Nowelizacja specustawy jądrowej z podpisem Prezydenta

13 sierpnia 2026 r. Prezydent RP podpisał ustawę z 3 lipca 2026 r. nowelizującą ustawę o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących. Nowelizacja stanowi kolejny element działań mających usprawnić realizację programu energetyki jądrowej w Polsce. Ustawa wejdzie w życie w dniu 2 września 2026 roku.

Celem zmian jest usunięcie barier identyfikowanych na etapie przygotowania pierwszych krajowych projektów jądrowych oraz zwiększenie przewidywalności procesu inwestycyjnego. Nowe przepisy umożliwiają wcześniejsze rozpoczęcie wybranych robót przygotowawczych jeszcze przed uzyskaniem wszystkich decyzji niezbędnych do rozpoczęcia zasadniczej budowy. Rozszerzono również możliwości etapowania inwestycji, co ma pozwolić na bardziej elastyczne prowadzenie procesu budowlanego i lepsze dostosowanie harmonogramu do kolejnych etapów uzyskiwania pozwoleń.

Według założeń ustawodawcy zmiany mogą skrócić czas realizacji projektów jądrowych nawet o dwa lata. Nowelizacja porządkuje i doprecyzowuje również szereg przepisów proceduralnych, co ma ograniczyć ryzyko rozbieżności interpretacyjnych oraz sporów administracyjnych mogących wpływać na terminowość inwestycji. Jednocześnie ustawodawca podkreśla, że przyspieszenie procesu inwestycyjnego nie odbywa się kosztem bezpieczeństwa jądrowego. Kluczowe roboty budowlane nadal będą podlegały nadzorowi właściwych organów, a prace mające istotne znaczenie dla bezpieczeństwa będą wymagały zgody Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki.

Z perspektywy realizacji pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce nowe przepisy powinny zmniejszyć ryzyko opóźnień administracyjnych i usprawnić prowadzenie procesu inwestycyjnego przy zachowaniu wymogów bezpieczeństwa.

2 lipca 2026 r. Prezydent podpisał ustawę deregulacyjną w energetyce (Dz.U. 2026, poz. 900). Ustawa ma na celu uproszczenie funkcjonowania rynku energii oraz zwiększenie przejrzystości dla odbiorców. Wśród przyjętych rozwiązań znalazły się m.in. dalsza cyfryzacja komunikacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi, odbiorcami i administracją publiczną, obowiązek przedstawiania bardziej przejrzystych informacji na rachunkach za energię oraz doprecyzowanie wybranych przepisów wprowadzonych tzw. ustawą sieciową. O najważniejszych założeniach tej nowelizacji pisaliśmy szerzej w poprzednim wydaniu Newslettera, gdy ustawa została skierowana do podpisu Prezydenta.

Ustawa z dnia 11 czerwca 2026 r. o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki

31 lipca Sejm uchwalił ustawę stanowiącą tzw. ustawę naprawczą do nowelizacji Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 2750), o której pisaliśmy w poprzednim Newsletterze. Ustawa została przekazana Prezydentowi RP do podpisu 10 sierpnia. Jej celem jest usunięcie wątpliwości interpretacyjnych, które pojawiły się po wejściu w życie tzw. ustawy sieciowej z 13 marca 2026 r., reformującej zasady przyłączania do sieci elektroenergetycznej.

Nowelizacja ma charakter przede wszystkim porządkujący i doprecyzowujący. W odpowiedzi na problemy wynikające z relacji pomiędzy przepisami przejściowymi a sześciomiesięcznym vacatio legis ustawodawca zdecydował się zastąpić część odwołań do „wejścia w życie ustawy” konkretnymi datami kalendarzowymi. Zmiany mają zapewnić jednolite stosowanie przepisów dotyczących zaliczek, zabezpieczeń oraz realizacji tzw. kamieni milowych w procesie przyłączeniowym.

Druk nr 2750 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

10 sierpnia 2026 r. Prezydentowi do podpisu przekazano ustawę o zmianie niektórych ustaw w celu wsparcia zrównoważonego lotnictwa (druk nr 2822), co oznacza zakończenie parlamentarnych prac nad projektem. Regulacja stanowi kolejny element dostosowywania polskiego porządku prawnego do unijnych ram dekarbonizacji transportu lotniczego. W poprzednim wydaniu Newslettera omawialiśmy już nowelizację Prawa lotniczego wdrażającą rozporządzenie ReFuelEU Aviation, którego celem jest rozwój rynku zrównoważonych paliw lotniczych (SAF) i ograniczanie emisji gazów cieplarnianych w sektorze lotniczym.

Nowelizacja ustaw dostosowuje polskie przepisy do systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS) w lotnictwie oraz mechanizmu CORSIA, obejmującego loty poza UE. Kluczowa zmiana polega na odejściu od historycznego modelu przydziału bezpłatnych uprawnień, który premiował przewoźników z wysokimi emisjami w przeszłości. Bezpłatne uprawnienia mają być powiązane ze stosowaniem kwalifikujących się, zrównoważonych paliw lotniczych, co wzmacnia pozycję mniejszych i średnich przewoźników, w tym polskich.

Nowelizacja obejmuje przede wszystkim ustawę o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz wprowadza dodatkowe obowiązki w ustawie o Inspekcji Ochrony Środowiska, Prawie ochrony środowiska i ustawie o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji.

Rozwiązania mają charakter implementacyjny, ale jednocześnie korygują dotychczasowe dysproporcje w ETS dla lotnictwa, stanowiąc bezpośrednią zachętę do dekarbonizacji sektora i rozwoju rynku niskoemisyjnych paliw. 

Druk nr 2822 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej

Projekt UD332 był już opisywany na łamach Newslettera, gdy znajdował się na końcowym etapie prac rządowych. Od tego czasu przeszedł do kolejnej fazy procesu legislacyjnego. 29 lipca 2026 r. w Sejmie odbyło się jego pierwsze czytanie (druk sejmowy nr 2821), co oznacza rozpoczęcie prac parlamentarnych nad jedną z najważniejszych nowelizacji w obszarze OZE i rynku biometanu. 

Jak wskazywaliśmy również w naszym Legal Alercie, centralnym elementem projektu pozostaje utworzenie aukcyjnego systemu wsparcia dla instalacji produkujących biometan o mocy powyżej 1 MW. Wsparcie ma być przyznawane w formule kontraktu różnicowego na okres do 20 lat, a nowy mechanizm ma zwiększyć przewidywalność przychodów i ułatwić finansowanie większych projektów biometanowych. Projekt utrzymuje także rozwiązania upraszczające realizację inwestycji, w tym budowę gazociągów bezpośrednich dla biogazu i biometanu. 

Na etapie prac sejmowych szczególną uwagę zwracają również propozycje obniżenia z 85% do 65% minimalnego poziomu realizacji ofert aukcyjnych dla instalacji wykorzystujących biogaz i biomasę, co ma ograniczyć ryzyko sankcji finansowych dla wytwórców. Projekt obejmuje ponadto szereg zmian dotyczących energetyki wiatrowej, prosumentów, magazynów energii oraz spółdzielni energetycznych. Według projektodawców nowelizacja może przyczynić się do powstania ok. 50 nowych instalacji biometanowych w Polsce w najbliższych latach, wzmacniając rozwój krajowego rynku zielonych gazów.

Druk nr 2821 - Sejm Rzeczypospolitej Polskiej 

Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o usprawnieniu procesu inwestycyjnego w zakresie kluczowych inwestycji infrastrukturalnych (UD262). Celem nowych przepisów jest przyspieszenie realizacji przedsięwzięć istotnych dla obronności, bezpieczeństwa energetycznego, ochrony przeciwpowodziowej oraz rozwoju gospodarczego Polski poprzez wprowadzenie uproszczonych procedur administracyjnych i krótszych terminów dla organów administracji. 

Ustawa obejmuje zamknięty katalog inwestycji, wśród których znalazły się m.in. Droga Czerwona w Gdyni, rozbudowa portów w Gdyni i Świnoujściu, modernizacja kluczowych linii kolejowych, inwestycje na lotniskach w Krakowie, Warszawie, Modlinie i Rzeszowie, a także infrastruktura towarzysząca budowie elektrowni jądrowej na Pomorzu oraz wybrane inwestycje przeciwpowodziowe.

Szczególne znaczenie dla sektora energetycznego mają rozwiązania dotyczące inwestycji towarzyszących pierwszej elektrowni jądrowej. Specjalne procedury obejmą m.in. budowę infrastruktury hydrotechnicznej, dróg oraz połączeń kolejowych niezbędnych do obsługi projektu jądrowego na Pomorzu. Zdaniem projektodawcy opóźnienia w realizacji tej infrastruktury mogłyby bezpośrednio wpłynąć na harmonogram budowy samej elektrowni.

Projekt zakłada wejście w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia ustawy. 

Projekt

17 lipca 2026 r. Komisja Europejska przedstawiła propozycję kompleksowej rewizji EU ETS na okres po 2030 r., wyraźnie wykraczającą poza wcześniej omawianą zmianę Rezerwy Stabilności Rynkowej (Korekta ETS: Komisja Europejska modyfikuje mechanizm rezerwy MSR), omawianej we wcześniejszych edycjach Newslettera. 

Komisja proponuje złagodzenie ścieżki redukcji uprawnień poprzez obniżenie współczynnika liniowej redukcji (LRF) do 3,7% w latach 2031-2035 oraz 1,7% w latach 2036-2040. Dodatkowo dopuszczone miałoby zostać wykorzystanie do 2% wysokiej jakości międzynarodowych jednostek redukcji emisji, co ma ograniczyć koszty transformacji.

Reforma ma również silny wymiar inwestycyjny. Komisja zapowiada utworzenie Industrial Decarbonisation Bank o budżecie 100 mld euro oraz zobowiązanie państw członkowskich do przeznaczania co najmniej 50% wpływów z aukcji uprawnień na inwestycje wspierające transformację. Utrzymane mają zostać także mechanizmy solidarnościowe, w tym Fundusz Modernizacyjny.

Projekt zakłada ponadto utrzymanie bezpłatnych przydziałów uprawnień po 2030 r., silniejsze powiązanie ich z inwestycjami dekarbonizacyjnymi oraz wydłużenie okresu wygaszania bezpłatnych uprawnień dla sektorów objętych CBAM do 2038 r. Dalsze zmiany obejmują reformę rezerwy stabilności rynkowej (MSR), rozszerzenie ETS na spalanie odpadów oraz wzmocnienie regulacji dotyczących lotnictwa i transportu morskiego. Całość potwierdza zmianę podejścia Komisji, która postrzega ETS nie tylko jako narzędzie redukcji emisji, ale również finansowania transformacji i konkurencyjności europejskiego przemysłu. 

Commission boosts Europe's competitiveness, decarbonisation and independence

Komisja Europejska opublikowała wytyczne do art. 26 rozporządzenia Net-Zero Industry Act (NZIA), które mają ujednolicić sposób stosowania kryteriów pozacenowych w aukcjach wspierających rozwój odnawialnych źródeł energii. Dokument ma charakter interpretacyjny, ale zawiera szczegółowe wskazówki dla państw członkowskich dotyczące projektowania aukcji objętych nowymi wymogami obowiązującymi od 30 grudnia 2025 r.

Zgodnie z NZIA kryteria pozacenowe muszą być uwzględniane w aukcjach obejmujących co najmniej 30% rocznego wolumenu energii odnawialnej objętego wsparciem lub alternatywnie co najmniej 6 GW rocznie. Komisja przypomina, że obowiązkowymi kryteriami kwalifikacji do udziału w aukcji są: odpowiedzialne prowadzenie działalności gospodarczej, cyberbezpieczeństwo i bezpieczeństwo danych oraz zdolność do terminowej realizacji projektu. Z kolei kryteria dotyczące odporności łańcuchów dostaw oraz zrównoważonego rozwoju mogą być stosowane zarówno jako warunki udziału, jak i element oceny ofert.

Najwięcej uwagi poświęcono kryterium odporności. W przypadku instalacji fotowoltaicznych wytyczne przewidują ograniczenie wykorzystywania komponentów pochodzących z państw trzecich, od których UE jest nadmiernie zależna. Dla lądowej i morskiej energetyki wiatrowej oraz elektrolizerów co najmniej 75% produktów końcowych objętych ofertą ma spełniać wymogi dywersyfikacji dostaw. Komisja doprecyzowała również wymagania dotyczące cyberbezpieczeństwa, w tym stosowanie zasady „security by design”, zarządzania ryzykiem w łańcuchu dostaw ICT oraz możliwość wymagania przechowywania i przetwarzania określonych danych wyłącznie na terenie Europejskiego Obszaru Gospodarczego.

Jednocześnie wskazano, że państwa członkowskie mogą odstąpić od stosowania kryteriów pozacenowych, jeżeli ich wdrożenie prowadziłoby do wzrostu kosztów aukcji o ponad 15% lub nadmiernie ograniczało konkurencję. 

Dla Polski dokument stanowi istotny drogowskaz przy projektowaniu przyszłych aukcji OZE, ponieważ sposób implementacji kryteriów odporności i cyberbezpieczeństwa może istotnie wpłynąć na koszty inwestycji, dostępność komponentów oraz przebieg procesu prekwalifikacji.

EUR-Lex - 52026XC04113 - EN - EUR-Lex

Do dalszych uzgodnień i konsultacji skierowano zaktualizowaną wersję projektu ustawy o ochronie rynku i konkurencyjnej gospodarki przed produktami i towarami powodującymi wylesianie oraz degradację lasów (numer wykazu UC101), wdrażającej w Polsce system nadzoru nad stosowaniem rozporządzenia EUDR1, o której pisaliśmy w poprzednim Newsletterze. 

Projekt utrzymuje dotychczasowy model nadzoru oparty na trzech wyspecjalizowanych organach: Inspekcji Ochrony Środowiska (drewno i kauczuk), IJHARS (kakao, kawa, soja i olej palmowy) oraz Inspekcji Weterynaryjnej (bydło i produkty pochodne). W najnowszej wersji projektu zrezygnowano z jednego z obowiązku przekazywania numeru referencyjnego oświadczenia należytej staranności (DDS) już na etapie składania oferty handlowej. Zmiana ta odpowiada postulatom zgłaszanym przez przedsiębiorców i powinna ograniczyć obciążenia administracyjne związane z wdrażaniem nowych wymagań. Złagodzono również część sankcji administracyjnych poprzez obniżenie części maksymalnych kar, rezygnację z wybranych minimalnych kar kwotowych oraz ograniczenie stosowania niektórych środków dodatkowych do przypadków ponownego naruszenia przepisów. Nadal jednak projekt przewiduje wysokie kary finansowe, sięgające od 1% do 4% rocznego obrotu osiągniętego na rynku UE.

Zmiany krajowe zbiegają się z opublikowanym w lipcu przez Komisję Europejską pakietem uproszczeń do EUDR. Komisja przyjęła akt delegowany aktualizujący zakres produktów objętych regulacją oraz akt wykonawczy określający zasady funkcjonowania unijnego systemu informatycznego dla oświadczeń należytej staranności. Przewidziano m.in. uproszczone deklaracje dla mikro- i małych przedsiębiorstw, doprecyzowanie wyłączeń dotyczących próbek, odpadów, produktów używanych oraz niektórych opakowań, a także rozszerzenie zakresu niektórych produktów z odroczonym terminem stosowania do 30 grudnia 2027 r.

Projektowane zmiany na poziomie krajowym i unijnym pokazują, że ustawodawcy dostrzegają potrzebę ograniczenia części obciążeń administracyjnych związanych z EUDR.  

Projekt

Commission updates product scope and tools to support EUDR - Environment

W Rządowym Centrum Legislacji opublikowano projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu wodorowego. Jest to pierwszy akt wykonawczy kompleksowo regulujący techniczne i operacyjne zasady działania rynku wodoru w Polsce. Projekt został przygotowany na podstawie przepisów znowelizowanego Prawa energetycznego i ma stworzyć jednolite ramy dla funkcjonowania infrastruktury wodorowej.. 

Projekt reguluje m.in. zasady przyłączania do sieci wodorowych instalacji produkcji, magazynowania i odbioru wodoru oraz innych sieci wodorowych. Określa minimalny zakres danych wymaganych przy składaniu wniosków o przyłączenie, elementy warunków przyłączenia oraz 45-dniowy termin na ich wydanie. Wprowadza także podstawowe reguły świadczenia usług przesyłu, dystrybucji i magazynowania wodoru, zasady składania nominacji oraz procedurę zmiany sprzedawcy wodoru.

Projekt porządkuje również zasady współpracy operatorów systemów wodorowych, wymiany danych, reagowania na sytuacje awaryjne oraz zarządzania ograniczeniami sieciowymi. Przewidziano m.in. mechanizm odzyskiwania niewykorzystywanej przepustowości przez operatorów systemów dystrybucyjnych, co ma przeciwdziałać długotrwałemu blokowaniu zdolności przesyłowych.

Istotnym elementem projektu są także jednolite wymagania techniczne i jakościowe dla wodoru oraz infrastruktury wodorowej. Rozporządzenie określa parametry jakościowe wodoru wprowadzanego do sieci (wodór o wysokim stopniu czystości na poziomie nie niższym niż 99,50 % ułamka molowego), zasady monitorowania jakości, wymagania dla magazynów wodoru, punktów przyłączenia oraz rurociągów, uwzględniając specyficzne ryzyka związane z eksploatacją wodoru, takie jak kruchość wodorowa czy zagrożenia wybuchowe. 

Nowe regulacje mają zapewnić spójne, przejrzyste i niedyskryminacyjne zasady funkcjonowania rynku, zwiększając pewność regulacyjną dla inwestorów i operatorów. Rozporządzenie będzie istotne zarówno dla podmiotów planujących budowę lub eksploatację sieci wodorowych, jak i dla producentów, odbiorców oraz operatorów magazynów wodoru. Jego przyjęcie należy postrzegać jako kolejny krok w kierunku stworzenia podstaw prawnych dla rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce oraz integracji wodoru z krajowym systemem energetycznym.

Projekt

25 czerwca 2026 r. Naczelny Sąd Administracyjny wydał istotny dla rynku magazynów energii wyrok w sprawie o sygn. II OSK 975/26, dotyczącej warunków zabudowy dla wielkoskalowego magazynu energii (BESS). NSA uchylił zarówno wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gorzowie Wielkopolskim z 22 stycznia 2026 r. (II SA/Go 604/25), jak i decyzję Samorządowego Kolegium Odwoławczego w Zielonej Górze, które nakazały ponowne badanie charakteru inwestycji i spełnienia przesłanki tzw. dobrego sąsiedztwa.

Sprawa dotyczyła planowanej budowy samodzielnego systemu magazynowania energii wraz ze stacją GPO 110 kV/SN. Organ odwoławczy oraz następnie WSA uznały, że przed rozstrzygnięciem konieczne jest wyjaśnienie, czy magazyn energii stanowi element instalacji OZE, czy też jest inwestycją samodzielną. Sądy i organy niższych instancji przyjmowały przy tym, że wyłączenie od obowiązku badania przesłanki dobrego sąsiedztwa może dotyczyć wyłącznie magazynów energii funkcjonalnie związanych z instalacjami odnawialnego źródła energii.

NSA nie podzielił tego stanowiska. Na moment sporządzania Newslettera publicznie dostępna jest jedynie sentencja wyroku NSA. Pisemne uzasadnienie nie zostało jeszcze opublikowane. Z informacji dostępnych po wydaniu wyroku wynika, że Sąd uznał, iż samodzielne magazyny energii należy kwalifikować jako urządzenia infrastruktury technicznej, o których mowa w przepisach ustawy o gospodarce nieruchomościami. Oznacza to, że korzystają one z wyjątku przewidzianego dla infrastruktury technicznej w postępowaniu o wydanie decyzji o warunkach zabudowy. W konsekwencji dla takich inwestycji nie ma potrzeby wykazywania spełnienia przesłanki tzw. dobrego sąsiedztwa.

Rozstrzygnięcie może mieć istotne znaczenie dla rozwoju sektora wielkoskalowych magazynów energii w Polsce. Dotychczas część organów i sądów administracyjnych prezentowała stanowisko, zgodnie z którym samodzielny magazyn energii nie korzysta z preferencji przewidzianych dla infrastruktury technicznej, co mogło utrudniać lokalizowanie takich inwestycji na terenach pozbawionych odpowiedniej zabudowy sąsiedniej.  

Naczelny Sąd Administracyjny 2 lipca 2026 r. oddalił skargi kasacyjne organizacji ekologicznych i utrzymał w mocy rygor natychmiastowej wykonalności decyzji środowiskowej dla Kopalni Węgla Brunatnego Turów wydanej w 2020 r. Rozstrzygnięcie kończy wieloletni spór dotyczący możliwości wykonywania decyzji środowiskowej związanej z przedłużeniem eksploatacji złoża do 2044 r.

Postępowanie obejmowało kilka etapów przed organami administracji i sądami. Po nadaniu rygoru przez Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska we Wrocławiu oraz jego utrzymaniu przez Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska sprawa trafiła do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie, który w 2022 r. uchylił rygor. W 2025 r. NSA uchylił jednak ten wyrok i przekazał sprawę do ponownego rozpoznania. Po kolejnym oddaleniu skarg przez WSA organizacje ekologiczne ponownie wniosły skargi kasacyjne, które NSA ostatecznie oddalił.

Wyrok oznacza definitywne zakończenie sporu dotyczącego rygoru natychmiastowej wykonalności decyzji środowiskowej i wzmacnia stabilność prawną funkcjonowania kompleksu Turów. Zgodnie ze stanowiskiem PGE GiEK utrzymanie rygoru wykonalności zapewnia ciągłość działalności kopalni oraz współpracującej z nią Elektrowni Turów, która pozostaje istotnym elementem krajowego systemu elektroenergetycznego.

Piotr Tomaszewicz, radca prawny oraz Associate Director w Praktyce Doradztwa dla Sektora Energetycznego KPMG Law, skomentował dla portalu WNP.pl wpływ sierpniowych upałów na rynek energii. Wskazał, że wzrosty cen energii były szczególnie widoczne w godzinach wieczornych, gdy po spadku produkcji z fotowoltaiki utrzymuje się wysokie zapotrzebowanie na energię związane m.in. z korzystaniem z klimatyzacji.

Ekspert KPMG Law podkreślił również, że wyższe ceny na rynku spot nie przekładają się automatycznie na wyższe rachunki większości odbiorców. Wzrosty odczuwają przede wszystkim podmioty korzystające z taryf dynamicznych lub umów opartych na cenach Rynku Dnia Następnego (RDN), podczas gdy większość gospodarstw domowych i przedsiębiorstw pozostaje objęta kontraktami ze stałą ceną energii. Dodał również, że kilkudniowa fala upałów ma co do zasady marginalny wpływ na wycenę długoterminowych kontraktów na energię.

Ceny prądu w upały gwałtownie rosną. Szczyt dopiero przed nami

Aneta Bąk, adwokat oraz Senior Associate w Zespole Prawa Energetycznego KPMG Law, skomentowała projekt nowelizacji ustawy o OZE (druk sejmowy nr 2821), który wprowadza odrębny system aukcyjnego wsparcia dla instalacji biometanowych powyżej 1 MW. W ocenie ekspertki jest to pierwszy tak wyraźny sygnał uznania biometanu za strategiczny segment rynku energii, mogący realnie wesprzeć bezpieczeństwo energetyczne, rozwój obszarów wiejskich oraz wykorzystanie lokalnych odpadów i pozostałości rolniczych.

Ekspertka wskazała, że projekt stanowi istotny sygnał zmiany podejścia do rynku zielonego gazu i po raz pierwszy traktuje biometan jako odrębny, strategiczny segment rynku energii. W ocenie adw. Anety Bąk największym atutem nowych regulacji jest zwiększenie przewidywalności przychodów dzięki 20-letniemu systemowi wsparcia w formule kontraktów różnicowych, co może ułatwić finansowanie nowych inwestycji.

Nowelizacja ustawy o OZE: nowe rozwiązania dla biometanu i biogazu w rękach Sejmu - SERWIS INFORMACYJNY CIRE 24

Interpretacja indywidualna z dnia 10 sierpnia 2026 r., wydana przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, znak: 0111-KDIB1-1.4010.301.2026.1.BS

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że opłaty w ramach mechanizmu Carbon Border Adjustment Mechanism (dalej: „CBAM”) co do zasady mogą stanowić koszty uzyskania przychodów (dalej: „KUP”) w podatku dochodowym od osób prawnych, jako obowiązkowe obciążenia publicznoprawne warunkujące dopuszczenie towarów do obrotu w Unii Europejskiej. Jednocześnie DKIS stwierdził, że szacowana wartość przyszłych opłat CBAM, włączana do ceny nabycia towaru na etapie przyjęcia na magazyn, nie może być zaliczana do KUP w momencie sprzedaży. Kosztem podatkowym są wyłącznie faktycznie poniesione wydatki na zakup certyfikatów CBAM, rozliczane jako koszty bezpośrednie.

Tło sprawy

Spółka importuje do Polski towary handlowe spoza Unii Europejskiej, z których część podlega mechanizmowi CBAM. Zgodnie z przepisami, od 1 stycznia 2026 r. importerzy będą zobowiązani do zakupu i umarzania certyfikatów CBAM za towary przywiezione w poprzednim roku kalendarzowym (tj. opłata za import z 2026 r. będzie uiszczana w 2027 r.).

Na etapie przyjęcia towarów na magazyn (PZ) Spółka wycenia je w cenie nabycia, obejmującej m.in. cenę zakupu, cło, koszty transportu oraz oszacowaną przyszłą opłatę CBAM, ustalaną zgodnie z rozporządzeniami wykonawczymi Komisji Europejskiej. Przy sprzedaży towary są wydawane z magazynu po tej cenie nabycia (z uwzględnioną szacowaną wartością CBAM), a Spółka zalicza tę wartość do podatkowych kosztów uzyskania przychodów (KUP).

Stanowisko DKIS

DKIS uznał stanowisko Spółki za nieprawidłowe. Potwierdził, że opłaty CBAM jako obowiązkowe, publicznoprawne obciążenia warunkujące dopuszczenie towarów do obrotu w Unii Europejskiej, co do zasady mogą stanowić KUP na gruncie Ustawy CIT, ponieważ nie są wyłączone z kosztów podatkowych na podstawie art. 16 ust. 1 Ustawy CIT.

Jednocześnie DKIS wskazał, że dla celów podatkowych decydujące jest faktyczne „poniesienie” kosztu: wydatek musi mieć charakter rzeczywisty i definitywny, a nie jedynie szacunkowy, oraz powinien zostać prawidłowo ujęty w księgach rachunkowych na podstawie dowodu źródłowego (faktury lub innego dokumentu). W konsekwencji oszacowana wartość przyszłej opłaty CBAM, uwzględniana w cenie nabycia towaru na etapie przyjęcia do magazynu, nie może być zaliczona do KUP w momencie sprzedaży. Kosztem podatkowym mogą być dopiero faktycznie poniesione wydatki na zakup certyfikatów CBAM, rozliczane jako koszty bezpośrednie zgodnie z art. 15 ust. 4–4c Ustawy CIT.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja DKIS rozstrzyga, że przy kalkulacji KUP w CIT nie można uwzględniać „prognozowanych” czy szacowanych komponentów ceny nabycia (w tym CBAM), jeżeli nie zostały jeszcze faktycznie poniesione. CBAM jest kwalifikowalny jako koszt podatkowy dopiero po rzeczywistym zakupie certyfikatów i powstaniu definitywnego wydatku.

Dla importerów oznacza to konieczność rozdzielenia księgowego ujęcia pełnej ceny nabycia (zgodnie z ustawą o rachunkowości) od podatkowego momentu rozpoznania kosztu CBAM, który następuje dopiero w momencie faktycznego poniesienia wydatku.

Praktyczne konsekwencje

Importujący towary objęte CBAM powinni traktować opłaty CBAM jako koszty bezpośrednio związane z przychodami ze sprzedaży tych towarów, jednak zaliczać je do KUP dopiero po faktycznym poniesieniu wydatku na certyfikaty (zakup/umorzenie), zgodnie z art. 15 ust. 4–4c Ustawy CIT.

Oszacowane wartości CBAM uwzględniane w cenie nabycia na etapie PZ nie mogą być rozpoznawane jako KUP w momencie sprzedaży towaru. Konieczne jest prowadzenie ewidencji umożliwiającej powiązanie rzeczywiście poniesionych opłat CBAM z odpowiadającymi im przychodami ze sprzedaży, tak aby koszt został ujęty w odpowiednim roku podatkowym.

Wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z dnia 13 sierpnia 2026 r., sygn. I FSK 2370/23

Naczelny Sąd Administracyjny (dalej: „NSA”) uznał, że dostawa energii elektrycznej wytwarzanej z gazu ziemnego (węglowodorów), dostarczanej i zużywanej wyłącznie na obszarze polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej (dalej: „WSE”), nie podlega opodatkowaniu podatkiem VAT w Polsce. Sąd wskazał, że WSE nie jest co do zasady traktowana jak terytorium kraju dla celów VAT, a opodatkowaniu podlegają jedynie te czynności w WSE, które mieszczą się w enumeratywnie określonych „prawach suwerennych” państwa nadbrzeżnego wynikających z Konwencji o prawie morza i ustawy o obszarach morskich.

Tło sprawy

Spółka prowadzi wydobycie węglowodorów ze złoża ropy położonego w polskiej WSE na morzu. Na platformie wydobywczej dokonywana jest separacja płynu złożowego; ropa trafia do zbiorników tankowca, natomiast gaz ziemny jest zużywany m.in. do napędu turbogeneratora wytwarzającego energię elektryczną.

Część wytworzonej energii jest zużywana na własne potrzeby platformy, a część ma być odpłatnie dostarczana do sąsiedniej platformy należącej do polskiego kontrahenta, w celu zasilania jej urządzeń. Dostawa energii odbywa się poza systemem elektroenergetycznym, za pomocą instalacji łączącej dwie platformy, wyłącznie w obszarze WSE. Spółka wystąpiła o interpretację podatkową, wskazując, że taka dostawa nie podlega polskiemu VAT z uwagi na zasadę terytorialności oraz zakres praw suwerennych Polski w WSE.

Stanowisko NSA

NSA uchylił wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gdańsku oraz interpretację indywidualną Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej, uznając stanowisko skargę spółki za zasadną. Sąd stwierdził, że dla oceny opodatkowania VAT czynności wykonywanych w WSE zasadnicze znaczenie ma to, czy mieszczą się one w katalogu „praw suwerennych” państwa nadbrzeżnego określonych w Konwencji o prawie morza oraz w ustawie o obszarach morskich.

Konwencja o prawie morza w art. 56 ust. 1 lit. a wskazuje wytwarzanie energii poprzez wykorzystanie wody, prądów i wiatru jako przykład „innych przedsięwzięć” w zakresie gospodarczego badania i eksploatacji WSE. Odwołując się do wyroku Trybunału Sprawiedliwości UE w sprawie C‑111/05 (Aktiebolaget NN), NSA podkreślił, że prawa suwerenne państwa nadbrzeżnego należy interpretować ściśle i enumeratywnie, bez możliwości stosowania wykładni rozszerzającej.

Energia wytwarzana przez spółkę pochodzi z gazu ziemnego (węglowodorów), a nie z wody, prądów czy wiatru. W konsekwencji ta działalność nie należy do suwerennych praw Polski w WSE na gruncie przepisów dotyczących VAT. Dostawa energii elektrycznej wytworzonej z gazu ziemnego i dostarczonej oraz zużytej wyłącznie na obszarze WSE nie stanowi zatem odpłatnej dostawy towarów na terytorium kraju w rozumieniu art. 5 ust. 1 pkt 1 Ustawy VAT.

Znaczenie wyroku

Wyrok przesądza, że polska WSE nie jest automatycznie traktowana jak terytorium kraju dla celów VAT. Opodatkowaniu mogą podlegać jedynie te czynności wykonywane w WSE, które mieszczą się w ściśle rozumianych prawach suwerennych państwa nadbrzeżnego wynikających z Konwencji o prawie morza i ustawy o obszarach morskich.

W obszarze energetyki takim szczególnym zakresem jest wytwarzanie energii z wody, prądów i wiatru (morskie instalacje OZE). Wytwarzanie energii z paliw kopalnych (gaz, węglowodory) na instalacjach zlokalizowanych w WSE nie jest traktowane jako wykonywanie suwerennych praw Polski w rozumieniu tych przepisów, a więc dostawy energii realizowane i konsumowane wyłącznie w WSE nie podlegają opodatkowaniu VAT w Polsce.

Praktyczne konsekwencje

Podmioty wytwarzające energię elektryczną na obiektach zlokalizowanych w polskiej WSE powinny rozróżniać źródła wytwarzanej energii. Dostawy energii pochodzącej z morskich instalacji OZE (z wody, prądów, wiatru) mogą być traktowane jako czynności wykonywane na terytorium kraju i podlegać opodatkowaniu VAT. Natomiast dostawy energii wytworzonej z gazu ziemnego (węglowodorów), dostarczanej i zużywanej wyłącznie w WSE, nie podlegają opodatkowaniu polskim VAT z uwagi na niespełnienie przesłanki terytorialności.

Przy planowaniu kontraktów oraz rozliczeń dla instalacji zlokalizowanych w WSE konieczna jest każdorazowa analiza, czy dana działalność mieści się w katalogu suwerennych praw Polski wynikających z Konwencji o prawie morza i ustawy o obszarach morskich, z zastosowaniem ścisłej, niewykładni rozszerzającej tych pojęć.

Interpretacja indywidualna z dnia 7 lipca 2026 r., wydana przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, znak: 0111-KDIB3-3.4013.122.2026.2.PJ

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) potwierdził, że wyodrębniony segment ciepłowniczy oraz sama ciepłownia mogą być kwalifikowane jako zakład energochłonny, uprawniony do zwolnienia z akcyzy na wyroby węglowe, jeżeli spełniają kryteria zorganizowanej części przedsiębiorstwa oraz próg 10% udziału zakupu węgla w wartości produkcji sprzedanej. Jednocześnie DKIS wskazał, że prawo do zwolnienia ocenia się odrębnie dla każdego roku podatkowego, a niespełnienie progu energochłonności lub złożenie oświadczenia o braku zwolnienia wyklucza możliwość nabywania węgla ze zwolnieniem w danym roku.

Tło sprawy

Spółka prowadzi działalność ciepłowniczą (Segment Ciepłowniczy obejmujący ciepłownię i sieć ciepłowniczą) oraz działalność kogeneracyjną w elektrociepłowni gazowej uruchomionej w październiku 2024 r. Ciepłownia zużywa węgiel kamienny (CN 2701 19 00) do produkcji ciepła systemowego, a Spółka uzyskuje i umarza świadectwa efektywności energetycznej (tzw. białe certyfikaty).

Koszty i przychody Ciepłowni oraz całego Segmentu Ciepłowniczego są wyodrębnione, a zasoby przypisane do Ciepłowni i elektrociepłowni pozwalają na samodzielne prowadzenie odrębnych rodzajów działalności. Spółka wystąpiła o potwierdzenie prawa do zwolnienia z akcyzy dla wyrobów węglowych zużywanych przez Ciepłownię/Segment Ciepłowniczy w latach 2025–2026 (oraz w latach kolejnych), jako zakład energochłonny w rozumieniu art. 31a ust. 7 ustawy o podatku akcyzowym.

Stanowisko DKIS 

DKIS uznał, że Segment Ciepłowniczy oraz sama Ciepłownia spełniają definicję zorganizowanej części przedsiębiorstwa oraz zakładu energochłonnego: są organizacyjnie, finansowo i funkcjonalnie wyodrębnione, a udział zakupu wyrobów węglowych w wartości produkcji sprzedanej przekracza 10% (dla roku bazowego właściwego dla 2025 r.). Spełniony jest także warunek wdrożenia systemu ochrony środowiska / efektywności energetycznej poprzez uzyskiwanie i umarzanie białych certyfikatów, jak również – w 2025 r. – wymogi formalne z art. 31a ust. 3–3i ustawy (oświadczenia, dokumentowanie dostaw).

W konsekwencji Spółka mogła w 2025 r. nabywać ze zwolnieniem akcyzowym wyroby węglowe zużywane zarówno przez Segment Ciepłowniczy, jak i przez Ciepłownię. Natomiast w odniesieniu do 2026 r. DKIS wskazał, że warunek udziału zakupu węgla powyżej 10% w wartości produkcji sprzedanej, liczony za rok 2025 jako rok bazowy, nie został spełniony. Dodatkowo Spółka sama złożyła oświadczenie o braku możliwości zastosowania zwolnienia, co przesądza o braku prawa do zwolnienia z akcyzy w 2026 r. dla Segmentu Ciepłowniczego i Ciepłowni.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza możliwość kwalifikowania wyodrębnionej działalności ciepłowniczej (segmentu lub pojedynczej ciepłowni) jako zakładu energochłonnego, który nie musi pokrywać się z całym przedsiębiorstwem, pod warunkiem spełnienia kryteriów zorganizowanej części przedsiębiorstwa oraz progu 10% udziału zakupu węgla w wartości produkcji sprzedanej. Jednocześnie podkreślono, że prawo do zwolnienia z akcyzy jest oceniane odrębnie dla każdego roku i zależy od równoczesnego spełnienia zarówno przesłanek materialnych (energochłonność, wdrożony system środowiskowy/efektywnościowy), jak i formalnych (prawidłowe oświadczenia, dokumentacja dostaw).

Praktyczne konsekwencje

Podatnicy prowadzący działalność ciepłowniczą mogą korzystać ze zwolnienia od akcyzy na wyroby węglowe, jeżeli wyodrębniona część działalności (np. segment ciepłowniczy lub pojedyncza ciepłownia) spełnia definicję zakładu energochłonnego oraz wdrożono jeden z systemów wskazanych w art. 31c ustawy akcyzowej. Konieczne jest coroczne badanie wskaźnika udziału zakupu węgla w wartości produkcji sprzedanej oraz składanie dostawcy oświadczeń wyłącznie wtedy, gdy wszystkie warunki są spełnione. W przypadku niespełnienia progu 10% lub złożenia oświadczenia o braku zwolnienia nabycie węgla podlega opodatkowaniu akcyzą.

Interpretacja indywidualna z dnia 16 lipca 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, znak: 0114-KDIP2-2.4010.215.2026.1.KW

 
Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że wydatki na nabycie gwarancji pochodzenia energii elektrycznej (dalej: „GP”), które następnie wygasły i nie zostały umorzone, mogą stanowić koszty uzyskania przychodów w rozumieniu art. 15 ust. 1 Ustawy CIT. Podkreślono, że są to wydatki ponoszone w celu osiągania przychodów z obrotu „zieloną” energią i GP, mają charakter definitywny, są związane z działalnością gospodarczą podatnika i nie są objęte włączeniami z art. 16 ust. 1 Ustawy CIT, a sam fakt wygaśnięcia części GP nie niweczy ich podatkowej kwalifikacji.

Tło sprawy

Spółka prowadzi działalność w zakresie handlu energią elektryczną (PKD 35.14.Z), sprzedając wyłącznie energię pochodzącą ze źródeł odnawialnych. Działa na podstawie koncesji na obrót energią elektryczną, nie wytwarza energii i nie zużywa jej na własne potrzeby. Kupuje energię z OZE oraz – w celu potwierdzenia jej „zielonego” charakteru – nabywa gwarancje pochodzenia (GP) wydawane przez Prezesa URE i ujmowane w Rejestrze Gwarancji Pochodzenia prowadzonym przez TGE.

Gwarancje pochodzenia są nabywane z przeznaczeniem do późniejszego umorzenia na rzecz odbiorców (w ramach sprzedaży energii wraz z GP lub sprzedaży samych GP). Ze względu na konieczność prognozowania wolumenów sprzedaży oraz ograniczony okres ważności GP (12 miesięcy ważności i 18 miesięcy na umorzenie) dochodzi do sytuacji, w których część nabytych GP wygasa i nie może być ani sprzedana, ani umorzona.

Stanowisko DKIS

DKIS w interpretacji przychylił się do przedstawionego przez Spółkę stanowiska i odstąpił od sporządzenia uzasadnienia. Organ zaakceptował więc założenie, iż wydatki na nabycie gwarancji pochodzenia pozostają w bezpośrednim związku z działalnością w zakresie obrotu „zieloną” energią, a ich poniesienie służy osiąganiu przychodów oraz zabezpieczeniu i zachowaniu źródła tych przychodów. Zakup gwarancji pochodzenia został tym samym potraktowany jako warunek prowadzenia działalności polegającej na sprzedaży energii z OZE oraz budowania przewagi konkurencyjnej na rynku.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że koszty nabycia gwarancji pochodzenia energii elektryczne również w odniesieniu do części GP, które ostatecznie wygasną, mogą być zaliczane do kosztów uzyskania przychodów (jeżeli są ponoszone w celu uzyskania, zachowania lub zabezpieczenia przychodów i nie zostały wyłączone na podstawie art. 16 ust. 1 Ustawy CIT).

Praktyczne konsekwencje

Podmioty obracające energią z OZE, które nabywają gwarancje pochodzenia na potrzeby swojej oferty handlowej, mogą ujmować w kosztach uzyskania przychodów wydatki na GP także wówczas, gdy część z nich wygasa i nie jest sprzedana ani umorzona, o ile po stronie podatnika dochowana została należyta staranność i brak jest zawinionego działania.

Kluczowe jest właściwe udokumentowanie nabycia GP (umowy, faktury, rejestry TGE) oraz możliwość wykazania, że zakup stanowił racjonalny element modelu biznesowego nastawionego na uzyskiwanie przychodów ze sprzedaży „zielonej” energii lub samych gwarancji pochodzenia.

Interpretacja indywidualna z dnia 10 sierpnia 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, znak: 0111-KDIB1-2.4010.302.2026.1.BD

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że wydatki na nabycie uprawnień do emisji CO₂ - zarówno przeznaczonych na pokrycie własnej emisji, jak i na odsprzedaż stanowią koszty uzyskania przychodów bezpośrednio związane z przychodami w rozumieniu Ustawy CIT. Jednocześnie DKIS wskazał, że w przypadku uprawnień wykorzystywanych na pokrycie własnej emisji momentem rozpoznania kosztu podatkowego jest co do zasady moment ich umorzenia, a nie dzień ujęcia bilansowego czy dokonania odpisów amortyzacyjnych.

Tło sprawy

Spółka prowadzi koncesjonowaną działalność w zakresie: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu ciepłem oraz wytwarzania energii elektrycznej. Działalność ta jest objęta systemem EU ETS. Spółka otrzymuje część uprawnień do emisji CO₂ nieodpłatnie (które są wyłączane z kosztów podatkowych) oraz kupuje brakujące uprawnienia na rynku, zarówno na rynku kasowym (SPOT), jak i terminowym. Posiadanie odpowiedniej liczby uprawnień jest warunkiem legalnego prowadzenia produkcji.

Bilansowo uprawnienia są ujmowane jako wartości niematerialne i prawne i amortyzowane proporcjonalnie do wielkości produkcji, przy jednoczesnym tworzeniu i rozwiązywaniu rezerwy na szacowaną emisję. Na gruncie CIT Spółka zalicza w koszty jedynie amortyzację zakupionych uprawnień w części odpowiadającej produkcji danego okresu, natomiast rezerwy związane z przyszłą emisją wyłącza z kosztów podatkowych. Wniosek dotyczył wyłącznie podatkowego charakteru oraz momentu rozpoznania kosztów nabycia odpłatnie zakupionych uprawnień do emisji CO₂.

Stanowisko DKIS

DKIS uznał, że wydatki na nabycie uprawnień do emisji CO₂, zarówno przeznaczonych na pokrycie własnej emisji, jak i potencjalnie na odsprzedaż, stanowią koszty uzyskania przychodów bezpośrednio związane z przychodami w rozumieniu przepisów Ustawy CIT. Wskazał, że posiadanie odpowiedniej liczby uprawnień jest warunkiem prowadzenia działalności i osiągania przychodów ze sprzedaży energii oraz ciepła, a zatem koszty zakupu uprawnień należy wiązać z konkretnymi przychodami z tej działalności. W tym zakresie za nieprawidłowe uznano stanowisko Spółki, zgodnie z którym koszty te miałyby charakter pośredni; prawidłowe jest natomiast uznanie kosztów zakupu uprawnień przeznaczonych na odsprzedaż za koszty bezpośrednie.

Organ stwierdził, że momentem „poniesienia” kosztu podatkowego w przypadku uprawnień przeznaczonych na pokrycie własnej emisji jest co do zasady moment ich umorzenia, czyli przeznaczenia na pokrycie faktycznie zrealizowanej emisji. Nie jest nim ani dzień bilansowego ujęcia uprawnień jako wartości niematerialnych i prawnych, ani dzień dokonania odpisów amortyzacyjnych. Na tak ustalony moment poniesienia kosztu należy następnie nałożyć reguły art. 15 ust. 4b–4c Ustawy CIT, tj. ocenić, czy umorzenie uprawnień nastąpiło przed czy po dacie sporządzenia sprawozdania finansowego za dany rok podatkowy. W konsekwencji stanowisko Spółki, że koszt podatkowy powstaje w roku, w którym ujmuje się odpisy amortyzacyjne od uprawnień przypadające na produkcję danego roku, zostało uznane za nieprawidłowe.

Znaczenie interpretacji

W tej konkretnej sprawie organ podatkowy uznał, że wydatki na zakup uprawnień do emisji CO₂ stanowią koszty uzyskania przychodów bezpośrednio związane z przychodami, a moment rozpoznania kosztu dla uprawnień wykorzystywanych na własną emisję należy wiązać z ich umorzeniem, a nie z ujęciem bilansowym czy amortyzacją. Warto jednak podkreślić, że jest to rozstrzygnięcie w indywidualnej sprawie, a w praktyce funkcjonują także inne interpretacje i orzeczenia prezentujące odmienne podejścia (przykładowo: II FSK 2534/20 lub interpretacja indywidualna z 9 kwietnia 2026 r., znak: 0111-KDIB1-3.4010.59.2026.2.PC) – stąd potrzebna jest ostrożność przy przenoszeniu tego stanowiska „wprost” do innych modeli biznesowych. 

Praktyczne konsekwencje

W praktyce omawiana interpretacja indywidualna wskazuje preferowany przez organ sposób rozliczania podatkowego wydatków na zakup uprawnień do emisji CO₂ jako kosztów bezpośrednich. Z uwagi jednak na istniejące inne interpretacje indywidualne i zróżnicowane stanowiska podatnicy, którzy chcą zabezpieczyć swoje podejście, powinni rozważyć wystąpienie o własną interpretację indywidualną, dostosowaną do ich konkretnego modelu działalności i rozliczeń.

Interpretacja indywidualna z dnia 15 lipca 2026 r., wydane przez: Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0111-KDIB1-3.4010.264.2026.2.JKU

Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że wydatki na energię elektryczną zużywaną na potrzeby własne spółki zajmującej się dystrybucją ciepła stanowią pośrednie koszty uzyskania przychodów, których nie można bezpośrednio przypisać do konkretnych przychodów ze sprzedaży ciepła. Jednocześnie DKIS potwierdził, że faktury za energię dotyczącą roku poprzedniego, otrzymane po sporządzeniu wstępnego sprawozdania finansowego, mogą być ujmowane na bieżąco jako koszty roku następnego, zgodnie z zasadami art. 15 ust. 4d–4e Ustawy CIT oraz przy zastosowaniu uproszczeń bilansowych wynikających z zasady istotności.

Tło sprawy

Spółka prowadzi działalność w zakresie obrotu, przesyłu i dystrybucji ciepła. Sama nie wytwarza ani energii elektrycznej, ani ciepła. W ramach działalności ponosi wydatki na zakup energii elektrycznej na potrzeby własne, obejmujące zasilanie urządzeń związanych z dystrybucją ciepła, budynków, systemów monitoringu oraz pozostałej infrastruktury. Energia ta nie jest przedmiotem odsprzedaży i jej zużycie nie przekłada się bezpośrednio na wolumen sprzedawanego ciepła.

Spółka sporządziła wstępne sprawozdanie finansowe za 2025 r. w dniu 24 lutego 2026 r., a sprawozdanie ostateczne 26 marca 2026 r. Faktury za energię dotyczącą 2025 r., otrzymane do 24 lutego, zostały ujęte w kosztach roku 2025. Po tej dacie wpływają jeszcze faktury i korekty dotyczące energii za 2025 r. oraz za przełom 2025/2026, które jako koszty nieistotne z punktu widzenia sprawozdawczości są bilansowo ujmowane jednorazowo w roku 2026.

Stanowisko DKIS

DKIS stwierdził, że wydatki na energię elektryczną wykorzystywaną do ogólnej obsługi przedsiębiorstwa, w szczególności do obsługi budynków i infrastruktury przesyłowej, stanowią pośrednie koszty uzyskania przychodów w rozumieniu art. 15 ust. 4d Ustawy CIT. Kosztów tych nie można bezpośrednio przypisać do konkretnych przychodów ze sprzedaży ciepła, jednak są one racjonalnie uzasadnione i służą ogólnemu funkcjonowaniu spółki oraz zabezpieczeniu źródła przychodów.

W odniesieniu do faktur za energię elektryczną, w tym za okres przełomu lat, które wpływają po sporządzeniu wstępnego sprawozdania finansowego, lecz przed jego podpisaniem, DKIS uznał, że mogą one być ujmowane na bieżąco jako koszty uzyskania przychodów roku 2026. Takie rozpoznanie jest zgodne z art. 15 ust. 4d–4e Ustawy CIT, bez konieczności proporcjonalnego rozdzielania kosztów na okresy, których dotyczą, jeżeli zgodnie z przyjętą polityką rachunkowości mają charakter nieistotny i są ujmowane jednorazowo w roku bieżącym.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że koszty energii elektrycznej zużywanej na potrzeby własne przedsiębiorstwa energetycznego, które nie jest sprzedawcą tej energii, należy kwalifikować jako pośrednie koszty uzyskania przychodów. Nie wymagają one bezpośredniego przypisania do konkretnych przychodów, a ich podatkowy moment rozpoznania zależy od dnia ujęcia w księgach rachunkowych, zgodnie z art. 15 ust. 4e Ustawy CIT.

Jednocześnie interpretacja wzmacnia praktykę stosowania uproszczeń wynikających z zasad rachunkowości i istotności – koszty mało istotne dotyczące przełomu lat mogą być ujmowane jednorazowo w roku bieżącym, co przekłada się na analogiczne ujęcie dla celów podatkowych.

Praktyczne konsekwencje

Przedsiębiorstwa dystrybucyjne w sektorze ciepła mogą traktować zakup energii elektrycznej na potrzeby własne jako pośrednie koszty uzyskania przychodów, rozpoznawane w dacie ich zaksięgowania, bez konieczności przypisywania do konkretnych przychodów ze sprzedaży ciepła. Faktury za energię otrzymane po sporządzeniu wstępnego sprawozdania finansowego, lecz przed jego podpisaniem, mogą być ujmowane w kosztach roku następnego, także gdy dotyczą zużycia z poprzedniego roku lub z przełomu lat, pod warunkiem że zgodnie z polityką rachunkowości mają charakter nieistotny i są rozpoznawane jednorazowo.

Interpretacja indywidualna z dnia 30 lipca 2026 r. Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, 0113-KDIPT2-3.4011.502.2026.2.PR

 
Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej (dalej: „DKIS”) uznał, że zwrot kosztów przejazdu prywatnym samochodem elektrycznym wykorzystywanym przez pracownika w krajowej podróży służbowej korzysta ze zwolnienia z podatku dochodowego od osób fizycznych na podstawie art. 21 ust. 1 pkt 16 lit. a Ustawy PIT. W związku z tym na pracodawcy nie ciążą obowiązki poboru zaliczki na podatek ani inne obowiązki płatnika wynikające z Ustawy PIT.

Tło sprawy

Samorządowa jednostka budżetowa, będąca pracodawcą i płatnikiem podatku PIT, kieruje pracowników w krajowe podróże służbowe na podstawie poleceń wyjazdu służbowego. Na wniosek pracownika wyraża zgodę na wykorzystanie w podróży prywatnego samochodu osobowego, w tym pojazdu o napędzie wyłącznie elektrycznym, niebędącego własnością pracodawcy. Pracodawca dokonuje zwrotu kosztów przejazdu jako iloczyn liczby przejechanych kilometrów oraz stawki za 1 km.

Dla samochodów spalinowych stosowane są maksymalne stawki określone w rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z 25 marca 2002 r., natomiast dla samochodu elektrycznego, z uwagi na brak pojemności skokowej silnika przyjęto wewnętrznie stawkę 0,89 zł za kilometr, odpowiadającą stawce dla pojazdów o pojemności silnika do 900 cm³. Wnioskodawca zapytał, czy zwrot kosztów przejazdu takim prywatnym samochodem elektrycznym w czasie podróży służbowej powoduje powstanie obowiązku poboru zaliczki na PIT oraz innych obowiązków płatnika.

Stanowisko DKIS

DKIS uznał stanowisko Wnioskodawcy za prawidłowe. Stwierdzono, że zwrot kosztów przejazdu prywatnym samochodem elektrycznym w ramach podróży służbowej pracownika stanowi „inną należność za czas podróży służbowej” w rozumieniu art. 21 ust. 1 pkt 16 lit. a Ustawy PIT i korzysta ze zwolnienia z opodatkowania.

W interpretacji podkreślono, że rozporządzenia regulujące należności z tytułu podróży służbowych oraz określające maksymalne stawki za kilometr w zależności od pojemności skokowej silnika dotyczą pojazdów spalinowych. Nie obejmują natomiast samochodów elektrycznych, hybrydowych ani pojazdów napędzanych wodorem, które nie posiadają cechy pojemności skokowej silnika. W konsekwencji brak jest ustawowego limitu stawki za kilometr dla prywatnego samochodu elektrycznego użytego w podróży służbowej, a cała kwota zwrotu mieści się w zwolnieniu podatkowym.

Przy spełnieniu przesłanek podróży służbowej wynikających z Kodeksu pracy oraz przy prawidłowym rozliczeniu należności z tytułu podróży służbowej, na pracodawcy nie ciążą obowiązki poboru zaliczki na PIT ani inne obowiązki płatnika, o których mowa w art. 32 i 38 Ustawy PIT.

Znaczenie interpretacji

Interpretacja potwierdza, że zwrot kosztów przejazdu prywatnym samochodem elektrycznym wykorzystywanym przez pracownika w podróży służbowej stanowi należność za czas tej podróży, zwolnioną z opodatkowania PIT niezależnie od przyjętej stawki za kilometr. Przepisy limitujące stawki kilometrówki odwołują się do pojemności skokowej silnika i tym samym nie znajdują zastosowania do pojazdów elektrycznych, dla których brak jest ustawowego limitu stawki.

W praktyce oznacza to możliwość stosowania zwolnienia z art. 21 ust. 1 pkt 16 lit. a Ustawy PIT do świadczeń związanych z wykorzystaniem pojazdów zeroemisyjnych, pod warunkiem spełnienia kryteriów podróży służbowej.

Praktyczne konsekwencje

Pracodawcy mogą zwracać pracownikom koszty przejazdów prywatnymi samochodami elektrycznymi odbywanych w ramach podróży służbowej bez ograniczenia stawką wynikającą z rozporządzenia dotyczącego pojazdów spalinowych. Zwrot tych kosztów będzie w całości korzystał ze zwolnienia z PIT, a po stronie pracodawcy nie powstaną obowiązki poboru zaliczek ani wykazywania tych kwot jako przychodu ze stosunku pracy. Warunkiem jest, aby dana podróż spełniała definicję podróży służbowej oraz aby rozliczenie kosztów zostało dokonane zgodnie z przepisami o należnościach z tytułu podróży służbowej.