A plena capacidad consumirá 560 GWh al año. Es el equivalente al consumo eléctrico de unos 200 mil hogares uruguayos —más que cualquier localidad del país salvo Montevideo— o el 5 por ciento de toda la demanda eléctrica nacional. Su perímetro linda con campos deportivos del Lycée Français, las sedes de los clubes Lawn Tennis y Old Christians, otras industrias, el barrio Colonia Nicolich de un lado del alambrado y al otro el barrio privado Las Higueritas.

Amenaza Roboto revisó el expediente completo: el estudio de impacto ambiental, los anexos técnicos, cuatro rondas de solicitudes del Ministerio de Ambiente y las respuestas que dio Eleanor Applications con datos y análisis de las consultoras que contrató. Sobre esa base se otorgó la Autorización Ambiental Previa que habilitó la construcción.

Lo que sigue es la reconstrucción de lo que el expediente dice, lo que no, y lo que se postergó para el día en que el centro de datos ya esté funcionando.

Un centro de datos no se apaga. Sus servidores procesan información de forma continua, y cada segundo sin energía puede significar pérdida de datos y caída de servicios. Si falla la red eléctrica, se activan generadores diésel para mantener los servidores encendidos. En Teros, son 27. Cada uno mide más de 8 metros de largo y 3 de alto, y pesa 35 toneladas, según la ficha técnica oficial.

Entre los contaminantes que estos motores arrojan al aire, se destaca el dióxido de nitrógeno (NO₂), un gas irritante, el mismo que se respira detrás del caño de escape de un camión viejo. Es el único contaminante modelado en el expediente que supera los límites legales uruguayos durante un apagón. Para los demás (partículas, dióxido de azufre, monóxido de carbono), las simulaciones de emergencia dan valores dentro de la norma.

El Estudio de Impacto Ambiental redactado por la consultora EIA Estudio Ingeniería Ambiental incluye una modelación de dispersión ejecutada por Trinity Consultants, que simuló qué pasaría si los 27 arrancaran al mismo tiempo por un corte de luz. La concentración de dióxido de nitrógeno podría alcanzar 3.439 microgramos por metro cúbico.

El límite legal uruguayo es 200.

La tolerancia máxima es 260.

El pico modelado es 17 veces el límite y 13 veces la tolerancia.

El riesgo no se limita a las emergencias. En operación normal, los generadores arrancan una vez por mes, de a uno por vez para mantenimiento preventivo, durante 30 o 45 minutos según la potencia del generador.

Durante esas pruebas, la modelación arroja una concentración máxima de 210 microgramos por metro cúbico, por encima del límite legal de 200.

La norma permite hasta 18 horas al año con valores entre 200 y 260, y el estudio concluye que se cumple ese criterio. Pero el margen es mínimo: el límite legal se supera durante el funcionamiento previsto del proyecto. Con un solo generador en prueba.

Los registros de UTE documentan 21 cortes en la línea que alimenta la zona entre 2001 y 2017. Uno de ellos, el ocurrido tras el ciclón extratropical que azotó Montevideo y el sur del país en 2005, duró 65 horas y 17 minutos. Casi tres días enteros.

El estudio ambiental descartó ese corte de la modelación. La consultora Estudio Ingeniería Ambiental argumentó que provenía de "una distribución de probabilidades diferente a la de las interrupciones habituales" y que, al ser un único caso, no era posible modelar su probabilidad.

El Ministerio cuestionó la exclusión. Pidió "revisar la no inclusión de este evento", porque el análisis debía considerar "cualquier evento contingente y no solo aquellos que sean representativos del comportamiento usual de las interrupciones del servicio."

La consultora simuló cortes con una metodología de 7 a 11 horas, y asumió como hipótesis conservadora, una interrupción anual de 24 horas. Ninguno modeló el escenario real de 65 horas del ciclón de 2005. La empresa mantuvo la exclusión a lo largo de todo el expediente.

El impacto de los 27 generadores diésel funcionando durante días —como ocurrió en 2005— nunca fue calculado. Quedó cubierto por un Plan de Acción de Emergencia que, al otorgarse la autorización, no estaba terminado.

Los generadores del Proyecto Teros tienen certificación Tier 2, un estándar de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos que data de 2006. Existe desde 2015 un estándar más estricto, Tier 4, que reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno un 90 por ciento.

Con generadores Tier 4, el problema que domina todo el expediente desaparecería.

El propio expediente explica por qué no se eligieron. Trinity Consultants, la firma contratada para la modelación, presentó tres argumentos:

• El económico. 16,3 millones de dólares adicionales, con un costo por tonelada reducida que triplicaba el umbral de referencia.
• El técnico. Obstáculos específicos del uso en emergencia, como el calentamiento del catalizador y el riesgo de apagado automático.
• El ambiental. "Las emisiones del peor caso calculadas para el proyecto aún cumplen con los requisitos regulatorios y no denotan impacto ambiental significativo".

Una alternativa intermedia (la reducción catalítica selectiva sobre los Tier 2) fue descartada también por su costo aún mayor: 26 millones de dólares más.

En el análisis de Trinity, el argumento económico fue el decisivo. El técnico y el ambiental por sí solos no descartaron el Tier 4: el primero señala limitaciones operativas, no un impedimento; el segundo dice que "no hace falta". Sin los 16,3 millones adicionales, Tier 4 sería una opción razonable.

El problema es que los 16,3 millones —y el "no hay impacto ambiental significativo" que los acompaña— se apoyan en un motor que nunca se instaló.

Este análisis de Mejor Tecnología de Control Disponible de los generadores se firmó en 2021 para motores MTU. En 2024, Eleanor cambió de proveedor. Pasó a los Kohler KD3500 por problemas en la cadena de suministro. Siguen siendo Tier 2, pero son otro motor.

Con los nuevos, Trinity rehizo los cálculos de modelación de dispersión de contaminantes en el aire. Ahí apareció el pico de 3.439 microgramos de dióxido de nitrógeno, 17 veces el límite mencionado al comienzo de esta nota.

Pero la frase sobre la ausencia de impacto ambiental significativo quedó intacta en el expediente. Se escribió pensando en motores que nunca se instalaron, y los resultados de la calidad del aire sobre los motores que sí se instalaron la contradicen.

Con el argumento económico pasó algo peor: ni siquiera se rehicieron las cuentas. Los 16,3 millones que descartaron el Tier 4 se calcularon sobre precios del MTU de 2021. No se volvieron a hacer para el Kohler. La decisión de quedarse en Tier 2 se apoya en cuentas que no se reconfirmaron o no formaron parte del expediente.

Las fichas técnicas de los Kohler —documentación del fabricante que respalda los análisis de Trinity— tampoco se presentaron durante el trámite. El informe técnico del Ministerio lo deja por escrito: "no fueron suministradas las fichas técnicas que respaldan la caracterización de emisiones que tendrán los generadores cuando operen a carga completa o al 75% de su carga."

La verificación quedó postergada hasta la puesta en marcha.

Un problema de fondo sobrevuela todo el expediente. Para evaluar el aire de una zona hay que medirlo primero. La Dirección Nacional de Calidad y Evaluación Ambiental (DINACEA) exigió tres años completos de datos con una integridad mínima del 75 por ciento. Sin eso, no hay línea de base.

Para esta zona de Canelones, la propia Trinity Consultants reconoció en el expediente que “ninguna de las estaciones tiene al menos tres años completos de datos con una completitud del 75% para NO₂, PM2.5 o PM10”, el umbral mínimo que ella misma había fijado como criterio de validez.

La consultora buscó en la estación de monitoreo más cercana: Barradas, en Montevideo. A 7,7 kilómetros del predio.

Barradas no alcanzó. La integridad de los datos de dióxido de nitrógeno osciló entre 0 y 17 por ciento en los años disponibles. Solo pudo usarse para dióxido de azufre en un año.

Ante la insuficiencia, Trinity Consultants se alimentó con datos de estaciones más lejanas en Montevideo: Tres Cruces, Ciudad Vieja, Curva de Maroñas. El propio estudio reconoce que "aunque pueden representar tendencias regionales, los impactos locales que miden no son tan representativos de las tendencias locales en el sitio del proyecto".

Ninguna de las cuatro estaciones analizadas cumple el criterio de tres años completos para NO₂ ni PM10; solo se alcanza para PM2.5 gracias a la estación Ciudad Vieja. Para monóxido de carbono, el propio estudio señala que ninguna de las estaciones consideradas lo mide. Los modelos corrieron sin ese valor.

El proyecto se aprobó con datos que no cumplen los estándares que el propio ministerio y la consultora definieron como necesarios.

Además de la contaminación del aire y de sus efectos sobre la población local, el expediente documenta otro problema de la operación normal: el ruido.

El estudio acústico lo realizó CSI Ingenieros. Este evaluó el ruido de baja frecuencia de los equipos de refrigeración en la noche. Son sonidos graves —vibraciones en las bandas de 63 y 125 Hz— que penetran paredes y no se atenúan con una ventana cerrada. La literatura científica los vincula con alteraciones crónicas del sueño, las cuales aumentan el riesgo de hipertensión, diabetes, enfermedades autoinmunes y eventos neurológicos.

El análisis de baja frecuencia evaluó cinco viviendas críticas entre 180 y 280 metros de los equipos de refrigeración. Dos al oeste sobre la calle Fernando Otorgués (lado de Colonia Nicolich), dos sobre el límite este del predio (lado de Las Higueritas) y una al sur, la casa que el propio expediente describe como “el vecino más vulnerable”.

En emergencia, el escenario empeora. Con los 27 generadores encendidos, el ruido nocturno en el punto con mayor aumento subiría ocho decibeles: seis veces la energía acústica.

El vecino que el propio expediente designa como "el más vulnerable", a 280 metros al sur, recibiría 72 decibeles durante una emergencia nocturna, 12 decibeles más que el máximo permitido.

El Ministerio cuestionó que no se hayan propuesto medidas mitigadoras. Como condición, exigió un monitoreo "exhaustivo y representativo" durante el primer mes de operación de cada módulo, cumplimiento en interiores de viviendas, y un protocolo de actuación ante denuncias.

Al mismo tiempo, el propio Informe Técnico del Ministerio eximió a la empresa de medir el ruido durante un apagón. Lo justificó así: una emergencia es un "evento contingente con probabilidad de ocurrencia suficientemente baja". La premisa —baja probabilidad— la aportó la empresa.

La operación normal queda con monitoreo a los 45 días. En escenarios de emergencia, que modela 72 decibeles al vecino más vulnerable, queda sin medición prevista. Los registros de UTE documentan 21 cortes entre 2001 y 2017, uno de 65 horas.

El problema se trasladó a la fase de operación.

El expediente muestra un sistema regulatorio que funcionó hasta donde pudo, con asimetrías estructurales.

Del lado de la empresa: consultoras internacionales, informes técnicos de cientos de páginas, equipos jurídicos, tiempo. Del lado del regulador: un equipo técnico con plazos limitados. El trámite formal, desde el ingreso del estudio el 26 de octubre de 2023 hasta el Informe Técnico del 30 de abril de 2024 que recomendó otorgar la autorización, duró seis meses. La resolución se firmó un mes después.

En ese marco, el Ministerio de Ambiente obtuvo correcciones reales. Rechazó el umbral de emergencia propuesto por la empresa. Cuestionó las mediciones de ruido. Pero en los puntos centrales cedió.

Aprobó con una línea de base que el propio ministerio y la consultora reconocieron insuficiente. Sin fichas técnicas de los generadores efectivamente instalados. Sin justificar la elección de Tier 2 frente a Tier 4, y con condiciones sustantivas diferidas para las fases de construcción y operación (fichas técnicas de los generadores, plan de emergencia detallado, plan de gestión ambiental de operación y monitoreo de ruido).

La resolución exige el “estricto cumplimiento” de las condiciones, pero no especifica multas ni mecanismos automáticos de revocación si alguna se incumple.

Se apoya en una fórmula reveladora por lo que no dice: "no es esperable que la implementación de este proyecto ocasione impactos negativos residuales inadmisibles." La doble negación no afirma la ausencia de impactos. Afirma la expectativa de que, si hay impactos, no sean inadmisibles.

La matriz del estudio resume esa lógica: de 47 impactos identificados, 39 quedaron como "significancia baja", seis como “media” y apenas dos como "alta".

El agua subterránea no figura como factor ambiental evaluado. En Ciudad de la Costa y su área metropolitana, esto es notable: la napa está a 2,5 metros del sitio. Y en ese mismo sitio se almacenará combustible para 27 generadores, sobre un suelo que el propio estudio clasifica con "potencial expansivo alto" y "fuertes procesos de contracción-retracción".

La empresa tampoco estimó la huella de carbono de un proyecto que consumirá hasta 560 GWh al año (el 5% de la demanda eléctrica nacional) a cambio de unos 50 empleos permanentes. El cálculo terminó haciéndolo el ministerio, por fuera del estudio de impacto, y a pedido de la ciudadanía durante la puesta de manifiesto del proyecto. Con el consumo inicial pactado con UTE (420 GWh/año), unas 25.000 toneladas de CO₂ equivalente al año. La proyección para capacidad plena no figura en ningún documento del expediente.

La Autorización Ambiental Previa se apoya, entonces, en datos que no alcanzan el mínimo exigible y en generadores cuya tecnología de emisiones data de 2006, pese a existir una alternativa que las reduce un 90 por ciento. Lo que no se resolvió en el proceso para permitir la construcción se trasladó a la operación.

El centro de datos ya se está terminando. No se sabe si las preguntas que el expediente dejó abiertas tendrán respuesta. Lo que sí se sabe es que, si la tienen, será con el centro de datos funcionando.