El yacimiento cuenta con 232 millones de barriles de reservas probadas, equivalentes al 12,7% de las reservas de Vaca Muerta. La comparación cambia cuando se consideran los recursos descubiertos, que incluyen reservas y recursos contingentes: Sea Lion alcanza 1.017 millones de barriles, mientras que Vaca Muerta llega a 8.134 millones.
Si además se incorporan los recursos prospectivos, la diferencia se amplía. La cuenca neuquina suma 30.172 millones de barriles frente a los 2.811 millones estimados para el yacimiento ubicado en el área de Malvinas.
El contraste resulta diferente cuando Sea Lion se compara con campos individuales de Vaca Muerta. En reservas probadas, solamente Loma Campana-LLL, con 317 millones de barriles, supera los 232 millones de Sea Lion. La Amarga Chica registra 224 millones, mientras que Bajada del Palo Este cuenta con 67 millones, Loma Campana con 50 millones, Cruz de Lorena con 32 millones y Sierras Blancas con 23 millones.
En recursos descubiertos, en cambio, los 1.017 millones de barriles de Sea Lion se ubican por encima de todos los campos individuales considerados en la comparación. Loma Campana-LLL suma 582 millones, La Amarga Chica 505 millones, Bajada del Palo Este 214 millones, Cruz de Lorena 112 millones, Sierras Blancas 73 millones y Loma Campana 60 millones.
La diferencia está relacionada, entre otros factores, con el grado de desarrollo de cada proyecto. Sea Lion todavía se encuentra en una etapa más temprana, por lo que una proporción mayor de sus recursos corresponde a categorías contingentes.
El descubrimiento de petróleo en Sea Lion fue anunciado en mayo de 2010, después de una perforación realizada al norte del archipiélago. Sin embargo, la exploración de esa zona se remontaba a décadas anteriores: entre 1970 y 1980 se habían realizado estudios que identificaron formaciones con capacidad para generar petróleo y gas. Ninguno de esos emprendimientos llegó a producir hidrocarburos y Argentina no reconoció su legalidad ni concedió permisos para esas actividades.
La estructura societaria del proyecto cambió en 2020, cuando Navitas ingresó con una participación del 30%. Posteriormente pasó a controlar el 65% y asumió la operación, mientras que Rockhopper conserva el 35%.
En diciembre de 2025, ambas compañías anunciaron la decisión final de inversión para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte. Esta instancia implica, dentro del proceso de un proyecto petrolero, la finalización de las evaluaciones técnicas, económicas y financieras necesarias para avanzar con el desarrollo.
El proyecto está dividido en dos áreas y cuatro etapas. La primera se concentra en el Área de Desarrollo Norte y contempla 11 pozos submarinos conectados a una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga, conocida como FPSO. La primera extracción de petróleo está prevista para marzo de 2028. Tres años después se incorporaría una segunda etapa con otros 12 pozos en la misma zona.
Posteriormente, el desarrollo se trasladaría al Área de Desarrollo Central. Allí se prevén 20 pozos en una primera fase, con producción estimada hacia fines de 2030, y otros 18 pozos en una segunda etapa. En total, el proyecto contempla más de 60 pozos submarinos y una inversión estimada en 3.900 millones de dólares, de los cuales 1.800 millones corresponden al período previo a la obtención del primer barril.
Para la primera fase se utilizará el buque Aoka Mizu, propiedad de Bluewater Energy Services, bajo un contrato de arrendamiento por 12 años. La unidad dejó de operar en el campo Lancaster, en el Mar del Norte, en mayo de este año y fue trasladada hacia un astillero de Singapur para su adaptación. La llegada de la plataforma de perforación al área está prevista para comienzos de 2027.
La participación de la empresa propietaria del buque también generó cuestionamientos en Argentina debido a otro contrato relacionado con infraestructura petrolera. La compañía fabricó dos monoboyas tipo Turret CALM destinadas a instalarse frente a las costas de Río Negro para el proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur.
Según la aclaración realizada por el consorcio involucrado en esa obra, el contrato con la empresa extranjera fue firmado el 12 de junio de 2025, antes de que esta tuviera participación vinculada con Sea Lion. También se indicó que la contratación siguió los procedimientos internos de cumplimiento y las normas nacionales vigentes.
Aunque ambos contratos estuvieron activos durante un período, el Gobierno no incluyó a Bluewater en la primera nómina de 45 personas y empresas alcanzadas por sanciones. Posteriormente se confirmó que la compañía sí recibió intimaciones por parte del Estado argentino.
En el plano judicial, el 16 de septiembre de 2026 una jueza federal de Río Grande hizo lugar a una medida cautelar presentada por organizaciones vinculadas con excombatientes de Malvinas y profesionales del área ambiental. La resolución ordenó a Rockhopper y Navitas abstenerse de iniciar o continuar las obras relacionadas con Sea Lion.
La medida comprende la perforación del lecho marino, la colocación de infraestructura submarina, la construcción de conductos y líneas de flujo, la puesta en funcionamiento de las unidades FPSO y el inicio de la extracción comercial. También alcanza las obras terrestres y portuarias necesarias para respaldar el desarrollo en las islas.
La jueza fundamentó la decisión en el grado de avance del proyecto, que ya contaba con contratos firmados y trabajos de adaptación del Aoka Mizu en marcha, y en la ausencia de una evaluación de impacto ambiental tramitada ante organismos argentinos. Según el criterio expuesto en la resolución, esperar a que finalizaran las intervenciones para determinar la necesidad de una evaluación ambiental podía afectar la eficacia de la protección judicial solicitada.
En paralelo, el presidente Javier Milei anunció medidas destinadas a impedir el avance del proyecto. A través de un decreto reglamentó una ley de 2011 que prohíbe actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental argentina sin autorización del Estado. La nueva disposición extiende las restricciones a accionistas, directores y proveedores de las empresas alcanzadas y contempla inhabilitaciones de entre cinco y 20 años.
Las sanciones contra las compañías involucradas tienen antecedentes. Rockhopper fue declarada “clandestina” por la Secretaría de Energía en 2012 y posteriormente recibió una inhabilitación por 20 años mediante una resolución dictada en 2013. En el caso de Navitas, una sanción equivalente fue aplicada en 2022.
Pese a esas medidas, Navitas mantiene actualmente una participación del 65% y continúa como operadora del proyecto Sea Lion.
