El jueves por la noche, el presidente Javier Milei anunció en cadena nacional un decreto para endurecer las sanciones contra las empresas que operan Sea Lion, el primer proyecto petrolero offshore en fase de desarrollo frente a las Islas Malvinas. La medida llegó en un momento de máxima tensión diplomática con el Reino Unido: la Argentina reclama soberanía sobre las islas desde 1833 y considera ilegal cualquier explotación de recursos en su plataforma continental sin autorización del Estado. Detrás de la posición negociadora del Gobierno hay un dato que sus propios asesores subrayan: perforar un pozo offshore frente a las islas puede costar hasta 14 veces más que hacerlo en Vaca Muerta, una brecha que, combinada con la volatilidad del precio internacional del crudo y la retirada de los principales prestadores globales de servicios, pone en duda la rentabilidad del proyecto.
El decreto que firmó Milei el viernes, el 868/2026, reglamenta la aplicación de la ley 26.659 y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores de las compañías sancionadas. Tras la cadena nacional, el Gobierno abrió un proceso sancionatorio contra 45 personas y empresas por actividades petroleras en las islas y notificó a otras 180 firmas. Sea Lion es operado por la israelí Navitas Petroleum (65%) y la británica Rockhopper Exploration (35%), que expresaron que las sanciones argentinas no modificarán su cronograma y que el primer barril llegará en marzo de 2028.
Perforar un pozo offshore en Malvinas puede costar hasta 140 millones de dólares
Perforar un pozo en Vaca Muerta cuesta entre USD 10 y USD 20 millones, según estimaciones del sector. Un pozo offshore como los que requiere Sea Lion, en tanto, ronda entre los USD 70 y USD 140 millones, con la mayoría de los proyectos ubicados más cerca del techo que del piso de ese rango. La distancia, la logística marítima y el hecho de operar en una zona en disputa territorial disparan los costos hasta 14 veces por encima de los que enfrenta cualquier operador en el shale argentino.
El economista Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex presidente de YPF, explicó la lógica de esa brecha: “Como vienen dados los precios internacionales, que ya son muy fluctuantes, si bajan y suben los costos, por lejanía, zona de conflicto, no hay renta para apropiar y repartir. La explotación se vuelve no rentable”.
El plan de desarrollo completo de Sea Lion contempla más de 60 pozos submarinos en dos áreas —la Norte y la Central— y una inversión combinada de USD 3.900 millones hasta completar todas las fases. La primera etapa prevé una inversión inicial de USD 1.800 millones y una tasa de producción máxima de 50.000 a 55.000 barriles diarios.
La volatilidad del Brent agrava la ecuación
La volatilidad del mercado petrolero es otro factor de riesgo. El barril de Brent cotiza al cierre de esta nota en torno a los USD 95, muy por encima de los USD 55 que proyectaban los contratos a futuro antes de que estallara el conflicto en Medio Oriente, a comienzos de este año. El acuerdo entre Estados Unidos e Irán y la reapertura del estrecho de Ormuz habían estabilizado el crudo cerca de los USD 70 a mediados de año, antes de la suba reciente.
El umbral de rentabilidad —el break even— es la referencia que observan tanto las petroleras que operan en el país como cualquier compañía que evalúe un desarrollo de la escala de Sea Lion. Un análisis de la consultora Aleph Energy reveló que el punto de equilibrio para un pozo de crudo en Vaca Muerta oscila entre USD 48 y USD 61 por barril de crudo Brent, según el tipo de proyecto y el régimen fiscal aplicado. Ese rango ya generaba incertidumbre sobre varios desarrollos en la formación neuquina, cuyos costos de perforación son entre siete y 14 veces menores a los de un pozo offshore.
El economista Daniel Dreizzen trazó la línea con precisión en declaraciones a Infobae: a USD 80 por barril, Vaca Muerta mantiene su atractivo para el capital; si el precio se acerca a los USD 65, la ecuación cambia. “Ese valor roza el breakeven”, advirtió. Si esa volatilidad puede complicar proyectos con costos 10 veces menores, el margen de Sea Lion queda mucho más expuesto ante cualquier corrección del mercado. “Si bajan los precios, hoy influidos por la geopolítica, la explotación en esa zona alejada de todo y en conflicto puede volverse no rentable”, insistió Montamat, y vinculó esa lógica con “la dura posición negociadora de largada que se ha establecido” desde el Gobierno.
SLB, Halliburton y Baker Hughes anunciaron que no operarán en Malvinas
A los costos y a la volatilidad del crudo se suma un tercer vector de presión: la retirada de los principales prestadores de servicios del mercado. SLB —antes Schlumberger, con una capitalización de mercado superior a los USD 85.000 millones—, Halliburton y Baker Hughes comunicaron en los últimos días que no participarán en proyectos en las islas. Los tres comunicados se difundieron tras el decreto presidencial, que amplió el alcance de las sanciones a proveedores y accionistas de las compañías involucradas.
“SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes”, indica el comunicado de Schlumberger Argentina. Halliburton declaró que “respeta la soberanía de la República Argentina” y que “no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas”. Baker Hughes siguió la misma línea. Ninguna de las tres compañías tenía vinculación previa con Sea Lion, pero su alejamiento explícito cierra la puerta a que sean convocadas en el futuro.
El petrofísico argentino Juan Carlos Glorioso, quien trabajó en YPF y Maxus, señaló que las medidas del Gobierno podrían “sin dudas, actuar de freno para el proyecto Sea Lion”. “No será fácil para el operador Navitas conseguir empresas de servicios líderes y que no operen en Argentina. Y las empresas que quedan les pueden significar un riesgo técnico para la operación offshore”, advirtió. La reacción de las tres grandes ilustra el diferencial de peso estratégico entre ambos proyectos: según Daniel Dreizzen, CEO de Aleph Energy, Sea Lion equivale a cerca del 1% de Vaca Muerta.
La trama de proveedores complica la cadena de contratos del proyecto
La situación de los servicios es más compleja que las declaraciones de los tres grandes. Para poner en marcha la primera etapa, Navitas firmó cuatro contratos comerciales al momento de la Decisión Final de Inversión: la contratación del FPSO (plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga), un contrato de plataforma de perforación, un marco de servicios y terminación, y un contrato de construcción e instalación de infraestructura submarina. Solo uno de esos cuatro acuerdos tiene contraparte pública identificada.
Se trata de la empresa neerlandesa Bluewater Energy Services, que alquila a Navitas el buque Aoka Mizu —la plataforma que dará inicio a la producción en el yacimiento— por 12 años, con ocho opciones de extensión anual. La misma compañía fabricó las dos monoboyas tipo Turret CALM que utilizará el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), el proyecto de exportación impulsado por YPF junto con Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron, Shell y Pluspetrol. Desde VMOS indicaron que el contrato con Bluewater fue firmado el 12 de junio de 2025, meses antes de que la firma neerlandesa cerrara su acuerdo con Navitas. Los otros tres contratos de Sea Lion —perforación, servicios de terminación e infraestructura submarina— permanecen sin contraparte pública confirmada.
Sea Lion, un proyecto pequeño frente a los gigantes del offshore mundial
En perspectiva global, Sea Lion es un proyecto de escala acotada. El campo Safaniyah, en Arabia Saudita, es identificado por Saudi Aramco como el mayor yacimiento convencional offshore del mundo y alcanzó un millón de barriles diarios en 2016. El bloque Stabroek, en Guyana, opera seis proyectos aprobados con una capacidad conjunta proyectada de 1,3 millones de barriles diarios. Búzios, en el presal brasileño, registró una producción récord de 1,1 millones de barriles diarios el 23 de junio de 2026 y Petrobras proyecta llevarla a 2 millones de barriles equivalentes hacia 2029. Johan Sverdrup, en Noruega, aporta hasta 755.000 barriles equivalentes diarios, cerca del 30% de toda la producción de la plataforma continental noruega.
Frente a esos números, Sea Lion prevé una tasa máxima de 50.000 a 55.000 barriles diarios en su primera fase, con 319 millones de barriles de recursos certificados. Para las islas, sin embargo, la escala es otra. El gobierno isleño podría recibir entre USD 2.850 y USD 8.800 millones a lo largo de unos 40 años. Un cálculo encargado por Navitas ubica esos ingresos en torno a los USD 4.510 millones, con un promedio anual de USD 136 millones y un pico cercano a los USD 350 millones en 2034. El Reino Unido produce aproximadamente 600.000 barriles diarios y consume cerca de 1,3 millones, con lo que una producción inicial de 55.000 barriles diarios no modificaría su matriz energética nacional. Para una población inferior a 4.000 habitantes, en cambio, esos recursos pueden transformar de manera sustancial la capacidad financiera de las islas.
