1. You operate a small combined-cycle gas-turbine (CCGT) power plant in a very competitive electricity market (no firm has market power). Currently, the market has 5500 MW of coal- fired power plant capacity that operates with a marginal cost of $30/MWh. There are 4000 MW of CCGT capacity that operates with a marginal cost of $50/MWh. There are also 4000 MW of combustion turbine peaker (CT) gas-fired generation that operates with a marginal cost of $75/MWh. None of the capacities are expected to change in the short run. Demand in the winter varies between 6000MW and 9500 MW. Demand in the summer varies between 10,000 and 12,500MW. In both seasons demand is completely price-inelastic (i.e.changes in the wholesale price of power have no effect on end-use demand).

(a)  The price of natural gas goes up. This drives up the marginal cost of a CCGT (including yours) to $55 and drives up the marginal cost of a combustion turbine peaker plant to $82.50.  In the short run, is this likely to raise your profits, lower your profits, or have no effect on your profits?

(b) A 500 MW coal plant has a mechanical failure and is forced to shut down for a month. Would this affect your profits more if the outage occurred in the winter when demand tends to be fairly low or in the summer when demand is higher on average?

(c) You run a steel casting plant in the same market as was described in parts (a) and (b) and you buy power directly from the wholesale market. Your plant consumes the same quantity of electricity 24 hours per day, 365 days per year. The overall market demand pattern is the same as in parts (a) and (b), higher in the summer on average than in the winter.  If the price of coal increased, would the increase harm you more if it occurred during the winter or during the summer?

(d) Assume instead that you operate your steel plant in a market in which generation is regulated under traditional cost-of service, utility regulation principles.  Otherwise the configuration of supply and demand is the same as in the previous parts of this question. Now would the coal price increase harm you more in the winter or the summer?

2.  The Ramsey pricing rule for a firm that sells multiple products is an economic approach to setting price high enough to allow a firm to break even while minimizing deadweight losss. Under Ramsey pricing, the firm sets prices so that the markup over marginal cost for each product is proportional to the inverse of the demand elasticity for the product.   (Ramsey pricing can also be applied to a firm that sells a single product, but sells it to buyers in distinct and separable customer classes.)

(a)  Give an intuitive explanation for why this minimizes deadweight loss.

(b) Explain why the rule often conflicts with the public notions of fairness.

3.  Refrigerators in the U.S. are subject to energy efficiency standards: a dealer is not allowed to sell a refrigerator that does not at least meet a certain efficiency level.  Refrigerators in the U.S. are also subject to energy efficiency labeling:  All refrigerators in a store must display sheets that give information on the average energy use and cost of operation (under various electricity price assumptions). Do these laws serve the same purpose? Might there be a good public policy argument for having both of them?

4.  Mexico is considering a cap-and-trade for carbon dioxide market as a climate change policy. The market would cover only the electricity sector Their biggest polluter, CFE, is a dominant firm in this market.  Its business-as-usual (BAU) emissions are 50 tons and has a marginal cost of abatement function of gCA(aa) = 10 + 2  ac, where ac is the amount it abates. There are other, price-taking power companies in the market (we will call them the  “competitive fringe”) with aggregate BAU emissions of 50 tons.  This fringes marginal cost of abatement function is gCA(af) = 3  af, where af  is the amount it abates. Regulators release 70 tons of permits, where each permit can be used to comply with polluting one ton of CO2. So the cap is set at 70 tons. You may write your answers either by rounding to the nearest tenth or just use fractions.

(a) If every firm acts competitively what is the least cost solution to reducing emissions from 100 to 70 tons? How much will each group (CFE, and the fringe) abate?

Now assume that the government gives to CFE 50 tons of permits for free.  CFE can choose to use them to offset their own emissions or to sell them to the fringe.  If they sell them, CFE gets to keep all the proceeds of the sale.  Assume that CFE seeks to maximize profits. The fringe gets the remaining 20 tons allocated to it for free.

(b) What will be the demand for permits from the fringe?   In other words express the quantity of allowances the fringe will want to buy as a function of the allowance price. This is the demand curve for selling permits that is faced by CFE. (hint:  how much abatement would the fringe do if the permit price were $100?  how much if the permit price were zero?)

(c) If CFE maximizes its profits, how many permits should it sell and how many should it keep to offset its own emissions?

(d) What is the deadweight loss in part d?

5. In the early years of renewable generation there were debates about whether utilities should have “set-asides” (quantity targets) guaranteeing a specific quantity of certain types of renew- able generation or whether renewable producers should instead be given a dollar per MWh environmental  “bonus” but still have to compete against conventional generation sources. Renewable energy was viewed as desirable, but there was much uncertainty about long-run marginal cost of supplying energy from it.

(a) Assume the proposals would apply only to wind generation, and that a large number comparable wind technologies and wind farm locations were readily available.  Would you favor the “set-asides” or dollar per MWh “bonus” approach? Explain. (Hint: think about the supply of renewable energy as analogous to the marginal cost of abatement in a general environmental sense).

(b) Assume that the proposals would apply only to geothermal generation and that the exact number of attractive geothermal development sites were unknown, but known to be relatively limited. Would your answer to part a change?