Sea Lion vs Vaca Muerta: cuántas reservas probadas tiene y cómo se compara con algunos yacimientos de la formación neuquina

A poco más de dos semanas de la polémica en torno a Sea Lion, el proyecto petrolero offshore que Rockhopper y Navitas impulsan a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, una auditoría reciente permite dimensionar su escala real. El campo acumula 232 millones de barriles de reservas probadas, cifra que equivale al 12,7% de las reservas de Vaca Muerta, la cuenca neuquina que hoy es el epicentro del desarrollo petrolero argentino.

Sin embargo, Sea Lion supera en recursos descubiertos a varias áreas individuales de la cuenca neuquina, precisa un estudio realizado por Juan Carlos Glorioso, petrofísico argentino con pasado en YPF y en Repsol en España que, ya retirado, realizó tareas de consultoría para Ryder Scott, una de las certificadoras internacionales de recursos hidrocarburíferos de mayor prestigio. El análisis llega en un momento en que la Justicia federal ya ordenó frenar las obras y el Gobierno nacional escala las sanciones contra las compañías involucradas.

El informe precisa que las reservas probadas de Vaca Muerta ascienden a 1.825 millones de barriles de petróleo (MMbo), según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); las de Sea Lion, en tanto, llegan a 232 MMbo.

Por caso, en recursos descubiertos —que suman reservas más recursos contingentes—, la diferencia se sostiene: Vaca Muerta acumula 8.134 MMbo y Sea Lion, 1.017 MMbo, ocho veces menos. Si se incorporan los recursos prospectivos, la formación neuquina alcanza los 30.172 MMbo frente a los 2.811 MMbo del yacimiento malvinense (9,3%).

La comparación cambia cuando, en lugar de medirse contra toda la formación, Sea Lion se pone a la par de campos individuales que explotan Vaca Muerta. En reservas probadas, el único relevado que lo supera es Loma Campana-LLL, con 317 MMbo. La Amarga Chica se aproxima con 224 MMbo, mientras que Bajada del Palo Este (67 MMbo), Cruz de Lorena (32 MMbo), Sierras Blancas (23 MMbo) y Loma Campana (50 MMbo) quedan por debajo de las 232 MMbo del campo malvinense.

En recursos descubiertos, Sea Lion (1.017 MMbo) supera a todos los yacimientos individuales de Vaca Muerta incluidos en el relevamiento: Loma Campana-LLL llega a 582 MMbo, La Amarga Chica a 505 MMbo, Bajada del Palo Este a 214 MMbo, Cruz de Lorena a 112 MMbo, Sierras Blancas a 73 MMbo y Loma Campana a 60 MMbo. La diferencia se explica en parte porque Sea Lion incluye recursos contingentes de mayor volumen relativo, dada la naturaleza offshore del proyecto y el estado más temprano de su desarrollo.

La historia de Sea Lion arrancó en mayo de 2010, cuando Rockhopper anunció el hallazgo de crudo en el sondeo 14/10-2, al norte del archipiélago. La exploración en la zona, sin embargo, venía de antes: entre 1970 y 1980 se habían realizado estudios que confirmaron la existencia de rocas madre generadoras de petróleo y gas en el área, aunque ninguna actividad llegó a la fase productiva. En todos los casos, la Argentina nunca reconoció la validez de esas iniciativas ni les otorgó autorización.

Navitas ingresó al proyecto en 2020 con una participación inicial del 30%, que amplió hasta el 65% al convertirse en operadora. Rockhopper, por su parte, retiene el 35% restante. En diciembre de 2025, ambas compañías anunciaron la decisión final de inversión (FID) para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte del yacimiento, el paso que en la industria petrolera indica que las evaluaciones técnicas, económicas y financieras están cerradas y que el proyecto se considera viable.

El cronograma divide Sea Lion en dos áreas y cuatro fases. La primera etapa, concentrada en el Área de Desarrollo Norte (NDA), prevé la perforación de 11 pozos submarinos conectados a una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga —conocida por su sigla en inglés como FPSO—, con el primer petróleo proyectado para marzo de 2028. Tres años después arrancará la fase 2 en esa misma área, con 12 pozos adicionales.

Luego vendrá el Área de Desarrollo Central (CDA), con una primera fase de 20 pozos y producción prevista hacia fines de 2030, seguida de una segunda etapa con 18 pozos más. En total, el proyecto supera los 60 pozos submarinos y demandará una inversión combinada de USD 3.900 millones para completar todas las fases, de las cuales USD 1.800 millones corresponden al tramo previo al primer barril.

La unidad FPSO que se utilizará en la primera etapa es el buque Aoka Mizu, propiedad de la firma neerlandesa Bluewater Energy Services, que firmó un contrato de alquiler con Navitas por 12 años, de acuerdo con la propia presentación del consorcio al momento de la publicación del FID. El barco dejó de operar en el campo Lancaster, en el Mar del Norte, en mayo pasado y navega hacia un astillero de Singapur para su adaptación. La plataforma de perforación está prevista para llegar a la zona a principios de 2027.

En medio de la polémica por el avance del proyecto, Infobae publicó que Bluewater tiene otro contrato vigente en territorio argentino: la empresa neerlandesa fabricó las dos monoboyas tipo Turret CALM que se instalarán frente a la costa de Río Negro para el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), el proyecto de exportación de crudo impulsado por YPF junto con Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron, Shell y Pluspetrol.

El consorcio local aclaró que el contrato con Bluewater se firmó el 12 de junio de 2025, cuando la firma neerlandesa aún no tenía relación con Sea Lion, y que la operación cumplió con todos los requisitos normativos vigentes. Sin embargo, ambos contratos estuvieron técnicamente activos en simultáneo durante un período. “El proceso de contratación de las monoboyas a Bluewater Energy Services cumplió con todos los requisitos establecidos por los procedimientos internos de compliance de la compañía y con la normativa nacional vigente”, señaló VMOS a Infobae. El Gobierno no incluyó a Bluewater en la primera lista de 45 personas y empresas sometidas a proceso sancionatorio, aunque la Cancillería confirmó que la firma neerlandesa figura entre las compañías notificadas en el marco de las intimaciones enviadas por el Estado argentino.

El 16 de septiembre de 2026, la jueza federal de Río Grande Mariel Borruto hizo lugar a una medida cautelar presentada por el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM) y la Asociación Civil de Abogados, Abogadas y Profesionales Ambientalistas (AAdeAA), y ordenó a Rockhopper y Navitas abstenerse de iniciar o continuar obras vinculadas con Sea Lion.

La prohibición abarca la perforación del lecho marino, la instalación de infraestructura submarina, el tendido de conductos y líneas de flujo, la puesta en funcionamiento de unidades FPSO y el inicio de la extracción comercial. También incluye obras terrestres y portuarias de apoyo en las islas. La magistrada fundamentó la medida en que el proyecto ya estaba en ejecución —con contratos firmados y obras de adaptación del Aoka Mizu en marcha— y en que no se había tramitado ninguna evaluación de impacto ambiental ante organismos argentinos. “Aguardar a la culminación de tales intervenciones para determinar si debieron ser sometidas previamente a evaluación ambiental podría tornar ineficaz la tutela judicial solicitada”, indicó Borruto en su resolución.

En paralelo, el presidente Javier Milei anunció en cadena nacional medidas para bloquear el avance del proyecto. El decreto reglamenta la ley 26.659 —sancionada en 2011—, que prohíbe actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental argentina sin autorización del Estado, y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores de las compañías sancionadas, con inhabilitaciones de entre cinco y 20 años. “Si hoy no actuamos con firmeza y celeridad, en pocos meses tendrán la capacidad material de apropiarse de las reservas de petróleo que yacen en nuestro mar”, dijo el mandatario.

Las sanciones a las operadoras, en todo caso, no son nuevas. Rockhopper fue declarada “clandestina” por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 133/2012 e inhabilitada por 20 años a través de la Resolución 456/2013. Navitas recibió una sanción equivalente en 2022, mediante la Resolución 240/2022. Pese a esas medidas, la firma israelí opera actualmente el 65% del proyecto.