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