Interpretacja indywidualna z dnia 7 listopada 2024 r., Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, sygn. 0114-KDIP2-2.4010.498.2024.1.SP

Ustalenie, czy opisana Inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej oraz czy Spółka może zastosować wyłączenie przy wyliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego przy spełnieniu warunków wskazanych w art. 15c ust. 8 ustawy o CIT.

Interpretacja indywidualna

- stanowisko prawidłowe

Szanowni Państwo,

stwierdzam, że Państwa stanowisko w sprawie oceny skutków podatkowych stanu faktycznego i zdarzenia przyszłego w podatku dochodowym od osób prawnych jest prawidłowe.

Zakres wniosku o wydanie interpretacji indywidualnej

20 września 2024 r. wpłynął Państwa wniosek z 20 września 2024 r. o wydanie interpretacji indywidualnej w zakresie ustalenia, czy opisana Inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej oraz możliwości zastosowania wyłączenia z wyliczania nadwyżki kosztów finansowania dłużnego spełniających warunki wskazane w art. 15c ust. 8 ustawy o CIT.

Treść wniosku jest następująca:

Opis stanu faktycznego i zdarzenia przyszłego

A. Sp. z o.o. (dalej: „Spółka”, „Wnioskodawca”) jest polską spółką kapitałową i podlega nieograniczonemu obowiązkowi podatkowemu na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej od całości swoich dochodów. Spółka prowadzi działalność w branży produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i posiada status czynnego podatnika VAT.

Spółka została utworzona w celu realizacji wspólnego przedsięwzięcia (w formie joint venture) przez:

• B. S.A. z siedzibą w (…), wpisana do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy (…) pod numerem KRS: (…), oraz
• D. z siedzibą w Holandii, (…), wpisana do rejestru Izby Handlowej pod numerem (…) - holenderską spółkę wchodzącą w skład międzynarodowej grupy kapitałowej E. z główną siedzibą w (...), zajmującej się realizacją i zarządzaniem projektami energetycznymi z odnawialnych źródeł energii.

Większościowym udziałowcem Spółki jest B. S.A., który posiada udziały odpowiadające 51% kapitału zakładowego Wnioskodawcy, pozostałe 49% udziałów przysługuje D.

W ramach prowadzonej działalności gospodarczej, Spółka podejmuje działania inwestycyjne polegające na budowie, a następnie eksploatacji morskiej farmy wiatrowej o szacunkowej mocy około (…) MW wraz z niezbędną infrastrukturą mającą znajdować się częściowo także na lądzie, w skład której to farmy wchodzić będzie zespół wyodrębnionych urządzeń i budowli niezbędnych do prowadzenia działalności, polegającej na produkcji energii elektrycznej z wiatru na morzu, w szczególności:

• (…) morskich turbin wiatrowych,
• fundamenty,
• morskie stacje elektroenergetyczne
• lądowa stacja elektroenergetyczna
• kable elektryczne umieszczone na dnie morza, na lądzie oraz okablowanie wewnętrzne
• baza serwisowa

- które łącznie będą stanowiły główny składnik aktywów bilansowych Spółki (dalej: „Inwestycja”).

Inwestycja położona będzie w odległości około (…) kilometrów na północ od polskiej linii brzegowej (G.) na wysokości miejscowości H. i I., zlokalizowanej w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim w rozumieniu ustawy z dnia 21 marca 1991 r. o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej (Dz. U. 2017.2205 t.j. z dnia 29 listopada 2017 r.; dalej: „ustawa o Obszarach Morskich”).

W ramach I fazy (przedaukcyjnej) Programu rozwoju Morskich Farm Wiatrowych, Spółka w (…) roku uzyskała indywidualną decyzję udzieloną przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej: „Prezes URE”), przyznającą jej prawo do pokrycia ujemnego salda w postaci kontraktu różnicowego na okres (…) lat od pierwszego dnia wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej pochodzącej z morskiej farmy wiatrowej (do maksymalnie (…) MW).

Budowa morskich farm wiatrowych jest złożonym i wieloetapowym procesem. Stąd po uzyskaniu niezbędnych decyzji środowiskowych, Spółka w (…) roku zabezpieczyła umowy na produkcję, transport i instalację wszelkich kluczowych komponentów potrzebnych do realizacji Inwestycji. Następnie w (…) roku wojewoda (…) wydał ostateczne pozwolenia na budowę morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną, co stanowiło jedno z założeń, w ramach zdefiniowanych kamieni milowych, skutkujące podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej. Następnie, rozpoczynając fazę konstrukcyjną, na obecnym etapie Spółka rozpoczęła przygotowania do budowy infrastruktury przesyłowej, bazy serwisowej oraz fundamentów morskiej farmy wiatrowej. Planowane przez Spółkę zakończenie budowy przypada na (…) rok, po którym nastąpi rozpoczęcie produkcji energii elektrycznej pochodzącej z wiatru na morzu o przewidywanym okresie eksploatacji co najmniej 25 lat. Inwestycja umożliwić ma pełne wykorzystanie potencjału wiatru na morzu o znacznie większej sile niż na lądzie.

Spółka – jako inwestor – ponosi wydatki związane z budową, a w późniejszym okresie będzie ponosiła również wydatki związane z eksploatacją, utrzymaniem oraz serwisem przedmiotowej morskiej farmy wiatrowej wraz z towarzyszącą infrastrukturą techniczną.

Finansowanie Inwestycji zostało zapewnione przez konsorcjum (…) polskich i międzynarodowych instytucji finansowych, składające się z banków komercyjnych, banków państwowych, agencji kredytów eksportowych czy finansowych instytucji multilateralnych. Warunki kredytów przewidują wypłaty transz zarówno w walucie Euro oraz Polskich Złotych. W ramach przyjętej metody finansowania, typowej dla projektów infrastrukturalnych o dużej kapitałochłonności, spłata kapitału oraz odsetek oparta jest o przyszłe nadwyżki finansowe wygenerowane ze sprzedaży energii elektrycznej. Umowy kredytów zostały podpisane w (…) r. Pozostała część finansowania dłużnego pochodzi z pożyczek w walucie Euro, udzielonych przez udziałowców Spółki. Przyjęty system finansowania opiera się na podporządkowaniu długu pochodzącego od podmiotów powiązanych względem finansowania przyznanego przez podmioty zewnętrzne. Dług wewnątrzgrupowy nie będzie podlegał spłacie aż do momentu pełnego rozliczenia zobowiązań wynikających z finansowania przyznanego przez podmioty zewnętrzne.

W związku z powyższym, Spółka ponosi koszty finansowe stanowiące tzw. koszty finansowania dłużnego w rozumieniu regulacji art. 15c ust. 12 ustawy o CIT, na które składają się w szczególności odsetki, opłaty wstępne za udzielenie finansowania (obejmujące m. in. koszty rozpatrzenia wniosku o udzielenie finansowania, koszty przygotowania dokumentacji prawnej związanej z przyznanym finansowaniem itp.), opłaty za prowadzenie rachunków bankowych, opłaty za uruchomienie linii kredytowych, opłaty za wykorzystanie linii kredytowych, prowizje oraz gwarancje. W ramach zabezpieczenia przed ryzykiem związanym ze zmianami kursów walutowych, Spółka zawarła umowy dotyczące transakcji na pochodnych instrumentach finansowych (hedging), wyczerpujących definicję pochodnych instrumentów finansowych, wskazaną w art. 4a pkt 22 ustawy o CIT. Ponadto w niektórych umowach, obejmujących płatności do podmiotów zagranicznych, zawarte zostały tzw. klauzule ubruttowienia przenoszące ekonomiczny ciężar podatku u źródła na płatnika (WHT) poprzez podwyższenie wartości wypłat należnych odbiorcy o potencjalną wartość podatku u źródła.

Mając na względzie formę oraz cel udzielonego finansowania (działalność inwestycyjna), Spółka zamierza alokować koszty odsetek oraz prowizji naliczonych do dnia przekazania do użytkowania wytworzonych środków trwałych do ich wartości początkowej, zgodnie z regulacją art. 16g ust. 4 ustawy o CIT i następnie rozliczać je przez odpisy amortyzacyjne. Koszty finansowania dłużnego, w tym odsetki, naliczone po dacie przekazania środków trwałych do użytkowania, rozpoznawane będą według metody kasowej, tj. w momencie ich zapłaty, kapitalizacji lub innej równoważnej ekonomicznie czynności (np. potrącenia zobowiązania do zapłaty odsetek z inną wierzytelnością przysługującą Wnioskodawcy względem podmiotów udzielających finansowania).

Pytania

1.Czy opisana w zaistniałym stanie faktycznym i zdarzeniu przyszłym Inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej, o którym mowa w art. 15c ust. 10 ustawy o CIT?

2.W przypadku uznania stanowiska Wnioskodawcy w zakresie Pytania 1. za prawidłowe, czy zgodnie z art. 15c ust. 8 ustawy o CIT, Wnioskodawca ma prawo nie uwzględniać kosztów finansowania dłużnego, poniesionych na wybudowanie morskiej farmy wiatrowej wraz z towarzyszącą infrastrukturą oraz finansowanie działalności operacyjnej związanej z jej eksploatacją i utrzymaniem, przy wyliczaniu limitu kosztów finansowania dłużnego?

Państwa stanowisko w sprawie

Ad 1

Zdaniem Wnioskodawcy opisana w zaistniałym stanie faktycznym i zdarzeniu przyszłym Inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej, o którym mowa w art. 15c ust. 10 ustawy o CIT.

Ad 2

W przypadku uznania stanowiska Wnioskodawcy w zakresie Pytania 1 za prawidłowe, zgodnie z art. 15c ust. 8 ustawy o CIT, Wnioskodawca ma prawo nie uwzględniać kosztów finansowania dłużnego, poniesionych na wybudowanie morskiej farmy wiatrowej wraz z towarzyszącą infrastrukturą oraz finansowanie działalności operacyjnej związanej z jej eksploatacją i utrzymaniem, przy wyliczaniu limitu kosztów finansowania dłużnego.

Uzasadnienie stanowiska

Ad 1

Zgodnie art. 15c ust. 1 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (t. j. Dz. U. z 2023 r. poz. 2805, dalej: „ustawa o CIT”), Podatnicy, o których mowa w art. 3 ust. 1, są obowiązani wyłączyć z kosztów uzyskania przychodów koszty finansowania dłużnego w części, w jakiej nadwyżka kosztów finansowania dłużnego przekracza wyższą ze wskazanych kwot:

1)kwotę 3 000 000 zł albo

2)kwotę obliczoną według następującego wzoru:

[(P - Po) - (K - Am - Kfd)) x 30% ], w którym poszczególne symbole oznaczają:

P - zsumowaną wartość przychodów ze wszystkich źródeł przychodów, z których dochody podlegają opodatkowaniu podatkiem dochodowym,

Po - przychody o charakterze odsetkowym,

K - sumę kosztów uzyskania przychodów bez pomniejszeń wynikających z niniejszego ustępu,

Am - odpisy amortyzacyjne, o których mowa w art. 16a-16m, zaliczone w roku podatkowym do kosztów uzyskania przychodów,

Kfd - zaliczone w roku podatkowym do kosztów uzyskania przychodów koszty finansowania dłużnego nieuwzględnione w wartości początkowej środków trwałych oraz wartości niematerialnych i prawnych, przed dokonaniem pomniejszeń wynikających z niniejszego ustępu.

Na podstawie art. 15c ust. 3 ustawy o CIT przez nadwyżkę kosztów finansowania dłużnego rozumie się kwotę, o jaką poniesione przez podatnika koszty finansowania dłużnego, podlegające zaliczeniu do kosztów uzyskania przychodów w roku podatkowym, przewyższają uzyskane przez podatnika w tym roku podatkowym podlegające opodatkowaniu przychody o charakterze odsetkowym.

W myśl zaś art. 15c ust. 8 ustawy o CIT, 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:

• wykonawca projektu podlega opodatkowaniu w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• aktywa, których projekt dotyczy, znajdują się całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• koszty finansowania zewnętrznego są wykazywane dla celów podatkowych w całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• dochody są osiągane w całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej.

Natomiast art. 15c ust. 10 ustawy o CIT stanowi, że długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej oznacza projekt służący dostarczeniu, modernizacji, eksploatacji lub utrzymaniu znaczącego składnika aktywów, będący w ogólnym interesie publicznym.

Zgodnie z art. 15c ust. 12 ustawy o CIT, przez koszty finansowania dłużnego rozumie się wszelkiego rodzaju koszty związane z uzyskaniem od innych podmiotów, w tym od podmiotów niepowiązanych, środków finansowych i z korzystaniem z tych środków, w szczególności odsetki, w tym skapitalizowane lub ujęte w wartości początkowej środka trwałego lub wartości niematerialnej i prawnej, opłaty, prowizje, premie, część odsetkową raty leasingowej, kary i opłaty za opóźnienie w zapłacie zobowiązań oraz koszty zabezpieczenia zobowiązań, w tym koszty pochodnych instrumentów finansowych, niezależnie na rzecz kogo zostały one poniesione.

Wskazane powyżej przepisy zostały wprowadzone do polskiego porządku prawnego ustawą z dnia 27 października 2017 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz ustawy o zryczałtowanym podatku dochodowym od niektórych przychodów osiąganych przez osoby fizyczne (Dz.U. 2017 poz. 2175). Z przedstawionego na etapie prac legislacyjnych uzasadnienia rządowego projektu ustawy (druk nr 1878) wynika, że zasadniczym celem nowelizacji przepisów ustawy o CIT było zapewnienie powiązania wysokości płaconego podatku z faktycznym miejscem uzyskiwania dochodu przez duże przedsiębiorstwa (w szczególności międzynarodowe grupy). Wprowadzona regulacja w istocie stanowi instrument przeciwdziałania schematom optymalizacyjnym służącym erozji podstawy opodatkowania polegającym na rozpoznawaniu nadmiernych kosztów finansowania dłużnego (w stosunku do skali prowadzonej działalności). Wskazany kierunek nowelizacji ustawy o CIT realizuje założenia projektu przeciwdziałania erozji podstawy opodatkowania i przenoszenia zysków (BEPS), przyjętego na forum Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD), jak również częściowo implementuje wdrożoną do europejskiego porządku prawnego Dyrektywę Rady (UE) 2016/1164 z dnia 12 lipca 2016 r. ustanawiającą przepisy mające na celu przeciwdziałanie praktykom unikania opodatkowania, które mają bezpośredni wpływ na funkcjonowanie rynku wewnętrznego (Dz. U. UE. L. z 2016 r. Nr 193, str. 1 z późn. zm., dalej: „dyrektywa ATAD I”). Przepisy przewidziane w Dyrektywie ATAD I są wyrazem dążenia do zwiększenia skuteczności krajowych systemów opodatkowania podatkiem dochodowym przedsiębiorstw korporacyjnych poprzez wdrożenie przez wszystkie państwa członkowskie UE do swoich ustawodawstw podatkowych najbardziej powszechnych rozwiązań (instytucji) prawnych przeciwdziałających optymalizacji podatkowej. Mając na uwadze charakter dyrektywy jako instrumentu harmonizacji prawa wewnątrzwspólnotowego, wywołującym jedynie pośredni skutek wiążący względem państw członkowskich - dyrektywa ATAD I wymagała implementacji do polskiego systemu prawnego.

Mając na uwadze powyższe, Wnioskodawca uważa za zasadne, aby na wstępie dokonać wykładni systemowej przepisów przyjętych w ramach art. 15c ustawy o CIT przez pryzmat ich funkcjonowania w kontekście regulacji międzynarodowego porządku prawnego, w tym tzw. soft law, zwłaszcza zaś obecnych w tym systemie pojęć celu publicznego oraz długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej.

Zgodnie z założeniami wypracowanymi w ramach tzw. działania nr 4 BEPS, w dniu 5 października 2015 OECD przyjęło raport „Limiting Base Erosion Involving Interest Deductions and Other Financial Payments” (pl. „Ograniczenie działań zmierzających do erozji podstawy opodatkowania poprzez odliczanie kosztów odsetkowych oraz inne płatności finansowe”, dalej „Raport”). Cel Raportu polegał na przedstawieniu rekomendacji oraz najlepszych praktyk związanych z przeciwdziałaniem optymalizacjom podatkowym z wykorzystaniem płatności odsetkowych skutkujących erozją podstawy opodatkowania oraz przerzucaniem dochodów do jurysdykcji o preferencyjnym systemie podatkowym. W tym zakresie OECD przedstawiło w szczególności koncepcję opierającą się na uznaniu za koszty niestanowiące kosztów uzyskania przychodów płatności odsetkowych w zakresie w jakim nie przystają one do rzeczywistych rozmiarów działalności operacyjnej prowadzonej przez podmiot otrzymujący finansowanie dłużne (ustalane w proporcji do współczynnika EBITDA podatnika). Jednocześnie Raport przedstawia opcjonalne wyłączenie od stosowania wskazanej powyżej reguły w przypadku finansowania projektów, których charakter przesądza o niskim ryzyku wystąpienia działań optymalizacyjnych związanych z jego finansowaniem za pomocą instrumentów dłużnych. Odstępstwo tego rodzaju przewidziano dla długoterminowych projektów z zakresu infrastruktury publicznej, w których charakter finansowanych aktywów i ich powiązanie z sektorem publicznym wskazuje na ograniczoną możliwość ich wykorzystywania do erozji podstawy opodatkowania. Następnie Raport przedstawia szczegółowe kryteria definicji projektu z zakresu infrastruktury publicznej, które ustawodawcy krajowi winni wziąć pod uwagę implementując wyłączenia od ograniczeń odnoszących się do cienkiej kapitalizacji. Na przedmiotową kwalifikację projektu wpływają następujące czynniki:

• długoterminowy charakter projektu (wskazany czas trwania inwestycji powyżej 10 lat);
• środki trwałe składające się na projekt nie mogą zostać zbyte wedle swobodnego uznania podmiotu prowadzącego projekt;
• podmiot prowadzący projekt, na gruncie umowy lub innej podstawy prawnej, jest zobowiązany przez jednostkę sektora publicznego lub organizację pożytku publicznego do dostarczania towarów lub usług leżących w ogólnym interesie publicznym, które to zobowiązanie jest przedmiotem szczególnej kontroli lub regulacji;
• wypłata odsetek następuje na rzecz podmiotu trzeciego udzielającego kredytu, który to podmiot może dochodzić zaspokojenia swoich wierzytelności ze środków trwałych składających się na projekt lub z dochodów osiągniętych z przedmiotowego projektu,
• udzielone finansowanie nie przekracza wartości lub szacunkowej wartości aktywów w chwili nabycia lub po wybudowaniu, chyba że dokonane zostaną dodatkowe nakłady w celu utrzymania lub zwiększenia ich wartości,
• z zastrzeżeniem wyłącznie incydentalnego finansowania udzielanego podmiotom trzecim, środki otrzymane na sfinansowanie inwestycji nie powinny być przedmiotem dalszego finansowania dłużnego przyznawanego innym podmiotom,
• podmiot prowadzący projekt, składające się na niego aktywa znajdują się w tym samym kraju, któremu przysługuje prawo opodatkowania dochodu wynikającego z projektu i w którym rozpoznawane są koszty odsetek. Dochód zaś podlega opodatkowaniu według zasad ogólnych (standardowych stawek opodatkowania). Jeżeli aktywa projektu konstytuują zakład podatkowy wyłączenie znajduje zastosowania w zakresie, w którym dochody podlegają opodatkowaniu według zasad ogólnych w kraju stosującym wyłączenie,
• podobne projekty, w tym prowadzone przez inne podmioty, finansowane są z wykorzystaniem zbliżonego poziomu długu biorąc pod uwagę termin realizacji projektu.

W Aneksie A do Raportu, OECD odnosi się do kwestii związanych z implementacją przedstawionych rekomendacji do porządku prawa Unii Europejskiej, wskazując na ograniczoną przydatność ówcześnie istniejących ram prawnych, t.j. Dyrektywy Rady 2003/49/WE z dnia 3 czerwca 2003 r. w sprawie wspólnego systemu opodatkowania stosowanego do odsetek oraz należności licencyjnych między powiązanymi spółkami różnych Państw Członkowskich (Dz. U. UE. L. z 2003 r. Nr 157, str. 49 z późn. zm.) oraz Dyrektywy Rady 2011/96/UE z dnia 30 listopada 2011 r. w sprawie wspólnego systemu opodatkowania mającego zastosowanie w przypadku spółek dominujących i spółek zależnych różnych państw członkowskich (wersja przekształcona, Dz. U. UE. L. z 2011 r. Nr 345, str. 8 z późn. zm.) (przedstawiona przez OECD regulacja wykraczała poza ich zakres przedmiotowy). W efekcie ustawodawca unijny zdecydował się przeprowadzić implementację ograniczeń w zakresie cienkiej kapitalizacji w ramach nowej dyrektywy ATAD I.

W motywach do dyrektywy ATAD I uwzględniono w szczególności odniesienie do sprawozdania końcowego OECD w zakresie 15 działań BEPS, wskazując konieczność znalezienia na szczeblu UE wspólnych, lecz elastycznych rozwiązań, które byłyby spójne z wnioskami OECD dotyczącymi erozji bazy podatkowej i przenoszenia zysków. Na gruncie podjętych rozważań dotyczących wprowadzenia stosownych rozwiązań w zakresie limitacji kosztów finansowania dłużnego, podniesiono również, że państwa członkowskie mogłyby wyłączać ze wskazanego ograniczenia nadwyżkę kosztów finansowania zewnętrznego poniesionych z tytułu pożyczek wykorzystywanych do finansowania długoterminowych projektów z zakresu infrastruktury publicznej, mając na uwadze fakt, że takie uzgodnienia niosą ze sobą niewielkie lub zerowe ryzyka w zakresie erozji bazy podatkowej i przenoszenia zysków. W tym kontekście państwa członkowskie powinny odpowiednio wykazać, że uzgodnienia finansowe na potrzeby projektów z zakresu infrastruktury publicznej posiadają szczególne cechy uzasadniające takie podejście, w odróżnieniu od innych uzgodnień w zakresie finansowania podlegających ograniczeniu.

W efekcie do art. 4 Dyrektywy ATAD I, traktującego o ograniczeniach odliczalności kosztów odsetkowych, wprowadzono ust. 4 określający wyłączenia z zakresu zastosowania regulacji. Zgodnie z przytoczonym przepisem długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej oznacza projekt służący dostarczeniu, modernizacji, eksploatacji lub utrzymaniu znaczącego składnika aktywów, który to projekt dane państwo członkowskie uważa za będący w ogólnym interesie publicznym. Kolejno na podstawie art. 4 ust. 4 lit. b Dyrektywy ATAD I państwa członkowskie mogą wyłączyć nadwyżkę kosztów finansowania zewnętrznego rozpoznaną w związku z pożyczkami wykorzystywanymi do sfinansowania długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, w przypadku gdy wykonawca projektu, koszty finansowania zewnętrznego, aktywa oraz dochody łącznie znajdują się w tym samym państwie.

Mając powyższe na względzie istota przedmiotowej sprawy sprowadza się do kwalifikacji Inwestycji jako długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, będącego w ogólnym interesie publicznym. Wobec braku definicji legalnej pojęć „infrastruktury publicznej” jak i „ogólnego interesu publicznego” wykładania wyżej wymienionych pojęć pozostawiona została orzecznictwu sądów administracyjnych stosujących w tym zakresie reguły wykładni językowej, jak też międzynarodowy kontekst funkcjonowania przedmiotowej regulacji.

Sięgając do znaczenia słów zawartych w Słowniku Języka Polskiego PWN przez:

• „interes” należy rozumieć między innymi pożytek, korzyść;
• „publiczny” dotyczy całego społeczeństwa, jakiejś zbiorowości lub też stan rzeczy dostępny lub przeznaczony dla wszystkich;
• „infrastruktura” to urządzenia i instytucje usługowe niezbędne do należytego funkcjonowania społeczeństwa i produkcyjnych działów gospodarki;

Dokonując zatem próby kompilacji powyższych pojęć w rozważanym kontekście, projekt z zakresu infrastruktury publicznej będący w ogólnym interesie publicznym stanowi przedsięwzięcie przyczyniające się do należytego funkcjonowania społeczeństwa i gospodarki uznawane przez ogół ludności lub część danego obszaru za wartościowe, korzystne, konieczne lub istotne.

Wobec istniejących wątpliwości odnośnie znaczenia omawianych pojęć, przyjmujących charakter klauzuli generalnych (t.j. pojęć wywodzących swój zakres znaczeniowy z pozaprawnych systemów normatywnych), Wnioskodawca kolejno wskazuje na stosowaną praktykę wykładni terminów interesu publicznego oraz infrastruktury publicznej w utrwalonym orzecznictwie sądów administracyjnych, zawartą w licznych wyrokach m.in.:

• Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego z dnia 10 kwietnia 2024 r. (sygn. I SA/Gd 31/24) wyrok prawomocny: „Przedsięwzięcie w zakresie budowy elektrowni niezależnie od rodzaju wytwarzanej energii ma istotne znaczenie z punktu widzenia polityki energetycznej każdego kraju w zakresie rozbudowy infrastruktury wytwórczej energii elektrycznej, kształtowania krajowej strategii energetycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego z uwzględnieniem wpływu na środowisko. Projekt będący w ogólnym interesie publicznym w rozumieniu art. 15c ust. 10 ustawy o CIT to projekt dotyczący ogółu osób, istotny dla całego społeczeństwa i gospodarki zapewniający ciągłość i bezpieczeństwo w dostawie energii elektrycznej.”
• Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie z dnia 10 maja 2023 (sygn. III SA/Wa 2547/22) oraz z dnia 28 czerwca 2023 (sygn. III SA/Wa 2569/22) - wyroki prawomocne: „W ocenie Sądu do kategorii projektu z zakresu infrastruktury publicznej można także zaliczyć projekty dotyczące pozyskania źródła energii włączone do powszechnego systemu energetycznego mające na celu pokrycie deficytu energii elektrycznej na określonych terenach kraju. Podnieść należy, że prawodawca podkreśla, że mają to być projekty z „zakresu” co uprawnia do twierdzenia o szerokim określeniu kategorii projektów inwestycyjnych w tym zakresie. Warte odnotowania jest także to, że mają to być projekty długoterminowe. Zatem projekty o charakterze wieloletnim i trwałym służące dostarczeniu, modernizacji, eksploatacji lub utrzymaniu znaczącego składnika aktywów. Istotne jest także to, że o tym czy dany projekt inwestycyjny spełnia przesłanki określone w wyłączeniu z limitowania kosztów decyduje zapewne w oparciu o obiektywne opinie dane państwo członkowskie. To państwo członkowskie określa czy dany projekt uważa za będący w ogólnym interesie publicznym. Stwierdzić należy, że pojęcie „interesu publicznego” to m. in. jedna z najważniejszych klauzul generalnych jaką posługuje się system prawny. Klauzule generalne w systemie prawa to zwroty niedookreślone, których celem jest zapewnienie elastyczności w stosowaniu przepisów prawnych. Przed przystąpieniem do próby przedstawienia definicji pojęcia interesu publicznego należy odwołać się do m.in. orzecznictwa sądowego. Według Naczelnego Sądu Administracyjnego dokonującego wykładni m.in. pojęcia „interesu publicznego”, vide wyrok z dnia 2 grudnia 2014 r., sygn. akt: II FSK 71/13, Legalis, pojęcie „interesu publicznego” to klauzula generalna, która w kontekście indywidualnej sprawy winna być poddana stosownej wykładni. Wymagania interesu publicznego muszą być ustalone w konkretnej sprawie i muszą uzyskać zindywidualizowaną treść wynikającą ze stanu faktycznego i prawnego sprawy. (...) Przy wykładni interesu publicznego należy uwzględniać respektowanie wartości wspólnych dla całego społeczeństwa, np. bezpieczeństwa i sprawiedliwości. Zważywszy powyższe projekt będący w ogólnym interesie publicznym w rozumieniu art. 15c ust. 10 u.p.d.o.p. to (w szczególności) projekt dotyczący ogółu osób, istotny dla całego społeczeństwa i gospodarki zapewniający ciągłość i bezpieczeństwo w dostawie energii elektrycznej”. Omawiane zagadnienie zostało przedstawione w analogiczny sposób w wyroku Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie z dnia 28 marca 2023 r. (sygn. III SA/Wa 2560/22) - wyrok prawomocny.
• Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Krakowie z dnia 30 czerwca 2022 r. (sygn. I SA/Kr 427/22): „W ocenie Sądu, przez infrastrukturę publiczną należy rozumieć zbiór instytucji, obiektów, czy urządzeń stanowiących podstawę do właściwego funkcjonowania bądź rozwoju danego systemu gospodarczego. Szerzej określając, jest to kompleks urządzeń użyteczności publicznej, niezbędny do zapewnienia należytego funkcjonowania gospodarki narodowej i życia ludności, odpowiednio rozmieszczony w przestrzeni (Kupiec i in. „Gospodarka Przestrzenna Infrastruktura Ekonomiczna” Uniwersytet w Białymstoku, 2005). Pojęcie infrastruktury zostało podobnie zdefiniowane przez A. Ginsberta-Geberta („Ekonomiczne i socjologiczne problemy ochrony środowiska”: praca zbiorowa Wrocław: Zakład Narodowy im. Ossolińskich, 1985), który poza wymienieniem takich cech, jak: podstawowe instytucje niezbędne do funkcjonowania gospodarki czy związanie z terenem bazy materialnej, wskazuje także o konieczności wyposażenia terenu, zarówno w niezbędne urządzenia techniczne, jak i urządzenia społeczne, socjalne i instytucje kultury. Wskazuje tym samym, że infrastruktura stanowi odrębną kategorię ekonomiczną złożoną z infrastruktury technicznej i społecznej”.

W ocenie Wnioskodawcy analiza przytoczonego orzecznictwa uzasadnia dalsze prowadzenie wykładni pojęcia interesu publicznego w odniesieniu do: (i) regulacji zawartych w Konstytucji RP, pozwalających zrekonstruować system wartości stanowiących podstawę, którą tzw. ustawodawca zwykły musi kierować się tworząc przepisy znajdujące się niżej w hierarchii źródeł prawa, (ii) jak również pomocniczo ustaw pozapodatkowych przydatnych z punktu widzenia przedmiotu rozważań.

Zgodnie z art. 74 ust. 1 i 2 Konstytucji RP, władze publiczne prowadzą politykę zapewniającą bezpieczeństwo ekologiczne współczesnemu i przyszłym pokoleniom, a ochrona środowiska jest obowiązkiem władz publicznych. Należy zwrócić uwagę, że bezpieczeństwo ekologiczne obejmuje działania władz publicznych nakierowane na wiele dziedzin życia społecznego, gospodarczego i politycznego, które mogą mieć wpływ na korzystanie z zasobów środowiska. Projekty z zakresu OZE stanowią działania w kierunku poprawy środowiska naturalnego jako alternatywne zastępstwo elektrowni węglowych (ulegających ponadto szybkiemu wyczerpaniu) poprzez ograniczenie spalania paliw kopalnych emitujących zanieczyszczenia, w tym gazy cieplarniane. Tym samym ich realizacja przyczynia się do ochrona zdrowia mieszkańców i poprawy jakości życia.

Jednocześnie definicją celu publicznego posługuje się również ustawa z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (tekst jedn.: Dz. U. z 2023 r. poz. 344 z późn. zm., dalej: „UOG”), która w art. 6 pkt 4a za cel publiczny uznaje budowę oraz utrzymywanie morskiej farmy wiatrowej w rozumieniu ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (Dz. U. z 2022 r. poz. 1050 i 2687, dalej: „ustawa MFW”) wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy w rozumieniu tej ustawy. Wskazana regulacja (z uwagi na odrębność przedmiotową) może pełnić jedynie funkcję pomocniczą w procesie wykładni pojęć podatkowych. Niemniej jednak Wnioskodawca wskazuje, że w jego ocenie, opisana w zaistniałym stanie faktycznym i zdarzeniu przyszłym Inwestycja, spełnia definicję morskiej farmy wiatrowej zawartej w art. 3 pkt 3 ustawy MFW oraz zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy zgodnie z art. 3 pkt 13 ustawy MFW, tym samym stanowi cel publiczny w rozumieniu art. 6 pkt 4a UOG. Ustawa MFW definiuje morską farmę wiatrową jako instalację stanowiącą wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii, w skład którego wchodzi jedna lub więcej morskich turbin wiatrowych, sieć średniego napięcia wraz ze stacjami elektroenergetycznymi zlokalizowanymi na morzu, z wyłączeniem urządzeń po stronie górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na tej stacji. Odpowiednio art. 3 pkt 13 za zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy uznaje wyodrębniony zespół urządzeń i budowli związanych, jak i niezwiązanych trwale z gruntem, w tym dnem morskim, służących do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej od zacisków strony górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na stacji albo stacjach elektroenergetycznych zlokalizowanych w polskich obszarach morskich do miejsca rozgraniczenia własności określonego we wstępnych warunkach przyłączenia lub warunkach przyłączenia. Powołane przez Wnioskodawcę założenia dotyczące umieszczenia morskich farm wiatrowych w katalogu inwestycji realizujących „cel publiczny” w ramach UOG stwarza podstawy do potraktowania jej w sposób zbliżony na gruncie przepisów podatkowych w kontekście pojęcia infrastruktury publicznej.

Należy również zauważyć, że Inwestycja nie pozostaje obojętna z punktu widzenia obecnie prowadzonej polityki energetycznej Polski zakładająca wsparcie rozwoju OZE, która ma zapewnić dywersyfikację źródeł energii oraz zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne kraju. Przedmiotowa Inwestycja, niewątpliwie wpisuje się w założenia projektu „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” (dalej: „PEP2040”) (wskazanych w kierunku numer 6 - „Rozwój odnawialnych źródeł energii”). W ramach założeń polski system energetyczny opierać się ma na energii pochodzącej z OZE (w tym głównie wytwarzanej z wiatru), stanowiąc bazę energetyczną w około 84% do nawet 92% całej produkowanej energii kraju. W założeniach PEP2040 wskazano także na wyższą produktywność, którą cechują się morskie elektrownie wiatrowe w porównaniu do tych zlokalizowanych na lądzie. Program rozwoju Morskich Farm Wiatrowych zakłada rozwój morskiej energetyki wiatrowej na obszarze Polskiej Wyłącznej Strefy Ekonomicznej Morza Bałtyckiego o mocy około 5,9 GW w 2030 i do około 11 GW w roku 2040. W perspektywie do 2030 r. morskie farmy wiatrowe będą odpowiadać za 13%, a do 2040 r. za 19% generowanej energii elektrycznej. W dłuższej perspektywie działania w tym kierunku, energia wytwarzanej z OZE posłuży do dywersyfikacji struktury sektora energetycznego prowadząc tym samym do ograniczenia intensywności wykorzystania paliw kopalnych i zmniejszenia uzależnienia państwa od importu paliw poprzez optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych kraju przyczyniając się tym samym do transformacji energetycznej Polski w kierunku czystej, niskoemisyjnej gospodarki. W myśl wyroku WSA w Gdańsku z dnia 22 czerwca 2021 r. (sygn. I SA/Gd 502/21) oraz z dnia 13 lipca 2021 r. (sygn. akt I SA/Gd 503/21): „Rację ma skarżąca wskazując, że realizowane przedsięwzięcie w zakresie budowy elektrowni niezależnie od rodzaju wytwarzanej energii ma istotne znaczenie z punktu widzenia polityki energetycznej każdego kraju w zakresie rozbudowy infrastruktury wytwórczej energii elektrycznej, kształtowania krajowej strategii energetycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego z uwzględnieniem wpływu na środowisko”.

Na kształtowanie polityki energetycznej kraju w sprawie promowania energii ze źródeł odnawialnych wpływają ponadto zobowiązania unijne, zgodnie z którymi osiągniecie celów wiążących państwa, powinno nastąpić poprzez stały wzrost udziału energii z OZE w ogólnym bilansie energetycznym kraju, aż do osiągnięcia założonego poziomu. Nałożone wskaźniki udziału energii pochodzącej z OZE w ogólnym bilansie energetycznym kraju uwzględniają zaangażowanie sektora prywatnego, którego funkcjonowanie przyczynia się do rozwoju oraz wzrostu konkurencyjności gospodarki oraz zapewnienia nowych miejsc pracy. Powyższe obrazuje art. 1 ust. 2 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) - regulującej całokształt krajowego rynku energetycznego – „Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.”

Aby stworzyć odpowiednie warunki sprzyjające inwestycjom sektora prywatnego, w zakresie morskich farm wiatrowych przewidziano mechanizmy wspierające oparte na cenie referencyjnej. Podstawę wysokości ceny referencyjnej stanowi rozporządzenie ministra do spraw klimatu ustalające maksymalną cenę za 1 MWh, na którą wpływają parametry techniczne oraz ekonomiczne funkcjonowania morskich farm wiatrowych takie jak koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy, koszty operacyjne ponoszone w okresie eksploatacji, koszty likwidacji po zakończeniu okresu eksploatacji a także uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą. Ponadto uwzględnia się również konieczność uniknięcia nadmiernego obciążenia odbiorców końcowych.

Podsumowując dotychczasowe rozważania zdaniem Wnioskodawcy Inwestycja spełnia założenia ogólnego interesu publicznego, na co wskazuje:

• cel polegający na produkcji, a następnie dostarczeniu energii elektrycznej pochodzącej z wiatru na morzu zasilającej docelowo ponad 1,5 miliona gospodarstw domowych;
• gwarancja ciągłości oraz bezpieczeństwa dostawy energii elektrycznej potrzebnej do zaspokojenia zapotrzebowania energetycznego obywateli, tym samym zapewnienia podstawowych potrzeb społecznych realizowanych na podstawie obowiązków organów administracji publicznej;
• zapewnienie nowych miejsc pracy w sektorze wpływający na wzrost konkurencyjności gospodarki oraz poprawę poziomu życia mieszkańców;
• kierunek założeń rozwoju gospodarczego kraju oraz transformacji energetycznej;
• racjonalne użytkowanie zasobów naturalnych poprzez wygenerowanie nowego potencjału mocy wytwórczych w systemie elektroenergetycznym państwa;
• długoterminowy okres funkcjonowania Inwestycji.

Wnioskodawca podnosi także, że w jego ocenie prowadzona Inwestycja ma charakter długoterminowy, o czym świadczy zakładany wieloletni i trwały czas jej użytkowania, określony na minimum 25 lat od dnia wybudowania. Mając z kolei na uwadze zakres działalności Wnioskodawcy, prowadzenie przez niego Inwestycji polegać będzie na wytwarzaniu oraz nabywaniu środków trwałych, które z uwagi na charakter i skalę przedsięwzięcia stanowić będą znaczący składnik aktywów wykazywanych w bilansie.

Przekładając powyższe na stanowisko Wnioskodawcy (w zakresie Pytania 1) należy uznać, że opisana w zaistniałym stanie faktycznym i zdarzeniu przyszłym Inwestycja stanowi długoterminowy projekt z zakresu infrastruktury publicznej, o którym mowa w art. 15c ust. 10 ustawy o CIT.

Ad 2

Zgodnie z art. 15c ust. 8 ustawy o CIT, przy wyliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego nie bierze się pod uwagę kosztów finansowania dłużnego wynikających z kredytów lub pożyczek wykorzystywanych do sfinansowania długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej, w przypadku którego spełnione są łącznie następujące warunki:

• wykonawca projektu podlega opodatkowaniu w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• aktywa, których projekt dotyczy, znajdują się całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• koszty finansowania zewnętrznego są wykazywane dla celów podatkowych w całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej;
• dochody są osiągane w całości w państwie członkowskim Unii Europejskiej.

W przedmiotowej sprawie, Wnioskodawca - działając na podstawie decyzji, wydanej przez Ministra Infrastruktury - prowadzi projekt pełniąc rolę inwestora. Zobowiązany jest tym samym do zrealizowania Inwestycji, a w późniejszym okresie do dostarczenia zadeklarowanej ilości wytwarzanej energii, warunkowanej możliwością cofnięcia bądź zmiany koncesji na produkcję energii elektrycznej z morskiej farmy wiatrowej przez Prezesa URE.

Uwzględniając okoliczności przedstawione w zaistniałym stanie faktycznym i zdarzeniu przyszłym należy wskazać, że:

• Wnioskodawca jako spółka kapitałowa, założona i działająca na podstawie prawa polskiego, jest polskim rezydentem podatkowym, w konsekwencji podlega opodatkowaniu w państwie członkowskim Unii Europejskiej.
• Aktywa których dotyczy Inwestycja znajdować się będą na terenie Polskiej Wyłącznej Strefy Ekonomicznej Morza Bałtyckiego oraz terytorium lądowym Polski.
• Zgodnie z art. 56 ust. 1 lit. (a) konwencji Narodów Zjednoczonych o prawie morza, sporządzonej w Montego Bay dnia 10 grudnia 1982 r. wraz z Porozumieniem w sprawie implementacji części XI Konwencji, sporządzonym w Nowym Jorku dnia 29 lipca 1994 r., ratyfikowanej przez Polskę ustawą z dnia 2 lipca 1998 r. o ratyfikacji Konwencji Narodów Zjednoczonych o prawie morza (Dz. U. z 2002 r. Nr 59, poz. 543, dalej: „Konwencja”), państwo nadbrzeżne ma w wyłącznej strefie ekonomicznej suwerenne prawa w celu badania, eksploatacji i ochrony zasobów naturalnych, zarówno żywych, jak i nieożywionych, wód morskich pokrywających dno, a także dna morskiego i jego podziemia oraz w celu gospodarowania tymi zasobami, jak również w odniesieniu do innych przedsięwzięć w zakresie gospodarczego badania i eksploatacji strefy, takich jak wytwarzanie energii poprzez wykorzystanie wody, prądów i wiatrów. Na podstawie art. 60 ust. 1 lit. (b) Konwencji, państwo nadbrzeżne ma w wyłącznej strefie ekonomicznej wyłączne prawo budowania oraz wydawania pozwoleń i przepisów dotyczących budowy, eksploatacji i wykorzystywania instalacji i konstrukcji dla celów przewidzianych w artykule 56 i dla innych celów gospodarczych. W myśl Konwencji, za taką konstrukcję należy uznać morskie farmy wiatrowe. Stosownie natomiast do art. 60 ust. 2 Konwencji, państwo nadbrzeżne posiada wyłączną jurysdykcję nad takimi sztucznymi wyspami, instalacjami i konstrukcjami, łącznie z jurysdykcją w zakresie wydawania ustaw i innych przepisów prawnych w sprawach celnych, skarbowych, sanitarnych i imigracyjnych, a także w sprawach bezpieczeństwa.
• W kontekście powyższego należy zauważyć, że realizacja inwestycji, polegających na budowie morskich farm wiatrowych również podlega prawu polskiemu. Na gruncie polskich przepisów, kwestie stosownych pozwoleń zawarte są w ustawie o Obszarach Morskich. Powyższe stanowisko zostało zaprezentowane w interpretacji indywidualnej Dyrektora Krajowej Informacji Skarbowej z dnia 23 września 2023 r. (sygn. 0111-KDIB3-3.4012.323.2020.1.MAZ): „Zatem z powołanych powyżej przepisów wynika, że w zakresie działalności dotyczącej budowy i wykorzystania m.in. morskich farm wiatrowych, wykonanie jurysdykcji odbywa się na podstawie przepisów obowiązujących w prawie krajowym, a tym samym w zakresie tej działalności wyłączną strefę ekonomiczną należy uznać za część terytorium Rzeczypospolitej Polskiej. Powyższa zasada będzie odnosić się do określonych we wniosku działań związanych z realizacją przedmiotowej inwestycji w tzw. „fazie projektu/rozwoju”, „w fazie budowy” oraz „w fazie operacyjnej”. Jak bowiem wynika z art. 22 ust. 1 ustawy o obszarach morskich, wyłączne prawo Rzeczpospolitej Polskiej w wyłącznej strefie ekonomicznej dotyczy nie tylko wznoszenia i udzielania pozwoleń na wznoszenie i wykorzystanie określonych obiektów do przeprowadzania badań naukowych, rozpoznawania lub eksploatacji zasobów, ale dotyczy również przedsięwzięć w zakresie gospodarczego badania i eksploatacji wyłącznej strefy ekonomicznej (np. wykorzystania w celach energetycznych wiatru)”. Należy zatem stwierdzić, że Inwestycja całościowo podlega polskiej jurysdykcji, tym samym znajdować się będzie na terytorium Polski.
• Specyfika Inwestycji wymaga dużego zaangażowania kapitałowego o szacunkowej wysokości (…) mld euro. Umowy zawarte z konsorcjum (…) instytucji finansowych pokrywają około (…) mld euro zapotrzebowania kapitałowego, pozostałe zapotrzebowanie zapewnione zostało przez udziałowców. Uzyskane środki służą wyłącznie realizacji przedmiotowej Inwestycji, a dochody osiągnięte z jej realizacji posłużą do spłaty wierzytelności podmiotów udzielających finansowania.
• Zarówno koszty finansowania dłużnego poniesione w związku z budową oraz poniesione w późniejszym czasie na działalność operacyjną w postaci eksploatacji i utrzymania Inwestycji należy oceniać analogicznie, jako koszty finansowania dłużnego wynikające z kredytów bankowych, pożyczek oraz ewentualnych innych źródeł finansowania, w tym od instytucji finansowych, wykorzystywanych w celu sfinansowania długoterminowego projektu z zakresu infrastruktury publicznej. Poniesione przez Wnioskodawcę koszty uzyskania przychodu, na podstawie deklaracji podatkowych przesyłanych do urzędu skarbowego, wykazywane są w całości w Polsce.
• Od momentu uruchomienia produkcji energii elektrycznej z wiatru na morzu dochody wygenerowane z Inwestycji będą wykazywane dla celów podatkowych w całości w Polsce. Wnioskodawcy przyznano wsparcie w postaci kontraktu różnicowego gwarantujące prawo pokrycia przez operatora płatności (J. S.A.) ujemnego salda powstałego w sytuacji gdy cena rynkowa sprzedawanej energii jest niższa od ustalonej w kontrakcie różnicowym ceny aukcyjnej. System rozliczeń wprowadza zasadę bilansowania ujemnego salda z saldem dodatnim powstałym w poprzednich okresach rozliczeniowych. Weryfikacja wprowadzonej do systemu ilości wytworzonej i zadeklarowanej energii elektrycznej z Inwestycji wskazuje na całościowe zobowiązanie Wnioskodawcy do rozliczeń w systemie krajowym.

Na zakończenie Wnioskodawca wskazuje również, że w zakresie morskich farm wiatrowych, w podobnych stanach faktycznych i zdarzeniach przyszłych, zostały wydane pozytywne interpretacje, w których to Dyrektor Krajowej Informacji Skarbowej, potwierdził prawidłowość stanowiska wnioskodawców w zakresie prawa nie uwzględnia kosztów finansowania dłużnego poniesionych na wybudowanie morskiej farmy wiatrowej oraz finansowanie działalności operacyjnej związanej z jej eksploatacją i utrzymaniem przy wyliczaniu limitu kosztów finansowania dłużnego, na co wskazują:

• dwie interpretacje z dnia 7 listopada 2023 r. (sygn. 0114-KDIP2-2.4010.419.2023.1.AP oraz sygn. 0114-KDIP2-2.4010.418.2023.1.AP), w których Dyrektor KIS podnosi, że „(...) nie ulega wątpliwości, iż Y. [inwestycja z zakresu morskiej farmy wiatrowej - wyj. Wnioskodawcy] wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem wiatru spełnia przesłanki uznania jej za projekt będący w ogólnym interesie publicznym, a w konsekwencji są Państwo uprawnieni, na podstawie art. 15c ust. 8 i 10 ustawy o CIT, do nieuwzględniania przy wyliczaniu nadwyżki kosztów finansowania dłużnego o której mowa w art. 15c ust. 1 ustawy o CIT, kosztów finansowania dłużnego wynikających z kredytów bankowych, pożyczek od podmiotów powiązanych oraz innych źródeł wykorzystywanych do sfinansowania Inwestycji oraz do działalności operacyjnej, polegającej na [jej - dop. Wnioskodawcy] późniejszej eksploatacji (...)”.

Reasumując, zdaniem Wnioskodawcy należy uznać, że Spółka, zgodnie z art. 15c ust. 8 ustawy o CIT, ma prawo nie uwzględniać kosztów finansowania dłużnego, poniesionych na wybudowanie morskiej farmy wiatrowej wraz z towarzyszącą infrastrukturą oraz finansowanie działalności operacyjnej związanej z jej eksploatacją i utrzymaniem, przy wyliczaniu limitu kosztów finansowania dłużnego.

Mając na uwadze powyższe, Wnioskodawca wnosi o potwierdzenie prawidłowości stanowiska przedstawionego powyżej.

Ocena stanowiska

Stanowisko, które przedstawili Państwo we wniosku jest prawidłowe.

Odstępuję od uzasadnienia prawnego tej oceny.

Należy przy tym zaznaczyć, że pytania przedstawione przez Państwa we wniosku o wydanie interpretacji indywidualnej wyznaczają zakres przedmiotowy tego wniosku. W związku z powyższym, wydana interpretacja dotyczy tylko spraw będących przedmiotem wniosku (Państwa pytań). Zatem, inne kwestie wynikające z opisu sprawy i własnego stanowiska, nieobjęte pytaniami, nie zostały rozpatrzone w powyższej interpretacji.

Dodatkowe informacje

Informacja o zakresie rozstrzygnięcia

Interpretacja dotyczy:

• stanu faktycznego które Państwo przedstawili i stanu prawnego, który obowiązywał w dacie zaistnienia zdarzenia, oraz
• zdarzenia przyszłego, które Państwo przedstawili i stanu prawnego, który obowiązuje w dniu wydania interpretacji.

Interpretacja indywidualna wywołuje skutki prawnopodatkowe tylko wtedy, gdy rzeczywisty stan faktyczny sprawy będącej przedmiotem interpretacji pokrywał się będzie ze stanem faktycznym (opisem zdarzenia przyszłego) podanym przez Państwa w złożonym wniosku. W związku z powyższym, w przypadku zmiany któregokolwiek elementu przedstawionego we wniosku opisu sprawy, udzielona odpowiedź traci swoją aktualność.

Odnosząc się do przywołanych przez Państwa interpretacji indywidualnych oraz wyroków sądów administracyjnych, należy zaznaczyć, że są one wiążące jedynie w sprawach, których dotyczą. Organ, pomimo że w ocenie indywidualnych spraw podatników posiłkuje się wydanymi rozstrzygnięciami sądów i innych organów, to nie ma możliwości zastosowania ich wprost, ponieważ nie stanowią źródła materialnego prawa podatkowego.

Pouczenie o funkcji ochronnej interpretacji

• Funkcję ochronną interpretacji indywidualnych określają przepisy art. 14k-14nb ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. - Ordynacja podatkowa (t. j. Dz.U. z 2023 r. poz. 2383 ze zm.). Interpretacja będzie mogła pełnić funkcję ochronną, jeśli: Państwa sytuacja będzie zgodna (tożsama) z opisem stanu faktycznego lub zdarzenia przyszłego i zastosują się Państwo do interpretacji.
• Zgodnie z art. 14na § 1 Ordynacji podatkowej:

• Zgodnie z art. 14na § 2 Ordynacji podatkowej:

Pouczenie o prawie do wniesienia skargi na interpretację

Mają Państwo prawo do zaskarżenia tej interpretacji indywidualnej do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego. Zasady zaskarżania interpretacji indywidualnych reguluje ustawa z dnia 30 sierpnia 2002 r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi - t. j. Dz.U. z 2024 r. poz. 935 ze zm.; dalej jako „PPSA”).

Skargę do Sądu wnosi się za pośrednictwem Dyrektora KIS (art. 54 § 1 PPSA). Skargę należy wnieść w terminie trzydziestu dni od dnia doręczenia interpretacji indywidualnej (art. 53 § 1 PPSA):

• w formie papierowej, w dwóch egzemplarzach (oryginał i odpis) na adres: Krajowa Informacja Skarbowa, ul. Warszawska 5, 43-300 Bielsko-Biała (art. 47 § 1 PPSA), albo
• w formie dokumentu elektronicznego, w jednym egzemplarzu (bez odpisu), na adres Elektronicznej Skrzynki Podawczej Krajowej Informacji Skarbowej na platformie ePUAP: /KIS/SkrytkaESP (art. 47 § 3 i art. 54 § 1a PPSA).

Skarga na interpretację indywidualną może opierać się wyłącznie na zarzucie naruszenia przepisów postępowania, dopuszczeniu się błędu wykładni lub niewłaściwej oceny co do zastosowania przepisu prawa materialnego. Sąd jest związany zarzutami skargi oraz powołaną podstawą prawną (art. 57a PPSA).

Podstawa prawna dla wydania interpretacji

Podstawą prawną dla wydania tej interpretacji jest art. 13 § 2a, art. 14b § 1 ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. - Ordynacja podatkowa (t.j. Dz.U. z 2023 r. poz. 2383 ze zm.).

Podstawą prawną dla odstąpienia od uzasadnienia interpretacji jest art. 14c § 1 Ordynacji podatkowej.