En 2026, la conversación ya no es “cuántos MW vienen”, sino “dónde caben”. El PDSE 2025–2039 detalla el paquete de expansión de red (km-c, MVA y MVAr) que define qué proyectos avanzan y cuáles se atoran en nodos saturados. Lectura técnica, con implicaciones prácticas para interconexión, BESS y cumplimiento operativo.
En 2026, los proyectos de generación y los grandes consumidores ya aprendieron una lección que el PDSE dejó por escrito desde su publicación en octubre de 2025: el riesgo más caro no siempre está en el CAPEX o en la tasa, sino en un detalle que no sale en el brochure. Está en la red. En el punto exacto donde un corredor se acerca a su límite térmico, donde un transformador opera sin margen, o donde la tensión se vuelve un problema recurrente en horas críticas. Ahí, en esos centímetros invisibles del sistema, se define si un proyecto “entra” o se queda en espera.
El PDSE aterriza el tamaño del reto con una precisión poco habitual en los discursos del sector. Para respaldar nueva capacidad y atender demanda, el plan plantea una expansión que incluye 6,341.7 km-circuito de líneas de transmisión, 19,759.1 MVA de capacidad de transformación y 12,103.4 MVAr de compensación. No son números para lucirse; son el inventario de soluciones técnicas que el sistema necesita para dejar de operar al filo en zonas específicas.
En paralelo, el diagnóstico externo coincide en el mensaje central: la expansión de la red exige acelerar despliegue y ejecución. Un análisis del IMCO sintetiza el tamaño del paquete de inversión y la cartera de proyectos para la Red Nacional de Transmisión, subrayando que la modernización de la red es condición para absorber la nueva capacidad de generación y para acompañar el crecimiento de la demanda.
Lo relevante para 2026 no es solo el volumen total, sino el mecanismo operativo que el propio PDSE establece para convertir “planeación” en obra. Una vez que SENER instruye a CFE la realización de proyectos, el CENACE elabora una Ficha de Información de Proyecto (FIP) completa con resultados de estudios electrotécnicos y económicos para justificar que la obra elimina la problemática en su área de influencia y cumple requerimientos técnicos y económicos aprobados. Este punto es clave porque redefine el estándar de evidencia: el proyecto de red ya no se defiende con intuiciones, se defiende con modelación y costo–beneficio, y eso se traduce en jerarquías reales de ejecución.
En la práctica, 2026 se está convirtiendo en el año donde los proyectos aprenden a “pensar como red”. No basta con ubicar buena irradiación, buen viento o un gran centro de carga. La pregunta que manda es más incómoda: qué tan lejos estás de un refuerzo programado, qué tan dependiente es tu viabilidad de una ampliación de transformación, y cuánta compensación reactiva necesita tu nodo para que el sistema no pague el costo en pérdidas, disparos o restricciones operativas. En un sistema con penetración creciente de renovables, el cuello de botella no siempre es potencia activa; a menudo es calidad de energía, control de tensión y márgenes dinámicos.
Aquí aparece un matiz que el mercado ya está internalizando: en ciertos nodos, la solución más rápida no es “otra línea”, sino una combinación inteligente de transformación + compensación y, cuando aplica, almacenamiento. La compensación (MVAr) no es un accesorio; es la herramienta que permite que la red soporte variaciones y que el sistema mantenga tensiones dentro de rango cuando cambia la carga o se incrementa la generación intermitente. Y el almacenamiento, bien usado, puede ser el amortiguador que evita restricciones operativas en ventanas específicas. El PDSE, al cuantificar la necesidad de MVAr y MVA a gran escala, está diciendo sin rodeos que el cuello de botella de 2026 será, en buena medida, un problema de ingeniería de red, no de narrativa de transición.
Para desarrolladores y financiadores, esto cambia el playbook. El proyecto bancable en 2026 no es el que presume el mejor LCOE aislado, sino el que entiende su encaje eléctrico: dónde se conecta, qué obras lo habilitan, qué riesgos de saturación enfrenta y qué medidas de mitigación propone. Para grandes consumidores, la lectura es igual de concreta: la competitividad de una región ya no depende solo del precio marginal; depende de la robustez de la infraestructura que sostiene continuidad, tensión y margen operativo. En ese sentido, el PDSE no solo dibuja infraestructura: dibuja ganadores y rezagos por corredores.
El punto de control operativo es cumplimiento. Cuando un proyecto se topa con un cuello de botella, el problema no termina en el “no hay capacidad”; se convierte en una cadena de obligaciones: condiciones técnicas, requerimientos de calidad de energía, medidas de compensación, evidencias y seguimiento. Ahí es donde el cumplimiento deja de ser un trámite y se vuelve gestión operacional.
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