MARC

 008240612s2023      us  |||||||||||||||c||eng  d
■001000016933372
■00520240214101239
■006m          o    d                
■007cr#unu||||||||
■020    ▼a9798379707002
■035    ▼a(MiAaPQ)AAI30528242
■040    ▼aMiAaPQ▼cMiAaPQ
■0820  ▼a621
■1001  ▼aDoshi,  Gaurav.
■24510▼aEssays  on  the  Economics  of  Energy  Transition▼h[electronic  resource]
■260    ▼a[S.l.]:▼bThe  University  of  Wisconsin  -  Madison.  ▼c2023
■260  1▼aAnn  Arbor  :▼bProQuest  Dissertations  &  Theses,  ▼c2023
■300    ▼a1  online  resource(218  p.)
■500    ▼aSource:  Dissertations  Abstracts  International,  Volume:  84-12,  Section:  B.
■500    ▼aAdvisor:  Johnston,  Sarah.
■5021  ▼aThesis  (Ph.D.)--The  University  of  Wisconsin  -  Madison,  2023.
■506    ▼aThis  item  must  not  be  sold  to  any  third  party  vendors.
■520    ▼aThis  dissertation  studies  the  impact  of  energy  policy  on  U.S.  electricity  markets  and  energy  transition.  The  first  chapter  examines  the  impact  of  grid  expansion  on  market  power  and  emissions  from  fossil  fuel  firms  in  the  short-run  and  the  transition  to  wind  energy  in  the  long-run.  For  the  empirical  analysis,  I  use  the  rollout  of  a  large-scale  transmission  expansion  project  in  Texas  that  linked  windy  areas  in  the  west  to  population  centers  in  the  east,  costing  $6.8  billion.  Results  show  significant  benefits  due  to  declines  in  markups,  emissions,  and  increases  in  wind  investment.  The  payback  periods  range  from  5  -  12  years  and  are  much  shorter  than  the  previous  estimates  in  the  literature.  In  the  second  chapter,  I  study  the  effect  of  market  structure  on  technology  adoption  in  the  U.S.  solar  and  wind  power  industries.  I  compare  adoption  across  two  market  types:  restructured  markets,  which  are  designed  to  promote  competition,  and  traditional  markets,  which  are  dominated  by  regulated  monopolists.  Solar  projects  in  restructured  markets  are  24  percent  less  likely  to  adopt  frontier  technology,  while  the  effect  for  wind  projects  is  negative  but  statistically  insignificant.  I  provide  evidence  that  differences  in  financing  costs  across  the  two  market  types  explain  this  negative  relationship  between  competition  and  adoption.  In  the  third  chapter,  I  study  the  effect  of  transmission  expansion  on  the  cost  of  hedging  risk  in  the  wholesale  electricity  market.  Market  participants  (generating  firms,  retailers,  and  financial  traders)  use  forward  contracts  to  hedge  risk  from  price  volatility  in  the  market.  I  show  that  transmission  integration  in  Texas  significantly  lowered  the  prices  of  these  contracts,  which  translates  to  about  $265  million  worth  of  annual  benefits  in  terms  of  lower  cost  of  hedging  risk.  Further,  I  show  evidence  of  greater  market  efficiency  measured  by  the  geographical  convergence  of  prices  across  regions  in  Texas.
■590    ▼aSchool  code:  0262.
■650  4▼aEnergy.
■653    ▼aElectricity  markets
■653    ▼aEnergy  economics
■653    ▼aEnergy  transition
■653    ▼aIndustrial  organization
■653    ▼aMarket  power
■653    ▼aMarket  structure
■690    ▼a0501
■690    ▼a0438
■690    ▼a0791
■71020▼aThe  University  of  Wisconsin  -  Madison▼bAgricultural  and  Applied  Econ.
■7730  ▼tDissertations  Abstracts  International▼g84-12B.
■773    ▼tDissertation  Abstract  International
■790    ▼a0262
■791    ▼aPh.D.
■792    ▼a2023
■793    ▼aEnglish
■85640▼uhttp://www.riss.kr/pdu/ddodLink.do?id=T16933372▼nKERIS▼z이  자료의  원문은  한국교육학술정보원에서  제공합니다.
■980    ▼a202402▼f2024

Preview

Export

ChatGPT Discussion

AI Recommended Related Books