62021TJ0485_RES
Sprawa T‑485/21
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA)
przeciwko
Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki
Wyrok Sądu (trzecia izba w składzie powiększonym) z dnia 25 września 2024 r.
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) nr 2019/943
Energia – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Rozporządzenie 2019/943 – Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi występującymi w systemie przesyłowym energii elektrycznej – Wdrożenie działań zaradczych mających na celu zmniejszenie międzyobszarowych ograniczeń przesyłowych – Metoda podziału kosztów działań zaradczych – Uwzględnienie działań zaradczych realizowanych w odniesieniu do wewnętrznych elementów sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kV – Dopuszczalność
[rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady 2019/943, motywy 2, 35, art. 1 lit. a), art. 2 pkt 3, art. 16 ust. 4, art. 16 ust. 8 akapit pierwszy lit. b), art. 16 ust. 13; rozporządzenia Komisji: 2015/1222, motywy 2, 12, art. 2 pkt 2, art. 9 ust. 11, art. 74 ust. 2, 4; 2017/1485, art. 76 ust. 1 lit. b) ppkt (iii), (v)]
(zob. pkt 53–113, 119–133)
Agencje Unii Europejskiej – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) – Kompetencje – Zakres – Przyjęcie metody podziału kosztów działań zaradczych wdrożonych w celu zmniejszenia ograniczeń przesyłowych występujących w systemie przesyłowym energii elektrycznej – Ograniczenie uprawnień ACER w sposób ścisły na podstawie obiektywnych kryteriów mogących podlegać kontroli sądowej – Dopuszczalność
(rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady: 2019/942, art. 5 ust. 3, art. 6, 28, 29; 2019/943, art. 16 ust. 13; rozporządzenie Komisji 2015/1222, art. 9 ust. 11)
(zob. pkt 114–117)
Energia – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Rozporządzenie 2019/943 – Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi występującymi w systemie przesyłowym energii elektrycznej – Wdrożenie działań zaradczych mających na celu zmniejszenie międzyobszarowych ograniczeń przesyłowych – Metoda podziału kosztów działań zaradczych – Priorytetowe uwzględnienie przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi – Dopuszczalność
(rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady 2019/943, motyw 27, art. 16 ust. 8, art. 16 ust. 13)
(zob. pkt 142–157, 167)
Energia – Rynek wewnętrzny energii elektrycznej – Rozporządzenie 2019/943 – Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi występującymi w systemie przesyłowym energii elektrycznej – Wdrożenie działań zaradczych mających na celu zmniejszenie międzyobszarowych ograniczeń przesyłowych – Metoda podziału kosztów działań zaradczych – Wyłączenie kosztów związanych z przepływami kołowymi nieprzekraczającymi pewnego poziomu tolerancji – Określenie przez Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) poziomu tolerancji w sposób niezgodny z mającymi zastosowanie ramami prawnymi – Niedopuszczalność – Wyjątek – Dorozumiana kompetencja ACER do określenia poziomu tolerancji w sposób niezgodny z mającymi zastosowanie ramami prawnymi – Przesłanki – Niespełnione przesłanki
[art. 4 ust. 3 TUE; rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady: 2019/942, art. 6 ust. 10 akapit drugi lit. a), art. 6 ust. 11, 12; 2019/943, motyw 34, art. 16 ust. 13; rozporządzenie Komisji 2015/1222, art. 9 ust. 11, art. 74 ust. 6 lit. a)]
(zob. pkt 180–246, 250–256, 263–276)
Skarga o stwierdzenie nieważności – Wyrok stwierdzający nieważność – Skutki – Ograniczenie przez sąd Unii – Przesłanki
(art. 264 akapit drugi TFUE)
(zob. pkt 281, 284–288)
Streszczenie
Uwzględniając skargę wniesioną przez krajowy organ regulacyjny (zwany dalej „KOR”), Sąd stwierdził nieważność decyzji komisji odwoławczej Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) (zwanej dalej „komisją odwoławczą”), uzasadniając to tym, że jest ona niezgodna z prawem w odniesieniu do określenia poziomu tolerancji przepływów kołowych. Jednakże Sąd potwierdził z jednej strony zgodność z prawem zakresu stosowania metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych przyjętej przez ACER, która obejmuje wewnętrzne elementy sieci, które nie są „krytyczne”, a z drugiej strony priorytetowe traktowanie przepływów kołowych w ramach metody podziału kosztów.
W dniu 24 lipca 2015 r. Komisja Europejska przyjęła rozporządzenie 2015/1222 (
1
). Rozporządzenie to ustanawia szereg wymogów w sektorze energii elektrycznej, dotyczących alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, w tym w szczególności określenia wspólnej metody podziału kosztów redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym (
2
).
Na podstawie tego rozporządzenia operatorzy systemów przesyłowych energii elektrycznej (zwani dalej „OSP”) w regionie „CORE” przedłożyli wszystkim KOR tego regionu wniosek dotyczący wspomnianej metody.
Jako że KOR-y nie osiągnęły porozumienia w odniesieniu do tego wniosku, ACER wydała w dniu 30 listopada 2020 r. na podstawie powyższego rozporządzenia decyzję w sprawie zatwierdzenia metody podziału kosztów (zwanej dalej „kwestionowaną metodą podziału kosztów”).
Skarżąca Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA), jako niemiecki KOR, wniosła wówczas odwołanie od tej decyzji do komisji odwoławczej. Ponieważ zostało ono oddalone, wniosła ona do Sądu skargę o stwierdzenie nieważności decyzji komisji odwoławczej (zwanej dalej „zaskarżoną decyzją”).
Ocena Sądu
Sąd zbadał trzy zarzuty podniesione przez skarżącą, mianowicie – zarzut dotyczący niezgodnego z prawem rozszerzenia zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów, zarzut dotyczący błędnego priorytetowego traktowania przepływów kołowych w porównaniu z przepływami wewnętrznymi w ramach podziału kosztów i zarzut dotyczący błędnego określenia poziomu tolerancji dla uzasadnionych przepływów kołowych.
W przedmiocie zarzutu dotyczącego zakresu stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów
Sąd przypomniał na wstępie, że redysponowanie (
3
) i zakupy przeciwne (
4
) stanowią kosztowne działania zaradcze (
5
) wdrożone w celu zmniejszenia ograniczeń fizycznych w odniesieniu do sieci przesyłowej energii elektrycznej.
W tym względzie w art. 74 ust. 2 i 4 rozporządzenia 2015/1222 przewidziano przyjęcie rozwiązań w zakresie podziału kosztów w odniesieniu do działań zaradczych o znaczeniu transgranicznym i ustalono, że 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.
Ponadto w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 przewidziano podział kosztów działań zaradczych mających na celu zmniejszenie ograniczeń przesyłowych między dwoma obszarami rynkowymi (
6
) w zależności od udziału przepływów wynikających z transakcji zawieranych wewnątrz obszaru w ograniczeniach przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami.
Zakres stosowania kwestionowanej metody podziału kosztów obejmuje nie tylko elementy sieci międzystrefowej (połączenia międzysystemowe), lecz także wszystkie wewnętrzne elementy sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kilowoltów (kV). Zgodnie z tą metodą działaniami redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym są bowiem co do zasady wszystkie działania redysponowania i zakupów przeciwnych o znaczeniu transgranicznym mające na celu zmniejszenie ograniczeń przesyłowych na elementach sieci o znaczeniu transgranicznym, określone w szczególności metodą w zakresie koordynacji regionalnej bezpieczeństwa pracy w regionie CORE [zwaną dalej „metodą bezpieczeństwa (ROSC)”]. Zgodnie z metodą bezpieczeństwa (ROSC) elementami sieci o znaczeniu transgranicznym są wszystkie krytyczne elementy sieci, które są brane pod uwagę w procesie wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz wewnętrzne elementy sieci o napięciu równym lub wyższym niż 220 kV.
Zdaniem skarżącej należy wykluczyć z podziału koszty działań zaradczych przypisane wewnętrznym elementom sieci, które nie są połączeniami międzysystemowymi lub co najwyżej krytycznymi elementami sieci, ponieważ ograniczenia przesyłowe na tych elementach stanowią „wewnętrzne” ograniczenia przesyłowe, które nie są objęte zakresem definicji ograniczeń przesyłowych „między obszarami”.
W tym względzie Sąd sprecyzował, że art. 74 ust. 4 lit. b) rozporządzenia 2015/1222 dotyczy podziału kosztów działań zaradczych, które mają na celu zapewnienie gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych. Ponieważ rozporządzenie 2015/1222 jest aktem wykonawczym, należy interpretować je zgodnie z jego rozporządzeniem podstawowym, a mianowicie rozporządzeniem 2019/943, którego art. 16 ust. 13 dotyczy z kolei kosztów działań zaradczych uruchomionych w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego.
W celu sprawdzenia zatem, czy kwestionowana metoda podziału kosztów, potwierdzona w zaskarżonej decyzji, jest zgodna z przywołanymi przepisami, należy ustalić, jakie ograniczenia przesyłowe można zmniejszyć w skoordynowany sposób w celu zapewnienia obrotu międzystrefowego zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, co następnie pozwoli na wskazanie, 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 pierwsze, Sąd zauważył, że samo objęcie kosztów poniesionych z tytułu ograniczeń przesyłowych na elementach sieci o napięciu 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.
Po drugie, to, że ograniczenia przesyłowe mogą zostać zmniejszone poprzez wykorzystanie do 30 % zdolności każdego krytycznego elementu sieci, przy czym 70 % tej zdolności powinno pozostać dostępne do obrotu międzystrefowego, nie oznacza, że należy jedynie dzielić koszty działań zaradczych realizowanych w odniesieniu do wspomnianych elementów krytycznych. Działania zaradcze w odniesieniu do innych niż krytyczne elementów sieci mogą bowiem przyczyniać się do złagodzenia ograniczeń przesyłowych w odniesieniu do krytycznych elementów sieci, zapewniając tym samym gwarancje transgranicznych zdolności przesyłowych.
Po trzecie, Sąd dodał, że kosztowne działania zaradcze, takie jak redysponowanie i zakupy przeciwne, występują jedynie w ramach procesu regionalnej oceny bezpieczeństwa pracy (zwanego dalej „procesem CROSA”) ustanowionego w metodzie bezpieczeństwa (ROSC), który ma szczególnie na celu koordynację działań zaradczych o znaczeniu transgranicznym w rozumieniu tej metody. Optymalizacja działań zaradczych przewidziana w tym procesie wiąże się ze wskazaniem działania zaradczego najbardziej skutecznego w celu zaradzenia ograniczeniom przesyłowym w odniesieniu do wszystkich elementów sieci (krytycznych lub innych niż krytyczne) o poziomie napięcia równym lub wyższym niż 220 kV.
Z powyższego wynika, że wszystkie ograniczenia przesyłowe zarządzane w sposób skoordynowany w ramach procesu CROSA, odpowiadają „ogranicze[niom] przesyłowy[m] między […] obszarami”, w rozumieniu art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, i że wszystkie środki zaradcze uruchomione w ramach tego procesu w celu zmniejszenia rozpatrywanych ograniczeń przesyłowych przyczyniają się do zapewnienia gwarancji transgranicznych zdolności przesyłowych, zgodnie z art. 74 ust. 4 lit. b) rozporządzenia 2015/1222. W konsekwencji zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci” koszty tych działań zaradczych powinny być rozdzielane między OSP.
W przedmiocie zarzutu dotyczącego priorytetowego traktowania przepływów kołowych
Skarżąca twierdzi, że w kwestionowanej metodzie podziału kosztów wprowadzono błędnie priorytetowe traktowanie przepływów kołowych, jako źródła ograniczeń przesyłowych, w porównaniu z przepływami wewnętrznymi, co nie jest zgodne z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym podziału kosztów należy dokonać „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych” tych przepływów.
Zgodnie z kwestionowaną metodą podziału kosztów po wskazaniu przeciążenia (
7
) na danym elemencie sieci ustalana jest kolejność poszczególnych rodzajów przepływów, na podstawie której przepływy kołowe, które przekraczają pewien poziom tolerancji, są określone jako przyczyniające się przede wszystkim do potencjalnego przeciążenia, podczas gdy wewnętrzne przepływy przeciążające są określone jako przyczyniające się w dalszej kolejności do wspomnianego przeciążenia.
Uściślając, że przepływy przyczyniają się do przeciążenia jedynie w zakresie, w jakim przekraczają maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci, Sąd zauważył, iż 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 kwestionowanej metodzie podziału kosztów.
Ponadto Sąd uznał, że wyrażenia „na podstawie udziału w ograniczeniach przesyłowych” zastosowane w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943, można zrozumieć w ten sposób, że wszystkie przepływy na danym elemencie sieci „przyczyniają się” w ten sam sposób do potencjalnych ograniczeń przesyłowych. Jednakże Sąd stwierdził, że art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wprowadził w tym zakresie rozróżnienie między przepływami wewnętrznymi a przepływami kołowymi, gdy przewidziano w nim określenie poziomu tolerancji dla przepływów wynikających z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych i będących poniżej poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych na danym obszarze rynkowym nie było (zwanego dalej „poziomem tolerancji”). Zdaniem Sądu nie wydaje się, by ów poziom tolerancji należało określić wyłącznie dla przepływów kołowych, ze względu na to, że powinien on być ustalany dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego. Co więcej, nawet gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych nie było, określenie poziomu tolerancji przepływów kołowych jest uzasadnione ze względu na okoliczność, że przepływy te są w pewnym zakresie nieuchronne we wzajemnie połączonej sieci energii elektrycznej o wysokim stopniu wzajemnych powiązań i powinny być w konsekwencji wyłączone z podziału kosztów wynikających z działań zaradczych, jeżeli nie przekraczają tego poziomu.
W tych okolicznościach art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 należy interpretować w ten sposób, że zezwala on, 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 przedmiocie zarzutu dotyczącego poziomu tolerancji dla przepływów kołowych
Skarżąca kwestionuje również poziom tolerancji ustalony przez ACER w kwestionowanej metodzie podziału kosztów, potwierdzonej przez komisję odwoławczą w zaskarżonej decyzji, co się tyczy przepływów kołowych (
8
).
W tym względzie Sąd przypomniał, że zgodnie z art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 koszty związane z przepływami wynikającymi z transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych, które przyczyniają się do ograniczeń przesyłowych między dwoma obserwowanymi obszarami rynkowymi, lecz są poniżej poziomu, którego można by oczekiwać, gdyby strukturalnych ograniczeń przesyłowych (
9
) na danym obszarze rynkowym nie było, są wykluczone z podziału kosztów działań zaradczych, o którym mowa w tym przepisie. Ten sam przepis stanowi, że poziom tolerancji powinien być analizowany i ustalany przez OSP dla każdej poszczególnej granicy obszaru rynkowego.
W niniejszej sprawie, ponieważ OSP nie przeprowadzili wymaganej analizy, ACER, nie posiadając tej analizy, uznała się za uprawnioną, a wręcz zobowiązaną do samodzielnego ustalenia tymczasowego poziomu tolerancji, aby zapobiec sytuacji bez wyjścia przy przyjmowaniu kwestionowanej metody podziału kosztów. ACER ustaliła zatem wspólny poziom tolerancji dla wszystkich obszarów rynkowych w regionie CORE, który podzieliła równomiernie przez liczbę obszarów rynkowych, z których pochodzą przepływy kołowe.
Sąd stwierdził jednak, że poziom tolerancji ustalony przez ACER nie uwzględnia 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 odniesieniu do określenia wymogu pierwszego 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, która przyznaje, że nie przeprowadziła takiej analizy, ustaliła poziom tolerancji wynoszący 10 % maksymalnej zdolności przesyłowej danego elementu sieci jako „średnią” z rozbieżnych opinii przedstawionych przez zainteresowanych OSP.
W odniesieniu do wymogu drugiego, jeżeli dokonany przez ACER podział prowadzi do indywidualnego poziomu tolerancji dla każdego obszaru rynkowego w zakresie, w jakim poziom ten jest określany na podstawie indywidualnej maksymalnej zdolności przesyłowej każdego właściwego elementu sieci i liczby obszarów rynkowych, z których pochodzą przepływy kołowe w tych elementach sieci, nie odpowiada on indywidualizacji przewidzianej w tym artykule, który wprowadza wymóg, by poziom tolerancji był ustalany na podstawie specyfiki omawianych obszarów rynkowych i poszczególnych granic między nimi.
Sąd zbadał następnie, czy ACER posiadała w szczególnej sytuacji, jaka zaistniała w niniejszej sprawie, kompetencję dorozumianą upoważniającą ją do określenia poziomu tolerancji w sposób odmienny niż przewidziany w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943.
Przede wszystkim zauważył on, że co do zasady nie jest dopuszczalne w świetle zasady legalności, by agencja unijna, taka jak ACER, mogła odstąpić od mających zastosowanie ram prawnych. Następnie, chociaż w rozporządzeniu 2019/943 umożliwiono ACER wydanie decyzji tymczasowej w jasno określonych okolicznościach, to określenie poziomu tolerancji w metodzie podziału kosztów działań zaradczych nie zalicza się do tych okoliczności. Wreszcie samo powołanie się na interes związany ze skutecznością nie wystarczy, by być podstawą przyznania dorozumianej kompetencji na rzecz ACER, chyba że odpowiada to rzeczywistej potrzebie zapewnienia skuteczności danych przepisów.
W tym względzie ACER w szczególności uzasadniła konieczność przyjęcia kwestionowanej metody podziału kosztów bez możliwości oczekiwania na analizę przewidzianą w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 terminem, który został jej wyznaczony na przyjęcie tej metody i opóźnieniem OSP w opracowaniu wniosku dotyczącego metody podziału kosztów. Tymczasem z jednej strony termin wyznaczony ACER na przyjęcie metody podziału kosztów miał charakter instrukcyjny, a zatem mógł zostać przedłużony. Z drugiej strony obowiązek określenia poziomu tolerancji poprzez przeprowadzenie analizy przewidzianej w art. 16 ust. 13 rozporządzenia 2019/943 wszedł w życie dopiero po przedłożeniu przez OSP z regionu CORE ich wniosku dotyczącego metody podziału kosztów wszystkim KOR-om z regionu. Co więcej ACER nie wykazała, że ułatwiła opracowanie tej analizy, chociaż zgodnie z zasadą lojalnej współpracy miała za zadanie to uczynić.
Jako że ACER nie wykazała rzeczywistej potrzeby zapewnienia skuteczności danych przepisów, nie mogła przy określaniu poziomu tolerancji w kwestionowanej metodzie podziału kosztów oprzeć się na kompetencji dorozumianej.
Mając na względzie całość powyższych rozważań, Sąd stwierdził nieważność wydanej przez komisję odwoławczą zaskarżonej decyzji w zakresie, w jakim utrzymano w niej w mocy decyzję ACER z dnia 30 listopada 2020 r. i oddalono odwołanie skarżących od tej decyzji.
(
1
)	Rozporządzenie Komisji (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).
(
2
)	Artykuł 74 rozporządzenia 2015/2022.
(
3
)	Zgodnie z art. 2 pkt 26 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), redysponowanie zdefiniowano jako środek aktywowany przez jednego lub większą liczbę OSP lub operatorów systemów dystrybucyjnych i polegający na zmianie schematu wytwarzania, obciążenia, lub obu, aby zmodyfikować przepływy fizyczne w systemie przesyłowym i zmniejszyć fizyczne ograniczenia przesyłowe lub w inny sposób zapewnić bezpieczeństwo systemu.
(
4
)	Zgodnie z art. 2 pkt 27 rozporządzenia 2019/943 zakupy przeciwne odsyłają do wymiany międzystrefowej zainicjowanej przez operatorów systemów między dwoma obszarami rynkowymi w celu zmniejszenia fizycznych ograniczeń przesyłowych. Na podstawie art. 2 pkt 4 rozporządzenia 2019/943 ograniczenie przesyłowe, które stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy systemu wymagające działania zaradczego, jest natomiast zdefiniowane jako sytuacja, w której 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.
(
5
)	Na podstawie art. 2 pkt 13 rozporządzenia 2015/1222 działanie zaradcze oznacza wszelkie środki stosowane przez jednego lub kilku OSP w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu.
(
6
)	W art. 2 pkt 65 rozporządzenia 2019/943 zdefiniowano obszar rynkowy jako „największy obszar geograficzny, w obrębie którego uczestnicy rynku mają możliwość wymiany energii bez alokacji zdolności przesyłowych”.
(
7
)	Przeciążenie odpowiada co do zasady wielkości przepływów, która przekracza maksymalną zdolność przesyłową danego elementu sieci.
(
8
)	Zgodnie z kwestionowaną metodą 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”.
(
9
)	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”.