T-485/21

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 – Określenie poziomu tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych – Artykuł 16 ust. 13 rozporządzenia (UE) 2019/943 W sprawie T‑485/21 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA), z siedzibą w Bonn (Niemcy), którą reprezentowali U. Karpenstein i K. Reiter, adwokaci, strona skarżąca, popierana 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, Z. Vujasinovic i E. Tremmel, 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 skarżąca, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA), żąda 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” (zwanym dalej „regionem 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 i w której oddalono jej odwołanie w sprawie A‑001‑2021 (wersja skonsolidowana) (zwanej dalej „zaskarżoną decyzją). Okoliczności powstania sporu Skarżąca jest niemieckim krajowym organem regulacyjnym (zwanym dalej „KOR‑ami”) w rozumieniu art. 57 ust. 1 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE (Dz.U. 2019, L 158, s. 125). Zgodnie z § 56 ust. 1 zdanie pierwsze pkt 1 Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) (ustawy o zaopatrzeniu w energię i gaz) z dnia 7 lipca 2005 r. (BGBI. 2005 I, s. 1970) skarżąca pełni w Niemczech kompetencje przyznane KOR‑om w rozporządzeniu Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz.U. 2015, L 197, s. 24). Zgodnie z art. 74 ust. 1 rozporządzenia 2015/1222 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, a mianowicie 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 KOR‑y 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 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 samym dniu decyzji w sprawie przedłożonego wniosku, ponieważ uznano go za mało kompletny, i to do tego stopnia, że 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‑om w regionie CORE i wszystkimi OSP w tym regionie dotyczące przedłożonego przez OSP wniosku dotyczącego metody podziału kosztów i dotyczące zmian wprowadzonych do tego wniosku w trakcie szeregu spotkań, 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. skarżąca wniosła do komisji odwoławczej ACER odwołanie od decyzji nr 30/2020, zgodnie z art. 28 rozporządzenia 2019/942. Pozostali OSP 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 wniesione od niej odwołania. Żądania stron Strona skarżąca wnosi do Sądu o: – stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji; – posiłkowo, na wypadek gdyby Sąd nie stwierdził nieważności zaskarżonej decyzji w całości, stwierdzenie nieważności tej decyzji w takim zakresie, w jakim potwierdzono w niej art. 1 ust. 1 zdanie drugie, art. 2 ust. 2 lit. j), art. 3, art. 7 i art. 12 ust. 2 załącznika I do decyzji nr 30/2020; – obciążenie ACER kosztami postępowania. ACER wnosi do Sądu o: – oddalenie skargi; – obciążenie skarżącej kosztami postępowania. Republika Federalna Niemiec, występująca w charakterze interwenienta popierającego żądania skarżącej, wnosi do Sądu o stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji. Co do prawa Na poparcie skargi skarżąca podnosi sześć zarzutów. Zarzut pierwszy dotyczy tego, że w zaskarżonej decyzji przewidziano niezgodne z prawem rozszerzenie zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów na elementy sieci inne niż elementy międzyobszarowe (zwane dalej „połączeniami międzystemowymi”); zarzut drugi dotyczy tego, że w zaskarżonej decyzji wykluczono niezgodnie z prawem uwzględnienie przepływów odciążających przy podziale kosztów; zarzut trzeci dotyczy błędnego określenia poziomu tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych (zwanego dalej „poziomem tolerancji”); zarzut czwarty dotyczy pierwszeństwa błędnie przyznanego przepływom kołowym w porównaniu z przepływami wewnętrznymi w ustalaniu przyczyn ograniczeń sieci; zarzut piąty dotyczy niezgodności z prawem stosowanej metody traktowanej jako całość; a zarzut szósty, dotyczy niezgodności z prawem nałożonego na OSP obowiązku przedłożenia propozycji zmiany metody podziału kosztów. ACER wnosi o oddalenie wszystkich podniesionych przez skarżącą zarzutów jako bezzasadnych. Sąd uznaje za wskazane rozpatrzenie kolejno zarzutów pierwszego, czwartego i trzeciego. W przedmiocie zarzutu pierwszego, dotyczącego zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów Skarżąca podnosi trzy zarzuty szczegółowe na poparcie swego zarzutu pierwszego, dotyczącego okoliczności, że w zaskarżonej decyzji przewidziano niezgodne z prawem rozszerzenie zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów na elementy sieci inne niż międzyobszarowe. Niemniej jednak skarżąca wydaje się akceptować fakt, że ograniczenia przesyłowe w odniesieniu do krytycznych elementów sieci prowadzą również do ograniczenia obrotu międzystrefowego w rozumieniu 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). Skarżąca wydaje się zatem akceptować, przynajmniej posiłkowo, włączenie wewnętrznych krytycznych elementów sieci do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów. W pierwszej kolejności skarżąca twierdzi, że w ten sposób wyznaczony zakres zastosowania jest niezgodny z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 i z art. 74 rozporządzenia 2015/1222. W drugiej kolejności skarżąca, powołując się na brak podstawy prawnej dla wydania kwestionowanej metody podziału kosztów, utrzymuje, że w świetle zasady kompetencji powierzonych ACER nie może uzasadnić rozszerzenia zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów w porównaniu z tym, co przewidziano w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, twierdzeniem, zgodnie z którym przepisy wspomnianego rozporządzenia i rozporządzenia 2015/1222 nie wykluczają takiego rozszerzenia zakresu stosowania. W trzeciej kolejności skarżąca utrzymuje, że szeroki zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów nie może również zostać uzasadniony twierdzeniami dotyczącymi bezpieczeństwa pracy i zasady „zanieczyszczający płaci”. Republika Federalna Niemiec podziela argumenty przedstawione przez skarżącą. ACER podważa argumenty skarżącej i Republiki Federalnej 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 poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kilowoltów (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 wewnętrzne elementy sieci 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 szerokiego zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów Zdaniem skarżącej należy wykluczyć z podziału koszty działań zaradczych przypisane wewnętrznym elementom sieci, które nie są połączeniami międzysystemowymi lub co najwyżej krytycznymi elementami sieci. W szczególności skarżąca utrzymuje, że w każdym razie ograniczenia przesyłowe na elementach sieci o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV są wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi, które nie wchodzą w zakres definicji ograniczeń przesyłowych między obszarami w rozumieniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Należy zatem zbadać, czy skarżąca słusznie twierdzi, 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 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 będącego regionem CORE. W celu ustalenia zatem, czy kwestionowana metoda podziału kosztów, potwierdzona zaskarżoną decyzją, jest zgodna z art. 74 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222, 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 54 i 55 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 na zapewnienie 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, 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 ROSC, proces CROSA ma na celu koordynację, zatwierdzanie i wdrażanie działań zaradczych o znaczeniu transgranicznym. Jak wynika z art. 5 i 9 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 poziomie napięcia 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 wskazała skarżąca, jedynie koszty wynikające ze środków zaradczych w odniesieniu do krytycznych elementów sieci (a w konsekwencji jedynie połączenia międzysystemowe lub co najwyżej 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 59 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 niezbędnego 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 te 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 zaradcze 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 oni 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 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, 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 59 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 skarżąca niesłusznie utrzymuje, że zaskarżona decyzja jest sprzeczna z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, gdyż przy podziale kosztów należy uwzględnić jedynie połączenia międzysystemowe lub co najwyżej krytyczne elementy sieci. W regionie CORE wszystkie ograniczenia przesyłowe zmniejszone działaniami zaradczymi uruchomionymi zgodnie z metodą ROSC, ustanowioną w decyzji nr 33/2020 i potwierdzoną 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 skarżącą przeciwko zaskarżonej decyzji nie pozwalają podważyć tego wniosku. W pierwszej kolejności, w odniesieniu do argumentu skarżącej, zgodnie z którym jedynie ograniczenia przesyłowe na połączeniu międzysystemowym lub co najwyżej na wewnętrznym krytycznym elemencie sieci są ograniczeniami przesyłowymi, których koszty 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 37 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 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 skarżącej 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 drugiej 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 skarżącej 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 trzeciej kolejności należy oddalić argument skarżącej, zgodnie z którym zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, który został potwierdzony w zaskarżonej decyzji, jest sprzeczny z art. 290 ust. 1 i 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”. Podobnie należy oddalić argumenty skarżącej dotyczące naruszenia zasad dotyczących delegacji uprawnień określonych w wyroku z dnia 13 czerwca 1958 r., Meroni/Wysoka Władza (9/56, EU:C:1958:7, s. 9). W tym względzie należy przypomnieć, że ACER jest agencją Unii utworzoną przez prawodawcę Unii przy przyjęciu rozporządzenia 2019/942. Jak słusznie wskazano w pkt 1151–1158 zaskarżonej decyzji, uprawnienia tej agencji do wydania decyzji takiej jak kwestionowana metoda podziału kosztów są regulowane we wspomnianym rozporządzeniu, w szczególności w jego art. 6, oraz w art. 74 rozporządzenia 2015/1222 i art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Jak wynika z pkt 10 powyżej, ACER uznała się za uprawnioną do wydania decyzji, ponieważ KOR‑y w regionie CORE nie osiągnęły porozumienia w odniesieniu do wniosku dotyczącego metody podziału kosztów przedłożonego przez OSP, zgodnie z art. 5 ust. 3 i art. 6 rozporządzenia 2019/942 oraz art. 9 ust. 11 rozporządzenia 2015/1222. Uprawnienia przysługujące ACER w zakresie przyjmowania kwestionowanej metody podziału kosztów są zatem ściśle ograniczone i mogą na mocy art. 28 i 29 rozporządzenia nr 2019/942 podlegać kontroli sądowej w świetle celów określonych przez Komisję w rozporządzeniu 2015/1222 oraz przez prawodawcę w rozporządzeniu 2019/943 (zob. analogicznie wyrok z dnia 22 stycznia 2014 r., Zjednoczone Królestwo/Rada i Parlament, C‑270/12, EU:C:2014:18, pkt 53). Komisja odwoławcza słusznie oddaliła zatem argumenty skarżącej w tym zakresie. W czwartej kolejności – nie można również uwzględnić argumentu skarżącej i Republiki Federalnej 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 i skarżąca mogą 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 56-59 i 109 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 skarżącej, zgodnie z którymi należy wykluczyć wewnętrzne elementy sieci 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 wewnętrznych elementów sieci do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów Należy zauważyć, że włączenie wszystkich wewnętrznych elementów sieci w tym elementów o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV do zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów nie wymaga zachęt sprzecznych z celami art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. W tym względzie 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 124 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 ze 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, które 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 261 odpowiedzi na skargę. Mając na uwadze powyższe rozważania, należy zauważyć, że OSP nie może zostać zwolniony z kosztów, które powoduje on dla innych OSP w odniesieniu do innych niż krytyczne elementów ich sieci swymi 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 czwartego, dotyczącego priorytetowego traktowania przepływów kołowych W zarzucie czwartym skarżąca popierana przez Republikę Federalną Niemiec, twierdzi, że w kwestionowanej metodzie podziału kosztów wprowadzono błędnie w jej art. 7 ust. 6 lit. a) priorytetowe traktowanie przepływów kołowych, jako źródła ograniczeń przesyłowych, w porównaniu z przepływami wewnętrznymi, co prowadzi do penalizacji tych przepływów. Zdaniem skarżącej priorytetowe uwzględnienie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi w ustalaniu przyczyn ograniczeń przesyłowych narusza zasadę „zanieczyszczający płaci”, powoduje niewłaściwe zachęty i jest niezgodne z zasadą słuszności i niedyskryminacji. W pierwszej kolejności – priorytetowe uwzględnianie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi jest sprzeczne z zasadą „zanieczyszczający płaci”, ustanowioną w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943. Przepływy kołowe i przepływy wewnętrzne przyczyniają się bowiem pod względem fizycznym w ten sam sposób i w tym samym czasie do ograniczeń przesyłowych dotyczących elementów sieci. Z tego względu OSP z obszarów rynkowych, które wytwarzają przepływy kołowe, i OSP z obszarów, które generują przepływy wewnętrzne, powinni partycypować w kosztach działań zaradczych zgodnie z ich odpowiednim udziałem w ograniczeniach przesyłowych. Pierwszeństwo przyznane przepływom kołowym przed przepływami wewnętrznymi jest sprzeczne z tą zasadą. W drugiej kolejności – priorytetowe uwzględnianie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi powoduje niewłaściwe zachęty zarówno dla OSP z przeciążonych sieci, jak i dla OSP z obszaru rynkowego, który generuje przepływy kołowe. W trzeciej kolejności, zdaniem skarżącej, zaskarżona decyzja narusza również zasadę słuszności oraz zasadę niedyskryminacji. Nieuzasadnione przepływy wewnętrzne i kołowe są „nie do przyjęcia” w takim samym stopniu, zgodnie z kryteriami prawa Unii i w szczególności w świetle celu rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222, zgodnie z którym to celem podział kosztów należy ustalać na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych. Republika Federalna Niemiec popiera argumenty skarżącej. ACER podważa argumenty skarżącej popierane przez Republikę Federalną Niemiec. Zgodnie z art. 16 ust. 13 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943 podziału kosztów dokonuje się „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych”. Zgodnie z art. 7 ust. 6 kwestionowanej metody podziału kosztów udział w ograniczeniach przesyłowych różnych rodzajów przepływów jest ustalany w następujący sposób. Identyfikowane jest „przeciążenie” na danym elemencie sieci. Przeciążenie odpowiada co do zasady wielkości przepływów, która przekracza maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci. Ponadto ustalana jest kolejność poszczególnych rodzajów przepływów. Zgodnie z tą kolejnością przeciążające przepływy kołowe, które przekraczają poziom tolerancji, są określone w art. 7 ust. 6 lit. a) kwestionowanej metody kosztów jako przyczyniające się przede wszystkim do potencjalnego przeciążenia, podczas gdy wewnętrzne przepływy przeciążające są określone w art. 7 ust. 6 lit. b) tej metody jako przyczyniające się w dalszej kolejności do wspomnianego przeciążenia. Zgodnie z tą kolejnością po przeciążających przepływach kołowych z innych regionów wyznaczania zdolności przesyłowych następują przeciążające przepływy kołowe nieprzekraczające poziomu tolerancji, przeciążające przydzielone przepływy i przeciążające przepływy przesuwników fazowych. Wszystkie przepływy „przyczyniają się” do przeciążenia jedynie w zakresie, w jakim przekraczają maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci. W ten sposób jeżeli wewnętrzne przepływy rozpatrywane łącznie z innymi przepływami, które zajmują niższą pozycję na liście priorytetów, przekraczają maksymalną zdolność danego elementu sieci i jeżeli ponadto mają miejsce przepływy kołowe przekraczające poziom tolerancji, część kosztów związanych z wewnętrznymi przepływami i z przepływami kołowymi jest określana na podstawie wielkości tych przepływów, które przekraczają maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci, według kolejności ustalonej w art. 7 ust. 6 kwestionowanej metody podziału kosztów. Właśnie w świetle owych wyjaśnień należy zbadać zarzuty szczegółowe skarżącej, zgodnie z którymi priorytetowe traktowanie przepływów kołowych w stosunku do przepływów wewnętrznych, wynikające z kolejności ustalonej w art. 7 ust. 6 kwestionowanej metody podziału kosztów, nie jest zgodne z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym podziału kosztów należy dokonać „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych”. W tym względzie z jednej strony należy stwierdzić, że wykładnię literalną wyrażenia „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych” można pogodzić zarówno z podejściem przyjętym w kwestionowanej metodzie podziału kosztów, jak i ze stanowiskiem prezentowanym przez skarżącą. Wyrażenie to można bowiem rozumieć w ten sposób, że „udział” w ograniczeniach przesyłowych istnieje dopiero od chwili, w której maksymalna zdolność przesyłowa zostaje przekroczona. Co więcej, należy stwierdzić, że wykładnia literalna wyrażenia „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych” pozwala przewidzieć kolejność poszczególnych rodzajów przepływów w celu podzielenia między nimi kosztów na podstawie ich udziału w ograniczeniach przesyłowych. Z drugiej strony jest również możliwe, w znaczeniu ściśle przyczynowym, zrozumienie wyrażenia „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych” w ten sposób, że wszystkie przepływy na danym elemencie sieci „przyczyniają się” w ten sam sposób do potencjalnych ograniczeń przesyłowych. W tych okolicznościach należy zbadać, czy priorytetowe traktowanie przepływów kołowych jest uzasadnione w świetle ich odmiennego w porównaniu do przepływów wewnętrznych charakteru, czy też, jak utrzymuje skarżąca, takie zróżnicowanie, a zatem priorytetowe traktowanie, jest niedopuszczalne. Zdaniem skarżącej z wielu przepisów wynika, że prawodawca Unii zrównuje przepływy wewnętrzne z przepływami kołowymi, co nie pozwala na traktowanie ich w odmienny sposób, gdyż w przeciwnym wypadku może dojść do naruszenia zasady słuszności i zasady niedyskryminacji. W tym względzie należy oczywiście zauważyć, jak wynika z motywu 27 rozporządzenia 2019/943, że prawodawca Unii pragnie zapobiec ograniczeniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych z powodu przepływów wewnętrznych i przepływów kołowych oraz że w związku z tym ustalił w art. 16 ust. 8 tego rozporządzenia maksymalny poziom 30 % zdolności przesyłowych każdego krytycznego elementu sieci, jaki można wykorzystać w szczególności w celu zarządzania ograniczeniami przesyłowymi spowodowanymi przez przepływy wewnętrzne i przepływy kołowe. Niemniej jednak w samym art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wprowadzono w tym zakresie rozróżnienie między przepływami wewnętrznymi a przepływami kołowymi. W akapicie pierwszym tego przepisu przewidziano bowiem określenie poziomu tolerancji dla „przepływ[ów] wynikający[ch] z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych i będących poniżej poziomu, którego można by oczekiwać gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych na danym obszarze rynkowym nie było”. Nawet jeśli nie wynika to wyraźnie z brzmienia art. 16 ust. 13 wspomnianego rozporządzenia, nie wydaje się, by ów poziom tolerancji należało określić wyłącznie dla przepływów kołowych, ze względu na to, że zgodnie z akapitem drugim tego przepisu ów poziom jest ustalany dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego. Co więcej, nawet gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było, przepływy kołowe w pewnym zakresie są we wzajemnie połączonej sieci energii elektrycznej o wysokim stopniu wzajemnych powiązań nieuchronne (zob. pkt 180 poniżej). Z tego powodu określenie poziomu tolerancji przepływów kołowych ma na celu wyłączenie takich przepływów z podziału kosztów wynikających z działań zaradczych. Z powyższego wynika, że wbrew twierdzeniom skarżącej art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, przewidując ustalenie poziomu tolerancji dla przepływów kołowych, wprowadza odmienne traktowanie tych przepływów w porównaniu z przepływami wewnętrznymi. W tych okolicznościach art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 należy interpretować w ten sposób, że zezwala on na to, by przepływy wewnętrzne i przepływy kołowe były traktowane odmiennie w odniesieniu do podziału kosztów działań zaradczych, gdyż takie rozróżnienie okazuje się uzasadnione w świetle ich odmiennego charakteru w kontekście rozpatrywanego uregulowania. W tym względzie należy również zaznaczyć, że zgodnie z art. 40 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2019/944 każdy OSP jest odpowiedzialny za „zapewnianie długoterminowej zdolności systemu do zaspokajania uzasadnionego zapotrzebowania na przesył energii elektrycznej, eksploatację, utrzymywanie i rozwój – w warunkach opłacalności ekonomicznej – bezpiecznego, niezawodnego i wydajnego systemu przesyłowego”. OSP powinni zatem ponosić koszty rozwoju i utrzymywania sieci, którą zarządzają, oraz koszty działań zaradczych, z wyłączeniem jedynie działań zaradczych, w odniesieniu do których stosuje się podział kosztów. Otóż, jak przypomniano w pkt 133 decyzji nr 30/2020, sieci elektroenergetyczne w ujęciu historycznym zostały utworzone w celu umożliwienia przepływów wewnętrznych i funkcja ta jest jeszcze obecnie jednym z powodów istnienia tych sieci. Przepływy wewnętrzne stanowią zatem podstawową funkcję sieci energii elektrycznej. Wraz z utworzeniem wspólnego rynku energii elektrycznej sieci zostały otwarte, by umożliwić transgraniczną wymianę energii elektrycznej i uregulowania Unii zobowiązują OSP do zapewnienia tej wymiany przy wykorzystaniu ich sieci. Pojawienie się przepływów kołowych jest zatem w pewnym zakresie nieuchronnym, choć niepożądanym skutkiem wzajemnych połączeń między sieciami energii działającymi zgodnie z modelem obszarowym. Ponadto, w przeciwieństwie do przepływów wewnętrznych i przepływów transgranicznych przydzielonych w kontekście alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych, nie wiąże się z jakąkolwiek korzyścią to, by przepływy kołowe przemieszczały się przez sąsiednie wzajemnie połączone systemy i powodowały ograniczenia przesyłowe. W tych okolicznościach nie można wymagać od OSP, co do zasady i w celu uniknięcia ryzyka niespełnienia przewidzianego w art. 74 ust. 6 lit. c) rozporządzenia 2015/1222 obowiązku zapewnienia sprawiedliwego podziału kosztów, ponoszenia kosztów działań zaradczych dotyczących przepływów kołowych przekraczających poziom tolerancji, które przemieszczają się przez ich sieci. Skoro przepływy kołowe w pewnym zakresie są we wzajemnie połączonej sieci energii elektrycznej o wysokim stopniu wzajemnych powiązań nieuchronne, poziom tolerancji, jaki powinien zostać określony na podstawie art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, należy rozumieć jako granicę, po przekroczeniu której OSP odpowiedzialny za dane elementy sieci nie będzie ponosił kosztów związanych z udziałem przepływów kołowych w ograniczeniach przesyłowych. Po przekroczeniu poziomu tolerancji nie istnieje uzasadnienie, by zobowiązać OSP do ponoszenia kosztów działań zaradczych dotyczących przepływów kołowych, które przemieszczają się przez ich sieci. Z powyższego wynika, że priorytetowe traktowanie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi jest uzasadnione ich odmiennym charakterem, a zatem że komisja odwoławcza nie naruszyła w zaskarżonej decyzji zasady „zanieczyszczający płaci”, ustanowionej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, ani zasady słuszności i zasady niedyskryminacji, gdy uznała, że priorytetowe traktowanie przepływów kołowych w ramach kwestionowanej metody podziału kosztów nie było niezgodne z prawem. Wniosku tego nie może podważyć powołanie się na fakt, że prawodawca zrównuje przepływy kołowe z przepływami wewnętrznymi w ramach ustanowionego w art. 16 ust. 8 rozporządzenia 2019/943 procesu wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych między obszarami. Okoliczność, że w odniesieniu do interesu w zapewnieniu zdolności przesyłowych w ramach transgranicznego obrotu energią elektryczną zarówno przepływy kołowe, jak i przepływy wewnętrzne mogą ograniczyć taką zdolność, nie oznacza jednak, iż tego rodzaju przepływy powinny również być traktowane w ten sam sposób, jeśli chodzi o podział kosztów działań zaradczych. Wyznaczanie wspomnianej zdolności przesyłowej i podział kosztów rzeczonych działań są dwoma odrębnymi kwestiami i nie mają tego samego celu. Wreszcie, wbrew twierdzeniom skarżącej, odmienne traktowanie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi przy podziale kosztów działań zaradczych nie może również być kwestionowane ze względu na niewłaściwe zachęty, jakie powoduje to odmienne traktowanie. Skarżąca pomija w tym względzie okoliczność, że przepływy wewnętrzne stanowią, jak przypomniano w pkt 158–160 powyżej, podstawową funkcję sieci przesyłowej energii elektrycznej. Zatem jedynie w przypadku, gdy owe przepływy rozpatrywane łącznie z innymi przepływami, które zajmują niższą pozycję w wykazie pierwszeństwa, w tym przepływami kołowymi nieprzekraczającymi poziomu tolerancji, przekraczają maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci, uzasadnione jest motywowanie OSP odpowiedzialnego za przepływy wewnętrzne, poprzez podział kosztów działań zaradczych, do inwestowania we własną sieć. Natomiast nie istnieje uzasadnienie, by motywować OSP do inwestowania we własną sieć w celu umożliwienia przyjęcia większej ilości przepływów kołowych przekraczających poziom tolerancji. W świetle powyższych rozważań zarzut czwarty należy oddalić. W przedmiocie zarzutu trzeciego, dotyczącego poziomu tolerancji W zarzucie trzecim skarżąca, popierana przez Republikę Federalną Niemiec, podnosi, że decyzja komisji odwoławczej jest niezgodna z prawem, ponieważ wspomniana komisja utrzymała w mocy decyzję nr 30/2020, w której ACER dokonała błędnego określenia poziomu tolerancji i naruszyła tym samym art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943. W pierwszej kolejności skarżąca twierdzi, że ACER, poprzez samodzielne ustalenie tymczasowego poziomu tolerancji dla przepływów kołowych, naruszyła właściwe przepisy proceduralne. Artykuł 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 stanowi w stosunku do art. 9 i 74 rozporządzenia 2015/1222 zarazem lex posterior, lex superior i lex specialis, skutkiem czego ACER nie miała kompetencji na podstawie art. 9 rozporządzenia 2015/1222. Ponadto ACER nie mogła również oprzeć się na art. 6 ust. 10 rozporządzenia 2019/942, skoro OSP nie dokonali analizy wymaganej w art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 ani nie przedłożyli KOR‑om do zatwierdzenia wniosku dotyczącego poziomu tolerancji, skutkiem czego KOR‑om nie „przedłoż[ono] sprawy” w zakresie poziomu tolerancji w rozumieniu art. 6 ust. 10 akapit drugi lit. a) rozporządzenia 2019/942. W drugiej kolejności skarżąca utrzymuje, że ACER naruszyła również przepisy materialne wynikające z art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943. ACER ustaliła poziom tolerancji, nie dysponując wymaganą analizą. Ponadto nie określiła go ona „dla każdej poszczególnej granicy” i „poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych […] nie było”, zgodnie z wymogami art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943. W trzeciej kolejności skarżąca twierdzi, że ACER nie miała kompetencji – ze względu na rzekomą „konieczność” – do określenia tymczasowego poziomu tolerancji. Republika Federalna Niemiec popiera argumenty skarżącej. ACER podważa argumenty skarżącej 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 metodzie 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 204 powyżej, nie jest tą przewidzianą w art. 16 ust. 13 akapit drugi rozporządzenia 2019/943 wyrażeniem „dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego”. Jak utrzymuje w istocie skarżąca, a czemu ACER nie zaprzeczyła, poziom przepływów kołowych zmienia się w zależności od specyfiki obszarów rynkowych, takiej jak wielkość, stopień 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 215 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 % do 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 wymogów przewidzianych 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 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 226 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 ACER rzeczywiście 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 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 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 217 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 231 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 skarżącą na jego poparcie. W zakresie, 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 skarżącej na podstawie 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 tych okolicznościach nie ma potrzeby rozpatrywania podniesionych przez skarżącą zarzutów piątego i szóstego. 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 przed Sądem 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 skarżącej w rzeczonej sprawie.   2) ACER pokrywa własne koszty, jak również koszty poniesione przez Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA).   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: niemiecki.