Cada parque industrial del Bajío, vinculado a su nodo de precios CENACE, a su línea de transmisión y subestación más cercanas, y a su propio potencial solar en techo. Una sola pantalla en lugar de 162 visitas de campo.
Cada parque se dibuja en sus coordenadas reales y se enlaza con el nodo de precios contra el que se liquida su energía. El tamaño del círculo es la capacidad en techo; el color es el nivel de estrés de red. El disco detrás de cada nodo es su componente de congestión — azul marino si el precio queda por debajo del hub, terracota si queda por encima — y cada parque enlazado a ese nodo hereda exactamente ese valor. Pase el cursor sobre cualquier parque.
Estos son nodos troncales de precios — estructuralmente los puntos menos congestionados del sistema. Entre los cinco, el PML promedio va apenas de 570 a 591 MX$/MWh, menos de 4% de dispersión. El componente de congestión de Querétaro es negativo. La hipótesis de control que planteamos al inicio — que Querétaro y el corredor del Bajío aparecerían más congestionados que Aguascalientes — resultó falsa. Solo Guadalajara se lee como claramente congestionada.
Es decir: el nivel de estrés es un proxy regional grueso, no un veredicto por sitio. La restricción a nivel de alimentador —que es la que realmente alivia la generación solar detrás del medidor— es invisible a esta resolución. Use las columnas de red para desempatar y para sustentar el argumento macro; use kWp en techo, superficie del parque y distancia a subestación para hacer el ranking real. El orden por defecto de abajo refleja esa ponderación.
Ordene por cualquier columna. El orden por defecto es el score de originación que ya existe en el modelo, impulsado por la superficie de techo y el recurso solar — los campos de red acompañan como contexto, no como insumo del ranking.
Un año completo de precios marginales locales horarios, del 2025-07-01 al 2026-06-30, obtenidos del servicio SW-PML de CENACE.
| Nodo | Zona | PML prom. | Congestión | Horas | Parques |
|---|
07SRY-230 (San Luis Río Colorado) no devuelve datos porque pertenece al sistema aislado de Baja California y la ruta de nuestro endpoint está acotada a la región SIN. No tiene parques asociados, así que no afecta ningún ranking — está en la lista de pendientes, no es un hueco de datos en el Bajío.
El embudo anterior empezaba con una visita de campo para establecer el contexto de red. Ese paso ya está hecho para los 162 parques de una sola vez: asignación de nodo, distancia a línea de alta tensión, distancia a subestación y clase de voltaje. Filtre por estado, ordene por kWp en techo y tendrá una lista de llamadas en un minuto.
Los kWp en techo y el número de unidades de 0.7 MW le dicen cuántos sistemas a escala de autoabasto caben físicamente en un parque. El PML le dice cuánto vale por MWh la energía marginal del inquilino, de modo que usted llega con una cifra de ahorro y no con una pregunta.
La distancia a subestación y el voltaje de línea son el proxy del costo de interconexión. Un parque a 0.3 km de una subestación de 115 kV es un caso de suscripción distinto a uno que está a 8 km. La congestión y el nivel de estrés son el argumento macro de la región, no una cifra por sitio.
Una GitHub Action vuelve a consultar CENACE y OpenStreetMap cada mes, con una compuerta de validación que falla la ejecución y abre un issue si algún nodo regresa con menos de 8,000 horas o si los datos superan los 75 días de antigüedad. Tres ejecuciones anteriores pasaron mientras no traían nada en silencio; eso es exactamente lo que la compuerta ahora detecta.