UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

Escola de Engenharia de Lorena

Marcelo Motta Venchiarutti

ESTUDO SOBRE A VIABILIDADE DE IMPLEMENTAÇÃO DE UM

AEROGERADOR EM UMA CERVEJARIA

LORENA – SP

Marcelo Motta Venchiarutti

ESTUDO SOBRE A VIABILIDADE DE IMPLEMENTAÇÃO DE UM

AEROGERADOR EM UMA CERVEJARIA

Projeto de Trabalho de Conclusão de

Curso apresentado ao Departamento

de Engenharia Química da Escola de

Engenharia de Lorena – Universidade

de São Paulo, como parte dos

requisitos para a conclusão do curso de

Engenharia Química.

Orientador: Prof. Dr. Adriano Francisco Siqueira

Co-orientador: Eng. Bruno Bandeira Rocha

LORENA – SP

2012

Agradecimentos

Ao meu orientador Prof. Dr. Adriano Francisco Siqueira pelo apoio durante o

trabalho.

Ao meu co-orientador: Eng. Bruno Bandeira Rocha pela experiência e

conhecimentos transmitidos.

Aos meus pais por sempre me darem oportunidades e incentivos colaborando

sempre positivamente para o meu desenvolvimento profissional e pessoal.

E a todas as pessoas que de alguma forma contribuíram para a realização desse

estudo. Meu sincero MUITO OBRIGADO.

RESUMO

O presente trabalho avaliou a viabilidade técnico-econômica da

implementação de um aerogerador em uma cervejaria localizada na cidade de

Pacatuba-CE através de simulações baseadas nas estatísticas do vento da região

e nas configurações do site. Através da análise do fluxo de caixa do projeto pode-

se concluiu-se que o projeto é viável porém pouco atrativo. A turbina será

conectada ao sistema nacional interligado – SIN enquadrando-se na categoria de

mini gerador de energia elétrica dentro do plano de geração distribuída. Como

benefício secundário, também foi estimada a redução na emissão de gás

carbônico gerada pela troca parcial da fonte energética da fábrica.

ABSTRACT

This work aims to study the economic viability of a wind turbine deployment

in a brewery located at Pacatuba-CE through simulations based on wind statistics

and also on the layout. It was concluded that the project is viable but it’s not as

attractive as order investments. The wind turbine will be connected with the

national gridline (SIN) fitting in the energy micro generation class within a

distributed generation plan. As a secondary benefit, it will be estimated the carbon

dioxide reduction created by the partial change of brewery energetic source.

Lista de figuras

Figura 1 – Distribuição de projetos de energia eólica autorizados pela EPE . .

...................................................................................................... 14

Figura 2 – Representação da atuação da força de Coriolis sobre a direção

dos ventos globais ...................................................................... 16

Figura 3 – Modelo das três células de Hadley ............................................... 17

Figura 4 – Direção dos ventos das brisas marinhas ...................................... 18

Figura 5 – Direção dos ventos das brisas terrestres ...................................... 19

Figura 6 – Cisalhamento do vento perto da superfície ................................... 20

Figura 7 – Aerogerador de eixo horizontal (esquerda) e Aerogerador de

eixo vertical (direita) ...................................................................... 22

Figura 8 – Aerogerador de eixo horizontal ..................................................... 24

Figura 9 – Ilustração de uma nacele .............................................................. 25

Figura 10 – Pontos de coleta da velocidade dos ventos pelo sistema Vortex

...................................................................................................... 30

Figura 11 – Vista aérea da fábrica aonde será implementado o aerogerador.

...................................................................................................... 32

Figura 12 – Configuração de terreno e localização da turbina no programa

Windfarmer®. .............................................................................. 34

Figura 13 – Aerogerador E48 da Enercon. .................................................... 34

Figura 14 – Direção dos ventos obtida através do software WindFarmer a

partir dos dados retirados do Vortex.. ....................................... 38

Lista de Gráficos

Gráfico 1 – Divisão da capacidade instalada por região ................................ 11

Gráfico 2 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia até

2035. ........................................................................................... 11

Gráfico 3 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia até

2035 . .......................................................................................... 13

Gráfico 4 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia no

Brasil até 2021. ........................................................................... 13

Gráfico 5 – Matriz energética brasileira dividida por fontes produtoras. ......... 13

Gráfico 6 – Exemplo de uma curva característica de um aerogerador. ......... 26

Gráfico 7 – Exemplo de distribuição de Weibull representando um

histograma da frequência dos ventos. ........................................ 34

Gráfico 8 – Curva de potência característica da turbina E48 da Enercon. .... 35

Gráfico 9 – Velocidade dos ventos gerada pelo sistema Vortex.. .................. 36

Gráfico 10 – Histograma da velocidade dos ventos. ...................................... 36

Gráfico 11 – Distribuição de Weibull da velocidade dos ventos obtida

através do software WindFarmer a partir dos dados retirados do

Vortex. ......................................................................................... 37

Gráfico 12 – Fluxo de caixa do projeto ........................................................... 37

Lista tabelas

Tabela 1 – Exemplos de valores de comprimento de rugosidade z0 ............ 21

Tabela 2 – Características técnicas da aerogerador E48 da Enercon ......... 35

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................ 10

1.1 Energia elétrica no mundo .................................................................... 10

1.2 Energia elétrica no Brasil ...................................................................... 12

1.3 Energia eólica no Brasil......................................................................... 14

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................... 15

2.1 Energia do vento ................................................................................... 15

2.2 Força de Coriolis ................................................................................... 15

2.3 Ventos Globais ...................................................................................... 16

2.4 Ventos Locais: Brisas Marinhas e Terrestres ........................................ 17

2.5 Ventos de Superfície ............................................................................. 19

2.6 Energia Eólica ....................................................................................... 21

2.7 Aerogeradores ...................................................................................... 21

2.7.1 Pás ..................................................................................................... 22

2.7.2 Torre................................................................................................... 23

2.7.3 Nacele ................................................................................................ 24

2.8 Potência do aerogerador ....................................................................... 25

2.9 Distribuição de Weibull .......................................................................... 26

2.10 Fator de capacidade ........................................................................... 27

2.11 Geração distribuída de energia ........................................................... 28

4. METODOLOGIA ..................................................................................... 30

5. RESULTADOS E DISCUÇÕES .............................................................. 32

5.1 Simulação da energia produzida ........................................................... 32

5.2 Cálculo da viabilidade econômica ......................................................... 39

6. CONCLUSÃO ......................................................................................... 42

REFERÊNCIAS .......................................................................................... 43

ANEXOS ..................................................................................................... 45

10

1. INTRODUÇÃO

O conceito de desenvolvimento sustetável já é uma realidade em todas as

atividades industriais do mundo moderno. Muitas empresas vem buscando

alternativas para tornar suas atividades menos impactantes ao meio ambiente,

seja tornando o processo produtivo mais eficiente ou seja buscando alternativas

de insumos renováveis ou que causem menor impacto no meio ambiente. Dentro

dessa busca por sustenbalidade tem-se discutido alternativas de fontes

energéticas renováveis para os processos industriais. Alguns exemplos de fontes

renováveis de energia são a utilização de biomassa, energia geotérmica, energia

solar e energia eólica. A grande dificuldade hoje da aplicação dessas tecnologias

é conciliar o aspecto sustentável ao retorno financeiro esperado de tal

investimento. Por isso uma série de estudos tanto financeiros quanto operacionais

é necessaria para implementação de um projeto desse tipo.

Nos próximos anos o Brasil necessitará expandir sua capacidade

energética para atender o crescimento do país. Para alcançar essa crescente

demanda estão sendo feitos investimentos em diversas fontes energéticas com

destaque para as fontes renováveis como hidroelétricas, biomassa e eólica.

1.1 Energia elétrica no mundo

Atualmente a demanda por energia tem forte crescimento no mundo de

acordo com a projeção feita pelo agência internacional de energia (Internetional

Energy Angency - IEA). Em 2009 a capacidade instalada de produção de energia

foi de 4.821GW (BRASIL, 2012) valor que equivale a produção de mais de 330

unsinas hidroelétricas da capacidadede Itaipu.

11

Gráfico 1 – Divisão da capacidade instalada por região (BRASIL, 2012)

O gráfico 1 ilustra a dívisão da capacidade instalada de produção

energética nas diferentes regiões do mundo no ano de 2009. A Ásia é o

continente com maior capacidade tendo a China grande influência nessa quantia.

Estima-se que em 2035 a capacidade instalada de geração de energia no

mundo será de aproximadamente 80% maior que em 2010 (FRANÇA, 2011).

Gráfico 2 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia até 2035

(FRANÇA, 2011).

Além disso, é previsto que a participação das fontes de energias

renováveis aumente significativamente chegando, em 2035, a representar quase

50% das novas fontes de energia instaladas no mundo.

12

A tendência de aumento da capacidade instalada segue alinhada com o

grande aumento na demanda por energia previsto para os próximos anos. Esse

grande aumento se deve pela grande demanda energética que os países em

desenvolvimento como Ìndia, China, Rússia e Brasil irão ter nos próximos anos.

Gráfico 3 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia até 2035

(FRANÇA, 2011).

Estima-se China e Índia juntas somarão 50% no aumento da demanada

energética entre 2010 e 2035 seguindas pela Rússia e outros países da Ásia em

desenvolvimento.

1.2 Energia elétrica no Brasil

O Brasil também necessita aumentar seu potencial instalado para garantir

o crescimento do país. Em 2011, a potência instalada do Brasil foi de

aproximadamente 116,5 GW e tem previsão de aumentar em quase 57% sua

potência instalada até 2021 (BRASIL, 2011).

13

Gráfico 4 – Estimativa da capacidade instalada de geração de energia no Brasil

até 2021 (BRASIL, 2011).

O Brasil representa por volta de 2% da capacidade instalada no mundo e

tem estimativa de crescimento na demanda de 4,7% ao ano. A matriz energética

brasileira mostrada no gráfico 5 é composta principalmente por hidrelétricas que

representam 68% de toda produção de energia nacional (BRASIL, 2012).

Gráfico 5 – Matriz energética brasileira dividida por fontes produtoras (BRASIL,

2012).

14

1.3 Energia Eólica o Brasil.

Atualmente a matriz elétrica brasileira é baseada na sua maior parte em

usinas hidroelétricas. A energia eólica ainda não apresenta utilização significativa

dentro da matriz energética brasileira reprensentando somente 1% da produção

de energia em 2008. No entanto, em 2011, a matriz elétrica nacional teve um um

aumento significativo da participação das fontes renováveis. A geração de energia

eólica cresceu 24,3% em relação a 2010, atingindo 2.705 GWh (BRASIL, 2012).

A geração eólica é a fonte que mais cresceu no país em participação nos

leilões desde 2009. As contratações dos últimos anos demonstraram que as

usinas eólicas atingiram preços bastante competitivos e impulsionaram a

instalação de uma indústria nacional de equipamentos para atendimento a esse

mercado. Essa participação crescente no mercado de energia elétrica resultou de

uma combinação de fatores relacionados ao cenário externo, ao desenvolvimento

tecnológico e da cadeia produtiva, além de aspectos regulatórios, tributários e

financeiros (BRASIL, 2012).

Atualmente há 600 empreendimentos autorizados pela empresa de

pesquisas energéticas - EPE cuja potência total supera 16 mil MW. Deste total,

450 projetos localizam-se na região nordeste contribuindo com uma potência de

12 mi MW e os outros 150 projetos estão localizados restante na região sul

contribuindo com cerca de 4,3 mil MW (BRASIL, 2012). A figura 1 ilustra a

distribuição desses projetos:

Figura 1 – Distribuição de projetos de energia eólica autorizados pela EPE

(BRASIL, 2012)

15

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1 A origem do vento

O vento consiste na movimentação das massas de ar por decorrência de

uma diferença de pressão atmosférica causada principalmente pelo aquecimento

desigual da Terra (WIZELIUS, 2007). As regiões mais próximas ao equador são

aquecidas mais intensamente do que outras regiões (BLESSMANN, 1974). O ar

aquecido é mais leve o que ocasiona um movimento ascendente da massa de ar

quente. Esse movimento gera o aparecimento de uma região de baixa pressão.

Na atmosfera as pressões tendem a se equalizar logo a massa de ar de regiões

de alta pressão fluem em direção as regiões de baixa pressão promovendo a

convecção do ar atmosférico (WIZELIUS, 2007).

O vento ao redor do mundo é um fenômeno impreciso, intermitente e

inconstante em relação a sua velocidade e direção.

2.2 A força de Coriolis

A força de que atua sobre o vento fazendo-o divergir de sua linha reta em

direção ao norte ou ao sul e, consequentemente, adicionando uma

componentente horizontal a direção do deslocamento do vento é chamada de

força de Coriolis. A força de Coriolis tem sempre direção perpendicular ao

movimento e é proporcional à velocidade do vento e à altitude. Exatamente sobre

a linha do equador a força de Coriolis é nula e tem seu efeito aumentado no

sentido dos pólos. Massas de ar que tem direção ao norte são divergidas para a

direita e portanto tem sentido noroeste. De forma similar as massas que tem

direção sul são divergidas na direção esqueda soprando no sentido sudeste. Nas

latitudes intermediárias, a atuação da força de Coriolis gera zonas de baixa

pressão. Essas direferenças nas direções dos ventos são umas das causas para

o aparecimento de furacões e tornados (WIZELIUS, 2007).

16

Figura 2 – Representação da atuação da força de Coriolis sobre a direção dos

ventos globais (GEROTEMPO, 2012).

2.3 Ventos Globais

A maior incidência luminosa na região da linha do equador aquece as

massas de ar que sobem gerando zonas de baixa pressão. Posteriormente essas

massas que se elevaram na altura do equador se deslocam para norte e para sul

quando atinge as camadas mais altas da atmosfera. No entanto os ventos não

seguem em linha reta em direção ao norte graças ao efeito das forças de Coriolis.

Esse efeito aliado às zonas de elevada pressão na latitude de 30° dos trópicos

fazem com que o ar comece a descer novamente. Essa série de fenômenos é

conhecida como célula de Hadley dentro de um modelo simples que explica os

ventos do globo chamado de “modelo das três células”. Os ventos dessa célula

são conhecidos como ventos alísios e na superfície tem sentido dos trópicos para

a linha do equador com uma componente indo de leste para oeste conforme

ilustrado na figura na figura 3. Dentro desse modelo além da célula de Hadley

têm-se outras duas células conhecidas como célula de Ferrel e célula polar. A

célula de Ferrel esta localizada entre os trópicos e os polos. O ar descendente

das regiões dos trópicos move-se em direção aos polos onde encontram uma

massa de ar fria e densa de baixa pressão perto dos 60° de latitude. O vindo dos

trópicos é, então, forçado a subir. Nessa latitude de 60° também ocorre a

condensação da humidade e precipitação. Os ventos dessa célula são

17

conhecidos como ventos de oeste, pois, tem direção essa direção devido ao efeito

de Coriolis. Por último existem nas regiões do circulo dos polares as células

polares originárias massas de ar dos trópicos que ascenderam ao encontrar a

região de baixa pressão na latitude de 60° e expandiram em direção aos polos.

Esses ventos são conhecidos como ventos polares de leste e também sofrem

interferência do efeito de Coriolis e por isso tem sentido de leste para oeste

(PETERSEN et al, 2009) (MARTINS et al., 2007).

Figura 3 – Modelo das três células de Hadley (MARTINS et. al, 2007).

2.4 Ventos locais: Brisas Marinhas e Terrestres

Mesmo que os ventos de grande escala sejam importantes na

determinação dos ventos predominantes em uma determinada área, as condições

climáticas locais podem ter grande influência nas direções do vento. Os ventos

locais sempre se superpõem aos sistemas eólicos de grande escala e, portanto

os ventos locais são resultado da combinação dos efeitos locais e globais

(MACHADO, 2008).

Regiões litorâneas são frequentemente ventosas por causa da diferença de

aquecimento entre a terra e o mar. Massas de ar sobre o continente sofrem

18

mudanças de temperatura mais rápidas do que as massas sobre o oceano. Isso

ocorre pois a terra aquece e resfria mais rápido que a água do oceano

(WIZELIUS, 2007). Durante o dia, a terra está mais quente que o mar e consegue

transferir calor mais rapidamente para as massas de ar. Dessa forma, cria-se uma

região de baixa pressão sobre o continente promovendo o vento do mar em

direção ao continente (WIZELIUS, 2007). Esse vento é conhecido como brisa

marinha representada na figura 4 (MACHADO, 2008).

Figura 4 – Direção dos ventos das brisas marinhas (WIZELIUS, 2007).

De modo contrário, durante a noite tanto o mar quanto a terra começam a

se resfriar, no entanto a água se resfria de forma mais lenta. Dessa forma o ar

está mais aquecido na região do mar promovendo sua ascensão e,

consequentemente, formando uma região de baixa pressão. Logo o vento mais

frio do continente se deslocará em direção ao oceano (WIZELIUS, 2007). Essa

brisa é conhecida como brisa terrestre representada na figura 5 (MACHADO,

2008).

19

Figura 5 – Direção dos ventos das brisas terrestres (WIZELIUS, 2007).

A terra aquecerá e esfriará mais em velocidade diferente que a superfície

do mar, e assim este padrão de brisas marinhas e terrestres tende a inverter-se

durante um ciclo de 24 horas (MACHADO, 2008).

2.5 Ventos de superfície

Tratando-se de energia eólica é interessante conhecer os ventos de

superfície e como calcular a energia proveniente do vento nessa altura.

Para alturas mais próximas ao solo (menores que 100m) os ventos sofrem

forte influência da “rugosidade” da superfície terrestre. O atrito gerado através do

contato entre o vento e a superfície do solo gerando o cisalhamento do vento

(MARTINS et al, 2007).

20

Figura 6 – Cisalhamento do vento perto da superfície (MARTINS et al, 2007).

Para quantificar esse efeito sobre a velocidade do vento, Prandtl

desenvolveu uma expressão logarítmica empírica para ajustar a velocidade do

vento de acordo com a altura e com a rugosidade (MARTINS et al, 2007). Esta é

dada por:

( )

(1.1)

Onde z é altura, v* é a velocidade de fricção, k é constante de Karmán e z0

é o comprimento da rugosidade.

A velocidade de fricção é difícil de ser calculada pois varia com a com a

velocidade do vento, rugosidade do solo, e com forças que se desenvolvem na

atmosfera. Para contornar essa dificuldade utiliza-se na prática a equação

(CASTRO, 2003):

( )

( ) (

)

( ) (1.2)

Onde V(z) é a velocidade na altura z, z é altura na qual deseja-se encontrar

a velocidade, V(zr) é a velocide medida na altura de referência, zr é altura de

referência e z0 é o comprimento da rugosidade (CASTRO, 2003).

21

Tabela 1 – Exemplos de valores de comprimento de rugosidade z0 (CASTRO,

2003)

Tipo de terreno z0 (m) mínimo z0 (m) máximo

Gelo 1x10-5 3x10-5

Mar calmo 2x10-4 3x10-4

Areia 2x10-4 1x10-3

Descampado 2x10-2 3x10-2

Floresta 1x10-1 3x10-1

Centro da cidade 1 4

2.6 Energia Eólica

A energia eólica é energia contida nas massas de ar em movimento. Essa

energia é um recurso abundante e renovável podendo ser convertida através de

aerogeradores em energia elétrica. Essa transformação se dá quando as massas

de ar transferem energia para as pás dos aerogeradores que adquirem energia

cinética e, posteriormente, será transformada em energia elétrica pela ação de um

gerador elétrico (WIZELIUS, 2007).

Estima-se que 2% da energia total solar que incide sobre o planeta é

convertida em energia dos ventos. Embora essa porcentagem seja pequena, a

energia é superior à capacidade instalada no mundo e chega a ser dezenas de

vezes maior que a energia acumulada pelas plantas através da fotossíntese

(SILVA, 2004).

2.7 Aerogeradores

O aerogerador é o equipamento responsável por transformar a energia

contida nas massas de vento em energia elétrica. O desempenho de um

aerogerador depende principalmente das condições locais onde está localizado

sendo a velocidade média e a variabilidade do vento os fatores mais expressivos.

(LYNN, 2012).

Atualmente existem dois tipos básicos de aerogeradores: os de eixo

vertical e os de eixo horizontal.

22

Figura 7 – Aerogerador de eixo horizontal (esquerda) e Aerogerador de eixo

vertical (direita). (CRECESB, 2012).

Os aerogeradores vertical têm o eixo de rotação perpendicular à direção

do vento. Normalmente esse tipo de aerogerador tem torre de sustentação baixa

captando os ventos mais próximos do solo. Por esse motivo, apresentam menor

rendimento já que os ventos mais próximos à superfície são usualmente de menor

intensidade e energia devido ao efeito dos obstáculos e do atrito com a superfície

do solo. Já os aerogeradores de eixo horizontal têm eixo de rotação paralelo a

direção dos ventos. Esses equipamentos apresentam altura mais elevada tendo

contato com ventos de maior energia e intensidade. Podem ser construídos com

uma, duas ou três pás sendo que o de três pás o mais usual e que apresenta

melhor rendimento, custo e velocidade de aplicação (WIZELIUS, 2007).

O aerogerador é composto por três componentes principais: Pás, Nacele e

Torre.

2.7.1 Pás

As pás dos aerogeradores são responsáveis por captar a energia dos

ventos e transferi-la para os demais componentes que transformarão a energia

cinética adquirida para energia elétrica.

23

As pás são feitas de diversos materiais como, por exemplo, fibra de vidro

com poliéster ou fibra de vidro com epóxi. Também pode ser utilizada fibra de

carbono como material de reforço, no entanto devido ao seu alto custo tem sua

utilização limitada. Já aço e alumínio são utilizados somente em aerogeradores de

pequeno porte devido ao peso e desgaste oferecidos por estes materiais.

O perfil das pás também pode ser utilizado para controlar a velocidade

máxima adquirida. Alguns sistemas de controle de velocidade são empregados

nos aerogerados para controlar a velocidade máxima do sistema evitando assim

danos ao aerogerador. O controle conhecido como pitch baseia-se no perfil das

pás para evitar que as mesmas atinjam velocidades prejudiciais ao sistema.

Nesse sistema de controle de velocidade, a partir de uma velocidade o perfil das

pás cria um regime turbulento impedindo a transferência de energia da massa de

ar ao aerogerador (LYNN, 2012).

Existe também outro sistema de controle da velocidade das pás conhecido

como Stall. Nesse sistema quando se atinge a velocidade limite, ocorre a

alteração da posição e angulação das pás em relação ao vento incidente. Dessa

forma, menor energia é transferida ao aerogerador limitando sua velocidade

(LYNN, 2012).

Em último caso os aerogeradores são providos de freios mecânicos que

ajudam a garantir a integridade física do sistema em ventos com velocidade

acima do máximo projetado para aquele equipamento (WIZELIUS, 2007).

2.7.2 Torre

A torre consiste na parte estrutural do sistema de geração eólica e tem a

finalidade de sustentar a nacele e as pás. A torre está sujeita a força dos ventos

bem como aos esforços causados pela rotação das pás e, portanto deve ser bem

projetada para garantir a integridade do sistema como um todo (GIPE, 2004).

A altura da torre tem grande importância em um projeto. Quanto mais alta a

torre menor interferência do relevo e consequentemente maiores velocidades de

vento são captadas. Na década de 90 as torres de sustentação não passavam de

40 metros de altura. Hoje em dia já há modelos de torres superando 100 metros

de altura. (GIPE, 2004).

24

Figura 8 – Aerogerador de eixo horizontal (CRECESB, 2012).

2.7.3 Nacele

Nacele é conhecido como o coração do aerogerador pois contem os

principais elementos do aerogerador tais como a caixa de velocidade, o gerador

elétrico, o mecanismo de orientação, etc. Os dispositivos contidos na nacele

variam muito de modelo para modelo. É na nacele que ocorre a transformação da

energia mecânica das pás para energia elétrica.

25

Figura 9 – Ilustração de uma nacele (WIZELIUS, 2007).

2.8 Potência de um aerogerador

Uma turbina eólica capta uma parte da energia cinética do vento que passa

através da área varrida pelo rotor e a transforma em energia elétrica.

A potência elétrica de um aerogerador é função do cubo da velocidade de

vento (GIPE, 2004):

Onde:

ρ = densidade do ar em kg/m³

Ar = π.D2/4, em que D é o diâmetro do rotor

v = velocidade do vento em m/s

Cp = coeficiente aerodinâmico de potência do rotor

η = eficiência do conjunto gerador/transmissão

26

Cada aerogerador tem uma curva de potência característica. Essa curva de

potência representa a potência entregue pelo sistema para determinada

velocidade do vento incidente nas pás. Normalmente, a faixa de geração elétrica

inicia-se com velocidades de vento entre 2,5 e 3,0m/s chegando à máxima

potencia em velocidades de aproximadamente 12,0m/s a 15,0m/s (AMARANTE et

al., 2010).

Gráfico 6 – Exemplo de uma curva característica de um aerogerador (AMARANTE

et al., 2010).

Através do gráfico 3 é possível notar que em velocidade inferiores a 4 m/s,

não há geração de energia. Entre 4 m/s e 12,5m/s há geração de energia mas o

sistema não entrega a potência máxima para o qual foi projetado. Acima de 12,5

m/s o sistema fornece o máximo de potência. Já para ventos superiores a 25 m/s,

é ativado o sistema de segurança para manter a integridade tanto do sistema

elétrico ao qual está conectado o aerogerador quanto do próprio aerogerador.

2.9 Distribuição de Weibull

A velocidade do vento é um fator extremamente importante para um projeto

de energia eólica. Na vida real, tanto a frequência quanto a velocidades dos

ventos variam ao decorrer do ano e isso tem impacto direto nas estimativas de

energia gerada.

Para estudar a viabilidade de um projeto é necessário descrever o regime dos

ventos na região onde pretende-se implementá-lo. Uma maneira de descrever a

27

frequência e a velociade dos ventos é através de um histograma dos dados. No

Brasil, existem varias instituições que coletam dados sobre os ventos. Entre elas,

o Instituto Nacional de Meteorologia, o Ministério da Marinha, o Ministério da

Aeronáutica, o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica além de outras fontes

como concessionárias de energia elétrica (CRESESB).

O histograma da velocidade dos ventos pode ser representado pela

distrubuição de probabilidade de Weibull expressando a frequência da velocidade

dos ventos de maneira compacta (TONG, 2010).

Gráfico 7 – Exemplo de distribuição de Weibull representando um histograma da

frequência dos ventos (TRANCOSO et al., 2006)

Matematicamente a distribuição de Weibull é representada pela seguinte

equação:

( )

(

)

( ⁄ ) , para u ≥ 0

Onde u é a variável aleatória, k é o fator de forma e A é o fator de escala.

2.10 Fator de capacidade

Um fator muito utilizado em estudos de viabilidade técnico-econômica de

aproveitamento da energia eólica é o fator de capacidade. Sabe-se que a

potência oferecida por um aerogerador tem relação direta com o cubo da

Frequência

v (m/s)

28

velocidade do vento. No entanto dois locais distintos com a mesma média anual

dos ventos podem fornecer quantidade de energia distintas devido às diferentes

distribuições de probabilidade das velocidades dos ventos. Normalmente a

distribuição dos ventos é apresentada na forma de uma distribuição de Weibull

que será explicada mais adiante no trabalho (CAMPOS, 2004).

Podemos exemplificar utilizando dois casos extremos. Supondo dois locais

diferentes ambos com uma turbina de 1MW de potencia nominal e que tenha

curva de potência semelhante ao gráfico 6. Comparando-se dois locais, um onde

durante metade do tempo tem-se a velocidade constante de 25 m/s e na outra

metade temos velocidade igual a zero com outro local onde a velocidade é de

12,5 m/s constante durante todo o tempo. Ambos iriam ter média de velocidade

de 12,5 m/s porém gerariam quantidades diferentes de energia (CAMPOS, 2004).

No primeiro local exemplificado teríamos a turbina trabalhando em sua

potência nominal em apenas 50% do tempo, isto é, geraria apenas metade da

energia que poderia gerar se trabalhasse 100% do tempo na potência nominal.

Portanto nesse caso define-se que o fator de capacidade para esse projeto é de

0,5.

Já no segundo local exemplificado, a turbina passaria 100% do tempo

trabalhando na potência nominal do equipamento gerando 100% da energia que

poderia gerar. Portanto nesse caso define-se que o fator de capacidade para esse

projeto é 1.

O fator de capacidade é um dos itens mais importantes a serem avaliados

no projeto mais não necessariamente definem se um projeto é mais rentável que

outro.

2.11 Geração distribuída de energia

Geração distribuída é um conceito relativamente novo que irá auxiliar na

implementação de projetos de uso de energia renováveis como, por exemplo, a

energia eólica. Devido à geração de energia através das massas de ar ser

inconstante e ininterrupta, muitas vezes a demanda energética da fábrica,

principalmente em períodos noturnos, é aquém do fornecido pelo aerogerador.

Sendo assim, para que não haja desperdício de energia elétrica, seria necessário

29

um sistema de armazenamento constituído de muitas baterias para armazenar

esta energia. Um sistema de armazenamento elevaria o custo do projeto pois

além do investimento, as baterias necessitam de constante manutenção e

reposição. (CRESESB, 2012).

Para incentivar a produção de energia renovável, o governo propôs um

sistema de geração distribuída que permite “armazenar” a energia excedente

produzida na rede elétrica nacional. No Brasil, a geração distribuída foi definida de

forma oficial através do Decreto nº 5.163 de 30 de Julho de 2004. No entanto

somente este ano foi regulamentada pela ANEEL através da resolução 482 de 17

Abril de 2012. Esta define:

“Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica,

com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize

fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou

cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL,

conectada na rede de distribuição por meio de instalações de

unidades consumidoras.”

“Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com

potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW

para fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica,

biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da

ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de

instalações de unidades consumidoras.”

A regulamentação utiliza o conceito de sistema de compensação de

energia elétrica, isto é, sistema no qual a energia ativa gerada por uma unidade

consumidora com microgeração distribuída ou minigeração distribuída compense

o consumo de energia elétrica consumida da concessionária local. Logo nenhuma

energia gerada é perdida mas sim transformada em créditos de energia elétrica

para serem utilizados posteriormente.

30

3. METODOLOGIA

Para analisar qual a potência obtida através da turbina é necessário saber

a distribuição estatística da velocidade do vento na localização da cervejaria.

Esse estudo de viabilidade de energia eólica foi baseado em dados

estatísticos obtidos da base de dados online Vortex. O sistema Vortex usa um

cluster de supercomputadores para executar um modelo de fluxo não linear para

padrões atmosféricos em grandes escalas e também em finas resoluções

espaciais gerando dados de vento simulados adequados para serem utilizado

como uma alternativa para os dados de vento reais onde e quando nenhuma

medição está ainda disponível (VORTEX, 2012).

Na figura 10 estão representadas a localização dos pontos de coleta da

velocidade dos ventos que o sistema Vortex utiliza para modelar e simular a base

de dados dos ventos na região desejada.

Figura 10 – Pontos de coleta da velocidade dos ventos pelo sistema Vortex

(VORTEX, 2012)

Devido a maior quantidade de pontos de coleta na américa do sul, utilizou-

se os dados coletados pelo Era-I.

31

Muitos estudos de pequeno porte utilizam essa base de dados para obter

modelos estatísticos para prever a variabilidade da velocidade do vento já que a

execução de medições em campo encareceria muito um projeto dessa escala.

A partir dos dados estatísticos do vento na altura desejada, do layout do

site e das interferências das construções próximas, foi possível simular o projeto

utilizando o software Windfarmer® do grupo GL Garrad Hassan. Esse software é

globalmente utilizado para simulações de fazendas eólicas onde se deseja obter a

real capacidade enérgica a ser explorada em um determinado local. O software

utiliza a distribuição de probabilidade do vento e as interferências locais de

obstáculos para calcular o fator de capacidade do projeto. Obtido o fator de

capacidade do aerogerador podemos então estimar quanto de energia será

produzido ao longo de um ano e montar o fluxo de caixa do projeto.

32

5. RESULTADOS E DISCUÇÕES

5.1 Simulação da energia produzida

A cervejaria que recebera o aerogerador está localizada no estado do

Ceará na cidade de Pacatuba, à cerca de 50km de Fortaleza. Atualmente a planta

produz aproximadamente 159 milhões de litros de cerveja por ano o que equivale

a volume de aproximadamente 375 piscinas olímpicas de 2500m³ ou a quantidade

de quase meio bilhão de latinhas de cerveja. O consumo total de energia elétrica

da fábrica não pode ser divulgado por motivos de confidencialidade. Na figura 11

abaixo, segue a vista aérea da planta:

Figura 11 – Vista aérea da fábrica onde será implementado o aerogerador.

Nesta figura estão marcados alguns pontos que foram considerados como

possíveis pontos de interferência na velocidade do vento. Os prédios atuam como

obstáculos ao deslocamento do vento diminuindo sua velocidade e

33

consequentemente a energia produzida pela turbina. No ponto 1 está localizado o

prédio de envasamento tem altura estimada de 10 metros. No ponto 2 está

localizada a área de utilidades e tem altura de 5 metros. Já no ponto 3 estão

localizados os tanques de fermentação que podem exercer maior influência na

redução da velocidade já que tem cerca de 12 metros de altura. O ponto 4 é a

estação de tratamento de água e efluentes industriais e tem altura aproximada de

5 metros.

A figura 12 mostra a posição da em que a turbina será instalada bem como

a característica do terreno. Essa localização foi escolhida a fim de minimizar a

interferência dos prédios no deslocamento dos ventos além de manter o

equipamento longe das áreas com maior fluxo de pessoas garantindo maior

segurança e menor exposição a ruídos.

Figura 12 – Configuração de terreno e localização da turbina no programa

Windfarmer®.

34

Para a escolha da turbina, buscou-se no mercado equipamentos de

fabricantes conhecidos no mercado que apresentassem potência nominal inferior

a 1 MW a fim de fazer uso da geração distribuída dentro da classe de micro

produtores de energia. Se não houvesse essa possibilidade o projeto

provavelmente não se tornaria viável uma vez que, para armazenar a “sobra” de

energia entre o produzido e consumido, seria necessário um conjunto de

acumuladores de energia que encareceriam demasiadamente o projeto.

Figura 13 – Aerogerador E48 da Enercon.

Dentre os equipamentos disponíveis no mercado escolheu-se a turbina do

fabricante Enercon modelo E48 de 3 pás com potência nominal de 800kW. As

principais características da turbina são apresentadas na tabela 1.

35

Tabela 2 – Características técnicas da aerogerador E48 da Enercon

Caracteristicas do Aerogerador

Potência Nominal

800kW

Número de Pás

3

Altura da torre

76m

Material das pás

Epoxi

Sistema de Segurança

Tipo Pitch

Velocidade de partida 3 m/s

Velocidade Nominal 13,5 m/s

Velocidade de Corte 26 m/s

Gráfico 8 – Curva de potência característica da turbina E48 da Enercon.

As velocidades do vento obtidas na base gerada pelo sistema Vortex para

o ano de 2011 estão representados no gráfico 9.

36

Gráfico 9 – Velocidade dos ventos gerada pelo sistema Vortex.

A partir dos pontos representados no gráfico 9 montou-se o histograma

abaixo da velocidades do vento.

Gráfico 10 – Histograma da velocidade dos ventos.

Através do histograma representado no gráfico 10, pode-se concluir que o

aerogerador irá funcionar a maior parte do tempo pois a frêquencia dos ventos

maiores que 3 m/s (velocidade de partida) é de 99,3%. No entanto, também é

possível notar que raramente o aerogerador irá trabalhar em sua potência nominal

0

2

4

6

8

10

12V [m/s]

Vmed = 5,75 m/s

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

1,9 3,2 4,2 5,2 6,2 7,2 8,2 9,2

Frequência

V [m/s]

37

uma vez que não foram encontradas velocidades superiores a 10 m/s (velocidade

nominal 13,5 m/s)

Dessa forma para encontrar-se a quantidade de energia gerada pelo

sistema é necessário ajustar o histograma à uma distribuição de Weibull. A

distribuição estatística representará matematicamente o histograma possibilitando

encontrar o fator de potência, isto é, qual será a capacidade real utilizada do

aerogerador.

O ajuste do histograma e simulação do fator de potência da base de dados

do Vortex foram feitos atrevés do programa Windfarmer® considerando também

as construções da fábrica que poderiam interfirir no cisalhamento do vento.

Abaixo segue a distribuição de Weibull dos ventos bem como a direção dos

ventos obtida a partir da simulação dos dados do sistema Vortex no programa

Windfarmer® para a região exata onde o aerogerador será implementado. O fator

de forma e escala da distribuição de Weibull encontrados foram 4,75 e 6,64

respectivamente.

Gráfico 11 – Distribuição de Weibull da velocidade dos ventos obtida através do

software WindFarmer a partir dos dados retirados do Vortex.

38

Figura 14 – Direção dos ventos obtida através do software WindFarmer a partir

dos dados retirados do Vortex.

Obteve-se também através do software o fator de capacidade de 0,2523.

Esse fator é considerado baixo já que mostra que a turbina utilizará 25,23% de

sua capacidade nominal no período de um ano.

Sabendo o fator de capacidade calculou-se qual seria a quantidade de

energia produzida em um ano pela turbina através da equação.

( ) (1.3)

Sendo E a energia (MWh), P a potência da turbina (MW), t o tempo (h), fc o

fator de capacidade do projeto e p as perdas de energia.

Utilizando os valores do projeto tem-se que:

( )

Logo estima-se obter aproximadamente 1.768,12 MWh de energia da

turbina eólica durante um ano de operação.

Estimou-se que, para instalação da turbina E48 da Enercon na presente

data, seriam gastos R$2.800.000,00 onde foi proposto que 30% seriam de capital

próprio da empresa e 70% financiados no BNDES através de uma instituição

39

financeira à taxa de juros de 4% a.a. com amortização em 16 anos. Nesse

orçamento estão inclusos os custos do transporte, da turbina E48 com torre de

74m, da instalação do equipamento e de toda parte elétrica incluindo inversor,

filtro e conexão com a subestação de energia elétrica na tensão correta de

13,8kV. O imposto de renda e a contribuição social sobre o ativo comprado foram

considerados como 25% e 9%, respectivamente, e serão incluídos no fluxo de

caixa desenvolvido adiante no trabalho.

O tempo total esperado após o pagamento é de 13 meses que incluem

desde o pedido para a fabricação do equipamento até a entrega do equipamento

completamente instalado na fábrica.

O custo de operação e manutenção (O&M) é variável de acordo com o

desgaste do equipamento porém para questão o desenvolvimento desse projeto

foi sugerido um valor conservador de R$64.000,00 como custo de manutenção

preventivas do equipamento e eventuais manutenções inesperadas. Foi

considerada também a vida útil do equipamento de 20 anos e seguro operacional

de 0,5% sobre o capital investido.

Também para o estudo financeiro foi considerado um fator de perda de

energia estimado para pelo fabricante de 2% devido à mudança na voltagem, tipo

de corrente e transmissão da energia.

5.2 Cálculo da viabilidade econômica

Para estimar-se a economia financeira que é esperada para esse projeto,

precisamos saber qual valor atualmente é pago pela fábrica na compra de

1.768,12 MWh de energia assim saberemos qual será o valor economizado

através da geração de energia através da turbina.

A concessionária de energia elétrica que atua no Ceará é a Coelce. A

resolução homologatória da ANEEL Nº 968, de 19 de abril de 2010 fixa a taxa de

energia elétrica para as distribuidoras de energia elétrica em todo território

nacional. A Coelce tem fixo o valor de R$280,273 por MW em horário de ponta e

R$180,22 por MW em horário fora de ponta (sem encargos) para clientes

indústrias que consomem a energia em um nível de tensão e 13,8kV (COELCE,

2012).

40

Para esse estudo foi considerado um preço ponderado médio da energia

elétrica comprada de R$192,88 por MW considerando que a fábrica trabalha 3

horas em horário de ponta e 19 horas em horário fora de ponta.

A economia de 1.768,12 MWh implicará em uma redução no gasto da

cervejaria com energia elétrica de aproximadamente R$ 217.000,00 ao ano.

Os tributos e encargos considerados nesse projeto foram 1,65% relativo ao

PIS, 7,6% relativo ao COFINS e 1,93% de taxa de fiscalização da Aneel (TFSEE).

O fluxo de caixa do projeto foi calculado através uma planilha de cálculos

financeiros de projetos de energia eólica e pode ser encontrado em detalhes no

ANEXO A. O gráfico 12 resume o fluxo de caixa de projeto nos próximos 20 anos.

Gráfico 12 – Fluxo de caixa do projeto.

Nota-se no fluxo de caixa que o valor investido no primeiro ano foi de

apenas R$ 840.000,00. Esse valor representa o capital próprio da empresa que

será gasto no primeiro ano (30% do total investido). O saldo devedor,

R$1.960.000,00, corresponde ao valor obtido através da instituição fineira (70%

do total investido), será amortizados ao longos dos próximos 16 anos sendo

totalmente quitado no ano 17.

-R$ 850.000

-R$ 650.000

-R$ 450.000

-R$ 250.000

-R$ 50.000

R$ 150.000

R$ 350.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

41

Através da ferramenta Excel foi possível obter para esse fluxo de caixa

uma taxa de interna de retorno real de investimento de 6,20%. Para avaliar a

atratividade do projeto também poderia ser feito a análise do valor presente

líquido baseado no custo de capital próprio da empresa. Toda via o custo de

capital próprio da empresa não pode ser revelado por motivos de

confidencialidade.

A partir do fluxo de caixa contido no ANEXO A podemos ver que o payback

(tempo necessário para o projeto retornar o capital investido) do investimento é de

aproximadamente 15 anos.

Outro ponto bastante importante desse projeto é o aspecto

sustentabilidade implícito em projetos de energia eólica. Considerado como uma

energia 100% renovável sua emissão de gases de efeito estufa é considerada

como sendo zero. Para compararmos o ganho em sustentabilidade, é necessário

encontrar quanto era a emissão de gases de efeito estufa para a quantidade de

energia obtida através do sistema nacional interligado – SIN que representa toda

energia elétrica distribuída no país.

De acordo com a ANEEL o fator médio de emissão de gases de efeito

estufa do SIN para o ano de 2012 na média entre janeiro e agosto é de 0,04574

ton/MWh (ANEEL, 2012).

Considerando que serão produzidos 1.768,12 MWh de energia elétrica a

partir de fonte 100% renovável, deixarão de ser emitidas por ano mais de 80

toneladas de CO2.

42

6. CONCLUSÃO

A energia eólica por muito tempo foi alvo de resistência no Brasil.

Antigamente devido ao alto custo dos aerogeradores ligado a falta de um estudo

mais aprofundado sobre o mapa eólico do país promoveu um crescimento lento

desse tipo de energia dentro da matriz energética brasileira. No entanto nos

últimos anos viu-se um grande avanço da energia eólica no país o potencial

sendo previsto outros projetos de grande capacidade nas regiões sul e nordeste

do país.

A partir do presente trabalho pode-se concluir que alguns projetos de

pequeno porte de utilização de energia eólica são viáveis economicamente e

apresentam inúmeras vantagens quando dimensionados corretamente.

A possibilidade de utilização do sistema interligado nacional – SIN como

artificio de armazenamento da energia produzida irá contribuir para que novos

projetos de pequeno porte sejam viáveis. Com esses novos projetos, ocorrerá um

incremento na geração de energia no país contribuindo, dessa forma, para o

“desafogamento” da matriz energética nacional bem como o aumento da

participação de energias renováveis na matriz.

O projeto demonstrou que retornará o capital investido em 15 anos. De

forma conservadora foi proposto uma vida útil do equipamento de 20 porém

existem casos de turbinas com tecnologia bem inferiores à proposta neste estudo

que operam há mais de 30 anos o que nos leva a crer que ganhos podem se

estender por mais tempo.

Finalmente, dentro das considerações estabelecidas, o projeto apresentou-

se viável economicamente porém com baixa atratividade visto que a taxa de

interna de retorno foi de apenas 6,20%. Após a amortização do investimento total,

o aerogerador trará uma economia de R$217.000,00 por ano. Normalmente os

projetos de sustentabilidade apresentam taxa interna de retorno mais baixas

porém podem ser atrativos quando avalia-se o quesito estratégico desse projeto

dentro do planejamento de desenvolvimento sustentável da empresa uma vez que

sua implementação reduzirá as emissões de gás carbônico em aproximadamente

80 toneladas.

43

REFERÊNCIAS

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COELCE. Coelce – Distribuidora de Energia do estado do Ceará. Disponível em: <https://www.coelce.com.br/paraseusnegocios/alta-tensao/tarifas.aspx>. Acesso em: 04 de outubro de 2012.

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http://www.sorria.com.br/mensagem/656/giro-da-agua.html> Acesso em 10 de outubro de 2012.

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44

2006. Disponível em: <http://jddomingos.ist.utl.pt/Eolica/AME2006_Trancoso_paper.pdf>. Acesso em: 11 de agosto de 2012.

TONG, W.; Wind Power Generation and Wind Turbine Design. United Kingdom: WIT Press, 2010.

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45

ANEXO A – TABELA FLUXO DE CAIXA

Dem

onstração do Resultado

do Custo Evitado (m

ilhões R$)

Ano0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Custo da Energia de M

ercado-

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

- Despesas Operacionais

-

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

O&M

Fixo-

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

Seguro Operacional

-

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

Depreciação-

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

- Despesas Financeiras-

0,08

0,08

0,07

0,07

0,06

0,06

0,05

0,05

0,04

0,04

0,03

0,03

0,02

0,02

0,01

0,01

-

-

-

-

Juros-

0,08

0,08

0,07

0,07

0,06

0,06

0,05

0,05

0,04

0,04

0,03

0,03

0,02

0,02

0,01

0,01

-

-

-

-

Custo Evitado antes de IR

/CSLL

-

0,03

0,04

0,04

0,05

0,06

0,06

0,07

0,07

0,08

0,08

0,09

0,09

0,10

0,10

0,11

0,11

0,12

0,12

0,12

0,12

-IR/C

S-

0,01

0,01

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

- Imposto de Renda

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

- Contribuição Social0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

Custo Evitado Líquido

-

0,02

0,03

0,03

0,03

0,04

0,04

0,04

0,05

0,05

0,05

0,06

0,06

0,06

0,07

0,07

0,07

0,08

0,08

0,08

0,08

Fluxo de Caixa do C

usto

Evitado (milhões R

$)

Entradas de Caixa

1,96

0,16

0,17

0,17

0,17

0,18

0,18

0,18

0,19

0,19

0,19

0,20

0,20

0,20

0,21

0,21

0,21

0,22

0,22

0,22

0,22

Custo Evitado Líquido-

0,02

0,03

0,03

0,03

0,04

0,04

0,04

0,05

0,05

0,05

0,06

0,06

0,06

0,07

0,07

0,07

0,08

0,08

0,08

0,08

Depreciação-

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

Financiamento

1,96

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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Saídas de Caixa2,80

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

-

-

-

-

Investimento

2,80

-

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-

Amortização

-

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

-

-

-

-

Fluxo de Caixa

(0,84)

0,04

0,04

0,04

0,05

0,05

0,05

0,06

0,06

0,06

0,07

0,07

0,07

0,08

0,08

0,08

0,09

0,22

0,22

0,22

0,22