Amparadas por uma sólida situação financeira, algumas das principais petrolíferas mundiais estão fazendo apostas ambiciosas na demanda de longo prazo, mesmo com os atuais preços baixos do petróleo e do gás natural.

Ontem, a Woodside Petroleum Ltd. , a maior produtora de petróleo e gás da Austrália, concordou em pagar até US$ 400 milhões por metade da participação da empresa anglo-australiana de mineração e petróleo BHP Billiton num remoto campo marítimo de gás natural nas águas da costa oeste da Austrália.

Em julho, a Woodside comprou ativos de petróleo ainda não explorados da petrolífera americana ConocoPhillips no Senegal, por cerca de US$ 430 milhões. No mesmo mês, a também americana Exxon Mobil Corp. concordou em comprar a empresa de exploração de gás InterOil Corp. , da Papua Nova Guiné, por cerca de US$ 2,5 bilhões.

Houve poucas grandes fusões no setor desde a aquisição do BG Group PLC pela Royal Dutch Shell PLC por cerca de US$ 70 bilhões, divulgada no início de do ano passado. As empresas de petróleo e gás têm preferido vender ativos para reduzir o endividamento e enfrentar a queda nos preços do petróleo ocorrida nos últimos dois anos.

Uma série de tentativas de aquisição fracassou, como a oferta da Anadarko Petroleum Corp. para comprar a Apache Corp. , ambas de Houston, no Texas, assim como a de um fundo de private equity para adquirir a Santos Ltd. , da Austrália.

A Woodside, por sua vez, passou a se concentrar em ativos de petróleo ainda não explorados e fortalecer o portfólio com oportunidades menores de crescimento. A mudança aconteceu após a fracassada tentativa da firma de pôr um pé em Papua Nova Guiné, país rico em gás, com uma oferta de 11,6 bilhões de dólares australianos (US$ 8,8 bilhões) pela Oil Search Ltd. , com ações negociadas na Austrália, proposta que acabou sendo recusada.

A Woodside informou que assinou um contrato para comprar uma fatia de 25% em um bloco e outra de 50% em três blocos na área de Scarborough, na Bacia Carnarvon, onde a BHP é sócia da Exxon.

A Woodside, que é sediada na cidade australiana de Perth, pagará US$ 250 milhões à BHP quando o negócio for concluído — o que a Woodside espera que ocorra até o fim do ano — e outros US$ 150 milhões se ambas decidirem explorar o campo Scarborough.

"Assim como a recente compra em Senegal, isso mostra que a Woodside não tem medo de realizar investimentos anticíclicos neste ponto do ciclo", diz Neil Beveridge, analista sênior da firma americana de pesquisa financeira Sanford C. Bernstein, em Hong Kong. Segundo ele, a estrutura do negócio, com um pagamento condicional baseado numa decisão final de investimento, indica que há muita incerteza se o projeto irá adiante. "Mas, claramente, a Woodside está apostando que o retorno do risco é válido", diz ele.

Os preços do petróleo permanecem abaixo dos US$ 50 por barril, menos da metade do nível de meados de 2014, em meio a um contínuo excesso de oferta que vem deprimindo as cotações.

Esse cenário levou dois dos principais produtores mundiais de petróleo, Arábia Saudita e Rússia, a assinarem um acordo de cooperação para monitorar o mercado ontem, durante o encontro do G-20 na China. O acordo prevê a criação de um grupo de trabalho para monitorar preços e realizar reuniões regulares. Porém, como o acordo não incluiu um corte na produção, defendido por muitos países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo como uma forma de regular a oferta, muitos representantes da Opep duvidam que ele será eficaz.

Assim como os do petróleo, os preços do gás natural liquefeito também despencaram, uma vez que todos os aumentos na demanda foram prontamente atendidos por uma alta das exportações da Austrália e EUA.

Alguns analistas continuam céticos sobre uma segunda onda de investimentos na produção de GNL na Austrália. Cerca de US$ 200 bilhões foram investidos nos últimos anos na construção de unidades de processamento que agora estão começando a vender o combustível, posicionando o país para ultrapassar o Catar como maior exportador mundial nos próximos anos.

A Exxon e a BHP estão trabalhando na utilização da tecnologia de instalações flutuantes para extrair e processar o GNL no campo de Scarborough. A Woodside afirma que apoia essa abordagem, apesar de, em março, ter rejeitado uma proposta para empregá-la no campo de Browse, na Austrália Ocidental, por ser muito cara.

Uma grande embarcação ancorada em Scarborough foi proposta como a forma mais efetiva para explorar o gás, considerando que o campo está a 220 quilômetros da costa e a 900 metros de profundidade. A pressão no reservatório de gás também é muito baixa para fazer o gás subir facilmente pelos dutos. Ainda assim, o diretor-presidente da Woodside, Peter Coleman, diz que a empresa iria procurar levar o gás até as instalações existentes se os sócios do empreendimento optarem por outras formas de desenvolver o campo.

Deslocar o gás para instalações como a da unidade de GNL que a Woodside opera em North West Shelf desde 1984 seria mais barato que construir instalações exclusivas para o campo. Se o acordo for adiante, a Woodside se tornaria operadora de uma área conhecida como Scarborough do Norte, enquanto a Exxon continuaria sendo a operadora de Scarborough.

Um porta-voz da Exxon diz que a petrolífera americana está decidida a avaliar a tecnologia de instalações flutuantes em Scarborough, apesar dos desafios para explorar o campo. Ele não quis comentar se a empresa iria exercer seu direito de preferência de compra da metade da fatia de 50% que a BHP Billiton possui no bloco de Scarborough.