Zmiany podatkowe dotyczące OZE w 2026 r. – jakie są skutki dla inwestorów i realizujących projekty

Odpowiedź: Takie zmiany w ustawie o podatkach i opłatach lokalnych zostały wprowadzone od 2025 r. Stosowanie regulacji dotyczących podatku od nieruchomości (PON) zależy jednak od linii interpretacyjnych. Nie można wykluczyć, że w najbliższym czasie będą pojawiać się stanowiska, zwłaszcza sądowe, które mogą mieć wpływ na szeroką praktykę.

Pytanie: Czy transformatory na farmach wiatrowych lub fotowoltaicznych podlegają opodatkowaniu podatkiem od nieruchomości?

Odpowiedź: Regulacja obowiązująca od 2025 r. nie odnosi się wprost do transformatorów. A to zagadnienie – niezależnie od branży – jest jednym z bardziej kontrowersyjnych na tle najnowszych przepisów. Organy podatkowe stoją często na stanowisku, że transformatory stanowią urządzenia budowlane, czyli urządzenia techniczne, które zapewniają użytkowanie innych budynków lub budowli. Podatnicy wskazują natomiast, że są to urządzenia pełniące samodzielne funkcje. Praktyka nie jest jednolita. Do tej pory nie ukształtowała się linia orzecznicza, która przesądzałaby to zagadnienie. Można oczekiwać wzrostu liczby spraw w tym zakresie w najbliższym czasie. Niezależnie od tego definicja urządzenia budowlanego jest powiązana ze sposobem jego wykorzystania. Czyli nie można z góry kategoryzować wszystkich transformatorów w ten sam sposób.

Ważne: Najwięcej argumentów przemawiających za brakiem opodatkowania dotyczy transformatorów działających w ramach inwestycji OZE.

Warto mieć na uwadze, że ostatecznie definicja urządzenia budowlanego (na etapie konsultacji publicznych projekt był zmieniany w tym zakresie) nie nawiązuje do obiektów takich jak elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne, a jedynie do obiektów z załącznika nr 4 ustawy. To bardzo mocny argument przemawiający za tym, że transformatory w tego typu inwestycjach nie podlegają opodatkowaniu. Nie wyklucza to natomiast, że w zależności od przyjętego rozwiązania technicznego opodatkowaniu może podlegać obudowa transformatora (jako budynek lub budowla).

Pytanie: W jaki sposób należy opodatkować grunty pod farmami fotowoltaicznymi i kto płaci podatek?

Odpowiedź: W tym zakresie nie ma szczególnych przepisów, a ostatnia nowelizacja także nie wprowadziła żadnych zmian mających wpływ na to zagadnienie. Po pierwsze, podatnikami z tytułu gruntów są przede wszystkim ich właściciele. Duża część inwestycji powstaje na dzierżawionych gruntach. Zgodnie z typowymi umowami dzierżawy oznacza to, że podatnikami nie są inwestorzy, lecz właściciele gruntów w rozumieniu cywilistycznym (często osoby fizyczne – rolnicy). Czyli jest to sytuacja, w której inny podmiot ponosił nakłady, a inny jest podatnikiem, choć dzierżawca jest najczęściej zobligowany do zwrotu właścicielowi kwot odpowiadających zapłaconemu podatkowi.

Uwaga! Zasadą jest konieczność opodatkowania gruntów pod farmami podatkiem od nieruchomości i stawką dla gruntów związanych z prowadzeniem działalności gospodarczej.

Zdarza się jednak, że inwestycje powstają na gruntach rolnych (zgodnie z oznaczeniami w ewidencji gruntów i budynków). Takie grunty podlegają podatkowi rolnemu (który jest niskim, wręcz symbolicznym obciążeniem), chyba że dany grunt jest zajęty na prowadzenie działalności gospodarczej. Nie ma wątpliwości, że budowa farmy OZE spełnia ten warunek. Dyskusyjny jest natomiast sposób obliczenia zakresu takich gruntów. Podatnicy uważają, że stopień „zajętości” należy kalkulować na podstawie faktycznych powierzchni zabudowy, czyli z wyłączeniem np. przestrzeni pomiędzy instalacjami. Organy podatkowe uważają natomiast, że cały grunt wydzierżawiany jest zajęty. Linia orzecznicza raczej sprzyja organom podatkowym, choć wiele zależy od konkretnego przypadku. Wyznacznikiem może być np. ogrodzenie farmy, które nie musi odpowiadać powierzchni dzierżawionej. ©℗

Zaostrzone ceny transferowe

Pytanie: Dlaczego ceny transferowe stanowią wyzwanie dla struktur private equity w sektorze OZE?

Odpowiedź: Zmiany w praktyce organów podatkowych w obszarze cen transferowych wynikają z ich rosnącej specjalizacji oraz coraz większego ukierunkowania postępowań na transakcje finansowe i inne obszary wysokiego ryzyka, co przekłada się na bardziej pogłębioną i ekonomicznie zorientowaną analizę rozliczeń wewnątrzgrupowych i transakcji z podmiotami powiązanymi w strukturach z udziałem funduszy private equity.

Typowy model inwestycyjny w OZE obejmuje utworzenie spółki projektowej (SPV), finansowanie wewnątrzgrupowe, rozliczanie kosztów projektów i opłat management fee oraz ewentualne restrukturyzacje przed wyjściem z projektu. Krótkoterminowy horyzont inwestycyjny i presja na cash flow budzą po stronie organów pytania o alokację zysków i ryzyk, co z kolei wpływa na wysokość opodatkowania w Polsce.

Organy podatkowe koncentrują się obecnie na pożyczkach wewnątrzgrupowych (poziom oprocentowania i rzeczywista zdolność SPV do obsługi zadłużenia), opłatach za zarządzanie i development (bazy kosztowe i poziomy narzutów, a także prawidłowość modelu rozliczenia) czy restrukturyzacjach SPV.

W praktyce ceny transferowe analizowane są pod kątem ekonomicznym, a projekty o obniżonej rentowności są bardziej podatne na kwestionowanie poziomu wynagrodzeń wewnątrzgrupowych.

Pytanie: Jakie działania powinni rozważyć inwestorzy w OZE, aby ograniczyć ryzyka cen transferowych?

Odpowiedź: Kluczowe jest podejście wyprzedzające. Najprostszym krokiem do zapewnienia bezpieczeństwa struktury jest przygotowanie się do ewentualnej kontroli cen transferowych za pomocą uporządkowania dokumentacji lokalnej (i grupowej, jeśli jest wymagana), benchmarków oraz weryfikacji realizowanych wyników na transakcjach raportowanych w TPR-C. Analiza funkcjonalna musi odzwierciedlać rzeczywisty podział funkcji, aktywów i ryzyk między funduszem, platformą zarządzającą a SPV, a w praktyce dokumentacja cen transferowych często nie nadąża za zmianami modelu operacyjnego projektu. Z kolei rosnące koszty kapitału oraz zmienność rynkowa powodują, że historyczne analizy porównawcze mogą już nie być adekwatne lub nie odpowiadać realiom polskich SPV, co stanowi obszar ryzyka w cenach transferowych.

Warto również podkreślić istotność odpowiedniego wdrożenia transakcji wewnątrzgrupowych, przygotowania uzasadnień biznesowych dla kluczowych transakcji z podmiotami powiązanymi i zapewnienia rynkowości transakcji już na początku całego projektu.

Ważne: W 2026 r. dobra dokumentacja cen transferowych nie jest wyłącznie obowiązkiem ustawowym, lecz także elementem zarządzania ryzykiem inwestycyjnym.

W nadchodzących miesiącach skupiamy się na dokumentowaniu i raportowaniu transakcji z 2025 r., jednak biorąc pod uwagę, że kontrole często dotyczą dwóch lub trzech lat podatkowych, ewentualne braki w minionych latach powinny być uzupełnione. Dla CFO, funduszy private equity i zarządów SPV oznacza to konieczność ścisłej współpracy podatkowej z zespołami finansowymi i prawnymi na wczesnym etapie projektu. ©℗

VAT

Pytanie: Czy otrzymanie rekompensaty za przymusowe ograniczenie produkcji energii elektrycznej w instalacjach OZE podlega opodatkowaniu VAT?

Odpowiedź: Tak, jako wynagrodzenie z tytułu świadczonej usługi.

Opodatkowaniu VAT podlega odpłatne świadczenie usług na terytorium kraju wykonywane przez podmiot działający w charakterze podatnika VAT. Pojęcie świadczenia usług obejmuje zarówno działanie, jak i zobowiązanie do powstrzymania się od dokonywania czynności lub do tolerowania danej sytuacji. Ograniczenie lub zatrzymanie produkcji energii elektrycznej w instalacjach OZE na skutek polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego spełnia przesłanki dla uznania czynności za usługę w rozumieniu VAT. W takim przypadku istnieje odbiorca – beneficjent usługi (operator systemu przesyłowego) – i stosunek prawny umożliwiający wypłatę rekompensaty (rekompensata jest wypłacana na podstawie złożonego wniosku) oraz bezpośredni związek między wykonanym świadczeniem (ograniczeniem produkcji) a wynagrodzeniem (rekompensatą). Zatem rekompensata stanowi zapłatę za usługę, co skutkuje opodatkowaniem VAT. Powyższe stanowisko zostało potwierdzone przez dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej w interpretacji indywidualnej z 15 października 2024 r., sygn. 0111-KDIB3-1.4012.414.2024.1.IK. ©℗

Akcyza

Pytanie: Czy sprzedaż energii elektrycznej na rzecz właściciela magazynu energii, który nie ma koncesji na magazynowanie z uwagi na trwający rozruch technologiczny, podlega opodatkowaniu akcyzą?

Odpowiedź: Tak, w chwili tej sprzedaży.

W katalogu czynności podlegających opodatkowaniu akcyzą znajduje się m.in. sprzedaż energii elektrycznej nabywcy końcowemu, tj. podmiotowi niemającemu koncesji na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję, obrót lub magazynowanie energii elektrycznej, dokonywana na terytorium Polski. Sprzedaż rozumiana jest jako czynność faktyczna lub prawna prowadząca do przeniesienia posiadania albo własności energii elektrycznej na inny podmiot.

Właściciel magazynu energii, który nie dysponuje wskazaną powyżej koncesją, spełnia definicję nabywcy końcowego w rozumieniu ustawy o podatku akcyzowym, a zatem sprzedaż energii na jego rzecz podlega opodatkowaniu. To, że po zakończeniu rozruchu technologicznego właściciel magazynu planuje ubiegać się o koncesję, nie wpływa na opodatkowanie akcyzą sprzedaży dokonanej w okresie jej braku. Bez znaczenia dla powstania obowiązku podatkowego pozostaje również treść umów, które nie nakładają na właściciela magazynu energii obowiązku ponoszenia kosztu akcyzy. Takie stanowisko zostało potwierdzone przez dyrektora KIS w interpretacji indywidualnej z 16 grudnia 2025 r., sygn. 0111-KDIB3-4013.278.2025.1.AM. ©℗