A través de la Circular Externa 037 (ver), la UPME señala que existe un documento donde se expresa el "modelo de optimización para la priorización de nuevos proyectos de generación y la asignación de capacidad de transporte". 0ste, estará expuesto a consulta pública hasta el próximo viernes 22 de abril: DESCARGAR BORRADOR. Más eficiente El reporte destaca que este nuevo Modelo de Asignación de Capacidad de Conexión (MACC), al que le da vida la Resolución CREG 075, será más eficiente que el que se venía aplicando, y destaca las siguientes características:
- Simplicidad.
Este atributo permitirá elegir entre diferentes modelos, el que sea más simple.
Esto considera la posibilidad de en algún momento contrastar la precisión del modelo con la simplicidad de la solución.
Este atributo debe permitir que el algoritmo usado sea entendido por los diferentes agentes del sector eléctrico.
Se deben definir los parámetros que deben ser ajustados tanto de la máquina como del algoritmo de optimización.
Este atributo debe incluir adicionalmente, los criterios de desempate que permitan de una forma clara y sencilla, decidir el orden de prioridad de los proyectos.
El ponderador en la función objetivo, medirá el peso relativo que este criterio tienen en la función objetivo bajo el siguiente modelo de asignación:
- La suma de los ponderadores económicos y técnicos es 100% entendiendo que d esta manera se calibran aquellos beneficios que se consideren relevantes en determinado momento desde la política de expansión del país.
- La ponderación del criterio temporal WA, específicamente del estado de trámites ambiéntales se propone medir como un porcentaje de descuento de los beneficios calculados desde lo técnico y lo económico.
Fuente: UPME Como se puede observar, se propone de manera inicial que el mayor peso se asigne de manera equitativa en los cuatro beneficios económicos que se están proponiendo, mientras que los beneficios técnicos tienen asignado un menor peso.
Lo anterior entendiendo que la valoración de los beneficios económicos es preponderante frente a los beneficios técnicos, tal como se puede deducir del marco dado por la regulación. Valoración de los beneficios de orden económico Dentro de este grupo de beneficios se han incluido aquellos que tiene asociada una variable económica propia del mercado que se podría ver afectada de manera directa por la entrada del proyecto en análisis y que se venían utilizando en los estudios de conexión para validar que los beneficios de la entrada de un proyecto fueran mayores que los costos de las obras de expansión necesarias para su conexión.
Los beneficios se calculan como el VPN medido desde la FPO hasta el periodo de evaluación de la UPME en el proceso de asignación de capacidad. Beneficios por emisiones evitadas de CO2 El sector eléctrico, dentro del marco de la hoja de ruta para ser carbono neutro en 2050, está apostándole a la implementación del Plan Integral de Gestión del Cambio Climático como un instrumento a través del cual se evalúa la incorporación de estrategias de mitigación de CO2 y de adaptación al cambio climático en la planeación sectorial.
Con base en dicha iniciativa se propone la inclusión de una valoración económica asociada a la emisión de CO2.
Para ello se valorará las emisiones que evitaran las tecnologías limpias frente a las emisiones actuales del sistema.
El factor de emisiones en TonCO2/MWh es una variable que viene estimando XM.
Para este caso se propone usar el valor del año 2021 para el sistema fue de 0.126 TonCO2eq/MWh1 de acuerdo con estimación de XM. Beneficio por restricciones La Resolución CREG 035 de 1999, plantea que las restricciones se deben a limitaciones que se presentan en la operación, que tiene su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada, o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad.
Las restricciones se clasifican según su naturaleza en eléctricas y operativas.
Las restricciones eléctricas se deben a limitaciones en el equipamiento del STN, o de activos de conexión al STN, o de los STR y/o SDL, o de las interconexiones internacionales.
Las restricciones operativas se deben a exigencias que requiere el sistema eléctrico para garantizar la seguridad de las áreas operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, básicamente.
En la medida en que no se instale nueva infraestructura para cubrirlas, se utilizan los recursos de generación ubicados en las áreas eléctricas donde se presenta la restricción.
Si dichos recursos de generación no salen en el programa de despacho por mérito, se requieren y entonces son despachados para cubrir la restricción.
Lo anterior es llamado reconciliación positiva.
El beneficio que se busca monetizar se enfoca en establecer el aporte que tendrá el proyecto en análisis en caso de requerirse para cubrir una restricción en caso de solicitar capacidad en un área que presenta restricciones.
Es decir, es el beneficio asociado al tipo de tecnología que podría tener el proyecto en caso de que en el área de conexión exista una restricción actualmente.
En ese sentido este beneficio se calculará en los casos en los que se identifica una restricción operativa en el área en la que se encuentra el proyecto.
Para ello la UPME debe incluir el valor de "1" en la interfase de Excel para el área donde se presente restricción y "0" para el área en que esto no ocurra.
Para la estimación económica de este beneficio, se construyó un indicador (FactorR) que mide la distancia en porcentaje que existe entre el precio de bolsa medio del mes inmediatamente anterior al año de inicio de la asignación de capacidad por parte de UPME y los precios de oferta medios por tecnología que publica XM en el informe mensual de análisis del mercado de ese mismo mes de referencia.
A continuación, se muestra el análisis realizado para el mes de septiembre de 2021: 
Fuente: UPME 
Fuente: UPME Reducción por precio de bolsa El valor por reducción de los precios de bolsa debe ser suministrados como parte del estudio de conexión que el agente promotor del proyecto entrega a la UPME.
Es el valor presente neto en pesos colombianos.
El cual debe ser calculado y presentando para los primeros 15 años contados a partir de la FPO estimada.
El beneficio por reducción de precio de bolsa se estima como: 
Fuente: UPME Donde: ReduccionCostoMarginal: se obtiene del estudio de conexión Para el cálculo de este beneficio existen dos metodologías que pueden ser aplicadas por los agentes al momento de estimar el impacto que tendrá el proyecto en el costo marginal del sistema para ser incluido en el análisis de costo/beneficios de los estudios de conexión.
La primera es mediante el uso de software que simulen el despacho hidrotérmico y la segunda metodología es la presentada en la Resolución CREG 007 de 2005.
Se propone a la UPME la unificación de la metodología a ser aplicada por los agentes de manera que no se presenten distorsiones en la estimación de este beneficio. Beneficio por reducción de perdidas Los estudios de conexión deben entregar el efecto en las pérdidas del sistema que tiene el proyecto en energía anual (GWh/a).
Para ello el agente realiza la estimación del valor de las pérdidas de energía sin proyecto y le resta las pérdidas de energía con proyecto, entregando entonces a la UPME en el estudio de conexión, un valor único entendido como la diferencia entre los dos parámetros mencionados.
La estimación entonces de este beneficio será: 
Donde: DeltaEnergiaPerdidas: valor presente del ahorro o aumento de perdida de energía anuales desde la fecha de FPO hasta el periodo de análisis, valores que se deben obtener del estudio de conexión PBolsa: Precio de bolsa promedio del año inmediatamente anterior al periodo de análisis de la UPME. Estimación de los beneficios técnicos Los beneficios técnicos son aquellos que se miden sobre parámetros que afectan la operación del mercado y que están enfocados en buscar el mayor beneficio de la infraestructura eléctrica.
Para ello se propone la valoración de beneficios sobre características como confiabilidad y flexibilidad del sistema.
Los beneficios técnicos para monetizar son dos:
- Aumento de confiablidad
- Mejora en la flexibilidad
Para ellos se propone la siguiente formulación: 
Fuente: UPME Donde: ENFICC: energía firme de cuatro meses del año del Proyecto reportada al momento de la inscripción en la ventanilla única.
De no contarse con dicha información esta será estimada de acuerdo con la siguiente tabla: 
Fuente: UPME Beneficio por mejora en flexibilidad Flexibilidad es la habilidad que tiene el sistema para responder a las diferentes condiciones de cambio en el balance generación-demanda, en todas las escalas y horizontes de tiempo.
De acuerdo con un estudio elaborado por XM llamado Análisis de flexibilidad del SIN Escenarios de operación 2021-2022 y 2024-2025 se tienen varias clases de flexibilidad así:
Fuente: UPME
- Flexibilidad por energía: Asegurar el suministro futuro de electricidad en el mediano y largo plazo: almacenamiento, combustibles, mantenimientos.
- Flexibilidad por potencia: Mantener el balance generación demanda garantizando estabilidad de frecuencia: Control de potencia activa, reservas, demanda, rampas.
- Flexibilidad por capacidad de transporte: Habilidad para transportar energía manteniendo la seguridad: congestiones, n-1, estabilidad, esquemas de protección.
- Flexibilidad por voltaje: Habilidad de proveer potencia reactiva para mantener los niveles de tensión: FACTS, taps, reactiva.
Fuente: UPME Beneficios temporales - Estado de los tramites ambientales El enfoque de la incorporación del estado de los tramites ambientales al momento de solicitar la conexión se rige por el principio de pérdida de beneficio.
Lo anterior entendiendo la relevancia que tiene para la implementación de un proyecto este tema.
Es decir, los beneficios hasta ahora estimados pueden llegar a verse disminuidos por la demora en la consecución de la licencia o permisos ambientales que afectan el inicio y puesta en operación de los proyectos.
De acuerdo con el avance de los tramites ambientales se pueden llegar a condicionar incluso la realización o la materialización del proyecto.
En este sentido esta monetización indirecta del estado de los trámites ambientales permite asociar incluso un riesgo en la fecha de ingreso y/o en la realización del proyecto.
Ahora bien, en la medida que la entrada del proyecto sea en un tiempo mayor al que toman los trámites ambientales, el riesgo de cambio en la fecha de entrada es menor y por ello se propone la incorporación de un indicador del posible impacto de la componente ambiental según la distancia con la fecha de entrada esperada (FPO).
Con base en lo anterior, se propone estimar una pérdida de valor en los beneficios del proyecto así: 
Fuente: UPME Donde: BRes: beneficio por restricciones, que podrá ser negativo o positivo de acuerdo con la tecnología del proyecto BPB: entendido como el beneficio por posible efecto económico por la reducción en los precios de bolsa BPerd: es el beneficio económico por la reducción en las pérdidas de energía, y podrá ser negativo en la medida en que las pérdidas del sistema aumenten por la implementación del proyecto.
BConf: que es la monetización del beneficio por aumento en la confiablidad BFlex: calculado como el beneficio económico por el aporte en la flexibilidad del sistema, el cual puede llegar a ser cero dependiendo de la tecnología asociada CEmi: costo estimado en dinero por la producción de emisiones de CO2 probable P: Puntos asociado a la siguiente tabla: 
Fuente: UPME CRITERIOS DE DESEMPATE El MACC Se definirá la mejora alternativa de proyectos que maximice la función objetivo.
En caso de que se presenten proyectos con la misma capacidad, la misma tecnología y conectados a la misma barra, estos tendrán el mismo beneficio para la función objetivo.
Si se llega a activar alguna restricción eléctrica para conectar estos proyectos y no es posible conectarlos todos, se realizará un procedimiento posterior a la optimización que garantice que la asignación de los proyectos se haga en orden ascendente de la fecha de radicación de la solicitud de conexión en la ventanilla única de la UPME.
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