El proyecto petrolero Sea Lion, desarrollado frente a las Islas Malvinas, quedó sometido a una combinación de factores económicos, operativos y diplomáticos que pueden condicionar su rentabilidad y su cronograma. La perforación offshore en la zona puede costar hasta 14 veces más que un pozo de Vaca Muerta, mientras que la volatilidad del precio internacional del crudo y la decisión de grandes empresas de servicios de no operar en las islas agregan presión sobre una iniciativa que sus operadores mantienen prevista para comenzar a producir en marzo de 2028.
El contexto se tensó el jueves por la noche, cuando el presidente Javier Milei anunció en cadena nacional un decreto destinado a endurecer las sanciones contra las compañías vinculadas con actividades petroleras en el archipiélago. El decreto 868/2026, firmado el viernes, reglamenta la aplicación de la ley 26.659 y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores de las empresas involucradas.
Después del anuncio, el Gobierno argentino abrió un proceso sancionatorio contra 45 personas y empresas y notificó a otras 180 firmas. La posición oficial se apoya en el reclamo de soberanía que la Argentina sostiene sobre las islas desde 1833 y en su rechazo a la explotación de recursos naturales en su plataforma continental sin autorización estatal. El Reino Unido, que administra el territorio, y el gobierno de las islas respaldan el desarrollo de los recursos offshore.
Una estructura de costos muy distante de Vaca Muerta
Sea Lion es operado por Navitas Petroleum, de Israel, que posee el 65% del proyecto, y por Rockhopper Exploration, del Reino Unido, con el 35% restante. Ambas compañías afirmaron que las medidas argentinas no modificarán sus planes y ratificaron que esperan obtener el primer barril en marzo de 2028.
La viabilidad económica, sin embargo, depende de una estructura de costos significativamente más exigente que la de los desarrollos de shale en la Argentina. Según estimaciones del sector, perforar un pozo en Vaca Muerta requiere entre 10 y 20 millones de dólares. En un proyecto offshore como Sea Lion, el costo puede ubicarse entre 70 y 140 millones de dólares, con una concentración de los proyectos más cerca del extremo superior.
La diferencia responde a la distancia, la logística marítima, la necesidad de utilizar equipamiento especializado y la operación en un área sometida a una disputa territorial. Daniel Montamat, exsecretario de Energía y expresidente de YPF, señaló que la combinación entre costos elevados y precios internacionales fluctuantes puede eliminar la renta del proyecto. En su análisis, una caída del crudo tendría un impacto mayor sobre una operación alejada de los centros de servicios y producción.
El plan completo contempla más de 60 pozos submarinos distribuidos en las áreas Norte y Central, con una inversión total estimada en 3.900 millones de dólares. La primera fase demandaría 1.800 millones y tendría una producción máxima de entre 50.000 y 55.000 barriles diarios. El proyecto cuenta con recursos certificados por 319 millones de barriles.
El precio del Brent define el margen de seguridad
La evolución del mercado petrolero constituye otro elemento decisivo. Al cierre de la información, el Brent cotizaba cerca de los 95 dólares por barril, por encima de los 55 dólares que anticipaban contratos a futuro antes de la escalada del conflicto en Medio Oriente. La estabilización posterior, asociada al acuerdo entre Estados Unidos e Irán y a la reapertura del estrecho de Ormuz, había llevado el crudo hacia los 70 dólares a mediados de año, antes de la reciente suba.
El problema para Sea Lion no es únicamente el nivel actual del precio, sino la sensibilidad del proyecto a una corrección. Un estudio de Aleph Energy ubicó el punto de equilibrio de los pozos de crudo de Vaca Muerta entre 48 y 61 dólares por barril de Brent, según el tipo de desarrollo y el régimen fiscal. Daniel Dreizzen, CEO de la consultora, sostuvo que Vaca Muerta conserva atractivo para el capital con un crudo de 80 dólares, pero que la ecuación cambia cuando el precio se aproxima a 65 dólares.
Si un proyecto con costos de perforación muy inferiores ya comienza a perder margen cerca de ese nivel, Sea Lion tendría una exposición mayor ante una baja prolongada. Esa relación explica por qué la discusión sobre la rentabilidad está vinculada tanto a la diplomacia como a las condiciones del mercado: las sanciones pueden elevar el riesgo operativo, pero un descenso del precio internacional puede afectar directamente la capacidad de recuperar la inversión.
La salida de los grandes prestadores agrega un riesgo operativo
SLB, Halliburton y Baker Hughes comunicaron que no participarán en actividades de exploración o producción alrededor de las islas. Las empresas difundieron sus posiciones luego de que el decreto argentino ampliara las sanciones a proveedores y accionistas. SLB afirmó que cumplirá las normas vigentes; Halliburton declaró que respeta la soberanía argentina y que no participa en Sea Lion ni en actividades relacionadas, mientras Baker Hughes adoptó una postura similar.
Ninguna de las tres compañías estaba vinculada previamente con el proyecto, pero su negativa explícita limita la posibilidad de que Navitas las incorpore en etapas futuras. El petroquímico argentino Juan Carlos Glorioso advirtió que conseguir prestadores líderes que no tengan operaciones en la Argentina puede resultar difícil. También señaló que recurrir a empresas alternativas podría introducir riesgos técnicos en una operación offshore compleja.
La cadena de contratos todavía presenta zonas poco transparentes. En la fecha de la Decisión Final de Inversión, Navitas había acordado el alquiler de un FPSO, una plataforma de perforación, servicios de terminación y la construcción e instalación de infraestructura submarina. Solo se conoce públicamente a una contraparte: la neerlandesa Bluewater Energy Services, que suministrará durante 12 años, con ocho opciones de extensión anual, el buque Aoka Mizu, destinado a iniciar la producción.
Los contratos de perforación, terminación e infraestructura submarina no tienen hasta ahora una contraparte pública confirmada. Desde el proyecto de exportación Vaca Muerta Oleoducto Sur aclararon que su acuerdo previo con Bluewater fue firmado en junio de 2025, antes del contrato de la empresa neerlandesa con Navitas.
Un proyecto pequeño en términos globales, decisivo para las islas
En la industria offshore internacional, Sea Lion tiene una escala acotada. Safaniyah, en Arabia Saudita, llegó a producir un millón de barriles diarios; el bloque Stabroek, en Guyana, proyecta 1,3 millones, y Búzios, en Brasil, alcanzó 1,1 millones. Frente a esos desarrollos, los 50.000 a 55.000 barriles diarios previstos por Sea Lion representan una operación de dimensión limitada.
Su impacto potencial es diferente para las islas, cuya población es inferior a 4.000 habitantes. Las estimaciones sobre los ingresos públicos durante unos 40 años varían entre 2.850 y 8.800 millones de dólares. Un cálculo encargado por Navitas los ubica en torno a 4.510 millones, con un promedio anual de 136 millones y un máximo cercano a 350 millones en 2034.
Así, el proyecto puede ser marginal para la matriz energética británica —el Reino Unido produce unos 600.000 barriles diarios y consume cerca de 1,3 millones—, pero transformador para la economía de las islas. Esa asimetría explica la persistencia del respaldo local y, al mismo tiempo, la importancia que el Gobierno argentino atribuye a las sanciones. La continuidad de Sea Lion dependerá ahora de si sus operadores logran sostener la inversión, asegurar proveedores y resistir una eventual baja del crudo en un entorno diplomático cada vez más restrictivo.
