Doğal Gaz Piyasasında Yeni Paradigmalar ve Regülasyonel Yenilikler

Giriş 

Küresel enerji sistemleri, 21. yüzyılın ikinci çeyreğine girerken derin ve çok katmanlı bir dönüşüm sürecinden geçmektedir. Bu dönüşümün merkezinde, bir yandan fosil yakıtlardan yenilenebilir enerjiye geçiş çabaları yer alırken, diğer yandan mevcut enerji altyapısının dijitalleşmesi, esnekleşmesi ve sürdürülebilirlik ilkelerine göre yeniden yapılandırılması bulunmaktadır. Dijital teknolojilerin kullanımı, yeşil gazların (örneğin hidrojen ve biyometan) altyapıya entegrasyonu, merkeziyetsiz dağıtım modelleri, piyasa regülasyonlarındaki yenilikler ve sürdürülebilirlik odaklı yatırımlar gibi başlıklar, yeni paradigma arayışlarının temelini oluşturmaktadır. Bu bağlamda, doğal gaz, hem çevresel hem ekonomik hem de stratejik açıdan “geçiş yakıtı” kimliğiyle öne çıkmaktadır. 

Doğal gaz; kömür ve petrol gibi daha yüksek emisyonlu fosil yakıtlara kıyasla çevreye daha az zarar vermesi, depolanabilirliği, esnek arz yapısı ve gelişen piyasa mekanizmaları sayesinde enerji geçiş sürecinde kritik bir rol üstlenmiştir. Ancak bu geçiş döneminde, doğal gazın üretim, iletim ve dağıtım altyapısının da köklü biçimde dönüşmesi gerekliliği ortaya çıkmıştır. Geleneksel boru hattı sistemlerine dayanan, merkeziyetçi ve büyük ölçekli yapıların yerine; daha akıllı, esnek, çevreci ve dijitalleşmiş sistemlerin geliştirilmesi artık zorunluluk haline gelmiştir. 

Bu makalede; doğal gaz piyasasında yaşanan yapısal dönüşüm, daha çok iletim ve dağıtım boyutunda ele alınarak incelenecektir. Türkiye örneği üzerinden gidilerek, doğal gaz sektörünün mevcut durumu, karşılaştığı yapısal zorluklar ve küresel eğilimlere uyum sağlama kapasitesi analiz edilecek, geleceğe yönelik politika ve strateji önerilerine zemin hazırlanacaktır. 

Doğal Gaz Piyasasının Mevcut Durumu 

Uluslararası Enerji Ajansı ve diğer Uluslararası Kurum ve Kuruluşların raporlarındaki gözlemlere göre; her ne kadar yenilenebilir enerji alanındaki gelişmelerin artacağı beklense de petrol ve doğal gazın, orta ve uzun vadede uluslararası ilişkiler ve uluslararası siyasi denklemler arenasında belirleyici rolünün devam edeceği belirtilmektedir. Küresel ölçekte yapılan enerji tüketim tahminlerine göre; 2040 yılına kadar tüketimi artmaya devam edecek tek fosil yakıtın doğal gaz olması beklenmektedir.

Türkiye’deki elektrik üretiminin kaynaklara göre dağılımı incelendiğinde doğal gazın payı 2024 yılı için yaklaşık % 19 oranında olduğu görülmektedir. Ayrıca Türkiye için kurulu güçte doğal gazın payı yaklaşık % 21 olmuştur.   

                                               Şekil 1. Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı 

Yenilenebilir enerji kaynaklarının artan rolüne rağmen doğal gaz; enerji güvenliği, arz çeşitliliği ve karbon emisyonlarının düşürülmesi bakımından geçiş sürecinin temel bileşenidir. 2020’li yıllardan itibaren LNG (liquid natural gas-sıvılaştırılmış doğal gaz) teknolojileri, boru hattı optimizasyonu ve spot piyasaların gelişimi doğal gazın daha esnek bir yakıt haline gelmesini sağlamıştır. 

Türkiye, doğal gaz tüketiminde Avrupa’nın önde gelen ülkelerinden biridir. 2001 yılında çıkarılan 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile piyasada rekabet ortamı oluşturulmuş, BOTAŞ’ın piyasa payı azaltılmaya çalışılmış ve özel sektörün önünü açan yapısal reformlar gerçekleştirilmiştir. Türkiye'nin, bu yeni paradigma çerçevesinde teknik altyapısını güçlendirmesi, ulusal regülasyonlarını güncellemesi ve piyasa şeffaflığını artırması, doğal gazda bölgesel bir merkez olma hedefi açısından kritik önemdedir. 

Yurtdışından Türkiye’ye doğal gaz girişi iki şekilde gerçekleşmektedir. Birincisinde doğal gaz boru hatlarından gaz formunda taşınmaktadır. Doğal gazın boru hatları ile iletiminin teknik veya ekonomik açıdan mümkün olmadığı durumlarda -162^o C’ye kadar soğutularak sıvılaştırılmakta ve hacmi 600 kata kadar küçültülen sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG) özel olarak imal edilmiş tankerler vasıtasıyla taşınmaktadır. Depolama terminallerine gelen LNG’ler gazlaştırılıp boru hattına verilebildiği gibi sıvı fazda kara tankerleriyle taşınıp dökme olarak da boru gazının ulaşamadığı tüketim noktalarında kullanılabilmektedir.

2008 tarihinde çıkarılan bir Kanun ile LNG ithalatı, BOTAŞ ve diğer piyasa katılımcıları için serbest bırakılmış ve daha önce Kanun ile düzenlenmemiş olan spot LNG ithalat faaliyeti düzenleme altına alınmıştır. Ayrıca, alınacak tek bir ithalat (spot LNG) lisansı kapsamında birden fazla ülkeden ithalat yapılabilmesinin önü açılmıştır. 

2024 yılında önemli adımlar atılmış, özellikle iletim, dağıtım ve depolama alanlarında kapasite artışları gerçekleştirilmiştir. Tuz Gölü ve Silivri yer altı depolama tesislerinin kapasitelerinin artırılması yönünde yürütülen projeler tamamlanma aşamasına gelirken, BOTAŞ ve özel sektör yatırımları ile LNG ve FSRU altyapısı daha da güçlendirilmiştir. 

Şekil 2. Doğal Gaz İletim Hatları 

2024 yılı sonu itibarıyla 81 il merkeziyle birlikte 900’ye yakın ilçe ve beldeye doğal gaz arzı sağlanarak ülke genelinde erişim ağı daha da genişletilmiştir. Doğal gaz abone sayısı ise 21 milyona yaklaşmış, tüketim miktarı yıllık 53 milyar m³ seviyelerini aşmıştır. Türkiye, bu büyüklükle Avrupa’nın en büyük 5 doğal gaz piyasasından biri olmuştur.

 Tablo 1. 2024 Yılı Şirketler Bazında Doğal Gaz İthalatı (milyon Sm³) (Kaynak: EPDK)

Şirket Unvanı	Toplam Miktar	Yüzde (%)
BOTAŞ BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA ANONİM ŞİRKETİ	48.577,98	93,04
BOSPHORUS GAZ CORPORATİON ANONİM ŞİRKETİ	1.771,63	3,39
KİBAR ENERJİ ANONİM ŞİRKETİ	784,74	1,50
AKFEL GAZ SANAYİ VE TİCARET ANONİM ŞİRKETİ	728,16	1,39
SOCAR ENERJİ TİCARET ANONİM ŞİRKETİ	260,28	0,50
EGE GAZ ANONİM ŞİRKETİ	90,33	0,17
Genel Toplam	52.213,12	100,00

 

 

2024 yılı itibarıyla doğal gaz tedariğinin yaklaşık yüzde 75’i boru gazı ve yüzde 25’i sıvılaştırlımış gaz (LNG)’dır. BOTAŞ 2024 yılı toplam ithalatının (Boru Gazı ve LNG toplam) yüzde 93,04’ünü gerçekleştirmiştir. 2024 yılında şirketler bazında doğal gaz ithalat miktarları Tablo 1’de gösterilmektedir. Görüldüğü gibi doğal gaz piyasasında hala Kamu’nun ağırlığı korunmaktadır. 

Artan enerji talebi, iklim değişikliğiyle mücadele hedefleri ve teknolojik gelişmeler, doğal gaz piyasalarının yapısal dönüşümüne yol açmaktadır. Özellikle enerji güvenliği, karbon ayak izinin azaltılması, yeni nesil enerji taleplerine uyum sağlama ve daha rekabetçi piyasa ortamlarının oluşturulması gibi faktörler, doğal gaz piyasasında yeni paradigmaların ortaya çıkmasına neden olmuştur. Bu yeni paradigmalar; sadece teknolojik değil, aynı zamanda ekonomik, çevresel ve regülasyonel bir perspektifle şekillenmektedir. Piyasanın dönüşümüne etki eden belli başlı uygulamalar şunlar olmuştur: 

Dijitalleşme ve Akıllı Şebekeler 

Günümüz şebekelerine bilgisayar ve ağ teknolojisi entegre edilerek elde edilen sistemlerdir. Enerji talebine hızlı yanıt verebilen, otomatik olarak arıza tespiti yapabilen, tüketim miktarlarını analiz ederek enerji verimliliğini artıran sistemlerdir. Akıllı şebekeler sayesinde; kaçakların anlık tespiti, talep tahmini algoritmaları ve reaktif bakım sistemleri gibi uygulamalar yaygınlaşmaktadır. Söz konusu sistemler şebekelerin her anını izleyerek sistem operatörlerinin, şebekedeki durumu gerçek zamanlı olarak izlemelerini ve müdahalesini sağlamaktadır. Sistem anormal bir durum algıladığında, operatörleri uyarmaktadır. Doğal gaz üretim tesisleri ile iletim ve dağıtımında dijitalleşme sayesinde; SCADA sistemleri, IoT tabanlı sayaçlar ve veri analitiği ile desteklenerek arz güvenliği ve verimlilik konusunda çok ilerlemeler sağlanmıştır. 

Hidrojen ve Yeşil Gazların Entegrasyonu 

Avrupa Yeşil Mutabakatı ile birlikte doğal gaz altyapılarının hidrojen gibi düşük karbonlu gazlara uyumu gündeme gelmiştir. Mevcut boru hatlarının % 10-20 oranında hidrojen taşıma kapasitesine sahip olduğu çalışmalarla gösterilmiştir. Bu bağlamda, “gas blending” (gaz harmanlama) stratejileri yeni norm haline gelmektedir. 

Almanya’da, yüzde 20’ye kadar hidrojenin doğal gaz ile karıştırılması üzerine pilot projeler yürütülmektedir. Hollanda’da, belirli bölgelerde hidrojenli doğal gaz şebekeleri test edilmekte, eski boru hatları ve tüketici cihazları üzerinde incelemeler yapılmaktadır. Birleşik Krallık’da, yüzde 20 hidrojen karışımı için ulusal altyapı planları geliştirilmekte ve hidrojenin uzun vadeli doğal gaz alternatifi olup olmayacağı değerlendirilmektedir. Avustralya’da, yüzde 10 hidrojen karışımları şebekeye beslenerek test edilmekte, ayrıca saf hidrojenle çalışan sistemler geliştirilmektedir. Ülkemizde ise Enerji Bakanlığı’nın aşırı fosil yakıt tüketimini ortadan kaldırmak ve emisyonları azaltmak amacıyla, doğal gaz şebekesine düşük ve sıfır karbonlu yüzde 2 ila 6 oranında hidrojen enjeksiyonu hedefi bulunmaktadır. Türkiye Doğal Gaz Dağıtıcıları Birliği (GazBir) tarafından da hidrojenin doğal gazla entegrasyonu çalışması başlatılmıştır. Test amaçlı olarak yüzde 5’e kadar hidrojen ve yüzde 95’e kadar doğal gaz karışımı yapılarak, doğal gazı daha çevre dostu yapma düşüncesi ile başlatılan bu çalışmanın, kısa süre içerisinde doğalgaz sektöründe yaygınlaştırılması hedeflenmektedir.  

Teknolojik olarak gelinen noktada ise teknoloji tedarikçisi şirketler tarafından geliştirilen gaz türbinlerinde hacmen % 30 - % 50 seviyelerinde hidrojen yakabilme kapasitesine ulaşılmıştır. Bu durum ayrıca kombine çevrim santrallerinin yapımı aşamasında teşvik ve kredilendirme kolaylığı sağlamaktadır. 

Desantralizasyon ve Mikro Dağıtım Modelleri 

Mikro dağıtım modelleri; belirli bir coğrafi alanda, genellikle yerel bir topluluğa veya endüstriyel alana enerji sağlayan, kendi kendine yeterli olabilen küçük çaplı şebekelerdir. Günümüzde daha çok merkezi sistemlerden uzaklaşılarak, bölgesel mikro dağıtım modelleri ön plana çıkmaktadır. Özellikle OSB’lerde ve sanayi bölgelerinde kurulan yerel iletim altyapıları, maliyet ve zaman açısından avantaj sağlamaktadır. Söz konusu sistemler, özellikle uzak bölgelerde veya ulaşılması zor yerlerde büyük bir avantaj olarak ortaya çıkmaktadır. Merkezi sistemlere bağımlılığı azaltarak, enerji güvenliğini artırmaktadır. Ayrıca, söz konusu bu modeller sayesinde enerji kesintilerine karşı daha dayanıklı olunmaktadır. 

Piyasa Yapısında Rekabetçi Modeller 

Elektrik piyasasındaki başarılı uygulamalara benzer şekilde, doğal gazda da dengeleme piyasası, gün öncesi piyasaları ve spot ticaret platformları geliştirilmektedir. Türkiye’de EPİAŞ tarafından işletilen Doğal Gaz Piyasası İşletim Platformu (EPİAŞ-GPİP) bu dönüşümün öncüsüdür. 

Karbon Vergisi ve Emisyon Ticareti Mekanizmaları 

İklim politikaları kapsamında doğal gaz sektörünün karbon fiyatlamasına tabi tutulması kaçınılmazdır. Avrupa ETS (Emissions Trading System) kapsamında boru hattı gazları da karbon maliyetine dahil edilmeye başlanmıştır. 

ESG Uyumlu Yatırımlar ve Çevresel Etkiler 

Enerji şirketleri, finansal kaynaklara erişim için ESG (Environmental Social Governance-Çevresel Sosyal Yönetim) kriterlerine uygun projeler geliştirmeye yönelmektedir. Boru hattı yatırımlarında çevresel etki değerlendirmesi (ÇED) ve toplumsal rıza artık stratejik zorunluluk halini almıştır. 

Metan, karbondioksitten 84 kat daha güçlü bir sera gazı etkisine sahiptir. Bu nedenle doğal gaz iletim ve dağıtımında sızıntıların önlenmesi, metan izleme sistemlerinin kurulması ve sızdırmazlık yatırımları öncelik kazanmıştır. 

Sonuç 

Doğal gaz piyasasında üretim, iletim ve dağıtım süreçleri, geleneksel yapılarından uzaklaşarak çok boyutlu ve dinamik bir dönüşüm sürecine girmiştir. Bu dönüşüm, sadece teknolojik gelişmelerin değil; aynı zamanda çevresel kaygıların, sürdürülebilirlik hedeflerinin ve regülasyonel baskıların birleşiminden doğan bir zorunluluktur. 

Yeni paradigmaların başlıca bileşenleri; dijitalleşme, sistemlerin akıllanması, hidrojen ve biyometan gibi yeşil gazların altyapıya entegrasyonu, merkeziyetçi olmayan mikro dağıtım modellerinin yaygınlaşması, metan emisyonlarının azaltımı ve karbon fiyatlama mekanizmalarının doğal gaz sektörüne entegre edilmesi şeklindedir. 

Yasal ve düzenleyici çerçevenin evrilmesi, rekabeti artırıcı serbest piyasa mekanizmalarının geliştirilmesini ve çevresel kriterlere dayalı yeni yatırım standartlarının uygulanmasını gerekli kılmaktadır. 

Ülkemizde, doğal gaz yaygınlaştırılmış ve tüm illerin lisans süreçleri sonuçlanmıştır. 4646 sayılı Kanundan önce sadece 6 ilde kullanılan doğal gaz, günümüz itibariyle tüm illerde kullanılmaktadır. Ancak gelinen süreçte; BOTAŞ faaliyetlerinin ayrıştırılması konusunda piyasa istenilen noktaya gelememiştir. BOTAŞ’ın sektördeki payının da yüzde 20’lere çekilmesi konusunda henüz başarılı olunamamıştır. Hedeflenen devirlerin gerçekleşmemesi nedeniyle piyasalarda istenilen rekabetin henüz oluşmadığı görülmektedir. 

Türkiye özelinde değerlendirildiğinde, ülkenin enerji arz güvenliği, jeopolitik konumu ve artan tüketim trendi göz önünde bulundurulduğunda, bu paradigmaları doğru okuyarak, uyum sağlamak büyük önem taşımaktadır. Özellikle EPİAŞ gibi piyasalaşmayı teşvik eden kurumların güçlendirilmesi, teknolojiye dayalı altyapı yatırımlarının desteklenmesi ve karbon-nötr doğal gaz sistemleri için stratejik yol haritalarının oluşturulması gerekmektedir. 

Sonuç olarak, doğal gaz piyasasındaki bu yeni paradigmalar; sadece teknik bir dönüşümü değil, aynı zamanda bütüncül bir enerji vizyonunun inşasını temsil etmektedir. Bu vizyon; çevresel sorumluluğu, ekonomik etkinliği ve teknolojik uyumu merkezine alan sürdürülebilir bir doğal gaz altyapısını mümkün kılacaktır.

Kaynakça 

1. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB). (2023), Doğal Gaz Piyasası Raporu, 

2. EPDK 2024 Yılı Doğal Gaz Piyasası Raporu, 

3. EPİAŞ. (2024), Spot Doğal Gaz Piyasası Verileri, 

4. International Energy Agency (IEA). (2022), Global Gas Security Review, 

5. European Commission. (2021), Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe, 

6. World Bank. (2023), Carbon Pricing Dashboard. 

Hazırlayanlar: Mücahit SAV, Veysel GEYLANİ, Harun ŞAHİN

Not: Bu yazı 2025 yılı Ekim ayında Enerji ve Doğal Gaz Dergisi için hazırlanmıştır.