SENER publicó el PDSE 2025–2039: 28 GW al 2030, expansión de red y BESS, metas por región y prelación técnica para inversión pública y privada.
El 17 de octubre de 2025 quedó publicado en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo por el que se da a conocer el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 (PDSE). No es un documento más: es la brújula vinculante que fija cómo crecerá el Sistema Eléctrico Nacional durante los próximos catorce años, con metas claras para nueva capacidad de generación, obras de transmisión y transformación, y la incorporación de almacenamiento en baterías como pieza de estabilidad y flexibilidad del sistema.
El trazo estratégico es inequívoco. En el corto plazo (2025–2030), la expansión se organiza alrededor del PVIRCE —el programa de adiciones de generación— que suma 28,004 MW. El Estado, a través de CFE y entidades públicas, concentra la mayor parte de este portafolio y ancla la curva de oferta; el espacio para particulares se define desde la planeación: proyectos con contrato de interconexión y un bloque adicional instruido para ser desarrollado por privados bajo prelación técnica. El mensaje subyacente es orden: menos carreras por nodos saturados y más prioridad a lo que el sistema realmente puede absorber.
A 2030 y más allá, el PDSE perfila una matriz con mayor participación de energías limpias, empujada por fotovoltaica y eólica y soportada por almacenamiento y equipos de control (STATCOM, bancos de capacitores y compensación reactiva). El Estado preserva una participación mayoritaria de la energía inyectada y, al mismo tiempo, abre carriles específicos para inversión privada alineada a la planeación. La promesa es doble: confiabilidad y descarbonización gradual, con sustitución y retiro de centrales térmicas al filo de su vida útil y pilotos tecnológicos que, hacia la segunda mitad del periodo, incluyen mezclas de hidrógeno en ciclos combinados.
La red es el otro protagonista. El PDSE detalla proyectos de transmisión y transformación por entidad y por corredor, con metas físicas medibles (kilómetros-circuito, MVA, MVAr) y un proceso técnico estandarizado —Fichas de Información de Proyecto (FIP) y estudios electrotécnicos/económicos— para justificar cada obra. La lectura entre líneas es que 2026 será el año de la selectividad: interconexiones que sí pasan, y otras que deberán esperar a que se liberen cuellos de botella en 115/230/400 kV o que se incorporen BESS donde convenga más que sobredimensionar líneas.
Para desarrolladores, bancos y grandes consumidores, la consecuencia práctica es inmediata. Los timming de obtención de Anexo Técnico dependerán menos de la suerte y más de la alineación a este mapa: priorización por requerimientos del SEN, sincronía con obras de red y aportes a calidad y confiabilidad. El PDSE no promete atajos; ofrece certeza de proceso en un esquema donde la planeación deja de ser una referencia aspiracional y se vuelve un criterio de prelación.
Lo que sigue en nuestra cobertura. En los próximos días publicaremos análisis por capas: el desglose del PVIRCE 2025–2030 (28,004 MW) por tecnología y región; la guía de interconexión 2.0 para no reprocesar estudios; el mapa de transmisión/transformación 2025 con focos rojos por entidad; un especial sobre BESS (cuándo conviene frente a curtailment y dónde aporta más estabilidad); la trayectoria 2031–2039 con retiros y sustituciones térmicas; la ventana para privados instruida por planeación; y una pieza técnica sobre hidrógeno en ciclos combinados y su alcance real en el despacho.
En nuestra Serie PDSE 2025–2039, publicaremos: un desglose del PVIRCE por tecnología y región; la guía de interconexión 2.0 para llegar a Anexo Técnico sin reprocesos; el mapa 2025 de transmisión/transformación por entidad y corredores; un especial BESS para decidir entre almacenamiento o curtailment; la trayectoria 2031–2039 con retiros y sustituciones térmicas; la ventana para privados instruida por planeación; y un análisis del hidrógeno en ciclos combinados hacia la segunda mitad del periodo.
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