La transformación propuesta para las terminales de GNL parte de una realidad dual. Por un lado, Europa reforzó con rapidez su infraestructura de importación para responder a tensiones geopolíticas y diversificar suministros. A inicios de 2025 la capacidad de regasificación de la UE alcanzó 243 bcm, con 13 Estados miembros operando terminales, y entre 2022 y 2024 se añadieron 68 bcm de nueva capacidad, impulsados especialmente por Alemania, Grecia y Bélgica. Por otro, la transición energética obliga a que esa infraestructura no quede restringida al gas fósil. En 2024 el GNL representó cerca de 40% del suministro total de gas de la Unión, frente a 23% en 2020, mientras las importaciones llegaron a 112 bcm, aun con una caída interanual de 17%. Esa combinación sitúa a las terminales en una posición estratégica: Siguen siendo activos de seguridad de suministro, pero al mismo tiempo deben evolucionar para integrarse a un sistema energético progresivamente descarbonizado.

La adaptación tecnológica se articula alrededor de varias rutas. Entre ellas se incluyen bioLNG, metano sintético, hidrógeno y sus derivados, además de esquemas vinculados a captura, uso y almacenamiento de carbono. Una de las ventajas operativas mejor valoradas es que ciertos combustibles de transición o de menor huella pueden aprovechar parte de la infraestructura existente con ajustes relativamente acotados. El análisis destaca que el gas sigue aportando una cualidad difícil de reemplazar en el corto plazo: capacidad de almacenamiento a gran escala y por largos periodos, útil para acoplar los sistemas de gas y electricidad en un entorno con renovables variables. De allí que la descarbonización de terminales no se vincule solo con el sector gasista. También se relaciona con el soporte al sistema eléctrico mediante rutas power-to-gas y gas-to-power, donde excedentes eléctricos pueden convertirse en gas almacenable y volver a transformarse en electricidad cuando la demanda o la escasez de renovables lo requieran.

El panorama real de proyectos muestra que la transición no se está moviendo de forma uniforme entre tecnologías. Una parte importante de las iniciativas anunciadas en Europa corresponde a nuevas terminales de importación y exportación para moléculas con alto contenido de hidrógeno, principalmente amoníaco verde o bajo en carbono, muchas veces asociadas a futuras unidades de cracking para producir hidrógeno e inyectarlo a red. También aparecen proyectos de importación de bioLNG a través de terminales de regasificación existentes y esquemas de certificación bajo la directiva renovable. Otra línea de avance es la reutilización de infraestructura de terminales de GNL ya construidas, incluyendo muelles, brazos de descarga, infraestructura superficial, energía criogénica y ductos de transporte, especialmente para procesos de licuefacción, almacenamiento temporal y exportación de CO2. Frente a esto, las iniciativas de hidrógeno líquido puro o de LOHC siguen siendo muy poco frecuentes. El movimiento real del mercado apunta más a soluciones que aprovechan sinergias con activos existentes que a una sustitución completa e inmediata de la infraestructura.

Las restricciones identificadas son amplias y explican por qué la adaptación avanza caso por caso. Se mencionan vacíos regulatorios, diferencias en permisos entre países, límites tecnológicos, dificultades de financiamiento, preocupaciones sociales y cadenas de suministro todavía inmaduras. También persisten incertidumbres sobre demanda futura de GNL. Para 2030, la diferencia entre los escenarios europeos de descarbonización podría alcanzar 90 bcm: bajo Fit for 55 la demanda de GNL podría subir a 138 bcm, mientras REPowerEU la proyecta en 48 bcm. Esa dispersión complica decisiones de inversión y refuerza la necesidad de terminales flexibles y de arreglos contractuales adaptativos. En el plano regulatorio, las terminales de hidrógeno y amoníaco orientadas a producir hidrógeno quedan dentro de reglas de acceso de terceros negociado, con posibles exenciones, mientras los usos de amoníaco no vinculados a hidrógeno, los LOHC y las terminales de CO2 quedan fuera de ese alcance. Además, se plantea que los ingresos derivados de reutilizar infraestructura de GNL en actividades no reguladas deberían contribuir a reducir costos para los usuarios tradicionales.

Para leer más ingrese a:

https://www.ceer.eu/publication/lng-terminals-a-new-role-in-the-framework-of-decarbonisation/

https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2026/02/Report-on-LNG-terminals-decarbonisation-1.pdf

El gas natural dejó de ser un componente secundario dentro de la matriz energética de ASEAN y pasó a convertirse en un elemento directamente asociado con la seguridad regional. En 2022 explicó cerca de 23% del suministro total de energía primaria, sosteniendo una parte importante de la generación eléctrica y de la actividad industrial en el Sudeste Asiático. Su relevancia seguirá creciendo. Bajo el escenario base del 8th ASEAN Energy Outlook, la demanda energética total de la región sería 2,6 veces superior al nivel de 2022 hacia 2050, y el gas seguiría entre los combustibles fundamentales para cubrir esa expansión. El consumo regional de gas alcanzó 30,49 Mtoe en 2022 y aumentó 4,56% entre 2022 y 2023, con Indonesia y Malasia entre los países de mayor crecimiento. La proyección para 2050 se ubica en 83,96 Mtoe, es decir, 2,75 veces el nivel de 2022. En este contexto, el gas ya no aparece solo como combustible puente, sino como soporte estructural para confiabilidad eléctrica, producción industrial y estabilidad del sistema energético regional.

Ese aumento de dependencia coincide con un deterioro progresivo de la oferta doméstica. La producción regional de gas viene disminuyendo desde 2016 y varios países muestran presiones más severas por maduración de campos y limitación de nuevos desarrollos. Brunei Darussalam registró una caída de 11% en su producción en 2023 frente a 2022. Indonesia enfrenta déficit de suministro desde 2005 y se proyecta que esa brecha alcance 513 millones de pies cúbicos estándar por día en 2035. Myanmar redujo su producción 14% en 2023 frente al año previo y esa caída afecta directamente a Tailandia, que cubre con Myanmar 25% de su demanda de gas. En Malasia, la producción bajó de 76,7 a 68,7 bcm entre 2015 y 2020, con expectativa de nuevos descensos por envejecimiento de campos offshore. En Filipinas, el campo Malampaya podría agotarse hacia 2027. La presión sobre el sistema es especialmente visible en generación eléctrica: Singapur depende del gas para alrededor de 95% de su electricidad y Tailandia para aproximadamente 68%, lo que vuelve a ambos sistemas particularmente sensibles a cualquier interrupción de suministro o alzas en precios de importación.

La consecuencia regional más importante es el cambio en la posición comercial de ASEAN. La capacidad exportadora neta cayó cerca de 67% entre 2019 y 2024, desde 59,3 hasta 19,3 millones de m³, y la trayectoria proyectada indica que la región pasaría a ser importadora neta de gas hacia 2027. Ese giro expone a los Estados miembros a una mayor dependencia del mercado global de GNL, de la volatilidad de precios y de la competencia por cargamentos. Al mismo tiempo, la infraestructura asociada se vuelve más vulnerable. En Asia hay 122 terminales de GNL en desarrollo y 22 corresponden a unidades flotantes, muchas ubicadas en el sur y sureste asiático; estas instalaciones son más sensibles a condiciones meteorológicas adversas. Cerca de 90% de los proyectos flotantes planificados en el sur y sureste de Asia se sitúa en países vulnerables a ciclones tropicales. A esto se añaden riesgos geopolíticos en el mar de China Meridional, donde varios Estados miembros mantienen reservas en zonas de reclamación superpuesta, y riesgos logísticos externos, como la exposición del mercado asiático de GNL a tensiones en Medio Oriente. Tras los ataques israelíes a instalaciones nucleares iraníes en junio de 2025, el precio spot del GNL en Asia subió 5,38% hasta 13,44 dólares por MMBtu, su nivel más alto en once semanas.

Frente a ese entorno, la actualización del ASEAN Petroleum Security Agreement aprobada en 2025 marca un cambio institucional importante. El acuerdo, originalmente creado en 1986 con un enfoque centrado en petróleo, ahora diferencia el gas natural y abre la creación de un Coordinated Emergency Response Mechanism específico para gas. El siguiente paso propuesto es convertir ese mandato en un esquema operativo regional, con criterios comunes para calcular el Normal Domestic Requirement, definir umbrales de escasez y activar respuestas coordinadas. También se plantea incorporar señales tempranas propias del mercado gasista, como incumplimientos en entregas de GNL, indisponibilidad de terminales de regasificación o caídas en producción upstream. Junto con ello, se propone una secretaría dedicada e independiente para ejecutar procedimientos, recopilar datos y coordinar a los organismos operativos necesarios. El referente comparado incluye a Japón, Corea y la Unión Europea, donde los marcos de seguridad de gas combinan etapas de emergencia, medidas predefinidas, intercambio de información y coordinación institucional más estructurada.

Para leer más ingrese a:

https://aseanenergy.org/publications/natural-gas-in-the-new-asean-petroleum-security-framework-why-it-matters-and-what-comes-next

https://storage.googleapis.com/aceweb-bucket-261225/pdf/publication/[PB%20No.%203]%20Policy%20Brief_Natural%20Gas%20in%20the%20New%20ASEAN%20Petroleum%20Security%20Framework_UAKIjc4GR4oejdAD2zzT3qUdua2vHG4KfIvuugdE.pdf

La publicación presenta una evolución clara en la agenda energética regional. Tras una primera etapa dedicada a establecer la línea base sobre participación de las mujeres en el sector energético y una segunda centrada en políticas con enfoque de género, esta tercera edición incorpora la transición energética justa e inclusiva como marco articulador entre energía, género y clima. El énfasis ya no está solo en reconocer desigualdades, sino en integrarlas dentro de la planificación energética regional y nacional. La narrativa se apoya en un cambio político concreto: el APAEC 2026-2030 fue adoptado con el tema “Advancing Regional Cooperation in Ensuring Energy Security and Accelerating Decarbonisation for a Just and Inclusive Energy Transition”, colocando por primera vez esta perspectiva en el centro de la cooperación energética de ASEAN. También se conecta con la presidencia filipina de ASEAN en 2026, que impulsa una agenda de crecimiento inclusivo y cooperación centrada en las personas.

La justificación social y energética es contundente. ASEAN supera los 670 millones de habitantes, mantiene una población en edad productiva en aumento y casi la mitad de sus habitantes vive en zonas rurales. La urbanización alcanzó 51,8%, superior al 51,2% registrado en 2022, pero esa expansión urbana no elimina las brechas de acceso e infraestructura. La publicación recuerda que en 2022 aún había alrededor de 3,4 millones de hogares sin acceso a electricidad y aproximadamente 167 millones de personas sin acceso a cocina limpia. Bajo estas condiciones, la transición energética no puede evaluarse solo por velocidad de despliegue tecnológico o reducción de carbono. Debe considerar quién accede a la energía, quién participa en las decisiones, quién asume los costos del cambio y quién captura sus beneficios. Esa lectura se refuerza con la advertencia de que la energía no es neutral al género: las mujeres continúan subrepresentadas en el sector, enfrentan barreras derivadas de brechas de ingresos, trabajo de cuidado no remunerado e inserción laboral informal, y además sufren de manera desproporcionada los impactos climáticos y las desigualdades de acceso energético.

Para responder a ese reto, se propone una definición regional de transición energética justa e inclusiva apoyada en 10 principios orientadores. Entre ellos destacan acceso y asequibilidad energética, educación y desarrollo de capacidades, empleo energético, inclusión social y protección de grupos desfavorecidos, gobernanza inclusiva, distribución justa de costos y beneficios, sostenibilidad, seguridad energética, crecimiento económico equitativo y igualdad de género. Ese marco se inspira en los energy justice tenets, pero adapta la discusión a la realidad socioeconómica de ASEAN. La publicación subraya que esta adaptación es necesaria porque no existe una fórmula única para la región. La reconfiguración laboral muestra por qué esta dimensión es tan relevante: hacia 2050 podrían perderse 3,4 millones de empleos en energía, principalmente en combustibles fósiles, mientras podrían crearse 11,8 millones de empleos en renovables. De allí que el reentrenamiento, la formación técnica y la participación inclusiva en los nuevos mercados energéticos aparezcan como condiciones esenciales de la transición.

La parte nacional muestra que varios Estados miembros ya están incorporando estos enfoques en sus marcos climáticos y de planificación. En las iniciativas asociadas a NDC, por ejemplo, Camboya resalta la participación de mujeres, jóvenes, pueblos indígenas y personas con discapacidad en el desarrollo de su NDC 3.0, además de enfatizar la necesidad de datos desagregados y sistemas robustos de monitoreo, reporte y verificación. Malasia destaca un proceso participativo e inclusivo que involucra ministerios, gobiernos estatales, organizaciones no gubernamentales, sector privado y academia, reconociendo expresamente juventud, niñez, inclusión de género, protección de grupos vulnerables y educación climática. Timor-Leste incorpora “demography, gender, and social inclusion considerations” como uno de los principios orientadores de su Plan Nacional de Adaptación. Estas referencias muestran que la agenda regional ya empieza a traducirse en mecanismos nacionales de coordinación interministerial, diseño participativo y uso más explícito de variables GEDSI dentro de políticas climáticas y energéticas.

En el plano regional, el contenido ubica al APAEC 2026-2030 como la principal arquitectura para consolidar esta integración. El Programa de Regional Energy Policy and Planning incorpora un enfoque transversal que busca alinear energía, desarrollo socioeconómico e inclusión, fortaleciendo políticas regionales e interconectividad con criterios GEDSI. Se insiste en que esto permite mover la agenda desde el compromiso hacia la implementación, mediante estrategias y planes de acción concretos. La publicación también identifica condiciones habilitantes para que ese avance sea real: marcos institucionales, sistemas de datos y monitoreo, financiamiento inclusivo y redes intersectoriales más fuertes. El resultado es una hoja de ruta que vincula acceso, participación y resiliencia con la descarbonización, planteando que el futuro energético de ASEAN no solo debe ser bajo en carbono, sino también más equitativo, resiliente e inclusivo para toda la población.

Para leer más ingrese a:

https://aseanenergy.org/publications/gender-equality-in-asean-energy-booklet-volume-iii

https://storage.googleapis.com/aceweb-bucket-261225/pdf/publication/Gender%20Equality%20in%20ASEAN%20Energy%20Booklet%20Volume%20III_compressed_Re1z6N2lWbsJFuakQTUxuwR9hv4PSDgJWzg2iCWV.pdf

Las prioridades planteadas para 2026 están formuladas como recomendaciones directas al Congreso de Estados Unidos, que es la entidad llamada a reautorizar el financiamiento federal del transporte superficial. La prioridad de ACEEE no está dirigido de forma genérica al sector transporte, sino a la toma de decisiones presupuestales y programáticas sobre infraestructura limpia de carga, eficiencia portuaria y fortalecimiento de capacidades públicas. También identifica con claridad a los destinatarios operativos de esos recursos: Gobiernos locales, departamentos estatales de transporte, adjudicatarios de proyectos y comunidades rurales o subinvertidas que requieren apoyo técnico y financiero para identificar, planear y construir infraestructura de transporte y abastecimiento. La lógica es que la descarbonización del transporte de carga no depende solo de tecnología, sino de una arquitectura federal capaz de traducir recursos en proyectos ejecutables y territorialmente viables.

El primer frente es la red de recarga para carga pesada. Se propone que el Congreso reautorice los programas National Electric Vehicle Infrastructure (NEVI) y Charging and Fueling Infrastructure (CFI) con niveles de financiamiento iguales o superiores a los actuales y que asigne fondos específicos para recarga de vehículos medianos y pesados de cero emisiones. También se pide ampliar la elegibilidad para permitir proyectos con megawatt charging systems y depósitos de recarga compartida entre múltiples flotas, así como financiar investigación y pilotos sobre tecnologías emergentes como intercambio de baterías y carga inalámbrica. El objetivo declarado es reducir costos operativos de flotas y apoyar crecimiento económico local. La magnitud de este frente ya empieza a reflejarse en resultados: se han anunciado 7.400 empleos asociados con infraestructura de recarga y casi 1.000 millones de dólares en inversiones relacionadas. Un caso puntual se ubica en el estado de Nuevo México, donde el programa CFI asignó cerca de 64 millones de dólares en 2024 al Departamento de Transporte estatal para desarrollar parte de la primera red nacional de recarga para camiones pesados en el corredor I-10, con dos estaciones que incluirán megawatt charging en una ruta que conecta Los Ángeles con el suroeste.

El segundo frente se dirige a infraestructura portuaria y operaciones intermodales. La recomendación es que el Congreso mantenga o aumente el financiamiento de programas federales que mejoran eficiencia portuaria, reducen contaminación y disminuyen costos del movimiento de mercancías. Entre ellos se mencionan el Port Infrastructure Development Program y el Reduction of Truck Emissions at Port Facilities program. Los recursos deberían orientarse a conexiones intermodales, infraestructura digital e inteligente para carga, automatización, electrificación portuaria, shore power, equipos eléctricos de manejo de carga, camiones drayage y la infraestructura de recarga asociada. El ejemplo más visible está en el estado de Washington, donde el Puerto de Tacoma recibió más de 54 millones de dólares como parte de las adjudicaciones PIDP de 2023 para reconfigurar su terminal, mejorar la eficiencia del movimiento de camiones, optimizar almacenamiento de contenedores y añadir capacidad. Los beneficios estimados alcanzan 137 millones de dólares en 20 años, de los cuales 88 millones corresponden a reducción de costos operativos del puerto, costos evitados de mantenimiento de camiones, menores tiempos de viaje y menor contaminación acústica. El texto también resalta la relevancia de estos proyectos en salud pública y equidad territorial, considerando que más del 95% de la carga que entra al país llega por barco, más del 40% de los 150 principales puertos se ubica en zonas de no cumplimiento o mantenimiento de calidad del aire y al menos 31 millones de personas viven a menos de tres millas de un puerto principal.

El tercer frente está orientado a acelerar la entrega de proyectos mediante asistencia técnica. Aquí el destinatario es aún más explícito: gobiernos locales, departamentos estatales de transporte, adjudicatarios de proyectos, zonas rurales y comunidades subinvertidas. La recomendación es que el Congreso financie apoyo técnico para reducir retrasos y facilitar planeación, implementación, formación laboral, digitalización, automatización y gestión de permisos. También se plantea mantener requisitos de participación comunitaria en las solicitudes de subvención e incorporar lenguaje que obligue a demostrar interacción temprana con utilities. La idea central es que muchos gobiernos, especialmente los más pequeños, no cuentan con suficiente capacidad para ejecutar proyectos de transporte limpio sin apoyo federal adicional. Por eso, la reautorización no se presenta solo como una decisión de financiamiento, sino como una herramienta para fortalecer la capacidad pública de transformar recursos en infraestructura operativa, particularmente en electrificación de carga pesada y puertos. 

Para leer más ingrese a:

https://www.aceee.org/memo/2026/04/2026-surface-transportation-reauthorization-priorities

https://www.aceee.org/sites/default/files/pdfs/aceee_2026_str_priorities_two-pager_memo.pdf