Hay muy poca información sobre Sea Lion, el proyecto offshore de petróleo en Malvinas, sobre el que se empezó a hablar bastante, pero no sabemos bien de qué se trata.
¿Se trata de un proyecto de exploración? ¿Ya se perforó algún pozo? ¿Hay alguna información o evaluación de la magnitud de sus recursos o el tipo de petróleo? ¿Su explotación es económicamente viable? Son todas preguntas sin respuesta. ¿Y solo se trata de una fachada para medir las reacciones de la Argentina, y ver si tiene sentido jugar con esa ficción?
Quien lo sostiene es Inglaterra, maestra en el arte de estos juegos y enigmas.
El Proyecto Sea Lion
Según los informes de la Consultora y Auditora de Reservas independiente Netherland, Sewell & Associates (NSAI), Sea Lion es un yacimiento offshore descubierto, evaluado, con Decisión Final de Inversión (FID) ya tomada y en desarrollo, situado en la Cuenca Malvinas Norte, a 220 km al norte de las islas, que ya superó las etapas de hipótesis y proyecto de exploración. Esto se hizo después de hacer sísmica, en 2010-2016.
El pozo 14/10 o Sea Lion 1, primer pozo exploratorio, se perforó en abril-mayo de 2010 y encontró 217 metros de columna vertical de petróleo, y 53 metros de espesor neto (net play) prácticamente en todos los niveles arenosos.
No es petróleo “inferido” por sísmica, sino que se lo encontró al perforar, se tomaron muestras y se caracterizó el crudo, y se hizo fluir con un ensayo de producción
En septiembre fue sometido a prueba de producción y produjo durante 18 horas, con un máximo de producción de 2304 barriles por día (bpd) y más de 2.000 bpd sostenidos, de un petróleo de densidad entre 26,4° y 29,2° API, más bien de tipo medio.
Por lo tanto, no es petróleo “inferido” por sísmica, sino que se lo encontró al perforar, se tomaron muestras y se caracterizó el crudo, y se hizo fluir con un ensayo de producción; petróleo con evidencia física. Esto luego incluyó la etapa de evaluación o “appraisal”, durante la que se perforaron más pozos para evaluar el tamaño, continuidad, calidad y comportamiento del reservorio, además de confirmar la existencia de petróleo.
El primero de estos pozos fue el 14/10-4, que encontró 107 metros de columna, entre 30 y 33 metros de net play, cerca del 20% de porosidad, permeabilidad superior a 100 mD (milidarcies, que mide la facilidad con que puede circular un fluido, y es una permeabilidad bastante buena), un contacto petróleo-agua y el ensayo indicó una producción potencial de 2.700 bpd.
Luego le siguieron el pozo 14/10-5 y otros, que ratificaron la extensión y características del descubrimiento, y justificaron su desarrollo.
Navitas Petroleum, empresa israelí, es el operador, propietario del 65%, y dijo que el proyecto “está en desarrollo”; y Rockhopper Exploration, del Reino Unido, lo descubrió y conserva el 35 por ciento.
La primera etapa de desarrollo consiste en 11 pozos submarinos, conectados a una unidad flotante de producción y almacenaje de petróleo (FPSO), cuya producción inicial está prevista para marzo de 2028. Y la segunda, otros 12 pozos.
La primera etapa de desarrollo consiste en 11 pozos submarinos, conectados a una unidad flotante de producción y almacenaje de petróleo (FPSO), cuya producción inicial está prevista para marzo de 2028
Rockhopper señala que durante la campaña 2010-2012 perforó 8 pozos exploratorios, con descubrimientos en 6 de ellos.
Los recursos auditados en forma independiente arrojaron 1.700 millones de barriles totales estimados existentes, o “in place”; de los que 500 millones de barriles son recuperables (recursos 2C).
Pero el último informe de NSAI posterior a la Decisión Final de Inversión de Sea Lion, emitido en agosto de 2026, reevaluó los recursos 2C contingentes y las reservas (contingentes significa que si bien ya fueron descubiertos, todavía hay “alguna contingencia” para demostrar que son económicamente viables; lo que impide clasificarlo como reservas. Y 2C, significa que es “la mejor estimación”, cuando considera recuperables los recursos de petróleo y gas descubiertos. Mientras que recurso “prospectivo”, es aquel que aún no fue descubierto).
Como consecuencia de la FID, los 914 millones de barriles de reservas 2P se reevaluaron, lo que explica la importancia de la decisión final, que define la financiación, el desarrollo y la fecha inicial de producción. Y reevalúa las reservas económicamente explotables 1P a 231,7 millones de barriles, las 2P a 313,8 millones de barriles y las 3P a 408,2 millones de barriles.
Bajo el sistema PRMS de clasificación que utiliza NSAI, para que un volumen clasifique como “reserva” debe ser petróleo descubierto, recuperable y económicamente explotable, dentro del proyecto de desarrollo definido. La propia evaluación la define como la cantidad de petróleo que puede producirse comercialmente con razonable certeza, bajo las condiciones definidas. Pero que aún no fueron producidas, y están en el fondo del mar.
Por lo que hoy Sea Lion es un yacimiento evaluado, con FID aprobada de USD 1.800 millones en diciembre de 2025, en desarrollo, que prevé iniciar producción en 2028, con una inversión total prevista de USD 2.100 millones, incluyendo financiamiento y contingencias.
Sea Lion es un yacimiento evaluado, con FID aprobada de USD 1.800 millones en diciembre de 2025, en desarrollo, que prevé iniciar producción en 2028
Lo que permite afirmar que hay petróleo en Malvinas, que Sea Lion es un yacimiento offshore en desarrollo, ya descubierto, perforado, probado y evaluado, y que su producción inicial está prevista para el primer cuatrimestre de 2028.
Sus fases posteriores para desarrollar los recursos 2C requerirán decisiones adicionales, que deberán financiarse en parte con el flujo de la Fase 1.
Sea Lion frente a Vaca Muerta: escala y otros prospectos
Argentina consume 540.000 bpd, que son 197 millones de barriles por año, y como las reservas P2 de este yacimiento en Malvinas son de 314 millones de barriles, suponiendo que sean todas recuperables, solo abastecería el consumo de Argentina durante 18 meses (un año y medio).
Pero su producción estimada es de 55.000 bpd, que se producirían en 15,6 años. Lo que significa 20,1 millones de barriles por año, que equivalen al 11% del consumo de Argentina. Que no es poco para un yacimiento petrolero, aunque solo represente el 8,5% de la producción de Vaca Muerta, que es de 643.100 bpd.
Aunque tampoco es una segunda Vaca Muerta: el nuevo estudio del IAPG publicado en julio de 2026 estima en 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de petróleo; un 70% más que la estimación original de 17.700 millones de barriles,, y 96 veces el volumen de reservas certificadas 2P para Sea Lion.
Por lo que si bien el petróleo de Sea Lion es petróleo descubierto y probado, con inversión aprobada para la Fase 1 de USD 1.800 millones, y 55.000 bpd de producción prevista para 2028, es un desarrollo offshore complejo, y sin producción actual.
Mientras Vaca Muerta tiene 96 veces sus recursos, infraestructura existente y creciente, que hoy produce 643.100 bpd, y exporta.
Vaca Muerta tiene 96 veces sus recursos, infraestructura existente y creciente, que hoy produce 643.100 bpd, y exporta
Por lo que se trata de dos recursos de dimensiones, naturaleza y escala diferentes.
Rockhopper publicó el 26 de agosto, hace pocos días, una nueva evaluación de NSAI de fecha 31 de julio de 2026, en la que informa la existencia de otro bloque PL001 en exploración, aún sin perforar. Y Navitas informó que se identificaron 40 prospectos, donde NSAI certificó recursos prospectivos superiores a 1.300 millones de barriles, sobre la base de interpretación geológica y sísmica de 15 de esos prospectos. Por lo que está evaluando perforar un pozo exploratorio.
Navitas, Rockhopper y NSAI: las empresas detrás del proyecto
Son compañías reales, sin la dimensión y notoriedad de “las majors” que cotizan en Bolsa.
Rockhopper Exploration es una compañía británica de exploración y producción independiente de menor tamaño, que cotiza en el mercado AIM de la Bolsa de Londres; en 2010 descubrió Sea Lion, y conserva el 35% del proyecto.
Navitas Petroleum, operadora israelí, cotiza en la Bolsa de Tel Aviv con el símbolo NVPT; posee el 65% de Sea Lion. Y tiene activos en Estados Unidos, el Golfo de México, Texas, Israel y el Mediterráneo oriental.
Su presidente, Gideon Tadmor, tiene más de 20 años en exploración y producción, y participó en el desarrollo de dos de los grandes descubrimientos de gas en Israel: Tamar y Leviathan. Razón por la que Israel tiene industria de petróleo y gas bien desarrollada; sobre todo offshore de gas; también en el Mediterráneo oriental.
Y NSAI es una auditora fundada en 1961, con oficinas en Dallas y Houston, conocida en la industria petrolera, que se dedica a ingeniería de reservorios, geología, geofísica, evaluación de yacimientos y evaluación económica de yacimientos, estimación de reservas y Auditorías independientes, que trabaja en más de 100 países del mundo para inversores, instituciones financieras y compañías petroleras. Como Gaffney & Cline, DeGolyer and MacNaughton y otras de renombre en Estados Unidos, y cuyos informes se presentan en la SEC de Estados Unidos. Por lo que, sin duda, son compañías serias e independientes.
La viabilidad económica
NSAI aclara que el ingreso neto futuro ya contempla regalías, CAPEX, abandono, Opex e impuesto a las ganancias de las Islas. La evaluación supone precios del Brent de USD 83 para 2026, USD 76,74/barril para 2027, y USD 75,95/barril de 2028 en adelante, lo que hará que Sea Lion reciba menos, ajustado por calidad, transporte y diferenciales.
Y que NSAI calcula Ingresos para el 35% de Rockhopper para los 314 millones de barriles de reservas 2P en desarrollo en USD 2.399 millones, cuyo Valor Actual Neto (NPV), descontado al 10%, es de USD 927,8 millones, netos de costos, regalías, abandono de pozos e impuestos.
La mejor estimación del break-even de producción según el Plan de Desarrollo del área norte previa al FID, era de USD 24 por barril
Pero todavía no es Ganancias; aunque es la cifra comercialmente recuperable al día de hoy; aunque los recursos adicionales 2C pueden aumentar mucho su potencial.
La mejor estimación del break-even de producción según el Plan de Desarrollo del área norte previa al FID, era de USD 24 por barril. Y si bien Sea Lion no admite comparación con Vaca Muerta, una operación onshore (en tierra firme) con una producción de 643.100 bpd y un break even de USD 35-40 por barril, cuyo costo de desarrollo según YPF es de USD 11,6 por barril, y USD 4,2 por barril de lifting cost (extracción). Mientras Sea Lion no tiene producción.
Si bien se trata de dos modelos de producción diferentes, uno convencional y el otro no, Vaca Muerta en escala, no tiene comparación con Sea Lion: en julio pasado produjo 643.100 bpd, el 70% de la producción total de 916.200 bpd. Mientras Sea Lion prevé una producción del 8,5% de Vaca Muerta.
El autor es director del Comité de Asuntos Energéticos del CARI
