KPEiK – strategiczne kierunki transformacji energetycznej

8 czerwca 2026 r. Rada Ministrów przyjęła zaktualizowany „Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.”, stanowiący podstawowy dokument strategiczny w zakresie transformacji energetycznej Polski. 

Dokument określa kierunkowe cele państwa w obszarze bezpieczeństwa energetycznego, struktury miksu energetycznego, redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz rozwoju gospodarki niskoemisyjnej. KPEiK pełni jednocześnie funkcję planistyczną i sprawozdawczą w relacji do Komisji Europejskiej – jego przyjęcie wynika z obowiązków nałożonych rozporządzeniem (UE) 2018/1999 dotyczącym zarządzania unią energetyczną.

Plan przewiduje dwa scenariusze transformacji: bazowy, tzw. WEM („with existing measures”), oparty na obowiązujących instrumentach, oraz scenariusz przyspieszony tzw. WAM („with additional measures”), zakładający pełne wdrożenie unijnego pakietu „Fit for 55”. Do kluczowych wskaźników na 2030 r. należą m.in.:

• redukcja emisji GHG o 43–53% względem 1990 r.,

• osiągnięcie 30–32% udziału OZE w finalnym zużyciu energii brutto,

• ograniczenie zużycia energii pierwotnej o 14,4% względem prognoz modelowych.

Dokument stanowi punkt odniesienia dla dalszych instrumentów regulacyjnych oraz mechanizmów wsparcia inwestycji energetycznych.

Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. - przyjęty przez Radę Ministrów - Ministerstwo Energii - Portal Gov.pl

Bank Światowy przyjął Strategię Partnerstwa dla Polski na lata 2026–2031, określającą kierunki współpracy w kluczowych obszarach gospodarki, w tym w sektorze energetycznym. Dokument wskazuje transformację energetyczną jako jeden z filarów dalszego rozwoju gospodarczego kraju.

W obszarze energetyki strategia koncentruje się na wsparciu inwestycji w nowe moce wytwórcze, modernizacji i cyfryzacji infrastruktury sieciowej, rozwoju technologii niskoemisyjnych oraz transformacji regionów uzależnionych od paliw kopalnych. Zakres działań obejmuje również rozwój ciepłownictwa, gospodarki obiegu zamkniętego oraz technologii wychwytu i składowania CO₂.

Instrumenty wsparcia obejmują różne formy finansowania i zabezpieczenia inwestycji, realizowane przez instytucje Grupy Banku Światowego, w tym IBRD, IFC oraz MIGA. Szczególny nacisk położono na mobilizację kapitału prywatnego oraz wykorzystanie instrumentów gwarancyjnych i doradczych.

Strategia wskazuje również na skalę wyzwań inwestycyjnych związanych z transformacją energetyczną, podkreślając potrzebę znacznych nakładów finansowych w perspektywie długoterminowej oraz konieczność tworzenia stabilnych ram regulacyjnych dla inwestorów.

Nowe partnerstwo Grupy Banku Światowego z Polską: mobilizacja kapitału prywatnego, wsparcie innowacji i tworzenie lepszych miejsc pracy

Prezydent podpisał ustawę wydłużającą termin obowiązywania studiów uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego do 31 sierpnia. Ustawa została ogłoszona 15 czerwca 2026 r.  Nowe przepisy wydłużają czas na przyjęcie przez gminy planów ogólnych do 31 sierpnia O zmianach tych pisaliśmy bardziej szczegółowo w Newsletterze 5/2026.

Zmiana ma charakter techniczny i przejściowy, jednak ma istotne znaczenie praktyczne dla procesów inwestycyjnych, gdyż brak ciągłości dokumentów planistycznych mógłby prowadzić do wstrzymania części przedsięwzięć.

Ustawa z dnia 30 kwietnia 2026 r. o zmianie ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw

W dniu 26 maja 2026 r. Rada Ministrów przyjęła rozporządzenie zmieniające przepisy dotyczące przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko, wprowadzające do polskiego porządku prawnego uproszczoną ścieżkę modernizacji istniejących farm wiatrowych (tzw. repowering). Regulacja weszła w życie 13 czerwca 2026 r.

Nowe przepisy umożliwiają przeprowadzenie modernizacji elektrowni wiatrowych polegającej na zwiększeniu ich mocy zainstalowanej maksymalnie o 30% bez konieczności uzyskania nowej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach – pod warunkiem spełnienia szczegółowych kryteriów.

Z uproszczonej procedury mogą skorzystać wyłącznie instalacje zlokalizowane poza obszarami objętymi ochroną przyrody. Dodatkowo przepisy wymagają, aby modernizacja nie prowadziła do zwiększenia liczby turbin ani do istotnych zmian ich lokalizacji (dopuszczalne przesunięcie do 150 m). Wprowadzono również ograniczenie całkowitej mocy instalacji po modernizacji do poziomu 100 MW.

Celem regulacji jest umożliwienie bardziej efektywnego wykorzystania istniejącej infrastruktury energetycznej oraz skrócenie czasu realizacji inwestycji – według założeń administracyjnych nawet o co najmniej sześć miesięcy.  

Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 26 maja 2026 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko

Sejm przyjął ustawę deregulacyjną w energetyce, której celem jest uproszczenie funkcjonowania rynku oraz poprawa przejrzystości dla odbiorców. Ustawa została przedstawiona 11 czerwca 2026 r. do podpisu Prezydenta. 

Regulacja ma charakter przekrojowy – nowelizuje Prawo energetyczne oraz szereg ustaw sektorowych, w tym dotyczących zapasów ropy i gazu, odnawialnych źródeł energii oraz kogeneracji. Wprowadzane rozwiązania obejmują zarówno kwestie konsumenckie, jak i funkcjonowanie przedsiębiorstw energetycznych oraz wybranych segmentów rynku.

W obszarze relacji z odbiorcami przewidziano m.in. obowiązek dołączania do rachunków za energię elektryczną uproszczonego podsumowania kluczowych pozycji kosztowych oraz informacji o okresie obowiązywania umowy (od 30 czerwca 2027 r.). Jednocześnie podstawową formą komunikacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi, odbiorcami i organami administracji ma stać się forma elektroniczna, przy zachowaniu prawa odbiorcy do żądania komunikacji w postaci papierowej.

Zmiany obejmują także korektę przepisów przejściowych wprowadzonych wcześniejszą nowelizacją Prawa energetycznego, zwanej ustawą sieciową (o której pisaliśmy m.in. w Nowelizacja Prawa energetycznego z podpisem Prezydenta), poprzez usunięcie nieprecyzyjnego odesłania w zakresie zmiany warunków przyłączenia. Nowelizacja jednoznacznie wskazuje właściwą podstawę prawną dotyczącą ograniczeń zmiany lokalizacji inwestycji, co ma ograniczyć ryzyka interpretacyjne w praktyce stosowania przepisów. 

Równolegle procedowany jest projekt nowelizacji Prawa energetycznego, mający doprecyzować przepisy tzw. ustawy sieciowej, złożony przez Sejmową Komisję ds. Deregulacji. Proponowane zmiany dotyczą w szczególności:

• zastąpienia ogólnego vacatio legis w części przepisów konkretnymi terminami wykonania obowiązków przez inwestorów OZE,

• usunięcia wątpliwości interpretacyjnych wpływających na możliwość korzystania z preferencyjnych warunków zabezpieczeń finansowych.

Zmiany mają charakter doprecyzowujący i ukierunkowane są na ujednolicenie stosowania przepisów przez operatorów systemów. 

Druk nr 2578 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

3 kwietnia 2026 r. zaczęła obowiązywać nowelizacja ustawy o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa, implementująca do polskiego porządku prawnego dyrektywę NIS21. Zmienione przepisy znacząco poszerzają zakres podmiotów objętych wymogami w obszarze cyberbezpieczeństwa oraz wprowadzają nową kategoryzację – na podmioty kluczowe i podmioty ważne.

Wejście w życie polskich regulacji NIS2 oznacza przejście z etapu prac legislacyjnych do etapu ich realnego, operacyjnego stosowania. Od 7 maja 2026 r. trwa proces samodzielnej rejestracji w Wykazie podmiotów kluczowych i ważnych, natomiast od 12 czerwca 2026 r. nowe podmioty objęte ustawą mogą korzystać z Systemu S46. W praktyce przedsiębiorcy powinni więc nie tylko śledzić zmiany regulacyjne, lecz przede wszystkim zweryfikować, czy podlegają obowiązkom wynikającym z ustawy oraz czy są zobowiązani do dokonania wpisu do Wykazu KSC.

Równolegle w lipcu wchodzi w życie nowelizacja ustawy o zarządzaniu kryzysowym, która wzmacnia powiązania pomiędzy systemem cyberbezpieczeństwa a krajowym systemem reagowania kryzysowego. Zmiany te mają na celu lepszą koordynację działań w przypadku poważnych incydentów, w tym zdarzeń o charakterze cybernetycznym wpływających na funkcjonowanie infrastruktury krytycznej. Nowelizacja doprecyzowuje kompetencje organów administracji oraz mechanizmy współpracy pomiędzy podmiotami objętymi NIS2 a strukturami zarządzania kryzysowego na poziomie krajowym i regionalnym.

Szczegółowy przegląd obowiązków, kategorii podmiotów oraz kluczowych terminów związanych z wdrożeniem dyrektywy NIS2 przedstawiliśmy w naszym Legal Alercie: Dyrektywa NIS2 wdrożona w Polsce. Nowe obowiązki cyberbezpieczeństwa dla przedsiębiorców 

Ustawa nowelizująca Prawo lotnicze stanowi element dostosowania krajowego porządku prawnego do obowiązujących już regulacji unijnych w zakresie zrównoważonego transportu lotniczego, w szczególności rozporządzenia ReFuelEU Aviation2. Unijne przepisy, które weszły w życie w 2023 r., wprowadzają na poziomie całej UE systemowe wymogi dotyczące zwiększania udziału zrównoważonych paliw lotniczych (SAF) oraz ograniczania emisji gazów cieplarnianych w sektorze lotniczym. Polska nowelizacja ma charakter implementacyjny i wykonawczy – jej głównym celem jest zapewnienie ram instytucjonalnych oraz mechanizmów nadzoru umożliwiających stosowanie przepisów unijnych w praktyce. 

Przepisy krajowe określają również właściwość organów administracji odpowiedzialnych za nadzór nad wykonywaniem obowiązków wynikających z regulacji unijnej oraz wprowadzają instrumenty egzekwowania tych obowiązków. Ma to znaczenie praktyczne dla funkcjonowania rynku, ponieważ ReFuelEU Aviation opiera się na stopniowo rosnących poziomach udziału paliw zrównoważonych, które muszą być monitorowane i weryfikowane na poziomie krajowym.

Nowelizacja wpisuje się w szerszy proces dostosowania polskich regulacji sektorowych do unijnych ram klimatycznych i transportowych oraz tworzy podstawy prawne do funkcjonowania rynku SAF w Polsce.

Ustawa z dnia 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo lotnicze oraz niektórych innych ustaw 

19 czerwca Sejm przyjął ustawę o podatku od nadzwyczajnych zysków ze zbycia paliw ciekłych osiągniętych w okresie od marca do grudnia 2026 r. 

Podatek ma charakter sektorowy i nadzwyczajny. Jego konstrukcja nawiązuje do rozwiązań wprowadzonych wcześniej na poziomie Unii Europejskiej, w szczególności do mechanizmów czasowego opodatkowania nadzwyczajnych zysków w warunkach wysokiej zmienności cen energii i surowców energetycznych. Zakres podmiotowy ustawy obejmuje określone kategorie przedsiębiorstw działających na rynkach energii elektrycznej i paliw, przy czym szczegółowe kryteria objęcia podatkiem wynikają z parametrów finansowych i charakteru prowadzonej działalności. Podatek ma objąć przedsiębiorców prowadzących samodzielnie lub za pośrednictwem innego podmiotu, działalność w zakresie wytwarzania paliw ciekłych lub importu/nabycia wewnątrzwspólnotowego paliw ciekłych w Polsce, w okresie od 1 marca 2026 r. do 31 grudnia 2026 r. – a zatem z mocą wsteczną, co budzi spore wątpliwości w opinii publicznej. 

25 czerwca Senat przegłosował natomiast poprawkę, na mocy której wysokość podatku nie będzie mógł przekroczyć dochodu ustalonego do celów PIT lub CIT, a w przypadku spółki jawnej – jej zysku bilansowego.

Druk nr 2684 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej 

Równolegle do prac nad ustawą deregulacyjną oraz poprawką do ustawy sieciowej, trwają prace nad kolejną nowelizacją prawa energetycznego. Ministerstwo Energii skierowało do konsultacji projekt UC121 stanowiący następny etap implementacji dyrektywy o efektywności energetycznej3 (EED) z 2023 r. do polskiego porządku prawnego. Proponowane zmiany koncentrują się przede wszystkim na sektorze ciepłownictwa i chłodnictwa oraz na dostosowaniu krajowych regulacji do nowych wymogów unijnych dotyczących efektywności i dekarbonizacji systemów energetycznych.

Jednym z kluczowych elementów projektu jest wprowadzenie nowych definicji oraz metodologii obliczeniowych, w tym w zakresie wysokosprawnej kogeneracji oraz wskaźników emisji CO₂. Regulacja przewiduje także ustanowienie szczegółowych kryteriów dla tzw. efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych na lata 2027–2050, które będą miały znaczenie dla dostępu do środków publicznych i finansowania unijnego.

Projekt wprowadza również nowe obowiązki planistyczne i sprawozdawcze. Przedsiębiorstwa energetyczne oraz operatorzy systemów będą zobowiązani do przekazywania danych niezbędnych do opracowania kompleksowej oceny systemów ogrzewania i chłodzenia, powiązanej z KPEiK. Dodatkowo gminy powyżej 45 tys. mieszkańców będą zobligowane do przygotowania lokalnych planów w tym zakresie.

Projekt obejmuje także wzmocnienie ochrony odbiorców, m.in. poprzez zwiększenie przejrzystości warunków umownych i rozszerzenie obowiązków informacyjnych przedsiębiorstw ciepłowniczych. 

Projekt

Od 25 maja 2026 r. trwają konsultacje projektu nowelizacji rozporządzenia systemowego, którego celem jest dalsze doprecyzowanie zasad funkcjonowania rynku bilansującego oraz wprowadzenie ram regulacyjnych dla usług elastyczności. Projekt stanowi kolejny etap dostosowywania regulacji technicznych do rosnącego udziału źródeł odnawialnych oraz zwiększonej zmienności pracy systemu elektroenergetycznego.

Jednym z kluczowych obszarów zmian są propozycje dotyczące rozszerzenia zakresu informacji dostępnych dla operatorów systemów elektroenergetycznych o pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Regulacja zmierza do zwiększenia przewidywalności pracy systemu poprzez poprawę jakości danych przekazywanych przez uczestników rynku, w szczególności wytwórców energii oraz operatorów magazynów energii.

Operatorzy systemów mają zostać zobowiązani do określenia minimalnych standardów poprawności przekazywanych planów pracy. W przypadku ich niespełnienia projekt przewiduje możliwość ograniczenia generacji lub odłączenia jednostki od sieci. Jednocześnie proponuje się wyłączenie odpowiedzialności finansowej operatora za takie działania, co w praktyce oznacza przeniesienie ryzyka związanego z nieprawidłowym raportowaniem na właścicieli instalacji.

Zmiany te uzupełniają rozwiązania wprowadzone wcześniej, w tym nowelizacją rozporządzenia z 15 maja 2026 r., która wprowadziła obowiązek publikowania przez operatorów systemów dystrybucyjnych zagregowanych danych dotyczących przepływów energii oraz generacji i poboru w sieci (dla jednostek powyżej 200 kW). Dane te mają wspierać podmioty odpowiedzialne za bilansowanie (POB) w zarządzaniu portfelami handlowymi. 

Istotną częścią projektu jest również kompleksowe uregulowanie usług elastyczności w sieciach dystrybucyjnych. Nowe przepisy mają określić zasady kontraktowania, aktywowania i rozliczania takich usług przez operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD). Usługi te polegają na czasowej zmianie – względem profilu odniesienia – poziomu poboru lub wprowadzania energii do sieci, w odpowiedzi na polecenie operatora. Ich celem będzie m.in. zapobieganie przeciążeniom sieci, poprawa bezpieczeństwa pracy systemu oraz ograniczenie konieczności redukowania generacji OZE.

Całość proponowanych regulacji wpisuje się w kierunek zwiększania roli narzędzi rynkowych i danych operacyjnych w zarządzaniu systemem elektroenergetycznym oraz w integracji rosnącej liczby rozproszonych i zmiennych źródeł energii.

Projekt

Projekt nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego (UD419) został wpisany do wykazu prac legislacyjnych Rady Ministrów i ma na celu kompleksowe dostosowanie regulacji do aktualnych potrzeb rynku oraz wniosków z dotychczasowej praktyki stosowania przepisów.

Jednym z głównych założeń projektu jest uproszczenie procedur administracyjnych związanych z działalnością geologiczną i górniczą, w tym koncesjonowaniem, ustanawianiem użytkowania górniczego oraz zatwierdzaniem dokumentacji geologicznej. Planowana jest również cyfryzacja części procesów oraz ograniczenie wybranych obowiązków administracyjnych. Projekt UD419 przewiduje rozszerzenie katalogu kopalin objętych własnością górniczą o wybrane surowce (m.in. baryt, fluoryt, fosforyt, grafit naturalny), czyli część surowców krytycznych w rozumieniu unijnego Critical Raw Materials Act4. 

Projekt przewiduje jednocześnie zmiany mające charakter uszczelniający, w tym ograniczenie maksymalnego obszaru i czasu obowiązywania koncesji poszukiwawczych oraz modyfikację systemu opłat eksploatacyjnych. Celem tych zmian jest zwiększenie efektywności wykorzystania zasobów oraz ograniczenie potencjalnych nadużyć.

Istotnym elementem nowelizacji jest rozszerzenie katalogu kopalin objętych własnością górniczą o wybrane surowce uznawane za krytyczne, co ma znaczenie dla bezpieczeństwa surowcowego i realizacji celów transformacji energetycznej. 

Projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw - Kancelaria Prezesa Rady Ministrów - Portal Gov.pl

Anna Szczodra, Partner współzarządzający w KPMG Law oraz Lider doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i regionie EMA, wzięła udział w Konferencji Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej PSEW 2026 – jednym z kluczowych wydarzeń branżowych poświęconych rozwojowi energetyki wiatrowej i szerzej rynku energii w Polsce.

8 czerwca uczestniczyła w debacie pt. „Rynek energii: między ceną dla odbiorcy a opłacalnością produkcji”, koncentrującej się na napięciach pomiędzy celami polityki energetycznej, potrzebą utrzymania konkurencyjnych cen energii oraz zapewnieniem bankowalności projektów wytwórczych. Dyskusja obejmowała m.in. wpływ regulacji rynku energii i rynku mocy, rolę znaczenie KPEiK oraz Polityki Energetycznej Państwa dla kształtowania miksu energetycznego w Polsce, systemy wsparcia źródeł wytwórczych, a także konsekwencje rozwoju sector coupling dla rentowności inwestycji i kosztów energii dla odbiorców końcowych.

Anna Szczodra wzięła udział w konferencji eksperckiej organizowanej przez Akademię Górniczo‑Hutniczą w Krakowie, poświęconej zagadnieniom energetyki rozproszonej oraz atrakcyjności inwestycji w sektorze energii. 

W ramach konferencji Anna Szczodra przedstawiła zagadnienia związane ze zwiększaniem rentowności inwestycji w zielone technologie, w tym obecne trendy rynkowe w sektorze energetycznym, a także potencjalne wyzwania i szanse dla inwestorów.

Konferencja preKER #4 - Atrakcyjność inwestycji w technologie energetyki rozproszonej (24 June 2026): Overview · Indico

Podczas Ukraine Recovery Conference 2026 w Gdańsku w dniu 25 czerwca 2026 roku Anna Szczodra reprezentowała KPMG Law w panelu eksperckim „New energy technologies & innovations”. Konferencja zgromadziła przedstawicieli administracji publicznej, instytucji międzynarodowych, sektora finansowego i biznesu, koncentrując się na długoterminowej odbudowie Ukrainy.

Panel, w którym uczestniczyła Anna Szczodra, poświęcony był roli nowoczesnych technologii energetycznych i innowacyjnych modeli inwestycyjnych w odbudowie infrastruktury energetycznej Ukrainy. Dyskusja dotyczyła m.in. bezpieczeństwa energetycznego, odporności systemów energetycznych, integracji OZE oraz tworzenia warunków regulacyjnych sprzyjających napływowi kapitału prywatnego. 

Pismo z dnia 19 maja 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0113-KDIPT2-1.4011.197.2026.1.ISL - Stawka ryczałtu dla usług zarządzania projektami w sektorze OZE

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że przychody z usług zarządzania projektami inwestycyjnymi (Project Manager) klasyfikowanych do PKWiU 70.22.20.0 – „Pozostałe usługi zarządzania projektami, z wyłączeniem projektów budowlanych” mogą być opodatkowane ryczałtem od przychodów ewidencjonowanych według stawki 8,5% pod warunkiem, że nie obejmują usług doradztwa związanego z zarządzaniem (PKWiU ex dział 70).

Tło sprawy

Podatnik prowadzi jednoosobową działalność gospodarczą jako Project Manager, zarządzając projektami inwestycyjnymi w sektorze OZE. Zakres usług obejmuje m.in. opracowywanie i aktualizację harmonogramów, nadzór nad realizacją założeń projektowych, koordynację uczestników projektu, raportowanie postępu, współudział w przygotowaniu dokumentacji do zezwoleń, zarządzanie ryzykiem i budżetem. Usługi zostały sklasyfikowane przez podatnika do PKWiU 70.22.20.0 – „Pozostałe usługi zarządzania projektami, z wyłączeniem projektów budowlanych”. Podatnik spełnia warunki do opodatkowania ryczałtem (limit 2 mln euro, brak wyłączeń z art. 8) i nie świadczy usług doradztwa związanego z zarządzaniem, ani usług IT wskazanych w ustawie.

Stanowisko DKIS 

Dyrektor KIS uznał klasyfikację usług do PKWiU 70.22.20.0 za element opisu sprawy i przyjął, że nie są to usługi doradcze związane z zarządzaniem (PKWiU ex dział 70), lecz „pozostałe usługi zarządzania projektami”. W konsekwencji przychody z tej działalności mogą być opodatkowane ryczałtem według stawki 8,5% na podstawie art. 12 ust. 1 pkt 5 lit. a ustawy o ryczałcie, a nie stawką 15% z art. 12 ust. 1 pkt 2 lit. m, zastrzeżoną dla usług doradztwa związanego z zarządzaniem oraz usług firm centralnych (head office). Organ podkreślił, że warunkiem pozostaje dalsze niespełnianie przesłanek wyłączeń z art. 8 oraz faktyczne nieświadczenie usług doradztwa zarządczego.

Znaczenie interpretacji 

Interpretacja potwierdza, że „pozostałe usługi zarządzania projektami” (PKWiU 70.22.20.0) rozumiane jako koordynacja, nadzór, organizacja, raportowanie, kontrola budżetu i ryzyka nie są automatycznie traktowane jako doradztwo w zakresie zarządzania w rozumieniu przepisów o ryczałcie. Dla takich usług właściwa jest stawka 8,5%, o ile nie wchodzą one w zakres doradztwa strategicznego/zarządczego (PKWiU 70.22.1) ani usług firm centralnych, które byłyby opodatkowane 15%.

Praktyczne konsekwencje 

Osoby prowadzące działalność w zakresie project managementu, w tym w sektorze OZE) mogą stosować stawkę 8,5% ryczałtu, jeśli ich usługi mieszczą się w PKWiU 70.22.20.0 i faktycznie polegają na zarządzaniu realizacją projektów, a nie na doradztwie w zakresie strategii czy zarządzania firmą. W razie świadczenia równolegle usług doradztwa zarządczego, przychody z tych usług musiałyby być objęte wyższą stawką 15%, a podatnik powinien prowadzić ewidencję pozwalającą na wyodrębnienie przychodów opodatkowanych różnymi stawkami.

Pismo z dnia 28 maja 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB3-3.4013.66.2026.3.AM - Zwolnienie z akcyzy dla energii z PV < 1 MW zużywanej na potrzeby najmu

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że energia elektryczna wyprodukowana w instalacjach fotowoltaicznych o łącznej mocy poniżej 1 MW, zużywana przez właściciela (najemcę/dzierżawcę) budynków na potrzeby świadczenia usług najmu, korzysta ze zwolnienia z podatku akcyzowego na podstawie § 5 ust. 1 rozporządzenia w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego – pod warunkiem, że ta energia nie jest sprzedawana ani „refakturowana” najemcom.

Tło sprawy

Wnioskodawczyni prowadzi działalność gospodarczą polegającą na wynajmie nieruchomości biurowo‑magazynowych, osiągając przychody z najmu. Na budynkach, których jest właścicielem/dzierżawcą/leasingobiorcą, zainstalowane są instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy poniżej 1 MW, produkujące energię elektryczną wykorzystywaną do zasilania wynajmowanych powierzchni. Najemcy ponoszą opłaty z tytułu czynszu, opłaty eksploatacyjnej i opłaty indywidualnej (media), przy czym po doprecyzowaniu wskazano, że pozycja „energia elektryczna” w opłacie indywidualnej obejmuje wyłącznie koszt energii nabytej od zewnętrznego dostawcy (refaktura bez narzutu), a nie energię z PV. Część instalacji PV ma umowy z operatorem sieci dystrybucyjnej na odbiór nadwyżek, które są sprzedawane operatorowi na podstawie faktury. Wnioskodawczyni i najemcy nie posiadają koncesji energetycznych, natomiast operator tak.

Stanowisko DKIS 

DKIS uznał, że w opisanej sytuacji, w zakresie energii z PV zużywanej na potrzeby budynków, dochodzi do zużycia energii elektrycznej przez podmiot, który ją wyprodukował, o którym mowa w art. 9 ust. 1 pkt 4 ustawy akcyzowej. Jednocześnie, ponieważ energia ta jest wytwarzana w generatorach o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MW i nie jest przedmiotem sprzedaży na rzecz najemców ani wliczana do opłaty indywidualnej, spełnione są warunki zwolnienia z akcyzy przewidzianego w § 5 ust. 1 rozporządzenia w sprawie zwolnień od akcyzy. 

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że energia elektryczna wyprodukowana w instalacjach PV o łącznej mocy poniżej 1 MW, zużywana przez podmiot, który ją wytworzył, na potrzeby jego działalności (np. świadczenia usług najmu), może korzystać ze zwolnienia akcyzowego z § 5 ust. 1 rozporządzenia, o ile nie jest sprzedawana dalej i spełnione są pozostałe warunki. Kluczowe jest wyraźne rozdzielenie w rozliczeniach energii nabywanej od dostawcy (refakturowanej) od energii wytworzonej we własnych instalacjach.

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy wytwarzający energię w instalacjach PV o łącznej mocy poniżej 1 MW, którzy zużywają tę energię na własne potrzeby (np. dla budynków wynajmowanych) i nie sprzedają jej odbiorcom końcowym, mogą korzystać ze zwolnienia z akcyzy na podstawie § 5 ust. 1 rozporządzenia. Należy zapewnić, by faktury dla najemców obejmowały wyłącznie energię nabytą od zewnętrznych dostawców, a koszt energii z PV nie był im przenoszony wprost. W przypadku nadwyżek energii sprzedawanych do operatora konieczne jest odrębne ujęcie tych transakcji, ale nie wpływa to na zwolnienie dotyczące własnego zużycia energii z PV.

Pismo z dnia 8 czerwca 2026 r., wydane przez Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej, 0112-KDIL1-1.4012.260.2026.1.EK – VAT przy instalacji fotowoltaicznej fundacji (prosument, zwolnienie podmiotowe, odliczenie VAT)

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że fundacja prowadząca wyłącznie nieodpłatną działalność statutową, która zainstaluje małą instalację fotowoltaiczną i będzie sprzedawać nadwyżki energii w systemie net-billingu, wykonuje w tym zakresie działalność gospodarczą podlegającą VAT. Do limitu 240 000 zł sprzedaży może korzystać ze zwolnienia podmiotowego, natomiast prawo do odliczenia VAT od instalacji pojawi się dopiero po przekroczeniu limitu i rejestracji jako podatnik VAT czynny, z zastosowaniem prewspółczynnika (art. 86 ust. 2a i nast. ustawy VAT).

Tło sprawy

Fundacja prowadzi wyłącznie nieodpłatną działalność pożytku publicznego (edukacyjną), nie wykonuje czynności opodatkowanych VAT i nie jest zarejestrowana jako czynny podatnik. Realizuje projekt UE polegający na modernizacji zabytkowego pałacu na cele kulturalno‑edukacyjne, w tym montaż małej instalacji fotowoltaicznej (>50 kW, ≤1 MW). Energia z instalacji ma służyć głównie zasilaniu pałacu (działalność statutowa), a przewidywana nadwyżka energii ma być sprzedawana do sieci w systemie net‑billingu (depozyt prosumencki). Fundacja zamierza korzystać ze zwolnienia podmiotowego z art. 113 ust. 1 ustawy o VAT do limitu 240 000 zł sprzedaży rocznie, a po przekroczeniu limitu zarejestrować się jako podatnik VAT czynny.

Stanowisko DKIS

DKIS uznał, że sprzedaż nadwyżki energii elektrycznej wyprodukowanej z instalacji fotowoltaicznej stanowi odpłatną dostawę towarów (energia jako towar) i jest czynnością opodatkowaną VAT, wykonywaną w ramach działalności gospodarczej w rozumieniu art. 15 ust. 2 ustawy. Fundacja może korzystać ze zwolnienia podmiotowego do limitu 240 000 zł obrotu (art. 113 ust. 1), ponieważ sprzedaż energii nie wyłącza prawa do tego zwolnienia, o ile nie wykonuje innych czynności z katalogu art. 113 ust. 13. Do czasu korzystania ze zwolnienia (gdy całość energii służy działalności statutowej i sprzedaży zwolnionej podmiotowo) Fundacja nie ma prawa do odliczenia VAT od zakupu instalacji PV. Po przekroczeniu limitu, rejestracji jako podatnik VAT czynny i rozpoczęciu sprzedaży opodatkowanej, powstaje prawo do odliczenia VAT naliczonego od instalacji, ale wyłącznie w części przypadającej na czynności opodatkowane, z zastosowaniem proporcji z art. 86 ust. 2a i nast., a ewentualne korekty należy dokonywać zgodnie z art. 90c i 91 ustawy VAT.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że organizacje non‑profit, które instalują fotowoltaikę i sprzedają nadwyżki energii w systemie net‑billingu, wykonują działalność gospodarczą w rozumieniu VAT i po przekroczeniu limitu 240 000 zł stają się czynnymi podatnikami VAT. Jednocześnie wskazuje, że dopóki sprzedaż energii mieści się w zwolnieniu podmiotowym, brak jest prawa do odliczenia VAT od instalacji, a prawo to pojawia się dopiero po rejestracji, wyłącznie w części odpowiadającej wykorzystaniu do sprzedaży opodatkowanej, z zastosowaniem prewspółczynnika i mechanizmu korekt wieloletnich.

Praktyczne konsekwencje

Fundacje i inne podmioty pożytku publicznego instalujące PV przede wszystkim na potrzeby swojej nieodpłatnej działalności muszą liczyć się z brakiem prawa do odliczenia VAT, jeżeli sprzedaż energii pozostanie w limicie zwolnienia podmiotowego. Po przekroczeniu limitu 240 000 zł sprzedaży energii i rejestracji jako podatnik VAT czynny możliwe jest częściowe odliczenie VAT od nakładów na instalację – w proporcji odpowiadającej udziałowi sprzedaży opodatkowanej (energia do sieci) w ogólnym wykorzystaniu instalacji, z uwzględnieniem obowiązkowych korekt rocznych. W planowaniu finansowania projektów OZE (w tym w kalkulacji kwalifikowalności VAT) konieczne jest uwzględnienie, że pełne odliczenie VAT od instalacji nie będzie możliwe, a ewentualne prawo do częściowego odliczenia pojawi się dopiero po wejściu w reżim VAT czynnego.

Pismo z dnia 10 czerwca 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB3-3.4019.5.2026.2.AM - Biopaliwo HVO (CN 2710 19 42) a opłata emisyjna

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) uznał za nieprawidłowe stanowisko spółki, która twierdziła, że biopaliwo ciekłe typu HVO (100% biokomponent, klasyfikowane do kodu CN 2710 19 42) nie podlega opłacie emisyjnej. DKIS stwierdził, że wyrób ten jako olej napędowy w rozumieniu przepisów o akcyzie i Prawa ochrony środowiska podlega opłacie emisyjnej zarówno przed 1.01.2026 r., jak i po tej dacie.

Tło sprawy

Spółka sprowadza paliwa ciekłe, w tym biopaliwo ciekłe w postaci hydrorafinowanego oleju roślinnego (HVO) o zawartości 100% biokomponentu, klasyfikowanego do kodu CN 2710 19 42, stosowanego jako samoistne paliwo – odpowiednik oleju napędowego pochodzenia roślinnego. Dotychczas Spółka rozliczała od tego produktu opłatę emisyjną, następnie uznała, że jako biopaliwo (biowęglowodór ciekły w rozumieniu ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych) nie powinno podlegać opłacie emisyjnej, argumentując m.in. odrębne traktowanie biopaliw w rozporządzeniu „kodowym” i w przepisach o akcyzie/opłacie paliwowej. We wniosku Spółka zapytała, czy wprowadzenie na rynek krajowy tego biopaliwa podlega opłacie emisyjnej przed 1.01.2026 r. i po tej dacie.

Stanowisko DKIS

DKIS uznał stanowisko Spółki za nieprawidłowe i stwierdził, że wprowadzenie na rynek krajowy rozpatrywanego biopaliwa podlega opłacie emisyjnej zarówno przed 1 stycznia 2026 r., jak i po tej dacie. Organ wskazał, że przepisy Prawa ochrony środowiska (dalej: „P.o.ś”) wiążą opłatę emisyjną z paliwami silnikowymi, których wprowadzenie na rynek stanowi czynności opodatkowane akcyzą, a paliwami tymi są m.in. oleje napędowe o kodzie CN 2710 19 42. Zmiana klasyfikacji CN (z 2710 19 43 na 2710 19 42/44) nie zmieniła statusu podatkowego wyrobów, a HVO, jako wyrób klasyfikowany nadal w grupie olejów napędowych i opodatkowany akcyzą jak olej napędowy, mieści się w zakresie art. 321a ust. 3 pkt 2 P.o.ś. Organ odrzucił argument, że rozróżnienie olejów napędowych i biopaliw w innych aktach (Prawo energetyczne, opłata paliwowa) wyłącza HVO z opłaty emisyjnej, podkreślając, że Prawo ochrony środowiska takiego wyłączenia nie przewiduje.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że biopaliwo HVO klasyfikowane do kodu CN 2710 19 42, wykorzystywane jako samoistne paliwo silnikowe i opodatkowane akcyzą jak olej napędowy, jest traktowane na gruncie opłaty emisyjnej jak olej napędowy. Zmiana kodu CN w wyniku aktualizacji Nomenklatury Scalonej ani biomasowe pochodzenie paliwa nie wyłączają go z obowiązku ponoszenia opłaty emisyjnej. Rozstrzygnięcie wzmacnia ścisłe powiązanie opłaty emisyjnej z systemem akcyzowym, a nie z innymi sektorowymi definicjami (biopaliw, koncesji).

Praktyczne konsekwencje

Podmioty wprowadzające na rynek krajowy biopaliwa ciekłe typu HVO klasyfikowane do CN 2710 19 42, używane jako paliwo silnikowe i opodatkowane akcyzą, powinny naliczać i odprowadzać opłatę emisyjną na zasadach właściwych dla olejów napędowych. Brak jest podstaw, aby takie biopaliwa mimo ich biogenicznego charakteru i ujęcia jako biopaliw w innych regulacjach traktować jako niepodlegające opłacie emisyjnej. Przy planowaniu obrotu tego typu produktami należy więc uwzględniać zarówno obciążenie akcyzą, jak i opłatą emisyjną.

Wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Kielcach z dnia 11 czerwca 2026 r., I SA/Ke 171/26 - Uchylenie decyzji w sprawie zwrotu części podatku akcyzowego dla zakładu energochłonnego w świetle wykładni Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej dotyczącej kosztów energii elektrycznej

Wojewódzki Sąd Administracyjny w Kielcach (dalej: „WSA”), wyrokiem z dnia 11 czerwca 2026 r. (I SA/Ke 171/26), uchylił decyzje organów podatkowych, które odmówiły uchylenia ostatecznej decyzji w sprawie zwrotu części podatku akcyzowego od energii elektrycznej dla zakładu energochłonnego. Spór dotyczył tego, czy w świetle wyroku TSUE z 13.06.2024 r. w sprawie C‑266/23 – przy ustalaniu „rzeczywistego kosztu nabytej energii” na potrzeby art. 31d ust. 3 ustawy o podatku akcyzowym należy uwzględniać także obowiązkowe opłaty dystrybucyjne oraz czy podatnik może domagać się wyższego zwrotu w trybie wznowienia postępowania.

 
Tło sprawy

Spółka (zakład energochłonny) wystąpiła o zwrot części zapłaconej akcyzy od energii elektrycznej zużytej w 2022 r. na podstawie art. 31d Ustawy o podatku akcyzowym (dalej: „u.p.a.”). Przy kalkulacji wniosła o zwrot tylko od ceny energii, bez opłat dystrybucyjnych i innych należności dodatkowych wykazywanych na fakturach. Naczelnik urzędu skarbowego przyznał zwrot w żądanej kwocie. Po wyroku TSUE w sprawie C‑266/23, w którym uznano, że „rzeczywisty koszt nabytej energii” obejmuje także niepodatkowe opłaty dystrybucyjne, spółka złożyła w terminie wniosek o wznowienie postępowania na podstawie art. 240 § 1 pkt 11 Ordynacji podatkowej (dalej: „o.p.”). Organy obu instancji co prawda wznowiły postępowanie, ale odmówiły uchylenia decyzji ostatecznej. Uzasadniły to tym, że wyrok TSUE nie miał wpływu na treść decyzji (bo organ przyznał zwrot zgodnie z pierwotnym wnioskiem spółki) oraz że podatnik próbuje po terminie rozszerzyć swoje żądanie.

Stanowisko WSA

WSA w Kielcach uznał skargę za zasadną i uchylił decyzje obu instancji. Sąd stwierdził, że wyrok TSUE w sprawie C‑266/23 ma charakter precedensowy, działa ex tunc i przesądza, że „rzeczywisty koszt” energii w art. 31d ust. 3 u.p.a. obejmuje również obowiązkowe opłaty dystrybucyjne, więc jego uwzględnienie prowadziłoby do odmiennego (korzystniejszego) rozstrzygnięcia co do wysokości zwrotu. W ocenie sądu wniosek o wznowienie nie stanowi nowego żądania, lecz dotyczy tego samego zwrotu części akcyzy za ten sam okres, tylko w prawidłowej wysokości wynikającej z nowej wykładni, a organy błędnie odmówiły uznania przesłanki z art. 240 § 1 pkt 11 o.p. Sąd podkreślił też, że różnicowanie sytuacji zakładów energochłonnych w zależności od tego, czy pierwotnie uwzględniły opłaty dystrybucyjne, narusza konstytucyjne zasady równości i sprawiedliwości podatkowej.

Znaczenie interpretacji/wyroku

Wyrok potwierdza, że wykładnia TSUE dotycząca pojęcia „rzeczywistego kosztu nabytej energii” w art. 31d ust. 3 u.p.a. musi być stosowana wstecz (ex tunc) także do zakończonych już postępowań w sprawie zwrotu akcyzy dla zakładów energochłonnych. Oznacza to, że przy ustalaniu współczynnika „K” należy uwzględniać również obowiązkowe opłaty dystrybucyjne, a orzeczenie TSUE może stanowić podstawę wznowienia postępowania, jeżeli prowadzi do innej wysokości zwrotu. Sąd wyraźnie powiązał stosowanie tej wykładni z obowiązkiem zapewnienia równego i sprawiedliwego traktowania podatników w podobnych sytuacjach. Co istotne, WSA w Kielcach konsekwentnie utrzymuje tę linię przedstawioną m.in. w wyroku z 30 grudnia 2025 r. (I SA/Ke 465/25).

Praktyczne konsekwencje

Zakłady energochłonne, które prowadzą obecnie spory z organami podatkowymi dotyczące zwrotu akcyzy (lub będą je prowadzić), mogą powoływać się na wyrok TSUE C‑266/23 oraz orzecznictwo WSA w Kielcach jako istotny argument interpretacyjny co do sposobu rozumienia „rzeczywistego kosztu nabytej energii” w art. 31d ust. 3 u.p.a. W świetle komentowanego wyroku sądowego organy podatkowe powinny przyjąć, że żądanie wyższej kwoty zwrotu za ten sam okres, wynikające z uwzględnienia opłat dystrybucyjnych, nie stanowi nowego roszczenia, lecz konsekwencję prawidłowej wykładni tego przepisu. W toczących się postępowaniach organy są zobowiązane kalkulować zwrot z uwzględnieniem opłat dystrybucyjnych oraz respektować konstytucyjne zasady równości i sprawiedliwości podatkowej wskazane przez sąd.

Pismo z dnia 19 czerwca 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0113-KDIPT1-2.4012.370.2026.2.KT - Kontrakt CfD na energię elektryczną a proporcja VAT, brak charakteru pomocniczego

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) uznał, że obrót z tytułu wewnątrzgrupowego kontraktu terminowego typu contract for difference (CfD) służącego zabezpieczeniu cen energii elektrycznej nie ma charakteru pomocniczego w rozumieniu art. 90 ust. 6 ustawy VAT. W konsekwencji musi on być uwzględniany przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT, o której mowa w art. 90 ust. 3 ustawy VAT.

Tło sprawy

Spółka, będąca czynnym podatnikiem VAT, zajmuje się przede wszystkim produkcją i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej, przy czym przychody z innych tytułów mają charakter marginalny. W ramach grupy kapitałowej planowany jest model, w którym Spółka sprzedaje energię elektryczną na giełdzie (kontrakty spot), a Spółka Dominująca nabywa ją na giełdzie w celu dalszej odsprzedaży. W celu zabezpieczenia ryzyka cenowego strony planują zawarcie wewnątrzgrupowego kontraktu terminowego typu contract for difference (instrument pochodny bez fizycznej dostawy energii, z rozliczeniem różnicowym). Spółka uznała, że świadczy w tym zakresie zwolnioną usługę finansową i twierdziła, iż obrót z tytułu rozliczeń kontraktu ma charakter pomocniczy i nie powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji z art. 90 ust. 3 ustawy o VAT.

Stanowisko DKIS

DKIS uznał stanowisko Spółki za nieprawidłowe i stwierdził, że transakcje w ramach kontraktu terminowego nie spełniają przesłanek „pomocniczości” z art. 90 ust. 6 ustawy o VAT. W ocenie organu zawieranie kontraktów terminowych zabezpieczających ceny energii jest planowaną, powtarzalną i wbudowaną w model działalności czynnością, stanowiącą bezpośrednie, stałe i konieczne rozszerzenie podstawowej działalności w zakresie sprzedaży energii. Organ podkreślił, że fakt braku odrębnych struktur, niewielkiego zaangażowania zasobów czy wewnątrzgrupowego charakteru kontraktu nie przesądza o pomocniczości, skoro celem jest stabilizacja głównego źródła przychodów. W konsekwencji obrót z tytułu kontraktu terminowego musi być uwzględniany w obrocie przy ustalaniu proporcji VAT.

Znaczenie interpretacji/wyroku

Interpretacja potwierdza, że transakcje zabezpieczające (hedgingowe) na instrumentach pochodnych związane z główną działalnością energetyczną mogą być uznane za element stałego i koniecznego rozszerzenia tej działalności, a nie za transakcje pomocnicze. Oznacza to, że obrót z takich transakcji, nawet jeśli są to usługi finansowe zwolnione z VAT, co do zasady wchodzi do mianownika proporcji z art. 90 ust. 3 ustawy o VAT. Interpretacja odróżnia pomocniczość od działań standardowo wpisanych w model biznesowy podatnika.

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy z sektora energetycznego wykorzystujący kontrakty terminowe do zabezpieczenia ceny energii powinni uwzględniać obrót z tych transakcji przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT, o ile pełnią one funkcję stałego elementu modelu działalności. Nie powinni oni w analogicznym stanie faktycznym traktować takich transakcji jako „pomocniczych” i wyłączać ich z obrotu dla celów art. 90 ust. 3 ustawy o VAT. W praktyce może to prowadzić do obniżenia wskaźnika proporcji i zawężenia zakresu odliczenia podatku naliczonego.