El proyecto petrolero Sea Lion, que Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration buscan desarrollar al norte de las Islas Malvinas quedó en el centro del debate por su viabilidad financiera después de las nuevas sanciones anunciadas por el gobierno de Javier Milei y la escalada de costos asociada a una operación offshore en una zona en disputa. La clave, según especialistas del sector, estará en la combinación entre productividad de los pozos, precio internacional del crudo, acceso a proveedores y capacidad de sostener el cronograma hasta el primer petróleo previsto para marzo de 2028.
Sea Lion bajo la lupa: costos altos, pozos productivos y el precio del crudo definen la viabilidad del proyecto
El desarrollo offshore que impulsan Navitas y Rockhopper en Malvinas enfrenta una ecuación financiera atravesada por altos costos de perforación, volatilidad del Brent y restricciones de proveedores. El proyecto luce rentable con los precios actuales, aunque la cuenta se vuelve más incierta si el crudo baja,
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El desarrollo completo contempla más de 60 pozos submarinos en dos áreas —Norte y Central— y una inversión combinada de u$s3.900 millones hasta completar todas las fases.
La discusión económica tiene dos caras. Por un lado, Sea Lion promete un impacto de escala para las islas: un estudio elaborado por Hatch para Navitas estimó que las fases 1 y 2 podrían sumar alrededor de u$s10.942 millones al PBI isleño durante la vida útil del desarrollo y aportar cerca de u$s4.869 millones a la administración local en impuestos y regalías. Por otro lado, el proyecto enfrenta costos de perforación y logística muy superiores a los de desarrollos terrestres como por ejemplo Vaca Muerta.
Daniel Dreizzen, Managing Director de Aleph Energy, explicó ante una consulta de Ámbito que la ecuación depende menos del costo absoluto de cada pozo que de su productividad esperada y del precio del petróleo. “Los pozos offshore son muy caros”, señaló. Aunque aclaró que Sea Lion no es un proyecto de aguas profundas, sino de offshore shallow, y estimó que cada pozo podría costar entre u$s50 millones y u$s100 millones. Por caso, una perforación en Vaca Muerta ronda entre u$s20 millones y u$s30 millones.
“El tema es que estos pozos son muy buenos, por lo que ellos informaron, empiezan produciendo 5.000 barriles”, explicó el ejecutivo de Aleph Energy. Bajo ese supuesto, el costo inicial queda parcialmente compensado por un volumen relevante de producción desde el arranque.
Dreizzen agregó que el plan informado contempla entre 150 millones y 170 millones de barriles con siete pozos. “Con lo cual son pozos muy buenos”, sostuvo. Esa relación entre cantidad de pozos y volumen recuperable proyectado es el principal argumento económico a favor de la viabilidad del desarrollo.
El precio del Brent, la variable decisiva
La segunda variable crítica es el precio internacional del petróleo. Sea Lion aparece más expuesto que un proyecto terrestre porque sus costos de capital, operación, logística marítima y contratación de servicios son más elevados.
En el escenario actual, Dreizzen consideró que el proyecto luce rentable. “A estos valores de petróleo sería rentable, claramente, a u$s90, u$s80, u$s90 seguros”, afirmó ante Ámbito. Sin embargo, marcó una advertencia: “Si baja a u$s60 no lo sé, la verdad”.
Ese matiz es clave. Con Brent en niveles altos, los pozos de alta productividad pueden absorber el mayor costo offshore. Pero si el precio internacional corrige con fuerza, la ecuación pierde margen rápidamente.
La volatilidad del crudo ya aparece como uno de los principales factores de riesgo. El Brent cotiza en torno a u$s95, muy por encima de los valores que el mercado proyectaba antes de la escalada geopolítica en Medio Oriente. Esa mejora de precios sostiene la rentabilidad esperada, pero también introduce incertidumbre sobre cuánto de ese nivel puede mantenerse en el tiempo.
Una rentabilidad sensible a costos y cronograma
La viabilidad financiera de Sea Lion no depende solamente del precio del barril. También estará condicionada por el costo final de perforación, la disponibilidad de equipos, los contratos de servicios, el uso del FPSO y la capacidad de evitar retrasos en el cronograma.
El desarrollo completo contempla más de 60 pozos submarinos en dos áreas —Norte y Central— y una inversión combinada de u$s3.900 millones hasta completar todas las fases. La primera etapa prevé una inversión inicial de u$s1.800 millones y una tasa de producción máxima de 50.000 a 55.000 barriles diarios.
La escala no es menor para las islas, pero sí es acotada frente a los grandes proyectos offshore globales. Sea Lion no cambiaría por sí solo la matriz energética del Reino Unido, aunque podría transformar las cuentas públicas y la economía de una población inferior a 4.000 habitantes que ocupan las islas a pesar del reclamo de soberanía argentina.
El informe de Hatch también advierte que sus proyecciones dependen de variables sensibles: precio futuro del petróleo, niveles efectivos de producción, costos del proyecto, tipo de cambio y necesidad de incorporar trabajadores desde el exterior. Además, aclara que parte de la información suministrada por Navitas y terceros no fue verificada de manera independiente.
Proveedores, sanciones y riesgo operativo
El tercer punto de presión es la cadena de proveedores. Después del decreto anunciado por Javier Milei, que endureció las sanciones contra empresas vinculadas a la explotación de hidrocarburos en Malvinas, SLB, Halliburton y Baker Hughes comunicaron que no participarán en proyectos en las islas.
Aunque ninguna de las tres compañías tenía una vinculación previa con Sea Lion, su salida explícita reduce el universo de posibles contratistas globales para futuras etapas. En un proyecto offshore, esa restricción no es menor: la disponibilidad de servicios de perforación, completación, infraestructura submarina y operación offshore puede impactar sobre costos, tiempos y riesgo técnico.
El tamaño del premio económico
Pese a esas advertencias, el incentivo económico es considerable. Para la administración isleña, Hatch proyecta ingresos acumulados por impuestos y regalías de alrededor de u$s4.869 millones durante las fases 1 y 2. El promedio anual sería cercano a u$s147 millones, con una fuerte concentración en los primeros años de mayor producción.
El modelo utiliza una regalía de 9% sobre la producción y contempla alícuotas de impuesto corporativo de entre 21% y 26%, según el nivel de beneficios. En términos fiscales, el impacto proyectado equivale a una transformación para un territorio cuya recaudación anual es reducida frente a la escala potencial del petróleo.
El estudio también estimó un impacto acumulado sobre el PBI de casi u$s11.000 millones durante aproximadamente tres décadas. En el pico, Sea Lion podría sumar alrededor de u$s1.090 millones al producto en un solo año, una cifra muy superior al tamaño actual de la economía isleña.
Sin embargo, el propio informe introduce una aclaración relevante: parte de las ganancias de las petroleras sería repatriada y una porción de los trabajadores especializados vendría del exterior, por lo que no todo el valor generado quedaría dentro de las islas.
