Eco (Atlantic) Oil & Gas, con sede en Canadá y listada en el AIM de Londres y en el TSX-V de Toronto, firmó el 10 de marzo un acuerdo vinculante para adquirir el 100% de las acciones que aún no posee en JHI Associates, una compañía cerrada cuyo activo principal es una participación del 35% en la licencia PL001, el bloque adyacente al campo Sea Lion en la Cuenca Norte de Malvinas. La operación se valúa en aproximadamente u$s 52,3 millones —u$s 62,6 millones si se mide al cierre del AIM del 10 de marzo— y se pagará íntegramente en acciones, sin desembolso de cash.
Para Eco, la transacción significa salir de la pura exposición exploratoria para alinearse con un proyecto que ya cruzó el umbral comercial. Para el mapa offshore del Atlántico Sur austral, la operación funciona como termómetro: muestra cómo se está reordenando el capital en tres cuencas que comparten margen continental pero responden a tres regímenes regulatorios completamente distintos.
La mecánica del deal
Bajo los términos del acuerdo, Eco emitirá hasta 96.307.811 nuevas acciones comunes a un ratio de canje de 0,7054 acciones por cada acción de JHI. Al cierre, los accionistas de JHI quedarán con el 21,8% del capital de la canadiense, con un lock-up de 18 meses sobre el 45% de las acciones emitidas. JHI aporta un balance de caja de u$s 1 millón y dos activos: el 35% de PL001 y un 17,5% del bloque Canje en Guyana, operado por ExxonMobil junto con TotalEnergies y Mid Atlantic O&G.
El bloque Canje complica la ecuación: la licencia venció el 4 de marzo de 2026 y está en negociación de extensión con el gobierno guyanés. La transacción no está condicionada a esa extensión, pero sí depende de que el Falkland Islands Government otorgue una prórroga de cinco años a PL001, cuya vigencia se agota el 31 de diciembre de 2026. También requiere aprobación del TSX-V y el voto favorable de dos tercios de los accionistas de JHI en una asamblea convocada dentro de las cuatro semanas. El cierre se proyecta para el tercer trimestre de 2026.
Hay una pieza adicional que Eco hereda. El 2 de marzo, Navitas Petroleum anunció su farm-in para tomar el 65% restante de PL001, sujeto a aprobación regulatoria isleña. En esa operación, JHI recibió un carry loan totalmente fondeado de hasta u$s 14 millones para un pozo exploratorio y una eventual perforación de evaluación, repagable contra el 85% del free cash flow de su participación en la licencia, si la producción se llegara a establecer. Eco asume ese carry. La estructura reduce su exposición de capital y mantiene el upside.
El carry loan tiene una arquitectura financiera específica: la operadora cubre el costo del pozo exploratorio y la eventual perforación de evaluación, y recupera la inversión solo si Sea Lion-PL001 entra en producción comercial. Es un instrumento típico de la fase post-FID en operaciones offshore con asimetría de balance entre operador y socio: el operador asume el riesgo de capital exploratorio para destrabar la actividad, y captura el upside vía cash flow descontado si el descubrimiento se confirma.
Sea Lion: del descubrimiento de 2010 a la reclasificación a reservas
PL001 vale por su vecindad. Está adyacente al campo Sea Lion, descubierto por Rockhopper en 2010 a unos 220 kilómetros al norte de Puerto Argentino. Tras quince años de retrasos por financiamiento, Rockhopper y Navitas tomaron decisión final de inversión el 10 de diciembre de 2025, alcanzaron el cierre financiero el 22 de diciembre por u$s 1.000 millones de deuda senior —u$s 350 millones a cargo de Rockhopper—, y proyectan u$s 2.100 millones de capex total a la finalización de la Fase 1, con una producción pico cercana a los 50.000 barriles diarios.
El 2 de abril, Rockhopper publicó un informe técnico independiente preparado por Netherland, Sewell & Associates que reclasificó las Fases 1 y 2 de Sea Lion de recursos contingentes a reservas. El documento, efectivo al 31 de diciembre de 2025, fija las reservas 2P brutas en 313,8 millones de barriles —109,8 millones netos a la participación del 35% de Rockhopper— y un NPV10 neto a la británica de aproximadamente u$s 965,8 millones. En 3P, el volumen escala a 408,2 millones brutos. El primer petróleo se mantiene en el horizonte 2028.
PL001 no es Sea Lion, pero juega cerca. Tiene 1.126 km², profundidades de entre 400 y 500 metros, dos pozos legacy con muestras de petróleo, y forma parte del descubrimiento gasífero Johnson liderado por Rockhopper. Está cubierto por sísmica 3D que permitió identificar más de 50 leads y prospects. El último Competent Person's Report estimó recursos prospectivos recuperables agregados de 3.100 millones de barriles —best estimate, sin riesgo aplicado—, apoyados en un sistema petrolero del Cretácico Inferior. La proximidad al FPSO Aoka Mizu —el buque que Bluewater desplegará en Sea Lion tras un período de refacción a partir de mediados de 2026— abre la posibilidad de tie-back e integración con la infraestructura del campo principal.
El otro Atlántico Sur: tres cuencas, tres reglas
El movimiento de Eco se inserta en un mapa offshore del Atlántico Sur austral donde tres cuencas vecinas ofrecen tres dinámicas de capital muy distintas.
La Cuenca Argentina Norte (CAN), bajo administración argentina, sigue sin un pozo que cambie su narrativa. El Argerich-1 —operado por Equinor con socios YPF y Shell en CAN-100— resultó seco en 2024 y dejó al área de exploración nacional sin descubrimiento ancla. La actividad subsecuente quedó en revisión, sin novedades públicas que activen un nuevo programa de perforación.
La Cuenca Pelotas, en aguas uruguayas, atraviesa el momento opuesto. La joint venture entre YPF y ENI sobre el bloque OFF-5 se formalizó como apuesta por el play pre-sal aptiano lacustrino —el mismo sistema que probó el descubrimiento Venus de TotalEnergies en Namibia—. La operadora francesa, que se desprendió de su portafolio eólico en Estados Unidos por u$s 1.000 millones para redirigir capital al upstream convencional, evalúa sumarse vía farm-in. El pozo exploratorio uruguayo está en preparación y concentra atención global por la analogía geológica con el margen africano.
La Cuenca Norte de Malvinas, bajo administración británica, es la única de las tres que ya cruzó el umbral del desarrollo. Sea Lion tiene FID, financial close, FPSO comprometido y reservas reclasificadas. Y ahora suma a Eco como nuevo participante indirecto a través de PL001, después de que Wood Mackenzie señalara en su reporte sobre la cuenca que la tensión política con la Argentina constituye un riesgo clave del play, dado que la soberanía británica permanece fuertemente disputada y las sanciones de países latinoamericanos suman desafíos logísticos a la lejanía del área.
La posición argentina sobre el deal
El cuadro regulatorio argentino sobre la Plataforma Continental Argentina lo establecen las leyes 26.659, de Hidrocarburos sobre la Plataforma Continental (2011), y su modificatoria 26.915 (2013). Ambas obligan a obtener permiso previo de la autoridad argentina para toda exploración o explotación, sancionan el incumplimiento con inhabilitaciones de 5 a 20 años, y prohíben la participación directa o indirecta en personas jurídicas que operen sin autorización argentina. La Ley 27.557 (2020) demarca el límite exterior de la Plataforma Continental.
Bajo ese régimen, Argentina mantiene sancionadas administrativamente a diez compañías por exploración no autorizada en aguas adyacentes a Malvinas. Rockhopper fue inhabilitada en 2012-2013 y Navitas Petroleum en abril de 2022, ambas por veinte años. La lista incluye también a Falkland Oil and Gas, Borders and Southern Petroleum, Argos Resources, Desire Petroleum, Premier Oil, Noble Energy Falklands, Chrysaor Holdings y Harbour Energy.
A finales de 2025, la Cancillería emitió un comunicado de enérgico rechazo al anuncio de la decisión final de inversión sobre Sea Lion, recordando que las licencias del Falkland Islands Government se consideran ilegales por el ordenamiento argentino y que toda persona física o jurídica que participe directa o indirectamente queda expuesta a medidas administrativas, legales y judiciales. El presidente Javier Milei ratificó esa posición el 2 de abril de 2026, en el acto por el Día del Veterano, advirtiendo que la Argentina responderá con todas las medidas diplomáticas necesarias frente a cualquier avance unilateral sobre los recursos en disputa.
La Cancillería argentina aún no se pronunció específicamente sobre la operación Eco-JHI. Pero el marco normativo es taxativo: la incorporación de Eco al esquema accionario de un proyecto que opera bajo licencias del FIG la convertiría, una vez cerrada la transacción, en partícipe directa de actividades alcanzadas por el régimen de la Ley 26.659. Para Buenos Aires el caso suma un actor con sede en Toronto al frente diplomático que ya incluye operadoras británicas, israelíes y un emisor norteamericano.
Lo que viene
Para que el deal se concrete deben alinearse tres aprobaciones: el voto de dos tercios de los accionistas de JHI, el visto bueno del TSX-V, y la extensión de cinco años de la licencia PL001 por parte del Falkland Islands Government. La extensión de Canje en Guyana es deseable pero no condicionante. El cierre proyectado en el tercer trimestre dejaría a Eco —con su nominee Daniel Guy en el directorio y Frederick Cedoz como vicepresidente para las Américas con foco específico en Malvinas— operando un portafolio que cruza tres regiones del margen atlántico: Namibia y Sudáfrica heredadas, Guyana ampliada, y Malvinas como nueva apuesta.
El termómetro queda calibrado: en el mismo trimestre en que la Argentina rompe récords de producción de Vaca Muerta —874.000 barriles diarios en febrero, según los datos privados del sector—, la cuenca offshore que más capital recibe en su patio trasero opera bajo banderas que el Estado argentino no reconoce.