CREG - Resolución 101119 de 2026 - Documento CREG 901 414 2026

TRATAMIENTO DE LAS DESVIACIONES DEL

PROGRAMA DE GENERACIÓN DE PLANTAS

VARIABLES DOCUMENTO CREG 901 414

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN

DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 2 Contenido

1. INTRODUCCIÓN..............................................................................4

2. ANTECEDENTES...............................................................................9 2.1 Operación y planeación del sistema – Res. CREG 025 de 1995........9 2.2 Res. CREG 024 de 1995.................................................................15 2.3 Desviaciones plantas variables – Res. CREG 060 de 2019.............16

3. INFORMACIÓN DE SEGUIMIENTO DE EL NIÑO..............................18 3.1 DESVIACIONES DE LAS PLANTAS SOLARES...................................19 3.1.1....................................................................Información de matriz 20 3.1.2...........................................................Impacto de las desviaciones 22 3.1.3...................................................................................Redespachos

25

4. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.........................................................32 4.1 Consecuencia..........................................................................32 4.2 Causa......................................................................................32 4.3 Problema................................................................................32

5. OBJETIVOS....................................................................................32 5.1 General...................................................................................32

5.2 Específicos..............................................................................32

6. ALTERNATIVA REGULATORIA........................................................33 6.1 Alternativa 1 - Mantener las condiciones actuales..................33 6.1.1 Análisis de la alternativa 1......................................................33Sesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 3 6.2 Alternativa 2 – Establecer medidas transitorias para el tratamiento de las desviaciones de las plantas de generación variable................................................................33 6.3 Análisis cualitativo del impacto de la alternativa seleccionada...........................................................................36

7. RESUMEN Y ANÁLISIS DE COMENTARIOS ASOCIADOS A LA CONSULTA...........................................................................................38

8. AJUSTES REALIZADOS AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN.................38

9. ABOGACÍA DE LA COMPTENCIA.....................................................44

10. CONCLUSIONES............................................................................44

ANEXO 1........................................................................................46Sesión n.° 1482

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1. INTRODUCCIÓN De acuerdo con el informe entregado por XM, en su calidad de Centro Nacional de Despacho (CND), sobre la operación del SIN, en el marco de la reunión N.° 184 de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética

(CACSSE) realizada el 10 de abril de 2024, se recomendó que a las plantas variables le fueran flexibilizados los cobros por desviaciones previstos en la Resolución CREG 060 de 2019, durante el periodo del Fenómeno de El Niño. Así mismo, en la reunión CACSSE N.° 186 del 17 de abril de 2024 se hizo énfasis en la necesidad de tener más oferta de generación. Para este fin, la CREG expidió la Resolución CREG 101 040 de 2024, en la cual se establecieron medidas transitorias para aumentar la oferta de energía ante la ocurrencia del Fenómeno del Niño, entre las cuales se encontraba la flexibilización de la regla de desviaciones de plantas de generación variable de que trata la Resolución CREG 060 de 2019, por lo cual la desviación diaria y horaria fue de cero, indistintamente de los valores que se presentaron en el programa de generación, programa de redespacho y generación real. Lo anterior aplicó hasta el 30 de junio de 2024. Luego, mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 052 de 2024, la CREG propuso expedir nuevamente medidas transitorias para continuar con la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución

CREG 101 040 de 2024, esta vez mientras se analizaba al interior de la CREG una tolerancia máxima de desviación y pago asociado que sean acordes al caso colombiano y que brinde un tiempo experiencia y datos en aplicación por parte de las plantas en operación o aquellas que tienen proyectado entrar a operar. Mediante Resolución CREG 101 047 de 2024, la CREG acordó expedir nuevamente medidas transitorias para continuar con la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución CREG 101 040 de 2024, esto mientras se analiza al interior de la CREG una tolerancia máxima de desviación y pago asociado que sean acordes al caso colombiano. Ahora bien, en cuanto a estudios adelantados para determinar la variación en la fórmula de cálculo y de pago de las desviaciones de las plantas variables, la Comisión desarrolló un estudio, con el patrocinio del Banco Interamericano deSesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5 Desarrollo (BID), para determinar la tolerancia máxima de desviaciones y el respectivo pago asociado para las plantas variables teniendo en cuenta diversos factores, entre estos, las condiciones del estado del tiempo en Colombia. Los resultados de esta consultoría se analizaron y, a partir de sus conclusiones, la

Comisión publicó la Circular CREG 088 de 2024 que en su anexo contiene el Documento CREG 901 142 de 2024 «Consulta de alternativas para desviaciones del programa de generación de plantas variables»1. En el citado documento se presentan antecedentes regulatorios tanto de la operación y planeación del SIN como de las desviaciones y el manejo del servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC), el cual es el que compensa las desviaciones del programa de generación y de la demanda en tiempo real. Adicionalmente, se presentaron las principales conclusiones del estudio desarrollado por consultores del BID, así como tres alternativas iniciales para el cálculo y pago de desviaciones de las plantas variables por parte de la CREG. Luego, mediante la Resolución CREG 101 061 de 2024, la CREG acordó ampliar hasta el 30 de abril del 2025 las medidas transitorias para continuar con la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución CREG 101 047 de 2024; esto justificado con la expedición del Documento 901 142 de 2024 adjunto a la Circular CREG 088 de 2024, en el cual se presentaron las principales conclusiones del estudio de consultoría desarrollado para la CREG, así como las alternativas planteadas por la CREG para determinar el cálculo y pago por las desviaciones de las plantas variables. A partir de los comentarios recibidos al Documento CREG 901 142 de 2024, la CREG avanzó en una propuesta específica sobre la metodología para el tratamiento de las desviaciones del programa de generación y desviaciones de la

demanda, la cual se publicó en el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025. Para la recepción se sus comentarios y realización de los correspondientes análisis de la nueva consulta pública, mediante Resolución CREG 101 073 de 2025 se realizó una nueva extensión de la medida conforme lo dispuesto en los artículos 1 y 3 de la Resolución CREG 101 047 de 2024. El Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025 planteó un esquema en que las plantas podrían actualizar su posición cada 30 minutos y con franjas de desviación para aplicar el criterio de desviaciones del programa de generación, las cuales iniciaban desde el 5% de desviación hacia arriba. En cuanto a la valoración del pago por concepto de desviación del programa de generación, se 1 Circular CREG 088 de 2024Sesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 6 propuso un esquema de precio de referencia buscando que la planta responda por el valor causado en el mercado, es decir, la desviación de la planta de generación variable hace que se use la reserva de regulación secundaria de frecuencia la cual es posible calcularle un costo asociado comercialmente a cada planta de generación. El 16 de abril de 2026 mediante el radicado CREG E2026005584, XM S.A. E.S.P.

presentó ante la CREG algunas de las situaciones operativas relacionadas a las plantas solares y el impacto en la operación del sistema, entre otras se destaca sobre las desviaciones de generación de plantas solares: i. (…) Una tendencia a la sobreestimación en la oferta de los agentes; en algunos días del mes de febrero se presentan desviaciones cercanas a 1.000 MW por debajo de lo esperado (…) ii. (…) Se observa el comportamiento de las desviaciones por periodo … Algunas desviaciones han sido superiores a la holgura de AGC, las cuales se cubren con reserva terciaria (…) iii. (…) La distribución de las desviaciones de las plantas en operación se concentra entre -40% y 50% con respecto a su despacho y redespacho (…) iv. (…) El promedio de solicitudes de redespacho por generación variable para las 12 plantas solares despachadas centralmente en operación es de 1,75 al día. (…) (…) Sus agentes representantes únicamente realizaron 4 redespachos para el 18% de los días en operación. (…) (…) Para estas 12 plantas únicamente se han realizado el 30% de los redespachos posibles (…)

1. El día 12 de marzo de 2026 : (…) al haber desviaciones tan grandes respecto al valor programado, se cambia completamente el punto operativo respecto a lo programado y analizado inicialmente desde el despacho y redespacho (…) vi. El día 15 de febrero de 2026: (…) durante el P15 se presentó activación del corte La Loma - Copey 1 500 T1 kV / La Jagua - Codazzi 1 110 kV,

debido a disminución de la generación solar en el área CARIBE, lo cual se subsano con Termoguajira con la instrucción a subir a su máxima generación (…)Sesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 7 vii. Se ha evidenciado un uso de la holgura de AGC de hasta el 80% para cubrir las desviaciones asociadas a dichas rampas, holgura que se normaliza con reserva terciaria. viii. Se recomienda a la Comisión que: a. (…) No limitar el número de redespachos diarios para este tipo de generación (…) b. (…) Es necesario implementar un esquema de tolerancia horaria con umbrales claros para los desvíos de generación, lo cual permitirá fortalecer la disciplina operativa de los agentes generadores, reducir desviaciones y mejorar la confiabilidad y previsibilidad de la operación del SIN (…) En el mismo sentido, el 26 de mayo de 2026 mediante radicado CREG E2026007745 y radicado XM 202644010353-1, XM S.A. E.S.P. remite a la Comisión una propuesta regulatoria relacionada al «ajuste a la solicitud de redespachos y cálculo de desviaciones en generación variable» , fundamentada en «la creciente participación de recursos de generación renovable no convencional en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), cuya variabilidad e incertidumbre intradiaria y diaria, asociada principalmente a condiciones meteorológicas, ha venido generando desviaciones significativas entre la

en «la creciente participación de recursos de generación renovable no convencional en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), cuya variabilidad e incertidumbre intradiaria y diaria, asociada principalmente a condiciones meteorológicas, ha venido generando desviaciones significativas entre la generación programada y la generación real, impactando los análisis de muy corto plazo y la operación en tiempo real del sistema». Y además que, «De acuerdo con el análisis realizado por el CND, si bien el marco normativo vigente permite a los agentes utilizar mecanismos de redespacho para ajustar su disponibilidad, se evidencia una subutilización de estas herramientas, acompañada de desviaciones que en algunos casos superan la capacidad disponible de reservas operativas, lo cual representa un riesgo para el cumplimiento de los criterios de seguridad, confiabilidad y economía del SIN». De la citada propuesta del CND se destaca que:  A la fecha del radicado, el SIN cuenta con una capacidad efectiva neta de 3.335 MW de generación solar fotovoltaica cuya variabilidad debe ser gestionada minuto a minuto por el CND (considerando plantas en operación y en pruebas), lo cual se suma a la generación filo de agua despachada centralmente (cuya capacidad efectiva neta suma 591 MW) y a las plantas hidráulicas no despachadas centralmente (cuya capacidad efectiva neta suma 912 MW), causando impactos en la operación delSesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 8 sistema, debido principalmente a la alta variabilidad e incertidumbre en este tipo de recursos de generación.  Que las plantas solares puedan ajustar su programa de generación siempre que siempre que estos correspondan a cambios en la disponibilidad de su recurso energético primario de al menos 1 MW, sea para aumento o disminución.  Se establezca una tolerancia horaria y un cobro de desvíos del programa de generación tal que incentive a realizar los esfuerzos necesarios con el objetivo de que la disponibilidad de energía horaria presentada en el redespacho sea la mejor estimación de su energía real esperada. Lo anterior mientras se establecen medidas permanentes conforme al proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025. Por otro lado, de acuerdo con el Boletín 213 de Seguimiento del fenómeno El Niño–Oscilación del Sur (ENOS), correspondiente a junio de 2026, emitido por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), las condiciones oceánicas y atmosféricas del Pacífico ecuatorial se encuentran actualmente en fase neutral, aunque con una tendencia de calentamiento progresivo de la temperatura superficial y subsuperficial del mar, consistente con una posible transición hacia condiciones características del fenómeno de El Niño. El referido boletín señala que, con base en los análisis de centros internacionales

de monitoreo climático, existe una probabilidad del 63% de que se establezcan condiciones de El Niño «muy fuerte» en el periodo noviembre-enero. Así mismo, señala la posibilidad de persistencia de condiciones tipo El Niño durante el segundo semestre del año y una eventual intensidad moderada o superior durante el último trimestre de 2026. En escenarios de riesgo de desabastecimiento, la regulación debe garantizar que el operador del sistema optimice de la mejor manera el uso de todos los recursos energéticos disponibles. En ese sentido, si las plantas variables reciben incentivos para mejorar los pronósticos de generación por medio de su declaración de disponibilidad, se puede gestionar mejor la programación de los recursos por medio del programa de redespacho, reducir las exigencias de la reserva AGC que generalmente se realiza con plantas hidroeléctricas, afectando los niveles de los embalses, y a despachar plantas térmicas que inicialmente no estaban programadas. Todo lo anterior, tomando como referencia los estudios de consultoría, las situaciones operativas presentadas por el CND y los análisis que llevaron a la expedición del Proyecto de Resolución 701 086 de 2025.Sesión n.° 1482

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2. ANTECEDENTES De conformidad con las Leyes 142 y 143 de 1994, la Comisión de Regulación de

Energía y Gas (CREG) tiene la función de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia. En particular, la Ley 143 de 1994 asigna a la Comisión la responsabilidad de establecer el Reglamento de Operación y definir el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM). A razón de lo anterior, la CREG expidió la Resolución CREG 024 de 1995 mediante la cual reglamenta los aspectos comerciales del Mercado Mayorista de Energía (MME) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). 2.1 Operación y planeación del sistema – Res. CREG 025 de 1995 La Comisión publicó la Resolución CREG 025 de 1995 (Código de Operación), el cual contiene los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el planeamiento, el despacho económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional (SIN), procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad de servicio, utilizando los recursos disponibles de la manera más conveniente y económica. En el Código se establece el denominado Planeamiento Operativo, cuyo principio es que «la planeación de la operación de los recursos disponibles de generación y transmisión debe hacerse en forma integrada, con el objetivo de minimizar los costos de operación del sistema, y procurando atender la demanda con los

niveles de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio definidos». En el mismo Código se define que, para realizar el Planeamiento Operativo, se efectúa una descomposición funcional y temporal. La descomposición funcional considera el Planeamiento Operativo Energético (POEN) y el Planeamiento Operativo Eléctrico (POEL). La descomposición temporal establece que el largo plazo son 5 años, el mediano plazo son 5 semanas, el Despacho Económico son 24 horas y el Redespacho es una hora. Ahora bien, también define que el Planeamiento Operativo Energético (POEN) de largo y mediano plazo tienen carácter indicativo, mientras el Planeamiento Operativo Eléctrico (POEL), el Despacho económico y el Redespacho tienen carácter obligatorio.Sesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 10 A continuación, se analizan entonces los ítems del código de operación que tienen carácter obligatorio y que contienen aspectos clave para la propuesta de que trata este documento y que tienen relación con la operación de plantas variables, la demanda y el resto de las plantas en el sistema: a) Planeamiento operativo eléctrico (POEL) El objetivo del planeamiento de la operación eléctrica es garantizar que la operación integrada de los recursos de generación y transmisión cubra la demanda de potencia y energía del SIN con una adecuada confiabilidad, calidad

y seguridad. Para lo anterior se emplean programas convencionales de flujo de cargas, estabilidad, corto circuito, entre otros. En el POEL, ya la Resolución CREG 060 de 2019 incluyó que las plantas solares y eólicas debían suministrar sus modelos para la simulación y, además, con un proceso de actualización de estos en caso de requerirse. Se resalta que dentro de las tareas del CND en el POEL y, en específico el de corto plazo, este tiene el deber de elaborar los pronósticos indicativos de producción de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, con resolución horaria para la semana (lunes a domingo) siguiente a la de operación. Estos pronósticos son usados en los estudios energéticos y eléctricos de corto plazo y para la coordinación de mantenimientos. Así mismo, indica la norma, dicha información no es publicada, por lo cual no es de carácter público, pues es considerada confidencial. Así mismo, se delega en el CND en el POEL y en específico para el análisis de muy corto plazo que este tiene el deber de elaborar adicionalmente los siguientes pronósticos:  Pronósticos de generación para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR a nivel horario y para las siguientes 40 horas, en el día de la operación. Esta información no es publicada y su objetivo es determinar y programar las reservas operativas necesarias. En todo caso, el CND debe publicar en su página web las reservas operativas utilizadas en el mes de operación m en el mes m+1, con lo cualSesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 11 se espera ya el CND este determinando cuánto son las reservas operativas debido a la penetración de recursos solares y eólicos.  Pronósticos de generación para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR en una ventana móvil de 5 minutos para los siguientes 60 minutos durante el día de la operación. Esta información tampoco es publicada y su objetivo es ser un insumo para determinar el balance carga/generación en tiempo real. De forma oportuna, y previendo la cantidad de recursos solares y eólicos próximos a entrar, la Resolución CREG 148 de 2021 encarga en el CND los mismos pronósticos anteriores, pero para recursos mayores o iguales a 5 MW en el SDL. b) Despacho Económico Horario Este Despacho corresponde al proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Para lo anterior, el CND establece el programa de tal forma que se cubra la demanda total esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas, cumpliendo las restricciones técnicas y eléctricas de las unidades generadoras, de las áreas operativas y del SIN, y la asignación de la reserva de generación.

Dentro de la información a usarse, se encuentra el valor de pronóstico de la demanda, en el cual el CND tiene la tarea de elaborar y enviar un pronóstico a las empresas semanalmente los miércoles para recibir comentarios los viernes. Así mismo, las empresas deben suministrar diariamente al CND la curva de carga diaria con resolución horaria y cada 15 minutos en los periodos de punta. Este tiene cambios considerados en el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025. Respecto de las ofertas de precio de los generadores (expresada en valores enteros de $/MWh), las mismas son de un único precio para las 24 horas, e informadas todos los días antes de la 8 de la mañana. En cuanto a la declaración de disponibilidad, las empresas generadoras deben declarar diariamente al CND antes de las 8 a. m., la mejor estimación de la Disponibilidad esperada (expresada en valores enteros en MW) a nivel horario. La declaración de disponibilidad no es considerada una oferta, pues los agentes deben tener en cuenta el estado actual de sus plantas y el recurso disponible.Sesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 12 En el despacho debe tenerse en cuenta la reserva rodante y el AGC. Dicha reserva se reparte entre las plantas consideradas disponibles (aquellas que pueden prestar el servicio de AGC) y se usa para mantener la frecuencia del

sistema dentro del rango de operación normal. También se determina una reserva mínima por áreas operativas operando cerca a los limites eléctricos de transferencia. El valor de reserva es definido por el CND, pero la asignación de la reserva necesaria horaria a cada generador se hace por un proceso de optimización que minimiza los precios para cubrir las necesidades del SIN. Respecto de la cantidad de potencia a nivel horario requerida para garantizar el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, esta es determinada al menos una vez al año por el CND y se aprueba mediante acuerdo del Consejo Nacional de Operación (CNO). Lo anterior es importante, pues si las plantas solares y eólicas tienen dificultades en sus pronósticos, aumentarían dicha reserva rodante para poder mantener la frecuencia del sistema y para mantener la seguridad en cada área operativa. De hecho, actualmente la reserva de AGC publicada en el informe de CND el 26 de junio de 2026, es de 300 MW mínimo en una hora y máximo 508, teniendo en cuenta plantas solares y desviaciones del programa de generación: Tabla 1. Valor propuesto CND Reserva Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia Junio 2026.

Concepto P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 P10 P11 P12 P13 P14 P15 P16 P17 P18 P19 P20 P21 P22 P23 P24

Holgura secundaria 385 303 303 303 303 303 300 329 316 342 352 350 339 329 373 317 405 508 498 303 303 300 379 355

Fuente: Parámetros requeridos para la regulación secundaria de frecuencia

Del informe del CND se observa que la reserva de AGC se calcula usando el histórico de desviaciones del programa de generación, consumo, rampas en generación, planta hidráulica más grande y planta solar más grande, como sigue: 2.2 Criterio de Ajuste En condiciones normales de operación y frente a contingencias, el balance continuo entre la carga y la generación en el sistema es llevado a cabo utilizando las reservas de regulación secundaria (AGC) y la capacidad remanente de los recursos (Autorizaciones Operativas). El AGC, activa automáticamente las reservas secundarias para corregir el error de control de área, mientras que las autorizaciones operativas activan laSesión n.° 1482

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 13 capacidad remanente o reservas terciarias, tanto para subir como para bajar generación. En términos generales, el AGC balancea temporalmente el sistema frente a cambios en la demanda y la generación, mientras que las autorizaciones recuperan el margen de regulación secundaria del sistema. Los desbalances entre la generación y la demanda pueden tener su origen en diferentes causas, cada una de ellas contribuye con los márgenes de regulación requeridos. Las fuentes de desbalances consideradas para este cálculo son: • Desviaciones de los programas de generación o consumo: Este valor considera las desviaciones que se dan entre la demanda real y programada, las desviaciones no autorizadas entre la generación real y programada de las unidades despachadas centralmente y las desviaciones no autorizadas entre la generación real y programada de

considera las desviaciones que se dan entre la demanda real y programada, las desviaciones no autorizadas entre la generación real y programada de las unidades despachadas centralmente y las desviaciones no autorizadas entre la generación real y programada de las unidades no despachadas centralmente. El valor total de estas desviaciones debe corresponder a las acciones llevadas a cabo por el operador del sistema para restablecer el balance carga-generación, incluyendo la activación de las reservas de AGC. Los requerimientos de balance permanecen en el tiempo, por lo cual los mismos son asumidos eventualmente por las reservas terciarias de generación. En cuanto a la reserva secundaria, es de esperar que los requerimientos a atender a través del control secundario de frecuencia sean las desviaciones adicionales a las autorizaciones operativas llevadas a cabo en periodos anteriores, por lo que el valor considerado para el cálculo de la holgura para AGC corresponderá a la diferencia entre periodos de las desviaciones mencionadas. • Rampas de demanda neta: Corresponde a las variaciones que se dan entre periodos de la demanda neta del sistema, considerando en esta tanto el consumo de los usuarios finales como la producción de las unidades a nivel de distribución. • Rampas de cambio de programa: Corresponde a las variaciones en generación de las unidades que se encuentran despachadas entre un periodo y otro. Dado que los generadores que suben y bajan generación poseen diferentes velocidades de aumento y disminución de carga se presentan desbalances entre la generación y la demanda que es preciso controlar.Sesión n.° 1482

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