Nowelizacja Prawa energetycznego

19 lutego 2026 r. Prezydent podpisał nowelizację ustawy o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa (UKSC), wdrażającą Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/2555 w sprawie środków na rzecz wysokiego wspólnego poziomu cyberbezpieczeństwa w całej Unii (czyli tzw. dyrektywę NIS2). Jednocześnie, skierował do wniosek do Trybunału Konstytucyjnego o kontrolę następczą przepisów dotyczących dostawców wysokiego ryzyka.

Nowe przepisy ustawy wzmacniają ochronę bezpieczeństwa państwa. Firmy, które zajmują się produkcją, przesyłem i dystrybucją energii będą musiały: stosować nowoczesne zabezpieczenia techniczne i organizacyjne, regularnie przeprowadzać ocenę bezpieczeństwa swoich systemów informatycznych oraz szybko zgłaszać incydenty do zespołów reagowania na incydenty bezpieczeństwa komputerowego (CSIRT) za pośrednictwem Systemu S46.

Wprowadzono także podział na podmioty kluczowe i podmioty ważne. Oznacza to, że kierownictwo firm energetycznych będzie miało większą odpowiedzialność za zarządzanie ryzykiem cybernetycznym, stałe monitorowanie zagrożeń i szkolenie pracowników. Nowe przepisy dają też organom państwowym, takim jak Ministerstwo Cyfryzacji lub Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego, większe uprawnienia. Będą one mogły wydawać ostrzeżenia, nakazywać audyty bezpieczeństwa oraz podejmować działania zabezpieczające w przypadku poważnych incydentów. Powinno to zapewnić ciągłość dostaw energii. Wprowadzono również procedurę uznania dostawcy za dostawcę wysokiego ryzyka. Dzięki temu będzie można usuwać niebezpieczne technologie z infrastruktury energetycznej, co zwiększy odporność systemu na cyber ataki i zmniejszy ryzyko zakłóceń w działaniu sieci oraz elektrowni.  

Sejm uchwalił nowelizację ustawy o Krajowym Systemie Cyberbezpieczeństwa - Ministerstwo Cyfryzacji - Portal Gov.pl ; Sejm uchwalił nowelizację ustawy o Krajowym Systemie Cyberbezpieczeństwa - Baza wiedzy - Portal Gov.pl ; Druk nr 1955 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

W piątek 27 lutego 2026 r. Sejm uchwalił długo oczekiwaną dużą nowelizację Prawa Energetycznego, tj. tzw. ustawę sieciową, której celem jest gruntowna reforma procesu przyłączeniowego oraz wsparcie rozwoju OZE, magazynów energii i biogazowni. Za jej uchwaleniem głosowało łącznie 234 posłów, przeciw – 200, a 4 wstrzymało się od głosu. W II czytaniu posłowie koalicji rządzącej zgłosili szereg poprawek doprecyzowujących, które zostały przegłosowane na sali plenarnej bez ponownego kierowania projektu do komisji sejmowych. Nowelizacja, o której pisaliśmy w Newsletterze 1/2026 , przewiduje m.in. skrócenie ważności warunków przyłączenia z 24 do 12 miesięcy, podwyższenie zaliczki za przyłączenie z 30 do 60 zł za każdy kW mocy (max. do 6 mln PLN), wprowadzenie bezzwrotnej opłaty za rozpatrzenie wniosku oraz obowiązek wnoszenia zabezpieczeń finansowych. Nowe przepisy mają także rozszerzyć możliwość tzw. cable poolingu i wprowadzić elastyczne umowy przyłączeniowe.

Nowelizacja budziła kontrowersje w branży OZE, zwłaszcza w zakresie nowych zabezpieczeń finansowych i krótkich terminów na uzyskanie pozwoleń na budowę. W odpowiedzi na postulaty branży, Ministerstwo Energii zaproponowało m.in. wydłużenie terminów na uzupełnienie zaliczek przez inwestorów, którzy uzyskali już warunki przyłączenia i wpłacili zaliczki według dotychczasowych zasad, możliwość wnoszenia zabezpieczeń w formie gwarancji bankowych lub ubezpieczeniowych oraz rozszerzenie definicji siły wyższej na potrzeby procedury uzyskiwania pozwolenia na budowę, co ma umożliwić wydłużenie terminów jego uzyskania w przypadku przeszkód niezależnych od inwestora. W kolejnym kroku projekt ustawy zostanie przekazany do Senatu. Jeśli zostanie przyjęty bez poprawek, wkrótce dokument może trafić do Prezydenta RP do podpisu. Szanse na podpis Prezydenta pozostają wysokie.

Druk nr 2150 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej; Druk nr 2150 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

3 lutego 2026 r. Komisja Europejska przyjęła pierwszy zestaw metodologii certyfikacji w ramach rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/3012 z dnia 27 listopada 2024 r. w sprawie ustanowienia unijnych ram certyfikacji trwałego pochłaniania dwutlenku węgla, technik węglochłonnych oraz składowania dwutlenku węgla w produktach (Carbon Removal Certification Framework – CRCF).

Przyjęte metodologie dotyczą trzech głównych obszarów: (i) bezpośredniego wychwytywania CO₂ z powietrza i jego składowania geologicznego, (ii) wychwytywania i składowania biogenicznego CO₂ oraz (iii) usuwania CO₂ przy użyciu biowęgla.

Metodologie definiują 1 tonę CO₂, określają zasady pomiaru, raportowania i weryfikacji (MRV), w jaki sposób uwzględniać emisje towarzyszące oraz jak oceniać efekty klimatyczne oraz jak zarządzać ryzykiem. W efekcie powstał pierwszy kompleksowy europejski standard trwałego usuwania CO₂, na który czekały firmy i innowatorzy.

W rezultacie opracowano pierwszy całościowy europejski standard dotyczący trwałego usuwania CO₂, którego wdrożenia od dawna oczekiwali przedsiębiorcy.

Kolejnym krokiem jest głosowanie nad aktem w Parlamencie Europejskim i Radzie UE. Przy braku sprzeciwu, Akt delegowany zostanie opublikowany w Dzienniku Urzędowym UE najprawdopodobniej na początku kwietnia i wejdzie w życie 20 dni po jego publikacji. To oznacza, że już w 2026 roku mogą zostać zatwierdzone pierwsze systemy certyfikacji oraz projekty realizowane w ramach CRCF.

Projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (UD332), który opisaliśmy w poprzednim wydaniu Newslettera, przewiduje m.in. wprowadzenie aukcyjnego systemu wsparcia dla instalacji biometanowych powyżej 1 MW, uproszczenie budowy gazociągów bezpośrednich dla biogazu i biometanu oraz doprecyzowanie zasad rozliczeń i weryfikacji producentów. Projekt usprawnia procesy inwestycyjne, umożliwia lokalizację farm wiatrowych na podstawie zintegrowanego planu inwestycyjnego, utrzymuje dotychczasowe minimalne odległości od zabudowy i rezygnuje z obowiązkowych płatności na rzecz sąsiadów, wprowadzając zamiast tego udział mieszkańców i gmin jako wirtualnych prosumentów. Dla prosumentów przewidziano przejrzyste raportowanie na fakturach, nowe zasady rozliczania depozytu oraz możliwość budowy większych magazynów energii. 

30 stycznia 2026 r. projekt trafił do Stałego Komitetu Rady Ministrów i jest bliski zakończenia rządowego etapu prac - wkrótce może trafić do parlamentu, jeśli Komitet wyda pozytywną rekomendację.

Projekt

14 stycznia 2026 r. Rządowym Centrum Legislacyjnym opublikowany został projekt ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (UC106). Projekt ma na celu częściową implementację do polskiego porządku prawnego przepisów dyrektywy RED III, wprowadzającej nowe cele i wymagania dotyczące wykorzystania energii odnawialnej w transporcie.

Projekt ustawy przewiduje m.in. istotne zwiększenie Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) (do 29% do 2030 roku) oraz zmiany w ścieżce dochodzenia do tego poziomu. Doprecyzowuje wymagania dotyczące udziału biokomponentów zaawansowanych i paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego (RFNBO), a także zasady zaliczania energii elektrycznej z OZE wykorzystywanej w transporcie drogowym i kolejowym. Określono limity dla biopaliw I generacji oraz wprowadzono korzystniejsze przeliczniki dla zaawansowanych biopaliw i biogazu wykorzystywanych w lotnictwie i żegludze.

Projekt zakłada również dostosowanie przepisów dotyczących kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji, wprowadzenie obowiązkowych audytów weryfikujących ich spełnienie oraz wdrożenie Unijnej Bazy Danych do monitorowania paliw odnawialnych. Dodatkowo, zaktualizowano załączniki ustawy zgodnie z nowymi wymogami unijnymi. Całość rozwiązań ma na celu wsparcie rozwoju rynku niskoemisyjnych paliw transportowych, zwiększenie udziału OZE w transporcie oraz ograniczenie emisji gazów cieplarnianych.

Zmiany te są niezbędne dla wytwórców i importerów paliw ciekłych i biopaliw, a także przedsiębiorców posiadających instalacje energii odnawialnej, ponieważ wymagają one dostosowania się do nowych wymogów prawnych, takich jak uzyskanie odpowiednich certyfikatów potwierdzających spełnienie kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczenie emisji GHG.

Projekt jest na etapie opiniowania od 14 stycznia 2026 r.  

Projekt

9 lutego 2026 r. opublikowano projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie sposobu przygotowania projektu planu obszarów przyspieszonego rozwoju instalacji odnawialnego źródła energii (OPRO). Jest to akt wykonawczy, który ma uregulować szczegółowe zasady opracowywania planów wyznaczających tereny przeznaczone do szybkiego rozwoju inwestycji w OZE, takich jak farmy wiatrowe czy fotowoltaiczne.

Projekt ma na celu wdrożenie dyrektywy RED III Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413. Celem tych przepisów jest przyspieszenie procedur administracyjnych związanych z inwestycjami w energię odnawialną, tak aby maksymalny czas rozpatrzenia wniosku wynosił do dwunastu miesięcy.

Projekt wprowadzi jednolite wymagania dotyczące zawartości części tekstowej i graficznej planu OPRO oraz sposobu przygotowywania danych przestrzennych, co ma usprawnić i przyspieszyć proces planowania oraz lokalizacji nowych instalacji OZE. Nowością jest wprowadzenie obowiązku szczegółowego określania elementów planu, w tym analizy potencjału energetycznego, oceny wpływu na środowisko oraz prowadzenia konsultacji społecznych.

Obecnie projekt rozporządzenia znajduje się na etapie opiniowania. Po zakończeniu procesu opiniowania i uwzględnieniu zgłoszonych uwag, projekt zostanie skierowany do dalszych prac legislacyjnych.

Projekt

29 grudnia 2025 r. projekt ustawy o zmianie ustawy o udostępnianiu informacji  o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz niektórych innych ustaw (UD224, tzw. „ustawa ocenowa”) został opublikowany w RCL. Projekt przewiduje wiele zmian w procesie podejmowania decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych realizacji przedsięwzięcia. Należą do nich zmiany w wysokości opłat za wydanie decyzji (do 30 tys. PLN1), wymaganie uwzględniania zanieczyszczenia światłem w raportach o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko i decyzjach środowiskowych.

Planuje się uruchomienie elektronicznego Systemu do Obsługi Postępowań w zakresie Ocen Oddziaływania na Środowisko (SOPOOŚ), jednocześnie pozostawiając możliwość składania papierowych wniosków. Przyjmowanie uwag online, udostępnianie dokumentacji społeczeństwa oraz elektroniczne składanie wniosków i dwustronna komunikacja z organami będzie możliwe dzięki systemowi. Ponadto organ będzie miał możliwość wyznaczenia dłuższego niż 30-dniowego terminu na składanie uwag i wniosków przez społeczeństwo, jeśli jest to uzasadnione charakterem sprawy lub wymaga głębokiej analizy dokumentacji. Organy mogą kontynuować postępowanie inwestycyjne, jeśli decyzja środowiskowa zostanie wstrzymana, jednak inwestor nie będzie mógł wykonywać praw wynikających z decyzji następczych do czasu, gdy decyzja środowiskowa stanie się ostateczna.

Obecnie projekt znajduje się na etapie opiniowania. 

Projekt 

Ministerstwo Klimatu i Środowiska dnia 19 grudnia 2025 r. opublikowało projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie obszarów, na których dopuszcza się lokalizowanie kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla (1274). Projekt istotnie rozszerza dotychczasowy katalog dopuszczalnych lokalizacji i może stanowić przełomowy krok dla rozwoju technologii CCS w Polsce.

Nowelizacja przewiduje wyznaczenie 18 obszarów, obejmujących zarówno terytorium lądowe, jak i obszar morski Morza Bałtyckiego. Na lądzie wskazano struktury geologiczne Niżu Polskiego oraz zapadliska przedkarpackiego, natomiast na morzu kambryjskie formacje solankowe wraz z towarzyszącymi strukturami węglowodorowymi. Są to głębokie formacje geologiczne, w tym w znacznej części złoża węglowodorów już wyeksploatowane lub częściowo wyeksploatowane.

Projekt ma kluczowe znaczenie systemowe. Zgodnie z obowiązującymi przepisami Prawa geologicznego i górniczego, poszukiwanie i rozpoznawanie kompleksów podziemnego składowania CO₂ jest możliwe wyłącznie na obszarach wskazanych w rozporządzeniu. Dotychczasowe ograniczenie do jednego obszaru morskiego było wskazywane przez przedsiębiorców jako istotna bariera dla rozwoju projektów CCS w Polsce, w szczególności w sektorach energochłonnych.

W uzasadnieniu projektu podkreślono, że zmiana jest odpowiedzią na rosnące zainteresowanie przemysłu technologiami wychwytu i składowania CO₂, w kontekście wzrostu cen uprawnień do emisji oraz presji regulacyjnej wynikającej z unijnej polityki klimatycznej. Rozszerzenie katalogu lokalizacji ma przyczynić się do rozwoju badań geologicznych, umożliwić rozwój krajowych projektów CCS oraz poprawić konkurencyjność sektorów takich jak energetyka, przemysł cementowy i chemiczny.

Jednocześnie projekt utrzymuje istotne ograniczenia lokalizacyjne, wyłączając możliwość składowania CO₂ m.in. na obszarach ochrony ujęć wody, zbiorników wód śródlądowych, w słupie wody oraz na terenach mogących stwarzać zagrożenia dla bezpieczeństwa. W przypadku lokalizacji lądowych oddziaływanie na środowisko zostało ograniczone poprzez sytuowanie kompleksów na znacznych głębokościach pod powierzchnią terenu.

Projektowana nowelizacja stanowi element realizacji dyrektywy 2009/31/WE w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla, która pozostawia państwom członkowskim swobodę w wyznaczaniu obszarów dopuszczalnych dla takich inwestycji. Rozporządzenie ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

Projekt

WYROK NSA Z DNIA 22/01/2026, SYGN. I FSK 781/23
 

Naczelny Sąd Administracyjny uchylił wyrok WSA w Warszawie z dnia 14 grudnia 2022 r. III SA/Wa 1452/22 oraz Interpretacje Indywidualną z dnia 25 kwietnia 2022 r. (sygn. 0112-KDIL1-2.4012.46.2022.1.PM, w których uznano, że transakcje zabezpieczające (hedgingowe) zawierane przez spółkę na instrumentach pochodnych stanowią świadczenie usług podlegających opodatkowaniu VAT oraz że obrót z tych transakcji powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT.

Tło sprawy
 

Spółka akcyjna będąca zarejestrowanym, czynnym podatnikiem podatku od towarów i usług (VAT), należąca do międzynarodowej grupy energetycznej i zajmująca się sprzedażą energii elektrycznej  wystąpiła z wnioskiem o wydanie interpretacji indywidualnej, pytając, czy zawierane przez nią transakcje zabezpieczające (hedgingowe) na instrumentach pochodnych, mające na celu ograniczenie ryzyka zmian cen energii elektrycznej, stanowią świadczenie usług podlegające opodatkowaniu VAT oraz czy obrót z tych transakcji powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT (art. 90 ust. 2 ustawy o VAT).

Organ podatkowy w interpretacji indywidualnej uznał, że transakcje hedgingowe realizowane przez spółkę stanowią świadczenie usług podlegających opodatkowaniu VAT, a obrót z tych transakcji powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji VAT.

Spółka zaskarżyła tę interpretację do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie. WSA podzielił stanowisko organu podatkowego i oddalił skargę spółki, uznając, że transakcje hedgingowe są usługami podlegającymi VAT i mają wpływ na proporcję odliczenia podatku.

Stanowisko NSA
 

Naczelny Sąd Administracyjny, rozpoznając sprawę, częściowo przychylił się do argumentacji spółki i uchylił zarówno zaskarżony wyrok WSA, jak i interpretację indywidualną. W ustnych motywach uzasadnienia NSA wskazał, że choć nie wszystkie zarzuty skargi kasacyjnej zasługiwały na uwzględnienie, to dla przejrzystości rozstrzygnięcia konieczne było uchylenie obu rozstrzygnięć w całości.

NSA nie zgodził się ze stanowiskiem spółki, jakoby w analizowanej sprawie nie dochodziło do świadczenia usług. Sąd podkreślił, że w przypadku tego rodzaju kontraktów obie strony – zarówno spółka, jak i jej kontrahent – są jednocześnie usługodawcami i usługobiorcami, a wzajemne świadczenia mają charakter odpłatny w rozumieniu ustawy o VAT. NSA powołał się przy tym na orzecznictwo TSUE, wskazując, że w ramach transakcji na instrumentach pochodnych każda ze stron świadczy usługę na rzecz drugiej i taka wzajemność jest wystarczająca do uznania, że mamy do czynienia z działalnością gospodarczą podlegającą opodatkowaniu VAT. Sąd podkreślił, że nawet jeśli działalność związana z instrumentami finansowymi nie jest głównym przedmiotem działalności spółki, to i tak mieści się ona w szerokiej definicji działalności gospodarczej na gruncie ustawy o VAT.

Jednocześnie NSA podzielił argumentację spółki w zakresie charakteru tych usług jako czynności pomocniczych. Zdaniem sądu, transakcje zabezpieczające nie stanowią zasadniczej działalności spółki, lecz mają charakter jedynie pomocniczy – służą zabezpieczeniu cen energii, ale nie są stałym, podstawowym elementem działalności spółki. W ocenie NSA, uwzględnianie obrotu z tych transakcji w kalkulacji proporcji VAT zakłócałoby prawidłowe rozliczenia związane ze sprzedażą energii elektrycznej. W związku z tym NSA uznał, że transakcje te mają charakter pomocniczy i nie powinny być uwzględniane przy wyliczaniu proporcji, o której mowa w art. 90 ust. 2 ustawy o VAT.

Znaczenie wyroku
 

NSA jednoznacznie potwierdził, że tego typu transakcje, choć stanowią świadczenie usług podlegające opodatkowaniu VAT, mają charakter czynności pomocniczych względem podstawowej działalności gospodarczej podatnika. Oznacza to, że obrót z tych transakcji nie powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT. Rozstrzygnięcie potwierdza ugruntowaną linię orzeczniczą w podobnych sprawach i zapewnia większą pewność prawną podmiotom korzystającym z instrumentów pochodnych w celu zabezpieczenia ryzyka gospodarczego.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy zawierający transakcje zabezpieczające (hedgingowe) na instrumentach pochodnych, których celem jest ograniczenie ryzyka zmian cen energii elektrycznej, powinni mieć na uwadze, że wyrok NSA przesądza o traktowaniu tych transakcji jako świadczenia usług podlegających opodatkowaniu VAT. Oznacza to, że czynności te powinny być prawidłowo wykazywane w ewidencji VAT, a podatnicy muszą rozważyć ich wpływ na rozliczenia podatkowe, w tym ewentualne zastosowanie zwolnienia z VAT przewidzianego dla usług finansowych.

Jednocześnie, wbrew wcześniejszemu stanowisku organów podatkowych, NSA uznał, że transakcje hedgingowe mają charakter czynności pomocniczych w rozumieniu art. 90 ust. 6 ustawy o VAT. W praktyce oznacza to, że obrót z tytułu tych transakcji nie powinien być uwzględniany przy kalkulacji proporcji odliczenia VAT. Jest to korzystne dla podatników, ponieważ pozwala na stosowanie wyższej proporcji odliczenia podatku naliczonego, bez konieczności „zaniżania” jej przez obrót z transakcji zabezpieczających.

Wyrok WSA we Wrocławiu z dnia 20 stycznia 2026 r., I SA/WR 368/25

Wojewódzki Sąd Administracyjny we Wrocławiu, powołując się na uchwałę NSA, orzekł, że zwolnienie z akcyzy na energię elektryczną z OZE wytworzoną do 31 grudnia 2018 r. należy kalkulować według stawki obowiązującej w dniu wytworzenia energii, a nie w czasie obniżania akcyzy należnej od energii elektrycznej za najbliższe okresy.

Tło sprawy
 

Strona posiadającą osobowość prawną, będąca podatnikiem akcyzy, korzystała ze zwolnienia z akcyzy na energię elektryczną wytworzoną z OZE, przedstawiając do umorzenia świadectwa pochodzenia energii. Wątpliwości dotyczyły sytuacji, gdy świadectwa pochodzenia dotyczące energii wytworzonej do końca 2018 r. były umarzane po 1 stycznia 2019 r., tj. po zmianie stawki akcyzy z 20 zł/MWh na 5 zł/MWh. Spółka uważała, że zwolnienie powinno być kalkulowane według stawki obowiązującej w momencie wytworzenia energii (20 zł/MWh), natomiast Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że właściwa jest stawka z momentu realizacji zwolnienia (5 zł/MWh). W toku postępowania przed Wojewódzkim Sądem Administracyjnym we Wrocławiu, skarżąca spółka zwróciła się do sądu o rozważenie zawieszenia postępowania sądowo administracyjnego. Motywem było to, że Naczelny Sąd Administracyjny postanowieniem z 7 lipca 2025 r. (I FSK 1519/21) przedstawił składowi siedmiu sędziów zagadnienie prawne budzące poważne wątpliwości – dotyczące dokładnie tej samej kwestii, która była przedmiotem sporu w sprawie skarżącej, tj. zasad ustalania stawki akcyzy przy zwolnieniu energii z OZE w przypadku zmiany stawki podatku. W odpowiedzi na ten wniosek, postanowieniem z 22 lipca 2025 r. WSA we Wrocławiu zawiesił postępowanie, oczekując na rozstrzygnięcie NSA. Wyrokiem z 22 września 2025 r. (I FSK 1519/21), wydanym po przejęciu sprawy do rozpoznania w składzie siedmiu sędziów (I FPS 1/25), NSA przesądził, że zwolnienie od akcyzy energii elektrycznej wytworzonej z OZE do 31 grudnia 2018 r. i objętej dokumentem umorzenia świadectwa pochodzenia otrzymanym po tej dacie, stosuje się według stawki obowiązującej w dniu wytworzenia i wprowadzenia energii do systemu elektroenergetycznego, a nie według stawki obowiązującej w momencie rozliczenia zwolnienia.

Stanowisko WSA

Wojewódzki Sąd Administracyjny we Wrocławiu, uwzględniając wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z 22 września 2025 r., uchylił zaskarżoną interpretację indywidualną DKIS w całości (znak 0111-KDIB3-3.4013.5.2025.1.PJ). Sąd w pełni podzielił stanowisko NSA, zgodnie z którym zwolnienie z akcyzy energii elektrycznej wytworzonej z OZE do 31 grudnia 2018 r. należy kalkulować według stawki obowiązującej w dniu wytworzenia.

Znaczenie orzeczenia
 

Wyrok wpisuje się w najnowszą linię orzeczniczą sądów administracyjnych, uwzględniając stanowisko NSA.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy, którzy umarzają świadectwa pochodzenia energii OZE dotyczące energii wytworzonej do końca 2018 r., mogą kalkulować zwolnienie z akcyzy według stawki 20 zł/MWh, nawet jeśli umorzenie nastąpiło po 1 stycznia 2019 r. Organy podatkowe, rozpatrując wnioski interpretacyjne i prowadząc kontrole, powinny uwzględniać tę wykładnię, a DKIS przy ponownym rozpoznaniu sprawy musi zastosować się do stanowiska sądu.

Interpretacja indywidualna Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej z dnia 02/01/2026, 0111-KDIB1-3.4010.788.2025.1.DW
 

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej wydał interpretację indywidualną dotyczącą skutków podatkowych członkostwa spółki z o.o. opodatkowanej estońskim CIT w spółdzielni energetycznej, potwierdzając, że takie członkostwo oraz rozliczenia za energię elektryczną nie wykluczają prawa do ryczałtu i nie są traktowane jako ukryte zyski.

Tło sprawy
 

Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością, polski rezydent podatkowy, podlegająca nieograniczonemu obowiązkowi podatkowemu od osób prawnych, rozważała przystąpienie do spółdzielni energetycznej w celu optymalizacji kosztów zakupu energii elektrycznej oraz korzystania z preferencyjnych warunków wynikających z przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. Spółka jest opodatkowana ryczałtem od dochodów spółek, tzw. estońskim CIT, który wymaga spełnienia szeregu warunków, w tym posiadania prostej struktury udziałowej.

W ramach działalności operacyjnej spółka zamierzała nabywać energię elektryczną od spółdzielni energetycznej, której członkami są również podmioty powiązane ze spółką oraz jej wspólnikami. W związku z tym pojawiły się wątpliwości czy członkostwo w spółdzielni energetycznej oraz rozliczenia finansowe z tym podmiotem mogą wpłynąć na możliwość dalszego korzystania z estońskiego CIT, a także czy płatności za energię mogą zostać uznane za tzw. ukryte zyski, podlegające dodatkowemu opodatkowaniu.

Podatnik powołał się na wcześniejsze interpretacje indywidualne Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”), które wskazywały, że spółdzielnia energetyczna nie jest podmiotem wykluczającym możliwość opodatkowania ryczałtem, a transakcje dokonywane na warunkach rynkowych nie stanowią ukrytej dystrybucji zysku. Spółka zwróciła się o potwierdzenie, że jej stanowisko jest zgodne z obowiązującymi przepisami podatkowymi i nie narusza warunków estońskiego CIT.

Stanowisko DKIS
 

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej jednoznacznie wskazał, że spółdzielnia nie została wymieniona w art. 28j ust. 1 pkt 5 ustawy o CIT jako podmiot, w którym posiadanie udziałów lub akcji uniemożliwia opodatkowanie ryczałtem. Ponadto, spółdzielnia nie jest spółką w rozumieniu art. 4a pkt 21 ustawy o CIT, a udział w spółdzielni nie stanowi również prawa majątkowego związanego z prawem do otrzymania świadczenia jako założyciel lub beneficjent fundacji, trustu czy innego podmiotu powierniczego. W konsekwencji, członkostwo spółki w spółdzielni energetycznej – niezależnie od charakteru i zakresu tego członkostwa, a także w przypadku powiązań kapitałowych lub osobowych pomiędzy spółką, jej wspólnikami a spółdzielnią – nie wyklucza możliwości opodatkowania jej dochodów estońskim CIT. Stanowisko podatnika w tym zakresie zostało uznane za prawidłowe.

W zakresie drugiego pytania, dotyczącego rozliczeń za energię elektryczną pomiędzy spółką a spółdzielnią energetyczną, organ wskazał, że zapłata za energię elektryczną na rzecz spółdzielni nie stanowi dochodu z tytułu ukrytego zysku w rozumieniu art. 28m ust. 3 ustawy o CIT. Tym samym, tego typu transakcje nie skutkują powstaniem dodatkowego opodatkowania po stronie spółki korzystającej z estońskiego CIT.

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja indywidualna wydana przez Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej potwierdza, że członkostwo spółki z o.o. opodatkowanej estońskim CIT w spółdzielni energetycznej nie wyklucza możliwości dalszego korzystania z ryczałtu od dochodów spółek. Stanowisko to jest zgodne z literalnym brzmieniem przepisów ustawy o CIT i stanowi istotne doprecyzowanie praktyki interpretacyjnej organów podatkowych. Interpretacja wyjaśnia, że spółdzielnia energetyczna nie jest podmiotem wyłączającym estoński CIT, nawet jeśli występują powiązania kapitałowe lub osobowe pomiędzy spółką, jej wspólnikami a spółdzielnią.

Decyzja ta ma szczególne znaczenie dla podmiotów korzystających z estońskiego CIT oraz uczestniczących w spółdzielniach energetycznych, ponieważ eliminuje ryzyko utraty prawa do ryczałtu z powodu członkostwa w tego typu podmiotach. 

Ponadto, interpretacja rozstrzyga, że rozliczenia finansowe ze spółdzielnią energetyczną – takie jak zakup energii elektrycznej – nie są traktowane jako ukryte zyski, o ile odbywają się na warunkach rynkowych. Tym samym, stanowisko DKIS zapewnia podatnikom przewidywalność w zakresie opodatkowania transakcji ze spółdzielnią energetyczną.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy korzystający z estońskiego CIT mogą bez obaw przystępować do spółdzielni energetycznych i nabywać od nich energię elektryczną, nie ryzykując utraty prawa do ryczałtu od dochodów spółek. Członkostwo w spółdzielni energetycznej – nawet w przypadku powiązań osobowych lub kapitałowych – nie wpływa negatywnie na status podatnika w systemie estońskiego CIT.

W praktyce oznacza to, że spółki z o.o. mogą korzystać z preferencyjnych warunków zakupu energii oferowanych przez spółdzielnie energetyczne, bez konieczności obaw o dodatkowe opodatkowanie ukrytych zysków. Podatnicy powinni jednak zadbać o odpowiednią dokumentację potwierdzającą rynkowy charakter transakcji oraz zgodność rozliczeń ze spółdzielnią z przepisami ustawy o CIT.

Interpretacja stanowi również istotny punkt odniesienia dla spółek, które już uczestniczą w spółdzielniach energetycznych lub planują takie działania w przyszłości. W przypadku kontroli podatkowej lub weryfikacji rozliczeń, podatnicy mogą powoływać się na stanowisko DKIS jako argument przemawiający za prawidłowością stosowanych rozwiązań.

Interpretacja indywidualna Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej z dnia 16/01/2026, 0111-KDIB3-1.4012.871.2025.2.IK

Tło sprawy
 

Spółka z siedzibą w Polsce, będąca czynnym podatnikiem VAT, planuje zawieranie transakcji finansowych typu SWAP z zagraniczną instytucją kredytową.  Kontrakty te mają charakter wyłącznie finansowy – nie przewidują fizycznej dostawy energii, a jedynie rozliczenia pieniężne w celu zabezpieczenia cen energii (hedging). Spółka wystąpiła o potwierdzenie, że import takich usług od zagranicznego kontrahenta będzie korzystał ze zwolnienia z VAT na podstawie art. 43 ust. 1 pkt 41 ustawy o VAT.

Stanowisko DKIS

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej uznał, że usługi świadczone przez zagraniczną instytucję kredytową na rzecz polskiej spółki w ramach kontraktów SWAP na energię elektryczną spełniają warunki do zastosowania zwolnienia z VAT na podstawie art. 43 ust. 1 pkt 41 ustawy o VAT. Organ podkreślił, że przedmiotem tych usług są instrumenty finansowe w rozumieniu ustawy o obrocie instrumentami finansowymi, co oznacza spełnienie pierwszego z wymaganych warunków.

DKIS zwrócił uwagę, że zawarte przez strony kontrakty mają na celu zabezpieczenie spółki przed ryzykiem zmian cen energii elektrycznej. Rozliczenia w ramach tych kontraktów mają wyłącznie charakter finansowy – nie dochodzi do fizycznej dostawy energii ani świadczenia innych usług. Wypłaty dokonywane pomiędzy stronami zależą wyłącznie od różnicy pomiędzy ceną stałą a zmienną energii elektrycznej, ustaloną w kontrakcie. W konsekwencji spełniony jest również warunek odnoszący się do tego, że usługi nie mogą być zrealizowane przez dostawę towarów, lecz wyłącznie przez rozliczenie finansowe. DKIS potwierdził, że w przypadku nabycia przez spółkę usług finansowych od zagranicznego kontrahenta, powstanie po stronie spółki obowiązek rozliczenia importu usług zgodnie z art. 17 ust. 1 pkt 4 ustawy o VAT. Jednakże import tych usług będzie korzystał ze zwolnienia z VAT, o którym mowa w art. 43 ust. 1 pkt 41 ustawy.

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja wydana przez Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej stanowi ważne potwierdzenie, że transakcje finansowe typu SWAP na energię elektryczną, rozliczane wyłącznie pieniężnie i zawierane z zagranicznymi instytucjami finansowymi, mogą korzystać ze zwolnienia z VAT na podstawie art. 43 ust. 1 pkt 41 ustawy o VAT. Organ jednoznacznie wskazał, że kluczowe jest finansowe rozliczenie kontraktu oraz brak możliwości fizycznej dostawy energii. Interpretacja ta zapewnia podatnikom jasność co do stosowania zwolnienia VAT dla tego typu instrumentów pochodnych i stanowi istotny punkt odniesienia dla branży energetycznej oraz finansowej, szczególnie w kontekście zabezpieczania ryzyka cenowego energii.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy zawierający kontrakty SWAP na energię elektryczną z zagranicznymi instytucjami finansowymi mogą rozliczać import takich usług jako zwolniony z VAT, o ile transakcje te nie przewidują fizycznej dostawy energii, a rozliczenia mają wyłącznie charakter finansowy. 

Interpretacja indywidualna Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej z dnia 28/01/2026, 0112-KDIL2-1.4011.958.2025.1.JK
 

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej wydał interpretację indywidualną potwierdzającą, że wydatki na projekt geologiczny, odwierty i montaż kolektora pionowego do gruntowej pompy ciepła mogą być odliczone w ramach ulgi termomodernizacyjnej, jeśli spełnione są ustawowe warunki.

Tło sprawy
 

Podatnik, będący współwłaścicielem domu jednorodzinnego, przeprowadził przedsięwzięcie termomodernizacyjne polegające na wymianie kolektora poziomego na pionowy (odwierty pionowe) jako elementu gruntowej pompy ciepła. Inwestycja obejmowała wykonanie projektu geologicznego, odwiertów oraz montażu kolektora pionowego, co miało na celu poprawę efektywności energetycznej budynku i zmniejszenie zużycia energii elektrycznej. Wydatki zostały udokumentowane fakturami VAT, nie były dofinansowane ani zwrócone w żadnej formie, a ich łączna kwota nie przekroczyła limitu 53 000 zł. Podatnik chciał potwierdzić, czy może skorzystać z ulgi termomodernizacyjnej.

Stanowisko DKIS

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej uznał stanowisko podatnika za prawidłowe. Organ potwierdził, że wydatki poniesione na projekt geologiczny, wykonanie odwiertów pionowych oraz montaż kolektora pionowego, jako elementy niezbędne do funkcjonowania pompy ciepła, spełniają definicję przedsięwzięcia termomodernizacyjnego. Wydatki te mogą być odliczone w ramach ulgi termomodernizacyjnej, pod warunkiem spełnienia pozostałych wymogów ustawowych (m.in. limit kwotowy, brak dofinansowania, udokumentowanie fakturami).

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja potwierdza korzystne i praktyczne podejście organów podatkowych do ulgi termomodernizacyjnej. Wskazuje, że wydatki na modernizację i ulepszenie istniejących instalacji grzewczych – w tym wymianę kolektora poziomego na pionowy oraz związane z tym projekty i prace geologiczne – mogą być kwalifikowane do odliczenia. Stanowisko to wpisuje się w dotychczasową linię interpretacyjną i daje podatnikom pewność co do możliwości skorzystania z ulgi przy podobnych inwestycjach.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy planujący modernizację instalacji grzewczych w domach jednorodzinnych mogą odliczyć wydatki na projekt geologiczny, odwierty oraz montaż kolektora pionowego w ramach ulgi termomodernizacyjnej – o ile spełnione są wszystkie warunki ustawowe. W praktyce oznacza to realne wsparcie finansowe dla osób inwestujących w poprawę efektywności energetycznej swoich domów. 

Interpretacja indywidualna Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej z dnia 29/01/2026, 0111-KDIB1-2.4010.659.2025.1.EJ
 

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej wydał interpretację indywidualną potwierdzającą, że inwestycja w farmę wiatrową stanowi długoterminowy projekt infrastruktury publicznej w rozumieniu art. 15c ust. 10 ustawy o CIT, co pozwala na wyłączenie kosztów finansowania dłużnego (w tym kosztów SWAP) z limitowania przy kalkulacji kosztów uzyskania przychodów.

Tło sprawy
 

Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością, polski rezydent podatkowy i czynny podatnik VAT, zrealizowała inwestycję polegającą na budowie i eksploatacji farmy wiatrowej na terenie Polski. Projekt obejmował zarówno budowę turbin wiatrowych, jak i infrastruktury towarzyszącej, a jego finansowanie pochodziło z pożyczek i kredytów udzielonych przez podmioty powiązane oraz instytucje finansowe. W celu zabezpieczenia ryzyka kredytowego i walutowego spółka zawarła również kontrakty SWAP. Spółka uzyskuje przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i chciała potwierdzić, że realizowana inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej w rozumieniu art. 15c ust. 10 ustawy o CIT. W efekcie spółka chciała wyłączyć koszty finansowania dłużnego (w tym koszty SWAP) związane z tą inwestycją z limitowania przy kalkulacji kosztów uzyskania przychodów.

Stanowisko DKIS

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej uznał stanowisko spółki za prawidłowe i odstąpił od szczegółowego uzasadnienia, co wskazuje na ugruntowaną linię interpretacyjną w tego typu sprawach. Spółka we wniosku powołała się na liczne wcześniejsze interpretacje indywidualne potwierdzające, że inwestycje w farmy wiatrowe spełniają przesłanki długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej. Organ potwierdził, że stanowisko spółki jest zgodne z aktualną praktyką interpretacyjną.

Znaczenie interpretacji
 

Interpretacja ta potwierdza korzystną dla branży energetyki odnawialnej wykładnię przepisów dotyczących limitowania kosztów finansowania dłużnego. Stanowisko to wpisuje się w dotychczasową linię interpretacyjną i orzeczniczą, zapewniając podatnikom większą pewność prawa w zakresie rozliczania kosztów finansowania projektów OZE.

Praktyczne konsekwencje
 

Podatnicy realizujący inwestycje w farmy wiatrowe mogą – przy spełnieniu ustawowych warunków – wyłączyć koszty finansowania dłużnego (w tym odsetki, prowizje, opłaty oraz koszty instrumentów pochodnych takich jak SWAP) z limitowania przy kalkulacji kosztów uzyskania przychodów. W praktyce oznacza to możliwość pełnego zaliczenia tych kosztów do kosztów podatkowych, co poprawia opłacalność finansowania zewnętrznego dużych projektów infrastrukturalnych. Interpretacja ta stanowi istotne wsparcie dla podmiotów planujących lub realizujących inwestycje w odnawialne źródła energii, zapewniając przewidywalność rozliczeń podatkowych w zakresie kosztów finansowania.