Henry Hub, TTF ve JKM — Doğal gaz ve LNG göstergeleri

Henry Hub, TTF ve JKM (natural gas benchmarks, doğal gaz gösterge fiyatları), sırasıyla ABD, Avrupa ve Kuzeydoğu Asya'da doğal gazın ve LNG'nin (sıvılaştırılmış doğal gaz) fiyatını belirleyen üç ana göstergedir. Henry Hub, Louisiana'daki bir boru hattı kavşağının, TTF (Title Transfer Facility) Hollanda'daki sanal ticaret noktasının, JKM (Japan Korea Marker) ise Asya'ya gemiyle teslim edilen spot LNG kargosunun fiyatıdır. Vadeli işlemler, uzun vadeli tedarik sözleşmeleri, elektrik ve gübre maliyetleri bu fiyatlara bağlanır. Gaz okyanusları boru hattıyla aşamadığı için üç fiyat çoğu zaman birbirinden kopuk hareket eder. Dragonomi yazılarında özellikle enerji bültenlerinde ve ABD'li gaz üreticilerine ilişkin notlarda geçer, Mart 2026'daki Katar kriziyle birlikte belirgin biçimde sıklaştı.

Gaz neden tek bir dünya fiyatına sahip değil

Ham petrol ucuza tankere yüklenir ve dünyanın her yerine taşınır. Bu yüzden Brent ile WTI arasındaki fark genellikle taşıma maliyeti kadardır. Doğal gaz ise birim hacimde çok az enerji taşır. Gaz ya boru hattıyla akar ya da çok düşük sıcaklıkta sıvılaştırılıp özel gemilerle taşınır. Boru hattı coğrafyaya bağlıdır. LNG zinciri ise sıvılaştırma tesisi, gemi ve alıcı limanda yeniden gazlaştırma terminali gerektirir ve her halkası pahalıdır. Bu ayrıntılar LNG maddesinde anlatılır.

Bu fiziksel engel dünyayı üç büyük fiyat bölgesine böler. Kuzey Amerika kendi gazını üretir, boru hattı ağıyla dağıtır ve fiyatını kendi içinde belirler. Avrupa, boru hattıyla gelen gaz ile LNG'yi ortak ticaret merkezlerinde buluşturur. Bunların en büyüğü TTF'dir, İngiltere'nin NBP (National Balancing Point) noktası da ayrı bir merkez olarak işlem görür. Kuzeydoğu Asya ise gazının büyük kısmını gemiyle ithal eder ve uzun süre petrole bağlı sözleşmelerle almıştır. Her bölgenin göstergesi kendi arz ve talep koşullarını yansıtır.

Fiyatın nasıl oluştuğu da bölgeden bölgeye değişir. Kuzey Amerika'da ve giderek Avrupa'da fiyat, gazın gazla rekabetinden çıkar (gas-on-gas). Alıcı ve satıcılar bir ticaret merkezinde buluşur ve fiyat o günkü arz ve talebe göre belirlenir. Asya'nın uzun vadeli sözleşmelerinde ise fiyat bir formülle petrole bağlanır, gazın kendi piyasası fiyatı doğrudan belirlemez. Bu iki mantığın aynı kargo için yan yana var olması, bir alıcının aynı ay içinde aynı gaz için çok farklı fiyatlar ödeyebilmesine yol açar.

Üç bölgeyi birbirine bağlayan şey LNG kargosudur. Bir kargo, satıcının eline en çok parayı bıraktığı limana gider. Asya fiyatı Avrupa'yı taşıma farkından fazla aşarsa ABD'den çıkan gemiler Asya'ya döner. Avrupa daha çok öderse kargolar Atlantik'te kalır. Bu sürece arbitraj denir. Arbitraj makasları bir ölçüde sınırlar ama tamamen kapatamaz, çünkü gemi kirası, yol süresi ve tesis kapasitesi araya girer. Gemi maliyetinin nasıl oluştuğu navlun maddesinde anlatılır.

Gösterge fiyat bir yatırımcı için üç iş görür. Vadeli işlemlerde fiyat riski bu fiyatlar üzerinden alınıp satılır, uzun vadeli sözleşmelerin formülleri de bu fiyatlara bağlanır. Enerji şirketlerinin, kamu hizmeti kuruluşlarının, gübre ve kimya üreticilerinin kârlılığı da bu fiyatlarla hesaplanır. Bir gübre üreticisi için gaz amonyağın ana girdisidir, bu ilişki azotlu gübre maddesinde ele alınır.

Henry Hub

Henry Hub, Louisiana eyaletinin Erath kasabasındaki fiziki doğal gaz merkezidir. Merkezi, EnLink Midstream'in bağlı ortaklığı Sabine Pipe Line LLC işletir. Sabine Pipe Line'ın verilerine göre merkez 9 eyaletlerarası ve 3 eyalet içi boru hattına bağlıdır, başka kaynaklarda eyalet içi hat sayısı 4 olarak da geçer. Bağlı hatlar arasında Columbia Gulf, Gulf South, NGPL, Southern, Texas Gas ve Trunkline bulunur. Bu kavşak, gazın çok sayıda yöne aktarılabildiği bir dağıtım noktası olduğu için gösterge olmuştur. CME Group'a göre Henry Hub, NYMEX vadeli kontratının teslimat noktası ve ICE'deki takasların (swap) referansıdır.

CME Group'un kontrat şartnamesine göre NYMEX doğal gaz vadelisinin (kodu NG) büyüklüğü 10.000 MMBtu'dur. MMBtu, milyon İngiliz ısı birimi demektir ve gazın hacmini değil enerji içeriğini ölçer. Fiyat MMBtu başına dolarla verilir. En küçük fiyat adımı 0,001 dolardır ve bu kontrat başına 10 dolara karşılık gelir. Borsa, içinde bulunulan yıla ek olarak 12 yıl ileriye uzanan aylık kontratlar listeler. Bir kontratın işlem son günü, teslimat ayından önceki ayın sondan üçüncü iş günüdür.

Bir örnekle kontratın büyüklüğü görülebilir. Fiyat MMBtu başına 3,00 dolarsa bir kontratın nominal değeri 10.000 x 3,00 = 30.000 dolardır. Fiyat 0,001 dolar oynadığında kontratın değeri 10.000 x 0,001 = 10 dolar değişir. Fiyat 0,10 dolar yükselirse bir kontrat sahibi 1.000 dolar kazanır.

Henry Hub için iki ayrı fiyat konuşulur. Spot fiyat, merkezde ertesi gün teslim edilecek fiziki gazın günlük fiyatıdır. Vadeli fiyat ise ileri bir ayda teslim edilecek gazın borsadaki fiyatıdır. Haberlerde "doğal gaz fiyatı" denildiğinde çoğu zaman en yakın vadeli kontrat kastedilir. Fırtına günlerinde spot fiyat vadeliden çok daha sert sıçrayabilir, çünkü o gün gaz bulamayan alıcı ne olursa olsun ödemek zorundadır.

ABD'deki diğer gaz noktaları Henry Hub'a göre bir baz farkıyla (basis) fiyatlanır. Boru hattı darboğazı olan bölgelerde gaz Henry Hub'ın altında satılır, talebin yoğun olduğu bölgelerde prim yapar. Bu fark üretici şirketlerin gerçek satış fiyatını belirler. Henry Hub'ın arz tarafında Haynesville gibi gaz havzaları ve Permiyen'deki petrol kuyularından çıkan ilişkili gaz bulunur. Bu üretim biçimi şeyl petrolü ve gazı maddesinde anlatılır. Talep tarafında ise ısınma, elektrik üretimi ve LNG ihracat tesislerine giden besleme gazı (feedgas) vardır. Kış şiddeti fiyatı doğrudan etkiler, iklim döngüsünün kışları nasıl şekillendirdiği El Niño ve La Niña maddesinde ele alınır. Piyasa her hafta EIA'nın (ABD Enerji Enformasyon İdaresi) depolama verisini izler, bu veri takvimi petrol piyasası verileri maddesindeki haftalık stok raporlarına benzer.

TTF

TTF (Title Transfer Facility, mülkiyet devri noktası), Hollanda'nın gaz iletim şebekesini işleten Gasunie Transport Services'in (GTS) yönettiği sanal ticaret noktasıdır. Sanal olması, belirli bir boru kavşağına bağlı olmadığı anlamına gelir. Şebekeye bir kez giren gaz, şebekenin neresinde olursa olsun TTF'de el değiştirebilir. Adındaki "mülkiyet devri" de bunu anlatır. Fiziki molekül yerinde durur, el değiştiren şey gazın sahipliğidir.

TTF'nin ana vadeli kontratı Amsterdam merkezli ICE Endex'te işlem görür. ICE'nin ürün şartnamesine göre kontrat fiziki teslimatlıdır, yani vadesine kadar tutulan pozisyon GTS şebekesinde gerçek gaz teslimiyle kapanır. Lot büyüklüğü, ilgili ay, çeyrek, sezon ya da yıl boyunca saatte 1 megavatlık (MW) akıştır. Bir gün 23, 24 ya da 25 saat sürebilir, çünkü yaz saati geçişleri günün uzunluğunu değiştirir. Vadeli kontratta asgari işlem 5 lottur. Teslimat, ayın 1'inde Orta Avrupa saatiyle (CET) 06:00'da başlar ve sonraki ayın 1'inde 06:00'ya kadar eşit saatlik dilimlerle sürer. Aynı kontratın Londra'daki ICE Futures Europe'ta ayrı bir listelemesi de vardır.

TTF fiyatı megavatsaat başına avroyla verilir. Bir örnekle lot büyüklüğü hesaplanabilir. Otuz günlük bir ayda, yaz saati geçişi yoksa bir lot 1 x 24 x 30 = 720 MWh eder. Fiyat megavatsaat başına 35 avro ise bir lotun değeri 720 x 35 = 25.200 avrodur. Asgari 5 lotluk işlem 3.600 MWh ve 126.000 avroya karşılık gelir.

TTF bir LNG fiyatı değildir. TTF'ye gaz Norveç'ten ve diğer boru hatlarından, depolardan ve Avrupa terminallerine gelen LNG'den karışık olarak ulaşır. Yine de Avrupa'nın Rus boru gazından uzaklaşmasıyla LNG, kıtanın marjinal yani son ve en pahalı tedarik kaynağı oldu. Bu nedenle TTF, Avrupa'nın bir LNG kargosuna ödemeye razı olduğu fiyatı büyük ölçüde belirler. Avrupa'da kışa girerken depoların doldurulması da TTF'nin yaz fiyatını etkiler. AB'nin gaz depolama tüzüğü, üye ülkelerin depolarını her kış öncesinde %90 doluluğa getirmesini ister.

JKM

JKM (Japan Korea Marker, Japonya-Kore göstergesi), S&P Global Platts'ın her iş günü yayımladığı spot LNG fiyat değerlendirmesidir. Platts'a göre JKM Şubat 2009'dan beri değerlendirilir. Gösterge, Japonya, Güney Kore, Çin ve Tayvan'a DES (delivered ex ship, gemiden teslim) esasıyla teslim edilen spot kargonun değerini yansıtır. DES teslimatta taşıma maliyeti ve yol riski satıcıya aittir, alıcı kargoyu kendi limanında teslim alır. Fiyat MMBtu başına dolarla verilir.

JKM bir borsa fiyatı değildir. Henry Hub ve TTF vadelileri borsada alıcı ile satıcının buluştuğu fiyatlardır. JKM ise bir fiyat raporlama kuruluşunun, yani Platts'ın değerlendirmesidir. Platts, Singapur saatiyle 16:30'da biten gün boyu bir MOC (Market-on-Close, kapanışta piyasa) süreci işletir. Bu süreçte piyasa katılımcılarının verdiği alış ve satış teklifleri ile gerçekleşen işlemler toplanır. Platts bunlardan yola çıkarak günün fiyatını belirler. ICE, CME ve Tokyo'daki TOCOM'da işlem gören JKM vadelileri ise fiziki teslimatla değil, bu değerlendirmeye göre nakdi uzlaşmayla kapanır.

JKM'nin zaman yapısı da kendine özgüdür. Platts teslimat dönemini 15 günlük yarım aylara böler. JKM'nin ön ayı her ayın 16'sında iki ay sonrasına geçer, yani bir ayın son fiyatlama günü bir önceki ayın 15'idir. Örneğin Mart başında yayımlanan JKM nisan teslimini, Mart'ın 16'sından sonra yayımlanan JKM ise mayıs teslimini gösterir.

JKM, Asya'da gazın kömürle rekabetini de belirler. JKM yükseldiğinde bazı Asyalı elektrik üreticileri kömür santrallerini daha çok çalıştırır. Bu ikame ilişkisi termal kömür maddesinde anlatılır.

Üç göstergeyi yan yana okumak

Üç gösterge sık sık aynı cümlede anılır ama aynı şeyi ölçmez. Birimleri, teslimat yerleri ve fiyatın nasıl oluştuğu farklıdır. Aşağıdaki tablo CME, ICE ve Platts şartnamelerine dayanır.

Avrupa fiyatını diğer ikisiyle karşılaştırmak için birim çevirmek gerekir. Bir megavatsaat yaklaşık 3,412 MMBtu'dur. MMBtu başına dolar fiyatı, megavatsaat başına avro fiyatının avro-dolar kuruyla çarpılıp 3,412'ye bölünmesiyle bulunur.

Adım adım bir örnek verilebilir. TTF megavatsaat başına 35 avro, avro-dolar kuru 1,10 olsun. Önce avro dolara çevrilir, 35 x 1,10 = 38,5 dolar/MWh. Sonra enerji birimi değiştirilir, 38,5 / 3,412 = 11,28 dolar/MMBtu. Ters yönde, MMBtu başına 3 dolarlık bir Henry Hub fiyatı aynı kurla 3 x 3,412 / 1,10 = 9,31 avro/MWh eder. Bu örnekte Avrupa gazı ABD gazından MMBtu başına 8,28 dolar pahalıdır.

Çevirmede ikinci tuzak zamanlama ve ölçüm türüdür. Mart 2026'nın ilk iki haftasında iki farklı TTF rakamı yan yana dolaştı. GlobalLNGHub'ın aktardığına göre Platts'ın 3 Mart 2026 tarihli nisan teslim TTF değerlendirmesi MMBtu başına 18,5 dolardı. S&P Global'e göre 9 Mart'ta, savaşın ikinci haftasının ilk iş gününde, TTF vadelisi gün içinde en çok %16,6 artarak megavatsaat başına 69,50 avroya çıktı. 1,10 kur varsayımıyla bu, 69,50 x 1,10 / 3,412 = 22,41 dolar/MMBtu eder. Birinci rakam belirli bir günün değerlendirmesi, ikincisi altı gün sonraki gün içi en yüksek vadeli işlem fiyatıdır. İkisini aynı günün fiyatı gibi karşılaştırmak, piyasanın gerçekte yaşamadığı bir sıçrama ya da makas gösterir.

Raporlarda vadeli kontratlar kısaltmalarla anılır. Ön ay (front month) ya da yakın ay, işlem gören en yakın teslimat ayıdır. Henry Hub ve TTF'de bu ay vadenin dolmasıyla bir sonrakine kayar, JKM'de ise kayma ayın 16'sında olur. "Yaz" ve "kış" kontratları Avrupa'da nisan-eylül ve ekim-mart dönemlerini kapsar. "Cal-28" gibi kısaltmalar ise 2028 takvim yılının tamamında teslim edilecek gazı gösterir.

Gaz fiyatlarının belirgin bir mevsimselliği vardır. Kuzey yarımkürede talep ısınma nedeniyle kışın artar, bu yüzden normal koşullarda kış kontratları yaz kontratlarından pahalıdır. Uzak vadelerin yakın vadeden pahalı olduğu bu yapıya kontango (contango) denir. Yakın vade uzak vadeden pahalıysa yapı backwardation olarak adlandırılır ve çoğu zaman o anda arzın kıt olduğuna işaret eder. Bir rakamın yüksek mi düşük mü olduğunu anlamak için aynı teslimat mevsiminin önceki yıllardaki fiyatıyla kıyaslamak gerekir.

Petrol endeksli LNG fiyatlaması (slope)

Petrol endeksli LNG fiyatlaması, LNG fiyatının bir gaz göstergesine değil, ham petrol fiyatına bağlandığı uzun vadeli sözleşme formülüdür. Asya'da LNG ticaretinin büyük kısmı tarihsel olarak bu yöntemle yapıldı. Formül basittir. LNG fiyatı, petrol fiyatının bir eğim (slope) katsayısıyla çarpılmasına sabit bir tutarın eklenmesiyle bulunur. Eğim yüzde olarak yazılır. %12'lik eğim, varil başına her 1 dolarlık petrol için MMBtu başına 0,12 dolarlık LNG fiyatı demektir.

Formüldeki petrol fiyatı iki biçimde tanımlanır. Eski sözleşmeler JCC (Japan Crude Cocktail, Japonya'nın ithal ettiği ham petrolün ortalama fiyatı) kullanır. Yeni sözleşmeler ise giderek ICE'de işlem gören Brent'e bağlanıyor. S&P Global Commodity Insights'ın 2025 değerlendirmesine göre bunun nedeni Brent'in vadeli işlemlerle JCC'den çok daha kolay hedge edilebilmesidir. Hedge, fiyat riskini karşı bir pozisyonla dengelemek demektir.

Petrol fiyatı formüle tek günlük değerle girmez. LNG Industry'nin 2018'de derlediği sözleşme pratiğine göre genellikle önceki 3-9 ayın ortalaması kullanılır ve bazen bu ortalamaya bir ay gecikme eklenir. Bu yüzden petrol endeksli LNG fiyatı, piyasadaki petrol fiyatını aylar sonra izler. Formüle çoğu zaman bir S-eğrisi (S-curve) eklenir. S-eğrisi, petrol belirli bir eşiğin üstüne çıktığında ya da altına indiğinde eğimi düşürerek alıcıyı aşırı yüksek, satıcıyı aşırı düşük fiyattan korur. Bazı sözleşmelerde ayrıca taban ve tavan fiyat bulunur.

Eğim pazarlık konusudur ve zamanla değişti. LNG Industry'nin derlemesine göre eski sözleşmelerde eğim yaklaşık %15 civarındaydı. S&P Global Commodity Insights, 2025 sonunda yeni Kuzeydoğu Asya sözleşmelerinde eğimin %11-13 bandına indiğini aktarıyor.

Adım adım bir hesap formülü somutlaştırır. Bir sözleşmede eğim %12, sabit tutar MMBtu başına 0,50 dolar olsun (sabit tutar bu örnek için varsayılmıştır). Formüldeki Brent ortalaması varil başına 65 dolar ise eğimli kısım 0,12 x 65 = 7,80 dolardır. Sabit eklenince LNG fiyatı 7,80 + 0,50 = 8,30 dolar/MMBtu olur. Brent ortalaması 75 dolara çıkarsa eğimli kısım 0,12 x 75 = 9,00 dolara, toplam fiyat 9,50 dolara yükselir. Ortalama aylar sonra güncellendiği için bu artış alıcının faturasına gecikmeyle yansır.

Petrol endeksli sözleşmeler Asya'nın en büyük alıcısı Japonya için hâlâ temel yöntemdir. S&P Global Commodity Insights'ın Şubat 2025'te aktardığına göre Japonya'nın LNG alımlarında uzun vadeli sözleşmelerin payı yaklaşık %80'dir. Japon Ekonomi, Ticaret ve Sanayi Bakanlığı (METI) yetkilileri bu payı 2030 sonrasında da korumayı hedefliyor. Bu sözleşmelerin dışında kalan kısım spot piyasadan, yani JKM'ye yakın fiyatlarla alınır.

JKM'nin iç işleyişi ve baz riski

JKM grafiklerinde her ayın ortasında görülen sıçramaların önemli bir kısmı piyasadan değil, yöntemden kaynaklanır. Platts'ın 2012 ve 2020 tarihli yöntem notlarına göre JKM tek bir ayın fiyatı değil, o ayın iki yarım aylık teslimat penceresinin ortalamasıdır. Örneğin 1 Haziran'da Platts temmuzun ilk ve ikinci yarısı ile ağustosun ilk ve ikinci yarısını ayrı ayrı değerlendirir. O gün yayımlanan JKM, temmuzun iki yarım ayının ortalamasıdır. Ayın 16'sındaki kaymayla seri bir anda farklı bir teslimat dönemini göstermeye başlar. Kıştan bahara geçişte bu kayma, fiyat değişmemiş olsa bile grafikte düşüş gibi görünür. Uzun JKM serilerinde ayın 15'i ile 16'sı arasındaki değişim ayrıca kontrol edilmelidir.

Fiziki kargo fiyatı ile kâğıt piyasası arasındaki fark, yani baz riski, JKM'nin rakiplerine karşı üstünlüğünün kaynağıdır. JKTC (JKM Balance Month Next Day), Platts'ın ayın kalan kısmına ait JKM değerlendirmesidir. S&P Global Platts'ın Nisan 2025'te aktardığı verilere göre JKM ile JKTC arasındaki ortalama nakit fark, Ocak 2024 ile 8 Nisan 2025 arasında MMBtu başına yalnızca 1 sentti. JKM ile Güneydoğu Asya göstergesi (SEAM) arasındaki fark ise 2024'ten beri ortalama 21,5 sent oldu. Bu düşük fark, Asya'daki alternatif göstergelerin türev piyasasında JKM kadar tutunamamasını açıklar.

Platts 2024-2026 arasında JKM'nin etrafına yeni katmanlar ekledi. Platts'ın abone notlarına göre H+3 ile H+6 arasındaki yarım ayları kapsayan JKM ileri değerlendirmeleri (JKM Forwards) 16 Ocak 2024'te başladı. İlk JKM ileri eğrisi ise 1 Haziran 2012'de yayımlanmıştı. İleri eğrinin uzun süre kısa kalması, uzak vadeli Asya kâğıt piyasasının TTF'ye göre sığ kalmasının nedenlerinden biridir. Platts 12 Kasım 2025'te JKM türevleri ile yarım aylık fiziki değerlendirmeler arasındaki farkı yayımlayan yeni fark (differential) değerlendirmeleri önerdi. Başlangıç 16 Ocak 2026 olarak planlanmıştı, ertelendi ve değerlendirmeler 23 Şubat 2026'da yayına girdi. Böylece fiziki ile kâğıt arasındaki baz farkı yayımlanan bir fiyat oldu.

Platts her gün JKM için bir gerekçe (rationale) ve dışlama (exclusions) notu yayımlar. Bu notlarda hangi tekliflerin ve işlemlerin hesaba katılmadığı ile teslimat pencereleri yazılır. Platts bu notları gerektiğinde düzeltir, örneğin 18 Haziran 2025, 17 Ekim 2025 ve 3 ile 5 Kasım 2025 notları sonradan güncellendi. Platts ayrıca JKM'nin dayanak ve konumuna ilişkin tanım dilini 16 Ocak 2025'te güncelledi. Bu döküm, borsa fiyatında bulunmayan bir denetim izidir. MOC penceresindeki likidite mevsime göre değişir. S&P Global'in 23 Şubat 2026 tarihli değerlendirmesine göre Asya LNG MOC likiditesi Şubat 2026'da mevsimsel olarak azaldı.

Likidite ve piyasa derinliği

Üç göstergenin türev piyasalarının derinliği farklıdır. Aşağıdaki tablo ICE ve S&P Global Platts verilerinden derlenmiştir. Açık pozisyon, henüz kapatılmamış kontratların toplamıdır.

Tablodaki sayılar doğrudan karşılaştırılmamalıdır. Otuz günlük bir ayda bir TTF lotu 720 MWh, yani 720 x 3,412 = yaklaşık 2.457 MMBtu eder. Bu, bir NYMEX kontratının dörtte biri kadardır.

JKM tarafındaki tablo daha nettir. S&P Global Platts'ın Nisan 2025'te aktardığı ay sonu verisine göre ICE'deki ön ay JKM vadelilerinin nominal açık pozisyonu 1,938 milyar dolardı. Aynı ölçüde TTF 3,566 milyar dolardı. İki sayının oranı 3,566 / 1,938 = 1,84'tür, yani Asya'nın küresel göstergesi sayılan JKM'nin nominal derinliği TTF'nin yaklaşık %54'ü kadardır. Platts'a göre 2025 başından 14 Nisan'a kadar ICE, CME ve TOCOM'da işlem gören 352.490 lot JKM türevi, yaklaşık 1.036 LNG kargosuna eşdeğerdi.

TTF'nin derinliği fiziki hacmin çok üstündedir. ICIS'in Eylül 2019 tarihli değerlendirmesine göre TTF'nin churn oranı, yani işlem hacminin fiziki akışa oranı, 2013'te 18,5, 2014'te 31, 2015'te 37 idi. Aynı değerlendirmede aktarılan en son dönemde 38.037 TWh'lik işleme karşılık 581 TWh fiziki geçiş vardı, bu da yaklaşık 65'lik bir orana denk gelir. ICIS'e göre Groningen sahasının kapatılma süreci, beklenenin aksine likiditeyi azaltmadı.

ICE'nin açıklamalarına göre TTF açık pozisyonu 2025'te üç kez rekor kırdı. Rekorlar 25 Haziran'da 2,36 milyon, 25 Eylül'de 2,6 milyon ve 20 Ekim'de 2,7 milyon kontrat oldu. Ekim rekoru yıllık bazda %30 artış demekti ve ICE'nin doğal gaz vadeli ve opsiyon hacmi de yıllık bazda %29 arttı. Rekorlar fiyat şoku sırasında değil, düşük fiyatlar ve LNG bolluğu beklentisi altında geldi, yani artan hedge ve yatırım katılımını yansıtıyordu.

TTF'nin iki ayrı listelemesi bir düzenleme deneyiminin sonucudur. AB'nin TTF için tasarladığı fiyat tavanı, piyasa düzeltme mekanizması (MCM), 15 Şubat 2023'te yürürlüğe girdi. S&P Global'e göre ICE buna karşılık Londra'daki ICE Futures Europe'ta paralel bir TTF piyasası açtı. Tavan Amsterdam listelemesine uygulanırken Londra listelemesi tavanın dışında kaldı.

Makaslar ve arbitraj

JKM-TTF farkının işareti

Asya'nın Avrupa'ya göre her zaman prim ödediği varsayımını veriler desteklemiyor. S&P Global Platts'ın Nisan 2025'te aktardığı verilere göre JKM ile TTF arasındaki fark 2022'de ortalama MMBtu başına eksi 8,09 dolardı ve en düşük noktası eksi 26,05 dolar oldu. 2022'de Asya Avrupa'dan ucuzdu, çünkü Avrupa Rus boru gazının yerini doldurmak için kargoları yüksek fiyatla kendine çekiyordu. Ocak-Eylül 2024 döneminde fark artı 1,03 dolara döndü. Ocak 2025'ten 8 Nisan 2025'e kadar ise ortalama eksi 29,6 sente indi.

S&P Global'in 23 Şubat 2026 tarihli değerlendirmesine göre Mart teslim JKM'nin fiyatlama dönemi MMBtu başına kabaca 10 ile 12 dolar arasında seyrediyordu, bir yıl önce aynı dönemde fiyat 13 dolardan 17 dolara uzanan bir aralıktaydı. S&P Global bu dönemi Atlantik havzasının kargo çekişi ve Asya'ya kapalı arbitrajla tanımladı. Kapalı arbitraj, ABD'den Asya'ya giden kargonun fazladan taşıma maliyetini karşılayamadığı anlamına gelir.

Mart 2026'daki Katar krizinde pencere kısa süre açıldı, sonra daraldı. GlobalLNGHub verilerine göre 6 Mart'ta biten haftada JKM 20 doların biraz üzerine, nisan teslim TTF 18,1 dolara çıktı. Dragonomi'nin 6 Mart bülteni bu sırada farkın nakliyeyi karşıladığını ve ABD ile Batı Afrika kargolarının Asya'ya çevrildiğini aktardı. GlobalLNGHub'ın 16 Mart 2026 tarihli haftalık özetine göre 13 Mart haftasında ise JKM 18,5-19 dolar aralığında, TTF 16,9 dolardaydı ve fark MMBtu başına yalnızca 1-2 dolara inmişti. Atlantik havzası da kıt olduğundan prim uzun süre geniş kalmadı. JKM-TTF farkı her zaman LNG gemisi kirası ve rota maliyetiyle birlikte okunur.

Henry Hub neden ayrışır

Henry Hub'ın dünya fiyatlarıyla bağı, ABD'nin ihracat kapasitesiyle sınırlıdır. Tesisler tam kapasitede çalışırken yurt dışı fiyat ne kadar yükselirse yükselsin fazladan gaz ihraç edilemez. GlobalLNGHub verilerine göre 27 Şubat ile 6 Mart 2026 arasındaki haftada nisan teslim TTF MMBtu başına 11,1 dolardan 18,1 dolara, JKM 10 doların üst kısmından 20 doların biraz üzerine çıktı. Aynı haftada Henry Hub yalnızca 2,9 dolardan 3,2 dolara yükseldi. Henry Hub ile TTF arasındaki makas 18,1 - 3,2 = yaklaşık 15 dolara açıldı. Fiyat sinyali hacme dönüşemediğinde makasın kazancı üreticilere değil, sıvılaştırma kapasitesini tutan ve kargoyu yurt dışında satan şirketlere kalır.

Ters yönde bir şok da Henry Hub'ın yerel kalabildiğini gösterdi. Ocak 2026'daki Winter Storm Fern (Fern kış fırtınası) sırasında EIA verilerine göre Henry Hub spot fiyatı 23 Ocak 2026'da MMBtu başına 30,72 dolarla nominal rekor kırdı. Ocak 2026 ortalaması 7,72 dolar oldu. GlobalLNGHub'a göre fırtına sırasında ABD kuru gaz üretiminin %15'inden fazlası donma (freeze-off) nedeniyle kesildi. Permiyen üretimi yaklaşık %40 düştü ve LNG tesislerine giden besleme gazı 22-26 Ocak arasında %40 azaldı. EIA'ya göre 30 Ocak'ta biten haftada Alaska ve Hawaii dışındaki 48 eyaletteki (Lower 48) depolar 360 milyar kübik feet (Bcf) azaldı. Bu, EIA'nın haftalık depolama verisinin tarihindeki en büyük net çekilişti.

Fern zirvesi TTF ve JKM'ye fiyat olarak yansımadı. İhracat tesisleri besleme gazını kıstı ve yurt içindeki şok dünyaya hacim kaybı olarak aktarıldı. Henry Hub'daki bir sıçramanın küresel bir sıkışma olup olmadığı besleme gazı verisinden anlaşılır.

Henry Hub'ın uzun vadeli itici gücü ihracat talebidir. EIA, her ay yayımladığı Kısa Vadeli Enerji Görünümü'nde (STEO) Henry Hub tahminini büyük ölçüde ABD LNG ihracatındaki artışa dayandırır ve tahmini her sürümde günceller. Piyasanın kendi beklentisi ise vadeli eğride görülür. Goldman Sachs'ın 22 Mart 2026 tarihli değerlendirmesine göre Henry Hub vadelileri 2026 için MMBtu başına 3,91 dolar, 2027 için 3,86 dolar fiyatlıyordu. Bu seviyeler, TTF ve JKM Mart 2026'da sıçrarken bile ABD fiyatının yurt içi arz ve talep dengesine bağlı kaldığını gösterir.

Arz tarafında IEA, Ocak 2026 tarihli üç aylık gaz piyasası değerlendirmesinde küresel LNG üretiminin 2026'da %7'den fazla, yani 2019'dan beri en hızlı tempoda artacağını öngördü. IEA'ya göre artışın %85'inden fazlası ABD, Kanada ve Meksika'dan gelecek. IEA'ya göre 2025'te ABD'de yılda 80 milyar metreküpün üzerinde sıvılaştırma kapasitesi için rekor düzeyde nihai yatırım kararı alındı. Bu kapasiteler devreye girdikçe Henry Hub'ın dünya fiyatlarıyla bağı güçlenir. ABD LNG'sinin kısa vadede küresel marjinal arz olması, fiyat tabanı tartışmalarında maliyet eğrisi mantığıyla okunur.

Uzun vadeli sözleşme pratiği

Eğim pazarlığı ve JCC'den Brent'e geçiş

S&P Global Commodity Insights'ın 12 Aralık 2025'te aktardığına göre Japon Shizuoka Gas, Nisan 2027'den başlayan, 7 yıl süreli, yılda 5 kargoluk ve DES teslimli bir sözleşmeyi Brent'e %12 eğimle imzaladı. S&P Global'in görüştüğü piyasa kaynakları bu eğimi "yüksek" saydı, çünkü aynı dönemde 15 yıllık başka bir sözleşme ICE Brent'e %11,3-11,5 eğimle kapandı.

Bu eğimler vadeli piyasanın ima ettiği seviyenin altındadır. S&P Global'in 2025 verilerine göre Ocak 2026-Aralık 2030 dönemi için vadeli LNG fiyatlarının vadeli Brent'e oranından çıkan ima edilen (implied) eğim ortalama %15,8 idi. Brent düşükken LNG görece pahalı kaldı. Sonuçta 2025'te uzun vadeli sözleşme fiyatları spot LNG'nin altında kaldı ve satıcılar spot piyasadaki daha yüksek fiyatları kaçırdı. METI'nin spot LNG anketine göre Japonya'nın spot LNG ortalaması Ekim 2025'te MMBtu başına 11,1 dolar, Ocak 2026'da 11,3 dolardı. Brent varil başına 65 dolar varsayılırsa %12 eğim MMBtu başına 7,80 dolar verir. Bu varsayımla, sabit tutar hariç, Ekim 2025'te sözleşmeli alıcı spot alıcıya göre MMBtu başına yaklaşık 3,30 dolar avantajlıydı. Yukarıdaki örnekteki 0,50 dolarlık sabit eklenirse avantaj 11,1 - 8,30 = 2,80 dolara iner. Hesap, petrol ortalamasındaki aylık gecikmeyi de dikkate almaz.

Henry Hub bağlantılı formül

ABD LNG'si farklı bir mantıkla satılır. CME Group'un 2021 tarihli değerlendirmesine ve RBN Energy'ye göre alıcı iki kalem öder. Biri, kullanmasa da ödemek zorunda olduğu sabit bir sıvılaştırma ücretidir (take-or-pay). Bu ücret kaynağa göre MMBtu başına kabaca 2,25-3,50 dolardır. Öteki Henry Hub fiyatının %115'idir. Fazladan %15, tesise beslenen gazın sıvılaştırma sırasında yakıt olarak tüketilen ve kaybolan kısmını karşılar. Satış genellikle FOB (free on board, gemide teslim) esasıyla yapılır, nakliye ve yeniden gazlaştırma alıcıya aittir. Formülü ilk uygulayan şirket Cheniere'dir.

Adım adım bir hesap formülün ekonomisini gösterir. Henry Hub MMBtu başına 3,10 dolar, sıvılaştırma ücreti 2,50 dolar olsun. Gaz bedeli 1,15 x 3,10 = 3,565 dolardır. Ücret eklenince FOB maliyet 3,565 + 2,50 = 6,065, yani yaklaşık 6,07 dolar olur. 13 Mart 2026 haftasındaki 16,9 dolarlık TTF ile kıyaslandığında kargoyu Avrupa'da satan alıcı, nakliye ve gazlaştırma maliyetinden önce MMBtu başına yaklaşık 10,8 dolarlık bir fark elde eder. Satıcının marjı sabit ücrettir. Makasın kendisi, nakliye düşüldükten sonra alıcının net getirisi (netback) olarak ortaya çıkar. Henry Hub'a endeksli alıp Brent'e endeksli satan portföy şirketleri de iki formül arasındaki farkı marja çevirir.

Çinli alıcılar ve tarife paradoksu

Çinli alıcılar petrole bağlı portföylerini Henry Hub ile çeşitlendiriyor. S&P Global Commodity Insights'ın 27 Mayıs 2025 tarihli haberine göre ConocoPhillips ile Guangdong Pearl River arasındaki 15 yıllık sözleşme 2028'de başlıyor. Formül Henry Hub'a yaklaşık %121 eğim ve MMBtu başına 4,5 dolar civarında bir sabit içeriyor. Guangzhou Gas ile Mercuria arasındaki 5 yıllık sözleşme ise 2026'da başlıyor, ilk yıl JKM'ye, sonra Henry Hub'a bağlanıyor. Standart %115 yerine %121 eğim ve yüksek bir sabit, formüle muhtemelen nakliyenin de dahil edildiği yeni biçimlere işaret ediyor.

Bu sözleşmeler ticaret savaşının ortasında imzalandı. ICIS'e göre Çin, 10 Şubat 2025'ten itibaren ABD LNG'si ve kömürüne %15 ek gümrük vergisi uyguladı. ABD'den Çin'e giden LNG kargosu 2024'te 64 gemiyken 2025'te fiilen sıfıra indi. LNG Prime'a göre Çin'in 2025 LNG ithalatı yaklaşık %10,6 gerileyerek yaklaşık 67 milyon tona düştü. Yerli üretim ve boru gazı arttı. Henry Hub bağlantılı sözleşmeler imzalansa bile fiziki ABD kargosu Çin'e akmıyor, kargolar yeniden satış ve takasla başka alıcılara giderek JKM havuzunu besliyor.

Türkiye'deki karşılığı

Forbes Türkiye ve Bloomberg HT'nin aktardığına göre BOTAŞ, Eylül 2025'te New York'ta Mercuria ile 20 yıllık bir LNG tedarik anlaşması imzaladı. Anlaşma 2026'da başlıyor, yılda yaklaşık 4 milyar metreküp ve toplamda yaklaşık 70 milyar metreküp hacim öngörüyor. BOTAŞ aynı dönemde Woodside ile 2030-2039 arasında ağırlıklı olarak Louisiana LNG projesinden yaklaşık 5,8 milyar metreküplük bir ön anlaşma da yaptı. Bu sözleşmelerin hangi endekse bağlandığı kamuya açıklanmadı, ABD kaynaklı olmaları Henry Hub bağlantılı oldukları anlamına gelmez.

Türk yatırımcı için göstergeler dolaylı yoldan önem taşır. Türkiye'nin ithal ettiği LNG kargoları uluslararası piyasadan alındığı için TTF ve JKM'deki hareket, ithalat faturasının yönünü gösterir. Gazı hammadde olarak kullanan gübre üreticileri açısından Avrupa'daki rakiplerin maliyeti TTF ile, ABD'deki rakiplerin maliyeti Henry Hub ile ölçülür. Bu yüzden iki gösterge arasındaki makas, rekabet koşullarını okumak için de kullanılır.