La Patagonia para la IA global: el proyecto de 3 GW sobre 130.000 hectáreas que todavía debe aclarar el plazo de la tierra y quién lo financiará

Green Capital, una empresa polaca que desde 2015 arma proyectos de energía renovable, dice que tiene alquiladas unas 130.000 hectáreas en Chubut, en la zona de Trelew. El destino que le pone a esa tierra es Atlas GigaHub, un centro de datos para inteligencia artificial que todavía no está construido. El plan que cuenta la propia empresa tiene tres etapas: unos 300 MW de carga informática en 2029, 1.700 MW acumulados en 2031 y 3.000 MW en 2033. Esos megavatios son la potencia que pedirían las máquinas al final del plan. Hoy no hay equipos prendidos. El cronograma de desarrollo que dio en agosto va de 2028 a 2035, y la meta de los 3.000 MW la ubica en 2033.

En el sitio de la empresa, hoy, Atlas figura con otra escala. Lo presenta como una plataforma de cómputo avanzado de 6 GW en la Patagonia, lanzada en 2025, y como la primera pieza de una cartera Atlas GigaHub de 12 GW. Seis gigavatios son 6.000 MW, el doble de la meta de 3.000 MW que dio para 2033. La página dice que esa plataforma sigue en fases de desarrollo estratégico, camino a una escala operativa. En el recuadro de la misma portada, la capacidad informática de todos los centros de datos de la compañía figura en unos 12.000 MW. Doce gigavatios también son 12.000 MW, pero la página escribe esa línea como la cartera de la compañía y, aparte, los 12 GW como la cartera Atlas. Nada de eso es capacidad construida ni financiamiento ya cerrado. La empresa tiene que aclarar cuál es la capacidad final del proyecto en la Patagonia, qué etapas ya están financiadas y cuáles siguen sujetas a conseguir capital y clientes.

El galpón de las computadoras es la parte chica de esas hectáreas. Marta Złotkowska, que lleva el desarrollo internacional y el centro de datos, explicó en septiembre que el edificio ocuparía una fracción. El resto está pensado para molinos, paneles, baterías y lo que haga falta para generar al lado. La división exacta del suelo todavía no está cerrada. El alquiler en Chubut es con 14 propietarios y, para la fecha de ese reportaje, llevaba un año y medio. En agosto, la misma ejecutiva había sumado otras 230.000 hectáreas arrendadas en Santa Cruz. Esas 230.000 están en Santa Cruz y son otro arrendamiento. El centro de datos no ocupa esa superficie ni el total de las 130.000 de Chubut.

En el anuncio del 30 de julio, en la embajada de Polonia, ese alquiler de 130.000 hectáreas se describió en dos tramos: seis años de desarrollo y sesenta de operación. El contrato, contado así, da derecho de superficie, que es usar la tierra sin comprarla. Claudio Conrad, uno de los dueños, dio otra cifra. Dijo que firmó un precontrato y que el alquiler definitivo duraría 70 años, con un canon por la energía producida en el campo. Un plazo de esas décadas sigue vigente cuando los que hoy trabajan esa tierra ya no estén. Ni el anuncio ni el relato de Conrad traen el texto del contrato.

Así se ve desde el aire el campus de Google en Pryor, Oklahoma, en junio de 2019. Sirve para mirar un centro grande ya construido sobre campo abierto.

La tapa es otro centro de la misma empresa, en The Dalles, Oregón, de mayo de 2015: galpón, torres de enfriamiento y cerros secos. En Chubut el edificio de Atlas todavía no existe.

El 30 de julio el gobernador Ignacio Torres firmó un memorándum con la empresa. El comunicado provincial de ese día habló de una inversión de 3.300 millones de dólares. En septiembre, Złotkowska separó las cuentas: la estimación preliminar de la primera fase está entre 3.000 y 5.000 millones de dólares, y para las etapas de después todavía no hay cifra. Tampoco dieron lo ya gastado ni un reparto por fase. En agosto, cuando le preguntaron por esos 3.300 millones, dijo que el perfil del gasto, lo del primer año y la mezcla entre deuda y capital propio todavía se están armando. Están en contacto con la Corporación Financiera Internacional. En esa respuesta no nombró un fondo ya comprometido. Ese mismo 30 de julio contaron que estaban cerrando conversaciones con posibles actores y que buscaban concretarlas en 2027. Złotkowska dijo que lo que seguía era conseguir inquilinos del centro, y que esas charlas recién empezaban.

La obra, según la empresa, arrancaría en 2028. Antes hacen falta la ingeniería de detalle, los permisos, un comprador grande de esa capacidad y el financiamiento. En septiembre el diseño conceptual ya estaba hecho, el terreno asegurado y los socios tecnológicos adentro. La primera fase, de 300 MW, está pensada para funcionar fuera de la red pública. En agosto dijo que arranca con un 79,5% de energía renovable. Cuando el conjunto llegue a los 3.000 MW, el esquema contempla cerca de 10 GW de generación propia, eólica y solar, más almacenamiento, para bancar los días sin viento. En esa entrevista de agosto el gas aparece como la carga de base, para no armar un parque más grande de la cuenta. En septiembre habló de un respaldo limitado a gas en la primera fase. Los socios que nombró son Envision Energy, de China, en turbinas y baterías; Wärtsilä, de Finlandia, en motores a gas; Ore Energy, de los Países Bajos, en almacenamiento de larga duración; y Schneider Electric, de Francia, en la infraestructura del centro. Con Schneider hay un acuerdo de cooperación ya firmado. En el anuncio de julio, lo firmado con esas cuatro empresas se contó como acuerdos de cooperación. En ese anuncio y en el cuestionario de septiembre no hay un cliente nombrado, ni un contrato de venta de esa energía, ni un alquiler de la capacidad informática. Atlas sería la primera plataforma de datos de esta escala para una firma que hasta ahora se dedicó a la energía.

Quien pide el campo, el memorándum y el régimen de beneficios es Green Capital, sociedad anónima de Varsovia. En el registro mercantil polaco lleva el KRS 0000589101. Michał Polanowski es el presidente del directorio desde el alta, el 7 de diciembre de 2015. Ese registro no publica la lista de accionistas de una sociedad anónima. El único nombre que llegó a figurar como dueño de todas las acciones es Inastico Investments Limited, desde el alta hasta el 30 de octubre de 2018. Ese día el asiento se tachó y no entró otro. La ficha pública del mismo registro dice que Green Capital tiene dos beneficiarios finales, y en la página abierta solo figura Polanowski.

Polanowski también preside Sun Capital Polska, inscripta el 27 de agosto de 2020 con el KRS 0000857123. Desde el 25 de agosto de 2021 la ficha lo muestra como socio, con 99 cuotas por 116.820.000 zlotys. El capital de esa sociedad es de 118.000.000 de zlotys, y la ficha aclara que esas 99 cuotas no son la totalidad. La cuota que falta no tiene nombre. En el extracto oficial ese nombre va tapado, y el espejo público del registro lo escribe.

Inastico, sociedad de Chipre número HE-276350, ocupó el medio de esa cadena. Entre el 5 de marzo y el 25 de agosto de 2021 fue socia de Sun Capital Polska, con 2.359.900 cuotas por 117.995.000 zlotys, el día en que el capital pasó a 118 millones. El asiento dice que no tenía la totalidad. Antes había sido la única accionista de Green Capital. También fue la única socia de Green Capital PV Invest, del 5 de febrero de 2019 al 1 de agosto de 2022, y de Green Park LX, del 29 de enero de 2020 al 17 de agosto de 2022. En las dos la reemplazó Sun Capital Polska, que hoy figura con todas las cuotas.

Inastico se inscribió en Chipre el 4 de noviembre de 2010 y el domicilio que muestran los espejos abiertos está en Limassol. Esos dos espejos no dicen qué persona física es la dueña. Tampoco coinciden entre sí. Uno publica un aviso de tres meses desde el 24 de enero de 2025, no lista directores, y el último retorno anual que muestra es el del 31 de diciembre de 2017. El otro la da por activa y nombra a dos sociedades: Atlas Alpha Services Limited como director y TotalServe Management Limited como secretaria. Una sociedad chipriota es una forma habitual en inversiones europeas. El hueco, para un proyecto que pide campo en la Patagonia, un memorándum con la provincia y beneficios fiscales, es que el dueño final de ese eslabón no está en las páginas abiertas.

El agua sigue sin una cifra de litros. En agosto dijo que la refrigeración líquida, directa al chip, puede bajar la demanda de agua más de un 90% frente al enfriamiento convencional, y que apuntan a que casi toda la electricidad se vaya a las computadoras: un índice de eficiencia, el PUE, cerca de 1,1, ayudado por el clima frío y seco de la Patagonia. En septiembre repitió que el sistema sería de circuito cerrado, con recirculación, y que el consumo de cada etapa y la fuente del agua se están viendo dentro de los estudios ambientales. En el anuncio de julio se dijo que esos estudios y la revisión de los campos ya estaban hechos. En septiembre la evaluación figuraba como empezada, con una firma de Chubut, y Złotkowska dijo que van a participar en las audiencias públicas. El texto del estudio no está en el anuncio ni en esas respuestas. La ley provincial pide esa audiencia antes de autorizar, y quien autoriza puede decidir igual.

En Trelew, la municipalidad contestó a un pedido de vecinos que en la comuna no hay expediente. La Legislatura aprobó un pedido de informes el 6 de agosto. Norma Arbilla, legisladora de Arriba Chubut, dijo que no saben en qué situación está la empresa, ni el tamaño previsto, ni la energía, ni cómo se va a enfriar. El mismo día la Legislatura publicó que aprobó la declaración de emergencia hídrica, para asegurar el agua ante el descenso de los caudales. Analía Bignone, del grupo Trelew Libre de Data, dijo que esto se está haciendo a espaldas de los vecinos, que en verano se quedan sin agua, y que también les preocupan el ruido y el calor.

La empresa habla del área de Trelew, cerca de la ruta nacional 3, del gasoducto San Martín, del puerto de Puerto Madryn y del aeropuerto de la ciudad. Al 17 de octubre el predio del edificio no estaba publicado. Desde el Ejecutivo municipal circuló que podía ir a la subzona franca, todavía en obra, o a una estancia a unos 20 kilómetros del centro. Las condiciones de esa subzona franca para este edificio no están en el comunicado del 30 de julio ni en las entrevistas de agosto y septiembre.

El empleo que proyectan también es preliminar. Złotkowska habló de 9.000 a 11.000 trabajadores y contratistas en el pico de la construcción, y de 500 a 700 puestos directos cuando el centro esté operando. El pico dura mientras se construye y después baja. Los puestos directos son la planta que quedaría. Aclaró que es pronto para decir qué parte será gente de la zona, y que los números se van a ajustar. Para medir el efecto en la provincia hacen falta esas cifras separadas por etapa y un compromiso verificable de contratar y formar trabajadores de la zona. Un funcionario de la provincia, que no dio su nombre, lo resumió así: ver para creer. El centro está pensado para empresas internacionales que entrenan modelos. En el cuestionario de septiembre dijo que en esta etapa no van a anunciar clientes ni un acuerdo comercial.

El hidrógeno quedó atrás. En febrero de 2025 la empresa había dicho que pensaba invertir más de 10.000 millones de dólares en hidrógeno verde en Chubut. Se reunió con Torres y con Guillermo Francos, entonces jefe de Gabinete. Złotkowska explicó que ese proyecto no llegó a la obra: esperaban una regulación específica que no avanzó, y pasaron a los centros de datos. El 17 de octubre se publicó, además, que en 2024 ya había circulado un anuncio de planta que tampoco se construyó.

Sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, en agosto contó que hubo conversaciones con el Comité de Evaluación. En esa entrevista no aparece una presentación ya hecha, ni las exenciones, ni las garantías, ni la inversión que el régimen le pediría a Atlas. Según ella, entrar en el régimen abarataría la importación de equipos, baterías y piezas de generación, y apuraría la fase de 300 MW.

El 15 de marzo, en la 95ª Exposición Agrícola y de Carnero a Campo, en Sarmiento, Torres habló del campo. Dijo que uno de los problemas principales, y una de las causas del despoblamiento de muchos establecimientos, es que empresas extranjeras ocupan tierras pensando en el viento y en el hidrógeno verde. Esos campos vacíos, agregó, complican a los vecinos, entre otras cosas por los depredadores, y que eso ya ocurre. Un productor del Valle le planteó que esa inversión eólica, mediante beneficios fiscales, entre a un fideicomiso para volver a poblar los mismos campos que hoy quedan reservados para la energía. Habló de miles de hectáreas en toda la provincia. En ese discurso no nombró a Green Capital. El memorándum con la empresa es del 30 de julio.

Lo publicado de Atlas es el relato del alquiler, con dos plazos distintos y sin el contrato. El tope de la Ley de Tierras corre sobre quién figura como dueño. El 9 de octubre la Corte Suprema suspendió los efectos del artículo del decreto 70/2023 que había derogado esa ley.

El 25 de septiembre de 2026 la Secretaría de Energía publicó la Resolución 264/2026, que reescribe el artículo 13 de la resolución 400 del 20 de octubre de 2025. Si una demanda nueva, o una ampliación, pide entrar al Mercado Eléctrico Mayorista y supera el 0,5% de la demanda media de ese mercado, pasa a ser demanda extratendencial. Junto con el pedido tiene que presentar un plan de abastecimiento que asegure al menos un 80% de producción de energía nueva y, cuando el emprendimiento es de datos, un respaldo de potencia firme nueva equivalente al 115% de su consumo. En los considerandos, ese 80% se explica como cobertura por contrato de la demanda efectiva, para que una parte grande del abastecimiento no se vuelque al mercado spot y la terminen sosteniendo los demás agentes. La potencia firme se explica ahí como el 100% de la demanda máxima, con 15 puntos más si la demanda es de datos, porque ese consumo es continuo, concentrado y sensible a un corte. A los efectos de la resolución, la oferta nueva es la que obtiene la habilitación comercial después de presentado el pedido. En el artículo 13 no está escrito que esa energía nueva tenga que ser renovable.

Si los 3.000 MW informáticos del plan a 2033 funcionaran sin parar las 8.760 horas de un año, con el índice de eficiencia de 1,04 que la empresa publica en su sitio, el consumo eléctrico sería de 3.120 MW, unos 27,3 TWh. Tratando ese año a plena carga como la demanda efectiva, el 80% de cobertura serían unos 21,9 TWh y el respaldo firme, el 115% de ese consumo, 3.588 MW. Con los 6 GW informáticos que el mismo sitio anuncia hoy, la misma cuenta da 6.240 MW y unos 54,7 TWh de consumo, unos 43,7 TWh de cobertura y 7.176 MW de potencia firme. Es una hipótesis armada con parámetros publicados, sobre una planta que todavía no está construida. En la entrevista de agosto el índice que dio fue cerca de 1,1: si rigiera ese número, el consumo subiría en la misma proporción. Estas obligaciones aparecen cuando la demanda pide entrar al mercado mayorista. Como la primera fase está descripta para funcionar fuera de la red pública, el esquema eléctrico definitivo es el que dice qué parte de Atlas queda alcanzada.

En el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, el artículo 176 de la ley 27.742 pide que el plan de adhesión traiga un compromiso de proveedores locales de bienes u obras. El piso es el 20% del monto de inversión destinado a pagar proveedores, si hay oferta local en precio y calidad de mercado, y hay que mantenerlo durante la construcción y la operación. La empresa no publicó el presupuesto de ese rubro, así que el dinero de ese 20% todavía no tiene cifra. El artículo 198 de la misma ley va soltando la obligación de ingresar y liquidar las divisas de las exportaciones de productos: 20% a los dos años de la puesta en marcha, 40% a los tres y 100% a los cuatro. El párrafo siguiente dice que no hay obligación de ingresar ni liquidar las divisas de otros rubros del proyecto, y pone como ejemplo los aportes de capital, los préstamos o los servicios. En cuál de las dos vías caerían los cobros por servicios informáticos, y qué categoría pediría Atlas, la empresa no lo publicó.

Esa inversión puede dejar exportaciones, infraestructura de energía y capacidad tecnológica. Las cifras de ese aporte aparecen cuando estén los contratos de financiación, los clientes, el plan eléctrico, lo que de verdad se ejecute, el presupuesto de proveedores argentinos y las obligaciones que la compañía asuma. Lo que queda por medir es qué parte de esa inversión, de esa energía y de esa tecnología se queda en la Argentina.

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