Petrobras é a maior empresa da América Latina

A Petrobras é a líder, pelo terceiro ano consecutivo, do ranking das 500 maiores empresas da América Latina, divulgado na segunda-feira (16) pela revista "AmericaEconomia". A lista considerou o valor de vendas líquidas, em dólares, das empresas da região, no exercício terminado em dezembro de 2011.

A estatal brasileira alcançou o primeiro lugar com um faturamento, em 2011, de mais de US$ 130 bilhões. Em segundo lugar está a petroleira venezuelana PDVSA, seguida da mexicana Pemex. O setor de petróleo e gás está representado por 39 empresas do ranking e ocupa cinco dos 10 primeiros lugares. A subsidiária da Petrobras, Petrobras Distribuidora, é a sexta colocada da lista, com faturamento superior a US$ 39 bilhões.

O ranking das 500 maiores é formulado pela unidade de análise e estudos da publicação, 'AméricaEconomia Intelligence'. Para a lista deste ano, a unidade teve como fontes a consultoria Economatica, bolsas de valores, órgãos oficiais e as próprias empresas.

Fonte: Agência Petrobras

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Novas licitações da ANP incluirão bacias sedimentares fora do pré-sal

BRASÍLIA - Os recentes estudos sísmicos feitos no território nacional, acompanhados de perto pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), apontam para novas oportunidades de exploração de petróleo e gás natural com blocos exploratórios em terra e mar. Esses projetos vão compor a lista de novas rodadas de licitação.
A avaliação foi feita pela diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, que discutiu o tema na quarta-feira, (11/07), em audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, em Brasília. Para ela, os novos estudos geológicos chamam a atenção para o potencial de produção nas bacias sedimentares que não estão integradas às regiões das grandes reservas do pré-sal.
Chambriard informou que a área do pré-sal, que dominou as discussões do setor nos últimos anos, responde por apenas 2% do total de 7,5 milhões de quilômetros quadrados de bacias sedimentares brasileiras. Somente 4,5% dessa área foi concedida à exploração por empresas do setor.
A diretoria disse que há otimismo do setor, por exemplo, com a chamada “margem equatorial brasileira”, que vai do Estado do Rio Grande do Norte até o Amapá. Isso porque uma área correspondente, localizada na África, já rendeu importantes descobertas que, inclusive, viabilizaram a instalação de uma plataforma que produz 120 mil barris de petróleo por dia.
“Tudo indica que também vamos ter bons resultados exploratórios. Essa foi a razão para termos identificado essa área como candidata à 11ª Rodada de Licitação”, afirmou Chambriard ao se referir à áreas da margem equatorial brasileira, em regiões que abrangem o litoral do Maranhão e do Pará.
Outra descoberta relevante que chamou a atenção do setor foi feita pela espanhola Repsol, na Guiana. Essa exploração levou técnicos brasileiros a considerarem a existência de novas reservas semelhantes no território brasileiro, na região Norte.
Ainda para a 11ª Rodada da ANP, interrompida pela indefinição do Congresso Nacional sobre nova alíquota de royalty, a diretora da agência afirmou que há oportunidades na extração de gás na Bacia do Parnaíba, nos Estados do Maranhão e do Piauí.
Mesmo sem ter ocorrido ainda a 11ª Rodada, a ANP já começa a sinalizar quais serão os planos para os próximos processos de licitação, que devem incluir áreas dos Estados do Acre, Maranhão, Piauí e Mato Grosso. “O que a ANP está pensando nesta 12ª rodada, que ainda não foi posto para a discussão e nem apresentado ao CNPE [Conselho Nacional de Política Energética]. Ela será realizada com vistas a exploração em terra, por conta de todos os resultados de estudo que estamos articulando”, afirmou a diretora.
Outro caminho que a ANP tem trilhado está relacionado à exploração de gás não convencional, que tem “revolucionado” o setor nos Estados Unidos. “O potencial também é muito grande, mas, para poder identificá-lo de fato, a gente tem que perfurar muito”, afirmou a diretora. Segundo ela, o interesse em explorar este insumo está, principalmente, no Recôncavo Baiano, que está com a produção em baixa – caiu do patamar inicial de 150 mil barris por dia para 40 mil.
“Isso significa que a gente tem instalações que vão ficar mais ociosas, municípios que vão ficar mais pobres. A gente pode tentar reverter este cenário via essa revolução da produção não convencional. No Recôncavo, a gente enxerga como um excelente local para poder fazer esse início, além da Bacia do São Francisco que a gente enxerga como muito mais difícil”, disse a diretora-geral da ANP.
Chambriard acredita que esta nova leva de projetos localizados fora da área de exploração do pré-sal tende a equilibrar os ganhos do setor com um maior número de Estados e empresas de menor porte. “Somente com as reservas já descobertas do pré-sal, vamos dobrar a produção do país em 10 anos. Serão grandes empresas, grandes financiadores e grandes prestadores de serviço. Isto se mostra como um fator altamente concentrador de riqueza em São Paulo e no Rio de Janeiro”, afirmou.

Fonte: Valor

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Sondas do pré-sal feitas no exterior

As sondas para exploração de petróleo no pré-sal, cuja condição contratual é a de serem construídas no Brasil, começaram a ser feitas, mas no exterior, para cumprir os prazos de entrega à Petrobras. A primeira de um total de 21 sondas já começou a ser cortada no estaleiro Jurong, em Cingapura. A Petrobras vai alugar os equipamentos junto à empresa Sete Brasil, que, por sua vez, encomendou as sondas ao estaleiro asiático.
A medida foi tomada porque o estaleiro que o grupo asiático está construindo no Espírito Santo - o Jurong Aracruz - começará a operar em junho de 2013 e só estará totalmente concluído em 2014. O problema é que a primeira sonda encomendada pela Sete Brasil terá que ficar pronta em junho de 2015, para atender ao cronograma de afretamento da Petrobras.
A diretora institucional do Jurong Aracruz, Luciana Sandri, destacou que as peças (seções) do casco começaram a ser feitas em Cingapura, para o cumprimento dos prazos. Ela garantiu, porém, que isso não vai desrespeitar a cláusula de conteúdo nacional prevista no contrato, que é de 55%. O custo total dessa sonda é de US$ 800 milhões.
- Assinamos o contrato para a construção da primeira sonda em dezembro do ano passado. E vamos cumprir o prazo - disse Luciana.
A Sete Brasil espera assinar até agosto o contrato de aluguel das 21 sondas com a Petrobras. Para garantir o cumprimento dos prazos, a companhia assinou em dezembro passado contrato de encomenda para construção das duas primeiras peças: uma com o Jurong Aracruz e outra com o Keppel Fels, que, segundo fontes, vai iniciar nos próximos dias a construção da sonda no estaleiro Brasfel, em Angra dos Reis. O mercado aguarda também para breve a assinatura pela Petrobras da encomenda de outras cinco sondas junto à Ocean Rig, cuja construção deverá ser realizada no estaleiro Mauá, em Niterói.
A Jurong está investindo R$ 1 bilhão na construção do estaleiro no Espírito Santo e já realiza cursos de qualificação para 675 pessoas. Das 21 sondas que serão encomendadas pela Sete Brasil, os estaleiros Jurong Aracruz, Keppel Fels e Paraguaçu, na Bahia, construirão seis cada um. As três últimas sondas serão encomendadas ao estaleiro Rio Grande, no Rio Grande do Sul.
ANP: licitação de blocos de petróleo só após eleições
O anúncio da tão esperada 11 rodada de licitação de blocos de exploração petróleo e gás deverá ficar para depois das eleições de outubro. Em audiência pública ontem na Câmara dos Deputados, a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, afirmou que a votação do projeto de lei que altera a alíquota dos royalties do petróleo, que só deve ocorrer após o pleito, ainda é uma barreira para a análise econômica por parte dos concessionários.
Dessa definição depende também a 12 rodada, que, segundo a diretora-geral, incluirá campos de exploração dos estados de Acre, Maranhão, Piauí e Paraná:
- A tramitação no Congresso é que vai dizer - afirmou a diretora da ANP.

Fonte: Yahoo Notícias

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OSX avança para construir plataformas

Estaleiro de Eike, que até agora forneceu equipamentos apenas para a OGX, pode ganhar espaço com crise do EAS
A OSX Brasil, estaleiro controlado pelo bilionário Eike Batista, deve se beneficiar da incapacidade de concorrente de entregar embarcações usadas na produção de petróleo dentro do prazo. E com isso, suas ações também podem ganhar valor.
A Petrobras, que pretende mais que dobrar sua produção até 2020, suspendeu em abril um contrato para o fornecimento de 16 petroleiros com o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), que entregou o primeiro navio com 21 meses de atraso e perdeu em março seu parceiro tecnológico - a Samsung Heavy Industries. O movimento abre espaço para a OSX, avalia Luiz Broad, analista da Ágora Corretora. Para ele, um grande contrato com a Petrobras “seria muito positivo” e “teria um efeito imediato nas ações”, complementou.
As conversas para a construção de plataformas continuam e estão avançadas, disse a OSX em e-mail, respondendo a perguntas sobre possíveis negócios com a Petrobras. Segundo a OSX, as conversas também refletem a diversidade de oportunidades que existem no setor brasileiro de petróleo e gás, do qual a companhia participa.
O estaleiro de Eike - que até agora forneceu equipamentos apenas para a petrolífera do próprio grupo do bilionário, a OGX Petróleo e Gás -, está entre as companhias que disputam a venda de oito navios-tanque e outras embarcações para a Petrobras.
Reforço financeiro
Em meados de junho, a OSX anunciou um reforço de caixa para suas operações. A companhia contratou financiamento de R$ 2,7 bilhões que serão destinados à implantação da Unidade de Construção Naval do Açu (UCN Açu). A contratação foi feita pela subsidiária OSX Construção Naval junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDES) e à Caixa Econômica Federal (CEF), com repasse de recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM), no valor aproximado de R$ 1,35 bilhão.
O prazo do financiamento é de 21 anos para ambas as instituições financeiras.Oinício parcial das operações do UCN Açu, localizado no norte do Rio de Janeiro e feito em parceria com a Hyundai Heavy Industries, está programado para o primeiro trimestre do ano que vem.
EAS
O EAS corre contra o tempo para ajustar suas operações e não perder o direito de executar os contratos ganhos. O passo mais recente foi o anúncio do novo parceiro tecnológico, o grupo japonês Ishikawajima-Harima Heavy Industries (IHI), controlada pelo grupo Mitsui. Diferentemente do que ocorria com a Samsung, o IHI não terá participação acionária. A parceria é necessária porque o estaleiro precisa de um sócio que detenha a tecnologia de fabricação de sondas de perfuração encomendadas pela Petrobras.

Fonte: Brasil Econômico

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Petrobras vai investir em plataformas submarinas

Algo que hoje parece mais um trecho de um livro ou filme de ficção científica poderá tornar-se uma tendência para o setor de petróleo em alguns anos: plataformas totalmente submersas. Esse será um dos focos dos trabalhos feitos pelo Centro de Pesquisas & Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), no Rio de Janeiro.
O gerente-executivo do Cenpes, Marcos Assayag, acredita que os projetos de sistemas submarinos de produção de petróleo poderão virar uma realidade entre 2020 e 2030. Ele adianta que as plataformas submarinas deverão ser automatizadas e controladas da costa. O dirigente acrescenta que já se avalia a alternativa de trazer a inteligência envolvida com a exploração de petróleo para a terra e fazer o controle à distância.
Assayag salienta que projetar plataformas submersas é uma questão econômica. “Todo o esforço que fazemos é para reduzir o custo de produção e melhorar a rentabilidade”, afirma. De acordo com ele, é necessário pensar no futuro para desenvolver tecnologias que serão aproveitadas em longo prazo. Para isso, são feitas análises de cenários e de tendências tecnológicas.
“Precisamos conhecer com detalhes e desdobrar o plano de negócios da Petrobras para gerar projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) adequados e alinhados com o planejamento”, destaca Assayag. Além das plataformas submersas, o Cenpes promoverá estudos envolvendo veículos autônomos submarinos, perfuração a laser, nanomateriais, entre outros.
A perspectiva do salto de produção de petróleo com o pré-sal justifica os investimentos da Petrobras em P&D, que nos últimos anos encontram-se em patamares bem elevados. De 2009 a 2011, a estatal investiu cerca de US$ 3,1 bilhões em P&D, sendo que 47% desses recursos foram aplicados em projetos ligados à área de exploração. Somente no ano passado, a companhia desembolsou US$ 1,454 bilhão, sendo superada, entre as empresas de energia, apenas pela PetroChina, que aportou US$ 2,056 bilhões. Para 2012, a Petrobras prevê investimentos semelhantes ao período anterior.
Assayag ressalta que as oportunidades da cadeia do petróleo e gás apresentam-se para todas as regiões do Brasil, mesmo aquelas que não possuem produção, como é o caso do Rio Grande do Sul. “O Estado está tendo atitudes e comportamento de uma indústria que quer entrar nesse segmento”, aponta o dirigente. Ele acrescenta ainda que está impressionado com o crescimento do município de Rio Grande devido ao polo naval. Assayag deverá vir a Porto Alegre no dia 24 deste mês para palestrar na Fiergs sobre as potencialidades do segmento de petróleo e gás.

Fonte: JC / RS

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Petrobras descobre petróleo na Bacia do Espírito Santo

Descoberta ocorreu durante perfuração do poço informalmente denominado Grana Padano.
A Petrobras comunicou nesta quinta-feira à noite a descoberta de uma nova acumulação de petróleo (15ºAPI) no pós-sal da Bacia do Espírito Santo, na concessão BM-ES-24 (Bloco ES-M-661), localizada a 58 quilômetros da cidade de Vitória, no estado do Espírito Santo.

A descoberta ocorreu durante perfuração do poço informalmente denominado Grana Padano, a 64 km do Campo de Golfinho, em profundidade de água de 1.208 metros. A descoberta foi confirmada a partir da resposta do detector de gás e da perfilagem realizada em reservatórios localizados em profundidade de 2.008 metros.

A Petrobras é a operadora do consórcio para a exploração da concessão (40%) em parceria com as empresas IBV Brasil (30%) e Anadarko (30%).

A Petrobras informou que o consórcio dará continuidade às atividades no bloco e pretende submeter à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) uma proposta de plano de avaliação com a finalidade de delimitar a acumulação descoberta, bem como estimar volumes e produtividade do reservatório.

Fonte Agência Estado

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Euforia do pré-sal ‘sucumbe à realidade’, diz ‘Wall Street Journal’

Investidores brasileiros têm descoberto que os recursos naturais do pré-sal não significam exatamente dinheiro na mão” e que a “euforia (do petróleo) sucumbiu à realidade”, diz uma reportagem publicada nesta segunda-feira pelo jornal norte-americano Wall Street Journal.

Com o título “Por que o petróleo brasileiro demora a pegar fogo”, o artigo faz uma análise do preço das ações do setor petroleiro no Brasil, dizendo que os papéis da Petrobras estão hoje no mesmo patamar do que em outubro de 2006 e que as ações da empresa OGX perderam dois terços do seu valor de mercado desde 2008.

De acordo com a reportagem, as duas empresas brasileiras diminuíram suas estimativas de produção e estão tendo que investir mais do que o previsto.
O consultor de energia especialista em América Latina Roger Tissot diz no artigo acreditar que o Brasil foi superestimado quanto ao seu potencial petrolífero. Tissot culpa o governo brasileiro: “a política do governo limita a implantação de capital estrangeiro e a especialização, retardando o desenvolvimento e aumentando os custos”.
O Wall Street Journal culpa exigências feitas pelo governo, de que investimentos tenham aproveitamento local, por ineficiências nos gastos.
Com isso, segundo o diário, o custo de produção por barril da estatal brasileira aumentou.
De acordo com Matt Portillo, analista do banco de investimentos Tudor, Pickering, Holt & Co., ouvido pelo jornal, empresas estrangeiras envolvidas na descoberta das reservas do pré-sal têm sido um melhor investimento e conseguiram se beneficiar do entusiasmo criado, inclusive com a venda de participações no negócio para outras empresas.
O jornal diz que ações de empresas colombianas do setor tiveram um desempenho “bem melhor que os rivais brasileiros”.
A indústria do petróleo do país vizinho cresceu 6,5% por ano desde 2003. Esse aumento coincidiria com novas políticas para encorajar o investimento estrangeiro em petróleo e gás.

Fonte: BBC Brasil

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Petrobras, OGX, HRT e Queiroz Galvão: por que tantas frustrações?

SÃO PAULO – O petróleo é considerado por muitos como um “ouro negro”. Se isso é verdade, o Brasil está sentado em cima de uma gigantesca mina à espera de exploradores. Contudo, as ações das empresas do setor parecem não corresponder a todo esse valor que se esconde sob o território brasileiro.
As ações das principais petrolíferas listadas na bolsa – Petrobras (PETR3, PETR4), OGX (OGXP3), HRT (HRTP3) e Queiroz Galvão (QGEP3) – mostram um desempenho pífio no ano, bem abaixo do Ibovespa.
O fato chama tanto a atenção que até rendeu algumas páginas em um dos mais respeitados jornais financeiros do mundo. "O Brasil flutua sob um mar de petróleo. Então por que as ações de petrolíferas performam tão mal?", questiona o Wall Street Journal, em artigo publicado no início desta semana.
A publicação norte-americana destaca que a euforia com a descoberta do pré-sal deu lugar à realidade, à medida que retirar o petróleo da terra provou ser uma atividade extremamente cara. A publicação também critica as barreiras à presença dos estrangeiros na campanha exploratória, o que atrasa o desenvolvimento e eleva os custos, e lembra que os recursos embaixo da terra não são sinônimos de fluxo de caixa livre para as empresas.
Mas as dificuldades das empresas do setor na bolsa vão muito além dessas questões. Em um intervalo de cerca de um mês o setor foi recheado por notícias negativas. Poços sem petróleo em quantidade comercial ou com uma capacidade de produção muito abaixo daquela que era tida como ideal, tornaram-se comum entre essas companhias.
Muitos dizem que as empresas agora se tornaram mais realistas, como sinalizou a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, mas ao mesmo tempo a confiança dos investidores nelas pode ter sido abalada.
Risco é uma característica do setor
No entanto, engana-se quem pensa que o problema está na solidez das empresas do setor. Analistas ouvidos pela InfoMoney destacam que esses eventos recentes são normais para o setor e que os investidores devem se acostumar a esse cenário, já que a própria característica da indústria leva a isso – o risco é elevado, mas o potencial de ganhos também.
Lucas Brendler, analista da Geração Futuro, diz que as petrolíferas possuem, em geral, três grandes características: utilização de capital intensivo, projetos de longa duração e complexidade da indústria - todos fatos que podem causar distorções nos cronogramas das empresas. Assim, torna-se também mais difícil de prever o que acontecerá adiante.
"As empresas trabalham com muitos dados probabilísticos, com muita informação que é difícil de interpretrar", alerta. "Tem variáveis que elas não podem controlar."
Solução: melhorar a comunicação
Por conta disso, Brendler oferece uma saída para as empresas amenizarem a situação: flexibilizar suas metas. Atualmente, elas projetam números cheios - por exemplo, a Petrobras espera atingir uma produção de 3,3 milhões de barris de petróleo por dia em 2016 -, mas o ideal seria trabalhar com um intervalo de segurança, diz.
"Elas não tem como afirmar que produzirão determinada quantidade naquele poço específico se o próprio projeto já está amparado em probabilidades", alerta. "O que as empresas têm feito é tentar conversar com o mercado e informar uma meta que eventualmente seria atingida, e não a meta real", crava Brendler.
Enquanto isso, um analista que preferiu não se identificar ressalta que o problema tem duas vias: a falta de informações mais claras por parte das empresas e também erros por parte dos próprios investidores, que têm dificuldades em precificar as informações. “É um mercado relativamente recente para os brasileiros”, diz.
O analista lembra que por muitos anos a única petrolífera que era conhecida pelo mercado era a Petrobras, uma empresa de proporção muito grande, o que dificulta a percepção de seus problemas internos. A próxima petrolífera a chegar ao mercado acionário foi a OGX, em meados de 2008 (logo em seguida a Petrobras anunciou a descoberta do pré-sal, que injetou otimismo em todo o setor). Assim, os investidores ainda têm dificuldades em entender o que acontece com as outras empresas do setor, que dão seus primeiros passos na exploração do petróleo brasileiro.
Empresas de sucesso
No entanto, ambos profissionais destacam, por exemplo, que as companhias são sólidas e possuem boas projeções. Tomando como exemplo o caso da OGX, o mercado mostrou forte decepção com a produção de 5 mil barris de petróleo por dia nos poços de Tubarão Azul, na Bacia de Campos.
Entretanto, esse número ainda é forte, já que cerca de 80% dos poços marítimos da bacia produzem menos que 5 mil barris por dia, conforme dados da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) para maio e sem contar com o campo de Frade, onde a produção está interrompida por conta do vazamento de petróleo.
Além do mais, a campanha exploratória das petrolíferas brasileiras também apresenta um bom histórico se comparada com números internacionais – a média da taxa de sucesso no exterior é de 38%, enquanto na Petrobras a taxa foi de 59% em 2011, conforme afirmação de Graça Foster em abril. Segundo a OGX, a taxa de sucesso da companhia na Bacia de Campos é de 90% nas áreas já perfuradas.
Contudo, como essas empresas possuem um portfólio ainda pequeno de poços, exceto a Petrobras, qualquer decepção logo se reflete no mercado – por outro lado, um evento como a descoberta de petróleo em poço comerciável também rapidamente tem impacto positivo nas ações.
“Talvez elas podiam ter esperado um pouco para ir à bolsa. Se não estivessem na bolsa não sofreriam toda essa pressão, mas nada muda no operacional delas, o dia a dia continua o mesmo”, complementa o analista que preferiu não ser identificado.
Há espaço para todas
Outro ponto frequentemente questionado é quanto um monopólio da Petrobras nas terras brasileiras, que seria responsável pelos melhores poços do Brasil. Os analistas destacam que estamos apenas na ponta do iceberg, já que somente 4% das bacias sedimentares brasileiras estão com alguma concessão. Portanto, há muito espaço para crescer.
Dessa forma, o próximo grande evento para o setor deve ser a 11ª rodada de licitações, onde as petrolíferas poderão conseguir o direito de explorar mais poços. Mas isso deve ficar para o próximo ano, já que isso só acontecerá depois da votação sobre os royalties do petróleo, marcada para depois das eleições deste ano, em outubro.
Por tudo isso, a opinião dos analistas é clara: “Essa volatilidade é passageira".

Fonte: Info Money - Fernando Ladeira

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Uma nova era do petróleo está a caminho

Um estudo recém-publicado sobre o volume das reservas de petróleo – e as novas descobertas no mar, nas rochas e nas areias – está causando alvoroço no mundo acadêmico. Intitulada “Petróleo: A nova Revolução”, a pesquisa feita pelo pesquisador italiano Leonardo Maugeri afirma categoricamente que não só o fim da era do petróleo está longe, como o aumento da capacidade de produção alcançará quase 20% nos próximos oito anos – uma taxa de crescimento que não se vê desde a década de 1980. Isso significa, nas contas do pesquisador, que o mundo poderá produzir 110,7 milhões de barris de petróleo por dia em 2020 (veja quadro). Maugeri redigiu o relatório durante o ano sabático que tirou para estudar na Universidade de Harvard. Até então, o italiano era um dos altos executivos da petrolífera ENI, a maior empresa do setor em seu país. “Ao contrário do que a maioria das pessoas acredita, a capacidade de fornecimento de petróleo está crescendo mundialmente a níveis sem precedentes, e que poderão até superar o consumo”, diz em seu estudo.

A argumentação de Maugeri é calcada em dois pontos que se interligam. O primeiro é a descoberta de novas reservas no mundo ocidental – não apenas de petróleo convencional, como é o caso do encontrado na camada pré-sal brasileira, mas também de jazidas de gás da rocha xisto, nos Estados Unidos, e as areias betuminosas do Canadá. Todas elas são novas formas de petróleo encontradas na natureza – e que diferem do líquido negro e pastoso jorrando da terra. Tais reservas correspondem às chamadas fontes não convencionais do combustível fóssil, que exigem avançados processos tecnológicos e químicos para sua extração. Isso leva ao segundo ponto defendido pelo pesquisador: de que o surgimento de fontes não-convencionais fará com que o Ocidente transforme-se no novo “centro de gravidade” da produção e exploração de petróleo global, diminuindo a dependência da oferta proveniente do Oriente Médio. Segundo o pesquisador, estima-se que haja no planeta 9 trilhões de barris de combustível fóssil não-convencional. O mundo tem capacidade para produzir, atualmente, 93 milhões de barris por dia – ou 34 bilhões de barris/ano.

Maugeri não sugere que o Iraque ou a Arábia Saudita terão queda em sua capacidade de produção. Muito pelo contrário. As perspectivas para ambos os países são de um acréscimo de 6 milhões de barris/dia de petróleo até 2020 (veja quadro). Contudo, graças ao avanço da oferta no Ocidente, ele argumenta que mundo ficará menos sujeito à volatilidade de preço do barril trazida por questões geopolíticas que afetam os países árabes. “Isso fará com que a Ásia seja o mercado de referência para o petróleo árabe e a China se transforme em nova protagonista nas questões políticas da região”, afirma o pesquisador. Para os Estados Unidos, Maugeri estima que a capacidade de produção passe, dentro de oito anos, dos atuais 8,1 milhões de barris/dia para 11,6 milhões de barris/dia. Em outras palavras, o país deve desbancar a Rússia e se tornar o segundo maior produtor de petróleo – os sauditas seguirão na liderança. No caso do Brasil, Maugeri prevê que a capacidade de produção deverá sair de 2 milhões de barris/dia para 4,5 milhões de barris/dia em 2020 devido à exploração do pré-sal.

Avanços tecnológicos

O estudo do pesquisador italiano foi taxado de otimista por parte da comunidade acadêmica. A principal crítica de estudiosos está no fato de Maugeri ter minimizado os riscos e os desafios de investimento nos avanços tecnológicos necessários para extrair petróleo de fontes não convencionais. “Quando se exige uma tecnologia muito mais avançada, que envolve altos custos ambientais, esbarra-se na questão do preço. Quanto os investidores estarão dispostos a investir nesse tipo de empreitada e quanto os consumidores estarão dispostos a pagar por esse combustível? Esse tipo de resposta é imprevisível, por enquanto”, afirma Peter Kiernan, da Economist Intelligence Unit (EIU).

Maugeri, contudo, fez a conta. Segundo ele, mesmo com um barril de petróleo cotado a 70 dólares – hoje o contrato para agosto do produto sai por 87,10 dólares o barril nos EUA e 102,40 dólares por barril no mercado europeu -, a extração de toda essa nova capacidade será lucrativa. Isso levaria a commodity a um novo patamar de preço que, segundo o pesquisador, poderá transformá-la em alternativa energética mais barata. “É preciso pensar que o petróleo `fácil e barato´ de hoje não era tão fácil e barato quando foi descoberto”, diz ele. O estudo que publicou em Harvard aponta que 2012 não encontra precedentes em aportes de recursos no desenvolvimento de novas tecnologias de extração e produção. Até o final do ano, serão 600 bilhões de dólares em investimentos – um recorde que deverá implicar melhora de eficiência nos próximos anos.

Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), também cita o gás de xisto nos Estados Unidos como exemplo do que está por vir. Há dez anos, o uso deste produto como fonte de energia era praticamente inexistente no país e hoje representa mais de 23% da oferta de combustível. “Muitos acreditam que poderá até mesmo haver uma superoferta de gás em 2017″, explica Pires. Na edição desta semana, a revista britânica Economist discorre sobre o gás natural (em especial, o de xisto nos EUA) em 14 páginas de reportagem. O estado de Dakota do Norte, onde está localizada a reserva de Bakken, a maior fonte americana de gás, é considerado o eldorado do emprego no país.

A teoria do fim

O mundo do petróleo é dividido em dois grupos teóricos – com poucos adeptos ao meio termo. Numa ponta da discussão estão os adeptos da teoria do “pico do petróleo”, que prevê o fim do mineral devido à explosão do consumo e ao esgotamento das reservas. Tadeusz Patzek, professor e engenheiro de petróleo da Universidade do Texas, em Austin, é um de seus defensores mais fervorosos. “Há um aumento de fontes de combustível, mas há um aumento muito maior da demanda, sobretudo em mercados emergentes como China e Índia. Por outro lado, grandes exportadores, como países do Oriente Médio, continuam produzindo, mas exportam menos. E isso ocorre porque estão consumindo o petróleo que produzem. Como é possível falar em aumento de oferta se as exportações não irão aumentar”, questiona. Para Patzek, o petróleo não irá acabar, mas a oferta não crescerá no mesmo ritmo que a demanda. Sobre isso, o ex-ministro de Energia da Arábia Saudita dos anos 1970, o Sheik Ahmed Zaki Yamani, tem uma frase histórica repetida à exaustão do Texas a Bagdá. “A Idade da Pedra não acabou pela falta de pedra, e a Idade do Petróleo irá acabar muito antes que o mundo fique sem petróleo”.

A escola alternativa, que tem no premiado Daniel Yergin – autor do livro vencedor do Pulitzer, ´O Prêmio´ – um de seus maiores expoentes, acredita na evolução tecnológica como caminho para explorar as reservas existentes e descobrir formas alternativas de combustível. A teoria do fim do petróleo é, para eles, infundada. “Crises energéticas já foram anunciadas inúmeras vezes, assim como a morte do petróleo. Até agora, nada disso aconteceu. Mas o discurso fatalista persiste mesmo entre especialistas no assunto. Ignoram-se as conquistas que a tecnologia já proporcionou e ainda vai proporcionar futuramente”, disse Yergin em entrevista a VEJA, em 2007. Ele lembrou que os investimentos em novas tecnologias permitiram que os Estados Unidos dobrassem sua produção de energia desde a década de 70. “Por que não a dobrariam nos próximos trinta anos?”. Os cálculos de Maugeri mostram que, cinco anos após esta entrevista, Yergin e a linha de pensamento em que se enquadra estão vencendo o debate na academia.

Um lugar para os “verdes”

O peso das previsões alarmistas sobre o fim da era do petróleo tende, portanto, a perder força. Mas é verdade também que toda a gama de fontes renováveis de energia – vistas como um contraponto ao uso de combustíveis fósseis – terá seu lugar garantido no futuro. Os ambientalistas podem até exercer pressão pela prevalência dos combustíveis “verdes”, mas a continuidade dos investimentos no segmento está assegurada por uma combinação de fatores sociais, econômicos e geopolíticos.

As sociedades atuais, nos mais diversos países, são mais empenhadas em cobrar responsabilidade ambiental de governos e empresas. Neste sentido, grandes tragédias representam pontos de inflexão. O acidente da plataforma da BP no Golfo do México, em 2010, gerou, por exemplo, uma mobilização antipetróleo nos Estados Unidos que tornou a operação de extração em águas profundas muito mais cara. “Os acidentes são poucos. Mas, quando acontecem, são dramáticos. E isso cria uma pressão social que tem impacto direto no preço da exploração”, diz Kiernan, da EIU. Em resumo, a cobrança por tecnologias seguras de exploração implica custos para as grandes empresas – e estes podem ser bem altos – que podem tornar interessantes investimentos em biocombustíveis, energia eólica, etc.

Matriz diversificada

O fator mais relevante, contudo, chama-se legislação. Governos de diversas nações tanto podem, por força de lei, inibir determinados tipos de exploração quanto viabilizar fontes renováveis. Os líderes dos países o fazem provavelmente menos em resposta aos anseios da população e mais por puro planejamento estratégico. Afinal, todos se preocupam em garantir uma oferta farta de energia por décadas e décadas porque não é possível correr o risco de limitar o crescimento econômico por sua escassez. É demasiadamente arriscado confiar em poucas fontes quando se quer ter um futuro seguro. Além disso, os governos não querem ficar dependentes e vulneráveis às instabilidades de países produtores – muitos dos quais são até hoje ditaduras. Autossuficiência é, portanto, mais que mero capricho. Para Adriano Pires, este cenário deverá equilibrar avanços tecnológicos, preservação ambiental e busca por novas fontes de energia para complementar a oferta mundial. “Eu vejo a matriz energética do mundo muito mais diversificada daqui para frente, mas ainda com uma participação grande recaindo sobre o petróleo e o gás”, diz o especialista.

Fonte: Protefer

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Macaé Tecnópole forma grupo de trabalho

A primeira reunião do grupo de trabalho para definir o modelo de gestão do Parque Tecnológico de Macaé foi realizada esta semana na sede da subsecretaria de Indústria e Comércio. O objetivo da implantação da chamada Macaé Tecnolópole é a instalação de um Centro de Referência em Inovação para operações sustentáveis e criação de uma estrutura de Incubadora e Parque Tecnológico que irá sistematizar o processo de transferência tecnológica e pesquisas voltadas a demandas do setor de petróleo, gás e energia.
Participaram da reunião o subsecretário de Indústria e Comércio, Edmilson Gonçalves, o professor da Universidade Federal Fluminense (UFF), Ramon Narcizo e da Faculdade Professor Miguel Ângelo da Silva Santos (FemaSS), e do assessor da subsecretaria de Indústria e Comércio, Gustavo Miguelez.
No final do Seminário Macaé I Tech foi elaborado um manifesto de interesse para a elaboração do Parque Tecnológico e da Incubadora com a participação de diversas entidades como a prefeitura  Sebrae-RJ, Firjan e Associação Comercial e Industrial de Macaé (Acim) junto com a UFF, Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Universidade Estadual do Norte Fluminense, FemaSS e Instituto Federal Fluminense (IFF). A partir daí nós estamos nos reunindo frequentemente para dar andamento à este projeto – explicou o subsecretário de Indústria e Comércio.
A ideia é que a instalação deste empreendimento irá favorecer a atração de profissionais e empresas do ramo da indústria do conhecimento e de alta tecnologia e irá contribuir para a pesquisa, o desenvolvimento e inovação no segmento de petróleo, gás e energia, assim como gerar uma diversificação da economia e consequentemente, contribuir com a sustentabilidade da região para a era pós-petróleo.
— Estamos desenvolvendo uma ideia em conjunto, discutindo e amadurecendo este projeto para trazer um Parque Tecnológico para Macaé — explica Ramon Narcizo.
 De acordo com o grupo de trabalho, o Parque Tecnológico de Macaé poderá atender grande parte das lacunas tecnológicas da Bacia de Campos e terá como um dos seus principais objetivos, estimular a geração, a difusão e a transferência de conhecimento das instituições de ensino, de pesquisa e de desenvolvimento e inovação para o setor produtivo, assim como capacitar pessoas e empresas da região por meio de centros de competência e também com o apoio das instituições produtoras e difusoras de conhecimento já existentes.

Fonte: Comunicação Social - Macaé

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Petrobras autoriza construção de seis sondas em Angra dos Reis (RJ)

Estatal informou que as sondas de perfuração começarão a ser entregues a partir de 2016

A Petrobras aprovou a assinatura de contratos com a Sete Brasil para realizar a construção de seis plataformas flutuantes de perfuração no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). A utilização de conteúdo local nos equipamentos ficará entre 55% e 65%. As sondas, do tipo semissubmersível, estão inseridas no pacote de 21 sondas negociadas com a Sete Brasil e terão prazo de entrega a partir de 2016.

As sondas de perfuração construídas no Estado do Rio de Janeiro serão destinadas aos poços do pré-sal da Bacia de Santos e poderão operar em profundidade d’água de 3 mil metros, com capacidade de perfuração em poços de até 10 mil metros. O estaleiros Brasfels prevê manter de sete a oito mil empregos diretos com as encomendas feitas pela Sete Brasil.

“Demanda de infraestrutura existe. Nós temos uma campanha de investimentos programada e, na próxima semana, vamos assinar o contrato com a Sete Brasil, autorizando a construção de seis sondas pela Brasfels, declarou Graça Foster. A presidente da Petrobras informou também que os contratos serão assinados nesta semana.

Em nota enviada à imprensa, a Petrobras afirmou que após a construção, as sondas serão afretadas à Petrobras por um período de 15 anos. Três sondas serão operadas pela empresa Petroserv SA, duas pela empresa Queiroz Galvão Óleo e Gás SA e a outra sonda pela empresa Odebrecht Óleo e Gás SA.

Segundo a estatal, foi realizada uma análise crítica (prévia) no estaleiro que comprovou seu potencial e capacidade para o atendimento dos compromissos contratuais de construção das seis plataformas, com o conteúdo local e nos prazos exigidos. Foram também verificadas a adequação das instalações e evidências de compromissos com fornecedores dos insumos e principais pacotes de equipamentos das sondas, licenciamento ambiental, gestão de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde), gestão contratual, além de aspectos jurídicos e financeiros.

Fonte: NN

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STX Promar vai contratar 500 pessoas em setembro

O estaleiro da STX Promar começa a ganhar forma na Ilha de Tatuoca, no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Pernambuco. À medida que as obras avançam, aumentam as expectativas sobre os efeitos do projeto nos municípios do entorno. Um dos desafios é evitar erros cometidos pelo Estaleiro Atlântico Sul (EAS), também situado na Tatuoca. Em setembro, o STX Promar, controlado por noruegueses e brasileiros, vai contratar 500 pessoas de um total de 1,5 mil trabalhadores que devem ser empregados nos próximos anos. O início da produção está previsto para junho de 2013 a partir de investimentos de R$ 250 milhões.

O novo estaleiro pernambucano nasce com uma carteira robusta formada por oito navios gaseiros encomendados por US$ 536 milhões pela Transpetro, subsidiária de logística da Petrobras. Foi esse contrato que deu confiança aos acionistas, a STX OSV, da Noruega, com 50,5%, e a PJMR, do Rio, com 49,5%, para levar adiante a construção do estaleiro. Os gaseiros vão garantir trabalho para o estaleiro por mais de três anos, mas a partir de 2014 o STX Promar precisará ter novas obras. E a aposta está na construção de navios de apoio às atividades de petróleo e gás, especialidade da STX OSV.

A empresa é controlada pelo grupo coreano STX e tem operações na Noruega, Romênia, Vietnã e Brasil. No Brasil, a STX OSV faturou R$ 430 milhões em 2011, número que deve crescer 16% este ano e atingir R$ 500 milhões, prevê Waldomiro Arantes Filho, presidente da STX OSV no Brasil. Uma das vantagens do STX Promar é contar com o apoio de um estaleiro operacional pertencente ao grupo, o STX OSV, de Niterói (RJ).

As atividades da STX OSV no Brasil se dão em conjunto com a PJMR, cujos sócios criaram o estaleiro Promar, que terminou comprado pelos noruegueses. O grupo tem ainda outros dois projetos no país: um consórcio com o estaleiro Rionave, do Rio, que está começando a produção dos cascos dos dois primeiros gaseiros da Transpetro, e a construção de estaleiro de reparos para navios offshore em Quissamã (RJ).

O STX de Niterói está treinando 50 soldadores, maçariqueiros e outros técnicos recrutados na região de Suape. Em janeiro de 2013 outra turma com 50 trabalhadores pernambucanos vai desembarcar no Rio para um período de treinamento. No total, a STX OSV tem 1,8 mil trabalhadores, dos quais 1,6 mil em Niterói e 200 em Suape, onde o diretor é um norueguês que construiu outra unidade no Vietnã.

Arantes diz que o estaleiro pernambucano, a ser instalado em área de 25 hectares, começará com mil empregados e chegará a 1,5 mil no pico da operação.

O STX Promar terá capacidade de processar 20 mil toneladas de aço por ano, 20% da capacidade do Estaleiro Atlântico Sul, de 100 mil toneladas. O EAS emprega também cinco vezes mais pessoas (o número de empregados hoje no estaleiro é de cerca de cinco mil funcionários). Mas o EAS chegou a empregar cerca de 11 mil trabalhadores, muitos dos quais originários da atividade canavieira dos municípios próximos de Suape.

Parte da mão de obra que foi treinada para trabalhar no EAS e depois dispensada poderá ser aproveitada pelo STX Promar. Outro contingente desses trabalhadores está empregado em grandes projetos como a construção da Refinaria Abreu e Lima, em Suape, a transposição do Rio São Francisco e a implantação da ferrovia Transnordestina, diz Alberto Santos, presidente do Sindicato dos Metalúrgicos de Pernambuco (Sindimetal/PE).

Para Santos, é importante que no caso do STX Promar haja uma união de esforços entre empresa, Estado e sindicato para evitar problemas que ocorreram no EAS. “Não acredito em apagão de mão de obra.” Arantes, do STX OSV, diz que o estaleiro criou programa de treinamento e fez acordo com o governo do Estado de Pernambuco e com cinco municípios da região de Suape para focar em capacitação a partir do processo seletivo de trabalhadores que começa em setembro.

Existe avaliação segundo a qual o EAS, pelo seu pioneirismo, poderá contribuir, em termos de experiência, para reduzir erros em outros projetos de construção naval em Pernambuco. Dos R$ 250 milhões investidos no STX Promar, 70% serão financiados pelo Fundo da Marinha Mercante. A expectativa é de que o projeto se pague em 15 anos.

O investimento inclui o pagamento pela cessão onerosa de uso de uma área de 25 hectares, de um total de 80 hectares arrendados pelo estaleiro. O estaleiro trabalha agora para conseguir o “aforamento”, a formalização da transferência dessa área de 25 hectares feita pelo Estado de Pernambuco, junto à Secretaria de Patrimônio da União (SPU). Os restantes 55 hectares continuarão arrendados pelo STX Promar.

Fonte: Valor Econômico

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Plataforma P-59 é batizada na Bahia

A Petrobras batizou nesta sexta-feira (13/07) a plataforma P-59, no canteiro de São Roque do Paraguaçu, em Maragogipe (BA). A P-59 é uma plataforma de perfuração autoelevatória e será alocada primeiramente no poço exploratório Peroá Profundo, localizado no campo de Peroá, na costa do Espírito Santo.

A unidade poderá operar em locais onde a profundidade de água varia de 10 a 106 metros, com capacidade de perfurar poços de até 9.144 metros de comprimento, em condições de alta pressão e temperatura.

A Petrobras investiu cerca de US$ 360 milhões na construção da plataforma, projetada para atender aos cronogramas operacionais de exploração e produção da Companhia nos próximos anos e dar suporte à eventual estratégia de incorporação de novos blocos exploratórios em águas rasas, dependente ainda de leilões da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP).

A presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, destacou a tecnologia da unidade e a capacidade da Companhia e da indústria nacional.

"Isso aqui é uma mostra muito grande do que está acontecendo no Brasil. A Petrobras tem orçamento aprovado de US$ 236,5 bilhões para o período 2012-16. Desses, US$ 131,6 bilhões dedicados à atividade de exploração e produção no Brasil. A nossa capacidade de produzir é uma realidade. Serão mais 33 sondas de perfuração com conteúdo local variando de 55% a 65%. Temos competitividade em prazo, qualidade, tecnologia e em custos", disse.

A presidenta da República, Dilma Rousseff, mencionou a retomada da indústria naval no País.

"Somos capazes sim de construir plataformas. Temos indústria, temos trabalhadores com grande capacitação. O que temos nesta plataforma, o que está aqui é um caminho de futuro", declarou.

A plataforma

A P-59 é composta por um casco flutuante que pesa cerca de 11 mil toneladas, com três pernas retráteis independentes de 145 metros de altura cada e que podem movimentar-se para cima e para baixo por meio de sistema elevatório próprio (jack up). Será posicionada nas locações por rebocadores e as pernas serão apoiadas no leito marinho. Depois de fixada, a unidade permanece acima do nível da água, deixando o casco e os equipamentos de perfuração longe da movimentação das ondas do mar.

Os equipamentos de perfuração da P-59 serão montados no convés de perfuração, numa estrutura móvel retrátil que pode ser estendida para fora da plataforma. Isso permite o movimento da torre de perfuração tanto no sentido longitudinal como no transversal. Permite, também, a perfuração de um conjunto de poços sem que seja necessário realocar a plataforma.

A construção

A P-59 foi construída no canteiro de São Roque do Paraguaçu, de propriedade da Petrobras, onde também está em construção a P-60, unidade idêntica a ela, que deve ser concluída até agosto. Os contratos de construção das duas plataformas foram assinados em setembro de 2008 com o Consórcio Rio Paraguaçu. As unidades fazem parte do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal.

As obras geraram cerca 2.100 empregos diretos no pico da construção, dos quais 50% vindos do Recôncavo Baiano, 25% de São Roque, 15% de outros locais da Bahia e 10% de outros estados. A conclusão da P-59 é um importante marco para indústria naval brasileira e representa a retomada da produção nacional deste tipo de plataforma, já que há quase 30 anos não eram construídas, no País, unidades autoelevatórias similares.

Especificações Técnicas da P-59:

• Dimensões do casco (compr. x larg. x alt.): 74,1 m x 62,8 m x 7,9 m
• Acomodações: 110 pessoas
• Peso total da unidade: 11.000 toneladas
• Comprimento de perfuração: 9.144 m
• Profundidade de água no local de operação: 10 a 106 m
• Pernas e sapatas da unidade: 3 pernas com 145 m de altura cada e sapatas com 14 m de diâmetro
• Sistema de elevação: movido por 5 motores elétricos em cada vértice da perna
• Torre de Perfuração (compr. x larg. x alt.): 11 m x 11 m x 52 m

Fonte: Agência Petrobras

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Siemens amplia capacidade em tecnologia elétrica submarina

17/07/2012

Rio de Janerio (RJ) - A Siemens reforçou sua atuação no segmento subsea de óleo e gás com a aquisição da unidade da Expro Holdings UK que projeta e fabrica componentes submarinos como conectores de cabos, sensores e dispositivos de medição. Com essa transação, as marcas Tronic, fornecedora de conectores elétricos que permitem tanto a transmissão de energia como a comunicação em instalações submarinas, e Matre, detentora de uma ampla gama de sensores de temperatura e pressão para uso submarino, passam a compor o portfólio da Siemens em tecnologias para águas profundas. A notícia impacta, diretamente, os negócios da companhia no Brasil, considerado hoje o maior centro de aplicação de tecnologia submarina no mundo, um mercado que deve atingir volumes globais de até €2bi até 2020.   “Com a aquisição deste novo portfólio, usaremos o que já temos instalado em nossa base no Brasil e aumentaremos o conteúdo local desse produto. O intuito é continuarmos fazendo a montagem dos conectores, e também passarmos a fabricar componentes para que, futuramente, tenhamos a possibilidade de desenvolver algumas pesquisas de desenvolvimento do subsea powergrid. Com o novo Centro de P&D, a ser inaugurado no Rio de Janeiro ainda em 2012, poderemos com certeza trazer para o Brasil algumas atividades feitas lá fora em tecnologia submarina”, explica Welter Benicio, diretor da divisão de óleo e gás da Siemens no Brasil. Ainda segundo o executivo, parte dos US$ 600 milhões que a empresa pretende investir no Brasil até 2016 foca justamente no aumento do conteúdo nacional de produtos oferecidos pela Siemens.   Com a incorporação das marcas Tronic e Matre, a Siemens amplia estrategicamente o portfólio no mercado de redes elétricas submarinas e aprimora seu know-how em eletrificação e atividades de pesquisa e desenvolvimento para uso no leito do mar, a profundidades que chegam a 3.000 metros. “Esses produtos são líderes de mercado. Isso nos aproximará do objetivo de nos tornarmos um dos líderes no fornecimento de soluções de rede e distribuição elétrica submarina. Além disso, esse investimento global viabiliza novos passos ao subsea powergrid, que é o nosso carro chefe neste setor no Brasil”, completa Benício.   O Subsea Powergrid é uma rede elétrica submarina que permite a produção e processamento de óleo e gás a partir de módulos instalados a até 3.000 metros de profundidade. Nesse contexto, está a engenharia multidisciplinar da Siemens (turbinas a gás e a vapor, compressores e ventiladores) aplicada nos setores de automação, geração, transmissão e distribuição de energia, compressão, tratamento de água, além de aplicações para a tecnologia marítima. A rede elétrica submarina pode ajudar a aumentar a capacidade de produção de um reservatório no leito do mar e a explorar inclusive reservatórios de pequeno porte que, de outro modo, não seriam economicamente viáveis. Ao mesmo tempo, as novas tecnologias aumentarão a segurança e a confiabilidade das instalações.   Em 2011, a divisão Expro contabilizou um faturamento de cerca de 90 milhões de euros e conta, no momento, com uma força de trabalho de 450 pessoas no Reino Unido (Ulverston), Noruega (Bomlo), Estados Unidos (Houston), Brasil (Niterói) e Malásia (Johor). A aquisição da companhia inglesa faz parte da estratégia da Siemens em desenvolver tecnologia própria. Também com este foco, em março de 2011, a Siemens já havia comprado as empresas norueguesas Bennex e Poseidon por US$ 105 milhões. As marcas Tronic e Matre foram adquiridas pela Siemens por €470 milhões.   O Sector Energy da Siemens é o fornecedor líder mundial de uma completa variedade de produtos, serviços e soluções para geração de energia em termelétricas e com recursos renováveis, transmissão de energia em redes, e para extração, processamento e transporte de petróleo e gás. No exercício de 2011 (encerrado em 30 de setembro), o Setor Energy apresentou receitas de EUR 27,6 bilhões e recebeu novos pedidos totalizando aproximadamente EUR 34,8 bilhões, tendo atingido um lucro superior a EUR 4,1 bilhões. Em 30 de setembro de 2011, o Setor Energy contava com um quadro de colaboradores acima de 97.000 pessoas. [ http://www.siemens.com/energy].

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