Fotowoltaika w Polsce 2023

DECYZJA O ŚRODOWISKOWYCH UWARUNKOWANIACH ZGODY NA REALIZACJĘ PRZEDSIĘWZIĘCIA

Zabudowa systemami fotowoltaicznymi służy produkowaniu zielonej energii i w tym ujęciu uznać ją można za instalację przyjazną dla środowiska. Niemniej jednak wielkoskalowe naziemne instalacje fotowoltaiczne o powierzchni zabudowy nie mniejszej niż 1 ha zaliczają się do przedsięwzięć mogących potencjalnie oddziaływać na środowisko. Uzyskanie decyzji zawierającej środowiskowe uwarunkowania zgody na realizację przedsięwzięcia będzie stanowiło pierwszy etap w procesie inwestycyjno-budowlanym. Wyjątkiem są inwestycje nieprzekraczające powierzchni 1 ha. Jeśli zabudowa systemami fotowoltaicznymi ma powstać na obszarze objętym ochroną przyrody lub w otulinach form ochrony przyrody zdefiniowanych w Ustawie o ochronie przyrody, za przedsięwzięcie mogące potencjalnie oddziaływać na środowisko przyjmuje się elektrownię fotowoltaiczną o powierzchni nie mniejszej niż 0,5 ha.

Organem właściwym w sprawie wydania decyzji jest organ gminy – odpowiednio wójt, burmistrz albo prezydent miasta. W toku postępowania właściwy organ zasięga opinii ze strony organów współdziałających, tj. regionalnego Dyrektora ochrony środowiska, organów Państwowej inspekcji sanitarnej (zgodnie z podziałem wskazanym w art. 78 u.o.o.ś.), organu właściwego w sprawach ocen wodnoprawnych oraz dyrektora Urzędu Morskiego – tylko w przypadku przedsięwzięć realizowanych na obszarach morskich. Decydujący wpływ na przebieg postępowania ma w praktyce zazwyczaj właściwy miejscowo regionalny Dyrektor ochrony środowiska, z którym organ uzgadnia warunki realizacji przedsięwzięcia.

W ramach postępowania organ dokonuje oceny, czy dana inwestycja wymaga przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko. Obowiązek ten z dużym prawdopodobieństwem zostanie nałożony w stosunku do inwestycji wielohektarowych lub położonych na terenach objętych ochroną. Istotne jest, że decyzja środowiskowa nie ma charakteru uznaniowego i organ może odmówić wydania zgody na realizację w konkretnych określonych ustawą przypadkach. Schemat rozstrzygnięć organu w postępowaniu o wydanie decyzji środowiskowej znajduje się poniżej.

Decyzja środowiskowa może co do zasady zostać wykorzystana na dalszych etapach procesu inwestycyjnego w ciągu 6 lat od dnia, w którym stała się ostateczna.

Podmiot występujący o wydanie decyzji środowiskowej dla wybranego terenu nie musi legitymować się prawem do dysponowania tym terenem.

Istotnym pojęciem w kontekście decyzji środowiskowej jest salami slicing. Oznacza to praktykę sztucznego dzielenia jednego przedsięwzięcia wymagającego oceny oddziaływania na środowisko na kilka mniejszych, które ze względu na swoje parametry oceny tej nie wymagają. Praktyka ta zmierza do obejścia przeprowadzenia postępowania w sprawie oceny oddziaływania na środowisko i może zostać zakwestionowana przez organ.

ZAGOSPODAROWANIE PRZESTRZENNE

Władztwo planistyczne należy do gminy. Gminy są uprawnione do uchwalania miejscowych planów zagospodarowania terenu dla całości gminy lub dla jej wybranych obszarów. W przypadku braku planu miejscowego dla danego obszaru konieczne jest uzyskanie decyzji o warunkach zabudowy. Dopiero zgodność inwestycji z zapisami planu miejscowego lub z decyzją o warunkach zabudowy umożliwia uzyskanie pozwolenia na budowę elektrowni fotowoltaicznej i realizacji inwestycji na danym terenie.

Możliwe rozstrzygnięcie organu właściwego w postępowaniu o wydanie decyzji środowiskowej

MIEJSCOWY PLAN ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO

Stosunkowo niewielki obszar na terenie Polski objęty jest miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, w szczególności, jeśli chodzi o gminy wiejskie lub miejsko-wiejskie.

Zgodnie z ustawą o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, jeżeli na obszarze gminy przewiduje się wyznaczenie obszarów, na których rozmieszczone będą urządzenia wytwarzające energię z odnawialnych źródeł energii o mocy przekraczającej 500 KW, ich rozmieszczenie ustala się w studium oraz odpowiednio w miejscowym planie. Wyjątek dotyczy instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej do 1000 KW zlokalizowanych na gruntach rolnych stanowiących użytki rolne klas V, VI, VIz i nieużytki oraz instalacji na budynkach niezależnie od ich mocy zainstalowanej. Lokalizacja tych inwestycji powinna być dozwolona niezależnie od zapisów planu miejscowego.

INSTALACJE WYTWARZAJĄCE ENERGIĘ Z ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII O MOCY ZAINSTALOWANEJ ELEKTRYCZNEJ POWYŻEJ 1000 KW

Powinno to oznaczać w praktyce, że budowa instalacji wytwórczych o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 1000 KW będzie bezwzględnie wymagać odpowiedniego ustalenia ich rozmieszczenia w studium i konsekwentnie w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego. W praktyce trzeba mieć na względzie, że specyfika procesu inwestycyjnego polega na tym, że jest on domeną organów samorządowych. Oznacza to, że wykładnia przepisów i praktyka ich stosowania może być w skali kraju bardzo zróżnicowana. Także orzecznictwo jest podzielone w kwestii wykładni przepisów. Przykładowo istnieje spór prawny odnośnie do sytuacji, jeśli w studium w ogóle nie zostało ustalone rozmieszczenie urządzeń wytwórczych odnawialnych źródeł energii. W obrocie funkcjonują dwa poglądy. Zgodnie z pierwszym lokalizacja systemów fotowoltaicznych nie jest w takim wypadku możliwa. Zgodnie z poglądem przeciwnym brak jest w takiej sytuacji podstawą do odmówienia przez organ budowlany udzielenia pozwolenia na budowę.

INSTALACJE O MOCY ZAINSTALOWANEJ ELEKTRYCZNEJ DO 1000 KW

Obecna regulacja obowiązuje od 30 października 2021 r. Zgodnie z poprzednim, bardziej restrykcyjnym brzmieniem przepisów wszystkie instalacje wytwórcze odnawialnych źródeł energii o mocy przekraczającej 100 KW wymagały ustalenia ich rozmieszczenia w studium. Zmiana legislacyjna miała na celu ułatwienie procesu inwestycyjnego w stosunku do instalacji lokalizowanych na dachach oraz małych instalacji wolnostojących. Niestety ze względu na redakcję przepisów wprowadzających nowelizację, wydaje się, że cel ten nie został osiągnięty. Jak się zdaje, obecny stan prawny znajduje zastosowanie jedynie do obszarów, dla których studium zostało uchwalone lub zmienione po wejściu w życie ustawy.

DECYZJA O WARUNKACH ZABUDOWY I ZAGOSPODAROWANIA TERENU

W przypadku braku planu miejscowego dla obszaru, na którym ma być realizowana inwestycja, konieczne jest uzyskanie decyzji o warunkach zabudowy. W ramach postępowania o wydanie warunków zabudowy organ sprawdza, czy spełnione są określone w ustawie przesłanki do wydania takiej decyzji. Podstawową przesłanką do uzyskania warunków zabudowy jest spełnienie zasady dobrego sąsiedztwa. Organ dokonuje analizy urbanistycznej i sprawdza, czy istniejąca zabudowa pozwala na określenie wymagań dotyczących nowej zabudowy w zakresie kontynuacji funkcji, parametrów, cech i wskaźników kształtowania zabudowy oraz zagospodarowania terenu. Z wymogu dobrego sąsiedztwa zwolnione są wybrane inwestycje – budowa linii kolejowych, infrastruktury technicznej, a zgodnie z obowiązującym stanem prawnym także instalacje odnawialnego źródła energii.

Taki stan prawny obowiązuje od chwili wejścia w życie nowelizacji z 19 lipca 2019 r. od wejścia w życie nowelizacji – mimo, jakby się mogło zdawać, jednoznacznego brzmienia przepisu – w orzecznictwie pojawiły się kontrowersje co do jego stosowania. Zgodnie z wyrokiem Naczelnego sądu Administracyjnego z 9 grudnia 2020 r. (sygn. II OSK 3705/19) stosowanie znowelizowanego przepisu powinno ograniczać się do mikroinstalacji o mocy nieprzekraczającej 100 KW, względnie 500 kw. w aktualniejszych orzeczeniach Naczelny sąd Administracyjny wycofał się z tego poglądu. Kontrowersyjny wyrok nie pozostał jednak bez wpływu na branże. Na chwilę obecną praktyka wykładania przepisu w gminach jest zróżnicowana i można spotkać się z odmową wydania warunków zabudowy ze względu na niespełnienie przesłanki dobrego sąsiedztwa.

W kontekście warunków zabudowy warto wspomnieć, że procedura ich wydawania przewiduje szereg uzgodnień. Jednym z organów uzgadniających jest starostwo jako organ właściwy w sprawach ochrony gruntów rolnych. Jak już wspominano, użytki rolne klasy I–III nie odgrywają faktycznego znaczenia w branży, a możliwość uzyskania decyzji o warunkach zabudowy dla nieruchomości, na której występują takie gleby, jest co do zasady wyłączona.

OCZEKIWANE ZMIANY W PRZEPISACH

W chwili publikacji niniejszego opracowania trwają prace legislacyjne mające znowelizować przepisy dotyczące planistyki. Istotne zmiany mają nastąpić w stosunku do możliwości lokalizacji inwestycji odnawialnych źródeł energii.

Nowelizacja Ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw Na chwilę obecną trwają prace nad przygotowaniem projektu ustawy o zmianie ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw. Nowelizacja ma stanowić kompleksową reformę przepisów dotyczących zagospodarowania przestrzennego. Zgodnie z aktualnym projektem zmiana zagospodarowania przestrzennego terenu polegająca na instalacji odnawialnych źródeł energii następować będzie na podstawie planu miejscowego. Aktualny projekt przewiduje następujące rozróżnienie:

– co do instalacji lokalizowanych na użytkach rolnych klasy I–III zasada powinna obowiązywać bezwzględnie,

– co do instalacji lokalizowanych na użytkach rolnych klasy IV zasada powinna obowiązywać w stosunku do instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 150 KW lub wykorzystywanych do prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej,

– na pozostałych gruntach zasada powinna obowiązywać w stosunku do instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1000 kw.

Oznacza to, że w przyszłości – poza instalacjami dachowymi oraz małymi instalacjami na najmniej żyznych glebach i nieużytkach – wolnostojące elektrownie fotowoltaiczne będą lokalizowane na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego. Jednocześnie ustawa ma wprowadzać instytucje uproszczonego planu miejscowego oraz Zintegrowanego Planu inwestycyjnego, które mają mieć zastosowanie do źródeł wytwórczych OZE i oferować ułatwienia w procedurze planistycznej dla branży.

NOWELIZACJA USTAWY O INWESTYCJACH W ZAKRESIE ELEKTROWNI WIATROWYCH ORAZ NIEKTÓRYCH INNYCH USTAW

Jednocześnie w niedalekiej przyszłości ma wejść w życie długo oczekiwana zmiana ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw. Na chwilę sporządzenia niniejszego opracowania sejm uchwalił 9 marca br. a Prezydent podpisał Ustawę o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw. Zmienione przepisy mają łagodzić restrykcyjną „zasadę 10h” zakazującą stawiania wiatraków w odległości mniejszej niż 10-krotność wysokości wiatraków od budynków mieszkalnych. Od wejścia w życie ustawy minimalna dopuszczalna odległość wiatraków od budynków mieszkalnych określona w planie miejscowym powinna wynosić 700 m.

2.3. PRZYŁĄCZENIE DO SIECI

Umożliwienie przyłączenia źródła wytwórczego do elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej jest kluczowym etapem procesu rozwoju projektu fotowoltaicznego.

Przed rozpoczęciem procesu inwestycyjnego instalacji fotowoltaicznej warto sprawdzić możliwość przyłączenia do sieci dystrybucyjnej. Zgodnie z prawem operatorzy systemu dystrybucyjnego oraz przesyłowego zobowiązani są udostępniać informację o mocy przyłączeniowej w sieci dostępnej dla źródeł wytwórczych. Poniżej wskazujemy linki, pod którymi wiodące przedsiębiorstwa energetyczne zamieszczają informacje o stanie przyłączenia:

Procedura przyłączenia do sieci składa się z dwóch formalnych etapów:

– uzyskania warunków przyłączenia do sieci;

– zawarcia i wykonania umowy przyłączeniowej.

WARUNKI PRZYŁĄCZENIA DO SIECI

Jest to dokument wydawany przez operatora, na którego podstawie potwierdza, że źródło wytwórcze może zostać przyłączone do elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej, i określa warunki techniczne przyłączenia. W ciągu 24 miesięcy od wydania warunków przyłączenia operator jest zobowiązany do podpisania z wytwórcą umowy i przyłączenie do sieci. Warunki przyłączenia umożliwiają więc czasową rezerwację miejsca w sieci dla danego projektu fotowoltaicznego. Jeżeli w ciągu 24 miesięcy wytwórca nie zawrze umowy przyłączeniowej, warunki przyłączenia tracą moc.

Aby uzyskać warunki przyłączenia do sieci, konieczna jest wpłata zaliczki w wysokości 30 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej określonej we wniosku o ustalenie warunków przyłączenia, z zastrzeżeniem, że zaliczka nie może być wyższa niż wysokość przewidywanej przez operatora opłaty za przyłączenie do sieci i nie wyższa niż 3 mln zł. Zaliczka wpłacana jest przez inwestora w ciągu 14 dni od dnia złożenia wniosku o ustalenie warunków przyłączenia.

UMOWA PRZYŁĄCZENIOWA

Na podstawie umowy przyłączeniowej jej strony – operator i wytwórca – zobowiązują się do przyłączenia instalacji fotowoltaicznej do sieci. Celem realizacji tego zadania obie strony zobowiązują się do wykonania prac mających na celu przyłączenie źródła wytwórczego do sieci dystrybucyjnej.

W praktyce zasadniczym elementem umowy przyłączeniowej jest wykonanie przez operatora przebudowy lokalnej sieci, urządzeń przesyłowych oraz innych urządzeń technicznych, tak aby umożliwić przyjmowanie energii generowanej w instalacji. Z kolei głównym zobowiązaniem wytwórcy jest wybudowanie źródła wytwórczego oraz przyłącza elektroenergetycznego.

Instalacje odnawialnych źródeł energii są uprzywilejowane w zakresie dostępu do sieci. Operator sieci, o ile istnieją ku temu techniczne i ekonomiczne warunki, w pierwszej kolejności zobowiązany jest do zawarcia umowy o przyłączenie właśnie z instalacją odnawialnych źródeł energii. Poza tym wyrazem preferencji ustawodawcy dla przyłączenia do sieci instalacji odnawialnych źródeł energii jest zredukowanie wysokości opłaty przyłączeniowej dla tych źródeł jedynie do połowy realnych kosztów przyłączenia poniesionych przez operatora.

ZMIANY LEGISLACYJNE WPROWADZONE W 2022 R.

W rzeczywistości bolączką deweloperów jest rosnąca ilość odmów przyłączenia do sieci ze względu braku technicznych lub ekonomicznych warunków przyłączenia. W roku 2022 ustawodawca, wychodząc naprzeciw wytwórcom, nałożył nowe obowiązki na przedsiębiorstwa energetyczne.

Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne odmówi zawarcia umowy o przyłączenie do sieci lub przyłączenia w pierwszej kolejności instalacji odnawialnego źródła energii, jest obowiązane niezwłocznie pisemnie powiadomić o odmowie Prezesa Urzędu regulacji energetyki i zainteresowany podmiot, podając przyczyny odmowy.

Jeżeli odmowa nastąpiła z przyczyn ekonomicznych, przedsiębiorstwo energetyczne podaje szacowaną wysokość opłaty za przyłączenie wraz z informacją o możliwości zażądania przedstawienia sposobu kalkulacji tej opłaty.

Ponadto budowę i rozbudowę odcinków sieci służących do przyłączenia instalacji może – w uzgodnieniu z przedsiębiorstwem energetycznym – zapewnić podmiot ubiegający się o przyłączenie.

2.4. POZWOLENIE NA BUDOWĘ

Rozpoczęcie budowy musi zostać poprzedzone uzyskaniem ostatecznego pozwolenia na budowę. Istotne jest, że budowa powinna zostać rozpoczęta w ciągu 3 lat od uzyskania ostatecznego pozwolenia na budowę.

Jeśli inwestycja realizowana jest na terenie klasyfikowanym jako użytki rolne, uzyskanie pozwolenia na budowę powinno zostać poprzedzone wyłączeniem nieruchomości z produkcji rolnej. Obowiązek ten nie dotyczy użytków rolnych klas IV–VI wytworzonych z gleb pochodzenia mineralnego. Gleby te występują najczęściej, dlatego w większości przypadków dokonanie wyłączenia gleby z produkcji rolnej nie będzie konieczne. Ta kwestia powinna być jednak przedmiotem wnikliwej weryfikacji. Lokalizacja inwestycji na glebach klasy IV–VI pochodzenia organicznego wymaga wyłączenia z produkcji rolnej i ponoszenia opłat jednorazowych i rocznych, przy czym wysokość opłaty za wyłączenie hektara gleby klasy IV pochodzenia organicznego może wynosić nawet 204 015 PLN.

Zgodnie z przeważającym podglądem projekt budowlany źródła wytwórczego nie musi obejmować przyłącza. Budowa przyłącza może odbyć się na podstawie zgłoszenia.

JAGNA BRONK

Rödl & Partner

2.5. KONCESJA

KONCESJA

Ostatnim krokiem poprzedzającym rozpoczęcie sprzedaży energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej jest uzyskanie zezwolenia na prowadzenie działalności gospodarczej w tym zakresie. W zależności od wielkości instalacji jest to wpis do rejestru wytwórców energii w małej instalacji albo koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Organem udzielającym tego zezwolenia jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Opłata skarbowa zarówno w przypadku wpisu do rejestru, jak i wniosku o udzielenie koncesji wynosi 616 zł. Co istotne, po uzyskaniu zezwolenia wytwórca zobowiązany jest do corocznego uiszczenia opłaty koncesyjnej, którą wylicza się na podstawie przychodów instalacji OZE. Z tej opłaty zwolnione są jednak instalacje odnawialnych źródeł energii o mocy do 5 MW.

JAKUB PLEBAŃSKI

Rödl & Partner

3. FINANSOWANIE INWESTYCJI W OZE ZE ŹRÓDEŁ POMOCY PUBLICZNEJ

3.1. POLSKA STREFA INWESTYCJI

Polska strefa inwestycji (Psi) to instrument, dzięki któremu przedsiębiorcy inwestujący w Polsce mogą uzyskać ulgę podatkową na realizację nowej inwestycji. Został wprowadzony w maju 2018 r. ustawą o wspieraniu nowych inwestycji i do końca roku 2026 funkcjonuje równolegle ze zwolnieniami podatkowymi dla inwestorów działających w specjalnych strefach ekonomicznych (SSE). Wsparcie na nową inwestycję w ramach PSI może zostać udzielone na terenie całej Polski, a nie jak wcześniej na obszarach wyłącznie w granicach SSE. Co do zasady wsparcie udzielane jest niezależnie od wielkości firmy, zarówno z sektora przemysłu, jak i wielu usług.

Wsparcie przyznawane jest w formie zwolnienia z podatku dochodowego CIT lub zwolnienia z podatku dochodowego Pit w związku z realizacją nowej inwestycji, a udzielona ulga podatkowa stanowi regionalną pomoc inwestycyjną.

Limit zwolnienia z podatku dochodowego liczony jest jako procent od:

– kosztów nowej inwestycji (poniesionych nakładów inwestycyjnych) – zazwyczaj sektor przemysłowy – lub

– 2-letnich kosztów zatrudnienia nowych pracowników – sektor nowoczesnych usług.

Wysokość procentowa pomocy publicznej (intensywność pomocy) zależy od wielkości przedsiębiorcy i wybranej lokalizacji. W niektórych rejonach Polski inwestor może odzyskać w tej formie nawet do 70% poniesionych kosztów nowej inwestycji (tzw. wydatków kwalifikowanych).

Oznacza to, że im wyższe wydatki inwestycyjne kwalifikujące się do objęcia pomocą poniesie przedsiębiorca na realizację nowej inwestycji, tym wyższy potencjalny limit zwolnienia podatkowego. Oczywiście należy też pamiętać, że aby uzyskać wsparcie, firma (w zależności od swojej wielkości, sektora: przemysł vs. usługi oraz regionu, w którym ulokuje nowy projekt) musi ponieść wymagane minimalne nakłady inwestycyjne – od 200 tys. PLN do 100 mln PLN.

INFRASTRUKTURA ENERGETYCZNA A POMOC PUBLICZNA W PSI

Zgodnie z ustawą o PSI decyzja o wsparciu nie jest wydawana na działalność:

a) do prowadzenia której wymaga się posiadania koncesji zgodnie z prawem energetycznym oraz

b) w przypadkach określonych w art. 13 Rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014.

Zgodnie z powyższym przepisem Rozporządzenia 651 pomoc regionalna nie ma zastosowania m.in. do pomocy dla sektora wytwarzania i dystrybucji energii oraz na związaną z nim infrastrukturę z wyjątkiem regionalnej pomocy inwestycyjnej w regionach najbardziej oddalonych i programów regionalnej pomocy operacyjnej.

Oznacza to, że co do zasady pomoc publiczna w postaci przyszłego zwolnienia z podatku dochodowego dla przedsiębiorstwa działającego w ramach Polskiej strefy inwestycji nie jest udzielana dla przedsiębiorstw zajmujących się profesjonalnie wytwarzaniem i dystrybucją energii, w tym również energii z OZE. Co w takim razie z tymi przedsiębiorstwami, które rozważają dodatkowo inwestycję w instalacje OZE na własny użytek?

INSTALACJE OZE NA WŁASNY UŻYTEK A PSI

Można zauważyć nowy trend wśród inwestorów strefowych w postaci instalacji paneli fotowoltaicznych (i/lub pomp ciepła), co jest zgodne ze wspomnianą strategią Zielonego Ładu. I tutaj pojawia się wątpliwość, czy taki wydatek inwestor strefowy może zaliczyć do wydatków kwalifikowanych nowej inwestycji i w konsekwencji zwiększać pulę limitu dopuszczalnego przyszłego zwolnienia z CIT?

Należy wskazać, że zarówno Komisja europejska, jak i UOKIK wielokrotnie wskazywały, że pod pewnymi warunkami część wydatków związanych z wytwarzaniem energii może stanowić koszty kwalifikowane dla projektów realizowanych ze wsparciem w formie regionalnej pomocy inwestycyjnej. W piśmie z 29 października 2018 r. KE podkreśliła taką możliwość, o ile zostaną spełnione następujące warunki:

1) podstawowym celem całego projektu nie jest wytwarzanie energii (weryfikacja, czy większość kosztów nie jest powiązana z wytwarzaniem energii);

2) zdolność wytwarzania energii powinna być dostosowana do potrzeb wnioskodawcy (weryfikacja na podstawie analizy ex ante zgodnie z zasadą 80/20, a więc maksymalnie 20% zaplanowanej do wytworzenia energii może zostać sprzedane);

3) koszty kwalifikujące się do otrzymania wsparcia w odniesieniu do następujących źródeł energii: odnawialne źródła energii (OZE) lub wysokosprawna kogeneracja (ale nie np. zasilanie silnikiem wysokoprężnym).

Reasumując, w świetle przepisów unijnych, a przede wszystkim wyjaśnień Komisji europejskiej, UOKIK oraz Ministerstwa rozwoju i technologii¹, potencjalnie koszty instalacji fotowoltaicznej mogły być kosztem nowej inwestycji kwalifikującej się do objęcia pomocą publiczną. W praktyce natomiast kwestia ta nie była jednoznaczna.

STAN PRAWNY DO 31 GRUDNIA 2022 R.

W roku 2022 do rozporządzenia Psi² zostało wprowadzone nowe kryterium jakościowe w zakresie OZE: „Nowa inwestycja w odnawialne źródła energii o mocy przyłączeniowej co najmniej 15 proc. większej niż wynikająca z umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej, która kwalifikowałaby się do otrzymania pomocy publicznej zgodnie z zasadami dotyczącymi pomocy państwa w sektorze energii, z zastrzeżeniem, że koszty poniesione w ramach tej inwestycji w odnawialne źródła energii nie będą stanowiły kosztów kwalifikowanych inwestycji realizowanej w ramach decyzji o wsparciu oraz inwestycja nie będzie korzystała z innych form wsparcia”.

Nie było to kryterium obligatoryjne, niemniej jeżeli zostało wybrane przez inwestora w toku procedury aplikacyjnej, to musiało zostać wypełnione. Jednocześnie wprowadzono nowy wzór wniosku o wydanie Decyzji o wsparciu zawierający obowiązkowe oświadczenie przedsiębiorcy, że: „w deklarowanych kosztach kwalifikowanych inwestycji (pomoc regionalna) (...) nie są uwzględnione koszty inwestycji związane z wytwarzaniem energii i jej dystrybucją oraz na związaną z nią infrastrukturę”.

Tak więc w stanie prawnym obowiązującym do końca roku 2022, mimo że inwestor mógł wskazać spełnienie takiego kryterium na etapie aplikacji o wsparcie (a tym samym ponosić takie wydatki w ramach swojej inwestycji), to praktyka złożenia powyższego obligatoryjnego oświadczenia wyłączała faktyczną możliwość zaliczenia tych wydatków do kosztów kwalifikowanych i zwiększenia w ten sposób puli dostępnego zwolnienia podatkowego. Aczkolwiek znana jest praktyka niektórych specjalnych stref ekonomicznych dopuszczających traktowanie wydatków na OZE na własne potrzeby jako kosztów kwalifikowanych nowej inwestycji, przy spełnieniu warunków wskazanych przez KE.

STAN PRAWNY OD 1 STYCZNIA 2023 R.

Obowiązujące od roku 2023 nowe przepisy rozporządzenia Psi³ łagodzą warunki omówionego kryterium jakościowego, dotyczącego OZE, wprowadzając jego nowe brzmienie: „Nowa inwestycja w odnawialne źródła energii o mocy zapewniającej co najmniej 15% średniorocznego zużycia energii elektrycznej w zakładzie”.

Dodatkowo nowy wzór wniosku o wydanie Decyzji o wsparciu nadal zawiera obowiązkowe oświadczenie przedsiębiorcy, że w deklarowanych kosztach kwalifikowanych inwestycji nie są uwzględnione koszty związane z wytwarzaniem energii i jej dystrybucją. Jednocześnie zawarto zastrzeżenie, że to obowiązkowe oświadczenie nie dotyczy kosztów związanych z wytwarzaniem energii, o ile spełnione są łącznie trzy warunki wskazane powyżej przez Komisję europejską. Oznacza to, że w odniesieniu do Decyzji o wsparciu (przyznających pomoc publiczną w postaci przyszłego zwolnienia z podatku dochodowego od osób prawnych i/lub podatku dochodowego od osób fizycznych) istnieje możliwość ponoszenia wydatków inwestycyjnych w postaci instalacji OZE, pomp ciepła i traktowania ich jako koszt kwalifikujący się do objęcia pomocą regionalną. Innymi słowy, jeżeli w ramach nowego projektu inwestor planuje również wytwarzać energię na potrzeby swojego biznesu, takie wydatki będą zaliczane do puli wydatków budujących pulę dostępnej pomocy publicznej, w tym w ramach możliwego zwolnienia z podatku dochodowego.

3.2. INFRASTRUKTURA ENERGETYCZNA A ZIELONY ŁAD

Zgodnie ze strategią Zielonego Ładu Unia europejska zamierza osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 roku oraz wspólne ograniczenie do 2030 r. emisji netto gazów cieplarnianych o co najmniej 55% w porównaniu z poziomem z roku 1990. Cele te zapisano m.in. w rozporządzeniu Parlamentu europejskiego i rady (UE) 2021/1119 „europejskie prawo o klimacie”. Stały się one więc zobowiązaniem prawnie wiążącym i obowiązującym we wszystkich państwach członkowskich. Powyższy cel wymaga m.in. zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych, a także zwiększenia efektywności energetycznej budynków mieszkalnych i przemysłowych.

Należy też wskazać na inicjatywę KE w postaci planu działań REPowerEU, którego elementem jest ogłoszona w maju 2022 r. unijna strategia solarna (EU solar strategy). Strategia zakłada podwojenie mocy zainstalowanej w instalacjach fotowoltaicznych do 2025 r. (do poziomu 320 GW), natomiast w roku 2030 planuje się osiągnąć poziom 600 GW. Jednym z najważniejszych działań w strategii solarnej jest obowiązek montażu instalacji solarnej (fotowoltaicznej lub kolektorów słonecznych) na dachach wszystkich:

– nowych budynków komercyjnych i użyteczności publicznej o powierzchni użytkowej większej niż 250 m² – od 2026 r.,

– istniejących budynków komercyjnych i użyteczności publicznej o powierzchni użytkowej większej niż 250 m² – od 2027 r.,

– budynków mieszkalnych – od 2029 r.

Mając to na uwadze, już teraz coraz więcej przedsiębiorców rozpoczynających nową inwestycję uwzględnia w swoich projektach inwestycje w alternatywne źródła energii. A biorąc pod uwagę cele Zielonego Ładu, będzie to wkrótce koniecznością.

3.3. FINANSOWE WSPARCIE INWESTYCJI W OZE Z DOTACJI I POŻYCZEK PREFERENCYJNYCH

Przy planowaniu przyszłych inwestycji w odnawialne źródła energii warto wziąć pod uwagę dostępne i planowane formy dofinansowania ze źródeł publicznych, zarówno zwrotne, jak i bezzwrotne. Co ważne, przy ubieganiu się o pomoc publiczną należy pamiętać o konieczności złożenia stosownego wniosku o jej przyznanie przed rozpoczęciem inwestycji.

Aktualnie istnieją możliwości ubiegania się o pożyczki na preferencyjnych warunkach na tego typu inwestycje z potencjalną możliwością umorzenia części rat po spełnieniu pewnych wymogów.

W 2023 r. uruchomione zostały pierwsze nabory wniosków o dofinansowanie w postaci dotacji z funduszy UE na lata 2021–2027, w tym na elementy projektów związane z OZE. Tego rodzaju bezzwrotne wsparcie finansowe polegające na zwrocie przedsiębiorcy określonej części poniesionych kosztów może stanowić bardzo istotny impuls do realizacji inwestycji, takich jak montaż paneli fotowoltaicznych, instalacje do odzysku energii, kogeneracji czy pozyskiwanie energii cieplnej ze złóż geotermalnych.

MAGDALENA SZWARC, MAGDALENA SKUROWSKA

Rödl & Partner

4. MODELE BIZNESOWE WYTWARZANIA I SPRZEDAŻY ENERGII – FOTOWOLTAIKA

Obserwowane zmiany polskiego rynku energetyki słonecznej doprowadziły do wykształcenia się nowych modeli biznesowych dotyczących wytwarzania i sprzedaży energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych. Zostaną one pokrótce przeanalizowane w niniejszym rozdziale.

Ciągle widzimy zainteresowanie uczestnictwem wytwórców w systemach wsparcia odnawialnych źródeł energii. W przypadku mikroinstalacji jest to nowopowstały net billing, oferujący gwarantowany zakup energii z instalacji prosumenckich po średniej cenie rynkowej. Natomiast w odniesieniu do instalacji większych – najpopularniejszą formą pozostaje system aukcyjny, który obecnie wydaje się tracić na atrakcyjności ze względu na dużą różnicę pomiędzy cenami aukcyjnymi, a wartością możliwą do uzyskania za energię na rynku.

Innym ważnym trendem jest zwiększający się udział umów typu corporate PPA. Coraz częściej wiąże się to z decyzją wytwórców o nieprzystępowaniu albo dobrowolnym opuszczeniu aukcyjnego systemu wsparcia. Zawieraniu umów corporate PPA sprzyjają wzrosty cen energii oraz rosnące zainteresowanie odbiorców końcowych zakupem energii odnawialnej. Zakup energii w formule PPA staje się zwyczajnie dużo bardziej atrakcyjny finansowo niż pozyskiwanie energii ze źródeł konwencjonalnych, gdzie cena energii musi uwzględniać także obowiązek zakupu praw do emisji CO2. Warto przy tym podkreślić, że coraz częściej wykazanie zużycia energii odnawialnej staje się elementem polityki CSR przedsiębiorstw. Z kolei z perspektywy wytwórców, ważnym czynnikiem sprzyjającym zawieraniu umów corporate PPA jest rosnące zaufanie banków i funduszy inwestycyjnych do tego właśnie modelu działalności. Obecnie uzyskanie finansowania budowy elektrowni fotowoltaicznej „pod umowę corporate PPA” to zadanie dużo prostsze niż przed czterema czy trzema laty.

Rosnące koszty energii to jedna z przyczyn, dla których coraz częściej wielkoskalowa fotowoltaika wykorzystywana jest także jako element dodatkowego zasilania zakładów produkcyjnych, magazynów i innych tego typu obiektów. Spotykamy się z inwestycjami polegającymi na budowie dużych dachowych elektrowni fotowoltaicznych, które służyć mają częściowemu ograniczeniu poboru energii z sieci przez przedsiębiorców. Oprócz klasycznych inwestycji polegających na budowie elektrowni fotowoltaicznych przez zainteresowanego przedsiębiorcę, coraz częściej mamy również do czynienia z leasingiem/dzierżawą tego typu instalacji. Zdarza się również, że instalacja fotowoltaiczna łączona jest z towarzyszącym jej magazynem energii.

Kwestią interesującą, która ciągle pozostaje niezagospodarowana na polskim rynku są społeczności energetyczne, w szczególności: klastry energii, spółdzielnie energetyczne czy działalność prosumentów zbiorowych. Biorąc pod uwagę popularność tego typu form produkcji energii za granicą oraz stopniową poprawę otoczenia regulacyjnego w Polsce, wydaje się, że rozwój tego typu projektów zasługuje na zainteresowanie. Coraz ciekawiej prezentują się także perspektywy inwestycji w zakresie agrofotowoltaiki.

Jak widać na polskim rynku pojawia się coraz więcej modeli pozwalających na wykorzystanie energetyki słonecznej. Rynek ten charakteryzuje się dużą elastycznością, co warto mieć na uwadze planując inwestycję.

4.1. AUKCJE OZE

Aukcje odnawialnych źródeł energii to jedyny funkcjonujący obecnie system wsparcia dla nowych elektrowni fotowoltaicznych. Oparty jest na dwóch mechanizmach rozliczeń:

– mechanizm stałej ceny gwarantowanej (instalacje o mocy zainstalowanej nie większej niż 500 KW): energia elektryczna z instalacji OZE sprzedawana jest po stałej cenie wynikającej z oferty wytwórcy złożonej na aukcji OZE, zakup energii od wytwórcy gwarantowany jest przed tzw. sprzedawcę zobowiązanego;

– mechanizm kontraktów różnicowych: wytwórcy energii po wygraniu aukcji uzyskują prawo do wsparcia polegającego na wypłacie przez operatora rozliczeń energii odnawialnej równowartości różnicy pomiędzy zakontraktowaną w drodze aukcji ceną energii a średnią ceną rynkową energii.

Aukcje organizowane są przynajmniej raz do roku przez Prezesa Urzędu regulacji energetyki i ogłaszane co najmniej na 30 dni przed rozpoczęciem. Podmioty biorące udział w aukcji składają oferty dotyczące zgłaszanych instalacji OZE poprzez internetową Platformę Aukcyjną. Aukcja rozstrzygana jest w oparciu o kryterium najniższej ceny, aż do wyczerpania wolumenu energii, który został przeznaczony na aukcję.

ZGŁOSZENIE DO AUKCJI

Przed złożeniem oferty na aukcji OZE, wytwórca musi zostać do niej formalnie dopuszczony. W tym celu podlega on ocenie przez Urząd regulacji energetyki. Postępowanie to powinno zostać zakończone w terminie 30 dni od złożenia kompletnego wniosku. Aby możliwa była prekwalifikacja do aukcji, wytwórca powinien spełnić następujące wymogi:

– wykazać, że dysponuje tytułem prawnym do nieruchomości, na której posadowiona zostanie elektrownia fotowoltaiczna;

– posiadać warunki przyłączenia lub umowę o przyłączenie do sieci dotyczące projektu instalacji OZE, który zgłaszany jest do aukcji;

– uzyskać prawomocne pozwolenie na budowę wydane dla projektowanej instalacji OZE.

Powinien okazać również harmonogram rzeczowo-finansowy realizacji budowy oraz schemat instalacji odnawialnego źródła energii ze wskazaniem urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej oraz urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Złożenie oferty na aukcji nie wymaga posiadania koncesji ani wpisu do rejestru wytwórców w małej instalacji.

Aukcje OZE kierowane są przede wszystkim do instalacji na etapie projektowym. Znacznie trudniejsze jest zgłoszenie do systemu elektrowni, które rozpoczęły już produkcję i sprzedaż energii – nabór uzupełniający w zasadzie nie jest organizowany.

W przypadku pozytywnej oceny powyższych dokumentów, Prezes Urzędu regulacji energetyki wydaje zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji.

ZŁOŻENIE OFERTY

Po uzyskaniu zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji, aby złożyć ofertę wytwórca zobowiązany jest do uiszczenia kaucji. Wynosi ona 60 zł za każdy 1 KW mocy zainstalowanej elektrycznej zgłaszanej instalacji odnawialnego źródła energii i może zostać wniesiona w formie pieniężnej lub gwarancji bankowej. Kaucja zwracana jest na rachunek wytwórcy w przypadku, gdy złożona przez niego oferta nie wygra aukcji OZE albo na jego wniosek – np. w przypadkach wycofania się z udziału w aukcji.

W przypadku zwycięstwa w aukcji, kaucja zwracana jest dopiero po rozpoczęciu sprzedaży energii z instalacji w zastrzeżonym ustawowo terminie.

ROZSTRZYGNIĘCIE AUKCJI

Jak wspomniano we wstępie, aukcje przeprowadzane są poprzez internetową Platformę Aukcyjną udostępnianą przez Urząd regulacji energetyki. Stąd złożenie oferty na aukcji wymaga posiadania podpisu elektronicznego przez członka zarządu reprezentującego wytwórcę.

Aukcje odbywają się oddzielenie dla koszyków technologicznych, najczęściej zróżnicowanych dla instalacji o mocy nie większej niż 1 MW i oraz instalacji większych. Co ciekawe, zgodnie z podziałem w koszykach technologicznych instalacje fotowoltaiczne rywalizują w jednym koszyku z instalacjami wiatrowymi.

W ramach składanej oferty aukcyjnej wytwórca musi określić cenę oraz ilość energii, jaką zobowiązuje się wytworzyć w poszczególnych latach przypadających na 15-letni okres wsparcia aukcyjnego. Cena energii nie może wykraczać poza cenę referencyjną (maksymalną) uprzednio ogłoszoną w rozporządzaniu Ministra Klimatu. Wytwórca może złożyć wyłącznie jedną ofertę dla jednej instalacji OZE, zaś treść składanej oferty pozostaje niejawna dla innych uczestników.

Wyniki aukcji publikowane są w ramach informacji Prezesa Urzędu regulacji energetyki. Status oferty aukcyjnej widoczny jest także na profilu użytkownika w ramach internetowej Platformy Aukcyjnej.

CO PO AUKCJI?

Zwycięstwo w aukcji powoduje narzucenie terminu ustawowego na dokonanie pierwszego wytworzenia i sprzedaży energii z instalacji. W przypadku instalacji fotowoltaicznych zgłaszanych na aukcjach do 2022 roku wynosi on 24 miesiące od zakończenia sesji aukcyjnej. W przypadku instalacji zgłaszanych na aukcjach od 2023 roku termin przedłużony został do 33 miesięcy. W tym czasie wytwórca zobowiązany jest do wybudowania instalacji OZE, przyłączenia jej do sieci, uzyskania koncesji (albo wpisu do rejestru wytwórców w małej instalacji) oraz prawidłowego uruchomienia instalacji.

W przypadku przekroczenia terminu pierwszej sprzedaży, instalacja wykluczana jest z systemu aukcyjnego i przez trzy lata nie może brać udziału w aukcjach. Przepadkowi ulega także uiszczona przez wytwórcę kaucja. Narzucenie tak surowej sankcji zapobiegać ma przeciąganiu procesu inwestycyjnego przez wytwórców. Należy jednak nadmienić, że polskie przepisy w niektórych przypadkach dozwalają na wydłużenie powyższego terminu.

ROZLICZENIA W SYSTEMIE AUKCYJNYM

W przypadku instalacji OZE o mocy nie większej niż 500 KW sytuacja wydaje się prosta – produkowana przez wytwórcę energia odkupowana jest przez sprzedawcę zobowiązanego po stałej cenie wynikającej z oferty aukcyjnej.

Dużo bardziej złożony jest mechanizm rozliczeń instalacji większych. W tym przypadku kalkulowana jest różnica pomiędzy ceną aukcyjną (uwzględniającą waloryzację inflacyjną) a rynkową ceną energii elektrycznej. W przypadku gdy cena wynikająca z oferty jest niższa – równowartość różnicy (tzw. ujemne saldo) wypłacana jest na rzecz wytwórcy przez Zarządcę rozliczeń. W ten sposób długofalowo zapewnia się uzyskanie za energię elektryczną wartości deklarowanej w ofercie aukcyjnym.

Znacznie mniej korzystna jest dla wytwórcy sytuacja, gdy cena wynikająca z oferty aukcyjnej jest niższa aniżeli cena rynkowa. Wówczas mówimy o wystąpieniu tzw. pozytywnego salda, które jeżeli nie zostanie potrącone z przyszłym ujemnym saldem musi zostać zwrócone przez wytwórcę. Na marginesie należy dodać, że to właśnie obawa przed wystąpieniem pozytywnego salda jest czynnikiem, który ostatnio ogranicza zainteresowanie uczestnictwem w systemie aukcyjnym. Z drugiej strony należy jednak pamiętać, że system aukcyjny zabezpieczając długofalowo przychody ze sprzedaży energii elektrycznej pozostaje instrumentem korzystnie wpływającym na działalność wytwórców, szczególnie docenianym w kontekście zapewnienia kredytowania instalacji przez banki.

4.2. UMOWY PPA

PPA (ang. power purchase agreements) to nazwa określająca umowy sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, bezpośrednio przez wytwórcę. W praktyce umowy te zawierane są zazwyczaj w następującym modelu:

– umowa łącząca wytwórcę i spółkę obrotu, która odkupuje od niego energię poza rynkiem regulowanym;

– umowa łącząca wytwórcę i odbiorcę końcowego, który pobiera energię celem zasilania własnego obiektu (ang. corporate PPA).

Obecnie obserwujemy wzmożone zainteresowanie kontraktami tego typu. Powody podobne są do tych z innych krajów unijnych: niższe koszty wytwarzania energii z OZE powodowane budową coraz większych elektrowni, drożejąca energia ze źródeł konwencjonalnych zwiększanie się świadomości ekologicznej kupujących wraz ze zmianą polityk zakupowych przedsiębiorstw.

Umowy PPA bywają często postrzegane jako alternatywa dla aukcji odnawialnych źródeł energii, które nie są już traktowane jako jedyna podstawa uwiarygadniająca projekt przed kredytującym bankiem lub funduszem inwestycyjnym. Należy jednak wyraźnie podkreślić, że przepisy nie wykluczają zawarcia umowy PPA i jednoczesnego funkcjonowania przez wytwórcę w aukcyjnym systemie wsparcia.

Specyficzne klauzule dotyczące ilości dostarczanej energii, które należy uwzględnić w ramach umowy PPA:

– klauzula pay as produced – strony umawiają się na sprzedaż całego wolumenu energii, który został wyprodukowany w danym okresie czasowym przez instalację, nie ustalają sztywnej ilości energii, która musi być dostarczona do odbiorcy końcowego każdego miesiąca – omawiana klauzula jest kluczowa mając na uwadze zależność pogodową produkcji energii z instalacji fotowoltaicznych;

– klauzula pay as consumed – znacznie rzadziej stosowana klauzula, wytwórca musi dostarczyć ilość energii odpowiadając na aktualne zapotrzebowanie energetyczne odbiorcy (w takim przypadku kluczowe jest bilansowanie handlowe umowy);

– klauzula baseload – wytwórca zobowiązany jest dostarczyć wcześniej ustaloną, konkretną ilość energii, niezależnie od warunków produkcji energii, jeżeli nie dostarczy wymaganego wolumenu powinien zapłacić odbiorcy za nabycie dodatkowej energii na rynku.

Interesującym modelem umów PPA, który funkcjonuje na polskim rynku energetycznym są umowy virtual PPA. W przeciwieństwie do wspomnianych powyżej modeli, nie zakłada on fizycznego dostarczenia energii na rzecz jej odbiorcy. Stanowi on jedynie rodzaj kontraktu różnicowego zabezpieczającego strony umowy przed wahaniami ceny energii. W ramach umowy virtual PPA strony umawiają się na wypłatę różnicy pomiędzy umówioną ceną wykonania (ang „strike price”) a kontraktową ceną energii elektrycznej, która notowana jest na rynku. Jeżeli cena rynkowa energii jest wyższa niż ustalona kontraktowo „strike price” – wówczas nadwyżka uiszczana jest przez wytwórcę na rzecz odbiorcy końcowego. W przeciwnym przypadku do uiszczenia nadwyżki zobowiązany jest odbiorca. Pozwala to obu stronom na długookresowe utrwalenie ceny odnawialnej energii elektrycznej na umówionym poziomie. Umowa virtual PPA często powiązana jest także z nabyciem gwarancji pochodzenia przez odbiorcę energii.

Należy wyraźnie podkreślić, że decydując się na zawarcie umowy PPA trzeba mieć na względzie wprowadzone w grudniu 2022 roku ograniczenia dotyczące uzyskiwanych przychodów ze sprzedaży energii ze źródeł odnawialnych. Obowiązują one do końca 2023 roku i ustalają maksymalny pułap cenowy, który może zostać uzyskany przez wytwórcę z tytułu sprzedaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W przypadku przekroczenia wspomnianego limitu, nadwyżka musi zostać uiszczona przez wytwórcę na rzecz tzw. Funduszu wyrównania różnicy ceny. Na moment oddania niniejszej publikacji nie wiadomo, czy obowiązywanie limitów cen zostanie przedłużone.

4.3. WYKORZYSTANIE ENERGII Z INSTALACJI FOTOWOLTAICZNEJ NA UŻYTEK WŁASNY, LEASING / DZIERŻAWA INSTALACJI

Coraz częściej obserwowanym modelem biznesowym jest budowa elektrowni fotowoltaicznej na dachu i produkcja energii na użytek własny, co wymaga jednak uprzedniego przyłączenia instalacji do sieci. Takie rozwiązanie pozwala ograniczyć ilość energii elektrycznej kupowanej na rynku. Jego zastosowanie wydaje się szczególnie atrakcyjne w kontekście przedsiębiorców, którzy dysponują stabilnym profilem zużycia, co pozwala na bieżące konsumowanie wyprodukowanej energii. W przypadku pojawienia się nadwyżek energii, która nie zostałaby wykorzystana na bieżące funkcjonowanie – możliwe jest ich odsprzedanie spółce obrotu.

Model autokonsumpcji energii niekiedy wiąże się z dzierżawą / leasingiem instalacji fotowoltaicznej. W takim przypadku właściciel dachu, będący jednocześnie odbiorcą energii, dzierżawi instalację fotowoltaiczną, której właścicielem jest spółka energetyczna. W ten sposób uzyskuje on dostęp do produkowanej energii, jednocześnie w ratach spłacając wartość instalacji fotowoltaicznej. Kształtując umowę leasingu / dzierżawy instalacji fotowoltaicznej rekomendujemy daleko idącą ostrożność przy formułowaniu postanowień dotyczących płatności. Zgodnie z interpretacjami Urzędu regulacji energetyki wysokość czynszu z tytułu dzierżawy instalacji fotowoltaicznej nie może stanowić jednoznacznego ekwiwalentu ceny sprzedaży energii elektrycznej.

4.4. SPRZEDAŻ GWARANCJI POCHODZENIA

Sprzedaż gwarancji pochodzenia to źródło dodatkowego zarobku wytwórców energii, przy okazji sprzedaży energii elektrycznej.

Gwarancja pochodzenia to dokument poświadczający odbiorcy końcowemu, że dana jednostka energii została wyprodukowana w instalacji OZE, co ograniczyło emisję gazów cieplarnianych.

Do wydawania gwarancji pochodzenia uprawniony jest Prezes URE, na podstawie danych przekazywanych przez operatora systemu dystrybucyjnego lub operatora systemu przesyłowego, na którego obszarze działania doszło do przyłączenia instalacji fotowoltaicznej. Wniosek można składać wyłącznie w terminie nieprzekraczającym 30 dni od dnia zakończenia wytworzenia danej energii elektrycznej objętej wnioskiem.

Gwarancja pochodzenia jest wydawana w ciągu 30 dni od dnia przekazania wniosku o wydanie gwarancji pochodzenia przez operatora do Prezesa URE. Wydane gwarancje pochodzenia są umieszczane w rejestrze gwarancji pochodzenia. Gwarancja pochodzenia jest ważna przez 12 miesięcy od dnia zakończenia wytwarzania energii objętej wnioskiem o wydanie danej gwarancji pochodzenia i podlega obrotowi w rejestrze gwarancji pochodzenia.

Następnie właściciel gwarancji pochodzenia tj. wytwórca energii albo nabywca gwarancji pochodzenia, może wystąpić do Prezesa Urzędu regulacji energetyki o jej umorzenie w terminie 10 dni od złożenia wniosku. Dopiero wówczas, po umorzeniu, wystawiany jest dokument potwierdzający, że dana jednostka energii objęta gwarancją pochodzi ze źródeł odnawialnych. Jest to w zasadzie jedyny w polskim systemie dowód na to, że wykorzystana przez odbiorcę energia pochodzi ze źródeł odnawialnych.

4.5. ODMIENNE SPOSOBY WYKORZYSTANIA INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH

Wśród odmiennych sposobów wykorzystania elektrowni fotowoltaicznych w pierwszej kolejności wskazać należy na potencjał wynikający ze współpracy z magazynami energii.

W tym zakresie wyróżnić można dwa występujące na rynku rozwiązania:

– instalacja fotowoltaiczna wraz z magazynem energii funkcjonująca poza siecią energetyczną (ang. off grid), której produkcja energii elektrycznej może być wykorzystywana na bieżąco lub kumulowana w magazynie energii – główną zaletą tego rozwiązania jest duża autonomia energetyczna właściciela;

– instalacja fotowoltaiczna wraz z magazynem energii współpracująca z siecią energetyczną – tworząca tzw. instalację hybrydową, która charakteryzuje się dużo większą elastycznością pracy.

Warto podkreślić, że na podstawie niedawnych zmian prawa energetycznego ułatwiono działalność w zakresie magazynowania energii – wprowadzono instytucję operatora systemu magazynowania, zaprzestano „podwójnego” obciążania magazynowanej energii opłatami przesyłowymi (na wejściu i wyjściu z magazynu). Dostosowano również regulacje prawne do instalacji hybrydowych.

Połączenie instalacji fotowoltaicznej z magazynem energii służy nie tylko zaoszczędzeniu niewykorzystanej energii. Podkreślić należy, że magazyn energii może uczestniczyć w tzw. rynku mocy, pozwalającym na uzyskanie wynagrodzenia z tytułu pozostawania w gotowości do ponadwymiarowego zwiększenia produkcji energii (np. w momencie przeciążenia systemu energetycznego). Przechowywanie energii w magazynie umożliwia również jej sprzedaż po lepszej cenie, wtedy gdy dostępność energii na rynku regulowanym jest mniejsza.

Co do innych odmiennych sposobów wykorzystania elektrowni fotowoltaicznych, z pewnością warto zwrócić uwagę na produkcję zielonego wodoru poprzez zasilanie katalizatorów wodorowych. Projekt ustawy regulującej ten obszar przygotowany został przez Ministerstwo Klimatu i środowiska, ciągle jednak czeka na poddanie pod głosowanie sejmie.

JAKUB PLEBAŃSKI

Rödl & Partner

5. PODATKOWE KONSEKWENCJE TRANSAKCJI TYPU ASSET DEAL (SPRZEDAŻ I NABYCIE PROJEKTÓW) VS. SHARE DEAL (SPRZEDAŻ I NABYCIE SPÓŁEK)

5.1. TRANSAKCJA TYPU ASSET DEAL

VAT

Na gruncie opodatkowania transakcji nabycia projektów fotowoltaicznych trzeba przede wszystkim mieć na uwadze, że skutki podatkowe mogą być bardzo odmienne w zależności od charakteru przedmiotu transakcji. Jednak zasadniczo nabycie projektów będzie stanowiło świadczenie usług na gruncie ustawy o VAT, ponieważ w przypadku nabycia projektów fotowoltaicznych dojdzie w głównej mierze do nabycia wartości niematerialnych i prawnych.

W przypadku nabycia projektów fotowoltaicznych obowiązek podatkowy powstanie z chwilą wykonania tej usługi, chyba że wcześniej dokonano zapłaty. Należy podkreślić – co często jest lekceważone w praktyce gospodarczej – że późniejsze wystawienie faktury sprzedażowej dokumentującej transakcję zbycia projektu farmy fotowoltaicznej nie spowoduje późniejszego momentu powstania obowiązku podatkowego. W tym kontekście należy zwracać szczególną uwagę na moment przeniesienia ostatnich spośród praw (administracyjnych lub cywilnoprawnych), które kompleksowo tworzą tzw. projekt farmy fotowoltaicznej.

CIT

W przypadku nabycia projektu farmy fotowoltaicznej koszt zakupu stanowi dla podatnika koszt uzyskania przychodu, który powinien zostać rozliczony poprzez dokonanie odpisów amortyzacyjnych. Wynika to z tego, że wydatek ten jest niezbędny do wybudowania farmy fotowoltaicznej, która to stanowi zespół środków trwałych i (w niektórych przypadkach) wartości niematerialnych i prawnych.

Po stronie sprzedającego zbycie praw majątkowych będzie stanowiło przychód w wysokości zasadniczo równej otrzymanemu wynagrodzeniu. Data powstania przychodu będzie uzależniona od charakteru przedmiotu transakcji, lecz co do zasady będzie to dzień, w którym zaistnieje najwcześniejsze z następujących zdarzeń: zbycie praw majątkowych, wystawienie faktury albo uregulowanie należności.

5.2. TRANSAKCJA TYPU SHARE DEAL

VAT A PCC

Nabywanie spółek projektowych w praktyce będzie wiązało się najczęściej z opodatkowaniem PCC, a tylko w nielicznych przypadkach może dojść do opodatkowania VAT.

W pierwszej kolejności należy zbadać, czy spółka powinna być uważana za przedsiębiorstwo lub zorganizowaną część przedsiębiorstwa. Transakcja zbycia przedsiębiorstwa lub zorganizowanej części przedsiębiorstwa wyłączona jest bowiem z opodatkowania VAT.

Jeśli sprzedaż udziałów nie nadaje się zakwalifikowania jako sprzedaż przedsiębiorstwa lub zorganizowanej części przedsiębiorstwa, stanowi po prostu sprzedaż udziałów. Zwykła sprzedaż własnych udziałów również zasadniczo nie podlega opodatkowaniu VAT, ponieważ nie jest uznawana za dokonywaną w ramach opodatkowanej działalności gospodarczej.

Jednak sprzedaż udziałów może podlegać opodatkowaniu VAT, gdy:

– zbywca zajmuje się profesjonalnie (w ramach działalności gospodarczej) lokowaniem kapitału poprzez inwestowanie w udziały innych spółek i obrotem udziałami i akcjami innych spółek lub

– zbywca zajmuje się zarządzaniem zbywaną spółką w stopniu wyższym niż wynikający z obowiązków zbywcy jako wspólnika (np. świadcząc usługi administracyjne, finansowe, handlowe lub techniczne).

W przypadku gdy sprzedaż udziałów podlega opodatkowaniu VAT, to i tak najczęściej podlega ona zwolnieniu od tego opodatkowania.

Zwolnienia tego jednak nie stosuje się w określonych ustawą przypadkach. Celem tych przepisów jest wyłączenie ze zwolnienia VAT pozornej de facto sprzedaży udziałów, która w rzeczywistości dotyczy zbycia określonych aktywów znajdujących się w spółce.

We wszystkich innych przypadkach zbycie udziałów spółki będzie albo wyłączone spod opodatkowania VAT albo z tego podatku zwolnione. W takiej sytuacji występuje opodatkowanie podatkiem od czynności cywilnoprawnych.

Nabycie udziałów w spółce projektowej wiąże się z powstaniem obowiązku podatkowego po stronie kupującego z chwilą dokonania tej czynności cywilnoprawnej. Podstawę opodatkowania stanowi wartość rynkowa udziałów. Wartość rynkową przedmiotu czynności cywilnoprawnych należy określić na podstawie przeciętnych cen stosowanych w obrocie rzeczami tego samego rodzaju i gatunku – z uwzględnieniem ich miejsca położenia, stanu i stopnia zużycia – oraz w obrocie prawami majątkowymi tego samego rodzaju z dnia dokonania tej czynności bez odliczania długów i ciężarów. Określenie podstawy opodatkowania podatkiem od czynności cywilnoprawnych może okazać się wbrew pozorom skomplikowane.

Po pierwsze wartość rynkowa najczęściej nie odpowiada wartości nominalnej udziałów. Po drugie zdarza się również, że nie odpowiada ona nawet cenie nabycia ustalonej przez strony. Po trzecie problemy interpretacyjne rodzi sformułowanie „bez odliczania długów i ciężarów”, szczególnie wtedy, gdy nabywana spółka obciążona jest różnego rodzaju długami. W przypadku większych transakcji często zasadne może się okazać wsparcie rzeczoznawczy majątkowego. Stawka podatku wynosi 1% wartości rynkowej sprzedawanych udziałów.

CIT

Wydatki na nabycie udziałów w spółkach projektowych nie będą stanowić kosztów uzyskania przychodu w momencie nabycia tych udziałów. Stanowią je jedynie w sytuacji późniejszego zbycia udziałów w takowej spółce. Wydatkiem na nabycie udziałów kwalifikowanym do kosztów w takiej sytuacji jest nie tylko ich cena, lecz także wszystkie koszty, bez których ich zakup nie byłby możliwy. Przykładowo mogą to być:

– koszty wyceny udziałów;

– prowizja pośrednika;

– opłaty notarialne i administracyjne;

– opłata skarbowa;

– podatek od czynności cywilnoprawnych.

Po stronie podmiotu zbywającego udziały w spółce projektowej dojdzie do powstania przychodu kwalifikowanego jako przychód z zysków kapitałowych. Przychód powstanie w momencie najwcześniejszego z następujących zdarzeń: zbycia udziałów, wystawienia faktury albo uregulowania należności.

PIOTR GAJEWSKI, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

6. STRUKTURA PROWADZONEJ DZIAŁALNOŚCI W KONTEKŚCIE PODATKU DOCHODOWEGO OD OSÓB PRAWNYCH

Wybierając odpowiednią strukturę prowadzenia działalności, należy mieć na uwadze, że ta decyzja wpłynie także na wysokość obciążenia CIT. W konsekwencji inwestorzy, podejmując decyzje biznesowe, powinni być również przygotowani na to, że każda decyzja może mieć odzwierciedlenie w zakresie obowiązków podatkowych.

6.1. STAWKA PODATKU

Mając na uwadze CIT, przedsiębiorcy powinni zastanowić się nad sposobem rozwoju projektu. Istotne jest to, czy projekt będzie rozwijany w ramach jednej spółki, czy przez tzw. spółki projektowe, gdzie każda ma być właścicielem farmy o mocy nieprzekraczającej kilku MW.

W przypadku podatników opodatkowanych CIT w pierwszej kolejności należy wskazać różne stawki podatkowe, których wysokość jest zależna m.in. od wysokości przychodów osiągniętych przez podatników w roku podatkowym. Warto więc przeanalizować, czy struktura wielu spółek pozwoli na zastosowanie niższej stawki CIT.

Podstawowa stawka CIT wynosi 19%, jednakże podatnik, którego przychody osiągnięte w roku podatkowym nie przekroczyły 2 mln euro (przeliczonych na PLN według stosownego kursu), może skorzystać z 9% stawki podatku.

Preferencyjną stawkę podatku może stosować podatnik, który posiada status małego podatnika, bądź podatnik rozpoczynający prowadzenie działalności gospodarczej (istnieją pewne wyjątki od tej reguły). Mały podatnik to taki, u którego wartość przychodu ze sprzedaży (wliczając VAT) nie przekroczyła w poprzednim roku podatkowym progu 2 mln euro. Statusu małego podatnika nie musi więc posiadać podmiot, który dopiero rozpoczyna swoją działalność, jednakże zasada ta dotyczy wyłącznie roku rozpoczęcia działalności. Znaczenie ma również sposób utworzenia podatnika – z 9% stawki nie skorzysta podatnik utworzony m.in. w wyniku przekształcenia, połączenia lub podziału podatników w roku rozpoczęcia działalności oraz w roku bezpośrednio po nim następującym.

W większości przypadków spółki zamierzające sprzedawać energię elektryczną mogą prognozować przewidywane przychody ze względu na przewidywalność wolumenu produkcji energii. Przy czym spółka korzystająca ze wsparcia aukcyjnego OZE powinna brać pod uwagę przychód prognozowany ze sprzedaży energii na rynku oraz przychód z tytułu pokrycia ujemnego salda (o ile takowe w ogóle powstanie). Branie pod uwagę wyłącznie ceny wynikającej z oferty aukcyjnej będzie nadmiernym uproszczeniem, które może spowodować istotne odchylenie od prawdziwych wyników podatkowych. Dla celów podatkowych odrębnie należy rozliczać ujemne saldo jako przychód, a odrębnie dodatnie jako koszt.

Mając na uwadze, że prognozowane przychody będą stałe, możliwe jest oszacowanie bezpiecznej ilości MW przypadającej na spółkę, by jej przychody mieściły się w 9-procentowym progu podatkowym CIT. Należy jednak pamiętać o tym, że w przypadku utworzenia kilku spółek projektowych każda z tych spółek będzie traktowana jako odrębny podatnik. Wszelkie przepływy pomiędzy spółkami powinny być realizowane z uwzględnieniem przepisów o cenach transferowych. Pomimo że w strukturze holdingowej, w której dochody są przekazywane za pomocą dywidendy do spółki matki będącej również spółką kapitałową, często możliwe będzie zwolnienie z opodatkowania tej dywidendy pod warunkiem stałości struktury, to inne przepływy pieniężne pomiędzy spółkami powinny być dokładnie analizowane. Inwestorzy nie powinni w pełni wykluczać ryzyka powstania dodatkowych obciążeń podatkowych, a każda transakcja pomiędzy spółkami powinna być monitorowana.

6.2. PODATKOWA GRUPA KAPITAŁOWA

Odrębne opodatkowanie każdego podmiotu nie jest jedynym modelem opodatkowania dopuszczalnym w polskim porządku prawnym. Podatnikiem może być również grupa co najmniej dwóch spółek prawa handlowego, które pozostają w związkach kapitałowych i które spełniają warunki przewidziane ustawą o CIT. Taka struktura nazywana jest podatkową grupą kapitałową.

Przesłanki warunkujące utworzenie podatkowej grupy kapitałowej to m.in.:

– podatkowa grupa kapitałowa może być utworzona wyłącznie przez sp. z o.o., proste spółki akcyjne lub spółki akcyjne mające siedzibę na terytorium Polski,

– odpowiednio określony przeciętny kapitał zakładowy przypadający na każdą ze spółek nie może być niższy niż 250 tys. zł,

– spółka dominująca posiada bezpośredni 75-procentowy udział w kapitale zakładowym spółek zależnych,

– brak zaległości podatkowych w zakresie wpłat stanowiących dochód budżetu państwa.

Funkcjonowanie w ramach podatkowych grup kapitałowych wiąże się z pewnymi udogodnieniami. Procedura płacenia podatku zostaje uproszczona, ponieważ wszelkie obciążenia związane z rozliczeniem podatku będą ciążyły wyłącznie na jednym podmiocie, który w ramach swojej pozycji w grupie będzie ją reprezentował. Skutkuje to również innymi udogodnieniami podatkowymi – członkowie grupy nie muszą się martwić o limity kosztów finansowania dłużnego w przypadku transakcji dokonywanych między sobą. Są także zwolnione ze sporządzania lokalnej dokumentacji cen transferowych w odniesieniu do transakcji dokonywanych między członkami grupy. Uproszczenie w zakresie dokumentacji cen transferowych nie zwalnia jednak spółek tworzących podatkową grupę kapitałową z obowiązku przestrzegania zasady rynkowości w transakcjach między nimi. Jeżeli chodzi o transakcje z podmiotami spoza grupy, to spółki muszą przestrzegać wszelkich obowiązków dokumentacyjnych.

W podatkowych grupach kapitałowych jako dochód uważa się nadwyżkę sumy przychodów wszystkich spółek tworzących grupę nad sumą ich strat. Ustawa przewiduje także korzystne rozwiązanie, gdy podatkowa grupa kapitałowa osiągnie stratę, ponieważ w przypadku ustania grupy strata nie zostanie pokryta z dochodu poszczególnych spółek.

Każdy z członków podatkowej grupy kapitałowej, w zakresie zobowiązań z tytułu CIT, za okres obowiązywania umowy będzie odpowiadał solidarnie wraz z innymi członkami. Podatkowa grupa kapitałowa nie może zastosować preferencyjnej stawki przeznaczonej m.in. dla małych podatników (tj. 9%), co oznacza, że będzie ona opodatkowana według 19% stawki podstawowej.

Wydaje się, że koncepcja podatkowej grupy kapitałowej jest warta do rozważenia w bardziej rozbudowanych strukturach holdingowych, w których występują nie tylko spółki wytwórcze, ale także zajmujące się dostawą komponentów farm, zajmujące się wykonywaniem transakcji EPC albo pełniące funkcję podmiotów udzielających finansowania.

6.3. MINIMALNY PODATEK DOCHODOWY

Od niedawna w Polsce istnieje minimalny podatek dochodowy od osób prawnych, co oznacza, że również podatnicy przewidujący stratę lub niską rentowność nie mogą wykluczyć opodatkowania podatkiem dochodowym.

Podatek ten ma zastosowanie do podatników, którzy osiągnęli stratę z działalności operacyjnej albo osiągnęli rentowność nie większą niż 2%. Przepisy wskazują, jak tę stratę i rentowność należy liczyć. Przy obliczaniu straty lub rentowności nie uwzględnia się m.in. odpisów amortyzacyjnych. Może to być szczególnie istotne w branży OZE, w której znaczna część kosztów rozliczana jest poprzez odpisy z uwagi na amortyzację środków trwałych składających się na elektrownię.

Ustawa przewiduje jednak podmiotowe wyłączenia z obowiązku zapłaty minimalnego podatku. Nie zapłacą go m.in.:

– mali podatnicy,

– podatnicy rozpoczynający działalność w roku podatkowym, w którym rozpoczęli działalność, oraz w kolejno następujących po sobie dwóch latach podatkowych następujących bezpośrednio po tym roku podatkowym,

– podatnicy, którzy uzyskali w roku podatkowym przychody niższe o co najmniej 30% w stosunku do przychodów uzyskanych w roku podatkowym bezpośrednio poprzedzającym ten rok podatkowy.

PODATEK WYNOSI 10% PODSTAWY OPODATKOWANIA

Podstawę opodatkowania stanowi suma:

– 1,5% wartości przychodów z działalności operacyjnej (przychody inne niż z zysków kapitałowych),

– kosztów finansowania dłużnego poniesionych na rzecz podmiotów powiązanych w części, w jakiej koszty te przewyższają kwotę obliczoną według odpowiedniego limitu (tzw. 30% podatkowego EBITDA),

– kosztów niektórych usług niematerialnych (m.in. usługi doradcze, opłaty za korzystanie z know-how) poniesionych na rzecz podmiotów powiązanych w części, w jakiej koszty te przekraczają tzw. 5% podatkowego EBITDA plus 3 mln zł.

Przepisy o minimalnym podatku dochodowym istnieją od początku 2022 r., jednak jeszcze przed końcem 2022 r. zdążyły przejść znaczącą zmianę (zmiany obowiązują od 1 stycznia 2023 r.). Co więcej, ustawodawca postanowił zawiesić je do końca 2023 r., co w konsekwencji oznacza, że minimalny podatek pierwszy raz zostanie zapłacony przez podatników w 2025 r. Z uwagi na rozliczenie roku 2024.

AGATA ASENHAJMER, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

7. Limitowanie kosztów finansowania dłużnego – specyfika branży OZE

7.1. ZASADY LIMITOWANIA KOSZTÓW FINANSOWANIA DŁUŻNEGO

Na wysokość obciążenia podatkowego znacząco wpływa wartość kosztów uzyskania przychodu. Wśród takich kosztów znajdują się również koszty finansowania dłużnego, przez które rozumie się wszelkiego rodzaju koszty związane z uzyskaniem od innych podmiotów (nie tylko powiązanych) środków finansowych. Katalog tych kosztów nie jest zamknięty, lecz jako te najpowszechniejsze można wymienić odsetki, opłaty, prowizje, premie, odsetkowe części rat leasingowych, kary za opóźnienia w regulowaniu zobowiązań czy koszty zabezpieczenia zobowiązań.

Praktyka pokazuje, że koszty finansowania dłużnego w szczególnym stopniu wpływają na branżę OZE, ponieważ inwestycje bardzo często finansowane są ze środków pochodzących z kredytów lub pożyczek.

Polski ustawodawca uznał, że koszty te mogą zostać zaliczone do kosztów uzyskania przychodów tylko do określonego prawem limitu. Wartość kosztów w części, w jakiej nadwyżka kosztów finansowania dłużnego przekracza wspomniany limit, zostanie wyłączona z kosztów uzyskania przychodów.

Przez nadwyżkę kosztów finansowania dłużnego należy rozumieć kwotę, o jaką poniesione przez podatnika koszty finansowania dłużnego, podlegające zaliczeniu do kosztów uzyskania przychodów, przewyższają uzyskane przez podatnika przychody o charakterze odsetkowym.

Przez przychody o charakterze odsetkowym rozumie się:

– przychody z tytułu odsetek, w tym odsetek skapitalizowanych,

– przychody równoważne ekonomicznie odsetkom odpowiadające kosztom finansowania dłużnego.

Wspomniany limit wynosi:

– 3 mln zł

– lub wartość 30% tzw. podatkowego EBITDA, jeżeli jest ona wyższa niż 3 mln zł.

7.2. LIMITOWANIE KOSZTÓW FINANSOWANIA DŁUŻNEGO A DŁUGOTERMINOWY PROJEKT Z ZAKRESU INFRASTRUKTURY PUBLICZNEJ

Zgodnie z ustawą przy wyliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego nie bierze się pod uwagę kosztów finansowania dłużnego wynikających z kredytów (pożyczek) wykorzystywanych do sfinansowania długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, w przypadku którego spełnione są łącznie następujące warunki:

1) wykonawca projektu podlega opodatkowaniu w państwie członkowskim Unii europejskiej;

2) aktywa, których projekt dotyczy, znajdują się całości w państwie członkowskim Unii europejskiej;

3) koszty finansowania zewnętrznego są wykazywane dla celów podatkowych w całości w państwie członkowskim Unii europejskiej;

4) dochody są osiągane w całości w państwie członkowskim Unii europejskiej.

DLA BRANŻY OZE TO WYŁĄCZENIE MOŻE SIĘ OKAZAĆ SZCZEGÓLNIE ISTOTNE

W przypadku zaliczenia farmy fotowoltaicznej jako długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej oznaczałoby to, że koszty sfinansowania takiej elektrowni nie podlegałyby limitowaniu rozliczenia w kosztach uzyskania przychodu.

Zgodnie z definicją ustawową jako długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej należy rozumieć projekt służący dostarczeniu, modernizacji, eksploatacji lub utrzymaniu znaczącego składnika aktywów, będący w ogólnym interesie publicznym.

Pojawia się więc wątpliwość, czy zgodnie z wyżej przedstawioną definicją inwestycje związane z budową i utrzymaniem elektrowni wykorzystujących odnawialne źródła energii mogą zostać uznane za długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej. Kwestia ta jest przedmiotem sporów między organami podatkowymi a właścicielami elektrowni. Dotychczas wydano szereg interpretacji indywidualnych, w których odmówiono właścicielom elektrowni wiatrowych i słonecznych zastosowania omawianego wyłączenia.

Jednakże na skutek zaskarżenia interpretacji pojawiły się wyroki wojewódzkich sądów administracyjnych wskazujące, że budowa farmy wiatrowej lub farmy fotowoltaicznej może być uznana za długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej, a wyłączenie limitowania kosztów finansowania dłużnego, pod warunkiem spełnienia pozostałych warunków, może dotyczyć projektu służącego zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego państwa.

Wobec tego wprowadzone wyłączenie przewidziane dla długoterminowych projektów z zakresu infrastruktury publicznej stanowi szansę dla właścicieli farm fotowoltaicznych. Z uwagi na niekorzystne podejście organów podatkowych i brak orzecznictwa Naczelnego sądu Administracyjnego w tych sprawach aktualnie jedynym bezpiecznym sposobem skorzystania z takiej preferencji jest wystąpienie z własnym wnioskiem o wydanie interpretacji i przejście drogi sądowej. Potencjalne korzyści są na tyle duże, że warto to rozważyć.

AGATA ASENHAJMER, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

8. AMORTYZACJA

Amortyzacja farmy fotowoltaicznej jest zagadnieniem istotnym dla każdego inwestora, ponieważ to właśnie poprzez odpisy amortyzacyjne zostanie rozliczony w kosztach praktycznie cały koszt wybudowania farmy (w tym nie tylko budowa sensu stricte, ale również np. koszty wszelkich usług związanych bezpośrednio z procesem inwestycyjnym, koszty dzierżawy czy odsetki od pożyczek lub kredytów zaciągniętych na realizację przedsięwzięcia) naliczone do dnia przekazania środków trwałych do używania.

8.1. KLASYFIKACJA ŚRODKÓW TRWAŁYCH

Aby prawidłowo ustalić stawki amortyzacyjne, konieczna jest klasyfikacja obiektów jako środków trwałych zgodnie z Klasyfikacją środków trwałych. Klasyfikacja taka powinna być dokonana w oparciu o wiedzę techniczną, w związku z czym klasyfikacje mogą się różnić nawet dla podobnego rodzaju inwestycji. Poza tym stosowane są różne i coraz nowsze technologie budowy.

Panele fotowoltaiczne na gruncie Klasyfikacji środków trwałych najczęściej klasyfikowane są przez podatników albo jako „Pozostałe turbozespoły i zespoły prądotwórcze” z symbolem KŚT 348 i maksymalną roczną stawką amortyzacyjną 7% albo jako KŚT 669 „Pozostałe urządzenia nieprzemysłowe” z roczną maksymalną stawką amortyzacyjną 10%. Ani przepisy ustawy o CIT, ani opis zawarty w Klasyfikacji środków trwałych nie dają jednoznacznej odpowiedzi co do tego, która z klasyfikacji jest trafniejsza.

Jeżeli chodzi o inne elementy farmy, to również należy pamiętać o ich rzetelnej klasyfikacji. O ile większych problemów nie powinno być przy identyfikacji obiektów takich jak drogi czy oświetlenie, o tyle różnego rodzaju urządzenia elektroenergetyczne będące częścią farmy mogą sprawić problemy. Najlepiej posiłkować się więc doradztwem specjalistów posiadających wiedzę podatkową oraz techniczną.

Podatnik może zwrócić się również z wnioskiem o wydanie pisemnej opinii interpretacyjnej w zakresie nadania środkom trwałym symboli klasyfikacyjnych wg Klasyfikacji środków trwałych do ośrodka Klasyfikacji i Nomenklatur Urzędu statystycznego w Łodzi. Taka opinia może ułatwić zastosowanie prawidłowej kwalifikacji, lecz należy mieć na uwadze również to, że Urząd statystyczny może dokonać zakwalifikowania kilku składników farmy fotowoltaicznej w ramach jednego środka trwałego. Co prawda klasyfikacja taka nie jest wiążąca ani dla podatnika, ani dla organu podatkowego, ale w praktyce rzadko zdarza się, by urząd skarbowy ją zakwestionował. Z drugiej strony, jeżeli podatnik ją uzyska, a się do niej nie zastosuje, urząd skarbowy może mieć wątpliwości. W związku z tym decyzja o zwróceniu się o taką klasyfikację do organu powinna być podjęta z rozwagą.

8.2. METODY AMORTYZACJI

Względem środków trwałych składających się na farmę fotowoltaiczną podatnik może skorzystać z:

– metody liniowej amortyzacji – odpisy amortyzacyjne powinny być dokonywane co miesiąc albo co kwartał na podstawie stałej stawki amortyzacji liczonej od stałej podstawy amortyzacyjnej. Maksymalna stawka dla danego środka trwałego wynika z wykazu rocznych stawek amortyzacyjnych, stanowiącego załącznik do ustawy o CIT. Możliwe jest również dokonanie jednorazowej amortyzacji na koniec roku podatkowego przy wykorzystaniu rocznej stawki amortyzacji. Amortyzacja metodą liniową powinna być dokonywana od pierwszego miesiąca następującego po miesiącu, kiedy doszło do wprowadzenia środka trwałego do ewidencji;

– metody degresywnej amortyzacji – polega na tym, że w pierwszym podatkowym roku używania środków trwałych podatnik może amortyzować je przy zastosowaniu stawek podanych w wykazie rocznych stawek amortyzacyjnych podwyższonych o współczynnik nie wyższy niż 2,0. W następnych latach podatkowych podatnik dokonuje amortyzacji środków trwałych od ich wartości początkowej pomniejszonej o dotychczasowe odpisy amortyzacyjne. Oznacza to, że w pierwszych latach odpisy amortyzacyjne są stanowczo wyższe niż standardowo, ich wysokość zaś zmniejsza się z biegiem lat. Amortyzacja przy wykorzystaniu tej metody dotyczy tylko maszyn i urządzeń zaliczonych do grupy 3-6 i 8 Klasyfikacji oraz środków transportu, z wyłączeniem samochodów osobowych.

8.3. MOŻLIWOŚĆ ZWIĘKSZENIA STAWKI AMORTYZACYJNEJ

W wyjątkowych przypadkach i dla niektórych rodzajów środków trwałych ustawodawca przewidział możliwość zwiększenia stawek amortyzacyjnych podanych w wykazie stawek amortyzacyjnych.

Zwiększenie to następuje poprzez zastosowanie określonego współczynnika (w zależności od rodzaju środka trwałego może to być 1,2 albo 1,4 albo 2,0).

Za warunki pogorszone uważa się używanie tych środków trwałych pod ciągłym działaniem wody, par wodnych, znacznych drgań, nagłych zmian temperatury oraz innych czynników powodujących przyspieszenie zużycia obiektu.

Za warunki złe uważa się używanie środków trwałych pod wpływem niszczących środków chemicznych, a zwłaszcza gdy służą one produkcji, wytwarzaniu lub przechowywaniu żrących środków chemicznych. Dotyczy to również przypadków silnego działania na budynek lub budowlę niszczących środków chemicznych rozproszonych w atmosferze, wodzie lub wydzielających się w postaci oparów, których źródłem są inne obiekty znajdujące się w pobliżu.

Przez maszyny, urządzenia i środki transportu wymagające szczególnej sprawności technicznej rozumie się te obiekty, które używane są w pracy na trzy zmiany, mimo że nie działają ze swej istoty w ruchu ciągłym, używane w warunkach terenowych, w warunkach leśnych, pod ziemią lub innych wskazujących na bardziej intensywne zużycie.

Przez maszyny i urządzenia grupy 4-6 i 8 Klasyfikacji poddane szybkiemu postępowi technicznemu rozumie się maszyny, urządzenia i aparaturę, w których zastosowane są układy mikroprocesorowe lub systemy komputerowe spełniające założone funkcje dzięki wykorzystaniu w nich najnowszych zdobyczy techniki, a także pozostałą aparaturę naukowo-badawczą i doświadczalno-produkcyjną.

W związku z posadowieniem farm fotowoltaicznych w ekspozycji na warunki pogodowe oraz zastosowanie w nich nieraz nowoczesnych rozwiązań w zakresie np. trackerów, magazynowania lub innych urządzeń, warto rozważyć możliwość zastosowania stawki podwyższonej.

8.4. MOŻLIWOŚĆ OBNIŻENIA STAWKI AMORTYZACYJNEJ

Podatnicy mogą w zasadzie dowolnie obniżać stosowane stawki amortyzacyjne względem stawek wynikających z wykazu. Jedynym warunkiem, który podatnik powinien spełniać w przypadku obniżenia stawki amortyzacji, jest dokonanie takiej zmiany stawki począwszy od miesiąca, w którym środki te zostały wprowadzone do ewidencji, albo od pierwszego miesiąca każdego następnego roku podatkowego. Nie ma ograniczenia co do rodzajów środków trwałych, których stawki mogą być obniżone. Oznacza to, że podatnik może obniżyć stawkę amortyzacyjną odnośnie do wszystkich środków trwałych.

Jak wynika z najnowszego orzecznictwa (wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z 3 lutego 2022 r., sygn. akt II FSK 1413/19), podatnik może dokonywać wstecznego obniżenia stawek amortyzacji liniowej środków trwałych, uwzględniając okres przedawnienia zobowiązań podatkowych. W przepisach wskazany jest jedynie okres, od którego można dokonać przedmiotowej zmiany stawek, który równocześnie nie nakazuje podatnikowi momentu wprowadzenia zmniejszonych stawek w księgach podatkowych oraz nie zakazuje dokonywania zmian stawek amortyzacji wstecz. Kluczowe jest, aby zmiana następowała tylko od pierwszego miesiąca każdego roku podatkowego. Jednocześnie podatnik ma pełną swobodę dotyczącą momentu podjęcia decyzji zmiany stawek amortyzacyjnych. Decyzja podatnika dotycząca obniżenia stawek amortyzacyjnych wywierała będzie również skutki wstecz.

8.5. OGRANICZENIE WYSOKOŚCI ODPISÓW AMORTYZACYJNYCH POPRZEZ LIMIT KOSZTÓW FINANSOWANIA DŁUŻNEGO

Jeżeli podatnik w ramach procesu inwestycyjnego będzie korzystał z finansowania zewnętrznego dla celów ustalenia wartości początkowej środków trwałych dla celów podatkowych, należy uwzględnić m.in. odsetki naliczone do dnia przekazania środka trwałego do używania.

W takiej sytuacji należy jednak mieć na uwadze, że przy obliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego – a w efekcie przy ewentualnym wyłączeniu części finansowania dłużnego z kosztów uzyskania przychodu – bierze się również pod uwagę m.in. odsetki ujęte w wartości początkowej środka trwałego.

Wyjątek od tego stanowią koszty finansowania dłużnego wynikające z kredytów (pożyczek) wykorzystywanych do sfinansowania długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, co może być potencjalnie ciekawą opcją na korzyści podatkowe w branży OZE. Szerzej jest o tym mowa w punkcie „limitowanie kosztów finansowania dłużnego – specyfika branży OZE”.

W przypadku nadwyżki kosztów finansowania dłużnego wyłączonej z kosztów uzyskania przychodu w danym roku podatkowym możliwe jest ich zaliczenie do kosztów podatkowych w następnych pięciu latach podatkowych, jeżeli dotrzymane będą zasady oraz limity wynikające z przepisów dotyczących kosztów finansowania dłużnego.

PIOTR GAJEWSKI, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

9. PODATEK OD NIERUCHOMOŚCI

9.1. SPECYFIKA BRANŻY OZE

Kwestia opodatkowania podatkiem od nieruchomości farm fotowoltaicznych w Polsce nadal stanowi przedmiot ciągłych kontrowersji w postępowaniach podatkowych i sądowo administracyjnych. Wobec braku jednolitej praktyki organów podatkowych większość inwestorów zagłębia się w gąszcz przepisów, poszukując dla siebie najlepszych i najbezpieczniejszych rozwiązań.

Zgodnie z ustawą z 12 stycznia 1991 r. o podatkach i opłatach lokalnych – opodatkowaniu podatkiem od nieruchomości podlegają następujące nieruchomości lub obiekty budowlane:

1. grunty,

2. budynki lub ich części,

3. budowle lub ich części związane z prowadzeniem działalności gospodarczej.

Specyficzne dla branży OZE jest to, że inwestorzy nie lokalizują farm fotowoltaicznych na gruntach stanowiących ich własność. Położone są one zazwyczaj na gruntach rolnych, które inwestor wydzierżawia od osób fizycznych (np. rolników). Przy czym obiekty zlokalizowane na farmie fotowoltaicznej zazwyczaj nie mają charakteru trwałego i są budowane dla przemijającego użytku.

Co istotne farma fotowoltaiczna składa się z obiektów podlegających kwalifikacji jako budowle i takich, które charakteru budowlanego nie mają. Prawidłowe zidentyfikowanie części farmy, które należy kwalifikować jako mające charakter budowlany, wzbudza wiele kontrowersji.

Biorąc to pod uwagę, warto przedstawić następujące istotne zagadnienia odnoszące się do podatku od nieruchomości w zakresie farm fotowoltaicznych.

9.2. STATUS PODATNIKA

GRUNTY

Jak wcześniej wspomniano, duży odsetek farm fotowoltaicznych budowany jest na gruntach rolnych dzierżawionych od osób fizycznych. Umowa dzierżawy nieruchomości przenosi na dzierżawcę posiadanie i prawo korzystania, umożliwiając przy tym czerpanie pożytków z dzierżawionej rzeczy. Powstaje więc pytanie, czy taka umowa przenosi też obowiązek podatkowy z wydzierżawiającego na dzierżawcę? odpowiedź na to pytanie zależy od tego, kto jest wydzierżawiającym.

W przypadku dzierżawy od podmiotów prywatnych (innych niż skarb Państwa lub jednostka samorządu terytorialnego) umowa taka nie wpływa na przeniesienie statusu podatnika. Innymi słowy, podatnikami podatku od gruntów będą nadal właściciele.

Z kolei dzierżawa gruntu stanowiącego własność skarbu Państwa lub jednostki samorządu terytorialnego spowoduje, że to dzierżawca (inwestor) będzie podatnikiem podatku od nieruchomości.

Warto przy tym zaznaczyć, że zgodnie z aktualnym orzecznictwem i doktryną umowa służebności przesyłu – tak powszechna, a wręcz nieodzowna w przypadku inwestycji w elektrownię fotowoltaiczną – nie prowadzi do przeniesienia posiadania, a tym samym nie prowadzi do zmiany statusu podatnika, nawet jeśli właścicielem gruntu jest skarb Państwa lub jednostka samorządu terytorialnego.

BUDYNKI I BUDOWLE

Podatkowi od nieruchomości podlegają nie tylko grunty, ale również budynki lub ich części oraz budowle lub ich części związane z prowadzeniem działalności gospodarczej. Zasadniczo właściciel gruntu, na którym budynek lub budowla są posadowione, jest również podatnikiem podatku od tych obiektów.

ZAZWYCZAJ WYGLĄDA TO ODMIENNIE W PRZYPADKU BRANŻY OZE

Z uwagi nie tyle na kwestie podatkowe, ale zabezpieczenie cywilnoprawne i biznesowe, standardową praktyką jest takie uregulowanie umowne, w ramach którego determinuje się przemijający charakter posadowionych na gruncie budynków oraz budowli oraz wskazuje się na fakt przeznaczenia budynków oraz budowli do używania przez określony czas i na ograniczenia technologiczne trwałości farmy. Dodatkowo, najczęściej dzierżawca zobligowany jest do likwidacji wszystkich elementów farmy po zakończeniu umowy. W efekcie właścicielem budowli i budynków pozostaje dzierżawca (inwestor), co też w większości przypadków jest wprost potwierdzane w umowach dzierżawy.

Wydaje się, że w odniesieniu do budowli organy podatkowe nie kwestionują wyżej opisanej praktyki. Wątpliwości pojawiają się czasami w odniesieniu do budynków. Z uwagi jednak na to, że w przypadku farmy fotowoltaicznej zazwyczaj jedynym budynkiem jest budynek (lub budynki) stacji transformatorowej, mowa wówczas o mniej istotnych kwotach podatku, przez co problem ten nie jest najważniejszy.

9.3. WYSOKOŚĆ PODATKU

Problematyka określenia właściwej wysokości podatku od nieruchomości zależy w dużej mierze od dwóch czynników – podstawy opodatkowania oraz zastosowania właściwej stawki podatku, co obrazuje poniższa tabela.

Ustawa przewiduje, że do gruntów związanych z prowadzeniem działalności gospodarczej nie zalicza się między innymi gruntów, przez które przebiegają:

– urządzenia służące do doprowadzania lub odprowadzania energii elektrycznej

– oraz inne urządzenia podobne wchodzące w skład przedsiębiorstwa przedsiębiorcy prowadzącego działalność w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, a także gruntów zajętych na pasy technologiczne w otoczeniu przedmiotowych urządzeń – chyba że grunty te są jednocześnie związane z prowadzeniem działalności gospodarczej innej niż działalność, o której mowa powyżej.

9.4. POWSTANIE OBOWIĄZKU PODATKOWEGO

W większości przypadków podatek od nieruchomości powstaje od pierwszego dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym powstały okoliczności uzasadniające powstanie tego obowiązku. Inaczej jest jednak w przypadku nowo wybudowanych budynków i budowli, dla których obowiązek podatkowy powstaje z 1 stycznia roku następującego po roku, w którym budowa została zakończona albo w którym rozpoczęto użytkowanie budowli albo budynku lub ich części przed ich ostatecznym wykończeniem.

Oznacza to, że jeżeli budowa farmy fotowoltaicznej zakończy się np. w lutym 2023 r., to zobowiązanie podatkowe w podatku od nieruchomości powstanie dopiero w 2024 r. Jeżeli budowa zakończyłaby się w grudniu 2023 r., to zobowiązanie podatkowe w podatku od nieruchomości również powstałoby w 2024 r. Jak widać na tym przykładzie, odpowiednie rozplanowanie przebiegu procesu budowlanego może dać nawet rok tzw. wakacji podatkowych.

9.5. KWALIFIKACJA BUDOWLI – KONTROWERSJE W PRAKTYCE PODATKOWEJ

Przepisy podatku od nieruchomości nie są precyzyjne oraz odwołują się do przepisów pozapodatkowych – prawa budowlanego, co przysparza wielu wątpliwości interpretacyjnych. Jest to szczególnie widocznie, jeśli chodzi o kwalifikację obiektu jako budowli. Właściwe zastosowanie przepisów wymaga również wiedzy technicznej, co dla osób interpretujących prawo lub wyliczających podatek jest ogromnym utrudnieniem. W związku z licznymi wątpliwościami i rozbieżnościami w orzecznictwie da się zauważyć, że organy podatkowe dążą do objęcia podatkiem od nieruchomości elementów farm fotowoltaicznych, takich jak transformatory, stacje transformatorowe lub inne urządzenia elektroenergetyczne.

Obecnie wydaje się utrwalony pogląd co do nieobejmowania przedmiotem opodatkowania ogniw fotowoltaicznych oraz opodatkowania konstrukcji wsporczej pod panele fotowoltaiczne jako części budowlanej urządzenia technicznego. Taki pogląd został zaprezentowany w orzeczeniach sądów administracyjnych, w tym Naczelnego Sądu Administracyjnego, i wydaje się akceptowany przez gminy.

Nie ustaje zaś spór tyczący się urządzeń elektroenergetycznych, które często uznawane są za przedmioty opodatkowane podatkiem od nieruchomości – w zależności od koncepcji – jako instalacje stanowiące element sieci elektroenergetycznej (sieci technicznej) albo urządzenia techniczne związane z obiektem budowlanym (siecią techniczną będącą budowlą), które zapewniają możliwość użytkowania obiektu zgodnie z jego przeznaczeniem.

Coraz częściej zdarza się, że organy podatkowe wszczynają czynności sprawdzające lub kontrole ukierunkowane dokładnie na opodatkowanie tych urządzeń.

Pomimo niesprzyjającej podatnikom praktyki organów podatkowych i rozbieżności w orzecznictwie warto zwrócić uwagę na zaczynające się pojawiać orzeczenia, które dają nadzieję dla właścicieli elektrowni fotowoltaicznych na korzystne w tym zakresie zmiany interpretacyjne.

Przykładowo w wyroku Naczelnego sądu Administracyjnego z 6 grudnia 2022 r. (sygn. akt III FSK 740/22) stwierdzono, że stacje transformatorowe zapewniają możliwość użytkowania pozostałych elementów zespołu prądotwórczego zgodnie z ich przeznaczeniem, tj. paneli fotowoltaicznych oraz falowników, a nie części budowlanej instalacji fotowoltaicznej. Skoro panele fotowoltaiczne oraz falowniki nie są traktowane jako budowla, powiązane z nimi użytkowo stacje transformatorowe, tworząc razem zespół prądotwórczy, nie mogą być uznawane za urządzenia budowlane związane z obiektem budowlanym, które zapewniają możliwość użytkowania obiektu zgodnie z jego przeznaczeniem, a w konsekwencji stanowić budowli podlegających opodatkowaniu podatkiem od nieruchomości.

JAKUB KUŹMIŃSKI, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

10. OBOWIĄZKI AKCYZOWE WYTWÓRCÓW

10.1. PODATEK AKCYZOWY W PRZYPADKU WYTWÓRCÓW

W przypadku wytwórców energii elektrycznej należy pamiętać, że opodatkowaniu podatkiem akcyzowym podlega sprzedaż energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju. Za nabywcę końcowego uznaje się podmiot nieposiadający koncesji na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót energią elektryczną, który to podmiot nie jest pośrednikiem o charakterze giełdowym albo maklerskim w obrocie energią elektryczną.

Czyli w praktyce wytwórcy, którzy mają podpisaną umowę sprzedaży energii ze spółką obrotu posiadającą stosowną koncesję na obrót, nie będą podatnikami akcyzy od sprzedawanej tak energii. Tylko sprzedaż na rzecz podmiotów nieposiadających koncesji będzie obciążona akcyzą na etapie takiej sprzedaży.

Ponadto opodatkowane podatkiem akcyzowym jest również zużycie energii elektrycznej m.in. gdy energia elektryczna zużywana jest przez podmiot posiadający koncesję na wytwarzanie, a także gdy energia elektryczna zużywana jest przez podmiot nieposiadający koncesji na wytwarzanie, magazynowanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót energią elektryczną, który sam wyprodukował zużywaną przez siebie energię.

W przypadku zużycia energii elektrycznej należy pamiętać, że za zużycie energii elektrycznej nie uznaje się strat powstałych w wyniku przesyłania, dystrybucji lub magazynowania energii elektrycznej z wyłączeniem energii zużytej w związku z jej przesyłaniem, dystrybucją lub magazynowaniem oraz energii elektrycznej pobranej nielegalnie.

Obecnie stawka podatkowa akcyzy od energii elektrycznej wynosi 5 PLN za 1 MWh.

10.2. ZWOLNIENIE OD AKCYZY ENERGII ZUŻYTEJ

Zużycie energii elektrycznej będzie zwolnione od akcyzy, gdy energia elektryczna zostanie zużyta w procesie produkcji energii elektrycznej, zwolnione również będzie zużycie tej energii w celu podtrzymywania tych procesów produkcyjnych.

W praktyce orzeczniczej organów podatkowych za proces produkcji energii elektrycznej na potrzeby stosowania tego zwolnienia uważa się „pewną przemianę fizyko-chemiczną nośnika energii w energię elektryczną”, a za podtrzymywanie procesów produkcyjnych uważać natomiast należy „utrzymywanie urządzeń wykorzystywanych w procesie produkcji energii elektrycznej w stanie umożliwiającym podjęcie produkcji energii elektrycznej po zakończeniu postoju wynikającego np. z konieczności konserwacji lub naprawy danego urządzenia” (np. indywidualna interpretacja podatkowa Dyrektora Krajowej informacji skarbowej 1 czerwca 2018 r., znak 0111-KDiB3-3.4013.77.2018.1.Js i powołane tam wyroki). W przypadku farmy fotowoltaicznej zwolnione od akcyzy będzie zużycie energii np. na działanie urządzeń elektroenergetycznych niezbędnych do funkcjonowania zespołu prądotwórczego.

Z kolei zwolnienie energii od akcyzy nie przysługuje np. w celu zapewnienia oświetlenia czy działania systemu monitoringu.

Ponadto zwalnia się od akcyzy zużycie energii elektrycznej wyprodukowanej z generatorów o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MW przez podmiot, który zużywa tę energię. Oznacza to, że nie ma konieczności zapłaty podatku, gdy moc instalacji nie przekracza 1 MW i energia jest zużywana na własne potrzeby. Zwolnienie to przysługuje niezależnie od tego, czy wytwórca energii ma koncesję, czy też nie.

Nieprzekroczenie limitu 1 MW należy odnosić do wszystkich generatorów podatnika, i to również takich, które użytkowane są przez podatnika na podstawie umowy najmu, dzierżawy albo innej podobnej umowy.

Ponadto jeżeli dany podmiot posiada generatory o łącznej mocy przekraczającej 1 MW, lecz faktycznie wykorzystuje energię o mocy poniżej 1 MW, to w takiej sytuacji podatnik utrzyma prawo do skorzystania z tego zwolnienia.

10.3. ZGŁOSZENIE REJESTRACYJNE

Zgłoszenie rejestracyjne dla celów podatku akcyzowego powinno zostać złożone przed dniem wykonania pierwszej z następujących czynności:

– przed sprzedażą energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju,

– przed zużyciem energii elektrycznej przez podmiot posiadający koncesję,

– przed zużyciem energii elektrycznej przez podmiot nieposiadający koncesji, który sam wyprodukował tę energię.

W przypadku sprzedawania wyłącznie energii elektrycznej do spółki obrotu (względnie innego podmiotu posiadającego stosowną koncesję) oraz zużywania energii elektrycznej z posiadanych generatorów o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MW – obowiązek zgłoszenia rejestracyjnego nie zaistnieje. Jednak choćby spółka sprzedawała energię do spółki obrotu, ale zużywała energię elektryczną z posiadanych generatorów o łącznej mocy przekraczającej 1 MW, obowiązek zgłoszenia rejestracyjnego zaistnieje, nawet gdyby zużycie to by było zwolnione z akcyzy z innej przyczyny.

10.4. DEKLARACJA PODATKOWA

Obowiązek składania deklaracji podatkowych powstanie w następujących przypadkach:

– sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju,

– zużycia energii elektrycznej przez podmiot posiadający koncesję,

– zużycia energii elektrycznej przez podmiot nieposiadający koncesji, który sam wyprodukował tę energię.

Deklaracje podatkowe muszą być składane w następujących terminach:

– w przypadku, gdy opodatkowane jest zużycie energii zarówno przez podmiot posiadający, jak i nieposiadający koncesji – do 25. dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym doszło do zużycia energii elektrycznej,

– w przypadku sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju – do 25. dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym:

– upłynął termin płatności określony w umowie właściwej dla rozliczeń z tytułu dostaw energii elektrycznej,

– jeżeli termin płatności nie został określony w umowie – upłynął termin płatności wynikający z faktury lub innego dokumentu wystawionego przez podatnika, z którego wynika zapłata należności za sprzedaną przez podatnika energię elektryczną,

– jeżeli termin płatności nie został określony w umowie ani w fakturze, ani w tym dokumencie albo gdy z faktury nie wynika należność za energię elektryczną sprzedaną w tym okresie – po miesiącu, w którym wystawiono fakturę lub ten dokument.

W sytuacji sprzedawania całości energii elektrycznej do spółki obrotu (względnie innego podmiotu posiadającego stosowną koncesję) nie powstanie obowiązek składania deklaracji podatkowych, o ile taki obowiązek nie wynika z faktu zużywania energii.

Jeśli podatnik nie jest obowiązany do składania miesięcznych deklaracji podatkowych z uwagi na sprzedaż nabywcy końcowemu lub opodatkowane zużywanie energii, to w przypadku zwolnienia od akcyzy z uwagi na zużywanie energii elektrycznej w procesie produkcji energii elektrycznej, jak również zużywanie w celu podtrzymywania tych procesów produkcyjnych, powstanie obowiązek składania co kwartał deklaracji podatkowej w terminie do 25. dnia drugiego miesiąca następującego po kwartale, w którym powstał obowiązek podatkowy. W przypadku gdy istnieje obowiązek składania deklaracji miesięcznych, dane dotyczące zużywanej energii zwolnionej z akcyzy na omawianej podstawie będą uwzględnione już w tych deklaracjach.

W przypadku zużycia energii elektrycznej z generatorów o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MW, która jest zużywana przez te podmioty, wydaje się, że danych o tym zużyciu nie trzeba uwzględniać w deklaracjach podatkowych, a jeżeli takie zużycie jest jedynym przedmiotem opodatkowania akcyzą, deklaracji w ogóle nie trzeba składać.

10.5. EWIDENCJA ILOŚCIOWA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Obowiązek prowadzenia ewidencji ilościowej energii elektrycznej powstaje między innymi, gdy:

– podatnik dokonuje sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu;

– podatnik posiadający koncesję dokonuje zużycia energii;

– podatnik nieposiadający koncesji dokonuje zużycia energii, którą sam wyprodukował.

Obowiązku prowadzenia ewidencji ilościowej energii elektrycznej nie mają podmioty produkujące energię elektryczną z generatorów o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MW, która jest zużywana przez te podmioty.

W przypadku korzystania z innych zwolnień podatkowych w akcyzie na podatniku nadal spoczywa obowiązek prowadzenia ewidencji ilościowej energii elektrycznej.

Ewidencja może być prowadzona w formie papierowej albo elektronicznej oraz musi być przechowywana do celów kontroli przez 5 lat, licząc od końca roku kalendarzowego, w którym została sporządzona.

Ewidencja musi być prowadzona na podstawie wskazań urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych u nabywcy końcowego lub podmiotu zużywającego energię, a w przypadku braku urządzeń pomiarowych – na podstawie współczynnikowo określonego poziomu poboru energii przez poszczególne urządzenia, wskazanego w dokumentacji prowadzonej przez podatnika.

Ewidencja musi zawierać dane niezbędne do określenia w okresach miesięcznych, z dokładnością do 0,001 MWh, łącznej ilości:

– energii elektrycznej wyprodukowanej, nabytej wewnątrzwspólnotowo, zaimportowanej lub zakupionej na terytorium kraju;

– energii elektrycznej sprzedanej nabywcom końcowym na terytorium kraju;

– energii elektrycznej sprzedanej podmiotom posiadającym koncesję;

– energii elektrycznej dostarczonej wewnątrzwspólnotowo i wyeksportowanej;

– energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne;

– energii elektrycznej zwolnionej od akcyzy na podstawie niektórych przepisów;

– strat energii elektrycznej niepodlegających opodatkowaniu.

PIOTR GAJEWSKI, JAKUB WAJS

Rödl & Partner

NASI SPECJALIŚCI

AGATA ASENHAJMER

konsultant podatkowy

doradca podatkowy

M +48 884 201 472

agata.asenhajmer@roedl.com

JAKUB PLEBAŃSKI

prawnik

M +48 734 218 172

jakub.plebanski@roedl.com

JAGNA BRONK

adwokat

Senior Associate

M +48 539 191 050

jagna.bronk@roedl.com

MAGDALENA SKUROWSKA

ekspertka ds. nowych inwestycji

M +48 696 139 866

magdalena.skurowska@roedl.com

PIOTR GAJEWSKI

konsultant podatkowy

M +48 58 881 39 28

piotr.gajewski@roedl.com

MAGDALENA SZWARC

doradca podatkowy

Senior Associate

M +48 882 786773

magdalena.szwarc@roedl.com

JAKUB KUŹMIŃSKI

młodszy konsultant podatkowy

M +48 58 881 39 37

jakub.kuzminski@roedl.com

JAKUB WAJS

radca prawny

doradca podatkowy

Senior Associate

M +48 882 786 806

jakub.wajs@roedl.com

PIOTR MROWIEC, LL.M.

radca prawny, mediator

Associate Partner

M +48 602 380 192

tr.mrowiec@roedl.com

Niniejsza broszura stanowi niewiążącą informację i służy ogólnym celom informacyjnym. Nie stanowi ona doradztwa prawnego, podatkowego lub gospodarczego; nie może również zastępować indywidualnego doradztwa. Przy redagowaniu broszury Rödl & Partner dołożył najwyższej staranności, jednak nie ponosi odpowiedzialności za prawidłowość, aktualność i kompletność informacji. Rödl & Partner nie ponosi również odpowiedzialności za decyzje, które czytelnik podejmie po przeczytaniu broszury. Zawarte w niej informacje nie odnoszą się do konkretnego stanu faktycznego, dlatego w każdym przypadku należy zasięgnąć fachowej porady. Osoby wyznaczone do kontaktu są do Państwa dyspozycji. Cała treść broszury stanowi własność intelektualną Rödl & Partner i jest objęta ochroną praw autorskich.

Rödl & Partner to międzynarodowa firma świadcząca zintegrowane usługi profesjonalne w obszarach: audyt, business proces outsourcing, doradztwo podatkowe, doradztwo prawne, consulting. Działa w 50 krajach i ma 107 biur, w których pracuje 5260 osób. W Polsce zatrudnia ponad 500 pracowników w sześciu lokalizacjach – Gdańsku, Gliwicach, Krakowie, Poznaniu, Warszawie i Wrocławiu.

Od wielu lat wspiera inwestorów z branży odnawialnych źródeł energii. Specjaliści Rödl & Partner zajmujący się energetyką odnawialną to interdyscyplinarny zespół wykwalifikowanych adwokatów i radców prawnych, doradców podatkowych, księgowych i specjalistów z zakresu funduszy unijnych, których atutem jest zarówno wiedza merytoryczna, jak i wieloletnia znajomość specyfiki branży energetycznej. Posiadamy bogate doświadczenie w kompleksowym doradztwie dla przedsiębiorców zagranicznych rozpoczynających działalność na polskim rynku, a także rodzimych firm, na każdym etapie realizacji inwestycji.

Świadczymy usługi związane z energetyką odnawialną w następujących obszarach:

– DUE DILIGENCE

– DOKUMENTY TRANSAKCYJNE

– PROCES INWESTYCYJNY

– BIEŻĄCE DORADZTWO PRAWNOPODATKOWE

– OBSŁUGA KSIĘGOWA

– DOTACJE

www.roedl.pl

¹ odpowiedź MRIT na interpelację poselską nr 24655

² rozporządzenie rady Ministrów z 28 sierpnia 2018 r. w sprawie pomocy publicznej udzielanej niektórym przedsiębiorcom na realizację nowych inwestycji.

³ rozporządzenie rady Ministrów z 27 grudnia 2022 r. w sprawie pomocy publicznej udzielanej niektórym przedsiębiorcom na realizację nowych inwestycji.