电力供需平衡表长期稳定，天然气高度依赖进口
日本电力需求长期稳定。自 1996 年以来，日本年用电量基本维持在 900~1,000TWh（十亿 千瓦时）区间内，近十年（2013-2022 年）CAGR 为-0.75%，近二十年（2003-2022 年） CAGR 为-0.03%。由于日本终端能源消费量自 2005 年前后达峰、1991-2005 年 CAGR 为 1.1%而 2006-2022 年 CAGR 为-1.7%，尽管用电量未出现大幅变化，但电力占终端能源的 消费比例在逐年缓慢提升，由 1990 年的 20%升至 27%。
日本电力供给对天然气和煤高度依赖。自 1996 年以来，日本年发电量基本维持在 1,000~1,100TWh区间内，配电损失率在4%~6%之间。天然气发电是日本的主力电源之一， 1970 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， 2010-2022 年气电占比在 29~43%之间，其次是煤电、发电量占比在 26%~34%。受 2011 年福岛核电站事故影响，核能发电在日本发电量的占比从 2010 年的 25%降至 2014 年的 0%、但 2022 年已回升至 6%。太阳能发电是日本增长最快的可再生能源，2010-2022 年发 电量占比由 0%升至 9%，而水电和风电的发电量占比则相对稳定、分别为 7~8%和 0~1%。
由于日本国内资源有限，化石燃料（天然气、石油）等一次能源主要依赖进口。2022 年日 本天然气的进口依赖度达到 96%，其中澳大利亚、马来西亚、俄罗斯分别占天然气进口量 的 42%、17%、9%；2022 年日本石油的进口依赖度达到 97%，其中沙特、阿联酋分别占 原油进口量的 42%、34%。
天然气消费或已于 2014 年达峰。日本天然气消费中约 60%用于发电（2020 年数据）。由 于近年来天然气发电量逐年下降、2014-2022 年由 455TWh 降至 340TWh，日本的天然气 消费量或已渡过峰值，2014-2022 年由 1,250 亿方降至 1,000 亿方，期间 CAGR 为-2.7%。 日本天然气消费中约 40%用于城市燃气（2020 年数据），主要包含居民、第三产业和制造 业三类下游客户，2022 年三者消费量占比分别为 38%、33%、28%。
1996 年以来用电量增速和 GDP 增速基本同步，人均用电量和用气量见顶回落。日本的 GDP 增速自 1990 年以后进一步收窄，由 1980 年代 5%以上增长降速至 1997-2022 年 2%以内。 自 1996 年以来，日本的用电量增速和 GDP 增速基本保持同步；2014 年以前用气量增速和 GDP 增速的相关性较弱，主要是天然气在发电和民生领域渗透率持续上升。日本的人均用 电量由自2010年的峰值8.1MWh/人降至2022年的7.4MWh/人（中国由2010年的3.1MWh/ 人升至 6.1MWh/人）。日本的人均天然气消费量由 2014 年的 980 方/人降至 2022 年的 803 方/人（中国由 2014 年的 188 方/人升至 2022 年的 376 方/人）。
电力市场全面市场化，却并未形成有效竞争
日本电力市场化改革与天然气市场化改革在时间上基本同步。日本电力市场自 1995 年起尝 试放开发电侧竞争，同年部分天然气终端用户可自由选择供应商。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，降低进程与天然气市场改革在时间上基本同步。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，日本电力市场允许所有用户自由选择电力供应商，电力市场完成“市场 化”改革；2017 年天然气市场全面放开，终端用户可自由选择天然气供应商。
低准入门槛吸引多元化玩家入场。日本电力零售市场准入门槛较低，只需在零售商当地行 政机关提交相关书面申请即可入市，因此除传统电力企业外，电信、天然气、石油、运输 等行业都参与到电力零售业务中。参与电力零售的零售商大致可分为：含零售业务的传统 电力公司，拥有独立发电厂的零售公司，电信、天然气等非电力行业推出优惠套餐销售的 公司及独自开展零售电力的公司。零售市场允许传统电力企业在原有业务外开展零售，故 许多公司利用自身资源便利，与国内各行业展开合作，开发相关优惠套餐，共同拓展零售 市场。如东京电力与当地著名企业“软银集团”合作，联合推出电费-通信费优惠套餐，在 带动电力零售市场发展的同时，也为电信行业带来较大利润。除电信行业外，电力零售商 还积极与天然气、石油、便利店等行业合作，联合推出电费-天然气费、电费-汽油费优惠套 餐等多种产品。
但电力市场化不等于有效竞争。尽管电力市场化吸引了大量的零售商入场，2017-2022 年 日本十大传统电力公司的零售电量总份额也由 84%降至 75%，但整体而言日本的电力市场 依然未能形成有效竞争，体现在：1）十大传统电力公司在各自经营区域内的份额超过 50%； 2）新进电力公司欠缺自有发电能力；3）电力批发市场的场内交易不活跃。
新设电力企业市占率普遍过低。根据日本经济产业省统计，截至 2020 年 3 月，各地新设电 力零售企业的市场份额普遍在 20%以下、仅在东京电力公司区域内达到 22%，其中冲绳电 力公司区域内新设电力零售企业的市场份额最低仅为 7%。
新设电力企业获得的电力相对有限。对于电力企业而言，获得电力无非两种方式，通过自 有电厂发电或者通过电力批发市场购买。从存量基础设施来看，日本十大传统电力企业占 据了约 82%的装机容量和 79%的发电量（截至 2019 年 1 月数据），新设电力企业自建电厂 的装机容量和发电量占比较低。日本的电力批发市场包括场外交易和场内交易，场外交易 是日本电力批发市场的主体，场内交易主要通过电力批发交易所（JEPX）进行。根据日本 电力燃气交易监督委员会数据统计，2018 年 10-12 月，JEPX 交易量占同期电力总销量的 32%，现货交易量 637 亿千瓦时，其中十大占 62%、新设占 38%。
天然气管道与接收站趋于中立化，终端销售份额零散化
资源约束倒逼市场准入管制放松。受资源条件限制，日本天然气严重依赖海外进口，2022 年日本天然气的进口依赖度达到 96%。受地理条件限制，日本本土山丘多、地震频发，日 本国内跨区域长输管道较少。日本天然气消费市场以发电和工业用气为主，消费主体主要 集中在城市。鉴于上述特征，日本政府不得不放松市场准入管制，鼓励和支持更多企业参 与到海外寻找气源、建设 LNG 接收站和配气管网以及提供分销零售服务。 天然气管道对第三方开放制度化。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（东京瓦斯、大阪瓦斯、东邦瓦斯） 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》进一步要求东京瓦斯、大阪瓦斯、东邦瓦斯在 2022 年前实现管道运输业务在法律 上的拆分。
专供电厂以外的 LNG 接收站全面开放。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。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，并能通过气化外输给用 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。
终端市场新增供应商及其销气量占比逐步增加。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（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%。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。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。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。 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大幅增长；2019 年 4 月左右，单月更换供应商用户数达到峰值，之后在震荡中回落。
电价机制：与燃料成本高度联动，可再生能源附加费上升
日本的电费由三部分构成：基本费+用电电费+可再生能源附加费。以东京电力公司发给用 户的电费账单为例，其中：1）基本费，不同的用电方案对应不同的电流大小，相当于容量 电费；2）用电电费，包含阶梯电费（根据用电量和阶梯电价计算）和燃料费调整额（根据 燃料成本波动每月自动调整的费用）；3）可再生能源附加费，电力公司购买光伏发电、风 电和水电等可再生能源时，向消费者征收的费用。
电价水平和化石燃料价格高度相关，可再生能源附加费推升基础电价。2011 年以后由于日 本核电占比的大幅下降，天然气/煤炭/石油等化石燃料价格主导了日本电价的变化。日本自 2012 年推出 FIT 政策（Feed-In Tariff），刺激可再生能源发电装机的快速增长，由此也带来 附加电费的大幅上升，2012-2021 年一般家庭（月用电量 260KWh）电费账单中的附加电 费由 0.22 元/KWh 增加至 3.36 元/KWh、CAGR 达到 35%。
电费占家庭支出比例走高，工商业电价涨幅超过家庭电价。根据东京电力官网披露的数据 统计，东京电力区域电费占家庭支出比例呈震荡上行趋势，由 1988 年的 2.42%升至 2022 年的 4.36%，主要是用电量增加和电价变化的双重影响。从电价水平来看，2004 年之前东 京电力售电均价呈震荡下行趋势，1988-2004 年整体/家庭/工商业售电均价 CAGR 分别为 -0.6%/-1.0%/-0.8%，且家庭电价远高于工商业电价，主要是在电网输配环节家庭用电的单 位成本更高；但自 2005 年以后，售电均价震荡上行，2005-2015 年整体/家庭/工商业售电 均价 CAGR 分别为 3.3%/1.7%/5.4%，且工商业电价逐渐超过家庭电价，主要是工商业用 电量逐步见顶回落，单位成本支出则呈上升趋势。
输配电价采用“长期前向、增量成本”定价法。“增量成本”定价法，是由成本未来变化和 边际成本来确定输配电价，以增量成本核定输配电价。日本电力燃气交易监管委员会直属 于经济产业省，负责在电力市场上监视批发与零售交易的公平性以及输配电公司的行为， 确保输配电网的中立性。监管委员会拥有审查企业营业执照、要求电力公司上报相关报告、 对电力公司进行检查等权力。
气价机制：以解除市场准入管制为先导，逐步放松价格管制
以解除市场准入管制为先导，逐步放松上中下游燃气价格管制。20 世纪 90 年代以来，日 本政府通过四次市场化改革，逐步解除燃气事业市场准入管制，允许更多新加入者进入燃 气产业链各个环节，比如鼓励支持日本贸易商、电力公司、燃气公司等各类企业直接参与 天然气进口经营，逐步降低政府价格管制的用气量门槛，燃气价格由供需双方协商决定， 从而保证供应气源的多元化和相对低廉的燃气终端价格。 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。以东京瓦斯公司为例， 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）。
终端用气价格市场化程度提升。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 60%、30%和 0%。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%。
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瓦斯公 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%；东邦瓦斯公司在 2015 年 9 月提出的售气价格较上月平均下降 1.57%；东京瓦斯公司在 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： 1）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 2）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） 3）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 其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，东京瓦斯公司以当月基本气源价格的 160%为上限，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。
电力与天然气股票都具备显著的防御属性。1988 年以来，在日经 225 指数下跌的年份中（下 图中以红色块标识），电力和天然气公司的股票通常有更好的相对收益率；反之，在大盘指 数上涨的年份中，相对收益率更差；我们认为这体现出电力和天然气公司股票的防御属性。
但电力股票的波动性相对更高。2004 年以前电力与天然气公司的股票整体表现较为一致， 但随着两大市场市场化改革以及 2011 年福岛核事故冲击的影响，电力公司的股票呈现出相 对更高的波动率和更短的周期性。
天然气板块盈利稳定性优于电力板块。2000 年后的大部分时间里电力板块的 ROE 都低于 天然气板块，得益于天然气公司更高的经营效率和成本传导能力；仅 2016-2020 年间例外， 或因终端完全市场化影响导致差异。电力板块的 ROE 波动也高于天然气板块，其中 2011-2013 年主要受到福岛核事故冲击，2010/2021/2022 年主要受到国际天然气价格大幅 上涨影响。2017-2021 年电力和天然气板块的 ROE 大都逊于日经 225 指数，或部分反映出 两个市场在经历完全市场化改革后，盈利能力都受到一定影响。
电力公司派息更慷慨但稳定性不足，且派息比例的高低对股价影响相对有限。2000-2022 年间大部分年份里，日本电力公司的平均派息比例高于天然气公司或日经 225 指数，但各 家电力公司的派息比例波动远高于天然气公司，例如东京电力自 2008 年开始就不再派息、 2007 年以后每年均有不同的电力公司选择不派息、但一般是由于当年出现亏损所致。另外 在电力高比例派息的年份（如 2007/2009/2010/2012/2020/2021 年），电力板块仅在 2007/2021 年表现出超额收益，从侧面反映出派息比例的高低对日本电力板块股价影响相 对有限。
天然气板块估值稳定度高于电力板块，PB 更为合适作为估值的锚。由于日本电力公司盈利 稳定性不如天然气公司、且部分年份出现亏损，导致电力板块的 PE 或 PB 波动也高于天然 气板块。另外，相比于 PE 估值法，PB 估值法更加适用于日本的电力和天然气板块。
东京煤气公司
东京煤气公司（Tokyo Gas，又名东京瓦斯会社）成立于 1885 年。1944-45 年公司完成对 关东燃气株式会社等 19 家公司的合并和吸收，1949 年公司在东京证券交易所和名古屋证 券交易所上市。截至 2024 年 3 月 20 日，公司总市值为 1.42 万亿日元（折合 686 亿元人 民币），在日本股市天然气板块市值排第一。公司下属 109 家子公司和 91 家关联公司，日 本国内业务服务范围涵盖东京和临近关东 6 县部分区域，海外业务遍布在东南亚/澳洲/北美 /北欧。自 2023 财年（2022 年 4 月至 2023 年 3 月）起公司主营业务重新划分为四大板块： 1）能源解决方案，销售燃气和电力；2）网络，提供燃气管输服务；3）海外，投资海外资 源和供应能源；4）城市开发，开发和租赁房地产。公司 2023 财年营业收入达到 3.3 万亿 日元、十年（2014-23 财年）CAGR 为 5.6%，归母净利达到 2809 亿日元、十年 CAGR 为 10.7%。
2023 财年业绩大幅增长。2023 财年公司归母净利同比大幅增长，主要得益于燃气、电力 与海外业务经营利润的同比增加。2016-2023 财年分板块来看，燃气营业收入与经营利润 震荡上行，电力营业收入持续增长、但经营利润率相对偏低，海外业务经营利润受益于 2022-2023 财年国际能源价格上涨。
燃气：销气量下滑但利润率上升，得益于完善的顺价机制。东京煤气的燃气销量自 2018 财 年开始下滑、2019-2023 财年 CAGR 为-4.2%，受天然气市场化改革影响，居民气量下降 速度（CAGR=-4.7%）高于工业和商业气量（CAGR 均为-4.0%）。但公司燃气的单方营业 收入、经营利润率在 2021-2023 财年显著上升，与化石燃料价格变化趋势基本一致（此处 以原油价格为参照），由此可见公司燃气业务具有较好的顺价能力，且当上游价格剧烈上涨 时，公司燃气业务还可实现超额利润（例如 2023 财年）。
电力：向下游延伸布局天然气电厂，售电量快速增长。截至 2022 年 3 月末，东京煤气的电 力控股装机 2.27GW、权益装机 1.53GW，全部为天然气发电机组。2016-2023 财年公司的 总售电量由 109.6 亿千瓦时增至 344.5 亿千瓦时、CAGR=17.8%，主要是零售电量的快速 增长。其中随着电力的完全市场化，公司 2017-2023 财年零售电量由 22.5 亿千瓦时增至 120.2 亿千瓦时、CAGR=32.2%，零售电力用户由 63.5 万户增至 347.5 万户、CAGR=32.7%。
海外：天然气全产业链布局。东京煤气海外业务为天然气全产业链布局，上游环节在美国 控参股两个页岩气项目（截至 2023 年 3 月末峰值日产量合计 3.92 亿立方英尺）、在澳大利 亚参股 LNG 液化工厂（截至 2023 年 3 月末年产能合计 4,160 万吨），中下游环节在美国、 墨西哥、东南亚、丹麦参与城市燃气、天然气电厂（截至 2023 年 3 月末总装机 1.5GW）、 管输与接收站以及可再生能源发电项目（截至 2023 年 3 月末总装机 1.6GW）。 稳定的派息；2014 年 3 月以来股价累计回报率不及日经 225 指数。2014-2023 财年东京煤 气保持了相对稳定的现金分红，受公司归母净利润波动的影响不大；以公司各财年结束时 的股价为基数，公司的股息率在 1.3%~2.9%之间波动。以年回报率来看，公司在 2015/2019/2023 财年显著跑赢日经 225 指数，但其余年份股价表现则相对逊色；以 2014 年 3 月末起的累计回报率来看，公司的股价表现也不及日经 225 指数。
关西电力
关西电力公司（KEPCO）成立于 1951 年，属于二战后日本成立的九大电力公司之一，公司 于同年在东京证券交易所上市。截至 2024 年 3 月 20 日，公司总市值为 2.01 万亿日元（折 合 955 亿元人民币），在日本股市电力板块市值排第一。公司在日本国内的电力服务区域包括 关西地区的 2 府（京都府、大阪府）6 县（滋贺县、兵库县、奈良县、歌山县、福井县、三 重县）及岐阜县（关原町一部分）。公司主营业务包含四个板块，包括电力、供热、通信和燃 气。2024 财年前三季度（2023/4/1 至 2023/12/31）公司营业收入同比+8.1%至 3.0 万亿日元， 归母净利同比大幅扭亏至 3,510 亿日元、利润绝对值与利润率均为 2007 财年以来最高。
2016-2023 财年关西电力的发电装机容量呈下降趋势、发电量震荡下行，其中火电（油电/ 气电/煤电）装机容量和发电量均有所下降，和公司的脱碳战略有关。
每股派息和盈利状况相关；股价回报率相比日经 225 指数短期互有胜负、长期稍显不足。 关西电力的现金分红和归母净利有一定相关性；公司在 2013-2016 财年均未派息、主要是 2012-2015财年持续大额亏损所致；随着 2016财年公司开始恢复盈利能力，公司 2017-2019 财年每股派息逐年增加（25/35/50 日元），并维持 50 日元的每股派息至 2022 财年；2023 财年上半年公司出现亏损、未进行中期派息，但下半年扭亏为盈后，公司随即恢复每股派 息 25 日元。以公司各财年结束时的股价为基数，公司的股息率在 1.83%~4.35%之间波动。 以年回报率来看，公司在 2017/2019/2023/2024 财年显著跑赢日经 225 指数，但其余年份 股价表现则相对逊色；以 2014 年 3 月末起的累计回报率来看，公司的股价表现不及日经 225 指数。
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