Doğu Akdeniz ve Balkanlar hattında son haftalarda yeniden hararetlenen tartışmalar, bölgenin enerji mimarisine dair oldukça iddialı senaryoları da gündeme taşıdı. Ukrayna’nın kışa girerken artan enerji ihtiyacı, Yunanistan’ın ABD ile güçlenen koordinasyonu, Türkiye’nin altyapı gücü ve Rusya’nın sert açıklamaları, “hem Moskova’yı hem Ankara’yı bypass eden yeni bir eksen” söylemini kuvvetlendirdi. Bu senaryo kulağa oldukça çarpıcı gelebilir. Ancak kapasitelere, hatların fiziksel yapısına ve gazın akış yönüne bakıldığında; sahadaki gerçeklik ile bu söylemin yarattığı hava arasında belirgin bir uyumsuzluk görülüyor.
Bu esasen yeni bir tartışma değil. Dikey Gaz Koridoru (Vertical Gas Corridor, VGC), 2024’ten bu yana hem Avrupa kurumlarının hem de ABD’nin yakın takibinde. Ne var ki Yunanistan’ın Ukrayna’ya giden LNG trafiğinde belirgin bir rol üstlenmesi, meseleyi bu ay itibarıyla tekrar enerji gündeminin merkezine taşıdı. Burada bir kavramsal ayrımı netleştirmek şart: Bir yapıyı teknik anlamda “koridor” kılan unsur, kaynaktan pazara kadar uzanan kesintisiz bir boru hattı zinciridir. Yunanistan’ın bugün sunduğu denklem ise yeni bir boru hattı değil; Alexandroupolis’teki yüzer terminal, Revithoussa tesisi, Yunanistan-Bulgaristan ara bağlantısı (IGB) ve BRUA sistemi üzerinden işleyen bir LNG zinciri. Bu zincir, savaş şartlarındaki Ukrayna gibi esnekliğe muhtaç aktörler için elbette önemli; ne var ki bölgenin yerleşik boru hattı omurgasını (pipeline backbone) değiştirecek nitelikte değil.
Kapasiteyi doğru okumak tam da bu yüzden elzem. Alexandroupolis terminali teknik olarak yıllık 5,5 bcm düzeyinde bir kapasiteye sahip. Ancak bu yıl boyunca işletmeye alma sırasındaki gecikmeler ve sistemin oturma sürecindeki sancılar nedeniyle, fiili akış bu seviyeye yaklaşamadı. Terminalin kademeli toparlanma süreci ise ancak Ağustos–Ekim döneminden itibaren hız kazanabildi. Revithoussa terminalinde kapasite artışına gidilmiş olsa da, denklemi belirleyen asıl unsur terminalin teorik hacmi değil; ulusal şebekedeki çıkış kısıtları, iç tüketim baskısı ve teknik basınç yönetimi. Dolayısıyla sistemden dışarıya verilebilecek, yani ihraç edilebilir net gaz miktarı, yıllık 2-3 bcm bandında[1] sınırlı kalıyor. Söz konusu iki giriş noktası, IGB ve BRUA hatlarıyla bütünleştiğinde; VGC’nin 2025 yılındaki fiili akış kapasitesi 6-8 bcm bandında[2] seyrediyor. Orta vadede hedef 10 bcm olsa da[3], bugünün fiziksel gerçekliği henüz bu seviyenin uzağında kalıyor. Dolayısıyla VGC, bilhassa kış aylarında Ukrayna’nın Rusya dışı kaynaklara erişimi açısından kayda değer bir kapı olsa da, stratejik denklemi kökten değiştiren “yeni bir koridor” değil; daha ziyade, mevcut mimari içinde açılmış ilave bir nefes alanı işlevi görüyor.
Tam bu noktada, “ticari merkez” (hub) ile “enerji düğümü” (node) arasına net bir ayrım yapmakta fayda var. Hub; çoklu giriş-çıkış kapasitesinin buluştuğu, fiyatın serbestçe oluştuğu, şeffaf ve derinlikli bir piyasa yapısıdır. Node ise belirli kaynakların yalnızca geçiş yaptığı stratejik bir kavşaktır. Yunanistan bugün başarılı bir “enerji düğümü”. Bu tanım Atina’nın önemini azaltmaz; aksine, üstlendiği rolü doğru çerçeveye oturtur. Atina’nın elindeki güç; AB enerji hukukuyla sağladığı tam uyumdan, ABD ile 3+1 formatında geliştirdiği siyasi koordinasyondan ve Ukrayna’ya yönelik LNG sevkiyatında edindiği “itibardan” besleniyor. Ancak mevzubahis fiziksel hacim sınırlı; zira Yunanistan bir kaynak ülkesi değil, devasa ölçekli bir dağıtım merkezi vasfı da taşımıyor. Yine de Atina’nın verdiği siyasi mesaj, boru hatlarından geçen gaz hacminden çok daha yüksek. ABD menşeli LNG’nin bölgeye yerleşmesi, Ukrayna dosyasında Washington-Brüksel-Atina üçgenindeki uyumu tahkim ediyor. Şunu da not düşmek lazım: Batı’nın buradaki temel saiki yalnızca Türkiye’yi coğrafi olarak baypas etmek değil. Asıl hedef (en azından söylem düzeyinde) Türkiye üzerinden gelen boru gazına karışabilecek “Rus menşeli gaz” riskinden arınmış, menşei şeffaf bir LNG rotası oluşturmak.
Türkiye’nin pozisyonu ise bambaşka bir düzlemde. Bölgenin tartışmasız en geniş fiziksel altyapısına sahip olan Türkiye’nin gazlaştırma kapasitesi, yıllık 50-60 bcm bandında[4]. Bazı teknik hesaplamalar kağıt üzerindeki sınırı daha yüksek gösterse de, piyasa dinamiklerini tayin eden asıl unsur kağıt üzerindeki potansiyel değil, fiili kullanım kapasitesidir. Tüm Doğu Avrupa’nın toplamından daha fazla LNG terminaline sahip olan Türkiye, yıllık 25–30 bcm düzeyindeki “atıl kapasitesi” (spare capacity) ile bölgenin “gerçek itici gücü” olarak tanımlanıyor. Dahası; TANAP, TürkAkım, Mavi Akım ve İran hattı gibi çoklu boru hatları sayesinde Türkiye, Doğu Akdeniz ile Karadeniz arasında muazzam bir giriş-çıkış ağı teşkil ediyor. Sakarya sahasındaki üretim de, iç piyasayı adım adım tahkim eden yerli bir güç olarak bu tabloya eklemleniyor. Ne var ki tüm bu fiziksel altyapı, Türkiye’ye kendiliğinden bir “ticari hub” statüsü kazandırmaz. Gerçek manada bir ticaret merkezi olmak; şeffaf fiyat oluşumunu, bağımsız piyasa mekanizmalarını ve öngörülebilir bir mevzuat altyapısını zorunlu kılıyor. Türkiye’nin fiziksel kapasitesi şüphesiz yüksek; ancak bu potansiyelin ticari bir “hub mimarisine” evrilmesi, sadece boru hatlarıyla değil, aynı zamanda piyasa derinliğinin de sağlanmasıyla mümkü.
Azerbaycan’ın bu denklemdeki konumu ise ayrı bir parantezi hak ediyor. Bölgede üretilen hiçbir siyasi retorik veya “baypas” senaryosu, şu hakikati değiştiremez: Avrupa istikametindeki gaz akışının ana omurgası TANAP, kıta içindeki uzantısı ise TAP’tır. Bu realite Azerbaycan’a, Ankara ile Atina arasındaki rekabetten azade, müstakil bir stratejik ağırlık kazandırıyor. Şunu da not etmek gerek: Bakü, VGC üzerinden Balkan pazarlarına erişim opsiyonunu daima elinde tutuyor. Bu durum, yerleşik boru hattı mimarisi ile LNG rotalarının birbirini dışlayan rakipler değil, orta vadede birbirini tahkim eden tamamlayıcı unsurlar olduğunu kanıtlar nitelikte
Bu bağlamda Rusya’nın, Yunanistan ile Ukrayna arasındaki anlaşmalara gösterdiği sert reaksiyonu sadece “söylemden ibaret” görmek sığ bir yaklaşım olacaktır. Her ne kadar Moskova’nın üslubu her zamanki gibi keskin olsa da, Balkanlar’daki Rus gazı hakimiyeti son üç yılda ciddi bir erozyona uğradı. AB genelinde pazar payı yüzde 15’lere kadar gerilerken, Balkan coğrafyasında tablo daha karmaşık: kimi ülkelerde (ör. Bulgaristan) Rus gazı kullanımı ciddi ölçüde düşerken, kimilerinde (ör. Sırbistan) yüksek bağımlılık halen sürüyor. İşte bu tablo, Kremlin’in elindeki en büyük koz olan “enerji silahını” giderek köreltiyor. Ancak bu erozyon, Rus gazının denklemden tamamen çıktığı anlamına gelmez. AB’nin Rus gazı ithalatı 2024 yılında (özellikle LNG kanalıyla) yüzde 18’lik bir artış kaydetti. Bu veri, VGC gibi projelerin sadece fiziksel bir güzergâh değil, aynı zamanda sisteme sızmaya devam eden Rus gazına karşı bir filtre olarak kurgulandığını ispatlar niteliktedir. Bu dönüşümün tek sebebi şüphesiz ki VGC değil; ancak özellikle Ukrayna’ya sağladığı manevra alanı sayesinde, bölgedeki kaynak çeşitlendirme sürecini hızlandıran bir rol üstleniyor.
Ortadaki tablo gayet net: Bugünün iklimine rekabet hâkim. Gerek Türkiye-Yunanistan ilişkilerinin tarihsel gerilim, gerekse Ankara-Brüksel hattındaki sürtüşmeler ve Doğu Akdeniz’in karmaşık siyasi denklemleri; tamamlayıcı bir mimarinin kendiliğinden oluşmasına şimdilik geçit vermiyor. Ne var ki Avrupa’nın uzun vadeli enerji güvenliği, bu iki yapının “sıfır toplamlı” bir çatışmaya hapsolmasını değil; “yönetilebilir bir rekabet” zemininde birbirini tamamlamasını zorunlu kılıyor. Burada değişen şey ana omurganın güzergâhı değil, sistemin kazandığı esneklik kabiliyeti; değişmeyen ise boru hatlarının dayattığı fiziksel gerçekliktir. İşte bu yüzden sahadaki resmi doğru okumak; siyasi söylemlere değil; haritaya, kapasitelere ve akış yönlerine odaklanmayı gerektirir.
Doğu Akdeniz’in enerji mimarisi, taraflardan birinin mutlak kazancı, diğerinin ise mutlak kaybı üzerine inşa edilemez. Yunanistan’ın sunduğu siyasi esneklik, Türkiye’nin sahip olduğu fiziksel kapasite ve Azerbaycan’ın kaynak gücü; her ne kadar rekabet halinde olsalar da birbirini dışlayan unsurlar değil. Burada asıl mesele, mevcut rekabeti yönetilebilir bir zemine çekmek ve uzun vadede birbirini tamamlayan, entegre bir yapıyı güçlendirmektir. Avrupa’nın enerji güvenliği açısından aklın ve gerçekliğin işaret ettiği yol da tam olarak budur.
[1] Bu hesaplama, DESFA’nın 2025 yılı için Revithoussa Terminali’nde gerçekleştirdiği yıllık slot tahsis sonuçlarına (35 TWh $\approx$ 3.31 bcm) ve Yunanistan’ın yıllık ortalama 6-7 bcm bandındaki iç tüketim verisine dayanmaktadır. Terminale giren gazın önemli bir kısmının iç talebi karşılamaya ayrıldığı ve ulusal şebekedeki teknik darboğazlar (bottlenecks) gözetildiğinde; kuzey yönlü (Ukrayna/Balkanlar) ihraç edilebilir net “LNG fazlası” teknik olarak bu aralıkta sınırlanmaktadır.
[2] Bu projeksiyon, Dikey Gaz Koridoru’nun iki ana arterinin fiziksel kapasitelerinin konsolide edilmesiyle elde edilmiştir: Mevcut IGB (Yunanistan-Bulgaristan) hattının 3 bcm’lik baz kapasitesi ve Trans-Balkan hattı (Kulata/Sidirokastro) üzerindeki ters akış (reverse flow) potansiyeli (~4-5 bcm). United States Energy Association (USEA) raporunda belirtilen “orta vadede 10 bcm’e ulaşma” hedefi, güncel fiili kapasitenin henüz bu tavanın altında, operasyonel kısıtlar dahilinde 6-8 bcm bandında seyrettiğini teyit etmektedir.
[3] Orta vadeli 10 bcm hedefi, Bulgartransgaz EAD’nin 2025-2034 Dönemi On Yıllık Şebeke Gelişim Planı (TYNDP) verilerine dayanmaktadır. Raporda, Bulgaristan’dan Romanya’ya (VGC rotası) yönelik IP Negru Voda 1/Kardam noktasındaki teknik kapasitenin 295 GWh/gün seviyesine çıkarılması hedeflenmektedir (Bkz. Sayfa 17). Enerji birimi dönüşümü yapıldığında (1 bcm ≈ 10.55 TWh), bu değer yıllık yaklaşık 10.2 bcm’lik bir akış kapasitesine tekabül etmektedir
[4] Bu aralık, BOTAŞ’ın günlük 161 milyon m³’lük (yıllık ~58 bcm) gazlaştırma kapasitesi beyanı ile GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) 2024 Raporu’ndaki verilerin sentezlenmesiyle oluşturulmuştur. Aralık, teorik teknik kapasiteyi yansıtmakta olup; fiili kullanım oranları (utilization rates) mevsimsel talep ve boru gazı kontratlarına bağlı olarak değişkenlik göstermektedir.
