T-600/23

WYROK SĄDU (trzecia izba w składzie powiększonym) z dnia 1 października 2025 r. ( *1 ) Energia – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Rozporządzenie (UE) 2015/1222 – Rozporządzenie (UE) 2019/943 – Alokacja zdolności przesyłowych między obszarami rynkowymi i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi – Określenie wspólnych regionalnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego i dnia bieżącego – Wnioski operatorów systemów przesyłowych dla regionu wyznaczania zdolności przesyłowych CORE – Wewnętrzne krytyczne elementy sieci – Efektywność ekonomiczna – Współczynnik rozpływu energii elektrycznej – Decyzja Komisji Odwoławczej ACER W sprawach T‑600/23 i T‑612/23 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA), z siedzibą w Bonn (Niemcy), którą reprezentowali U. Karpenstein i K. Reiter, adwokaci, strona skarżąca w sprawie T‑600/23, Republika Federalna Niemiec, którą reprezentowali J. Möller i R. Kanitz, w charakterze pełnomocników, których wspierał R. Bierwagen, adwokat, strona skarżąca w sprawie T‑612/23, przeciwko Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), którą reprezentowali P. Martinet, E. Tremmel i M. Povh, w charakterze pełnomocników, strona pozwana, popieranej przez Komisję Europejską, którą reprezentowali O. Beynet i T. Scharf, w charakterze pełnomocników, interwenient w sprawie T‑612/23, SĄD (trzecia izba w składzie powiększonym), w składzie podczas narady: S. Papasavvas, prezes, P. Škvařilová-Pelzl (sprawozdawczyni), I. Nõmm, D. Kukovec i R. Meyer, sędziowie, sekretarz: S. Jund, administratorka, uwzględniając pisemny etap postępowania, po przeprowadzeniu wspólnej rozprawy w dniu 4 marca 2025 r., wydaje następujący Wyrok W skargach opartych na art. 263 TFUE Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) i Republika Federalna Niemiec wnoszą o stwierdzenie nieważności decyzji A‑003‑2019_R Komisji Odwoławczej Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) z dnia 7 lipca 2023 r., opublikowanej na stronie internetowej ACER w dniu 26 lipca 2023 r. (zwanej dalej „zaskarżoną decyzją”). Okoliczności powstania sporu Rozporządzenie 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 uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz.U. 2009, L 211, s. 15) przewidywało w art. 18 ust. 5, że Komisja Europejska może przyjąć wytyczne dotyczące między innymi ust. 3 lit. d) tego artykułu. Wytyczne te obejmowały, poprzez odesłanie do art. 8 ust. 6 lit. g) tego rozporządzenia, zasady alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Na podstawie art. 18 ust. 3 lit. b) i art. 18 ust. 5 rozporządzenia nr 714/2009 Komisja przyjęła rozporządzenie (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz.U. 2015, L 197, s. 24). Rozporządzenie to określało szereg wymogów dotyczących alokacji zdolności przesyłowych między obszarami rynkowymi oraz zarządzania ograniczeniami przesyłowymi na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w sektorze energii elektrycznej. Wymogi te obejmowały w szczególności określenie wspólnych metod wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych dnia następnego i dnia bieżącego (zwanego dalej „wyznaczaniem zdolności przesyłowych”) w każdym z regionów wyznaczania tych zdolności przesyłowych, zgodnie z przepisami sekcji 3 rozdziału 1 tytułu II rozporządzenia 2015/1222, zatytułowanej „Metody wyznaczania zdolności przesyłowych”. Znajdujący się w tej sekcji art. 20 zawierał zasady dotyczące wprowadzenia metod wyznaczania zdolności przesyłowych według „podejścia FBA” (z ang. „flow‑based approach”). Zgodnie z art. 2 akapit drugi pkt 9 rozporządzenia 2015/1222 takie podejście można zdefiniować jako „metodę wyznaczania zdolności przesyłowych, w której wymiany energii między obszarami rynkowymi są ograniczone współczynnikami rozpływu energii elektrycznej i dostępnymi marginesami na krytycznych elementach sieci”. W regionie wyznaczania zdolności przesyłowych obejmującym Belgię, Republikę Czeską, Niemcy, Francję, Chorwację, Luksemburg, Węgry, Niderlandy, Austrię, Polskę, Rumunię, Słowenię i Słowację (zwanym dalej „regionem CORE”) stosuje się podejście FBA. Zgodnie z art. 9 ust. 1 i art. 20 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222 operatorzy systemów przesyłowych (zwani dalej „OSP”) w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych musieli opracować propozycje dotyczące metod wyznaczania zdolności przesyłowych w ramach swojego regionu i przedłożyć je właściwym krajowym organom regulacyjnym (zwanym dalej „KOR‑ami”) do zatwierdzenia. Zgodnie z art. 9 ust. 10 i 12 rozporządzenia 2015/1222 właściwe KOR‑y miały następnie podjąć próbę osiągnięcia porozumienia i podjąć decyzję w sprawie propozycji OSP lub, w stosownych przypadkach, wersji zmienionej przez OSP w odpowiedzi na żądanie wspomnianych KOR‑ów. Zgodnie z art. 9 ust. 11 i 12 rozporządzenia 2015/1222 jeżeli właściwe KOR‑y nie były w stanie osiągnąć takiego porozumienia, ACER powinien podjąć decyzję w sprawie propozycji OSP lub ich zmienionej wersji, zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiającego Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Dz.U. 2009, L 211, s. 1). W dniu 15 września 2017 r. OSP z regionu CORE przedłożyli KOR‑om tego regionu do zatwierdzenia propozycje wspólnych regionalnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych w ich regionie. Ponieważ KOR‑y regionu CORE nie osiągnęły porozumienia w sprawie tych propozycji metod, przedłożono je ACER. Decyzją nr 02/2019 z dnia 21 lutego 2019 r. (zwaną dalej „decyzją pierwotną”) ACER przyjął zmienione wersje wspólnych regionalnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych dla regionu CORE, które zostały ujęte w załącznikach I i II do tej decyzji (zwane dalej „spornymi metodami”). W dniu 23 kwietnia 2019 r. BNetzA, działając jako właściwy KOR w Niemczech, wniosła do Komisji Odwoławczej ACER odwołanie od decyzji pierwotnej. Opierało się ono na art. 19 rozporządzenia nr 713/2009. Pismem złożonym w sekretariacie Sądu w dniu 2 maja 2019 r. Republika Federalna Niemiec wniosła skargę o stwierdzenie nieważności tej decyzji, która została zarejestrowana pod numerem T‑283/19. W dniu 5 czerwca 2019 r. Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej przyjęły rozporządzenie (UE) 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz.U. 2019, L 158, s. 54). Rozporządzenie to, zgodnie z jego motywem 1, przekształciło rozporządzenie nr 714/2009 i, zgodnie z jego art. 70, uchyliło to ostatnie rozporządzenie. Ponieważ publikacja rozporządzenia 2019/943 nastąpiła w dniu 14 czerwca 2019 r., weszło ono w życie w dniu 4 lipca 2019 r., zgodnie z art. 71 ust. 1 tego rozporządzenia. Zgodnie z art. 71 ust. 2 akapit pierwszy rozporządzenia 2019/943 rozporządzenie to miało co do zasady być stosowane od dnia 1 stycznia 2020 r. Jednakże zgodnie z art. 71 ust. 2 akapit drugi tego rozporządzenia, w drodze wyjątku, art. 14 i 15 miały być stosowane od dnia jego wejścia w życie. To samo dotyczyło art. 16 rozporządzenia 2019/943 do celów stosowania art. 14 ust. 7 i art. 15 ust. 2 tego rozporządzenia. Decyzją A-003-2019 Komisji Odwoławczej ACER z dnia 11 lipca 2019 r. odwołanie wniesione przez BNetzA od decyzji pierwotnej zostało oddalone jako bezzasadne. W dniu 21 września 2019 r. BNetzA wniosła do Sądu skargę mającą na celu, po pierwsze, stwierdzenie częściowej nieważności decyzji pierwotnej, a po drugie, stwierdzenie nieważności decyzji A‑003‑2019, która to skarga została zarejestrowana w sekretariacie Sądu pod numerem T‑631/19. Wyrokiem z dnia 7 września 2022 r., BNetzA/ACER (T‑631/19, EU:T:2022:509) Sąd stwierdził nieważność decyzji A‑003‑2019, a w pozostałym zakresie skargę wniesioną przez BNetzA odrzucił jako niedopuszczalną. Sąd oparł stwierdzenie nieważności wspomnianej decyzji na tej podstawie, że w decyzji tej Komisja Odwoławcza naruszyła prawo, nie sprawdzając, czy sporne metody są zgodne z wymogami art. 14–16 rozporządzenia 2019/943, na które BNetzA powołała się konkretnie w odwołaniu do wspomnianej komisji, w zakresie, w jakim miały one już zastosowanie (zob. pkt 10 powyżej). W następstwie wyroku z dnia 7 września 2022 r., BNetzA/ACER (T‑631/19, EU:T:2022:509) Komisja Odwoławcza ACER w drodze zaskarżonej decyzji utrzymała w mocy decyzję pierwotną, zauważając w szczególności, że sporne metody są zgodne z art. 14–16 rozporządzenia 2019/943. Artykuł 5 ust. 8 spornych metod w związku z ust. 7 tego artykułu przewiduje, że propozycja wykazu wewnętrznych krytycznych elementów sieci (zwanych dalej „CNE”, z ang. „critical network elements”) (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) przedłożona przez OSP z regionu CORE na podstawie ust. 5 i 6 tego artykułu, która może być aktualizowana co dwa lata, obejmuje co najmniej: „a) wykaz proponowanych wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), których maksymalny współczynnik rozpływu energii elektrycznej wynikający z wymiany między obszarami rynkowymi jest równy lub wyższy od progu [włą]czenia określonego w ust. 7 [tj. co najmniej 5 %]; b) ocenę skutków podwyższenia progu […] [wł]ączenia […] do 10 % lub więcej; oraz c) w odniesieniu do każdego proponowanego wewnętrznego CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) analizę wykazującą, że uwzględnienie tego elementu do wyznaczania zdolności przesyłowych jest najbardziej efektywnym ekonomicznie rozwiązaniem ograniczeń przesyłowych na tym elemencie, z uwzględnieniem na przykład następujących rozwiązań alternatywnych: (i) zastosowania działań zaradczych; (ii) zmiany konfiguracji obszarów rynkowych; (iii) inwestycji w infrastrukturę sieciową w połączeniu z którymkolwiek z dwóch wyżej wymienionych rozwiązań; lub (iv) połączenia wyżej wymienionych rozwiązań”. Ponadto art. 5 ust. 8 spornych metod uściśla, że przed przeprowadzeniem analizy przewidzianej w lit. c) OSP z regionu CORE powinni wspólnie koordynować swoje działania z KOR‑ami tego regionu i konsultować się z nimi w sprawie metody, założeń i kryteriów tej analizy. Zgodnie z art. 5 ust. 9 spornych metod propozycje wykazów wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) przedstawione przez OSP z regionu CORE muszą również wykazać, że OSP z regionu CORE przeanalizowali z należytą starannością inne rozwiązania, o których mowa w ust. 8 tego artykułu, z odpowiednim wyprzedzeniem, z uwzględnieniem wyznaczonego im terminu wdrożenia, tak aby rozwiązania te mogły być stosowane lub wdrażane w momencie podejmowania decyzji przez KOR‑y tego regionu w sprawie tych propozycji. Żądania stron W sprawie T‑600/23 BNetzA wnosi do Sądu o: – stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji; – obciążenie ACER kosztami postępowania. W sprawie T‑612/23 Republika Federalna Niemiec wnosi do Sądu o: – tytułem żądania głównego – stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim utrzymuje ona w mocy art. 5 ust. 8 i 9 spornych metod; – tytułem żądania ewentualnego, na wypadek gdyby art. 5 ust. 8 i 9 spornych metod nie można było oddzielić od innych przepisów art. 5 lub od wszystkich innych przepisów wspomnianych metod – stwierdzenie nieważności tych przepisów w całości; – obciążenie ACER kosztami postępowania. ACER wnosi zasadniczo do Sądu, w sprawie T‑600/23 oraz w sprawie T‑612/23, w której jest popierany przez Komisję, o: – oddalenie skargi; – obciążenie BNetzA i Republiki Federalnej Niemiec kosztami postępowania. Co do prawa Po wysłuchaniu stron Sąd postanowił połączyć sprawy T‑600/23 i T‑612/23 do celów wydania niniejszego wyroku, zgodnie z art. 68 § 1 regulaminu postępowania przed Sądem. Co do przedmiotu sporu Z całościowej lektury skargi w sprawie T‑600/23 wynika, że w skardze tej BNetzA, podobnie jak Republika Federalna Niemiec w sprawie T‑612/23, wnosi o stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji jedynie w zakresie, w jakim przyjęto w niej art. 5 ust. 8 lit. b) i c) oraz art. 5 ust. 9 spornych metod, nakładających na OSP z regionu CORE pewne wymogi, które muszą być spełnione, gdy proponują oni umieszczenie wewnętrznego elementu sieci i związanego z nim zdarzenia losowego w wykazie CNE i zdarzeń losowych, jakie należy uwzględnić jako dane wejściowe do wyznaczania zdolności przesyłowych (zwane dalej „spornymi przepisami”). Z pkt 5 skargi w sprawie T‑600/23 wynika bowiem, że „[s]karga jest skierowana przeciwko konkretnemu elementowi decyzji [pierwotnej]: mechanizmowi ustanowionemu w art. 5 ust. 5–9 [tej] decyzji”, w zakresie, w jakim „BNetzA uważa, że mechanizm ten jest niezgodny z prawem, ponieważ uniemożliwia lub przynajmniej utrudnia bardziej niż przewiduje to prawo stosowanie wyznaczania zdolności przesyłowych do wewnętrznych elementów sieci”. Ponadto z pkt 13 i 14 tej skargi, znajdujących się w tytule „Przedmiot skargi”, wynika, że o ile BNetzA wnosi formalnie o „stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji”, uściślając, że „[p]odniesiony zarzut prawny […] dotyczy mechanizmu ustanowionego w art. 5 ust. 5–9 decyzji [pierwotnej], utrzymanej w mocy zaskarżoną decyzją”. W szczególności w pkt 14 skargi BNetzA wskazuje, że „[ż]aden zarzut prawny nie jest skierowany przeciwko zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim utrzymuje ona w mocy inne przepisy decyzji [pierwotnej], która była przedmiotem [jej] odwołania […] do Komisji Odwoławczej” i że o ile „[skarżąca] nadal uważa, że te inne przepisy są niezgodne z prawem”, o tyle „[p]owstrzymuje się jednak od zaskarżania ich w ramach niniejszej skargi ze względu na brak praktycznego interesu”. Część skargi zatytułowana „Streszczenie zarzutu prawnego” potwierdza również, że cała argumentacja BNetzA jest skierowana przeciwko „mechanizmowi ustanowionemu w art. 5 ust. 5–9 decyzji [pierwotnej]”. W związku z tym należy stwierdzić, że zarówno skarga w sprawie T‑600/23, jak i skarga w sprawie T‑612/23 mają za przedmiot żądanie stwierdzenia nieważności zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim przyjęto w niej sporne przepisy. Co do istoty Na poparcie skargi BNetzA podnosi jeden zarzut, dotyczący zasadniczo naruszenia art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 ze względu na to, że wykładnia tych artykułów przyjęta przez Komisję Odwoławczą w spornych przepisach zaskarżonej decyzji nie jest zgodna ze wspomnianymi artykułami oraz z różnymi przepisami prawa pierwotnego Unii i z różnymi zasadami prawa Unii, a mianowicie z art. 194 TFUE, art. 16 Karty praw podstawowych Unii Europejskiej, zasadą proporcjonalności, zasadą, zgodnie z którą kwestie dotyczące istotnych elementów są zastrzeżone dla prawodawcy, zasadą równowagi instytucjonalnej i kompetencji powierzonych, zasadą równego traktowania, zasadą, zgodnie z którą „nikt nie jest zobowiązany do rzeczy niemożliwych”, oraz zasadą pewności prawa. Na poparcie skargi Republika Federalna Niemiec podnosi pięć zarzutów. Zarzut pierwszy, będący zarzutem głównym, dotyczy naruszenia art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. Co się tyczy kolejnych zarzutów, podniesionych pomocniczo, zarzut drugi dotyczy naruszenia art. 32–34, art. 25 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, zarzut trzeci – naruszenia art. 21 ust. 2 lit. a) i art. 22 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), zarzut czwarty – naruszenia zasady proporcjonalności, a zarzut piąty – braku kompetencji ACER i naruszenia wymogów formalnych wynikających z art. 2 i 4 rozporządzenia Rady nr 1 z dnia 15 kwietnia 1958 r. w sprawie określenia systemu językowego Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej (Dz.U. 1958, 17, s. 385), ze zmianami. BNetzA w ramach jedynego zarzutu i Republika Federalna Niemiec w ramach zarzutu pierwszego utrzymują, że sporne przepisy opierają się na dokonaniu przez Komisję Odwoławczą błędnej wykładni art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, zgodnie z którą wspomniane przepisy nie stoją na przeszkodzie temu, by w przypadku gdy OSP proponuje wpisanie wewnętrznego elementu sieci (i odnoszących się do niego zdarzeń losowych) do wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) uwzględnianych przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych, musi on, po pierwsze, zgodnie z kryterium efektywności ekonomicznej, o którym mowa w art. 5 ust. 8 lit. c) spornych metod (zwanym dalej „kryterium efektywności ekonomicznej”), wykazać, że uwzględnienie tego elementu do tego wyznaczania jest najbardziej efektywnym ekonomicznie rozwiązaniem służącym przezwyciężeniu ograniczeń przesyłowych na tym elemencie, biorąc pod uwagę inne dostępne rozwiązania, takie jak zastosowanie działań zaradczych, rekonfiguracja obszarów lub inwestycje w infrastrukturę sieciową, a po drugie, przedstawić ocenę skutków podwyższenia progu włączenia do poziomu 10 % lub więcej (zwaną dalej „sporną wykładnią”). Zdaniem BNetzA i Republiki Federalnej Niemiec sporna wykładnia nie jest zgodna z wykładnią literalną, systemową i celowościową art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, z których jasno wynika, że wyznaczanie zdolności przesyłowych powinno obejmować wszystkie wewnętrzne elementy sieci (i odnoszące się do nich zdarzenia losowe), na które wpływa wymiana między obszarami rynkowymi, niezależnie od tego, czy elementy te są strukturalnie przeciążone. W tym względzie na wstępie należy zauważyć, że art. 5 ust. 8 spornych metod wymaga, aby propozycja wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), które OSP z regionu CORE powinni przedłożyć do zatwierdzenia KOR‑om tego regionu lub, w braku porozumienia między nimi lub na ich wspólny wniosek, ACER, obejmowała, poza wykazem proponowanych wewnętrznych CNE, których powiązany współczynnik rozpływu energii elektrycznej (z ang. „power transfer distribution factor”, PTDF) jest równy lub wyższy niż 5 % [art. 5 ust. 8 lit. a)], ocenę skutków podwyższenia progu włączenia do co najmniej 10 % [art. 5 ust. 8 lit. b)] oraz analizę najbardziej efektywnego ekonomicznie rozwiązania służącego przezwyciężeniu ograniczeń przesyłowych [art. 5 ust. 8 lit. c)]. Należy również zauważyć, że art. 5 ust. 9 spornych metod nakłada zasadniczo na OSP obowiązek wykazania przy składaniu danej propozycji, że z należytą starannością zbadali rozwiązania alternatywne, o których mowa w ust. 8 tego artykułu, z wystarczającym wyprzedzeniem, tak aby można je było zastosować lub wdrożyć w momencie, gdy podejmowane są decyzje KOR‑ów tego regionu w przedmiocie tej propozycji. Wynika z tego, że do celów wpisania wewnętrznego elementu sieci do wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), które należy uwzględnić przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych, sporne przepisy nakładają na OSP wymogi (zwane dalej „spornymi wymogami”) wykraczające poza przekazanie wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) spełniających kryterium PTDF, o którym to wykazie mowa w art. 5 ust. 8 lit. a) wspomnianych metod. Ponadto należy przypomnieć, że art. 14 rozporządzenia 2019/943 ustanawia przepisy dotyczące przeglądu obszarów rynkowych w celu uniknięcia długoterminowych strukturalnych ograniczeń sieci przesyłowej. Artykuł 15 wspomnianego rozporządzenia reguluje przysługującą państwom członkowskim, w których występują strukturalne ograniczenia przesyłowe stwierdzone w ich sieciach, możliwość opracowania planów działania we współpracy z KOR‑ami w celu stopniowego osiągnięcia, najpóźniej do dnia 31 grudnia 2025 r., minimalnych poziomów zdolności przesyłowych, które OSP muszą udostępnić na potrzeby wymiany między obszarami rynkowymi. Artykuł 16 wspomnianego rozporządzenia reguluje te minimalne poziomy zdolności przesyłowych, przewidując w szczególności, że w przypadku gdy stosowane jest podejście FBA, ta minimalna zdolność przesyłowa, a mianowicie 70 % zdolności, określa minimalny udział zdolności przesyłowych CNE międzystrefowych lub wewnątrzstrefowych przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy, które należy stosować do skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych na podstawie rozporządzenia 2015/1222, z uwzględnieniem zdarzeń losowych. Pozostały udział zdolności przesyłowych, czyli 30 %, można wykorzystać na potrzeby marginesów niezawodności, przepływów kołowych i przepływów wewnętrznych. Ponadto art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 stanowi, że podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych ignoruje do celów tego wyznaczania CNE, na które nie wpływa w znaczący sposób wymiana między obszarami. W związku z powyższym należy zbadać, czy – jak twierdzą w istocie BNetzA i Republika Federalna Niemiec – sporna wykładnia narusza art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, umożliwiając ACER wprowadzenie do spornych metod spornych wymogów. W tym względzie należy przypomnieć, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem przy dokonywaniu wykładni przepisu prawa Unii należy uwzględniać nie tylko jego brzmienie, lecz także jego kontekst oraz cele regulacji, której część przepis ten stanowi (zob. wyroki: z dnia 7 czerwca 2005 r., VEMW i in., C‑17/03, EU:C:2005:362, pkt 41 i przytoczone tam orzecznictwo; z dnia 9 marca 2023 r., ACER/Aquind,C‑46/21 P, EU:C:2023:182, pkt 54 i przytoczone tam orzecznictwo). W pierwszej kolejności należy zbadać, czy z brzmienia przepisów rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222 wynika, że ACER mógł, nie popełniając błędu, wprowadzić sporne wymogi do spornych metod. BNetzA i Republika Federalna Niemiec utrzymują zasadniczo, że nic w brzmieniu przepisów rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222 nie pozwala na uzależnienie uwzględnienia przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych wewnętrznego elementu sieci, na który w znaczący sposób wpływa wymiana między obszarami, od przeprowadzenia analizy efektywności ekonomicznej i oceny skutków podwyższenia progu włączenia. ACER kwestionuje twierdzenie, jakoby sporne wymogi były niezgodne z literalną wykładnią art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. W tym względzie, po pierwsze, należy przypomnieć, że art. 2 rozporządzenia 2019/943, zatytułowany „Definicje”, stanowi w pkt 69, że przez CNE należy rozumieć „element sieci zlokalizowany wewnątrz obszaru rynkowego lub między obszarami rynkowymi uwzględniany w procesie wyznaczania zdolności przesyłowych, ograniczający ilość energii, która może zostać wymieniona [między obszarami rynkowymi]”. Jak słusznie zauważają BNetzA i Republika Federalna Niemiec, z definicji tej nie wynika, aby w kontekście rozporządzenia 2019/943 można było wprowadzać do spornych metod wymogi dotyczące kwalifikacji wewnętrznych elementów sieci (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) inne niż wymóg znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi, które mogą w związku z tym prowadzić do tego, że niektóre elementy ograniczające w znaczący sposób wymianę między obszarami rynkowymi ze względu na strukturalne ograniczenia przesyłowe, które mają na nią wpływ, nie będą uznawane za krytyczne i zostaną wyłączone z wyznaczania zdolności przesyłowych i stosowania reguł dotyczących wyznaczania tej zdolności. Ponadto art. 16 ust. 4 rozporządzenia 2019/943 potwierdza, że maksymalny poziom międzyobszarowej zdolności przesyłowej, która ma zostać udostępniona uczestnikom rynku, dotyczy, poza „połączeniami wzajemnymi”, „sieci przesyłowych, na które wpływają przepływy transgraniczne”, czyli wszystkich wewnętrznych elementów sieci, które mają znaczący wpływ na wspomnianą zdolność i mogą w ten sposób ją ograniczać. Po drugie, taką wykładnię rozporządzenia 2019/943 potwierdza treść art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, zgodnie z którym „[p]rzy wyznaczaniu transgranicznych zdolności przesyłowych każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych […] ignoruje krytyczne elementy sieci, na które zmiany sald danego obszaru rynkowego nie wpływają w znaczący sposób, zgodnie z metodą [wyznaczania zdolności przesyłowych]”. W tym względzie obliczanie PTDF jest narzędziem matematycznym wykorzystywanym do pomiaru wpływu na CNE wymiany między obszarami rynkowymi w ramach podejścia FBA, jak wynika to w szczególności z art. 2 akapit drugi pkt 9, art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (v) oraz art. 29 ust. 7 lit. b), c) i f) rozporządzenia 2015/1222. Artykuł 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 nr 714/2009 (Dz.U. 2013, L 163, s. 1) definiuje PTDF jako wielkość fizycznego przepływu w CNE wywołanego przez zmianę pozycji netto obszaru rynkowego. Jak ACER przyznał na rozprawie i jak wynika z art. 5 ust. 7 i art. 5 ust. 8 lit. a) spornych metod, Komisja Odwoławcza przyjęła w zaskarżonej decyzji propozycję OSP, aby uznać, że wewnętrzny element sieci, którego PTDF wynosił mniej niż 5 %, nie spełnia kryterium znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi. Wynika z tego, że – jak sąd Unii miał już okazję wyjaśnić – w obecnym stanie prawa Unii należy uznać, iż CNE obejmują wszystkie wewnętrzne elementy sieci, które spełniają kryterium znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi, mierzonego za pomocą ich PTDF (zob. podobnie wyroki: z dnia 25 września 2024 r., CRE/ACER, T‑446/21, niepublikowany, EU:T:2024:647, pkt 51; z dnia 25 września 2024 r., RTE/ACER, T‑472/21, niepublikowany, EU:T:2024:648, pkt 52; z dnia 25 września 2024 r., BNetzA/ACER,T‑485/21, EU:T:2024:653, pkt 47). Jak słusznie zauważają BNetzA i Republika Federalna Niemiec, z brzmienia art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 nie wynika, aby w ramach metody wyznaczania zdolności przesyłowych, o której mowa w art. 21 tego rozporządzenia, wewnętrznych elementów sieci, na które znaczący wpływ ma wymiana między obszarami rynkowymi, jak jest to mierzone za pomocą ich PTDF, można było nie uznać za krytyczne i wykluczyć je z wyznaczania zdolności przesyłowych oraz z zastosowania reguł dotyczących tego wyznaczania ze względu na to, że nie spełniają one dodatkowych wymogów mających na celu w szczególności uwzględnienie faktu, że elementy te są strukturalnie przeciążone. Po trzecie, należy oddalić argumenty ACER, zgodnie z którymi odesłanie w treści art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) zdanie drugie rozporządzenia 2019/943 do „wytyczn[ych] w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjęty[ch] na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia […] nr 714/2009”, a zatem w istocie do rozporządzenia 2015/1222, pozwalało na poddanie kwalifikacji „wewnętrznych elementów sieci” jako „krytycznych” dodatkowym wymogom – takim jak przestrzeganie kryterium efektywności ekonomicznej lub przeprowadzenie oceny skutków podwyższenia progu włączenia do 10 % lub więcej – a tym samym uwzględnienie ich przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych, a także zastosowanie do tych elementów reguł dotyczących wyznaczania tej zdolności. Przede wszystkim w zakresie, w jakim ACER odnosi się zasadniczo do wersji francuskiej, a BNetzA i Republika Federalna Niemiec do wersji niemieckiej art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, należy przypomnieć, że zgodnie z utrwalonym orzecznictwem sformułowania użytego w jednej z wersji językowych przepisu prawa Unii nie można traktować jako jedynej podstawy jego wykładni lub przyznawać mu w tym zakresie pierwszeństwa względem innych wersji językowych. Przepisy prawa Unii należy bowiem interpretować i stosować w sposób jednolity w świetle wersji sporządzonych we wszystkich językach urzędowych Unii. W przypadku rozbieżności pomiędzy różnymi wersjami językowymi tekstu prawa Unii dany przepis należy zatem interpretować z uwzględnieniem ogólnej systematyki i celu uregulowania, którego stanowi on część (zob. postanowienie z dnia 2 grudnia 2022 r., Compania Naţională de Transporturi Aeriene Tarom,C‑229/22, EU:C:2022:978, pkt 21 i przytoczone tam orzecznictwo; wyroki: z dnia 21 marca 2024 r., Cobult,C‑76/23, EU:C:2024:253, pkt 25; z dnia 5 września 2024 r., BIOR,C‑344/23, EU:C:2024:696, pkt 45). W niniejszej sprawie należy ustalić, w różnych wersjach językowych art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) zdanie drugie rozporządzenia 2019/943, co z gramatycznego punktu widzenia musi być określone „zgodnie z wytycznymi w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjętymi na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia […] nr 714/2009”. W tym względzie, poza wersjami bułgarską, czeską i niemiecką tego przepisu, które z gramatycznego punktu widzenia odsyłają raczej do „zdarzeń losowych” mających wpływ na CNE, a nie – jak twierdzi ACER – do samych CNE, pozostałe wersje językowe można rozumieć jako odnoszące się ogólnie do pierwszej części zdania, a zatem do zdolności przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy każdego CNE (i odnoszących się do niego zdarzeń losowych), której margines 70 % powinien być dostępny w obrocie międzystrefowym (z ang. „margin available for cross‑zonal trade”, zwany dalej „MACZT na poziomie 70 %”). Tak więc większość wersji językowych art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) rozporządzenia 2019/943 potwierdza interpretację tego przepisu dokonaną przez BNetzA i Republikę Federalną Niemiec, zgodnie z którą prawodawca Unii zamierzał odnieść się w nim do określenia zdolności przesyłowej przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy każdego CNE (i odnoszących się do niego zdarzeń losowych), której istotna część, a mianowicie MACZT na poziomie 70 %, powinna być dostępna dla wymiany między obszarami rynkowymi. Natomiast żadna z tych wersji nie pozwala stwierdzić, jak to twierdzi ACER, że przepis ten zezwalał OSP, KOR‑om lub jemu samemu na poddanie kwalifikacji „wewnętrznych elementów sieci” jako „krytycznych” dodatkowym wymogom, a tym samym uwzględnienie ich przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych i zastosowanie do tych elementów reguł dotyczących tego wyznaczania. Wykładnię tę potwierdzają prace przygotowawcze nad rozporządzeniem 2019/943 (dokumenty ST 5834/18 REV 4, ST 5834/18 REV 5 i ST 5070/19), które są publicznie dostępne i które odnoszą się wyraźnie, poprzez zawarte w nich w istocie odesłanie do rozporządzenia 2015/1222, do określenia zdolności przesyłowej przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy każdego CNE (wraz z odnoszącymi się do niego zdarzeniami losowymi), a nie tylko do zdarzeń losowych lub CNE. Następnie w zakresie, w jakim strony zachęcają również do odczytania treści art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) rozporządzenia 2019/943 w świetle motywu 31 tego rozporządzenia, należy przypomnieć, że chociaż treść motywu aktu ustawodawczego Unii może być użyta w celu uściślenia przepisu tego aktu i stanowi ważne narzędzie interpretacyjne (zob. wyrok z dnia 19 grudnia 2019 r., Puppinck i in./Komisja, C‑418/18 P, EU:C:2019:1113, pkt 75 i przytoczone tam orzecznictwo), to zgodnie z utrwalonym orzecznictwem preambuła aktu ustawodawczego Unii nie ma sama w sobie wiążącej mocy prawnej. Na taką preambułę nie można powoływać się ani dla uzasadnienia odstępstw od przepisów danego aktu, ani w celu dokonania wykładni tych przepisów w sposób oczywiście sprzeczny z ich brzmieniem (contra legem) (zob. wyrok z dnia 19 czerwca 2014 r., Karen Millen Fashions,C‑345/13, EU:C:2014:2013, pkt 31 i przytoczone tam orzecznictwo). W niniejszej sprawie treść motywu 31 rozporządzenia 2019/943 nie może zatem prowadzić do wykładni contra legem art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) tego rozporządzenia, który – zgodnie z wnioskiem płynącym z jednolitej wykładni przedstawionym w pkt 46 powyżej – odnosi się do określenia zdolności przesyłowej przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy każdego CNE (wraz z odnoszącymi się do niego zdarzeniami losowymi), której istotna część, a mianowicie MACZT na poziomie 70 %, powinna być dostępna w obrocie międzystrefowym. Ponadto poza wersją niemiecką wersje motywu 31 rozporządzenia 2019/943 sporządzone we wszystkich innych językach Unii, w tym w wersjach bułgarskiej i czeskiej, potwierdzają, że prawodawca Unii zamierzał odnieść się, poprzez odesłanie odnoszące się w istocie do rozporządzenia 2015/1222, do określenia zdolności przesyłowej przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy każdego CNE (wraz z odnoszącymi się do niego zdarzeniami losowymi), której istotny „odsetek”, a mianowicie MACZT na poziomie 70 %, powinien być dostępny dla wymiany między obszarami rynkowymi. Należy dodać, że podniesiona przez ACER okoliczność, iż w wersjach sporządzonych we wszystkich językach Unii, z wyjątkiem wersji niemieckiej, wskazano, że określenie to powinno nastąpić zgodnie z „proces[em] selekcji na podstawie rozporządzenia […] 2015/1222” lub w następstwie tego procesu, nie oznacza, że określenie to może opierać się na spornych wymogach. Przeciwnie, to pośrednie odniesienie do procesu selekcji określonego art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, o którym mowa w pkt 39 powyżej, odzwierciedla wolę prawodawcy Unii, aby zastosować podejście przyjęte w tym przepisie w celu selekcji CNE, a mianowicie podejście oparte na kryterium znaczącego wpływu na wewnętrzne elementy sieci wymiany między obszarami rynkowymi, mierzone za pomocą ich PTDF. Z takiego odniesienia nie wynika zatem, że zakwalifikowanie „wewnętrznych elementów sieci” jako „krytycznych”, a tym samym uwzględnienie ich przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych i stosowanie do nich reguł dotyczących tego wyznaczania, można by uzależnić od spełnienia innych wymogów niż wymóg znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi. W świetle powyższego ACER nie ma zatem podstaw, by twierdzić, że z brzmienia art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) rozporządzenia 2019/943 w związku z motywem 31 tego rozporządzenia wynika, iż do spornych metod można wprowadzać wymogi inne niż wymóg znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi w celu określenia wewnętrznych elementów sieci, które należy uznać za „krytyczne” i jako takie włączyć do wykazu CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) uwzględnianych w wyznaczaniu zdolności przesyłowych i podlegających regułom dotyczącym tego wyznaczania. Ponadto w zakresie, w jakim ACER zauważa, że art. 21 rozporządzenia 2015/1222, zatytułowany „Metody wyznaczania zdolności przesyłowych”, przyjęty przez Komisję z upoważnienia prawodawcy Unii, określa jedynie elementy, które wspomniana metoda, w szczególności w przypadku podejścia FBA, powinna „co najmniej” zawierać, nie wykluczając, że metoda ta może zawierać inne elementy, które nie są wyraźnie przewidziane w tym przepisie, należy stwierdzić, że nie pozwala to na dokonywanie w spornych metodach zmiany kryteriów ustanowionych w odpowiednich przepisach w celu określenia, które wewnętrzne elementy sieci uznać za „krytyczne” i jako takie włączyć do wykazu CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) uwzględnianych w wyznaczaniu zdolności przesyłowych i podlegających przepisom dotyczącym tego wyznaczania. Wreszcie okoliczność, że z jednej strony art. 21 ust. 4 rozporządzenia 2015/1222 stanowi, iż wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych stosują, w miarę możliwości i nie później niż do dnia 31 grudnia 2020 r., ujednolicone dane wejściowe dotyczące wyznaczania zdolności przesyłowych, w szczególności w przypadku podejścia FBA, i że z drugiej strony CNE (i odnoszące się do nich zdarzenia losowe), które zgodnie z art. 2 pkt 69 rozporządzenia 2019/943 są uwzględniane w procesie wyznaczania zdolności przesyłowych i ograniczają ilość energii elektrycznej, która może zostać wymieniona między obszarami rynkowymi, to dane wejściowe w „procesie wyznaczania zdolności przesyłowych, dostępn[ym] dla przepływów wynikających z wymiany międzystrefowej”, o którym mowa w art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b) rozporządzenia 2019/943 i ustanowionym w drodze metody wyznaczania zdolności przesyłowych opartej na podejściu FBA, na podstawie art. 20 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222, nie pozwala stwierdzić, że wybór wewnętrznych elementów sieci, które należy uznać za „krytyczne” i jako takie włączyć do wykazu CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) uwzględnianych w wyznaczaniu zdolności przesyłowych i podlegających regułom dotyczącym tego wyznaczania zdolności, może podlegać wymogom innym niż wymóg znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi. W tym względzie sytuacja jest odmienna od sytuacji, która dotyczy technicznego wdrożenia przez OSP, KOR‑y lub ACER – poprzez wskazanie właściwego PTDF, który należy uwzględnić w ramach spornych metod – kryterium znaczącego wpływu wymiany między obszarami rynkowymi ustanowionego przez prawodawcę Unii a następnie w drodze upoważnienia przez Komisję w art. 2 pkt 69 rozporządzenia 2019/943 i w art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. W pkt 112 decyzji pierwotnej sam ACER zauważył, że kryterium znaczącego wpływu jest istotnym elementem dla określenia ostatecznego wykazu CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), które należy uwzględnić przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych, wyraźnie wymaganym przez art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. Tymczasem w tym ostatnim rozporządzeniu nie istnieje żadna wyraźna podstawa równoważna z podstawą zawartą w art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 w odniesieniu do kryterium znaczącego wpływu, aby uzasadnić określenie również w ramach tej metody kryterium wskazującego warunki, na jakich wewnętrzne elementy sieci ograniczające ilość energii elektrycznej, która może zostać wymieniona między obszarami rynkowymi, powinny zostać włączone do wykazu CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) uwzględnianych w procesie wyznaczania zdolności przesyłowych, a tym samym aby uzasadnić przyjęcie przez ACER spornych wymogów. Ponadto w pkt 109 i 112 decyzji pierwotnej oraz w pkt 47, 48 i 52 zaskarżonej decyzji ACER i Komisja Odwoławcza ograniczyły się do odesłania, jako do podstawy kryterium efektywności ekonomicznej, do pkt 1.7 załącznika I do rozporządzenia nr 714/2009, w odniesieniu do którego Komisja Odwoławcza słusznie stwierdziła w pkt 46 zaskarżonej decyzji, że nie może on już stanowić ważnej podstawy prawnej dla tego kryterium, ponieważ nie ma ono już zastosowania (zob. podobnie wyrok z dnia 7 września 2022 r., BNetzA/ACER,T‑631/19, EU:T:2022:509, pkt 76–85). W tym kontekście należy przypomnieć, że wspólne metody, o których mowa w art. 9 ust. 7 i art. 20 ust. 2 rozporządzenia 2015/1222, mają na celu zdefiniowanie przez OSP metody skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych dotyczącej danego regionu. Zgodnie z art. 21 ust. 1 wspomnianego rozporządzenia wniosek dotyczący metody opracowany przez OSP powinien zawierać „co najmniej” pewne elementy, w tym w szczególności „metody wyznaczania danych wejściowych na potrzeby wyznaczania zdolności przesyłowych”, które powinny zawierać parametry wymienione w art. 21 ust. 1 lit. a) ppkt (i)–(iv) rozporządzenia 2015/1222. Te ostatnie przepisy dotyczą wyznaczania marginesu niezawodności, wyznaczania granic bezpieczeństwa pracy, zdarzeń losowych odnoszących się do wyznaczania zdolności przesyłowych oraz ograniczeń alokacji, jakie mogą zostać zastosowane, wyznaczania współczynników zmiany wytwarzania oraz wyznaczania działań zaradczych uwzględnianych w wyznaczaniu zdolności przesyłowych. W niniejszej sprawie należy zauważyć, że sporne metody wdrażają te przepisy. W szczególności art. 5 wspomnianych metod, który zawiera sporne wymogi, znajduje się w tytule 3 tych metod, poświęconym „danym wejściowym do wyznaczania zdolności przesyłowych”. Ma on zatem na celu wdrożenie art. 21 ust. 1 lit. a) rozporządzenia 2015/1222 i, jak wskazuje jego tytuł, zdefiniowanie przez OSP wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), które zgodnie z art. 4 ust. 8 tych metod stanowi pierwszy etap procesu wyznaczania zdolności przesyłowych. Tymczasem, jak wskazano w pkt 29 powyżej, art. 5 ust. 8 spornych metod wymaga, aby propozycja listy wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych), którą OSP z regionu CORE muszą przedłożyć, obejmowała, poza wykazem proponowanych wewnętrznych CNE, których powiązany PTDF jest równy lub wyższy niż 5 %, ocenę skutków podwyższenia progu włączenia do co najmniej 10 % oraz analizę najbardziej efektywnego ekonomicznie rozwiązania służącego przezwyciężeniu ograniczeń przesyłowych. Obowiązek włączenia do propozycji wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) takiej oceny skutków i takiej analizy wykracza poza parametry określone w art. 21 ust. 1 lit. a) rozporządzenia 2015/1222 dla wyznaczania danych wejściowych na potrzeby wyznaczania zdolności przesyłowych i nie odpowiada celom określonym w tym przepisie. O ile bowiem taka ocena i taka analiza mogą okazać się istotne w perspektywie długoterminowej dla zaradzenia strukturalnym ograniczeniom przesyłowym, o tyle nie stanowią one danych wejściowych do wyznaczania zdolności przesyłowych i jako takie nie są uwzględniane w procesie wyznaczania tej zdolności, który opiera się głównie na określeniu przez OSP wykazu CNE odpowiadającego definicji podanej przez prawodawcę Unii w art. 2 pkt 69 rozporządzenia 2019/943. To samo stwierdzenie dotyczy, z tych samych powodów, przewidzianego w art. 5 ust. 9 spornych metod włączenia do propozycji wykazu wewnętrznych CNE (i odnoszących się do nich zdarzeń losowych) obowiązku wykazania, że rozwiązania alternatywne, o których mowa w ust. 8 tego artykułu, zostały zbadane z należytą starannością i z wystarczającym wyprzedzeniem. W konsekwencji należy stwierdzić, że z brzmienia przepisów rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222 nie wynika, by ACER mógł, nie popełniając błędu, wprowadzić sporne wymogi do spornych metod. W drugiej kolejności należy zbadać, czy kontekst, w jaki wpisują się przepisy rozporządzenia 2019/943, potwierdza, że sporne wymogi nie mogły zostać wprowadzone do spornych metod. BNetzA i Republika Federalna Niemiec utrzymują zasadniczo, że z wykładni systemowej przepisów rozporządzenia 2019/943 wynika, iż uwzględnienie przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych wewnętrznych elementów sieci, na które ma wpływ wymiana między obszarami rynkowymi, nie może być uzależnione od kryterium efektywności ekonomicznej. ACER uważa, że wykładnia systemowa przepisów rozporządzenia 2019/943, dokonana w świetle zasady, którą prawodawca Unii ustanowił w art. 16 ust. 8 akapit pierwszy zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943, potwierdza, że mógł on wprowadzić sporne wymogi do spornych metod. Zgodnie z tą zasadą OSP nie powinni ograniczać międzyobszarowych zdolności przesyłowych w celu zarządzania wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi, co znajduje również potwierdzenie w definicji „obszaru rynkowego” i w zasadach regulujących funkcjonowanie tych obszarów, zawartych w art. 2 pkt 65 i art. 14 ust. 1 rozporządzenia 2019/943. Otóż włączenie spornych wymogów do spornych metod było konieczne w celu zapewnienia poszanowania tej podstawowej zasady. W tym względzie należy zauważyć, że zgodnie z art. 16 ust. 8 akapit pierwszy zdanie drugie rozporządzenia 2019/943 i art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. a) i b) tego rozporządzenia uznaje się, że ogólna zasada ustanowiona w zdaniu pierwszym wspomnianego ust. 8 jest przestrzegana, jeżeli poziom zdolności przesyłowych dostępny dla obrotu międzystrefowego osiąga, w przypadku granic, na których stosuje się podejście FBA, MACZT na poziomie 70 %, przy czym maksymalną wartość wynoszącą 30 % można wykorzystać na potrzeby marginesów niezawodności, przepływów kołowych i przepływów wewnętrznych. Prawodawca Unii ustanowił zatem domniemanie przestrzegania przez OSP, którzy osiągają MACZT na poziomie 70 %, ciążącego na nich obowiązku nieograniczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych w celu zarządzania problemami z wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi. W motywie 27 zdania czwarte i szóste rozporządzenia 2019/943 prawodawca Unii wyjaśnił zatem jasno, że w ramach tego rozporządzenia „[n]ależy wprowadzić jednoznaczne minimalne poziomy dostępnych zdolności na potrzeby obrotu międzystrefowego, aby zmniejszyć wpływ przepływów kołowych i wewnętrznych ograniczeń przesyłowych na obrót międzystrefowy oraz dać uczestnikom rynku przewidywalną wartość zdolności”, podczas gdy „[p]ozostały łączny udział zdolności można wykorzystać na potrzeby marginesów niezawodności, przepływów kołowych i przepływów wewnętrznych”. Domniemania, o którym mowa w pkt 65 powyżej, nie podważa definicja „obszaru rynkowego” ani reguły regulujące funkcjonowanie wspomnianych obszarów określone w art. 2 pkt 65 i art. 14 ust. 1 rozporządzenia 2019/943, na których treść powołuje się ACER. Prawdą jest, że z art. 2 pkt 65 i art. 14 ust. 1 rozporządzenia 2019/943 wynika, iż na danym obszarze „uczestnicy rynku mają możliwość wymiany energii bez alokacji zdolności przesyłowych” i że co do zasady na wspomnianych obszarach „nie mogą występować […] strukturalne ograniczenia przesyłowe”. Jednakże art. 14 ust. 1 zdanie trzecie rozporządzenia 2019/943 określa przypadki, w których strukturalne ograniczenia przesyłowe pozostają dopuszczalne, co ma miejsce w szczególności w przypadku, gdy „takie strukturalne ograniczenia przesyłowe nie prowadzą do obniżenia zdolności do obrotu międzystrefowego zgodnie z wymogami art. 16”. Ponadto art. 14 ust. 1 zdanie czwarte tego rozporządzenia przewiduje, że konfigurację obszarów rynkowych w Unii projektuje się w taki sposób, aby zmaksymalizować efektywność ekonomiczną i możliwości obrotu międzystrefowego zgodnie z art. 16, przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii. Tymczasem, jak już zauważono w pkt 65 powyżej, zgodnie z art. 16 ust. 8 rozporządzenia 2019/943 w przypadku gdy OSP w regionie CORE osiągają MACZT na poziomie 70 % i zarządzają problemami z wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi za pomocą pozostałych 30 %, uznaje się, że nie naruszają oni w sposób niezgodny z prawem optymalizacji efektywności ekonomicznej i możliwości obrotu międzystrefowego. Ponadto w art. 15 rozporządzenia 2019/943, do którego odsyła art. 16 ust. 8 tego rozporządzenia, prawodawca Unii przewidział, że każde państwo członkowskie ze stwierdzonymi strukturalnymi ograniczeniami przesyłowymi może we współpracy ze swoim KOR‑em podjąć decyzję, zgodnie z art. 14 ust. 7 wspomnianego rozporządzenia, o sporządzeniu planu działania zawierającego konkretny harmonogram (zwany dalej „trajektorią liniową”) przyjmowania środków mających na celu zmniejszenie takich ograniczeń i umożliwiający OSP osiągnięcie do dnia 31 grudnia 2025 r. MACZT na poziomie 70 %. Otóż w dniu 28 grudnia 2019 r. Republika Federalna Niemiec przedłożyła Komisji i ACER „plan działania dla obszaru rynkowego” kontrolowanego przez jej OSP (Aktionplan Gebotszone). Zgodnie z art. 15 ust. 2 akapit drugi zdanie trzecie rozporządzenia 2019/943 w trakcie wdrażania tego planu działania Republika Federalna Niemiec powinna jedynie zapewnić, aby zdolność przesyłowa dostępna do obrotu międzystrefowego, która ma być zgodna z art. 16 ust. 8 wspomnianego rozporządzenia, była co najmniej równa wartościom trajektorii liniowej, w tym poprzez stosowanie działań zaradczych w regionie CORE. Jak ACER przyznał na rozprawie w odpowiedzi na pytanie ustne Sądu, Republika Federalna Niemiec i jej OSP ogólnie przestrzegali dotychczas trajektorii liniowej przewidzianej w ich planie działania, w związku z czym zgodnie z domniemaniem ustanowionym w art. 16 ust. 8 zdanie pierwsze rozporządzenia 2019/943 należy uznać, że przestrzegali oni zasady, zgodnie z którą nie mogą ograniczać międzyobszarowych zdolności przesyłowych w celu zarządzania problemami z wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi. W tym kontekście należy przypomnieć, że zgodnie z art. 16 ust. 4 rozporządzenia 2019/943 OSP są zobowiązani do podjęcia działań zaradczych, takich jak zakupy przeciwne lub redysponowanie w rozumieniu art. 2 pkt 26 rozporządzenia 2019/943, w celu maksymalizacji dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych wyłącznie w celu osiągnięcia minimalnej zdolności przewidzianej w ust. 8 tego artykułu, a mianowicie MACZT na poziomie 70 % lub, jeżeli plan działania jest w toku, wartości odpowiadających trajektorii liniowej. Ponadto zgodnie z art. 15 rozporządzenia 2019/943 i jak wynika z motywu 31 zdanie szóste rozporządzenia 2019/943 oraz jak przyznała sama Komisja Odwoławcza w pkt 60 zaskarżonej decyzji, zmiana konfiguracji obszaru rynkowego nie powinna mieć miejsca wbrew woli danego państwa członkowskiego, o ile zostaną osiągnięte minimalne zdolności przesyłowe, a mianowicie MACZT na poziomie 70 % lub wartości odpowiadające trajektorii liniowej. Wynika z tego, że w przypadku gdy minimalne zdolności przesyłowe są przez OSP osiągane, zastosowanie kryterium efektywności ekonomicznej, w zakresie, w jakim zobowiązuje ono wspomnianych OSP do sprawdzenia, czy zmiana konfiguracji ich obszaru rynkowego lub podjęcie działań zaradczych nie byłyby rozwiązaniami bardziej efektywnymi ekonomicznie niż alokacja zdolności przesyłowych w celu zaradzenia ograniczeniom przesyłowym występującym na ich wewnętrznych elementach sieci, jest w praktyce pozbawione wszelkiego znaczenia, ponieważ nie jest prawnie wiążące dla danego państwa członkowskiego lub danych OSP. Zostało to zresztą potwierdzone przez ACER na rozprawie w odpowiedzi na pytanie ustne Sądu dotyczące ewentualnej zmiany konfiguracji obszaru rynkowego. W konsekwencji analiza kontekstu, w jaki wpisują się przepisy rozporządzenia 2019/943, potwierdza, że ACER nie mógł, nie popełniając błędu, wprowadzić spornych wymogów do spornych metod. W trzeciej kolejności należy zbadać, czy wykładnia celowościowa przepisów rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222 potwierdza, że sporne wymogi nie mogły zostać wprowadzone do spornych metod. BNetzA i Republika Federalna Niemiec uważają, że sporna wykładnia nie jest zgodna z wykładnią celowościową art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. ACER odpowiada, że wykładnia celowościowa przepisów rozporządzenia 2019/943, dokonana w świetle celu, jaki prawodawca Unii realizował w ramach tego rozporządzenia, potwierdzała, że mógł on wprowadzić sporne wymogi do spornych metod. Podobnie bowiem jak to ostatnie rozporządzenie, wspomniane wymogi miały na celu zagwarantowanie prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej poprzez zapewnienie systematycznego faworyzowania najbardziej efektywnych ekonomicznie i opłacalnych rozwiązań. BNetzA i Republika Federalna Niemiec kwestionują zasadność tych argumentów. W tym względzie należy podkreślić, że nawet gdyby uznać, jak twierdzi ACER, iż z całościowej lektury różnych przepisów rozporządzenia 2019/943 wynika, że zawiera ono ogólną zasadę, zgodnie z którą w ramach stosowania przepisów mających na celu zapewnienie prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej należy preferować rozwiązania najbardziej opłacalne, i że ACER był upoważniony na podstawie tej zasady do wprowadzenia spornych wymogów do spornych metod, należy przypomnieć, że zgodnie z zasadą, że przepis szczególny uchyla przepis ogólny (lex specialis derogat legi generali) można ograniczyć lub wyłączyć stosowanie każdej normy o charakterze generalnym, jeżeli istnieją normy szczególne regulujące szczególne dziedziny (wyrok z dnia 14 lipca 2005 r., Le Voci/Rada, T‑371/03, EU:T:2005:290 pkt 122). Przepisy szczególne mają zatem pierwszeństwo przed zasadami ogólnymi w sytuacjach, które mają konkretnie regulować (zob. wyrok z dnia 22 kwietnia 2016 r., Włochy i Eurallumina/Komisja, T‑60/06 RENV II i T‑62/06 RENV II, EU:T:2016:233, pkt 81 i przytoczone tam orzecznictwo). W każdym wypadku przepisy dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi zawarte w art. 15 i 16 rozporządzenia 2019/943 powinny, jako przepisy szczególne, mieć zatem pierwszeństwo przed ogólną zasadą, na którą powołuje się ACER. Ponadto, jak słusznie zauważają BNetzA i Republika Federalna Niemiec, z genezy legislacyjnej rozporządzenia 2019/943, które przekształciło rozporządzenie nr 714/2009, wynika, że przepisy szczególne ustanowione w art. 15 i 16 tego rozporządzenia zostały przyjęte przez prawodawcę Unii, mimo że był on w pełni świadomy zalecenia ACER nr 02/2016 z dnia 11 listopada 2016 r. w sprawie wspólnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych oraz podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych oraz noty wyjaśniającej Komisji towarzyszącej jej wnioskowi COM(2016) 861 final z dnia 30 listopada 2016 r. dotyczącemu rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, które opowiadały się za systematycznym stosowaniem najbardziej opłacalnych rozwiązań w zakresie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, co ich zdaniem wynikało z pkt 1.7 załącznika I do rozporządzenia nr 714/2009. Jak wynika z art. 16 ust. 8 rozporządzenia 2019/943 w związku z motywem 27 zdania czwarte i szóste tego rozporządzenia, w świetle różnych wchodzących w grę interesów prawodawca Unii zamierzał zastosować w tym rozporządzeniu podejście bardziej zrównoważone niż to zaproponowane przez ACER w zaleceniu tej agencji i przez Komisję w jej propozycji, zobowiązując w szczególności OSP do przestrzegania minimalnych poziomów międzyobszarowych zdolności przesyłowych odpowiadających MACZT na poziomie 70 % lub, w stosownych przypadkach i najpóźniej do dnia 31 grudnia 2025 r. – wartościom odpowiadającym trajektorii liniowej, przy jednoczesnym umożliwieniu im wykorzystania pozostałych 30 % do zarządzania w szczególności problemami z wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi. ACER nie ma zatem podstaw, by twierdzić, że stosując ogólną zasadę faworyzującą najbardziej opłacalne rozwiązania, był upoważniony do ograniczenia w drodze spornych wymogów zakresu stosowania art. 15 i 16 rozporządzenia 2019/943, a sam fakt, że w niniejszej sprawie istniały rozwiązania bardziej efektywne ekonomicznie niż rozwiązania przyjęte przez prawodawcę Unii, nie mógł uzasadniać odstąpienia od tych ostatnich rozwiązań. Wynika z tego, że wykładnia celowościowa przepisów rozporządzeń 2019/943 i 2015/1222 potwierdza, iż ACER nie mógł, nie popełniając błędu, wprowadzić spornych wymogów do spornych metod. Z całości powyższych rozważań wynika, że sporna wykładnia narusza art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 w zakresie, w jakim te ostatnie przepisy nie pozwalały na wprowadzenie w spornych metodach spornych wymogów, które nakładają obowiązki wykraczające poza zwykłe przekazanie wykazu wewnętrznych CNE (i związanych z nimi zdarzeń losowych) spełniających kryterium PTDF, o którym to wykazie mowa w art. 5 ust. 8 lit. a) wspomnianych metod. W konsekwencji, bez konieczności badania pozostałych zastrzeżeń i argumentów przedstawionych przez BNetzA na poparcie jej jedynego zarzutu lub podniesionych na poparcie zarzutu pierwszego podniesionego przez Republikę Federalną Niemiec, dotyczących naruszenia art. 14–16 rozporządzenia 2019/943 i art. 29 ust. 3 lit. b) rozporządzenia 2015/1222, a także pozostałych zarzutów, podniesionych pomocniczo przez Republikę Federalną Niemiec, należy uwzględnić ten jedyny zarzut oraz ten zarzut pierwszy i na tej podstawie stwierdzić nieważność spornych przepisów zaskarżonej decyzji. W przedmiocie kosztów Zgodnie z art. 134 § 1 regulaminu postępowania kosztami zostaje obciążona, na żądanie strony przeciwnej, strona przegrywająca sprawę. Ponieważ ACER przegrał sprawę, należy – zgodnie z żądaniem BNetzA i Republiki Federalnej Niemiec – obciążyć go kosztami postępowania.   Z powyższych względów SĄD (trzecia izba w składzie powiększonym) orzeka, co następuje:   1) Sprawy T‑600/23 i T‑612/23 zostają połączone do celów wydania wyroku.   2) Stwierdza się nieważność decyzji A-003‑2019_R Komisji Odwoławczej Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) z dnia 7 lipca 2023 r. w zakresie, w jakim przyjęto w niej art. 5 ust. 8 lit. b) i c) oraz art. 5 ust. 9 wspólnych regionalnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego i dnia bieżącego dla regionu wyznaczania zdolności przesyłowych obejmującego Belgię, Republikę Czeską, Niemcy, Francję, Chorwację, Luksemburg, Węgry, Niderlandy, Austrię, Polskę, Rumunię, Słowenię i Słowację, które zostały ujęte w załącznikach I i II do decyzji ACER nr 02 z dnia 21 lutego 2019 r.   3) ACER zostaje obciążony kosztami postępowania.   Papasavvas Škvařilová-Pelzl Nõmm Kukovec Meyer Wyrok ogłoszono na posiedzeniu jawnym w Luksemburgu w dniu 1 października 2025 r. Podpisy ( *1 ) Języki postępowania: niemiecki i angielski.