C-199/25

Wydanie tymczasowe OPINIA RZECZNIKA GENERALNEGO ATHANASIOSA RANTOSA przedstawiona w dniu 7 maja 2026 r.(1) Sprawa C‑199/25 Fluvius Halle-Vilvoorde, dawniej Sibelgas, Fluvius Kempen, dawniej Intercommunale Vereniging voor de Energiedistributie in de Kempen en het Antwerpse (IVEKA), Fluvius IMEWO, dawniej Intercommunale Maatschappij voor Energievoorziening in West- en Oost-Vlaanderen (IMEWO), Fluvius West, dawniej Fluvius West i Intercommunale Maatschappij voor Gas en Elektriciteit van het Westen (GASELWEST), Fluvius Zenne-Dijle, dawniej Iverlek i Provinciale Brabantse Energiemaatschappij (P.B.E.), Fluvius Midden-Vlaanderen, dawniej Intercommunale Vereniging voor Energieleveringen in Midden-Vlaanderen (INTERGEM), Fluvius Antwerpen, Fluvius West, Fluvius Limburg, Provinciale Brabantse Energiemaatschappij CVBA (PBE) przeciwko De Vlaamse Nutsregulator, dawniej de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (VREG) [wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożony przez hof van beroep te Brussel (sąd apelacyjny w Brukseli, Belgia)] Odesłanie prejudycjalne – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Rozporządzenie (UE) 2019/943 – Artykuł 18 ust. 1 – Opłaty za dostęp do sieci, korzystanie z sieci i wzmocnienie sieci – Pojęcie „niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne” – Metoda ustalania taryf za dystrybucję energii elektrycznej, która w odniesieniu do istotnej części kosztów operatorów systemu bazuje na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów – Możliwość tymczasowego utrzymania w mocy skutków przepisów krajowych, uznanych za niezgodne z prawem Unii, w celu uniknięcia braku pewności prawa I.      Wprowadzenie 1.        Wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym, złożony w niniejszej sprawie przez hof van beroep te Brussel (sąd apelacyjny w Brukseli, Belgia), dotyczy wykładni art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia (WE) nr 2019/943(2). 2.        Wniosek ten został złożony w ramach sporu między dziesięcioma flamandzkimi operatorami systemu dystrybucyjnego (zwanych dalej „skarżącymi OSD”) aVlaamse Nutsregulator, dawniej Vlaamse Regulator van de Elektriciteits en Gasmarkt (flamandzkim urzędem regulacji rynku energii elektrycznej i gazu) (zwanym dalej „VREG”), w przedmiocie zgodności z prawem decyzji tego urzędu, w której określono metodę ustalania taryf mającą zastosowanie do dystrybucji energii elektrycznej i gazu ziemnego w okresie regulacyjnym 2025–2028 (zwanej dalej „sporną decyzją”). 3.         W tym kontekście sąd odsyłający zastanawia się w istocie, po pierwsze, nad zgodnością z art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943 – który nie był jeszcze przedmiotem wykładni Trybunału – uregulowania krajowego przewidującego możliwość przeniesienia przez operatorów systemu dystrybucyjnego (zwanych dalej „OSD”) na swoich odbiorców końcowych kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych (dalej zwanych „zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych”), które zostały na nich nałożone przez dane państwo, jak również decyzji ustalającej metodę bazującą na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów, a po drugie, nad możliwością tymczasowego utrzymania w mocy skutków tego uregulowania w sytuacji, gdyby zostało ono uznane za niezgodne z prawem Unii, w celu uniknięcia braku pewności prawa. II.    Ramy prawne A.      Prawo Unii 1.      Rozporządzenie 2019/943 4.        Artykuł 1 rozporządzenia 2019/943, zatytułowany „Przedmiot i zakres stosowania”, ma następujące brzmienie: „Niniejsze rozporządzenie ma na celu: a)      określenie podstaw efektywnego osiągnięcia celów unii energetycznej, […] przez umożliwienie wysyłania sygnałów rynkowych z myślą o zwiększonej efektywności, większym udziale odnawialnych źródeł energii, bezpieczeństwie dostaw, elastyczności, zgodności z zasadami zrównoważonego rozwoju, obniżaniu emisyjności oraz innowacyjności; b)      określenie podstawowych zasad dobrze funkcjonujących, zintegrowanych rynków energii elektrycznej, które umożliwiają wszystkim dostawcom zasobów i odbiorcom energii elektrycznej dostęp do rynku bez dyskryminacji […] a także umożliwiają integrację rynkową i sektorową oraz wynagradzanie oparte na zasadach rynkowych wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych;” […]” 5.        Artykuł 18 tego rozporządzenia, zatytułowany „Opłaty za dostęp do sieci, korzystanie z sieci i wzmocnienie sieci”, ma następujące brzmienie: „1.      Opłaty za dostęp do sieci stosowane przez operatorów sieci, w tym opłaty za przyłączenie do sieci, opłaty za korzystanie z sieci oraz, w stosownych przypadkach, opłaty za odpowiednie wzmocnienie sieci, odzwierciedlają koszty, muszą być przejrzyste, uwzględniają potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa i elastyczności sieci oraz odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej efektywności i strukturze, oraz stosowane są w sposób niedyskryminacyjny. Opłaty te nie obejmują niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne. Bez uszczerbku dla art. 15 ust. 1 i 6 dyrektywy 2012/27/UE[(3)] oraz kryteriów w załączniku XI do tej dyrektywy, metoda stosowana do ustalania opłat sieciowych neutralnie wspiera ogólną efektywność systemu w ujęciu długoterminowym za pomocą sygnałów cenowych dla odbiorców i wytwórców, i w szczególności jest stosowana w sposób, który nie prowadzi do dyskryminacji pozytywnej lub negatywnej produkcji przyłączonej na poziomie dystrybucji względem produkcji przyłączonej na poziomie przesyłu. […] 2.      Metody ustalania taryf odzwierciedlają koszty stałe ponoszone przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych oraz zapewniają odpowiednie zachęty dla operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych w krótko- i długoterminowej perspektywie w celu zwiększenia efektywności, w tym efektywności energetycznej, zwiększania integracji rynku i bezpieczeństwa dostaw energii, a także wspierania efektywnych inwestycji, […]. […] 4.      Przy ustalaniu opłat za dostęp do sieci bierze są pod uwagę następujące czynniki: a)       płatności i przychody wynikające z mechanizmu rozliczania rekompensat międzyoperatorskich; b)       płatności rzeczywiście dokonane i otrzymane, a także płatności oczekiwane w przyszłości, oszacowane na podstawie poprzednich okresów. […] 7.      Taryfy dystrybucyjne muszą odzwierciedlać koszty korzystania przez użytkowników systemu, w tym odbiorców aktywnych, z sieci dystrybucyjnej. […] 8.      Metody ustalania taryf dystrybucyjnych wprowadzają dla operatorów systemów dystrybucyjnych zachęty do jak najbardziej efektywnego kosztowo działania i rozwoju ich sieci, w tym przez pozyskiwanie usług. W tym celu organy regulacyjne uznają odnośne koszty za kwalifikowalne, uwzględniają te koszty w taryfach dystrybucyjnych oraz mogą wprowadzać cele w zakresie skuteczności działania, aby zachęcić operatorów systemów dystrybucyjnych do zwiększania efektywności ich sieci, […]” 2.      Dyrektywa (UE) 2019/944 6.        Artykuł 2 dyrektywy (UE) 2019/944(4), zatytułowany „Definicje”, zawiera w pkt 57 definicję pojęcia „przedsiębiorstwo energetyczne”, które należy rozumieć jako „osobę fizyczną lub prawną, która prowadzi przynajmniej jedną z następujących działalności: wytwarzanie, przesył, dystrybucja,[…]”. 7.        Artykuł 9 tej dyrektywy, zatytułowany „Obowiązki użyteczności publicznej”, stanowi w ust. 2 i 3: „2.      W pełni uwzględniając odpowiednie postanowienia TFUE, w szczególności art. 106, państwa członkowskie mogą w ogólnym interesie gospodarczym nałożyć na przedsiębiorstwa działające w sektorze elektroenergetycznym obowiązki użyteczności publicznej, które mogą odnosić się do bezpieczeństwa, w tym również do bezpieczeństwa dostaw, regularności, jakości i ceny dostaw, a także ochrony środowiska, w tym również do efektywności energetycznej, energii ze źródeł odnawialnych i ochrony klimatu. Takie obowiązki muszą być jasno określone, przejrzyste, niedyskryminacyjne, weryfikowalne i gwarantować przedsiębiorstwom energetycznym w Unii równość dostępu do konsumentów krajowych […]. 3.      Jeżeli za wypełnienie obowiązków określonych w ust. 2 niniejszego artykułu lub za świadczenie usługi powszechnej określonej w art. 27 przewidziano przyznawanie przez państwo członkowskie rekompensat finansowych, innych form rekompensaty oraz praw wyłącznych, odbywa się to w sposób przejrzysty i niedyskryminacyjny”. 8.        Artykuł 57 tej samej dyrektywy, zatytułowany „Wyznaczanie i niezależność organów regulacyjnych” stanowi w ust. 4: „Państwa członkowskie gwarantują niezależność organu regulacyjnego i zapewniają, aby wykonywał on swoje uprawnienia w sposób bezstronny i przejrzysty. W tym celu państwa członkowskie zapewniają, aby przy wykonywaniu zadań regulacyjnych powierzonych mu na mocy niniejszej dyrektywy i powiązanego ustawodawstwa organ regulacyjny: a)       był prawnie odrębny i funkcjonalnie niezależny od innych podmiotów publicznych lub prywatnych; b)       zapewniał, aby jego pracownicy oraz osoby odpowiedzialne za zarządzanie nim: i)       działali niezależnie od wszelkich interesów rynkowych, oraz ii)       przy wykonywaniu swoich zadań regulacyjnych nie zwracali się o bezpośrednie polecenia ani nie wykonywali bezpośrednich poleceń któregokolwiek rządu lub innego podmiotu publicznego lub prywatnego; niniejszy wymóg pozostaje bez uszczerbku dla ścisłej współpracy, w stosownych przypadkach, z innymi właściwymi organami krajowymi oraz dla ogólnych wytycznych polityki opracowanych przez rząd niezwiązanych z uprawnieniami i obowiązkami regulacyjnymi na podstawie art. 59”. 9.        Artykuł 59 tej dyrektywy, zatytułowany „Obowiązki i uprawnienia organu regulacyjnego”, stanowi w ust. 1 lit. a): „Do obowiązków organu regulacyjnego należy: a)       ustalanie lub zatwierdzanie, na podstawie przejrzystych kryteriów, taryf przesyłowych lub dystrybucyjnych lub metod ich ustalania lub zarówno taryf, jak i metod”. B.      Prawo belgijskie 10.      Artykuł 4.1.30 § 1 decreet van 8 mei 2009 houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid (Energiedecreet) [dekretu z dnia 8 maja 2009 r. w sprawie przepisów ogólnych dotyczących polityki energetycznej (dekret w sprawie energii)](5), w brzmieniu mającym zastosowanie do okoliczności badanych w postępowaniu głównym (zwany dalej „dekretem w sprawie energii”), stanowi: „[VREG] określa metodę ustalania taryf i wykonuje swoje kompetencje w zakresie ustalania taryf w celu wspierania stabilnych i przewidywalnych regulacji, które przyczyniają się do prawidłowego funkcjonowania zliberalizowanego rynku i umożliwiają operatorom systemów dystrybucyjnych dokonywanie niezbędnych inwestycji w ich sieci dystrybucyjne”. 11.      Artykuł 4.1.32 § 1 tego dekretu stanowi: „[VREG] określa metodę ustalania taryf przy uwzględnieniu następujących wytycznych: […] opłaty odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty, o ile odpowiadają one kosztom podmiotu lub działalności, które są porównywalne i efektywne; […] koszty – związane z wykonywaniem budżetu na zadania polegające na świadczeniu usług publicznych, nałożone dekretem lub na jego podstawie, które nie są finansowane z podatków, opłat, dotacji, składek i danin – są uwzględniane w opłatach w sposób przejrzysty i niedyskryminujący, po dokonaniu kontroli [VREG]; […] opłaty nie zawierają żadnej zachęty negatywnie wpływającej na ogólną efektywność, w tym efektywność energetyczną produkcji, dystrybucji i dostaw energii elektrycznej […]”. 12.      Artykuł 4.1.34 akapit czwarty rzeczonego dekretu stanowi: „Cour d’appel (sąd apelacyjny) może orzec, na wniosek strony lub z własnej inicjatywy, że skutki prawne decyzji, której nieważność stwierdzono w całości lub w części, zostają utrzymane w mocy w całości lub w części lub zostają tymczasowo utrzymane w mocy przez określony przez niego czas. Środek ten może jednak zostać zarządzony jedynie z wyjątkowych powodów uzasadniających naruszenie zasady legalności, na podstawie szczególnie uzasadnionej decyzji i po przeprowadzeniu kontradyktoryjnej debaty. Decyzja ta musi również uwzględniać interesy osób trzecich”. III. Postępowanie główne, pytania prejudycjalne oraz postępowanie przed Trybunałem 13.      Skarżący OSD zostali wyznaczeni przez VREG do zarządzania siecią dystrybucji energii elektrycznej i gazu ziemnego na danych obszarach położonych we Flandrii (Belgia). 14.      Eksploatacja tych sieci pociąga za sobą koszty dla skarżących OSD, które – w określonych granicach i na określonych warunkach – mogą zostać przeniesione na użytkowników tych sieci w ramach opłat sieciowych. Jednakże, ponieważ skarżący OSD są monopolistami ustawowymi, VREG reguluje ich opłaty sieciowe, określając mającą zastosowanie metodę ustalania taryf. Metoda ta, ustalana zasadniczo na okres czterech lat, określa poziom dochodów, jakie skarżący OSD mogą – w celu pokrycia swoich kosztów operacyjnych – pobierać w ramach opłat sieciowych uiszczanych przez użytkowników sieci dystrybucji. 15.      Dozwolony dochód składa się z części odpowiadającej kosztom zewnętrznym, a mianowicie kosztom, na które skarżący OSD nie mają żadnego wpływu, a także z części odpowiadającej kosztom wewnętrznym, a mianowicie uzasadnionym i niezbędnym kosztom związanym z zarządzaniem sieciami i danymi, a zatem kosztom, na które skarżący OSD mają wpływ(6). 16.      W dniu 21 czerwca 2024 r. prezes i członek zarządu VREG podpisali, zgodnie z dekretem w sprawie energii, sporną decyzję, w której określono metodę ustalania taryf mającą zastosowanie do dystrybucji energii elektrycznej i gazu ziemnego na lata 2025–2028. Metoda ta obejmuje wzory umożliwiające obliczenie dozwolonego dochodu przeznaczonego na pokrycie uzasadnionych i niezbędnych kosztów wewnętrznych skarżących OSD, czyli maksymalnych kosztów wewnętrznych, które mogą oni przenieść na użytkowników sieci dystrybucyjnych. 17.      W tym celu wspomniana metoda ustalania taryf uwzględnia kształtowanie się kosztów ponoszonych przez skarżących OSD. Ściślej rzecz ujmując, VREG, po pierwsze, bierze pod uwagę kształtowanie się sektorowych kosztów wewnętrznych, to jest łącznych kosztów wewnętrznych wszystkich flamandzkich OSD w odniesieniu do tej samej działalności regulowanej w poprzednim okresie taryfowym, w niniejszym przypadku w latach 2019–2023. Po drugie, VREG przewiduje, że przez cały okres regulacyjny 2025–2028 podstawowa część dozwolonego dochodu z tytułu kosztów wewnętrznych zmienia się corocznie w zależności od inflacji, w związku z czym ta część podstawowa jest korygowana ex post w zależności od rzeczywistej inflacji. Po trzecie, poza trendem kosztów historycznych VREG uwzględnia również czynnik zachęty do efektywności zwany „frontier shift”, który odzwierciedla wzrost produktywności osiągany przez przedsiębiorstwa o największej efektywności dzięki stosowaniu najlepszych praktyk (postęp technologiczny) i który, zdaniem VREG, jest konieczny do zrekompensowania spadku konkurencji między skarżącymi OSD. Wreszcie, po czwarte, do podstawowej części dozwolonego dochodu z tytułu kosztów wewnętrznych dodaje się pięć dodatkowych elementów wewnętrznych, które nie mają znaczenia w niniejszej sprawie. 18.      W dniu 19 lipca 2024 r. skarżący OSD wnieśli do hof van beroep te Brussel (sądu apelacyjnego w Brukseli), będącego sądem odsyłającym, skargę o stwierdzenie nieważności spornej decyzji. Twierdzą oni w szczególności, że metoda ustalania taryf stosowana przez VREG w celu określania opłat za dystrybucję energii elektrycznej i gazu ziemnego na lata 2025–2028 narusza przepisy art. 4.1.30 i 4.1.32 dekretu w sprawie energii, dyrektywę 2019/944, zasadę ustalania opłat z uwzględnieniem ponoszonych kosztów przewidzianą w art. 18 rozporządzenia 2019/943, a także szereg zasad odnoszących się do dobrej administracji. 19.      Ze swej strony VREG podnosi w szczególności, że metoda ustalania taryf określona na lata 2025–2028 narusza art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, ponieważ zgodnie z art. 4.1.32 ust. 1 pkt 10° dekretu w sprawie energii opłaty obejmują niepowiązane koszty wspierające niepowiązane cele strategiczne. W tym względzie VREG twierdzi, że uregulowania krajowe rozpatrywane w postępowaniu głównym nakładają na skarżących OSD różne zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, za które przyznawane są rekompensaty finansowane częściowo ze środków udostępnianych z Energiefonds (funduszu energetycznego) oraz z budżetu wydatków ogólnych Vlaamse Gewest (regionu flamandzkiego). Jednakże po odliczeniu tych rekompensat pozostałe koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych o charakterze finansowym zostałyby przerzucone na opłaty sieciowe za energię elektryczną. Zaś zdaniem VREG większość tych zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych służyłaby celom o charakterze społecznym i środowiskowym, a zatem nie byłaby związana z zarządzaniem sieciami dystrybucyjnymi. 20.      W tych okolicznościach sąd odsyłający zastanawia się, w pierwszej kolejności, nad zgodnością uregulowania krajowego rozpatrywanego w postępowaniu głównym z art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym opłaty sieciowe nie powinny obejmować „niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne”, które to pojęcie nie zostało zdefiniowane w tym rozporządzeniu. Zdaniem sądu odsyłającego wyrażenie „niepowiązane cele strategiczne” odnosi się do celów niezwiązanych z rozwojem i eksploatacją samych sieci. Sąd ten zauważa w tym względzie, że promowanie wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w szczególności poprzez obowiązkowy zakup tzw. zielonych certyfikatów i certyfikatów kogeneracyjnych, wydaje się służyć celom polityki energetycznej odrębnym od celów związanych z rozwojem lub efektywną eksploatacją sieci dystrybucyjnych. Sąd ten zastanawia się zatem, czy „niepowiązane koszty” związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych, które nie mają żadnego związku z zarządzaniem siecią i które w Belgii są uwzględniane w opłatach na podstawie dekretu w sprawie energii, są zgodne z tym przepisem. 21.      W drugiej kolejności sąd odsyłający zastanawia się nad zgodnością, w świetle art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943, metody ustalania taryf bazującej na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów skarżących OSD, przy braku kontroli ich efektywności. Przepis ten wymagałby bowiem, aby koszty przenoszone na użytkowników odpowiadały kosztom operatora sieci o porównywalnej strukturze, co oznacza, że opłaty nie mogłyby przekraczać poziomu, jaki ukształtowałby się na rynku konkurencyjnym. W tym względzie, przyznając zarazem, że odwołanie się do empirycznych danych historycznych może okazać się zasadne, sąd ten zastanawia się, czy uregulowanie taryfowe oparte wyłącznie na kosztach poniesionych w przeszłości, bez mechanizmu oceny ich skuteczności, jest rzeczywiście zgodne z celem tego rozporządzenia, a szerzej – z samym celem każdej regulacji mającej zastosowanie do rynku monopolistycznego, polegającym na zapobieganiu ustalaniu cen wyższych od cen, które obowiązywałyby w warunkach konkurencji. 22.      W trzeciej i ostatniej kolejności sąd odsyłający zastanawia się nad kwestią tymczasowego utrzymania w mocy skutków kwestionowanej w niniejszej sprawie metody ustalania taryf. Jego zdaniem, zgodnie z orzecznictwem Trybunału(7), nadrzędne względy pewności prawa wydają się uzasadniać tymczasowe utrzymanie w mocy skutków art. 4.1.32 § 1 pkt 10 dekretu w sprawie energii lub spornej decyzji, w przypadku gdyby Trybunał miał uznać je za niezgodne z prawem Unii. Sąd ten zauważa w tym względzie, że niezmodyfikowane stwierdzenie nieważności mogłoby naruszyć pewność prawa(8). 23.      W tych okolicznościach hof van beroep te Brussel (sąd apelacyjny w Brukseli) postanowił zawiesić postępowanie i zwrócić się do Trybunału z następującymi pytaniami prejudycjalnymi: 1)       Czy art. 18 ust. 1 zdanie drugie rozporządzenia [2019/94] należy interpretować w ten sposób, że stoi on na przeszkodzie uregulowaniu krajowemu, takiemu jak art. 4.1.32 § 1 pkt 10 [dekretu w sprawie energii], który stanowi, że koszty wynikające z nałożonych dekretem lub na jego podstawie zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, które nie są finansowane z podatków, opłat, dotacji, składek i danin, należy uwzględniać w ramach opłat? 2)      Czy art. 18 ust. 1 zdanie pierwsze rozporządzenia [2019/943] należy interpretować w ten sposób, że stoi on na przeszkodzie przyjęciu przez organ regulacyjny metody ustalania taryf za dystrybucję energii elektrycznej, która w odniesieniu do istotnej części kosztów ponoszonych przez [OSD], podlegających regulacji dochodu, wykorzystuje jedynie metodę bazującą na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów (w ramach której dochody określa się na podstawie kosztów poniesionych w przeszłości), czy też zastosowanie tej metody musi zostać uzupełnione o kontrolę poziomu kosztów poniesionych w przeszłości pod kątem ich efektywności? 3)       Jeżeli hof van beroep te Brussel doszedłby na podstawie odpowiedzi udzielonych na powyższe pytania prejudycjalne do wniosku, że VERG narusza jedno lub więcej ze zobowiązań wynikających z przepisów wymienionych w pytaniach, to czy mógłby on tymczasowo utrzymać w mocy skutki tego naruszenia w celu uniknięcia braku pewności prawa?”. 24.      Uwagi na piśmie zostały przedstawione Trybunałowi przez skarżących OSD, rządy belgijski i finlandzki, a także przez Komisję Europejską. Strony te przedstawiły również uwagi ustne podczas rozprawy, która odbyła się w dniu 11 lutego 2025 r. IV.    Analiza A.      W przedmiocie pierwszego pytania prejudycjalnego 1.      W przedmiocie dopuszczalności 25.      Tytułem wstępu, chociaż żadna ze stron postępowania nie podniosła zarzutu niedopuszczalności, wydaje mi się konieczne zbadanie dopuszczalności pierwszego pytania prejudycjalnego. 26.      W tym względzie pragnę przypomnieć, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem Trybunału w ramach procedury ustanowionej w art. 267 TFUE wyłącznie do sądu krajowego, przed którym zawisł spór i który powinien przyjąć na siebie odpowiedzialność za mające zapaść orzeczenie sądowe, należy dokonanie oceny, w świetle szczególnych okoliczności sprawy, zarówno konieczności wydania orzeczenia w trybie prejudycjalnym po to, aby tenże sąd krajowy był w stanie wydać swoje orzeczenie, jak i znaczenia dla sprawy pytań zadanych Trybunałowi. W związku z tym, jeśli przedstawione pytania dotyczą wykładni prawa Unii, Trybunał jest co do zasady zobowiązany do wydania orzeczenia(9). Niemniej to do samego Trybunału należy zbadanie okoliczności, w jakich zwrócił się do niego sąd krajowy, w celu ustalenia własnej właściwości lub dopuszczalności przedłożonego mu wniosku. Trybunał może w szczególności zbadać, czy przepisy prawa Unii, których dotyczą pytania prejudycjalne, mogą być zastosowane przez sąd odsyłający w celu rozstrzygnięcia sporu w postępowaniu głównym. Jeżeli tak nie jest, przepisy te są pozbawione znaczenia dla rozstrzygnięcia tego sporu, a orzeczenie prejudycjalne, o które wystąpiono, nie jest niezbędne, aby umożliwić sądowi odsyłającemu wydanie wyroku, w związku z czym pytania te należy uznać za niedopuszczalne(10). 27.      W niniejszej sprawie z postanowienia odsyłającego wynika, że w ramach sporu zawisłego przed sądem odsyłającym VREG kwestionuje zgodność z prawem, w świetle art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, art. 4.1.32 § 1 pkt 10 dekretu w sprawie energii, który to przepis pozwala uwzględniać w opłatach sieciowych koszty związane z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nałożone na OSD przez dane państwo członkowskie, jeżeli koszty te nie są finansowane z podatków, opłat, dotacji, składek lub danin. 28.      Tymczasem należy stwierdzić, że dekret w sprawie energii posłużył za podstawę ustanowienia systemu promowania energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, który został zgłoszony Komisji przez właściwe organy belgijskie i który był przedmiotem decyzji C(2018) 1003 final z dnia 16 lutego 2016 r. w sprawie pomocy państwa SA.46013 (2017/N) – Belgia, Certyfikaty dla energii elektrycznej wytworzonej z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji (dalej zwana „decyzją zatwierdzającą Komisji”)(11). W decyzji tej Komisja postanowiła nie wnosić zastrzeżeń wobec tego systemu, uznając go tym samym za zgodny z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE(12). 29.      W tym względzie pragnę przypomnieć, że jak wynika z utrwalonego orzecznictwa Trybunału, w ramach ustanowionego w traktacie FUE systemu kontroli pomocy państwa sądy krajowe i Komisja odgrywają uzupełniające się, lecz odmienne role(13). W szczególności sądy krajowe czuwają – do czasu wydania przez Komisję końcowej decyzji – nad ochroną praw jednostek przed ewentualnym naruszeniem przez władze państwa zakazu wyrażonego w art. 108 ust. 3 TFUE. W tym celu, rozpatrując zawisłe przed nimi spory, mogą one być zobowiązane do dokonania wykładni i do stosowania pojęcia „pomocy państwa”, o którym mowa w art. 107 ust. 1 TFUE, aby ustalić, czy środek państwowy wprowadzony z pominięciem procedury uprzedniej kontroli z art. 108 ust. 3 TFUE powinien podlegać tej procedurze, czy też nie. Sądy te nie są natomiast właściwe, by orzekać w przedmiocie zgodności środków pomocy czy systemów pomocy ze wspólnym rynkiem. Zgodnie bowiem z utrwalonym orzecznictwem Trybunału ocena ta należy bowiem do wyłącznej kompetencji Komisji, działającej pod kontrolą sądów Unii Europejskiej(14). 30.      Ponadto, wciąż zgodnie z utrwalonym orzecznictwem Trybunału, postępowanie przewidziane w art. 108 TFUE nigdy nie powinno prowadzić do rezultatu, który byłby sprzeczny z konkretnymi postanowieniami traktatu FUE. Pomocy, która jako taka, bądź ze względu na niektóre z jej aspektów narusza ogólne zasady prawa Unii, nie można zatem uznać za zgodną z rynkiem wewnętrznym. Jeżeli bowiem szczegółowe zasady pomocy lub systemu pomocy są do tego stopnia nierozerwalnie związane z przedmiotem pomocy lub systemu pomocy, lub z ich funkcjonowaniem, że nie jest możliwa ich odrębna ocena, to ich wpływ na zgodność lub niezgodność pomocy lub systemu pomocy jako całości należy siłą rzeczy oceniać w drodze postępowania przewidzianego w art. 108 TFUE(15). Ocena takich zasad nie należy zatem do właściwości sądów krajowych(16). 31.      W ramach sporu w postępowaniu głównym należy zatem zbadać, czy możliwość uwzględnienia w taryfach sieciowych kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, nałożonych na skarżących OSD przez państwo na podstawie dekretu w sprawie energii, może być badana przez sąd odsyłający w świetle art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, mimo że dekret ten był już przedmiotem decyzji zatwierdzającej Komisji, która stwierdziła jego zgodność z rynkiem wewnętrznym. 32.      W tym względzie pragnę przypomnieć, że w wyroku Tiberis Holding Trybunał stwierdził niedopuszczalność wniosku o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożonego przez Consiglio di Stato (radę stanu, Włochy) ze względu na to, że zasadniczo wykładnia art. 3 dyrektywy 2009/28/WE(17) i art. 4 dyrektywy (UE) 2018/2001(18), o którą wystąpił ten sąd, nie miała znaczenia dla rozstrzygnięcia sporu w postępowaniu głównym; prawo Unii stoi bowiem na przeszkodzie temu, by sąd odsyłający dokonał oceny zgodności z tymi przepisami będącego przedmiotem tej sprawy mechanizmu ujemnej zachęty, ponieważ mechanizm ten jest nierozerwalnie związany z funkcjonowaniem systemu pomocy państwa, który Komisja uznała za zgodny z rynkiem wewnętrznym w decyzji C(2016) 2726 final z dnia 28 kwietnia 2016 r. w sprawie pomocy państwa SA.43756 (2015/N) – Wsparcie produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych we Włoszech. 33.      Dokładniej, Trybunał orzekł, po pierwsze, iż umożliwienie Consiglio di Stato (radzie stanu), zajęcia stanowiska w przedmiocie zgodności z prawem, w świetle art. 3 dyrektywy 2009/28, rozpatrywanego mechanizmu ujemnej zachęty sprowadzałoby się w istocie do przyznania owemu sądowi uprawnienia do zastąpienia własną oceną oceny dokonanej przez Komisję, a w związku z tym na wkroczenie w zastrzeżone dla Komisji kompetencje do dokonywania oceny zgodności pomocy państwa z rynkiem wewnętrznym(19). Po drugie, uznał on, że każda modyfikacja, która zostałaby dokonana w mechanizmie ujemnej zachęty, mogłaby, ze względu na mogące z niej wyniknąć ewentualne zwiększenie intensywności pomocy, wpłynąć na ocenę jego zgodności z rynkiem wewnętrznym i stanowiłaby tym samym „nową pomoc”, podlegającą obowiązkowi zgłoszenia, której ocena zgodności z rynkiem wewnętrznym należy do wyłącznej kompetencji Komisji, pod kontrolą sądów Unii(20). Orzecznictwo to pozwala zatem na jasne określenie sytuacji, w których sąd krajowy, rozpoznający spór dotyczący kwestii zgodności z prawem Unii uregulowania krajowego, może orzekać, gdy uregulowanie to dotyczy środka pomocy państwa, którego zgodność została wcześniej zbadana przez Komisję. 34.      Pragnę uściślić w tym względzie, że system wsparcia na rzecz energii odnawialnej ustanowiony przez rząd belgijski i zatwierdzony przez Komisję ma na celu promowanie produkcji energii elektrycznej w instalacjach fotowoltaicznych poprzez obowiązek zakupu oraz minimalną cenę gwarantowaną. Z decyzji zatwierdzającej Komisji wynika w szczególności, że system ten opiera się na utworzeniu rynku zielonych certyfikatów, w którym uczestniczą różni uczestnicy rynku energetycznego i w ramach którego operatorzy sieci są prawnie zobowiązani do zakupu certyfikatów po minimalnej cenie gwarantowanej, gdy producenci nie znajdują nabywców na rynku(21). Po przeprowadzeniu dogłębnej analizy odpowiednich przepisów dekretu w sprawie energii oraz konkretnego funkcjonowania mechanizmu wsparcia dla energii ze źródeł odnawialnych, w tym roli powierzonej operatorom sieci w kontekście zakupu zielonych certyfikatów, Komisja stwierdziła, że ów system jest zgodny z zasadami pomocy państwa. 35.      Ponadto z decyzji zatwierdzającej Komisji wynika w szczególności, że obowiązek odkupu nałożony na OSD na mocy dekretu w sprawie energii nabiera szczególnego znaczenia w kontekście funkcjonowania przedmiotowego systemu pomocy i został uwzględniony przy ocenie zgodności oraz proporcjonalności zgłoszonego systemu. Istotnie, skoro flamandzkim OSD powierzono zadanie działania jako „nabywcy ostatniej instancji” -– w tym sensie, że są oni zobowiązani nabywać każdą ilość zielonych certyfikatów oferowaną im przez uczestników rynku po cenie minimalnej ustalonej w przedmiotowym uregulowaniu krajowym(22) – ich interwencja na rynku stanowi centralny element systemu pomocy, którego dotyczy decyzja zatwierdzająca Komisji(23). 36.      O ile, biorąc pod uwagę orzecznictwo Trybunału powołane w pkt 30 niniejszej opinii, zobowiązanie z tytułu świadczenia usług publicznych polegające na odkupie zielonych certyfikatów, nałożone na OSD przez dany państwo członkowskie, może stanowić element nierozerwalnie związany z funkcjonowaniem przedmiotowego systemu pomocy, o tyle należy jednak stwierdzić, że w niniejszej sprawie to nie mechanizm wprowadzony dekretem w sprawie energii, przewidujący obowiązek nabycia zielonych certyfikatów przez OSD jest kwestionowany w świetle art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943(24), lecz możliwość uwzględnienia w opłatach sieciowych kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nałożonych na OSD na mocy tego dekretu, a także warunki ich uwzględniania(25). Ten ostatni parametr nie stanowi zaś, w rozumieniu orzecznictwa Trybunału, elementu nierozerwalnie związanego z funkcjonowaniem przedmiotowego systemu pomocy, na podstawie którego Komisja oceniła jego zgodność i kompatybilność z przepisami dotyczącymi pomocy państwa. 37.      W rzeczywistości sposób uwzględnienia kosztów związanych ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych w opłatach za energię elektryczną nie został zbadany w decyzji zatwierdzającej Komisji. Nawet przy założeniu, że program pomocy zgłoszony Komisji obejmował elementy dotyczące uwzględniania tych kosztów, co nie wynika jednak z tej decyzji, instytucja ta w żadnym razie nie byłaby w stanie wykazać ewentualnej niezgodności dekretu w sprawie energii z przewidzianym obecnie w art. 18 rozporządzenia 2019/943 zakazem uwzględniania w opłatach sieciowych „niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne”(26). 38.      Tytułem uzupełnienia pragnę wskazać, że orzecznictwo wynikające z wyroku Tiberis Holding mogłoby by nabrać znaczenia jedynie wtedy, gdyby sąd odsyłający stwierdził, że ewentualna niezgodność dekretu w sprawie energii z art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 mogłaby mieć wpływ na rozmiar lub warunki pomocy zatwierdzonej przez Komisję, w zakresie, w jakim prowadziłaby do zmiany kwoty tej pomocy lub warunków, na podstawie których przeprowadzono analizę zgodności i wydano jej zatwierdzenie, albo gdyby sąd ten stwierdził, że ta ewentualna niezgodność mogła wpłynąć na ocenę zgodności rozpatrywanego systemu pomocy z rynkiem wewnętrznym, w którym przypadku można by uznać, że chodzi o „nową pomoc”, ze wszystkimi wynikającymi z tego konsekwencjami zarówno w zakresie właściwości sądu krajowego, jak i kwestii niedopuszczalności pierwszego pytania prejudycjalnego(27). Tymczasem akta przedłożone Trybunałowi nie zawierają żadnych elementów, które mogłyby stanowić poparcie dla takiego wniosku. 39.      W związku z powyższym uważam, że powodów, które doprowadziły do stwierdzenia niedopuszczalności wniosku o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym w sprawie, w której zapadł wyrok Tiberis Holding, nie można przenieść na grunt niniejszej sprawy, i że wobec tego pierwsze pytanie prejudycjalne jest dopuszczalne. 2.      Co do istoty 40.      Na wstępie pragnę zauważyć, że wykładnia, o którą zwrócił się sąd odsyłający, dotyczy wyłącznie art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943. Jednakże, podobnie jak wszystkie strony postępowania, jestem zdania, że w celu udzielenia temu sądowi użytecznej odpowiedzi należy uwzględnić zarówno art. 9 dyrektywy 2019/944, który ustanawia ramy prawne mające zastosowanie do zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w sektorze energetycznym, jak i art. 57 i 59 tej dyrektywy, które regulują, odpowiednio, wyznaczanie i niezależność krajowych organów regulacyjnych, a także zakres powierzonych im zadań. 41.      Po uściśleniu powyższego należy zaznaczyć, że do Trybunału zwrócono się o dokonanie wykładni art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943 i zbadanie go w związku z wyżej wymienionymi przepisami dyrektywy 2019/944 w celu, po pierwsze, oceny, czy koszty związane z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych wchodzą w zakres pojęcia „opłat za dostęp do sieci”, a po drugie, stwierdzenia, czy określanie tych opłat rzeczywiście wchodzi w zakres zadań powierzonych krajowym organom regulacyjnym oraz, w stosownym przypadku, ustalenia, w jakim zakresie może ono naruszać autonomię decyzyjną i niezależność tych organów. a)      W przedmiocie uwzględniania zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w opłatach za dostęp do sieci 42.      Pierwsze zagadnienie poruszone przez sąd odsyłający dotyczy zgodności dekretu w sprawie energii z art. 18 ust. 1 rozporządzenia nr 2019/943 w zakresie, w jakim dekret ten stanowi, że koszty zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych dotyczących energii odnawialnej mogą być uwzględniane w opłatach sieciowych, pomimo że te zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych nie mają żadnego związku z zarządzaniem siecią dystrybucyjną, a przepis ten zabrania uwzględniania w opłatach za dostęp do sieci „niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne”. 43.      Pragnę przypomnieć, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem Trybunału, w celu dokonania wykładni przepisu prawa Unii należy uwzględniać jego brzmienie, kontekst, w jaki się wpisuje oraz cele regulacji, której część przepis ten stanowi(28). 44.      W pierwszej kolejności, jeśli chodzi o brzmienie art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, przepis ten stanowi, że opłaty za dostęp do sieci stosowane przez operatorów sieci, w tym opłaty za przyłączenie do sieci, opłaty za korzystanie z sieci oraz, w stosownych przypadkach, opłaty za odpowiednie wzmocnienie sieci, odzwierciedlają koszty, muszą być przejrzyste, uwzględniają potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa i elastyczności sieci oraz odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej efektywności i strukturze, oraz stosowane są w sposób niedyskryminacyjny. Opłaty te nie powinny obejmować niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne. 45.      Z brzmienia wspomnianego przepisu wynika prima facie, że skoro prawodawca Unii zamierzał uregulować opłaty za dostęp do sieci w drodze ustanowienia wymogu, by związane z nimi koszty były powiązane z faktyczną eksploatacją sieci, opłaty te nie mogą w szczególności obejmować niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne, przy czym pojęcia „opłaty za dostęp do sieci” oraz „niepowiązane koszty wspierające niepowiązane cele strategiczne” nie zostały jednak zdefiniowane w tym rozporządzeniu. 46.      W drugiej kolejności, jeśli chodzi o kontekst, w który wpisuje się art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, to przepis ten znajduje się w rozdziale III tego rozporządzenia, poświęconym dostępowi do sieci i ewentualnym przypadkom ograniczeń przesyłowych, a dokładniej w zawierającej dwa artykuły sekcji II tego rozdziału zatytułowanej „Opłaty sieciowe oraz dochód z ograniczeń przesyłowych”. 47.      W tym względzie wydaje się, że chociaż ustępy 2–8 wspomnianego przepisu zawierają więcej szczegółów dotyczących zasad jakie należy stosować przy ustalaniu opłat za dostęp do sieci, a także – bardziej ogólnie – wytycznych dotyczących ustalania cen za przesył i dystrybucję energii elektrycznej, to elementy te same w sobie nie pozwalają udzielić jasnej odpowiedzi na pierwsze pytanie prejudycjalne. 48.      W tych okolicznościach, aby w pełni zbadać kontekst, w jaki wpisuje się art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, należy również uwzględnić niektóre przepisy wynikające z dyrektywy 2019/944. 49.      W odniesieniu do zasad taryfikacji pragnę zauważyć, że zgodnie z pkt 3 załącznika I do tej dyrektywy, który określa minimalne wymagania dotyczące rozliczeń i informacji o rozliczeniach, cena dla odbiorcy końcowego jest sumą trzech głównych składników, a mianowicie: po pierwsze, składnika „energia i dostawa”, po drugie, składnika „sieć” (przesył i dystrybucja) oraz, po trzecie, składnika obejmującego „podatki, opłaty, obciążenia i należności”. Ponadto, jak przypomniano w tym pkt 3, odpowiednia definicja tych składników znajduje się w załączniku II do rozporządzenia (UE) 2016/1952(29), który wprost stanowi, że trzeci składnik („podatki, opłaty, obciążenia i należności”) może obejmować, między innymi opłaty związane z promocją odnawialnych źródeł energii. 50.      W odniesieniu w szczególności do zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, art. 9 ust. 2 dyrektywy 2019/944 stanowi, że państwa członkowskie mają prawo nałożyć takie zobowiązania, w tym w zakresie energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, na przedsiębiorstwa energetyczne i gazu ziemnego(30). Artykuł 9 ust. 3 tej dyrektywy stanowi ponadto, że jeżeli za wypełnienie obowiązków określonych w ust. 2 niniejszego artykułu przewidziano przyznawanie przez państwo członkowskie rekompensat finansowych, innych form rekompensaty oraz praw wyłącznych, odbywa się to w sposób przejrzysty i niedyskryminacyjny. 51.      Z art. 18 rozporządzenia 2019/943 w związku z wyżej wymienionymi przepisami dyrektywy 2019/944 wynika zatem, że chociaż pojęcia „opłaty za dostęp do sieci”, „taryfy” i „metody ustalania taryf” nie są zdefiniowane w rozporządzeniu 2019/943 ani nie zawsze są stosowane w sposób spójny(31), to „taryfy” lub „opłaty” za dostęp do sieci, o których mowa w art. 18 ust. 1 tego rozporządzenia, stanowią tylko jeden z [trzech głównych] składników całkowitego rozliczenia. 52.      Ponadto art. 9 dyrektywy 2019/944 przyznaje państwom członkowskim znaczny zakres uznania zarówno w zakresie określenia rodzaju zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, które chcą one nałożyć na OSD, jak i w kwestii zasad finansowania tych zobowiązań(32). Wynika z tego, że dyrektywa ta nie stoi zasadniczo na przeszkodzie przepisom krajowym przewidującym możliwość przerzucania przez OSD na odbiorców końcowych kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nałożonych na nich przez dane państwo członkowskie, w tym w formie opłat, pod warunkiem że parametry i zasady tego finansowania spełniają warunki określone w art. 9 ust. 3 tej dyrektywy. 53.      W trzeciej i ostatniej kolejności, jeśli chodzi o cele przewidziane w rozporządzeniu 2019/943, z jego art. 1 wynika, że ma ono w szczególności na celu określenie podstaw efektywnego osiągnięcia celów unii energetycznej oraz celu neutralności klimatycznej Unii. Zmierza ono w szczególności do umożliwienia wytwarzania sygnałów rynkowych z myślą o zwiększonej efektywności, większym udziale odnawialnych źródeł energii, bezpieczeństwie dostaw, elastyczności, zgodności z zasadami zrównoważonego rozwoju, obniżaniu emisyjności oraz innowacyjności. 54.      W świetle rozważań przedstawionych w poprzednich punktach niniejszej opinii uważam, że należy przyjąć następujące wnioski. 55.      W pierwszej kolejności pragnę zauważyć, jak wskazano w pkt 4 i 5 niniejszej opinii, że art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 ma zastosowanie wyłącznie do „opłat”, które są związane z korzystaniem z sieci, przyłączeniem do sieci i wzmocnieniem sieci. Przepis ten obejmuje zatem jedynie koszty faktycznie poniesione przez operatora systemu, które są ściśle powiązane z zarządzaniem siecią dystrybucyjną i nie reguluje innych składników taryfowych, które nie mają żadnego związku z faktycznym korzystaniem z sieci. Wynika z tego, że a priori koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych w zakresie wspierania energii odnawialnej, rozliczane przez operatora sieci, nie stanowią „opłat” określonych w tym przepisie, a zatem nie wchodzą w zakres jego stosowania(33). 56.      Z art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 wynika ponadto, że państwa członkowskie nie powinny uwzględniać w opłatach za dostęp do sieci, o których mowa w tym przepisie, kosztów, które nie są ściśle powiązane z zarządzaniem siecią i które służą „niepowiązanym celom”. Ograniczenie to wydaje się odzwierciedlać, po pierwsze, wolę prawodawcy Unii, aby zapobiec wykorzystywaniu tych opłat w sposób niezgodny z ich przeznaczeniem oraz stosowaniu ich jako zastępczego mechanizmu finansowania polityki publicznej bez wyraźnego związku z siecią dystrybucji i przesyłu energii elektrycznej, a z drugiej strony, zapewnienie przejrzystości opłat, która stanowi istotny element prawidłowego funkcjonowania rynków energii elektrycznej na poziomie Unii(34). 57.      W drugiej kolejności pragnę zauważyć, że prawodawca Unii wprowadził pewne przepisy regulujące rozliczenia, zarówno dla operatora systemu, jak i dla odbiorcy końcowego, wymagające w szczególności, aby opłaty związane z siecią i opłaty dotyczące zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w zakresie wspierania energii odnawialnych były prezentowane w sposób przejrzysty jako opłaty odrębne od opłat sieciowych i by nie były zawarte w tych ostatnich. 58.      Tymczasem szczególny charakter niniejszej sprawy polega na tym, że koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych są najwyraźniej ujęte nie w kategorii „podatki, opłaty i taryfy” (która odpowiada trzeciemu składnikowi taryfowemu zgodnie z pkt 3 załącznika I do dyrektywy 2019/944)(35), co zdaniem wszystkich stron postępowania prowadziłoby do rozwiązania zgodnego z prawem Unii(36), ale w kategorii dotyczącej „opłat sieciowych” (która odpowiada drugiemu składnikowi taryfowemu zgodnie z pkt 3 załącznika I do tej dyrektywy)(37), w której co do zasady powinny widnieć wyłącznie koszty związane z siecią. 59.      Chociaż sytuacja ta może na pierwszy rzut oka budzić wątpliwości co do zgodności będących przedmiotem postępowania głównego przepisów krajowych z art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943, moim zdaniem pozostaje jeszcze wyjaśnić, w jaki sposób opłaty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych zostały uwzględnione w taryfach sieciowych, a w szczególności, czy opłaty te faktycznie wpływają na ustalanie tych taryf przez VREG(38). Ograniczenie się wyłącznie do formalnej kwalifikacji tych kosztów w celu stwierdzenia niezgodności z tym przepisem, na tej podstawie, że koszty te zostały ujęte w innej kategorii, podczas gdy zostałyby wyraźnie wyodrębnione, stanowiłoby bowiem moim zdaniem nadmierny formalizm, sprzeczny ze skutecznym stosowaniem zarówno rozporządzenia 2019/943, jak i dyrektywy 2019/944(39). 60.      Do sądu odsyłającego należy zatem zbadanie nie tylko formalnej kwalifikacji i celu rozpatrywanego obciążenia oraz jego związku z działaniem sieci, ale również sposobu, w jaki koszty te są uwzględnione w strukturze taryfowej. Gdyby bowiem tych opłat związanych z siecią nie można oddzielić od innych kosztów realizujących cele niezależne od sieci, byłoby to a priori niezgodne z art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943. Natomiast w mojej ocenie stwierdzenie to nie nasuwa się w taki sam sposób, gdy koszty niezwiązane z siecią, takie jak na przykład koszty dotyczące zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych są wyraźnie oddzielone i można je wyraźnie odróżnić od opłat lub taryf sieciowych(40). Jednakże, z zastrzeżeniem ustaleń, których dokonanie w tym względzie należy do sądu odsyłającego, nie można wykluczyć, że sytuacja rozpatrywana w postępowaniu głównym jest objęta ostatnią hipotezą(41). b)      Wpływ uwzględnienia zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w opłatach sieciowych w kontekście kompetencji i roli przyznanych krajowemu organowi regulacyjnemu 61.      Drugie zagadnienie poruszone przez sąd odsyłający dotyczy kwestii, czy uwzględnienie kosztów związanych ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych w opłatach za dostęp do sieci, jak zostało to przewidziane w przepisach krajowych będących przedmiotem postępowania głównego, może naruszać niezależność lub samodzielność decyzyjną krajowego organu regulacyjnego w zakresie ustalania opłat sieciowych, zgodnie z wymogami określonymi w art. 57 ust. 4 i 5 oraz w art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944(42). 62.      Na wstępie pragnę przypomnieć, iż art. 57 ust. 4 tej dyrektywy stanowi w istocie, że państwa członkowskie gwarantują niezależność organu regulacyjnego i w tym celu zapewniają, aby przy wykonywaniu zadań regulacyjnych powierzonych mu na mocy tej dyrektywy i powiązanego ustawodawstwa organ ten był prawnie odrębny i funkcjonalnie niezależny od innych podmiotów publicznych lub prywatnych oraz zapewniał, aby jego pracownicy i osoby odpowiedzialne za zarządzanie nim działali niezależnie od wszelkich interesów rynkowych oraz aby przy wykonywaniu tych zadań nie zwracali się o bezpośrednie polecenia ani nie wykonywali bezpośrednich poleceń któregokolwiek rządu lub innego podmiotu publicznego lub prywatnego(43). Jednakże zgodnie z art. 57 ust. 4 lit. b) ppkt (ii) tej dyrektywy niniejszy wymóg pozostaje bez uszczerbku dla ścisłej współpracy, w stosownych przypadkach, z innymi właściwymi organami krajowymi oraz dla ogólnych wytycznych polityki opracowanych przez rząd niezwiązanych z uprawnieniami i obowiązkami regulacyjnymi na podstawie art. 59 tejże dyrektywy, które obejmują, zgodnie z jej ust. 1 lit. a), ustalanie lub zatwierdzanie taryf przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej lub metod ich ustalania(44). 63.      Wynika z tego, że w celu zapewnienia właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej, konieczne jest, po pierwsze, aby krajowe organy regulacyjne były w stanie podejmować decyzje dotyczące wszystkich istotnych aspektów regulacyjnych oraz aby organy te były całkowicie niezależne od wszelkich innych interesów publicznych lub prywatnych, a po drugie, aby dyrektywa 2019/944 nie pozbawiała państw członkowskich możliwości tworzenia i publikowania krajowej polityki energetycznej, a także określania ram działania tych organów. W związku z tym państwa członkowskie zachowują swobodę w przyjmowaniu własnych uregulowań dotyczących krajowego rynku energii elektrycznej, z zastrzeżeniem obowiązków i uprawnień przyznanych organom regulacyjnych w tej dyrektywie(45). 64.      Tymczasem należy stwierdzić w tym względzie, że o ile bezsporne jest, iż ustalanie taryf dystrybucyjnych i ustalenie mającej zastosowanie metody taryfikacji dotyczącej opłat za przyłączenie należy, na podstawie art. 59 ust. 1 lit. a) wskazanej dyrektywy, do wyłącznej kompetencji krajowych organów regulacyjnych, które dysponują znacznym zakresem uznania w tej dziedzinie, o tyle kompetencja ta nie może automatycznie rozciągać się na inne aspekty polityki energetycznej, które nie są związane z zadaniami powierzonymi tym organom na mocy tego przepisu i które w konsekwencji nie należą do jego kompetencji, a których określenie jest co do zasady prerogatywą władzy ustawodawczej lub wykonawczej. Dotyczy to w szczególności ustalania kosztów dotyczących zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w zakresie wspierania energii odnawialnej oraz zasad odzyskiwania tych kosztów.  Sposób, w jaki państwo członkowskie zamierza wspierać rynek energii odnawialnej na swoim terytorium – czy to poprzez bezpośrednie dotacje, mechanizmy podatkowe, czy też, jak w omawianym przypadku, za pomocą środka o charakterze parafiskalnym polegającego na przerzuceniu kosztów na odbiorców końcowych – stanowi bowiem wybór z zakresu wyłącznie polityki energetycznej, pozostający poza kompetencją krajowych organów regulacyjnych(46). 65.      Innymi słowy, o ile ustalanie „opłat” sieciowych, o których mowa w art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943, należy wyraźnie do kompetencji krajowych organów regulacyjnych na mocy art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944, o tyle nie ma to miejsca w odniesieniu do „opłat lub innych danin”, które nie są związane z dostępem do sieci lub korzystaniem z niej, a które w związku z tym zasadniczo nie wchodzą w zakres stosowania tego art. 18 ust. 1(47). 66.      Stwierdzenie to nie stoi jednak na przeszkodzie temu, by państwa członkowskie przyznały takie uprawnienie krajowym organom regulacyjnym i poddały, jak w niniejszej sprawie(48), regulację niektórych aspektów taryfowych, które niekoniecznie wchodzą w zakres pierwotnych zadań określonych w art. 59 dyrektywy 2019/944, nadzorowi, a nawet kontroli, właściwego krajowego organu regulacyjnego(49). Żaden przepis prawa Unii nie wydaje się bowiem sprzeciwiać temu, by państwa członkowskie upoważniły właściwy organ krajowy do regulowania taryf związanych ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych. 67.      Okoliczność, o której mowa w punkcie 58 niniejszej opinii, że opłaty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych miałyby zostać uwzględnione nie w trzecim składniku taryfowym, lecz w taryfach sieciowych, nie powinna podważyć powyższej analizy i sama w sobie prowadzić do stwierdzenia niezgodności uregulowań krajowych, będących przedmiotem postępowania głównego, z art. 57 ust. 4 i art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944. Z zastrzeżeniem bowiem, że sąd odsyłający potwierdzi, iż koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych, choć formalnie uwzględnione w opłatach sieciowych, zostały w rzeczywistości wyraźnie od tych opłat oddzielone, w związku z czym w praktyce nie mają one wpływu na metodę obliczania i ustalania opłat lub taryf sieciowych, sytuacji takiej nie można utożsamiać z sytuacją, w której władza ustawodawcza lub wykonawcza zamierzałaby wkroczyć w kompetencje krajowego organu regulacyjnego lub podważyć jego autorytet w zakresie ustalania lub zatwierdzania metod taryfowych. 68.      Pragnę wreszcie podkreślić, że przy założeniu, iż zostanie stwierdzone, iż koszty związane z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, które mają zostać przerzucone na odbiorców końcowych, wchodzą w zakres zadań krajowych organów regulacyjnych, orzecznictwo Trybunału dopuszcza, że w niektórych przypadkach, nawet w dziedzinach należących do kompetencji krajowego organu regulacyjnego, wykonywanie przez państwo członkowskie jego własnych uprawnień w zakresie tworzenia polityki energetycznej może mieć wpływ na koszty eksploatacji systemu elektroenergetycznego, przy czym taka interwencja nie jest jako taka niezgodna z art. 57 ust. 4 i 5 dyrektywy 2019/944(50). 69.      W tym względzie pragnę zaznaczyć, że w ramach sporu dotyczącego zgodności krajowych przepisów – polegających zasadniczo na ingerencji państwa w ceny gazu ziemnego – z dyrektywą 2009/73/WE(51), Trybunał orzekł, że art. 3 ust. 1–3 dyrektywy 2009/73(52), rozpatrywany w świetle art. 36 i 38 Karty praw podstawowych Unii Europejskiej, należy interpretować w ten sposób, że nie stoi on na przeszkodzie obowiązywaniu przepisów państwa członkowskiego, które stanowią, że koszty wynikające z obowiązków magazynowania gazu ziemnego, nałożonych na przedsiębiorstwa gazowe w celu zapewnienia bezpieczeństwa i regularności dostaw gazu ziemnego w tym państwie członkowskim, są w całości pokrywane przez odbiorców tych przedsiębiorstw, którymi mogą być odbiorcy indywidualni, pod warunkiem że przepisy te realizują cel leżący w ogólnym interesie gospodarczym, są zgodne z zasadą proporcjonalności, a ustanowione w nich obowiązki użyteczności publicznej są jasno zdefiniowane, przejrzyste, niedyskryminacyjne i weryfikowalne oraz gwarantują przedsiębiorstwom gazowym z Unii równość dostępu do odbiorców krajowych(53). 70.      W związku z powyższym na pierwsze pytanie proponuję udzielić odpowiedzi, że art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, a także art. 57 ust. 4 i 5 oraz art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944 należy interpretować w ten sposób, że nie stoją one na przeszkodzie uwzględnieniu, w ramach opłat sieciowych, kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nałożonych na OSD przez dane państwo członkowskie na podstawie art. 9 ust. 2 dyrektywy 2019/944, które nie są finansowane z podatków, danin, dotacji, wkładów lub opłat, pod warunkiem że koszty te nie są zintegrowane z metodą ustalania tych opłat i wyraźnie się od tych opłat różnią. B.      W przedmiocie drugiego pytania prejudycjalnego 71.      W swoim drugim pytaniu prejudycjalnym sąd odsyłający zastawia się w istocie, czy art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943 należy interpretować w ten sposób, że stoi on na przeszkodzie przyjęciu przez krajowy organ regulacyjny metody ustalania taryf za dystrybucję energii elektrycznej, która – jeśli chodzi o istotną część kosztów ponoszonych przez OSD, podlegających regulacji dochodu – wykorzystuje jedynie metodę bazująca na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów (i w ten sposób określa dochody na podstawie kosztów poniesionych w przeszłości), czy też zastosowanie tej metody musi zostać uzupełnione o kontrolę poziomu kosztów poniesionych w przeszłości pod kątem ich efektywności. 72.      Na wstępie pragnę zaznaczyć, że wykładnia, o którą zwrócił się sąd odsyłający, dotyczy wyłącznie art. 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943, który nakłada wymóg, aby opłaty za dostęp do sieci odzwierciedlały koszty OSD, o ile odpowiadają one kosztom efektywnego i strukturalnie porównywalnego OSD. Uważam jednak, że w celu udzielenia temu sądowi użytecznej odpowiedzi należy przeformułować to pytanie, poprzez odwołanie się w nim nie do art. 18 ust. 1, lecz raczej do art. 18 ust. 2 i 8. 73.      W tym kontekście pragnę przypomnieć, że art. 18 rozporządzenia 2019/943 wymienia ogólne zasady mające zastosowanie do ustalania i zatwierdzania opłat za dostęp do sieci, które muszą w szczególności odzwierciedlać koszty, zwiększać integrację rynku i zapewniać bezpieczeństwo dostaw, a także promować efektywne wykorzystanie istniejącej sieci poprzez odpowiednie sygnały cenowe dla użytkowników. 74.      Pragnę zauważyć, po pierwsze, że art. 18 tego rozporządzenia nie narzuca szczególnej metody ustalania cen dystrybucji energii elektrycznej, którą krajowy organ regulacyjny miałby obowiązek stosować. Do tego organu należy zatem opracowanie metody spełniającej wszystkie wymogi przewidziane w art. 18 rzeczonego rozporządzenia, w tym wymóg dotyczący efektywności koszów(54). Biorąc ponadto pod uwagę złożony i techniczny charakter jego zadań, organ ten musi dysponować szerokim zakresem uznania przy określaniu tej metody(55). W tym kontekście zakres uznania, jakim dysponuje ten organ, powinien umożliwiać mu dostosowanie przyjętej metody, jak również zasad obliczeń w oparciu o parametry, które uzna on za istotne w świetle celów realizowanych zarówno przez prawo Unii, jak i mające zastosowanie przepisy krajowe, w tym poprzez uwzględnienie szczególnych warunków panujących na krajowym rynku energii elektrycznej(56). 75.      Po drugie, stwierdzam, że sam fakt, iż metoda przyjęta przez krajowy organ regulacyjny bazuje częściowo na danych historycznych, wykorzystywanych jako punkt wyjścia do oceny przyszłych kosztów OSD(57), nie może sam w sobie powodować jej niezgodności z art. 18 tego rozporządzenia(58). Tak jest w szczególności w przypadku, gdy metoda ta nie wyklucza – co wydaje się mieć miejsce w niniejszej sprawie – uwzględnienia czynników korygujących koszty poniesione w przeszłości lub dodatkowych kryteriów uwzględniających fakt, że przyszłe zmiany na rynku mogą różnić się od zmian obserwowanych w przeszłości. 76.      Po trzecie, jak wynika z art. 18 ust. 1, 2 oraz art. 8 rozporządzenia 2019/943, aby metoda ustalania taryf była zgodna z tym przepisem, musi ona zawierać elementy zachęcające operatora sieci do poprawy efektywności kosztów i inwestycji zarówno w perspektywie krótkoterminowej, jak i długoterminowej. Należy ponadto zaznaczyć, że w ramach szerokiego zakresu uznania, o którym mowa w pkt 74 niniejszej opinii, krajowy organ regulacyjny może zapewnić efektywność ekonomiczną OSD na różne sposoby. 77.      W niniejszej sprawie z postanowienia odsyłającego wynika, że metoda ustalania taryf przyjęta przez VREG uwzględnia czynniki korygujące mające na celu zapewnienie poprawy ogólnej efektywności, w tym efektywności energetycznej systemu, a także przewiduje pewną formę kontroli kosztów ponoszonych przez skarżących OSD, które są uwzględniane w opłatach za energię elektryczną(59). 78.      Po czwarte, pragnę zaznaczyć, że o ile sąd odsyłający zastanawia się nad zgodnością metody stosowanej przez VREG z wymogiem określonym w art. 18 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym koszty, które mogą zostać przerzucone, muszą odpowiadać „kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej efektywności i strukturze”, kwestia ta w zasadzie pozostaje teoretyczna, ponieważ sąd ten nie wypowiedział się na temat szczegółowej argumentacji przedstawionej zarówno przez skarżących OSD, jak i przez VREG, w odniesieniu do poszczególnych parametrów i warunków metody ustalania taryf przyjętej przez VREG(60). 79.      W tym względzie istotne wydaje mi się również podkreślenie, że o ile Trybunał jest właściwy do dokonywania wykładni przepisów prawa Unii, o tyle nie do niego należy dokonywanie abstrakcyjnej oceny poszczególnych parametrów metody przyjętej przez VREG ani samodzielne określanie konkretnej metody, którą organ ten byłby zobowiązany stosować, ani też wypowiadanie się co do odpowiedniego charakteru zamiennych kryteriów, które mogły zostać zastosowane w niniejszej sprawie. Ustalenie odpowiedniej metody zależy bowiem od szeregu okoliczności faktycznych i parametrów technicznych, którymi Trybunał nie dysponuje, a w każdym razie taka konkretna ocena należy wyłącznie do sądu odsyłającego. Wynika z tego, że to do tego ostatniego sądu należy zweryfikowanie, czy metoda ustalania taryf zakwestionowana w niniejszej sprawie spełnia wymogi przewidziane w art. 18 rozporządzenia 2019/943, w świetle wszystkich okoliczności faktycznych, którymi sąd ten dysponuje. 80.      W związku z powyższym na pytanie drugie proponuję udzielić odpowiedzi, że art. 18 rozporządzenia 2019/943 należy interpretować w ten sposób, że nie stoi on na przeszkodzie przyjęciu przez krajowy organ regulacyjny metody ustalania taryf za dystrybucję energii elektrycznej, która wykorzystuje jedynie metodę bazującą na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów, o ile ta metoda ta przewiduje czynniki umożliwiające, w razie potrzeby, korektę tych danych do poziomu kosztów efektywnego i strukturalnie porównywalnego OSD. Do krajowego organu regulacyjnego, którego rozstrzygnięcia podlegają kontroli przeprowadzanej przez sądy krajowe, należy określenie odpowiedniego charakteru metody stosowanej do celów tego obliczania, na podstawie istotnych okoliczności faktycznych, z poszanowaniem ustanowionych w tym przepisie ogólnych zasad ustalania taryf. C.      W przedmiocie trzeciego pytania prejudycjalnego 81.      W pytaniu trzecim sąd odsyłający dąży w istocie do ustalenia, czy w celu uniknięcia braku pewności prawa może tymczasowo utrzymać w mocy skutki przepisu krajowego, takiego jak art. 4.1.32 ust. 1 pkt 10 dekretu w sprawie energii, lub spornej decyzji, jeżeli w świetle wyroku Trybunału wydanego w trybie odesłania prejudycjalnego przepis ten okazuje się niezgodny z prawem Unii. 82.      W tym względzie, jak zauważył sąd odsyłający, pytanie to miałoby znaczenie jedynie w przypadku, gdyby w świetle odpowiedzi udzielonych na dwa pierwsze pytania prejudycjalne sąd ten postanowił stwierdzić nieważność dekretu w sprawie energii lub spornej decyzji ze względu na niezgodność jednego z tych aktów lub obydwu z prawem Unii. 83.      W świetle odpowiedzi, których proponuję udzielić na pytania prejudycjalne pierwsze i drugie nie ma potrzeby odpowiadania na pytanie trzecie. V.      Wnioski 84.      W świetle powyższych rozważań proponuję Trybunałowi udzielenie następujących odpowiedzi na pytania prejudycjalne zadane przez Hof van beroep te Brussel (sąd apelacyjny w Brukseli, Belgia): 1)       Artykuł 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, a także art. 57 ust. 4, 5 oraz art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, należy interpretować w ten sposób, że: nie stoją one na przeszkodzie uwzględnieniu, w ramach opłat sieciowych, kosztów związanych z wykonywaniem zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nałożonych na operatora systemu przez dane państwo członkowskie na podstawie art. 9 ust. 2 dyrektywy 2019/944, które nie są finansowane z podatków, danin, dotacji, wkładów lub opłat, pod warunkiem że koszty te nie są zintegrowane z metodą ustalania tych opłat i wyraźnie się od tych opłat różnią. 2)       Artykuł 18 ust. 1 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943 należy interpretować w ten sposób, że: nie stoi on na przeszkodzie przyjęciu przez krajowy organ regulacyjny metody ustalania taryf za dystrybucję energii elektrycznej, która wykorzystuje jedynie metodę bazującą na uwzględnianiu historycznego trendu kosztów, o ile ta metoda ta przewiduje czynniki umożliwiające, w razie potrzeby, korektę tych danych do poziomu kosztów efektywnego i strukturalnie porównywalnego operatora systemu dystrybucyjnego. Do krajowego organu regulacyjnego, którego rozstrzygnięcia podlegają kontroli przeprowadzanej przez sądy krajowe, należy określenie odpowiedniego charakteru metody stosowanej do celów tego obliczania, na podstawie istotnych okoliczności faktycznych, z poszanowaniem ustanowionych w art. 18 tego rozporządzenia ogólnych zasad ustalania taryf. 1      Język oryginału: francuski. 2      Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz.U. 2019, L 158, s. 54). Należy zaznaczyć, że rozporządzenie to było przedmiotem kolejnych zmian w dniach 23 czerwca 2022 r. w 16 lipca 2024 r. Skoro jednak sąd odsyłający za właściwe uznał przepisy w brzmieniu ustalonym w pierwotnej wersji tego rozporządzenia, to niniejsza opinia opierać się będzie na tej właśnie wersji, przy czym późniejsze zmiany nie mają wpływu na przyjętą analizę. 3      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz.U. 2012, L 315, s. 1). 4      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE (Dz.U. 2019, L 158, s. 125). 5      Belgisch Staatsblad z dnia 7 lipca 2009 r., s. 46192. 6      Dokładniej rzecz ujmując, koszty wewnętrzne dzielą się na trzy główne elementy, a mianowicie: po pierwsze, koszty amortyzacji, po drugie, koszty operacyjne, w tym koszty i przychody wykazywane w pozycjach ustandaryzowanego minimalnego planu kont, i po trzecie, koszty zainwestowanego kapitału. 7      Sąd odsyłający powołuje się w tym względzie na wyroki: z dnia 5 października 2023 r., Osteopathie Van Hauwermeiren (C‑355/22, EU:C:2023:737, pkt 30); z dnia 12 września 2024 r., Casino de Spa i in. (C‑741/22, EU:C:2024:732, pkt 52, 53, 58–62 i przytoczone tam orzecznictwo). 8      Zdaniem VREG opracowanie nowej metody taryfowej zajęłoby co najmniej dwa lata, a w międzyczasie operatorzy prawdopodobnie finansowaliby swoje zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, nie otrzymując w zamian wynagrodzenia, co mogłoby zagrozić ich wypłacalności. Ponadto brak tymczasowego utrzymania mógłby spowodować [konieczność dokonywania] korekt wystawionych wcześniej faktur. 9      Zobacz w szczególności wyrok z dnia 1 sierpnia 2025 r., Tiberis Holding (C‑514/23, zwany dalej „wyrokiem Tiberis Holding”, EU:C:2025:597, pkt 33 i przytoczone tam orzecznictwo). 10      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 35 i przytoczone tam orzecznictwo). 11      Zatwierdzenie pomocy państwa zgodnie z art. 107 i 108 Traktatu [FUE] – Przypadki, wobec których Komisja nie wnosi sprzeciwu (Dz.U. 2018, C 360, s. 1). Decyzja ta jest dostępna, w języku angielskim, na stronie internetowej Komisji pod następującym adresem: https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/271706/271706_1974009_131_2.pdf 12      Ponadto należy zauważyć, że decyzja zatwierdzająca Komisji nadal ma zastosowanie, ponieważ zgoda została udzielona na okres 10 lat, zgodnie z motywem 7 tej decyzji. 13      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 39 i przytoczone tam orzecznictwo). 14      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 40 i przytoczone tam orzecznictwo). 15      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 41 i przytoczone tam orzecznictwo). Zobacz także wyrok z dnia 11 września 2025 r., Austria/Komisja (Elektrownia jądrowa Paks II) (C‑59/23 P, EU:C:2025:686, pkt 52–55, 70, 71 i przytoczone tam orzecznictwo). 16      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 42 i przytoczone tam orzecznictwo). 17      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. 2009, L 140, s. 1). 18      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. 2018, L 328, s. 82). 19      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 44–50 i przytoczone tam orzecznictwo). 20      Zobacz wyrok Tiberis Holding (pkt 51–62 i przytoczone tam orzecznictwo). 21      Główne zasady rozpatrywanego systemu pomocy na rzecz energii ze źródeł odnawialnych można streścić w następujący sposób. Wytwórcy energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych lub w procesie kogeneracji otrzymują certyfikaty dla każdej wyprodukowanej jednostki energii. Dostawcy energii elektrycznej lub podmioty mające dostęp do sieci podlegają rocznemu obowiązkowi posiadania i zwrotu określonej liczby certyfikatów, proporcjonalnej do ilości ich dostaw, pod rygorem zapłaty grzywny. Certyfikaty są co do zasady zbywane na rynku, a ich cena jest ustalana na podstawie gry podaży i popytu. W przypadku gdy niektóre certyfikaty nie znajdują nabywcy na tym rynku, OSD, prawnie zobowiązani do ich nabycia po minimalnej cenie gwarantowanej, interweniują w celu ustabilizowania tego rynku. Koszty ponoszone przez OSD w związku z tym obowiązkiem zakupu są następnie przerzucane na konsumentów za pomocą taryf sieciowych. W odniesieniu do zadania powierzonego OSD w ramach [funkcjonowania] przedmiotowego systemu pomocy, zob. motywy 8, 9, 36 i 75 decyzji zatwierdzającej Komisji. 22      Zobacz motyw 75 decyzji zatwierdzającej Komisji. 23      Z motywu 36 decyzji zatwierdzającej Komisji wynika, że rynek, o którym mowa charakteryzował się wówczas nadwyżką certyfikatów, co prowadziło do częstego stosowania obowiązku zakupu nałożonego na OSD. Stwierdzenie to wydaje się zresztą znajdować potwierdzenie w postanowieniu odsyłającym, w którym wskazano, że rozpatrywane płatności odpowiadają szczególnie wysokim kwotom, która to okoliczność może, jak wynika z tego postanowienia, uzasadniać w danym wypadku ograniczenie w czasie skutków przyszłego wyroku, w wypadku, gdyby odpowiedzi udzielone przez Trybunał doprowadziły do stwierdzenia niezgodności systemu pomocy rozpatrywanego w postępowaniu głównym z prawem Unii. Zobacz w tym względzie pkt 22 niniejszej opinii. 24      Żadna ze stron postępowania nie kwestionuje, w świetle innych przepisów prawa Unii, możliwości nałożenia przez Królestwo Belgii przedmiotowych zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych. To samo dotyczy warunków finansowania, przewidzianych w tych zobowiązaniach z tytułu świadczenia usług publicznych, oraz możliwości, którą mają OSD, przerzucania związanych z nimi kosztów na odbiorców końcowych. Jak potwierdzono na rozprawie, istota pierwszego pytania prejudycjalnego dotyczy sposobu, w jaki koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych należy uwzględniać w taryfach za energię elektryczną, a także konsekwencji ich uwzględnienia w taryfach sieciowych, przy czym w żaden sposób nie podważa się istnienia tych zobowiązań ani sposobów ich finansowania, w tym możliwości przerzucenia wynikających z nich kosztów na odbiorców końcowych. 25      Pierwsze pytanie prejudycjalne dotyczy bowiem kwestii, czy koszty związane z odkupem tych zielonych certyfikatów mogą zostać uwzględnione w opłatach sieciowych w świetle art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943. Ponadto z żadnego z elementów akt sprawy, którymi dysponuje Trybunał, nie wynika, aby w swoim pytaniu sąd odsyłający zamierzał podważyć mechanizm odkupu zielonych certyfikatów lub też warunki jego finansowania. 26      W istocie przepis mający zastosowanie w czasie, gdy została wydana decyzja zatwierdzająca Komisji, a mianowicie art. 14 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, (Dz.U. 2009, L 211, s. 15) był bowiem sformułowany odmiennie i nie przewidywał takiego zakazu. 27      Zobacz wyroki: Tiberis Holding (pkt 58, 60, 61); oraz z dnia 12 stycznia 2023 r., DOBELES HES (C‑702/20 i C‑17/21, EU:C:2023:1, pkt 60, 61). 28      Wyrok z dnia 1 sierpnia 2025 r. Alace i Canpelli(C‑758/24 i C‑759/24, EU:C:2025:591, pkt 91 i przytoczone tam orzecznictwo). 29      Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 października 2016 r. w sprawie europejskiej statystyki dotyczącej cen gazu i energii elektrycznej oraz uchylające dyrektywę 2008/92/WE (Dz.U. 2016, L 311, s. 1). W załączniku II do tego rozporządzenia określono, że cena „przesyłu” obejmuje między innymi opłaty za przesył i dystrybucję. Ponadto pojęcie „podatki, opłaty, obciążenia i należności” obejmuje również podatki, opłaty, obciążenia lub należności związane z promocją odnawialnych źródeł energii, efektywności energetycznej i kogeneracji. 30      W tym kontekście pragnę doprecyzować, że art. 2 pkt 57 dyrektywy 2019/944 definiuje pojęcie „przedsiębiorstwa energetycznego” szeroko, w związku z czym zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, o których mowa w art. 9 tej dyrektywy i które nakłada się na przedsiębiorstwa energetyczne, mogą dotyczyć zarówno operatorów sieci, jak i innych przedsiębiorstw sektora energetycznego. 31      O ile termin „opłaty” jest używany w art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 w odniesieniu do kosztów związanych z systemem przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, o tyle jeśli chodzi o termin „taryfa”, to jest on używany do oznaczania tych kosztów w załączniku II do rozporządzenia 2016/1952, do którego odsyła pkt 3 załącznika I do dyrektywy 2019/944. To samo dotyczy art. 59 ust. 1 lit. a) tej dyrektywy, który odnosi się do „taryf” przesyłowych lub dystrybucyjnych, nie wspominając jednak o opłatach za dostęp do sieci, o których mowa w art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943. Należy również stwierdzić, że termin „opłata” został z kolei użyty zarówno do opisania kosztów związanych z siecią (w rozumieniu art. 18 ust. 1 tego rozporządzenia), jak i kosztów związanych ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych (w ramach trzeciego składnika taryfowego przewidzianego w pkt 3 załącznika I do dyrektywy 2019/944 i w załączniku II do rozporządzenia 2016/1952). Pragnę w tym względzie zauważyć, że wszystkie strony postępowania potwierdziły na rozprawie, iż terminy „taryfy” i „opłaty” należy ich zdaniem interpretować jako terminy zamienne. 32      Obejmuje to w szczególności określenie zasad zwrotu kosztów związanych z ich wykonaniem. 33      Nie wyklucza to, że niektóre zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych mogą być realizowane w formie opłat związanych z zarządzaniem siecią lub korzystaniem z niej, które w związku z tym wchodzą w zakres stosowania art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943, w szczególności gdy mają one na celu pokrycie kosztów związanych z inwestycjami niezbędnymi do poprawy lub ochrony sieci, a także do przyłączenia odbiorców znajdujących się na obszarach wiejskich lub odległych. 34      W tym kontekście zwracam uwagę, że zgodnie z art. 18 ust. 9, 10 rozporządzenia 2019/943 Agencja Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) przedstawia sprawozdanie z najlepszych praktyk dotyczących metod ustalania taryf przesyłowych i taryf dystrybucyjnych. W najnowszej wersji sprawozdania stwierdzono, że „koszty niezwiązane z korzystaniem z sieci mogą zniekształcać sygnały cenowe sieci lub powodować zakłócenia na rynku energii elektrycznej”. Zobacz sprawozdanie ACER dotyczące praktyk w zakresie taryf sieciowych, zatytułowane „Getting the signals right: Electricity network tariff methodologies in Europe” z dnia 26 marca 2025 r. (zwane dalej „sprawozdaniem ACER”), dostępne wyłącznie w języku angielskim pod następującym adresem: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf, w szczególności s. 29, pkt 85. 35      Zobacz pkt 9 niniejszej opinii. 36      Zarówno VREG, jak i Komisja, które początkowo twierdziły w swoich uwagach na piśmie, że zawarcie kosztów związanych zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych w opłatach za dostęp do sieci prowadziłoby do niezgodności, zdaniem VREG, z art. 18 ust. 1 rozporządzenia 2019/943, a zdaniem Komisji z art. 57 ust. 4 i 5 oraz art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944, potwierdziły na rozprawie, że koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych mogą zostać w całości przerzucone na odbiorców końcowych w ramach trzeciego składnika taryfowego. 37      Zobacz pkt 9 niniejszej opinii. 38      O ile sąd odsyłający nie wypowiedział się w tym względzie, o tyle stanowiska stron różnią się co do sposobu, w jaki koszty dotyczące zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych są faktycznie uwzględnione w taryfach sieciowych, jak też co do istnienia rzeczywistej odrębnej taryfy dla zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych we Flandrii oraz szczegółowych zasad rozliczania tych kosztów. Skarżący OSD oraz rząd belgijski twierdzą, że istnieje odrębna „taryfa specjalna” dla zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych, argumentując, że koszty dotyczące tych zobowiązań nie mają żadnego wpływu na zasady obliczania opłat sieciowych. Twierdzenie to zostało jednak kwestionowane przez VREG, który uważa, że koszty dotyczące zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych nie są przedmiotem odrębnej taryfy. 39      Jest tak tym bardziej, że ww. przepisy prawa Unii nie cechują się jasnością, jak wskazano w pkt 1 niniejszej opinii. 40      Tak byłoby w przypadku, gdyby koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych, mimo że formalnie zaliczane do „opłat za dostęp do sieci”, były ujmowane oddzielnie od tych opłat. 41      W tym kontekście zwracam uwagę, że ze sprawozdania ACER, na które powołują się zarówno VREG, jak i skarżący OSD oraz rząd belgijski, wynika, iż we Flandrii, podobnie jak w większości państw członkowskich, koszty niezwiązane z siecią są wyraźnie oddzielone od pozostałych kosztów lub opłat związanych z siecią. W tym kontekście zob. pkt 63 tego sprawozdania i znajdującą się w nim tabelę 4, a także tabelę 59 w załączniku I do tego sprawozdania, w szczególności s. 111. Załącznik ten jest dostępny wyłącznie w języku angielskim pod następującym adresem: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications_annex/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Annex-I.pdf. O ile w rzeczonym sprawozdaniu ACER podkreśla, że w niektórych państwach członkowskich, w tym w Królestwie Belgii, Irlandii i Republiki Słowackiej, koszty niezwiązane z siecią są uwzględnione w taryfach sieciowych i nie są wyraźnie wyodrębnione na fakturze, o tyle ta uwaga nie wydaje się dotyczyć całego terytorium Belgii, lecz ogranicza się do regionu Brukseli. W tym zakresie zob. sprawozdanie ACER, s. 29, pkt 85 oraz tabela 59 w załączniku I do tego sprawozdania, s. 111. 42      Komisja uważa, że pierwsze pytanie prejudycjalne należy rozumieć jako mające na celu ustalenie, czy ustawodawca krajowy jest uprawniony do przyjęcia przepisów zobowiązujących krajowy organ regulacyjny do uwzględnienia, przy ustalaniu taryf, kosztów związanych ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych. Zdaniem Komisji, w świetle art. 57 ust. 4 i 5 oraz art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944, niedopuszczalne są krajowe środki regulacyjne, które zawierają szczegółowe przepisy określające w szczególny sposób elementy, które pozostają w gestii krajowego organu regulacyjnego, takie jak poziom taryf systemów elektroenergetycznych lub konkretne metody ich obliczania. 43      Zobacz podobnie wyrok z dnia 2 września 2021 r., Komisja/Niemcy (Transpozycja dyrektyw 2009/72 i 2009/73) (C‑718/18, EU:C:2021:662, pkt 108, 109 i przytoczone tam orzecznictwo). 44      Zobacz wyrok z dnia 6 marca 2025 r., Alajärven Sähkö i in. (C‑48/23, zwany dalej „wyrokiem w sprawie Alajärven Sähkö i in.”, EU:C:2025:144, pkt 30 i przytoczone tam orzecznictwo). 45      Zobacz wyrok Alajärven Sähkö i in. (pkt 32, 39 i przytoczone tam orzecznictwo). 46      W rzeczywistości opłaty dotyczące zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych przypominają „klasyczny” mechanizm wsparcia, z którego państwa członkowskie korzystają, obok innych instrumentów, w ramach systemów pomocy państwa na rzecz energii odnawialnej. 47      Zaś jak wykazano w pkt 50 i 56 niniejszej opinii, koszty związane ze zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych wspierającymi promowanie energii odnawialnej należą, co do zasady, do tej ostatniej kategorii. 48      W tym kontekście przypominam, że w niniejszej sprawie dekret w sprawie energii przewiduje, iż przenoszenie kosztów przez operatorów sieci musi odbywać się pod kontrolą VREG. Według pisemnych i ustnych uwag VREG oraz rządu belgijskiego kontrola sprawowana przez VREG dotyczy w szczególności weryfikacji związku między tymi kosztami a zobowiązaniami z tytułu świadczenia usług publicznych, a także uzasadnionego charakteru tych kosztów. 49      Mogłoby tak być w szczególności w sytuacji, gdy aspekty te obejmują elementy techniczne, które wymagają dokonania złożonych ocen, 50      Zobacz wyrok w sprawie Alajärven Sähkö i in. (pkt 40). Zobacz także moja opinia w tej sprawie (C‑48/23, EU:C:2024:695, pkt 52, 53). 51      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE (Dz.U. 2009, L 211, s. 94). 52      Przepis odpowiadający expressis verbis art. 9 ust. 1–3 dyrektywy 2019/944. 53      Zobacz wyrok z dnia 30 kwietnia 2020 r., Оvergas Mrezhi i Balgarska gazova asotsiatsia (C‑5/19, EU:C:2020:343, pkt 88). Zobacz także wyrok z dnia 16 lipca 2020 r. Komisja/Węgry (Opłaty za dostęp do sieci przesyłowej energii elektrycznej i gazu ziemnego) (C‑771/18, EU:2020:584, pkt 47–53). 54      Ponieważ rozporządzenie 2019/943 nie zawiera bardziej szczegółowych przepisów dotyczących metody mającej zastosowanie do oceny efektywności i jej promowania, określenie takiej metody należy do zadań krajowego organu regulacyjnego, zgodnie z art. 59 dyrektywy 2019/944. 55      Zobacz analogicznie wyrok z dnia 23 października 2025 r., Gaso i Conexus Baltic Grid (C‑87/24, EU:C:2025:826, pkt 81). Zobacz także moja opinia w tej sprawie (C‑87/24, EU:C:2025:249, pkt 65). 56      Dotyczy to w szczególności sytuacji, w której krajowy organ regulacyjny jest zobowiązany do przeprowadzenia prognostycznych analiz ekonomicznych zmierzających do określenia prawdopodobieństwa wystąpienia określonych zmian na rynku właściwym w przewidywalnym okresie. Nie ulega wątpliwości, że tego rodzaju analizy prognostyczne mają zazwyczaj złożony charakter i są z konieczności obarczone większą niepewnością niż analizy ex post. Zobacz analogicznie w dziedzinie koncentracji wyrok z dnia 13 lipca 2023 r., Komisja/CK Telecoms UK Investments (C 376/20 P, EU:C:2023:561, pkt 82, 83). 57      Należy zaznaczyć, że większość krajowych organów regulacyjnych w Unii stosuje, w ramach regulacji dochodów OSD, metody bazujące na kosztach poniesionych w przeszłości w celu ustalania opłat sieciowych. Zobacz w tym względzie sprawozdanie Rady Europejskich Regulatorów Energii (CEER) z 2023 r. dotyczące ram regulacyjnych europejskich sieci energetycznych, zatytułowane „Regulatory Frameworks for European Energy Networks”, z dnia 21 lutego 2024 r., dostępne pod następującym adresem: https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2024/04/RFR23-Main-report.pdf, w szczególności s. 166. 58      W tym względzie należy zauważyć, że art. 18 ust. 4 lit. b) rozporządzenia 2019/943 stanowi, iż jednym z elementów, które należy wziąć pod uwagę przy ustalaniu opłat za dostęp do sieci są „płatności oczekiwane w przyszłości, oszacowane na podstawie poprzednich okresów”. 59      Z postanowienia odsyłającego wynika, że metoda ustalania taryf przyjęta przez VREG przewiduje w szczególności sprawowanie przez ten organ kontroli nad uzasadnionym charakterem kosztów deklarowanych przez OSD (kontroli polegającej między innymi na sprawdzeniu, czy koszty są uzasadnione z punktu widzenia użytkowników sieci dystrybucyjnej lub interesu ogólnego oraz czy nie można było ich uniknąć). Ponadto VREG stosuje limit dochodów w odniesieniu do kosztów wewnętrznych, który stanowi tym samym zachętę do efektywności. Zobacz też pkt 17 niniejszej opinii. 60      Sąd odsyłający zwraca w szczególności uwagę, że metoda stosowana przez VREG nie wydaje się obejmować mechanizmu umożliwiającego weryfikację uzasadnionego i niezbędnego charakteru kosztów poniesionych przez OSD w okresie referencyjnym. Przy założeniu, że flamandzcy OSD byli w niniejszej sprawie nieefektywni, co do której to kwestii sąd ten sam przyznaje, że nie może się na tym etapie wypowiedzieć, metoda ustalania taryf nie wydaje się, zdaniem tego sądu, odpowiednia do wykrycia takiej sytuacji ani do zapobieżenia przerzuceniu nadmiernych kosztów na odbiorców końcowych za pośrednictwem zbyt wysokich taryf. Dla pełności wywodu wskazuję, że zgodnie z postanowieniem odsyłającym, mimo iż skarżący OSD nie sprzeciwiają się co do zasady wykorzystywaniu kosztów poniesionych w przeszłości jako punktu wyjścia do obliczania opłat, kwestionują oni metodę przyjętą przez VREG z tego powodu, że mogłaby ona prowadzić nie do „przeszacowania” ich kosztów, jak zakłada tenże sąd, lecz właśnie do „niedoszacowania” ich rzeczywistych kosztów (co w konsekwencji skutkowałoby ustaleniem dochodu OSD na zbyt niskim poziomie). Skarżący OSD podkreślają również, że dane historyczne, na których opiera się metoda przyjęta przez VREG niekoniecznie odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty, zwłaszcza w wypadku zaistnienia nagłych lub nieprzewidzianych zdarzeń, skutkujących znacznymi wahaniami na rynku.