El mercado voluntario de carbono en 2025 se comportó como un espacio más restringido en oferta, pero todavía sostenido por una demanda relativamente firme. Las emisiones emitidas cayeron a 264 millones de créditos, frente a 291 millones en 2024, lo que representa una contracción interanual de 9%. Esta reducción prolonga la corrección observada después del pico de 2021 y estuvo asociada a menores incentivos económicos en segmentos con precios deprimidos, donde los costos fijos de verificación y registro redujeron la viabilidad de nuevas emisiones. Aun con esa contracción, los retiros alcanzaron 173 millones de créditos, en niveles cercanos al promedio de los últimos cuatro años. Esa estabilidad respondió a compradores recurrentes que siguieron retirando créditos para objetivos climáticos corporativos, junto con una demanda con orientación de cumplimiento asociada a esquemas nacionales de precio al carbono y a compras tempranas bajo CORSIA. Como resultado, la brecha entre emisiones y retiros se redujo, moderando el crecimiento del superávit. El mercado estimado se ubicó entre 800 y 900 millones de dólares con base en retiros reportados y precios spot promedio, sin incluir acuerdos de compraventa a futuro.

La estructura de la oferta confirma una preferencia creciente por créditos más recientes y por segmentos con mayor percepción de integridad. En 2025, entre 83% y 91% de las emisiones emitidas se concentró en periodos de cuatro años o menos, mientras los periodos antiguos perdieron liquidez. Las Soluciones basadas en la Naturaleza mantuvieron el liderazgo de la oferta con 80 millones de créditos, equivalentes a cerca de un tercio del suministro total, seguidas por renovables con 62 millones y tecnologías domésticas con 60 millones. Dentro de las soluciones basadas en la naturaleza, la composición se desplazó relativamente hacia remociones frente a actividades de evitación, reflejando una demanda más selectiva. La concentración geográfica también fue alta. Los diez principales países anfitriones generaron 87% de la oferta de créditos NBS, y solo Colombia, Estados Unidos, Guyana y México aportaron más de la mitad. Igualmente, la oferta asociada a CDR tecnológico siguió siendo marginal, con apenas 0,7 millones de créditos emitidos, dominados por almacenamiento geológico de carbono y biocarbón, lo que evidencia que estas rutas aún no escalan materialmente frente a alternativas basadas en la naturaleza.

La formación de precios mostró una segmentación más profunda. El precio promedio del mercado secundario cayó hasta 4,6 dólares por tonelada, pero ciertos productos mejor posicionados aumentaron de valor. Los créditos de remoción NBS se movieron aproximadamente desde 15 dólares por tonelada al inicio del año hasta 12 a 13 dólares al cierre, mientras los créditos regionales NBS de evitación subieron desde 4 a 5 dólares hasta alrededor de 10 a 11 dólares por tonelada hacia el cuarto trimestre. Los créditos elegibles para CORSIA transaron durante gran parte del año alrededor de 20 a 23 dólares por tonelada, reflejando condiciones de oferta limitada en un segmento donde las aerolíneas podrían requerir entre 146 y 236 millones de unidades elegibles solo en la Fase 1 de 2024 a 2026. En contraste, las referencias de precio para renovables y tecnologías domésticas cayeron 50% y 60% interanual, respectivamente. La calidad fue el principal eje de diferenciación. Los créditos con etiqueta CCP alcanzaron 102 millones de emisiones acumuladas y, aunque todavía representan una cobertura incompleta del mercado, los datos históricos citados muestran primas de precio cercanas a 25% para estos créditos. Sin embargo, la capacidad de esa etiqueta para modificar los precios agregados seguirá dependiendo de cuánto volumen nuevo se emita bajo metodologías alineadas y de su interacción con la elegibilidad regulatoria.

El excedente acumulado siguió creciendo, aunque a un ritmo menor. Los volúmenes no retirados aumentaron desde 987 millones al cierre de 2024 hasta 1.077 millones al final de 2025, superando por primera vez la marca de mil millones de créditos. Pese a ello, el crecimiento neto anual fue de 90 millones, el menor desde 2019. Una parte importante de ese stock corresponde a créditos heredados que ya no encuentran demanda activa. Más de 150 millones pertenecen a periodos previos a 2016, equivalentes a 14% del stock acumulado, y 528 millones corresponden a periodos previos a 2021, es decir, la mitad del total no retirado. Esta composición indica que buena parte del exceso visible no compite realmente en las mismas condiciones que los créditos recientes, por lo que el mercado debe interpretarse con más detalle que una lectura agregada de excedente. Además, el crecimiento del stock en 2025 provino sobre todo de categorías no NBS, con 41% desde household devices, 32% desde industria y 25% desde renovables.

El frente regulatorio y de cooperación internacional también avanzó de forma tangible. Se concretaron las primeras transferencias de ITMOs bajo el Artículo 6.2, incluyendo una transferencia inicial de aproximadamente 12.000 ITMOs desde Ghana hacia Suiza a través de KliK, como señal operativa de que los enfoques cooperativos pueden funcionar en la práctica. Durante 2025 se firmaron 24 nuevos acuerdos bilaterales, llevando el total a 108. En el componente 6.4, se aprobó la primera metodología del PACM, A6.4-AMM-001, enfocada en quema y uso de gas de relleno sanitario. A la vez, 1.508 actividades registradas bajo el CDM solicitaron transición al PACM, pero menos de 10% había recibido aprobación del país anfitrión al cierre de 2025 y solo 20 actividades habían completado la transición, distribuidas en 8 proyectos de tecnologías domésticas, 5 de gases fugitivos, 5 de renovables y 2 de eficiencia energética. La lectura de fondo es que el mercado de carbono está entrando en una etapa menos expansiva en volumen, pero más exigente en integridad, elegibilidad y capacidad real de uso, con una transición visible desde liquidez generalizada hacia compras más selectivas y acuerdos más dirigidos a pipelines específicos.

Para leer más ingrese a:

https://climatefocus.com/publications/carbon-market-2025-review-and-outlook/

https://climatefocus.com/wp-content/uploads/2026/01/Carbon-Markets-2025-Review.pdf

El cambio en la dieta británica ya es visible en los datos de largo plazo. En el Reino Unido, 58% de las personas afirma haber hecho algún esfuerzo por reducir su consumo de carne, y la información nacional auto reportada indica que el país come 8% menos carne que hace 20 años, pese al aumento de la población. Esta reducción se alinea con recomendaciones sanitarias y climáticas. El NHS aconseja una disminución de 33% en carne roja y procesada para el consumidor promedio, mientras el Climate Change Committee propone una reducción de 18% en carne roja hacia 2030 y de 40% hacia 2050. Aun así, la evolución no es uniforme entre especies. La población británica está consumiendo menos res y cerdo, el consumo de cordero cae con mucha más rapidez que su producción y el pollo sigue siendo la única carne cuya ingesta continúa creciendo.

La relación entre consumo y producción no ha sido lineal. Aunque la demanda interna ha bajado en varios segmentos, la producción no necesariamente acompañó esa caída. Las oportunidades de exportación permitieron que la oferta creciera o se mantuviera en varios casos, incluso con una menor demanda doméstica. Entre 2003 y 2023 aumentaron las exportaciones de res, cerdo, cordero y pollo. Esto lleva a una conclusión importante para la política agroalimentaria: reducir el consumo sin ajustar producción puede trasladar el problema hacia otros mercados sin resolver impactos estructurales. También obliga a diferenciar entre tipos de explotación ganadera. La viabilidad económica de ampliar producción bovina u ovina es débil para muchas explotaciones, mientras en porcinos y aves la situación es distinta. En un mismo sentido, las explotaciones de pastoreo dedicadas a res y cordero muestran una rentabilidad baja o negativa cuando se observa únicamente la producción ganadera. En promedio, estas actividades son deficitarias. Su sostenimiento económico ha dependido del Basic Payment Scheme, de esquemas agroambientales y de ingresos de diversificación, como turismo o generación de energía. Como ese esquema de apoyo finalizará en 2027, la rentabilidad futura de muchas granjas dependerá más de su capacidad para generar ingresos por bienes públicos y cambios de uso del suelo que de vender más carne. Se plantea incluso que una reducción del número de animales puede liberar espacio y tiempo para actividades más rentables. En explotaciones de montaña, los ingresos podrían aumentar 50% si se remunerara el almacenamiento de carbono mediante plantación forestal en dos tercios de la tierra, manteniendo pastoreo en el tercio restante. La dirección propuesta es expandir los programas Higher Tier y Landscape Recovery, especialmente en zonas donde la producción de alimentos es menos rentable.

La situación de pollo y cerdo es distinta. La producción suele concentrarse en unidades especializadas y tiende a ser rentable, además de mostrar una tendencia creciente. En 2024-25, la ganancia promedio procedente de la producción alimentaria fue de 160.700 libras por granja avícola y 85.700 libras por granja porcina. Aunque estas carnes tienen menores emisiones y menor huella territorial que res y cordero, su impacto sigue siendo mucho mayor que el de las proteínas vegetales. Además, el mayor consumo de productos procesados de cerdo y pollo mantiene presiones sanitarias y ambientales. Por eso, la propuesta distingue con claridad el tratamiento regulatorio. Para bovino y ovino, la transición pasa por reorientar ingresos y fortalecer pagos por servicios ecosistémicos. Para porcino y avícola, se considera necesaria regulación específica para contener impactos y evitar que cualquier límite sobre producción local termine desplazando emisiones y daños ambientales hacia importaciones. También se plantea una estrategia alimentaria que facilite dietas más saludables y sostenibles, junto con un plan de crecimiento hortícola que aumente la producción y el consumo de frutas y verduras en el Reino Unido.

Para leer más ingrese a:

https://green-alliance.org.uk/publication/the-meat-of-the-matter-what-does-the-trend-in-lower-meat-consumption-mean-for-uk-livestock-farmers/

https://green-alliance.org.uk/wp-content/uploads/2026/01/Meat-of-the-matter.pdf

La seguridad alimentaria británica se presenta como un problema sistémico cada vez más expuesto al cambio climático. El planteamiento central es que el riesgo ya no pertenece al largo plazo, sino que está afectando la producción, el abastecimiento y el costo de la alimentación en el presente. Entre 2022 y 2023, los impactos climáticos añadieron 361 libras a la factura alimentaria anual promedio de los hogares del Reino Unido. Además, la inteligencia gubernamental citada advierte que el país podría tener dificultades para sostener su abastecimiento alimentario tan pronto como en 2030 si el deterioro climático y ecológico continúa. La presión es particularmente severa porque el sistema alimentario británico combina producción nacional vulnerable con una alta dependencia de cadenas globales cada vez más inestables. El sector de alimentos y bebidas, valorado en 37 mil millones de libras anuales para la economía, ya está siendo alterado por calor extremo, inundaciones, sequías y fallas logísticas. A esto se suma un problema distributivo: hoy el quintil más pobre tendría que destinar casi la mitad de su ingreso a una dieta saludable recomendada, por lo que nuevas alzas de precios deterioran directamente el acceso a alimentos nutritivos.

En producción primaria, el deterioro ya es medible. Durante la última década, Inglaterra registró tres de sus cinco peores cosechas de cereales y el mal tiempo costó más de 800 millones de libras a las explotaciones agrícolas inglesas en 2025. El documento también señala que 92% de los agricultores ha sentido ansiedad por el impacto de eventos meteorológicos extremos. Hacia adelante, los riesgos se intensifican: para 2070 los inviernos podrían ser hasta 30% más húmedos que en 1990, mientras 60% de la tierra agrícola más productiva de Inglaterra ya se considera en el nivel más alto de riesgo de inundación. En ganadería, los efectos también son directos. Durante la ola de calor de julio de 2022 murieron casi 10.000 pollos por estrés térmico durante el transporte, y las altas temperaturas pueden reducir hasta 10% la producción lechera, con pérdidas de hasta 90.000 libras anuales por explotación. Además, para 2070 se prevén días de verano entre 4 °C y 7 °C más cálidos, y los rebaños lecheros del suroeste podrían enfrentar un aumento de diez veces en los días con estrés térmico. El cambio climático también favorece plagas y enfermedades, con más presión sanitaria sobre bovinos y ovinos.

La exposición externa del sistema alimentario británico agrava aún más la vulnerabilidad. El Reino Unido importa aproximadamente 40% de sus alimentos y una cuarta parte de esas importaciones proviene del Mediterráneo, una región donde inundaciones, sequías y olas de calor están afectando rendimientos. Ya en los primeros meses de 2026, los supermercados británicos enfrentaron escasez de fresas, frambuesas, aguacates y pimientos. Cuando las perturbaciones afectan regiones dominantes en ciertos productos, el efecto sobre precios se vuelve severo. El informe recuerda que el precio del cacao casi se cuadruplicó entre enero de 2023 y comienzos de 2024 tras fenómenos extremos y brotes de enfermedades en África occidental. Al mismo tiempo, el calor y las tormentas están afectando la infraestructura interna. En 2022, condiciones meteorológicas obligaron al cierre del puerto de Dover, retrasando el ingreso de productos perecederos desde Europa continental. Ese mismo año, instalaciones manufactureras redujeron su producción por no poder mantener temperaturas seguras, y se perdieron 11 millones de horas laborales por exposición a calor elevado. Las proyecciones indican que para 2050, 46% de las carreteras y 54% de la red ferroviaria del Reino Unido estarán en riesgo por inundaciones y calor extremo.

El efecto final de estas presiones se concentra en los precios y en la asequibilidad. En 2025, el alza en carne de res, mantequilla, leche, café y chocolate, asociada a impactos climáticos sobre la producción, explicó casi 40% de la inflación alimentaria total, pese a representar solo 11% de la cesta promedio de compra. El documento también recoge que una dieta saludable podría encarecerse hasta 34% hacia 2050 solo por efecto de olas de calor e inundaciones. Además, uno de cada diez hogares británicos ya experimenta inseguridad alimentaria. Frente a esto, se propone una agenda de adaptación más estructurada. Entre las acciones prioritarias figuran establecer metas nacionales cuantificadas de adaptación del sistema alimentario en el próximo programa nacional, crear una Food System Resilience Task Force, obligar estándares de reporte de sostenibilidad para el sector alimentario, apoyar a agricultores con investigación aplicada e incorporar la adaptación dentro de políticas agrícolas y alimentarias. También se plantea publicar una estrategia de crecimiento hortícola para ampliar la producción doméstica de frutas, verduras y legumbres, y promover una Good Food Bill para mejorar el acceso a dietas saludables.

Para leer más ingrese a:

https://green-alliance.org.uk/publication/uk-food-security-in-a-climate-changed-world/

https://green-alliance.org.uk/wp-content/uploads/2026/04/UK-food-security-in-a-climate-changed-world.pdf

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