2024年日本電力與天然氣行業(yè)專題分析：市場化與防御性

2024年日本電力與天然氣行業(yè)專題分析：市場化與防御性供需格局：需求達(dá)峰前后窄幅波動，新進(jìn)入者份額提升緩慢電力供需平衡表長期穩(wěn)定，天然氣高度依賴進(jìn)口日本電力需求長期穩(wěn)定。自1996年以來，日本年用電量基本維持在900~1,000TWh（十億千瓦時）區(qū)間內(nèi)，近十年（2013-2022年）CAGR為-0.75%，近二十年（2003-2022年）CAGR為-0.03%。由于日本終端能源消費(fèi)量自2005年前后達(dá)峰、1991-2005年CAGR為1.1%而2006-2022年CAGR為-1.7%，盡管用電量未出現(xiàn)大幅變化，但電力占終端能源的消費(fèi)比例在逐年緩慢提升，由1990年的20%升至27%。日本電力供給對天然氣和煤高度依賴。自1996年以來，日本年發(fā)電量基本維持在1,000~1,100TWh區(qū)間內(nèi)，配電損失率在4%~6%之間。天然氣發(fā)電是日本的主力電源之一，1970年代起，日本推動天然氣進(jìn)口的主要目的之一就是替代石油發(fā)電，降低對石油的依賴，2010-2022年氣電占比在29~43%之間，其次是煤電、發(fā)電量占比在26%~34%。受2011年福島核電站事故影響，核能發(fā)電在日本發(fā)電量的占比從2010年的25%降至2014年的0%、但2022年已回升至6%。太陽能發(fā)電是日本增長最快的可再生能源，2010-2022年發(fā)電量占比由0%升至9%，而水電和風(fēng)電的發(fā)電量占比則相對穩(wěn)定、分別為7~8%和0~1%。由于日本國內(nèi)資源有限，化石燃料（天然氣、石油）等一次能源主要依賴進(jìn)口。2022年日本天然氣的進(jìn)口依賴度達(dá)到96%，其中澳大利亞、馬來西亞、俄羅斯分別占天然氣進(jìn)口量的42%、17%、9%；2022年日本石油的進(jìn)口依賴度達(dá)到97%，其中沙特、阿聯(lián)酋分別占原油進(jìn)口量的42%、34%。天然氣消費(fèi)或已于2014年達(dá)峰。日本天然氣消費(fèi)中約60%用于發(fā)電（2020年數(shù)據(jù)）。由于近年來天然氣發(fā)電量逐年下降、2014-2022年由455TWh降至340TWh，日本的天然氣消費(fèi)量或已渡過峰值，2014-2022年由1,250億方降至1,000億方，期間CAGR為-2.7%。日本天然氣消費(fèi)中約40%用于城市燃?xì)猓?020年數(shù)據(jù)），主要包含居民、第三產(chǎn)業(yè)和制造業(yè)三類下游客戶，2022年三者消費(fèi)量占比分別為38%、33%、28%。1996年以來用電量增速和GDP增速基本同步，人均用電量和用氣量見頂回落。日本的GDP增速自1990年以后進(jìn)一步收窄，由1980年代5%以上增長降速至1997-2022年2%以內(nèi)。自1996年以來，日本的用電量增速和GDP增速基本保持同步；2014年以前用氣量增速和GDP增速的相關(guān)性較弱，主要是天然氣在發(fā)電和民生領(lǐng)域滲透率持續(xù)上升。日本的人均用電量由自2010年的峰值8.1MWh/人降至2022年的7.4MWh/人（中國由2010年的3.1MWh/人升至6.1MWh/人）。日本的人均天然氣消費(fèi)量由2014年的980方/人降至2022年的803方/人（中國由2014年的188方/人升至2022年的376方/人）。電力市場全面市場化，卻并未形成有效競爭日本電力市場化改革與天然氣市場化改革在時間上基本同步。日本電力市場自1995年起嘗試放開發(fā)電側(cè)競爭，同年部分天然氣終端用戶可自由選擇供應(yīng)商。其后隨著天然氣市場中可自由選擇供應(yīng)商的用戶比例不斷擴(kuò)大，日本也允許終端電力用戶自由選擇供應(yīng)商，并且不斷降低用戶最低用電功率的要求，降低進(jìn)程與天然氣市場改革在時間上基本同步。2014年日本的第四次《能源基本計劃》中提出，要同時推進(jìn)天然氣和電力終端市場的市場化改革。2016年4月，日本電力市場允許所有用戶自由選擇電力供應(yīng)商，電力市場完成“市場化”改革；2017年天然氣市場全面放開，終端用戶可自由選擇天然氣供應(yīng)商。低準(zhǔn)入門檻吸引多元化玩家入場。日本電力零售市場準(zhǔn)入門檻較低，只需在零售商當(dāng)?shù)匦姓C(jī)關(guān)提交相關(guān)書面申請即可入市，因此除傳統(tǒng)電力企業(yè)外，電信、天然氣、石油、運(yùn)輸?shù)刃袠I(yè)都參與到電力零售業(yè)務(wù)中。參與電力零售的零售商大致可分為：含零售業(yè)務(wù)的傳統(tǒng)電力公司，擁有獨(dú)立發(fā)電廠的零售公司，電信、天然氣等非電力行業(yè)推出優(yōu)惠套餐銷售的公司及獨(dú)自開展零售電力的公司。零售市場允許傳統(tǒng)電力企業(yè)在原有業(yè)務(wù)外開展零售，故許多公司利用自身資源便利，與國內(nèi)各行業(yè)展開合作，開發(fā)相關(guān)優(yōu)惠套餐，共同拓展零售市場。如東京電力與當(dāng)?shù)刂髽I(yè)“軟銀集團(tuán)”合作，聯(lián)合推出電費(fèi)-通信費(fèi)優(yōu)惠套餐，在帶動電力零售市場發(fā)展的同時，也為電信行業(yè)帶來較大利潤。除電信行業(yè)外，電力零售商還積極與天然氣、石油、便利店等行業(yè)合作，聯(lián)合推出電費(fèi)-天然氣費(fèi)、電費(fèi)-汽油費(fèi)優(yōu)惠套餐等多種產(chǎn)品。但電力市場化不等于有效競爭。盡管電力市場化吸引了大量的零售商入場，2017-2022年日本十大傳統(tǒng)電力公司的零售電量總份額也由84%降至75%，但整體而言日本的電力市場依然未能形成有效競爭，體現(xiàn)在：1）十大傳統(tǒng)電力公司在各自經(jīng)營區(qū)域內(nèi)的份額超過50%；2）新進(jìn)電力公司欠缺自有發(fā)電能力；3）電力批發(fā)市場的場內(nèi)交易不活躍。新設(shè)電力企業(yè)市占率普遍過低。根據(jù)日本經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省統(tǒng)計，截至2020年3月，各地新設(shè)電力零售企業(yè)的市場份額普遍在20%以下、僅在東京電力公司區(qū)域內(nèi)達(dá)到22%，其中沖繩電力公司區(qū)域內(nèi)新設(shè)電力零售企業(yè)的市場份額最低僅為7%。新設(shè)電力企業(yè)獲得的電力相對有限。對于電力企業(yè)而言，獲得電力無非兩種方式，通過自有電廠發(fā)電或者通過電力批發(fā)市場購買。從存量基礎(chǔ)設(shè)施來看，日本十大傳統(tǒng)電力企業(yè)占據(jù)了約82%的裝機(jī)容量和79%的發(fā)電量（截至2019年1月數(shù)據(jù)），新設(shè)電力企業(yè)自建電廠的裝機(jī)容量和發(fā)電量占比較低。日本的電力批發(fā)市場包括場外交易和場內(nèi)交易，場外交易是日本電力批發(fā)市場的主體，場內(nèi)交易主要通過電力批發(fā)交易所（JEPX）進(jìn)行。根據(jù)日本電力燃?xì)饨灰妆O(jiān)督委員會數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018年10-12月，JEPX交易量占同期電力總銷量的32%，現(xiàn)貨交易量637億千瓦時，其中十大占62%、新設(shè)占38%。天然氣管道與接收站趨于中立化，終端銷售份額零散化資源約束倒逼市場準(zhǔn)入管制放松。受資源條件限制，日本天然氣嚴(yán)重依賴海外進(jìn)口，2022年日本天然氣的進(jìn)口依賴度達(dá)到96%。受地理條件限制，日本本土山丘多、地震頻發(fā)，日本國內(nèi)跨區(qū)域長輸管道較少。日本天然氣消費(fèi)市場以發(fā)電和工業(yè)用氣為主，消費(fèi)主體主要集中在城市。鑒于上述特征，日本政府不得不放松市場準(zhǔn)入管制，鼓勵和支持更多企業(yè)參與到海外尋找氣源、建設(shè)LNG接收站和配氣管網(wǎng)以及提供分銷零售服務(wù)。天然氣管道對第三方開放制度化。日本的天然氣管道主要由燃?xì)夤疽劳蠰NG接收站及周邊消費(fèi)區(qū)域建設(shè)并運(yùn)營，天然氣管道運(yùn)輸業(yè)務(wù)和銷售業(yè)務(wù)捆綁，沒有獨(dú)立的管道運(yùn)輸公司。為配合終端用戶自由選擇供應(yīng)商的改革措施，1995年修訂的《天然氣公用事業(yè)法》提出，當(dāng)時在日本國內(nèi)市場份額占比較大的3家大型燃?xì)夤荆|京瓦斯、大阪瓦斯、東邦瓦斯）的天然氣管道，可以通過自由協(xié)商的方式對第三方開放。但由于缺乏標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一的第三方開放規(guī)則和公開透明的管道利用信息，市場主體在管道實(shí)際利用過程中遇到了較大障礙。1999年《天然氣公用事業(yè)法》進(jìn)一步修改，將管道對第三方開放制度化，并將西部燃?xì)饧{入管道對第三方開放的范圍，至此日本國內(nèi)市場份額最大的4家燃?xì)夤镜奶烊粴夤艿廊考{入開放范圍。2004年修訂的《天然氣公用事業(yè)法》提出了更加規(guī)范的第三方開放要求，即燃?xì)夤拘枰_其管道利用的規(guī)則和條件，并提出對第三方開放的標(biāo)準(zhǔn)化合同模板，管道運(yùn)輸業(yè)務(wù)也被要求從管理和財務(wù)上與天然氣銷售業(yè)務(wù)分離。2015年修訂的《天然氣公用事業(yè)法》進(jìn)一步要求東京瓦斯、大阪瓦斯、東邦瓦斯在2022年前實(shí)現(xiàn)管道運(yùn)輸業(yè)務(wù)在法律上的拆分。專供電廠以外的LNG接收站全面開放。2004年修訂的《天然氣公用事業(yè)法》提出了LNG接收站對第三方開放的基本框架，燃?xì)夤究勺孕羞M(jìn)行第三方開放。按照2015年修訂的《天然氣公用事業(yè)法》規(guī)定，在2017年終端市場全面放開的同時，日本提出了強(qiáng)制LNG接收站對第三方開放的具體要求。在運(yùn)營主體方面，從燃?xì)夤緭碛械腖NG接收站，擴(kuò)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接收站可自愿進(jìn)行第三方開放；在運(yùn)營設(shè)施方面，要求進(jìn)行第三方開放的LNG接收站能直接接卸采購的LNG資源，并能通過氣化外輸給用戶。專供燃?xì)怆姀S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。上述范圍內(nèi)的LNG接收站可自行制定第三方開放的具體規(guī)則和條件，但需上報給自然資源和能源廳、電力和天然氣監(jiān)督委員會，由上述兩部門進(jìn)行監(jiān)管評估。LNG接收站不可無故拒絕向市場主體的開放，若確實(shí)不滿足開放條件，需由LNG接收站運(yùn)營商負(fù)責(zé)舉證。終端市場新增供應(yīng)商及其銷氣量占比逐步增加。據(jù)日本電力和天然氣監(jiān)督委員會統(tǒng)計，截至2017年4月，日本允許全部用戶自由選擇供應(yīng)商之時，1995年天然氣市場化改革開始后新登記注冊的供應(yīng)商（簡稱新增供應(yīng)商）銷氣量在工業(yè)用戶中的占比為12.6%，在商業(yè)用戶中的占比僅為0.4%。2017年4月后，隨著管道第三方開放程度的提升和運(yùn)銷業(yè)務(wù)的拆分，新增供應(yīng)商數(shù)量不斷增加。據(jù)日本電力和天然氣監(jiān)督委員會統(tǒng)計，新增供應(yīng)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(yīng)商銷氣量在市場中的占比也呈整體上升趨勢。2017年4月后，工業(yè)用戶中新增供應(yīng)商銷氣量市場份額上升至20%后呈現(xiàn)波動趨勢，商業(yè)用戶中新增供應(yīng)商銷氣量市場份額上升至5%~8%，居民用戶中新增供應(yīng)商銷氣量市場份額持續(xù)上升，但上升速率放緩。到2021年4月，新增供應(yīng)商銷氣量在工業(yè)、商業(yè)和居民用戶中占比分別為19.5%、8.5%和13.7%。新增供應(yīng)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。在允許居民用戶自由選擇供應(yīng)商后，日本居民用戶月變更供應(yīng)商的數(shù)量整體呈現(xiàn)先增加后減少的趨勢。在居民可自由選擇供應(yīng)商的第二個月（2017年5月），更換供應(yīng)商的用戶數(shù)大幅增長；2019年4月左右，單月更換供應(yīng)商用戶數(shù)達(dá)到峰值，之后在震蕩中回落。價格機(jī)制：電價與燃料成本高度聯(lián)動，天然氣價格管制放松電價機(jī)制：與燃料成本高度聯(lián)動，可再生能源附加費(fèi)上升日本的電費(fèi)由三部分構(gòu)成：基本費(fèi)+用電電費(fèi)+可再生能源附加費(fèi)。以東京電力公司發(fā)給用戶的電費(fèi)賬單為例，其中：1）基本費(fèi)，不同的用電方案對應(yīng)不同的電流大小，相當(dāng)于容量電費(fèi)；2）用電電費(fèi)，包含階梯電費(fèi)（根據(jù)用電量和階梯電價計算）和燃料費(fèi)調(diào)整額（根據(jù)燃料成本波動每月自動調(diào)整的費(fèi)用）；3）可再生能源附加費(fèi)，電力公司購買光伏發(fā)電、風(fēng)電和水電等可再生能源時，向消費(fèi)者征收的費(fèi)用。電價水平和化石燃料價格高度相關(guān)，可再生能源附加費(fèi)推升基礎(chǔ)電價。2011年以后由于日本核電占比的大幅下降，天然氣/煤炭/石油等化石燃料價格主導(dǎo)了日本電價的變化。日本自2012年推出FIT政策（Feed-InTariff），刺激可再生能源發(fā)電裝機(jī)的快速增長，由此也帶來附加電費(fèi)的大幅上升，2012-2021年一般家庭（月用電量260KWh）電費(fèi)賬單中的附加電費(fèi)由0.22元/KWh增加至3.36元/KWh、CAGR達(dá)到35%。電費(fèi)占家庭支出比例走高，工商業(yè)電價漲幅超過家庭電價。根據(jù)東京電力官網(wǎng)披露的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，東京電力區(qū)域電費(fèi)占家庭支出比例呈震蕩上行趨勢，由1988年的2.42%升至2022年的4.36%，主要是用電量增加和電價變化的雙重影響。從電價水平來看，2004年之前東京電力售電均價呈震蕩下行趨勢，1988-2004年整體/家庭/工商業(yè)售電均價CAGR分別為-0.6%/-1.0%/-0.8%，且家庭電價遠(yuǎn)高于工商業(yè)電價，主要是在電網(wǎng)輸配環(huán)節(jié)家庭用電的單位成本更高；但自2005年以后，售電均價震蕩上行，2005-2015年整體/家庭/工商業(yè)售電均價CAGR分別為3.3%/1.7%/5.4%，且工商業(yè)電價逐漸超過家庭電價，主要是工商業(yè)用電量逐步見頂回落，單位成本支出則呈上升趨勢。輸配電價采用“長期前向、增量成本”定價法?！霸隽砍杀尽倍▋r法，是由成本未來變化和邊際成本來確定輸配電價，以增量成本核定輸配電價。日本電力燃?xì)饨灰妆O(jiān)管委員會直屬于經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省，負(fù)責(zé)在電力市場上監(jiān)視批發(fā)與零售交易的公平性以及輸配電公司的行為，確保輸配電網(wǎng)的中立性。監(jiān)管委員會擁有審查企業(yè)營業(yè)執(zhí)照、要求電力公司上報相關(guān)報告、對電力公司進(jìn)行檢查等權(quán)力。氣價機(jī)制：以解除市場準(zhǔn)入管制為先導(dǎo)，逐步放松價格管制以解除市場準(zhǔn)入管制為先導(dǎo)，逐步放松上中下游燃?xì)鈨r格管制。20世紀(jì)90年代以來，日本政府通過四次市場化改革，逐步解除燃?xì)馐聵I(yè)市場準(zhǔn)入管制，允許更多新加入者進(jìn)入燃?xì)猱a(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)，比如鼓勵支持日本貿(mào)易商、電力公司、燃?xì)夤镜雀黝惼髽I(yè)直接參與天然氣進(jìn)口經(jīng)營，逐步降低政府價格管制的用氣量門檻，燃?xì)鈨r格由供需雙方協(xié)商決定，從而保證供應(yīng)氣源的多元化和相對低廉的燃?xì)饨K端價格。通過不斷縮短調(diào)整周期，實(shí)現(xiàn)價格的動態(tài)調(diào)整，及時反映成本變化。以東京瓦斯公司為例，2009年5月前，調(diào)整機(jī)制是以3個月為一個調(diào)整周期，調(diào)整周期內(nèi)的氣源成本由往前回溯6個月之后連續(xù)3個月的平均氣源價格計算得到（例如，某年7-9月的費(fèi)率調(diào)整取決于當(dāng)年1-3月的平均氣源價格）。2009年5月后，調(diào)整周期改為每月調(diào)整一次，當(dāng)月的氣源成本由往前回溯5個月起算的連續(xù)3個月平均氣源價格調(diào)整確定（例如，6月的費(fèi)率取決于1-3月的平均氣源價格）。終端用氣價格市場化程度提升。日本天然氣市場化改革過程中，政府設(shè)置的指定區(qū)域內(nèi)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(fēng)險。2017年4月，指定區(qū)域內(nèi)的居民、商業(yè)、工業(yè)用戶用氣量占該類用戶總用氣量的比例分別為60%、30%和0%。隨后，指定區(qū)域內(nèi)的居民和商業(yè)用戶用氣量占該類用戶總用氣量的比例基本穩(wěn)定，而工業(yè)用戶用氣量占比有所下降。在市場化改革過程中，該區(qū)域內(nèi)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(qū)域內(nèi)的工業(yè)用戶一直維持了較高的市場化定價水平，居民用戶和商業(yè)用戶的市場化定價比例在波動中持續(xù)上升，至2021年4月分別為62%和85%。終端市場競爭主體的增加加劇了供應(yīng)商之間的競爭，提高了其經(jīng)營和服務(wù)效率，部分供應(yīng)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?xì)夤驹?015年針對價格仍受管制的小型用戶用氣采取了降價措施。其中，福岡燃?xì)夤竞痛筅嫱咚构驹?015年1月提出的售氣價格較上月分別平均下降1.44%和1.26%；東邦瓦斯公司在2015年9月提出的售氣價格較上月平均下降1.57%；東京瓦斯公司在2015年12月提出的售氣價格較上月平均下降0.71%，管輸費(fèi)較上月平均下降10.75%。日本對兩部制中的用量費(fèi)用實(shí)行動態(tài)調(diào)整機(jī)制，根據(jù)氣源成本變化定期進(jìn)行調(diào)整。調(diào)價公式為：1）用戶每月費(fèi)用=基本費(fèi)用+（上個調(diào)整階段用量價格+供應(yīng)商氣源成本調(diào)整價格）×每月用氣量2）供應(yīng)商氣源成本調(diào)整價格=（供應(yīng)商平均氣源價格-基本氣源價格）×參數(shù)/100×（1+消費(fèi)稅稅率）3）供應(yīng)商平均氣源價格=全國LNG平均進(jìn)口價格×供應(yīng)商LNG構(gòu)成比例+全國LPG平均進(jìn)口價格×供應(yīng)商LPG構(gòu)成比例其中供應(yīng)商平均氣源價格由給定期間海關(guān)進(jìn)口貿(mào)易統(tǒng)計的全國LNG和液化石油氣（LPG）平均進(jìn)口價格，以及企業(yè)自身氣源比例決定；氣源成本調(diào)整價格中的基本氣源價格和參數(shù)視企業(yè)自身情況確定。此外，東京瓦斯公司以當(dāng)月基本氣源價格的160%為上限，對供應(yīng)商平均氣源價格設(shè)置了“價格帽”，即當(dāng)出現(xiàn)供應(yīng)商平均氣源價格超過當(dāng)月基本氣源價格的160%時，按照當(dāng)月基本氣源價格的160%計算費(fèi)用。資本市場：防御屬性顯著，電力板塊彈性高于天然氣電力與天然氣股票都具備顯著的防御屬性。1988年以來，在日經(jīng)225指數(shù)下跌的年份中（下圖中以紅色塊標(biāo)識），電力和天然氣公司的股票通常有更好的相對收益率；反之，在大盤指數(shù)上漲的年份中，相對收益率更差；我們認(rèn)為這體現(xiàn)出電力和天然氣公司股票的防御屬性。但電力股票的波動性相對更高。2004年以前電力與天然氣公司的股票整體表現(xiàn)較為一致，但隨著兩大市場市場化改革以及2011年福島核事故沖擊的影響，電力公司的股票呈現(xiàn)出相對更高的波動率和更短的周期性。天然氣板塊盈利穩(wěn)定性優(yōu)于電力板塊。2000年后的大部分時間里電力板塊的ROE都低于天然氣板塊，得益于天然氣公司更高的經(jīng)營效率和成本傳導(dǎo)能力；僅2016-2020年間例外，或因終端完全市場化影響導(dǎo)致差異。電力板塊的ROE波動也高于天然氣板塊，其中2011-2013年主要受到福島核事故沖擊，2010/2021/2022年主要受到國際天然氣價格大幅上漲影響。2017-2021年電力和天然氣板塊的ROE大都遜于日經(jīng)225指數(shù)，或部分反映出兩個市場在經(jīng)歷完全市場化改革后，盈利能力都受到一定影響。電力公司派息更慷慨但穩(wěn)定性不足，且派息比例的高低對股價影響相對有限。2000-2022年間大部分年份里，日本電力公司的平均派息比例高于天然氣公司或日經(jīng)225指數(shù)，但各家電力公司的派息比例波動遠(yuǎn)高于天然氣公司，例如東京電力自2008年開始就不再派息、2007年以后每年均有不同的電力公司選擇不派息、但一般是由于當(dāng)年出現(xiàn)虧損所致。另外在電力高比例派息的年份（如2007/2009/2010/2012/2020/2021年），電力板塊僅在2007/2021年表現(xiàn)出超額收益，從側(cè)面反映出派息比例的高低對日本電力板塊股價影響相對有限。天然氣板塊估值穩(wěn)定度高于電力板塊，PB更為合適作為估值的錨。由于日本電力公司盈利穩(wěn)定性不如天然氣公司、且部分年份出現(xiàn)虧損，導(dǎo)致電力板塊的PE或PB波動也高于天然氣板塊。另外，相比于PE估值法，PB估值法更加適用于日本的電力和天然氣板塊。東京煤氣公司東京煤氣公司（TokyoGas，又名東京瓦斯會社）成立于1885年。1944-45年公司完成對關(guān)東燃?xì)庵晔綍绲?9家公司的合并和吸收，1949年公司在東京證券交易所和名古屋證券交易所上市。截至2024年3月20日，公司總市值為1.42萬億日元（折合686億元人民幣），在日本股市天然氣板塊市值排第一。公司下屬109家子公司和91家關(guān)聯(lián)公司，日本國內(nèi)業(yè)務(wù)服務(wù)范圍涵蓋東京和臨近關(guān)東6縣部分區(qū)域，海外業(yè)務(wù)遍布在東南亞/澳洲/北美/北歐。自2023財年（2022年4月至2023年3月）起公司主營業(yè)務(wù)重新劃分為四大板塊：1）能源解決方案，銷售燃?xì)夂碗娏Γ?）網(wǎng)絡(luò)，提供燃?xì)夤茌敺?wù)；3）海外，投資海外資源和供應(yīng)能源；4）城市開發(fā)，開發(fā)和租賃房地產(chǎn)。公司2023財年營業(yè)收入達(dá)到3.3萬億日元、十年（2014-23財年）CAGR為5.6%，歸母凈利達(dá)到2809億日元、十年CAGR為10.7%。2023財年業(yè)績大幅增長。2023財年公司歸母凈利同比大幅增長，主要得益于燃?xì)?、電力與海外業(yè)務(wù)經(jīng)營利潤的同比增加。2016-2023財年分板塊來看，燃?xì)鉅I業(yè)收入與經(jīng)營利潤震蕩上行，電力營業(yè)收入持續(xù)增長、但經(jīng)營利潤率相對偏低，海外業(yè)務(wù)經(jīng)營利潤受益于2022-2023財年國際能源價格上漲。燃?xì)猓轰N氣量下滑但利潤率上升，得益于完善的順價機(jī)制。東京煤氣的燃?xì)怃N量自2018財年開始下滑、2019-2023財年CAGR為-4.2%，受天然氣市場化改革影響，居民氣量下降速度（CAGR=-4.7%）高于工業(yè)和商業(yè)氣量（CAGR均為-4.0%）。但公司燃?xì)獾膯畏綘I業(yè)收入、經(jīng)營利潤率在2021-2023財年顯著上升，與化石燃料價格變化趨勢基本一致（此處以原油價格為參照），由此可見公司燃?xì)鈽I(yè)務(wù)具有較好的順價能力，且當(dāng)上游價格劇烈上漲時，公司燃?xì)鈽I(yè)務(wù)還可實(shí)現(xiàn)超額利潤（例如2023財年）。電力：向下游延伸布局天然氣電廠，售電量快速增長。截至2022年3月末，東京煤氣的電力控股裝機(jī)2.27GW、權(quán)益裝機(jī)1.53GW，全部為天然氣發(fā)電機(jī)組。2016-2023財年公司的總售電量由109.6億千瓦時增至344.5億千瓦時、CAGR=17.8%，主要是零售電量的快速增長。其中隨著電力的完全市場化，公司2017-2023財年零售電量由22.5億千瓦時增至120.2億千瓦時、CAGR=32.2%，零售電力用戶由63.5萬戶增至347.5萬戶、CAGR=32.7%。海外：天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈布局。東京煤氣海外業(yè)務(wù)為天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈布局，上游環(huán)節(jié)在美國控參股兩個頁巖氣項目（截至2023年3月末峰值日產(chǎn)量合計3.92億立方英尺）、在澳大利亞參股LNG液化工廠（截至2023年3月末年產(chǎn)能合計4,160萬噸），中下游環(huán)節(jié)在美國、墨西哥、東南亞、丹麥參與城市燃?xì)?、天然氣電廠（截至2023年3月末總裝機(jī)1.5GW）、管輸與接收站以及可再生能源發(fā)電項目（截至2023年3月末總裝機(jī)1.6GW）。穩(wěn)定的派息；2014