第二，日本各类电源中，天然气发电成本高于燃油发电和燃煤发电。据统计，在日本，石油、煤炭发电平均成本最便宜，约为7.8日元/kWh，其次为核能发电，约为8日元/kWh，即使在核能发电中加入核电站事故等赔偿费用，其发电成本也仅为8.4日元/kWh。排在第3位的才是天然气发电，其发电成本约为12.5日元/kWh，是石油煤炭发电成本的1.6倍，是核电的1.48倍。可再生能源方面，太阳能发电的成本最高，达到30.6日元/kWh，其次为风力发电，约为21.2日元/kWh。即使在发电成本较高的情况下，基于对生态环境保护的要求，天然气发电依然增长速度较快。
为此，日本极力通过电力市场改革，引入竞争机制，不断促使企业降低发电成本，提升产业竞争力。同时，日本政府通过税收、补贴政策支持和鼓励燃气发电核心技术的开发，帮助企业获得安全稳定的天然气供给。最重要的是，日本出台完善的能源行业法案，根据国家经济发展阶段性特征，调整能源行业政策方向，并通过法律法规形式固定下来，保障国家能源战略的实现。
第三，日本气电仍然具有较大的开发潜力。2015年，日本政府宣布，计划到2030年温室气体减排目标相对于2013年降低26%，即到2030年排放量预计为10.42亿tCO2。为了实现这个减排目标，更加突显了天然气发电的重要性。虽然可再生能源发电、核电的排放量最低，但是从市场消纳能力来看，天然气发电无疑是日本最具有开发潜力的清洁能源。
2日本促进天然气发电的措施与政策
2.1寻求天然气进口来源的多元化，保障天然气供给安全
日本液化天然气主要从马来西亚、卡塔尔和俄罗斯等亚洲和中东国家进口。亚洲和中东的天然气出口国中，有些国内局势动荡，有些与日本有地缘政治上的竞争关系，进口安全性存在隐患。为了避免遭受类似于两次石油危机那样的能源供给中断的冲击，日本一直积极寻求其他更为安全的进口途径。近年来，随着北美页岩气田的开发，日本天然气贸易伙伴国开始多元化。美国正在逐步增加对日本的天然气出口，这将大大保障日本天然气供给安全。
2.2通过放松管制和价格改革降低天然气发电成本
长期以来，在国际原油贸易中，中东原油出口国将同一品质原油出口到亚洲地区的离岸价格要高于出口到欧美国家的价格，称为“亚洲溢价”。因为亚太地区的LNG贸易主要采取与原油价格挂钩方式，除了部分印尼出口LNG与其出口原油价格（ICP）挂钩之外，其他LNG合同绝大多数是跟日本一揽子进口原油价格（JCC）挂钩。
所以，天然气国家贸易中也存在亚洲溢价问题。日本是世界上LNG贸易量最大的国家。日本的LNG价格与进口原油综合价格（JCC）挂钩。这就使得日本液化天然气进口价格高于欧美天然气定价中心价格。按照等热值计算，日本天然气进口价格也高于经合组织国家原油到岸价格。加之，亚太地区尚未建立完善的天然气交易批发市场，定价机制也基本属于“一单一议”，且天然气进口合同多为“照付不议”的长期合同，使得亚洲天然气价格优势一直没有显现。特别是在美国页岩气田大规模开发之后，日本液化天然气价格与美欧管道天然气价差逐步扩大。
为了应对国际天然气贸易定价机制的缺陷，日本大力推行国内天然气和电力改革，以体制改革和价格形成机制改革促进发电成本的下降，并通过发展能源金融的手段，如推行在东京工业品交易所（TOCOM）实施全球首个液化天然气期货交易等，为国内天然气进口企业提供价格保护措施。20世纪90年代中，日本开始大力推进天然气行业改革。1995年，日本修改《天然气利用法》；1999年日本再次修改《天然气利用法》。允许天然气公司实施灵活定价措施，即天然气公司可以根据自己所在区域的特殊性、设备运行效率和客户消费的基本情况，针对不同用户自行制定天然气价格和折扣率，而后在政府相关机构备案即可。
电力体制改革方面，日本首先从增加电力供给入手，放宽发电市场的准入条件。1995年，日本修改《电力事业法》，除了东京电力公司等10家电力企业以外，日本也引入独立供电商（IPP）和“特定电力公司”，以招标的形式或在特定地区从事供电业务，增加供电市场的竞争，以鼓励电力供给的稳定增长。之后，改革电价形成机制。日本政府根据各个电力公司经营状况，制定“标尺价格”作为上网电价的参照。对高于参照价格的电力公司，政府有义务督促其降低成本。2003年，日本对所有供电企业实施统一的输电收费标准。此外，在对输配电网运营成本进行监管的条件下，日本政府对于大用户电价实施由用户与供电公司商定的方式，利用市场竞争机制促进电网企业降低成本。虽然电力公司依然对小用户电价拥有定价主导权，但是不能随意调整电价。
同时，日本逐步开放零售市场。日本在1995年12月提出对于电力需求超过2MW的用户，可以自主选择电力供应商；2004—2005年，又将标准降至需求超过50kW的用户。2014年，日本参议院本部会议通过《电气事业修正案》，提出自2016年起，日本将实现电力销售全面自由化，即家庭等零散用户也可以自主选择电力公司。这也意味着10家电力公司在各自营区的垄断经营模式可能被打破。
2015年6月，日本参院全体会议表决通过《电气事业法》修正案，计划到2020年4月将大型电力公司剥离输配电部门，实现“发电输电分离”。这是日本电力行业各环节放松管制、促进竞争的“收官之作”。实施后，日本发电、输电、配电系统均实现全面市场化，将有助于日本进一步降低电价。
2.3鼓励企业天然气发电生产技术研发
20世纪70年代，受国际石油危机的影响，日本改用煤炭和天然气代替石油发电。具体措施包括停用部分高能耗、低效率的燃油机组；把原设计燃煤机组恢复烧煤；少量燃油机组改烧水煤浆；适度发展煤电机组；着力发展燃用LNG或液化石油气（LPG）的常规大型火电机组和燃气—蒸汽联合循环机组。此后，日本以企业研发为主导，大力推进与天然气发电业务相关的技术创新。以日本三菱公司为例，其开发燃汽轮机联合循环设备（GTCC）为代表的燃气轮机设备已经达到世界最先进水平。这些设备不仅用于日本本土天然气发电行业，还成为日本出口的重要组成部分。同时，为节省能源利用，2009年日本东京电力公司建成利用天然气压差发电的发电站，该站利用管道高压天然气发电减压时产生的能力直接发电。同时，日本还建有利用液化天然气在低温下变成气体时产生膨胀能力来发电（冷热发电），实现能源零浪费。
为了适应本国地质条件，减少地震对LNG储库和电厂的危害，日本积极发展地下天然气储气库，为世界罕见。2012年3月，日本燃气公司建成位于横滨市鹤见区扇岛工厂的第4座LNG地下储气库，其储量可供日本36万户普通家庭使用1年。日本目前拥有世界上最多的LNG接收站。截至2010年，日本共有LNG接收站26个。为了解决日本地势不规则，无法实现骨干网全覆盖的问题，日本还建有内航船LNG接收站5个，以及卫星站68个。
2.4日本促进天然气发电的行业税收政策
由于天然发电成本高于煤电和油电，为了鼓励天然气发展，日本政府积极利用优惠的税收政策，减轻天然气企业的经营负担。
首先，从能源税收占能源价格比例看（见表2），无论是民用天然气还是工业用天然气，其税收在价格中的比重都是最低。煤炭和液化石油气的行业税收水平远高于天然气和石油。
