La última evaluación independiente del proyecto offshore confirma 231,7 millones de barriles de reservas probadas. Aunque su escala es muy inferior a la de toda Vaca Muerta, el volumen supera al de varias de las principales áreas neuquinas consideradas individualmente.
El proyecto petrolero Sea Lion, desarrollado por Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration al norte de las Islas Malvinas/Falkland, cuenta con 231,7 millones de barriles de petróleo de reservas probadas, una magnitud equivalente a aproximadamente el 12,7% de las reservas comprobadas remanentes de Vaca Muerta. La comparación permite dimensionar un desarrollo offshore que todavía no produce crudo, pero que ya ingresó en su etapa de ejecución tras la decisión final de inversión adoptada a fines de 2025.
La cifra de Sea Lion proviene de la evaluación independiente realizada por Netherland, Sewell & Associates (NSAI), efectiva al 31 de julio de 2026. El análisis certificó 231,705 millones de barriles como reservas probadas no desarrolladas (1P) y otros 82,547 millones como probables. En conjunto, las reservas probadas más probables (2P) alcanzan 314,252 millones de barriles para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte.
Una fracción de Vaca Muerta, pero mayor que varias áreas individuales
La comparación con Vaca Muerta requiere distinguir entre la formación completa y los bloques que la integran. El último estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), elaborado con información declarada por las operadoras y datos de la Secretaría de Energía, contabilizó al 31 de diciembre de 2024 unos 1.825 millones de barriles de reservas comprobadas remanentes en la formación neuquina.
Sobre esa base, las reservas 1P de Sea Lion equivalen a cerca de una octava parte de las de Vaca Muerta. La comparación, sin embargo, cambia cuando el proyecto offshore se enfrenta a áreas individuales.
Un relevamiento elaborado por el petrofísico argentino Juan Carlos Glorioso sitúa a Loma Campana-LLL en 317 millones de barriles de reservas probadas, por encima de Sea Lion, mientras que La Amarga Chica alcanza 224 millones. Otros desarrollos incluidos en el análisis quedan más abajo: Bajada del Palo Este registra 67 millones, Loma Campana 50 millones, Cruz de Lorena 32 millones y Sierras Blancas 23 millones de barriles.
Esas cifras muestran que Sea Lion no se aproxima al tamaño agregado de Vaca Muerta, pero sí posee una base de reservas comparable o superior a algunos de los principales desarrollos individuales de la formación argentina.
Vaca Muerta conserva una diferencia mucho mayor en recursos totales
Las reservas no representan todo el petróleo que potencialmente podría recuperarse de una formación. El IAPG estimó en julio de 2026 que Vaca Muerta dispone de 30.170 millones de barriles de recursos remanentes técnicamente recuperables de petróleo, bajo su escenario medio. El rango calculado va desde 18.062 millones de barriles en el escenario bajo hasta 45.050 millones en el escenario alto.
Ese volumen incluye distintas categorías: reservas comprobadas, probables y posibles, recursos contingentes y recursos prospectivos. Por ello no debe confundirse con reservas probadas disponibles para producción inmediata o con proyectos cuya viabilidad comercial ya está establecida.
En Sea Lion ocurre una distinción similar. Además de sus 314,3 millones de barriles 2P, NSAI calculó 626,1 millones de barriles de recursos contingentes 2C brutos. Rockhopper advierte expresamente que esos recursos contingentes no deben sumarse automáticamente a las reservas, debido a que tienen un nivel diferente de riesgo técnico y comercial.
Un proyecto de US$1.800 millones hasta el primer petróleo
Sea Lion se encuentra aproximadamente 220 kilómetros al norte del archipiélago, administrado por Reino Unido y cuya soberanía es reclamada por Argentina. Navitas controla el 65% del proyecto y actúa como operadora, mientras Rockhopper conserva el 35%.
Las compañías adoptaron la decisión final de inversión en diciembre de 2025. El presupuesto previsto hasta alcanzar el primer petróleo asciende a cerca de US$1.800 millones, mientras que Rockhopper ha estimado en US$2.100 millones los costos desde la decisión de inversión hasta completar la primera etapa, considerando contingencias y costos financieros.
La fase inicial contempla 11 pozos submarinos conectados a una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). Navitas proyecta iniciar la producción en marzo de 2028. Una segunda fase incorporaría otros 12 pozos aproximadamente tres años después del inicio de producción.
La primera etapa está diseñada para alcanzar una capacidad cercana a 50.000 a 55.000 barriles diarios. Los desarrolladores también evalúan etapas posteriores que ampliarían significativamente la infraestructura y el volumen potencial de producción del campo.
La disputa con Argentina agrega incertidumbre al desarrollo
El avance técnico de Sea Lion se produce en medio de una disputa jurídica y diplomática. El 16 de septiembre, la jueza federal argentina Mariel Borruto dictó una medida cautelar que ordenó a Rockhopper y Navitas abstenerse de iniciar o continuar actos materiales relacionados con el proyecto, incluyendo perforaciones, infraestructura submarina y extracción comercial, hasta que se tramite una evaluación ambiental ante las autoridades argentinas. La resolución fue adoptada a petición del Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata y una asociación de profesionales ambientalistas.
Argentina sostiene que las actividades hidrocarburíferas en esa zona requieren su autorización y ha abierto procedimientos administrativos y acciones contra compañías relacionadas con Sea Lion. Reino Unido y las empresas involucradas rechazan esa interpretación: sostienen que las licencias fueron otorgadas válidamente por las autoridades de las Falkland Islands y mantienen, hasta ahora, el cronograma de desarrollo del proyecto.
En ese escenario, la comparación con Vaca Muerta permite dimensionar el volumen involucrado: Sea Lion está lejos de competir con el potencial total de la formación neuquina, pero sus 232 millones de barriles de reservas probadas lo colocan en una escala relevante frente a varios desarrollos petroleros individuales de Argentina. Su materialización dependerá ahora no solo del avance de las obras y del cumplimiento del calendario previsto para 2028, sino también de cómo evolucione la controversia jurídica y diplomática alrededor del proyecto.
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