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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) abrió la puerta a una actualización de los márgenes de remuneración para distribuidores mayoristas y minoristas de gasolina y ACPM.
El margen de distribución es uno de los componentes que conforman el precio final que pagan conductores, transportadores y empresas.
Los proyectos regulatorios 704 009 y 704 010 de 2025 proponen redefinir cuánto pueden cobrar estos agentes por su actividad, con base en costos reportados, inversiones en infraestructura y una tasa de descuento actualizada, es decir, el rendimiento esperado que justifica el negocio.
Los datos clave incluyen terrenos y activos asociados, inversiones en equipos, costos de administración y operación, gastos de comercialización, capital de trabajo e inventarios operativos. Con esa información, la CREG estima un precio máximo de margen de COP 1.288,86 por galón para mayoristas y 382,75 por galón para minoristas.
El cálculo se alimenta de información reportada por los propios agentes, de los volúmenes transados registrados en el SICOM (Sistema de Información de Combustibles) y de una tasa de descuento actualizada. La intención es establecer cuánto cuesta, bajo parámetros de eficiencia, distribuir combustible en Colombia hoy.
Esto servirá para comprender cuánto cuesta, de manera eficiente, distribuir combustible en el país hoy.
La Comisión convocó talleres técnicos, el procedimiento habitual antes de adoptar una resolución definitiva. La próxima está prevista para el martes 24 de febrero en Bucaramanga, liderada por el comisionado William Abel Mercado y el director Antonio Jiménez.
Régimen de control directo
Los márgenes aplicarán en regiones y municipios bajo régimen de precios de control directo. Allí el regulador fija techos máximos, pues en zonas apartadas, fluviales o con baja competencia, el margen define la viabilidad de la estación de servicio y la estabilidad del abastecimiento.
La actualización puede tener efectos diferenciados. En ciudades con alta rotación de volumen, el margen por galón se diluye en escala. En regiones de baja demanda, el mismo margen puede ser la línea entre operar o cerrar.
Colombia viene de años de presión fiscal por el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles. El debate se ha concentrado en el precio al consumidor y en los ajustes del ACPM. Esta propuesta no modifica el ingreso al productor ni los impuestos, pero cualquier variación en el techo del margen puede trasladarse al precio final.
Un blindaje al sistema
En paralelo, la CREG ajustó dos piezas del mercado eléctrico mediante las resoluciones 701 114 de 2025 y 701 118 de 2026. Aquí el foco es la estabilidad.
La resolución 701 114 desarrolla el esquema de Prestador de Última Instancia (PUI). Se activa cuando un comercializador no puede seguir atendiendo a sus usuarios. La norma define condiciones de activación, asignación del servicio y responsabilidades financieras.
La novedad es que el costo del PUI deja de ser implícito y pasa a reconocerse como un componente tarifario calculado bajo fórmula. Se incorpora una prima de riesgo de cartera para áreas especiales —zonas con mayores niveles de morosidad— y ese costo se distribuye entre los usuarios regulados del mercado correspondiente.
La regla incluye un umbral relevante: si un usuario no regulado concentra más del 10 % de la demanda regulada del PUI, puede trasladársele directamente el costo de compras en bolsa en un plazo máximo de tres meses. El objetivo es evitar que un riesgo individual desestabilice a todo el mercado.
Por su parte, la resolución 701 118 modifica condiciones asociadas a las Obligaciones de Energía Firme (OEF), compromisos adquiridos por generadores para garantizar suministro incluso en escenarios críticos, como fenómenos climáticos extremos.
El ajuste incorpora parámetros técnicos precisos: un horizonte de evaluación de 60 meses, activación en los últimos seis meses del período, una tasa de descuento mensual de 0,8165 % y el supuesto de que 15 % de la demanda doméstica compra energía en bolsa en condiciones de escasez. La Comisión busca mantener neutral el valor presente neto del esquema, pero redistribuir riesgos entre cargo por confiabilidad y precio de escasez.
Si el PUI protege al usuario frente a fallas comerciales, las OEF protegen al sistema frente a riesgos físicos de oferta.
Cada engranaje modificado apunta a una dimensión distinta del sistema energético. Uno recalcula cuánto se paga por distribuir combustible. Otro define qué ocurre si un comercializador eléctrico se cae. El tercero ajusta la ingeniería financiera que respalda la generación en momentos críticos.
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