LNG — Deniz yoluyla gaz ticareti

LNG (liquefied natural gas, sıvılaştırılmış doğal gaz), atmosfer basıncına yakın koşullarda yaklaşık −162 °C'ye soğutularak sıvı hâle getirilmiş doğal gazdır. Sıvı hâlde gaz hâlindeki hacminin yaklaşık 600'de birini kaplar. Bu sayede boru hattının ulaşmadığı pazarlara özel gemilerle taşınabilir. Küresel gaz ticaretinin deniz yoluyla yapılan kısmı LNG'dir ve fiyatı çoğunlukla milyon Btu (MMBtu) başına dolarla verilir. Avrupa ve Asya'nın enerji güvenliği, elektrik fiyatları ve enerji şirketlerinin nakit akışı bu ticarete bağlıdır. Dragonomi yazılarında Asya spot fiyatları, ABD'nin ihracat projeleri, Cheniere ve TotalEnergies telekonferansları, Avrupa'nın Rus gazından çıkışı ve BOTAŞ'ın yeni kontratları bağlamında sık geçer.

Fiziksel özellikler

Doğal gaz ağırlıklı olarak metandır. LNG tipik olarak %90'ın üzerinde metan ile az miktarda etan, propan, bütan ve azot içerir. Hidrojen sülfür, karbondioksit, su, cıva ve ağır hidrokarbonlar sıvılaştırmadan önce ayrılır. Su ve karbondioksit −162 °C'ye inilmeden donar ve boruları tıkar. Cıva da bu tesislerde yaygın kullanılan alüminyum ısı eşanjörlerini aşındırır. Geriye kalan sıvı renksiz, kokusuz ve zehirsizdir. Litre başına 0,41-0,50 kilogramlık yoğunluğuyla suyun yarısı kadar ya da biraz daha hafiftir.

LNG'yi ekonomik kılan özellik hacimdir. Gaz 600 kat küçülünce okyanus aşırı taşıma mümkün hâle gelir. Gazı sıkıştırmak da hacmi küçültür ama aynı ölçüde küçültmez. Sıkıştırılmış doğal gaz (CNG) genellikle 200 bar civarında basınçla tutulur. LNG birim hacimde CNG'nin yaklaşık 2,4 katı, dizelin ise yaklaşık %60'ı kadar enerji taşır. LPG (sıvılaştırılmış petrol gazı) ise propan ve bütandan oluşan, oda sıcaklığında hafif basınçla tüpte sıvı kalan ayrı bir üründür. LNG ise kriyojenik, yani aşırı soğuk bir zincir ister.

Ticarette asıl ölçü ısıl değerdir, yani gaz yakıldığında açığa çıkan enerji. Isıl değer iki biçimde ölçülür. Üst ısıl değer (HHV, brüt) yanmada oluşan su buharının yoğuşma ısısını da sayar, alt ısıl değer (LHV, net) saymaz. LNG'de ikisi arasında yaklaşık %10 fark vardır. Bir kargonun ısıl değeri de gazın geldiği sahaya göre %10-15 oynayabilir, yani aynı tonaj farklı sahalardan geldiğinde farklı miktarda enerji taşır. Bu yüzden kontratlar fiyatı enerji birimiyle yazar ve hangi ısıl değerin esas alınacağını ayrıca belirtir.

Değer zinciri nasıl işler

LNG zinciri dört halkadan oluşur. Gaz sahadan boru hattıyla kıyıdaki sıvılaştırma tesisine gelir. Orada sıvılaştırılıp tanklarda depolanır, özel gemilerle taşınır ve alıcı ülkedeki terminalde yeniden gaza çevrilip şebekeye verilir. Halkaların sahipleri çoğu zaman farklıdır ve herhangi bir halkadaki arıza kargonun tamamını durdurur.

Sıvılaştırma

Sıvılaştırma tesisindeki bağımsız üretim hatlarına tren denir. Her trenin kendi arıtma, soğutma ve sıvılaştırma üniteleri vardır ve kapasitesi yılda milyon ton (Mtpa) ile ölçülür. Gaz, propan, etilen ya da karışık soğutucu akışkanların kullanıldığı kademeli soğutma döngülerinden geçirilerek −162 °C'ye indirilir. Süreç çok enerji ister. EIA'ya (ABD Enerji Enformasyon İdaresi) göre ABD'deki ihracat tesisleri, tesise giren besleme gazının (feedgas) %7-15'ini sıvılaştırma sırasında tüketir. Tesis zincirin en pahalı parçasıdır ve projenin sermaye harcamasının (CapEx) büyük kısmını oluşturur. Katar'ın North Field East genişlemesinin toplam yatırım maliyeti yaklaşık 28,7 milyar dolardır.

Gemiyle taşıma

LNG gemileri, yükü kaynama noktasında tutan yalıtımlı tanklara sahip özel tankerlerdir. İki ana tank tasarımı vardır. Moss tipi gemilerde güverteden yükselen, kendi kendini taşıyan küresel tanklar bulunur. Membran tipi gemilerde ise ince bir metal zar, gövdenin iç yüzeyine yerleştirilmiş yalıtım katmanlarına yaslanır. Pazara hâkim olan iki membran sistemi, Mark III ve NO96, Fransız GTT şirketine aittir. Uluslararası Gaz Birliği'nin (IGU) verilerinde standart gemi 174.000 metreküplüktür.

Yolculuk boyunca dışarıdan sızan ısı yükün bir kısmını buharlaştırır. Bu boil-off (buharlaşma kaybı) gazı ya geminin motorunda yakıt olarak yakılır ya da yeniden sıvılaştırılır. IGU'ya göre yeni membran gemilerde yüklü seferde günlük kayıp tank kapasitesinin %0,10'unun altındadır. Bu oran GTT'nin Mark III Flex+ sisteminde %0,07, NO96 Super+ sisteminde %0,085'tir. Eski Moss tasarımlarında ise günde yaklaşık %0,15'tir. 20 günlük bir sefer varsayımıyla bu fark, yükün %1,4'ünü ya da %3'ünü kaybetmek demektir.

Yeniden gazlaştırma

Yeniden gazlaştırma (regasification), LNG'nin ısıtılarak tekrar gaza çevrilmesi ve basınçlandırılarak boru şebekesine verilmesidir. Bu işi ya karadaki terminaller ya da FSRU (floating storage and regasification unit, yüzer depolama ve yeniden gazlaştırma ünitesi) denen gemiler yapar. FSRU ise limana bağlanmış, üzerinde gazlaştırma ekipmanı olan bir LNG gemisidir. Kurulumu hızlıdır ve gerektiğinde başka bir limana çekilebilir. IGU'ya göre 2024 sonunda yüzer ve açık deniz yeniden gazlaştırma kapasitesi 52 terminalde 207,3 Mtpa'ya, yani toplamın yaklaşık %20'sine ulaştı. Yeniden gazlaştırma kapasitesi olan 47 pazarın 16'sı yalnızca yüzer ünitelere dayanıyor.

Zincirin iki ucu dengesizdir. IGU verilerine göre 2024 sonunda dünyada 494,4 Mtpa sıvılaştırma kapasitesine karşılık 47 pazarda 1.064,7 Mtpa nominal yeniden gazlaştırma kapasitesi vardı. İthalat tarafı ihracat tarafının iki katından büyüktür ve 2024'te ortalama %38,6 kullanım oranıyla çalıştı. Sıvılaştırma tesislerinin ortalama kullanımı ise %86,7'ydi. Alıcı ülkeler terminali bir tür sigorta olarak kurar, sıkışan halka neredeyse her zaman arz tarafıdır.

MMBtu (fiyat birimi)

LNG fiyatları dünyanın büyük kısmında MMBtu başına dolarla verilir. Birim ABD gaz piyasasından küresel LNG ticaretine yayıldı ve üç ana göstergenin ortak dilidir. Henry Hub, Louisiana'nın Erath kasabasındaki boru hattı kavşağında oluşan ve NYMEX vadeli gaz kontratının teslim noktası olan ABD gaz fiyatıdır. TTF (Title Transfer Facility), Hollanda'nın sanal gaz ticaret noktasıdır. Kıta Avrupası'nın gösterge fiyatı olarak megavatsaat (MWh) başına avroyla işlem görür. JKM (Japan Korea Marker) ise S&P Global Platts'ın Japonya, Güney Kore, Çin ve Tayvan'a teslim edilen spot LNG kargoları için yayımladığı günlük fiyat değerlendirmesidir.

Btu ve M harfinin mantığı

Btu (British thermal unit, İngiliz ısı birimi), bir libre suyun sıcaklığını bir Fahrenheit derece artırmak için gereken ısıdır. "M" harfi burada mega değil, Roma rakamlarındaki bindir. ABD enerji yazımında MBtu bin Btu, MMBtu ise bin kere bin, yani bir milyon Btu demektir. Bir MMBtu yaklaşık 1,055 gigajul ya da 293,1 kilovatsaattir. İngiltere'de NBP gaz fiyatlarının hâlâ kullandığı therm 100.000 Btu'dur, bu yüzden 1 MMBtu 10 therm eder.

Kısaltmanın kendisi bir tuzaktır. Uluslararası Enerji Ajansı'nın (IEA) Gas Market Report serisi fiyatları "USD/MBtu" yazımıyla verir ve milyon Btu'yu kasteder. ABD yazımında aynı kısaltma bin Btu anlamına gelir, bağlamı bilmeyen bir okur fiyatı bin kat yanlış okuyabilir.

Hacim, ağırlık ve enerji arasında dönüşüm

LNG haberlerinde aynı miktar ton, metreküp, milyar metreküp (bcm), günlük milyar fit küp (Bcf/g) ya da MMBtu ile verilebilir. En çok kullanılan katsayılar şunlardır.

EIA'nın Ocak 2026 tarihli Kısa Vadeli Enerji Görünümü (STEO) hacim ile enerji arasındaki farkı iyi gösterir. 2025 Henry Hub ortalaması bin fit küp başına 3,66, MMBtu başına 3,53 dolardır, çünkü ABD gazı fit küp başına ortalama 1.037 Btu içerir (3,66 ÷ 1,037 = 3,53).

Avrupa fiyatını MMBtu'ya çevirmek için MWh başına avro fiyatı avro/dolar kuruyla çarpılır ve 3,412'ye bölünür. Kurun 1,15 olduğu varsayılırsa MWh başına 30 avroluk bir TTF fiyatı 30 × 1,15 ÷ 3,412 ≈ 10,11 dolar/MMBtu eder.

Ton ile MMBtu arasındaki katsayının seçimi sonucu değiştirir. Dragonomi'nin 23 Aralık 2025 tarihli LNG fiyatları notu, Çin'deki ana ithalat terminallerinde toptan LNG fiyatının ton başına 3.500 yuanın altına indiğini ve bunun yaklaşık 10,72 dolar/MMBtu ettiğini aktarır. Kur 7 yuan/dolar varsayılırsa bu çeviri ton başına yaklaşık 46,6 MMBtu'luk bir katsayıya denk düşer (3.500 ÷ 7 ÷ 10,72). IGU'nun 53,38'lik katsayısıyla aynı fiyat yaklaşık 9,4 dolar eder (500 ÷ 53,38). Hangi katsayının kullanıldığı yazılmadıkça ton fiyatı ile MMBtu fiyatı karşılaştırılamaz.

Kargo başına dolar

Tek bir kargonun enerji içeriği fiyat hareketlerini somutlaştırır. Venture Global'in ABD Menkul Kıymetler ve Borsa Komisyonu'na (SEC) sunduğu üçüncü çeyrek 2025 dosyasına (10-Q) göre Calcasieu Pass tesisi bu çeyrekte toplam 133,0 trilyon Btu (TBtu) içeren 36 kargo ihraç etti. Kargo başına ortalama yaklaşık 3,7 TBtu, yani 3,7 milyon MMBtu düşer (133,0 ÷ 36 = 3,69). IGU katsayılarıyla bu yaklaşık 69 bin ton ya da 154 bin metreküp LNG'dir ve 174.000 metreküplük standart gemiyle uyumludur.

Fiyattaki her 1 dolarlık hareket kargo başına yaklaşık 3,7 milyon dolar eder. Aralık 2025 başındaki 10,66 dolarlık Asya spot fiyatıyla böyle bir kargonun değeri yaklaşık 39,4 milyon dolardır. 7 Mart 2022'deki 84,76 dolarlık JKM rekoruyla aynı kargo yaklaşık 313 milyon dolar ediyordu. Bu tutar, IGU'ya göre 2024'te Kore tersanelerinde 250-260 milyon dolar arasında fiyatlanan yeni bir standart LNG gemisinin fiyatından fazladır.

Petrol paritesi

MMBtu ile petrol arasındaki bağ IGU katsayısından gelir. 1 MMBtu 0,1724 varil petrol eşdeğeri olduğuna göre, varil fiyatının %17,24'üne eşit bir LNG fiyatı enerji içeriği bakımından petrolle başabaştır. Buna tam petrol paritesi denir. Brent 70 dolarken parite fiyatı 70 × 0,1724 ≈ 12,07 dolar/MMBtu olur. Petrol endeksli kontratların eğimi bu oranın altında durur, yani gaz enerji eşdeğeri petrolden ucuza satılır. Spot LNG 2021-2022 krizinde paritenin çok üzerine çıktı. IGU'ya göre JKM ise 2024'ün büyük bölümünde petrol endeksli uzun vadeli kontrat fiyatlarının da altında kaldı. Spot fiyat paritenin üzerindeyken petrol ürünleri yakıt olarak gazla rekabet edebilir hâle gelir.

Küresel ticaret rakamlarla

IGU'nun World LNG Report 2025 verilerine göre küresel LNG ticareti 2024'te %2,4 artarak 411,24 milyon tona ulaştı ve 22 ihracatçı ile 48 ithalatçı pazarı birbirine bağladı. Meksika ve Kongo aynı yıl yüzer sıvılaştırma (FLNG) gemileriyle ihracatçı oldu. LNG ithalatçılarının birliği GIIGNL ise farklı bir yöntemle 406 milyon ton (%1 artış) ve 49 ithalatçı pazar sayıyor. İki sektör kuruluşunun toplamları birbirini tutmaz.

IGU'ya göre ilk üç ihracatçı toplam ihracatın %60,0'ını karşıladı. ABD ihracatını 3,9 milyon ton artırarak ilk sıradaki yerini korudu. İthalat tarafında Çin 7,45 milyon tonluk artışla en büyük alıcı konumunu korudu, Hindistan'ın ithalatı %19,1 arttı. Avrupa en büyük bölgesel pazardır. Toplam alımı 21,22 milyon ton azalarak 100,07 milyon tona indi, İngiltere'nin alımı tek başına 6,48 milyon ton düştü.

Sıralama sabit değildir. EIA'ya göre Japonya 50 yıl boyunca en büyük LNG ithalatçısıydı. Çin onu 2021'de geçti, Japonya 2022'de birinciliği geri aldı, Çin ise 2023'te zirveye döndü. IGU'ya göre 2024 sonundaki 494,4 Mtpa'lık sıvılaştırma kapasitesinde ABD 97,5, Avustralya 87,6, Katar 77,1 Mtpa ile ilk üçtedir.

GIIGNL verilerine göre 2024 ticaretinin %30'u spot, yani tek kargoluk ya da kısa vadeli anlaşmalarla yapıldı. Kalan bölüm uzun vadeli kontratlara dayanır.

Sözleşmeler ve fiyat formülleri

Uzun vadeli SPA

LNG zinciri tarihsel olarak 20-25 yıllık satış ve alım anlaşmalarıyla (SPA, sale and purchase agreement) finanse edildi. Bir sıvılaştırma treni milyarlarca dolara mal olduğu için kredi verenler, üretimin büyük kısmı imzalı alıcılara bağlanmadan projeyi finanse etmez. SPA'ların omurgası take-or-pay maddesidir. Alıcı yıllık sözleşme miktarını teslim almasa bile bedelini öder. DES (delivered ex-ship) kontratta satıcı gemiyi ayarlar ve kargoyu alıcının limanında teslim eder. FOB (free on board) kontratta alıcı yükü satıcının limanında kendi gemisine alır ve navlun riskini üstlenir. FOB'un payı zamanla arttı, çünkü alıcıya rotayı seçme serbestliği verir. Eski kontratlardaki varış yeri kısıtları (destination clause) kargonun başka pazara satılmasını engeller. Avrupa Komisyonu 2007'de Cezayir'in Sonatrach şirketiyle vardığı uzlaşmada bu kısıtların kontratlardan çıkarılmasını sağladı. Başka pazara yönlendirilen kargonun kârını paylaştıran maddeler ise yalnızca satıcının yükün mülkiyetini boşaltmaya kadar koruduğu DES kontratlarda kabul gördü.

Petrol endeksli formül

Japonya ve Güney Kore gibi Asya'nın eski alıcıları LNG'yi uzun süre petrole endeksli fiyatla aldı. Temel formül CP = BP + β·X biçimindedir. CP kontrat fiyatı, BP sabit terim, β eğim (slope), X ise petrol endeksidir. Doğu Asya kontratlarının çoğu JCC'ye (Japan Customs-cleared Crude, halk arasında Japan Crude Cocktail) bağlıdır. JCC, Japonya'nın gümrükten geçen ham petrol ithalatının ortalama fiyatıdır ve Japonya Petrol Birliği tarafından yayımlanır. Birçok kontrat, petrolün çok ucuz ve çok pahalı olduğu bölgelerde eğimi yumuşatan bir S-eğrisi içerir. Fiyat revizyonu maddeleri de taraflara belirli aralıklarla formülü yeniden pazarlık etme hakkı verir.

Varsayımsal bir örnekte eğim %12 ve sabit terim 0,50 dolarsa, JCC 70 dolarken kontrat fiyatı 0,50 + 0,12 × 70 = 8,90 dolar/MMBtu olur. Aynı petrol fiyatında tam parite 12,07 dolardır. Eğim ile %17,24 arasındaki fark, alıcının petrole kıyasla aldığı iskontodur.

JCC ile JKM sık karıştırılır. JCC bir ham petrol sepetidir ve LNG'ye ancak formül aracılığıyla yansır. JKM ise gazın kendi spot arz ve talebini ölçer.

Henry Hub artı modeli

ABD'nin ihracat modeli farklıdır. Cheniere'ın SEC'e sunduğu 2024 yıllık dosyasına (10-K) göre şirketin SPA'larında fiyat iki parçadan oluşur. Birincisi MMBtu başına, kısmen enflasyona endeksli sabit bir ücrettir. İkincisi genellikle Henry Hub fiyatının %115'ine eşit bir değişken ücrettir. Şirket, değişken ücretin gaz alımını, taşımayı ve sıvılaştırmada yakıt olarak harcanan gazı karşılayacak biçimde ayarlandığını belirtir. Kabaca %100'lük kısım gazın kendisine, %15'lik ek taşıma ve yakıt payına karşılık gelir. Alıcı kargoyu iptal etse bile sabit ücreti öder, bu yüzden model bir kapasite kiralamasına (tolling) benzer. İlk sözleşmelerde sabit ücret BG Group için 2,25, İspanyol Gas Natural Fenosa için 2,49, KOGAS ve Centrica için 3,00 dolardı.

Bu modelde marj hesabı aynı dönemin fiyatlarıyla yapılır. Dragonomi'nin Asya spot fiyatlarında iki ayın dibi notuna göre Aralık 2025 başında Ocak teslim Henry Hub vadelisi 5 doların üzerindeydi. Aynı günlerde Ocak teslim Asya spot LNG 10,66 dolara, Kuzeybatı Avrupa LNG 8,78-8,83 dolara inmişti. 3,00 dolarlık sabit ücretle Meksika Körfezi kıyısında yüklenen LNG'nin maliyeti 1,15 × 5 + 3,00 = 8,75 dolar/MMBtu'yu aşar. Asya'ya karşı kalan yaklaşık 1,9 dolar navlunu ve yeniden gazlaştırmayı güçlükle karşılar, Avrupa'ya karşı fark neredeyse sıfırdır. EIA'nın 3,53 dolarlık 2025 yıllık ortalamasıyla aynı maliyet 7,06 dolar çıkar, yani tek günlük spot fiyatı yıllık ortalamayla karşılaştırmak marjı olduğundan geniş gösterir.

Spot ve kâğıt piyasası

IGU'nun aktardığı S&P Global verilerine göre Avrupa'nın LNG ithalatında spot ve kısa vadeli alımların payı 2024'te %29'dan %50'ye çıktı. IGU'ya göre JKM 2024'ü ortalama 11,91 dolarla, yıllık bazda %13,5 düşüşle kapattı. JKM'nin 30 günlük oynaklığı 2023'teki %77'den 2024'te ortalama %45'e indi ve TTF'nin %49'unun, Henry Hub'ın %75'inin altında kaldı. Henry Hub'ın yüksek oranı kısmen düşük fiyat tabanından gelir, çünkü 2-3 dolarlık bir fiyatta 30 sentlik hareket %10 ile %15 arasında bir değişimdir.

Avrupa'da LNG fiyatı TTF ile aynı şey değildir. Platts'ın Kuzeybatı Avrupa (NWE) LNG değerlendirmesi 2024'te TTF'nin ortalama 0,26 dolar altında kaldı, 2023'te bu iskonto 1,02 dolardı. Yeni terminaller devreye girdikçe sıvı gaz ile boru gazı arasındaki fark kapandı. Kâğıt piyasası ise hâlâ sığdır. IGU'ya göre borsada işlem gören LNG türevlerinin hacmi 2024'te %49,92 artışla 186 milyon tonun biraz altına ulaştı. Petrolde türev hacmi fiziki ticareti kat kat aşarken LNG'de fiziki ticaretin yarısına ulaşmaz.

Portföy oyuncuları

Portföy şirketleri bu fiyat sistemleri arasındaki boşluktan kazanır. TotalEnergies ikinci çeyrek 2024 telekonferansında şirket, Asyalı alıcılarla Brent'e bağlı yıllık 1,3 milyon tonluk yeni orta vadeli satış anlaşmaları imzaladığını ve Henry Hub'a bağlı alımlarını Brent'e bağlı satışlara çevirmeyi hedeflediğini söyledi. İki endeks arasındaki fark portföyün marjıdır. ConocoPhillips üçüncü çeyrek 2025 telekonferansında ise yönetim, alım portföyünü yıllık 10 milyon tona çıkardığını ve alıcı tarafta yeniden gazlaştırma kapasitesini güvenceye almadan yeni alım imzalamayacağını anlattı.

Sıvılaştırma teknolojisi ve kapasite tanımları

IGU'ya göre 2024'te çalışan küresel sıvılaştırma kapasitesinin yaklaşık %66'sı Air Products'ın süreçlerini kullanıyordu. Propanla ön soğutmalı karışık soğutucu süreci AP-C3MR tek başına yaklaşık %55 paya sahipti. Rakiplerin başında ConocoPhillips'in gazı sırasıyla propan, etilen ve metan döngüleriyle soğutan Optimized Cascade süreci gelir. İlk ticari uygulaması 1969'da, ABD'nin ilk büyük ölçekli (baseload) ihracat tesisi olan Alaska'daki Kenai LNG'de oldu.

Tren boyutları arasında 12 kattan fazla fark vardır. En büyük çalışan tren Katar'dadır ve 7,8 Mtpa kapasitelidir. North Field East genişlemesinin trenleri yaklaşık 8'er Mtpa'dır ve Sinopec Nisan 2023'te bunlardan birinin %5'ini satın aldı. Karşı uçta Venture Global'in fabrikada üretilip sahaya taşınan Baker Hughes modülleri durur. Şirketin halka arz izahnamesine göre her birinin garanti edilen kapasitesi 0,626 Mtpa'dır ve şirket bu garantinin en az %30 üzerinde üretim hedefler. Cheniere'ın Corpus Christi 3. Aşama projesi de yedi orta ölçekli trenle 10 Mtpa'nın üzerinde kapasite ekliyor ve şirket üçüncü treni ilk LNG üretiminden 38 gün sonra tamamladı. Küçük trenler seri üretim ve hızlı devreye alma, büyük trenler ölçek ekonomisi sağlar.

Kapasite rakamı da tek anlamlı değildir. EIA'nın tanımında nominal kapasite normal koşullardaki, tepe kapasite (peak) en uygun koşullardaki üretimdir. EIA'ya göre ABD terminalleri 2024'te nominal kapasitenin %104'ü, tepe kapasitenin %86'sı ile çalıştı. Venture Global'in "nameplate" dediği kapasite ise ekipman tedarikçisinin garanti ettiği asgari üretimdir. Aynı tesisin kullanım oranı paydaya göre %86 da görünebilir, %100'ün üzeri de. Besleme gazının kalitesi de üretimi etkiler. Cheniere üçüncü çeyrek 2025 telekonferansında yönetim, Permian havzasından gelen gazda azot ve ağır hidrokarbon oranının arttığını ve 2026'da kalıcı mühendislik çözümleri uygulayacağını söyledi.

Nakliye, navlun ve boğazlar

IGU'ya göre 2024 sonunda 48 FSRU ve 10 yüzer depolama ünitesi (FSU) dahil 742 aktif LNG gemisi vardı. Filo 64 teslimatla %7,5 büyüdü, ama sefer sayısı yalnızca %0,9 artarak 7.065'e çıktı. Sipariş defterindeki 337 geminin 231'i Kore'deki HD Hyundai, Samsung ve Hanwha Ocean tersanelerindeydi. Standart 174.000 metreküplük geminin Kore'deki fiyatı 2024'te 260 milyon dolardan 250 milyon dolara indi, teslim süresi 51 aya uzadı. Dragonomi'nin gemi siparişleri notu, Macquarie'nin ABD projelerinin yaklaşık 170 yeni LNG gemisi talebi yaratacağı beklentisini aktarır.

Navlun, LNG'nin en oynak maliyet kalemidir. IGU'ya göre Süveyş'in batısında iki zamanlı motorlu gemilerin spot kira bedeli Rusya-Ukrayna savaşından önce günde yaklaşık 40 bin dolardı. Ekim 2022 sonunda, gemiler Avrupa açıklarında yüzer depo olarak kullanılırken, günde yaklaşık 450 bin dolarla tüm zamanların zirvesine çıktı. 2024'te ise filo büyümesi ticareti geride bırakınca oranlar Temmuz-Ağustos'taki 94 bin dolarlık zirveden Aralık'ta 20 bin doların biraz üzerine indi. Dragonomi'nin 5 Aralık 2025 tarihli notuna göre günlük kira bedeli hafif gevşemeyle Atlantik'te yaklaşık 130 bin, Pasifik'te 87 bin dolar civarındaydı. 40 günlük bir gidiş-dönüş seferinde 130 bin dolarlık günlük kira 5,2 milyon dolar, yani 3,7 milyon MMBtu'luk kargoda MMBtu başına yaklaşık 1,41 dolar eder. Aynı sefer günde 450 bin dolarla yaklaşık 4,9 dolar, 20 bin dolarla yaklaşık 0,22 dolar tutar.

Rota da bir fiyat değişkenidir. 2023'teki kuraklık Panama Kanalı geçişlerini kısıtladı, 2024 başından itibaren Husi saldırıları LNG gemilerini Süveyş ve Babülmendep hattından uzaklaştırdı. ABD kargoları bu yüzden Ümit Burnu'nu dolaşmak zorunda kaldı. Dragonomi'nin Asya spot fiyatlarında iki ayın dibi notu bu rotanın gizli bir opsiyon taşıdığını anlatır. Panama'dan geçen gemi rotasını Asya'ya kilitler. Ümit Burnu'na yönelen gemi ise uzun süre Avrupa'ya dönebilecek mesafede kalır.

En büyük coğrafi risk Hürmüz Boğazı'dır. EIA'ya göre 2024'te küresel LNG ticaretinin yaklaşık %20'si, başta Katar'ın günde yaklaşık 9,3 milyar fit küplük ihracatı olmak üzere bu boğazdan geçti. Boğazdan geçen LNG'nin %83'ü Asya'ya gitti, Çin, Hindistan ve Güney Kore birlikte %52'sini aldı. IEA'ya göre Haziran 2025'teki İsrail-İran çatışmasında 10-19 Haziran arasında TTF %18 artarak yaklaşık 14 dolara, JKM %16 artarak 14,8 dolara çıktı.

Tarihçe ve kırılma anları

Dünyanın ilk ticari LNG tesisi 1940'ta East Ohio Gas tarafından Cleveland'da kuruldu. Tesis, kış talebinin zirvesi için gaz depolayan bir tepe tıraşlama (peak-shaving) tesisiydi. 20 Ekim 1944'te tanklardan biri çöktü, kanalizasyona sızan buhar tutuştu ve yaklaşık 130 kişi öldü. Savaş yıllarındaki metal kısıtları yüzünden tankın çeliğinde çok az nikel vardı ve çelik kriyojenik sıcaklıkta kırılganlaştı. Bugünkü kara tanklarının iç cidarında ise düşük sıcaklıkta sünekliğini koruyan %9 nikelli çelik kullanılır. Kaza LNG tesislerini yıllarca geciktirdi, teknoloji ancak düşük sıcaklığa dayanıklı alaşımlar ve daha iyi yalıtımla yeniden canlandı.

İkinci Dünya Savaşı'ndan kalma bir yük gemisinden dönüştürülen Methane Pioneer yaklaşık 5.100 metreküp (32.000 varil) LNG taşıyordu. Gemi 25 Ocak 1959'da Louisiana'daki Calcasieu Nehri'nden ayrıldı ve yaklaşık dört hafta sonra, 20 Şubat 1959'da İngiltere'deki Canvey Adası'na ulaştı. Düzenli ticaret 1964'te İngiltere ve Fransa'nın Cezayir'in Arzew kentindeki 0,9 Mtpa'lık CAMEL tesisinden LNG almasıyla başladı.

Katar 2006'da Endonezya'yı geçerek en büyük ihracatçı oldu ve Aralık 2010'da 77 Mtpa kapasiteye ulaştı. 19 Ocak 2004'te Cezayir'in Skikda tesisinde soğuk hidrokarbon sızıntısının tetiklediği bir kazan patlaması üç treni yok etti. Kaynaklara göre 27 ya da 29 kişi öldü, hasar yaklaşık 940 milyon dolardı ve dünya sıvılaştırma kapasitesinin yaklaşık %2'si devre dışı kaldı. ABD'nin büyük ölçekli ihracatçı olarak yükselişi şeyl gazıyla geldi. Cheniere, Şubat 2016'da Sabine Pass'tan ABD'nin 48 bitişik eyaletinden ilk LNG kargosunu gönderdi ve 24 Ekim 2025 itibarıyla 4.370'ten fazla kargoyla 300 milyon tonun üzerinde LNG ihraç etmişti.

2022 krizi piyasanın sınırlarını gösterdi. IGU'ya göre Platts JKM 7 Mart 2022'de 84,76 dolarla tüm zamanların zirvesine çıktı ve yılı 33,98 dolar ortalamayla kapattı. Platts TTF değerlendirmesi 26 Ağustos 2022'de 93,81 dolarla zirve yaptı. JKM, Şubat 2022-Ocak 2023 döneminde günlerin yaklaşık %85'inde TTF'nin altında kaldı ve en derin iskonto 24 Ağustos 2022'de 30,23 dolara ulaştı.

Aynı yıl Freeport kazası sezgiye ters bir ders verdi. 8 Haziran 2022'deki yangın Teksas'taki tesisi 2023 başına kadar durdurdu ve günde yaklaşık 2,0 milyar fit küplük, yılda 15,3 milyon tonluk kapasiteyi devre dışı bıraktı. Bu, ABD ihracatının yaklaşık %20'siydi. EIA'ya göre ertesi gün Henry Hub 1,27 dolar düşerek 8,16 dolara indi. IGU'ya göre ise kesinti, Nord Stream akışının durması ve Avrupa'nın depo doldurma telaşıyla üst üste bindi ve Asya LNG fiyatları Ağustos-Ekim döneminde ortalama 46 dolara çıktı. ABD'deki bir ihracat kesintisi gazı ülke içinde bıraktığı için Henry Hub'ı düşürür, dünya arzını azalttığı için TTF ve JKM'yi yükseltir.

Yaptırımlar da tesis kapatabilir. ABD, Novatek'in Arctic LNG 2 projesine 2 Kasım 2023'te yaptırım uyguladı. IGU'ya göre projenin ilk treni kısa süre üretim yaptı, ama yaptırımlar kargo satışlarını engelleyince yeniden durdu. 13,2 Mtpa'lık ikinci ve üçüncü trenler de gecikti. Proje için Rusya'daki Zvezda tersanesinde, en zor kısmı Samsung Heavy Industries'e yaptırılarak inşa edilen Arc7 buz sınıfı gemilerin programı da ABD yaptırımlarıyla durdu. IGU'ya göre Yamal LNG için 2017'den itibaren ısmarlanan bu sınıftaki gemilerin tanesi yaklaşık 320 milyon dolardı. Dragonomi'nin Çin'e Rus LNG sevkiyatı notuna göre Kpler ve LSEG verileri, Çin'in Beihai terminalinin 11 Kasım 2025'te projeden 14. kargosunu teslim aldığını gösteriyordu.

ABD, Çin ve Asya farkları

ABD dünyanın en büyük LNG ihracatçısıdır. EIA'ya göre ülke 2024'te günde 11,9 milyar fit küp ihraç etti. Bu ihracatın %53'ü Türkiye dahil Avrupa'ya, %33'ü Asya'ya gitti. Fiyat Henry Hub'a bağlı olduğu için ABD LNG'si dünyaya kendi iç gaz fiyatını ihraç eder. Politika ise dalgalıdır. Biden yönetimi 26 Ocak 2024'te serbest ticaret anlaşması olmayan ülkelere yeni ihracat onaylarını durdurdu. Karar, Cornell Üniversitesi'nden Robert Howarth'ın metan çalışmasıyla ilişkilendirildi. 20 Ocak 2025'te imzalanan 14154 sayılı başkanlık kararnamesi ise Enerji Bakanı'na başvuruların incelemesini mümkün olan en kısa sürede yeniden başlatma talimatı verdi ve ilk yeni onay Şubat 2025'te geldi.

Çin en büyük alıcıdır, ama LNG orada boru gazı ve yerli üretimle rekabet eder. IGU'ya göre ülke 156,3 Mtpa'lık yeniden gazlaştırma kapasitesini 2024'te %50 kullandı ve 2030'a kadar 143,8 Mtpa ekleyecek 38 projeyi inşa ediyor. Dragonomi'nin Bloomberg Çin raporu notu, yıllık 50 milyar metreküp kapasiteli Power of Siberia 2 boru hattının yeni arzın ana kaynağı olacağını ve ağır kamyonların hızla dizelden gaza geçtiğini aktarır. Çin 4 Şubat 2025'te ABD LNG'sine %15 gümrük vergisi koydu. Kömür tarife riskleri notunun aktardığı gibi ABD'nin Çin'in LNG ithalatındaki payı yalnızca %5 civarındaydı, bu yüzden piyasanın hızla uyum sağlaması bekleniyordu. IEA'ya göre Çin'in LNG ithalatı 2025'in ilk yarısında yıllık bazda %20'den fazla düştü.

Japonya ve Güney Kore petrol endeksli kontratların klasik alıcılarıdır ve boru hattı bağlantıları yoktur. IGU'ya göre Japonya'nın 217,1 Mtpa'lık yeniden gazlaştırma kapasitesi 2024'te %31, Güney Kore'nin 143,5 Mtpa'lık kapasitesi %33 kullanıldı. Tayvan ise tersi bir örnektir, 16,5 Mtpa'lık kapasitesini %132 kullanım oranıyla, yani nominalin üzerinde çalıştırdı. Hindistan marjinal ve fiyata duyarlı talebi temsil eder. 44,5 Mtpa'lık terminal kapasitesi 2024'te %59 kullanıldı. TotalEnergies'in üst yöneticisi Patrick Pouyanné Temmuz 2024'te, Hindistan'da gaz talebinin artık 6-7 doların üzerindeki fiyatlarda da kalıcı olduğunu söyledi. IEA de ucuzlayan LNG'nin 2030'a doğru ağırlıkla Hindistan ile Güney ve Güneydoğu Asya'ya akacağını öngörüyor.

Muhasebe ve raporlama tuzakları

İsim de yanıltabilir. "LNG", Cheniere Energy'nin ABD borsasındaki işlem kodudur ve "LNG üçüncü çeyrek telekonferansı" başlıklı bir not şirketi anlatır.

Cheniere'ın kârı ayrı bir dikkat ister. Şirketin 10-K dosyasına göre uzun vadeli gaz alım kontratları, gözlenemeyen varsayımlara dayanan 3. seviye türevler olarak gerçeğe uygun değerle ölçülür. Ağırlığı bu kontratlarda olan türev araçlarının nakit dışı değer değişimi 2022'de −5,7 milyar dolar, 2023'te +8,0 milyar dolar, 2024'te +1,3 milyar dolardı. Cheniere hissedarlarına düşen net kâr da buna bağlı olarak 1,43 milyar dolardan (2022) 9,88 milyar dolara (2023), oradan 3,25 milyar dolara (2024) oynadı. Azınlık payları dahil konsolide net kâr aynı yıllarda 2,64, 12,06 ve 4,49 milyar dolardı. Nakit ekonomisi ise pek değişmedi. Analistler bu yüzden düzeltilmiş FAVÖK ve dağıtılabilir nakit akışı gibi GAAP dışı ölçülere bakar. Cheniere'ın hisse başına kârı nakit üretimini göstermez, serbest nakit akışı daha iyi bir ölçüdür.

Devreye alma kargoları daha ince bir tuzaktır. Venture Global'in SEC dosyalarındaki tanıma göre bu kargoların geliri, tesis muhasebe açısından hizmete alınana kadar yapılmakta olan yatırımın maliyetinden düşülür, sonrasında hasılata yazılır. Bu an ticari işletme tarihiyle (COD) aynı olmak zorunda değildir. Calcasieu Pass'te üç ayrı kilometre taşı vardır. İlk LNG Ocak 2022'de üretildi, tesis Nisan-Ağustos 2022'de muhasebe açısından hizmete alındı, COD ise 15 Nisan 2025'te ilan edildi. Şirket aradaki dönemde kargoları piyasa fiyatından sattı ve 2022'de 6,43, 2023'te 7,88 milyar dolar LNG hasılatı yazdı, uzun vadeli alıcılar ise bekledi. Geçiş fiyata da yansıdı. 10-Q dosyasına göre Calcasieu'nun MMBtu başına ağırlıklı ortalama sabit sıvılaştırma ücreti 2024'ün üçüncü çeyreğinde 6,67 dolarken 2025'in üçüncü çeyreğinde 1,76 dolara indi. Bekleyen alıcıların bir kısmı tahkime gitti. Aynı dosyaya göre ICC heyeti 12 Ağustos 2025'te Shell davasında şirketi sorumlu bulmadı, 8 Ekim 2025'te BP davasındaki kısmi nihai karar ise şirket aleyhine çıktı.

Türkiye'de LNG

Türkiye ilk LNG'yi 1994'te Cezayir'den, 1999'dan itibaren de Nijerya'dan aldı. LNG tipik olarak ülkenin gaz ithalatının yaklaşık dörtte birini oluşturur ve ana ithalatçı BOTAŞ'tır. IGU'ya göre Türkiye 2024'te 9,08 milyon ton LNG ithal etti, bu dünya ticaretinin %2,21'idir. ABD'den gelen LNG 1,00 milyon ton artışla 3,84 milyon tona çıktı. Yaklaşık 4,0 milyon ton ise başta Cezayir olmak üzere Afrika'dan geldi.

IGU verilerine göre 30,9 Mtpa'lık kapasite 2024'te yalnızca %29 kullanıldı. Kapasitenin 20,6 Mtpa'sı, yani üçte ikisi yüzer ünitelerdedir. GIIGNL ise terminal bazında farklı değerler kullanıp Aliağa'daki 6,2 Mtpa'lık genişlemeyi de sayarak toplamı 33,4 Mtpa olarak veriyor. BOTAŞ Ocak 2025'te Marmara Ereğlisi için 160.000 metreküplük dördüncü bir tankın ihalesini açtı.

GIIGNL kayıtlarına göre BOTAŞ 2024'te dört uzun vadeli anlaşma imzaladı. ExxonMobil ile 10 yıllık 2,5 Mtpa, Oman LNG ile 2025'ten başlayan 10 yıllık 1 Mtpa'lık (DES) anlaşma yapıldı. Shell ile 2027'den başlayan 10 yıllık 3 Mtpa (FOB, ABD portföyünden), TotalEnergies ile 2027-2036 dönemi için 1,1 Mtpa'lık anlaşmalar da imzalandı. Başlangıç tarihleri farklı olsa da toplam yıllık 7,6 milyon ton, 2024 ithalatının yaklaşık %84'üdür. Dragonomi'nin Türkiye LNG ithalatı notuna göre BOTAŞ Eylül 2025'te Mercuria ile 2026'dan itibaren yılda 4 milyar metreküp ABD kaynaklı LNG için 20 yıllık bir anlaşma yaptı. Bu, IGU katsayısıyla yılda yaklaşık 3 milyon ton ve Türkiye'nin yıllık gaz talebinin yaklaşık %8'idir. Gazın bir kısmının Avrupa ve Kuzey Afrika'ya yönlendirilmesi planlanıyor. Woodside ile de 2030'da başlayacak, dokuz yıla yayılan toplam 5,8 milyar metreküplük bir anlaşma imzalandı. Aynı notta Türkiye'nin Mısır ile geçici bir LNG terminali için anlaştığı da aktarılır.

Zamanlama bu anlaşmaları önemli kılar. İran ile boru gazı kontratı 2026'da sona eriyor, Karadeniz'deki Sakarya sahasının ise zamanla ulusal talebin yaklaşık üçte birini karşılaması bekleniyor. Bulgaristan da Ocak 2023'te BOTAŞ ile imzaladığı uzun vadeli anlaşmayla Türk LNG terminallerini ve şebekesini kullanma hakkı aldı. Dragonomi'nin 5 Aralık 2025 tarihli notuna göre Atlantik havzasında spot LNG talebini o dönem Mısır ve Türkiye sürüklüyordu.