enheder ophører endvidere ved projektets gennemførelse. Der er altså tale om til start ”tomme” datterselskaber, hvilket viser, at det er MOGAS, der besidder den afgørende knowhow, erfaring og ekspertise fra starten af i forbindelse med oliefeltets potentiale til forhandling af og efterfølgende udnyttelse af licenserne. Med andre ord er MOGAS den vedvarende kraft i koncernen.

Når det først er konstateret, at der ér leveret en ydelse, skal leverandøren selvsagt modtage armslængdevederlæggelse herfor. MOGAS leverer i forbindelse med efterforskningsarbejde ydelser til datterselskaberne, som herved opnår en fordel, som de ellers skulle have købt sig til hos en tredjemand.

MOGAS sammenblander muligvis udbyttebetalingerne med de punkter i TPG, som handler om ydelsesbegrebet i forbindelse med ”shareholder activities”, jf. TPG 2017, pkt. 7.9 og 7.10 […].

De pågældende punkter indebærer, at der ikke foreligger en intern ydelse i transfer pricing-mæssig forstand, hvis 1) leverandøren (MO- GAS) alene har påtaget sig aktiviteten som følge af sit ejerskab til modtageren (datterselskaberne), og 2) modtageren ikke har behov for aktiviteten og ikke ville være villig til at betale for den, hvis modtageren havde været uafhængig.

I Wittendorf, Transfer Pricing, 2016, s. 287, beskrives “shareholder activities” sådan […]:

”Aktionæraktiviteter er karakteriseret ved, at de udføres af eller på vegne af et moderselskab alene på grund af dets status som aktionær i datterselskaberne, idet de ikke bibringer datterselskaberne en nytteværdi.”

I den foreliggende situation er der ikke tvivl om, at hvis datterselskaberne havde været uafhængige, havde de stadig haft brug for efterforskningen og havde derfor enten selv – hvis de havde kompetencerne hertil – udført arbejdet eller indkøbt efterforskningsarbejdet hos en tredjemand. De af MOGAS udførte efterforskningsaktiviteter har med andre ord bibragt datterselskaberne en nytteværdi, som en uafhængig ville have betalt for.

Da MOGAS således leverer en ydelse af værdi og afholder betydelige omkostninger i forbindelse hermed, er det klart, at MOGAS skal honoreres. Et uafhængigt selskab ville ikke arbejde gratis og afholde nonprofit omkostninger uden udsigt til indtjening, jf. ligningslovens § 2 […].

3.1.1.2 MOGAS påtager sig garantiforpligtelser uden at blive vederlagt

Når MOGAS på baggrund af sit efterforskningsarbejde og forhandlinger med den pågældende oliestat m.v. opnår retten til en licens, placeres licensen i en udenlandsk koncernenhed.

For at oliestaten kan tillade, at licensen placeres i den udenlandske enhed, stiller staten krav om, at MOGAS indestår for samtlige af datterselskabets forpligtelser […].

Som det fremgår af MOGAS’ årsrapport for 2006 […], note 12, kan de datterselskabsforpligtelser, som MOGAS indestår for, involvere ”væsentlige beløb”. Samme sted i årsrapporten fremgår, at MOGAS stiller garantier for datterselskabernes lån.

Disse garantier stiller MOGAS vederlagsfrit.

Det er klart, at et uafhængigt selskab ikke ville stille sikkerhed for andre selskabers forpligtelser uden at tage sig betalt. Det er ikke noget forretningsmæssigt rationale i at påtage sig en risiko, når der ikke er mulighed for gevinst, jf. ligningslovens § 2.

Lige så klart er det, at et uafhængigt selskab ikke ville kunne opnå en gratis ”forsikring” på samme måde som MOGAS’ datterselskaber gør. Et uafhængigt (forsikrings)selskab ville have krævet vederlag for indeståelsen ud fra en vurdering af den hermed forbundne risiko m.v.

Det fremgår da også af revisionsprotokollaterne til MOGAS’ årsrapport, at MOGAS tidligere har forudbetalt en præmie i forbindelse med en forsikring vedrørende politisk risiko i Qatar […], ligesom Rederiaktieselskaberne har garanteret for datterselskabernes træk på en lånefacilitet, som datterselskaberne betalte et vederlag for på kr. 1.888.000 i 1999 og kr. 1.559.000 i 1998 […]. Dette viser, at MOGAS tilsvarende skal vederlægges for de stillede performancegarantier.

Det er uden betydning, når MOGAS anfører, at disse garantier ikke koster MOGAS noget […]. Det gør det aldrig i sig selv at stille en garanti for en anden. Det relevante er, at garantistilleren påtager sig en risiko, som man alene påtager sig vederlagsfrit i et interessefællesskab. Uafhængige vil selvsagt have betaling herfor.

Det er forkert, når MOGAS i samme afsnit påstår, at garantierne ”reelt” ikke ”udvider... Mogas´ risiko, fordi Mogas alligevel ikke ville kunne lade et datterselskab misligholde sine forpligtelser”. Når landene og långiverne kræver denne slags garantier og ikke blot forlader sig på, at de involverede oliekoncerner vil opfylde datterselskabers forpligtelser, beror det selvsagt på forretningsmæssige årsager og på risikoen for, at der ikke betales for datterselskabernes forpligtelser. Der er desuden forskel på en juridisk pligt som efter en garanti og et selvstændigt forretningsmæssig valg mellem, hvad det koster koncernen at lade et koncernselskab misligholde sine forpligtelser kontra, hvad det koster at opfylde koncernselskabets forpligtelser.

Det bemærkes også, at denne performancegaranti sammen med MO- GAS´ forpligtelse til at stille al teknologi og specialister til rådighed for olielandet er et krav for, at olielandet skal acceptere, at det ikke er MO- GAS, der er licenstager […].

Det ligger herefter fast, at MOGAS mangler en indtjening for de leverede garantistillelser, jf. ligningslovens § 2 […].

3.1.1.3 MOGAS yder løbende ekspertbistand og administrative ydelser (timewriting) uden fortjeneste

MOGAS leverer løbende ekspertbistand til sine datterselskaber og disses faste driftssteder. Det er ubestridt, at MOGAS ikke tjener penge på de løbende rådgivningsydelser […], hvor det anføres, at ydelserne leveres til kostpris.

Det er selvsagt ikke at drive forretningsmæssig virksomhed at levere sine ydelser til kostpris. Det er derfor selvsagt ikke at sælge på armslængdepriser at sælge sine ydelser til kostpriser.

Det kan lægges til grund, at de af MOGAS leverede tekniske rådgivningsydelser har afgørende værdi for datterselskaberne. Det er MO- GAS, som besidder den tekniske knowhow i relation til alle stadier i et olieprojekt […].

Derimod er datterselskaberne, der var nystiftede på tidspunktet for erhvervelsen af olielicensen, uden eksisterende knowhow, der opnår fortjenesten. I nogle tilfælde er der end ikke nogen ansatte i de udenlandske enheder, hvilket f.eks. er tilfældet for filialen i Algeriet.

Karakteren og omfanget af de konkrete leverede ydelser afhænger særligt af, om den udenlandske enhed er operatør i det pågældende oliekonsortium og af, om enheden har egne ansatte.

Om MOGAS’ tekniske ydelser til de udenlandske enheder, som er operatører, anfører MOGAS […], at ydelserne består i analysearbejde af seismisk, geologisk og geofysisk data, miljørelateret analysearbejde, assistance i forbindelse med udførelse af efterforskningsboringerne, sikring af sikkerheden for de lokale medarbejdere samt overvågning og vedligeholdelse af såvel brønde som det anvendte produktionsudstyr. Der er altså tale om ret så centrale ydelser i olieefterforskning.

Hvis den udenlandske enhed ikke er operatør, men passiv investor i det pågældende oliefelt (dette er f.eks. tilfældet for filialen i Algeriet, hvor der ikke er nogen ansatte), består timewritingen hovedsageligt i deltagelse i møder med operatøren, kontrol af, om kontrakten efterleves af operatøren, og kontrol af filialens efterlevelse af lokale regler (oliestatens lovgivning mv.) […].

Herudover er det MOGAS, som på vegne af datterselskaberne udvikler nye teknologier løbende i forbindelse med optimeringen af produktionen og udviklingen af løsninger tilpasset de enkelte oliefelter, jf. bl.a. udgivelsen ”Maersk Oil – under overfladen” […], der beskriver MO- GAS’ knowhow.

[…] Person 4 , tidligere CEO i MOGAS, [omtaler] MOGAS’ teknologi inden for horisontale brønde som ”state-of-the-art”. Endvidere anfører Person 4 […]:

”Vi er gode til at bruge vores specialviden til at gå ind, hvor de store måske har opgivet fordi de gjorde fund, de synes var for små til at udvikle. Knebet er, at man går ind de steder, hvor der kan skabes værdi, og her kan vores erfaringer fra Nordsøen forhåbentlig lære os noget. Du kan jo i princippet gå ind i værdikæden lige fra efterforskning af et helt nyt område til et meget modent felt, og det gør vi. (…)

Grundlæggende handler det selvfølgelig om at være bedre end de andre til at finde olie, og der har vi altså vist, at vi har kunnet knække koden i både Nordsøen og Qatar. Disse felter er en vigtig del af vores virksomhedskultur, vores brand om man vil. Der har været tale om problemstillinger, som umiddelbart så temmelig håbløse ud, og hvor andre bakkede ud (…). Derfor er en vigtig del af fortællingen om Maersk Oil, at vi har vist evnen til at gå ind, hvor andre har givet op” […]

[…] Person 4 [beskriver] MOGAS som en ”udpræget videnbaseret virksomhed”.

[…] Person 8 , Head of Group Public Affairs, APMM [anfører]:

”Med indførslen af nye metoder og teknologier i udvindingen ændrede stemningen i Maersk Oil sig til det mere optimistiske. Igennem ansættelse og uddannelse af egne teknikere modnede selskabet, og i 90’erne havde selskabet specialiseret sig så meget, at det gav et forspring i forhold konkurrenterne på specifikke teknologiske områder, som gjorde Maersk Oil førende inden for udvinding fra det tætte kalklag i Nordsøen.” […].

Ifølge koncernens egne ansatte er MOGAS’ erfaring og tekniske knowhow således af afgørende betydning for den konkrete udnyttelse af oliefelterne.

Det er klart, at MOGAS’ tekniske ydelser til de udenlandske enheder er afgørende for værdiskabelsen. Dette gælder både, når datterselskabet er operatør, og når det ikke er.

MOGAS henviser til, at det er kutyme i oliebranchen, at deltagerne i et joint venture, herunder operatøren, leverer ydelser til kostpris, dvs. uden fortjeneste […]. Samme sted anfører MOGAS, at det er kutyme, at der mellem koncernselskaber i oliebranchen leveres serviceydelser, herunder tekniske ydelser, til kostpris. MOGAS’ synspunkt er ikke rigtigt.

At det eventuelt er kutyme i oliebranchen, at deltagerne i et joint venture, herunder operatøren, leverer ydelser til kostpris, hvor der ikke skal tjenes penge på ydelserne, men på selve olieproduktionen, er ikke relevant for MOGAS’ situation. MOGAS er jo netop ikke deltager i et joint venture, og MOGAS har – modsat deltagerne – ikke udsigt til at få andel i de potentielle indtægter fra olieproduktionen.

Det fremgår da heller ikke af brevet fra International Association of Oli & Gas Producers til OECD […], at det er branchekutyme, at et selskab, som ikke er deltager i et joint venture, og som ikke får andel i de potentielle olieindtægter, skal arbejde nonprofit for selskaberne i joint venturet.

Tværtimod fremgår det, at kostpris-afregningen kun gælder for deltagerne i joint venturet […]:

“In the O&G sector, it is common that the operator's contributions are valued on an "at cost" basis, without a profit from undertaking the activities. This is contractually laid down between the unrelated JV parties. […]

The JV partners, all of whom share in the JV costs and benefits, exercise the operator’s contributions within this governance framework through, amongst others, budget approval, monitoring and auditing rights.” […]

Tilsvarende fremgår følgende af MOGAS’ egen TP-dokumentation […]:

”According to oil sector standards, it is trade custom to render time writing services at cost between independent joint venture parties.”

[…]

Også ifølge TP-dokumentationen omfatter den pågældende branchekutyme kun deltagerne i joint venturet, altså de selskaber som opnår andel i profitten fra oliesalget.

Det bemærkes, at oliebranchen i hvert fald var en højt indtjenende branche, hvor de betydelige risici ved at påbegynde efterforskningen skal udlignes med meget store gevinster, når projektet lykkes.

Det siger sig selv, at et uafhængigt selskab ikke vil arbejde nonprofit for, at andre selskaber skal tjene penge.

Samlet set kan det altså lægges til grund, at en uafhængig, der som MOGAS leverer kostbare tekniske ydelser, som er afgørende for værdiskabelsen, ville tage sig (højt) betalt. Når MOGAS har leveret ydelserne til kostpris er det dermed i strid med ligningslovens § 2.

Det samme gælder de af MOGAS leverede administrative ydelser.

3.1.2 Manglende opfyldelse af dokumentationspligten i skattekontrollovens § 3 B

Det forhold, at selskabets TP-dokumentation er dels manglende dels mangelfuld, fører til, at SKAT er berettiget til at udøve et skøn over indkomsten hos MOGAS vedrørende de kontrollerede transaktioner, jf. den dagældende skattekontrollovs § 3 B, stk. 5, jf. stk. 8 […], jf. § 5, stk.

3 […].

Det følger af den dagældende skattekontrollovs § 3 B, stk. 5, 1. pkt., at MOGAS skulle udfærdige og opbevare skriftlig dokumentation for, hvorledes priser og vilkår er fastsat for de kontrollerede transaktioner. TP-dokumentationen skal efter bestemmelsens 2. pkt. […] være af en sådan art, at den kan danne grundlag for en vurdering af, om priser og vilkår er fastsat i overensstemmelse med, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter.

MOGAS’ TP-dokumentation er dels manglende for nogle af de kontrollerede transaktioner, dels lider af en række alvorlige mangler for andre kontrollerede transaktioner, som betyder, at SKAT ikke ud fra dokumentationen kunne vurdere, om priser og vilkår var fastsat i overensstemmelse med armlængdeprincippet. SKAT har derfor været berettiget til at ansætte de kontrollerede transaktioner skønsmæssigt, jf. U.2019.1446H […].

Der er to helt centrale mangler ved MOGAS’ TP-dokumentation:

For det første er MOGAS’ ydelser i form af indledende efterforskningsarbejde og løbende garantistillelse slet ikke omtalt i TP-dokumentationen […].

En TP-dokumentation er rettet mod de enkelte kontrollerede transaktioner. Kravet om en TP-dokumentation skal derfor være opfyldt for hver eneste kontrolleret transaktion, med mindre denne er uvæsentlig, i hvilket tilfælde typen skal angives, jf. dokumentationsbekendtgørelsen § 3 […]. Transaktionerne er selvsagt i olieprojekter i mange milliardklassen ikke uvæsentlige, ligesom de heller ikke er angivet.

Når den enkelte kontrolleret transaktion ikke er omtalt i TP- dokumentation, er der selvsagt ikke udarbejdet en TP-dokumentation for så vidt angår den ikke behandlede konkrete kontrollerede transaktion. Så er SKAT berettiget til at udøve et skøn over om de interne kontrollerede priser er på armslængdevilkår, jf. ovenfor om den dagældende skattekontrollovs § 3 B stk. 5, jf. stk. 8 […], jf. § 5, stk. 3 […].

I alle tilfælde må TP-dokumentationen anses for så mangelfuld, at den skal sidestilles med, at der ikke foreligger en TP-dokumentation, jf. UfR 2019.1446H […], UfR 2020.3156H […] og UfR 2021.3179H […].

De af MOGAS leverede ydelser, som omtalt ovenfor, jf. afsnit 3.1.1, er ydelser, der skal beskrives i TP-dokumentationen. Dette gælder allerede, fordi datterselskaberne har haft konkret nytte heraf i de omhandlede år. Det indledende efterforskningsarbejde er en forudsætning for olieprojektets videre forløb og deraf olieudvindingen i de pågældende indkomstår. Datterselskaberne og disses faste driftssteder har endvidere haft konkret nytte af de stillede performancegarantier, der er forlangt af olielandene indtil projektets afslutning […].

Aktiviteterne forbundet med international efterforskning og produktion af olie er efter MOGAS’ ledelses vurdering behæftet med væsentlige risici […]. Uanset om MOGAS har afholdt konkrete udgifter eller ej i forbindelse med performancegarantierne, har MOGAS stillet en garanti for datterselskabernes forpligtelserne, der skal beskrives – og ske betaling for.

Det følger da også af MOGAS’ årsrapporter samt de tilhørende revisionsprotokollater, at MOGAS gennem performancegarantierne indestår for datterselskabernes forpligtelser, som både varierer over tid og kan involvere væsentlige beløb […].

[…] MOGAS har udgiftsført 350 mio. kr. ”til imødegåelse af moderselskabets eventuelle forpligtelser overfor dette selskab [Maersk Olie, Algeriet AS] og gruppens øvrige internationale efterforskningsaktiviteter”.

For det andet indeholder TP-dokumentationen ikke en anvendelig sammenligningsanalyse, der identificerer konkrete uafhængige transaktioner for så vidt angår de af MOGAS leverede ydelser i form af teknisk og administrativ bistand (timewriting). Når det ikke er muligt at påvise uafhængige referencetransaktioner, som er uden betydningsbærende forskelle i forhold til MOGAS’ levering af timewriting-ydelserne, er CUP-metoden ikke en anvendelig metode, og prisfastsættelsen kan derfor ikke lægges til grund, jf. TPG 2017, pkt. 2.15 […].

Manglende foretagelse af en sammenlignelighedsanalyse er en alvorlig mangel, som i sig selv medfører, at SKAT har været berettiget til skønsmæssigt at ansætte vederlaget for de tekniske og administrative ydelser, jf. f.eks. UfR 2021.3179H […]. Højesteret fandt, at selskabets TP- dokumentation var mangelfuld i et så væsentligt omfang, at den ikke gav skattemyndighederne et tilstrækkeligt grundlag for at vurdere, om armslængdeprincippet var overholdt.

Højesteret anførte […], at:

”Højesteret finder, at den TP-dokumentation, som TPH har udarbejdet vedrørende skatteårene 2005-2009, ikke indeholder en sammenlignelighedsanalyse, og angivelsen af, hvad der er en rimelig avance for salgsselskaberne, hviler dermed alene på TPHs egen skønsmæssige vurdering. Der er således i TP-dokumentation ingen sammenlignelighedsanalyse af, hvilken avance et salgsselskab kan opnå ved lignede transaktioner mellem uafhængige parter”.

Af TPG 2010, pkt. 1.6 […] fremgår endvidere:

”Such an analysis of the controlled and uncontrolled transactions, which is referred to as a “comparability analysis”, is at the heart of the application of the arm’s length principle.”

Timewriting-ydelserne leveret til datterselskaberne er i de omhandlede år omtalt i TP-dokumentationen […]. Det fremgår, at ydelserne leveres til kostpris og altså uden et profitelement. Aflønningen er foretaget ud fra CUP-metoden. MOGAS henviser til priser og vilkår for de uafhængige parter i DUC-samarbejdet […], og anfører, at der er tale om internal CUP’s.

MOGAS varetager operatøropgaven for DUC på vegne af selskabets moderselskab APMM, hvis andel i DUC-samarbejdet udgør 39 %. MO- GAS har derfor ikke foretaget en sammenlighedsanalyse, som identificerer uafhængige transaktioner, som er udført under sammenlignelige forhold. Når der er flere investorer i samme projekt, der bærer risiko og gevinst, så er det ikke unaturligt, at man alene får dækket sine faktiske omkostninger, når det sker i regi af investorer. Der giver derimod ikke mening for andre, der ikke er en del af projektet at levere nonprofitydelser, når projektparterne – hvis det går godt – tjener rigtig godt. Det bemærkes for en ordens skyld, at MOGAS heller ikke er investor i DUC.

MOGAS har endvidere ikke identificeret transaktioner, hvor et uafhængigt selskab, som ikke får andel i de potentielle indtægter fra olieproduktionen, leverer tekniske og administrative ydelser uden profitelement. DUC-samarbejdet udgør derfor ikke en egnet CUP.

På den baggrund har SKAT (og Landsskatteretten) været berettiget til at ansætte de kontrollerede transaktioner skønsmæssigt, jf. dagældende skattekontrollov § 3 B, stk. 5, jf. stk. 8 […], jf. § 5, stk. 3 […].

3.2 SKATs skøn kan ikke tilsidesættes

Som følge af de ovennævnte konstaterede forhold har SKAT foretaget en skønsmæssig forhøjelse af MOGAS’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008.

Skatteskøn kan efter fast retspraksis kun tilsidesættes, hvis skatteyderen godtgør, enten at skønnet er udøvet på et forkert eller mangelfuldt grundlag, eller hvis skønnet er åbenbart urimeligt, jf. den overordnede beskrivelse af prøvelsesadgangen i UfR 2016.191H […]. At det samme gælder i transfer pricing sager som nærværende, fremgår af UfR 2021.3179 H […].

Bevisbyrden er skærpet som følge af det fuldstændige interessesammenfald mellem MOGAS og datterselskaberne, jf. bl.a. UfR 2007.2379H […]. Bevisbyrden er yderligere skærpet som følge af de helt usædvanlige omstændigheder, som MOGAS påberåber sig, herunder at det er markedsmæssigt at realisere kroniske underskud og at afholde udgifter uden udsigt til indtjening.

Denne bevisbyrde har MOGAS ikke løftet. Tværtimod er SKATs skønsmæssige forhøjelse baseret på et lempeligt skøn, jf. nærmere nedenfor under afsnit 3.2.2.

Det er i denne sag som i de fleste andre skattesager Landsskatterettens afgørelse, der er til prøvelse, jf. UfR2001.2379H […]. Landsskatterettens (flertallet) begrundelse for selve skønsudøvelsen er, at forhøjelserne over perioden 2006-2008 svarer til en royaltysats på ca. 1,7 % af de faste driftssteders omsætning, og at en sådan royaltysats anses at være i overensstemmelse med armslængdeprincippet […].

MOGAS har ikke løftet sin bevisbyrde for, at Landsskatterettens (eller SKATs) skøn kan tilsidesættes.

MOGAS gør gældende, at Landsskatterettens skøn hviler på et forkert grundlag, idet ”Landsskatterettens flertal har lagt til grund, at MOGAS stiller et immaterielt aktiv i form af licenser til rådighed for sine datterselskaber, og at dette er begrundelsen for, at der skal medregnes en royaltyindtægt… Det er imidlertid en kendsgerning, at MOGAS på intet tidspunkt opnår licensrettighederne, og MOGAS stiller af samme grund heller ikke en licens til rådighed for datterselskaberne eller overdrager licenserne til datterselskaberne” […].

Af Landsskatterettens (flertallets) begrundelse […], fremgår følgende:

"Filialerne i Algeriet og Qatar har anvendt immaterielle aktiver, som må anses for at være ejet af MOGAS. Disse immaterielle aktiver kan karakteriseres som knowhow og rettigheder til olieudvinding i form af licenser. Det lægges til grund, at der mellem uafhængige parter ville være betalt et vederlag for anvendelse af denne type immaterielle aktiver i form af royalty eller lignende. Der er herved lagt vægt på, at filialerne er etableret i forbindelse med opnåelse af licenser i det givne land, og filialerne derfor ikke kan anses at have opbygget sådanne immaterielle aktiver selv. MOGAS har afholdt alle udgifter til efterforskning og undersøgelser af muligheder for opnåelse af licenser til udvinding. Det er således MO- GAS, der ejer den knowhow, der er anvendt til at konstatere, om der overhovedet fandtes olie og gas til udvinding. Det er også Magas, der har forhandlet og indgået licensaftaler i det givne land, hvorfor rettighederne til selve indvindingen må anses for at være ejet af Magas, og stillet til rådighed for filialerne."

Landsskatteretten fandt, at det reelt var MOGAS, der erhvervede retten til licenserne, som MOGAS (sammen med selskabets øvrige ekspertise og knowhow) stillede til rådighed for de udenlandske driftssteder. Landsskatteretten forudsætter derimod ikke, at licenserne formelt set var placeret i MOGAS.

Som Landsskatterettens også fremhæver, var det MOGAS, der skaffede hele fundamentet for at opnå licenserne. Først i forbindelse med efterforskning af, om oliefeltet havde kommercielt potentiale, og dernæst i forbindelse med bud på en licens og efterfølgende forhandling af vilkårene for licensen og så levering af teknologi og specialister, der er nødvendige for olieefterforskningen. Koncernselskaberne, der i øvrigt først blev stiftet i forbindelse med indgåelse af de pågældende licensaftaler, kunne ikke opnå retten til licenserne på egen hånd.

Dette kommer også til udtryk i performancegarantierne over for Qatar […]:

”Whereas the State of Qatar (the ’’Government") conducted with Mærsk Olie og Gas A/S (the “Patent”) all preliminary negotiations leading up to the execution of the EPSA with the Subsidiary [Maersk Oil Qatar AS]; and

Whereas the Parent [MOGAS] desires that all of the rights and obligations under the EPSA be the rights and obligations of the Subsidiary; and

Whereas the Government does not object to the Subsidiary [Maersk Oil Qatar AS] enjoying the rights and assuming the obligations under the EPSA provided that such obligations are guaranteed by the Parent [MOGAS].” […].

Landsskatterettens begrundelse hviler derfor på et korrekt grundlag.

3.2.1 MOGAS har ikke bevist, at SKATs skøn er udøvet på et forkert grundlag eller er åbenbart urimeligt

Kun hvis MOGAS måtte løfte bevisbyrden for, at Landsskatterettens skøn kan tilsidesættes ”falder man tilbage” på SKATs afgørelse, jf. UfR 2001.2349H […].

MOGAS har endvidere ikke løftet bevisbyrden for, at SKATs skøn kan tilsidesættes, ligesom MOGAS ikke er kommet med et bedre skønsgrundlag.

SKATs skøn er grundlæggende udtryk for, at MOGAS’ fortjeneste (mindst) bør svare til overskudsgraden i de overskudsgivende datterselskaber, hvis fortjeneste (bl.a.) er et resultat af MOGAS’ leverede ydelser. Datterselskaberne og disses faste driftssteder i Qatar og Algeriet havde samlet en overskuds-grad på henholdsvis 35,1 % (2006), 24,3 %

(2007) og 24,1 (2008), jf. bilag 4 til SKATs afgørelse […].

Dette er særdeles lempeligt, at MOGAS, der ejer alle de for olieefterforskningen og olieproduktionen afgørende immaterielle aktiver, kun skal have samme overskudsgrad som de faste driftssteder. Som ejer af den afgørende knowhow burde MOGAS tjene væsentligt mere end de faste driftssteder, jf. ligningslovens § 2 […].

SKATs forhøjelse af MOGAS’ indkomst fordeler sig på transaktionerne med de faste driftssteder i Qatar og Algeriet som følger […]:

DKK 1.000 2008 2007 2006 Filial af Maersk Oil Qatar AS 409.744 282.328 261.952 Filial af Mærsk Olie Algeriet AS 58.441 45.235 244.279 Forhøjelse i alt: 468.185 327.562 506.431

Forhøjelserne udgjorde alene ganske beskedne andele af resultaterne efter skat i Qatarog Algeriet-selskaberne […]. Resultaterne kan opstilles som følger (forhøjelse/resultat før skat x 100 %):

Qatar

2006: 261.952.000/2.717.821.000 x 100 % = 9,63% 2007: 282.328.000/5.127.776.000 x 100 % = 5,50% 2008: 409.744.000/8.220.243.000 x 100 % = 4,98%

Algeriet 2006: 244.479.000/2.181.535.000 x 100 % = 11,20% 2007: 45.235.000/583.496.000 x 100 % = 7,75% 2008: 58.441.000/1.145.104.000 x 100 % = 5,10%

Der er endvidere tale om et lempeligt skøn, idet SKAT ved skønsudøvelsen har taget udgangspunkt i datterselskabernes overskudsgrad efter skat. SKAT har i skønnet dermed medregnet driftsstedernes afholdte lokale olieafgift til Qatar og Algeriet som en omkostning. Dette behøvede SKAT ikke, når skatten (olieafgiften) i Qatar og Algeriet er overskudsafhængig og dermed uden risiko for de to lokale driftssteder.

MOGAS’ indsigelse mod det udøvede skøn om, at datterselskaberne ikke i de omhandlede år, 2006-2008, havde en konkret nytte af de af MOGAS afholdte udgifter til indledende forundersøgelser (mere end

900 mio. kr.) er uden betydning for skønnet. MOGAS har tidligere afholdt betydelige udgifter til efterforskning i relation til Qatar og Algeriet. Hvis MOGAS agerede som en uafhængig, ville selskabet søge alle – også forgæves afholdte – udgifter dækket af de indtægter, der efterfølgende faktisk opnås.

Forholdet kan anskues på følgende måde:

Da MOGAS indsatte driftsstederne i Qatar og Algeriet, burde MOGAS have betinget sig en betaling. En uafhængig ville ikke have foræret olielicensen og dermed indtjeningspotentialet væk. På tidspunktet for opnåelsen af olielicensen var det usikkert, om der nogensinde ville ske en rentabel olieproduktion, er det nærliggende, at en uafhængig ville have betinget sig en procentdel af den potentielle fremtidige indtjening. Denne procentsats skal selvfølgelig (mindst) svare til, at MOGAS får dækket sine løbende – og fremtidige – udgifter i forbindelse med de indledende efterforskningsudgifter m.v.

Det forekommer naturligt, at i en virksomhed som MOGAS, at der ikke sker betaling på én gang, men at virksomheden venter og ser, hvordan investeringen går, og derefter modtager betaling i takt med driftsstedernes omsætning. Driftsstedernes indtjeningspotentiale er alene kommet i stand som følge af de af MOGAS’ leverede ydelser, og da MOGAS aldrig har forladt samarbejdet, er MOGAS fortsat en del af investeringen og skal modtage betaling for de leverede ydelser.

MOGAS gør endvidere gældende, at enhederne i Qatar og Algeriet ikke er et relevant benchmark for MOGAS’ overskudsgrad, idet disse og MOGAS har forskellige funktioner, aktiver og risici […]. MOGAS kritiserer desuden, at SKATs skøn kun inddrager de overskudsgivende driftssteder […].

Hertil bemærkes, at SKATs skøn er udtryk for en beregningsteknisk model, der indebærer, at MOGAS ikke skal tjene mindre end (nogen af) de faste driftssteder. Dette er i overensstemmelse med, at MOGAS har langt mere værdiskabende funktioner og aktiver m.v. SKATs skøn er ikke udtryk for, at MOGAS har sammenlignelige funktioner m.v. med driftsstederne.

Skatteministeriet bestrider heller ikke, at MOGAS’ aktiver, funktioner m.v. er forskellige fra datterselskabernes. Tværtimod er det MOGAS, som udfører alle de væsentlige funktioner i form af indledende forundersøgelser og løbende teknisk bistand i forbindelse med olieproduktionen (timewriting).

Hvis ikke MOGAS påtog sig disse funktioner, ville datterselskaberne hverken have adgang til oliefelter eller viden om, hvordan olien pumpes op fra undergrunden. Herudover bemærkes, at den udenlandske enhed i Algeriet ingen ansatte har. Uden MOGAS’ funktioner og aktiver ville datterselskaberne med andre ord slet ikke kunne eksistere, endsige tjene penge.

Ved skønsudøvelsen så SKAT bort fra de olieproducerende enheder i Angola, Oman, Surinam, Turkmenistan, Tyskland, Kasakhstan, Brasilien og USA, da der i disse lande er tale om uvæsentlig olieproduktion. Videre så SKAT bort fra de britiske olieproducerende enheder, da disse enheder samlet set realiserede skattemæssige underskud. Der er ikke tale et mangelfuldt eller forkert skøn, når SKAT ikke har inddraget de tabsgivende driftssteder, jf. bl.a. OECD’s Transfer Pricing Guidelines 2017, pkt. 3.65 […], der fremhæver, at ved sammenligning med tabsgivende transaktioner skal der ske yderligere undersøgelser af, om det kan være en sammenligning omstændighed.

SKATs skøn er derfor foretaget på et korrekt grundlag.

MOGAS har i indkomstårene 2006-2008 haft et driftsunderskud på henholdsvis 270 mio. kr. (2006), 212 mio. kr. (2007) og 302 mio. kr.

(2008) […]. Et samlet underskud på små 800 mio. kr. SKATs forhøjelse udligner dette underskud og lægger en ½ mia. i overskud (for 3 år).

I samme periode er koncernens driftsoverskud på oliefelterne i Qatar og Algeriet på 57-58 mia. kr. […]. Hele MOGAS-gruppens overskud er i årene 2006-2008 henholdsvis 9,6 mia. kr., 14 mia. kr. og 26,8 mia. kr. […]. Dette giver i alt et driftsoverskud på ca. 50 mia. kr.

SKAT lægger altså 1 % af overskuddet i MOGAS, hvilket er udtryk for et lempeligt skøn, såfremt Landsretten er enig i, at man ikke kan have et kronisk underskudsselskab, der samtidigt udfører de afgørende funktioner og besidder de værdifulde immaterielle aktiver.

MOGAS har ikke ført noget bevis for, at SKATs skøn er åbenbart urimeligt. Det er tværtimod meget rimeligt for MOGAS som nævnt. _____________________________

Såfremt Landsretten finder, at indtægten skal fastsættes skønsmæssigt, men at SKATs skøn ikke er foretaget på et korrekt grundlag, gøres det gældende, at skønnet skal hjemvises til fornyet behandling hos Skattestyrelsen med henvisning til MOGAS’ subsidiære påstand om hjemvisning.

4. SKATTEMINISTERIETS AFVISNINGSPÅSTAND OG DI- REKTE FØLGE

4.1 Nye spørgsmål

Det gøres overordnet gældende, at argumenterne bag APMM’ subsidiære påstand, 2. pkt. er baseret på nye spørgsmål, der kræver rettens tilladelse ved inddragelse, jf. skatteforvaltningslovens § 48 […].

APMMs subsidiære påstand, 2. pkt., hvorefter APMM ved opgørelsen af såvel den selskabsskattepligtige indkomst som den kulbrinteskattepligtige indkomst har ret til yderligere fradrag svarende til betaling af de opgjorte timewriting-ydelser leveret af MOGAS til APMM, er et spørgsmål, som Landsskatteretten ikke har prøvet. MOGAS har fremført lignende betragtninger som APMM, og disse betragtninger/spørgsmål er der efter ministeriets opfattelse ikke hjemmel til, at landsretten prøver.

MOGAS´s subsidiære påstand og 1. pkt. APMM´s subsidiære påstand er ”rene” hjemvisningspåstande, der er relevant for det tilfælde, at landsretten når frem til, at der kan skønnes over de interne afregningspriser, men at selve skønnet kan tilsidesættes.

Denne sag angår, om MOGAS har handlet på markedsvilkår med sine datterselskaber og disses udenlandske driftssteder i Qatar og Algeriet, jf. ligningslovens § 2. Hverken SKATs eller Landsskatterettens afgørelser […] regulerer samhandlen mellem MOGAS og APMM, og spørgsmålet kan derfor som udgangspunkt ikke inddrages under retssagen, jf. skatteforvaltningslovens § 48 […].

MOGAS og APMM har endvidere ikke fået rettens tilladelse til at inddrage de nye spørgsmål, jf. skatteforvaltningslovens § 48, stk. 2, 2. pkt. […].

Det fremgår af SKATs afgørelse […]:

”Sagen vedrører fastsættelsen af en armslængdeindtjening jf. ligningslovens § 2 i Mærsk Olie og Gas A/S for at stille værdifuld knowhow m.v. til rådighed for dets datterselskabers udenlandske filialer.”

Ligesom det følger af Landsskatterettens indledende votum […]:

”Den påklagede afgørelse vedrører Mogas’ skatteansættelser for indkomstårene 2006-2008 i relation til selskabets datterselskabers filialer i Algeriet og Qatar.”

Landsskatteretten tog ikke stilling til spørgsmålet om MOGAS’ samhandel med APMM. Det er der i sagen enighed […]. Det skyldes ikke – som ellers forudsat af MOGAS – at Landsskatterettens afgørelse begrundes med et ”allerede fordi”, og at Landsskatteretten på det grundlag ikke fortsatte sin vurdering til samhandlen med moderselskabet, APMM, jf. flertallets votum i Landsskatterettens afgørelse […].

Dette ændrer Skatteankenævnets forslag til afgørelse […] heller ikke på. Skatteankenævnet var da også enig i, at sagen alene angik samhandlen med datterselskabernes faste driftssteder i Qatar og Algeriet […].

Skatteankestyrelsen indstillede, at der foretoges en afledt ændring efter skatteforvaltningslovens § 45, stk. 1, sådan, at MOGAS’ indtægter ved timewriting og administrations fees blev tillagt fortjeneste både for så vidt angår vederlag fra datterselskaberne, filialerne og APMM. Skatteankenævnets forslag vedrørte ikke fradrag i APMM’s kulbrinteskattepligtige indkomst, som nu følger af APMM’s subsidiære påstand.

Landsskatteretten fulgte ikke denne indstilling. Når spørgsmålet ikke har været prøvet af Landsskatteretten, er spørgsmålet nyt, og kan kun inddrages under retssagen med rettens tilladelse efter skatteforvaltningslovens § 48, jf. eksempelvis UfR 2008.935H […] og SKM2015.84.VLR […]. I UfR 2008.935 […] udtalte Østre Landsret – der blev tiltrådt af Højesteret – følgende om den dagældende skattestyrelseslovs § 31, stk. 1, 2. pkt., der svarer til skatteforvaltningslovens § 48 […]:

”Sagsøgernes mere subsidiære påstand om lempelse efter ligningslovens § 33 har ikke været prøvet af Landsskatteretten og kan derfor kun inddrages under sagen med rettens tilladelse efter den dagældende skattestyrelseslovs § 31, stk. 1, 2. pkt.”

Der skal en del til for at en sådan tilladelse meddeles. Efter UfR 2008.935H […] skal spørgsmålet have ”en sådan nær sammenhæng med de øvrige spørgsmål i sagen, at der er grundlag for at meddele en sådan tilladelse”.

MOGAS har under den administrative sag argumentet for, at MOGAS’ operatørydelser i DUC på vegne af APMM udgør en CUP i forhold til samhandlen med APMM. Dette anbringende er til støtte for, at skattemyndighedernes afgørelse skal tilsidesættes, og ændrer ikke på, at spørgsmålet er nyt. Samhandlen mellem MOGAS og APMM udgør et selvstændigt krav, som Landsskatteretten ikke har prøvet.

Sagen i forhold til APMM er alene, at APMM er administrationsselskab i sambeskatningen. APMM er derimod ikke part i sagen som aftalepart.

SKAT forhøjede ved afgørelse af 5. juli 2012 […] APMM’s sambeskatningsindkomst for årene 2006-2008 som følge af transfer pricingreguleringen hos MOGAS. Afgørelsen angik herudover forhøjelse af APMM’s sambeskatningsindkomst i forhold til nogle andre datterselskaber. APMM’s kulbrintebeskatning og samhandlen mellem APMM og MOGAS har derimod ingen sammenhæng med MOGAS’ skatteansættelse […]. Spørgsmålet om samhandlen mellem MOGAS og APMM er ikke en forudsætning for prøvelsen af, om Landsskatterettens afgørelse […], er gyldig. Dette illustrerer netop, at spørgsmålet er nyt i forhold til Landsskatterettens afgørelse.

Der foreligger videre ikke klar sammenhæng mellem spørgsmålet om, hvorvidt MOGAS har handlet på armslængdevilkår med koncernenhederne i Qatar og Algeriet, og spørgsmålet om, hvorvidt MOGAS’ har handlet på armslængdevilkår med moderselskabet APMM, herunder om APMM er berettiget til yderligere fradrag i den kulbrintebeskattede indkomst. Der er tale om forskellige samhandelsforhold mellem forskellige parter, der vedrører forskellige transaktioner.

4.2 Direkte følge-reglen

Såfremt landsretten kommer frem til, at der foreligger tilstrækkelig klar sammenhæng mellem MOGAS’ samhandel med sine datterselskaber og samhandlen med APMM, skal der tages stilling til, om der kan ske ekstraordinær genoptagelse af APMM’s skatteansættelser efter skatteforvaltningslovens § 27 […] om ekstraordinær genoptagelse, da den ordinære genoptagelsesfrist i § 26 er udløbet, jf. også APMM’s genoptagelsesanmodning […].

Den relevante objektive betingelse i skatteforvaltningslovens § 27, stk. 1, er nr. 2, om direkte følge.

Bestemmelsen om direkte følge finder kun anvendelse, hvis den ønskede (sekundære) ændring er en direkte konsekvens af den primære ændring, jf. UfR 2019.3137H […] om skatteforvaltningslovens § 32, stk. 1, nr. 2, der er den samme bestemmelse som § 27, stk. 2, nr. 2, men som vedrører afgifter mv.

Den primære ansættelse vedrørende MOGAS´ transaktioner med Qatar og Algeriet.

APMM’s skatteansættelse, herunder kulbrintebeskatning, er derfor ikke en direkte følge, jf. skatteforvaltningslovens § 27, stk. 1, nr. 2 […], af den primære forhøjelse over for MOGAS, der jo udspringer af transaktionerne med Qatar og Algeriet og ikke APMM.

Samhandlen mellem MOGAS og APMM i relation til DUC-samarbejdet adskiller sig både faktuelt og juridisk fra nærværende sag. En ændring saf priser i denne relation er ikke en automatisk reaktion som følge af forhøjelsen over for MOGAS’s kontrollerede transaktioner med Qatar og Algeriet. Af fristudvalgets betænkning nr. 1426 […] omtaler, at det er de automatiske følgevirkninger, der udgør en direkte følge […].

Der foreligger ikke en direkte sammenhæng mellem det, som man forhøjer MOGAS med, nemlig samhandlen mellem MOGAS og datterselskabernes filialer i Qatar og Algeriet, og DUC-samarbejdet. Forhøjelsen over for APMM i relation til APMM’s egne forhold er derfor ikke en direkte følge, jf. § 27, stk. 1, nr. 2.

Det gøres videre gældende, at reaktionsfristen i skatteforvaltningslovens § 27, stk. 2 […], ikke er iagttaget. Det følger af skatteforvaltningslovens § 27, stk. 2, 1. pkt., at en genoptagelsesanmodning skal fremsættes af den skattepligtige senest 6 måneder efter, at den skattepligtige er kommet til kundskab som det forhold, der begrunder fravigelsen af fristerne i § 26.

Ved SKATs afgørelse af 5. juli 2012 […] blev APMM’s sambeskatningsindkomst forhøjet som følge af transfer-pricing reguleringen hos MO- GAS. APMM havde derfor kendskab til både forhøjelsen hos MOGAS og forhøjelsen af sambeskatningsindkomsten hos APMM. APMM indgav ikke anmodning om genoptagelse indenfor halvsårsfristen, men først den 12. september 2017 […], dvs. ca. 5 år efter, at skatteansættelsen blev tilgængelig.”

Landsrettens begrundelse og resultat Sagerne vedrører skattemyndighedernes skønsmæssige forhøjelse af MOGAS’ indkomst for indkomstårene 2006-2008 (sagen BS-41577/2018) samt en konsekvensforhøjelse af moderselskabet APMM’s sambeskatningsindkomst for de omhandlede indkomstår (sagen BS-41574/2018). Forhøjelserne er baseret på en transfer princing-korrektion, der udspringer af MOGAS’ samhandel med sine to datterselskaber og disses faste driftssteder i Algeriet henholdsvis Qatar, jf. ligningslovens § 2, stk. 1.

Det følger af ligningslovens § 2, stk. 1, at koncernforbundne selskaber og faste driftssteder beliggende i udlandet ved opgørelsen af den skattepligtige indkomst skal anvende priser og vilkår for handelsmæssige eller økonomiske transaktioner (kontrollerede transaktioner) i overensstemmelse med, hvad der kunne have været opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter. Det er ubestridt, at MOGAS, datterselskaberne og disses filialer er omfattet af personkredsen i ligningslovens § 2, stk. 1, om koncernforbundne selskaber og faste driftssteder i udlandet.

Skattemyndighederne har fundet, at der er grundlag for en skønsmæssig forhøjelse af MOGAS’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008, og sagerne for landsretten rejser overordnet spørgsmålene, om der har været grundlag for at foretage en skønsmæssig ansættelse, og om skønnet i givet fald er udøvet på et forkert grundlag eller er åbenbart urimeligt.

Skattemyndighederne lægger til grund, at MOGAS’ forretningsmodel medfører, at MOGAS aldrig vil kunne opnå et overskud af sin virksomhed, idet skattemyndighederne finder, at udbytter er betaling for kapitalinvesteringer og ikke for leverede ydelser, og at indtægter ved udbytte ikke anses for en forretningsmæssig indtægt.

Det kan lægges til grund, at MOGAS’ resultat før finansielle poster og skat i perioden 1986-2010 i det væsentlige har været negativt, herunder i de omhandlede indkomstår 2006-2008, mens MOGAS’ resultat inklusive finansielle poster, herunder udbytter, i samme periode har været positivt, og landsretten tiltræder, at indtægter ved udbytte ikke kan anses for en forretningsmæssig indtægt i den forstand, at udbytte, som MOGAS modtager som ejer, ikke udgør betaling for transaktioner omfattet af ligningslovens § 2.

Landsretten finder imidlertid, at det forhold, at MOGAS’ resultat før finansielle poster og skat i perioden 1986-2010 i det væsentlige har været negativt, ikke i sig selv kan begrunde en adgang for skattemyndighederne til at foretage en skønsmæssig ansættelse.

Transaktioner omfattet af ligningslovens § 2 SKAT fandt, at MOGAS stiller værdifuld knowhow til rådighed for datterselskaberne, blandt andet i form af de indledende forundersøgelser (fase 1 og 2), etableringen af datterselskaberne, forhandlinger med oliestaten, garantistillelse samt løbende teknisk og administrativ bistand (timewriting), og SKATs skønsmæssige forhøjelse er begrundet i manglende betaling fra de udenlandske filialer for anvendelsen af MOGAS’ immaterielle rettigheder. SKAT fandt, at en uafhængig part ville kræve en andel af de fremtidige indtægter som betaling herfor.

Landsskatterettens flertal lagde til grund, at filialerne i Algeriet og Qatar har anvendt immaterielle aktiver som må anses for ejet af MOGAS, og at disse immaterielle aktiver kan karakteriseres som knowhow og rettigheder til olieindvinding i form af licenser. Landsskatterettens flertal lagde til grund, at der mellem uafhængige parter ville være blevet betalt et vederlag for anvendelse af denne type immaterielle aktiver i form af royalty eller lignende. Landsskatterettens flertal har herved lagt vægt på, at MOGAS har afholdt udgifterne til forundersøgelser, kaldet fase 1 og 2, hvilket danner grundlag for opnåelse af licenser, og at MOGAS stiller rettighederne til indvindingen til rådighed for filialerne. Endvidere har Landsskatterettens flertal lagt vægt på, at MOGAS indestår for datterselskabernes forpligtelser via performancegarantier.

Spørgsmålet for landsretten er, om og i givet fald i hvilket omfang der i indkomstårene 2006, 2007 og 2008 foregik transaktioner mellem MOGAS og datterselskabernes filialer i Algeriet og Qatar, som er omfattet af ligningslovens § 2. Der er i den forbindelse enighed mellem parterne om, at MOGAS’ levering af teknisk og administrativ bistand (timewriting) i indkomstårene 2006-2008 er transaktioner omfattet af ligningslovens § 2.

Efter bevisførelsen lægger landsretten til grund, at datterselskaberne er de såvel formelle som reelle ejere af licenserne til olieindvindingen i henholdsvis Algeriet og Qatar. Landsretten har herved lagt vægt på det fremlagte aftaleretlige grundlag samt selskabernes regnskaber. Det må således også anses for ubestridt for landsretten, at MOGAS ikke er licenstager. Det kan herefter ikke lægges til grund, at der mellem MOGAS og datterselskaberne i indkomstårene 2006-2008 forelå en transaktion omfattet af ligningslovens § 2 i form af, at licenserne til olieindvindingen skulle være stillet til rådighed for datterselskaberne af MO- GAS.

Det må anses for ubestridt, at de foretagne forundersøgelser i fase 1 og 2 vedrørende Algeriet og Qatar blev afsluttet af MOGAS i 1990 henholdsvis 1992, og at MOGAS ikke har afholdt udgifter til de efterfølgende faser (fase 3 og frem). Forundersøgelserne udgør således ikke transaktioner, jf. ligningslovens § 2, i indkomstårene 2006-2008, men skattemyndighederne lagde som nævnt til grund, at der mellem uafhængige parter ville være blevet betalt et vederlag herfor i form af overskudsandel, royalty eller lignende.

Efter bevisførelsen finder landsretten, at der mellem uafhængige parter ikke ville være blevet betalt et årligt vederlag for forundersøgelserne i fase 1 og 2 i form af royalty eller overskudsandel fra datterselskaberne i Algeriet og Qatar, som ville udgøre en transaktion i indkomstårene 2006-2008 omfattet af ligningslovens § 2.

Landsretten lægger herved vægt på karakteren og indholdet af forundersøgelserne i fase 1 og 2 sammenholdt med de følgende faser, herunder de hermed forbundne udgifter samt den usikkerhed, der efter fase 1 og 2 fortsat er forbundet med olieforekomsten og udnyttelsen heraf.

MOGAS’ udgifter til forundersøgelserne i relation til Algeriet og Qatar er ikke nærmere opgjort, men MOGAS’ samlede udgifter til efterforskning i årene 1986-1991, der blandt andet vedrørte Algeriet og Qatar, er opgjort til ca. 128,5 mio. kr. Udgifterne til den videre efterforskning, produktion m.v. er afholdt af datterselskaberne, og de samlede udgifter til efterforskning afholdt af datterselskabet i Algeriet er for perioden 1990-2010 opgjort til i alt ca. 759 mio. kr., mens de samlede udgifter til efterforskning afholdt af datterselskabet i Qatar for perioden 1992-2010 er opgjort til i alt ca. 527 mio. kr.

Dertil kommer, at MOGAS har foretaget tilsvarende forundersøgelser, hvor det alene har ført til en begrænset eller ligefrem underskudsgivende olieproduktion, som skattemyndighederne har valgt at se bort fra. Endelig er der ikke fremlagt andre eksempler på, at der i lignende tilfælde sker løbende betaling i form af royalty eller overskudsandel for det relativt begrænsede arbejde, der udføres i fase 1 og 2.

Omvendt finder landsretten, at de af MOGAS stillede performancegarantier må anses for at udgøre kontrollerede transaktioner omfattet af ligningslovens § 2, for hvilke der mellem uafhængige parter ville være blevet betalt et årligt vederlag. Landsretten lægger herved vægt på, at garantierne må anses for stillet i garantirekvirentens (datterselskabets) interesse og til fordel for denne. Desuden er garantierne efter deres indhold ubegrænsede moderselskabsgarantier, der udgør mere end blot et kapitaliseringstilsagn. Landsretten bemærker herved, at MOGAS ikke har gjort gældende, at de to omhandlede garantier skulle være forskellige i deres indhold.

Transfer pricing-dokumentation Det fremgår af de dagældende bestemmelser i skattekontrollovens § 3 B, stk. 8, jf. § 5, stk. 3, at hvis den skattepligtige ikke har udarbejdet den lovpligtige dokumentation for prisfastsættelse af transaktioner mellem interesseforbundne parter (transfer pricing-dokumentation), kan skatteansættelsen foretages skønsmæssigt. Højesteret har i domme af 31. januar 2019 (UfR 2019.1446) og af

25. juni 2020 (UfR 2020.3156) fastslået, at en transfer pricing-dokumentation, der i så væsentligt omfang er mangelfuld, at den ikke giver skattemyndighederne et tilstrækkeligt grundlag for at vurdere, om armslængdeprincippet er overholdt, må sidestilles med manglende dokumentation.

Landsretten finder, at MOGAS’ transfer pricing-dokumentation vedrørende den tekniske og administrative bistand (timewriting) i indkomstårene 2006-2008 ikke var mangelfuld i så væsentligt omfang, at det kunne sidestilles med manglende dokumentation. Landsretten har herved lagt vægt på, at det forhold, at skattemyndighederne er uenige i eller rejser berettiget tvivl om sammenlignelighedsanalysen i relation til MOGAS’ levering af teknisk og administrativ bistand ikke i sig selv indebærer, at dokumentationen i væsentligt omfang er mangelfuld, jf. Højesterets dom af 25. juni 2020 (UfR 2020.3156). Skatteministeriet har heller ikke nærmere påvist betydningen af eventuelt manglende eller utilstrækkelige funktionsanalyser for den konkrete bedømmelse af, om armslængdeprincippet er overholdt.

MOGAS’ transfer pricing-dokumentation vedrørende den tekniske og administrative bistand (timewriting) giver herefter ikke grundlag for at ansætte MO- GAS’ indkomst skønsmæssigt i medfør af den dagældende skattekontrollovs §

3 B, stk. 8, jf. § 5, stk. 3.

Som anført ovenfor udgør de af MOGAS stillede performancegarantier samt den af MOGAS leverede tekniske og administrative bistand (timewriting) kontrollerede transaktioner omfattet af ligningslovens § 2.

Performancegarantierne, der vederlagsfrit er stillet til fordel for datterselskaberne, er ikke omtalt i transfer pricing-dokumentationen, og landsretten finder, at dette giver grundlag for, at MOGAS’ indkomst vedrørende performancegarantierne ansættes skønsmæssigt i medfør af den dagældende skattekontrollovs § 3 B, stk. 8, jf. § 5, stk. 3.

Vurdering af armslængdevilkår Idet landsretten bemærker, at det må anses for ubestridt, at performancegarantierne – i fald disse betragtes som transaktioner omfattet af ligningslovens § 2 – ikke er stillet til rådighed på armslængdevilkår, er spørgsmålet herefter, om Skatteministeriet har godtgjort, at datterselskabernes betalinger til MOGAS for den tekniske og administrative bistand (timewriting) ikke er i overensstemmelse med, hvad der kunne være opnået, hvis transaktionerne var afsluttet mellem uafhængige parter (armslængdeprincippet), jf. ligningslovens § 2, stk. 1.

MOGAS har i sin transfer pricing-dokumentation henvist til, at MOGAS’ operatørydelser i DUC på vegne af APMM udgør en CUP i forhold til samhandlen med datterselskaber. Der er desuden henvist til en branchekutyme for omkostningsdeling i joint ventures indenfor olieog gassektoren, hvorefter operatørens ydelser leveres til kostpris.

Allerede fordi MOGAS hverken deltager i et joint venture eller fungerer som operatør i relation til olieindvindingen i Algeriet og Qatar finder landsretten, at MOGAS’ levering af teknisk og administrativ bistand til datterselskaberne ikke er sammenlignelig med den oplyste branchekutyme eller MOGAS’ levering af ydelser til DUC, hvor MOGAS fungerer som operatør.

På denne baggrund finder landsretten, at Skatteministeriet har godtgjort, at MOGAS’ levering af den tekniske og administrative bistand (timewriting) til datterselskaberne til kostpris ligger uden for rammerne af, hvad der kunne være opnået, hvis aftalen var indgået mellem uafhængige parter, jf. ligningslovens § 2, stk. 1.

Konklusion Samlet finder landsretten, at der er grundlag for at foretage en skønsmæssig ansættelse af MOGAS’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008, hvorfor der ikke er grundlag for at tage MOGAS’ principale påstand til følge. Skattemyndighedernes skøn hviler imidlertid på et forkert grundlag og er åbenbart urimeligt, hvorfor sagen hjemvises til fornyet behandling ved skattemyndighederne i overensstemmelse med MOGAS’ subsidiære påstand.

Med samme begrundelse finder landsretten, at der ikke er grundlag for at tage APMM’s principale påstand til følge, men at ansættelsen af APMM’s sambeskatningsindkomst for indkomstårene 2006-2008 hjemvises til fornyet behandling ved skattemyndighederne i overensstemmelse med APMM’s subsidiære påstand, 1. pkt.

Som følge af ovenstående – og som sagen i øvrigt er forelagt – finder landsretten ikke anledning til at tage stilling til APMM’s subsidiære påstand, 2. pkt., herunder hvorvidt skatteforvaltningslovens § 48 er til hinder for at inddrage spørgsmålet.

Sagsomkostninger Efter sagens udfald skal Skatteministeriet i sagsomkostninger for landsretten betale 3.004.000 kr. til TotalEnergies EP Danmark A/S. 3.000.000 kr. af beløbet er til dækning af udgifter til advokatbistand ekskl. moms og 4.000 kr. til retsafgift. Skatteministeriet skal desuden i sagsomkostninger for landsretten betale 3.004.000 kr. til A.P. Møller - Mærsk A/S. 3.000.000 kr. af beløbet er til dækning af udgifter til advokatbistand ekskl. moms og 4.000 kr. til retsafgift.

Ud over sagens værdi er der ved fastsættelsen af beløbene til advokat taget hensyn til sagernes omfang, kompleksitet og betydning, samt at TotalEnergies EP Danmark A/S og A.P. Møller - Mærsk A/S har været repræsenteret ved samme advokat.

THI KENDES FOR RET:

Ansættelsen af TotalEnergies EP Danmark A/S’ skattepligtige indkomst for indkomstårene 2006-2008 og ansættelsen af A.P. Møller - Mærsk A/S’ sambeskatningsindkomst for indkomstårene 2006-2008 hjemvises til fornyet behandling ved skattemyndighederne.

Skatteministeriet skal i sagsomkostninger inden 14 dage betale 3.004.000 kr. til TotalEnergies EP Danmark A/S og 3.004.000 kr. til A.P. Møller - Mærsk A/S. Beløbene forrentes efter rentelovens § 8 a.