A unos 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, un proyecto petrolero que permaneció durante años en etapa de evaluación comenzó a tomar forma concreta. Sea Lion ya cuenta con una decisión final de inversión, financiamiento y un cronograma que prevé iniciar la producción de crudo en marzo de 2028. Su avance volvió a colocar los recursos naturales del Atlántico Sur en el centro de la controversia.
La iniciativa está encabezada por Navitas Petroleum, que controla el 65% y actúa como operadora, mientras Rockhopper Exploration conserva el 35% restante. El yacimiento fue descubierto por esta última compañía en 2010 y se encuentra dentro de las licencias denominadas PL032 y PL004b. Después de varios cambios de socios y extensos estudios técnicos, las empresas adoptaron la decisión final de inversión en diciembre de 2025.
Dónde está Sea Lion y cuánto petróleo contiene
El campo se localiza en la cuenca Malvinas Norte, en aguas de aproximadamente 450 metros de profundidad. Una evaluación independiente actualizada estimó que las dos primeras fases del Área de Desarrollo Norte contienen cerca de 314 millones de barriles de reservas probadas y probables, conocidas en la industria como reservas 2P. De ese volumen, unos 231 millones corresponden a reservas probadas y alrededor de 83 millones a la categoría probable.
La cifra no debe confundirse con el petróleo total presente en el subsuelo. Rockhopper calcula que Sea Lion reúne aproximadamente 1.700 millones de barriles de petróleo in situ, pero solo una parte puede considerarse técnicamente recuperable y comercialmente viable. Navitas, por su parte, informa una participación propia de 216 millones de barriles equivalentes de reservas 2P, en línea con su 65% dentro del proyecto.
Una inversión multimillonaria y más de 60 pozos
La primera etapa demandará unos 1.800 millones de dólares hasta la extracción inicial de petróleo. El financiamiento total posterior a la decisión de inversión ascendería a USD 2.100 millones hasta completar el desarrollo previsto, incluidos costos financieros y contingencias. El esquema contempla USD 1.000 millones de deuda sénior, mientras el resto provendrá de aportes de los socios y del flujo generado una vez iniciada la producción.
La fase inicial incluirá 11 pozos submarinos conectados mediante tuberías y conductos a una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga, conocida como FPSO. Aproximadamente tres años después del primer petróleo se sumarían otros 12 pozos en la misma área. Las etapas siguientes avanzarían sobre el Área de Desarrollo Central, con otros 38 pozos. El programa completo, por lo tanto, podría superar las 60 perforaciones y extender la actividad durante más de tres décadas.
La producción máxima prevista para las primeras fases ronda los 50.000 barriles diarios. Las compañías esperan obtener el primer crudo en marzo de 2028, aunque ese objetivo depende del cumplimiento del cronograma de obras, la llegada de los equipos, la perforación de los pozos y la instalación de la infraestructura submarina. Como ocurre con cualquier desarrollo offshore de gran escala, los plazos y costos todavía pueden modificarse durante la ejecución.
Por qué la Argentina rechaza el proyecto
La Cancillería argentina sostiene que las compañías no cuentan con autorización del Estado nacional para explorar o explotar hidrocarburos en un área sometida a una disputa de soberanía. Tras conocerse la decisión final de inversión, el Ministerio de Relaciones Exteriores calificó el avance como unilateral e incompatible con las resoluciones de Naciones Unidas que instan a las partes a no introducir modificaciones mientras continúa pendiente la controversia.
Argentina también invoca las leyes 26.659 y 26.915, que prohíben desarrollar actividades hidrocarburíferas sobre la plataforma continental sin permiso de la autoridad nacional.
Rockhopper fue inhabilitada para operar en el país durante 20 años en 2013, mientras Navitas recibió sanciones equivalentes en 2022. La posición argentina se extiende a proveedores, contratistas y demás actores relacionados con la explotación.
Del otro lado, las empresas afirman haber recibido los permisos necesarios de la administración isleña, que aprobó las dos primeras fases del Área de Desarrollo Norte. Esa diferencia jurídica y política acompaña al proyecto desde sus orígenes y seguirá presente mientras avancen las obras.
