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<p>1</p><p>MANUAL DE TRIBUTAÇÃO - ICMS: PETRÓLEO, GÁS NATURAL, NAFTA</p><p>PETROQUÍMICA, COMBUSTÍVEIS E LUBRIFICANTES.</p><p>PERÍODO DE ABRANGÊNCIA: ANOS DE 2009 a 2016 - EM 20/06/2016</p><p>Introdução</p><p>1 - COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO</p><p>O petróleo, em estado natural, é uma</p><p>mistura de hidrocarbonetos que são</p><p>compostos formados por átomos de</p><p>carbono e hidrogênio. Além dos</p><p>hidrocarbonetos, o petróleo contém,</p><p>em proporções bem menores,</p><p>compostos oxigenados, nitrogenados,</p><p>sulfurados e metais pesados,</p><p>conhecidos como “contaminantes”.</p><p>A caracterização mais sumária do óleo</p><p>bruto pode ser dada pela equação:</p><p>ÓLEO BRUTO = MISTURA DE</p><p>HIDROCARBONETOS +</p><p>IMPUREZAS (CONTAMINANTES)</p><p>Composição básica do petróleo bruto:</p><p>a) Carbono: 84%;</p><p>b) Hidrogênio: 14%;</p><p>c) Enxofre: de 1 a 3% (sulfeto de hidrogênio, sulfetos, dissulfetos, enxofre elementar);</p><p>d) Nitrogênio: menos de 1% (compostos básicos com grupos amina);</p><p>e) Oxigênio: menos de 1% (encontrado em compostos orgânicos como dióxido de</p><p>carbono, fenóis, cetonas e ácidos carboxílicos);</p><p>f) Metais: menos de 1% (níquel, ferro, vanádio, cobre, arsênio);</p><p>g) Sais: menos de 1% (cloreto de sódio, cloreto de magnésio, cloreto de cálcio).</p><p>1.1 – OS HIDROCARBONETOS</p><p>Os átomos de carbono podem estar conectados por ligações simples, duplas ou triplas e os</p><p>arranjos moleculares são os mais diversos: estruturas lineares, ramificadas ou cíclicas;</p><p>saturadas ou insaturadas; alifáticas ou aromáticas.</p><p>As principais classes de hidrocarbonetos no petróleo são as seguintes:</p><p>a) Parafínicos Normais (alcanos) – ex.: metano (CH4), etano (C2H6), butano (C4H10);</p><p>b) Parafínicos Ramificados (isoalcanos) – ex. isobutano, isopentano;</p><p>2</p><p>c) Parafínicos Cíclicos (cicloalcanos ou naftênicos) – ex.: ciclopentano, ciclohexano;</p><p>d) Aromáticos - ex: benzeno, tolueno, xilenos, naftaleno;</p><p>e) Olefinas – ex.: eteno, propeno, buteno, isobutenos.</p><p>Os principais constituintes do petróleo cru são os hidrocarbonetos saturados (parafinas,</p><p>isoparafinas e naftenos), os hidrocarbonetos aromáticos, as resinas e os asfaltenos. Nos óleos</p><p>são encontradas parafinas normais (não ramificadas) com 1 a 45 átomos de carbono. As</p><p>parafinas normais (cadeias de carbono sem ramificação) representam entre 15 a 20% do óleo. A</p><p>depender do óleo podem variar de 3 a 35%. As parafinas são menos reativas do que os outros</p><p>hidrocarbonetos.</p><p>As isoparafinas (alcanos ramificados) são importantes na formulação das misturas que</p><p>compõem a gasolina, óleo diesel, querosene e lubrificantes.</p><p>Os cicloalcanos ou hidrocarbonetos naftênicos apresentam estrutura de cadeia fechada, com</p><p>ligações saturadas (simples), e podem aparecer no óleo cru, de forma condensada ou associada a</p><p>cadeias de hidrocarbonetos saturados (parafinas ou isoparafinas), ou mesmo, a cadeias de</p><p>hidrocarbonetos aromáticos. Em vários tipos de petróleo são encontrados hidrocarbonetos</p><p>naftênicos com 1, 2 ou 3 ramificações parafínicas como constituintes principais. Pode-se</p><p>encontram ainda compostos naftênicos formados por dois ou mais anéis conjugados ou isolados.</p><p>São importantes na composição das misturas de derivados, a exemplo da gasolina, óleo diesel,</p><p>querosene e lubrificantes.</p><p>Os hidrocarbonetos aromáticos são aqueles que contêm um ou mais anéis benzênicos, com ou</p><p>sem ramificações laterais. Seu teor no petróleo pode variar muito, sendo cerca de 20% na nafta e</p><p>entre 20 a 50% no querosene. Pode atingir valores bastantes elevados nas frações mais pesadas.</p><p>Recebem as denominações de mono, di, tri ou poliaromáticos, dependendo do número de anéis</p><p>benzênicos (ou aromáticos) em sua estrutura. Os derivados intermediários de petróleo</p><p>(querosene e gasóleo) contêm compostos aromáticos com ramificações na forma de cadeias</p><p>parafínicas, a exemplo do metil-tolueno. Podem ser encontrados ainda compostos mistos, que</p><p>apresentam núcleos aromáticos e naftênicos, a exemplo do cicloexilbenzeno.</p><p>As olefinas, por sua vez, possuem uma ou mais ligações duplas entre átomos de carbono, o que</p><p>lhe confere alta instabilidade, pois são hidrocarbonetos mais reativos. Aparecem, com mais</p><p>frequência nos derivados e em alguns deles é comum se encontrarem duas duplas ligações,</p><p>quando então são designados diolefinas ou dienos. Sua origem vem dos processos físico-</p><p>químicos realizados durante o refino, como o craqueamento (quebra de moléculas maiores para</p><p>a formação de compostos com moléculas menores). Possuem características e propriedades</p><p>diferentes dos hidrocarbonetos saturados (alcanos). Os hidrocarbonetos insaturados com ligação</p><p>tripla são chamados de alcinos e não são comuns no petróleo.</p><p>Quanto maior o número de carbonos na cadeia, maior será a temperatura de ebulição.</p><p>C1 – C4: hidrocarbonetos gasosos – ex.: metano; etano, propano, butano.</p><p>C5 – C17: hidrocarbonetos líquidos – ex.: pentano, hexano, heptano, octano etc.;</p><p>> C18: hidrocarbonetos. – ex.: n-tricontano (composto com 30 átomos de carbono)</p><p>Os cortes de petróleo referentes à nafta apresentam uma pequena proporção de compostos</p><p>aromáticos de baixo peso molecular (benzeno, tolueno e xileno).</p><p>Dependendo da proporção dos vários tipos de hidrocarbonetos na sua composição, o óleo se</p><p>mostra mais adequado para a produção de um ou outro derivado (produto final do uma</p><p>refinaria). Por exemplo: a Refinaria REDUC (localizada no município de Duque de Caxias-RJ),</p><p>que produz lubrificantes para todo o mercado nacional, importa o petróleo Árabe Leve, que é</p><p>um óleo de base parafínica.</p><p>3</p><p>1.3 - OS NÃO HIDROCARBONETOS</p><p>Além dos hidrocarbonetos o petróleo contém os chamados não hidrocarbonetos, que abrangem:</p><p>- substâncias constituídas predominantemente de carbono e hidrogênio, mas que contêm</p><p>heteroátomos em suas estruturas. Estas são consideradas contaminantes, em vista dos</p><p>efeitos indesejáveis que podem causar: exemplo - emissão de poluentes; redução de</p><p>desempenho dos derivados; corrosão nas unidades de processo de refino;</p><p>- frações denominadas de asfaltenos e resinas, constituídas de agregados moleculares de</p><p>elevada massa molecular, alta complexidade estrutural e teores elevados de heteroátomos</p><p>(enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais). Essas frações são os principais constituintes do</p><p>asfalto e dos óleos combustíveis pesados.</p><p>- contaminantes inorgânicos – água, sais, sulfeto de hidrogênio (H2S). Embora a água e</p><p>os sais não sejam componentes intrínsecos do petróleo, sempre o acompanham no</p><p>processo de produção.</p><p>1.4 - ALGUMAS CONSIDERAÇÕES SOBRE OS CONTAMINANTES</p><p>Os chamados “contaminantes” são impurezas dissolvidas no óleo (ou parte integrante do</p><p>mesmo), sendo formado por compostos com a presença enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais.</p><p>O enxofre (S) é o contaminante de maior predominância no óleo (3º elemento mais abundante),</p><p>variando entre 0,5% e 4,0% em massa. Ocorre na forma de mercaptans, sulfetos, polissulfetos,</p><p>ácido sulfídrico (H2S), enxofre elementar (muito raro) entre outros compostos.</p><p>Os contaminantes sulfurados causam problemas no manuseio (redução de eficiência dos</p><p>catalisadores nas refinarias), transporte (corrosão de oleodutos e gasodutos) e no uso dos</p><p>derivados (causam poluição ambiental – emissão de gases SOX - óxidos de enxofre), e,</p><p>determinam cor e cheiro de produtos finais.</p><p>De acordo com o teor de enxofre o óleo é classificado em:</p><p>a) óleos doces: apresentam baixo teor de enxofre (menos de 1,0% de sua massa);</p><p>b) óleos meio ácidos ou azedos: teor de enxofre entre 1 e 2,5%;</p><p>c) óleos ácidos ou azedos: apresentam elevado teor de enxofre (acima de 2,5% de sua</p><p>massa).</p><p>Os compostos sulfurados se concentram nas frações mais pesadas do petróleo.</p><p>Contaminantes nitrogenados - Os óleos têm teor médio de 0,17%, em base mássica, de</p><p>compostos nitrogenados (que contêm Nitrogênio - N). Consideram-se como altos os teores</p><p>acima de 0,25% em peso. Os compostos nitrogenados se apresentam em sua totalidade na forma</p><p>orgânica (piridinas,</p><p>1: Na operação interestadual com petróleo não há incidência do ICMS,</p><p>deslocando-se toda a tributação para a unidade federada de destino, por força de norma</p><p>constitucional contida no art. 155, § 2º, inc. X, letra “b” , conforme se verá no item 3, abaixo. A</p><p>LC 87/96 normatiza esta incidência no art. 2º, § 1º, inc. III</p><p>Observação importante 2: A não tributação, pelo ICMS, das remessas interestaduais de petróleo</p><p>contém um benefício fiscal para a unidade federada de destino e não para o consumidor ou</p><p>destinatário final da mercadoria. A não incidência prevista na norma é apenas parcial e alcança tão</p><p>somente a operação interestadual relativa ao petróleo. Toda a tributação, portanto, é deslocada para</p><p>a unidade federada de destino, onde se dará o consumo final do produto ou se seus derivados</p><p>(princípio da tributação no destino).</p><p>34</p><p>2 – Do momento da ocorrência do fato gerador</p><p>Por ocasião da entrada, no território do Estado, de petróleo oriundo de outra unidade da</p><p>Federação, quando não destinado à comercialização, industrialização, produção, geração ou</p><p>extração.</p><p>Base Legal: art. 2º, inc. X, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada</p><p>na Lei Estadual do ICMS: art. 4º, inc. VIII (Lei nº 7.014/96).</p><p>3 – Não Incidência</p><p>Operação interestadual quando o petróleo é destinado à comercialização, industrialização,</p><p>produção, geração ou extração, em outra unidade da Federação.</p><p>Base Legal: Art. 6º, inc. III, “b”, do RICMS/97(5). Sem correspondência no RICMS/12. Matéria</p><p>tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 3º, inc. III (Lei nº 7.014/96) (6).</p><p>Observação importante 1: As regras de não incidência nas operações interestaduais</p><p>com petróleo e combustíveis líquidos e gasosos dele derivados têm por fonte</p><p>originária as disposições da Constituição Federal: art. 155, § 2º, inc. X, letra “b”.</p><p>Observação importante 2: A não tributação, pelo ICMS, das remessas interestaduais de</p><p>petróleo, conforme já frisado no item 1 acima, é apenas parcial. Toda a tributação é deslocada</p><p>para unidade federada de destino onde se verificará a comercialização ou industrialização</p><p>subseqüente do produto ou de seus derivados. Objetiva a norma em questão eliminar a</p><p>possibilidade de arrecadação do ICMS incidente sobre as operações interestaduais com petróleo</p><p>para as unidades onde se localizam os poços produtores. O legislador prestigiou a arrecadação</p><p>do imposto no(s) Estado(s) de destino em detrimento do Estado(s) produtor(es), dado ser grande</p><p>o número de unidades federadas consumidoras e poucas as unidades onde se localiza a</p><p>produção.</p><p>4 – Da importação</p><p>O ICMS importação é devido por ocasião da entrada do petróleo no estabelecimento importador</p><p>e não no desembaraço aduaneiro, como nas demais mercadorias. Aplica-se ao caso a regra do</p><p>diferimento, contida no art. 343, inc. XXXIII, do RICMS/97, efeitos até 31/03/2012, com a</p><p>seguinte redação:</p><p>Art. 343. É diferido o lançamento do ICMS incidente:</p><p>(...)</p><p>XXXIII - nas entradas decorrentes de importação do exterior de óleos</p><p>brutos de petróleo – NCM 2709.00.10, para o momento em que ocorrer a</p><p>entrada dos produtos no estabelecimento do importador neste estado;</p><p>IMPORTANTE: a partir de 01/04/2012, com a entrada em vigor do novo Regulamento do</p><p>ICMS (RICMS/12), o diferimento nas importações de petróleo passou a ser regido pelo art.</p><p>286, § 2º, II, com a seguinte redação:</p><p>Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS:</p><p>(...)</p><p>35</p><p>§ 2º As hipóteses de diferimento previstas neste artigo encerram na saída</p><p>subsequente da mercadoria ou do produto resultante de sua</p><p>industrialização, exceto em relação às hipóteses a seguir indicadas, cujo</p><p>encerramento ocorrerá na entrada dos produtos no estabelecimento:</p><p>(...)</p><p>II - nas entradas decorrentes de importação do exterior de óleos brutos de petróleo</p><p>- NCM 2709.00.10;</p><p>O tratamento dado pelo RICMS/97 às importações de petróleo foi mantido no RICMS/12.</p><p>Base legal: Art. 572 do RICMS/97. Art. 332, inc. IV, do RICMS/12. (Regras atinentes ao</p><p>momento do recolhimento do ICMS-importação, modificadas pelas regras referentes ao</p><p>diferimento na importação de petróleo – vide item 6).</p><p>5 – Da exportação</p><p>Não incide ICMS na operação que destine petróleo ao exterior.</p><p>Base Legal: Art. 6º, inc. II, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada</p><p>na Lei Estadual do ICMS: art. 3º, inc. II (Lei nº 7.014/96) .</p><p>Observação importante: as regras de não incidências nas operações de exportação para o</p><p>exterior de mercadorias têm por fonte primária as disposições da Constituição Federal: 1art. 155,</p><p>§ 2º, inc. X, letra “a”.</p><p>6 – Do diferimento</p><p>6.1 - Ocorre diferimento do lançamento e do pagamento do ICMS nas sucessivas saídas internas</p><p>de petróleo em estado bruto do estabelecimento extrator para o estabelecimento refinador para o</p><p>momento em que ocorrer a saída a qualquer título. Este diferimento foi temporariamente</p><p>revogado, com a criação da regra de isenção, que vigorou entre 1º de janeiro de 2013 e 31</p><p>de março de 2013, por força do Decreto nº 14.209, de 14/11/12. O diferimento foi</p><p>restabelecido pelo Decreto nº 14.372, de 28/03/13, DOE de 29/03/13, efeitos a partir de 1º/04/13. Vide</p><p>observações abaixo.</p><p>Base Legal: art. 343, inc. XXIX c/c art. 511, inc. I, do RICMS/97. Art. 286, inc. XIII, do</p><p>RICMS/12.</p><p>Observação importante 1. O diferimento citado no item 6.1 foi revogado pelo Decreto nº</p><p>14.209, de 14 de novembro de 2012, com efeitos a partir de 1º janeiro de 2013. Trata-se do</p><p>diferimento nas operações internas de petróleo, do estabelecimento extrator para o</p><p>estabelecimento refinador. Essa operação passou a ser isenta – vide item 7, abaixo)</p><p>Observação importante 2. Caso a saída resultante do petróleo ou dos produtos resultantes</p><p>do refino seja isenta ou não tributada pelo ICMS, o contribuinte responsável deverá</p><p>1</p><p>Art. 155. Compete aos Estados e ao Distrito Federal instituir impostos sobre: § 2.º O imposto previsto no inciso II atenderá ao seguinte: X - não incidirá: a)</p><p>sobre operações que destinem mercadorias para o exterior, nem sobre serviços prestados a destinatários no exterior, assegurada a manutenção e o</p><p>aproveitamento do montante do imposto cobrado nas operações e prestações anteriores;</p><p>36</p><p>efetuar o pagamento do imposto diferido, nas operações verificadas antes de 1º de janeiro</p><p>de 2013, referente à entrada do petróleo no estabelecimento, conforme determina a regra</p><p>contida no 2art. 347, I e § 2º, do RICMS/97 e o 3art. 286, § 12, do RICMS/12 . Ocorre a</p><p>dispensa do pagamento do imposto diferido se a saída subsequente for para exportação do</p><p>petróleo ou dos produtos resultantes do refino – 4art. 347, § 3º, I e II , do RICMS/97 e 5art.</p><p>286, § 13, I, do RICMS/12 (hipótese de manutenção de crédito do ICMS).</p><p>Observação importante 3 – A partir de 1º/04/13, foi restabelecida a regra de diferimento</p><p>nas sucessivas saídas internas de petróleo em estado bruto do estabelecimento extrator</p><p>para o estabelecimento refinador, por força do Decreto nº 14.372, de 28/03/13, DOE de 29/03/13.</p><p>6.2 – Ocorre diferimento do lançamento e do pagamento do ICMS nas entradas decorrentes de</p><p>importação de óleos brutos de petróleo NCM 2709.00.10, para o momento em que ocorrer a</p><p>entrada do produto no estabelecimento importador. Nesta hipótese o pagamento do imposto é</p><p>deslocado para o momento da entrada no estabelecimento importador e não no desembaraço</p><p>aduaneiro da mercadoria.</p><p>Base Legal: art. 343, inc. XXXIII, do RICMS/97. Art. 286, inc. XVIII c/c o respectivo § 2º, inc.</p><p>II, do RICMS/12.</p><p>6.3 – Também ocorre diferimento nas saídas internas de bens e mercadorias entre</p><p>estabelecimentos de empresa:</p><p>a) refinadora de petróleo;</p><p>b) fabricante de produtos petroquímicos básicos (central petroquímica).</p><p>A mencionada hipótese de diferimento, em relação</p><p>ao petróleo, alcança as operações com o</p><p>produto já processado ou tratado, ou suas frações e derivados, nas saídas internas entre</p><p>estabelecimentos que operem na atividade de refino ou de fabricação de produtos petroquímicos</p><p>básicos, a exemplo da nafta petroquímica e aromáticos (benzeno, tolueno e xilenos).</p><p>Base Legal: art. 286, inc. LX, do RICMS/12. Decreto nº 14.550/13, de 19/06/13, DOE de</p><p>20/06/13, efeitos a partir de 01/07/13, para “saídas internas de bens e mercadorias de estabelecimento</p><p>refinador de petróleo para as bases de distribuição pertencentes à mesma empresa.” Decreto nº 14.681,</p><p>de 30/07/13, DOE de 31/07/13, efeitos a partir de 01/08/13, que incluiu as operações entre</p><p>estabelecimentos de centrais petroquímicas.</p><p>2 Art. 347. O ICMS será lançado pelo responsável: I - uma vez ocorrido o momento previsto como termo final do diferimento, ainda que a operação que</p><p>encerrar o diferimento seja isenta ou não tributada; § 2º Nas hipóteses em que o termo final do diferimento corresponda à operação de saída amparada por</p><p>isenção ou não incidência, caberá ao contribuinte que promover esta saída efetuar o lançamento do imposto até então diferido, cuja base de cálculo equivalerá</p><p>ao preço de aquisição da mercadoria entrada no estabelecimento, incluídas as despesas acessórias, ressalvada a hipótese do parágrafo seguinte.</p><p>3</p><p>Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS: § 12. Nas hipóteses em que o termo final do diferimento corresponda à operação de saída amparada por isenção</p><p>ou não incidência, caberá ao contribuinte que promover esta saída efetuar o lançamento do imposto até então diferido, cuja base de cálculo equivalerá ao</p><p>preço de aquisição da mercadoria entrada no estabelecimento, incluídas as despesas acessórias, ressalvada a hipótese do § 13 deste artigo.</p><p>4</p><p>Art. 347. O ICMS será lançado pelo responsável: § 3º É dispensado o lançamento do imposto cujo lançamento tenha sido diferido, relativamente às entradas:</p><p>I - quando o termo final do diferimento for o momento da saída subseqüente da mercadoria ou do produto dela resultante, no caso de: a) mercadoria que venha</p><p>a ser exportada para o exterior com observância dos arts. 581, 582 e 583; b) mercadoria destinada à utilização como matéria-prima ou qualquer outro insumo</p><p>a ser empregado diretamente na fabricação de produtos industrializados que venham a ser exportados para o exterior com não-incidência do imposto, nos</p><p>termos dos arts. 581, 582 e 583; c) insumo empregado na fabricação de produto cuja operação de saída venha a ocorrer com isenção ou não-incidência, nas</p><p>hipóteses em que houver expressa autorização de manutenção do crédito, no caso de a industrialização ser feita por conta do estabelecimento industrializador</p><p>adquirente dos produtos com diferimento; d) mercadorias de que trata o inciso LXXIII do art. 343, quando a saída subseqüente for alcançada com isenção. e)</p><p>mercadorias de que trata o inciso XIV do caput do art. 343, quando a saída subseqüente da mercadoria ou do produto resultante da industrialização for</p><p>desonerada do ICMS; II - de leite no estabelecimento, nas hipóteses do § 1º do art. 466;</p><p>5 Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS: § 13. É dispensado o lançamento do imposto diferido: I - quando a operação de saída subsequente venha a</p><p>ocorrer com não-incidência, isenção ou redução de base de cálculo, nas hipóteses em que houver expressa autorização de manutenção do crédito;</p><p>37</p><p>7 – Da isenção</p><p>Isenção do ICMS, entre 1º de janeiro de 2013 e 31 de março de 2013, nas saídas internas de</p><p>petróleo, efetuadas por estabelecimento extrator com destino a estabelecimento refinador. A</p><p>isenção vigorou, portanto, por prazo determinado (efeitos temporários).</p><p>Base Legal: art. 265, inc. CIV, do RICMS/12 (Decreto nº 14.209, de 14 de novembro de 2012,</p><p>alteração nº 6 ao RICMS/12). Dispositivo revogado pela alteração nº 12, do RICMS/12,</p><p>através do Dec. nº 14.372, de 28/03/2013, com efeitos a partir de 01/04/2013 – DOE de</p><p>29/03/2013.</p><p>8 – Do estorno de crédito fiscal em relação às operações com petróleo</p><p>A legislação do ICMS do Estado da Bahia passou a exigir o estorno dos créditos fiscais, a partir</p><p>de 01/04/2011, em relação às entradas de petróleo, bem como de mercadorias e serviços</p><p>utilizados na sua produção (extração) ou embalagem, quando ocorresse operação de saída</p><p>daquele produto ou de seus derivados, para outra unidade da Federação, destinados à</p><p>comercialização, industrialização, produção, geração ou extração, com não-incidência do</p><p>imposto, nos termos das alíneas “b” e “c” do inciso III do art. 6º, do RICMS/97 Vide</p><p>observações abaixo quanto ao regime de estorno de crédito.</p><p>Observações importantes: evolução histórica da questão do estorno de crédito com</p><p>petróleo:</p><p>Observação 1: Até 31/03/11, o regime de diferimento vigente, no RICMS/97, admitia a</p><p>manutenção total dos créditos fiscais das mercadorias e serviços utilizados na extração do</p><p>petróleo, nas saídas subsequentes do produto ou de seus derivados sem incidência ou com</p><p>isenção do ICMS;</p><p>Observação 2: A partir do Decreto nº 12.537, de 30/12/10 (alteração nº 142, ao RICMS/97),</p><p>com efeitos a partir de 1º/04/2011, portanto, ainda na vigência do RICMS/97, foi abolida a</p><p>manutenção de crédito fiscal, mencionada na “Observação 1 acima, nas operações subseqüentes,</p><p>com petróleo ou seus derivados sem incidência ou com isenção do ICMS;</p><p>Observação 3: Com a entrada em vigor do RICMS/12 (Dec. nº 13.780/12), a regra que aboliu a</p><p>manutenção do crédito fiscal, contida no RICMS/97 a partir da edição do Decreto nº 12.537/10,</p><p>não foi reproduzida, mas a possibilidade de manutenção de créditos de ICMS conforme regime</p><p>anterior vigente até 31/03/11 não foi expressamente prevista no novo Regulamento.</p><p>Observação 4: A partir de 1º/01/2013, o RICMS/12, via Decreto nº 14.209/12 – alteração nº 6 –</p><p>estabeleceu a isenção nas saídas internas de petróleo, efetuadas por estabelecimento extrator</p><p>com destino a estabelecimento refinador (art. 265, inc. CIV, do RICMS/12), com a</p><p>correspondente vedação de manutenção dos créditos fiscais das mercadorias e serviços</p><p>utilizados na extração do petróleo, nas saídas subsequentes do produto ou de seus derivados sem</p><p>incidência ou com isenção do ICMS.</p><p>Observação 5: A isenção mencionada na “Observação 4” acima, vigorou entre 1º/01/2013 e</p><p>31/03/2013, sendo revogada pelo Dec. 14.372/13, de 28/03/13, DOE de 29/03/13. Foi</p><p>restabelecido o diferimento, pelo citado Decreto, mas sem previsão de manutenção de créditos</p><p>fiscais de ICMS nas operações com mercadorias e serviços utilizados na extração do petróleo,</p><p>com saídas subsequentes não tributadas pelo imposto.</p><p>38</p><p>Base Legal: as mencionadas nas “Observações de 1 a 5” contidas no quadro acima.</p><p>9 – Da base de cálculo</p><p>9.1 – Entrada de petróleo de outro Estado (para consumo ou uso final): Quando o petróleo não</p><p>for destinado à comercialização, industrialização, produção, geração ou extração, a base de</p><p>cálculo, no Estado de destino, é o valor da operação, com a inclusão do ICMS na própria base</p><p>de cálculo da operação.</p><p>Em relação ao petróleo que é matéria-prima que serve à produção de diversos derivados, dentre</p><p>eles, gasolina, óleo diesel, querosene de aviação e nafta, a destinação direta para consumo ou</p><p>uso final é hipótese pouco provável de se verificar na prática.</p><p>Base legal: art. 56, inc. II, do RICMS/97 c/c com o art. 52. Sem correspondência no RICMS/12.</p><p>Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. V (Lei nº 7.014/96), c/c § 1º, inc. I.</p><p>9.2 – Entrada de petróleo de outro Estado (para fins de comercialização ou</p><p>industrialização/refino): O mais provável é ocorrer a remessa de petróleo de uma unidade</p><p>federada para outra, para fins de comercialização ou industrialização/refino no destino. Nesta</p><p>situação, a tributação é também integralmente deslocada para o Estado de destino,</p><p>não havendo</p><p>incidência de ICMS na operação de origem. A base de cálculo é o valor da operação com a</p><p>inclusão do ICMS na própria base de cálculo da operação.</p><p>Base Legal: art. 56, inc. II, do RICMS/97 c/c com o art. 52. Sem correspondência no</p><p>RICMS/12. Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. V (Lei nº 7.014/96), c/c o §</p><p>1º, inc. I.</p><p>9.3 - Base de cálculo na importação de petróleo do exterior: Nesta hipótese verifica-se o</p><p>diferimento do ICMS - importação para o momento da entrada no estabelecimento do</p><p>importador (art. 343, XXXIII, do RICMS/97 e art. 286, inc. XVIII c/c o respectivo § 2º, inc. II,</p><p>do RICMS/12).</p><p>A base de cálculo será o valor da operação com a inclusão nesta do montante do ICMS,</p><p>acrescido de todas as despesas que a tenham onerado, abrangendo aquelas relativas à</p><p>importação (valor do documento de importação + impostos federais incidentes + despesas</p><p>aduaneiras + demais tributos incidentes), somando-se também a estes as despesas até a entrada</p><p>no estabelecimento importador, com a inclusão do ICMS na própria base de cálculo.</p><p>Base Legal: art. 52 c/c o art. 58 e art. 65, II, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12.</p><p>Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. VI c/c o § 1º, inc. II e art. 23, inc. I, letra</p><p>“b” .</p><p>9.4 – Base de cálculo no encerramento do diferimento por ocasião da saída petróleo a qualquer</p><p>título, inclusive dos produtos dele derivados:</p><p>Trata-se da hipótese de diferimento contemplada no art. art. 343, inc. XXIX, do RICMS/97 e no</p><p>art. 286, inc. XIII, do RICMS/12. Esse diferimento, conforme já destacado acima, no item 6.1,</p><p>foi temporariamente revogado pelo Decreto nº 14.209, de 14 de novembro de 2012, com efeitos</p><p>entre 1º janeiro de 2013 a 31 março de 2013. O imposto diferido pago por ocasião da saída do</p><p>petróleo ou de seus derivados engloba tanto a operação anterior (alcançada pelo diferimento),</p><p>como as subseqüentes.</p><p>Base legal: Art. 56, inc. I, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada</p><p>na Lei Estadual do ICMS: art. 23, inc. I, letra “a” (Lei nº 7.014/96).</p><p>39</p><p>10 – Da alíquota</p><p>18% (dezoito por cento), nas operações interestaduais que destinem petróleo a este estado</p><p>(hipótese tributação no destino) e na importação. Observar que as operações de importação são</p><p>alcançadas pelo diferimento, com encerramento no momento da entrada no estabelecimento do</p><p>importador (itens 5.2, acima). Em relação ao petróleo extraído no território baiano (operações</p><p>internas), observar o período em que se deu a operação para se verificar a aplicabilidade da</p><p>regra de diferimento (item 6, acima) ou a regra da isenção (item 7, acima).</p><p>Base legal: art. 50, inc. I, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada</p><p>na Lei Estadual do ICMS: art. 15, inc. I (Lei nº 7.014/96). A redação atual do inciso “I” do caput</p><p>do art. 15 foi dada pela Lei nº 13.461, de 10/12/15, DOE de 11/12/15, que alterou a alíquota de 17%</p><p>para 18%, mantida a redação de suas alíneas, efeitos a partir de 10/03/16.</p><p>40</p><p>BIBLIOGRAFIA CONSULTADA E SITES VISITADOS</p><p>1 – PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO E GÁS: petróleo e seus derivados,</p><p>processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente/[Autores]</p><p>André Domingues Quelhas...[et. Al.]; org. Nilo Índio Brasil [et. Al.] – Rio de Janeiro:</p><p>LTC, 2012;</p><p>2 – FUNDAMENTOS DO REFINO DE PETRÓLEO: TECNOLOGIA E ECONOMIA</p><p>/ Alexandre Szklo, Victor Uller e Marcio Bonfá, org. – 3ª. ed., atualizada e ampliada. –</p><p>Rio de Janeiro: Interciência, 2012;</p><p>3 – PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS: definição, constituição, aplicação,</p><p>especificações, características de qualidade / Marco Antônio Farah – Rio de Janeiro:</p><p>LTC, 2012;</p><p>4 – REFINO DE PETRÓLEO E PETROQUÍMICA – DEQ 370 / Afonso Dantas Neto e</p><p>Alexandre Gurgel – UFRN (disponível na Internet em:</p><p>http://www.nupeg.ufrn.br/downloads/deq0370/curso_refino_ufrn-final_1.pdf).</p><p>5 – O PETRÓLEO – Uma história mundial de conquistas, poder e dinheiro / Daniel</p><p>Yergin – São Paulo; tradução de Leila Marina U. Di Natale Maria Christina e outros,</p><p>Ed. Paz e Terra, 2012</p><p>6 - www.anp.gov.br (Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis);</p><p>7 - http://exame.abril.com.br/ (Revista Exame)</p><p>8 – www.petrobras.com.br (Petrobras S/A)</p><p>9 - pt.wikipedia.org/wiki/Petróleo (Wikipedia, a enciclopédia livre).</p><p>http://www.nupeg.ufrn.br/downloads/deq0370/curso_refino_ufrn-final_1.pdf</p><p>http://www.anp.gov.br/</p><p>http://exame.abril.com.br/</p><p>http://www.petrobras.com.br/</p><p>quinilinas, pirróis, compostos policíclicos etc.). São responsáveis pelo</p><p>“envenenamento” dos catalisadores nos processos de refino. Aumentam a capacidade de o óleo</p><p>reter água em emulsão. Tornam instáveis os produtos do refino, formando gomas e alterando a</p><p>sua coloração. São responsáveis também pela emissão de gases poluentes – NOX. (óxidos de</p><p>nitrogênio).</p><p>Contaminantes oxigenados - Os compostos oxigenados aparecem na forma complexa, como</p><p>ácidos carboxílicos, ácidos naftênicos, fenóis, cresóis, ésteres, aminas, cetonas e</p><p>benzofuranos. Tendem também a se concentrar nas frações mais pesadas do petróleo, afetando</p><p>a acidez, o odor e a corrosividade dessas frações. Participam em menos de 1% em massa do</p><p>peso do óleo bruto.</p><p>Contaminantes metálicos - Os compostos metálicos se apresentam sob duas formas básicas:</p><p>como compostos organometálicos (integrantes da composição do óleo) ou como sais</p><p>inorgânicos de Na (sódio), Ca (cálcio), Mg (magnésio). Estes últimos não fazem parte do</p><p>4</p><p>petróleo, mas encontram-se dissolvidos ou dispersos na água emulsionada (água misturada ao</p><p>óleo). Os sais são facilmente removidos no processo de dessalgação, a que o óleo é submetido</p><p>antes de entrar nas torres de destilação.</p><p>A presença de metais (compostos organometálicos) é, em geral, maior nos petróleos com</p><p>maiores teores de asfaltenos. Os metais que usualmente contaminam o óleo são: Fe, Zn, Cu,</p><p>PB, Mo, As, Mn, Cr, Ni e V. Os dois últimos de maior incidência – os teores de níquel e</p><p>vanádio variam no petróleo entre 1mg/kg e 150 mg/kg e entre 1 mg/1.200 mg/kg,</p><p>respectivamente, sendo usuais os valores médios de 18 mg/kg para o níquel e de 63 mg/kg para</p><p>o vanádio. São responsáveis pelo “envenenamento” dos catalisadores e o vanádio além de</p><p>atacar os tubos dos fornos, catalisa a formação de H2SO4 (ácido sulfúrico) em meio aquoso.</p><p>1.5 - OUTROS CONTAMINANTES INORGÂNICOS</p><p>O petróleo cru, na fase de extração do poço produtor, apresenta também outras impurezas</p><p>(águas, argilas, areias, sedimentos), que acompanham o cru nas suas jazidas. Esses</p><p>contaminantes externos demandam um processo de separação primário do óleo cru, antes de sua</p><p>chegada à refinaria.</p><p>2 – ORIGEM DO PETRÓLEO</p><p>A origem do petróleo está ligada à decomposição dos</p><p>seres que compõem o plâncton – organismos em</p><p>suspensão encontrados nas águas doces e salgadas,</p><p>tais como: protozoários, celenterados e outros. A</p><p>decomposição é causada pela pouca oxigenação e</p><p>pela ação de bactérias.</p><p>Após a sua decomposição, ao longo de milhões de</p><p>anos, esses seres foram se acumulando no fundo de</p><p>mares e lagos, sucessivamente pressionados pelos</p><p>movimentos da crosta terrestre até se transformarem</p><p>nesta substância oleosa que é petróleo.</p><p>O petróleo, por sua vez, não permanece na rocha em que foi gerado, mas desloca-se da rocha</p><p>matriz até encontrar um terreno apropriado para se concentrar. Estes terrenos são denominados</p><p>bacias sedimentares e são formados por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou</p><p>calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros rochosos na forma de “lagos”, as</p><p>conhecidas jazidas petrolíferas. Nesse local é encontrado o gás natural, na parte mais alta,</p><p>petróleo e água nas partes mais baixas.</p><p>Após a extração do petróleo bruto faz-se necessária à separação da água, óleo, gás e sólidos,</p><p>processo que ocorre em estações ou na própria unidade de produção. Em seguida ocorre o</p><p>processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos com vistas à obtenção dos componentes</p><p>que serão utilizados nas mais diversas aplicações, tais como, combustíveis, lubrificantes,</p><p>plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas e tecidos.</p><p>3 - CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO E SUAS APLICAÇÕES:</p><p>a) Petróleos parafínicos: boa qualidade na produção de querosene, óleo diesel e</p><p>lubrificantes. Má qualidade para a produção de gasolina.</p><p>b) Petróleos aromáticos: boa qualidade na produção de gasolina e solventes. Má</p><p>qualidade para a produção de querosene e óleo diesel.</p><p>5</p><p>c) Petróleos naftênicos: boa qualidade na produção de gasolina, lubrificantes e asfalto.</p><p>Má qualidade para a produção de querosene e óleo diesel.</p><p>Petróleo por origem</p><p>a) Petróleo baiano – base parafínica;</p><p>b) Petróleo árabe – base mista (mistura de hidrocarbonetos parafínicos e naftênicos, com</p><p>propriedades intermediárias);</p><p>c) Petróleo californiano – base naftênico;</p><p>d) Petróleo japonês – base aromática.</p><p>4 - REFINO DO PETRÓLEO</p><p>4.1 - INTRODUÇÃO - O petróleo, no estado</p><p>em que é extraído do solo, tem pouquíssimas</p><p>aplicações. Para o aproveitamento energético e</p><p>não energético adequado do petróleo deve-se</p><p>submetê-lo a processos de separação,</p><p>conversão e tratamentos.</p><p>Uma refinaria de petróleo pode destinar-se a</p><p>dois objetivos básicos:</p><p>- produção de combustíveis e</p><p>matérias-primas petroquímicas;</p><p>- produção de lubrificantes básicos e</p><p>parafinas.</p><p>O primeiro objetivo constitui a maioria dos casos, vez que a demanda de combustíveis é</p><p>muitíssimo maior que a de outros produtos, a exemplo de GLP, gasolina, diesel, querosene, óleo</p><p>combustível, entre outros. Todas as refinarias brasileiras encontram-se neste grupo.</p><p>O segundo objetivo, constitui-se num grupo minoritário, e visa maximizar a produção de frações</p><p>básicas de lubrificantes e parafinas. Estes produtos têm valores agregados cerca de duas a três</p><p>vezes maiores que os combustíveis, e conferem alta rentabilidade aos refinadores. No Brasil não</p><p>há nenhuma refinaria dedicada exclusivamente à produção de lubrificantes e parafinas. No</p><p>entanto, existem conjuntos dentro das refinarias brasileiras que funcionam dedicadas a produzir</p><p>esses produtos. É o caso da REDUC-RJ (Refinaria Duque de Caxias), RLAM-BA (Refinaria</p><p>Landulpho Alves – Mataripe) e LUBNOR-CE (Lubrificantes Nordeste).</p><p>As técnicas de refino mais utilizadas para obtenção dos derivados de petróleo são: a destilação</p><p>atmosférica; a destilação a vácuo; o craqueamento térmico; a alquilação; e, o</p><p>craqueamento catalítico.</p><p>Nas refinarias, o petróleo é submetido a diversos processos pelos quais se obtém grande</p><p>diversidade de derivados: GLP – Gás Liquefeito de Petróleo (gás de cozinha); nafta</p><p>petroquímica, gasolina, solventes, óleo diesel, querosene de aviação, óleo combustível,</p><p>lubrificantes e asfalto.</p><p>4.2 - TIPOS DE PROCESSOS DESENVOLVIDOS EM UMA REFINARIA</p><p>Os processos em uma Refinaria podem ser classificados em quatro grandes grupos:</p><p>a) processos de separação;</p><p>b) processos de conversão;</p><p>c) processos de tratamento;</p><p>d) processos auxiliares</p><p>6</p><p>Passaremos a analisar a seguir cada um desses processos.</p><p>4.3 - PROCESSOS DE SEPARAÇÃO: têm por objetivo fracionar o petróleo ou outra corrente</p><p>intermediária empregando um processo físico de separação (temperatura, pressão e</p><p>solubilidade), escolhido de acordo com as propriedades da corrente que se deseja fracionar. A</p><p>propriedade mais comumente utilizada é a diferença nos ponto de ebulição dos componentes da</p><p>carga ou a diferença de solubilidade desses componentes em um solvente.</p><p>Não há reações químicas nesses processos. Todas as moléculas presentes na corrente de carga</p><p>da unidade estão presentes no somatório das correntes de saídas, sendo teoricamente possível</p><p>reconstituir a carga a partir dos produtos.</p><p>TIPOS DE PROCESSOS DE SEPARAÇÃO:</p><p>Destilação: é o processo básico de separação do petróleo. As frações presentes no petróleo são</p><p>separadas com base na diferença de suas temperaturas de ebulição. As operações de destilação</p><p>são realizadas em equipamentos específicos, designados por torres (ou colunas) de destilação.</p><p>Comumente, há dois tipos principais de unidades de destilação nas refinarias de petróleo.</p><p> Unidade de destilação atmosférica: fraciona o petróleo em correntes de GLP,</p><p>naftas, querosene, gasóleos atmosféricos e resíduo atmosférico (RAT). Estas</p><p>correntes, na maior das vezes, necessitam passar por processos</p><p>adicionais de</p><p>tratamento e estabilização antes de serem enviadas aos tanques de</p><p>armazenamento.</p><p> Unidade de destilação a vácuo: fraciona a corrente menos volátil. Tem como</p><p>carga o RAT (Resíduo Atmosférico). Produz gasóleos de vácuo e o resíduo de</p><p>vácuo (RV).</p><p>Os agentes responsáveis pelas operações de destilação são físicos, por ação de energia (na forma</p><p>de modificações de temperatura e/ou pressão).</p><p>As primeiras refinarias construídas no mundo eram na verdade destilarias, porque as diferentes</p><p>propriedades do petróleo não eram conhecidas.</p><p>A destilação pode ser feita em várias etapas e em diferentes níveis de pressão, conforme o</p><p>objetivo que se deseje.</p><p>O petróleo cru, antes de ingressar na torre destilação atmosférica é pré-aquecido e passa por um</p><p>processo de dessalinização para a remoção de sais, água e suspensões de partículas sólidas. A</p><p>destilação atmosférica ocorre a uma temperatura máxima de 400 ºC para evitar a formação</p><p>indesejável de produtos de craqueamento térmico (quebra de moléculas constituintes do</p><p>petróleo cru).</p><p>Em condições de pressão próxima à atmosférica, obtém-se óleo diesel, querosene e nafta pesada</p><p>como produtos laterais de uma torre de destilação. Nafta leve e GLP são produtos de topo.</p><p>Como produto de fundo, obtém o resíduo atmosférico (RAT), que serve de carga para o</p><p>processo de destilação a vácuo, de onde se podem extrair frações importantes.</p><p>a) destilação;</p><p>b) desfaltação</p><p>c) extração de aromáticos;</p><p>d) desparafinação</p><p>e) adsorção de n-parafinas</p><p>7</p><p>O RAT é um corte de alto peso molecular, que é usado como corrente de alimentação da seção</p><p>de destilação a vácuo, em que se trabalha a pressões subatmosféricas com o objetivo de gerar</p><p>óleos lubrificantes básicos e gasóleos para carga da unidade de craqueamento catalítico</p><p>(processo de conversão que será tratado abaixo, no item 4.5.4).</p><p>O produto de fundo da destilação a vácuo é composto de hidrocarbonetos de elevado peso</p><p>molecular e impurezas, podendo ser comercializado como óleo combustível ou asfalto.</p><p>Fluxograma simplificado dos processos destilação atmosférica e a vácuo que compõem o</p><p>esquema de refino do petróleo</p><p>Pe</p><p>Petróleo</p><p>Tratado</p><p>0</p><p>Torre de</p><p>Destilação</p><p>Atmosférica</p><p>Gás Combustível</p><p>GLP</p><p>Naftas</p><p>Querosene</p><p>Gasóleos Atmosféricos</p><p>RAT</p><p>Processos adicionais de</p><p>tratamento e</p><p>estabilização.</p><p>Misturas (Blends) com</p><p>outras correntes RAT – Resíduo Atmosférico</p><p>Tanques de</p><p>Armazenamento de</p><p>combustíveis</p><p>Torre de</p><p>Destilação</p><p>a Vácuo</p><p>Petróleo</p><p>Cru</p><p>Tratado</p><p>Gasóleos de</p><p>Vácuo: leve</p><p>e pesado</p><p>Resíduo de</p><p>Vácuo</p><p>Petróleo</p><p>Cru Tratado</p><p>Óleo +</p><p>Pesado</p><p>Correntes de outros</p><p>processos: desfaltação, UFCC</p><p>(craqueamento catalítico),</p><p>Hidrocraqueamento etc.</p><p>Óleo</p><p>Combustível</p><p>Asfalto</p><p>Corrente do processo da</p><p>Unidade de coqueamento</p><p>retardado (UCR)</p><p>8</p><p>Outra representação ilustrativa do refino do petróleo via processo de destilação</p><p>atmosférica (destilação fracionada)</p><p>No esquema acima, o petróleo cru (ou bruto) entra em uma fornalha (caldeira), onde é aquecido.</p><p>A seguir passa para a torre de destilação à pressão atmosférica, onde são separadas as várias</p><p>frações (gases, nafta, gasolina, querosene, gasóleo ou diesel, óleo lubrificante, gasóleo pesado).</p><p>O resíduo da torre de destilação atmosférica (o RAT) é reaquecido e vai para uma segunda torre</p><p>de destilação a vácuo (destilação a pressão reduzida), de onde saem vários óleos lubrificantes</p><p>(frações mais pesadas) e o resíduo final, que é o asfalto (betume).</p><p>Representação ilustrativa do processo de refino por destilação a vácuo</p><p>No esquema acima os produtos resultantes da destilação a vácuo são o gasóleo leve de vácuo</p><p>(GLO), o gasóleo pesado de vácuo (GPO) e o resíduo de vácuo (RV). Em regra o GLO (gasóleo</p><p>leve) segue para hidrotratamento (para compor os pool’s de diesel e gasolina).</p><p>9</p><p>O GPO (gasóleo pesado) segue para hidrotratamento, hidrocraqueamento ou para craqueamento</p><p>catalítico (processos de conversão).</p><p>O Resíduo de Vácuo (RV) é destinado para as unidades de viscorredução, de coqueamento, de</p><p>produção de betume ou para o pool de escuros da refinaria (óleo combustível, por exemplo).</p><p>4.4 - OUTROS PROCESSOS DE SEPARAÇÃO IMPORTANTES (ESQUEMAS</p><p>SIMPLIFICADOS)</p><p>4.4. 1 - Processo de Desfaltação a solvente</p><p>O objetivo desse processo é recuperar do RV (Resíduo de Vácuo) uma fração mais leve e com</p><p>menor teor de contaminantes – o óleo desfaltado (ODES). Neste processo é gerado também o</p><p>resíduo asfáltico (asfalto).</p><p>A desfaltação é um processo baseado na diferença de solubilidade entre as frações ODES e</p><p>Resíduo Asfáltico. Utiliza como solvente principalmente o propano líquido a alta pressão como</p><p>agente de extração. São usados também o butano e o pentano.</p><p>O ODES pode ser carga da unidade de craqueamento catalítico fluido (FCC) ou do</p><p>hidrocraqueamento [que são processos de conversão], elevando a geração de combustíveis.</p><p>Pode ser também carga da unidade de lubrificantes, dando origem aos óleos básicos</p><p>lubrificantes, elevando assim a rentabilidade do refino.</p><p>O Resíduo Asfáltico (RASF) pode ser usado na formulação de cimento asfáltico de petróleo</p><p>(CAP) ou diluído com correntes mais leves para compor o óleo combustível.</p><p>Esquema representativo do processo de desfaltação que usa o propano com solvente.</p><p>4.4.2 - Processo de extração de aromáticos (desaromatização)</p><p>Este processo tem duas aplicações principais:</p><p>- A recuperação dos compostos aromáticos de uma corrente de nafta proveniente de uma</p><p>unidade de reforma catalítica (URC), rica em hidrocarbonetos aromáticos leves, ou seja,</p><p>benzeno, tolueno e xilenos (BTXs), os quais são importantes matérias-primas para</p><p>indústria de segunda geração petroquímica, podendo atingir preços de mercado superiores</p><p>10</p><p>ao da nafta. A corrente desaromatizada, após remoção do solvente, pode ser</p><p>comercializado como nafta petroquímica; utilizada na formulação de gasolina; ou ainda</p><p>fracionada para a produção de solventes parafínicos (ex. o n-hexano).</p><p>- A remoção de aromáticos das frações lubrificantes (desaromatização), com o objetivo de</p><p>aumentar o índice de viscosidade do produto. Neste caso o produto principal do processo</p><p>é o óleo desaromatizado, sujeito ainda a posterior processamento. O subproduto é o</p><p>extrato aromático, um material viscoso, que pode ser usado como óleo extensor de</p><p>borracha sintética, ser adicionado ao óleo combustível ou ainda ser componente da carga</p><p>da unidade de coqueamento retardado (processo de conversão).</p><p>Neste processo são utilizados solventes. Na extração de aromáticos da nafta de reforma</p><p>catalítica (processo de conversão), os solventes mais utilizados são o tetraetilenoglicol, a n-</p><p>metilpirrolidona (NMP), o sulfonale ou a n-formilmorfolina (NMF). No processo de</p><p>desaromatização se emprega como solvente o furfural, a n-metilpirrolidona (NMP) ou o fenol,</p><p>esse último em desuso.</p><p>Esquema representando o processo de Desaromatização para a produção de óleos lubrificantes</p><p>Esquema representando o processo de recuperação de aromáticos visando à produção de</p><p>aromáticos leves (Benzeno, Tolueno e Xileno - BTX), destinados à indústria petroquímica.</p><p>11</p><p>4.4.3 - Processo de desparafinação</p><p>Este processo visa à produção de óleos básicos lubrificantes via redução do teor de</p><p>hidrocarbonetos parafínicos de cadeia linear (n-parafinas), ou pouco ramificada e de alta mossa</p><p>molar. Conferem ao óleo lubrificante ponto de fluidez. A remoção é feita com o uso de</p><p>solventes a baixas temperaturas. O solvente mais utilizado, em nível mundial, é constituído de</p><p>uma mistura de metiletilcetona (MEC) e tolueno. No Brasil atualmente é utilizado um solvente</p><p>puro, metilisobutilcetona (MIBC).</p><p>O processo produz as seguintes correntes: o óleo desparafinado e a parafina oleosa.</p><p>O óleo desparafinado</p><p>passa por um processo de recuperação do solvente e é enviado ao</p><p>processo de hidrotratamento. A parafina oleosa pode ter dois destinos:</p><p>- sofrer posterior processamento, com o propósito de produzir parafinas comerciais;</p><p>- ser adicionado ao gasóleo que será processado no craqueamento catalítico ou no</p><p>hidrocraqueamento (processos de conversão)</p><p>Esquema representando a desparafinação que tem como carga o Óleo Desaromatizado – integrante</p><p>da Unidade de produção de lubrificantes.</p><p>4.4.4 - Processo de desoleificação</p><p>Este processo é empregado para a purificação da parafina oleosa. Consiste na remoção de:</p><p>- compostos parafínicos com pontos de fusão entre -3ºC e 30ºC, os quais não se</p><p>enquadram nem como óleo lubrificante nem como parafina dura;</p><p>- fração oleosa ocluída nos cristais de parafina.</p><p>12</p><p>Esse processo é realizado a temperaturas positivas (em torno de 20ºC), visando especificar a</p><p>parafina quanto ao ponto de fusão, penetração e teor de óleo.</p><p>Os produtos obtidos na desoleificação são:</p><p>- a parafina dura, que, depois dessa operação, é processada na unidade de</p><p>hidrotratamento, onde, por fim, é especificada nos requisitos de cor e teores de</p><p>contaminantes, principalmente de compostos aromáticos (as parafinas duras são</p><p>utilizadas, por exemplo, na produção de velas);</p><p>- a parafina mole, produto mais nobre, que por se tratar de um gasóleo, normalmente é</p><p>enviada à unidade de craqueamento catalítico depois da remoção do solvente (MIBC).</p><p>Esta pode ainda ser aproveitada para a produção de óleos, geleias, vaselinas e outros</p><p>produtos farmacêuticos.</p><p>Esquema representando o processo de desoleificação a MIBC, que tem como carga a parafina</p><p>oleosa.</p><p>4.4.5 - Processo de adsorção de n-parafinas</p><p>É um processo de separação que visa, principalmente, a remoção de hidrocarbonetos parafínicos</p><p>lineares contidos na fração de querosene obtido na destilação. Tais hidrocarbonetos embora</p><p>configurem excelente qualidade ao querosene de iluminação, são prejudiciais ao querosene de</p><p>aviação, por elevarem seu ponto de congelamento, quando presentes em teores elevados.</p><p>O processo de baseia na adsorção das cadeias lineares presentes no querosene através de sua</p><p>passagem em fase gasosa por um leito de peneira molecular que captura as n-parafinas,</p><p>permitindo a passagens dos demais compostos presentes no querosene. Os hidrocarbonetos</p><p>adsorvidos são removidos do leito com auxílio de um diluente e passam pelas seguintes etapas:</p><p>13</p><p>separação do diluente, hidrotratamento (para redução dos teores de aromáticos e de enxofre) e</p><p>fracionamento em uma coluna de destilação para a obtenção da fração de interesse.</p><p>As n-parafinas removidas são valiosas matérias-primas para a indústria petroquímica,</p><p>especificadamente para a produção de detergentes biodegradáveis.</p><p>As n-parafinas são hidrocarbonetos de 10 a 13 átomos de carbono que entram na fabricação do</p><p>produto conhecido como LAB (linear alquibenzeno), que é intermediário petroquímico básico</p><p>para a produção do LAS (linear alquibenzenossulfonado), o precursor do tensoativo mais</p><p>utilizado na formulação de detergentes (o LASNa - linear alquibenzenossulfonado de sódio).</p><p>* Fluxograma representando o processo de adsorção de n-parafinas.</p><p>Frações de querosene</p><p>de destilação</p><p>*Processo de</p><p>Adsorção de n-parafinas</p><p>Querosene de aviação</p><p>de melhor qualidade</p><p>n-parafinas</p><p>Matéria-prima da</p><p>indústria de</p><p>detergentes</p><p>biodegradáveis</p><p>14</p><p>4.5 - PROCESSOS DE CONVERSÃO NO REFINO DE PETRÓLEO</p><p>Esse grupo de processos se distingue dos processos físicos de</p><p>separação por temperatura, pressão e solubilidade, por promoverem</p><p>reações químicas com o objetivo de obter misturas de</p><p>hidrocarbonetos de possuam maior interesse econômico. As reações</p><p>químicas são promovidas mediante ação conjugada da temperatura e</p><p>da pressão, na presença do meio reacional conveniente. Em muitos</p><p>casos são empregados catalisadores específicos para cada tipo de</p><p>reação, que são substâncias que possuem ação determinante no</p><p>aumento da velocidade com que as reações ocorrem. Os processos</p><p>que fazem uso dos catalisadores são conhecidos como processos</p><p>catalíticos, em oposição aos não catalíticos ou térmicos, nos quais as</p><p>reações ocorrem sob efeito apenas das condições adequadas de</p><p>temperatura, pressão e tempo de reação.</p><p>Através do processo de craqueamento (cracking, em inglês), as frações mais pesadas (moléculas</p><p>maiores) do petróleo são transformadas (quebradas) em frações mais leves (moléculas menores),</p><p>por aquecimento (craqueamento térmico) e por aquecimento e catalisadores (craqueamento</p><p>catalítico).</p><p>O craqueamento é um processo complexo. A quebra de um alcano de molécula grande produz</p><p>vários compostos de moléculas menores – alcanos “leves” e “médios”, alcenos, inclusive</p><p>carbono e hidrogênio – que são separados posteriormente. Desse processo se originam inúmeros</p><p>produtos que servem como matéria-prima para outras indústrias. Por exemplo: com o C2H4</p><p>(eteno) é fabricado o polietileno, um dos plásticos mais usados no mundo.</p><p>Outro processo de refino aplicado sobre as frações mais pesadas do petróleo, originárias da</p><p>destilação atmosférica e da destilação a vácuo, é a reforma catalítica (reforming, em inglês).</p><p>Através da reforma catalítica (aquecimento das frações mais pesadas com catalisadores</p><p>apropriados), há a transformação de hidrocarbonetos de cadeia normal em hidrocarbonetos</p><p>ramificados, cíclicos e aromáticos, contendo em geral o mesmo número de átomos de carbono.</p><p>Esse processo é muito importante para melhorar, por exemplo, a qualidade da gasolina</p><p>automotiva, pois os hidrocarbonetos ramificados, cíclicos e aromáticos melhoram a desempenho</p><p>dessa fração do petróleo nos motores ciclo Otto (motores à gasolina e etanol).</p><p>Nos processos de craqueamento as reações podem produzir moléculas menores quando ocorre</p><p>quebra das moléculas da carga: este é o objetivo dos processos de coqueamento retardado e do</p><p>craqueamento catalítico fluido (FCC).</p><p>Pode ser, porém, que o interesse seja de criar moléculas maiores a partir da combinação de</p><p>moléculas menores, como é o caso da alquilação catalítica.</p><p>Além desses dois casos podem também ocorrer mudanças no arranjo interno da molécula, sem</p><p>quebra ou aumento da cadeia carbônica, como nas reações de isomerização.</p><p>Os processos de conversão são, geralmente, de elevada rentabilidade, principalmente quando</p><p>transformam frações de baixo valor comercial (gasóleos de vácuo e resíduos), em outras de</p><p>maior valor (GLP, naftas, querosene, óleo diesel, lubrificantes ou petroquímicos básicos). São</p><p>classificados como “processos de fundo de barril”, porque permitem maior aproveitamento do</p><p>petróleo, com mínima produção de óleo combustível e asfalto. Apesar da implantação de</p><p>unidades de conversão exigir investimentos elevados, o tempo de retorno do capital investido</p><p>nos processos de conversão é baixo comparativamente aos processos de separação física.</p><p>15</p><p>Esquema representando os processos de conversão Térmicos e Catalíticos.</p><p>Passaremos a analisar cada um dos principais processos de conversão nas linhas abaixo.</p><p>PROCESSOS TÉRMICOS DE CONVERSÃO</p><p>4.5.1 - Craqueamento térmico</p><p>É o mais antigo dos processos de conversão. Seu aparecimento data do início século XX quando</p><p>a indústria automobilística viveu a sua primeira fase de crescimento, tendo uma importância</p><p>relevante na produção de gasolina até o início dos anos de 1950, quando entrou em</p><p>obsolescência em virtude da substituição pelo processo de craqueamento catalítico fluido</p><p>(FCC). Esse processo tem por finalidade quebrar moléculas presentes no gasóleo de vácuo ou</p><p>no resíduo atmosférico por meio de elevadas temperaturas (até 500ºC) e pressões de 1,5 Mpa</p><p>(Megapascal) a 2,0 Mpa, visando produzir frações combustíveis líquidas, principalmente GLP,</p><p>gasolina e diesel. Gera os seguintes</p><p>subprodutos: gás combustível e óleo residual, utilizado</p><p>como óleo combustível. Ocorre também a formação de coque (produto sólido de cor negra e</p><p>forma aproximadamente granular – que é composto essencialmente de carbono sólido com</p><p>teores variáveis de impurezas).</p><p>Uma variante desse processo de operação ainda hoje viável é o processo de craqueamento</p><p>térmico brando (CTB) cujo objetivo é maximizar diesel, em vez de gasolina e GLP. A formação</p><p>de coque é reduzida, possibilitando maiores ganhos.</p><p>Esquema representando o processo de craqueamento térmico</p><p>16</p><p>4.5.2 - Viscorredução</p><p>Este processo tem por objetivo reduzir, através da ação térmica, a viscosidade de um resíduo</p><p>que será usado como óleo combustível, por meio da quebra de suas moléculas mais pesadas,</p><p>tornando desnecessária a adição de frações intermediárias para a redução da viscosidade.</p><p>As condições operacionais são brandas em relação às do craqueamento térmico convencional,</p><p>para evitar a formação excessiva de coque.</p><p>Ocorre formação de uma quantidade de hidrocarbonetos na faixa do diesel e do gasóleo que, não</p><p>sendo removidos, entrem como diluentes do resíduo processado, reduzindo sua viscosidade. Gás</p><p>combustível, GLP e nafta também são produzidos, porém em menor escala.</p><p>Trata-se também de um processo obsoleto, em função do alto custo operacional e baixa</p><p>rentabilidade.</p><p>Esquema representando a viscorredução, que hoje se encontra obsoleto.</p><p>4.5.3 - Coqueamento retardado (UCR)</p><p>A unidade de coqueamento retardado (UCR) tem como carga principal um resíduo,</p><p>normalmente de vácuo que, submetido à alta temperatura (485ºC) por um pequeno intervalo de</p><p>tempo, é craqueado, ou seja, sofre uma intensa quebra de moléculas de alta massa molecular,</p><p>produzindo gases (GLP e gás de refinaria), naftas, gasóleos e coque. O objetivo da unidade</p><p>UCR é converter resíduos de petróleo em unidades de maior valor agregado.</p><p>As principais vantagens desse processo são:</p><p>- aumento da conversão de petróleos pesados, agregando valor a petróleos nacionais;</p><p>- aumento da produção de óleo diesel;</p><p>17</p><p>- consumo do resíduo de vácuo, base para a formulação do óleo combustível, cuja</p><p>demanda tende a se reduzir cada vez mais;</p><p>- aumento da margem de refino das refinarias;</p><p>- tecnologia em constante evolução, desde 1920.</p><p>O coque de petróleo é um produto que passou a ser do maior interesse, a dependendo de sua</p><p>qualidade, associada ao teor de asfaltenos e aromáticos da carga, a exemplo do coque agulha.</p><p>Esse produto encontra aplicação como combustível (na indústria de cimento e na indústria</p><p>siderúrgica), e como matéria-prima para a obtenção de eletrodos.</p><p>A crise do petróleo na década de 1970 trouxe uma crescente importância para esse processo,</p><p>uma vez que ele transforma uma fração de baixo valor agregado, o resíduo de vácuo (RV), em</p><p>outras, de maiores valores comerciais, como o GLP, a nafta e o óleo diesel.</p><p>Existem hoje várias unidades de coqueamento retardado (UCR) de médio e grande portes</p><p>instaladas nas refinarias brasileiras.</p><p>O projeto de uma unidade de coqueamento pode visar à produção máxima de determinado corte,</p><p>segundo a aplicação correta de níveis de pressão, temperatura e reciclos.</p><p>Esquema representando uma unidade de coqueamento retardado (UCR)</p><p>PROCESSOS DE CONVERSÃO CATALÍTICOS</p><p>4.5.4 - Craqueamento catalítico em leito fluidizado (FCC – Fluid Catalystic Cracking)</p><p>O FCC é considerado primordialmente um processo de quebra molecular, tendo como principal</p><p>carga gasóleos produzidos na unidade de destilação a vácuo. Pode-se ainda usar como carga</p><p>adicional o óleo desfaltado. Por meio de severas condições de temperatura, em presença de</p><p>catalisador, as moléculas da carga são descompostas em outras mais simples, produzindo gás</p><p>combustível, GLP, nafta, gasóleo leve e óleo decantado (fração residual). As reações geram</p><p>também coque, que se deposita no catalisador, e é queimado na etapa de regeneração do mesmo.</p><p>18</p><p>O catalisador empregado nesse processo é constituído por um pó fino de alta área superficial, à</p><p>base de sílica (SiO2) e alumina (Al2O3).</p><p>Há projetos que contemplam a utilização do RAT (resíduo atmosférico) como carga, desde que</p><p>a carga combinada atenda aos limites do projeto da unidade quanto ao teor de asfaltenos e de</p><p>metais.</p><p>O desenvolvimento do FCC de seu um pouco antes da 2ª Guerra Mundial, devido à grande</p><p>necessidade dos aliados de suprir suas tropas com gasolina e produtos petroquímicos.</p><p>O FCC tem alto rendimento em GLP e gasolina, de melhor qualidade (alta octanagem), obtida</p><p>na faixa de 50% a 60% em volume da carga processada.</p><p>Apesar do alto investimento de instalação requerido, o FCC é extremamente atrativo, em face</p><p>do alto rendimento em frações leves, de alto valor comercial. Além disso, o tempo de retorno do</p><p>empreendimento é muito baixo.</p><p>Esquema representando o processo geral de tratamento catalítico, onde se destaca a produção de</p><p>GLP e Nafta de Craqueamento, destinada ao pool de gasolina. Há também produção de diesel (óleo</p><p>leve/LCO).</p><p>4.5.5 - Hidrocraqueamento catalítico (HCC - Hydrocatalytic Cracking)</p><p>O HCC é um processo que consiste na quebra de moléculas existentes na carga, em presença de</p><p>hidrogênio, por ação conjugada do catalisador, em altas temperaturas e pressões. Ao mesmo</p><p>tempo em que ocorrem quebras, acontecem reações de hidrogenação das moléculas.</p><p>19</p><p>A presença do hidrogênio tem a finalidade de reduzir a deposição de coque sobre o catalisador,</p><p>hidrogenar os compostos aromáticos polinucleados, facilitando a sua decomposição e</p><p>hidrogenar olefinas e diolefinas que se formam no processo de craqueamento, aumentando a</p><p>estabilidade dos produtos finais.</p><p>As severas condições possibilitam também a hidrogenação dos compostos dos compostos de</p><p>enxofre e nitrogênio, os eliminado dos produtos finais.</p><p>O HCC é um processo que concorre com o FCC pela carga do gasóleo de vácuo. Sua grande</p><p>vantagem é a versatilidade do processo que permite operar com cargas que variam desde naftas</p><p>até gasóleos pesados, maximizando a fração que se deseja (nafta petroquímica, QAV –</p><p>querosene de aviação, óleo diesel, gasolina ou lubrificantes).</p><p>O processo tem alto rendimento na produção de gasolina de boa octanagem e óleo diesel.</p><p>Ocorre também a produção de uma quantidade volumosa da fração GLP. Além disso, o HCC</p><p>complementa o FCC, com a conversão de cargas que não podem ser tratadas neste processo</p><p>(resíduos de vácuo, gasóleos de reciclo, extratos aromáticos, dentre outras).</p><p>A grande desvantagem do processo consiste nas elevadas pressões e temperaturas reacionais que</p><p>obrigam a ter equipamentos de grande porte, com metalurgia dispendiosa. Também há a</p><p>necessidade de implantação, em paralelo, de uma unidade de geração de hidrogênio, capaz de</p><p>suprir as reações de hidrocraqueamento (processo intensivo em consumo de hidrogênio) e de</p><p>recuperação de enxofre. A unidade de HCC demanda um elevado investimento.</p><p>Os catalisadores empregados em HCC: óxido de níquel-molibdênio (NiO-MoO) ou óxidos de</p><p>níquel-tungstênio (NiO-WO3), sobre um suporte de sílica-alumina (SiO2-Al2O3).</p><p>Os processos são semelhantes entre si e podem funcionar segundo a natureza da carga e o</p><p>objetivo da produção. Pode-se trabalhar visando à maximização de cortes de GLP, gasolina,</p><p>querosene de jato ou diesel.</p><p>Esquema representando o processo de hidrocraqueamento catalítico (HCC), em duas etapas.</p><p>Como variante do processo de HCC temos o processo de Hidrocraqueamento Catalítico</p><p>Brando (MHC – Mild Hydrocatalytic Cracking), que opera em condições bem mais suaves,</p><p>principalmente em relação à pressão.</p><p>20</p><p>O processo é vantajoso por permitir a produção de grandes volumes de óleo diesel sem gerar</p><p>grandes quantidades de gasolina, a partir de uma carga de gasóleo convencional. É um processo</p><p>também de elevado investimento,</p><p>sendo um pouco mais barato que o HCC.</p><p>4.5.6 - Alquilação ou alcoilação catalítica</p><p>É um processo que se baseia na junção de duas moléculas leves para a formação de uma terceira</p><p>de maior cadeia. Na indústria do petróleo essa rota é usada desde 1932 para a produção de</p><p>gasolina de elevado número de octano, a partir de componentes presentes no GLP. O tipo de</p><p>catalisador utilizado depende da tecnologia empregada, e os mais utilizados são os catalisadores</p><p>de caráter ácido, como o ácido fluorídrico (HF) ou o ácido sulfúrico (H2SO4).</p><p>O processo envolve a utilização de uma isoparafina, geralmente o isobutano, presente no GLP,</p><p>combinado a olefinas, tais como o propeno, os butenos e os pentenos.</p><p>O produto principal (alquilado) é encaminhado para a formulação de gasolina de aviação ou da</p><p>gasolina automotiva de elevado número de octano. A unidade também produz em menor</p><p>quantidade, nafta pesada, propano e n-butano de alta pureza, que podem ser vendidos</p><p>separadamente para usos especiais ou incorporados ao GLP. No que se refere à produção de</p><p>gasolina de elevado número de octano, pode-se dizer que este é um processo largamente</p><p>utilizado em países cuja demanda por gasolina é elevada e, onde se tem disponibilidade de GLP,</p><p>matéria-prima essencial do processo.</p><p>Permite a síntese de compostos intermediários de grande importância petroquímica, como o etil-</p><p>benzeno (para a produção de poliestireno), o isopropil-benzeno (para produzir fenol e acetona) e</p><p>o dodecil-benzeno (matéria-prima de detergentes).</p><p>Esquema representando o processo de alquilação catalítica</p><p>4.5.7 - Reforma ou reformação catalítica</p><p>O processo tem por objetivo transformar uma nafta rica em hidrocarbonetos parafínicos ou</p><p>naftênicos em outra, rica em hidrocarbonetos aromáticos (nafta de reforma). O processo foi</p><p>desenvolvido em 1940 e emprega alta temperatura (em torno de 500ºC), pressões que variam</p><p>21</p><p>dependendo da tecnologia empregada e um catalisador à base de metais nobres (ex. platina,</p><p>rênio, ródio ou germânico).</p><p>O processo pode ter dois objetivos: a produção de gasolina de elevado número de octano ou a</p><p>produção de hidrocarbonetos aromáticos leves (benzeno, tolueno e xilenos).</p><p>O principal produto do processo é a nafta rica em hidrocarbonetos aromáticos (nafta reformada),</p><p>mas o processo gera também em menores quantidades, gás combustível, GLP, coque e uma</p><p>corrente rica em hidrogênio (insumo para as unidades de hidrotratamento).</p><p>No cenário atual existe uma crescente necessidade de melhoria da gasolina, em termos de</p><p>redução do teor de enxofre e de olefinas. As naftas disponíveis para a formulação de gasolinas</p><p>com baixos teores desses componentes são:</p><p>- as naftas destiladas, dessulfurizadas, de baixo número de octano e baixo teor de</p><p>olefinas;</p><p>- a nafta oriunda da UFCC (nafta craqueada), que passa por um processo de</p><p>hidrodessulfurização seletiva, de forma a ter baixo teor de enxofre e elevado número de</p><p>octano (alto teor de olefinas);</p><p>- a nafta produzida na unidade de coqueamento retardado (nafta de coqueamento) que</p><p>depois de hidrotratada possui baixo teores de enxofre e olefinas e baixo número de</p><p>octano.</p><p>É nesse cenário que se justifica o investimento em unidades de reforma catalítica, pois a nafta</p><p>reformada, de alto número de octano, permite que a refinaria formule gasolina com baixo teores</p><p>de enxofre e de olefinas, mantendo-se o número de octano requerido para os motores do ciclo</p><p>Otto (motores a gasolina e etanol).</p><p>Esquema representando o processo de reforma catalítica</p><p>5 - PROCESSOS DE TRATAMENTO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO</p><p>INTRODUÇÃO - Esses processos são utilizados para melhorar a qualidade dos derivados. São</p><p>conhecidos também como processos de acabamento. Assim como os processos de conversão,</p><p>22</p><p>eles são de natureza química, embora seus objetivos não sejam provocar profundas</p><p>modificações nas frações, mas sim eliminar os contaminantes presentes e estabilizar</p><p>quimicamente o produto acabado.</p><p>As quantidades e os tipos de impurezas existentes nos produtos são bastantes variáveis,</p><p>diferindo conforme o tipo de petróleo e o processo que os produziu. Pode-se se afirmar que a</p><p>quantidade de impurezas é significadamente maior nas frações mais pesadas do petróleo,</p><p>dificultando a sua remoção.</p><p>Para as frações mais leves são empregados processos de tratamento chamados de convencionais</p><p>que não requerem condições operacionais severas e são relativamente simples em termos de</p><p>equipamentos e de operação. Esses processos são usados principalmente para a redução do teor</p><p>de enxofre dessas frações e a consequente eliminação da corrosividade. Nessa categoria estão os</p><p>processos de tratamento com aminas e os tratamentos cáusticos, quando aplicados ao gás</p><p>combustível e ao GLP.</p><p>Para a adequação das frações leves e médias (naftas, querosene e diesel) ou pesadas (gasóleos,</p><p>lubrificantes, resíduos) os tratamentos convencionais mostram-se ineficazes para a remoção dos</p><p>contaminantes. É necessário lançar mão dos processos de hidrotratamento ou de</p><p>hidroacabamento, de maior eficiência, mas que operam em condições mais severas de</p><p>temperatura e pressão, apresentando custos operacionais mais elevados e necessitando de</p><p>maiores investimentos. Em função das exigências ambientais, que implicam em expressiva</p><p>redução dos contaminantes nos derivados, esses processos tornam-se imprescindíveis ao refino</p><p>moderno.</p><p>5.1 - TRATAMENTOS CONVENCIONAIS</p><p>5.1.1 - Tratamento com aminas</p><p>É um processo específico de remoção de H2S (gás sulfídrico) de frações leves do petróleo, como</p><p>o gás combustível e o GLP. Desenvolvido em 1930 é ainda largamente utilizado hoje.</p><p>Dependendo da amina é também removido o CO2 que eventualmente esteja presente na corrente</p><p>gasosa. As aminas de maior utilização são a monoetanolamina (MEA), a dietanolamina (DEA) e</p><p>a metildietanolamina (MDEA).</p><p>A grande vantagem desse processo consiste na capacidade de regenerar a amina e o produto</p><p>dessa regeneração é uma corrente de gás ácido, rica em H2S, aproveitada para a produção de</p><p>enxofre em uma unidade de recuperação de enxofre (URE).</p><p>A presença desse tipo de tratamento é obrigatório junto às unidades de FCC, coqueamento</p><p>retardado e hidroprocessamento, onde são geradas correntes gasosas com elevadas</p><p>concentrações de H2S, sendo imperiosa a sua redução.</p><p>Esquema representando o tratamento DEA de uma corrente de GLP ácido</p><p>23</p><p>5.1.2 - Tratamento cáustico</p><p>O objetivo desse tratamento é a eliminação de compostos ácidos de enxofre, tais como o H2S e</p><p>os mercaptanos (RSH) de baixa massa molecular, presentes principalmente no gás combustível</p><p>e no GLP, utilizando uma solução aquosa de soda cáustica (NaOH). Compostos sulfurados</p><p>diferentes desses mencionados não podem ser removidos por esta rota.</p><p>Uma das desvantagens do processo é o elevado consumo de soda cáustica, que mesmo sendo</p><p>um insumo de baixo custo, a depender do teor de contaminantes e da vazão da carga processada,</p><p>pode se constituir num fator de elevado custo operacional. Por isso é utilizado apenas para as</p><p>frações leves pouco contaminadas ou como pré-tratamento de outros processos.</p><p>Para reduzir o consumo de soda e a geração de soda gasta, o tratamento cáustico regenerativo é</p><p>usado quando o teor de mercaptanos na carga é elevado. Nessa versão do tratamento, aplicado</p><p>ao GLP, à nafta e ao querosene, os mercaptanos (RSH) são transformados em dissulfetos,</p><p>regenerando a soda cáustica, que, então, é reutilizada no tratamento. O tratamento cáustico</p><p>regenerativo é também conhecido como tratamento MEROX. Utiliza um catalisador</p><p>organometálico (ftalcianina de cobalto) em leito fixo ou dissolvido na solução cáustica, de</p><p>forma a extrair as mercaptanas dos derivados e oxidá-las a dissulfetos.</p><p>Esquema representando o Tratamento Cáustico Regenerativo (Tratamento MEROX) a correntes</p><p>de GLP e Nafta</p><p>5.2 - PROCESSOS</p><p>DE HIDROTRATAMENTO (HDT)</p><p>Além da redução do teor de enxofre, o hidrotratamento (HDT) pode ser utilizado para a redução</p><p>de hidrocarbonetos olefínicos (estabilização) e aromáticos (aumento do número de cetano no</p><p>óleo diesel) e para a redução de outros contaminantes como o nitrogênio, o oxigênio e os</p><p>metais, dependendo do tipo de carga e do objetivo do tratamento.</p><p>O processo foi desenvolvido na década de 1920, na Alemanha, mas sua viabilidade industrial</p><p>para tratamento de derivados de petróleo se tornou mais expressiva a partir de 1950, com a</p><p>disponibilidade de hidrogênio, subproduto da reforma catalítica.</p><p>O uso intensivo de processos de hidrotratamento foi impulsionado nos últimos anos devido a</p><p>três fatores:</p><p>24</p><p>- primeiro fator, a pressão da sociedade para a melhoria da qualidade do ar, exigindo</p><p>derivados, principalmente gasolina e óleo diesel, com menores teores de enxofre, para</p><p>menor emissão de poluentes (SOX);</p><p>- segundo fator, a constatação da descoberta de petróleos cada vez mais pesados, com</p><p>teores mais elevados de contaminantes, que estão sendo processados nas refinarias</p><p>mundiais;</p><p>- terceiro fator, é o custo da geração do hidrogênio que se tornou menor nos dias de hoje</p><p>devido à maior escala das atuais plantas de geração de hidrogênio e ao uso do gás natural</p><p>como matéria-prima, em substituição à nafta.</p><p>O processo de HDT abaixo é descrito para óleos lubrificantes básicos, mas pode ser aplicado</p><p>aos demais derivados do petróleo, desde a nafta até as frações residuais.</p><p>Os catalisadores empregados no processo de HDT possuem alta atividade e vida útil, sendo</p><p>baseados principalmente em óxidos ou sulfetos de Ni, Co, Mo, W ou Fe. O suporte do</p><p>catalisador, geralmente a alumina, não deve apresentar característica ácida, a fim de se evitarem</p><p>as indesejáveis reações de craqueamento.</p><p>Esquema representando um processo de hidrotratamento de óleo desparafinado, gerando corrente de óleo</p><p>hidrotratado que se destinará a produção de óleos lubrificantes básicos.</p><p>6 - PROCESSOS AUXILIARES</p><p>São os que se destinam a fornecer insumos à</p><p>operação de outros processos, ou aqueles cujo</p><p>objetivo e o de tratar correntes efluentes das</p><p>operações industriais. Abaixo faremos um</p><p>descritivo desses processos de forma resumida.</p><p>6.1 - Processo de geração de hidrogênio</p><p>Processo que tem se tornado cada vez mais</p><p>presente nas refinarias na medida em que tem</p><p>crescido a importância das unidades de HDT</p><p>25</p><p>(hidrotratamento). Sua missão e suprir de hidrogênio essas unidades, complementando o</p><p>hidrogênio gerado pela reforma catalítica. O processo mais usual consiste na reação química de</p><p>hidrocarbonetos com vapor d’água (processo denominado como reforma a vapor). Essa</p><p>reação ocorre à elevada temperatura (+ de 800ºC), com auxílio de catalisadores a base de níquel.</p><p>As correntes de hidrocarbonetos mais utilizadas são: gás natural, gás combustível, GLP ou nafta</p><p>(hidrocarbonetos leves), sendo preferível o gás natural por sua maior disponibilidade.</p><p>6.2 - Processo de recuperação de enxofre</p><p>O objetivo da unidade de recuperação de enxofre (URE) é produzir enxofre na sua forma</p><p>elementar (S), a partir de uma corrente de gás rica em gás sulfídrico (H2S). O processo consiste</p><p>na oxidação parcial do gás sulfídrico com o ar, gerando enxofre e água. A reação é feita em duas</p><p>etapas: uma térmica (temperatura maior que 1000 ºC) e outra catalítica (temperatura menor que</p><p>300 ºC). O gás ácido é oriundo de diversas fontes:</p><p>- gás combustível e GLP oriundos do craqueamento catalítico e do coqueamento</p><p>retardado, que possuem altos teores de H2S, o qual é removido pelo tratamento com</p><p>aminas, gerando gás ácido;</p><p>- as demais frações de petróleo, ao passarem pelo HDT (hidrotratamento), geram gás de</p><p>refinaria (por craqueamento), e também H2S, que depois de tratado com aminas, gera gás</p><p>ácido;</p><p>- a unidade de tratamento de águas ácidas gera como subproduto o gás ácido, neste caso</p><p>contaminado com amônia.</p><p>6.3 Unidade de águas ácidas</p><p>Numa refinaria de petróleo a água (na forma líquida ou a vapor) é muito utilizada para</p><p>purificação de alguma corrente e resfriamento. A água em contado com o petróleo, derivados e</p><p>seus contaminantes fica “poluída”, gerando as águas ácidas.</p><p>São exemplos de unidades geradoras águas ácidas: a destilação, o hidrotratamento, o FCC</p><p>(craqueamento catalítico em leito fluidizado) e o coqueamento retardado.</p><p>Nas unidades de águas ácidas faz-se a retificação da água com o uso de vapor d’água em</p><p>diferentes níveis de pressão, produzindo duas correntes gasosas: uma rica em amônia, que deve</p><p>ser queimada em um incinerador de amônia; outra rica em H2S, que contém contaminação</p><p>também de amônia (até 10% em volume), que é encaminhada diretamente à unidade de</p><p>recuperação de enxofre (URE). A água tratada pode ser reutilizada em novos processos.</p><p>7 – BREVE HISTÓRIA DO PETRÓLEO</p><p>Desde a antiguidade o petróleo já era</p><p>conhecido pelo homem. Mas a sua</p><p>exploração comercial e refino se tornou</p><p>comercialmente relevante no séc. XIX,</p><p>primeiramente com a produção de</p><p>querosene, em substituição ao óleo de</p><p>baleia, utilizado na iluminação e depois,</p><p>com o advento dos motores de combustão</p><p>interna (motores ciclo Otto), o produto</p><p>derivado de maior relevância passou a ser a</p><p>gasolina.</p><p>26</p><p>Ao se produzir querosene e gasolina, descobriu-se utilidade também para as frações mais</p><p>pesadas do petróleo, então residual, como combustível para as caldeiras das indústrias e óleo de</p><p>combustão para embarcações. Assim surgiu o uso comercial do óleo combustível.</p><p>O óleo diesel só veio a encontrar mercado consumidor, a partir de 1919, com aperfeiçoamento,</p><p>nos Estados Unidos, dos motores que operavam no ciclo Diesel, inventado na Alemanha.</p><p>Em 1939, Hans von Ohain desenvolveu na Alemanha a primeira turbina de aviação que usava</p><p>gasolina como combustível. Todavia, em 1941, em vista da escassez desse derivado, em função</p><p>da 2ª guerra mundial, o inglês Frank Whittle, desenvolveu uma turbina de aviação que utilizava</p><p>querosene como combustível. Nasceu assim o querosene de aviação, que posteriormente sofreu</p><p>algumas alterações para atender às rígidas especificações de segurança de vôo.</p><p>No Brasil os primeiros automóveis chegaram logo no início do séc. XX e a distribuição de</p><p>derivados teve início em 1912, através de empresas multinacionais (Standart Oil, futura Esso,</p><p>seguida da Shell, Texaco e Atlantic).</p><p>Na década de 1930 a indústria de petróleo no Brasil passou por vários avanços: formulação de</p><p>lubrificantes pela Esso (1930); fundação da Companhia Brasileira de Petróleo (1931); início da</p><p>operação Destilaria RioGrandense (1934) e de sua sucessora a Refinaria Ipiranga (1937); a</p><p>partida da refinaria Matarazzo em São Caetano do Sul-SP (1936); a criação do Conselho</p><p>nacional de Petróleo – CNP (1938). Na década de 1940, duas pequenas unidades em Aratu e</p><p>Candeias produziam gasolina, óleo diesel e querosene de iluminação, a partir de petróleo</p><p>produzidos na Bahia. Em 1945 e 1946, respectivamente, foram dadas concessões para a</p><p>construção de suas refinarias, no Rio de Janeiro: Refinaria de Manguinhos e outra em Capuava-</p><p>SP (Refinaria União). Durante a gestão do CNP, iniciou a construção da refinaria de Mataripe,</p><p>que entrou em operação em 1950. Em 1952, foi concedida a licença para a construção de uma</p><p>refinaria em Manaus-AM.</p><p>Porém, foi na década de 1950, que a indústria de refino no Brasil experimentou maior impulso</p><p>com os seguintes eventos:</p><p>- ampliação da refinaria de Mataripe;</p><p>- construção da primeira refinaria de grande porte em Cubatão, que entrou em operação</p><p>em 1955;</p><p>- estabelecimento do monopólio da União Federal sobre as atividades integrantes da</p><p>indústria do petróleo, em 3 de outubro de 1953, sancionado pela Lei Federal nº 2.004,</p><p>com a previsão de criação de uma empresa estatal para a execução desse monopólio;</p><p>- nascimento da empresa Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, em 1954, que ao ser</p><p>constituída, recebeu do CNP os campos de petróleo do recôncavo baiano, as refinarias de</p><p>Mataripe-Ba e Cubatão-SP, a Frota Nacional de Petroleiros. E os bens da</p><p>Superintendência de Industrialização do Xisto.</p><p>Desde 1980, com o crescimento do mercado, o aumento das exigências em relação à qualidade</p><p>dos produtos e as descobertas de petróleos nacionais, as refinarias sofreram ampliações de</p><p>capacidade e cresceram em complexidade.</p><p>As grandes alterações pelas quais passou o setor energético nacional, a partir da década de 1980,</p><p>foram as seguintes:</p><p>- o petróleo e seus derivados representam atualmente no Brasil a maior fonte primária de</p><p>energia, em torno de 50,6%;</p><p>- os petróleos importados foram sendo substituídos por petróleo nacionais, tendo o Brasil</p><p>atingindo a autossuficiência na produção em 2005;</p><p>27</p><p>- no setor de transportes brasileiro, o óleo diesel se fixou como o principal combustível,</p><p>em função da maior participação do modal rodoviário, com redução, em termos</p><p>comparativos da gasolina, que passou a ser substituída parcialmente por combustíveis</p><p>alternativos (etanol e gás natural veicular – GNV);</p><p>- o gás liquefeito de petróleo (GLP) substitui em grande parte o consumo de lenha como</p><p>combustível doméstico e acompanhou o crescimento da população brasileira.</p><p>Atualmente o Brasil dispõe 13 (treze) refinarias, sendo 10 (dez) pertencentes à Petrobras e 3</p><p>(três) privadas.</p><p>As refinarias sob controle da Petrobras são as seguintes: REPLAN – Refinaria Paulínea-SP;</p><p>RLAM – Refinaria Landulpho Alves-BA; REVAP – Refinaria Henrique Lage-SP; REDUC –</p><p>Refinaria Duque de Caxias-RJ; REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas-PR; REFAP –</p><p>Refinaria Alberto Pasqualini-RS; RPBC – Refinaria Presidente Bernardes-SP; REGAP –</p><p>Refinaria Gabriel Passos-MG; RECAP – Refinaria de Capuava-SP; REMAN – Refinaria Isaac</p><p>Sabbá-AM; RPCC – Refinaria Potiguar Clara Camarão-RN; LUBNOR – Lubrificantes</p><p>Nordeste-CE.</p><p>A RLAM – Refinaria Landulpho Alves, localizada no município de São Francisco do Conde-</p><p>BA, entrou em operação em 17 de setembro de 1950, voltada para o processamento do óleo</p><p>altamente parafínico recém-descoberto no Recôncavo Baiano. Foi incorporada à Petrobras em</p><p>1954. Sua capacidade de processamento seria ainda duplicada em 1954, ampliada em 1959 e</p><p>novamente em 1960, quando entraram em operação as unidades de produção de lubrificantes e</p><p>parafinas. Essa refinaria, em 2010, possuía capacidade de processamento de cerca de 44.000</p><p>m3/d. É a segunda maior brasileira e a principal unidade da região Nordeste, abastecendo o</p><p>mercado com combustíveis e suprindo o pólo petroquímico de Camaçari como matérias-primas.</p><p>Destaca-se também com a principal produtora de parafinas do país.</p><p>Refinarias privadas: Refinaria de Petróleo Riograndense-RS, sob controle acionário da</p><p>Petrobras, Ultrapar e Brasken; Refinaria de Manguinhos-RJ; Univen Refinaria-SP.</p><p>Em construção: RNEST (Refinaria do Nordeste, posteriormente batizada de Refinaria Abreu</p><p>Lima), no estado de Pernambuco; COMPERJ (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro).</p><p>Em fase de projeto: Refinaria Premium I, no estado do Maranhão e Refinaria Premium II, no</p><p>estado do Ceará.</p><p>8 – MAIORES PRODUTORES MUNDIAIS DE PETRÓLEO</p><p>Em 2012, a produção mundial de óleo aumentou em 1,9 milhão de barris diários, mais que o</p><p>dobro do crescimento do consumo. Décimo terceiro colocado, o Brasil foi responsável por 2,7%</p><p>de todo o petróleo produzido no período. Veja, a seguir, quem lidera, no ano 2012, e os números</p><p>comparativos com o ano de 2011.</p><p>PAIS</p><p>PARTICIPAÇÃO</p><p>2012</p><p>(MILHÕES POR DIA)</p><p>2011</p><p>(MILHÕES POR DIA</p><p>VARIAÇÃO</p><p>(2011-2012)</p><p>1º Arábia Saudita 13,3% 11,530 11,144 3,7%</p><p>2º Rússia 12,8% 10,643 10,510 1,2%</p><p>3º Estados Unidos 9,6% 8,905 7,868 13,9%</p><p>4º China 5,0% 4,155 4,074 2,0%</p><p>5º Canadá 4,4% 3,741 3.526 6,8%</p><p>6º Irã 4,2% 3,680 4,358 -16,2%</p><p>7º Emirados Árabes</p><p>Unidos</p><p>3,7% 3,380 3,319 1,6%</p><p>8º Kuwait 3,7% 3,127 2,880 8,9%</p><p>9º Iraque 3,7% 3,115 2,801 11,2%</p><p>10º México 3,5% 2,911 2,940 -0,7%</p><p>11º Venezuela 3,4% 2,725 2,766 -1,5%</p><p>12º Nigéria 2,8% 2,417 2,460 -1,9%</p><p>28</p><p>13º Brasil 2,7% 2,149 2,193 -2,0%</p><p>14º Noruega 2,1% 1,916 2,040 -7,0%</p><p>15º Angola 2,1% 1,784 1,726 3,4%</p><p>16º Catar 2,0% 1,966 1,836 6,3%</p><p>17º Cazaquistão 2,0% 1,728 1,758 -1,6%</p><p>18º Argélia 1,8% 1,667 1,684 -0,9%</p><p>19º Líbia 1,7% 1,509 0,479 215,1%</p><p>20º Colômbia 1,2% 0,944 0,920 3,2%</p><p>Fonte: http://exame.abril.com.br/</p><p>9 – PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL POR UNIDADE FEDERADA</p><p>Na tabela abaixo estão listados, por unidade federada, os 9 maiores produtores de petróleo do</p><p>Brasil e a produção em barris, para o ano de 2012 (petróleo extraído de terra e mar):</p><p>Unidade Federada Produção (em milhões de</p><p>barris/ano)</p><p>1º) Rio de Janeiro 561,5</p><p>2º) Espírito Santo 113,1</p><p>3º) Rio Grande do Norte 21,7</p><p>4º) Bahia 16,0</p><p>5º) Sergipe 17,7</p><p>6º) Amazonas 12,3</p><p>7º) São Paulo 10,9</p><p>8º) Ceará 2,4</p><p>9º) Alagoas 1,7</p><p>Fonte: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.</p><p>10 – OUTROS DADOS ESTATÍSTICOS SOBRE O PETRÓLEO</p><p>10.1 - OS 5 (CINCO) MAIORES EXPORTADORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE</p><p>BARRIS/DIA (ANO DE 2009).</p><p>PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA</p><p>(2009)</p><p>Arábia Saudita 7,322</p><p>Rússia 7,194</p><p>Irã 2,486</p><p>Emirados Árabes 2,303</p><p>Noruega 2,132</p><p>Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A</p><p>10.2 – OS 5 (CINCO) MAIORES CONSUMIDORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE</p><p>BARRIS/DIA (ANO DE 2010)</p><p>PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA</p><p>(2010)</p><p>Estados Unidos 19,180</p><p>China 9,392</p><p>Japão 4,452</p><p>Índia 3,116</p><p>Rússia 3,038</p><p>Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A</p><p>http://exame.abril.com.br/</p><p>http://exame.abril.com.br/</p><p>29</p><p>Observação: O Brasil é o 7º maior consumidor de petróleo do mundo, com 2,560 milhões de</p><p>barris/dia.</p><p>10.3 – OS 5 (CINCO) MAIORES IMPORTADORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE</p><p>BARRIS/ANO (ANO DE 2009)</p><p>PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA</p><p>(2009)</p><p>Estados Unidos 9,631</p><p>China 4,328</p><p>Japão 4,235</p><p>Alemanha 2,323</p><p>Índia 2,235</p><p>Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A</p><p>10.4 – AS 5 (CINCO) MAIORES RESERVAS DE PETRÓLEO, EM BILHÕES DE BARRIS</p><p>DE ÓLEO EQUIVALENTE (ANO DE 2011)</p><p>PAÍSES BILHÕES DE BARRIS DE</p><p>ÓLEO EQUIVALENTE (2011)</p><p>Venezuela 296,5</p><p>Arábia Saudita 265,4</p><p>Canadá 175,2</p><p>Irã 151,2</p><p>Iraque 153,1</p><p>Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A</p><p>Observação: O Brasil apresenta a 14ª maior reserva do mundo de petróleo, com 15,1 bilhões de</p><p>barris equivalentes de óleo em 2011.</p><p>30</p><p>RESUMO TRIBUTAÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E LUBRIFICANTES –</p><p>DERIVADOS E NÃO DERIVADOS DE PETRÓLEO.</p><p>UM POUCO DA HISTÓRIA DA TRIBUTAÇÃO DO PETRÓLEO E</p><p>COMBUSTÍVEIS DERIVADOS NO BRASIL</p><p>Remonta à Constituição de 1934, o primeiro</p><p>regramento atinente à tributação específica de</p><p>combustíveis. No art. 6º da Carta Magna de 34</p><p>foi expressamente conferida competência à</p><p>União para instituir imposto sobre consumo de</p><p>quaisquer mercadorias, exceto combustíveis de</p><p>motor à explosão. Aos Estados foi outorgada a</p><p>competência privativa de instituição do imposto</p><p>de consumo sobre combustíveis destinados a uso</p><p>em motores à explosão.</p><p>A Constituição de 10 de novembro de 1937, também denominada de Constituição Polaca, pois</p><p>institucionalizou o regime de exceção implantado por Getúlio Vargas, pouco modificou o</p><p>sistema estabelecido na Carta de 34, mas foi retirada dos Estados a competência privativa para</p><p>tributar o consumo de combustíveis de motor à explosão, ficando na esfera de atribuição de</p><p>União instituir imposto de consumo sobre quaisquer mercadorias.</p><p>Com a redemocratização do país, após a segunda guerra mundial, foi promulgada a Constituição</p><p>de 1946. No art. 15, inc. III, da referida Carta Magna, foi estabelecida a seguinte regra:</p><p>“Art. 15 - Compete à União decretar impostos sobre:</p><p>III – produção, comércio, distribuição</p><p>e consumo, e bem assim importação e</p><p>exportação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de qualquer origem ou</p><p>natureza”.</p><p>No parágrafo segundo do citado dispositivo da Lei Maior de 46 ficou estabelecido que o tributo</p><p>ali previsto teria a forma de imposto único, que incidiria sobre cada espécie de produto, sendo</p><p>que da renda resultante, 60% (sessenta por cento) seriam entregues aos Estados, Distrito Federal</p><p>(DF) e Municípios, proporcionalmente à sua superfície, população, consumo e produção, nos</p><p>termos e para os fins estabelecidos em lei federal.</p><p>Ainda na vigência da CF/46, e após o golpe militar de 1964, foi aprovada a Emenda</p><p>Constitucional nº 18/65, que promoveu alterações significativas no sistema tributário nacional.</p><p>Os impostos foram classificados em função da base econômica sob a qual incidiam: comércio</p><p>exterior, patrimônio e renda, produção e circulação e os impostos especiais.</p><p>A tributação das operações sobre produção, importação, circulação, distribuição ou consumo de</p><p>combustíveis e lubrificantes líquidos e gasosos de qualquer origem ou natureza foi inserido no</p><p>rol dos impostos especiais, juntamente com energia elétrica e minerais do País, de competência</p><p>da União, sendo adotada a sistemática de incidência única sobre uma dentre as operações</p><p>previstas na Emenda Constitucional (Art. 16, inc. I e o correspondente parágrafo único). Ficou</p><p>mantida a distribuição de 60% do imposto arrecadado sobre combustíveis e lubrificantes para</p><p>distribuição aos Estados, DF e Municípios.</p><p>Na vigência da CF de 1967 foi prevista, no art. 22, inc. VIII, a competência da União para</p><p>decretar impostos sobre produção, importação, circulação, distribuição ou consumo de</p><p>lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos, na sistemática também de incidência única</p><p>31</p><p>sobre uma dentre as operações ali listadas e com a exclusão de taxação das mesmas operações</p><p>por quaisquer outros tributos. No tocante ao ICM estadual, foi criada a incidência tão somente</p><p>nas operações de distribuição ao consumidor final de lubrificantes e combustíveis líquidos</p><p>utilizados por veículos rodoviários, cuja receita seria aplicada exclusivamente em investimentos</p><p>rodoviários, tendo sido esta a primeira tentativa do Governo em destinar recursos da tributação</p><p>de combustíveis e lubrificantes para rodovias. Todavia, o Ato Complementar nº 40/1968,</p><p>revogou esta previsão de incidência do ICM estadual.</p><p>Na divisão do bolo do imposto de competência da União, previsto na CF de 1967, incidente</p><p>sobre operações com combustíveis e lubrificantes, quarenta por cento (40%) foi destinado à</p><p>distribuição entre Estados, DF e Municípios.</p><p>A referida sistemática de tributação dos combustíveis e lubrificantes, contida na Carta de 1967,</p><p>foi mantida na Constituição de 1969, com a menção expressa de não incidência de qualquer</p><p>outro tributo sobre as operações com os referidos produtos.</p><p>Com a promulgação da Constituição Federal de 1988 foi extinto o imposto único da União</p><p>sobre operações com combustíveis e lubrificantes. Instituído nesta Carta o ICMS com</p><p>incidência sobre as operações relativas à circulação de mercadorias e serviços de transporte</p><p>interestadual e intermunicipal e comunicações. No conceito de operações com mercadorias se</p><p>encontram inseridas as operações com petróleo, combustíveis líquidos e gasosos e lubrificantes,</p><p>derivados ou não de petróleo.</p><p>Foi também inserida na Carta de 1988 a competência para os municípios instituírem o imposto</p><p>de vendas a varejo sobre combustíveis líquidos e gasosos, exceto óleo diesel (IVVC), regra que</p><p>vigorou de 1989 a 1995. Após a edição da Emenda Constitucional nº 03/93, esta competência</p><p>foi revogada, com efeitos a partir de 1º janeiro de 1996.</p><p>Atualmente, além do ICMS estadual, a Constituição da República autoriza, no que se refere à</p><p>tributação por via de impostos, a incidência sobre combustíveis e derivados de petróleo tão</p><p>somente dos impostos vinculados ao comércio exterior. Esses tributos são de competência da</p><p>União e incidem sobre as operações de exportação e de importação.</p><p>Além do ICMS somente o Imposto de Importação vem sem utilizado para incidência nas</p><p>operações com petróleo, combustíveis e lubrificantes dele derivados. O Imposto de Importação</p><p>tem por base de cálculo o valor aduaneiro, denominado CIF, que inclui os custos com seguro e</p><p>frete. A alíquota deste imposto pode ser alterada por meio de Decreto Presidencial, conforme</p><p>previsto no art. 153 da CF/88. A alíquota do imposto de importação é determinado no âmbito do</p><p>Mercosul, por meio da Tarifa Externa Comum - TEC, com a possibilidade dos países-membro</p><p>aplicarem alíquotas diferentes para alguns produtos. Em relação aos derivados de petróleo a</p><p>alíquota tem sido mantida em zero. O álcool por sua vez tem a alíquota provisoriamente zerada,</p><p>mas pode ser alterada para 20%, que é o valor previsto na TEC.</p><p>A Constituição, apesar de delimitar “numerus clausus” os impostos que podem incidir sobre</p><p>combustíveis e lubrificantes, não vedou, entretanto, a incidência de outros tributos sobre as</p><p>operações com os citados produtos, a exemplo do que ocorre com as contribuições federais.</p><p>Assim, no exercício desta competência, a União, através da Emenda Constitucional nº 33/2001,</p><p>inclui no texto da CF/88 as regras básicas que regulam a CIDE - Combustíveis, uma</p><p>contribuição de intervenção no domínio econômico, incidente sobre as atividades de importação</p><p>ou comercialização de petróleo e seus derivados, gás natural e seus derivados e álcool</p><p>combustível. A CIDE - combustíveis foi instituída pela Lei nº 10.336/01, com as alíquotas</p><p>diferenciadas por produto e estabelecidas por ato do Poder Executivo, não se lhe aplicando o</p><p>disposto no art. 150, III, “b” (princípio da anterioridade).</p><p>32</p><p>Também incide sobre as operações com combustíveis e derivados de petróleo o PIS</p><p>(Contribuição do Programa de Integração Social) e a COFINS (Contribuição para o</p><p>Financiamento da Seguridade Social), que são contribuições sociais de competência da União</p><p>previstas, respectivamente, nos arts. 239 e 195, I, “b”, da Constituição.</p><p>As citadas contribuições foram inseridas no ordenamento pátrio pelas Leis Complementares nº</p><p>7/70 (PIS) e nº 70/91 (COFINS). Tiveram seus regramentos básicos unificados pela Lei nº</p><p>9.718/98.</p><p>A base de cálculo das duas contribuições é o faturamento.</p><p>Neste Manual abordaremos tão somente a tributação do petróleo e combustíveis à luz da</p><p>legislação do ICMS em vigor no Estado da Bahia nos últimos 5 (cinco) anos.</p><p>33</p><p>TRATAMENTO TRIBUTÁRIO DO PETRÓLEO NO ICMS</p><p>DA BAHIA</p><p>PERÍODO DE ABRANGÊNCIA: ANOS DE 1009 A 2013 (últimos 05 anos).</p><p>Atualizado até a alteração nº 19 do RICMS/12 (Decreto nº 14.812/13).</p><p>Introdução: No texto das páginas acima fizemos uma breve abordagem dos aspectos técnicos</p><p>relacionados à composição, produção e refino do petróleo. Acrescentamos também algumas</p><p>informações históricas e dados econômicos da produção mundial e nacional para melhor ilustrar</p><p>a importância do petróleo na matriz energética contemporânea. A seguir passaremos a tratar das</p><p>principais regras de tributação do ICMS vigentes na legislação do Estado da Bahia, incidentes</p><p>sobre as operações com petróleo. Para o Auditor Fiscal, na condição de operador do Direito</p><p>Tributário, a compreensão do contexto técnico, social, político e econômico onde irá</p><p>desempenhar a sua atividade é fundamental para que as regras de tributação sejam</p><p>adequadamente interpretadas e aplicadas.</p><p>PRINCIPAIS DISPOSIÇÕES DA LEGISLAÇÃO DO ICMS VIGENTE NO</p><p>ESTADO DA BAHIA</p><p>1 – Da incidência</p><p>Na entrada, no território do Estado, de petróleo, quando não destinado à comercialização,</p><p>industrialização, produção, geração ou extração</p><p>Base Legal: art. 1º, § 2º, inc. III, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria</p><p>tratada na Lei do ICMS: art. 2º, inc. III (Lei nº 7.014/96).</p><p>Observação importante</p>