Incentives for Transmission Investment in the PJM Electricity Market: FTRs or Regulation (or Both?)

This paper presents an application of a mechanism that provides incentives to promote transmission network expansion in the area of the US electric system known as PJM. The applied mechanism combines the merchant and regulatory approaches to attract investment into transmission grids. It is based on rebalancing a two-part tariff in the framework of a wholesale electricity market with locational pricing. The expansion of the network is carried out through the sale of financial transmission rights for the congested lines. The mechanism is tested for 14-node and 17-node geographical coverage areas of PJM. Under Laspeyres weights, it is shown that prices converge to the marginal cost of generation, the congestion rent decreases, and the total social welfare increases. The mechanism is shown to adjust prices effectively given either non-peak or peak demand.Electricity transmission expansion, incentive regulation, PJM

OPTIMACIÓN DE LAS REDES DE TRASMISIÓN ELÉCTRICA EN NORTEAMÉRICA. Teoría y aplicaciones

Presentamos la aplicación de un mecanismo híbrido para la expansión de la red de trasmisión en los sistemas eléctricos de México, Estados Unidos y Canadá. La aplicación está sustentada en redefinir el producto de la trasmisión en términos de transacciones “punto-a-punto” o derechos financieros de trasmisión (DFT), en elreequilibrio de las partes fija y variable de una tarifa en dos partes, así como en la utilización de precios nodales. La expansión de la red ocurre debido a la venta de DFTasociados con las líneas eléctricas congestionadas. El mecanismo se prueba para la to-pología de la red del Sistema Eléctrico Nacional de México (SEN) con 25 nodos y 34 líneas eléctricas, la red de Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM) con 17 nodos y 31 líneas y, finalmente, la red de Ontario (Independent Electricity System Operator, IESO) con 10 nodos y 10 líneas. Los resultados muestran que los precios convergen en el costo de la generación marginal, la congestión disminuye y el bienestar social se incrementa para los tres sistemas, no importando la organización del sistema eléctri-co, la topología de las redes ni el tipo de capacidad de generación instalada

El modelo hrv para la expansión óptima de redes de transmisión. Una aplicación a la red eléctrica de Ontario

Este documento presenta la aplicación de un mecanismo que provee incentivos para la inversión en expansión de redes en el sistema eléctrico de la provincia de Ontario, Canadá. Tal mecanismo combina tanto un enfoque de mercado como uno regulatorio. Se basa en el rebalanceo de una tarifa en dos partes dentro de un contexto de mercado eléctrico mayorista, a la par de la fijación de precios nodales. La expansión de la red se lleva a cabo a través de subastas de derechos financieros de transmisión para las líneas congestionadas. El mecanismo se prueba para una red de transmisión simplificada de diez zonas eléctricas interconectadas, diez nodos, once líneas y setenta y ocho generadores en la provincia de Ontario. La simulación se realiza en escenarios tanto de hora pico como de hora no pico. Al considerar ponderadores de Laspeyres, los resultados muestran que los precios convergen al costo marginal de generación, la renta de congestión disminuye y el bienestar social se incrementa

The HRV Model for Optimal Expansion of Transmission Networks: An Application to the Ontario Electricity Grid

This paper presents the application of a mechanism that provides incentives to promote transmission network expansion in the electricity system of the Ontario province. Such mechanism combines a merchant approach with a regulatory approach. It is based on the rebalancing of a two-part tariff within the framework of a wholesale electricity market with nodal pricing. The expansion of the network is carried out through auctions of financial transmission rights for congested links. The mechanism is tested for a simplified transmission grid with ten interconnected zones, ten nodes, eleven lines and seventy eight generators in the Ontario province. The simulation is carried out for both peak and non-peak scenarios. Considering Laspeyres weights, the results show that prices converge to the marginal generation cost, the congestion rent decreases and the total social welfare increases.electricity transmission, financial transmission rights (FTR), incentive regulation, loop flows, nodal prices.

Incentives for transmission investment in the PJM electricity market: FTRs or regulation (or both?)

This paper presents an application of a mechanism that provides incentives to promote transmission network expansion in the area of the US electric system known as PJM. The applied mechanism combines the merchant and regulatory approaches to attract investment into transmission grids. It is based on rebalancing a two-part tariff in the framework of a wholesale electricity market with locational pricing. The expansion of the network is carried out through the sale of financial transmission rights for the congested lines. The mechanism is tested for 14-node and 17-node geographical coverage areas of PJM. Under Laspeyres weights, it is shown that prices converge to the marginal cost of generation, the congestion rent decreases, and the total social welfare increases. The mechanism is shown to adjust prices effectively given either non-peak or peak demand.Electricity transmission expansion Incentive regulation PJM