日本天然氣資源幾乎完全依賴進口，同時受地理條件限制，國內跨區域長輸管道較少，天然氣資源通過液化天然氣（LNG） 接收站進口後直接就近銷售，形成了以燃氣公司和電力公司為主的集自主進口氣源、建設和運營LNG接收站和輸配管道、向終端用戶直接銷售或自用天然氣為一體的縱向一體化特點，各燃氣公司在各自區域內形成壟斷經營。為增加天然氣市場主體，構建競爭市場格局，從而提升供應安全水平，建立本地基準價格，擴大天然氣利用，日本於20世紀90年代開始天然氣市場化改革並逐步推進，形成了本國獨特的改革特點。日本天然氣行業市場化改革的管理部門是經濟產業省資源和能源廳下的電力和天然氣產業處，其依據的主要法律文件是《天然氣公用事業法》。《天然氣公用事業法》於1954年頒布，從1995年開始根據本國改革實踐和需要，進行多次修訂。允許終端用戶自由選擇供應商是日本1995年修訂《天然氣公用事業法》後，正式開始天然氣市場化改革的主要措施，該舉措有利於放開政府價格管制，推動企業自主定價。該修正案對可自由選擇供應商的終端用戶設置了最低用氣合同量的條件，要求其每年用氣合同量超過200萬立方米。當時滿足該條件的主要為大型工商業用戶，其用氣量的市場占比約為47%。隨着改革的深化，為了進一步擴大競爭市場範圍，日本在《天然氣公用事業法》的修訂過程中，於1999年、2004年、2007年不斷降低可自由選擇供應商的終端用戶年最低合同量要求，通過分階段擴大可自由選擇供應商的終端用戶範圍，逐步允許中小型的工商業用戶自由選擇供應商。2011年東日本大地震後，日本以核電為中心的能源結構面臨轉型。經濟產業省於2014年公布了第四次 《能源基本計劃》（前三次分別於2002年、2007年和2010年提出），強調了「3E+S」的能源戰略目標（3E即能源供應安全、經濟效率、環境可持續，S為安全）。其中，深化天然氣市場化改革、增加多元主體供應是實現該戰略目標的措施之一。在此要求下，《天然氣公用事業法》於2015年再次修訂，基本奠定了日本天然氣市場化改革措施的格局。該修訂案要求於2017年4月取消對終端用戶年最低合同量的要求，允許包括居民用戶在內的所有用戶自由選擇供應商 （見表1）。自2017年4月起，日本天然氣終端競爭市場全面放開。
日本的天然氣管道主要由燃氣公司依託LNG接收站及周邊消費區域建設並運營，天然氣管道運輸業務和銷售業務捆綁，沒有獨立的管道運輸公司。為配合終端用戶自由選擇供應商的改革措施，1995年修訂的《天然氣公用事業法》提出，當時在日本國內市場份額占比較大的3家大型燃氣公司 （東京燃氣、大阪燃氣、東邦燃氣）的天然氣管道，可以通過自由協商的方式對第三方開放。但由於缺乏標準統一的第三方開放規則和公開透明的管道利用信息，市場主體在管道實際利用過程中遇到了較大障礙。1999年《天然氣公用事業法》進一步修改，將管道對第三方開放制度化，並將西部燃氣納入管道對第三方開放的範圍，至此日本國內市場份額最大的4家燃氣公司的天然氣管道全部納入開放範圍。2004年修訂的《天然氣公用事業法》提出了更加規範的第三方開放要求，即燃氣公司需要公開其管道利用的規則和條件，並提出對第三方開放的標準化合同模板，管道運輸業務也被要求從管理和財務上與天然氣銷售業務分離。2015年修訂的《天然氣公用事業法》進一步要求東京燃氣、大阪燃氣、東邦燃氣在2022年前實現管道運輸業務在法律上的拆分。2004年修訂的 《天然氣公用事業法》 提出了LNG接收站對第三方開放的基本框架，燃氣公司可自行進行第三方開放。此後的部分政策文件都提到要加強LNG接收站的第三方開放程度，但都未出台具體的開放規則和要求。按照2015年修訂的 《天然氣公用事業法》 規定，在2017年終端市場全面放開的同時，日本提出了強制LNG接收站對第三方開放的具體要求。在運營主體方面，從燃氣公司擁有的LNG接收站，擴大到電力公司等其他主體擁有的LNG接收站；在體量方面，僅包括擁有超過20萬立方米儲罐的LNG接收站，儲罐能力不符合要求的LNG接收站可自願進行第三方開放；在運營設施方面，要求進行第三方開放的LNG接收站能直接接卸採購的LNG資源，並能通過汽化外輸給用戶。專供燃氣電廠且沒有其他外輸管道的LNG接收站可獲得對第三方開放的豁免。上述範圍內的LNG接收站可自行制定第三方開放的具體規則和條件，但需上報給自然資源和能源廳、電力和天然氣監督委員會，由上述兩部門進行監管評估。LNG接收站不可無故拒絕向市場主體的開放，若確實不滿足開放條件，需由LNG接收站運營商負責舉證。日本天然氣市場化改革前，終端用戶用氣價格受政府管制。1995年開始，滿足可自由選擇供應商條件的用戶可以與供氣企業採取談判協商的方式確定用氣價格，並交經濟產業省審定。期間，尚未放開的終端用戶依然為政府管制價格。為保證改革的平穩過渡，日本政府允許指定區域內的用戶可自行選擇使用政府管制價格或者市場化價格。政府管制價格定價方面，2004年政府對管制價格採用兩部制定價和階梯氣價。統一階梯價格區間內，兩部制中的基本費用為向用戶每月收取的定額費用，與用氣量多少無關，用以反映供氣過程中的固定成本；用量費用為用戶用氣量單價乘以用氣量，與用氣量多少直接相關，用以反映氣源採購過程中發生的可變成本。階梯收費標準按用氣量劃分，用氣量越多，基本費用和用量費用越低。日本對兩部制中的用量費用實行動態調整機制，根據氣源成本變化定期進行調整，調價公式為：用戶每月費用=基本費用+ （上個調整階段用量價格+供應商氣源成本調整價格）×每月用氣量供應商氣源成本調整價格= （供應商平均氣源價格-基本氣源價格）×參數/100×（1+消費稅稅率）供應商平均氣源價格=全國LNG平均進口價格×供應商LNG構成比例+全國LPG平均進口價格×供應商LPG構成比例式中，供應商平均氣源價格由給定期間海關進口貿易統計的全國LNG和液化石油氣（LPG）平均進口價格，以及企業自身氣源比例決定；氣源成本調整價格中的基本氣源價格和參數視企業自身情況確定。此外，東京燃氣公司以當月基本氣源價格的160%為限，對供應商平均氣源價格設置了「價格帽」，即當出現供應商平均氣源價格超過當月基本氣源價格的160%時，按照當月基本氣源價格的160%計算費用。後續改革過程中，通過不斷縮短調整周期，實現價格的動態調整，及時反映成本變化，增加價格調整的靈活性。以東京燃氣公司為例，2009年5月前，調整機制是以3個月為一個調整周期，調整周期內的氣源成本由往前回溯6個月之後連續3個月的平均氣源價格計算得到（例如，某年7－9月的費率調整取決於當年1－3月的平均氣源價格）。2009年5月後，調整周期改為每月調整一次，當月的氣源成本由往前回溯5個月起算的連續3個月平均氣源價格調整確定 （例如，6月的費率取決於1－3月的平均氣源價格）（見圖1）。
日本天然氣市場與電力市場始終聯繫密切。20世紀70年代起，日本推動天然氣進口的主要目的之一就是替代石油發電，降低對石油的依賴。2011年東日本大地震後，核電受限，天然氣發電更是成為電力供應結構中的重要支撐。2020年，日本發電用氣占總用氣量的60.5%，在天然氣消費結構中占最大份額；天然氣發電量占總發電量的38.5%，在電力供應結構中占最大份額。日本天然氣市場化改革與電力市場化改革在時間上基本同步。1995年天然氣終端用戶可自由選擇供應商之時，日本也引入了獨立發電商。其後隨着天然氣市場中可自由選擇供應商的用戶比例不斷擴大，日本也允許終端電力用戶自由選擇供應商，並且不斷降低用戶最低用電功率的要求（見表2），降低進程與天然氣市場在時間上基本同步。2014年日本的第四次《能源基本計劃》中提出，要同時推進天然氣和電力終端市場的市場化改革。2016年4月，天然氣市場終端用戶可自由選擇供應商全面放開的前一年，日本電力市場也允許包括居民用戶在內的所有用戶自由選擇供應商。
日本天然氣市場化改革與電力市場化改革思路基本一致。改革前，日本電力市場同天然氣市場一樣，由電力公司採取垂直一體化的區域壟斷經營。改革中，均從允許終端用戶自由選擇供應商入手，不斷降低對用戶用氣/電量的要求，居民用戶自由選擇供應商被放在改革的最後階段。在此期間，日本推進天然氣管道或者電網的第三方開放，發展市場化交易價格，並在全部用戶可自由選擇供應商後，才要求天然氣管道業務和電力輸配業務與相應的銷售業務在法律上進行拆分。在機構設置上，日本天然氣市場化改革與電力市場化管理同屬資源和能源廳下的電力和天然氣產業處管理，並由電力和天然氣市場監督委員會統一監管。在日本允許終端用戶自由選擇供應商之初，缺乏公開透明的利用規則和利用信息，天然氣管道對第三方開放程度不高，這給市場主體進入天然氣終端市場帶來了壁壘。據日本電力和天然氣監督委員會統計，截至2017年4月，日本允許全部用戶自由選擇供應商之時，1995年天然氣市場化改革開始後新登記註冊的供應商（以下簡稱新增供應商）銷氣量在工業用戶中的占比為12.6%，在商業用戶中的占比僅為0.4%。受LNG接收站對第三方開放程度不高的限制，新增供應商多為已擁有LNG接收站服務的企業，包括擁有自主LNG接收站的電力公司和與LNG接收站簽有服務協議的企業。這些企業能夠在LNG接收站公平開放程度不高的情況下自主獲取氣源，因而更有意願也更有能力向終端用戶提供天然氣。2017年4月後，隨着管道第三方開放程度的提升和運銷業務的拆分，新增供應商數量不斷增加。據日本電力和天然氣監督委員會統計，新增供應商由2017年4月的39個上升至2021年4月的75個。同時，新增供應商銷氣量在市場中的占比也呈整體上升趨勢。2017年4月後，工業用戶中新增供應商銷氣量市場份額上升至20%後呈現波動趨勢，商業用戶中新增供應商銷氣量市場份額上升至5%～8%，居民用戶中新增供應商銷氣量市場份額持續上升，但上升速率放緩 （見圖2）。到2021年4月，新增供應商銷氣量在工業、商業和居民用戶中占比分別為19.5%、8.5%和13.7%。
新增供應商可以通過獲取增量用戶或爭奪存量用戶兩種方式增加市場份額。由於居民用戶數量在總用戶數量中占比超過95%，此處以居民用戶為例分析既有用戶更換供應商的情況。在允許居民用戶自由選擇供應商後，日本居民用戶月變更供應商的數量整體呈現先增加後減少的趨勢（見圖3）。在居民可自由選擇供應商的第二個月（2017年5月），更換供應商的用戶數激增，隨後回落呈現穩步增長態勢。兩年後，即2019年4月左右，單月更換供應商用戶數達到峰值，隨後在震盪中回落。
起初，供應商的更換主要是從舊供應商變更到新增供應商；隨着競爭市場不斷建設，逐步出現從新增供應商變更到舊供應商以及從一家新增供應商變更到另一家新增供應商的情況。市場競爭力成為用戶選擇供應商的標準。日本天然氣市場化改革過程中，政府設置的指定區域內的用戶可以選擇管制價格以減少市場化價格帶來的波動風險。2017年4月，指定區域內的居民、商業、工業用戶用氣量占該類用戶總用氣量的比例分別為75%、73%和67%。隨後，指定區域內的居民和商業用戶用氣量占該類用戶總用氣量的比例基本穩定，而工業用戶用氣量占比有所下降。在市場化改革過程中，該區域內越來越多的用戶放棄管制價格的定價方式，選擇市場化價格的定價方式。其中，指定區域內的工業用戶一直維持了較高的市場化定價水平，居民用戶和商業用戶的市場化定價比例在波動中持續上升，至2021年4月分別為62%和85%（見圖4）。
終端市場競爭主體的增加加劇了供應商之間的競爭，提高了其經營和服務效率，部分供應商降低供氣價格以提高市場競爭力。在終端市場競爭完全放開之前，各大燃氣公司在2015年針對價格仍受管制的小型用戶用氣採取了降價措施。其中，福岡燃氣公司和大阪燃氣公司在2015年1月提出的售氣價格較上月分別平均下降1.44%和1.26%；東邦燃氣公司在2015年9月提出的售氣價格較上月平均下降1.57%；東京燃氣公司在2015年12月提出的售氣價格較上月平均下降0.71%，管輸費較上月平均下降10.75%。日本於2015年9月建立電力和天然氣市場監督委員會（以下簡稱監督委員會）。監督委員會由1位主席和4位分別在法律、經濟、工程、金融方面有專長的委員負責管理，組織結構上隸屬於經濟產業省，在實際業務開展中保持相對獨立。該監督委員會開展行政審批與指導、價格與行為監管以及信息披露，從而保證市場公開、透明和公平。在行政審批方面，監督委員會負責審議供應商供應區域和供應業務變更，評估基礎設施對第三方開放的規則和實施效果。該監督委員會還設立了互動諮詢窗口，回應各方關於市場參與規則和運營規則等的相關問題。在監管方面，監督委員會負責評估管輸企業的財務狀況，監管天然氣管道運輸價格；負責監管供氣商的經營行為，對不當行為會及時指導糾正。在信息披露方面，自2017年4月全部用戶可自由選擇供應商後，該監督委員會在收集供應商信息的基礎上，設置信息公開專欄，不間斷地披露每月天然氣市場交易情況，並保留歷史文件，主要公布整體市場、新進入供應商和指定區域的銷氣量、銷氣收入和用戶數等數據，及時反映市場交易情況和改革動向。這一舉措有利於社會公眾了解市場信息、參與市場監督，滿足了市場主體了解市場信息的需求，推進了天然氣市場的規範化建設。監督委員會的官方網站上還會公布提交至經濟產業省的有關天然氣市場建設的各項意見和建議，以體現決策的透明性。另外，在經濟產業省對改革各類問題開展意見徵詢時，作為由專業領域的專家領導的獨立監管機構，監督委員會提供自己獨立的見解。日本天然氣管道對第三方開放經歷了從自由協商到強制的過程。改革初期，第三方主體難以有效利用既有管道供氣，供應市場份額仍被原有供應商占據。隨着政府強制要求管道對第三方開放，並細化相應規則，新增供應商對管道的利用程度才得以提高，市場供應主體才得到了有效增加。日本LNG接收站對第三方開放的提出時間較晚，在整個天然氣市場化改革中相對滯後，目前實施效果也有限。在主要依靠LNG進口作為天然氣資源獲取渠道的情況下，擁有LNG接收站資源的企業在終端市場放開後更有能力成為供應商，從而限制了多元主體的參與。因此，在天然氣市場化改革過程中，為了構建競爭市場、形成市場化價格，除了從機制上允許更多主體參與外，還需要輔以完善的基礎設施公平開放措施以保證市場主體得以進入。天然氣管道的第三方開放可以使已有資源渠道的市場主體拓寬供應範圍，LNG接收站的第三方開放則可以支持更多市場主體獲取天然氣資源。從日本的實踐經驗來看，自願性的第三方開放實施效果不佳，而更加規範細化的利用規則和更加公開透明的利用信息的出台是市場主體高效利用基礎設施的重要基礎。日本成熟透明的價格調整機制和兩部制的定價方法，使得供應商的上游氣源採購成本能夠合理疏導，也使得終端用戶可以及時了解市場價格信息，調節市場行為。供應商在此順價機制下能夠獲取合理回報，進而有動力並且有能力提高自身管理能力和市場競爭力，促進企業提供更好的供氣服務。日本對不同類型的終端用戶結合不同服務和不同負荷下的真實供氣成本進行定價，避免了交叉補貼問題，使得在市場化改革過程中供應商不會因為大用戶的流失導致收支不平衡，從而提高了供應商對終端用戶自由選擇供應商的接受度和競爭市場的參與度。日本天然氣市場化改革和電力市場化改革同步進行，使得燃氣公司和電力公司得以發揮自身資源和市場優勢進入彼此領域，推動天然氣競爭市場和電力競爭市場的形成。電力公司在長期自主採購LNG資源的經驗基礎上，成為天然氣市場的主要新增主體。燃氣公司也可利用自身天然氣資源優勢進入電力行業。在實際業務開展過程中，燃氣公司和電力公司在已有用戶的基礎上，通過提供打包服務，為用戶同時提供天然氣和電力服務，滿足用戶的綜合用能需求，提高了用戶用能的便利性，同時降低了供應商的用能維護成本。進軍對方領域帶來的營收也彌補了原有業務板塊由於市場競爭帶來的用戶流失和營收減少。天然氣市場化改革和電力市場化改革的同步進行還促進了燃氣公司和電力公司的合作，增強了天然氣和電力之間的供應協調性，有利於能源供應安全。例如，部分燃氣公司與電力公司在LNG資源採購方面開展合作，結合雙方用戶的用能規律，通過資源串換等方式提高採購的靈活性，降低採購成本和供應波動風險。日本歷經近30年的天然氣市場化改革，不斷探索改革路徑，完善改革措施，從允許終端用戶自由選擇供應商入手，在過程中推動基礎設施對第三方開放和價格機制改革。一系列改革措施增加了天然氣終端市場競爭主體，提升了市場競爭程度，增加了天然氣用戶的自主選擇權，與設定的市場化改革方向一致。日本的天然氣市場化改革仍在持續推進和完善過程中。受競爭市場放開程度有限和天然氣管道對第三方開放不足等因素的影響，改革初期進展緩慢，市場主體進入有限。2017年4月競爭市場全面放開後，伴隨着基礎設施公平開放程度的提升、價格機制的完善和市場監管的加強，改革取得了較大進展。然而，日本天然氣市場化改革仍不徹底，存在LNG接收站對第三方公平開放不足、利用規則不清晰等問題，天然氣管輸業務與銷售業務的分離也還在進行之中。隨着碳中和目標的提出，日本天然氣市場化改革還將面臨能源結構調整帶來的新的挑戰。【來源 ：《國際石油經濟》2021年第9期；轉自：能源情報】歷史推薦
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