Eólica y solar superaron al carbón doméstico en Turquía—pero un subsidio al carbón de US$ 8,7 mil millones empuja en sentido contrario

Contexto: 2024 marcó un cambio estructural en la matriz eléctrica de Türkiye

El Türkiye Electricity Review 2025 muestra un giro decisivo: en 2024, la eólica y la solar superaron de forma permanente al carbón doméstico, rebasando incluso el pico anual histórico del carbón.

El motor de fondo fue la solar. La generación fotovoltaica creció un 39% interanual, elevando la cuota conjunta de eólica+solar por encima del 18% de toda la electricidad. En términos absolutos, eólica+solar alcanzó 62 TWh, por encima de los 47 TWh del carbón doméstico y superando el récord de 53 TWh de 2019—prueba de que no se trata de un hecho aislado.

Un segundo matiz importante: el 61% de la generación a carbón se apoyó en carbón importado en 2024, lo que subraya que el crecimiento de la demanda local se ha venido cubriendo crecientemente con importaciones fósiles y no con lignito doméstico.

La contradicción de política: un subsidio al carbón en USD en un contexto de solar más barata

Una garantía de compra por encima del mercado

Según el análisis, Türkiye planea una garantía de compra denominada en USD de US$ 75/MWh para el 60% de la generación con carbón doméstico hasta 2030, fijada aproximadamente 12% por encima del precio medio de venta del último año.

Escala y costo de oportunidad

A lo largo de la ventana de incentivos 2026–2030, se pagarían US$ 8,7 mil millones a las centrales de carbón doméstico—53% más que todo el presupuesto quinquenal de renovación de redes de Türkiye—planteando si esos recursos no estarían mejor dirigidos a preparar la red para renovables.

Las curvas de coste favorecen a la eólica y la solar

En la última década, los costos de instalación cayeron 77% para la solar y 40% para la eólica en Türkiye, llevando el LCOE de la nueva solar a US$ 43/MWh (–69%), hoy la fuente más barata. Una nueva planta de carbón doméstico entregaría electricidad en torno a US$ 90/MWh—más del doble que la nueva solar.

Las subastas señalan la brecha de precios

Las subastas recientes de YEKA establecieron garantías de compra para eólica y solar por menos de la mitad del incentivo al carbón doméstico, con desarrolladores aportando además US$ 220 millones en contribuciones totales—otra señal de mercado de que las renovables de bajo costo se sostienen por sí mismas.

Preparación de la red, hibridación y almacenamiento: lo que dicen los datos

La capacidad de conexión es el cuello de botella

La hoja de ruta a 2035 de Türkiye prevé líneas HVDC, +90.000 km de nuevas redes y 942 nuevas subestaciones: críticos para desbloquear nueva capacidad de conexión para eólica y solar.

Cubiertas, híbridos y fotovoltaica flotante pueden acelerar el despliegue

• Cubiertas (rooftop): El potencial supera 120 GW, con una meta solar de 76,9 GW para 2035. Alcanzarla requiere incorporar ~5,2–5,3 GW/año de nueva solar—en línea con el ritmo reciente del país.
• Híbridos: La solar como capacidad auxiliar superó 1 GW a finales de 2024; añadir solar en emplazamientos eólicos/hídricos existentes optimiza una interconexión escasa sin esperar a la nueva red.
• Proyectos con almacenamiento integrado: Türkiye cuenta con un pipeline de 33,1 GW de eólica/solar con almacenamiento—valiosos para el control de frecuencia/voltaje—pero su despliegue se ve limitado por restricciones de política de precios máximos.
  

Flexibilidad hidroeléctrica

Con ~24 GW de hidro de embalse, Türkiye puede usar la hidráulica como una “batería”, desplazando en el tiempo la generación para complementar a las renovables variables mientras las opciones de bombeo incrementan la flexibilidad.

Qué significa esto para los equipos técnicos que operan carteras eólicas y solares

Los datos apuntan a un crecimiento rápido de las renovables, pero también a mayor complejidad de red y de operación a medida que las carteras se diversifican. Los equipos técnicos pueden adelantarse redoblado el monitoreo de alta fidelidad, la analítica y las prácticas de confiabilidad.

Del monitoreo a la acción

• Monitoreo en tiempo real en activos eólicos, solares e hídricos para detectar rápido anomalías y desviaciones de desempeño.
• Data Studio y analítica de KPI para correlacionar impulsores (p. ej., irradiancia, perfil de viento, temperatura) con el bajo rendimiento, apoyando el análisis de causa raíz.
• Gestión de eventos y alarmas (alineada con EEMUA 191, ISA 18.2, IEC/BS 62682) para priorizar ocurrencias, limitaciones externas y órdenes de servicio en una vista unificada.
• Métricas de confiabilidad (MTTF/MTTR/MTBF) y predicción de fallas para pasar del mantenimiento reactivo al predictivo conforme escalan las flotas.
• Cuantificación y pronóstico de pérdidas de energía para priorizar acciones correctivas y alinearse con restricciones de red.
  

Alinear el capital con la nueva realidad

El mercado eléctrico de Türkiye está definido por una paradoja clara—y un camino claro. Por un lado, 2024 marcó una ruptura estructural: la eólica y la solar superaron de forma permanente al carbón doméstico, incluso sobrepasando el máximo histórico del carbón, mientras que la mayor parte de la generación a carbón dependió de las importaciones. Al mismo tiempo, los objetivos oficiales para 2035 prevén que la eólica y la solar aporten aproximadamente la mitad de la electricidad y que los fósiles caigan por debajo de una quinta parte—una ambición coherente con la tendencia observada. Sin embargo, la anunciada garantía de compra de US$ 75/MWh en USD para el 60% de la producción de carbón doméstico hasta 2030 canalizaría US$ 8,7 mil millones—53% más que el presupuesto quinquenal de renovación de redes—hacia una tecnología que el propio sistema ya está superando.

La economía agudiza la contradicción. La nueva solar a escala utility se sitúa en un LCOE cercano a US$ 43/MWh, mientras que una planta de carbón doméstico de reemplazo rondaría US$ 90/MWh—más de 2× que la solar. Las subastas recientes de YEKA reforzaron la señal de precios, con garantías de compra para eólica y solar por menos de la mitad del incentivo al carbón y US$ 220 millones aportados por los desarrolladores para la capacidad adjudicada. En suma: la política empuja contra los precios de mercado y contra las necesidades del sistema.

El espacio de soluciones es práctico y de corto plazo. La hoja de ruta de Türkiye ya apunta al cuello de botella correcto—la capacidad de conexión—y especifica líneas HVDC, ~90.000 km de nuevas redes y 942 subestaciones. Mientras tanto, aceleradores probados pueden entregar energía y flexibilidad antes de completar todas las obras de red: solar en cubiertas (potencial >120 GW) para ayudar a alcanzar los 76,9 GW de 2035 (~5,3 GW/año necesarios), solar híbrida en plantas existentes (ya >1 GW como capacidad auxiliar) y un pipeline de 33,1 GW de proyectos con almacenamiento—si las reglas de mercado dejan de frenarlos. Por último, ~24 GW de hidro de embalse pueden operar como una “batería”, desplazando generación para complementar a las renovables variables.

Para los equipos técnicos, la implicación es ejecutar como si la transición ya estuviera aquí: diseñar carteras para mayor penetración renovable, restricciones de red más estrictas y ciclos operativos más rápidos. Eso exige monitoreo riguroso en tiempo real, exploración flexible de datos, gestión disciplinada de alarmas/eventos y flujos de confiabilidad, predicción y pronóstico para convertir las metas en MWh confiables.

En resumen

El sistema de Turquía ya se inclina hacia la eólica y la solar; alinear capital y diseño de mercado—priorizando redes, cubiertas, híbridos y almacenamiento por encima de subsidios al carbón—consolidaría esa trayectoria al menor costo del sistema, mejorando la seguridad y reduciendo la exposición a importaciones.