石油圈2014年以来，低油价带来的LNG进口成本降低一方面给亚洲各国下调国内气价带来压力，另一方面吸引了更多参与者进入LNG行业。同期，随着亚洲天然气供需趋于宽松，各国天然气供应商更加注重满足消费者的需求，并逐渐意识到利用市场定价的必要性，加速天然气市场化改革。 日本 自1995年价改实施以来，日本政府逐步放开对工业、大型商业用户的天然气价格管制。2015年，日本政府更新了《能源战略规划》，加快引入可再生能源，提高核电机组效率，2030年LNG在日本能源消费结构中的占比为27%。同年，日本政府颁布了《燃气事业法》修正案，规定在2017年前后全面放开天然气零售市场，将国际低气价红利引入终端环节。为了进一步保障和扩大用户的选择权，日本政府将在2022年剥离3家最大的城市燃气企业——东京燃气公司、大阪燃气公司和东邦燃气公司的输气管道业务。 全面放开市场涉及巨大的市场体量。2017年4月1日，日本政府宣布了“一个放开，两个允许”，即天然气价格对小型居民和 商业用户放开，允许新进入者参与燃气产业链各环节，允许用户自由选择供应商，这标志着日本天然气零售市场全面自由化。虽然这只是天然气市场系列开放的最后一环，但涉及的市场体量非常大。本次改革涉及的居民和商业用户分别达2470万和120万，市场规模达200亿美元，接近之前20年所放开的市场规模之和（217亿美元）。与此同时，日本政府还对LNG接收站实施了强制性的第三方准入机制，LNG接收站的运营方不能拒绝合规准入诉求，使用费率必须一视同仁，且要实时公开库容利用率等信息。 市场自由化起步不尽如人意。日本“两个允许”实施效果有限，天然气市场全面放开以来，新进入供应商数量只有45个，远不及电力市场改革后的新进入供应商数量（266个）。转换天然气供应源的用户数量也普遍低于电力用户，且不同地区转换供应源的用户数量差异较大，其中北海道、东京和九州地区几乎没有更改供应商的用户。日本天然气市场自由化实施效果不及电力，表面上与电力市场早一年左右开放有关，其实根本原因一是由于天然气零售环节的市场份额相对集中，以东京燃气为首的4大燃气分销商坐拥70%以上的市场份额；二是上游资源并未真正放开，目前强制性的LNG第三方准入仍面临很大阻力，LNG进口终端和管道等基础设施仍主要由现有LNG进口商使用。 气电需求走低有望提升改革成效。在新进入的45个天然气供应商中，电力公司占据绝大部分，它们在自由市场中的竞争力将取决于手中持有的LNG资源量。在日本，电力公司获取上游LNG的能力很强，目前著名的日本LNG头号买家JERA就是由两个电力公司（东京电力和中部电力）共同出资成立的，因此，日本电力公司在燃气领域的表现主要受LNG发电自用量的影响。随着可再生能源的增加和核电的重启，日本天然气发电利用率有望下降，电力公司有望更加积极地迈向燃气分销领域。 韩国 目前韩国天然气市场的管制程度仍然很高，上游采购和批发环节主要由韩国天然气公司（KOGAS）垄断，只有少数大型工业和发电用户可以直接采购LNG，占韩国LNG进口的10%左右；零售环节有34个燃气分销商参与，均具有区域垄断性质，未形成任何交易市场。因此，近两年的韩国天然气市场改革除了要充分利用国际LNG市场下行红利，更多的是围绕提升价格弹性、供应灵活性和能源使用效率来推进对天然气资源利用的优化配置。 新政府即将公布天然气改革路线图。韩国于2016年7月发布了能源政策修订计划，在鼓励终端用户直接进口LNG的同时，提出了从2025年起全面开放天然气批发市场的目标。韩国新总统文在寅上台后，着手抑煤控核，给天然气更大的发展空间。新政府即将公布天然气改革路线图，旨在破除KOGAS一家独大的局面，实现天然气设施的第三方准入。在实施路径上，预计韩国将效仿日本和美国的做法，即市场最先从批发环节放开，逐步过渡到零售环节。 如何平衡公平与效率将决定改革的方向。虽然破除市场垄断已成共识，但关于目标市场形态还存在争议。韩国能源经济研究院（KEEI）认为，韩国天然气改革将不会追求完全竞争，在政府监管下确保合理定价和服务质量的寡头竞争或许是最优的选择。在这种市场形态下，效率由市场决定，价格将部分放开：价格弹性较低的居民用户将“任市场摆布”，即居民气价随季节和需求特点而变；价格弹性高的工业用户可保留议价权，或享受平稳气价。公平则由政府负责维护，政府有必要采取措施保护终端消费者，尤其是低收入居民用户的利益。 改革成功的关键是确保有新玩家进入市场。预计在韩国即将颁布的改革路线图中有两个问题不能回避，也最能够反映韩国政府对天然气市场改革的智慧和决心：一是如何释放KOGAS的市场空间。到2024年，KOGAS约有900万吨合同即将过期，如果不再续订，将给新玩家进入上游留下空间。如果韩国政府采取更为激进的类似1995年英国政府对待BG的做法，重新修定天然气许可办法，那么KOGAS在上游和批发市场中份额的丧失可能加剧。二是确保在2025年前实现真正意义上的基础设施第三方准入，为此政府必须对基础设施所有权实施严格有效的监管。 中国 近年来，以“让市场发挥决定性作用”为指导，随着中央政府加紧规划、地方政府积极响应，中国正在从价格、管网和构建交易中心三个方面加速推进天然气市场化改革。从2017年7月1日起，中国的天然气增值税税率将从13%降至11%，有望配合国家发改委近日发布的中国油气体制改革主体文件，即《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，形成全面推进天然气行业改革的奠基之举。 非居民用气门站价格加速放开，零售价格仍受管制。2013年6月，国家发改委出台《关于调整天然气价格的通知》，在广东、广西启动天然气价格形成机制改革试点。自2013年以来，国家发改委先后放开了非常规天然气、进口LNG、直供工业用户、化肥用户的门站销售价格，并表示在2017年底全面放开非居民用天然气价格。值得注意的是，目前对非居民用天然气价格的放开还停留在门站，天然气终端销售价格仍由地方物价部门管制。国家发改委将于近期公布《关于加强配气价格监管推进非居民用气销售价格改革的指导意见（征求意见稿）》，将湖北改革模式——燃气公司税后6%收益率的规定推广至全国，从而全面放开非居民用天然气销售价格。 管网改革加速落地，重点为加强监管和扩大准入。自2014年发布《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》以来，国家发改委和国家能源局围绕管输定价监管和推进第三方准入颁布了多项改革办法，为实现输销分离和未来全面放开市场做准备，具体体现在2016年10月颁布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》：一是明确了新的定价方法，即按照“准许成本＋合理收益”的原则确定管输价格，其中8%的准许收益率意味着管输费普遍下调；二是要求实现管道运输业务财务核算独立。不过，该《办法》只针对跨省长输管道，并没有包括省内管网；关于是否成立一个或多个国家管道公司的问题也还在讨论阶段。 天然气交易中心相继成立，但仍处于发展初级阶段。上海石油天然气交易中心于2015年7月成立，2016年双边交易量突破300亿立方米，相当于全国天然气消费的8%；重庆石油天然气交易中心于2017年1月成立；新疆石油天然气交易中心于4月获批。目前现有的两个交易中心还停留在现货交易的初级阶段，在连接性上缺乏管道第三方准入、天然气批发市场开放、交易交割枢纽等基础，在流动性上存在交易方数量有限、未形成竞争价格、交易产品以及合约标准化程度低等问题，在多样性上缺乏期货等金融衍生品交易功能，因此还不具备形成中国乃至区域基准定价的条件。
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