Nowelizacja Prawa energetycznego z podpisem Prezydenta

Rząd przygotowuje istotną nowelizację ustawy o ubezpieczeniach gwarantowanych przez Skarb Państwa, oznaczoną numerem UD380, która ma na celu dostosowanie instrumentów wsparcia do dynamicznie zmieniających się warunków geopolitycznych oraz gospodarczych. Na ten moment projekt wpisany jest do wykazu prac legislacyjnych.

Projekt ten stanowi kontynuację zmian zapoczątkowanych w 2023 roku, będących odpowiedzią na wybuch wojny na Ukrainie oraz unijną politykę proklimatyczną zgodną  
z Europejskim Zielonym Ładem. Kluczowym elementem reformy jest rozszerzenie mandatu Korporacji Ubezpieczeń Kredytów Eksportowych (KUKE), co ma pozwolić na skuteczniejsze zabezpieczenie interesów Polski w obliczu długofalowych napięć  
w regionie. 

Projekt kładzie duży nacisk na transformację klimatyczną i energetyczną kraju. Proponowane zmiany wykraczają poza dotychczasowe ramy łagodzenia zmian klimatu, umożliwiając wsparcie inwestycji służących wdrażaniu wszystkich filarów unii energetycznej. Zmiany te mają między innymi umożliwiać Korporacji obejmowanie ochroną ubezpieczeniową umów i inwestycji z tego obszaru. Taka modyfikacja ma charakter systemowy i pozwala na uwzględnianie aktualnego stopnia rozwoju Polski oraz specyfiki jej struktury wytwarzania energii, co ułatwi realizację zrównoważonych inwestycji w zgodzie z regulacjami unijnymi. 

Projekt ustawy o zmianie ustawy o ubezpieczeniach gwarantowanych przez Skarb Państwa - Kancelaria Prezesa Rady Ministrów - Portal Gov.pl

W wykazie prac legislacyjnych rządu pojawił się projekt ustawy o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących oraz niektórych innych ustaw. Rząd intensyfikuje prace nad usprawnieniem procesu inwestycyjnego w energetykę jądrową, co jest uznawane za kluczowy element bezpieczeństwa energetycznego kraju. Obecnie obowiązujące przepisy zawierają szereg barier administracyjnych, które nie uwzględniają wyjątkowego stopnia skomplikowania oraz długotrwałego charakteru budowy obiektów jądrowych. projekt nowelizacji ustawy ma na celu wyeliminowanie zdiagnozowanych problemów, które w obecnym kształcie mógłby doprowadzić do paraliżu inwestycyjnego.

Jedną z najistotniejszych zmian jest odejście od wymogu, aby systemy teleinformatyczne sterujące procesami technologicznymi spełniały rygorystyczne standardy ochrony informacji niejawnych o klauzuli „tajne”. Dotychczasowe regulacje nakładały ten obowiązek już na etapie prac projektowych, co uznano za niewykonalne i generujące zbędne komplikacje operacyjne. Nowe przepisy pozwolą na stosowanie bardziej adekwatnych narzędzi bezpieczeństwa bez konieczności akredytacji systemów przez Agencję Bezpieczeństwa Wewnętrznego w zakresie ochrony informacji niejawnych, ponieważ dane te zazwyczaj stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa.

Kolejnym usprawnieniem jest uelastycznienie zasad dotyczących języka prowadzenia postępowań administracyjnych. Ze względu na międzynarodowy charakter projektów jądrowych i zaangażowanie zagranicznych partnerów, inwestorzy będą mogli przedkładać dokumentację techniczną w języku angielskim za zgodą Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki. Rozwiązanie to ma na celu uniknięcie niepotrzebnych kosztów tłumaczenia tysięcy stron specjalistycznych tekstów, co nie tylko generowało opóźnienia, ale także niosło za sobą ryzyko popełnienia błędów mogących wpłynąć na bezpieczeństwo jądrowe.

W kontekście finansowym projekt koryguje limity wydatków z budżetu państwa na wsparcie budowy elektrowni jądrowej w Choczewie. Limit na rok 2026 zostanie obniżony z 11 mld zł do 8 mld zł, natomiast wsparcie planowane na rok 2030 wzrośnie z 6,6 mld do 9,6 mld zł. Całość zmian ma zostać przyjęta przez Radę ministrów w drugim kwartale 2026 roku. 

https://www.gov.pl/web/premier/projekt-ustawy-o-zmianie-ustawy-o-przygotowaniu-i-realizacji-inwestycji-w-zakresie-obiektow-energetyki-jadrowej-oraz-inwestycji-towarzyszacych-oraz-niektorych-innych-ustaw8

Proces legislacyjny dotyczący dużej nowelizacji Prawa energetycznego, znanej jako tzw. Ustawa sieciowa (druk 2150), dobiegł końca wraz z podpisem Prezydenta RP. To kluczowe rozstrzygnięcie dla sektora, o którym pisaliśmy w naszym ostatnim Newsletterze oraz wcześniej w Newsletterze 1/2026. Nowelizacja wprowadza gruntowną reformę procesu przyłączeniowego oraz systemowe wsparcie dla rozwoju OZE, magazynów energii i biogazowni. 

Wprowadzone zmiany nakładają na inwestorów nowe rygory, w tym skrócenie ważności warunków przyłączenia z 24 do 12 miesięcy oraz podwyższenie zaliczki za przyłączenie do sieci do 60 zł za każdy kW mocy przyłączeniowej. Jednocześnie, w odpowiedzi na postulaty branżowe zgłaszane w trakcie prac legislacyjnych, ostateczny kształt ustawy przewiduje istotne ułatwienia, takie jak możliwość wnoszenia zabezpieczeń w formie gwarancji bankowych lub ubezpieczeniowych zamiast gotówki oraz rozszerzenie definicji siły wyższej w procedurach uzyskiwania pozwolenia na budowę. Nowelizacja otwiera także drogę do szerszego stosowania mechanizmu cable poolingu oraz elastycznych umów przyłączeniowych, co ma bezpośrednio przełożyć się na lepsze wykorzystanie mocy systemowych. 

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

Zgodnie z zapowiedziami przewodniczącej Ursuli von der Leyen, Komisja Europejska ogłosiła pierwszy konkretny środek mający na celu wzmocnienie unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS). Proponowana zmiana dotyczy rezerwy stabilności rynkowej (MSR) i ma na celu zwiększenie przewidywalności rynku w obliczu rosnącej zmienności cen energii i napięć geopolitycznych.

Kluczowym elementem projektowanej reformy jest modyfikacja zasad zarządzania nadwyżką uprawnień poprzez zatrzymanie mechanizmu ich automatycznego unieważnienia, który obecnie dotyczy wszystkich jednostek znajdujących się w rezerwie powyżej poziomu 400 milionów. Nowa propozycja zakłada utrzymanie tych uprawnień jako specjalnego bufora wspierającego stabilność systemu, co pozwoli na ich zachowanie i potencjalne wprowadzenie z powrotem do obrotu w przypadku wystąpienia przyszłych niedoborów na rynku. Zmiana ta ma na celu lepsze przygotowanie rezerwy do reagowania na zmienność oraz potencjalne ograniczenia dostaw energii w nadchodzących dziesięcioleciach. 

Mimo że Komisja ocenia funkcjonowanie MSR jako sukces, który od 2019 roku pomógł zredukować strukturalną nadwyżkę uprawnień (do końca 2024 r. unieważniono 3,2 mld jednostek), rynek zareagował na komunikat wzrostem cen. Tuż po ogłoszeniu propozycji ceny uprawnień znacząco wzrosły. Eksperci branżowi określają ten ruch jako krok we właściwym kierunku, lecz jednocześnie Polska Izba Przemysłu Chemicznego wskazuje, że obecna konstrukcja rezerw przyczynia się do szokujących turbulencji cenowych, co przekłada się na falę zamknięć instalacji przemysłowych w Europie. 

Obecny wniosek trafi teraz do dalszych prac w Parlamencie Europejskim oraz Radzie UE, stanowiąc wstęp do zapowiedzianego na lipiec 2026 roku kompleksowego przeglądu całego systemu ETS. Dodatkowo przedstawiciele sektora energetycznego oczekują zapewnienia przewidywalnej ścieżki dostępności uprawnień w perspektywie do 2050 roku oraz uwzględnienia specyficznych potrzeb ciepłownictwa. 

https://poland.representation.ec.europa.eu/news/ets-poluzowanie-systemu-2026-04-01_pl 

Komisja Europejska zaproponowała zmianę w unijnej taksonomii, która ma drastycznie wpłynąć na przyszłość sektora biometanu w Europie. Mowa o propozycji Komisji Europejskiej przewidującej zmianę w sekcji 4.14 załącznika I do rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2021/2139 „Sieci przesyłu i dystrybucji odnawialnych i niskoemisyjnych gazów cieplarnianych”, która ma zostać zmieniona na „Sieci przesyłu i dystrybucji wodoru”. Choć Bruksela oficjalnie argumentuje, że są to jedynie techniczne dostosowania niewymagające oceny skutków, w praktyce oznacza to wykreślenie biometanu z listy inwestycji traktowanych preferencyjnie przy pozyskiwaniu funduszy unijnych i komercyjnych. 

Decyzja ta budzi powszechny sprzeciw, ponieważ biometan jest obecnie najszybszym i najbardziej efektywnym kosztowo sposobem na dekarbonizację sektora gazowego.  
W przeciwieństwie do wodoru, który wymaga budowy nowej, niezwykle kosztownej infrastruktury, biometan posiada parametry fizyko-chemiczne identyczne z gazem ziemnym i może go zastąpić w stu procentach przy użyciu obecnych sieci. Tymczasem polskie sieci gazowe mają obecnie zerową zdolność przyjmowania wodoru, a w innych krajach unijnych wskaźnik ten rzadko przekracza osiem procent. Promowanie technologii wodorowej kosztem biometanu grozi więc powstaniem luki regulacyjnej i inwestycyjnym impasem w momencie, gdy rynek potrzebuje stabilności i pewności. 

Krytyka propozycji Komisji Europejskiej płynie z całej Europy, a w ramach konsultacji wpłynęło blisko 350 opinii, w tym wiele z Polski. Zdaniem ekspertów, niestabilne ramy prawne i sprzeczne sygnały z Brukseli mogą doprowadzić do wykluczenia elastycznych rozwiązań, które są niezbędne w okresie transformacji, jak również w rezultacie osłabić europejską niezależność energetyczną. 

Analizując potencjalnych beneficjentów tych zmian, wskazuje się głównie na sektor fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, z których energii ma powstać zielony wodór, a także na podmioty produkujące technologię dla gospodarki wodorowej, które ostatnio zmagały się z poważnym regresem zamówień. Paradoksalnie, na wykluczeniu biometanu mogą zyskać również importerzy gazu ziemnego, ponieważ bez biometanu jako realnej alternatywy, błękitne paliwo kopalne pozostanie niezbędne w wielu procesach znacznie dłużej. Ostatecznie biometan, który miał być filarem zielonej transformacji, może zostać poświęcony na rzecz „obrandowanego” postępem wodoru.

https://finance.ec.europa.eu/news/commission-seeks-feedback-revision-criteria-sustainable-economic-activities-2026-03-17_en 

Sustainable investment – review of the EU taxonomy climate delegated act 

Komisja Europejska wydała przełomową, pozytywną opinię w procesie certyfikacji spółki GAZ-SYSTEM jako operatora przesyłowego wodoru, co czyni ją pierwszym podmiotem  
w Europie, który pomyślnie przeszedł tę procedurę. Decyzja ta stanowi oficjalne potwierdzenie, że polski operator spełnia rygorystyczne unijne wymogi niezależności. Certyfikacja w tym modelu oznacza, że działalność związana z przesyłem wodoru musi pozostać całkowicie oddzielona od produkcji oraz sprzedaży energii, co ma zagwarantować przejrzystość i pełną konkurencyjność rodzącego się rynku wodorowego. 

Sukces ten jest kluczowym momentem dla budowy nowoczesnej infrastruktury oraz integracji Polski z rynkiem europejskim, co bezpośrednio przełoży się na wzmocnienie konkurencyjności krajowej gospodarki. Wodór, jako czysty i elastyczny nośnik energii, ma odegrać fundamentalną rolę w dekarbonizacji przemysłu, transportu oraz całego sektora energetycznego, stanowiąc jeden z filarów transformacji. 

Co istotne, Komisja Europejska w swojej opinii wyraźnie zaznaczyła, że obecny brak fizycznej infrastruktury przesyłowej nie stanowi przeszkody w procesie certyfikacji operatora. Takie podejście ma kluczowe znaczenie dla dynamicznego rozwoju sektora, ponieważ umożliwia on spółce GAZ-SYSTEM skuteczne planowanie rozwoju sieci, pozyskiwanie niezbędnego finansowania inwestycji oraz budowę struktur wodorowych w skali międzynarodowej. Prezes GAZ-SYSTEM Sławomir Hinc podkreślił, że pozytywna opinia Komisji Europejskiej potwierdza gotowość spółki do realizacji nowych zadań i wyznaczania standardów dla rozwoju infrastruktury w Europie. Kolejnym krokiem na tej drodze będzie przedłożenie projektu dziesięcioletniego planu rozwoju operatora. 

https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/13262,Rynek-wodoru-Komisja-Europejska-wydala-opinie-w-sprawie-certyfikacji-przez-Preze.html 

 Wodór przyspiesza. Polska na czele zmian - Ministerstwo Energii - Portal Gov.pl 

Główny Inspektorat Ochrony Środowiska przekazał istotne informacje dla przedsiębiorców zajmujących się transgranicznym przemieszczaniem odpadów, ogłaszając odroczenie obowiązku stosowania systemu DIWASS (Digital Waste Shipment System) w odniesieniu do tzw. „zielonej listy” odpadów. 

Decyzja ta jest bezpośrednio powiązana z wejściem w życie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1157 w sprawie przemieszczania odpadów, które zastąpiło dotychczasowe rozporządzenie (WE) nr 1013/20061. DIWASS, jako unijny system teleinformatyczny, w założeniu ma w pełni zastąpić dotychczasowe papierowe dokumenty, w szczególności papierowe załączniki nr VII.

Przepisy rozporządzenia (WE) nr 1013/2006, stosuje się, z wyjątkami, do 21 maja 2026 r., od kiedy ma zacząć być stosowane nowe rozporządzenie. Zgodnie z najnowszymi ustaleniami, okres przejściowy potrwa od 21 maja do 31 grudnia 2026 roku, co oznacza, że w tym czasie dokumenty wymagane na mocy art. 18 rozporządzenia (UE) 2024/1157 będą mogły być sporządzane i przekazywane w formie papierowej poza systemem elektronicznym. Celem decyzji jest ułatwienie podmiotom gospodarczym adaptacji do nowych wymogów prawnych.

Choć pełna cyfryzacja załączników VII nie jest jeszcze obligatoryjna, system DIWASS pozostanie dostępny dla chętnych, umożliwiając dobrowolne przesyłanie dokumentów lub ich generowanie w formacie PDF do celów wydruku. Należy jednak wyraźnie odróżnić procedurę informowania od procedury zgłoszenia, czyli tzw. „notyfikacji” – w tym przypadku obowiązek korzystania z DIWASS wchodzi w życie bez żadnych opóźnień już 21 maja 2026 roku.  

Istotne jest również, że w okresie odroczenia niezbędne będzie stosowanie zaktualizowanego wzoru formularza określonego w załączniku VII oraz posiadanie ważnej umowy między organizującym przemieszczenie a odbiorcą odpadów. GIOŚ zapewnił przy tym, że nie będzie uznawał za nielegalne takich transportów, w których jedynym uchybieniem był brak wprowadzenia dokumentacji do systemu cyfrowego, pod warunkiem posiadania w transporcie poprawnych dokumentów papierowych zgodnych z nowymi wzorami.

Wdrożenie systemu DIWASS jest kluczowe dla realizacji założeń gospodarki obiegu zamkniętego (GOZ), pozwalając na precyzyjne monitorowanie cyklu życia surowców i zapobieganie ich nielegalnemu składowaniu. Pełna transparentność oraz cyfrowy nadzór nad przepływem odpadów gwarantują bezpieczeństwo dostaw dla sektora energetycznego, który w coraz większym stopniu opiera się na paliwach z odzysku.

Główny Inspektorat Ochrony Środowiska podkreślił, że o przyjętym stanowisku zostały już poinformowane wszystkie służby i organy kontrolne zaangażowane w nadzór nad transgranicznym przemieszczaniem odpadów.

https://www.gov.pl/web/gios/odroczenie-obowiazku-stosowania-diwass-dla-zalacznikow-vii

Na stronie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt ustawy dostosowującej polskie przepisy do dyrektywy 2024/1785 (tzw. IED 2.0), zmieniającej dyrektywę 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych oraz dyrektywę 1999/31/WE w sprawie składowania odpadów. Projekt przewiduje szeroką nowelizację Prawa ochrony środowiska, ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku, ustawy o odpadach oraz Prawa wodnego. Celem jest zarówno pełne wdrożenie zaktualizowanych przepisów unijnych, jak i usunięcie zarzutów Komisji Europejskiej dotyczących dotychczasowych uchybień we wdrażaniu dyrektywy IED, a także usprawnienie krajowego systemu pozwoleń zintegrowanych. Obecnie projekt znajduje się na etapie opiniowania.

Projekt przewiduje szereg istotnych zmian. Warunki pozwoleń zintegrowanych mają zostać powiązane z pełnym zakresem poziomów emisji związanych z BAT (BAT AELs), przy czym nacisk położono na ustalanie dopuszczalnych emisji na możliwie najniższym poziomie, który jest technicznie i ekonomicznie osiągalny. Szczegółowo uregulowano zasady przyznawania odstępstw od BAT, w tym sposób szacowania kosztów dostosowania instalacji oraz kosztów zewnętrznych dla zdrowia ludzi i środowiska, a także obowiązek monitorowania wpływu takich odstępstw na stan środowiska.

Równolegle wprowadzane są wiążące poziomy efektywności środowiskowej (BAT AEPL) oraz rozwiązania mające wspierać wdrażanie innowacyjnych technik i głęboką transformację przemysłową. Wszystkie instalacje wymagające pozwolenia zintegrowanego będą musiały wdrożyć system zarządzania środowiskowego (EMS), obejmujący m.in. inwentaryzację substancji niebezpiecznych, ocenę ich oddziaływania oraz plan zastępowania ich bezpieczniejszymi odpowiednikami. Projekt wzmacnia także udział społeczeństwa w postępowaniach dotyczących pozwoleń zintegrowanych oraz doprecyzowuje zasady dochodzenia roszczeń za szkody na zdrowiu związane z naruszeniami przepisów o emisjach przemysłowych, w tym powiązanie wysokości kar za powtarzające się naruszenia z przychodami prowadzącego instalację. Zmodyfikowany zostanie system kontroli instalacji – w szczególności poprzez zniesienie ograniczeń czasowych kontroli oraz doprecyzowanie obowiązków w zakresie raportowania i publikowania danych o emisjach, wraz z obowiązkiem udostępniania streszczeń EMS oraz wyników monitoringu w Biuletynie Informacji Publicznej.

Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw (UC99) 

Rada Ministrów 15 kwietnia 2026 roku skierowała do Sejmu rządowy projekt nowelizacji ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, otwierając tym samym kolejny etap kluczowej reformy zarządzania przestrzenią w Polsce. Najważniejszą zmianą z punktu widzenia samorządów i inwestorów jest zaproponowanie wydłużenia terminu na uchwalanie planów ogólnych do 31 sierpnia 2026 roku. Decyzja ta wynika z realnego ryzyka, że wiele gmin nie zdążyłoby z opracowaniem tych dokumentów w pierwotnie zakładanym terminie, co mogłoby prowadzić do paraliżu inwestycyjnego. 

Dla sektora odnawialnych źródeł energii (OZE) oraz innych kluczowych inwestycji, przesunięcie tego terminu ma fundamentalne znaczenie ze względu na surowe konsekwencje braku planu ogólnego. Zgodnie z przepisami, jeśli gmina nie uchwali planu ogólnego w wyznaczonym czasie, wydawanie nowych decyzji o warunkach zabudowy oraz decyzji o lokalizacji inwestycji celu publicznego stanie się niemożliwe. W praktyce oznaczałoby to zablokowanie nowych projektów OZE. Proponowane wydłużenie terminu daje więc niezbędny margines bezpieczeństwa dla ciągłości procesów lokalizacyjnych, jednocześnie usprawniając procedurę zintegrowanego planu inwestycyjnego, co stanowi bezpośrednią odpowiedź na postulaty zgłaszane przez samorządy. 

Projekt ustawy o zmianie ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw - Kancelaria Prezesa Rady Ministrów - Portal Gov.pl\

Druk nr 2459 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

Na stronie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt ustawy o ochronie rynku i konkurencyjnej gospodarki przed produktami i towarami powodującymi wylesianie oraz degradację lasów (numer wykazu UC101). Dokument przygotowany przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska ma na celu wdrożenie unijnego rozporządzenia EUDR2, które wprowadza rygorystyczne zasady dotyczące wprowadzania do obrotu oraz wywozu z Unii Europejskiej określonych towarów. Szczegółową analizę tych regulacji przedstawialiśmy w naszych wcześniejszych publikacjach z cyklu Legal Alert z kwietnia oraz maja 2025, a także w Newsletterze 1/2025.

Nowe regulacje nakładają szereg obowiązków na przedsiębiorców obracających towarami, których produkcja często wiąże się z wycinką lasów. Głównym założeniem tych działań jest zminimalizowanie wpływu konsumpcji w Unii Europejskiej na procesy wylesiania i degradacji lasów na świecie, a także dążenie do redukcji emisji gazów cieplarnianych i ochrony globalnej różnorodności biologicznej. 

Przedsiębiorcy będą zobowiązani do zachowania należytej staranności, co wiąże się między innymi ze składaniem odpowiednich oświadczeń oraz udostępnianiem dokumentacji organom nadzorczym. Projekt ustawy określa również procedury monitorowania zmian w strukturze handlu i tryb wprowadzania natychmiastowych środków tymczasowych w przypadku wykrycia niezgodności. Zgodnie z aktualnym harmonogramem, duże i średnie firmy muszą dostosować się do nowych wymogów do 30 grudnia 2026 roku, a mikro- i małe przedsiębiorstwa do 30 czerwca 2027 roku. 

Projekt ustawy UC101 wprowadza rozbudowany system sankcji karnych i administracyjnych. Grzywną zagrożone będzie w szczególności wprowadzanie do obrotu lub wywóz odnośnych produktów z naruszeniem zakazu (np. przy braku zgodności z wymogami, niedochowaniu należytej staranności), z obligatoryjnym przepadkiem towarów lub korzyści majątkowych, a w razie recydywy w ciągu 5 lat – także zakazem prowadzenia działalności w zakresie obrotu tymi produktami na 1–5 lat. Przewidziano również odpowiedzialność podmiotów zbiorowych (kara od 4% do 10% rocznego obrotu) oraz progresywny system administracyjnych kar pieniężnych od 500 zł do 10% obrotu, z możliwością nałożenia dodatkowych zakazów przy powtarzających się naruszeniach. 

https://www.gov.pl/web/premier/projekt-ustawy-o-zmianie-niektorych-ustaw-w-zwiazku-z-wdrozeniem-rozwiazan-dotyczacych-zwalczania-wylesiania-i-degradacji-lasow

https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12409050/katalog/13196814

Anna Szczodra, Partner współzarządzający w KPMG Law oraz Lider doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i EMA, została wyróżniona w zestawieniu „25 kobiet w energetyce” przygotowanym przez Forbes Women Polska.

Lista prezentuje liderki, które realnie kształtują kierunek zmian w jednej z kluczowych branż gospodarki – od przebiegu transformacji energetycznej, po rozwój nowych modeli biznesowych i regulacji. Wyróżnione ekspertki pokazują rosnącą rolę kobiet w sektorze energetycznym oraz znaczenie różnorodności kompetencji dla dalszego rozwoju branży.

Lista 25 kobiet w energetyce "Forbes Women". Oto liderki polskiej transformacji - forbeswomen - Forbes.pl 

LinkedIn | „25 kobiet w energetyce” Forbes Women 

Anna Szczodra, Partner współzarządzający w KPMG Law oraz Szef sektora energetycznego w KPMG Region Europy Środkowo-Wschodniej (CEE) dołączyła do grona ekspertów podczas European Economic Congress (Europejskiego Kongresu Gospodarczego), który odbył się w dniach 22-24 kwietnia w Katowicach. 

Europejski Kongres Gospodarczy to jedno z kluczowych wydarzeń biznesowych  
w regionie, skupiające przedstawicieli biznesu, administracji i świata nauki, umożliwiając wymianę doświadczeń w zakresie kluczowych wyzwań, takich jak transformacja energetyczna i cyfrowa. Podczas panelu „Mały atom w systemie”, który odbył się 23 kwietnia, Anna Szczodra rozmawiała z liderami rynku o perspektywach i warunkach rozwoju projektów SMR w Polsce.

Ekspertka podkreśliła, że projekty małych reaktorów modułowych wymagają podejścia systemowego oraz stabilnego, przewidywalnego systemu wsparcia, który umożliwi inwestorom zabezpieczenie kapitału i podjęcie finalnych decyzji inwestycyjnych. Zaznaczyła również, że energetyka jądrowa, jako stabilne źródło o niskich kosztach zmiennych, może w długim okresie istotnie obniżyć ceny energii dzięki wyeliminowaniu kosztów emisji CO2. Według Anny Szczodrej rozwój SMR to także ogromna szansa dla gospodarki na budowę krajowego know-how oraz całego łańcucha wartości.  

LinkedIn | Czy SMR mają szansę stać się realnym elementem transformacji energetycznej w Polsce?

Anna Szczodra, Partner współzarządzający w KPMG Law oraz lider doradztwa dla sektora energetycznego w Polsce i regionie EMA, współtworzyła raport Polskiego Kongresu Klimatycznego „Transformacja 4.0”, odpowiadając za rozdział poświęcony uwarunkowaniom inwestycji w energetyce.

W swoim rozdziale analizuje kluczowe czynniki wpływające na decyzje inwestorów: wyższy niż w Europie Zachodniej koszt kapitału w Polsce, znaczenie ryzyka regulacyjnego, rozwój magazynów energii oraz zmieniającą się strukturę inwestorów na rynku OZE. Zwraca uwagę, że stabilność regulacyjna jest tylko jednym z elementów, a o atrakcyjności rynku decyduje również konstrukcja rynku, warunki sieciowe, miks energetyczny, perspektywy rozwoju magazynów energii, biogazu i biometanu oraz rosnące wymagania w obszarze ESG – w tym znaczenie transparentnego raportowania niefinansowego dla dostępu do tańszego finansowania.

To ważny, ekspercki głos w dyskusji o kierunkach transformacji energetycznej i przyszłości rynku OZE w Polsce, podkreślający konieczność kompleksowego podejścia do polityki inwestycyjnej w sektorze energii.

Polski Kongres Klimatyczny: Raport „Transformacja 4.0” 

Anna Szczodra, Partner współzarządzający w KPMG Law oraz radca prawny, Lider doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i EMA, przedstawiła na łamach portalu WNP.PL ekspercki komentarz dotyczący narastających wyzwań związanych  
z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego w Polsce. Tematem był gwałtowny wzrost liczby wyłączeń instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych, który wymusza na operatorze sytemu przesyłowego częstsze stosowanie mechanizmu nierynkowego redysponowania w celu utrzymania stabilności sieci. Ekspertka zwraca uwagę, że dane z lat 2024–2025 pokazują wyraźny wzrost liczby takich interwencji. Zaznacza też, że dla części wytwórców – szczególnie tych działających w oparciu o wolumenowe cPPA – może to oznaczać utratę części przychodów, o ile nie są one objęte systemem rekompensat.

Nadchodzi plaga wyłączeń fotowoltaiki i wiatraków. Zapowiada się kolejny niechlubny rekord

Pismo z dnia 13.03.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB3-1.4012.945.2025.4.MG, Skutki podatkowe transakcji emisji CO2

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że sprzedaż uprawnień do emisji CO₂ w ramach pozagiełdowej transakcji spot podlega opodatkowaniu VAT po stronie spółki (bez odwrotnego obciążenia), a przy nabyciu uprawnień CO₂ w ramach pozagiełdowej transakcji forward spółce przysługuje prawo do odliczenia VAT naliczonego z faktur banku.

Tło sprawy

Spółka – duży producent objęty EU ETS – posiada i nabywa uprawnienia do emisji CO₂. W celu poprawy płynności oraz zabezpieczenia cen zamierza zawrzeć z polskim bankiem dwie powiązane transakcje OTC: sprzedać część posiadanych uprawnień w formule spot oraz jednocześnie zawrzeć kontrakt forward na ich późniejszy odkup z fizyczną dostawą uprawnień. Transakcje nie będą realizowane na giełdzie, rynku regulowanym ani OTF, a nabywane w ramach forward uprawnienia mają być wykorzystywane wyłącznie do działalności opodatkowanej VAT (umorzenie na potrzeby produkcji).

Stanowisko DKIS

Organ uznał, że przeniesienie uprawnień CO₂ stanowi odpłatne świadczenie usług i w opisanych transakcjach nie są spełnione warunki z art. 145e Ustawy o VAT dotyczące czasowego odwrotnego obciążenia (brak transakcji na giełdzie, rynku regulowanym lub OTF). W konsekwencji przy sprzedaży uprawnień w ramach transakcji spot spółka powinna naliczyć VAT należny i wykazać go na fakturze. Jednocześnie nabycie uprawnień w ramach transakcji forward, udokumentowane fakturą z VAT wystawioną przez bank, daje spółce prawo do odliczenia podatku naliczonego, ponieważ uprawnienia będą służyć wyłącznie czynnościom opodatkowanym.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja precyzyjnie wskazuje, że pozagiełdowe, bilateralne transakcje na uprawnienia CO₂ (spot i forward OTC) co do zasady nie podlegają mechanizmowi odwrotnego obciążenia przewidzianemu w art. 145e Ustawy o VAT, lecz są rozliczane według zasad ogólnych. 

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy objęci EU ETS, którzy zawierają z bankami lub innymi instytucjami finansowymi OTC transakcje na uprawnienia CO₂, powinni rozliczać VAT według zasad ogólnych: sprzedawca usług (przeniesienia uprawnień) nalicza VAT należny, a nabywca ma prawo do odliczenia VAT naliczonego, jeśli uprawnienia służą działalności opodatkowanej. Mechanizm odwrotnego obciążenia może mieć zastosowanie tylko wtedy, gdy transakcje są zawierane na giełdzie, rynku regulowanym lub OTF i spełnione są pozostałe warunki z art. 145e Ustawy.

Pismo z dnia 13.03.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0114-KDIP1-1.4012.299.2023.10.MŻ, Rekompensaty a podstawa opodatkowania VAT dostaw gazu

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) – wykonując prawomocny wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego (dalej: „WSA”) w Warszawie (III SA/Wa 1966/23) – potwierdził, że rekompensaty wypłacane sprzedawcy gazu na podstawie Ustawy z 15.12.2022 r. o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 r. nie stanowią dopłat uwzględnianych w podstawie opodatkowania VAT dostaw gazu.

Tło sprawy
 

Spółka – czynny podatnik VAT, przedsiębiorstwo energetyczne w zakresie obrotu paliwami gazowymi – w 2023 r. dostarczała gaz odbiorcom uprawnionym po ustawowo określonej „cenie maksymalnej” 200,17 zł/MWh. Równocześnie, z tytułu stosowania tej ceny, występowała – na podstawie Ustawy gazowej – o rekompensaty wypłacane przez Zarządcę Rozliczeń S.A. (B. S.A.). Spółka zapytała, czy te rekompensaty stanowią dopłaty mające bezpośredni wpływ na cenę dostarczanego gazu w rozumieniu art. 29a ust. 1 Ustawy o VAT, a więc czy powinny zwiększać podstawę opodatkowania VAT. Pierwotnie DKIS uznał stanowisko spółki za nieprawidłowe, jednak interpretacja została uchylona przez WSA, a skarga kasacyjna Organu ostatecznie cofnięta.

Stanowisko DKIS

Po uwzględnieniu wyroku WSA Organ uznał stanowisko podatnika za prawidłowe. Rekompensaty wypłacane na podstawie Ustawy gazowej: nie stanowią dotacji, subwencji ani innych dopłat, o których mowa w art. 29a ust. 1 Ustawy o VAT, ponieważ art. 12 ust. 1 Ustawy gazowej wprost wyłącza je z tej kategorii, nie są elementem zapłaty za konkretną dostawę gazu na rzecz danego odbiorcy, lecz instrumentem publicznoprawnym służącym wyrównaniu skutków administracyjnego zamrożenia cen, oraz nie kształtują ceny w ramach stosunku cywilnoprawnego sprzedawca–odbiorca, lecz są odrębnym świadczeniem o charakterze interwencyjnym państwa. DKIS – zgodnie z oceną WSA – uznał, że art. 12 ust. 1 Ustawy gazowej jest przepisem szczególnym względem art. 29a ust. 1 Ustawy o VAT i normatywnie uzupełnia zasady ustalania podstawy opodatkowania w zakresie tych rekompensat. Przepis ten ma charakter „podatkowy” i nie może zostać pominięty przy interpretacji podstawy opodatkowania VAT. Organ podkreślił też, że art. 4 Ustawy o VAT (zakaz stosowania ulg/zwoleń z innych ustaw) nie ma zastosowania, bo art. 12 ust. 1 Ustawy gazowej nie wprowadza ulgi lub zwolnienia w innym podatku, lecz bezpośrednio kształtuje podstawę opodatkowania VAT. W konsekwencji rekompensaty wypłacane spółce nie zwiększają podstawy opodatkowania jej dostaw gazu i nie podlegają opodatkowaniu VAT.

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja potwierdza, że rekompensaty gazowe z Ustawy o szczególnej ochronie odbiorców paliw gazowych w 2023 r. są neutralne dla VAT: nie stanowią „dotacji związanej bezpośrednio z ceną” w rozumieniu art. 29a ust. 1 Ustawy o VAT.

Praktyczne konsekwencje
 

Sprzedawcy gazu, którzy stosowali w 2023 r. cenę maksymalną wobec odbiorców uprawnionych i otrzymują rekompensaty na podstawie Ustawy gazowej, nie powinni włączać kwot tych rekompensat do podstawy opodatkowania VAT dostaw gazu. Rekompensaty pozostają przychodem podatkowym (CIT), ale są poza zakresem VAT – nie powiększają obrotu, nie generują VAT należnego i nie wymagają dokumentowania fakturami. Podmioty, które dotychczas traktowały rekompensaty jako dopłaty powiększające podstawę opodatkowania, mogą – w świetle tej interpretacji i wyroku WSA – rozważyć korektę rozliczeń VAT za okresy objęte mechanizmem rekompensat.

Pismo z dnia 17.04.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB1-2.4010.9.2026.2.END, Skutki podatkowe nabywania i zbywania zielonych certyfikatów oraz możliwości odliczenia podatku od przychodów z budynków przez fundację rodzinną

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) uznał, że obrót tzw. zielonymi certyfikatami przez fundację rodzinną nie mieści się w katalogu dozwolonej działalności z art. 5 Ustawy o fundacji rodzinnej, ponieważ certyfikaty te nie są papierami wartościowymi, instrumentami pochodnymi ani prawami o podobnym charakterze. 

Tło sprawy
 

Fundacja rodzinna zamierza prowadzić działalność gospodarczą polegającą na nabywaniu i zbywaniu zielonych certyfikatów (praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii z OZE, będących towarem giełdowym na TGE). Środki z tego obrotu mają być reinwestowane w ramach dozwolonej działalności. Fundacja zapytała, czy obrót zielonymi certyfikatami mieści się w dozwolonej działalności (art. 5 ust. 1 pkt 4 ufr) i korzysta ze zwolnienia z CIT. 

Stanowisko DKIS

Organ uznał, że Ustawa o fundacji rodzinnej dopuszcza działalność gospodarczą m.in. w zakresie nabywania i zbywania papierów wartościowych, instrumentów pochodnych i praw o podobnym charakterze (art. 5 ust. 1 pkt 4 ufr), natomiast prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia energii (tzw. zielone certyfikaty) są w ustawie OZE i ustawie o giełdach towarowych kwalifikowane jako „towar giełdowy”, a nie jako instrumenty finansowe w rozumieniu Ustawy o obrocie instrumentami finansowymi. Zielone certyfikaty nie spełniają definicji papierów wartościowych ani pochodnych instrumentów finansowych. Ponadto nie powstają w drodze emisji, nie mają charakteru akcyjnego ani obligacyjnego i nie są „prawami o podobnym charakterze”, gdyż pełnią funkcję instrumentu wsparcia OZE, a nie klasycznego instrumentu inwestycyjnego. W konsekwencji obrót zielonymi certyfikatami nie mieści się w dozwolonej działalności określonej w art. 5 ust. 1 pkt 4 ufr, a dochody z takiej działalności podlegają opodatkowaniu sankcyjną 25% stawką CIT na podstawie art. 24r ust. 1 Ustawy o CIT jako dochody z działalności wykraczającej poza katalog dozwolony.

Znaczenie interpretacji

Fundacje rodzinne nie mogą bezpiecznie traktować obrotu zielonymi certyfikatami jako dozwolonej działalności „papierowej” w rozumieniu art. 5 ust. 1 pkt 4 ufr – takie transakcje są kwalifikowane jako działalność wykraczająca poza dozwolony katalog i obciążone 25% stawką CIT.

Praktyczne konsekwencje

Fundacje rodzinne planujące inwestycje w zielone certyfikaty powinny liczyć się z 25% CIT od zysków z tego tytułu; aby zachować pełne zwolnienie, działalność musi mieścić się ściśle w katalogu art. 5 ufr (np. klasyczne papiery wartościowe, instrumenty pochodne w rozumieniu u.o.i.f.).

Pismo z dnia 17.04.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB3-3.4013.37.2026.2.MAZ, Opodatkowanie transakcji nabycia i zbycia gazu na zagranicznej giełdzie podatkiem akcyzowym

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że transakcje nabycia i zbycia gazu ziemnego w systemie gazowym, zawierane przez polski dom maklerski na zagranicznej giełdzie w ramach realizacji zleceń klientów, nie podlegają w Polsce opodatkowaniu podatkiem akcyzowym.

Tło sprawy
 

Spółka jest domem maklerskim z siedzibą w Polsce, czynnym podatnikiem VAT oraz zarejestrowanym pośredniczącym podmiotem gazowym, działającym na podstawie zezwolenia KNF. Pośredniczy w obrocie towarami giełdowymi, w szczególności gazem w systemie gazowym. Spółka planuje zawieranie transakcji na zagranicznej giełdzie z państwa UE (Organizującej obrót towarami energetycznymi i instrumentami finansowymi), dotyczących wyrobów gazowych – gazu ziemnego przesyłanego rurociągami (CN 2711 21 00) w rozumieniu Ustawy akcyzowej. Spółka działa we własnym imieniu, lecz na rachunek klienta. Klientami są podmioty posiadające status pośredniczącego podmiotu gazowego. Gaz w systemie gazowym będzie zasadniczo znajdował się poza terytorium Polski, Spółka nie będzie bezpośrednim, fizycznym odbiorcą gazu, a przemieszczenie gazu oraz ewentualny import lub nabycie wewnątrzwspólnotowe do Polski będzie każdorazowo Organizowane przez klienta, a nie przez Spółkę.

Stanowisko DKIS
 

Organ uznał, że katalog zdarzeń opodatkowanych w odniesieniu do wyrobów gazowych, określony w art. 9c Ustawy akcyzowej, ma charakter zamknięty i obejmuje wyłącznie nabycie wewnątrzwspólnotowe przez finalnego nabywcę gazowego, sprzedaż finalnemu nabywcy gazowemu, import przez finalnego nabywcę gazowego oraz użycie gazu przez pośredniczący podmiot gazowy lub finalnego nabywcę gazowego w ściśle wskazanych przypadkach. W analizowanym modelu Spółka jako pośredniczący podmiot gazowy dokonuje transakcji na zagranicznej giełdzie na rzecz innych pośredniczących podmiotów gazowych, nie jest finalnym nabywcą gazowym, nie dokonuje importu ani nabycia wewnątrzwspólnotowego gazu na terytorium Polski na własną rzecz i nie zużywa gazu w Polsce. W konsekwencji po stronie Spółki nie wystąpi żadne z wymienionych w art. 9c ust. 1 Ustawy zdarzeń skutkujących powstaniem obowiązku podatkowego. Transakcje nabycia i zbycia gazu na zagranicznej giełdzie, realizowane w opisanym modelu, pozostają zatem poza zakresem opodatkowania akcyzą w Polsce.

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja potwierdza, że dla wyrobów gazowych decydujące znaczenie ma rola danego podmiotu (finalny nabywca gazowy lub pośredniczący podmiot gazowy). Samo przeniesienie własności gazu w ramach transakcji giełdowych zawieranych poza Polską przez pośredniczący podmiot gazowy, działający na rachunek innych pośredniczących podmiotów gazowych, nie generuje polskiego obowiązku akcyzowego. Obowiązek ten może powstać dopiero po stronie podmiotów, które dokonują importu, nabycia wewnątrzwspólnotowego lub zużycia gazu na terytorium Polski jako finalni nabywcy gazowi.

Praktyczne konsekwencje
 

Domy maklerskie i inne pośredniczące podmioty gazowe mogą przyjąć, że obrót gazem ziemnym na zagranicznych giełdach, w modelu pośrednictwa na rzecz innych pośredniczących podmiotów gazowych, nie powoduje po ich stronie obowiązku zapłaty akcyzy w PolsceW praktyce oznacza to, że ryzyko akcyzowe związane z obrotem gazem przypisane jest do finalnych nabywców gazowych i podmiotów faktycznie zużywających gaz na terytorium kraju, a nie do podmiotu pełniącego wyłącznie funkcję pośrednika giełdowego.

Pismo z dnia 10.04.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0114-KDIP2-2.4010.19.2026.1.KW, Skutki podatkowe umorzenia depozytu prosumenckiego dla sprzedawcy energii elektrycznej

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że umorzenie niewykorzystanego depozytu prosumenckiego, o którym mowa w art. 4c ust. 6 Ustawy o OZE, nie powoduje powstania przychodu podatkowego po stronie sprzedawcy energii elektrycznej i nie podlega opodatkowaniu CIT.

Tło sprawy
 

Spółka z o.o., czynny podatnik CIT, prowadzi działalność w zakresie obrotu energią elektryczną i zamierza zawrzeć umowy z osobami fizycznymi – właścicielami mikroinstalacji PV połączonych z magazynami energii. Klienci, głównie prosumenci w rozumieniu Ustawy OZE, wytwarzają energię na własne potrzeby, a nadwyżki trafiają do magazynów, którymi zarządza spółka. Na koniec 12‑miesięcznego okresu rozliczeniowego nadwyżka energii zgromadzonej w magazynach będzie sprzedawana przez spółkę do sieci. Wynagrodzenie spółki stanowi udział w zysku pomniejszający kwotę wypłacaną klientowi za sprzedaną energię. W odniesieniu do prosumentów spółka prowadzi konto prosumenta i depozyt prosumencki zgodnie z art. 4c OZE. Niewykorzystane lub niezwrócone środki z depozytu po 12 miesiącach podlegają umorzeniu na podstawie art. 4c ust. 6 OZE. Spółka zapytała, czy umorzenie niewykorzystanego depozytu prosumenckiego generuje po jej stronie przychód podlegający opodatkowaniu CIT.

Stanowisko Dyrektora KIS
 

Organ uznał, że umorzenie niewykorzystanej części depozytu prosumenckiego nie powoduje powstania przychodu podatkowego, ponieważ po stronie spółki nie dochodzi do żadnego rzeczywistego przysporzenia majątkowego. Depozyt prosumencki jest szczególnym mechanizmem rozliczeniowym uregulowanym w ustawie OZE: odzwierciedla środki należne prosumentowi za energię wprowadzoną do sieci i może być wykorzystany wyłącznie na pokrycie jego zobowiązań wobec sprzedawcy energii.

Umorzenie depozytu na podstawie art. 4c ust. 6 Ustawy OZE oznacza jedynie wygaśnięcie roszczeń prosumenta do tej kwoty, przewidziane wprost przez przepisy. Spółka nie otrzymuje żadnych dodatkowych pieniędzy, nie następuje trwałe powiększenie jej aktywów, lecz jedynie wykonanie ustawowego mechanizmu rozliczenia depozytu. Skoro brak jest definitywnego, ekonomicznego przysporzenia po stronie sprzedawcy energii, to umorzony depozyt prosumencki nie stanowi przychodu w rozumieniu Ustawy o CIT

Znaczenie interpretacji

Interpretacja doprecyzowuje, jak na gruncie CIT należy traktować depozyt prosumencki i jego umorzenie. Potwierdza, że depozyt prosumencki jest konstrukcją prawną służącą rozliczaniu wartości energii między prosumentem a sprzedawcą w systemie net‑billing i nie jest „depozytem” w sensie klasycznej zaliczki lub przedpłaty, która po niewykorzystaniu miałaby charakter przysporzenia dla sprzedawcy. Umorzenie niewykorzystanych środków na depozycie nie rodzi dla sprzedawcy dodatkowego przychodu do opodatkowania, o ile jego wynagrodzenie wynika z odrębnych umów i nie jest powiązane z kwotą umorzonego depozytu. 

Praktyczne konsekwencje
 

Spółki – sprzedawcy energii elektrycznej, prowadzące konta prosumenta i depozyty prosumenckie, mogą uznać, że umorzenie niewykorzystanej części depozytu prosumenckiego po upływie okresu 12 miesięcy nie wymaga rozpoznania przychodu podatkowego w CIT. W praktyce oznacza to, że dla celów rachunkowo‑podatkowych umorzenie depozytu nie generuje dodatkowego wyniku podatkowego po stronie sprzedawcy ponad to, co wynika z jego standardowego wynagrodzenia za sprzedaż energii i świadczone usługi. Należy jednak zadbać o odpowiednią dokumentację i ewidencję depozytu prosumenckiego.

Pismo z dnia 27.03.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB3-3.4013.27.2026.1.PJ, Zastosowanie zerowej stawki akcyzy oraz zwrot akcyzy przy konfekcjonowaniu i dalszej dostawie wyrobów energetycznych

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) potwierdził, że spółka może stosować zerową stawkę akcyzy przy dostawie skonfekcjonowanych wyrobów energetycznych CN 2707 50 00 do zużywających podmiotów gospodarczych na podstawie art. 89 ust. 2 pkt 5 Ustawy akcyzowej, a w przypadku późniejszej dostawy wewnątrzwspólnotowej lub eksportu tych wyrobów, po uprzednim opodatkowaniu ich akcyzą, spółce przysługuje prawo do zwrotu zapłaconej akcyzy na podstawie art. 82 Ustawy.

Tło sprawy
 

Spółka X, zarejestrowany odbiorca, nabywa wewnątrzwspólnotowo wyroby energetyczne Y (CN 2707 50 00) w procedurze zawieszenia poboru akcyzy, dotychczas dostarczane autocysternami do zużywających podmiotów gospodarczych ze stawką 0 zł (art. 89 ust. 2 pkt 5, e‑DD). Planuje konfekcjonowanie tych wyrobów z cystern do mniejszych opakowań (bez zmiany składu i kodu CN) i dalsze dostawy z zachowaniem stawki zerowej. Dopuszcza też, że część skonfekcjonowanych wyrobów będzie wywożona jako WDT lub eksport, z zapłatą akcyzy i wnioskiem o jej zwrot z art. 82 Ustawy.

Stanowisko DKIS
 

Dyrektor KIS potwierdził, że konfekcjonowanie (przelanie do mniejszych opakowań bez dodawania innych składników) nie jest produkcją ani przetwarzaniem w rozumieniu Ustawy akcyzowej i nie zmienia klasyfikacji ani przeznaczenia wyrobu. Skoro Y są wyrobami z załącznika nr 2, przeznaczonymi do celów innych niż opałowe i napędowe, a spółka nabywa je w zawieszeniu jako zarejestrowany odbiorca i przemieszcza do zużywających podmiotów na e‑DD, spełnione są warunki z art. 89 ust. 2 pkt 5 – stawka 0 zł może nadal być stosowana także po konfekcjonowaniu. W przypadku WDT lub eksportu skonfekcjonowanych wyrobów spółka traci prawo do stawki 0 zł i musi zapłacić akcyzę, ale jako podatnik dokonujący WDT/eksportu może wystąpić o zwrot akcyzy na podstawie art. 82, pod warunkiem złożenia wniosku z wymaganymi dokumentami (e‑SAD i dowody zapłaty akcyzy dla WDT, dokumenty celne i potwierdzenie wywozu dla eksportu).

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja potwierdza, że techniczne konfekcjonowanie wyrobów energetycznych nie powoduje utraty prawa do zerowej stawki akcyzy, o ile spełnione są warunki materialne i formalne z art. 89 ust. 2 Ustawy. Jednocześnie przypomina, że przy zmianie przeznaczenia (WDT/eksport) powstaje obowiązek zapłaty akcyzy, ale ustawowy mechanizm zwrotu pozwala odzyskać ten podatek, jeżeli spełnione są warunki z art. 82.

Praktyczne konsekwencje

Dystrybutorzy wyrobów energetycznych mogą bezpiecznie wprowadzać konfekcjonowanie (zmianę formatu opakowań) bez ryzyka utraty stawki 0 zł przy dostawach krajowych do zużywających podmiotów gospodarczych. Przy sprzedaży zagranicznej skonfekcjonowanych wyrobów muszą najpierw rozliczyć akcyzę w Polsce, a następnie mogą wnioskować o jej zwrot, dbając o prawidłową ewidencję i komplet dokumentów wymaganych przepisami.

Pismo z dnia 5.02.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB1-2.4010.639.2025.3.ANK

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) uznał stanowisko spółki za prawidłowe w zakresie kwalifikacji dochodu ze sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ w transakcjach spot do przychodów innych niż zyski kapitałowe. Natomiast za nieprawdiłowe uznał założenie, że spółka może dowolnie stosować metodę FIFO do ustalania kosztu zbywanych uprawnień, gdy możliwa jest ich indywidualna identyfikacja.

Opis i tło sprawy

Spółka akcyjna – producent energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji, objęta systemem EU ETS – posiada uprawnienia do emisji CO₂ zarówno otrzymywane nieodpłatnie (alokacja) jak i nabywane odpłatnie na rynku. Część uprawnień planuje sprzedać w transakcjach spot (kasowych) zawieranych bezpośrednio z bankiem, a jednocześnie zawrzeć z tym samym bankiem transakcję forward na odkupienie tej samej liczby uprawnień w przyszłości po ustalonej cenie. Celem tych operacji jest poprawa płynności finansowej i zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień niezbędnych do prowadzenia działalności produkcyjnej, a nie spekulacja kapitałowa. Spółka chce rozpoznawać wynik na transakcji spot (różnica między ceną sprzedaży a kosztem nabycia sprzedanych uprawnień) jako dochód/stratę z „innych źródeł przychodów”, a do ustalania kosztu stosować metodę FIFO, mimo że wewnętrzna ewidencja pozwala jednoznacznie zidentyfikować, które uprawnienia i w jakiej cenie zostały nabyte i są zbywane. Kosztem podatkowym mają być tylko wydatki na uprawnienia nabyte odpłatnie; uprawnienia otrzymane nieodpłatnie nie miałyby przypisywanego kosztu.

Stanowisko DKIS

Organ zgodził się, że uprawnienia do emisji CO₂, choć są instrumentami finansowymi w rozumieniu Ustawy o obrocie instrumentami finansowymi, nie są pochodnymi instrumentami finansowymi w rozumieniu art. 4a pkt 22 Ustawy o CIT. Sprzedaż uprawnień w transakcji spot jest zwykłą sprzedażą instrumentu finansowego na rynku kasowym, bez elementu „pochodnego” (brak kontraktu terminowego, rozliczenia różnicowego itd.). W związku z tym przychód ze sprzedaży uprawnień CO₂ w transakcjach spot nie mieści się w katalogu przychodów z zysków kapitałowych (art. 7b CIT), lecz powinien być zaliczany do przychodów z innych źródeł – tj. z działalności operacyjnej spółki. Dochód (strata) z tej sprzedaży jest różnicą pomiędzy ceną sprzedaży a kosztem nabycia sprzedanych uprawnień, a koszt podatkowy może być rozpoznany tylko dla uprawnień nabytych odpłatnie; uprawnienia otrzymane nieodpłatnie nie tworzą kosztu (brak poniesionego wydatku). W tym zakresie stanowisko spółki uznano za prawidłowe.

Jednocześnie Dyrektor KIS zakwestionował możliwość stosowania metody FIFO, jeżeli spółka jest w stanie jednoznacznie zidentyfikować, które konkretne uprawnienia są zbywane i jakie koszty nabycia z nimi się wiążą. Metody typu FIFO (pierwsze weszło – pierwsze wyszło) są dopuszczalne jako uproszczenie tylko wtedy, gdy nie ma realnej możliwości zindywidualizowania sprzedawanych jednostek i przypisania im faktycznie poniesionych kosztów. Skoro spółka ma taką możliwość (prowadzi ewidencję pozwalającą ustalić datę i sposób pozyskania poszczególnych uprawnień), to – zdaniem Organu – powinna przypisywać koszty według rzeczywistej tożsamości zbywanych uprawnień, a nie według przyjętej arbitralnie kolejności FIFO. Ustawa o CIT nie przewiduje tu odwołania do metod rachunkowych znanych z innych regulacji, a w razie możliwości identyfikacji składnika majątku priorytet ma podejście oparte na faktycznie poniesionym, przypisanym koszcie.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że sprzedaż uprawnień do emisji CO₂ na rynku spot generuje przychody z innych źródeł (działalności operacyjnej), a nie z zysków kapitałowych; uprawnienia CO₂ nie są pochodnymi instrumentami finansowymi na gruncie CIT. Jednocześnie Organ mocno akcentuje, że techniki typu FIFO są dopuszczalne tylko jako rozwiązania pomocnicze w sytuacji braku możliwości identyfikacji sprzedawanych jednostek. Jeżeli podatnik prowadzi ewidencję pozwalającą na precyzyjne przypisanie kosztu do zbywanych uprawnień, powinien stosować koszty rzeczywiście poniesione dla konkretnej transakcji, a nie umowne metody kolejności rozchodu.

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy będący uczestnikami EU ETS, którzy dokonują sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ w transakcjach spot, powinni rozpoznawać dochód z tego tytułu jako dochód z działalności operacyjnej (inne źródła przychodów), a nie z zysków kapitałowych. W zakresie ustalania kosztów uzyskania przychodów, jeżeli ich system ewidencyjny umożliwia jednoznaczne wskazanie, które uprawnienia (nabyte kiedy i za ile) są sprzedawane, nie powinni stosować FIFO jako metody podatkowej; koszty należy przypisywać według faktycznie poniesionych wydatków na konkretne, zbywane jednostki. Metody uproszczone (FIFO) mogą być stosowane tylko wyjątkowo, gdy brak jest możliwości takiej identyfikacji. Jednocześnie dochód ze sprzedaży uprawnień przyznanych nieodpłatnie będzie w całości opodatkowany, ponieważ nie towarzyszy mu koszt podatkowy.

Pismo z dnia 1.04.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0114-KDIP4-1.4012.76.2026.2.SK, kwalifikacja usług montażu magazynu energii elektrycznej na gruncie podatku od towarów i usług

Interpretacja dotyczy kwalifikacji na gruncie VAT usługi polegającej na dostawie i montażu magazynu energii u klienta wraz z szeregiem czynności towarzyszących (projekt, transport, montaż, konfiguracja, audyt) oraz dokonaniem w imieniu klienta zgłoszenia mikroinstalacji/magazynu do Operatora Systemu Dystrybucji (OSD). Spółka twierdziła, że wszystkie te elementy tworzą jedno świadczenie kompleksowe opodatkowane jednolitą stawką VAT właściwą dla usługi głównej.

Tło sprawy

Spółka z branży energetycznej montuje magazyny energii w budynkach klientów (głównie osób fizycznych). W ramach usługi wykonuje m.in.: weryfikację techniczną i dobór komponentów, zawarcie umowy, aktualizację projektu instalacji fotowoltaicznej, transport, montaż magazynu wraz z ingerencją w konstrukcję budynku, wymianę falownika i innych komponentów mikroinstalacji, konfigurację i instruktaż dla klienta, audyt poprawności działania instalacji po montażu. Dodatkowo, po zakończeniu montażu, na podstawie pełnomocnictwa klienta przygotowuje i składa do OSD aktualizację zgłoszenia przyłączeniowego mikroinstalacji zgodnie z Prawem energetycznym. Spółka zawiera jedną umowę, pobiera jedno wynagrodzenie, nie wyodrębnia na fakturach poszczególnych elementów i utrzymywała, że całość świadczenia jest jednolitą usługą kompleksową.

Stanowisko Organu

Dyrektor KIS uznał, że zasadniczy zakres prac – od weryfikacji i projektu, przez transport i montaż, po instruktaż, konfigurację i audyt – stanowi jedno świadczenie kompleksowe: usługę montażu magazynu energii. Te czynności są ze sobą ściśle powiązane technicznie i funkcjonalnie, a z punktu widzenia klienta prowadzą do jednego celu: otrzymania w pełni sprawnego, bezpiecznego magazynu energii trwale zintegrowanego z instalacją elektryczną. Ich rozdzielenie byłoby sztuczne, więc powinny być opodatkowane jedną stawką VAT właściwą dla usługi głównej.

Organ nie zgodził się natomiast, że zgłoszenie do OSD jest elementem tego świadczenia kompleksowego. Wskazał, że obowiązek zgłoszenia przyłączenia/zmiany parametrów mikroinstalacji ciąży z mocy prawa na właścicielu (inwestorze), a spółka jedynie go w tym wyręcza, działając jako pełnomocnik. Czynność ta ma charakter formalno‑administracyjny, wykonywana jest po zakończeniu montażu i nie jest niezbędna do technicznego wykonania montażu magazynu – magazyn może zostać prawidłowo zamontowany niezależnie od zgłoszenia. Zgłoszenie nie wpływa na jakość czy rezultat usługi montażu, nie służy „lepszemu wykonaniu” świadczenia głównego, lecz realizuje odrębny, prawny obowiązek klienta. W efekcie DKIS uznał, że zgłoszenie do OSD jest odrębną usługą, świadczoną obok kompleksowej usługi montażu, i nie może dzielić losu podatkowego całego świadczenia jako jego element pomocniczy.

Znaczenie

Interpretacja przesądza, że w analizowanym modelu tylko część czynności składa się na świadczenie kompleksowe – montaż magazynu energii wraz z przygotowaniem, konfiguracją i audytem – natomiast zgłoszenie do OSD stanowi samodzielną usługę. Dla kwalifikacji na gruncie VAT kluczowa jest funkcja danej czynności i jej związek z usługą główną, a nie to, że wszystkie elementy są objęte jedną umową i jednym wynagrodzeniem. Czynności, które nie są konieczne do wykonania usługi podstawowej i które mają odrębny, formalny cel (jak zgłoszenie do OSD) nie mogą być „wciągane” do kompleksowego świadczenia tylko po to, by stosować jedną stawkę VAT.

Praktyczne konsekwencje

Przedsiębiorcy montujący magazyny energii czy instalacje PV, którzy oprócz prac technicznych oferują klientom obsługę zgłoszeń do OSD, powinni liczyć się z koniecznością traktowania tych zgłoszeń jako odrębnej usługi dla celów VAT. Cały ciąg prac związanych z projektem, dostawą, montażem, konfiguracją i audytem magazynu energii może być kwalifikowany jako jedno świadczenie kompleksowe i opodatkowany jednolitą stawką, natomiast usługa zgłoszenia do OSD – jako odrębna z punktu widzenia VAT – powinna być rozpatrywana osobno (co może wymagać odrębnej pozycji na fakturze, w zależności od przyjętej praktyki i wpływu na stawkę VAT). Interpretacja ogranicza możliwość „podciągania” pod świadczenie kompleksowe usług stricte formalnoprawnych, które nie są niezbędne do wykonania technicznego świadczenia głównego.

Pismo z dnia 26.02.2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDBI2-1.4010.38.2026.1.MN, Skutki podatkowe długoterminowego projektu infrastruktury publiczne

Dyrektor Krajowej Informacj Skarbowej (dalej: „DKIS” lub „Organ”) uznał, że inwestycja w postaci farmy wiatrowej/fotowoltaicznej spełnia warunki długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, a koszty jej finansowania (w tym refinansowania) mogą korzystać z wyłączenia z limitu kosztów finansowania dłużnego z art. 15c ust. 8 Ustawy o CIT.

Tło sprawy:

Spółka z o.o., podatnik CIT, zrealizowała w Polsce projekt w postaci farmy wiatrowej / fotowoltaicznej (Projekt). Inwestycja została zakończona i jest eksploatowana, wytwarzając energię elektryczną wtłaczaną do sieci operatora systemu elektroenergetycznego. Projekt sfinansowano głównie kredytem i innymi formami długu oraz wkładami wspólnika; spółka planuje jego refinansowanie (nowy kredyt/pożyczka na spłatę istniejącego finansowania i odsetek). Wnioskodawca i wykonawcy usług projektowo‑budowlanych podlegają opodatkowaniu w UE, aktywa Projektu znajdują się w Polsce, koszty finansowania są rozpoznawane podatkowo w Polsce, a dochody z Projektu (sprzedaż energii) także uzyskiwane są w Polsce. Zakładany okres funkcjonowania farmy to kilkadziesiąt lat. Spółka zapytała, czy Projekt stanowi „długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej” w rozumieniu art. 15c ust. 10 Ustawy o CIT, tak że koszty finansowania dłużnego i koszty refinansowania tej inwestycji nie powinny być uwzględniane przy limitowaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego (art. 15c ust. 8).

Stanowisko DKIS

Dyrektor KIS w całości potwierdził stanowisko spółki i odstąpił od szczegółowego uzasadnienia prawnego. Oznacza to, że uznał projekt farmy wiatrowej/fotowoltaicznej za długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej, o którym mowa w art. 15c ust. 10 Ustawy o CIT – projekt wieloletni, dotyczący znaczącego składnika aktywów infrastrukturalnych, służący dostarczaniu i eksploatacji tego aktywa oraz pozostający w ogólnym interesie publicznym (bezpieczeństwo energetyczne, rozwój OZE, realizacja polityki klimatycznej). Jednocześnie Organ przyjął, że spełnione są warunki z art. 15c ust. 8 Ustawy o CIT implementującym Dyrektywę ATAD: wykonawca projektu, aktywa, koszty finansowania zewnętrznego oraz dochody znajdują się w całości w Unii Europejskiej (w praktyce – w Polsce). W konsekwencji koszty finansowania dłużnego wykorzystanego do sfinansowania Projektu, a także odsetki i inne koszty związane z refinansowaniem wcześniej zaciągniętego długu na ten Projekt, nie powinny być brane pod uwagę przy obliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego na podstawie art. 15c ust. 1 Ustawy o CIT.

Znaczenie 

Interpretacja potwierdza, że duże projekty OZE i inne projekty energetyczne mogą być kwalifikowane jako długoterminowe projekty infrastruktury publicznej w rozumieniu art. 15c Ustawy o CIT, jeżeli spełniają kryteria długoterminowości, znaczącego aktywa i interesu publicznego oraz warunki „unijne” z ust. 8. W takim przypadku koszty finansowania dłużnego przypisane do projektu, jak również koszty refinansowania tego długu, są wyłączone z reżimu limitowania odsetek – nie wchodzą do „nadwyżki” ograniczanej na podstawie art. 15c ust. 1 Ustawy o CIT. Potwierdzenie, że refinansowanie dziedziczy status pierwotnego finansowania, jest szczególnie istotne w praktyce restrukturyzacji zadłużenia projektów infrastrukturalnych.

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy realizujący farmy wiatrowe, fotowoltaiczne i inne wieloletnie projekty infrastrukturalne mogą – przy analogicznym profilu projektu i spełnieniu wymogów z art. 15c ust. 8 i 10 Ustawy o CIT – wyłączać koszty finansowania dłużnego tych inwestycji z limitu odsetkowego. W praktyce pozwala to na pełne zaliczanie odsetek i kosztów refinansowania do kosztów uzyskania przychodów, pod warunkiem rzetelnego przypisania finansowania do konkretnego projektu oraz wykazania, że jest on projektem infrastruktury publicznej w ogólnym interesie publicznym. Dla większych inwestycji infrastrukturalnych uzyskanie podobnej interpretacji indywidualnej stanowi ważny element zabezpieczenia podatkowego stosowania wyłączenia z art. 15c ust. 8 Ustawy o CIT.