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 118 Lo primero que llama la atención es que, en la tercera etapa del periodo de modelación, el costo marginal de la Propuesta se encuentra por encima del costo marginal del Caso Base. Esto se explica con la función de costos futuros esperados: como el agua es más valiosa para la Propuesta, el sistema tiende a acumular agua, este caudal acumulado va a tener que ser reemplazado con energía térmica más costosa y esto se traduce en un alza de los costos marginales. Si se avanza dentro del horizonte de tiempo de la modelación, desde el primer mes de Noviembre hasta el primer mes de Marzo (temporada de riego), se observa que el costo marginal con la Propuesta se encuentra por debajo del Caso Base. La explicación es similar; pues para estas etapas, la generadora (para la Propuesta) se ve obligada a turbinar más agua para suplir la demanda de los segundos regantes. Por lo tanto, se va a inyectar más energía hidráulica al SIC, desplazando a las últimas unidades de energía térmica que entraron a operar dentro del sistema, y disminuyendo los costos marginales. En Figura 11, se muestran los costos marginales para la misma barra para la hidrología húmeda, se aprecia que los costos marginales del sistema casi no cambian si se compara el Caso Base con la Propuesta. Esto porque para hidrologías húmedas, en el lago Laja, no es necesario turbinar caudales extras para suplir las demandas de los segundos y primeros regantes, ya que la cuenca intermedia y/o las filtraciones cumplen con lo establecido en el convenio de riego (ver Figura 3). Es importante notar que los costos marginales promedio del sistema son diferentes comparando una hidrología seca y una hidrología húmeda. Para la hidrología seca el promedio es cercano a los 150 USD/MWh, mientras que para una hidrología húmeda, este promedio desciende a un valor cercano a los 60 USD/MWh. Al mantener más agua almacenada, el beneficio marginal futuro del agua (la pendiente de la función de costos futuros esperados) es menor, y por ende el sistema tiende a turbinar más agua, reduciendo los costos marginales. Figura 11. Costos marginales asociados a barra Charrua220, Hidrología Húmeda. En Tabla 1 y en Tabla 2 se presentan los costos totales de operación del sistema (en millones de dólares) para cada etapa de simulación, bajo una hidrología seca y una hidrología media, respectivamente. Los costos de operación para la hidrología húmeda no presentaban una diferencia apreciable entre los dos casos. Estos costos fueron calculados a partir de los resultados del Modelo PLP y la ecuación (1). Para obtener el costo total en valor presente, a los costos de las etapas futuras se les aplica un factor de descuento. Para la hidrología seca, se observa que la Propuesta resulta en un ahorro de 8.4 MUSD, equivalente al 0.22% con respecto al Caso Base. Esto se explica nuevamente en el hecho de que la empresa hidroeléctrica eventualmente se va a ver obligada a turbinar más agua para suplir el déficit de riego en situaciones secas, inyectando más energía hidráulica al sistema y desplazando a las centrales térmicas más costosas. En la Tabla 1 se aprecia que las etapas que presentan menores costos con la Propuesta corresponden a la segunda mitad de la temporada de riego (etapas 9 a 13). Para la hidrología media (ver Tabla 2), el ahorro que presenta la Propuesta es menor, ya que para este tipo de hidrología la cuenca intermedia es capaz de suplir el déficit de los primeros y segundos regantes en muchas etapas, por ende la energía hidráulica extra inyectada al sistema va a ser menor. Cabe hacer notar que los costos de operación totales en el periodo modelado para las hidrologías seca y media están dentro del rango de valores que toma la función de costos futuros de la Figura 6. Por último, se analiza una estimación de los ingresos de la empresa hidroeléctrica percibiría a partir de sus operaciones en la cuenca del Laja considerando la Propuesta. Esta estimación se realiza a partir de los costos marginales obtenidos para el nodo donde estas centrales inyectan la energía generada. Como se mencionó anteriormente, las modificaciones al convenio de riego no alteran considerablemente la operación de todas las centrales del SIC, sino que sólo afectan al Sistema Hidroeléctrico Laja, y por lo tanto no se incluye un análisis de los ingresos de otras centrales El Toro, Abanico, Antuco, Rucúe y Quilleco. De esta forma, se asumirá que los ingresos de la generadora en la etapa t vienen dados por la siguiente ecuación: = ∑ =1 ∗ (2) = Ingresos ENDESA para la etapa t = Número de centrales hidroeléctricas del Sistema Hidroeléctrico Laja (El Toro, Abanico, Antuco, Rucúe y Quilleco) = Costo marginales en la barra donde se conecta la central i, etapa t = Energía inyectada al sistema por la central i durante la etapa t