T-482/21

WYROK SĄDU (trzecia izba w składzie powiększonym) z dnia 25 września 2024 r. ( *1 ) Energia – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Region wyznaczania zdolności przesyłowych – Region CORE – Przyjęcie przez ACER metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych – Obowiązek uzasadnienia – Określenie poziomu tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych – Artykuł 16 ust. 13 rozporządzenia (UE) 2019/943 W sprawie T‑482/21 TenneT TSO GmbH, z siedzibą w Bayreuth (Niemcy), TenneT TSO BV, z siedzibą w Arnhem (Niderlandy), które reprezentowali D. Uwer, J. Meinzenbach, P. Rieger, R. Klein i S. Westphal, adwokaci, strona skarżąca, popierane przez Republikę Federalną Niemiec, którą reprezentowali J. Möller i N. Scheffel, w charakterze pełnomocników, interwenient, przeciwko Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), którą reprezentowali P. Martinet, E. Tremmel i Z. Vujasinovic, w charakterze pełnomocników, których wspierali P. Goffinet, L. Bersou i M. Shehu, adwokaci, strona pozwana, WYROK SĄDU (trzecia izba w składzie powiększonym) w składzie: F. Schalin, prezes, P. Škvařilová‑Pelzl, I. Nõmm, G. Steinfatt i D. Kukovec (sprawozdawca), sędziowie, sekretarz: I. Kurme, administratorka, uwzględniając pisemny etap postępowania, po przeprowadzeniu rozprawy w dniach 12 i 13 czerwca 2023 r., wydaje następujący Wyrok W skardze opartej na art. 263 TFUE skarżące, TenneT TSO GmbH i TenneT TSO BV, żądają stwierdzenia nieważności decyzji komisji odwoławczej Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) z dnia 28 maja 2021 r., w której utrzymano w mocy decyzję ACER nr 30/2020 z dnia 30 listopada 2020 r. w sprawie wniosku operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (zwanych dalej „OSP”) w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych o nazwie „CORE” obejmującym: Belgię, Republikę Czeską, Niemcy, Francję, Chorwację, Luksemburg, Węgry, Niderlandy, Austrię, Polskę, Rumunię, Słowenię i Słowację (zwanym dalej „regionem CORE”), dotyczącego metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych, i w której oddalono odwołanie skarżących w sprawie A‑001‑2021 (wersja skonsolidowana) (zwanej dalej „zaskarżoną decyzją). Okoliczności powstania sporu Skarżące są dwoma OSP, którzy obsługują sieć przesyłową energii elektrycznej, odpowiednio, w części Niemiec i w Niderlandach. Zgodnie z art. 74 ust. 1 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz.U. 2015, L 197, s. 24) najpóźniej 16 miesięcy od daty podjęcia decyzji w sprawie regionów wyznaczania zdolności przesyłowych wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych opracowują wniosek dotyczący wspólnej metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych (zwanej dalej „metodą podziału kosztów”). W dniu 17 listopada 2016 r. ACER wydała zgodnie z art. 15 rozporządzenia 2015/1222 decyzję nr 06/2016 dotyczącą ustalenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych. W art. 1 i załączniku I do tej decyzji wymieniono terytoria państw członkowskich włączone do regionu CORE. Wniosek dotyczący metody podziału kosztów OSP w regionie CORE powinien zostać przedłożony w terminie 16 miesięcy od daty podjęcia powyższej decyzji, czyli najpóźniej w dniu 17 maja 2018 r. Jednakże OSP w regionie CORE nie przedłożyli wniosku dotyczącego metody podziału kosztów w terminie określonym w pkt 5 powyżej. Zgodnie z art. 9 ust. 4 rozporządzenia 2015/1222 owi OSP poinformowali właściwe krajowe organy regulacyjne (zwane dalej „KOR‑ami”) i ACER, że potrzebowali więcej czasu na opracowanie takiego wniosku. ACER powiadomiła o tym Komisję Europejską, która zasięgnęła opinii OSP, KOR‑ów oraz ACER, aby pomóc wspomnianym OSP opracować ten wniosek i przedłożyć go jak najwcześniej do zatwierdzenia. W dniu 27 marca 2019 r., zgodnie z art. 9 ust. 7 lit. h) rozporządzenia 2015/1222, OSP w regionie CORE przedłożyli wszystkim KOR‑om w tym regionie wniosek dotyczący metody podziału kosztów wraz z dokumentem wyjaśniającym. Owym KOR‑om przysługiwał sześciomiesięczny termin w celu podjęcia decyzji w przedmiocie tego wniosku zgodnie z art. 9 ust. 10 wspomnianego rozporządzenia. W dniu 26 września 2019 r. na wniosek wspomnianych KOR‑ów ACER postanowiła przedłużyć o sześć miesięcy, czyli do dnia 27 marca 2020 r., termin, który został im wyznaczony do zatwierdzenia rzeczonego wniosku. W dniu 27 marca 2020 r. przewodniczący regionalnego forum organów regulacji energetyki w regionie CORE ogłosił w imieniu wszystkich KOR‑ów w tym regionie, że te ostatnie nie były w stanie podjąć w tym dniu decyzji w sprawie przedłożonego wniosku, ponieważ uznano go za mało kompletny, i to do tego stopnia, KOR‑y nie były w stanie ani go zatwierdzić, ani zażądać wprowadzenia w nim zmiany. W tym samym dniu, jako że KOR‑y w regionie CORE nie osiągnęły porozumienia w odniesieniu do wniosku dotyczącego metody podziału kosztów przedłożonego przez OSP, ACER uznała się za uprawnioną do wydania decyzji w przedmiocie tego wniosku, zgodnie z art. 5 ust. 3 i art. 6 ust. 10 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/942 z dnia 5 czerwca 2019 r. ustanawiającego Agencję Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Dz.U. 2019, L 158, s. 22) oraz art. 9 ust. 11 rozporządzenia 2015/1222. Na podstawie tego ostatniego przepisu ACER była zobowiązana do wydania takiej decyzji w terminie sześciu miesięcy, zgodnie z art. 6 ust. 12 lit. a) rozporządzenia 2019/942. Po zakończeniu długiego okresu współpracy konsultacje i dyskusje między ACER, wszystkimi KOR‑ami w regionie CORE i wszystkimi OSP w tym regionie dotyczące przedłożonego przez tych OSP wniosku dotyczącego metody podziału kosztów i dotyczące zmian wprowadzonych do tego wniosku w trakcie szeregu spotkań i rada organów regulacyjnych ACER, w której skład wchodzą przedstawiciele OSP, w dniu 18 listopada 2020 r. wydała pozytywną opinię w sprawie rzeczonego wniosku na podstawie art. 22 ust. 5 lit. a) rozporządzenia 2019/942. W dniu 30 listopada 2020 r. ACER przyjęła w drodze decyzji nr 30/2020 metodę podziału kosztów [„Common methodology for redispatching and countertrading cost sharing for the Core CCR in accordance with Article 74 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015”], która została ujęta w załączniku I do tej ostatniej decyzji (zwaną dalej „kwestionowaną metodą podziału kosztów”). W dniu 29 stycznia 2021 r. skarżące wniosły do komisji odwoławczej ACER odwołanie od decyzji nr 30/2020, zgodnie z art. 28 rozporządzenia 2019/942. Pozostali OSP w regionie CORE i KOR‑y w regionie CORE również wnieśli odwołanie od tej decyzji. W dniu 18 lutego 2021 r. komisja odwoławcza połączyła wszystkie te odwołania. W dniu 28 maja 2021 r. komisja odwoławcza wydała zaskarżoną decyzję, w której utrzymała w mocy decyzję nr 30/2020 i oddaliła w całości wszystkie odwołania wniesione od tej decyzji. Żądania stron Strona skarżąca wnosi do Sądu o: – stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji; – obciążenie ACER kosztami postępowania. ACER wnosi do Sądu o: – oddalenie skargi; – obciążenie strony skarżącej kosztami postępowania. Republika Federalna Niemiec, występująca w charakterze interwenienta popierającego żądania skarżących, wnosi do Sądu o stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji. Co do prawa Na poparcie skargi skarżące podnoszą trzy zarzuty. Zarzut pierwszy dotyczy naruszenia prawa przy określaniu zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, zarzut drugi dotyczy bezprawnego charakteru metody rozkładu przepływów, a zarzut trzeci dotyczy błędnego określenia poziomu tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych (zwanego dalej „poziomem tolerancji”). ACER wnosi do Sądu oddalenie wszystkich podniesionych przez skarżące zarzutów jako bezzasadnych. Sąd uważa, że podniesiony przez ACER zarzut niedopuszczalności w odniesieniu do uwag interwenienta przedstawionych przez Republikę Federalną Niemiec i załącznika do nich powinien być rozpatrzony w pierwszej kolejności. W przedmiocie dopuszczalności uwag interwenienta przedstawionych przez Republikę Federalną Niemiec i załącznika do nich ACER twierdzi, że uwagi interwenienta przedstawione przez Republikę Federalną Niemiec i załącznik do nich należy uznać za niedopuszczalne. Uwagi interwenienta przedstawione przez Republikę Federalną Niemiec ograniczają się do kilku ogólnych twierdzeń. Samo ogólne odesłanie do załącznika do wspomnianych uwag interwenienta obejmujące argumentację na poparcie interwencji Republiki Federalnej Niemiec w innej sprawie nie jest zgodne z prawem i nie może zastąpić braku jakiejkolwiek argumentacji prawnej w uwagach interwenienta w niniejszej sprawie. Na rozprawie Republikę Federalną Niemiec wezwano do ustosunkowania się do kwestii dopuszczalności jej uwag interwenienta. Stosownie do art. 21 statutu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej i art. 76 lit. d) regulaminu postępowania przed Sądem każda skarga musi wskazywać przedmiot sporu oraz zwięzłe omówienie podnoszonych zarzutów. Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem aby skarga była dopuszczalna, konieczne jest, by istotne okoliczności faktyczne i prawne, na których została oparta, wynikały, choćby w sposób zwięzły, lecz spójny i zrozumiały, z samej treści skargi, aby umożliwić stronie pozwanej przygotowanie obrony, a Sądowi wydanie orzeczenia w przedmiocie skargi, w razie potrzeby, bez dodatkowych informacji na jej poparcie. O ile sama treść skargi może zostać wsparta lub uzupełniona, w przypadku kwestii szczególnych, odesłaniami do poszczególnych fragmentów dokumentów do niej załączonych, o tyle ogólne odesłanie do innych pism, choćby załączonych do skargi, nie rekompensuje braku istotnych elementów argumentacji prawnej, które zgodnie z przywołanymi powyżej przepisami muszą być zawarte w skardze. Ponadto do Sądu nie należy poszukiwanie i odnajdywanie w załącznikach zarzutów i argumentów, które mógłby on uznać za podstawę skargi, albowiem załączniki spełniają funkcję wyłącznie dowodową i dokumentacyjną [zob. wyrok z dnia 1 czerwca 2022 r., Algebris (UK) i Anchorage Capital Group/Komisja, T‑570/17, EU:T:2022:314, pkt 299 i przytoczone tam orzecznictwo]. Przytoczone w pkt 25 powyżej orzecznictwo ma przez analogię zastosowanie do uwag interwenienta (zob. wyrok z dnia 14 marca 2013 r., Fresh Del Monte Produce/Komisja, T‑587/08, EU:T:2013:129, pkt 541 i przytoczone tam orzecznictwo), w odniesieniu do których art. 145 § 2 lit. b) regulaminu postępowania stanowi, że powinny one zawierać zarzuty i argumenty, jakie interwenient podnosi. W niniejszym przypadku przede wszystkim należy zauważyć, że uwagi interwenienta przedstawione przez Republikę Federalną Niemiec zawierają określone wyjaśnienia w przedmiocie podniesionych przez skarżące zarzutów pierwszego i trzeciego. Co więcej, należy stwierdzić, że we wspomnianych uwagach Republika Federalna Niemiec popiera wszystkie zarzuty skarżących. Następnie należy stwierdzić, że Republika Federalna Niemiec przedkłada w załączniku do swych uwag interwenienta w niniejszej sprawie uwagi interwenienta złożonych przez nią w sprawie BNetzA/ACER (T‑485/21), mającej również za przedmiot stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji, do których odsyła w sposób ogólny. Wreszcie należy zauważyć, że Republika Federalna Niemiec formułuje w swych uwagach interwenienta w niniejszej sprawie określone rozważania na temat sposobu traktowania, który jakoby ma charakter dyskryminujący, dużych obszarów rynkowych w porównaniu z mniejszymi oraz na temat zakazu uwzględnienia odciążających przepływów w podziale kosztów między poszczególnymi rodzajami przepływów energii elektrycznej i pierwszeństwa, jakie przyznaje się przepływom kołowym w porównaniu z przepływami wewnętrznymi w ustalaniu przyczyn przeciążeń sieci. Po pierwsze, należy oddalić argument Republiki Federalnej Niemiec, zgodnie z którym została ona dopuszczona do sprawy w charakterze interwenienta. W tym względzie wystarczy stwierdzić, że w niniejszym przypadku nie chodzi o podważenie statusu Republiki Federalnej Niemiec jako interwenienta, lecz o upewnienie się co do dopuszczalności jej uwag interwenienta. Po drugie, nie jest również skuteczny argument Republiki Federalnej Niemiec, że przedstawienie uwag interwenienta nie jest obowiązkiem interwenienta, lecz możliwością. Ponieważ Republika Federalna Niemiec zdecydowała się na przedstawienie uwag interwenienta, należy zweryfikować, czy wspomniane uwagi spełniają mające do nich zastosowanie wymogi formalne, przypomniane w pkt 25 i 26 powyżej. Po trzecie, zgodnie z orzecznictwem przytoczonym w pkt 25 powyżej, które ma przez analogię zastosowanie do uwag interwenienta, ogólne odesłanie do uwag interwenienta w sprawie BNetzA/ACER (T‑485/21), załączonych do uwag interwenienta w niniejszej sprawie, nie jest dopuszczalne, a więc nie może zostać uwzględnione w celu zrekompensowania ewentualnego braku istotnych elementów argumentacji prawnej, które zgodnie z przytoczonym w pkt 25 i 26 powyżej orzecznictwem muszą być zawarte w uwagach interwenienta. Po czwarte, w odniesieniu do rozważań dotyczących traktowania, które miałoby charakter dyskryminujący, dużych obszarów rynkowych w porównaniu z mniejszymi, należy zauważyć, że niezależnie od tego, iż skarżące nie podniosły takiego w niniejszej sprawie takiego zarzutu, rozważania te nie pozwalają ACER na przygotowanie obrony ani Sądowi na ich rozpatrzenie. Republika Federalna Niemiec twierdzi bowiem w pkt 4 uwag interwenienta, co następuje: „W drodze zaskarżonej decyzji strona pozwana stawia w mniej korzystnej sytuacji obszary rynkowe o większym rozmiarze (w szczególności obszary francuski i niemiecki) na korzyść obszarów rynkowych o mniejszym rozmiarze, które powodują mniej przepływów kołowych, chociażby z powodów fizycznych. Nie uwzględniając cech fizycznych i geograficznych regionu, strona pozwana ustala jednolity poziom tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych. Jak zawsze w przypadku zasady równości, jest ona naruszana nie tylko, gdy takie same sytuacje są traktowane w odmienny sposób, lecz również gdy odmienne sytuacje są traktowane jednakowo. Równość traktowania (możliwie jak najszersza) wyrównuje różnice, które istnieją w odniesieniu do uzasadnionych przepływów kołowych między rożnymi elementami sieci i różnymi obszarami rynkowymi”. Jest niewątpliwie prawdą, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem ogólna zasada niedyskryminacji lub równego traktowania wymaga, aby podobne sytuacje nie były traktowane w odmienny sposób, a odmienne sytuacje nie były traktowane jednakowo, chyba że takie traktowanie jest obiektywnie uzasadnione (zob. wyrok z dnia 16 grudnia 2008 r., Arcelor Atlantique i Lorraine i in., C‑127/07, EU:C:2008:728, pkt 23 i przytoczone tam orzecznictwo). Jednakże w niniejszej sprawie samo twierdzenie o dyskryminującym traktowaniu obszarów rynkowych o dużym rozmiarze w porównaniu z obszarami rynkowymi o mniejszym rozmiarze bez jakiegokolwiek wskazania zakresu, w jakim te obszary rynkowe różnią się, lub braku uzasadnienia domniemanego równego traktowania, które do nich zastosowano, nie pozwala Sądowi orzec w przedmiocie takiego zarzutu. W tych okolicznościach niezależnie od kwestii, czy interwenient może powołać się na zarzuty odmienne od tych podniesionych przez popieraną stronę, należy stwierdzić, że zarzut oparty na podnoszonym dyskryminacyjnym traktowaniu odmiennych obszarów rynkowych jest niedopuszczalny ze względu na brak wystarczającego wyjaśnienia pozwalającego Sądowi orzec w przedmiocie tego zarzutu. Po piąte, w odniesieniu do rozważań na temat z jednej strony zakazu kompensowania przepływów przeciążających i przepływów odciążających i z drugiej strony błędnej penalizacji przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi należy zauważyć, że niezależnie od tego, iż skarżące nie podniosły w niniejszej sprawie takiego zarzutu, rozważania te nie pozwalają ACER na przygotowanie obrony ani Sądowi na ich zbadanie. Republika Federalna Niemiec twierdzi bowiem w pkt 5 uwag interwenienta, co następuje: „Co więcej, metoda ta wiąże się z zakazem uwzględnienia przepływów odciążających w podziale kosztów między różnymi rodzajami przepływów energii elektrycznej i przyznaje pierwszeństwo przepływom kołowym nad przepływami wewnętrznymi w ustalaniu przyczyn przeciążeń sieci. Te dwa aspekty są sprzeczne z celem regulacji rozporządzenia 2019/943 służącym ograniczeniu w miarę możliwości ograniczeń przesyłowych obszarów rynkowych i zwiększeniu wymiany transgranicznej”. Tymczasem samo twierdzenie, zgodnie z którym zakaz uwzględnienia przepływów odciążających w podziale kosztów i penalizacja przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi są „sprzeczne z celem regulacji rozporządzenia 2019/943 służącym ograniczeniu w miarę możliwości ograniczeń przesyłowych obszarów rynkowych i zwiększeniu wymiany transgranicznej”, bez przedstawienia jakiejkolwiek argumentacji prawnej, nie pozwala Sądowi orzekać w przedmiocie takiego zarzutu. W tych okolicznościach, niezależnie od kwestii, czy interwenient może powołać się na zarzuty odmienne od tych podniesionych przez popieraną stronę, należy stwierdzić, że zarzuty oparte na zakazie uwzględnienia przepływów odciążających w podziale kosztów między poszczególnymi rodzajami przepływów energii elektrycznej i pierwszeństwie, jakie przyznaje się przepływom kołowym w porównaniu z przepływami wewnętrznymi w ustalaniu przyczyn przeciążeń sieci, są niedopuszczalne ze względu na brak wyjaśnienia pozwalającego Sądowi orzec w przedmiocie tych zarzutów. Po szóste, z kolei jeśli chodzi o uwagi Republiki Federalnej Niemiec w przedmiocie zarzutów pierwszego i trzeciego podniesionych przez skarżące, to są one wprawdzie bardzo zwięzłe, lecz interpretowane w świetle argumentów podniesionych przez skarżące mogą podlegać ocenie prawnej dokonanej przez Sąd. W świetle powyższego należy stwierdzić, że uwagi interwenienta przedłożone przez Republikę Federalną Niemiec są dopuszczalne jedynie częściowo, w zakresie, w jakim z powodów przedstawionych w pkt 36 i 40 powyżej nie pozwalają one Sądowi orzekać w przedmiocie argumentacji dotyczącej w pierwszej kolejności dyskryminacyjnego traktowania odmiennych obszarów rynkowych, w drugiej kolejności – podnoszonego zakazu kompensowania przepływów przeciążających i przepływów odciążających, i w trzeciej kolejności – jakoby błędnej penalizacji przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi. W przedmiocie zarzutu pierwszego, dotyczącego zakresu zastosowania kwestionowanej metody podziału kosztów W zarzucie pierwszym skarżące, popierane w tym względzie przez Republikę Federalną Niemiec, twierdzą, że potwierdzając zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, komisja odwoławcza ACER‑u naruszyła prawo. Po pierwsze, włączenia do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów wszystkich elementów sieci przesyłowej o napięciu równym lub wyższym niż 220 kilowoltów (kV) nie da się pogodzić z art. 16 ust. 13 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz.U. 2019, L 158, s. 54) i z art. 74 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222, jak wynika z brzmienia, systematyki i celu tych przepisów. Zdaniem skarżących art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 dotyczy podziału kosztów działań zaradczych dotyczących ograniczeń przesyłowych „między dwoma […] obszarami rynkowymi”. Zgodnie z definicjami „ograniczeń przesyłowych” i „krytycznych elementów sieci”, znajdującymi się w art. 2 pkt 4 i 69 rozporządzenia 2019/943, art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 dotyczy jedynie podziału kosztów działań zaradczych dotyczących krytycznych elementów sieci z wyłączeniem innych elementów sieci, których nie uznaje się za mogące mieć wpływ na zdolności przesyłowe w zakresie handlu energią elektryczną. W odniesieniu do pojęcia „działań o znaczeniu transgranicznym” figurującego w art. 74 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222 – dotyczy ono również jedynie działań zaradczych dotyczących krytycznych elementów sieci, z wyłączeniem innych wewnętrznych działań zaradczych. Przemawia za tym motyw 10 wspomnianego rozporządzenia i ogólna systematyka art. 74 rozporządzenia 2015/1222, który dotyczy procesu alokacji zdolności przesyłowych. Po drugie, żadna podstawa prawna nie pozwala na dokonanie takiego rozszerzenia zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów. W szczególności ten szeroki zakres stosowania nie może być uzasadniony względami dotyczącymi zasady „zanieczyszczający płaci” lub domniemanymi zachętami, jakie wynikają z takiego określenia zakresu stosowania. Po trzecie, rozszerzenie zakresu stosowania na wszystkie elementy sieci przesyłowej nie może być również uzasadnione względami dotyczącymi bezpieczeństwa pracy. Republika Federalna Niemiec ogólnie popiera argumenty przedstawione przez skarżące, powołując się na argumenty dotyczące brzmienia i genezy legislacyjnej art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. ACER podważa argumenty skarżących, popieranych przez Republikę Federalną Niemiec. Uwagi wstępne Na wstępie należy w pierwszej kolejności przypomnieć, że w zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza podważyła argumenty dotyczące niezgodności z prawem zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów w istocie w pkt 89–379 („First Consolidated Plea – Excessive scope of the RDCTCS and unlawful determination of XNEs”), w pkt 1078–1105 („Eighth Consolidated Plea – Polluter Pays Principle”) oraz w pkt 1126–1191 (s. 203–212) („Fourteenth Consolidated Plea – ACER exceeded its competence and infringed the principle of conferral”) wspomnianej decyzji. Jak wynika zasadniczo z pkt 196–210 zaskarżonej decyzji, jest ona częściowo oparta na wykładni art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, w tym znaczeniu, że przepis ten odzwierciedla zasadę „zanieczyszczający płaci”. Podobnie przepis ten wprowadza obowiązek, by określić pochodzenie fizycznych przepływów energii przyczyniających się do ograniczeń przesyłowych między obszarami, bez ograniczania natomiast podziału kosztów do działań zaradczych zrealizowanych w stosunku do ograniczeń przesyłowych dotyczących połączeń międzysystemowych. Podobnie, jak wynika zasadniczo z pkt 173–180 zaskarżonej decyzji, komisja odwoławcza uznała, że kwestionowana metoda podziału kosztów jest zgodna z art. 74 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222 w zakresie, w jakim działania na elementach sieci objętych zakresem stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów miały znaczenie transgraniczne. W drugiej kolejności – zbadanie pierwszego zarzutu oznacza ustalenie w odniesieniu do kwestionowanej metody podziału kosztów, która została utrzymana w mocy zaskarżoną decyzją, jej podstawy prawnej, jej przedmiotu i zakresu stosowania. Po pierwsze, w odniesieniu do podstawy prawnej i przedmiotu kwestionowanej metody podziału kosztów, należy zauważyć, że została ona przyjęta na podstawie art. 74 rozporządzenia 2015/1222 i że w ust. 2 tego przepisu przewidziano przyjęcie rozwiązań w zakresie podziału kosztów dla środków zaradczych o znaczeniu transgranicznym. Przedmiotem wspomnianej metody jest zatem podział między OSP kosztów poniesionych z tytułu uruchomienia kosztownych działań zaradczych, mianowicie redysponowania i zakupów przeciwnych. W tym względzie w art. 2 pkt 13 rozporządzenia 2015/1222 zdefiniowano „działanie zaradcze” jako „wszelkie środki stosowane przez jednego lub kilku OSP w trybie nieautomatycznym lub automatycznym w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu”. W art. 2 pkt 26 rozporządzenia 2019/943 zdefiniowano redysponowanie jako środek, w tym ograniczanie wytwarzania, aktywowany przez jednego lub większą liczbę OSP lub operatorów systemów dystrybucyjnych, 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. W art. 2 pkt 27 rozporządzenia 2019/943 zdefiniowano z kolei zakupy przeciwne jako wymianę międzystrefową zainicjowaną przez operatorów systemów między dwoma obszarami rynkowymi w celu zmniejszenia fizycznych ograniczeń przesyłowych. Ograniczenie przesyłowe, które stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy systemu wymagające działania zaradczego, jest natomiast zdefiniowane w art. 2 pkt 4 rozporządzenia 2019/943 jako „sytuacj[a], gdy nie wszystkie składane przez uczestników rynku zlecenia obrotu między obszarami sieci mogą zostać wykonane, ponieważ ich realizacja w znaczącym stopniu wpłynęłaby na fizyczne przepływy energii w elementach sieci, które nie są w stanie obsłużyć tych przepływów”. Ograniczenia przesyłowe są spowodowane przepływami fizycznymi. Istnieje wiele rodzajów przepływów fizycznych określonych kwestionowaną metodą podziału kosztów. Wśród nich w art. 2 ust. 2 lit. a) kwestionowanej metody podziału kosztów zdefiniowano przydzielone przepływy jako „fizyczny przepływ na elemencie sieci, gdzie źródło i odbiornik znajdują się na odmiennych obszarach rynkowych”. Przepływy wewnętrzne są zdefiniowane w art. 2 ust. 2 lit. o) kwestionowanej metody podziału kosztów jako „fizyczny przepływ na elemencie sieci, którego źródło i odbiornik oraz element całej sieci znajdują się na tym samym obszarze rynkowym”. Zgodnie z art. 2 ust. 2 lit. p) kwestionowanej metody podziału kosztów przepływ kołowy jest „fizycznym przepływem na elemencie sieci, gdzie źródło i odbiornik znajdują się w tym samym obszarze, a element sieci lub jego część znajduje się na odmiennym obszarze”. Ponadto należy zauważyć, że w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 przewidziano podział kosztów działań zaradczych mających na celu zmniejszenie ograniczeń przesyłowych między dwoma obszarami rynkowymi w zależności od udziału w tych ograniczeniach przesyłowych przepływów wynikających z transakcji zawieranych wewnątrz obszaru. Stanowi on bowiem w szczególności, że „[p]rzy podziale kosztów działań zaradczych pomiędzy operatorów systemów przesyłowych organy regulacyjne analizują, w jakim zakresie przepływy wynikające z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych przyczyniają się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi, oraz na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych dzielą koszty między operatorów systemów przesyłowych z obszarów rynkowych odpowiedzialnych za powstanie tych przepływów, z wyjątkiem kosztów związanych z przepływami wynikającymi z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych i będących poniżej poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych na danym obszarze rynkowym nie było”. W tym względzie obszar rynkowy został określony w art. 2 pkt 65 rozporządzenia 2019/943 jako „największy obszar geograficzny, w obrębie którego uczestnicy rynku mają możliwość wymiany energii bez alokacji zdolności przesyłowych”. Obecnie obszary stanowiące część regionu CORE odpowiadają w większości przypadków terytoriom państw członkowskich. Po drugie, jak wynika z art. 5 ust. 1 kwestionowanej metody podziału kosztów, w celu dokonania podziału kosztów działań zaradczych należy wskazać element sieci, na którym jest faktycznie realizowane każde działanie zaradcze. Jak zaznaczono w pkt 106–110 zaskarżonej decyzji, zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów obejmuje nie tylko elementy sieci międzystrefowej (połączenia międzysystemowe), lecz także wszystkie wewnętrzne elementy sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kV. Kwestionowana metoda podziału kosztów przewiduje bowiem w art. 3 ust. 4, że wszystkie „elementy sieci o znaczeniu transgranicznym we wspólnym kwalifikują się do podziału kosztów”. Z jednej strony w odniesieniu do elementów sieci o znaczeniu transgranicznym w kwestionowanej metodzie podziału kosztów zdefiniowano w jej art. 2 ust. 2 lit. j) te elementy jako „elementy sieci określone jako mające wpływ transgraniczny i na których naruszenia bezpieczeństwa pracy powinny być zarządzane w sposób skoordynowany. W tym zakresie z pkt 106–110 zaskarżonej decyzji wynika – a poza tym jest bezsporne między stronami – że pojęcie „elementów sieci o znaczeniu transgranicznym” należy rozumieć w ten sam sposób co pojęcie zawarte w definicji, o której mowa w art. 5 metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE, zgodnie z art. 35 ust. 1 rozporządzenia 2015/1222, przyjętej decyzją ACER nr 35/2020 z dnia 4 grudnia 2020 r. w sprawie metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE i w art. 5 metody w zakresie koordynacji regionalnej bezpieczeństwa pracy w regionie CORE, zgodnie z art. 76 ust. 1 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz.U. 2017, L 220, s. 1), przyjętej decyzją ACER nr 33/2020 z dnia 4 grudnia 2020 r. w sprawie metody w zakresie regionalnej koordynacji bezpieczeństwa pracy w regionie CORE (zwanej dalej „metodą ROSC”). Pojęcie „elementów sieci o znaczeniu transgranicznym” dotyczy zatem z jednej strony wszystkich krytycznych elementów sieci, zgodnie z art. 5 ust. 1 i z art. 7 wspólnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych dla dnia następnego i dla dnia bieżącego, przyjętych decyzją ACER nr 02/2019 z dnia 21 lutego 2019 r., w sprawie wniosków OSP regionu CORE odnoszących się do wspólnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych dla dnia następnego i dla dnia bieżącego (zwanych dalej „metodami MWZP”), a mianowicie obecnie połączeń międzysystemowych i wewnętrznych elementów sieci ustalonych przez OSP, o określonym w art. 2 pkt 22 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 z dnia 14 czerwca 2013 r. w sprawie dostarczania i publikowania danych na rynkach energii elektrycznej, zmieniającego załącznik I do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 (Dz.U. 2013, L 163, s. 1), współczynniku rozpływu energii elektrycznej co najmniej 5 % i z drugiej strony oraz co do zasady – wszystkich wewnętrznych elementów o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV. Zgodnie z definicją zawartą w art. 2 pkt 69 rozporządzenia 2019/943 krytyczny element sieci oznacza „element sieci zlokalizowany wewnątrz obszaru rynkowego lub między obszarami rynkowymi uwzględniany w procesie wyznaczania [międzyobszarowych] zdolności przesyłowych, ograniczający ilość energii, która może zostać wymieniona [między obszarami]”. Krytyczne elementy sieci są zatem bądź połączeniami międzysystemowymi, bądź elementami wewnętrznymi, których współczynnik rozpływu energii elektrycznej wynosi co najmniej 5 %. W znaczeniu kwestionowanej metody podziału kosztów elementami sieci o znaczeniu transgranicznym są wszystkie krytyczne elementy sieci oraz elementy sieci wewnętrznej o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV. Z drugiej strony w odniesieniu do pojęcia „działań redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym” należy zauważyć, że w art. 3 ust. 1 kwestionowanej metody podziału kosztów szczegółowo wyjaśniono, iż metoda ta dotyczy działań redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym, które są określane przez metodę koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE i przez metodę ROSC. Z powyższego wynika, co potwierdziły strony, że w rozumieniu kwestionowanej metody podziału kosztów działaniami redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym są co do zasady wszystkie działania redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym mające na celu zmniejszenie ograniczeń przesyłowych na elementach sieci o znaczeniu transgranicznym. Analiza zakresu stosowania – W przedmiocie rozszerzenia zakresu zastosowania kwestionowanej metody podziału kosztów Zdaniem skarżących należy wykluczyć z podziału koszty działań zaradczych przypisane wewnętrznym elementom sieci, które nie są krytycznymi elementami sieci. W szczególności skarżące utrzymują, że należy wykluczyć koszty przypisane innym niż krytyczne elementom sieci, ponieważ ograniczenia przesyłowe na tych elementach stanowią „wewnętrzne” ograniczenia przesyłowe, które nie są objęte zakresem definicji ograniczeń przesyłowych „między obszarami”. Należy zatem zbadać, czy skarżące słusznie twierdzą, że podział kosztów działań zaradczych powinien być ograniczony do krytycznych elementów sieci, jakie wynikają z metod MWZP, jeżeli chodzi o elementy, które zgodnie z art. 2 pkt 69 rozporządzenia 2019/943 „ograniczaj[ą] ilość energii, która może zostać wymieniona”. W konsekwencji jedynie ograniczenia na tych elementach są ograniczeniami przesyłowymi między obszarami w rozumieniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Po pierwsze, należy zbadać, czy krytyczne elementy sieci są jedynymi elementami o znaczeniu transgranicznym w rozumieniu art. 74 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222. Należy przypomnieć, że zgodnie z art. 74 ust. 2 rozporządzenia nr rozporządzenia 2015/1222 kwestionowana metoda podziału kosztów „obejmuje rozwiązania w zakresie podziału kosztów dla działań o znaczeniu transgranicznym”. Ponadto art. 74 ust. 4 lit. b) tego rozporządzenia stanowi, że kwestionowana metoda podziału kosztów powinna określać „koszty poniesione w wyniku stosowania redysponowania lub zakupów przeciwnych w celu zapewnienia gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych, kwalifikujące się do podziału między wszystkich OSP z danego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych”, w niniejszym przypadku regionu CORE. W celu ustalenia zatem, czy kwestionowana metoda podziału kosztów, utrzymana w mocy zaskarżoną decyzją, jest zgodna z art. 74 ust. 2 rozporządzenia, należy zbadać, w jakim zakresie celem działań zaradczych, których koszty ma ona na celu podzielić, jest zapewnienie gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych. Jednakże należy przypomnieć, że rozporządzenie 2015/1222 jest aktem wykonawczym rozporządzenia 2019/943, jak wynika z art. 18 ust. 5 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), następnie zastąpionego rozporządzeniem 2019/943. Jest ono zatem normą prawną wyższego rzędu w hierarchii norm i późniejszą niż rozporządzenie 2015/1222. Tymczasem, z wyjątkiem przypadku, w którym ich znaczenie jest jasne i jednoznaczne, a zatem nie wymaga żadnej interpretacji, przepisy rozporządzenia wykonawczego należy w miarę możliwości interpretować w taki sposób, aby były one zgodne z przepisami rozporządzenia podstawowego (wyrok z dnia 28 lutego 2017 r., Canadian Solar Emea i in./Rada, T‑162/14, niepublikowany, EU:T:2017:124, pkt 150). Artykuł 74 rozporządzenia 2015/1222 należy zatem interpretować zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tym względzie należy zaznaczyć, że art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 nie określa ani elementów sieci, w przypadku których działania zaradcze mają na celu zmniejszenie ograniczeń przesyłowych między obszarami, ani elementów sieci, w przypadku których koszty działań zaradczych mających na celu zmniejszenie międzyobszarowych ograniczeń przesyłowych powinny zostać rozdzielone. Podobnie w art. 2 pkt 4 rozporządzenia 2019/943 nie wskazano również szczegółowo, jakie są elementy sieci, w przypadku których występują fizyczne ograniczenia przesyłowe, w tym ograniczenia związane z obrotem międzystrefowym. Otóż art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 dotyczy kosztów działań zaradczych uruchomionych przez OSP w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego i następnie wprowadza wymóg podziału wspomnianych kosztów między OSP w zależności od stopnia, w jakim przepływy wynikające z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów przyczyniają się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami. W konsekwencji zgodnie z celem art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 należy ustalić, jakie ograniczenia przesyłowe powinny zostać zmniejszone w skoordynowany sposób w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego, co, zgodnie z pkt 79 i 80 powyżej, pozwoli następnie ustalić, czy działania zaradcze określone w kwestionowanej metodzie podziału kosztów mają na celu zapewnienie gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych w rozumieniu art. 74 ust. 4 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. Po drugie, należy zaznaczyć, że w celu przeprowadzenia takiej analizy mającej na celu określenie, jakie działania zaradcze pozwalają zapewnić obrotu międzystrefowego, a zatem czy dotyczy ich podział kosztów, należy wyjaśnić rolę działań zaradczych w kontekście procesu wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych przewidzianych metodami MWZP oraz ustanowionego w metodzie ROSC procesu regionalnej oceny bezpieczeństwa pracy zgodnie z art. 76 ust. 1 lit. b) rozporządzenia 2017/1485 (zwanego dalej „procesem CROSA”). W pierwszej kolejności należy zauważyć, że proces wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych rozpoczyna się dwa dni przed dostawą energii elektrycznej i jest stosowany w celu określenia ilości energii, którą można wymienić między obszarami w ramach granic bezpieczeństwa pracy. Proces wyznaczania zdolności przesyłowych jest dokonywany jedynie na krytycznych elementach sieci. Z jednej strony OSP mogą ograniczyć przed otwarciem rynku ilość energii ilość energii, która może zostać wymieniona przez uczestników w celu przestrzegania granic bezpieczeństwa pracy. Z drugiej strony w procesie tym skorzystano również z działań zaradczych, takich jak redysponowanie i zakupy przeciwne. Owe działania zaradcze, które mogły zostać uruchomione w celu maksymalizacji dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 16 ust. 4 rozporządzenia 2019/943, są uwzględnione przez OSP, lecz jeszcze nieuruchomione. Przy wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych nie jest bowiem uruchamiane żadne działanie zaradcze i nie wynika z niego żaden koszt. W drugiej kolejności należy zauważyć, że kosztowne działania zaradcze, takie jak redysponowanie i zakupy przeciwne, które stanowią przedmiot niniejszego sporu, występują jedynie w ramach procesu CROSA ściśle związanego z wyznaczaniem międzyobszarowych zdolności przesyłowych. Zgodnie z art. 76 ust. 1 lit. b) ppkt (iii) rozporządzenia 2017/1485 regulującego skoordynowane przygotowywanie działań zaradczych o znaczeniu transgranicznym i jak wynika z art. 3 ust. 2 lit. b) metody bezpieczeństwa (ROSC), proces CROSA ma na celu koordynację, zatwierdzanie i wdrażanie działań zaradczych o znaczeniu transgranicznym. Jak wynika z art. 5 i 8 wspomnianej metody ROSC, działaniami zaradczymi o znaczeniu transgranicznym są wszystkie działania, które przynajmniej czasami mogą zaradzić naruszeniom limitów prądu w odniesieniu do elementów sieci o znaczeniu transgranicznym, a mianowicie co do zasady w odniesieniu do wszystkich krytycznych elementów sieci branych pod uwagę przy wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych i wszystkich pozostałych elementów sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kV. Podobnie zgodnie z motywem 12 i art. 5 ust. 1 metody ROSC, proces CROSA zapewnia co do zasady bezpieczeństwo pracy wszystkich elementów sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kV po zaznajomieniu się z wynikami na rynku i po alokacji zdolności przesyłowych między obszarami. W tym momencie OSP dysponują szczegółowymi informacjami dotyczącymi energii, która zostanie wprowadzona do sieci lub z niej wycofana. Proces CROSA rozpoczyna się od lokalnej oceny bezpieczeństwa pracy przeprowadzanej przez każdego OSP w ramach jego systemu zgodnie z art. 13 i art. 14 ust. 1 metody ROSC, co prowadzi do stworzenia przez każdego OSP indywidualnego modelu sieci. Następnie, zgodnie z art. 18 metody ROSC, indywidualne modele sieci są przekazywane koordynatorom regionalnym i łączone przez tych koordynatorów w celu stworzenia wspólnego modelu sieci dla wszystkich godzin w ciągu dnia, który obejmuje „ogólnounijny zbiór danych […] opisujących […] parametry systemu elektroenergetycznego”, zgodnie z art. 2 pkt 2 rozporządzenia 2015/1222. W przypadku gdy przepływ na elemencie sieci przekracza maksymalny przepływ, występuje konieczność przygotowania i uruchomienia działań zaradczych w celu przestrzegania granic bezpieczeństwa pracy. Jak wynika z motywu 10 metody ROSC, w ramach procesu CROSA przewidziano optymalizację działań zaradczych. Dokładniej rzecz ujmując, ta optymalizacja w ramach procesu CROSA, opisana w art. 2 ust. 1 lit. p) metody ROSC, oznacza konkretne ustalenie przy każdej iteracji, jakie ograniczenia przesyłowe, na którym elemencie sieci – krytycznym lub innym niż krytyczny – powinny być zarządzane w sposób skoordynowany. W odniesieniu do każdej godziny we wspólnym modelu sieci wskazuje się zatem wśród wszystkich dostępnych działań zaradczych OSP działanie zaradcze, które jest najbardziej skuteczne i efektywne pod względem ekonomicznym zgodnie z art. 76 ust. 1 lit. b) ppkt (iii) rozporządzenia 2017/1485 i które może zaradzić wszystkim ograniczeniom przesyłowym na połączeniach międzysystemowych i na wszystkich wewnętrznych elementach sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV we wspólnym modelu sieci, bez tworzenia nowych ograniczeń, zgodnie z art. 20, 23, 24 i art. 27 ust. 1 metody ROSC. Po trzecie, w świetle powyższych uwag należy zbadać, czy, jak wskazały skarżące, jedynie koszty wynikające ze środków zaradczych w odniesieniu do krytycznych elementów sieci (a w konsekwencji jedynie połączenia międzysystemowe lub wewnętrzne elementy sieci o wartości współczynnika rozpływu energii elektrycznej wynoszącej co najmniej 5 %) powinny zostać objęte zakresem stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów. W tym zakresie, jak przedstawiono w pkt 84 powyżej, należy ustalić, jakie ograniczenia przesyłowe powinny zostać zmniejszone w sposób skoordynowany w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego. W tym względzie w pierwszej kolejności samo objęcie kosztów poniesionych z tytułu ograniczeń przesyłowych na elementach sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV zakresem stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów nie może być sprzeczne z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, jako że z tym przepisem wiąże się jedynie ustalenie, jakie ograniczenia przesyłowe można zmniejszyć w skoordynowany sposób w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego. W drugiej kolejności OSP może skorzystać z maksymalnego poziomu 30 % zdolności każdego krytycznego elementu sieci w celu zmniejszenia ograniczeń przesyłowych występujących w sieci, pod warunkiem że, jak przewidziano w art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) rozporządzenia 2019/943, 70 % wspomnianej zdolności pozostaje dostępne do obrotu międzystrefowego, zgodnie z art. 16 ust. 1 i 8 rozporządzenia 2019/943. Niemniej jednak to, że ograniczenia przesyłowe mogą zostać zmniejszone poprzez wykorzystanie do 30 % zdolności podgrupy elementów sieci, nie oznacza, że należy jedynie dzielić koszty działań zaradczych realizowanych w odniesieniu do tej podgrupy elementów. W trzeciej kolejności należy zauważyć, że gwarancję minimalnej zdolności przesyłowej wynoszącej 70 % każdego krytycznego elementu sieci zapewnia się w najbardziej efektywny sposób poprzez optymalizację działań zaradczych uruchomionych na wszystkich elementach sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV. I tak owa optymalizacja działań zaradczych na tych elementach realizuje cele rozporządzenia 2019/943, w szczególności służące wysyłaniu sygnałów rynkowych z myślą o zwiększonej efektywności i bezpieczeństwie dostaw zgodnie z art. 1 lit. a) rozporządzenia 2019/943. Ta optymalizacja przyczynia się do zmniejszenia kosztów działań zaradczych, umożliwiając tym samym ograniczenie zmniejszenia międzyobszarowych zdolności przesyłowych, jak wynika z art. 16 ust. 4 rozporządzenia 2019/943. W czwartej kolejności – gdy działania zaradcze uruchomione przez OSP na elementach wewnętrznych, które nie są elementami krytycznymi sieci, stanowią część optymalnego rozwiązania niezbędne do złagodzenia także ograniczeń przesyłowych w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, koszty związane z pierwszymi z wymienionych elementów należy rozdzielić między OSP w ten sam sposób co koszty związane z ostatnimi z wymienionych elementów. W konsekwencji niewłączenie elementów sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV w zakres stosowania metody podziału kosztów prowadzi do nieuzasadnionego ograniczenia, w szczególności w świetle art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, który wprowadza wymóg podziału wszystkich kosztów działań zaradczych uruchomionych w celu zaradzenia ograniczeniom przesyłowym między obszarami, z wyjątkiem kosztów dotyczących przepływów przyczyniających się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi, nieprzekraczających poziomu tolerancji. Gdyby podział kosztów był ograniczony do krytycznych elementów sieci, stałby się on przypadkowy, ponieważ koszty związane z zarządzaniem ograniczeniami przesyłowymi byłyby rozdzielane w odmienny sposób w zależności od elementu, w odniesieniu do którego zostało uruchomione działanie zaradcze. Jak słusznie zauważyła ACER, prowadziłoby to dyskryminacji między poszczególnymi elementami sieci i tym samym między OSP będącymi właścicielami tych elementów, co nie jest przewidziane w rozpatrywanym uregulowaniu. Przepływy wynikające z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów przyczyniające się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami opisane w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, które obniżają zdolności do obrotu międzystrefowego w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, nie mogą być traktowane odmiennie przy podziale kosztów, jeżeli te przepływy przemieszczają się przez inne niż krytyczne elementy sieci. Działania zaradcze uruchomione w odniesieniu do tych dwóch grup elementów są zoptymalizowane w celu zaradzenia trudnościom związanym z ograniczeniami przesyłowymi. W piątej kolejności – działania zaradcze uruchomione w odniesieniu do innych niż krytyczne elementów sieci mogą czasami zaradzić ograniczeniom przesyłowym w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, jak zauważyła ACER w odpowiedzi na zadane przez Sąd pytania. W konsekwencji gdy działania zaradcze mogą przyczynić się do zaradzenia takim ograniczeniom przesyłowym w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, ich koszty powinny być dzielone zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci”. Jeżeli nie mogą one natomiast w konkretnym momencie przyczynić się do zaradzenia ograniczeniom przesyłowym w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, nie oznacza to, że elementy, w odniesieniu do których działania zaradcze są uruchamiane, tracą powiązanie z obrotem międzystrefowym. Z jednej strony te działania prawodawcze zostały bowiem wybrane w ramach procesu CROSA ze względu na inne ograniczenia przesyłowe i działania zaradcze w celu znalezienia optymalnego rozwiązania na szczeblu regionalnym. Z drugiej strony owe ograniczenia przesyłowe, w zakresie, w jakim zostały spowodowane przez przepływ transgraniczny, a mianowicie przepływ kołowy, mają znaczenie transgraniczne. Ponadto, jak przewidziano w motywie 35 rozporządzenia 2019/943, na otwartym, konkurencyjnym rynku OSP powinni otrzymywać z tytułu kosztów poniesionych w wyniku transgranicznych przepływów energii elektrycznej w ich sieciach rekompensaty od operatorów systemów przesyłowych, w których rozpoczynają się przepływy transgraniczne, oraz systemów, w których te przepływy się kończą. Działania zaradcze w odniesieniu do wszystkich elementów sieci objętych procesem CROSA są zatem potencjalnie istotne dla obrotu międzystrefowego zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, niezależnie od ich współczynnika rozpływu energii elektrycznej, będącego pojęciem przejętym w metodach MWZP, które nie może określać podziału kosztów w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego według art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W każdym wypadku należy zauważyć, że jeżeli OSP ustalą, że inny niż krytyczny element sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV nie może nigdy być przydatny do zapewnienia bezpieczeństwa regionalnego i do zapewnienia gwarancji przyznanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych, mogą one wykluczyć go z procesu CROSA, zgodnie z art. 5 ust. 1 lit. b) i art. 7 ust. 3 lit. b) metody ROSC, a w konsekwencji z podziału kosztów. W szóstej kolejności, w odniesieniu do motywu 12 rozporządzenia 2015/1222, który wprowadza wymóg koordynacji między transgranicznymi i wewnętrznymi działaniami zaradczymi, należy zaznaczyć, że wszystkie działania zaradcze w ramach procesu CROSA mają znaczenie transgraniczne, podczas gdy wszystkie pozostałe działania zaradcze mają charakter wewnętrzny. Tym samym proces CROSA zapewnia koordynację między wewnętrznymi działaniami zaradczymi, a także zapewnia bezpieczeństwo „wewnętrznych” elementów sieci. W braku zarządzania w skoordynowany sposób w ramach procesu CROSA istnieje ryzyko naruszenia bezpieczeństwa pracy, zagrażające obrotowi międzystrefowemu. Należy bowiem zaznaczyć, że funkcjonowanie sieci jest warunkiem koniecznym w odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw energii, gdyż energia elektryczna może dotrzeć do obywateli Unii wyłącznie za pośrednictwem sieci, jak wskazano w motywie 2 rozporządzenia 2015/1222. Ograniczenia przesyłowe „między obszarami” stanowią zatem wszystkie ograniczenia przesyłowe, które są obecnie w regionie CORE zarządzane w sposób w sposób skoordynowany w ramach procesu CROSA. W konsekwencji zasada „zanieczyszczający płaci” powinna mieć zastosowanie do kosztów dotyczących owego zarządzania w skoordynowany sposób. Należy zaznaczyć, że koordynacja i podział kosztów nie zależą od stwierdzenia, czy w danym momencie występuje konkretna wymiana lub przydzielony przepływ na elemencie sieci, ponieważ wszystkie działania zaradcze uruchomione w odniesieniu do wszystkich elementów sieci – krytycznych lub innych niż krytyczne – o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV przyczyniają się potencjalnie do ułatwienia wymiany między obszarami, chociaż ich konkretny udział w ułatwieniu wymiany może zmieniać się w szczególności w zależności od topologii sieci, warunków rynkowych i poszczególnych grafików wytwarzania i grafików zużycia energii. Nie jest zatem możliwe wykluczenie z góry elementów sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV z zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów. W siódmej kolejności, jak wynika z pkt 167 zaskarżonej decyzji i co nie zostało zakwestionowane przez strony, elementy sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV uznano za elementy o znaczeniu transgranicznym w zakresie, w jakim elementy te nie są przeciążone pod względem strukturalnym w przypadku braku wymiany energii. Ponadto, jak wynika ze wspomnianego punktu, wszyscy OSP w regionie CORE uznali w nocie wyjaśniającej do metody ROSC, że owe elementy są najodpowiedniejsze dla procesu CROSA. W tym względzie z noty wyjaśniającej do metody ROSC (s. 8), do której zresztą strony miały już okazję się odnieść na rozprawie, wynika, że OSP uznali, iż elementami sieci najodpowiedniejszymi dla procesu CROSA są elementy o poziomie napięcia 220 kV i 380 kV, „zważywszy, że elementy te są wykorzystywane do ułatwienia wymiany energii między obszarami rynkowymi w europejskim systemie energetycznym”. W nocie wyjaśniającej do metody ROSC OSP sprecyzowali, że elementy sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV ułatwiają wymianę energii między obszarami rynkowymi w europejskim systemie energetycznym. Jednakże OSP nie ustalili, które elementy należało uwzględnić przy podziale kosztów działań zaradczych. Ponadto poziom napięcia wynoszący 220 kV został wybrany w regionie CORE ze względu na jego szczególnie gęste połączenia, mimo że art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 nie stanowił przeszkody, by dokonać wyboru innych rozwiązań, jak doprecyzowano na rozprawie. Co więcej, jest bezsporne między stronami, że podział kosztów w tym kontekście jest konieczny dla realizacji zintegrowanego rynku energii elektrycznej na szczeblu europejskim. Tym bardziej zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów nie jest określony pod względem geograficznym i nie może zostać ograniczony jedynie do elementów sieci położonych na granicy między dwoma obszarami rynkowymi, a nawet do połączeń międzysystemowych, które wiążą sieci państw członkowskich. Natomiast, jak wskazano w pkt 84 powyżej, art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wprowadza wymóg wskazania, jakie ograniczenia przesyłowe powinny być zmniejszone w sposób skoordynowany w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego. W świetle powyższego skarżące niesłusznie utrzymują, że zaskarżona decyzja jest sprzeczna z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, gdyż przy podziale kosztów należy uwzględnić jedynie krytyczne elementy sieci. W regionie CORE wszystkie ograniczenia przesyłowe zmniejszone działaniami zaradczymi uruchomionymi zgodnie z metodą ROSC ustanowioną w decyzji nr 33/2020 i utrzymaną w mocy w zaskarżonej decyzji odpowiadają „ogranicze[niom] przesyłowy[m] między […] obszarami”, o których mowa w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Należy również stwierdzić, że w regionie CORE wszystkie działania zaradcze uruchomione zgodnie z metodą ROSC ustanowioną w decyzji nr 33/2020 przyczyniają się do zapewnienia gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych, zgodnie z art. 74 ust. 4 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. Zaskarżona decyzja nie może również zostać uznana za sprzeczną z art. 74 rozporządzenia 2015/1222, interpretowanym zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Komisja odwoławcza słusznie zatem oddaliła odwołanie od kwestionowanej metody podziału kosztów. Argumenty podniesione przez skarżące przeciwko zaskarżonej decyzji nie pozwalają podważyć tego wniosku. W pierwszej kolejności jest prawdą, że, jak utrzymują skarżące, OSP są zobowiązani pod względem prawnym do zapewnienia bezpieczeństwa pracy, niezależnie od ewentualnego podziału kosztów. Niemniej jednak należy stwierdzić, że zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi w odniesieniu do wszystkich elementów o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV nieuchronnie wiąże się z koordynacją między wszystkimi OSP i z podziałem między nimi związanych z nią kosztów w celu obrotu międzystrefowego w celu zrekompensowania im wszystkich działań niezbędnych w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego. W drugiej kolejności, w odniesieniu do argumentu skarżących, zgodnie z którym ograniczenia przesyłowe na innym niż krytyczny elemencie sieci są „wyłącznie wewnętrznymi” ograniczeniami przesyłowymi, których koszty nie mogą zostać rozdzielone na podstawie art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, należy zaznaczyć, że w kontekście stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów jedynym przypadkiem, w którym koszty związane z innymi niż krytyczne elementami sieci są rozdzielane zgodnie z tym przepisem, jest sytuacja, w której ograniczenia przesyłowe na owych elementach są spowodowane przez opisane w pkt 61 powyżej przepływy kołowe przekraczające poziom tolerancji wskazany w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Zgodnie z motywem 6 kwestionowanej metody podziału kosztów przepływy kołowe przekraczające poziom tolerancji są głównym czynnikiem ograniczeń przesyłowych będących przedmiotem podziału kosztów. Wynika to ze stwierdzenia, zgodnie z którym ograniczenia przesyłowe spowodowane przez wewnętrzne przepływy ponosi właściciel przeciążonego elementu sieci, mimo że, jak wynika z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, koszty spowodowane wynikającymi z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów przepływami przyczyniającymi się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi powinny być rozdzielane proporcjonalnie między OSP. Tymczasem przepływ kołowy jest „przepływem transgranicznym” w rozumieniu art. 2 pkt 3 rozporządzenia 2019/943, czyli „fizyczny[m] przepływ[em] energii elektrycznej przez sieć przesyłową danego państwa członkowskiego, będący[m] wynikiem wpływu działalności wytwórców, odbiorców, lub obu, spoza tego państwa członkowskiego na jego sieć przesyłową”, który nie jest ograniczony do krytycznych elementów sieci. Ograniczenia przesyłowe spowodowane przepływem transgranicznym takim jak przepływ kołowy nie mogą być uznane za „wyłącznie wewnętrzne” ograniczenia przesyłowe, które są wyłączone z zakresu stosowania art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Ponadto, jeżeli ograniczenia przesyłowe na innym niż krytyczny elemencie sieci są spowodowane jedynie przepływami wewnętrznymi, koszty działań zaradczych mających na celu zmniejszenie tych ograniczeń przesyłowych zostaną w każdym razie poniesione przez właściciela wspomnianego elementu sieci, zgodnie z art. 76 ust. 1 lit. b) ppkt (v) rozporządzenia 2017/1485. Wbrew twierdzeniom skarżących zasada „zanieczyszczający płaci” pozostaje zatem wyjątkiem od reguły, gdyż zasada ta ma de facto zastosowanie jedynie do przepływów kołowych przekraczających poziom tolerancji, podczas gdy zasada „właściciel płaci” ma zastosowanie do innych przepływów, takich jak przepływy kołowe nieprzekraczające poziomu tolerancji i przepływy wewnętrzne. Co więcej, ograniczenia przesyłowe, które nie są ograniczeniami „między […] obszarami” w rozumieniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 są ograniczeniami, które pojawiają się na elementach sieci wyłączonych z regionalnej koordynacji bezpieczeństwa pracy, czy to z tego powodu, że taką decyzję podjęli OSP, czy też z tego powodu, że chodzi o elementy, które są z góry wyłączone z koordynacji działań zaradczych, a mianowicie elementy o poziomie napięcia poniżej 220 kV. W trzeciej kolejności należy zauważyć, że jedynym wyjątkiem od reguły przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którą koszty związane z działaniami zaradczymi dotyczącymi przepływów wynikających z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych przyczyniających się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi muszą zostać rozdzielone, jest wyjątek dotyczący wspomnianych przepływów nieprzekraczających poziomu tolerancji, w odniesieniu do których koszty musi ponieść właściciel przeciążonego elementu sieci. W tym względzie należy wskazać, że wbrew twierdzeniom skarżących prawodawca nie zamierzał wykluczyć grupy elementów sieci z podziału kosztów, ponieważ w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 przewidział on podział kosztów występujących w przypadku skoordynowanego zmniejszenia kosztów ograniczeń przesyłowych między obszarami. Podobnie fakt, że w art. 76 ust. 1 lit. b) ppkt (v) rozporządzenia 2017/1485 przewidziano możliwość przyjęcia innych metod mających na celu podział kosztów związanych z różnymi działaniami zaradczymi, o których mowa w art. 22 wspomnianego rozporządzenia, uzupełniających, w stosownych przypadkach, wspólną metodę opracowaną zgodnie z art. 74 rozporządzenia 2015/1222, nie ma znaczenia dla wykładni art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, które ponadto jest normą wyższego rzędu. W czwartej kolejności należy oddalić argument skarżących, zgodnie z którym zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, który został potwierdzony w zaskarżonej decyzji, jest sprzeczny z art. 291 TFUE lub pozbawiony podstawy prawnej w zakresie, w jakim ACER rozszerzyła przewidziany w przepisach zakres stosowania. W szczególności skoordynowane działania zaradcze w odniesieniu do elementów sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV pozwalają na wymianę między obszarami, pomagają uniknąć ograniczenia międzyobszarowych zdolności przesyłowych i zapewniają gwarancję wspomnianych zdolności, zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W ten sam sposób i jako że zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów jest zgodny z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, nie można zarzucić ACER, że rozszerzyła ona jej zakres stosowania poza art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, gdy oparła się ona na zasadzie „zanieczyszczający płaci”. W piątej kolejności – nie można również uwzględnić argumentu podniesionego na rozprawie przez Republikę Federalną Niemiec, opartego na genezie legislacyjnej art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym prawodawca pragnął wyłączyć podział między OSP kosztów wynikających z działań zaradczych zrealizowanych w odniesieniu do elementów położonych wewnątrz obszarów, gdy przy redagowaniu tego przepisu odmówił zmiany jego brzmienia poprzez zastąpienie wyrażenia „ogranicze[nia] przesyłow[e] między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi” wyrażeniem „ograniczenia przesyłowe między obserwowanymi obszarami rynkowymi oraz wewnątrz tych obszarów”. W tym względzie niezależnie od tego, czy Republika Federalna Niemiec może oprzeć się na dokumentach dotyczących trójstronnych rozmów legislacyjnych w celu wykazania woli prawodawcy przy przyjmowaniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, wystarczy stwierdzić, że ewentualna odmowa wyraźnego włączenia ograniczeń przesyłowych do obszaru nie jest rozstrzygająca dla kwestii, jakie są elementy, które należy wziąć pod uwagę przy ocenie udziału w ograniczeniach „między dwoma […] obszarami”. Jak wynika z pkt 81–84 i 135 powyżej, w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 nie zdefiniowano elementów sieci, w przypadku których koszty działań zaradczych mających na celu zmniejszenie międzyobszarowych ograniczeń przesyłowych, powinny zostać rozdzielone, co nie oznacza, że prawodawca pragnął wykluczyć grupę elementów sieci z podziału kosztów. W konsekwencji należy oddalić argumenty skarżących, zgodnie z którymi należy wykluczyć wewnętrzne elementy sieci, które nie są „krytyczne”, z kwestionowanej metody podziału kosztów na podstawie art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 i art. 74 rozporządzenia 2015/1222. – Co do zachęt wynikających z włączenia innych niż krytyczne elementów sieci do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów Co się tyczy argumentu skarżących dotyczącego jakoby błędnych zachęt, które tworzyło włączenie elementów sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, należy przypomnieć, że art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 przewiduje obowiązek obciążenia OSP kosztami działań zaradczych związanymi z przepływami wynikającymi z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów przyczyniającymi się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi nieprzekraczających poziomu tolerancji. Stanowi to dla OSP zachętę do rozwoju ich sieci w celu umożliwienia przyjęcia takich przepływów, w przypadku gdy nie przekraczają one poziomu tolerancji, który odpowiada poziomowi przepływu kołowego, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych na danym obszarze rynkowym nie było. We właściwych ramach prawnych nie przewidziano natomiast obowiązku rozwoju sieci przez OSP w celu przyjęcia przepływów kołowych przekraczających wskazany w pkt 144 poziom tolerancji. Przepływy te są bowiem ze swej natury nieprzewidziane i nieprzewidywalne, a OSP, który przyjmuje te przepływy, nie ma na nie wpływu. W tej kwestii należy zauważyć, że jak wskazano w motywie 27 rozporządzenia 2019/943, zmniejszenie wpływu przepływów kołowych i wewnętrznych ograniczeń przesyłowych na obrót międzystrefowy zalicza się do głównych celów przyświecających europejskiemu prawodawcy przy ustanawianiu tych ram normatywnych. Podobnie z przeprowadzonej przez Komisję oceny skutków z dnia 30 listopada 2016 r. (s. 59), dokonanej w kontekście opracowania pakietu prawodawczego „Energia” [SWD(2016) 410], wynika, że przepływy kołowe mogą obniżyć międzyobszarowe zdolności przesyłowe i prowadzić do kosztownego, pozarynkowego redysponowania oraz do znaczących zakłóceń cen i sygnałów inwestycyjnych w sąsiednich obszarach. Powoduje to znaczącą utratę dobrej koniunktury gospodarczej. Ponadto wyłączenie innych niż krytyczne elementów sieci prowadziłoby do tego, że OSP, który emituje przepływy kołowe, nie miałby motywacji do inwestowania w swą sieć, ponieważ nie byłby on obciążany całkowitym kosztem działań zaradczych niezbędnych do zaradzenia ograniczeniom przesyłowym, który spowodował. Bowiem jedynie ten OSP, który ma wiedzę o swej sieci i jest za nią odpowiedzialny, może wprowadzić inne niezbędne środki, takie jak zmiana konfiguracji obszaru lub inwestycje w swą sieć. W tym kontekście należy przypomnieć, że zgodnie z art. 35 ust. 5 rozporządzenia 2019/943 każdy OSP odpowiada za swą sieć, a zatem jego wewnętrzne trudności nie powinny obciążać sąsiadujących z nim OSP. Co więcej, gdyby każdy z dwóch ponoszących odpowiedzialność sąsiadujących ze sobą OSP miał motywację do inwestowania we własną sieć, czy to celem przyjęcia, czy też zmniejszenia przepływów kołowych, prowadziłoby to w braku koordynacji między tymi dwoma OSP do nadmiernych inwestycji i do niewłaściwej alokacji zasobów, jak słusznie zauważyła ACER w pkt 110–115 odpowiedzi na skargę. Mając na uwadze powyższe rozważania, należy zauważyć, że skarżące żądają w istocie zwolnienia z kosztów, które powodują dla innych OSP w odniesieniu do innych niż krytyczne elementów ich sieci przepływami kołowymi przekraczającymi poziom tolerancji, mimo że działania zaradcze w odniesieniu do tych elementów przyczyniają się do zapewnienia obrotu międzystrefowego. Takie podejście jest ponadto sprzeczne z zasadą solidarności energetycznej, zgodnie z jej wykładnią dokonaną przez Trybunał. Zasada solidarności energetycznej obejmuje prawa i obowiązki zarówno Unii, jak i państw członkowskich, gdyż Unia jest związana obowiązkiem solidarności wobec państw członkowskich, a te ostatnie są związane obowiązkiem solidarności między sobą oraz w świetle wspólnego interesu Unii i prowadzonych przez nią polityk (wyrok z dnia 15 lipca 2021 r., Niemcy/Polska, C‑848/19 P, EU:C:2021:598, pkt 49). W tych okolicznościach umożliwienie OSP emitującym przepływy kołowe przez inne obszary rynkowe uchylenia się od kosztów działań zaradczych uruchomionych we wspólnym interesie w celu zmaksymalizowania międzyobszarowych zdolności przesyłowych, jednocześnie zapewniając jak najskuteczniej bezpieczeństwo sieci, co jest korzystne dla wszystkich OSP, a w konsekwencji zatem dla odbiorców energii elektrycznej, byłoby sprzeczne z zasadą solidarności energetycznej. W świetle powyższych rozważań zarzut pierwszy należy oddalić. W przedmiocie zarzutu drugiego, dotyczącego rozkładu przepływów W zarzucie drugim skarżące twierdzą, że przyjęta w kwestionowanej metodzie podziału kosztów metoda rozdziału przepływów, która została utrzymana w mocy w zaskarżonej decyzji, jest niezgodna z prawem. Zarzut drugi składa się z dwóch części. W części pierwszej skarżące utrzymują, że wykorzystana metoda rozkładu przepływów, mianowicie metoda śledzenia przepływów poprzez barwienie (zwana dalej „metodą PFC”), nie jest właściwą metodą, w związku z czym jej stosowanie prowadzi do błędnych wyników. W części drugiej skarżące krytykują w szczególności traktowanie elementów sieci w odniesieniu do przesyłu prądu stałego. W przedmiocie części pierwszej, dotyczącej niewłaściwego charakteru metody PFC W części pierwszej zarzutu drugiego skarżące utrzymują, że metoda PFC nie metodą właściwą w odniesieniu do rozkładu przepływów, ponieważ prowadzi do błędnych wyników. W tym względzie skarżące podnoszą szereg zarzutów szczegółowych, podzielonych na cztery grupy. W pierwszej grupie zarzutów szczegółowych skarżące twierdzą, że metoda PFC, ze względu na jej założenia, nie jest właściwa do wyodrębniania prawidłowo przepływów. W drugiej grupie zarzutów szczegółowych skarżące zarzucają komisji odwoławczej, że nie rozpatrzyła ona faktycznie argumentów podniesionych przez skarżące w odniesieniu do decyzji nr 30/2020. W trzeciej grupie zarzutów szczegółowych skarżące twierdzą, że metoda PFC prowadzi pod wieloma względami do nierealistycznych wyników. W czwartej grupie zarzutów szczegółowych skarżące utrzymują, że metoda PFC, ze względu na jej założenia, nie spełnia określonych kryteriów prawnych. ACER podważa argumenty skarżących. – Uwagi wstępne Rozkład przepływów stanowi niezbędny krok w ramach podziału kosztów działań zaradczych. Znaczenie rozkładu przepływów wynika z tego, że dostarcza on danych wejściowych niezbędnych przy późniejszym podziale kosztów. Jeżeli zatem rozkład przepływów jest dokonany niewłaściwie, nieuchronnie wpływa na wyniki podziału kosztów. Rozkład przepływów służy wskazaniu rodzajów przepływów, które spowodowały ograniczenia przesyłowe w odniesieniu do elementów sieci. Zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 należy bowiem określić przepływy, które przyczyniają się do ograniczeń przesyłowych między obszarami rynkowymi. Poszczególne przepływy, na przykład przepływy wewnętrzne lub przepływy kołowe, które należy wskazać do celów podziału kosztów, urzeczywistniają rozbieżne źródła i miejsca przeznaczenia „porcji” obliczonych na podstawie całkowitego przepływu fizycznego, który jako jedyny można zmierzyć. Rozkład przepływów polega zatem na procesie, po pierwsze, podziału całkowitego przepływu na „porcje”, a po drugie, obliczania udziału tych porcji. Do celów tego rozkładu przepływów kwestionowana metoda podziału kosztów opiera się na metodzie PFC. Jak wynika z dokumentu wyjaśniającego z dnia 22 lutego 2019 r. dołączonego do kwestionowanej metody podziału kosztów z dnia 27 marca 2019 r., metoda ta została opracowana głównie w celu zachowania spójności z europejskim obszarowym modelem rynkowym i jednoczesnego umożliwienia pełnego podziału przepływów energii elektrycznej dla każdego elementu sieci systemu elektroenergetycznego. To właśnie w tym kontekście skarżące przedstawiają wobec zaskarżonej decyzji szereg zarzutów w zakresie, w jakim oddalono w niej ich argumenty podniesione przed komisją odwoławczą. – W przedmiocie uzasadnienia zaskarżonej decyzji W pierwszej części zarzutu drugiego skarżące krytykują metodę PFC w odniesieniu do elementów sieci przesyłających prąd przemienny. Wśród zarzutów przedstawionych wobec zaskarżonej decyzji skarżące krytykują w szczególności to, że komisja odwoławcza nie dokonała prawdziwego badania ich argumentów przeciwko metodzie PFC wykorzystanej do rozkładu przepływów. Zgodnie z orzecznictwem w odniesieniu do złożonych ocen natury technicznej i ekonomicznej zawartych w decyzji ACER komisja odwoławcza nie może poprzestać na przeprowadzeniu kontroli oczywistego błędu w ocenie, lecz, opierając się na wiedzy naukowej swoich członków, powinna ona zbadać, czy za pomocą przedstawionych jej argumentów można wykazać, że podstawy, na których opiera się ta decyzja, są błędne (zob. podobnie wyrok z dnia 18 listopada 2020 r., Aquind/ACER, T‑735/18, EU:T:2020:542, pkt 69). W tym względzie należy przypomnieć, że skład komisji odwoławczej spełnia wymogi niezbędne do przeprowadzenia pełnej i nieograniczonej kontroli decyzji ACER. Jeżeli jej członkowie muszą posiadać wcześniejsze doświadczenie w sektorze energetycznym, to dlatego, że mają lub powinni mieć wiedzę techniczną niezbędną do dogłębnego badania odwołań. Prawodawca Unii zamierzał bowiem wyposażyć komisję odwoławczą w wiedzę ekspercką konieczną do tego, aby umożliwić jej samodzielne przeprowadzanie ocen dotyczących złożonych okoliczności faktycznych o charakterze technicznym i ekonomicznym związanych z energetyką (wyrok z dnia 9 marca 2023 r., ACER/Aquind, C‑46/21 P, EU:C:2023:182, pkt 63, 64). Jednakże badanie kwestii, czy komisja odwoławcza przeprowadziła w niniejszej sprawie kontrolę z wymaganą intensywnością zgodnie z orzecznictwem przytoczonym w pkt 176 powyżej, zakłada, że Sąd jest w stanie, w szczególności w świetle uzasadnienia zawartego w zaskarżonej decyzji, przeprowadzić takie badanie. W tym kontekście Sąd powinien zbadać z urzędu zarzut oparty na braku uzasadnienia zaskarżonej decyzji co się tyczy części zaskarżonej decyzji poświęconej metodzie PFC wykorzystanej w odniesieniu do rozkładu przepływów. W tym względzie należy przypomnieć, że brak lub niewystarczające uzasadnienie stanowi naruszenie istotnych wymogów proceduralnych w rozumieniu art. 263 TFUE i stanowi bezwzględną przeszkodę procesową, którą sąd Unii może, a nawet powinien uwzględnić z urzędu (zob. wyrok z dnia 9 marca 2023 r., Les Mousquetaires i ITM Entreprises/Komisja, C‑682/20 P, EU:C:2023:170, pkt 39 i przytoczone tam orzecznictwo). W świetle powyższego w ramach środka organizacji postępowania z dnia 5 maja 2023 r. Sąd wyraźnie wezwał strony do wypowiedzenia się w przedmiocie „wystarczającego charakteru uzasadnienia części zaskarżonej decyzji poświęconej badaniu krytyki metody PFC przedstawionej przez skarżące”. Należy ponadto zauważyć, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem zakres obowiązku uzasadnienia zależy od charakteru danego aktu i od okoliczności, jakie towarzyszą jego przyjęciu. Uzasadnienie powinno ukazywać w jasny i jednoznaczny sposób tok rozumowania instytucji, która wydała akt, tak aby z jednej strony zainteresowani mogli zapoznać się z uzasadnieniem danego aktu oraz aby mogli bronić swych praw i zweryfikować zasadność decyzji, a z drugiej strony aby sąd Unii Europejskiej mógł przeprowadzić kontrolę zgodności z prawem. Nie ma wymogu, by uzasadnienie wyszczególniało wszystkie istotne okoliczności faktyczne i prawne, ponieważ ocena, czy uzasadnienie aktu spełnia wymogi art. 296 TFUE, winna odbywać się w świetle nie tylko jego treści, ale również jego kontekstu i całości zasad prawnych regulujących daną dziedzinę (wyroki: z dnia 2 kwietnia 1998 r., Komisja/Sytraval i Brink’s France, C‑367/95 P, EU:C:1998:154, pkt 63; z dnia 30 listopada 2011 r., Sniace/Komisja, T‑238/09, niepublikowany, EU:T:2011:705, pkt 37). W szczególności autor aktu nie jest zobowiązany zajmować stanowiska wobec wszystkich argumentów podniesionych przed nim przez zainteresowane strony. Wystarczy, że przedstawi ona okoliczności faktyczne oraz rozważania prawne mające zasadnicze znaczenie dla systematyki tego aktu (zob. wyrok z dnia 1 lipca 2008 r., Chronopost i La Poste/UFEX i in., C‑341/06 P i C‑342/06 P, EU:C:2008:375, pkt 96 i przytoczone tam orzecznictwo). Podobnie ocena, czy uzasadnienie aktu jest wystarczające, winna także uwzględniać interes, jaki w uzyskaniu informacji mogą mieć adresaci aktu. W szczególności akt niekorzystny jest wystarczająco uzasadniony, jeżeli został wydany w okolicznościach znanych zainteresowanemu, pozwalających mu na zrozumienie treści przyjętego względem niego środka (zob. wyrok z dnia 15 lipca 2021 r., Komisja/Landesbank Baden‑Württemberg i SRB, C‑584/20 P i C‑621/20 P, EU:C:2021:601, pkt 104 i przytoczone tam orzecznictwo). Należy również przypomnieć, że obowiązek uzasadnienia stanowi istotny wymóg formalny, który należy odróżnić od kwestii zasadności podstaw uzasadnienia, która to kwestia odnosi się do materialnej zgodności z prawem spornego aktu. Uzasadnienie decyzji polega bowiem na formalnym wskazaniu podstaw, na jakich opiera się ta decyzja. Jeżeli owe podstawy są dotknięte błędami, przekłada się to na legalność materialną decyzji, ale już nie na legalność jej uzasadnienia, które może być wystarczające, mimo że wskazane w nim podstawy są błędne. Wynika stąd, że zarzuty i argumenty zmierzające do podważenia zasadności spornego aktu są nieistotne, jeżeli są one podnoszone w ramach zarzutu opartego na braku uzasadnienia lub niewystarczającym uzasadnieniu [zob. podobnie wyroki: z dnia 10 marca 2022 r., Komisja/Freistaat Bayern i in., C‑167/19 P i C‑171/19 P, EU:C:2022:176, pkt 77; z dnia 13 maja 2020 r., Koenig & Bauer/EUIPO (we’re on it), T‑156/19, niepublikowany, EU:T:2020:200, pkt 55 i przytoczone tam orzecznictwo]. Zważywszy, że w niniejszej sprawie komisja odwoławcza powinna była, zgodnie z orzecznictwem przypomnianym w pkt 176 i 177 powyżej, dokonać pełnego badania decyzji nr 30/2020, w tym zawartych w niej ocen dotyczących złożonych okoliczności faktycznych o charakterze technicznym i ekonomicznym związanych z energetyką, bez możliwości ograniczenia się do kontroli oczywistego błędu w ocenie, uzasadnienie przedstawione w tej decyzji powinno, po pierwsze, umożliwić adresatowi zaskarżonej decyzji obronę jego praw i sprawdzenie, czy wspomniana decyzja była zasadna, a po drugie – sądowi Unii dokonanie kontroli. W braku wystarczającego uzasadnienia skarżące oraz Sąd nie są bowiem w stanie zbadać, czy komisja odwoławcza rzeczywiście dokonała badania podniesionych przed nią argumentów zgodnie z wymogami przypomnianymi w pkt 176 i 177 powyżej. W świetle powyższych rozważań należy zbadać podniesiony z urzędu przez Sąd zarzut dotyczący uzasadnienia zaskarżonej decyzji w odniesieniu do metody PFC wykorzystanej do rozkładu przepływów. W odwołaniu wniesionym do komisji odwoławczej skarżące przedstawiły szczegółowo swe zastrzeżenia wobec decyzji ACER nr 30/2020. Twierdzą one, że istnieje szereg błędów koncepcyjnych, którymi była obarczona metoda PFC, w związku z czym metoda ta prowadziła do błędnych wyników. W szczególności skarżące skrytykowały metodę PFC, ponieważ nie uwzględniała ona fizycznych możliwości. W tym względzie należy przypomnieć, że zgodnie z ramami regulacyjnymi wymagane było podejście zgodne z fizycznymi możliwościami. Jedynie fizyczny przepływ energii elektrycznej może bowiem prowadzić do ograniczeń przesyłowych, a metoda podziału kosztów może zatem służyć podziałowi kosztów spowodowanych działaniami zaradczymi jedynie w odniesieniu do przepływów, które rzeczywiście przyczyniają się do ograniczeń. Tymczasem skarżące twierdzą, że ze względu na „prawo najmniejszego oporu Kirchhoffa” obrót energią elektryczną odbywa się na najkrótszym połączeniu między punktem wytwarzania a punktem poboru, niezależnie od granic obszarów rynkowych i niezależnie od uzgodnionej wymiany energii elektrycznej. Jednakże metoda PFC pomija te dane naukowe, a wymiana energii elektrycznej między punktem wytwarzania a punktem poboru na różnych obszarach jest dopuszczalna tylko wtedy, gdy przy uwzględnieniu całej skonsolidowanej uzgodnionej transgranicznej wymiany obszar rynkowy, w którym znajduje się punkt wytwarzania, ma dodatnie saldo i jeżeli, biorąc pod uwagę całą skonsolidowaną uzgodnioną wymianę transgraniczną obszar rynkowy, w którym znajduje się punkt zużycia, ma saldo ujemne. W związku z tym, w zależności od salda danych obszarów rynkowych, metoda PFC, zamiast dopuszczać przepływ transgraniczny, wskazuje przepływy wewnętrzne i przepływy kołowe. Metoda PFC, w oderwaniu od „praw naturalnych”, wykazuje zatem tendencję do wskazywania przepływów kołowych, które w rzeczywistości nie istnieją. Wreszcie metoda PFC nie jest również uzasadniona względami związanymi z obszarowym ukształtowaniem rynku energii elektrycznej w Unii. Zgodnie ze spisem treści zaskarżonej decyzji kwestie związane z rozkładem przepływów, podniesione przez skarżące przed komisją odwoławczą, zostały omówione w ramach „trzeciego zarzutu skonsolidowanego” w pkt 407–587 (s. 61–87) zaskarżonej decyzji. W ramach tego „trzeciego zarzutu skonsolidowanego” pkt 407–551 (s. 61–81) zaskarżonej decyzji dotyczą elementów sieci przesyłających prąd przemienny, będących przedmiotem części pierwszej niniejszego zarzutu, podczas gdy pkt 552–587 (s. 82–87) zaskarżonej decyzji odnoszą się do elementów sieci przesyłających prąd stały, będących przedmiotem części drugiej niniejszego zarzutu. Natomiast pkt 588–631 zaskarżonej decyzji odnoszą się, zgodnie ze spisem treści tej decyzji, do „czwartego zarzutu skonsolidowanego”, dotyczącego przeszacowania przepływów kołowych i przepływów wewnętrznych pochodzących z importujących obszarów rynkowych, podniesionego, jak wynika z odpowiednich punktów zaskarżonej decyzji, nie przez skarżące w niniejszej sprawie, lecz przez stronę skarżącą w sprawie Polskie sieci elektroenergetyczne/ACER (T‑484/21). W tych okolicznościach w celu zbadania poszanowania obowiązku uzasadnienia nie należy uwzględniać pkt 588–631 zaskarżonej decyzji, chyba że w punktach tych odesłano do pkt 407–551 zaskarżonej decyzji. Tymczasem należy stwierdzić, że rozumowanie przedstawione w pkt 407–551 zaskarżonej decyzji nie zawiera, pomimo swej obszerności, uzasadnienia zgodnego z wymogami przypomnianymi w pkt 181–183 powyżej. Po pierwsze, okoliczność, że analiza „trzeciego zarzutu skonsolidowanego” została dokonana w zaskarżonej decyzji w około 150 punktach, nie świadczy sama w sobie o dogłębnym i szczegółowym zbadaniu argumentów skarżących przez komisję odwoławczą. Obszerność tej części zaskarżonej decyzji wynika bowiem w dużej mierze ze sposobu, w jaki została ona zredagowana, który polega na wielokrotnym omówieniu tego samego zagadnienia w świetle różnych przepisów prawa lub powołanych okoliczności faktycznych, co wiąże się z licznymi odesłaniami i powtórzeniami. Po drugie, należy zauważyć, że co do zasady w zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza wielokrotnie ograniczyła się do przedstawienia twierdzeń o charakterze ogólnym, nie ustosunkowując się faktycznie do argumentów skarżących, aby następnie oprzeć się w dalszej części badania na tych samych twierdzeniach. Komisja odwoławcza stworzyła zatem pozory szczegółowego rozumowania, nie ustosunkowując się jednak w rzeczywistości do argumentów skarżących. Po trzecie, jeśli chodzi konkretnie o szczegółowy zarzut skarżących dotyczący okoliczności, że metoda PFC nie uwzględnia praw naturalnych i prowadzi w ten sposób do wskazania przepływów kołowych, które w rzeczywistości nie istnieją, istota rozumowania komisji odwoławczej została przedstawiona, jak stwierdziła ACER w odpowiedzi pytanie zadane na piśmie przez Sąd, w pkt 421–461 zaskarżonej decyzji. Należy jednak stwierdzić, że pkt 421–432 (s. 65 i 66) zaskarżonej decyzji, znajdujące się w podtytule 3.2 „Rozkład przepływów w [kwestionowanej metodzie podziału kosztów]”, ogranicza się, jeśli chodzi o odpowiedź na szczegółowe zarzuty skarżących, do stwierdzenia w pkt 424 (s. 65), że „istnieje kilka metod rozkładu przepływów”. Punkty 433–451 (s. 66–69) zaskarżonej decyzji, znajdujące się w podtytule 3.3 „Metoda PFC nie uwzględnia odległości elektrycznej, tworzy fikcyjne przepływy i w związku z tym stoi na przeszkodzie rozsądnej alokacji kosztów”, ograniczają się, jeśli chodzi o odpowiedź na szczegółowe zarzuty skarżących, do kilku twierdzeń o ogólnym i abstrakcyjnym charakterze, nie ustosunkowując się faktycznie do argumentów skarżących. W pkt 437 (s. 67) zaskarżonej decyzji wskazano jedynie, że „części 3.1 i 3.2 świadczą o tym, że pod względem technicznym […] współistnieje kilka uznanych metod rozkładu przepływów”. Należy jednak zauważyć, że w ramach badania „części 3.1 i 3.2” zaskarżonej decyzji stwierdzono jedynie istnienie kilku metod rozkładu przepływów. Natomiast komisja odwoławcza nie wyciągnęła żadnego wniosku co do „ważności” tych różnych metod. Z pkt 439 (s. 67) zaskarżonej decyzji wynika, że komisja odwoławcza uznała, iż stosowanie współczynników zmiany wytwarzania nie czyniło metody PFC lub części tej metody fikcyjną. Dodano, że stosowanie współczynników zmiany wytwarzania jest cechą charakterystyczną metod dotyczących wyznaczania zdolności przesyłowych. Jednakże z jednej strony należy zauważyć, że skarżące w ramach innego szczegółowego zarzutu podniesionego przed komisją odwoławczą twierdziły, iż współczynniki zmiany wytwarzania, właśnie ze względu na to, że zostały opracowane do wyznaczania zdolności przesyłowych, nie są odpowiednie do wykorzystania w kontekście rozkładu przepływów. Z drugiej strony w odesłaniu do stosowania współczynników zmiany wytwarzania nie ustosunkowano się do argumentów skarżących, zgodnie z którymi metoda PFC, ponieważ ab initio nie uwzględnia odległości elektrycznej, jest obarczona błędem koncepcyjnym. W pkt 447 (s. 68) zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza doszła do wniosku, że „nie uważa, by metoda PFC opierała się na fikcyjnych przepływach”. Jednakże wcześniejsze punkty nie pozwalają na zrozumienie powodów, dla których komisja odwoławcza odrzuciła zarzut skarżących, zgodnie z którym metoda PFC prowadziła do wskazania przepływów kołowych, które w rzeczywistości nie istniały. W pkt 451 (s. 69) zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza wyciąga wniosek, że „metoda [Full Line Decomposition (FLD)] nie jest odpowiednią metodą rozkładu przepływów"”. Jednakże w zakresie, w jakim rozpatrywana jest metoda PFC, w argumentacji komisji odwoławczej dotyczącej ewentualnej rozbieżności metody FLD z podziałem rynku na obszary rynkowe nie ustosunkowano się do argumentu skarżących, które krytykują metodę PFC. Nawet gdyby przyjąć, że rozumowanie dotyczący metody FLD należy rozumieć jako dorozumiane ustosunkowanie się do szczegółowych zarzutów sformułowanych przez skarżące względem metody PFC, rozumowanie to nie wskazuje powodów, dla których komisja odwoławcza oddaliła podniesione przed nią zarzuty skarżących. W pkt 449 (s. 68) zaskarżonej decyzji wskazano bowiem, że „odległość elektryczna […] może być w pełni zastosowana jedynie w węzłowym modelu rynkowym” i że „[j]ednak gdyby węzłowy model rynkowy był modelem mającym zastosowanie, nie istniałyby ani [przepływy kołowe], ani potrzeba rozkładu przepływów”. Tymczasem, z jednej strony, podnoszona niemożność „pełnego” uwzględnienia odległości elektrycznej nie oznacza, że nie jest konieczne wzięcie pod uwagę odległości elektrycznej w celu uzyskania prawidłowego rozkładu przepływów lub że metoda PFC właściwie uwzględnia odległość elektryczną. Z drugiej strony z twierdzenia przytoczonego w pkt 207 powyżej nie wynika również, że nieuwzględnienie odległości elektrycznej w metodzie PFC krytykowane przez skarżące jest nierozerwalnie związane z modelem obszarowym, na którym opiera się rynek energii elektrycznej w Unii, i że ów model obszarowy nie pozwala na uwzględnienie odległości elektrycznej. Punkty 452–462 (s. 69 i 70) zaskarżonej decyzji, w podtytule 3.4 „Metoda PFC narusza art. 16 ust. 13 [rozporządzenia 2019/943 i zasada »zanieczyszczający płaci«]”, również nie zawierają elementów pozwalających zrozumieć powody, dla których zarzuty skarżących zostały oddalone. W pkt 460 (s. 70) zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza wyciąga wniosek, że „metoda PFC […] nie jest nie jest ani arbitralna, ani oparta na nieprawidłowych domniemaniach. Prawidłowo dzieli ona przepływy fizyczne […]”. Jednakże wcześniejsze punkty nie pozwalają na zrozumienie powodów, dla których komisja odwoławcza odrzuciła zarzut skarżących, zgodnie z którym metoda PFC prowadzi do wskazania przepływów kołowych, które w rzeczywistości nie istnieją. Wcześniejsze punkty ograniczają się bowiem do zwykłych, w żaden sposób nieuzasadnionych twierdzeń i do odesłań do wyciągniętych wcześniej wniosków, które same w sobie nie opierały się na pełnym rozumowaniu. W odniesieniu do ustosunkowania się do zarzutów skarżących w pkt 456 (s. 69) zaskarżonej decyzji ograniczono się zatem do stwierdzenia, że „z tego, co zostało wyjaśnione w kontekście części 3.3, wynika, że metoda PFC prawidłowo wskazuje warstwy przepływów fizycznych [i że] nie jest oparta na fikcyjnych przepływach”. Natomiast pozostałe punkty poprzedzające wniosek wyciągnięty w pkt 460 zaskarżonej decyzji nie zawierają żadnego elementu, który odnosiłby się konkretnie do szczegółowych zarzutów skarżących. Po czwarte, należy jeszcze zauważyć, że pozostałe punkty uzasadnienia przyjętego w zaskarżonej decyzji nie wypełniają luk w rozumowaniu przedstawionym w pkt 421–461 zaskarżonej decyzji. Dotyczy to w szczególności pkt 513–551 (s. 76–81) zaskarżonej decyzji, dotyczących wykorzystania współczynników zmiany wytwarzania, w których nie ustosunkowano się bezpośrednio do szczegółowych zarzutów skarżących, zgodnie z którymi metoda PFC, z naruszeniem „praw naturalnych”, prowadzi do wskazania przepływów kołowych, które w rzeczywistości nie istnieją. Co więcej, ACER w toku niniejszego postępowania, a w szczególności w odpowiedzi na pytanie zadane przez Sąd, nie sprecyzowała również, jakie elementy zaskarżonej decyzji pozwoliłyby na uzupełnienie luk dotyczących jej uzasadnienia. Po piąte, zgodnie z orzecznictwem przytoczonym w pkt 181–183 powyżej obowiązek uzasadnienia aktu jest dostosowany do kontekstu i adresata aktu. Nie ma wątpliwości co do tego, że przedmiot szczegółowych zarzutów skarżących jest wysoce złożony i techniczny. Ponadto skarżące posiadają, jak same twierdzą, znaczną wiedzę specjalistyczną w tej dziedzinie. Jednakże w niniejszej sprawie okazuje się, że skarżące przedstawiały przez cały czas trwania postępowania, które doprowadziło do wydania zaskarżonej decyzji, te same argumenty, które zostały oddalone najpierw w decyzji nr 30/2020, a następnie w zaskarżonej decyzji. W konsekwencji ze względu na brak uzasadnienia umożliwiającego skarżącym zrozumienie powodów, dla których ich szczegółowe zarzuty zostały oddalone przez komisję odwoławczą, ponowiły one przed Sądem tę samą krytykę metody PFC, którą przedstawiły przed tą komisją. Okazuje się zatem, że nawet przy uwzględnieniu charakteru przedmiotu zaskarżonej decyzji i fachowej wiedzy skarżących przedstawione uzasadnienie nie spełnia wymogów przypomnianych w pkt 181–183 powyżej. Po szóste, zgodnie z orzecznictwem przytoczonym w pkt 182 powyżej autor aktu nie jest zobowiązany zajmować stanowiska wobec wszystkich argumentów podniesionych przed nim przez zainteresowane strony, ponieważ może ograniczyć się do przedstawienia okoliczności faktycznych oraz rozważań prawnych mających zasadnicze znaczenie dla systematyki tego aktu. W tym względzie należy zauważyć z jednej strony, że jak stwierdzono w pkt 166 i 167 powyżej, rozkład przepływów stanowi konieczny i istotny etap w ramach podziału kosztów działań zaradczych, ponieważ dostarcza danych wejściowych w celu późniejszego podziału kosztów. Ponadto podniesiona przez skarżące krytyka dotyczy samych założeń metody PFC. Krytyka ta ma zasadnicze znaczenie w argumentacji skarżących wobec metody rozkładu przepływów przyjętej w decyzji nr 30/2020 i gdyby była zasadna, prowadziłoby to do wniosku, że należy stwierdzić nieważność zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim w decyzji tej utrzymano w mocy decyzję nr 30/2020 w tym względzie. W tych okolicznościach argumenty skarżących dotyczyły istotnych elementów zaskarżonej decyzji, w związku z czym komisja odwoławcza powinna się ustosunkować do tych argumentów, aby wywiązać się z obowiązku uzasadnienia, zgodnie z wymogami przypomnianymi w pkt 181–183 powyżej. Z powyższego wynika, że uzasadnienie zaskarżonej decyzji w odniesieniu do metody PFC wykorzystanej do rozkładu przepływów jest niekompletne i niewystarczające, a zatem nie pozwala skarżącym na zapoznanie się z podstawami tej decyzji, a Sądowi na przeprowadzenie jej kontroli sądowej. W konsekwencji zaskarżona decyzja została wydana z naruszeniem istotnych wymogów proceduralnych, w rozumieniu art. 263 TFUE, skutkiem czego należy stwierdzić nieważność zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim komisja odwoławcza potwierdziła w niej bez wystarczającego uzasadnienia przyjętą przez ACER w decyzji nr 30/2020 metodę rozkładu przepływów. W przedmiocie części drugiej, dotyczącej sposobu traktowania elementów sieciowych przesyłających prąd stały Ponieważ należy stwierdzić nieważność zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim komisja odwoławcza potwierdziła w niej bez wystarczającego uzasadnienia metodę rozkładu przepływów przyjętą przez ACER w decyzji nr 30/2020 (zob. pkt 224 powyżej), to ponieważ sposób traktowania elementów sieci energii elektrycznej przesyłających prąd stały jest związany z tą samą metodą rozkładu przepływów, nie ma potrzeby, ze względów związanych z należytym sprawowaniem wymiaru sprawiedliwości, badania również drugiej części zarzutu drugiego. W przedmiocie zarzutu trzeciego, dotyczącego określenia poziomu tolerancji W zarzucie trzecim skarżące, popierane przez Republikę Federalną Niemiec, twierdzą, że określenie wspólnego poziomu tolerancji na 10 % w odniesieniu do przepływów kołowych, potwierdzone w zaskarżonej decyzji, jest niezgodne z prawem. W pierwszej kolejności skarżące powołują się na okoliczność, że ACER nie uwzględniła tego, iż zasada „zanieczyszczający płaci” ma zastosowanie wyłącznie do przepływów kołowych przekraczających poziom tolerancji, skutkiem czego nie może ona uzasadniać wysokiego poziomu tolerancji. W drugiej kolejności skarżące utrzymują, że poziom tolerancji w odniesieniu do przepływów kołowych nie jest wynikiem „rzetelnej analizy technicznej”. W trzeciej kolejności skarżące twierdzą, że ACER nie była właściwa do ustalenia swego „własnego” tymczasowego poziomu tolerancji w odniesieniu do przepływów kołowych. W czwartej kolejności skarżące twierdzą, że poprzez ustalenie na 10 % poziomu tolerancji w odniesieniu do przepływów kołowych ACER naruszyła art. 16 ust. 8 rozporządzenia 2019/943. W piątej kolejności skarżące twierdzą, że ACER błędnie zastosowała zasadę proporcjonalności. W szóstej kolejności skarżące twierdzą, że poziom tolerancji nie został określony poprzez granicę obszaru rynkowego, zgodnie z wymogami art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Republika Federalna Niemiec popiera argumenty skarżących. ACER podważa argumenty skarżących popierane przez Republikę Federalną Niemiec. Bezsporne jest, że nawet gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było, przepływy kołowe są we wzajemnie połączonej sieci energii elektrycznej o wysokim stopniu wzajemnych powiązań działającej zgodnie z modelem obszarowym nieuchronne. Z tego względu określenie poziomu tolerancji przepływów kołowych ma na celu wyłączenie takich przepływów z podziału kosztów wynikających z redysponowania i zakupów przeciwnych. Co się tyczy określania poziomu tolerancji, art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 stanowi, co następuje: „Przy podziale kosztów działań zaradczych pomiędzy [OSP] [KOR‑y] […] dzielą koszty […] z wyjątkiem kosztów związanych z przepływami wynikającymi z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych i będących poniżej poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych na danym obszarze rynkowym nie było. Poziom ten jest analizowany i ustalany wspólnie przez wszystkich [OSP] z danego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego oraz podlega zatwierdzeniu przez wszystkie [KOR‑y] tego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych”. Po pierwsze, z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wynika, że poziom tolerancji zakłada symulację poziomu przepływów kołowych, jakiego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było. „Strukturalne ograniczenie przesyłowe” jest zdefiniowane w art. 2 pkt 6 rozporządzenia 2019/943 jako oznaczające „ograniczenie w systemie przesyłowym, które można jednoznacznie zdefiniować, które jest przewidywalne, geograficznie stabilne w czasie i często powtarza się w normalnych warunkach pracy systemu energetycznego”. Po drugie, z art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 wynika, że ustalenie poziomu tolerancji powinno zostać poprzedzone analizą i że analiza ta powinna być dokonana przez OSP. Po trzecie, z tego przepisu wynika, że poziom tolerancji powinien być analizowany i ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. W niniejszej sprawie bezsporne jest, że OSP nie przeprowadzili wymaganej analizy. Ponadto jest bezsporne, że ACER również nie przeprowadziła tej analizy. W tym względzie z pkt 112 decyzji nr 30/2020 wynika, że wobec braku poziomu tolerancji analizowanego i określonego przez OSP oraz zatwierdzonego przez KOR‑y zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 ACER zbadała, czy jest w stanie samodzielnie przeprowadzić tę analizę, i stwierdziła, że tak nie jest ze względu na ograniczenia zasobów, dostępny czas i niezbędną wiedzę fachową. Co więcej, z motywu 8 kwestionowanej metody podziału kosztów i z pkt 110–114 decyzji nr 30/2020 wynika, że ACER w takiej sytuacji uznała się za uprawnioną do ustalenia samodzielnie i tymczasowo poziomu tolerancji. Ponadto z pkt 115–122 decyzji nr 30/2020 wynika, że ACER ustaliła tymczasowy poziom tolerancji dla całego regionu CORE w jednolity sposób na 10% maksymalnej zdolności przesyłowej każdego odnośnego elementu sieci, a następnie rozdzieliła ten poziom równomiernie między wszystkie obszary rynkowe wytwarzające przepływy kołowe na danym elemencie sieci. W zaskarżonej decyzji komisja odwoławcza oddaliła jako bezzasadną krytykę dotyczącą tego określenia przez ACER tymczasowego poziomu tolerancji z powodów przedstawionych w pkt 909–1077 (s. 137–164), 1210–1221 (s. 187–189) i 1192–1226 (s. 212–218) zaskarżonej decyzji. W tym względzie w szczególności z pkt 924–946 (s. 140–144), 1217–1221 (s. 187–189) i 1199–1226 (s. 213–218) zaskarżonej decyzji wynika, że ACER uznała, iż powinna sama ustalić poziom tolerancji, zważywszy, że ustalenie takiego poziomu było w jej przekonaniu niezbędne do przyjęcia metody podziału kosztów. Ponadto z tych samych punktów zaskarżonej decyzji wynika, że określenie poziomu tolerancji przez ACER opiera się na „dokładnej analizie”. Z owych elementów zaskarżonej decyzji wynika również, że komisja odwoławcza uznała, iż ACER była uprawniona, a wręcz zobowiązana do samodzielnego ustalenia tymczasowego poziomu tolerancji, nie posiadając analizy przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, aby zapobiec sytuacji bez wyjścia. W tym względzie tymczasowy charakter ustalonego w ten sposób przez ACER poziomu tolerancji zaznaczono w zaskarżonej decyzji. Z pkt 943 (s. 143) wspomnianej decyzji wynika bowiem, że OSP mogą jeszcze w dowolnym momencie przeprowadzić wymaganą analizę i że KOR‑y mogą w dowolnym momencie zastąpić tymczasowy poziom tolerancji ustalony w kwestionowanej metody podziału kosztów ostatecznym poziomem tolerancji. W świetle powyższego należy zbadać, czy komisja odwoławcza mogła, nie naruszając przy tym prawa, uznać w zaskarżonej decyzji, że określenie poziomu tolerancji dokonane przez ACER w kwestionowanej metodzie podziału kosztów było zgodne z wymogami wynikającymi z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Jeżeli tak nie jest, należy zbadać, czy – jak zauważyła komisja odwoławcza – ACER w szczególnej sytuacji w niniejszej sprawie mogła jednak oprzeć się na kompetencji dorozumianej, pozwalającej jej na określenie poziomu tolerancji w sposób odmienny od ustanowionego w tym przepisie. W przedmiocie przestrzegania wymogów wynikających z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 Zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 poziom tolerancji jest analizowany i ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego” i powinien odpowiadać „poziom[owi], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było”. W pierwszej kolejności należy zbadać, czy metoda określania poziomu tolerancji stosowana przez ACER w ramach kwestionowanej metody podziału kosztów, potwierdzona w zaskarżonej decyzji, spełnia wymóg, zgodnie z którym poziom ten powinien być ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. W tym względzie z art. 7 ust. 3 i 4 kwestionowanej metody podziału kosztów wynika, że poziom tolerancji określa się dwuetapowo. Na pierwszym etapie do każdego elementu sieci o znaczeniu transgranicznym stosuje się wspólny poziom tolerancji dla całego regionu CORE. Ten wspólny poziom tolerancji został ustalony na 10 % maksymalnej zdolności przesyłowej danego elementu sieci. Na drugim etapie wspólny poziom tolerancji jest równomiernie dzielony dla każdego odnośnego elementu sieci przez liczbę obszarów rynkowych regionu CORE, z którego pochodzą przepływy kołowe w tym elemencie sieci. W przypadku gdy obszar rynkowy nie wykorzystuje w pełni części przyznanego mu poziomu tolerancji, część niewykorzystana zostaje następnie rozdzielona równomiernie między pozostałe obszary rynkowe. Wynika z tego, że poziom tolerancji każdego elementu sieci o znaczeniu transgranicznym odpowiada 10 % jego maksymalnej zdolności przesyłowej, podzielonej równomiernie przez liczbę obszarów rynkowych w regionie CORE, z którego pochodzą przepływy kołowe w tym elemencie sieci. Prawdą jest, jak twierdzi ACER, że taki podział prowadzi do indywidualnego poziomu tolerancji dla każdego obszaru rynkowego, a tym samym że to określenie poziomu tolerancji zakłada pewną „indywidualizację” tego obszaru w zakresie, w jakim poziom ten jest określany na podstawie indywidualnej maksymalnej zdolności przesyłowej każdego właściwego elementu sieci i na podstawie liczby obszarów rynkowych, z których pochodzą przepływy kołowe w tym elemencie sieci. Jednakże należy stwierdzić, że „indywidualizacja”, o której mowa w pkt 259 powyżej, nie jest tą przewidzianą w art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 wyrażeniem „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. Jest bowiem bezsporne między stronami, że poziom przepływów kołowych zmienia się w zależności od specyfiki obszarów rynkowych, takiej jak wielkość, stopień stopnia zazębienia się sieci, proporcja wprowadzonej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i liczba granic danego obszaru rynkowego. Tym samym poziom przepływów kołowych może różnić się w zależności od obszaru rynkowego, w odniesieniu do „granicy” w rozumieniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, a nawet w odniesieniu do elementów mających wpływ na ograniczenia przesyłowe między dwoma obszarami. Z tego względu art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 zawiera wymóg, by poziom tolerancji był ustalany na podstawie specyfiki omawianych obszarów rynkowych i poszczególnych granic między nimi. Tymczasem określenie poziomu tolerancji dokonane przez ACER opiera się na pierwszym etapie na jednolitym poziomie tolerancji dla wszystkich obszarów rynkowych w regionie CORE, co w żaden sposób nie uwzględnia szczególnych cech tych obszarów i granic między nimi. Ponadto „indywidualizacja” przeprowadzona na drugim etapie również nie uwzględnia specyfiki różnych obszarów rynkowych, lecz zależy wyłącznie od liczby obszarów rynkowych, z których pochodzą przepływy kołowe w istotnych elementach sieci. To samo rozumowanie ma zastosowanie w przypadku późniejszego podziału niewykorzystanego udziału w poziomie tolerancji w danym obszarze rynkowym między inne obszary rynkowe. Z powyższego wynika, że poziom tolerancji ustalony przez ACER nie spełnia wymogu przewidzianego w art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym poziom tolerancji powinien być ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego” W drugiej kolejności, co się tyczy wymogu, zgodnie z którym poziom tolerancji powinien odpowiadać „poziom[owi], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było”, bezsporne jest, że analiza wymagana zazwyczaj w celu ustalenia poziomu przepływów kołowych, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było, przewidziana w art. 16 ust. 13 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, nie została dokonana w niniejszym wypadku. Otóż w braku takiej analizy poziom tolerancji ustalony przez ACER nie może być zgodny z wymogiem, zgodnie z którym poziom ten powinien odpowiadać poziomowi przepływów kołowych, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było. W tym względzie z pkt 958 (s. 145) i 1221 (s. 189) zaskarżonej decyzji wynika, że ACER uznała, iż poziom tolerancji, który ustaliła, odpowiada sytuacji bez strukturalnych ograniczeń przesyłowych. Z pkt 115 decyzji nr 30/2020 i z pkt 223 odpowiedzi na skargę wynika bowiem, że ACER badała w ramach OSP poziom przepływów kołowych, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było. Podczas gdy niektórzy OSP podali wartości wahające się między 3 %, 5 % i 10 %, inni nie udzielili odpowiedzi lub wskazali progi wyższe niż 10 %. W tych okolicznościach i przy założeniu, że na odpowiedzi OSP miały wpływ ich własne interesy, ACER ustaliła poziom tolerancji wynoszący 10 % maksymalnej zdolności przesyłowej danego elementu sieci jako „średnią” z przedstawionych opinii, jak wynika to również z pkt 115 decyzji nr 30/2020. Z powyższego wynika, że ustalenie na 10 % maksymalnej zdolności przesyłowej danego elementu sieci jako wspólnego poziomu tolerancji dla wszystkich obszarów rynkowych w regionie CORE i jako pierwszego etapu określenia poziomu tolerancji dla danego elementu sieci nie opiera się na żadnej analizie poziomu tolerancji bez strukturalnych ograniczeń przesyłowych, tak jak jest to przewidziane w art. 16 ust. 13 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943, lecz jest wynikiem kompromisu w odniesieniu do rozbieżnych opinii przedstawionych przez zainteresowanych OSP. Jak bowiem przyznała ACER w pkt 930 (s. 141) zaskarżonej decyzji, analiza wymagana zgodnie z art. 16 ust. 13 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943 zakłada w szczególności dokonanie analizy inwestycji w sieć i ewentualnych zmian konfiguracji obszarów rynkowych w celu wyeliminowania strukturalnych ograniczeń przesyłowych. Tymczasem ACER przyznaje, że nie przeprowadziła takiej analizy. W tych okolicznościach argument ACER, zgodnie z którym ustalenie przez nią poziomu tolerancji opierało się na „dokładnej analizie” jest nieistotny dla sprawy, ponieważ w każdym razie analiza ta nie została przewidziana w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Z powyższego wynika, że poziom tolerancji ustalony przez ACER nie spełnia wymogu przewidzianego w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym poziom tolerancji powinien odpowiadać „poziom[owi], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było” i powinien być ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. W przedmiocie przesłanek uznania dorozumianej kompetencji Z powyższych rozważań wynika, że dokonane przez ACER w ramach kwestionowanej metody podziału kosztów ustalenie poziomu tolerancji nie jest zgodne z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tych okolicznościach pozbawiona znaczenia jest kwestia, czy co do zasady ACER był właściwa do samodzielnego ustalenia poziomu tolerancji na podstawie art. 6 ust. 10 akapit drugi lit. a) rozporządzenia 2019/942, jak to wynika z pkt 924 (s. 140) zaskarżonej decyzji. Przepis ten nie umożliwia bowiem w każdym razie ustalania przez ACER poziomu tolerancji niespełniającego wymogów określonych w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Należy zatem zbadać, czy mimo iż ustalenie poziomu tolerancji dokonane przez ACER nie było zgodne z wymogami określonymi w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, ACER posiadała w konkretnej sytuacji, w której się znajdowała, kompetencję dorozumianą upoważniającą ją do określenia poziomu tolerancji w sposób odmienny niż przewidziany w tym przepisie. ACER uzasadnia bowiem swoją kompetencję do określenia poziomu tolerancji koniecznością podjęcia działań. W braku analizy poziomu tolerancji, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było, która powinna zostać przeprowadzona przez OSP, ACER została upoważniona, aby zapobiec sytuacji bez wyjścia, do samodzielnego ustalenia w sposób tymczasowy poziomu tolerancji w ramach kwestionowanej metody podziału kosztów. W pierwszej kolejności co do zasady nie jest dopuszczalne w świetle zasady legalności, by agencja unijna taka jak ACER mogła odstąpić od mających zastosowanie ram prawnych. Wynika z tego, że ACER nie mogła co do zasady odstąpić od art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W drugiej kolejności należy stwierdzić, że zgodnie z art. 6 ust. 12 lit. b) rozporządzenia 2019/942 ACER może „wydać decyzję tymczasową, aby zapewnić ochronę […] bezpieczeństwa eksploatacyjnego”. Tymczasem należy stwierdzić, że w niniejszej sprawie ACER nie oparła się na tym przepisie w celu ustalenia poziomu tolerancji. Ponadto w każdym wypadku przyjęcie metody podziału kosztów nie może być uznane za konieczne, „aby zapewnić ochronę bezpieczeństwa dostaw lub bezpieczeństwa eksploatacyjnego” w rozumieniu art. 6 ust. 12 lit. b) rozporządzenia 2019/942. Przedmiotem tej metody jest bowiem podział kosztów działań zaradczych i nie dotyczy ona ustalenia działań zaradczych, które należy wdrożyć, aby zapewnić ochronę bezpieczeństwa dostaw lub bezpieczeństwa pracy. Ponadto istnienie tego przepisu, a tym samym możliwości przyjmowania, w jasno określonych okolicznościach, decyzji tymczasowych, przemawia przeciwko uznaniu dorozumianej kompetencji ACER do ustalenia, nawet w sposób tymczasowy, poziomu tolerancji w ramach metody podziału kosztów w sposób odmienny niż przewidziany w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W trzeciej kolejności – zgodnie z orzecznictwem samo powołanie się na interes związany ze skutecznością nie wystarczy, by być podstawą przyznania kompetencji na rzecz agencji unijnej (zob. podobnie wyrok z dnia 24 października 2019 r., E‑Control/ACER, T‑332/17, niepublikowany, EU:T:2019:761, pkt 69). Samo powołanie się na interes związany ze skutecznością nie wystarczy zatem, by umożliwić agencji unijnej odstąpienie od mających zastosowanie ram prawnych. Jednakże nie można wykluczyć, że interes związany ze skutecznością, pod warunkiem iż odpowiada to rzeczywistej potrzebie zapewnienia skuteczności postanowień traktatów lub danego rozporządzenia, może uzasadniać istnienie dorozumianych uprawnień decyzyjnych (zob. podobnie wyrok z dnia 24 października 2019 r., E‑Control/ACER, T‑332/17, niepublikowany, EU:T:2019:761, pkt 69). Należy zatem zbadać, czy w niniejszej sprawie zostały spełnione przesłanki uznania dorozumianej kompetencji ACER na podstawie tego orzecznictwa. W przedmiocie uznania dorozumianej kompetencji ACER Zgodnie z orzecznictwem przypomnianym w pkt 281 powyżej w celu sprawdzenia, czy ACER mogła skorzystać z dorozumianej kompetencji, należy zbadać, czy uznanie takiej kompetencji tej agencji odpowiadało rzeczywistej potrzebie zapewnienia skuteczności (effet utile) rozpatrywanych przepisów. W tym względzie z pkt 924–946 (s. 140–144) i 1206–1220 (s. 214–216) zaskarżonej decyzji wynika, że ACER twierdziła, iż ze względu na konieczność przyjęcia metody podziału kosztów w wyznaczonym terminie była zmuszona do samodzielnego ustalenia poziomu tolerancji, i to pomimo braku wymaganej zazwyczaj analizy. Po pierwsze, w odniesieniu do potrzeby, na którą powołano się w związku z harmonogramem, należy stwierdzić, że wprawdzie ACER była co do zasady zobowiązana do przyjęcia metody podziału kosztów w terminie przewidzianym w art. 6 ust. 12 lit. a) rozporządzenia 2019/942 i art. 9 ust. 11 rozporządzenia 2015/1222, czyli w terminie sześciu miesięcy od dnia 27 marca 2020 r. Jednakże należy zauważyć, że prawo Unii nie wiąże przekroczenia sześciomiesięcznego terminu, o którym mowa w art. 6 ust. 12 lit. a) rozporządzenia 2019/942 i w art. 9 ust. 11 rozporządzenia 2015/1222, z jakimikolwiek sankcjami. Nie jest to zatem termin wiążący, lecz termin instrukcyjny. Tymczasem zgodnie z orzecznictwem w wypadku takiego terminu instrukcyjnego chociaż jednostka organizacyjna Unii, do której termin ten ma zastosowanie, powinna dążyć do jego dochowania, to w szczególności ze względu na stopień złożoności zadania i gdyby miało nastąpić naruszenie interesów państwa członkowskiego, może okazać się konieczne pozostawienie tej instytucji dłuższego okresu na dokonanie pogłębionej analizy sytuacji (zob. podobnie wyrok z dnia 15 stycznia 2013 r., Hiszpania/Komisja, T‑54/11, EU:T:2013:10, pkt 27). W związku z tym punkt wyjścia rozumowania ACER jest błędny, ponieważ nie była ona zobowiązana do przyjęcia metody podziału kosztów w wyznaczonym terminie, czyli do dnia 28 września 2020 r. Co więcej, bezsporne jest, że analiza „poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było” jest złożona i wymaga znacznego czasu. ACER mogła zatem co do zasady przyznać OSP wystarczająco dużo czasu na przeprowadzenie wymaganej analizy bez narażania się na zarzut nieprzestrzegania terminu przewidzianego w art. 6 ust. 12 lit. a) rozporządzenia 2019/942 i art. 9 ust. 11 rozporządzenia 2015/1222. Jest tak tym bardziej, że obowiązek określenia poziomu tolerancji poprzez przeprowadzenie analizy przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wszedł w życie dopiero w dniu 1 stycznia 2020 r. Tymczasem w momencie, w którym OSP z regionu CORE przedłożyli wszystkim KOR‑om ze wspomnianego regionu do zatwierdzenia swój wniosek dotyczący metody podziału kosztów, czyli w dniu 27 marca 2019 r., rozporządzenie 2019/943 nie zostało jeszcze przyjęte. W tym względzie należy stwierdzić, że ani w decyzji nr 30/2020, ani w zaskarżonej decyzji nie przeanalizowano możliwych konsekwencji przyjęcia metody podziału kosztów dla harmonogramu wynikających z tego, że obowiązek określenia poziomu tolerancji, a w konsekwencji przeprowadzenia odpowiedniej analizy, wszedł w życie dopiero w dniu 1 stycznia 2020 r. W związku z tym założenie komisji odwoławczej zawarte w zaskarżonej decyzji, zgodnie z którym konieczne było przyjęcie przez ACER, bez możliwości oczekiwania na analizę przewidzianą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, kwestionowanej metody podziału kosztów ze względu na wyznaczony jej w tym celu termin, wynika z lektury ram regulacyjnych, która nie uwzględnia ani instrukcyjnego charakteru terminu, jaki ma być zachowany przez ACER, ani zmiany obowiązujących ram prawnych. W związku z tym samo powołanie się na instrukcyjny termin przyjęcia przez ACER metody podziału kosztów nie może wystarczyć do wykazania rzeczywistej potrzeby zapewnienia skuteczności (effet utile) rozpatrywanych przepisów. Po drugie, ACER uzasadniła konieczność swojego działania bezczynnością OSP. Z pkt 955 (s. 145) zaskarżonej decyzji wynika bowiem, że ACER podniosła, iż OSP nie byli w stanie „przez okres prawie trzech lat” przeprowadzić analizy wymaganej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tym względzie należy przypomnieć, że obowiązek określenia poziomu tolerancji poprzez przeprowadzenie analizy przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wszedł w życie dopiero w dniu 1 stycznia 2020 r. Ponadto należy stwierdzić, że wbrew temu, co twierdzi ACER w pkt 926 (s. 140) zaskarżonej decyzji, OSP nie uznali za obowiązkowe, w dokumencie wyjaśniającym z dnia 22 lutego 2019 r. załączonym do wniosku dotyczącego metody podziału kosztów z dnia 27 marca 2019 r., określenia poziomu tolerancji, lecz postrzegali to raczej jako pozostawioną im możliwość. Nawet gdyby przyjąć, że wymóg ustalenia poziomu tolerancji został uznany przez OSP przed przyjęciem rozporządzenia 2019/943, nie oznacza to, by w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 szczegółowo określono sposób, w jaki należy ustalić poziom tolerancji, a mianowicie na podstawie analizy „poziomu [przepływów kołowych], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było” i „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. Tymczasem ACER nie twierdzi, że przed wejściem w życie rozporządzenia 2019/943 ustalono, iż poziom tolerancji powinien zostać określony w ten sposób. W tych okolicznościach ACER nie mogła zgodnie z prawem zarzucać OSP, że nie byli w stanie „przez okres niemal trzech lat” przeprowadzić analizy wymaganej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Wniosku tego nie podważają również dokumenty przedstawione przez ACER na rozprawie w celu wykazania, że OSP i KOR‑y z regionu CORE omawiali jeszcze sposób, w jaki należało przeprowadzić analizę wymaganą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Niezależnie od kwestii dopuszczalności tych dokumentów należy stwierdzić, że toczące się negocjacje, na które powołuje się ACER, są pozbawione znaczenia w niniejszej sprawie. Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem zgodność z prawem zaskarżonej decyzji należy bowiem oceniać wyłącznie w świetle okoliczności faktycznych i prawnych istniejących w chwili jej wydania (zob. wyrok z dnia 27 kwietnia 2022 r., Roos i in./Parlament, T‑710/21, T‑722/21 i T‑723/21, EU:T:2022:262, pkt 211 i przytoczone tam orzecznictwo). Tym samym zaistniałe po wydaniu zaskarżonej decyzji okoliczności, na które powołuje się ACER, nie mogą zostać uwzględnione do celów dokonania oceny zgodności tej decyzji z prawem. Po trzecie, ACER uzasadniła konieczność swojego działania nieprzestrzeganiem przez OSP wyznaczonego im przez nią terminu. W tym względzie wskazuje ona, że wyznaczyła ona OSP czteromiesięczny termin, od dnia 18 kwietnia do dnia 20 sierpnia 2020 r., na przeprowadzenie analizy przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, i dodaje, że nie dochowali oni tego terminu. Tymczasem z pkt 930 (s. 141), 954 (s. 145) i 1131 (s. 202) zaskarżonej decyzji wynika, że ACER sama uznała, iż analiza przewidziana w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 jest złożona i wymaga znacznego czasu. Ponadto ACER nie wykazała, że w okresie czterech miesięcy, który wyznaczyła OSP, w jakikolwiek sposób ułatwiła pracę OSP przy przeprowadzaniu analizy wymaganej na podstawie art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Tymczasem zgodnie z art. 6 ust. 11 rozporządzenia 2019/942, który odzwierciedla zasadę lojalnej współpracy ustanowioną w art. 4 ust. 3 TUE, podczas przygotowywania decyzji na podstawie art. 6 ust. 10 wspomnianego rozporządzenia ACER jest zobowiązana skonsultować się z KOR‑ami i OSP. Zgodnie z zasadą lojalnej współpracy i biorąc pod uwagę jasną wolę prawodawcy Unii, aby uczynić podejmowanie decyzji w trudnych, lecz niezbędnych sprawach transgranicznych szybszym i skuteczniejszym (wyrok z dnia 7 września 2022 r., BNetzA/ACER, T‑631/19, EU:T:2022:509, pkt 46), ACER miała za zadanie ułatwić OSP i KOR‑om opracowanie analizy wymaganej na podstawie art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tych okolicznościach ACER nie ma podstaw, by zarzucać OSP, że nie byli oni w stanie przeprowadzić analizy wymaganej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 w wyznaczonym terminie, czyli w ciągu czterech miesięcy. Po czwarte, ACER dodatkowo uzasadniła konieczność przyjęcia kwestionowanej metody podziału kosztów bez możliwości oczekiwania na analizę wymaganą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 dwoma innymi względami. Z jednej strony na rozprawie ACER podniosła, że należało zapewnić OSP wystarczająco dużo czasu po przyjęciu kwestionowanej metody podziału kosztów, aby umożliwić im wprowadzenie rozwiązań służących jej prawidłowemu wdrożeniu. Tymczasem należy zauważyć, że zgodnie z art. 13 ust. 2 kwestionowanej metody podziału kosztów w związku z art. 37 ust. 2 metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE pierwszy etap wdrożenia w życie pierwszej z tych metod był przewidziany na dzień 4 czerwca 2023 r., podczas gdy jej pełne zastosowanie było przewidziane na dzień 4 czerwca 2025 r. Ze względu na to, że pierwsze częściowe wdrożenie kwestionowanej metody podziału kosztów miało nastąpić dopiero dwa i pół roku po jej przyjęciu, a jej pełne wdrożenie – cztery i pół roku po jej przyjęciu, samo powołanie się na potrzebę wprowadzenia przez OSP rozwiązań służących prawidłowemu wdrożeniu tej metody nie wystarcza, by wykazać, ze względu na bardzo długi okres przewidziany na jej wdrożenie, rzeczywistą potrzebę jej przyjęcia bez możliwości oczekiwania na analizę wymaganą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Z drugiej strony z pkt 946 (s. 144) zaskarżonej decyzji wynika, że ACER uważa, iż wdrożenie kwestionowanej metody podziału kosztów powinno zostać przeprowadzone równocześnie z wdrożeniem metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE i metody ROSC. W tym względzie wystarczy stwierdzić, że w niniejszej sprawie nie chodzi o rozstrzygnięcie kwestii, czy ACER była uprawniona do określenia tych samych dat wdrożenia kwestionowanej metody podziału kosztów, metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE i metody ROSC, lecz raczej o ustalenie, czy ACER mogła przyjąć kwestionowaną metodę podziału kosztów bez możliwości oczekiwania na analizę przewidzianą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tych okolicznościach argument dotyczący rzekomej konieczności jednoczesnego wdrożenia kwestionowanej metody podziału kosztów, metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w regionie CORE i metody ROSC jest pozbawiony znaczenia w odniesieniu do kwestii, w którym momencie należało przyjąć metodę podziału kosztów. ACER nie mogła zatem również uzasadnić konieczności swojego działania względami związanymi z troską o zapewnienie OSP wystarczającego czasu, aby umożliwić im wprowadzenie rozwiązań służących prawidłowemu wdrożeniu kwestionowanej metody podziału kosztów równocześnie z dwiema pozostałymi metodami. Z powyższego wynika, że ACER nie wykazała, iż konieczne było przyjęcie kwestionowanej metody podziału kosztów, bez możliwości oczekiwania na analizę wymaganą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W konsekwencji ACER nie wykazała, że istniała rzeczywista potrzeba zapewnienia skuteczności (effet utile) rozpatrywanych przepisów, uzasadniająca przyznanie dorozumianej kompetencji na rzecz tej agencji. W każdym razie należy stwierdzić, że dokonane przez ACER określenie poziomu tolerancji nie może zapewnić skuteczności (effet utile) rozpatrywanych przepisów. Nie ma wątpliwości, co do tego, że to określenie poziomu tolerancji umożliwiło ACER przyjęcie kwestionowanej metody podziału kosztów w dniu 30 listopada 2020 r., czyli nieco po terminie upływającym w dniu 27 września 2020 r., który został jej wyznaczony w tym celu. Jednakże nie pozwoliło to na zapewnienie skuteczności (effet utile) rozpatrywanych przepisów materialnych. Kwestionowana metoda podziału kosztów powinna bowiem zgodnie z art. 74 ust. 6 lit. a) rozporządzenia 2015/1222 w sposób efektywny zapewniać zachęty do efektywnego inwestowania do zarządzania ograniczeniami. Ponadto zgodnie z motywem 34 rozporządzenia 2019/943 wspomniane zarządzanie powinno dawać OSP i uczestnikom rynku prawidłowe sygnały ekonomiczne. Tymczasem, jak stwierdzono w pkt 272 powyżej, poziom tolerancji ustalony przez ACER, potwierdzony w zaskarżonej decyzji, nie spełnia wymogów określonych w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którymi poziom tolerancji powinien odpowiadać „poziom[owi], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było” i być ustalony „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. W tych okolicznościach kwestionowana metoda podziału kosztów, ze względu na to określenie poziomu tolerancji, nie może, poprzez podział kosztów działań zaradczych, dać „prawidłowych sygnałów ekonomicznych” dla inwestycji w sieci. Ponadto należy również stwierdzić, że dokonane, jak się wydaje, przez ACER wyważenie interesu w przestrzeganiu wyznaczonego terminu i interesu w przestrzeganiu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 nie uzasadnia określenia poziomu tolerancji niezgodnego z właściwymi uregulowaniami. Jak bowiem wskazano w pkt 286 powyżej, termin, który został wyznaczony ACER na przyjęcie metody podziału kosztów, miał charakter wyłącznie instrukcyjny, wobec czego wola przestrzegania tego terminu nie mogła mieć przy dokonywaniu wyważenia pierwszeństwa przed przestrzeganiem wymogów z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Wniosku tego nie może podważyć argument ACER, zgodnie z którym ustaliła ona poziom tolerancji jedynie tymczasowo. Tymczasowy charakter wspomnianego ustalenia nie pozwala bowiem w żaden sposób na złagodzenie popełnionego przez ACER i komisję odwoławczą naruszenia właściwych ram regulacyjnych. Otóż okoliczność, że tymczasowy charakter określenia poziomu tolerancji istnieje jedynie de iure, nie pozwala na osłabienie nieprzestrzegania przez ACER właściwych ram prawnych. W konsekwencji ACER nie może uzasadnić swojego podejścia polegającego na przyznaniu przy dokonywaniu wyważenia interesów pierwszeństwa interesowi w przestrzeganiu wyznaczonego terminu przed interesem w przestrzeganiu wymogów z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, powołując się na tymczasowy charakter wynikającej z niego ingerencji w stosunku do ram regulacyjnych poprzez określenie poziomu tolerancji w sposób niezgodny z tymi ramami. W konsekwencji przy określaniu poziomu tolerancji ACER nie mogła oprzeć się na kompetencji dorozumianej. W świetle powyższych rozważań należy stwierdzić, że ustalenie poziomu tolerancji przez ACER w ramach kwestionowanej metody podziału kosztów, potwierdzonej w zaskarżonej decyzji narusza art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, ponieważ poziom ten nie odpowiada ani kryterium, zgodnie z którym poziom tolerancji powinien odpowiadać „poziom[owi], którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było”, ani kryterium, zgodnie z którym poziom tolerancji powinien być ustalany „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. Ponadto z powyższego wynika, że ACER nie była również upoważniona do określenia w inny sposób poziomu tolerancji w celu dochowania terminu, który został jej wyznaczony na przyjęcie kwestionowanej metody podziału kosztów. W tych okolicznościach należy uwzględnić zarzut trzeci, bez konieczności badania pozostałych szczegółowych zarzutów podniesionych przez skarżące na jego poparcie. W zakresie, w jakim z analizy części pierwszej zarzutu drugiego wynika, że zaskarżona decyzja jest obarczona naruszeniem istotnych wymogów proceduralnych w rozumieniu art. 263 TFUE i w jakim zarzut trzeci dotyczy głównego elementu kwestionowanej metody podziału kosztów będącego przedmiotem zaskarżonej decyzji, Sąd nie może stwierdzić jedynie częściowej nieważności zaskarżonej decyzji. W konsekwencji należy uwzględnić skargę skarżących na podstawie części pierwszej zarzutu drugiego i zarzutu trzeciego oraz stwierdzić nieważność zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim utrzymano w niej w mocy decyzję nr 30/2020 i oddalono skargę skarżących w sprawie A‑001‑2021 (wersja skonsolidowana). W przedmiocie potencjalnego utrzymania zaskarżonej decyzji w mocy Zgodnie z art. 264 akapit drugi TFUE Sąd może wskazać, jeśli uzna to za niezbędne, które skutki aktu, o którego nieważności orzekł, powinny być uważane za ostateczne. W odpowiedzi na zarządzone przez Sąd środki organizacji postępowania strony wypowiedziały się w tej kwestii. W niniejszym przypadku ACER podnosi, że stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji, a w konsekwencji kwestionowanej metody podziału kosztów, będzie miało poważne skutki. OSP zostaną obciążeni całością kosztów wszystkich działań zaradczych uruchomionych w odniesieniu do ich elementów sieci, nawet jeśli działania te były konieczne ze względu na przepływy kołowe z innych obszarów rynkowych. Sytuacja ta prawdopodobnie doprowadzi do tego, że OSP będą skłonni do ograniczania zdolności połączeń wzajemnych, co przełoży się na wyższe koszty energii elektrycznej. Zgodnie z orzecznictwem skutki aktu mogą zostać utrzymane w mocy ze względów pewności prawa, a w szczególności wówczas, gdy bezpośrednie skutki stwierdzenia nieważności tego aktu wywołałyby poważne negatywne konsekwencje dla zainteresowanych osób oraz gdy zgodność z prawem tego aktu jest kwestionowana nie ze względu na cel jego przyjęcia czy też jego treść, ale ze względu na brak właściwości po stronie podmiotu, który go przyjął, czy też ze względu na uchybienie istotnym wymogom proceduralnym (zob. wyrok z dnia 15 lipca 2021 r., Komisja/Landesbank Baden‑Württemberg i SRB, C‑584/20 P i C‑621/20 P, EU:C:2021:601, pkt 175 i przytoczone tam orzecznictwo). W tym względzie z jednej strony należy stwierdzić, że stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji opiera się w szczególności na naruszeniu prawa materialnego, a mianowicie na ruszeniu art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943, a nie jedynie na naruszeniu istotnych wymogów proceduralnych. Z drugiej strony argumentacja ACER opiera się na założeniu, że kwestionowana metoda podziału kosztów ma już zastosowanie. Tymczasem z odpowiedzi stron na pytania zadane przez Sąd wynika, że będąca przedmiotem zaskarżonej decyzji kwestionowana metoda podziału kosztów nie będzie miała zastosowania w całości przed dniem 4 czerwca 2025 r. i że ze względu na opóźnienia jej stosowanie może nawet zostać jeszcze bardziej odroczone. W tych okolicznościach nie ma potrzeby ograniczania skutków stwierdzenia nieważności zaskarżonej decyzji. W przedmiocie kosztów Zgodnie z art. 134 § 1 regulaminu postępowania kosztami zostaje obciążona, na żądanie strony przeciwnej, strona przegrywająca sprawę. Ponieważ ACER przegrała sprawę, należy – zgodnie z żądaniem strony skarżącej – obciążyć ją kosztami postępowania. Zgodnie z art. 138 § 1 regulaminu postępowania państwa członkowskie i instytucje interweniujące w sprawie pokrywają własne koszty. Republika Federalna Niemiec winna więc pokryć własne koszty.   Z powyższych względów SĄD (trzecia izba w składzie powiększonym) orzeka, co następuje:   1) Stwierdza się nieważność decyzji komisji odwoławczej Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) z dnia 28 maja 2021 r. wydanej w sprawie A‑001‑2021 (wersja skonsolidowana) w zakresie, w jakim utrzymano w niej w mocy decyzję ACER nr 30/2020 z dnia 30 listopada 2020 r. w sprawie wniosku operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych o nazwie „CORE”, obejmującym: Belgię, Republikę Czeską, Niemcy, Francję, Chorwację, Luksemburg, Węgry, Niderlandy, Austrię, Polskę, Rumunię, Słowenię i Słowację, dotyczącego metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych, w której oddalono odwołanie skarżących w rzeczonej sprawie.   2) ACER pokrywa własne koszty, jak również koszty poniesione przez TenneT TSO GmbH i TenneT TSO BV.   3) Republika Federalna Niemiec pokrywa własne koszty.   Schalin Škvařilová-Pelzl Nõmm Steinfatt Kukovec Wyrok ogłoszono na posiedzeniu jawnym w Luksemburgu w dniu 25 września 2024 r. Podpisy ( *1 ) Język postępowania: angielski.