Ahlatcı Yatırım'ın elektrik piyasasına ilişkin değerlendirmesine göre, toptan elektrik fiyatı olan piyasa takas fiyatı (PTF) üçüncü çeyrekte ortalama 2.784 TL/MWh seviyesinde gerçekleşti. Fiyat geçen yılın aynı çeyreğindeki 2.879 TL/MWh seviyesinin yüzde 3,3 altında, 2024'teki 2.521 TL/MWh seviyesinin ise yüzde 10,4 üzerinde kaldı. Dolar bazında düşüş daha belirgin olurken fiyat geçen yılın aynı çeyreğine göre yüzde 17,6 geriledi.

Sistemin gün içindeki anlık dengelenmesinde oluşan sistem marjinal fiyatı (SMF), çeyrek ortalamasında 2.644 TL/MWh ile PTF'nin 139 TL/MWh altında kaldı. Bu fark geçen yılın aynı çeyreğinde 40 TL/MWh, 2024'te ise 74 TL/MWh seviyesindeydi. Farkın açılması, yaz döneminde sistemdeki elektrik fazlasının belirgin biçimde arttığına işaret etti.

2026'da elektrik fiyatlarının çeyrek bazında mevsimsel seyrini koruduğu, ancak seviyelerin geçen yılın gerisinde kaldığı belirtildi. İlk çeyrekte fiyat 2.202 TL/MWh ile 2025'in yüzde 7,8 altında gerçekleşirken, ikinci çeyrekte 914 TL/MWh ile geçen yılın aynı döneminin yüzde 61,5 altında kaldı. Yüksek hidrolik üretim ve zayıf talebin aynı döneme denk geldiği mayısta aylık ortalama fiyat 591 TL/MWh'e kadar geriledi.

Üçüncü çeyrekte soğutma ihtiyacının artmasıyla fiyat yeniden 2.700 TL/MWh'in üzerine çıktı ve yıllık fark yüzde 3,3'e daraldı. Çeyrek içinde ortalama fiyat temmuzda 2.700 TL/MWh, ağustosta 2.908 TL/MWh ve eylülde 2.742 TL/MWh oldu. Eylül fiyatı geçen yılın aynı ayını yüzde 0,5 aştı. Bu görünümün, ilk yarıdaki düşüşün kalıcı bir seviye kaybından ziyade hidrolik üretime bağlı mevsimsel bir sapma olduğunu gösterdiği değerlendirildi. Dördüncü çeyrekte fiyatın 2025'teki 2.833 TL/MWh'lik çeyrek ortalamasına ulaşıp ulaşmayacağı izlenecek.

Dolar bazında ise üçüncü çeyrekte fiyat 58,4 dolar/MWh oldu. Bu seviye 2025'in aynı çeyreğindeki 70,9 dolar/MWh'in 12,5 dolar, 2024'teki 75,4 dolar/MWh'in ise 17,1 dolar altında kaldı. Fiyattan türetilen ortalama dolar kuru bir yılda yüzde 17,3 yükselirken, TL bazında yüzde 3,3 olan düşüş dolar bazında yüzde 17,6'ya ulaştı. Dolar bazlı fiyat temmuzda aylık yüzde 114 yükseldi, ağustosta yüzde 6 daha arttı ve eylülde yüzde 7,2 geriledi.

Gün içi fiyat farkının da üçüncü çeyrekte belirgin biçimde açıldığı belirtildi. Saat 12.00'de çeyrek ortalaması 1.202 TL/MWh olan fiyat, saat 20.00'de 4.065 TL/MWh'e yükselerek gün içinde 3,4 katına çıktı. Bu oran geçen yılın aynı çeyreğinde 2 kat seviyesindeydi. Gündüz 09.00-15.00 saatleri arasındaki ortalama fiyat bir yılda yüzde 16 gerilerken, akşam 17.00-22.00 saatleri arasındaki ortalama fiyat yüzde 11 yükseldi. Güneş üretiminin öğle saatlerindeki fiyatı baskıladığı, akşam saatlerinde ise fiyatların yükseldiği aktarıldı.

Yedi günlük ortalama fiyat çeyreğe 1.824 TL/MWh ile başlarken 22 Ağustos'ta 3.157 TL/MWh ile zirveye ulaştı. Çeyrek sonunda 2.498 TL/MWh'e gerileyen fiyat, zirvenin yüzde 21 altında, başlangıç seviyesinin ise yüzde 37 üzerinde kaldı. Mayıs sonundaki 134 TL/MWh'lik yıl dibinden bu yana toparlanmanın sürdüğü, ancak çeyreğin 92 gününün 48'inde fiyatın gerilediği ve seyrin dalgalı olduğu belirtildi. Fiyatı önce hidrolik üretimdeki gerilemenin, ardından yaz talebinin desteklediği, eylül sonuna doğru soğutma ihtiyacının azalmasıyla bu desteğin zayıfladığı ifade edildi.

Çeyrek boyunca TL bazlı seri 1.824-3.157 TL/MWh, dolar bazlı seri ise 39,3-66,1 dolar/MWh aralığında hareket etti. Dolar bazlı fiyat çeyreği 51,2 dolarda kapatırken son 12 ayın 72,5 dolarlık zirvesine yaklaşamadı. TL bazında zirveden geri çekilme yüzde 21 olurken dolar bazında bu oran yüzde 22,5'e ulaştı. Kurdaki artışın TL bazındaki toparlanmanın bir bölümünü dolar bazında geri aldığı, eylülün son haftasında iki serinin de gerileyerek çeyreği zirvelerinin belirgin biçimde altında tamamladığı kaydedildi.

Üçüncü çeyrekte lisanslı santrallerin üretimi 89,69 TWh, tüketim ise 100,44 TWh oldu. Üretim geçen yılın aynı çeyreğine göre yüzde 0,3 azalırken tüketim yüzde 1,1 arttı. Aradaki 10,76 TWh'lik farkın büyük bölümünün, çoğunlukla çatı ve küçük arazi güneş santrallerinden oluşan lisanssız üretimle karşılandığı belirtildi. Çeyrek içinde en yüksek üretim 31,81 TWh ile ağustosta, en düşük üretim ise 27,67 TWh ile eylülde gerçekleşti.

Çeyreklik üretimde son üç yıldaki mevsimsel sıralamanın tekrarlandığı aktarıldı. Soğutma ihtiyacının arttığı üçüncü çeyrek en yüksek, ılıman geçen ikinci çeyrek ise en düşük üretimin gerçekleştiği dönem oldu. 2026'nın ilk çeyreğinde üretim 83,13 TWh ile son üç yılın en yüksek seviyesine ulaşarak 2025'in yüzde 2,1, 2024'ün yüzde 4,5 üzerinde gerçekleşti. İkinci çeyrek üretimi 73,50 TWh ile 2025'in yüzde 0,6 üzerinde yatay kaldı. Dördüncü çeyrek üretimi 2024'te 81,46 TWh, 2025'te 80,10 TWh oldu.

Son üç yılın 11 çeyreğindeki en yüksek üretim 89,94 TWh ile 2025'in üçüncü çeyreğinde görülürken, 2026'nın üçüncü çeyreği 89,69 TWh ile 2025'in yüzde 0,3 altında, 2024'ün yüzde 1,1 üzerinde gerçekleşti. Yaz aylarındaki üretimin üç yıldır benzer seviyelerde seyrettiği belirtildi. Yılın ilk dokuz ayında üretim 246,31 TWh ile geçen yılki 244,42 TWh seviyesini yüzde 0,8 aştı. Yıllar arasındaki temel farkın, hidrolik üretim ve ısınma talebinin belirlediği ilk iki çeyrekte ortaya çıktığı ve dokuz aylık artışın neredeyse tamamının ilk çeyrekten kaynaklandığı ifade edildi. Son iki yılda dördüncü çeyrek üretiminin üçüncü çeyreğin yüzde 8-11 altında kaldığı, bu eğilimin devam etmesi halinde son çeyrek üretiminin 80-82 TWh bandına gerileyebileceği değerlendirildi.

Üçüncü çeyrekte üretimin kaynak dağılımında da önemli değişiklikler görüldü. Barajlı hidroelektrik santrallerinin üretimi bir yılda yüzde 101,5 artarak 21.879 GWh'e yükseldi ve yüzde 24,4 payla sistemin en büyük üretim kaynağı oldu. Doğalgaz üretimi ise yüzde 56,1 azalarak 10.432 GWh'e geriledi ve toplam içindeki payı yüzde 11,6'ya düştü.

Mutlak bazda barajlı hidroelektrik sisteme 11.019 GWh ek üretim sağlarken doğalgaz üretimi 13.324 GWh azaldı. Akarsu 1.925 GWh, linyit 892 GWh, rüzgar 640 GWh ve güneş 542 GWh artış gösterirken ithal kömür üretimi 1.563 GWh geriledi. Yenilenebilir kaynaklardaki artışın termik kaynaklardaki düşüşü büyük ölçüde karşıladığı ve toplam üretimin geçen yılın yalnızca yüzde 0,3 altında kaldığı belirtildi.

Toplam lisanslı üretim 89.686 GWh ile geçen yılki 89.935 GWh seviyesinin yüzde 0,3 altında gerçekleşti. Barajlı hidroelektrik, ithal kömür ve rüzgar birlikte üretimin yüzde 60,2'sini karşılarken bu üç kaynağın payı bir yıl önce yüzde 48,9 seviyesindeydi. Yenilenebilir kaynakların toplam üretimdeki payı bir yılda yüzde 36'dan yüzde 51,8'e yükselirken termik kaynakların payı yüzde 64'ten yüzde 48,2'ye geriledi. Hidrolik ağırlıktaki artışın, çeyrek PTF'sinin geçen yılın yüzde 3,3 altında kalmasının başlıca nedenlerinden biri olduğu değerlendirildi.

Elektriğin satış fiyatı ile yakıt maliyeti arasındaki fark olarak tanımlanan santral marjı, doğalgaz santrallerinde üçüncü çeyrekte megavatsaat başına eksi 691 TL oldu. Marj geçen yılın aynı çeyreğinde eksi 14 TL ile başa baş seviyesine yakınken, 2024'ün üçüncü çeyreğinde santraller megavatsaat başına 243 TL brüt marj elde etmişti. Spot Gaz Piyasası (SGP) fiyatlarıyla hesaplanan gaz maliyeti bir yılda yüzde 20,1 artarak 3.475 TL/MWh'e yükselirken PTF yüzde 3,3 geriledi. Gazı Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAŞ) tarifesinden alan santrallerde çeyrek marjı ise eksi 821 TL/MWh oldu.

Kömür santrallerinde ise farklı bir tablo oluştu. Üçüncü çeyrekte tonu ortalama 97,1 dolardan işlem gören ithal kömürle 1 MWh elektrik üretmenin maliyeti 1.702 TL olurken santraller megavatsaat başına 1.082 TL brüt marj elde etti. Marj geçen yılın aynı çeyreğindeki 1.489 TL'den 407 TL daraldı ve bu daralmanın 311 TL'sinin maliyet artışından kaynaklandığı belirtildi.