Exergoeconomic performance evaluation applied to thermal power plants immersed in hourly-based electricity markets

Abstract

O Brasil está passando por uma importante transição energética, não apenas em questão de substituição de tecnologias convencionais por soluções limpas, como também em relação à modernização regulatória, política e metodológica. A Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) aprovou em julho de 2019 a implementação do programa computacional DESSEM para o cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) em base horária, o qual trará empoderamento por parte da demanda e de certos geradores em períodos de excesso de oferta ou escassez de energia elétrica ao longo do dia. Este trabalho objetiva o desenvolvimento de um método exergoeconômico, com base no método SPECO (Specific Exergy Costing), para usinas de geração e cogeração térmicas existentes, quantificando o desempenho de seus custos de geração em comparação com os preços de curto prazo da rede. A abordagem do desenvolvimento deste estudo foi divida em três pontos principais: análise da matriz elétrica brasileira, avaliação do mercado de energia, gerando cenários de preços de curto prazo, e desenvolvimento de um Indicador de Performance Exergoeconômica (EPI) ?, aplicando-o a um estudo de caso. Primeiro, os dados de geração, bem como os tipos de fonte, e consumo foram analisados de acordo com os dados oficiais publicados mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Em seguida, duas variáveis chave foram selecionadas para analisar deltas de preço: o consumo no submercado Sudeste/Centro-oeste e a geração eólica no Nordeste. Segundo, um algoritmo escrito em linguagem Python foi construído para obter os resultados da simulação oficial do DESSEM, o qual fornece os valores horários do PLD. Além disso, um modelo de previsão de séries temporais, Seasonal Autoregressive Integrated Moving Average (SARIMA), também desenvolvido em Python, foi utilizado para prever a demanda futura da região Sudeste/Centrooeste. Observou-se que esta previsão apresentou resultados mais significativos e menores erros em comparação com as previsões oficiais do governo quando o Produto Interno Bruto foi inserido como variável exógena explicativa da série analisada. Terceiro, a metodologia exergoeconômica foi desenvolvida e exemplificada com o ciclo de cogeração CGAM. Assim, dois novos conceitos foram propostos: a parte da exergia destruída inevitável, a qual engloba o cálculo da destruição de exergia sobre condições de projeto, e o EPI para usinas térmicas já existentes. Neste caso, os custos de investimento foram considerados como custos irrecuperáveis, bem como os custos de operação e manutenção foram desconsiderados por simplificação. Desta forma, apenas os custos de combustível foram levados em consideração. O método foi aplicado a uma usina de cogeração a biomassa, com potência nominal de 28 MW, pertencente a um dos maiores geradores do país, o qual forneceu os parâmetros termodinâmicos de operação e as propriedades médias diárias da biomassa. Concluindo, observou-se que as simulações de preços horários apresentaram inconsistências durante todo o período de análise e, portanto, o programa computacional ainda necessita de ajustes fundamentais. O delta médio entre os preços semanais atuais e os preços horários simulados é de -14.12 R$/MWh. Além disso, a simulação da usina apresentou resultados coerentes, onde a condição de projeto (operação inicial da usina em 2004) resultou no menor custo de geração de energia elétrica (73.44 R$/MWh), seguido pela operação atual em carga plena (88.32 R$/MWh) e o caso considerado mais ineficiente (97.89 R$/MWh), no qual a planta opera em carga parcial.

Abstract: Brazil is facing an important energy transition, not only in matters of clean technologies but also concerning regulatory modernisation, bringing new policies and methodologies to the sector. The Permanent Commission for Methodologies Analysis and Computational Programs of the Electricity Sector (CPAMP) approved the implementation of imbalance settlement hourly-based prices from 2021, which will provide empowerment for consumers and generators in periods of excess supply or scarcity throughout the day. This work focuses on developing an exergoeconomic method, basing on the Specific Exergy Costing (SPECO) method, for existing thermal power plants by quantifying their generation cost performance in comparison to the electricity price on the grid. The study development approach was divided into three main parts: the analysis of the Brazilian electricity mix, the electricity market assessment, generating price scenarios, and the development of the Exergoeconomic Performance Indicator (EPI) ?, applying it to a case study. Firstly, the generation, as well as types of source, and consumption data were evaluated according to the monthly data provided by the Electricity Trading Chamber (CCEE) and two main parameters were chosen to analyse price deltas, which are the consumption in the Southeast/Midwest and the wind generation in the Northeast. Secondly, an algorithm written in Python language was built to read the results of the official simulation of the computational program DESSEM, which delivers the hourly-based prices. Furthermore, a time series forecasting model, Seasonal Autoregressive Integrated Moving Average (SARIMA), was also built in Python language to predict the demand in the Southeast/Midwest region. It was observed that the forecast with the Brazilian Gross Domestic Product as an explanatory variable presented lower errors than without it when compared to the government prediction values. Thirdly, the exergoeconomic methodology was constructed and exemplified to the CGAM cogeneration cycle and two new concepts are proposed: the unavoidable part of exergy destruction, which is the exergy destruction calculated under design conditions, and the EPI for existing thermal power plants. The investment costs were considered as sunk costs and the operation and maintenance costs were neglected for simplicity, i.e. in the advanced exergoeconomic analysis, only fuel cost was taken into account. Finally, the method was applied to a real biomass-fired cogeneration power plant, with a nominal power output of 28 MW, from one of the largest generators in the country, which provided the operation thermodynamic parameters as well as the daily biomass average properties. In conclusion, it was observed that the hourly-based prices simulations presented inconsistencies during the analysed period and the computational program DESSEM still need adjustments. The average delta between the actual weekly prices and the hourly prices is -14.12 BRL/MWh. Moreover, the plant simulation demonstrated coherent results, where the design condition case (start of the plant operation in 2004) resulted in the lowest power generation cost (73.44 BRL/MWh), followed by the current full load operation (88.32 BRL/MWh) and the most inefficient considered case (97.89 BRL/MWh), when the plant operates under partial load.