镜鉴|日本天然气市场化改革启示
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文/张沥月 张雄君 白俊，
北京市燃气集团研究院，
国际石油经济
日本天然气资源几乎完全依赖进口，同时受地理条件限制，国内跨区域长输管道较少，天然气资源通过液化天然气（LNG） 接收站进口后直接就近销售，形成了以燃气公司和电力公司为主的集自主进口气源、建设和运营LNG接收站和输配管道、向终端用户直接销售或自用天然气为一体的纵向一体化特点，各燃气公司在各自区域内形成垄断经营。
为增加天然气市场主体，构建竞争市场格局，从而提升供应安全水平，建立本地基准价格，扩大天然气利用，日本于20世纪90年代开始天然气市场化改革并逐步推进，形成了本国独特的改革特点。
日本天然气行业市场化改革的管理部门是经济产业省资源和能源厅下的电力和天然气产业处，其依据的主要法律文件是《天然气公用事业法》。《天然气公用事业法》于1954年颁布，从1995年开始根据本国改革实践和需要，进行多次修订。
允许终端用户自由选择供应商是日本1995年修订《天然气公用事业法》后，正式开始天然气市场化改革的主要措施，该举措有利于放开政府价格管制，推动企业自主定价。该修正案对可自由选择供应商的终端用户设置了最低用气合同量的条件，要求其每年用气合同量超过200万立方米。当时满足该条件的主要为大型工商业用户，其用气量的市场占比约为47%。
随着改革的深化，为了进一步扩大竞争市场范围，日本在《天然气公用事业法》的修订过程中，于1999年、2004年、2007年不断降低可自由选择供应商的终端用户年最低合同量要求，通过分阶段扩大可自由选择供应商的终端用户范围，逐步允许中小型的工商业用户自由选择供应商。
2011年东日本大地震后，日本以核电为中心的能源结构面临转型。经济产业省于2014年公布了第四次 《能源基本计划》（前三次分别于2002年、2007年和2010年提出），强调了“3E+S”的能源战略目标（3E即能源供应安全、经济效率、环境可持续，S为安全）。其中，深化天然气市场化改革、增加多元主体供应是实现该战略目标的措施之一。在此要求下，《天然气公用事业法》于2015年再次修订，基本奠定了日本天然气市场化改革措施的格局。该修订案要求于2017年4月取消对终端用户年最低合同量的要求，允许包括居民用户在内的所有用户自由选择供应商 （见表1）。自2017年4月起，日本天然气终端竞争市场全面放开。
日本的天然气管道主要由燃气公司依托LNG接收站及周边消费区域建设并运营，天然气管道运输业务和销售业务捆绑，没有独立的管道运输公司。
为配合终端用户自由选择供应商的改革措施，1995年修订的《天然气公用事业法》提出，当时在日本国内市场份额占比较大的3家大型燃气公司 （东京燃气、大阪燃气、东邦燃气）的天然气管道，可以通过自由协商的方式对第三方开放。但由于缺乏标准统一的第三方开放规则和公开透明的管道利用信息，市场主体在管道实际利用过程中遇到了较大障碍。1999年《天然气公用事业法》进一步修改，将管道对第三方开放制度化，并将西部燃气纳入管道对第三方开放的范围，至此日本国内市场份额最大的4家燃气公司的天然气管道全部纳入开放范围。
2004年修订的《天然气公用事业法》提出了更加规范的第三方开放要求，即燃气公司需要公开其管道利用的规则和条件，并提出对第三方开放的标准化合同模板，管道运输业务也被要求从管理和财务上与天然气销售业务分离。2015年修订的《天然气公用事业法》进一步要求东京燃气、大阪燃气、东邦燃气在2022年前实现管道运输业务在法律上的拆分。
2004年修订的 《天然气公用事业法》 提出了LNG接收站对第三方开放的基本框架，燃气公司可自行进行第三方开放。此后的部分政策文件都提到要加强LNG接收站的第三方开放程度，但都未出台具体的开放规则和要求。
按照2015年修订的 《天然气公用事业法》 规定，在2017年终端市场全面放开的同时，日本提出了强制LNG接收站对第三方开放的具体要求。
在运营主体方面，从燃气公司拥有的LNG接收站，扩大到电力公司等其他主体拥有的LNG接收站；在体量方面，仅包括拥有超过20万立方米储罐的LNG接收站，储罐能力不符合要求的LNG接收站可自愿进行第三方开放；在运营设施方面，要求进行第三方开放的LNG接收站能直接接卸采购的LNG资源，并能通过汽化外输给用户。专供燃气电厂且没有其他外输管道的LNG接收站可获得对第三方开放的豁免。
上述范围内的LNG接收站可自行制定第三方开放的具体规则和条件，但需上报给自然资源和能源厅、电力和天然气监督委员会，由上述两部门进行监管评估。LNG接收站不可无故拒绝向市场主体的开放，若确实不满足开放条件，需由LNG接收站运营商负责举证。
日本天然气市场化改革前，终端用户用气价格受政府管制。1995年开始，满足可自由选择供应商条件的用户可以与供气企业采取谈判协商的方式确定用气价格，并交经济产业省审定。期间，尚未放开的终端用户依然为政府管制价格。为保证改革的平稳过渡，日本政府允许指定区域内的用户可自行选择使用政府管制价格或者市场化价格。
政府管制价格定价方面，2004年政府对管制价格采用两部制定价和阶梯气价。统一阶梯价格区间内，两部制中的基本费用为向用户每月收取的定额费用，与用气量多少无关，用以反映供气过程中的固定成本；用量费用为用户用气量单价乘以用气量，与用气量多少直接相关，用以反映气源采购过程中发生的可变成本。阶梯收费标准按用气量划分，用气量越多，基本费用和用量费用越低。
日本对两部制中的用量费用实行动态调整机制，根据气源成本变化定期进行调整，调价公
式为：
用户每月费用=基本费用+ （上个调整阶段用量价格+供应商气源成本调整价格）×每月用气量
供应商气源成本调整价格= （供应商平均气源价格-基本气源价格）×参数/100×（1+消费税税率）
供应商平均气源价格=全国LNG平均进口价格×供应商LNG构成比例+全国LPG平均进口价格×供应商LPG构成比例
式中，供应商平均气源价格由给定期间海关进口贸易统计的全国LNG和液化石油气（LPG）平均进口价格，以及企业自身气源比例决定；气源成本调整价格中的基本气源价格和参数视企业自身情况确定。此外，东京燃气公司以当月基本气源价格的160%为限，对供应商平均气源价格设置了“价格帽”，即当出现供应商平均气源价格超过当月基本气源价格的160%时，按照当月基本气源价格的160%计算费用。
后续改革过程中，通过不断缩短调整周期，实现价格的动态调整，及时反映成本变化，增加价格调整的灵活性。以东京燃气公司为例，2009年5月前，调整机制是以3个月为一个调整周期，调整周期内的气源成本由往前回溯6个月之后连续3个月的平均气源价格计算得到（例如，某年7－9月的费率调整取决于当年1－3月的平均气源价格）。2009年5月后，调整周期改为每月调整一次，当月的气源成本由往前回溯5个月起算的连续3个月平均气源价格调整确定 （例如，6月的费率取决于1－3月的平均气源价格）（见图1）。
日本天然气市场与电力市场始终联系密切。20世纪70年代起，日本推动天然气进口的主要目的之一就是替代石油发电，降低对石油的依赖。2011年东日本大地震后，核电受限，天然气发电更是成为电力供应结构中的重要支撑。2020年，日本发电用气占总用气量的60.5%，在天然气消费结构中占最大份额；天然气发电量占总发电量的38.5%，在电力供应结构中占最大份额。
日本天然气市场化改革与电力市场化改革在时间上基本同步。1995年天然气终端用户可自由选择供应商之时，日本也引入了独立发电商。其后随着天然气市场中可自由选择供应商的用户比例不断扩大，日本也允许终端电力用户自由选择供应商，并且不断降低用户最低用电功率的要求（见表2），降低进程与天然气市场在时间上基本同步。2014年日本的第四次《能源基本计划》中提出，要同时推进天然气和电力终端市场的市场化改革。2016年4月，天然气市场终端用户可自由选择供应商全面放开的前一年，日本电力市场也允许包括居民用户在内的所有用户自由选择供应商。
日本天然气市场化改革与电力市场化改革思路基本一致。改革前，日本电力市场同天然气市场一样，由电力公司采取垂直一体化的区域垄断经营。改革中，均从允许终端用户自由选择供应商入手，不断降低对用户用气/电量的要求，居民用户自由选择供应商被放在改革的最后阶段。在此期间，日本推进天然气管道或者电网的第三方开放，发展市场化交易价格，并在全部用户可自由选择供应商后，才要求天然气管道业务和电力输配业务与相应的销售业务在法律上进行拆分。
在机构设置上，日本天然气市场化改革与电力市场化管理同属资源和能源厅下的电力和天然气产业处管理，并由电力和天然气市场监督委员会统一监管。
在日本允许终端用户自由选择供应商之初，缺乏公开透明的利用规则和利用信息，天然气管道对第三方开放程度不高，这给市场主体进入天然气终端市场带来了壁垒。据日本电力和天然气监督委员会统计，截至2017年4月，日本允许全部用户自由选择供应商之时，1995年天然气市场化改革开始后新登记注册的供应商（以下简称新增供应商）销气量在工业用户中的占比为12.6%，在商业用户中的占比仅为0.4%。
受LNG接收站对第三方开放程度不高的限制，新增供应商多为已拥有LNG接收站服务的企业，包括拥有自主LNG接收站的电力公司和与LNG接收站签有服务协议的企业。这些企业能够在LNG接收站公平开放程度不高的情况下自主获取气源，因而更有意愿也更有能力向终端用户提供天然气。
2017年4月后，随着管道第三方开放程度的提升和运销业务的拆分，新增供应商数量不断增加。据日本电力和天然气监督委员会统计，新增供应商由2017年4月的39个上升至2021年4月的75个。同时，新增供应商销气量在市场中的占比也呈整体上升趋势。2017年4月后，工业用户中新增供应商销气量市场份额上升至20%后呈现波动趋势，商业用户中新增供应商销气量市场份额上升至5%～8%，居民用户中新增供应商销气量市场份额持续上升，但上升速率放缓 （见图2）。到2021年4月，新增供应商销气量在工业、商业和居民用户中占比分别为19.5%、8.5%和13.7%。
新增供应商可以通过获取增量用户或争夺存量用户两种方式增加市场份额。由于居民用户数量在总用户数量中占比超过95%，此处以居民用户为例分析既有用户更换供应商的情况。
在允许居民用户自由选择供应商后，日本居民用户月变更供应商的数量整体呈现先增加后减少的趋势（见图3）。在居民可自由选择供应商的第二个月（2017年5月），更换供应商的用户数激增，随后回落呈现稳步增长态势。两年后，即2019年4月左右，单月更换供应商用户数达到峰值，随后在震荡中回落。
起初，供应商的更换主要是从旧供应商变更到新增供应商；随着竞争市场不断建设，逐步出现从新增供应商变更到旧供应商以及从一家新增供应商变更到另一家新增供应商的情况。市场竞争力成为用户选择供应商的标准。
日本天然气市场化改革过程中，政府设置的指定区域内的用户可以选择管制价格以减少市场化价格带来的波动风险。2017年4月，指定区域内的居民、商业、工业用户用气量占该类用户总用气量的比例分别为75%、73%和67%。随后，指定区域内的居民和商业用户用气量占该类用户总用气量的比例基本稳定，而工业用户用气量占比有所下降。
在市场化改革过程中，该区域内越来越多的用户放弃管制价格的定价方式，选择市场化价格的定价方式。其中，指定区域内的工业用户一直维持了较高的市场化定价水平，居民用户和商业用户的市场化定价比例在波动中持续上升，至2021年4月分别为62%和85%（见图4）。
终端市场竞争主体的增加加剧了供应商之间的竞争，提高了其经营和服务效率，部分供应商降低供气价格以提高市场竞争力。在终端市场竞争完全放开之前，各大燃气公司在2015年针对价格仍受管制的小型用户用气采取了降价措施。其中，福冈燃气公司和大阪燃气公司在2015年1月提出的售气价格较上月分别平均下降1.44%和1.26%；东邦燃气公司在2015年9月提出的售气价格较上月平均下降1.57%；东京燃气公司在2015年12月提出的售气价格较上月平均下降0.71%，管输费较上月平均下降10.75%。
日本于2015年9月建立电力和天然气市场监督委员会（以下简称监督委员会）。监督委员会由1位主席和4位分别在法律、经济、工程、金融方面有专长的委员负责管理，组织结构上隶属于经济产业省，在实际业务开展中保持相对独立。该监督委员会开展行政审批与指导、价格与行为监管以及信息披露，从而保证市场公开、透明和公平。
在行政审批方面，监督委员会负责审议供应商供应区域和供应业务变更，评估基础设施对第三方开放的规则和实施效果。该监督委员会还设立了互动咨询窗口，回应各方关于市场参与规则和运营规则等的相关问题。
在监管方面，监督委员会负责评估管输企业的财务状况，监管天然气管道运输价格；负责监管供气商的经营行为，对不当行为会及时指导纠正。
在信息披露方面，自2017年4月全部用户可自由选择供应商后，该监督委员会在收集供应商信息的基础上，设置信息公开专栏，不间断地披露每月天然气市场交易情况，并保留历史文件，主要公布整体市场、新进入供应商和指定区域的销气量、销气收入和用户数等数据，及时反映市场交易情况和改革动向。这一举措有利于社会公众了解市场信息、参与市场监督，满足了市场主体了解市场信息的需求，推进了天然气市场的规范化建设。
监督委员会的官方网站上还会公布提交至经济产业省的有关天然气市场建设的各项意见和建议，以体现决策的透明性。另外，在经济产业省对改革各类问题开展意见征询时，作为由专业领域的专家领导的独立监管机构，监督委员会提供自己独立的见解。
日本天然气管道对第三方开放经历了从自由协商到强制的过程。改革初期，第三方主体难以有效利用既有管道供气，供应市场份额仍被原有供应商占据。随着政府强制要求管道对第三方开放，并细化相应规则，新增供应商对管道的利用程度才得以提高，市场供应主体才得到了有效增加。
日本LNG接收站对第三方开放的提出时间较晚，在整个天然气市场化改革中相对滞后，目前实施效果也有限。在主要依靠LNG进口作为天然气资源获取渠道的情况下，拥有LNG接收站资源的企业在终端市场放开后更有能力成为供应商，从而限制了多元主体的参与。
因此，在天然气市场化改革过程中，为了构建竞争市场、形成市场化价格，除了从机制上允许更多主体参与外，还需要辅以完善的基础设施公平开放措施以保证市场主体得以进入。天然气管道的第三方开放可以使已有资源渠道的市场主体拓宽供应范围，LNG接收站的第三方开放则可以支持更多市场主体获取天然气资源。从日本的实践经验来看，自愿性的第三方开放实施效果不佳，而更加规范细化的利用规则和更加公开透明的利用信息的出台是市场主体高效利用基础设施的重要基础。
日本成熟透明的价格调整机制和两部制的定价方法，使得供应商的上游气源采购成本能够合理疏导，也使得终端用户可以及时了解市场价格信息，调节市场行为。供应商在此顺价机制下能够获取合理回报，进而有动力并且有能力提高自身管理能力和市场竞争力，促进企业提供更好的供气服务。
日本对不同类型的终端用户结合不同服务和不同负荷下的真实供气成本进行定价，避免了交叉补贴问题，使得在市场化改革过程中供应商不会因为大用户的流失导致收支不平衡，从而提高了供应商对终端用户自由选择供应商的接受度和竞争市场的参与度。
日本天然气市场化改革和电力市场化改革同步进行，使得燃气公司和电力公司得以发挥自身资源和市场优势进入彼此领域，推动天然气竞争市场和电力竞争市场的形成。电力公司在长期自主采购LNG资源的经验基础上，成为天然气市场的主要新增主体。燃气公司也可利用自身天然气资源优势进入电力行业。
在实际业务开展过程中，燃气公司和电力公司在已有用户的基础上，通过提供打包服务，为用户同时提供天然气和电力服务，满足用户的综合用能需求，提高了用户用能的便利性，同时降低了供应商的用能维护成本。进军对方领域带来的营收也弥补了原有业务板块由于市场竞争带来的用户流失和营收减少。
天然气市场化改革和电力市场化改革的同步进行还促进了燃气公司和电力公司的合作，增强了天然气和电力之间的供应协调性，有利于能源供应安全。例如，部分燃气公司与电力公司在LNG资源采购方面开展合作，结合双方用户的用能规律，通过资源串换等方式提高采购的灵活性，降低采购成本和供应波动风险。
日本历经近30年的天然气市场化改革，不断探索改革路径，完善改革措施，从允许终端用户自由选择供应商入手，在过程中推动基础设施对第三方开放和价格机制改革。一系列改革措施增加了天然气终端市场竞争主体，提升了市场竞争程度，增加了天然气用户的自主选择权，与设定的市场化改革方向一致。
日本的天然气市场化改革仍在持续推进和完善过程中。受竞争市场放开程度有限和天然气管道对第三方开放不足等因素的影响，改革初期进展缓慢，市场主体进入有限。2017年4月竞争市场全面放开后，伴随着基础设施公平开放程度的提升、价格机制的完善和市场监管的加强，改革取得了较大进展。然而，日本天然气市场化改革仍不彻底，存在LNG接收站对第三方公平开放不足、利用规则不清晰等问题，天然气管输业务与销售业务的分离也还在进行之中。随着碳中和目标的提出，日本天然气市场化改革还将面临能源结构调整带来的新的挑战。
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