Orta akım (midstream), petrol ve doğal gazın kuyu başından rafineriye, petrokimya tesisine, santrale ya da ihracat limanına kadar toplanması, işlenmesi, taşınması ve depolanmasını kapsayan iş koludur. Şirketler çoğunlukla emtiayı satarak değil, geçen hacim başına ücret alarak kazanır.
Orta akım (midstream), petrol ve doğal gaz zincirinde kuyu başı ile rafineri, petrokimya tesisi, elektrik santrali ya da ihracat limanı arasında kalan toplama, işleme, taşıma, depolama ve ihracat hizmetlerini kapsayan iş koludur. Boru hatları, gaz işleme tesisleri, fraksiyonlama tesisleri, yeraltı depoları ve deniz terminalleri bu iş kolunun varlıklarıdır. Şirketlerin çoğu emtiayı satarak değil, içinden geçen hacim için ücret alarak kazanır, bu yüzden nakit akışları üreticilerinkinden daha istikrarlıdır. Dragonomi’de terim çoğunlukla "midstream" biçimiyle, MPC ile MPLX arasındaki ilişkide, EQT ve Antero gibi gaz üreticilerinin dikey entegrasyonunda ve NGL ihracat kapasitesi tartışmalarında geçer.
| Künye | |
|---|---|
| İngilizce karşılık | Midstream |
| Kapsadığı faaliyetler | Toplama, gaz işleme, NGL fraksiyonlama, boru hattıyla taşıma, depolama, ihracat terminali |
| Gelir modeli | Ağırlıkla hacim başına sabit ücret, bir kısmı gelir payı (POP) ve keep-whole sözleşmeleri |
| Şirket yapıları | MLP (K-1 düzenleyen halka açık ortaklık) ve C-Corp (1099 düzenleyen şirket) |
| Başlıca ABD şirketleri | MLP olarak Enterprise Products, Energy Transfer, MPLX, Plains ve Western Midstream. C-Corp olarak Kinder Morgan, Williams, ONEOK, Targa Resources ve DT Midstream |
| Temel ölçüler | Düzeltilmiş FAVÖK, dağıtılabilir nakit akışı, dağıtım karşılama oranı, borç/FAVÖK |
| Önemli sayı | ABD NGL ihracatı 2025’te günlük 3,1 milyon varille rekor (EIA) |
Enerji sektörü genellikle üç parçaya ayrılır. Yukarı akım (upstream) petrol ve gazı arayıp kuyudan çıkaran üreticilerdir. Aşağı akım (downstream) ham petrolü rafine eden, gazı yakan ya da petrokimyasala dönüştüren şirketlerdir. Orta akım bu iki uç arasındaki fiziksel bağlantıyı kurar. Bir molekül kuyudan çıktıktan sonra son kullanıcıya varana kadar genellikle birkaç farklı orta akım varlığından geçer.
Zincir gaz tarafında şöyle işler. Kuyulardan çıkan ham gaz, küçük çaplı toplama hattı (gathering line) ağıyla bir gaz işleme tesisine taşınır. Tesis gazdaki suyu, karbondioksiti ve hidrojen sülfürü ayırır, ardından soğutma yoluyla ağır hidrokarbonları sıvı olarak çeker. Geriye kalan, büyük ölçüde metandan oluşan kuru gaz (residue gas) eyaletler arası iletim hatlarına verilir ve santrallere, şehir dağıtım şirketlerine ya da LNG ihracat tesislerine gider. Ayrılan sıvı karışımına sektörde Y-grade denir. Y-grade ayrı bir NGL hattıyla bir fraksiyonlama tesisine gider, orada damıtma kolonlarında bileşenlerine ayrılır, tuz mağaralarında depolanır ve oradan petrokimya tesislerine ya da ihracat terminallerine sevk edilir. ABD’de bu fraksiyonlama ve depolama altyapısının merkezi Teksas’taki Mont Belvieu’dur.
Ham petrol tarafı daha sadedir. Toplama hatları, depolama tankları, uzun mesafeli iletim hatları ve ihracat terminalleri zinciri oluşturur. Rafine ürünler (benzin, dizel, jet yakıtı) için de ayrı ürün hatları ve terminaller vardır. Bazı orta akım şirketleri bir rafineri grubunun parçasıdır. MPC’nin kontrolündeki MPLX bunun bilinen örneğidir ve MPC’nin 5 Mayıs 2026 telekonferansında MPLX’in Permian’daki Secretariat I işleme tesisi, Titan ekşi gaz arıtma ve Harmon Creek III genişlemeleri ayrı başlıklar olarak ele alındı.
Orta akımın hammaddesi büyük ölçüde şeyl petrolü ve gazı üretimidir. Batı Teksas ve New Mexico’daki Permian havzasında kuyular asıl olarak petrol için açılır, gaz ve NGL bu üretimin yan ürünüdür. Bu ilişkili gazın miktarı petrol sondajına bağlı olduğu için, orta akım hacmi gaz fiyatı düşükken de artabilir.
Orta akım şirketlerinin sözleşmeleri üç temel tipe ayrılır. RBN Energy ve ADI Analytics’in sektör çerçevesi şu ayrımı yapar.
Ücret bazlı sözleşmede (fee-based) işlemci ya da taşıyıcı, her bin fit küp gaz ya da her varil sıvı için sabit bir ücret alır. Şirket hacim riski taşır, fiyat riski taşımaz. Gaz ucuzlasa da pahalılansa da geçen hacim aynıysa gelir değişmez.
Gelir payı sözleşmesinde (percent-of-proceeds, POP) işlemci gazı ve sıvıları satar, satış gelirinden anlaşılan bir yüzdeyi kendine ayırır. Bu yapıda işlemcinin geliri emtia fiyatıyla birlikte oynar.
Keep-whole sözleşmesinde işlemci, gazdan ayırdığı sıvıların enerji değeri kadar gazı üreticiye iade eder ve sıvıları kendi hesabına satar. Kazancı, sıvıların fiyatı ile iade ettiği gazın fiyatı arasındaki farka, yani frac spread’e bağlıdır. RBN Energy ve MidstreamBusiness’in aktardığına göre keep-whole sözleşmeleri düşük frac spread dönemlerinde işlemcilere zarar yazdırınca sözleşmelerin çoğu sabit ücrete çevrildi. Kalan fiyat riskine karşı yapılan korumalar (hedge) genelde 12-24 ay vadelidir. Kredi tarafında da S&P, keep-whole ve POP ağırlıklı şirketleri notlamada cezalandırdı.
Ücret bazlı sözleşmelerin iki tamamlayıcı maddesi vardır. Asgari hacim taahhüdü (minimum volume commitment, MVC), müşteri anlaşılan hacmi göndermese bile belli bir tutarı ödemeyi kabul eder. Saha adanması (acreage dedication) ise üreticinin belli bir arazide ürettiği gazı yalnızca o toplama sistemine vermeyi taahhüt etmesidir. Eyaletler arası gaz iletim hatlarında ise müşteriler genellikle kapasite rezerve eder ve kapasiteyi kullansın ya da kullanmasın rezervasyon ücreti öder.
Bu yapının pratikteki ağırlığını Enterprise Products’ın 1. çeyrek 2026 bildirimi gösterir. Şirketin gaz işleme tesislerine giren yaklaşık 8,25 milyar fit küp/gün gazın 7,48 milyar fit küp/günü ücret bazlı sözleşmelerle işlendi. Bu, 7.478 bölü 8.252 hesabıyla yaklaşık %90,6 eder. Aynı çeyrekte şirketin kendi hesabına ürettiği NGL (equity NGL) yalnızca 234 bin varil/gün oldu, bir yıl önce 225 bin varil/gündü. Gaz işleme girişi yıllık bazda %7 artarken emtia payının bu kadar küçük kalması, orta akımın "fiyat değil hacim işi" diye anlatılmasının nedenini gösterir.
NGL (natural gas liquids, doğal gaz sıvıları), gaz işleme tesisinde metandan ayrılan beş hidrokarbonun ortak adıdır. Bunlar etan, propan, normal bütan, izobütan ve doğal gazolindir (pentan ve daha ağır bileşenler). EIA’nın tarihsiz bir NGL çalıştayı sunumunda verdiği örnek bileşime göre işleme tesisi çıkışındaki NGL sepetinin %42’si etan, %28’i propan, %8’i normal bütan, %9’u izobütan ve %13’ü doğal gazolindir. Sunumdaki örnek dönemde toplam hacim günlük yaklaşık 2,25 milyon varildi. Oranlar bir dönemin fotoğrafıdır, havzaya ve etan geri kazanımına göre değişir.
Her bileşenin pazarı ayrıdır. Etan, etilen üreten buhar krakerlerinin hammaddesidir ve olefinler zincirinin başında durur. Propan ısınma yakıtı olarak kullanılır, ayrıca propan dehidrojenasyon (PDH) tesislerinde propilene ve oradan polipropilene dönüşür. Bütanlar benzin harmanında ve alkilasyonda, doğal gazolin ise benzin harmanı ve ağır petrol için seyreltici olarak kullanılır. Bu nedenle NGL fiyatları gazdan çok ham petrol ve petrokimya talebiyle hareket eder. Propan ve bütanın birlikte satıldığı ürüne LPG (sıvılaştırılmış petrol gazı) denir. Petrokimya yatırımları da NGL talebini doğrudan belirler. Dow’un 29 Ocak 2026 telekonferansında anlatıldığı gibi şirket, düşük maliyetli NGL’ye erişmeyi hedefleyen Alberta’daki Path2Zero etilen krakerini 2026 başında iki yıl erteledi.
NGL zincirinin kendine özgü bir mekanizması etan reddidir (ethane rejection). Etanın ısıl değer bazındaki fiyatı gazınkinden düşük kalırsa, işleme tesisi etanı ayırmaz ve gazın içinde bırakır. Etan bu durumda kuru gazla birlikte ısıl değeri üzerinden satılır. Sonuç olarak NGL hatlarına ve fraksiyonlama tesislerine giden hacim düşer, ama gaz hattından geçen enerji miktarı artar. Etan geri kazanımının açılıp kapanması, orta akım hacimlerinin üretimden bağımsız olarak dalgalanmasının başlıca nedenlerinden biridir.
ABD bu sıvıların en büyük ihracatçısıdır. EIA verilerine göre ABD’nin NGL ihracatı 2025’te yıllık bazda %7 artışla günlük 3,1 milyon varille rekor kırdı. Propan ihracatı %3 artışla günlük ortalama 1,8 milyon varile çıktı, bu 1973’ten bu yana en yüksek düzeydir. EIA, 2026’da INEOS’un Antwerp’teki Project One krakeri (yaklaşık 80 bin varil/gün etan talebi) devreye girdikçe etan ihracatının da artmasını bekliyor. Üretici tarafında NGL ayrı bir hacim kalemi olarak izlenir. Jefferies, Diamondback Energy’nin günlük 236 bin varillik NGL üretiminin konsensüsün %3 üzerinde geldiğini not etti (Şubat 2026 tarihli özet).
ABD orta akım şirketleri iki hukuki biçimde halka açıktır. Bu ayrım vergiyi, temettü biçimini, yatırımcı tabanını ve endeks üyeliğini belirler.
MLP (master limited partnership, halka açık komandit ortaklık), birimleri (unit) borsada işlem gören bir ortaklıktır. ABD Gelir Vergisi Kanunu’nun 7704. maddesine göre halka açık bir ortaklık normalde şirket gibi vergilendirilir. Ancak brüt gelirinin en az %90’ı "nitelikli gelir" ise ortaklık olarak kalır ve kurumlar vergisi ödemez. Kanunun 7704(d)(1)(E) bendi doğal kaynakların aranmasından, üretiminden, işlenmesinden, rafinajından, boru hattıyla taşınmasından ve pazarlanmasından gelen geliri nitelikli sayar. Hazine ve IRS bu tanımı açan nihai düzenlemeleri 19 Ocak 2017’de yayımladı. IRS’in şirketlere özel verdiği görüşler (private letter ruling, özelge) toplama, işleme, depolama ve pazarlamayı nitelikli gelir kabul eder. Örneklerden biri 2016 tarihli 201611017 sayılı özelgedir. Bu görüşler yalnızca başvuran şirket için bağlayıcıdır, emsal oluşturmaz.
MLP’de kâr ortaklık düzeyinde vergilenmez, her ortağın payına düşen kısım ortağın kendi beyanında vergilendirilir. Her birim sahibi yıl sonunda kendi payını gösteren bir K-1 formu alır. Dağıtımların büyük kısmı genellikle sermaye iadesi (return of capital) sayılır. Sermaye iadesi o yıl vergilenmez, birim sahibinin maliyet bazını düşürür ve vergi birim satılınca ödenir. Klasik MLP’de bir genel ortak (general partner, GP) yönetimi elinde tutar, halka açık birimler sınırlı ortaklara (limited partner, LP) aittir. Genel ortağa, dağıtım belli eşikleri aştıkça artan bir pay veren teşvik dağıtım hakları (incentive distribution rights, IDR) tanınabilir. IDR’ler büyüdükçe her yeni projenin getirisinin artan bir bölümü genel ortağa gider ve LP’ler için sermaye maliyeti yükselir.
C-Corp ise sıradan bir anonim şirkettir. Kurumlar vergisi öder, yatırımcısına 1099 formu düzenler, temettü dağıtır ve S&P 500 gibi endekslere girebilir. MLP birimi tutan emeklilik fonları ve vergiden muaf hesaplar, ilişkisiz ticari gelir vergisine (unrelated business taxable income, UBTI) tabi olabilir. Yabancı yatırımcılar da ABD’de vergi beyanı yükümlülüğüyle karşılaşır. C-Corp’ta bu sorunlar olmadığından yatırımcı tabanı daha geniştir.
| Özellik | MLP | C-Corp |
|---|---|---|
| Şirket düzeyinde vergi | Yok (%90 nitelikli gelir şartıyla) | Kurumlar vergisi |
| Yatırımcıya vergi formu | K-1 | 1099 |
| Ödeme adı | Dağıtım (distribution) | Temettü |
| Yönetim yapısı | Genel ortak ve sınırlı ortaklar, bazen IDR | Yönetim kurulu ve hissedarlar |
| 2025 vergi döneminde örnekler (Brookfield) | Enterprise Products, Energy Transfer, MPLX, Plains, Western Midstream | ONEOK, Kinder Morgan, Williams, Targa Resources, DT Midstream |
Sayı ile değer arasındaki fark da sık gözden kaçar. ETFdb’nin bir derlemesine göre ABD orta akım menkul kıymetlerinin %77’si (65’te 50) K-1 düzenliyor, ama Kinder Morgan, ONEOK ve Williams tek başına serbest dolaşım ayarlı piyasa değerinin %26’sını oluşturuyor. Derlemenin tarihi açık olmadığından oranlar yaklaşık bir resim verir. Sayıda MLP, değerde C-Corp ağırlıktadır.
MLP modeli 2010’ların ortasında sarsıldı. Model, nakdin neredeyse tamamını dağıtıp büyümeyi yeni birim ihracı ve borçla finanse etmeye dayanıyordu. Birim fiyatları düşünce bu finansman pahalılaştı. Aynı baskı C-Corp yapısındaki Kinder Morgan’a da yansıdı. Şirket Aralık 2015’te temettüsünü yaklaşık %75 kesti ve yıllık ödemeyi yaklaşık 2 dolardan 0,50 dolara indirdi. Reuters’ın aktardığına göre bu, şirketin halka açık tarihindeki ilk kesintiydi ve gerekçe nakdi büyümeye ayırmak, yeni hisse ihracından kaçınmak ve yatırım yapılabilir kredi notunu korumaktı. Enterprise Products ise IDR’lerini 2010’ların başında ortadan kaldırmıştı ve 2018’den itibaren büyümeyi yeni birim ihraç etmeden kendi nakdiyle finanse etmeye geçti.
Sektör bu dönemde hem birleşmelerle hem dönüşümlerle küçüldü. J.P. Morgan’ın Nisan 2018 tarihli notuna göre Alerian MLP Endeksi’nin bileşen sayısı 2014’te 50’den Nisan 2018’de 41’e indi, ilk 10 MLP’nin endeks içindeki payı %58’den %69’a çıktı. 2018’de FERC’in MLP’lerin tarifedeki vergi ödeneğini kaldırması (aşağıda) yapı tercihini yeniden tartışmaya açtı.
Orta akım şirketleri sonuçlarını üreticilerden farklı ölçülerle anlatır. Düzeltilmiş FAVÖK, tek seferlik kalemlerden arındırılmış faiz, vergi ve amortisman öncesi kârdır ve şirketin yıllık rehberliği genellikle bu ölçü üzerinden verilir. Dağıtılabilir nakit akışı (distributable cash flow), kabaca düzeltilmiş FAVÖK’ten faiz giderinin, idame yatırımının ve cari verginin düşülmesiyle bulunur. Kısaltması DCF’dir ve değerleme yöntemi olan indirgenmiş nakit akışı (DCF) ile sık karıştırılır. Büyüme yatırımı düşülmediği için serbest nakit akışı ile de aynı şey değildir. Dağıtım karşılama oranı (coverage ratio), dağıtılabilir nakit akışının ödenen dağıtıma bölünmesidir. Oran 1’in üzerindeyse şirket dağıtımı tekrarlanan nakitle karşılıyor ve fazlayı yatırıma ayırabiliyor demektir. Borç/FAVÖK ise kaldıracı ölçer. Bu ölçülerin hepsi GAAP dışıdır ve tanımları şirketten şirkete değişir. Aşağıdaki bölüm bu farkların şirket bildirimlerinde nasıl göründüğünü gösterir.
Enterprise Products 1. çeyrek 2026 bildiriminde iki ayrı rakam verir. Başlıktaki dağıtılabilir nakit akışı 2.707 milyon dolar, "operasyonel" olanı 2.111 milyon dolardır. Aradaki yaklaşık 596 milyon dolar, Bahia NGL hattındaki %40 payın ExxonMobil’e satışından gelen son ödemedir. Şirket 1,8 katlık karşılama oranını operasyonel rakamla hesaplar. 2.111 milyon dolar 1,8’e bölününce çeyreklik dağıtım yaklaşık 1.173 milyon dolar çıkar. Başlık rakamı kullanılsaydı karşılama 2.707 bölü 1.173 hesabıyla yaklaşık 2,3 kat görünürdü. Son 12 ayda da operasyonel rakam 8.006, başlık rakamı 8.694 milyon dolardır.
Energy Transfer’in 1. çeyrek 2026 bildiriminde dağıtılabilir nakit akışı 2.704 milyon dolar, toplam dağıtım 1.162 milyon dolardır. Bölüm yaklaşık 2,33 kat eder. Bu oranı Enterprise’ın 1,8 katıyla yan yana koymak yanıltıcıdır, çünkü idame yatırımı ve ortak girişim nakdi farklı tanımlanır. Tanım sorunu aynı belgede bile görülür. Energy Transfer’in bildiriminin özet bölümünde idame yatırımı 175 milyon dolar, ekteki uzlaştırma tablosunda 277 milyon dolar görünür ve fark açıklanmaz.
C-Corp yapısındaki Targa Resources’ta 1. çeyrek 2026 ücret gelirleri 750,1 milyon dolardı, yani 4.094,7 milyon dolarlık toplam gelirin yaklaşık %18’i. Bu oran "gelirin %18’i ücret bazlı" diye okunamaz. Brüt gelir şirketin alıp sattığı emtianın tamamını içerir ve bu satışların marjı incedir. Marj yapısı segment FAVÖK’ünden ve sözleşme açıklamalarından okunur. Targa’nın kendi hesabına sattığı hacimler (equity volumes) için gerçekleşen koruma kazancı 15,0 milyon dolardı, bir yıl önce 1,5 milyon dolardı. Bu tutar 1.402,7 milyon dolarlık çeyreklik düzeltilmiş FAVÖK’ün yanında küçüktür.
Kaldıraç tanımı da değişir. Kinder Morgan net borç/FAVÖK oranını 1. çeyrek 2026’da 3,6 kat olarak verdi (2025 sonunda 3,8 kat). Enterprise’ın bildiriminde şirketin kendi kaldıraç tanımı yoktur. 31 Mart 2026’daki 34,2 milyar dolarlık borç anaparası, son 12 ayın 10.212 milyon dolarlık düzeltilmiş FAVÖK’üne bölününce brüt oran yaklaşık 3,35 kat çıkar. Nakit ve hibrit borç düzeltmesi içermeyen bu hesap, şirketlerin açıkladığı oranlarla birebir kıyaslanmamalıdır.
| Şirket | Yapı | Düzeltilmiş FAVÖK (dönemiyle) | 2026 rehberliği ve yatırım |
|---|---|---|---|
| Enterprise Products | MLP | Son 12 ay 10.212 milyon $ | Büyüme yatırımı 2,3-2,6 milyar $ (net), idame 580 milyon $ |
| Energy Transfer | MLP | 1Ç26 4.940 milyon $ (1Ç25 4.100 milyon $) | FAVÖK 18,2-18,6 milyar $, büyüme yatırımı 5,5-5,9 milyar $ |
| Targa Resources | C-Corp | 1Ç26 1.402,7 milyon $ (yıllık +%19) | Net büyüme yatırımı yaklaşık 4,5 milyar $, idame yaklaşık 250 milyon $ |
| ONEOK | C-Corp | 1Ç26 yaklaşık 2.000 milyon $ (yıllık +%13) | FAVÖK 8,0-8,5 milyar $ |
| Kinder Morgan | C-Corp | 1Ç26 2.539 milyon $ (yıllık +%18) | FAVÖK bütçesi 8,6 milyar $ |
Tablodaki rakamlar şirketlerin 1. çeyrek 2026 sonuç bildirimlerinden alınmıştır. Enterprise satırı çeyreklik değil son 12 aylık rakamdır, diğer satırlarla doğrudan kıyaslanmaz. Energy Transfer rehberliğini bu bildirimle 17,45-17,85 milyar dolardan yukarı çekti. Enterprise’ın son 12 aydaki dağıtım ve geri alım toplamı faaliyet nakdinin %57’sine denk geldi. Kalan yaklaşık %43 yatırımların iç kaynakla finansmanına gidiyor. Eski "nakdin tamamını dağıt, büyümeyi yeni birimle finanse et" modelinden asıl fark bu orandır. Targa ise çeyreklik temettüyü %25 artırıp 1,25 dolara çıkarırken düzeltilmiş serbest nakit akışı 328,2 milyon dolardan 227,9 milyon dolara geriledi. Yüksek yatırım döneminde bu ikisinin birlikte görülmesi olağandır.
NGL zinciri işleme, boru hattı, fraksiyonlama ve ihracat terminalinden oluşan bağlı halkalardır. Bir halka dolunca ötekilerdeki kapasite boşa çıkar. Enterprise’ın 1. çeyrek 2026 hacimleri her halkada rekor kırdı. Fraksiyonlama yıllık bazda %16 artışla 1.910 bin varil/gün, NGL boru hattı hacmi %10 artışla 4.881 bin varil/gün oldu, deniz terminali hacmi 994’ten 1.097 bin varil/güne çıktı. Şirketin bildirimine göre Neches River NGL terminalinin 1. fazı Temmuz 2025’te devreye alındı, 2. fazda LPG yüklemesi Nisan 2026’da başladı, etan yüklemesi Mayıs 2026 sonu için hedefleniyor.
Son iki yılın en dar halkası ihracat terminaliydi. Drewry’ye göre ABD LPG terminalleri iki yıl kapasite sınırında çalıştı ve Körfez Kıyısı yükleme ücreti Eylül 2024’te ton başına 165 dolarla rekor kırdı. Kasım 2024 sonunda spot terminal ücreti, Mont Belvieu fiyatına eklenen bir prim olarak galon başına 14 sente indi. Terminal ücreti, Mont Belvieu ile Asya arasındaki fiyat farkının paylaşımını belirleyen vanadır. Kapasite yetersizken farkın büyük kısmı terminal sahibine kalır, kapasite artınca üreticiye geçer. ICIS’in 2025 tarihli değerlendirmesi, yeni projelerle ABD ihracat kapasitesinin günlük 1 milyon varilden fazla artacağını hesaplıyor. ONEOK ile MPLX’in 400 bin varil/günlük ortak terminali 2028 başında bekleniyor. Goldman Sachs da aynı genişlemenin Antero Resources’ın fiyat realizasyonunu 2026’dan itibaren iyileştirmesini bekliyor (Antero Resources özeti).
Targa’nın 1. çeyrek 2026 sonuçları darboğazın fiziksel yüzünü gösterir. Permian girişi %12, NGL boru hattı hacmi %21, fraksiyonlama %17 arttı. LPG ve NGL ihracatı ise çeyrek sonundaki tesis kesintisiyle %2 düşüşle 437,0 bin varil/güne geriledi.
Permian’dan Mont Belvieu’ye yeni NGL hatları 2027’de birbirine yakın tarihlerde açılacak. PGJ Online’ın Kasım 2025 haberine göre ExxonMobil, 600 bin varil/günlük Bahia hattının %40’ını aldı. Hat 92 millik bir New Mexico uzantısıyla 2027’nin 4. çeyreğinde günlük 1 milyon varile genişletilecek. Sevkiyatçıyı ortak yapmak, hattın dolmasını güvenceye alır. Targa’nın 30 Eylül 2025’te duyurduğu Speedway hattı yaklaşık 500 mil uzunluğunda, 500 bin varil/gün kapasiteyle başlayacak ve 1 milyon varile genişletilebilecek. Tahmini maliyeti yaklaşık 1,6 milyar dolar, hedefi 2027’nin 3. çeyreği. RBN Energy, Permian’da geri kazanılan NGL üretimini günlük yaklaşık 3,6 milyon varil olarak veriyor. RBN’in tahmini, bu rakamın 2030’da 4,8, 2035’te 5,4 milyon varile çıkması ve Permian’ın ABD NGL üretimindeki payının yaklaşık %44’ten %53’e yükselmesi yönünde. Tahmin tutmazsa aynı anda açılan hatlar bir süre boş kapasiteyle çalışır.
Etan reddi de hacmi oynatır. RBN Energy’ye göre Ocak 2026’nın son haftasında Winter Storm Fern gaz fiyatını milyon BTU başına 7,46 dolara çıkardı. Etan/gaz oranı 0,53’e inerek en az 20 yılın dibine geriledi. Oran 2025’te ortalama 1,06’ydı. Böyle haftalarda fraksiyonlama hacmi üretim düşmeden de azalabilir.
Pipeline & Gas Journal’ın Reuters’a dayanan Mart 2026 haberine göre Permian gaz üretimi 2025’te günlük 27,7 milyar fit küple rekor kırdı. Aynı haberde aktarılan EIA tahmini, 2026-2027’de büyümenin yıllık yaklaşık %4’e yavaşlaması yönündeydi. Çıkış kapasitesi yetmeyince bölgenin fiyat noktası Waha’da spot fiyat sıfırın altına iniyor, yani üretici gazını götürmek için alıcıya para ödüyor. Negatif fiyatlı gün sayısı 2024’te rekor 49, 2025’te 39 oldu. Mart 2026 ortası itibarıyla 2026’da 34 negatif gün görülmüştü ve 12 Mart üst üste 25. negatif gündü. 10 Mart 2026’da fiyat milyon BTU başına eksi 7,15 dolarla rekor dibe indi. Waha ile Henry Hub arasındaki fark için doğal gaz gösterge fiyatları maddesine bakılabilir.
Negatif fiyat herkese aynı dokunmaz. Ücret bazlı işlemci hacim aktığı sürece korunur, gelir payı sözleşmesi olan işlemcinin geliri düşer. Üretici kaybını petrolden telafi eder ve sondaja devam eder. Bu yüzden Waha negatifken de işleme tesisleri dolu çalışabilir.
Darboğazı açacak üç gaz hattı yakın tarihleri hedefliyor. Kinder Morgan’a göre GCX genişlemesi 570 milyon fit küp/gün ekleyerek toplamı 2026 ortasında yaklaşık 2,57 milyar fit küp/güne çıkaracak. WhiteWater liderliğindeki ve MPLX’in ortak olduğu yaklaşık 2,5 milyar fit küp/günlük Blackcomb hattının hedefi 2026’nın 3. çeyreğiydi, MPLX 3 Şubat 2026’da bunu 4. çeyreğe kaydırdı. Energy Transfer’in Hugh Brinson hattı 1. fazda yaklaşık 1,5 milyar fit küp/günü 2026’nın 4. çeyreğinde, 2,2 milyar fit küp/günü 2027’nin 1. çeyreğinde hedefliyor. Üçünün eklediği kapasite 0,57 artı 2,5 artı 2,2 hesabıyla yaklaşık 5,3 milyar fit küp/gündür. Tarihler şirket beyanlarına ve SynMax derlemesine dayanır, kaynaklar arasında farklılık vardır.
Talebin bir kısmı da yurt içinden geliyor. Kinder Morgan’ın 1. çeyrek 2026 bildirimine göre 10,1 milyar dolarlık proje birikiminin %92’si doğal gazdır ve yaklaşık %60’ı elektrik üretimi ile yerel dağıtım talebine dayanır. Şirket, S&P Global’in ABD’de 153 GW yeni gaz santrali kapasitesi beklediğini aktarıyor. Projelerin ilk tam yıl FAVÖK’üne göre çarpanı yaklaşık 5,6 kattır. 1 bölü 5,6 hesabıyla bu, yatırım üzerinden yaklaşık %18’lik ilk yıl FAVÖK getirisi demektir.
Argus ve Hydrocarbon Processing’in haberlerine göre ABD Ticaret Bakanlığı’na bağlı BIS, 23 Mayıs 2025 tarihli mektuplarla Çin’e etan ve bütan ihracatını askeri son kullanım riskine dayanarak lisansa bağladı. Enterprise Products 3 Haziran’da yaklaşık 2,2 milyon varillik üç etan kargosu için ret niyeti bildirimi aldı. Mont Belvieu etanı 5 Haziran 2025’te galon başına 19,25 sentle altı ayın dibine indi. Fiyat etkisi kısa sürdü. Olay yine de terminal gelirini tek ülkenin alıcılarına bağlamanın ne kadar hızlı fiyat riskine dönüşebildiğini gösterdi.
Propanda etki daha kalıcı oldu. S&P Global Commodity Insights’a göre Çin’in ABD propanına karşı tarifesi %34’ten Nisan 2025’te %125’e çıktı, Mayıs ortasında %10’a indi. Temmuz-Kasım 2025’te ABD’nin Çin propan ithalatındaki payı %31,4’e geriledi, bir yıl önce %60,6’ydı. Orta Doğu’nun payı %45,9’a, Kanada’nınki %17,6’ya çıktı. Argus’a göre Çin’in PDH tesisleri ülkenin polipropilen üretiminin yaklaşık %30’unu sağlıyor, dolayısıyla propan talebi poliolefinler piyasasına bağlı.
Uzun vadeli sözleşmeler tampon görevi görür. Energy Transfer’in 1. çeyrek 2026 bildirimine göre Nederland terminalindeki etan ihracat anlaşmalarının çoğu 2041’e uzatıldı. NGL ve rafine ürün segmentinin düzeltilmiş FAVÖK’ü %19 artışla 1.163 milyon dolara çıktı ve NGL ihracatı %19 artışla rekor kırdı. Kanada ise payın bir kısmını aldı. AltaGas, Ridley Island terminalinin (RIPET) REEF genişlemesi için Temmuz 2025’te yatırım kararı verdi. Şirketin yatırım kararı duyurusunu aktaran Oil&Gas 360’a göre batı kıyısından Asya’ya sefer yaklaşık 10 gün, ABD Körfezi’nden yaklaşık 25 gün sürüyor. Argus, Nisan 2025’ten sonraki aylarda RIPET’ten Çin’e günde ortalama 76 bin varil propan gittiğini aktardı. Bu kısa rota navlun maliyetinde Kanada’ya avantaj sağlar.