ROZWÓJ RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UNII EUROPEJSKIEJ

Transkrypt

1 ROZWÓJ RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UNII EUROPEJSKIEJ Autor: Tomasz Motowidlak ( Rynek Energii luty 2014) Słowa kluczowe: regionalne rynki energii elektrycznej UE, giełdy energii elektrycznej UE, jednolity konkurencyjny rynek energii elektrycznej UE Streszczenie. Budowa jednolitego konkurencyjnego rynku energii elektrycznej na obszarze UE jest jednym z zasadniczych celów polityki energetycznej UE. Od momentu sformułowania tych celów budowa ta przebiegała z różnym natężeniem. Różna też była dynamika tej budowy w poszczególnych regionach UE. W okresie kilku ostatnich lat płynność i przejrzystość regionalnych rynków energii elektrycznej UE uległy znacznej poprawie w wyniku łączenia rynków krajowych. Łączenie tych rynków rozprzestrzenia się stopniowo z północno-zachodniej części UE na kolejne regiony. Łączenie to jest przede wszystkim efektem współpracy giełd energii elektrycznej, operatorów systemów przesyłowych oraz organów regulacyjnych UE. W artykule przedstawiono dotychczasowe rezultaty oraz perspektywy w zakresie regionalnej i międzyregionalnej integracji rynków energii elektrycznej UE. 1. WPROWADZENIE Jednym z trzech podstawowych celów polityki energetycznej Unii Europejskiej (UE) jest budowa jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Dwa pozostałe podstawowe cele tej polityki w zakresie tego rynku obejmują ograniczenie negatywnego wpływu wytwórców energii elektrycznej na środowisko oraz zapewnienie bezpieczeństwa dostaw tej energii. Budowa jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej na obszarze UE jest istotna przede wszystkim ze względu na możliwość minimalizacji cen energii elektrycznej, która stanowi znaczną część kosztów zmiennych wielu gałęzi przemysłu. Działania podejmowane na rzecz budowy tego rynku powinny zatem sprzyjać obronie pozycji unijnej gospodarki, której coraz trudniej sprostać konkurencji ze strony gospodarek innych państw, w tym w szczególności gospodarki USA, korzystającej ze znacznie tańszej energii. W 2005 r. Komisja Europejska (KE) oceniła, iż stopień integracji rynku energii elektrycznej UE jest niewystarczający [10]. Zdaniem KE decydowały o tym przede wszystkim dwa czynniki, tzn. niski poziom transgranicznego handlu energią elektryczną i utrzymujące się znaczne różnice cen tej energii między rynkami krajów członkowskich UE. Realizacja tego etapu budowy miała ułatwić transgraniczny handel energią elektryczną, a pojawiająca się w rezultacie tego handlu konkurencja miała sprawić, że ceny tej energii będą zbliżone do siebie w sąsiadujących ze sobą państwach członkowskich UE lub regionach. Tymczasem różnice w cenach dla odbiorców przemysłowych w UE wynosiły często więcej niż 100,0 proc.

2 Regionalne rynki energii elektrycznej (tzw. mini-fora) powołano w grudniu 2004 r. na XI Forum Regulacji Sektora Energii Elektrycznej, zwanym też Forum Florendzkim. Uczestnikami tego Forum są przedstawiciele KE, rządów poszczególnych krajów członkowskich UE, Europejskiej Rady Regulatorów Energetyki (CEER), Europejskiej Rady Regulatorów Energii i Gazu (ERGEG), Stowarzyszenia Operatorów Systemów Przesyłowych (ETSO), giełd energii elektrycznej, krajowych organów regulacyjnych oraz międzynarodowych branżowych stowarzyszeń przemysłowych i konsumenckich. Rozwój regionalnych rynków energii elektrycznej został zakwalifikowany do priorytetowych zadań KE i potraktowany jako stadium pośrednie w budowie wspólnego, europejskiego rynku energii elektrycznej. Jednym z głównych zadań związanych z tworzeniem regionalnych rynków energii elektrycznej było opracowanie planu i szczegółowego harmonogramu wdrożenia skoordynowanego rynkowego mechanizmu udostępniania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej na rynkach krótkoterminowych, a przynajmniej na Rynkach Dnia Następnego. Szeroka współpraca wewnątrz regionów, obejmująca m.in. wspólne planowanie inwestycji, zgodne standardy w zakresie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, wypracowanie jednolitych mechanizmów wspierania energetyki rozproszonej i nowych inwestycji, czy też zasad cenotwórstwa i wzajemnych rozliczeń powinna sprzyjać harmonizacji zasad funkcjonowania rynku energii elektrycznej na znacznie większym obszarze, niż pojedyncze rynki krajowe. Współpraca ta przebiega w obrębie następujących regionalnych rynków energii elektrycznej, które wyodrębniono na podstawie kryteriów dostępności mocy przesyłowej, zakresu dostępnych informacji, warunków współpracy OSP i kompatybilności rynków hurtowych [8]: rynek iberyjski (MIBEL), obejmujący rynki Hiszpanii (ES) i Portugalii (PT), rynek GB&IR Wielkiej Brytanii (GB) i Irlandii (IR), rynek Europy Centralno-Zachodniej (CWE), obejmujący rynki Francji (FR), Belgii (BE), Holandii (NL), Niemiec (DE) i Luksemburga (LU), rynek Europy Centralno-Wschodniej (CEE), obejmujący rynki Austrii (AT), Czech (AT), Niemiec (DE), Polski (PL), Słowacji (SK), Słowenii (SI) i Węgier (HU), rynek nordycki (NE), obejmujący rynki Finlandii (FI), Szwecji (SE), Norwegii (NO), Niemiec (DE) i Polski (PL), rynek państw bałtyckich (BS), obejmujący rynki Litwy (LT), Łotwy (LV) i Estonii (EE), rynek Europy Centralno-Południowej (CSE), obejmujący rynki Francji (FR), Niemiec (DE), Szwajcarii (CH), Austrii (AT), Słowenii (SI), Włoch (IT) i Grecji (GR), rynek państw bałkańskich (BK), obejmujący rynki Włoch (IT), Słowenii (SI), Grecji (GR), Chorwacji (HR), Bośni i Hercegowiny (BH), Serbii (RS), Czarnogóry (ME), Albanii (AL), Macedonii (FYR), Bułgarii (BG) i Rumunii (RO).

3 Dotychczas najbardziej znaczące wyniki w zakresie integracji regionalnej osiągnięto na rynku CWE. Jednak postępy osiągnięte w budowie pozostałych regionalnych rynków energii elektrycznej były znacznie mniejsze i nie zapewniały pełnej zgodności z wymogami wynikającymi z obowiązujących regulacji prawnych UE w zakresie rynku energii elektrycznej [11]. W czerwcu 2009 r. KE wszczęła postępowanie przeciwko 25 państwom członkowskim UE w związku z brakiem wspomnianej zgodności. Postępowanie to dotyczyło przede wszystkim niedostatecznej przejrzystości rynków energii elektrycznej, niedostatecznej koordynacji działań ze strony OSP w celu udostępnienia maksymalnej przepustowości połączeń transgranicznych, zbyt wąskiego zakresu współpracy regionalnej, niewdrożenia, niepełnego wdrożenia lub nieegzekwowania przepisów przez właściwe organy państw członkowskich UE i brak odpowiednich procedur rozstrzygania sporów. Już w 2008 r. KE zwróciła uwagę, że najbardziej istotnym problemem w budowie regionalnych rynków energii elektrycznej jest niewystarczająca moc połączeń węzłów granicznych między systemami elektroenergetycznymi poszczególnych państw członkowskich UE. Wskutek tego problemu skala transgranicznej wymiany energii elektrycznej w UE w 2005 r. wynosiła tylko 10,3 proc. zapotrzebowania ogółem na tę energię, co oznaczało wzrost w stosunku do 1998 roku zaledwie o 2,8 pkt. proc. Wspomniane ograniczenia zawsze towarzyszyły przesyłowi energii elektrycznej ze Słowacji do Węgier (rynek CWE), z Francji i Niemiec do Szwajcarii (rynek CSE) oraz z Holandii do Belgii (rynek CWE). W nieco mniejszym stopniu ograniczenia te towarzyszyły przesyłowi tej energii z Francji do Wielkiej Brytanii (rynki MIBEL i GB&IR), z Niemiec do Holandii (rynek CWE), z Francji do Hiszpanii (rynek MIBEL) oraz z Czech do Niemiec (rynek CWE), przy czym czas występowania tych ograniczeń przekraczał 60 proc. czasu przesyłu energii elektrycznej (rys. 1). Należy przy tym zwrócić uwagę na to, że wyszczególnione na rysunku 1 ograniczenia dotyczyły głównie najbardziej rozwiniętych regionalnych rynków energii elektrycznej, na których transgraniczne przepływy energii były największe. Występujące ograniczenia w międzysystemowej wymianie energii elektrycznej i konsekwencji niska skala handlu transgranicznego wskazują dobitnie, iż budowa jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej w Europie wymaga znacznej rozbudowy połączeń transgranicznych. W szczególności rozbudowa tych połączeń powinna objąć rynek BK, na którym transgraniczne przepływy energii elektrycznej były stosunkowo niewielkie. Mimo priorytetowgo potraktowania przez KE budowy i rozbudowy sieci połączeń transgranicznych, nie należy się spodziewać, iż efekty skutkujące znacznym wzrostem wymiany energii elektrycznej między rynkami krajowymi pojawią się szybko. Głównymi tego powodami są wysokie koszty inwestycji infrastrukturalnych w sektorze elektroenergetycznym oraz bardzo długi okres realizacji tej budowy, uwarunkowany głównie efektami NIMBY (Not In

4 SK-HU DE-CH FR-GB FR-ES NL-DE DE-FR DE-CZ FR-DE PL-SK PL-CZ FR-BE SK-CZ CH-DE AT-CZ IT-FR DE-AT My Back Yard) i BANANA (Build Absolutely Nothing, Anywhare Near Anything). Należy przy tym zaznaczyć, że wspomniane uwarunkowania dotyczące kosztów i czasu realizacji połączeń transgranicznych dotyczą także rozwoju wewnętrznej infrastruktury przesyłowej poszczególnych państw, która jest niezbędna do prawidłowego funkcjonowania i efektywnego wykorzystania tych połączeń % Rys. 1. Czas występowania ograniczeń przesyłowych między systemami elektroenergetycznymi państw europejskich jako część czasu przesyłu energii elektrycznej [7] Dlatego też dla budowy jednolitego, wewnętrznego rynku energii elektrycznej na obszarze UE niemniej istotne stają się działania zmierzające do efektywniejszego wykorzystania istniejącej sieci połączeń transgranicznych. Działania te obejmują zacieśnienie współdziałania między funkcjonującymi w Europie giełdami energii elektrycznej, operatorami systemów przesyłowych oraz organami regulacyjnymi państw zaangażowanych w budowę tego rynku. Współdziałanie to (nierzadko w skali regionalnej) podporządkowane jest strategii budowy jednolitego, wewnętrznego rynku energii elektrycznej Komisji Europejskiej i współpracujących z nią międzynarodowych organizacji branżowych z zakresu przesyłu energii elektrycznej, regulacji i przemysłu elektroenergetycznego. 2. ROZWÓJ GIEŁD ENERGII ELEKTRYCZNEJ W EUROPIE Giełdy energii elektrycznej są w wielu europejskich krajach jednym z głównych elementów zliberalizowanych rynków. W ostatnich latach giełdy te umocniły swoje pozycje na tych rynkach. Znalazło to wyraz nie tylko w znacznym wzroście wielkości obrotów na rynkach spotowych wspomnianych giełd i liczby uczestników giełdowego handlu energią elektryczną, ale także w szerszym zakresie oddziaływania tych giełd, wykraczającym poza granice rynków krajowych (tab. 1).

5 W okresie wzrost ten dotyczył przede wszystkim największych europejskich giełd energii elektrycznej, do których należy zaliczyć giełdy APX Group, EEX, Nord Pool i OMEL. Na przykład na rynku dnia następnego (RDN) giełdy APX Group, działającej do 2010 r. na rynkach energii elektrycznej Holandii i Wielkiej Brytanii, wolumen obrotu wzrósł z 17,5 TWh w 2005 r. do niemal 600,0 TWh w 2011 r. Wzrostowi obrotów towarzyszył ponad 10-krotny wzrost liczby uczestników tego rynku. Jednocześnie w okresie tym giełda APX Group przejęła belgijską giełdę BELPEX i objęła rynek energii elektrycznej Belgii. W ostatnich latach znacznej intensyfikacji uległ giełdowy handel energią elektryczną w Europie Środkowo Wschodniej. Do funkcjonujących już wcześniej na rynkach energii elektrycznej państw tej części Europy giełd POLPX, EXAA, OPCOM i Borzen SP dołączyły bowiem giełdy PXE i HUPX, których działalność jest istotna dla wymiany energii elektrycznej na rynkach kliku sąsiednich państw tego regionu Europy. W lutym 2012 r. rozpoczął działalność operator rynku energii elektrycznej Grecji DESMIE/LEGIE SA, który prowadzi obligatoryjny dla wszystkich sprzedających i kupujących rynek dnia następnego. Uwagę zwraca znaczny wzrost wielkości obrotu na RDN giełdy POLPX, co było wynikiem wprowadzenia w sierpniu 2010 r. tzw. obliga giełdowego, tj. prawnego obowiązku kierowania co najmniej 15 proc. wytworzonej energii elektrycznej do publicznych form sprzedaży. Obroty na rynku spot giełdy POLPX wyniosły w 2011 r. 19,7 TWh, co oznaczało 160,52 proc. wzrost w stosunku do łącznych obrotów w 2010 r. Obrót na wszystkich rynkach dedykowanych energii elektrycznej tej giełdy wyniósł w 2011 r. 126,68 TWh, co stanowiło ponad 80% łącznego zużycia tej energii w Polsce. Tabela 1 Główne giełdy energii elektrycznej i operatorzy rynków energii elektrycznej w Europie [4,13] L.p. Giełda Wielkość obrotu RDN Liczba uczestników Objęte rynki (TWh) RDN krajowe APX Group (3) 17,5 592, NL, GB NL, GB, BE 2. BELPEX 7,5 (6) (2) 18 (2) BE (2) 3. Borzen SP 0,3 1, SI SI, SR 4. EEX 104,0 314, DE (5) 5. EPEX (4) 321,0 (4) 205 (4) DE, FR, AT, CH 6. EXAA 1,9 7, AT AT, HU 7. HUPX (7) 2,0 (7) 23 (7) HU, AT, UK, SK 8. IPEX 62,5 239, IT IT, SI 9. Nord Pool 164,7 316, NO, SE, FI, DK NO, SE, FI, DK 10. OMEL/OMIP 188,0 290, ES ES, PT 11. OPCOM 2,4 bd RO RO 12. PXE/OTE 0,3 (1) 19,8 (1) 45 CZ CZ, HU, SK 13. POLPX 2,0 19, PL PL 14. Powernext 25,8 (5) 52 (5) FR (5)

6 Oznaczenia: (1) - wielkość obrotu dotyczy 2007 r. (giełda powstała w czerwcu 2007 r.), (2) - od października 2010 w strukturze APX Endex, (3) - od 27 marca 2013 ICE Endex (Intercontinental Endex), (4) - giełda powstała w 2008 r. w wyniku połączenia giełd EEX i Powernext, (5) - od 2008 r. w strukturze EPEX, (6) wielkość obrotu dotyczy 2007 r. (giełda powstała w listopadzie 2006 r.), (7) handel na giełdzie rozpoczęto w lipcu 2010 r. Kolejną tendencją, która pojawiła się w ostatnich latach w funkcjonowaniu giełd energii elektrycznej jest postępujący proces ich konsolidacji. Przykładem takiej konsolidacji było wdrożenie w listopadzie 2006 r. modelu TLC (Trilateral Market Coupling), tj. modelu trójstronnego połączenia rynków dnia następnego giełd APX Group, BELPEX i Powernext. W marcu 2008 r. porozumienie o współpracy zawarły niemiecka giełda EEX i francuska giełda Powernext. W ramach tego porozumienia giełdy te rozpoczęły proces łączenia swoich rynków energii elektrycznej w ramach Europejskiej Giełdy Energii Elektrycznej (EPEX). Powstanie giełdy EPEX znacząco przyczyniło się do integracji, funkcjonujących w ramach systemu TLC, rynków energii elektrycznej Holandii, Belgii i Francji z rynkami Niemiec i Luksemburga [11]. W sferze silnego oddziaływania giełdy EPEX pozostają także rynki energii elektrycznej Austrii i Szwajcarii. Giełda ta koordynuje funkcjonowanie wszystkich europejskich giełd energii elektrycznej w zakresie wypracowania zasad wzajemnej współpracy, obejmujących przede wszystkim ujednolicanie standardów obliczeniowych i oprogramowania. 3. EFEKTY ROZWOJU REGIONALNYCH RYNKÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W UE Rozwój giełd energii elektrycznej oraz zachodzące między nimi procesy konsolidacyjne (koordynowane przez giełdę EPEX) stały się silnymi impulsami do realizacji kolejnych etapów budowy jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej w UE. Impulsy te umożliwiły bowiem wkroczenie tej budowy na ścieżkę regionalnej integracji krajowych rynków energii elektrycznej. Integracja ta była możliwa także dzięki współpracy operatorów systemów przesyłowych (koordynowanej przez ENTSO-E) oraz organów regulacyjnych (koordynowanej przez ACER) państw członkowskich UE. Współdziałanie wspomnianych powyżej giełd, operatorów i organów jest niezbędne ze względu na eliminację różnic w modelach funkcjonowania krajowych, a następnie regional-

7 nych, rynków energii elektrycznej, które ujawniają się w procesie ich łączenia. W szczególności różnice te dotyczą zasad kreowania cen i godzin handlu energią elektryczną, działania rynków bilansujących, a także reguł określania ograniczeń przesyłowych oraz kosztów tych ograniczeń. Rolą OSP jest zapewnienie wystarczająco dużych i dostępnych zdolności przesyłu energii elektrycznej przez granice systemów [1]. Wysiłki wspomnianych instytucji zmierzają do budowy w Europie regionalnych, a następnie międzyregionalnych, rynków obrotu energią elektryczną o trzech horyzontach czasowych. Na pierwszym z tych rynków mają być ustalane warunki fizycznej dostawy tej energii z wyprzedzeniem dłuższym niż jeden dzień (rynek terminowy), zaś na drugim z wyprzedzeniem jednodniowym (rynek dnia następnego). Trzeci z tych rynków dotyczy dostaw energii elektrycznej w dniu bieżącym (rynek dnia bieżącego). Fizyczna dostawa energii elektrycznej wymaga dysponowania transgranicznymi zdolnościami przesyłowymi, które udostępniane są w trybach odpowiadających wspomnianym horyzontom czasowym, tzn. odpowiednio w trybie alokacji długoterminowej (Long Term Allocation), w trybie alokacji jednodniowej (Day Ahead Allocation) i w trybie alokacji bieżącej (Intraday Allocation). Trwają równoległe prace na wszystkich wspomnianych rynkach, ale dotychczas najbardziej znaczące efekty osiągnięto w zakresie budowy rynku dnia następnego (Day Ahead Market). Dlatego też do prezentacji tych efektów ograniczono zawartość niniejszego punktu. Modele rynku o dłuższych terminach dostawy energii elektrycznej i rynku dnia bieżącego (Intraday Market) znajdują się bowiem w trakcie uzgadniania. Wśród europejskich regionalnych rynków energii elektrycznej za najbardziej zintegrowane należy uznać rynki NE i CWE (tab. 2). Na rozwój rynku NE istotny wpływ wywarła giełda Nord Pool, jedna z najbardziej dojrzałych giełd energii elektrycznej na świecie, oferująca szeroki asortyment produktów. Giełda ta od 2003 r. stosuje bowiem na obszarze rynku energii elektrycznej państw skandynawskich model MS (Market Splitting), tj. model podziału tego rynku. Granice tego podziału na strefy o zróżnicowanej cenie energii przebiegają przez punkty ograniczeń przesyłu pomiędzy wyodrębnionymi strefami cenowymi. Giełda Nord Pool realizuje podział rynku NE bazując na aukcjach niejawnych (Impilcit Auctions) na transgraniczne zdolności przesyłowe. Ten typ aukcji dotyczy handlu energią elektryczną traktując zdolności przesyłowe jako produkt uboczny, sprzedawany domyślnie w ilości niezbędnej do realizacji danej transakcji. Zatem w procesie oceny złożonych ofert ceny energii elektrycznej i ceny jej przesyłu są przedmiotem łącznej analizy. Sytuacja taka cechuje wysoko rozwinięte rynki energii elektrycznej.

8 Głównym powodem stosowania modelu MS na rynku NE są występujące ograniczenia przesyłowe między wyodrębnionymi strefami cenowymi tego rynku, przez co strefowe ceny energii elektrycznej różnią się między sobą. Tabela 2 Inicjatywy regionalne na europejskim rynku energii elektrycznej [13,2] Lp. Inicjatywa re-objętgionalna rynki Model integracji Instytucja Początek krajowe/ etapy rynkowej koordynująca integracji integracji 1. BK IT, SI, GR, HR, BH, RS, ME, głównie MA 2004 AL, FYR, BG, RO NMM 2. BS LT, LV, EE NMM PUC CEE AT, CZ, DE, PL, SK, SI, HU EA 2004 CZ, SK, DE, PL CEA E-Control 2006 CZ, SK, HU/(PL, RO) MC CAO 2012 HR CEA CSE FR, DE, CH, AT, SI, IT, GR MS(IA) AEEG, IPEX 2004 IT, SI MC CASC.EU CWE FR, DE, BE, EA 2004 NL, LU CREG BE, NL, FR MC (TLC) 2006 FR, DE, BE, MC CASC.EU, 2008 NL, LU EMCC 6. GB/IR GB, IR EA OFGEM 2004 MC NGIL MIBEL ES, PT NMM, EA CNE 2004 MS OMEL/OMIP/OMI 2007 MC NE SE, NO, FI, DK MS(IA) DERA, Nord Pool 2003 etapu Oznaczenia: MC Market Coupling, MS Market Splitting, TLC Trilateral Market Coupling, IA Implicit Auctions, EA Explicit Auctions, CEA Coordinated Explicit Auctions, NMM metody nierynkowe, MA inicjatywa wielostronna, CASC.EU - Capacity Allocation Service Company, CAO Central Allocation Office GmbH, EMCC European Market Coupling Company GmbH, OMI Iberian Power Market Operator, NGIL National Grid Interconnector Limited, PUC organ regulacyjny Łotwy, E-Control organ regulacyjny Austrii, AEEG organ regulacyjny Włoch, CREG organ regulacyjny Belgii, CNE organ regulacyjny Hiszpanii, DERA organ regulacyjny Danii. Głównym instrumentem, wykorzystywanym w początkowym stadium integracji rynku CWE były aukcje jawne (Explicit Auctions) na transgraniczne moce przesyłowe. Mechanizm tych aukcji oddziela energię elektryczną od mocy przesyłowych. Oznacza to, iż uczestnik akcji jawnych reguluje opłatę za wspomniane moce, bez względu na ich wykorzystanie. Zatem w momencie przystępowania do tych aukcji uczestnik ten nie musi dysponować kontraktem kupna (sprzedaży) samej energii elektrycznej.

9 W listopadzie 2006 r. połączone zostały rynki energii elektrycznej Belgii, Holandii i Francji. Wspomniany już model TLC pozwolił na wykorzystanie wspólnego algorytmu kalkulacji cen i przepływów energii elektrycznej w oparciu o bazę danych łączonych rynków, obejmującą ceny wynikające z ofert kupna i sprzedaży tej energii składane przez uczestników giełd oraz wielkości mocy przesyłowych, udostępnionych przez OSP. W wyniku obliczeń ustalana była jednolita cena tej energii na obszarze połączonych rynków i określane są optymalne przepływy mocy. Model MC (Market Coupling), tj. model łączenia rynków jest najczęściej wykorzystywanym instrumentem budowy regionalnych rynków energii elektrycznej w UE. Łączenie rynków energii elektrycznej jest przedsięwzięciem złożonym, polegającym na optymalizacji przepustowości połączeń wzajemnych i zapewnieniu przepływu tej energii z obszarów o niskich cenach do obszarów o wysokich cenach poprzez automatyczne połączenie kupujących i sprzedających po obu stronach granicy. Przedsięwzięcie to wymaga zgodnego współdziałania giełd energii elektrycznej, operatorów systemów przesyłowych (OSP) oraz organów regulacyjnych, działających na obszarach łączonych rynków. Łączenie rynków stopniowo się rozprzestrzenia z północno-zachodniej części UE na kolejne regiony. Obecnie połączonych jest 17 rynków krajowych energii elektrycznej państw członkowskich UE [6]. W Europie kontynentalnej punktem oparcia dla wdrażania modelu MC jest metodyka FBA (Flow Based Allocation), polegająca na wykorzystaniu fizycznych przepływów energii elektrycznej do wyznaczania zdolności przesyłowych na granicach między systemami elektroenergetycznymi. Zasadnicze znacznie dla tego punktu oparcia ma silnie oczkowy charakter sieci przesyłowej i mnogość połączeń transgranicznych między poszczególnymi krajami. Wspomniane zdolności inaczej są wyznaczane np. w krajach skandynawskich. Ze względu na stałoprądowy charakter połączeń z resztą europejskiego systemu wykorzystywana jest metoda NTV (Net Transfer Capacity). Od 2008 r. proces integracji rynku CWE wkroczył w bardziej zaawansowany etap. Zadanie dokonywania wspomnianych kalkulacji powierzono bowiem instytucji EMCC GmbH (European Market Coupling Company GmbH). Instytucję tą powołano w sierpniu 2008 r. jako spółkę typu joint venture giełdy Nord Pool, giełdy EEX oraz operatorów systemów przesyłowych 50Hertz Transmission GmbH, TenneT TSO GmbH oraz Energienet.dk. W październiku 2008 r. powołano instytucję CASC-CWE (Capacity Allocation Service Company CWE), która dokonała koordynacji metod zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz wypracowała wspólną procedurę alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych na rynku CWE. Założycielami tej instytucji były ministerstwa, organy regulacyjne, OSP, giełdy energii elektrycznej oraz reprezentanci uczestników pięciu krajów tworzących rynek CWE.

10 Koordynacyjna funkcja instytucji CASC-CWE przekroczyła granice rynku CWE w listopadzie 2010 r. Wtedy bowiem po przystąpieniu OSP Włoch, Szwajcarii, Austrii, Słowenii i Grecji sprawowanie tej funkcji przez tę instytucję objęło także rynek CSE. Już jako CASC.EU (Capacity Allocation Service Company EU) instytucja ta prowadzi platformę aukcyjną na transgraniczne zdolności przesyłowe na rynku CWE oraz na granicach tego rynku z rynkami energii elektrycznej Włoch i Szwajcarii. W początkowym okresie rozwoju rynku CEE główną metodą alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych były aukcje jawne. Od 2006 r. system skoordynowanych aukcji jawnych objął rynki energii elektrycznej Czech, Słowacji, Niemiec i Polski. System ten przyczynił się w największym stopniu do integracji rynków energii elektrycznej Czech i Słowacji, które zostały połączone w 2009 r. Wdrożenie modelu MC było możliwe dzięki współpracy operatorów systemów przesyłowych CESP i SEPS tych państw oraz operatorów tych rynków OTE i OKTE. Od 2010 r. funkcję koordynowania aukcji jawnych na rynku CEE przejęła instytucja CAO GmbH (Central Allocation Office GmbH), która została powołana w lipcu 2008 r. przez OSP krajów tworzących rynek CEE. We wrześniu 2012 r. wdrożony został model MC, którym objęto rynki dnia następnego Czech, Słowacji i Węgier. Nowa inicjatywa ze stycznia 2013 r. zakłada rozszerzenie strefy MC wspomnianych państw o rynki dnia następnego Polski i Rumunii. Inicjatywa ta pojawiła się wobec fiaska wdrożenia na obszarze rynku CEE szerszego modelu integracyjnego PCR (Price Coupling of Regions), obejmującego rynki Austrii, Czech, Niemiec, Polski, Słowacji, Słowenii i Węgier. W 2013 r. instytucja CAO objęła koordynowanym przez siebie system aukcji jawnych rynki Chorwacji i Słowenii. Objęcie wspólnym mechanizmem koordynacyjnym rynku CEE oraz rynków Rumunii i Chorwacji oznacza krok w kierunku integracji międzyregionalnej rynków CEE i BK. Funkcjonowanie rynku CSE opiera się o model MS oraz wykorzystanie aukcji niejawnych. Ze względu na występujące ograniczenia przesyłowe obszar tego rynku został podzielony na strefy o zróżnicowanych cenach energii elektrycznej. Szczególną rolę dla funkcjonowania rynku CSE odgrywa rynek energii elektrycznej Włoch, w obrębie którego funkcjonuje siedem oddzielnych stref cenowych [2]. Alokację zdolności przesyłowych między tymi strefami koordynuje włoska giełda IPEX. Koordynacyjna funkcja tej giełdy w zakresie stosowania modelu MS dotyczy także stref cenowych rynku CSE, pozostających poza granicami rynku energii elektrycznej Włoch. Proces integracyjny w ramach rynku CSE przebiega także zgodnie z modelem MC. Model ten od 2011 r. łączy bowiem rynki energii elektrycznej Włoch i Słowenii i funkcjonuje równolegle do modelu MS, obejmującego pozostałą część rynku CSE. Uruchomienie modelu MC

11 było możliwe dzięki ścisłej współpracy giełd (IPEX, Borzen SP) i OSP (Terna, Eles) obu wspomnianych krajów oraz wsparciu CASC.EU. Wspólny hiszpańsko-portugalski rynek energii elektrycznej MIBEL powołano na mocy traktatu podpisanego w październiku 2004 w Santiago de Compostela, który wszedł w życie w kwietniu 2006 r. Traktatem tym ustanowiono w szczególności ramy organizacyjne rynku spotowego OMEL i rynku instrumentów pochodnych OMIP. W początkowym okresie integracji alokacja transgranicznych zdolności przesyłowych na rynku MIBEL odbywała się z zastosowaniem metod nierynkowych oraz aukcji jawnych. Od 2007 r. proces integracyjny tego rynku przebiegał z wykorzystaniem modelu MS, co miało swoją przyczynę w występujących często przeciążeniach linii przesyłowych. Jednak od 2012 r. proces ten przebiega według modelu MC. Zasadniczym instrumentem alokacji zdolności przesyłowych na rynku GB/IR są aukcje jawne. Ze względu na wyspiarskie położenie ten regionalny rynek energii elektrycznej obejmuje jedynie dwa rynki krajowe, tj. brytyjski rynek BETTA (British Electricity Transmission and Trading Arrangements) i irlandzki rynek SEM (Single Electricity Market). Rynki te połączone są dwoma kablami podmorskimi prądu stałego HVDC (High Voltage Direct Current). Od 2001 r. funkcjonuje bowiem połączenie Moyle, zaś we wrześniu 2012 r. uruchomiono połączenie EWIC (East West Interconnector). To drugie połączenie o mocy 500 MW zwiększyło znacznie zdolności przesyłowe między oboma krajowymi rynkami energii elektrycznej i przyczyniło się w konsekwencji do wzrostu konkurencji na rynku GB/IR. W tej sytuacji w 2014 r. realne staje się wdrożenie na rynku GB/IR modelu MC. Prowadzenie działań zmierzających do połączenia rynku brytyjskiego i irlandzkiego powierzono NGIL (National Grid Interconnector Limited) [3]. Zasadniczym zadaniem NGIL jest harmonizacja zasad alokacji zdolności przesyłowych rynku GB/IR z zasadami rządzącymi alokacją zdolności oferowanych na połączeniach BritNed i Cross Channel. Zadanie to ma być zrealizowane poprzez stworzenie na terenie Wielkiej Brytanii hubu umożliwiającego swobodny dostęp do wszystkich regionalnych i międzyregionalnych połączeń i giełd energii elektrycznej. Regionalny rynek BS jest rynkiem specyficznym. Państwa bałtyckie bowiem, mimo swojego członkostwa w UE, nie mają aktualnie żadnych synchronicznych połączeń z europejskimi systemami UCTE i NORDEL. Jednak węzły graniczne systemów elektroenergetycznych tych państw dysponują dużą mocą, która pozwala na eksport lub import znacznej ilości energii elektrycznej. Synchroniczna wymiana tej energii jest jednak możliwa jedynie z państwami systemu IPS/UPS, tj. z Rosją i Białorusią. Krajem tego rynku, który wyróżnia się pod względem wielkości transgranicznej mocy przesyłowej jest Łotwa. Moc ta stanowi bowiem ponad 146 proc. mocy zainstalowanej w tym kraju. Dla Estonii i Litwy analogiczne wskaźniki wynoszą odpowiednio 73 proc. i 46 proc. W przypadku ograniczeń w przesyle zdolności przesyłowe alokowane są z zastosowaniem metod nierynkowych.

12 Zdecydowanie mniejsze przepływy energii elektrycznej, aniżeli na innych omówionych wcześniej regionalnych rynkach, występowały na rynku BK. Rynek ten jest też najsłabiej rozwiniętym, pod względem stopnia zaawansowania procesów integracyjnych, regionalnym rynkiem energii elektrycznej w Europie. Wynika to zarówno ze stosunkowo późnego zainicjowania tych procesów, jak również z niskiej liczby połączeń transgraniczych na tym rynku. Istotnym czynnikiem ograniczającym dynamikę rozwoju tego rynku jest brak giełd energii elektrycznej w tym regionie Europy, które mogłyby zaangażować się w koordynowanie procesów integracyjnych. Stąd też na rynku BK zdolności przesyłowe wymiany międzynarodowej alokowane są głównie z wykorzystaniem metod nierynkowych, a w szczególności metod opartych na priorytecie (np. metod First Come First Served i Served Today, Served Tomorrow ) oraz metod przydziału proporcjonalnego. Na wielu granicach między systemami elektroenergetycznymi krajów Europy Południowo-Wschodniej zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi w ogóle nie występuje. 4. EFEKTY MIĘDZYREGIONALNEJ INTEGRACJI REGIONALNYCH RYNKÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W UE Znaczące efekty rozwoju regionalnych rynków energii elektrycznej umożliwiły podjęcie działań w kierunku budowy międzyregionalnych rynków tej energii na terenie UE. Oznacza to rozpoczęcie kolejnego, bardziej zaawansowanego etapu budowy jednolitego, wewnętrznego rynku energii elektrycznej UE. Etap ten prowadzi bowiem do stopniowego rozszerzania obszaru stosowania jednolitych reguł rynkowych w międzynarodowym handlu energią elektryczną. Zgodnie z konkluzjami Rady Unii Europejskiej z dnia 4 lutego 2011 r. wspomniane reguły powinny zostać wdrożone na całym obszarze UE do 2014 r. Biorąc pod uwagę dotychczasowe efekty budowy jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej UE wydaje się, iż osiągnięcie tego celu we wspomnianym terminie jest najbardziej realne w przypadku rynku dnia następnego. Budowie jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej UE sprzyjać będzie litewska prezydencja w UE. Zakończenie tej budowy do 2014 r. stało się bowiem priorytetem tej prezydencji. Litwa domaga się przyspieszenia prac w zakresie budowy tego rynku nie tylko ze względu na możliwość przerwania izolacji Litwy od sieci elektroenergetycznych UE, ale także ze względu na wymierne korzyści dla całej UE. Według obliczeń KE jednolity wewnętrzny rynek energii elektrycznej powinien pozwolić na ograniczenie wydatków UE na energię elektryczną o 35 mld euro rocznie [5].

13 Za najbardziej zaawansowaną inicjatywę międzyregionalną w UE należy uznać proces integracji rynków CWE i NE (tab. 3). Ta pilotażowa inicjatywa jest przykładem integracji dwóch rynków regionalnych funkcjonujących według odmiennych modeli, tj. według modelu MC (rynek CWE) i według modelu MS (rynek NE). Integracja ta była możliwa nie tylko dzięki wysokiemu stopniowi rozwoju i dojrzałości obu tych rynków, ale także dzięki podmorskim kablom stałoprądowym HVDC (High Voltage Direct Current), łączącym te rynki. I tak już w listopadzie 2009 r. kabel HVDC Kontek umożliwił wdrożenie modelu MC między rynkami energii elektrycznej Niemiec i Danii. Dzięki połączeniom HVDC Baltic Cable i NorNed modele te zostały także wdrożone odpowiednio między rynkami energii elektrycznej Niemiec i Szwecji w maju 2010 r. oraz Holandii i Norwegii w styczniu 2011 r. Uruchomienie kabla HVDC Viking Cable, łączącego rynki energii elektrycznej Nieniec i Norwegi planowane jest na 2018 r. Tabela 3 Inicjatywy międzyregionalne na europejskim rynku energii elektrycznej [13, 14,15] Lp. Relacja inicjatywy Połączenia Model inte-instytucjgracji koor-początek międzyregionalnej międzyregionalne rynko-dynująca stosowania modelu Relacja Nazwa wej integrację integracji rynkowej 1. CWE NE DE - DK Kontek MC/ITVC EMCC lis 2009/lis 2010 DE - SE Baltic Cable MC/ITVC EMCC maj 2010/lis 2010 NL - NO NorNed ITVC EMCC sty 2011 DE - NO Viking Cable nd nd CWE GB/IR NL - GB BritNed MC NGIL kwi 2011 FR - GB Cross Channel MC NGIL lis CWE CEE DE - AT sieć MC TSI CWE - CSE DE/FR sieć EA CASC.EU 2011 IT/CH 5. NE GB/IR NO - GB NSI nd TSI NE BS FI EE Estlink I MC TSI kwi 2010 FI EE Estlink II MC TSI 2014 SE - LT SwedLit nd TSI NE CEE SE - PL SwePol MC TSI gru CEE - BK HU - RO sieć MC MA 2014 HU, SI - HR sieć EA CAO CEE - CSE SI - IT sieć MC TSI sty CEE - BS PL - LT LitPol MC TSI 2015 Oznaczenia: MC Market Coupling, ITVC Interim Tight Volume Coupling, EA Explicit Auctions, EMCC European Market Coupling Company GmbH, CASC.EU - Capacity Allocation Service Company, CAO Central Allocation Office GmbH, NGIL National Grid Interconnector Limited, TSI inicjatywa dwustronna, MA inicjatywa wielostronna, nd nie dotyczy. Od listopada 2010 r. łączenie rynków CWE i NE koordynowane jest przez instytucję EMCC i przebiega według modelu ITVC (Interim Tight Volume Coupling). Instytucja ta wyznacza

14 optymalne moce przesyłowe (Market Coupling Flow MCF), stosując kryterium najwyższych korzyści dla odbiorców energii elektrycznej (Economic Welfare Criterion). Moce te wyznaczane są na podstawie danych rynkowych dotyczących obu regionalnych rynków energii elektrycznej udostępnianych przez giełdy Nord Pool i EPEX oraz na podstawie informacji OSP dotyczących możliwości wykorzystania transgranicznych zdolności przesyłowych. Uwzględniając wyznaczone MCF instytucja EMCC przedstawia wspomnianym giełdom energii elektrycznej optymalne zestawienie ofert kupna i sprzedaży, które na podstawie tych ofert ustalają własne ceny energii elektrycznej. W mniejszym stopniu zaawansowane są procesy międzyregionalnej integracji rynków CWE i NE z innymi sąsiadującymi z nimi rynkami regionalnymi. Procesy te nie prowadzą bowiem bezpośrednio do wdrożenia pełnego mechanizmu integracyjnego. Wyrazem międzyregionalnej integracji rynków CWE i GB/IR są funkcjonujące między rynkami Holandii i Wielkiej Brytanii oraz Francji i Wielkiej Brytanii modele MC. Modele te zostały wdrożone w oparciu o podmorskie kable HVDC BritNed i Cross Channel, które łączą te rynki. Na rynku energii elektrycznej Wielkiej Brytanii zdolnościami przesyłowymi oferowanymi na tych kablach zarządza NGIL. Brytyjskie zainteresowanie tymi zdolnościami wynika nie tylko z faktu stosunkowo wąskich możliwości importowania energii elektrycznej z Europy kontynentalnej, ale także z perspektyw znacznego wzrostu cen tej energii na rynku krajowym w związku wprowadzeniem wyższego poziomu podatku węglowego [12]. Najbardziej zintegrowanymi rynkami krajowymi rynków regionalnych CWE i CEE są rynki Niemiec i Austrii. Od 2004 r. rynki te objęte bowiem zostały modelem MC. Jednak istotnym mankamentem funkcjonowania tego modelu dla dalszej integracji tych rynków regionalnych są przepływy kołowe, obciążające zwłaszcza systemy elektroenergetyczne Polski i Czech. Przepływy te zmniejszają zdolności przesyłowe tych systemów w międzynarodowej wymianie energii elektrycznej. Podstawowym instrumentem integracji międzyregionalnej rynków CWE i CSE jest system aukcji jawnych. System ten funkcjonuje na granicach Niemiec i Francji oraz Włoch i Szwajcarii. Od 2011 r. funkcjonowanie tego systemu koordynowane jest przez instytucję CASC.EU. Oprócz rynku CWE rynek NE połączony jest także z rynkami BS i CEE. Możliwości międzyregionalnej integracji rynków NE, BS i CEE determinują istniejące połączenia. I tak uruchomione w kwietniu 2010 r. podmorskie połączenie HVDC Estlink I systemów elektroenergetycznych Finlandii i Estonii umożliwiło wdrożenie modelu MC między rynkami NE i BS. Funkcjonowanie tego modelu jest szczególnie istotne dla państw rynku BS ze względu na wspomnianą już wcześniej jego izolację w ramach systemu elektroenergetycznego UE.

15 W najbliższych latach należy oczekiwać dalszej integracji rynków NE i BS. Oczekiwania te związane są perspektywą uruchomienia kolejnych transgranicznych połączeń między tymi rynkami. W 2014 r. spodziewane jest bowiem włączenie do eksploatacji kabla Estlink II, tj. drugiego połączenia podmorskiego HVDC o mocy 650 MW między systemami elektroenergetycznymi Finlandii i Estonii. Zdolności przesyłowe między tymi systemami wzrosną tym samym do MW. Wspomniane oczekiwania bazują także na bliskim uruchomieniu połączenia systemów elektroenergetycznych Szwecji i Litwy. Kosztem 550 mln euro podmorski kabel HVDC SwedLit (NordBalt) o mocy 700 MW ma bowiem zostać oddany do użytku w 2015 r. Wdrożony w grudniu 2010 r. model MC łączy rynki NE i CEE. Objęcie tym modelem rynków energii elektrycznej Szwecji i Polski było możliwe dzięki podmorskiemu kablowi HVDC SwePol o mocy 600 MW, łączącego systemy elektroenergetyczne tych krajów. Biorąc pod uwagę dążenie Polski do włączenia się do modelu MC obejmującego już od 2012 r. rynki energii elektrycznej Czech, Słowacji i Węgier istnieje realna możliwość rozszerzenia zakresu funkcjonowania tego modelu na rynek szwedzki. Ta międzyregionalna integracja rynków NE i CEE wymaga jednak harmonizacji godzin składania ofert przez uczestników współpracujących ze sobą giełd energii elektrycznej, działających po obu stronach granicy tych rynków regionalnych. W 2020 r. planowane jest uruchomienie podmorskiego kabla stałoprądowego NSI (North Sea Interconnector), który powinien umożliwić międzyregionalną integrację rynków NE i GB/IR. Granice międzyregionalnej integracji rynków NE i CEE mogą także wkrótce objąć rynek BK. Stać się tak może na skutek dążenia Rumunii do włączenia jej rynku energii elektrycznej do modelu MC obejmującego już rynki energii elektrycznej Czech, Słowacji i Węgier. Ponadto rozszerzeniu integracji rynków NE i CEE na rynek BK służy podpisane w grudniu 2010 r. memorandum (Memorandum of Understanding) dotyczące objęcia modelem MC rynków energii elektrycznej Rumunii i Bułgarii, a także koordynowany od 2013 r. przez CAO system aukcji jawnych na granicach systemów elektroenergetycznych Węgier i Chorwacji i Słowenii i Chorwacji. Realizacja tych zamierzeń może doprowadzić do stosowania wspólnego algorytmu wyznaczania cen energii elektrycznej na obszarze UE od Morza Bałtyckiego po Morze Czarne i po Morze Adriatyckie [9]. Zalążkiem stosowania tego algorytmu w państwach położonych nad Morzem Adriatyckim jest model MC, którym od stycznia 2011 r. objęte są rynki energii elektrycznej Słowenii i Włoch. Model ten jest wyrazem międzyregionalnej integracji rynków CEE i CSE.

16 Rynek CEE może wkrótce uzyskać połączenie z rynkiem BS. Połączenie to pozwoli na szersze włączenie rynku BS w proces budowy jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej UE (zobacz pkt. 4). Wspomniane połączenie LitPol o mocy 500 MW (most energetyczny) z wbudowaną wstawką prądu stałego między polskim Ełkiem i litewskim Alytusem ma strategiczne znaczenie dla całej Unii Europejskiej. Most energetyczny połączy bowiem nie tylko kraje nadbałtyckie z siecią elektroenergetyczną Europy Zachodniej, lecz zamknie także tzw. pierścień bałtycki, obejmujący systemy elektroenergetyczne Norwegii, Szwecji, Finlandii, Danii, Niemiec, Polski, Litwy, Łotwy, Estonii i Rosji. 5. ZAKOŃCZENIE Unia Europejska potrzebuje konkurencyjnego, zintegrowanego i płynnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Działanie tego rynku w sposób wydajny i elastyczny jest konieczne, aby sprostać stającym przed UE wyzwaniom związanym z ochroną klimatu, zapewnieniem przystępnych cenowo i bezpiecznych dostaw energii elektrycznej dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw. Mimo znacznych postępów w sposobie funkcjonowania rynku energii elektrycznej UE, obejmujących rozwój rynków regionalnych, a w ostatnich latach także rynków międzyregionalnych, wyznaczony na 2014 r. przez szefów państw i rządów UE termin ostatecznego utworzenia jednolitej struktury tego rynku wydaje się zagrożony. Utworzenie jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej UE wymaga przede wszystkim pilnych inwestycji w infrastrukturę przesyłową, zwłaszcza transgraniczną. Nie mniej istotne są inwestycje w infrastrukturę wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej, a także w tworzenie możliwości jej przechowywania. Jednolity wewnętrzny rynek energii elektrycznej UE wymaga szybszego dostosowywania krajowego ustawodawstwa do wymogów unijnych, a także odejścia od polityki ochrony narodowych interesów. Za to potrzebne jest pogłębienie współpracy przede wszystkim giełd energii elektrycznej, operatorów systemów przesyłowych i organów regulacyjnych państw członkowskich UE. LITERATURA [1] Chojnacki I., Olejniczak M: TGE: trwają intensywne prace nad uruchomieniem europejskiego rynku energii elektrycznej, 24 sierpnia [2] Development and Implementation of a Coordinated Model for Regional and Inter- Regional Congestion Management, Final Report, EuroPex, ETSO, January 2009.

17 [3] France-UK-Ireland Electricity Regional Initiative. Work Plan , ACER, [4] Impediments to Electricity Trading In Central and Eastern Europe (CEE), Traders Survey 2011, PWC, [5] Lithaunia s EU Presidency Sets Energy Priorities, NewEurope, 4 th July [6] Making the internal energy market work, COM (2012) 663 final, Brussels, 15 November [7] Mercado de Electricidad Electricity Market, OMEL. [8] Motowidlak T.: Efekty wdrażania polityki energetycznej Unii Europejskiej w zakresie rynku energii elektrycznej, Wydawnictwo Uniwersytetu Łódzkiego, ISBN , Łódź, [9] National Report 2011, Romanian Energy Regulatory Authority, September [10] Report on progress in creating the international gas and electricity market, COM (2005) 568 final, Brussels, 15 November [11] Report on progress in creating the international gas and electricity market, COM (2010) 84 final, Brussels, 11 March [12] Schaps K., Neely J., Graham J.: Britain to pay more for Power than Germany for a decade Credit Suisse, Reuters, 19 th Juni [13] Target Model and European Market Integration in the Electricity Sector, Hungarian Energy Office, September [14] Verelst M.: CWE Market Coupling ATC & CWE-Nordic ITVC. First Results, Elia, January [15] Weber A., Graeber D., Semming A.: Market Coupling and the CWE Project, Springerlink.com, 27 October DEVELOPMENT OF ELECTRICITY MARKET OF THE EUROPEAN UNION Key words: regional electricity markets in EU, EU's electricity exchanges, single competitive EU electricity market Summary. Construction of a single competitive electricity market in the EU is one of the main objectives of EU energy policy. Since the formulation of these objectives, structure have taken place with varying intensity. Also different was the dynamics of the construction in various regions of the EU. In the last few years, the liquidity and transparency of regional EU electricity markets have improved significantly as a result of linking national markets. Combining these markets gradually spreading from the north-western part of the EU's other regions. Joining is mainly the result of cooperation power exchanges, transmission system operators and EU regulators. This paper presents the results so far and the prospects for regional and interregional integration of the EU's electricity markets. Tomasz Motowidlak, dr hab. inż. prof. nadzw. UŁ, Uniwersytet Łódzki, Katedra Międzynarodowych Stosunków Gospodarczych, tmotowid@uni.lodz.pl