输电已成为电力结构调整的关键行业。然而，人们对输电成本函数的形状知之甚少。造成这种情况的原因可能是对输电输出的定义以及最优电网扩展和输出扩展之间关系的复杂性缺乏共识。输电成本函数的知识可以帮助公司（Transcos）和监管机构规划输电扩张，并有助于设计监管激励机制。当传输输出被定义为点对点交易或金融传输权（FTR）义务时，我们探索了传输成本函数，特别是探索了循环流下的扩展。我们测试了不同网络拓扑的基于FTR的成本函数的行为，发现了定义为FTR输出的成本函数是分段可微的，并且它们包含具有负边际成本的部分的证据。然而，模拟表明，这种不寻常的特性并不妨碍将价格上限激励机制应用于现实世界的输电扩张。

当投资是不稳定的，对天然气的需求是随机的时，我们会处理对受监管的天然气管道的投资。这是一个理论上可以作为动态程序解决的问题，但实际解决方案取决于主观的或无法估计的函数和参数。然后，我们从面对不完整市场的消费者的角度重新表述这个问题。研究表明，对于合理的参数值，消费者更愿意为过剩容量付费，而不是承担拥堵风险。这些战略可以通过合理直接的政策来实施。由于对天然气的需求是非常无弹性的，因此与第一最佳值的小偏差相关的福利损失是最小的。这意味着天然气管道系统可以用一套相对简单的透明规则进行监管，而不会造成任何重大的福利损失。

整合大量供应驱动的可再生能源发电仍然是一项政治和业务挑战。欧洲从可变可再生能源安装至少200吉瓦电力的主要障碍之一是如何应对网络容量不足和新的流动模式将导致的拥堵。我们对当前控制国际边界拥堵的方法进行了建模，并将其结果与模拟利用节点/局部边际定价的欧洲综合网络的模型进行了比较，其中，在不同的风电渗透情况下。节点定价模拟表明，不同风电情景和国家内部的拥堵和价格模式差异很大，节点价格制度可以更充分地利用现有的欧盟网络容量，大幅节省运营成本，并降低大多数欧洲国家的边际电价。

欧盟成员国正在对可再生能源发电进行大规模投资，以实现2020年可再生能源占总能源20%的目标。由于新一代发电的位置与现有发电源的位置不同，而且通常位于电网的末端，这将产生新的流动模式和输电需求。虽然欧洲国家之间存在拥堵，但增加可变能源的渗透将改变目前的跨境拥堵状况。对于电力市场设计来说，促进充分利用现有输电能力并允许即使在系统拥塞的情况下也能稳健运行变得越来越重要。在确定了欧洲国家有效的拥堵管理计划所需的五个标准后，本文批判性地评估了各种方法在多大程度上满足了要求。

本研究介绍了Hogan、Rosellón和Vogelsang（2010）（HRV）机制的应用，以促进秘鲁输电系统SEIN（Sistema Eléctrico Interconnectado Nacional）的输电网络扩张。HRV机制结合了商业和监管方法，以促进对输电网的投资。这一机制通过在具有位置定价的批发电力市场框架内，随着时间的推移重新平衡两部分电价的固定和可变费用，激励对网络扩张的有效投资。网络的扩展是通过出售拥堵线路的金融传输权（FTR）来实现的。该机制利用发电机、节点和传输线的详细特性应用于SEIN的103个节点。在拉氏权和输电能力扩张的线性成本下，研究表明，由于输电能力的增加，价格会收敛到较低的水平。

在过去几年中，德国输电网络内的拥堵管理变得更加重要。这种新出现的相关性是由可再生能源发电的增加和核电站的部分淘汰造成的。这两种发展都会改变输电流模式，从而需要进行拥堵管理。目前，四家德国输电系统运营商（TSO）负责使用治疗方法管理拥堵，特别是重新调度发电厂。然而，德国境内存在四个TSO，这引发了一个问题，即它们之间在管理国家拥堵方面的协调是否有益。为了解决这个问题，我们应用广义纳什均衡模型来分析不同程度的协调，覆盖德国电力市场，详细描述发电和网络结构。我们的研究结果表明，由于TSO考虑了其他运营商区域的拥堵，拥堵管理成本在协调程度上有所下降。如果每个TSO单独负责自己的区域，总成本最高，如果一个综合实体负责缓解拥堵，总成本最低。我们得出的结论是，在具有多个TSO的设置中，诱导协调，例如通过一个共同的市场，有可能降低拥堵管理的总体成本。

从区域定价向较小区域和节点定价的转变提高了系统运行的效率和安全性。然而，由此产生的价格变化也会在发电和负荷之间以及在发电和负载之间转移利润和盈余。随着个别演员的失败，他们可能会反对任何改革。我们探讨了如何将财政输电权自由分配给发电和负荷，以减轻分配影响。在三节点网络中，我们探讨了FTR的参考节点/集线器、免费分配的FTR份额以及确定分配给不同发电和负载的权利比例的指标的基本影响。我们基于德国电力系统节点表示的每小时建模，在更现实的环境中测试了结果。

我们讨论了两个价格区，即一个北部和南部投标区，对德国电力市场的影响。在北部地区，以低可变成本持续增加产能会导致市场调度中出现大量区域供应过剩，而南部地区的常规产能则会下降。随着供应和负荷的空间不平衡加剧，目前的单一招标区域往往导致技术上不可行的市场结果，需要进行治疗性拥堵管理。在一个面临结构性区域失衡的系统中，增加招标区将使稀缺的输电能力更好地融入市场。本文采用直线型电力部门模型，分别分析了2012年和2015年德国电力系统中两个竞价区的系统含义和分配效应。结果显示，跨地区重新调度水平有所下降，尤其是在2015年。然而，2015年，总体网络拥塞和重新调度水平有所上升，而且两个投标区域的网络拥塞和再调度水平仍然很高。结果对额外的线路投资非常敏感，这说明了在动态环境中定义稳定价格区的挑战。对于两个投标区域，模型中的价格在南部区域增加，在北部区域减少。平均价格偏差从2012年的0.4欧元/MWh增长到2015年的1.7欧元/MWh，在有价格差异的小时内，绝对值明显更高。区域内的利益相关者在不同程度上受到价格偏差的影响。与批发价格或不同的网络费用相比，分销效应小得惊人。

我们分析了德国目前的输电监管制度，该制度将网络规划与成本加成和收入上限监管相结合。在回顾了输电投资的国际经验后，我们首先对德国的整体制度进行了定性评估。德国TSO普遍存在过度投资和低效膨胀成本的动机。我们进一步开发了两个模型来分析输电规划过程。在第一个模型中，输电扩展和发电调度之间没有权衡。这是一个类似于德国输电规划（Netzentwicklungsplan）中实际使用的建模设置。可替换地，第二模型允许这种权衡，并因此代表了传输网络规划的最佳方式。对这两个模型进行了模拟并进行了比较，以说明与现行制度相关的过度输电能力投资和福利损失的数量。