Aynı metan molekülü bugün dünyanın iki ayrı köşesinde iki ayrı mantıkla fiyatlanıyor. Japonya ya da Kore limanına yanaşan bir LNG kargosunun faturası çoğu zaman aylar önceki ham petrol fiyatından türetilirken, Rotterdam’a boşalan bir kargonun değerini Hollanda’daki sanal bir ticaret noktasında o gün oluşan arz ve talep belirliyor. Bu yazı, iki fiyatlama dünyasının nereden doğduğunu, 20 yılda nasıl ayrıştığını ve en çok karıştırılan noktayı, yani uzun vadeli kontratların bu ayrımda gerçekte nerede durduğunu anlatıyor.

İki Fiyatlama Mantığı: Rakip Yakıt mı, Arz ve Talep mi?

Uluslararası Gaz Birliği (IGU), 2005’ten beri yürüttüğü Toptan Gaz Fiyat Anketi’nde dünyadaki gaz fiyatlarını oluşum biçimine göre sınıflandırıyor. Petrol fiyatı eskalasyonu (OPE) adı verilen ilk mekanizmada toptan gaz fiyatı, genellikle bir taban fiyat ve bir eskalasyon maddesi aracılığıyla rakip yakıtlara, tipik olarak ham petrole, gaz yağına ya da fuel oile bağlanıyor. Gazdan gaza rekabet (GOG) denen ikinci mekanizmada ise fiyatı doğrudan gazın kendi arz ve talebi belirliyor; işlemler Henry Hub gibi fiziki ya da İngiltere’deki NBP gibi sanal merkezlerde günlük, aylık ya da yıllık vadelerle yapılıyor. Bu yazıda birincisine kısaca “petrole endeksli”, ikincisine “borsa fiyatlı” gaz diyeceğiz.

IGU’nun tanımında gözden kaçırılmaması gereken bir ayrıntı var. Anket, uzun vadeli kontratların da borsa fiyatlı dünyaya ait olabileceğini açıkça yazıyor: aylık fiyatını rakip yakıt endeksleriyle değil gaz fiyat endeksleriyle belirleyen 20 yıllık bir anlaşma, gazdan gaza rekabet kategorisinde sayılıyor. Yani ayrımın ekseni kontratın süresi değil, fiyatın neye bağlandığı. Yazının geri kalanı bu küçük ama belirleyici notun üzerine kurulu.

Ayrımın arkasında iki farklı ekonomi anlayışı yatıyor. Petrole endeksleme, gazın kendi başına bir piyasası olmadığı varsayımına dayanır: gazın değeri, alıcının onu kullanmasaydı yakacağı yakıtın fiyatıyla ölçülür. Borsa fiyatı ise gazın kendi arz ve talep dengesine sahip, olgun bir emtia haline geldiğini kabul eder. Birincisi bir ikame maliyetidir, ikincisi bir kıtlık fiyatı.

Rakamlar dönüşümün yönünü açıkça gösteriyor. IGU’nun 2026 baskısındaki seriye göre dünya gaz tüketiminde borsa fiyatının payı 2005’te yüzde 31,2 iken 2025’te yüzde 49,9’a çıktı; petrole endeksli fiyatlamanın payı aynı dönemde yüzde 24’ten yüzde 18,2’ye geriledi. Küresel tüketim bu 20 yılda 2.872 milyar metreküpten 4.289 milyar metreküpe yükseldi ve anketin hesabına göre bu artışın neredeyse tamamı borsa fiyatlı hacimlerden geldi. Geri kalan yaklaşık yüzde 28’lik dilim hâlâ devletlerin doğrudan belirlediği düzenlenmiş fiyatlara ait; bu dilim ağırlıklı olarak eski Sovyet coğrafyasında, Orta Doğu’da ve Kuzey Afrika’da, yani gazı bol ve yerli üretimi yüksek ülkelerde yoğunlaşıyor.

Groningen 1962: Gazın Fiyatı Neden Petrole Bağlandı?

Petrole endekslemenin doğum yeri Hollanda’dır. 1959’da keşfedilen Groningen sahası Batı Avrupa’nın gördüğü en büyük gaz rezervlerinden biriydi ve devlet bu zenginliği nasıl pazarlayacağına karar vermek zorundaydı. Hollanda Ekonomi Bakanlığı’nın 11 Temmuz 1962 tarihli Doğal Gaz Notası yönetim modelini çizdi: kârın yarısı doğrudan ya da dolaylı yoldan devlete, yarısı petrol şirketlerine gidecek, gazın satışı ve iletimi de 1963’te kurulan Gasunie’ye bırakılacaktı.

Fiyat için seçilen ilke “piyasa değeri” adını aldı. Gazın fiyatı, tüketicinin gaz olmasaydı kullanacağı yakıta bağlanacaktı: haneler için kalorifer yakıtı, büyük sanayi kullanıcıları için fuel oil. Fiyat bu yakıtların biraz altında tutulacak, böylece dönüşüm tüketiciye cazip gelecek ama değer masada bırakılmayacaktı. Hollandalı kaynaklar ilkenin iki tarafa da cazip geldiğini açıkça yazar: üretici rantı en üst düzeyde tutar, tüketici ise rakip yakıta karşı fiyat güvencesi kazanır.

Burada dikkat edilmesi gereken nokta, gazın üretim maliyetinin formüle hiç girmemesidir. Groningen gazı son derece ucuza çıkıyordu, ama fiyat maliyete göre değil alıcının ödeme gücüne göre belirlendi. Hollanda gazı komşu ülkelere ihraç edilmeye başlandığında bu ilke kontratlarla birlikte sınır ötesine taşındı ve Kıta Avrupası’nın uzun vadeli ithalat kontratlarında “Groningen kavramı” olarak bilinen yapı standart hale geldi. Bu kontratların fiyatı, gazın son kullanımda ikame ettiği enerji ürünlerine, yani petrol türevlerine bağlanıyordu. Sovyet gazıyla kurulan ilişki de aynı kalıba oturdu: Gazprom’un Avrupa’daki satışları, 25 yıla varan sürelerle, petrol türevlerine endeksli fiyatlarla ve al ya da öde taahhütleriyle yürütüldü.

Asya’nın Formülü: Japonya, JCC ve Eğim

Asya’da petrole endekslemenin hikâyesi Japonya’yla başlar. Tokyo’nun elektrik şirketi ve şehir gazı şirketi, bir Japon ticaret şirketinin aracılığıyla Mart 1967’de Alaska’daki Kenai sıvılaştırma tesisinin sahipleriyle bir alım anlaşması imzaladı. İlk kargo Kasım 1969’da Yokohama’daki Negishi terminaline ulaştı ve Japonya’nın LNG çağı böyle açıldı. Ülkenin kayda değer yerli kaynağı da, komşularına boru hattı bağlantısı da yoktu; gaz ancak gemiyle gelebilirdi ve sıvılaştırma zinciri en baştan büyük ve geri dönüşü uzun bir yatırımdı. Böyle bir zincir ancak 20 yıla yayılan kontratlarla kurulabilirdi; fiyat için en doğal referans da elektrik santrallerinde gazın yerini tutacak ham petrol oldu.

Formülün bugün de geçerli çekirdeği sade bir doğru denklemidir: LNG fiyatı, eğim ile petrol fiyatının çarpımına bir sabit eklenerek bulunur. Uzun yıllar boyunca referans, Japonya’nın gümrükten geçen ithal ham petrol sepeti JCC oldu; hakemli literatüre göre bu seri Brent’i bir ila iki ay geriden izler ve Kuzeydoğu Asya kontratlarında eğim yüzde 10 ile 15 arasında değişir. Yeni kontratlarda referans giderek Brent’e kayıyor ve Brent’e bağlı LNG genellikle önceki üç ila altı ayın ortalama petrol fiyatı üzerinden faturalanıyor. Bazı kontratlar ayrıca uçlarda formülü yumuşatan bir “S eğrisi” içerir: petrol çok düşükken satıcıyı, çok yüksekken alıcıyı koruyan kırılma noktaları.

Eğimin tarihi aynı zamanda pazarlık gücünün tarihidir. Piyasa kaynaklarına göre 2022 ve 2023’te üzerinde uzlaşılan ön anlaşmalar yüzde 13 ile 14,5 arasında bir eğimle fiyatlanmıştı. 2024’te yeni arz dalgasının ayak sesleri duyulunca terazi alıcıya döndü: Katar’ın Hindistan’daki en büyük ithalatçıyla imzaladığı yılda 7,5 milyon tonluk 20 yıllık uzatmanın yüzde 12 civarında bir eğimle bağlandığı bildirildi; bir uluslararası petrol şirketinin Hindistan’daki bir çelik ortaklığıyla yaptığı 10 yıllık anlaşma ise yüzde 11,5’le, Ukrayna savaşından bu yana yüzde 12’nin altına inen ilk petrol endeksli kontrat olarak kayda geçti.

Bugün Asya hâlâ petrole endeksli dünyanın kalesidir. IGU’nun 2025 verilerine göre Çin ve Güney Asya’dan oluşan Asya bölgesinde tüketimin yüzde 73,1’i, Japonya, Kore, Tayvan, Güneydoğu Asya ve Okyanusya’yı kapsayan Asya Pasifik bölgesinde ise yüzde 57,7’si petrole endeksli fiyatlanıyor. Anket, gazdan gaza rekabetin bu pazarlarda daha fazla yayılmasının Çin ve Hindistan gibi ülkelerde köklü fiyat reformlarına bağlı olduğunu, mevcut ortamda bunun pek olası görünmediğini not ediyor.

Borsa Fiyatı Nasıl Doğdu: Henry Hub, NBP ve TTF

Borsa fiyatının ilk gerçek örneği Amerika’da ortaya çıktı. Louisiana’nın Erath kasabası yakınındaki boru hattı kavşağı Henry Hub, New York Ticaret Borsası’nın (NYMEX) 1989’da teslim noktası olarak seçmesiyle ve Nisan 1990’da dünyanın ilk standart doğal gaz vadeli kontratının işlem görmeye başlamasıyla bir fiyat referansına dönüştü. Gaz artık bir rakip yakıta göre değil, kendi kuyularından, boru hatlarından ve depolarından gelen arz ile kendi tüketicilerinin talebi arasında fiyatlanıyordu.

Avrupa’da süreç serbestleşmeyle geldi. İngiltere’de 1996’da yürürlüğe giren şebeke kurallarıyla Ulusal Dengeleme Noktası (NBP) doğdu ve uzun süre Avrupa’nın tek likit fiyat göstergesi olarak kaldı. Hollanda’da Gasunie 2003’te Title Transfer Facility’yi (TTF) kurdu. Bugün TTF’de işlem gören gaz hacmi, Hollanda’nın kendi tüketiminin 80 katını aşıyor. Tarihin ironisi burada: petrole endekslemeyi icat eden ülke, kırk yıl sonra ondan kurtuluşun merkezini de kurmuş oldu.

Borsa fiyatının kendiliğinden doğmadığını da akılda tutmak gerekir. Bir fiyat merkezinin çalışması için üçüncü tarafların altyapıya erişebilmesi, çok sayıda alıcı ve satıcının bulunması, depolama ve esnek iletim kapasitesinin olması gerekir. IGU’nun 20 yıllık değerlendirmesindeki tespit de bu yönde: gazdan gaza rekabet önce Avrupa’da boru hattı akışlarında ve üretimde, ardından ABD’nin LNG ihracatındaki hızlı yükselişle küresel LNG ticaretinde yayıldı. Serbestleşme olmayan yerde borsa fiyatı da olmuyor.

Avrupa Nasıl Taraf Değiştirdi?

2005’te Avrupa’da gaz fiyatlarının yüzde 78’i petrole endeksliydi, yalnızca yüzde 15’i borsa fiyatına dayanıyordu. Boru hattı ithalatında tablo daha da keskindi: hacmin yüzde 91’i petrole endeksli, yüzde 7’si borsa fiyatlıydı. 2025’e gelindiğinde IGU tablolarına göre Avrupa tüketiminin yüzde 83,6’sı gazdan gaza rekabetle fiyatlanıyor; boru hattı ithalatında bu oran yüzde 80’e, LNG ithalatında yüzde 87’ye ulaşmış durumda.

Dönüşümün tetikleyicisi, 2008 sonrasında ortaya çıkan iki fiyatlı sistemdi. Talep zayıflarken piyasaya yeni LNG arzı girdi ve Kuzeybatı Avrupa fiyat merkezlerindeki gaz, petrole endeksli kontrat gazının belirgin biçimde altına indi. Alıcı şirketler al ya da öde yükümlülüğüyle pahalı kontrat gazını çekmek zorundayken, aynı molekülü borsada daha ucuza bulabiliyordu ve kendi müşterilerine borsa fiyatına yakın fiyatlarla satış yapmak zorundaydı. Bu makas, alıcı şirketler için doğrudan bir zarar kaynağıydı.

Sonuç bir fiyat revizyonu ve tahkim dalgası oldu. 2010’da Gazprom kontratlarının yalnızca yüzde 10 ile 15’i spot fiyat unsuru içeriyordu. 2010 ile 2014 arasında şirket, büyük müşterilerinin çoğuyla fiyat sistemini revize etmek ve formüle spot fiyat bileşeni eklemek zorunda kaldı. 2013’te Uluslararası Ticaret Odası tahkim mahkemesi, Alman RWE’nin açtığı davada Gazprom’un Mayıs 2010’dan itibaren yapılan alımlar için geri ödeme yapmasına hükmetti; karar, Gazprom’a spot fiyatlamayı dayatan ilk tahkim kararı olarak yorumlandı. Avrupa Komisyonu’nun altı yıl süren rekabet soruşturması da gazın üçüncü ülkelere yeniden ihracatını yasaklayan maddelerin kontratlardan çıkarılmasıyla sonuçlandı.

Burada en sık yapılan yanlış okumayı düzeltmek gerekiyor. Avrupa uzun vadeli kontratlarını çöpe atmadı; kontratın içindeki endeksi değiştirdi. Uzun süreler, hacim taahhütleri ve çoğu durumda al ya da öde maddeleri yerinde kaldı; değişen şey, aylık fiyatın petrol ürünlerine mi yoksa TTF ya da NBP’ye mi bağlanacağıydı. Tahkim literatüründeki değerlendirmeler de bugün Avrupa’nın büyük bölümünde uzun vadeli kontratlarda fiyatın fiyat merkezlerine endekslenmesinin genel kabul görmüş bir ilke haline geldiğini vurgular. Zamanla petrol endeksli anlaşmalar, Gazprom’un kendisi tarafından bile “miras kontratlar” olarak anılır oldu.

Uzun Vadeli Kontrat Bir Fiyat Formülü Değildir

Tartışmayı en çok bulandıran şey, “uzun vadeli kontrat” ile “petrole endeksli fiyat” kavramlarının eş anlamlı sanılmasıdır. Oysa bir gaz kontratında iki ayrı karar verilir. Birincisi hacim ve süreyle ilgilidir: gazın ne kadar süreyle, hangi asgari miktarlarla ve hangi esneklikle teslim edileceği. Bu karar hacim riskinin kimde kalacağını belirler. İkincisi fiyatla ilgilidir: her ayın faturasının hangi göstergeye bağlanacağı. Bu karar da fiyat riskinin kimde kalacağını belirler. İki karar birbirinden bağımsızdır ve dört farklı birleşim mümkündür.

Tablonun en çarpıcı satırı ABD modelidir. ABD’li LNG ihracatçısı Cheniere’in SEC’e sunduğu dosyalara göre alıcılar LNG’yi Henry Hub fiyatının yüzde 115’i artı sabit bir ücret karşılığında alıyor. İlk 20 yıllık anlaşmalarda bu sabit ücret alıcıya göre MMBtu başına 2,25, 2,49 ve 3,00 dolar olarak belirlenmiş; şirketin kendi pazarlama koluyla yaptığı bir anlaşmada 3,50 dolara çıkıyor. Yüzde 115’lik değişken kısım gaz alımını, boru hattı taşımasını ve sıvılaştırmada yakılan gazı karşılayacak şekilde boyutlandırılmış. Kritik madde şu: alıcı bazı koşullarda kargoyu iptal edebiliyor, ama iptal ettiği kargonun sabit ücretini ödemeye devam ediyor.

Bu yapı aslında bir finans enstrümanıdır. Alıcı, sıvılaştırma kapasitesinin bedelini peşin bir prim gibi öder ve karşılığında “Henry Hub fiyatının yüzde 115’iyle gazı alıp istediğim yere götürme” hakkını satın alır. Tahvil ve opsiyon piyasalarını izleyen okur bu yapıyı hemen tanıyacaktır: sabit ücret primdir, Asya ya da Avrupa fiyatı ile Henry Hub arasındaki makas da opsiyonun içsel değeri. IGU bunun 2020’de nasıl çalıştığını belgeliyor: salgın döneminde fiyatlar çökünce büyük miktarda ABD LNG’si üretilmeden bırakıldı ve sevkiyat ancak TTF ile Henry Hub arasındaki fark değişken maliyetleri karşılayacak kadar açılınca yeniden başladı. Anket, varış yeri serbestliği tam olan bu kontrat yapısının LNG piyasasını çok daha esnek hale getirdiğini vurguluyor.

Uzun vadeli kontrat hacmi ve süreyi kilitler; fiyatın neye bağlanacağı ayrı bir karardır. Avrupa’nın 15 yılda yaptığı şey kontratı kırmak değil, kontratın içindeki endeksi değiştirmekti.

Bu ayrım bugünün bir paradoksunu da çözüyor. IGU verilerine göre 2025, LNG tarihinde kontrat imzalamanın rekor kırdığı yıl oldu; yıllık 130 milyar metreküpün üzerinde yeni anlaşma imzalandı. Aynı yıl spot kargoların küresel LNG ticaretindeki payı yüzde 40’la tarihin en yüksek seviyesine çıktı. Spot hacimler 2016’da 63 milyar metreküpken 2025’te 210 milyar metreküpe ulaştı. Uzun vade ile spotun aynı anda büyümesi çelişki değil; çünkü uzun vadeli hacimlerin giderek artan kısmı borsa fiyatlarına bağlanıyor ve esnek varış maddeleri sayesinde denizde el değiştirebiliyor. 2017’de LNG ithalatında petrole endeksli hacim 272, borsa fiyatlı hacim 110 milyar metreküptü; 2025’te LNG ticareti 151 milyar metreküp büyümesine rağmen petrole endeksli hacim 254 milyar metreküpe geriledi, borsa fiyatlı hacim 276 milyar metreküpe çıktı.

“Hangisi Daha Ucuz?” Sorusu Neden Yanlış Soru?

Kamuoyu tartışmasında iki sistem çoğu zaman bir ucuzluk yarışı gibi sunulur. IGU’nun 20 yıllık fiyat serisi bu soruya tek bir cevap vermiyor; cevap döneme göre tersine dönüyor. 2005’te borsa fiyatlı gaz ortalama MMBtu başına 8,10 dolarla petrole endeksli gazdan (5,47 dolar) pahalıydı. Petrol fiyatı yükseldikçe tablo değişti ve petrole endeksli fiyatlar 2013’te 11 dolara yaklaştı. 2019 ve 2020’de arz bolluğu ve salgınla borsa fiyatları çöktü; gazdan gaza rekabet kategorisinin ortalaması 2020’de 2,80 dolarla anketin kaydettiği en düşük seviyeye indi. Bu dönemde Avrupa’nın borsa fiyatlı alıcısı kazançlı çıkarken Asya fiyatları neredeyse yerinden oynamadı.

Sonra rüzgâr ters esti. 2021’de Avrupa’nın ortalama toptan fiyatı 13,38 dolara fırladı ve 2013’ten bu yana ilk kez Asya Pasifik’in üzerine çıktı. 2022’de Avrupa ortalaması 32,50 dolara ulaşırken Asya Pasifik 14,50, Asya 10 dolar dolayında kaldı. Avrupa’nın gösterge fiyatı TTF, 26 Ağustos 2022’de MWh başına 339,20 euroluk tarihî kapanış rekorunu gördü. 2025’te bile durum değişmedi: petrole endeksli gazın ortalaması 8,81 dolar, borsa fiyatlı gazınki 5,57 dolardı; ama bu ikinci ortalamayı Kuzey Amerika ile Rusya’nın düşük fiyatları aşağı çekiyordu. Bu iki bölge hesaptan çıkarıldığında borsa fiyatlı gazın ortalaması 10,61 dolara, yani petrole endeksli gazın üzerine çıkıyor.

Doğru soru, iki sistemin farklı sigorta poliçeleri olduğunu kabul eden sorudur. Petrole endeksli kontrat, gaz piyasasına özgü şoklara karşı bir sigortadır ve primi, sakin dönemlerde piyasanın üzerinde ödenen fiyattır. Borsa fiyatlı kontrat ise alıcıya her zaman piyasa fiyatını verir; bu, kendi müşterisine de piyasa fiyatıyla satan bir şirket için riski sıfırlar, ama kıtlık anında hiçbir yastık bırakmaz.

2026 Hürmüz Testi: Mücbir Sebep ve İki Dünyanın Fiyatı

2026, bu tezlerin canlı bir laboratuvarı oldu. IGU’nun kayıtlarına göre kriz 28 Şubat 2026’da başladı. Katar 2 Mart’ta Ras Laffan ve Mesaieed tesislerinde LNG üretimini durdurdu ve 4 Mart’ta etkilenen alıcılarına mücbir sebep bildirdi. 18 ve 19 Mart’taki füze saldırıları Ras Laffan’da iki üretim hattına zarar verdi; şirketin açıklamasına göre bu, Katar’ın LNG ihracat kapasitesinin yaklaşık yüzde 17’sine, yılda 12,8 milyon tona denk geliyor ve onarımın üç ila beş yıl sürmesi bekleniyor. IGU’nun hesabıyla Körfez kaynaklı LNG’nin kaybı, kapanma sürdükçe küresel piyasayı her ay yaklaşık 9,5 milyar metreküp açık bırakıyor.

Fiyatların verdiği tepki, iki dünyanın ayrışmasını kitap sayfasından daha net gösterdi. TTF’nin ay öncesi kontratı 3 Mart’ta MWh başına 54 euronun üzerine çıkarak önceki cuma kapanışına göre yüzde 70 yükseldi. Amerikan Gaz Birliği’nin derlemesine göre 22 Şubat ile 27 Eylül’de biten haftalar arasında haftalık ortalama TTF 10,78 dolardan 24,49 dolara, yani yüzde 127; Asya’nın spot göstergesi JKM 10,63 dolardan 26,08 dolara, yani yüzde 145 yükseldi. Aynı dönemde Henry Hub vadelileri 2,89 dolardan 3,11 dolara, yalnızca yüzde 7 kadar arttı. ABD’nin rekor üretimi ve dolu depoları, kendi fiyat merkezini dünyadaki krizden büyük ölçüde yalıttı.

Krizin öğrettiği ilk ders, uzun vadeli kontratın tek başına arz güvencesi olmadığıdır. Mücbir sebep maddesi, satıcının kendi tesisi vurulduğunda teslim yükümlülüğünü askıya alıyor; Katar’ın bildirimleri İtalya, Belçika, Güney Kore ve Çin’deki alıcılara ulaştı ve İtalya’daki bir alıcı, Katar’dan son teslimatın Mart sonunda yapıldığını açıkladı. IGU bu nedenle alıcıların bundan sonra tek kaynağa bağlı satıcılar yerine, bir kaynağı kesilse bile teslimatı başka bir tesisten yapabilecek portföy oyuncularıyla kontrat yapmayı tercih edebileceğini yazıyor.

İkinci ders daha incedir. 2022’de petrole endeksli Asyalı alıcıyı koruyan şey petrol bağlantısının kendisi değil, petrolün o krizde gazla aynı ölçüde yükselmemesiydi. 2026’da ise şokun kaynağı olan boğaz petrol için de bir darboğaz; bu yüzden petrol endeksinin sağladığı yalıtımın 2022’deki kadar kalın olmasını beklemek için bir neden yok. Bu kez krizden en iyi korunan alıcılar, fiyatını şoktan uzak bir piyasaya, Henry Hub’a bağlamış olanlar oldu. Sabit ücret dahil 5,78 ile 7,03 dolar arasında bir maliyetle yüklenen bir ABD kargosu, spotta 25 doların üzerinde değer buluyordu.

Türkiye İki Dünyanın Arasında

Türkiye bu tartışmanın tam ortasında duruyor. IGU’nun 2025 haritasında Avrupa’da borsa fiyatının çoğunluk olmadığı birkaç ülke var: Balkanlar’daki bazı küçük pazarlar ve Türkiye. Türkiye’de gazdan gaza rekabetin payı yüzde 50’nin hemen altında. Avrupa’daki petrole endeksli boru hattı ithalatının en büyük kalemi açık ara Türkiye; anket ayrıca 2016’da Rusya ile kontratlardan birinde, 2022’de ise Gazprom kontratlarında petrole endekslemeden kısmen uzaklaşıldığını kaydediyor. Petrole endeksli payın yüksekliği, 2025’te Türkiye ve İspanya’daki toptan fiyatların diğer Avrupa ülkelerinin altında kalmasının da nedeni olarak gösteriliyor.

Portföyün kendisi de değişiyor. Türkiye 2024’te yaklaşık 52 milyar metreküp gaz ithal etti ve bunun 12 milyar metreküpü LNG’ydi. Gazprom ile Mavi Akım üzerinden yıllık 16 milyar metreküplük ve TürkAkım’ın ilk hattı üzerinden 5,75 milyar metreküplük iki kontrat 2025 sonunda dolacaktı; BOTAŞ ikisini de bir yıllığına uzattı ve Enerji Bakanlığı bundan sonra bir yıllık gibi daha kısa vadeli anlaşmalara odaklanıldığını açıkladı. 2026 sonrası için görüşmeler haziran ayında sürüyordu. İran ile 8 Ağustos 1996’da Tahran’da imzalanan, akışı 2001’de başlayan ve yılda yaklaşık 10 milyar metreküp öngören anlaşmanın süresi 30 Temmuz 2026’da doldu. Basına yansıyan bilgilere göre taraflardan biri önceden uzatmama bildiriminde bulunmadığında anlaşma kendiliğinden 5 yıl uzuyor; sektör kaynakları bu uzatmanın gündemde olduğunu ve akışın sürmesinin beklendiğini aktarıyor.

Türkiye’nin 2025’te üzerinde anlaştığı yeni LNG hacimlerinin toplamı aralık başında 106 milyar metreküpe ulaşmıştı ve ülkenin LNG terminal kapasitesi yılda 58 milyar metreküpe çıktı. Bu anlaşmaların fiyat formülleri açıklanmadığı için hangilerinin Henry Hub’a, hangilerinin petrole ya da Avrupa fiyat merkezlerine bağlı olduğunu kesin olarak söylemek mümkün değil. Söylenebilecek olan şu: Türkiye fiilen iki fiyat dünyasını aynı portföyde taşıyor ve 2026, bu karışımın neden değerli olduğunu gösterdi.

Asıl soru, Türkiye’nin kendi fiyat merkezini kurma hedefinde yatıyor. Borsa fiyatının ön koşulu serbestleşmedir ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Aralık 2025’te bu konuda açık konuştu: devlet konut gazının maliyetinin yüzde 45’ini karşılıyor ve gaz maliyetine satılmadıkça serbestleşme gerçekçi değil. Perakende fiyatı sübvansiyonla belirlenen bir pazarda toptan fiyat merkezi derinleşemez; çünkü fiyat merkezinin işi kıtlığı fiyata yansıtmaktır ve sübvansiyon tam da bu sinyali bastırır. Türkiye’nin iki dünya arasındaki konumu bu yüzden geçici bir aşama değil, iç fiyat politikasının doğrudan bir sonucu.

Yakınsama mı, Kalıcı Ayrışma mı?

IGU’nun 20 yıllık değerlendirmesi üç eğilim sayıyor: düzenlenmiş fiyatlardan piyasa fiyatlarına geçiş, petrole endekslemeden borsa fiyatına geçiş ve dünya gaz fiyatlarının giderek birbirine yakınsaması. Piyasa fiyatlarının payı 2005’te yüzde 62 iken 2025’te yüzde 72’ye çıktı. Kısa vadede LNG tarafında borsa fiyatına doğru kaymanın sürmesi bekleniyor, çünkü yeni arzın büyük bölümü Kuzey Amerika’dan geliyor ve bu gaz Henry Hub’a bağlı satılıyor. Anketin aktardığı tahminlere göre yatırım kararı alınmış projeler 2025 ile 2030 arasında küresel sıvılaştırma kapasitesini yılda yaklaşık 320 milyar metreküp artıracak.

Ama yakınsamanın sınırları da belli. Çin 2025’te 427 milyar metreküplük tüketiminin 262 milyar metreküpünü yurt içinde üretti ve gaz fiyatlarında hâlâ ağırlıklı olarak petrol formüllerini ve düzenlemeyi kullanıyor. Hindistan’da 2015’ten beri fiyat merkezlerinden oluşan bir sepete bağlı olan yerli gaz fiyatı, 2022’de üç katına çıkıp 8 doları aşınca hükümet formülü petrole bağladı; IGU, fiyatın o günden beri 7 doların üzerinde kaldığını ve eski sepetin bugün çok daha düşük bir fiyat vereceğini not ediyor. Yani borsa fiyatı kriz anlarında siyaseten pahalıya geldiğinde ülkeler geri adım atabiliyor. Fiyatlama mekanizması ekonomik olduğu kadar politik bir tercih.

Bu yüzden önümüzdeki on yılın sorusu “petrol mü, borsa mı” olmayacak. Soru, alıcıların fiyat endekslerini kendi risklerine göre seçip seçemeyeceği olacak. 1962’de Groningen’de icat edilen formül gazın bir piyasası olmadığı bir dünyanın ürünüydü; 1990’da Louisiana’da başlayan vadeli işlemler gazın kendi piyasasını kurdu. 2026 ise üçüncü bir dersi masaya koydu: uzun vadeli kontrat bir sadakat yemini değil, bir risk dağıtım aracıdır ve en iyi korunan alıcı, endekslerini aynı anda aynı şoka maruz kalmayacak biçimde dağıtan alıcıdır.