Rutas hidrológicas : recordando a un colega por los senderos de la hidrología

R ECORDANDO A UN COLEGA POR LOS SENDEROS DE LA HIDROLOGÍA R UTAS H IDROLÓGICAS 114 Figura 2. Almacenamiento medio anual lago Laja período 2000-2013 C ONVENIO DE R IEGO A continuación, se presenta una interpretación de las cláusulas más importantes para este trabajo del Convenio de Riego Ad-Referéndum sobre la regulación del Río Laja (1958). Cabe destacar que la interpretación presentada a continuación está basada en la descripción de DOH (2014). La 3ª cláusula le asegura a los primeros regantes (los que ya tenían derechos de aprovechamiento de aguas constituidos a la fecha del Convenio) un gasto máximo de 90 m 3 /s. Si es que por alguna razón, los afluentes de la cuenca intermedia más el caudal de las filtraciones no son suficientes para suplir el gasto demandado, la generadora debe suplir este déficit turbinando por la Central Abanico o por la Central El Toro (Figura 3). Figura 3. Esquema Sistema Hidroeléctrico Laja. La 4ª cláusula, le asegura a la Dirección de Riego (actualmente Dirección de Obras Hidráulicas, DOH) un gasto máximo igual a 65 m 3 /s para los regantes que han adquirido derechos de aprovechamiento de aguas con posterioridad a la firma del Convenio, denominados “segundos regantes”. Hoy en día, este valor se fijó definitivamente en 53 m 3 /s, debido al riego asociado al canal Laja-Diguillín. Por lo tanto, los regantes sólo podrían aprovechar un porcentaje del total de los derechos de aprovechamiento de aguas constituidos. Este porcentaje va a depender del colchón donde se encuentre el nivel del lago (Figura 4) y va a seguir la distribución mensual que se indica en el Cláusula 4ª. La Cláusula 5ª, establece que la ENDESA puede generar con un gasto medio anual máximo igual a 57 m 3 /s, un gasto medio mensual máximo igual a 67 m 3 /s y un caudal máximo diario de 85 m 3 /s. La cláusula 6ª establece la creación de un Colchón Inferior de Reserva con volumen igual a 500 Hm 3 para completar el déficit de riego en la Central Abanico. Como se mencionó en la Cláusula 3ª, actualmente este valor se completa turbinando por la central El Toro, debido a la imposibilidad de usar el túnel de vaciado. En este Colchón Inferior de Reserva y para los meses en que el riego no necesite la totalidad de sus derechos de aprovechamiento de aguas, la ENDESA podrá efectuar “economías”, que son un ahorro de volúmenes de agua, cuando no se utiliza la totalidad de los derechos de aprovechamiento de aguas asignados, para ser utilizados en el futuro. Estas economías se cancelan inmediatamente después de que la cota de pelo de agua del lago pasa al Colchón Intermedio. Para esta cláusula, la cota de pelo de agua del lago se obtiene sin considerar el volumen de dichas economías. Es importante destacar que el convenio de riego de 1958 asigna un porcentaje igual a 0% del total de los derechos de aprovechamiento de aguas constituidos para los segundos regantes cuando el nivel del lago se encuentra en este Colchón Inferior de Reserva. Se hace hincapié en que cada parte involucrada no extrae los máximos derechos permitidos desde el lago Laja, al contrario, el máximo extraíble desde el lago Laja corresponde al caudal turbinado por las centrales El Toro y Abanico (57 m 3 /s), este caudal máximo va a poder ser utilizado por el riego aguas abajo. P ROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO (PLP) DEL SIC Previo a la conformación del actual Sistema Eléctrico Nacional (SEN), los dos sistemas principales eran el SIC y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El SIC estaba compuesto por todas las centrales generadoras, líneas de transmisión troncal, líneas de subtransmisión, subestaciones eléctricas y barras de consumo desde la ciudad de Taltal hasta Chiloé (Figura 4). De esta forma, la cobertura del SIC superaba el 90% de la población del país. La operación del sistema eléctrico se programa en forma centralizada utilizando modelos de optimización que minimizan los costos presentes y futuros de generación a nivel de todo el sistema. El análisis se divide en dos horizontes: largo y corto plazo. Para el horizonte de largo plazo, que considera típicamente cinco años, se resuelve un problema de optimización estocástica que considera la incertidumbre de caudales afluentes a cada central hidroeléctrica del sistema a través de un conjunto de escenarios definidos a partir de la hidrología histórica. Este modelo, denominado PLP, utiliza un enfoque de programación dinámica estocástica dual (Pereira y Pinto,