C-36/25

Wydanie tymczasowe OPINIA RZECZNICZKI GENERALNEJ JULIANE KOKOTT z dnia 16 kwietnia 2026 r.(1) Sprawa C‑36/25 Energia Group Holdings (ROI) DAC, Energia Customer Solutions Limited, Wind Generation Ireland Limited, Holyford Windfarm Limited, Cornavarrow Windfarm Limited, Eshmore Limited, GR Wind Farms 1 Limited, CNOC Windfarms Limited, TRA Investments Limited, Ballybane Windfarms Limited, Beam Wind Limited, Meenaward Wind Farm Limited, Cordal Windfarms Limited, Sigatoka Limited, Glanaruddery Windfarms Limited, Glencarbry Windfarm Limited, Gortahile Windfarm Limited, Killala Community Windfarm Designated Activity Company, Kill Hills Windfarm Limited, Knocknacummer Wind Farm Limited, Knocknalour Wind Farm Limited, Seahound Wind Developments Limited, Lisdowney Wind Farm Limited, Monaincha Wind Farm Limited, Ronaver Energy Limited, Tullynamoyle Wind Farm II Limited przeciwko The Commission for Regulation of Utilities, Uczestnicy: Eirgrid PLC, The Attorney General [wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożony przez Supreme Court (sąd najwyższy, Irlandia)] Odesłanie prejudycjalne – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Wspólne zasady – Rozporządzenie (UE) 2019/943 – Artykuł 13 ust. 7 – Wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii – Dysponowanie priorytetowe – Redysponowanie nieoparte na zasadach rynkowych prowadzące do obniżenia mocy – Prawo do rekompensaty finansowej – Metody obliczeniowe – Odpowiednia rekompensata – Bezpośrednia skuteczność – Przesłanki Spis treści I. Wprowadzenie II. Ramy prawne A. Rozporządzenie (UE) 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej B. Dyrektywa (UE) 2019/944 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej III. Stan faktyczny, pytania prejudycjalne i postępowanie przed Trybunałem IV. Ocena prawna A. Zakres art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 (pytanie pierwsze) 1. Uwagi wstępne 2. Kryteria i funkcjonowanie mechanizmu rekompensat przewidzianego w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 [pytanie pierwsze lit. a)] a) Wykładnia językowa b) Wykładnia systemowa, celowościowa i historyczna c) Wniosek częściowy w przedmiocie pytania pierwszego lit. a) 3. Zakres kryterium „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty [finansowej]” [pytanie pierwsze lit. b)] 4. Zgodność z prawem krajowych środków stosowania uzależniających prawo do rekompensaty finansowej od skorzystania z dysponowania priorytetowego [pytanie pierwsze lit. c)] B. Bezpośrednia skuteczność art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943? (pytanie drugie) 1. Kryteria bezpośredniej skuteczności w odróżnieniu od bezpośredniej stosowalności 2. Spełnienie kryteriów bezpośredniej skuteczności 3. Wniosek pośredni C. Inne środki odwoławcze (pytanie trzecie) D. Pozostałe pytania (pytanie czwarte) 1. Odroczenie realizacji prawa do rekompensaty finansowej? [pytanie czwarte lit. a) i b)] 2. Ograniczenie lub rozszerzenie osobowego zakresu stosowania prawa do rekompensaty finansowej? [pytanie czwarte lit. c)] a) Część pierwsza: Wykluczenie drobnych wytwórców? b) Część druga: Prawo do rekompensaty finansowej od pośredników? 3. Płatności powyżej ceny rynkowej na podstawie CPPA jako „wsparcie finansowe”? [Pytanie czwarte lit. d)] V. Wnioski I.      Wprowadzenie 1.        Rynek wewnętrzny energii elektrycznej, zliberalizowany i zharmonizowany rozporządzeniem (UE) 2019/943(2) i dyrektywą (UE) 2019/944(3), opiera się zasadniczo na zasadach rynkowych(4). Jednocześnie promuje on jednak zrównoważone i niskoemisyjne wytwarzanie energii elektrycznej(5), dlatego zasadniczo preferowane są dostawy energii elektrycznej od wytwórców energii ze źródeł odnawialnych („dysponowanie priorytetowe”). Złożone funkcjonowanie rynków energii elektrycznej wymaga jednak czasami, ze względu na zarządzanie obciążeniem i bezpieczeństwo systemu, nieopierających się na zasadach rynkowych interwencji ze strony operatorów systemu, takich jak rozpatrywane w niniejszej sprawie redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy. Takie redysponowanie skutkuje tymczasowym uniemożliwieniem danemu wytwórcy energii z odnawialnych źródeł energii, na przykład energii wiatrowej, wprowadzenia do sieci ilości energii elektrycznej, którą wytwarza lub mógłby wytworzyć, i z tego tytułu uzyskuje on prawo do otrzymania od operatora systemu rekompensaty finansowej. Roszczenie takie powstaje jednak również wtedy, gdy operator systemu nakazuje redysponowanie prowadzące do zwiększenia mocy, czyli poleca danemu wytwórcy, aby wytworzył więcej energii elektrycznej i wprowadził ją do sieci niż zrobiłby to w warunkach rynkowych. 2.        W postępowaniu głównym, które stanowi podstawę niniejszego wniosku o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym, sporna jest kwestia stosowania przepisów krajowych i unijnych dotyczących obliczania rekompensaty finansowej za redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych. Trybunał ma zatem po raz pierwszy okazję wypowiedzieć się w przedmiocie złożonych kryteriów prawa do rekompensaty finansowej przewidzianego dla takiego przypadku w prawie Unii. II.    Ramy prawne 3.        Ramy prawne prawa Unii stanowią przede wszystkim rozporządzenie 2019/943 i dyrektywa 2019/944. A.      Rozporządzenie (UE) 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej 4.        Zgodnie z art. 2 pkt 26 rozporządzenia 2019/943 redysponowanie oznacza „środek, w tym ograniczanie wytwarzania, aktywowany przez jednego lub większą liczbę operatorów systemów przesyłowych lub operatorów systemów dystrybucyjnych, i polegający na zmianie schematu wytwarzania, obciążenia, lub obu, aby zmodyfikować przepływy fizyczne w systemie przesyłowym i zmniejszyć fizyczne ograniczenia przesyłowe lub w inny sposób zapewnić bezpieczeństwo systemu.”(6) 5.        Artykuł 12 rozporządzenia 2019/943 reguluje dysponowanie jednostkami wytwórczymi i odpowiedzią odbioru. Zgodnie z ust. 1 „[d]ysponowanie jednostkami wytwarzania energii i odpowiedzią odbioru musi odbywać się w sposób niedyskryminacyjny, przejrzysty oraz, o ile ust. 2–6 nie stanowią inaczej, na zasadach rynkowych”. Ustępy 2–6 regulują „dysponowanie priorytetowe” dla jednostek wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych(7). Zgodnie z ust. 2, bez uszczerbku dla art. 107, 108 i 109 TFUE państwa członkowskie „zapewniają, aby dysponując […], operatorzy systemów nadawali priorytet jednostkom wytwarzania wykorzystującym odnawialne źródła energii, w zakresie, w jakim pozwala na to bezpieczna eksploatacja krajowego systemu elektroenergetycznego, w oparciu o przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria oraz w przypadku gdy takimi jednostkami wytwarzania energii są [m. in.] jednostki wytwarzania energii […] dysponujące zainstalowaną mocą elektryczną poniżej 400 kW”. Zgodnie z ust. 4 państwa członkowskie mogą przewidzieć takie dysponowanie również w odniesieniu do jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację o takiej samej zainstalowanej mocy elektrycznej. Zgodnie z ust. 6 jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, które uruchomiono przed dniem 4 lipca 2019 r. i które w momencie uruchomienia podlegały dysponowaniu priorytetowemu zgodnie z art. 15 ust. 5 dyrektywy 2012/27/UE(8) lub art. 16 ust. 2 dyrektywy 2009/28/WE(9), nadal korzystają z dysponowania priorytetowego. 6.        Artykuł 13 rozporządzenia 2019/943, zatytułowany „Redysponowanie”, ma między innymi następujące brzmienie: „1. Redysponowanie jednostkami wytwarzania oraz redysponowanie odpowiedzią odbioru musi opierać się na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach. Musi być otwarte dla wszystkich technologii wytwarzania, magazynowania energii i odpowiedzi odbioru, w tym tych znajdujących się w innych państwach członkowskich, chyba że jest to technicznie niewykonalne. 2.      Zasoby redysponowane wybiera się spośród jednostek wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru z wykorzystaniem mechanizmów opartych na zasadach rynkowych oraz wypłaca się z ich tytułu rekompensatę finansową. Oferty energii bilansującej używane do redysponowania nie mogą określać ceny energii bilansującej. 3.      Redysponowanie jednostkami wytwarzania, magazynowaniem energii i odpowiedzią odbioru, które nie opiera się na zasadach rynkowych, może być stosowane wyłącznie w przypadku gdy: a)       brak jest alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych; b)       wyczerpano wszystkie zasoby dostępne na zasadach rynkowych; c)       liczba dostępnych jednostek wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru jest zbyt niska, aby zapewnić skuteczną konkurencję na obszarze, na którym znajdują się odpowiednie jednostki na potrzeby świadczenia usługi; lub d)       aktualny stan sieci prowadzi do tak regularnych i przewidywalnych ograniczeń przesyłowych, że redysponowanie oparte na zasadach rynkowych doprowadziłoby do regularnego składania ofert strategicznych, co podniosłoby poziom wewnętrznych ograniczeń przesyłowych […] […] 5.      Z zastrzeżeniem wymogów dotyczących utrzymania niezawodności i bezpieczeństwa sieci, w oparciu o przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria ustanowione przez organy regulacyjne, operatorzy systemów przesyłowych oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych: a)       gwarantują zdolność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych do przesyłania energii elektrycznej wytworzonej z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji przy jak najmniejszym redysponowaniu, […] b)       podejmują odpowiednie środki operacyjne z zakresu sieci i rynku w celu minimalizacji redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii lub z wysokosprawnej kogeneracji; […] 6.      W przypadku stosowania redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, zastosowanie mają następujące zasady: a)       jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii podlegają redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby znacząco niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci; b)       energia elektryczna wytwarzana w procesie wysokosprawnej kogeneracji podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne – poza redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii – rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci; c)       energia elektryczna wytwarzana we własnym zakresie w instalacjach wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, która nie jest wprowadzana do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, nie podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy, chyba że żadne inne rozwiązanie nie pozwoliłoby na rozwiązanie kwestii związanych z bezpieczeństwem sieci; d)       redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy zgodnie z lit. a), b) i c) uzasadnia się w należyty i przejrzysty sposób. […] 7.      W przypadku zastosowania redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, takie redysponowanie podlega rekompensacie finansowej wypłacanej przez operatora systemu, który wydał polecenie redysponowania, na rzecz operatora objętej redysponowaniem jednostki wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru, z wyjątkiem wytwórców, którzy zaakceptowali umowę przyłączeniową niegwarantującą niezawodnych dostaw energii. Taka rekompensata finansowa musi być co najmniej równa wyższej z następujących kwot lub jest ich połączeniem, jeżeli zastosowanie jedynie wyższej kwoty prowadziłoby do nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty: a)       kwota dodatkowych kosztów operacyjnych poniesionych w wyniku redysponowania, takich jak dodatkowe koszty paliwa w przypadku redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy lub koszty zapewnienia ciepła zapasowego w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację; b)       przychody netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego, które jednostka wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru wygenerowałaby, gdyby nie wydano polecenia redysponowania; w przypadku gdy jednostkom wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru przyznano wsparcie finansowe na podstawie ilości wytworzonej lub zużytej energii elektrycznej, wsparcie finansowe, które byłoby otrzymane, gdyby nie wydano polecenia redysponowania, uznaje się za część przychodów netto”. 7.        Artykuł 19a rozporządzenia 2019/943 reguluje wsparcie dla „umów zakupu energii elektrycznej”. 8.        Artykuł 19d tego rozporządzenia reguluje „systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych dla inwestycji” dotyczących nowych jednostek wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. B.      Dyrektywa (UE) 2019/944 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej 9.        Artykuł 59 dyrektywy 2019/944 reguluje obowiązki i uprawnienia organów regulacyjnych. Zgodnie z ust. 1 lit. a) do obowiązków organu regulacyjnego należy „ustalanie lub zatwierdzanie, na podstawie przejrzystych kryteriów, taryf przesyłowych lub dystrybucyjnych lub metod ich ustalania lub zarówno taryf, jak i metod”. III. Stan faktyczny, pytania prejudycjalne i postępowanie przed Trybunałem 10.      Wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożony przez Supreme Court (sąd najwyższy, Irlandia) dotyczy dwóch postępowań odwoławczych, w których przedmiotem sporu jest wykładnia art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943. W postępowaniach tych uczestniczą w charakterze strony wnoszącej odwołanie Commission for Regulation of Utilities (komisja regulacji usług użyteczności publicznej, Irlandia, zwana dalej „CRU”), National Regulatory Authority (organ odpowiadający za regulację rynku energii elektrycznej w Irlandii, zwany dalej „NRA”), Attorney General (prokurator generalny, Irlandia), Transmission System Operator (operator systemu przesyłowego odpowiedzialny za Irlandię, zwany dalej „TSO” lub „operatorem systemu”), Eirgrid plc, a także [strony przeciwne] i skarżące w pierwszej instancji, którzy są albo wytwórcami energii ze źródeł odnawialnych, albo ich pośrednikami. 11.      Na wyspie Irlandii istnieje jednolity rynek energii elektrycznej (Single Electricity Market, dalej zwany: „SEM”) z oddzielnym nadzorem dla części irlandzkiej i północnoirlandzkiej. Organem regulacyjnym w Irlandii Północnej jest Northern Ireland Authority for Utility Regulation (organ ds. regulacji usług użyteczności publicznej w Irlandii Północnej, zwany dalej „NIAUR”). W celu wykonywania wspólnych funkcji nadzorczych CRU i NIAUR utworzono Single Electricity Market Committee (komitet ds. jednolitego rynku energii elektrycznej, zwany dalej „SEMC”). Spółka Eirgrid plc (zwana dalej „Eirgrid”) wraz z System Operator for Northern Ireland Ltd (operatorem systemu przesyłowego w Irlandii Północnej, zwanym dalej „SONI”) występują łącznie jako Single Energy Market Operator (operator jednolitego rynku energii elektrycznej, zwany dalej „SEMO”). 12.      SEMC przyjął w dniu 22 marca 2022 r. na podstawie art. 59 dyrektywy 2019/944 dokument zatytułowany Decision Paper on Dispatch, Redispatch and Compensation Pursuant to Regulation (EU) 2019/943 (SEM-22–009) [decyzja o dysponowaniu, redysponowaniu i rekompensacie na podstawie rozporządzenia (UE) 2019/943, zwana dalej „sporną decyzją”]. W celu wdrożenia wymogów określonych w szczególności w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 i przyznania rekompensaty finansowej jednostkom wytwarzającym energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii w przypadku redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, sporna decyzja przewiduje następujące zasady(10): a)      w odniesieniu do jednostek wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych uruchomionych po dniu 4 lipca 2019 r. rekompensaty wyliczonej na podstawie wyższej z wartości – przychodów ex ante jednostki albo utraconego wsparcia – nie należy uznawać za „nieuzasadnienie wysoką”, chyba że istnieje ważna przyczyna, by stwierdzić inaczej; Wszelkie utracone wsparcie dla takich jednostek powinno zasadniczo pochodzić ze zorientowanych na konkurencję programów wsparcia opartych na aukcjach, w których oferty odzwierciedlają przychody rynkowe, w tym te wprowadzone na mocy art. 13 ust. 7. b)      w odniesieniu do jednostek wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych uruchomionych przed dniem 4 lipca 2019 r. rekompensatę wyliczoną na podstawie wyższej z wartości – przychodów ex ante jednostki albo utraconego wsparcia – należy uznawać za „nieuzasadnienie wysoką”, chyba że istnieje ważna przyczyna, by stwierdzić inaczej. Wszelkie utracone wsparcie dla takich instalacji powinno zasadniczo pochodzić z programów, w których wsparcie opiera się na średnich kosztach energii elektrycznej z różnych odnawialnych źródeł energii”. 13.      W skargach przeciwko spornej decyzji [strony przeciwne] podnosiły, że w przypadku redysponowania nieopartego na zasadach rynkowych straty poniesione na skutek tego przez wytwórców energii elektrycznej muszą zostać w całości zrekompensowane, tak aby pozostawali oni wobec perspektywy redysponowania „obojętni” lub była ona dla nich „neutralna”. Ich zdaniem decyzja ogranicza ich prawo do rekompensaty finansowej, w szczególności w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy w sposób niezgodny z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 i nadmiernie opóźnia przyznanie rekompensaty. 14.      W związku z tym High Court (wysoki trybunał, Irlandia) uchylił sporną decyzję. 15.      Supreme Court (sąd najwyższy, Irlandia), do którego wniesiono odwołanie, ma wątpliwości co do wykładni art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 i zastanawia się, czy przepis ten ma bezpośrednie zastosowanie. Wskazuje on, że sporna decyzja wyklucza z rekompensaty finansowej m.in. tzw. wytwórców de minimis, którzy nie uczestniczą w rynku dnia następnego (day-ahead) – tj. w obrocie energią elektryczną dnia następnego. Podkreśla on również znaczenie gospodarcze wsparcia finansowego dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych, w szczególności poprzez wsparcie umów zakupu energii elektrycznej (Corporate Power Purchase Agreements) (korporacyjnych umów zakupu energii elektrycznej, zwanych dalej „CPPA”)(11). Według Supreme Court (sądu najwyższego) w ten sposób odbiorcy zobowiązują się do zakupu energii elektrycznej po uzgodnionej cenie („cenie wykonania”), która może czasami być wyższa lub niższa od ceny rynkowej. Jego zdaniem tego rodzaju umowy CPPA zasadniczo mają formę kontraktów różnicowych, na mocy których jeżeli cena rynkowa jest wyższa niż cena wykonania, wytwórca płaci różnicę nabywcy, a jeżeli referencyjna cena rynkowa jest niższa, nabywca wyrównuje różnicę wytwórcy. Tymczasem zdaniem CRU prawo wytwórcy do ceny wykonania wyższej od ceny rynkowej nie jest objęte zakresem stosowania art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943, a zatem nie powinno podlegać rekompensacie w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy. 16.      Supreme Court (sąd najwyższy, Irlandia) zawiesił postępowanie i zwrócił się do Trybunału na podstawie art. 267 akapit trzeci TFUE z następującymi pytaniami prejudycjalnymi: 1.       a) Czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2019/943 wymaga, aby wytwórcy z gwarantowanym dostępem, którzy są objęci przez operatora systemu redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, uzyskiwali pełną rekompensatę przychodu utraconego w wyniku redysponowania (w tym wszelkiego utraconego wsparcia finansowego), tak aby wytwórca znalazł się w takiej samej sytuacji finansowej, w jakiej byłby, gdyby nie doszło do redysponowania, a wobec tego pozostawał obojętny wobec perspektywy redysponowania? b)      Co w tym kontekście oznacza sformułowanie „nieuzasadnienie niska lub nieuzasadnienie wysoka rekompensata” i z uwzględnieniem jakich kryteriów lub punktów odniesienia dokonuje się oceny w celu ustalenia, czy rekompensata jest „nieuzasadnienie niska lub nieuzasadnienie wysoka”? c)      W szczególności czy art. 13 ust. 7 zezwala na przyjęcie środka stosowania, który zakłada rozróżnienie między wytwórcami energii elektrycznej uzależniające ich uprawnienie do rekompensaty od tego, czy korzystają z dysponowania priorytetowego czy też nie? 2.       a) Czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2019/943 jest wystarczająco jasny, precyzyjny i bezwarunkowy, czy to w świetle samego jego brzmienia, czy też dzięki wykładni dokonanej w trybie odesłania prejudycjalnego na podstawie art. 267 [TFUE], aby był bezpośrednio skuteczny w prawie krajowym? b)      W jakim zakresie art. 13 ust. 7 wymaga przyjęcia krajowych środków wdrażania lub stosowania lub zezwala na przyjęcie takich środków? 3.       a) Czy jeżeli art. 13 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2019/943 nie jest bezpośrednio skuteczny, może być on mimo wszystko powołany przed sądem krajowym w celu zaskarżenia legalności przepisu prawa krajowego (w tym danego krajowego środka wdrażania), któremu zarzuca się niezgodność z tym artykułem, i wskazany jako podstawa stwierdzenia nieważności lub uchylenia takiego przepisu lub środka w przypadku stwierdzenia jego niezgodności, czy też takie wykonanie prawa do orzekania przez sąd krajowy jest wykluczone [wyrokiem z dnia 24 czerwca 2019 r., Popławski ((12))]? b)      Jeżeli art. 13 ust. 7 nie jest bezpośrednio skuteczny i nie może być powołany przed sądem krajowym w celu wskazanym w [pytaniu 3] lit. a) powyżej, jakie środki ochrony prawnej przysługują na podstawie art. 19 ust. 1 TUE, art. 47 Karty lub na innej podstawie przedsiębiorstwu, które twierdzi, że dany krajowy środek wdrażania w sposób nieprawidłowy ogranicza jego uprawnienie do rekompensaty przewidzianej w art. 13 ust. 7? 4.      Co się tyczy prawidłowego znaczenia i skutku art. 13 ust. 7: a)      Mając na uwadze przepisy art. 71 rozporządzenia (UE) 2019/[9]43, czy krajowy organ regulacyjny (KOR) mógł przyjąć środek stosowania odraczający wypłatę rekompensaty, o której mowa w art. 13 ust. 7, do 2024 r.? b)      Czy KOR mógł przyjąć środek stosowania, który odraczał decyzję dotyczącą tego, czy (i jeśli tak, to w jakim zakresie) należy wypłacić rekompensatę, o której mowa w art. 13 ust. 7, z tytułu utraconego wsparcia finansowego? c)      Czy art. 13 ust. 7 zezwala na przyjęcia środka stosowania, który (i) ogranicza rekompensatę do wytwórców będących uczestnikami rynku ex ante (dnia następnego), a więc wyklucza wytwórców de minimis z możliwości uzyskania rekompensaty w przypadku redysponowania lub (ii) przewiduje wypłatę rekompensaty dla dostawców energii elektrycznej, którzy mogą być pośrednikami, a nie wytwórcami, których objęto redysponowaniem? d)      Czy w sytuacji, gdy wytwórca energii ze źródeł odnawialnych będący stroną korporacyjnej umowy zakupu energii elektrycznej (CPPA) zostaje objęty redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, rekompensata należna na podstawie art. 13 ust. 7 obejmuje rekompensatę z tytułu utraty wszelkich płatności, które byłyby należne na podstawie umowy CPPA (gdyby wytwórca nie został objęty redysponowaniem) w związku z okolicznością, iż umowna cena wykonania byłaby wyższa od odpowiedniej ceny rynkowej, czy też tego rodzaju płatności stanowią formę wsparcia finansowego wykraczającego poza zakres art. 13 ust. 7 lit. b)? 17.      Postanowieniem z dnia 9 kwietnia 2025 r. prezes Trybunału odrzucił wniosek sądu odsyłającego o rozpatrzenie pytania prejudycjalnego w trybie przyspieszonym na podstawie art. 105 regulaminu postępowania przed Trybunałem. 18.      W postępowaniu przed Trybunałem uwagi na piśmie przedstawili: [strony przeciwne], CRU, Irlandia, Republika Grecka i Komisja Europejska. Wzięli oni również udział w rozprawie w dniu 15 stycznia 2026 r. i odpowiedzieli na pisemne i ustne pytania Trybunału. IV.    Ocena prawna 19.      Wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym dotyczy przede wszystkim wykładni (spornych) kryteriów określonych w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, służących ustaleniu rekompensaty finansowej na rzecz wytwórców energii ze źródeł odnawialnych, których dotyczy nieoparte na zasadach rynkowych redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy. Wiąże się to z pytaniem, czy przepis ten ma bezpośrednie zastosowanie, a zatem powinien być stosowany przez sąd krajowy w postępowaniu takim jak w niniejszej sprawie, ewentualnie z pominięciem sprzecznych z nim przepisów prawa krajowego. 20.      W pierwszej kolejności przeanalizuję zakres tego przepisu i jego kryteriów (pytanie pierwsze) (sekcja A). Na tej podstawie można ustalić, czy spełnia on wymogi bezpośredniej skuteczności (pytanie drugie) (sekcja B) lub jakie środki odwoławcze przysługują zainteresowanym wytwórcom (pytanie trzecie) (sekcja C). Na koniec przeanalizuję pozostałe pytania (pytanie czwarte) (sekcja D). A.      Zakres art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 (pytanie pierwsze) 1.      Uwagi wstępne 21.      Spór między stronami postępowania dotyczy przede wszystkim tego, czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 przyznaje wytwórcom energii ze źródeł odnawialnych prawo do „pełnej” rekompensaty finansowej od operatora systemu w przypadku redysponowania nieopartego na zasadach rynkowych – w tym przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy. Chodzi tu o rekompensatę, która stawia tych wytwórców w sytuacji ekonomicznej, jakby redysponowanie nie miało miejsca i gdyby mogli oni dostarczyć wytworzoną przez siebie energię elektryczną oraz otrzymać za nią wynagrodzenie zgodnie z obowiązującymi warunkami i zasadami rynkowymi (a także z uwzględnieniem mającego do nich zastosowanie dysponowania priorytetowego). 22.      W tym względzie strony są zgodne co do tego, że mechanizm rekompensat dotyczący redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, opiera się na analizie hipotetycznej lub kontrfaktycznej. Wynika to w szczególności z art. 13 ust. 7 lit. b), zgodnie z którym rekompensatę należy ustalać m. in. na podstawie „przychod[ów] netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego”, które dany wytwórca „wygenerował[by], gdyby nie wydano polecenia redysponowania”. W przypadku takiego redysponowania należy zatem porównać sytuację ekonomiczną, która powstała w jego wyniku z sytuacją, która miałaby miejsce, gdyby dana ilość energii elektrycznej została wprowadzona do sieci i sprzedana na rynku dnia następnego. 23.      Kryteria, które należy uwzględnić w ramach tej analizy porównawczej, wymagają zatem dokładniejszego zbadania. W tym kontekście sąd odsyłający zastanawia się w szczególności nad zakresem sformułowania „nieuzasadnienie nisk[a] lub nieuzasadnienie wysok[a] rekompensat[a] [finansowa]” zawartego w art. 13 ust. 7 zdanie drugie rozporządzenia 2019/943 [pytanie pierwsze lit. b)]. 24.      Aby lepiej zrozumieć zakres tych kryteriów, mechanizm rekompensat przewidziany w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 należy rozpatrywać jako całość. 25.      Należy przy tym uwzględnić, że prawo danego wytwórcy do rekompensaty finansowej przysługuje mu nie tylko w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy (tj. zmniejszenia ilości dostarczanej energii elektrycznej), ale także w przypadku – niebędącego przedmiotem sporu w niniejszej sprawie – redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy (tj. zwiększenia ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci), przy czym w tym ostatnim przypadku zasadniczo nie jest wymagana kontrfaktyczna analiza porównawcza(13). Ponadto bezsporne jest, że z jednej strony prawo do rekompensaty zakłada istnienie umowy przyłączeniowej z gwarancją dostaw(14) – która wydaje się w każdym przypadku istnieć w sprawie w postępowaniu głównym – a z drugiej strony „wsparcie finansowe” przyznane temu wytwórcy na podstawie ilości wytworzonej lub zużytej energii elektrycznej jest uznawane za część jego przychodów netto(15). 2.      Kryteria i funkcjonowanie mechanizmu rekompensat przewidzianego w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 [pytanie pierwsze lit. a)] 26.      W zakresie, w jakim pytanie pierwsze lit. a) dotyczy „pełnej” rekompensaty utraconych przychodów wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych, wydaje mi się ono sformułowane w sposób nieco niejasny. Moim zdaniem analiza porównawcza oparta na (zmiennych) kryteriach i metodach obliczeniowych przewidzianych w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie gwarantuje bowiem rekompensaty finansowej, która całkowicie zneutralizowałaby redysponowanie z ekonomicznego punktu widzenia. Rekompensata ta ma raczej na celu jak najwierniejsze odzwierciedlenie hipotetycznej sytuacji ekonomicznej, jaka ma miejsce w przypadku braku redysponowania. Taki wniosek nasuwa się już przy zastosowaniu wykładni językowej. a)      Wykładnia językowa 27.      Zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 w przypadku zastosowania redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, należy zapewnić minimalną rekompensatę finansową („co najmniej równa”). W celu obliczenia tej rekompensaty przewidziano w nim dwie różne (pierwszorzędną i drugorzędną) metody obliczeniowe, które zasadniczo mają zastosowanie zarówno do redysponowania prowadzącego do zwiększenia, jak i do redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy(16). 28.      Cechą wspólną obu metod obliczeniowych jest bowiem to, że opierają się one na dwóch zmiennych parametrach, a mianowicie z jednej strony na kwocie „dodatkowych kosztów operacyjnych” poniesionych w wyniku redysponowania [lit. a)], a z drugiej – na „przychod[ach] netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego” które wytwórca wygenerowałby, „gdyby nie wydano polecenia redysponowania” [lit. b)]. Pojęcie utraconych „przychodów netto” nie zostało dokładniej zdefiniowane w rozporządzeniu 2019/943. W związku z tym należy najpierw przyjąć ogólne rozumienie tego pojęcia, zgodnie z którym „przychody netto”, w odróżnieniu od „przychodów brutto”, są przychodami skorygowanymi o koszty i opłaty(17). 29.      Zgodnie z – nadrzędną – pierwszą metodą obliczeniową rekompensatę należy obliczyć na podstawie wyższej z dwóch kwot wymienionych w lit. a) i b) („wyższej z następujących kwot”). 30.      Jedynie w przypadku, gdy metoda ta prowadzi do „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty”, w ramach drugiej metody obliczeniowej należy połączyć kwoty wymienione odpowiednio w lit. a) i b) („połączeni[e] [obu kwot]”)(18). Również pojęcie „połączeni[a]” nie zostało dokładniej zdefiniowane w rozporządzeniu 2019/943. Można by je rozumieć jako średnią lub średnią arytmetyczną obu kwot uzyskanych w ramach pierwszej metody obliczeniowej [zgodnie z lit. a) i b)]. Nie jest to jednak obowiązkowe. Również suma tych dwóch kwot byłaby objęta tym pojęciem. W każdym razie należy w jakiś sposób powiązać ze sobą (dodatkowe) koszty operacyjne oraz utracone (hipotetyczne) przychody netto. Wydaje się z tego wynikać, że operator systemu dysponuje szerokim zakresem uznania co do sposobu połączenia obu tych kwot. 31.      Już zmienne kryteria, a mianowicie „kwota dodatkowych kosztów operacyjnych” [lit. a)] i „przychody netto” [lit. b)], które stanowią podstawę obu metod obliczeniowych, przemawiają moim zdaniem przeciwko tezie „pełnej” rekompensaty, którą podnoszą [strony przeciwne]. 32.      Możliwe jest bowiem, że u wytwórcy dotkniętego redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy powstaną dodatkowe koszty operacyjne, które mogą być równe kwocie utraconych przychodów netto lub nawet ją przekroczyć. Zgodnie z pierwszą metodą obliczeniową przewidzianą w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, z zastrzeżeniem nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty, która wymaga zatem korekty, wytwórca ten może zawsze żądać jedynie wyższej z dwóch kwot jako (minimalnej) rekompensaty. W związku z tym, nawet jeśli w tych okolicznościach wytwórca może domagać się rekompensaty za utratę przychodów netto, w tym utratę wsparcia finansowego, nie skutkuje to – wbrew temu, co zakładają [strony przeciwne] – postawieniem go pod względem finansowym w sytuacji, w jakiej znajdowałby się w przypadku braku redysponowania lub w sytuacji, w której pozostawałby on wobec redysponowania obojętny lub był on dla niego neutralny. Nie jest bowiem oczywiste, że dodatkowe koszty operacyjne, które mogą powstać na skutek redysponowania, są w ten sposób wystarczająco pokryte. Taki wynik mógłby zatem prowadzić do „do nieuzasadnienie niskiej […] rekompensaty [finansowej]” i zastosowania drugiej metody obliczeniowej. 33.      Artykuł 13 ust. 7 lit. a) rozporządzenia 2019/943 wyraźnie odnosi się do tej sytuacji, posługując się przykładem redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację. Może to spowodować powstanie dodatkowych kosztów eksploatacyjnych dla operatorów elektrowni w związku z koniecznością dostarczenia dodatkowej energii cieplnej. Pomimo nakazanego ograniczenia wytwarzania i dostaw energii elektrycznej oraz związanych z tym strat, operatorzy ci musieliby bowiem wywiązać się ze swoich zobowiązań umownych dotyczących dostaw energii cieplnej. Ciepło to należy wówczas wytworzyć, mimo że wynikające z tego koszty eksploatacyjne nie mogą zostać pokryte ze sprzedaży wytwarzanej przy tym automatycznie energii elektrycznej. 34.      W związku z tym już pierwsza (arytmetyczna) metoda obliczeniowa nie może w każdym przypadku zapewnić „pełnej” rekompensaty finansowej, jak postulują [strony przeciwne] w postępowaniu odwoławczym. 35.      Jest tak tym bardziej w przypadku drugiej metody obliczeniowej. Przewiduje ona możliwość korekty kwoty rekompensaty w górę lub w dół, jeżeli operator systemu uzna tę kwotę za „nieuzasadnienie” niską lub wysoką. „[P]ołączeni[e]” obu kwot zgodnie z lit. a) i b) stanowi w tym względzie jedynie punkt wyjścia przy ustalaniu rekompensaty finansowej. W związku z wyrażeniem „nieuzasadnienie nisk[a] lub nieuzasadnienie wysok[a] rekompensat[a] [finansowa]”, które sprawia, że druga metoda obliczeniowa ma zastosowanie, wynika dodatkowa kwestia, że metoda ta wymaga zastosowania oceny wartościującej. Ma ona bowiem – formułują to odwrotnie – umożliwić otrzymanie „uzasadnionej” pod względem wysokości, a więc odpowiedniej rekompensaty(19). 36.      Druga metoda obliczeniowa jest zatem konstrukcją pomocniczą służącą do ustalenia (hipotetycznej) sytuacji ekonomicznej bez nakazanego redysponowania. Widać to wyraźnie również w przypadku – niebędącego przedmiotem sporu – redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy. Chociaż wynikający z tego wzrost ilości wprowadzonej energii elektrycznej zasadniczo generuje dodatkowe przychody dla danego wytwórcy energii elektrycznej, w art. 13 ust. 7 lit. a) rozporządzenia 2019/943 uznano również w tym przypadku, że dany wytwórca energii elektrycznej może ponosić dodatkowe koszty operacyjne, na przykład koszty paliwa, które mogą ewentualnie w nieuzasadniony sposób przekroczyć lub obniżyć te przychody(20). 37.      Operator systemu, który w poszczególnych przypadkach określa odpowiednią rekompensatę finansową zgodnie z drugą metodą obliczeniową, dysponuje zatem w ramach wymaganej kontrfaktycznej analizy porównawczej w podwójnym zakresie swobodą oceny, co znajduje wyraz w nieokreślonych pojęciach prawnych „połączeni[e] [obu kwot]” oraz „nieuzasadnienie”. Dotyczy on z jednej strony oceny, czy pierwsza metoda obliczeniowa prowadzi do „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty [finansowej]”, czyli kwoty, która jest nieodpowiednio niska lub wysoka, a z drugiej strony wynikającej z tego oceny odpowiedniości tej rekompensaty poprzez „połączeni[e] [obu kwot]”. Ocena ta, w zależności od okoliczności danego przypadku, nie jest z góry przesądzona względnie nie musi prowadzić do całkowitego zrównania sytuacji ekonomicznej wytwórców z sytuacją, jaka miałaby miejsce bez redysponowania. 38.      Prawo do „rekompensa[ty] finansowej”, uregulowane w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, nie jest zatem doprecyzowane przez pojęcie „pełnej” („full compensation”)(21). W tym kontekście nie użyto również sformułowania gwarancja minimalnego dochodu, lecz jedynie minimalna rekompensata (zob. pkt 27 powyżej)(22). W przeciwieństwie do tego, co twierdzą [strony przeciwne], prawodawca unijny, jak wykazuje analiza historyczna (pkt 43 poniżej), świadomie zrezygnował z takiego doprecyzowania i uregulował jedynie prawo do [pojedynczej] rekompensaty finansowej(23). Prawo to jest zatem ograniczone kwotowo do kwoty wynikającej z hipotez porównawczych i metod obliczeniowych przewidzianych w tym przepisie. Jego wysokość niekoniecznie pokrywa się z kwotą, która wynikałaby z wprowadzenia i sprzedaży zmniejszonej ilości energii elektrycznej w wyniku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, lecz powinna jedynie zbliżać się do tego wyniku w możliwie jak największym stopniu – co, także przyznały [strony przeciwne] podczas rozprawy, powołując się m.in. na zasadę proporcjonalności. 39.      Wynik tej wykładni językowej znajduje potwierdzenie w rozważaniach systemowych i celowościowych, a także w genezie rozporządzenia 2019/943. b)      Wykładnia systemowa, celowościowa i historyczna 40.      Z punktu widzenia systematyki rozporządzenie 2019/943 nie przewiduje żadnego minimalnego progu dotyczącego dochodu ani rekompensaty za utracone przychody, którego w żadnym wypadku nie można przekroczyć. W tym względzie przewidziana w art. 10 ust. 2 możliwość stosowania „zharmonizowan[ych] limit[ów] w odniesieniu do maksymalnych i minimalnych cen rozliczeniowych dla przedziałów czasowych dnia następnego i dnia bieżącego”(24) stanowi wyjątek i nie ma zastosowania do redysponowania uregulowanego w art. 13. 41.      Przeciwko przyjęciu minimalnego progu dochodu przemawia również fakt, że prawodawca Unii w pierwszej metodzie obliczania rekompensaty finansowej zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 wymaga, aby dodatkowe koszty operacyjne zgodnie z lit. a) i utracone przychody netto zgodnie z lit. b) były ustalane oddzielnie w celu określenia tej rekompensaty na podstawie wyższej z tych dwóch kwot (pkt 28 i 32 powyżej). W przeciwnym razie ewentualna korekta wyniku pierwszej metody obliczeniowej, o ile prowadzi ona do nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty finansowej, za pomocą drugiej metody obliczeniowej nie miałaby sensu. Ta ostatnia metoda zakłada właśnie, że rekompensata musi być w razie potrzeby skorygowana w górę lub nawet w dół. Wyrażenie „co najmniej równa wyższej z następujących kwot lub jest ich połączeniem” nie oznacza zatem takiego dolnego progu. Przeciwnie, odnosi się ono jedynie do faktu, że jedna z dwóch kwot wymienionych w lit. a) i b) może być wyższa i w związku z tym zasadniczo należy ją traktować jako odpowiednią podstawę przy obliczaniu rekompensaty finansowej. 42.      Poza tym, w przeciwieństwie do stanowiska [stron przeciwnych], nie dostrzegam w celach rozporządzenia 2019/943 żadnego innego elementu, który mógłby uzasadniać prawo do „pełnej” rekompensaty finansowej, za którym się oni opowiadają. Celowi odpowiedzi odbioru sieci, co do zasady zgodnej z zasadami rynkowymi, przy jednoczesnym promowaniu wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, w tym poprzez ich dysponowanie priorytetowe, służy również fakt, że w przypadku redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, rekompensata finansowa jest zbliżona do wynagrodzenia na warunkach rynkowych w możliwie jak największym stopniu. Moim zdaniem właśnie to ma ostatecznie zapewnić mechanizm rekompensat przewidziany w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943. 43.      Geneza powstania rozporządzenia 2019/943 przemawia za tym samym kierunkiem. W swoim wniosku Komisja ograniczyła prawo do rekompensaty finansowej do przypadków redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych oraz do 90 % (hipotetycznych) przychodów netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego(25). Rada usunęła później odniesienie do wartości granicznej 90 %, tak że mowa była już tylko o utraconych (hipotetycznych) przychodach netto. W ostatecznym kompromisie przyjętym przez Radę i Parlament Europejski zrezygnowano jednak z uznania przychodów netto za jedyne kryterium obliczania rekompensaty finansowej i zamiast tego wprowadzono dodatkowe kryteria dla obu metod obliczeniowych [„kwota dodatkowych kosztów operacyjnych” w lit. a), z uwzględnieniem redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy, oraz utrata „przychodów netto” w lit. b), a także „połączeni[e] [obu kwot]” w przypadku „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty [finansowej]”](26). Prawodawca Unii wyszedł zatem z założenia, że w ramach wymaganej hipotetycznej analizy porównawczej, w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, z arytmetycznego punktu widzenia nie można osiągnąć całkowicie „neutralnego” pod względem ekonomicznym zrównania wytwórców energii ze źródeł odnawialnych, a jedynie wartość przybliżoną, której celem jest w miarę możliwości zrekompensowanie im wszystkich poniesionych strat. c)      Wniosek częściowy w przedmiocie pytania pierwszego lit. a) 44.      W związku z tym na pytanie pierwsze lit. a) należy odpowiedzieć, że art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 przyznaje wytwórcom z gwarantowanym dostępem, którzy są objęci redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, prawo do rekompensaty finansowej, która odpowiada w jak największym stopniu przychodom, utraconym w wyniku redysponowania (w tym wszelkiemu utraconemu wsparciu finansowemu), w przypadku dostaw danej ilości energii elektrycznej na warunkach rynkowych, ale niekoniecznie całkowicie neutralizuje te utracone przychody z ekonomicznego punktu widzenia. 3.      Zakres kryterium „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty [finansowej]” [pytanie pierwsze lit. b)] 45.      Odpowiedź na pytanie pierwsze lit. a) zawiera istotne kryteria wykładni sformułowania „nieuzasadnienie nisk[a] lub nieuzasadnienie wysok[a] rekompensat[a] [finansowa]”, zawartego w art. 13 ust. 7 zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, o którą to wykładnię w szczególności pyta sąd odsyłający [pytanie pierwsze lit. b)]. 46.      Sformułowanie to odnosi się, w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy(27), do wyniku pierwszej metody obliczeniowej i umożliwia w ogóle zastosowanie drugiej metody obliczeniowej. Operator systemu musi najpierw sprawdzić, na podstawie wszystkich dostępnych danych(28), czy pierwsza metoda obliczeniowa prowadzi do „nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty [finansowej]”, a zatem czy jest ona (nie)odpowiednia. W tym zakresie dysponuje on swobodą oceny (pkt 37 powyżej). 47.      W zakresie, w jakim operator systemu uważa, że rekompensata nie jest odpowiednia, musi on następnie, w ramach przysługującej mu swobody oceny, ustalić odpowiednią rekompensatę finansową poprzez „połączeni[e] [obu kwot]”, o których mowa w lit. a) i b). 48.      W tym celu operator systemu może w pierwszym etapie przyjąć średnią z dwóch ustalonych kwot, zsumować je lub w inny sposób powiązać dodatkowe koszty operacyjne z utraconymi (hipotetycznymi) przychodami netto. W drugim etapie operator systemu musi określić odpowiednią wysokość kwoty rekompensaty w zależności od okoliczności danego przypadku, w tym zmian cen na rynku dnia następnego podczas redysponowania (pkt 30 powyżej). 49.      Zgodnie z rozważaniami przedstawionymi w pkt 27 i nast. powyżej art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 zasadniczo nie zezwala na stosowanie sztywnych wartości procentowych lub domniemań, wykraczających poza kryteria w nim ostatecznie określone lub odbiegających od nich, które w niedopuszczalny sposób ograniczają uznaną w tym względzie swobodę oceny operatora systemu (szczegółowo w pkt 64-65 poniżej). Uwzględnia to również fakt, że operator systemu, ze względu na szczególną pozycję i zadanie powierzone mu na mocy niniejszego rozporządzenia, polegające na zapewnieniu prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej pod nadzorem krajowego organu regulacyjnego(29), jest podmiotem najlepiej nadającym się do ustalenia odpowiedniej rekompensaty. Sąd krajowy musi również uwzględnić tę kwestię przy ocenie odpowiedniości tej rekompensaty. Potwierdza to z kolei, że kwota rekompensaty ustalona przez operatora systemu nie musi dokładnie odpowiadać sytuacji ekonomicznej, w jakiej znalazłby się wytwórca, gdyby nie wydano polecenia redysponowania, ale jedynie zbliża się do niej w możliwie jak największym stopniu (pkt 38 powyżej). 50.      W związku z tym na pytanie pierwsze lit. b) należy odpowiedzieć, że sformułowanie „nieuzasadnienie nisk[a] lub nieuzasadnienie wysok[a] rekompensat[a] [finansowa]” zawarte w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 ma na celu przyznanie danemu wytwórcy, dotkniętemu redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, odpowiedniej rekompensaty finansowej. W tym zakresie operator systemu dysponuje swobodą oceny. 4.      Zgodność z prawem krajowych środków stosowania uzależniających prawo do rekompensaty finansowej od skorzystania z dysponowania priorytetowego [pytanie pierwsze lit. c)] 51.      Pytanie pierwsze lit. c) ma na celu ustalenie, czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 zezwala na przyjęcie krajowych środków stosowania, które uzależniają prawo do rekompensaty finansowej od tego, czy wytwórca dotknięty redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, korzystałby w przeciwnym razie z dysponowania priorytetowego w rozumieniu art. 12 ust. 2 i 4 tego rozporządzenia (pkt 5 powyżej) czy też nie(30). 52.      Jak słusznie podnoszą Komisja i [strony przeciwne], przepisy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie dokonują takiego rozróżnienia. Przeciwnie, art. 13 ust. 1 reguluje zasadę, mającą zastosowanie również w zakresie stosowania ust. 7, zgodnie z którą redysponowanie musi opierać się na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach oraz musi być otwarte dla wszystkich technologii wytwarzania (włącznie z wszystkimi formami magazynowania energii i odpowiedzi odbioru), o ile jest to technicznie wykonalne. Dotyczy to zarówno redysponowania opierającego się na zasadach rynkowych, w przypadku, którego rekompensata finansowa następuje zgodnie z art. 13 ust. 2, jak i redysponowania nieopierającego się na zasadach rynkowych, które uprawnia do rekompensaty finansowej zgodnie z art. 13 ust. 7. 53.      Odpowiednie krajowe środki stosowania, o ile w ogóle są konieczne, muszą zatem uwzględniać te zasady. W związku z tym, aby zapewnić niedyskryminacyjne przyznawanie prawa do rekompensaty finansowej w wyniku wydania polecenia redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy), które nie opiera się na zasadach rynkowych, środki takie nie mogą wprowadzać rozróżnienia w zależności od tego, czy dany wytwórca korzystał z dysponowania priorytetowego, czy też nie. Warunkiem uzyskania tego prawa jest jedynie to, aby dany wytwórca posiadał umowę przyłączeniową z gwarancją dostaw lub odbioru. 54.      Na pytanie pierwsze lit. c) należy zatem odpowiedzieć, że wymogiem prawa do rekompensaty finansowej na podstawie art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie jest to, by wytwórca dotknięty redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, korzystał z dysponowania priorytetowego. Ponadto spełnienie tego prawa nie może być uzależnione od dokonania takiego rozróżnienia w krajowych środkach stosowania. B.      Bezpośrednia skuteczność art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943? (pytanie drugie) 55.      Zadając pytanie drugie sąd odsyłający zmierza do ustalenia, czy przepisy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 są wystarczająco jasne, precyzyjne i bezwarunkowe, a zatem mogą być stosowane bezpośrednio [pytanie drugie lit. a)], a także czy i w jakim zakresie wymagają one przyjęcia krajowych środków wdrażania lub stosowania lub zezwalają na przyjęcie takich środków? [pytanie drugie lit. b)]. Uważam za użyteczne udzielenie łącznej odpowiedzi na te pytania. 1.      Kryteria bezpośredniej skuteczności w odróżnieniu od bezpośredniej stosowalności 56.      Strony spierają się przede wszystkim o to, czy w odniesieniu do art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 w ogóle konieczne jest badanie uznanych przez orzecznictwo przesłanek bezpośredniej skuteczności, ponieważ zgodnie z art. 288 akapit drugi TFUE rozporządzenia są bezpośrednio stosowane w państwach członkowskich. Na pierwszym planie znajduje się wyrok w sprawie Popławski(31), do którego odnosi się również sąd odsyłający w pytaniu trzecim lit. a), a także kwestia, czy przepisy rozporządzenia mają pierwszeństwo przed sprzecznym prawem krajowym wyłącznie ze względu na ich bezpośrednią stosowalność. Na to ostatnie pytanie Trybunał udzielił jednak jednoznacznej i ogólnie obowiązującej odpowiedzi, stwierdzając, że zasada pierwszeństwa prawa Unii wymaga od organów państw członkowskich niestosowania sprzecznego prawa krajowego tylko w takim zakresie, w jakim dany przepis prawa Unii – tj. również przepis rozporządzenia – spełnia przesłanki bezpośredniej skuteczności(32). Przepisy rozporządzeń mające bezpośrednie zastosowanie nie są bowiem automatycznie stosowane bezpośrednio przez organy państw członkowskich. Przeciwnie, mogą one, ze względu na swoją strukturę normatywną, warunkowy charakter lub swobodę uznania przyznaną tym organom, wręcz wymagać przyjęcia konkretyzujących je krajowych lub unijnych środków (wykonawczych)(33), a zatem właśnie nie mieć bezpośredniego skutku(34). 57.      W niniejszej sprawie należy zatem zbadać, czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 jest bezpośrednio skuteczny. 58.      Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem przepis prawa Unii – pierwotnego lub wtórnego – może być bezpośrednio skuteczny tylko wtedy, gdy jest z punktu widzenia jego treści bezwarunkowy i wystarczająco precyzyjny. Przepis z punktu widzenia treści jest bezwarunkowy, jeżeli ustanawia zobowiązanie niepoddane żadnym warunkom i nieuzależnione, w zakresie jego wykonania lub skutków, od wydania przez instytucje Unii lub państwa członkowskie jakiegokolwiek aktu. Przepis należy uznać za wystarczająco precyzyjny, by podmioty prawa mogły się na niego powoływać, a sądy mogły go stosować, jeżeli formułuje zobowiązanie w sposób niedwuznaczny(35). Jeżeli warunki te są spełnione, jednostka może powołać się na ten przepis przed sądami krajowymi przeciwko państwu członkowskiemu, nawet jeśli państwo to dokonało niewłaściwej transpozycji tego przepisu(36). 59.      O ile przepis prawa Unii – jak w tym przypadku przepisy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 – przyznaje właściwym organom krajowym określoną swobodę oceny lub margines uznania w zakresie stwierdzenia spełnienia warunków oraz środków, jakie należy podjąć, nie podważa to koniecznie ich wystarczającej precyzyjności i bezwarunkowości w rozumieniu bezpośredniej skuteczności. Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem taka swoboda oceny lub margines uznania nie stanowią ani warunku, ani dodatkowego wymogu dotyczącego wykonania lub skuteczności w rozumieniu zasad, o których wspomniano w pkt 57 powyżej(37). 60.      Zgodnie z tym orzecznictwem, nawet jeśli przepis prawa Unii pozostawia państwom członkowskim pewien zakres uznania przy ustalaniu sposobów jego wykonania, można uznać, że ma charakter bezwarunkowy i precyzyjny, jeżeli nakłada on na państwa członkowskie w jednoznaczny sposób wyraźny obowiązek osiągnięcia określonego rezultatu, który nie jest obwarowany żadnym warunkiem co do stosowania wyrażonej w nim zasady(38). Ostatecznie Trybunał uznaje obecnie, że wymogi bezwzględności zobowiązania i wystarczającej precyzyjności są równoważne. W związku z tym również nieokreślone zobowiązania, które same w sobie pozostawiają państwom członkowskim swobodę działania, mogą być bezpośrednio stosowane(39). Dotyczy to w szczególności przypadków, w których przepis ten określa metodę osiągnięcia minimalnej ochrony lub wyniku, które nakazuje(40). 61.      W tych okolicznościach uważam – co zostanie wykazane poniżej – że przepisy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 dotyczące metody obliczania rekompensaty finansowej mają bezpośrednie zastosowanie. 2.      Spełnienie kryteriów bezpośredniej skuteczności 62.      Jak wskazano powyżej w pkt 27 i nast., metoda obliczeniowa przewidziana w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, oparta na kryteriach w nim określonych, jest wystarczająco jasna, precyzyjna i bezwarunkowa, co umożliwia jej bezpośrednie stosowanie przez właściwy organ krajowy, a w szczególności przez operatora systemu. Swoboda oceny przyznana temu organowi do celów kontrfaktycznej analizy porównawczej nie zmienia faktu, że w przypadku redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy), które nie opiera się na zasadach rynkowych, wytwórca, którego to dotyczy, ma prawo do (odpowiedniej) rekompensaty finansowej. Rekompensata ta ma ostatecznie na celu zbliżenie się do sytuacji ekonomicznej, w której znalazłby się wytwórca, gdyby nie doszło do tego redysponowania – tj. gdyby sprzedano objętą nim ilość energii elektrycznej na warunkach rynkowych. Z drugiej strony istnieje wyraźny obowiązek operatora systemu do spełnienia tego prawa z uwzględnieniem kryteriów i metod obliczeniowych przewidzianych w art. 13 ust. 7. 63.      Zarówno cel, jaki ma zostać osiągnięty w ramach rekompensaty finansowej, jak i kryteria oraz metoda jej obliczania są zatem określone w tych przepisach w sposób wystarczająco jasny, precyzyjny i ostateczny, tak że mogą być one dochodzone przez zainteresowanych wytwórców przed sądem, oraz aby mogły być one zrozumiałe i bezpośrednio stosowane przez ten sąd. 64.      Jeżeli państwo członkowskie – tak jak w niniejszej sprawie Irlandia w spornej decyzji – przyjmuje środki stosowania w celu skorzystania z swobody oceny przyznanej w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, nie zmienia to bezpośredniej skuteczności art. 13 ust. 7. Inną kwestią – na którą nie trzeba tutaj udzielić odpowiedzi – jest to, czy te środki stosowania mieszczą się w granicach kryteriów określonych w nich w sposób wystarczająco dokładny, bezwzględny i ostateczny, a także w granicach przyznanej przez nie swobody oceny, czy też wykraczają poza te granice. 65.      W odniesieniu do kryteriów obliczenia prawa do rekompensaty finansowej określonych w spornej decyzji istnieją jednak w tym zakresie wątpliwości. Metoda obliczeniowa określona w tej decyzji opiera się bowiem między innymi na (dokładnie określonej kwocie) „przychodów ex ante” oraz związanym z tym domniemaniu istnienia „nieuzasadnienie” wysokiej lub niskiej kwoty, które można obalić jedynie na podstawie „ważnej przyczyny”. Do sądu odsyłającego należy zbadanie zgodności tych kryteriów z mającymi bezpośrednie zastosowanie przepisami art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 i ustalenie, czy w tym zakresie musi on nadać pierwszeństwo tym ostatnim. 3.      Wniosek pośredni 66.      Na pytanie drugie należy zatem odpowiedzieć, że chociaż art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 przyznaje operatorowi systemu pewną swobodę oceny, spełnia on przesłanki bezpośredniej skuteczności, nie zakazując przy tym przyjmowania krajowych środków wdrażania lub stosowania w celu skorzystania z tej swobody oceny. Środki te nie mogą jednak naruszać kryteriów i metod obliczeniowych określonych w tym artykule i muszą mieścić się w granicach tej swobody oceny, czego zbadanie należy do sądu krajowego. C.      Inne środki odwoławcze (pytanie trzecie) 67.      Pytanie trzecie dotyczy innych możliwych środków odwoławczych i zostało zadane wyłącznie pod warunkiem, że art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie ma bezpośredniej skuteczności. Nie ma zatem potrzeby udzielania na nie odpowiedzi. 68.      Jeżeli Trybunał w odniesieniu do pytania drugiego doszedłby do wniosku innego niż ten przedstawiony powyżej w pkt 66, wystarczy odesłać do jego utrwalonego orzecznictwa, zgodnie z którym obowiązkiem sądów państw członkowskich, nawet w przypadku braku bezpośredniej skuteczności, jest dokonywanie wykładni ich prawa krajowego w możliwie najszerszym zakresie zgodnej z prawem Unii i przyznanie jednostkom możliwości uzyskania odszkodowania, w przypadku gdy ich prawa zostały naruszone przez naruszenie prawa Unii, które można przypisać państwu członkowskiemu(41). D.      Pozostałe pytania (pytanie czwarte) 1.      Odroczenie realizacji prawa do rekompensaty finansowej? [pytanie czwarte lit. a) i b)]  69.      Poprzez pytanie czwarte lit. a) i b) sąd odsyłający zmierza do ustalenia, czy spełnienie prawa do rekompensaty finansowej na podstawie art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 może zostać odroczone do 2024 r. w drodze krajowego środka stosowania. 70.      Jak słusznie podnoszą [strony przeciwne] i Komisja, zgodnie z art. 71 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 weszło ono w życie dwudziestego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym i zgodnie z art. 71 ust. 2 tego rozporządzenia stosuje się je od dnia 1 stycznia 2020 r., przy czym w odniesieniu do art. 13 nie przewidziano żadnego przepisu przejściowego ani wyjątku. Prawo do rekompensaty finansowej względem operatora systemu, oparte na mających bezpośrednie i priorytetowe zastosowanie przepisach art. 13 ust. 7, istnieje zatem od tej daty i musi być przez niego spełnione. Odroczenie wykonania tego prawa na późniejszy termin – w niniejszym przypadku na rok 2024 – jest zatem niezgodne z powyższym i podważałoby pełną skuteczność(42) tych przepisów, wymaganą również przez orzecznictwo. 71.      W związku z tym na pytanie 4 a) i b) należy odpowiedzieć, że [wypłaty] rekompensaty finansowej na podstawie bezpośrednio stosowanych przepisów art. 13 rozporządzenia 2019/943 należy dokonać zgodnie z art. 71 ust. 2 tego rozporządzenia 2019/943 od dnia 1 stycznia 2020 r., bez możliwości odroczenia tego terminu na mocy krajowych środków stosowania. 2.      Ograniczenie lub rozszerzenie osobowego zakresu stosowania prawa do rekompensaty finansowej? [pytanie czwarte lit. c)]  a)      Część pierwsza: Wykluczenie drobnych wytwórców? 72.      W pierwszej części pytania czwartego lit. c) sąd odsyłający chce zasadniczo dowiedzieć się, czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 zezwala na przyjęcie krajowych środków stosowania, które w przypadku redysponowania (które nie opiera się na zasadach rynkowych i prowadzi do obniżenia mocy) ogranicza prawo do rekompensaty finansowej do wytwórców będących uczestnikami rynku ex ante (dnia następnego), co skutkowałoby wykluczeniem wytwórców de minimis z możliwości uzyskania tej rekompensaty. Według uczestników postępowania wytwórcy de minimis, którzy nie są objęci tym rozporządzeniem, to prawdopodobnie drobni wytwórcy, którzy często nie uczestniczą w irlandzkim rynku dnia następnego (day-ahead) ani rynku dnia bieżącego (intra-day). 73.      Jak słusznie podnoszą Komisja i [strony przeciwne], prawo do rekompensaty finansowej od operatora systemu na podstawie art. 13 ust. 7 zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943 zakłada jedynie, że wytwórcy, których dotyczy redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych („operator[zy] objętej redysponowaniem jednostki wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru”] zaakceptowali gwarancję obowiązkowej dostawy energii w umowie przyłączeniowej. Zdolność wytwarzania energii elektrycznej lub zakres dostaw energii elektrycznej nie mają w tym zakresie znaczenia. Kryterium „przychod[ów] netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego” przewidziane w art. 13 ust. 7 lit. b) służy w tym przypadku jedynie określeniu kwoty rekompensaty finansowej zgodnie z pierwszą metodą obliczeniową, nie ogranicza jednak samego prawa do rekompensaty. 74.      Inne rozumienie byłoby również sprzeczne z systematyką i celami art. 12 i 13 rozporządzenia 2019/943. Artykuł 12 ust. 2 nakłada bowiem na państwa członkowskie obowiązek zapewnienia, aby dysponując jednostkami wytwarzania, operatorzy systemów nadawali priorytet jednostkom wytwarzania wykorzystującym odnawialne źródła energii („dysponowanie priorytetowe”(43)) i dysponującym zainstalowaną mocą elektryczną poniżej 400 kW. Ciągłość zasadniczej gwarancji priorytetowego dysponowania jest ponadto zagwarantowana w art. 12 ust. 6. Wynika z tego, że drobni wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych korzystają również z dysponowania priorytetowego, którego odmawia się w przypadku stosowania redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, zgodnie z art. 13 ust. 6. Ponadto zgodnie z art. 13 ust. 6 lit. a) takie redysponowanie jest dozwolone w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii jedynie w ściśle określonych granicach. Zróżnicowanie w zależności od skali wytwarzania lub dostarczania energii elektrycznej albo udziału w rynku dnia następnego, które skutkowałoby wyłączeniem niektórych wytwórców (energii ze źródeł odnawialnych) z osobowego zakresu stosowania prawa do rekompensaty finansowej, byłoby niezgodne z tymi zasadami. 75.      Takie zróżnicowanie byłoby również sprzeczne z zasadami zawartymi w art. 13 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2019/943. Po pierwsze, zgodnie z ust. 1 redysponowanie musi odbywać się zgodnie z obiektywnymi, przejrzystymi i niedyskryminacyjnymi kryteriami i być dostępny dla wszystkich technologii wytwarzania (oraz wszystkich rodzajów magazynowania energii i odpowiedzi odbioru) w ramach możliwości technicznych (pkt 52 powyżej). W tym zakresie nie przewiduje się zróżnicowania w oparciu o zainstalowaną moc wytwórczą. Po drugie, zgodnie z ust. 2 wszyscy wytwórcy (również) odczuwający skutki redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, są co do zasady uprawnieni do rekompensaty finansowej. 76.      Na pierwszą część pytania czwartego lit. c) należy zatem odpowiedzieć, że art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie zezwala na przyjęcie krajowych środków stosowania, które w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, ograniczają prawo do rekompensaty finansowej jedynie do wytwórców uczestniczących w rynku ex ante (dnia następnego) lub wykluczają otrzymanie rekompensaty przez wytwórców de minimis. b)      Część druga: Prawo do rekompensaty finansowej od pośredników? 77.      Poprzez drugą część pytania czwartego lit. c) sąd odsyłający dąży w istocie do ustalenia, czy art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 pozwala na przyjęcie krajowych środków stosowania, które rozszerzają prawo do rekompensaty finansowej w przypadku redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych) na dostawców energii elektrycznej, którzy być może są jedynie pośrednikami, a nie wytwórcami. Jest to częściowo kwestionowane przez [strony przeciwne]. Ich zdaniem operator systemu może ponadto wypłacić rekompensatę wyłącznie bezpośrednio uprawnionemu wytwórcy. 78.      Jak wskazano powyżej w pkt 73, art. 13 ust. 7 zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943 ogranicza prawo do rekompensaty finansowej wobec operatora systemu do wytwórców energii elektrycznej dotkniętych redysponowaniem nieopartym na zasadach rynkowych („operator[zy] objętej redysponowaniem jednostki wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru”), którzy zaakceptowali gwarancję obowiązkowej dostawy energii w umowie przyłączeniowej. Ponadto jedynie ci wytwórcy mają w ramach obu metod obliczeniowych „dodatkowe koszty operacyjne” w rozumieniu art. 13 ust. 7 lit. a) rozporządzenia 2019/943, które należy uwzględnić przy ustalaniu tej rekompensaty. Wyklucza to zasadniczo z zakresu osobowego stosowania prawa do rekompensaty pośredników, którzy nie są wytwórcami, nie prowadzą żadnej z wymienionych jednostek ani nie zawarli umowy przyłączeniowej z gwarancją dostaw. 79.      Jak twierdzą CRU i Komisja, nie można jednak całkowicie wykluczyć, że krajowe środki stosowania będą bardziej szczegółowo regulować sposób wypłacania rekompensat uprawnionym wytwórcom. Mogłoby to – ze względów technicznych, na przykład do celów potrącenia – umożliwić udział pośrednika jako agencji płatniczej, o ile nie zagraża to wykonaniu przysługującego wytwórcy prawa do rekompensaty i nie prowadzi do nieuzasadnionego przeniesienia ryzyka niewypłacalności, czego ustalenie należy do sądu odsyłającego. 80.      Na drugą część pytania czwartego lit. c) należy zatem odpowiedzieć, że art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie zezwala na przyjęcie krajowych środków stosowania rozszerzających prawo do rekompensaty finansowej w przypadku redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych) na pośrednika, który nie spełnia warunków przewidzianych w zdaniu pierwszym tego przepisu. Nie wyklucza to możliwości pełnienia przez takiego pośrednika funkcji agenta płatniczego, o ile nie zagraża to zaspokojeniu prawa wytwórcy do rekompensaty i nie powoduje nieuzasadnionego przeniesienia ryzyka niewypłacalności, czego ustalenie należy do sądu krajowego. 3.      Płatności powyżej ceny rynkowej na podstawie CPPA jako „wsparcie finansowe”? [Pytanie czwarte lit. d)]  81.      Poprzez pytanie czwarte lit. d) sąd odsyłający dąży w istocie do ustalenia, czy pojęcie „wsparcia finansowego” zawarte w art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943, które zgodnie z tym przepisem jest uznawane za „część przychodów netto”, obejmuje płatności przekraczające cenę rynkową na rzecz wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych na podstawie CPPA(44). 82.      Kwestia ta jest przedmiotem poważnych kontrowersji między stronami. Według sądu odsyłającego gwarancja ceny wykonania – która w niektórych przypadkach może przewyższać cenę rynkową – zawarta w umowach CPPA stanowi istotny element wsparcia finansowego dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych (pkt 15 powyżej). Tymczasem w spornej decyzji i w stanowisku SRB nie uznaje się jej za „wsparcie finansowe” w rozumieniu art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943. CRU uważa, że może to być jedynie wsparcie publiczne w rozumieniu dotacji państwowej. 83.      Uważam, że argumentacja CRU jest nieuzasadniona zarówno ze względu na szerokie pojęcie „wsparcia finansowego”, jak i z przyczyn systemowych i teleologicznych. Moim zdaniem chodzi tu o wsparcie finansowe zarówno państwa, jak i podmiotów prywatnych, na które państwo ewentualnie wyraziło zgodę lub które zostało zainicjowane przez państwo. 84.      Pojęcie „wsparcia finansowego” nie zostało zdefiniowane w rozporządzeniu 2019/943. Nie jest ono również – przynajmniej nie wprost – objęte zastrzeżeniem stosowania art. 107 i 108 TFUE, co mogłoby wskazywać na to, że może chodzić jedynie o pomoc państwa w rozumieniu pojęcia pomocy państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE. Zastrzeżenie to ma jednak zastosowanie do umów na dostawę energii elektrycznej uregulowanych w art. 19a rozporządzenia 2019/943 – a więc do prywatnych umów CPPA będących przedmiotem niniejszego sporu (art. 19a ust. 4) – tak więc argumentacja CRU wydaje się błędna już z tego powodu. 85.      Przeciwnie, moim zdaniem art. 13 ust. 7 lit. b) tego rozporządzenia ma co do zasady na celu objęcie wszelkiego rodzaju wsparcia finansowego dla wytwarzania energii elektrycznej, w szczególności z odnawialnych źródeł energii, niezależnie od tego, czy pochodzi ono z zasobów państwowych, czy z zasobów prywatnych. Potwierdza to ewentualna klasyfikacja CPPA do kategorii zatwierdzonych instrumentów promowania wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, o których mowa w art. 19a, 19d i 21 rozporządzenia 2019/943. 86.      Zgodnie z art. 19a ust. 1 rozporządzenia 2019/943 państwa członkowskie propagują upowszechnianie PPA z myślą o zapewnieniu przewidywalności cen i o osiągnięciu celów określonych w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu, w tym w odniesieniu do energii odnawialnej. W tym względzie zgodnie z ust. 3 i 4 tego artykułu państwa członkowskie mogą przewidzieć w skoordynowany sposób systemy gwarancji po cenach rynkowych, służące zmniejszeniu ryzyka finansowego związanego z niewykonaniem płatności przez odbiorcę w ramach PPA, gwarancje prywatne lub instrumenty łączące popyt na PPA. W tym kontekście system gwarancji wspierany przez państwo „[b]ez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE, […] obejmuje on przepisy mające na celu zapobieganie obniżeniu płynności na rynkach energii elektrycznej i nie może zapewniać wsparcia na zakup wytwarzania z paliw kopalnych”. Z postanowienia odsyłającego nie wynika, czy cena wykonania zagwarantowana w umowie CPPA – potencjalnie nawet wyższa od ceny rynkowej – jest zabezpieczona przez taki system gwarancji państwowej, czy też jest to jedynie gwarancja prywatna. W obu przypadkach istniałoby w każdym razie wsparcie finansowe dozwolone co do zasady na mocy rozporządzenia 2019/943. 87.      CPPA może ponadto stanowić część systemu bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych na inwestycje w nowe instalacje wytwarzające energię ze źródeł odnawialnych zgodnie z art. 19d rozporządzenia 2019/943(45), z których przychody mają być rozdzielane między odbiorców końcowych (ust. 5)(46). Wreszcie CPPA może stanowić część mechanizmu zdolności wytwórczych w rozumieniu art. 21 ust. 1 tego rozporządzenia(47). 88.      „Wsparcie finansowe” w rozumieniu art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943 może zatem wynikać z pomocy państwowej lub pomocy finansowanej ze środków prywatnych z inicjatywy państwa. Jednak również z przyczyn systemowych i teleologicznych nie ma powodu, aby nie uwzględniać przychodów z CPPA, potencjalnie przewyższających cenę rynkową, w ramach obliczania rekompensaty finansowej. 89.      Podobnie bowiem jak polecenie priorytetowego dysponowania przewidziane w art. 12 ust. 2–4 rozporządzenia 2019/943, które jest również uzależnione od przestrzegania zasad pomocy państwa określonych w art. 107, 108 i 109 TFUE, rekompensata finansowa przewidziana w art. 13 ust. 7 ma również na celu wspieranie wytwarzania i dostaw energii ze źródeł odnawialnych lub ich ochronę. Ponadto z nieco zmiennego orzecznictwa Trybunału wynika, że wsparcie wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych nakazane przez prawo niekoniecznie podlega pod pojęcie pomocy państwa, mianowicie w przypadku, gdy wsparcie to nie jest realizowane za pomocą „zasobów państwowych”(48). Szerokie pojęcie „wsparcia finansowego”, czy to ze środków publicznych, czy prywatnych, uwzględnia tę koncepcję. Przeciwnie, wydaje się, że zostało ono celowo wybrane przez prawodawcę Unii w celu objęcia nim licznych środków wsparcia finansowego na rzecz wytwarzania energii elektrycznej, w szczególności z odnawialnych źródeł energii, niezależnie od tego, czy spełniają one pojęcie pomocy państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, czy też nie. 90.      Na pytanie czwarte lit. d) należy zatem odpowiedzieć, że pojęcie „wsparcia finansowego” zawarte w art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943 obejmuje co do zasady płatności przekraczające cenę rynkową na rzecz wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych na podstawie umów zakupu energii elektrycznej, takich jak CPPA, w rozumieniu art. 19a rozporządzenia 2019/943. V.      Wnioski 91.      W związku z powyższym proponuję Trybunałowi udzielić następującej odpowiedzi na wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym, skierowany przez Supreme Court (sąd najwyższy, Irlandia): 1.       a) Artykuł 13 ust. 7 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej przyznaje wytwórcom ze stałym dostępem do sieci oraz gwarancją dostawy, którzy są objęci redysponowaniem nierynkowym prowadzącym do obniżenia mocy, prawo do rekompensaty finansowej, która odpowiada w jak największym stopniu przychodom, utraconym w wyniku redysponowania (w tym wszelkiemu utraconemu wsparciu finansowemu), w przypadku dostaw danej ilości energii elektrycznej na warunkach rynkowych, ale niekoniecznie całkowicie neutralizuje te utracone przychody z ekonomicznego punktu widzenia. Sformułowanie „nieuzasadnienie nisk[a] lub nieuzasadnienie wysok[a] rekompensat[a] [finansowa]” zawarte w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 ma na celu przyznanie danemu wytwórcy, dotkniętemu takim redysponowaniem odpowiedniej rekompensaty finansowej. W tym zakresie operator systemu dysponuje swobodą oceny. b)       Prawo do rekompensaty finansowej na podstawie art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie wymaga ani, by wytwórca dotknięty redysponowaniem nieopartym na zasadach rynkowych prowadzącym do obniżenia mocy, korzystał z dysponowania priorytetowego. Ponadto spełnienie tego prawa nie może być uzależnione od dokonania takiego rozróżnienia w krajowych środkach stosowania. 2.       Chociaż art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 przyznaje operatorowi systemu pewną swobodę oceny, spełnia on przesłanki bezpośredniej skuteczności, nie zakazując przy tym przyjmowania krajowych środków wdrażania lub stosowania w celu skorzystania z tej swobody oceny. Środki te nie mogą jednak naruszać kryteriów i metod obliczeniowych określonych w tym artykule i muszą mieścić się w granicach tej swobody oceny, czego zbadanie należy do sądu krajowego. 3.       a)       [Wypłaty] rekompensaty finansowej na podstawie bezpośrednio stosowanych przepisów art. 13 rozporządzenia 2019/943 należy dokonać zgodnie z art. 71 ust. 2 tego rozporządzenia 2019/943 od dnia 1 stycznia 2020 r., bez możliwości odroczenia tego terminu na mocy krajowych środków stosowania. b)       Artykuł 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 nie zezwala na przyjęcie krajowych środków stosowania, –        które w przypadku redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych) ograniczają prawo do rekompensaty finansowej jedynie do wytwórców uczestniczących w rynku ex ante (dnia następnego) lub wykluczają otrzymanie rekompensaty przez wytwórców de minimis; –        rozszerzających prawo do rekompensaty finansowej w przypadku redysponowania (prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych) na pośrednika, który nie spełnia warunków przewidzianych w zdaniu pierwszym tego przepisu. Nie wyklucza to możliwości pełnienia przez takiego pośrednika funkcji agenta płatniczego, o ile nie zagraża to zaspokojeniu prawa wytwórcy do rekompensaty i nie powoduje nieuzasadnionego przeniesienia ryzyka niewypłacalności, czego ustalenie należy do sądu krajowego. c)       Pojęcie „wsparcia finansowego” zawarte w art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943 obejmuje co do zasady płatności przekraczające cenę rynkową na rzecz wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych na podstawie umów zakupu energii elektrycznej, takich jak CPPA (Corporate Power Purchase Agreements), w rozumieniu art. 19a rozporządzenia 2019/943. 1      Język oryginału: niemiecki. 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), ostatnio zmienione rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1747 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniającym rozporządzenia (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej (Dz.U. 2024, L 1747, s. 1) (zwane dalej „rozporządzeniem 2019/943”). 3      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), ostatnio zmieniona dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniającą dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej (Dz.U. 2024, L 1711, s. 1). 4      Zobacz art. 3 rozporządzenia 2019/943 („Zasady dotyczące funkcjonowania rynków energii elektrycznej”), zgodnie z którym m.in. ceny ustala się na podstawie popytu i podaży (lit. a), a zasady rynkowe sprzyjają swobodnemu kształtowaniu cen i zapobiegają działaniom uniemożliwiającym kształtowanie cen na podstawie popytu i podaży (lit. b). 5      Zobacz art. 3 lit. c) i f) rozporządzenia 2019/943. 6      Jak słusznie zauważa sąd odsyłający, oparte na zasadach rynkowych środki związane z dysponowaniem, uregulowane w art. 12 rozporządzenia 2019/943, różnią się zatem od przewidzianych w art. 13 tego rozporządzenia środków związanych z redysponowaniem, które są lub nie są oparte na zasadach rynkowych. Zgodnie z tą definicją redysponowanie ma miejsce w przypadku wystąpienia „fizycznego ograniczenia przesyłowego” lub gdy ze względów bezpieczeństwa systemu konieczne jest wprowadzenie „ograniczenia”. Sporne w niniejszej sprawie redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, ma na celu zmniejszenie udziału w systemie energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii. 7      Zgodnie z art. 2 nr 20 rozporządzenia 2019/943 „dysponowanie priorytetowe” oznacza „w odniesieniu do modelu samodzielnego dysponowania dysponowanie jednostkami wytwarzania według kryteriów innych niż ekonomiczna kolejność ofert, a w odniesieniu do modeli dysponowania centralnego również dysponowanie jednostkami wytwarzania według kryteriów innych, niż ekonomiczna kolejność ofert i ograniczenia sieciowe, przez przyznanie pierwszeństwa w dysponowaniu określonym technologiom wytwarzania”. Pojęcia „model dysponowania centralnego” i „model samodzielnego dysponowania” zostały zdefiniowane w art. 2 pkt 29 i 30 tego rozporządzenia. 8      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 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). 9      Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 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. 16). 10      Zobacz s. 27 i 28 spornej decyzji. 11      Zobacz także art. 19a rozporządzenia 2019/943. 12      Wyrok z dnia 24 czerwca 2019 r. (C‑573/17, EU:C:2019:530). 13      Artykuł 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943 dotyczący utraty „przychodów netto” odnosi się wyłącznie do redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych. 14      Zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 prawo do rekompensaty finansowej nie przysługuje, gdy wytwórc[a] […] zaakceptowa[ł] umowę przyłączeniową niegwarantującą niezawodnych dostaw energii” (wyróżnienia własne). 15      Zobacz art. 13 ust. 7 lit. b) zdanie drugie rozporządzenia 2019/943. Jak wynika z pytania czwartego lit. d), w niniejszej sprawie spór dotyczy jedynie tego, czy umowna cena wykonania gwarantowana w CPPA, o ile jest wyższa od ceny rynkowej, stanowi takie „wsparcie finansowe” (zob. poniżej pkt 81 i nast.). 16      Zobacz art. 13 ust. 7 lit. a) rozporządzenia 2019/943 („dodatkowe koszty paliwa w przypadku redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy lub koszty zapewnienia ciepła zapasowego w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy”; wyróżnienia własne). 17      W odpowiedzi na pytanie zadane przez Trybunał podczas rozprawy Irlandia potwierdziła, że rekompensata finansowa zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 podlega opodatkowaniu także w Irlandii. 18      Uważam jednak, że argumentacja przedstawiona przez Komisję, zgodnie z którą ma to być „wyjątek” od pierwszej metody obliczeniowej, jest myląca i mało pomocna. 19      Różne wersje językowe nie różnią się pod tym względem prawie wcale. Jednak w wersji francuskiej („indûment” zamiast „injustifié”) wyraźniej zaznaczono, że należy dokonać oceny odpowiedniości rekompensaty. 20      Nie chodzi zatem o utracone (hipotetyczne) „przychody netto” w rozumieniu art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943. Wskazuje to zresztą, że w takim przypadku pierwsza metoda obliczeniowa w ogóle nie ma zastosowania, a jedynie druga. 21      Por. również art. 13 ust. 7 zdanie drugie rozporządzenia 2019/943 („[t]aka rekompensata finansowa”). 22      W odróżnieniu od zasady określonej w art. 10 ust. 1 („[n]ie stosuje się maksymalnego ani minimalnego limitu hurtowej ceny energii elektrycznej”) taka gwarancja minimalnych przychodów jest przewidziana wyłącznie w art. 10 ust. 2 rozporządzenia 2019/943 („NEMO mogą stosować zharmonizowane limity w odniesieniu do maksymalnych i minimalnych cen rozliczeniowych dla przedziałów czasowych dnia następnego i dnia bieżącego”). 23      Również w odniesieniu do redysponowania, które opiera się na zasadach rynkowych, art. 13 ust. 2 rozporządzenia 2019/943 stanowi jedynie, że „[z]asoby redysponowane wybiera się spośród jednostek wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru z wykorzystaniem mechanizmów opartych na zasadach rynkowych oraz wypłaca się z ich tytułu rekompensatę finansową” (wyróżnienia własne). 24      Dotyczy to handlu energią elektryczną następnego dnia oraz w sposób krótkoterminowy. 25      Zobacz art. 12 ust. 6 lit. b) wniosku Komisji z dnia 30 listopada 2016 r. dotyczącego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej [COM(2016) 861 wersja ostateczna]: „90 % of the net revenues from the sale of electricity on the day-ahead market that the generating or demand facility would have generated without the curtailment or redispatching request”. 26      Kompromis w sprawie wniosku dotyczącego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej z dnia 18 stycznia 2019 r., dokument międzyinstytucjonalny 2016/0379 (COD), s. 66 (dostępny pod adresem: 4-provisional-agreement-karins-regulation-on-electricity-en). 27      Jak już wyjaśniono powyżej w przypisie 20, nie dotyczy to koniecznie redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy. W takim przypadku nie można bowiem mówić o utracie (hipotetycznych) „przychodów netto” w rozumieniu art. 13 ust. 7 lit. b) rozporządzenia 2019/943, w związku z czym zastosowanie powinna mieć jedynie druga metoda obliczeniowa, biorąc pod uwagę rzeczywiste przychody i dodatkowe koszty operacyjne. 28      Jak [strony przeciwne] stwierdziły także podczas rozprawy, [operator] TSO zna ilość energii elektrycznej, której wprowadzenie do sieci zabrania poprzez redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy. Podobnie możliwe jest ustalenie przychodów rynkowych uzyskanych lub możliwych do uzyskania za tę ilość na rynku dnia następnego w momencie redysponowania. Z kolei wytwórca dysponuje informacjami dotyczącymi własnych kosztów operacyjnych. 29      Zobacz art. 8, 12–18, 28 i nast. rozporządzenia 2019/943. 30      Pytanie to wydaje się odnosić raczej do art. 12 niż do art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943. Tak twierdzą również [strony przeciwne], a CRU potwierdza to w swoim stanowisku na piśmie. Artykuł 12 ust. 2 reguluje bowiem dysponowanie priorytetowe (zgodnie z definicją zawartą w art. 2 pkt 20) dla jednostek wytwarzania energii elektrycznej, wykorzystujących odnawialne źródła energii i dysponujących zainstalowaną mocą elektryczną poniżej 400 kW. Zgodnie z art. 12 ust. 4 państwa członkowskie mogą również przewidzieć dysponowanie priorytetowe energią elektryczną pochodzącą z jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację o takiej samej zainstalowanej mocy. Artykuł 12 ust. 6 gwarantuje w tym zakresie, że jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, które uruchomiono przed dniem 4 lipca 2019 r. i które w momencie uruchomienia podlegały dysponowaniu priorytetowemu, nadal korzystają z dysponowania priorytetowego. Decyzja będąca przedmiotem sporu w postępowaniu głównym opiera się na tym założeniu, przewidując różne metody obliczania prawa do rekompensaty finansowej w zależności od tego, czy jednostka wytwarzania energii została oddana do użytku przed czy po dniu 4 lipca 2019 r. 31      Wyrok z dnia 24 czerwca 2019 r., C‑573/17, EU:C:2019:530, dotyczący kwestii bezpośredniej skuteczności i pierwszeństwa postanowień decyzji ramowej Rady 2008/909/WSiSW z dnia 27 listopada 2008 r. o stosowaniu zasady wzajemnego uznawania do wyroków skazujących na karę pozbawienia wolności lub inny środek polegający na pozbawieniu wolności – w celu wykonania tych wyroków w Unii Europejskiej (Dz.U. 2008, L 327, s. 27). 32      Zobacz wyroki: z dnia 24 czerwca 2019 r., Popławski (C‑573/17, EU:C:2019:530, pkt 60 i nast.); z dnia 18 grudnia 2025 r., Komisja/Polska (kontrola ultra vires orzecznictwa Trybunału – pierwszeństwo prawa Unii) (C‑448/23, EU:C:2025:975, pkt 114–117 i przytoczone tam orzecznictwo). 33      Zobacz w tym sensie wyroki: z dnia 11 stycznia 2001 r., Monte Arcosu (C‑403/98, EU:C:2001:6, pkt 26–28); z dnia 19 kwietnia 2011 r., Vlaamse Dierenartsenvereniging i Janssens (C‑42/10, C‑45/10 i C‑57/10, EU:C:28:253, pkt 47 i nast.); z dnia 19 grudnia 2019 r., Coöperatieve Producentenorganisatie en Beheersgroep Texel (C‑386/18, EU:C:2019:1122, pkt 63–64); z dnia 30 maja 2024 r., Expedia (C‑663/22, EU:C:2024:433, pkt 40–42 i przytoczone tam orzecznictwo). 34      Zobacz także opinia rzecznika generalnego A. Rantosa w sprawie Electrabel i in. (C‑633/23, EU:C:2025:131, pkt 34). 35      Zobacz tym sensie wyroki: z dnia 8 marca 2022 r., Bezirkshauptmannschaft Hartberg-Fürstenfeld (Bezpośrednia skuteczność) (C‑205/20, EU:C:2022:168, pkt 18); z dnia 21 grudnia 2023 r., Papier Mettler Italia (C‑86/22, EU:C:2023:1023, pkt 76 i przytoczone tam orzecznictwo). 36      Zobacz w tym sensie wyroki: z dnia 6 października 2015 r., T-Mobile Czech Republic i Vodafone Czech Republic (C‑508/14, EU:C:2015:657, pkt 52 i przytoczone tam orzecznictwo); zobacz także moja opinia w sprawach połączonych EBC i Komisja/Corneli (C‑777/22 P i C‑789/22 P, EU:C:2024:973, pkt 87). 37      Zobacz w tym sensie wyroki: z dnia 6 października 2015 r., T-Mobile Czech Republic i Vodafone Czech Republic (C‑508/14, EU:C:2015:657, pkt 53 i przytoczone tam orzecznictwo); z dnia 8 marca 2022 r., Bezirkshauptmannschaft Hartberg-Fürstenfeld (Bezpośrednia skuteczność) (C‑205/20, EU:C:2022:168, pkt 19). 38      W tym sensie wyroki: z dnia 3 września 2014 r., GMAC UK (C‑589/12, EU:C:2014:2131, pkt 32); z dnia 21 grudnia 2023 r., Papier Mettler Italia (C‑86/22, EU:C:2023:1023, pkt 77 i przytoczone tam orzecznictwo). Zobacz także moja opinia w sprawie Impact (C‑268/06, EU:C:2008:2, pkt 96) oraz w sprawach połączonych EBC i Komisja/Corneli (C‑777/22 P i C‑789/22 P, EU:C:2024:973, pkt 89). 39      Zobacz J. Kokott, „Zur unmittelbaren Wirkung des Unionsrechts „, Archiv des öffentlichen Rechts, 2023, t. 148, s. 496 i nast. (501). 40      Zobacz w tym sensie wyroki: z dnia 6 października 2015 r., T-Mobile Czech Republic i Vodafone Czech Republic (C‑508/14, EU:C:2015:657, pkt 53); z dnia 14 stycznia 2021 r., RTS infra i Aannemingsbedrijf Norré-Behaegel (C‑387/19, EU:C:2021:13, pkt 49) oraz opinia rzecznika generalnego Rantosa w sprawie Electrabel i in. (C‑633/23, EU:C:2025:131, pkt 34–36). 41      Zobacz w tym sensie wyrok z dnia 24 czerwca 2019 r., Popławski (C‑573/17, EU:C:2019:530, pkt 55–57 i przytoczone tam orzecznictwo). 42      W tym sensie wyrok z dnia 24 czerwca 2019 r., Popławski (C‑573/17, EU:C:2019:530, pkt 53–58). 43      Zobacz art. 2 pkt 20 rozporządzenia 2019/943. 44      Corporate Power Purchase Agreements względnie umowy o zakup energii elektrycznej; zob. art. 19a rozporządzenia 2019/943 (pkt 15 powyżej). 45      Według sądu odsyłającego umowy CPPA mają zazwyczaj formę „kontraktów różnicowych” (pkt 15 powyżej). 46      Taki system byłby zresztą zgodnie z art. 19d ust. 3 rozporządzenia 2019/943 oceniany przez Komisję również na podstawie art. 107 i 108 TFUE. 47      Zobacz s. 59 i 60 irlandzkiego planu wdrożenia mechanizmu zdolności wytwórczych z dnia 16 grudnia 2019 r. (dostępnego pod adresem updated_ireland_implementation_plan.pdf), zgodnie z którym 15 % zapotrzebowania na energię elektryczną ma być pokrywane w ramach CPPA. Taki mechanizm zdolności wytwórczych zasadniczo również wchodzi w zakres stosowania art. 107 i 108 TFUE; zob. wyrok z dnia 2 września 2021 r., Komisja/Tempus Energy i Tempus Energy Technology (C‑57/19 P, EU:C:2021:663). 48      Powstające w związku z tym kwestie dotyczące rozgraniczenia, zwłaszcza w odniesieniu do użycia „zasobów państwowych” i ich przypisania państwu, są często bardzo kontrowersyjne i trudne do oceny; zob. wyroki: z dnia 13 marca 2001 r., PreussenElektra (C‑379/98, EU:C:2001:160, pkt 57 i nast.); z dnia 28 marca 2019 r., Niemcy/Komisja (C‑405/16 P, EU:C:2019:268, pkt 52 i nast.); z dnia 26 września 2024 r., Covestro Deutschland i Niemcy/Komisja (C‑790/21 P i C‑791/21 P, EU:C:2024:792, pkt 84 i nast.).