電力関連銘柄を徹底解説｜AI時代、電力会社は「電気を売る会社」ではなくなる？

電力会社とは？電気はどうやって私たちのもとへ届くのか

東京電力なら関東、東北電力なら東北、関西電力なら関西というように、それぞれの地域に発電所があり、そこでつくった電気を地域の人たちへ届けているのだろう、とかなり単純に考えていたのです。

ところが電力の仕組みを調べてみると、私たちがコンセントから何気なく使っている電気が届くまでには、発電、送電、変電、配電、小売、そして需要と供給を合わせるための調整といういくつもの役割があることが分かりました。現在の電気事業制度でも、電気をつくる「発電事業」、送電線や配電線などのネットワークを運営する「送配電事業」、家庭や企業へ電気を販売する「小売電気事業」などが分けられています。私たちは日常的にまとめて「電力会社」と呼んでいますが、実際の電力産業は一つの会社、一つの発電所だけで完結するものではありません。

さらに電気には、自動車や食品など一般の商品とは大きく異なる特徴があります。つくった商品を倉庫に積んでおき、必要になったときに出荷するということが、電気では簡単にできません。蓄電池や揚水発電のように電気を貯める仕組みはありますが、日本全体で使われる膨大な電力をすべて蓄えておけるわけではないため、電力システムでは基本的に「いま使われている電気」と「いま供給している電気」を常に合わせ続ける必要があります。OCCTO（電力広域的運営推進機関）も、需要と供給のバランスが崩れると周波数が乱れ、最悪の場合には大規模停電につながる可能性があると説明しています。

私はここを理解して初めて、電力会社の役割は単に「電気をつくること」ではなく、必要な場所へ、必要な量の電気を、必要な瞬間に安定して届け続けることなのだと感じました。そして、この仕組みが分かると、AIやデータセンター、半導体工場によって電力需要が増えたとき、なぜ発電所だけではなく、送電線や変電所、蓄電池などにも投資が必要になるのかが見えてきます。まずは、発電所でつくられた電気がどのような道を通り、家庭や企業まで届いているのかを整理してみます。

電気が家庭や企業へ届くまで

基本的な流れを大きく整理すると、「発電 → 送電 → 変電 → 配電 → 家庭・企業」となります。東京電力パワーグリッドも、水力・火力・原子力・再生可能エネルギーなどで発電された電気が、送電線、変電所、配電線といった設備を経て利用者へ届けられる仕組みを示しています。

最初の「発電」は文字通り電気をつくる部分です。火力発電ならLNGや石炭などの燃料を使い、原子力発電なら核分裂によって生まれる熱、水力発電なら水の流れ、太陽光や風力なら自然エネルギーを利用して電気を生み出します。ただし、こうした発電所が必ずしも電気を大量に使う都市のすぐ近くにあるわけではありません。そのため、つくった電気を需要地まで長い距離運ぶ必要があります。

そこで登場するのが「送電」です。発電所でつくられた電気は、高い電圧にして送電線を通し、遠く離れた地域へ大量に運びます。高い電圧で送るのは、長距離を移動する際の電力損失を小さくするためです。その後、需要地へ近づくにつれて「変電所」で電圧を段階的に下げ、地域の配電網へ流していきます。東京電力パワーグリッドでは、配電設備に特別高圧2万2,000V、高圧6,600V、低圧200V・100Vなどがあり、利用する場所に合わせて適切な電圧へ変えながら電気を届けています。

最後に「配電線」を通って街の中へ運ばれた電気が、住宅や店舗、オフィス、工場などへ届けられます。普段何気なく見ている鉄塔、変電所、電柱、電線も、この長い電気の通り道の一部です。こうして見ると、私たちがスイッチを押した瞬間に電気を使えるのは、発電所があるからだけではありません。発電所から需要地までをつなぐ巨大な電力インフラ全体が動いているからこそ、電気を使うことができます。

この仕組みは、電力関連銘柄を考えるうえでも重要です。AI時代に必要な電気が増えれば、発電能力だけを増やせばよいとは限りません。その電気を必要な地域まで運ぶ送電線、電圧を調整する変電設備、地域へ届ける配電網にも投資が必要になります。つまり、「電力需要が増える」というニュースの先には、電力会社だけではなく電線・送電設備・変圧器などを手掛ける企業もいるということです。

電気は「作って倉庫に置いておく」が難しい

例えば飲料メーカーなら、商品を多めにつくって倉庫に置き、注文が入ったときに出荷できます。しかし電気は、大量につくってそのまま倉庫へ積んでおくようなことが簡単にはできません。現在は大型蓄電池などの技術も広がっていますが、電力システム全体では依然として、その瞬間に使われる電気と、その瞬間に供給される電気を合わせながら運用することが基本になります。

例えば真夏の午後に多くの家庭やオフィスが一斉にエアコンを使えば、電力需要は大きく増えます。一方で、太陽光発電は日が沈めば発電できなくなり、風力発電も風の状況によって出力が変わります。さらに発電所や送電設備にトラブルが起これば、予定していた供給力を確保できなくなる可能性もあります。そこで需要の変化を予測しながら発電量を調整したり、地域をまたいで電気を融通したりして、需要と供給のバランスを保っています。

OCCTOは全国の送電線の運用状況や需給状況などを24時間365日リアルタイムで監視しており、電力需給のひっ迫や送電線事故などが起きた場合には、一般送配電事業者などへ必要な指示を行っています。地域同士を結ぶ「連系線」も、ある地域で電力が不足したときに別の地域から電気を送るなど、日本全体の安定供給を支える重要な役割を持っています。

私は最初、「AIやデータセンターで電気が足りなくなるなら、発電所を増やせばいいのでは」と考えていました。しかし実際には、それほど単純ではありません。どこで電気をつくるのか、いつつくれるのか、どこで需要が増えるのか、そこまで運べるのか、そして需要と供給を瞬時に合わせられるのかまで考える必要があります。これから再生可能エネルギーや大型データセンターが増えていくほど、「どれだけ発電できるか」だけではなく「電力システム全体をどう動かすか」という視点がさらに重要になりそうです。

発電・送配電・小売は何が違う？

資源エネルギー庁が示している現在の制度では、発電事業、小売電気事業、一般送配電事業、送電事業、配電事業など、それぞれの役割が区分されています。

初心者向けに大きく整理するなら、まずは次の3つを覚えておけば電力業界の全体像がかなり見やすくなります。

役割	簡単に言うと	主な仕事
発電	つくる	火力・原子力・水力・再エネなどで電気をつくる
送配電	運ぶ	送電線・変電所・配電網を使って電気を届ける
小売	売る	家庭や企業と契約し、電気や料金プランを提供する

発電事業者は、発電所などを使って電気をつくります。送配電事業者は、送電線や変電所、配電網といった電力ネットワークを維持・運用しながら、電気を実際に需要地まで届けます。そして小売電気事業者は、家庭や企業と契約して電気を販売します。私たちが「どの電力会社と契約しようか」「どの料金プランにしようか」と考えるときに接しているのは、主にこの小売部分です。

現在の形になった背景には電力システム改革があります。2016年4月には家庭向けを含む電力小売が全面自由化され、2020年4月には大手電力会社の送配電部門を法的に分離する「発送電分離」が実施されました。つまり昔のように、一つの地域の電力会社が発電から送配電、小売まで一体で担う構造から、役割を分けながら競争と安定供給を両立させる仕組みへ変わってきたということです。

この違いは、電力会社の株を見るときにも大切です。同じ「電力会社」と呼ばれていても、どんな発電所を持っているのか、発電した電気をどのように販売しているのか、送配電網へどれだけ設備投資が必要なのかによって、収益構造もリスクも違います。そして小売が自由化されたことで、「東京電力は東京だけ」「関西電力は関西だけ」という昔ながらのイメージも少しずつ崩れてきました。

電力会社の仕事は「発電」だけではない

しかし実際には、発電所でつくられた電気を高圧の送電線で運び、変電所で電圧を調整し、配電網を通して家庭や企業へ届けるまで、多くの設備と役割がつながっています。その裏側では、使われる電気と供給される電気の量を常に合わせながら、安定した状態を維持し続けなければなりません。

さらに現在の電力業界では、「発電＝つくる」「送配電＝運ぶ」「小売＝売る」という役割も分けて考える必要があります。ここまで理解すると、「AIで電力需要が増えるから電力会社が儲かる」という一言だけでは、電力関連銘柄を十分に捉えられないことも見えてきます。発電量を増やすには発電設備が必要になり、その電気を運ぶには送電線が必要になり、需要地では変電設備や配電網の増強も必要になります。電力需要の増加によって、利益や設備投資が電力産業のどこへ流れていくのかを見ることが重要です。

そして、「発電・送配電・小売が分かれている」というところまで理解すると、記事冒頭で感じた「なぜ関西電力が関東でCMを流しているのか？」という疑問にも近づいてきます。電力会社は、もはや決められた地域の中だけで電気を売る存在とは限りません。現在の電力業界を大きく変えたのが、電力自由化です。

なぜ関西電力が東京で電気を売れる？電力自由化で何が変わったのか

私の中では「関西電力＝関西地方へ電気を届ける会社」というイメージが強かったので、最初は単純に「なぜ関西の電力会社が東京で広告を出しているのだろう」と疑問に思いました。しかし現在では、東京電力エリアに住んでいても関西電力と電気を契約できます。関西電力は2026年9月時点でも、東京都、神奈川県、埼玉県、千葉県、茨城県、栃木県、群馬県、山梨県、静岡県の一部を対象に、東京電力エリア向けの「はぴeプラス」を提供しています。

この変化の大きなきっかけになったのが、電力自由化です。日本では以前から大口需要家を中心に段階的な自由化が進められてきましたが、2016年4月に家庭や商店を含む電力小売が全面自由化され、すべての消費者が電気を購入する事業者や料金メニューを選べるようになりました。さらに2020年4月には、大手電力会社から送配電部門を法的に切り離す「発送電分離」も実施されました。2026年3月末時点では、小売電気事業者の登録件数は808件に達しており、「地域の電力会社から電気を買うのが当たり前」だった時代から、電気を販売する企業同士が競争する市場へ変わっています。

ただ、ここで面白いのは、電力自由化によって電力会社から「地域」という特徴が完全になくなったわけではないことです。電気を販売する小売では地域を越えた競争が進みましたが、発電所や水力資源、原子力発電所、送配電網、そしてその地域に存在する工場やデータセンターなどの需要は、それぞれの土地に根付いています。つまり現在の電力会社は、地域という基盤を持ちながら、その外側へ事業を広げる存在になりつつあると考えると分かりやすそうです。

そして関西電力は、自社の法人向けサイトで実際に「関西だけじゃない 電力だけじゃない」と掲げています。2024年10月時点の同社資料では、法人向けサービスの採用エリアは沖縄を除く46都道府県に広がり、電力だけでなく90種類を超えるサービスを展開しています。私はこの言葉を調べていくうちに、単なる広告のキャッチコピーというより、現在の電力業界そのものの変化を表しているように感じました。

電力自由化を理解するには、昔の地域独占の仕組み、2016年の小売全面自由化、そして自由化された現在も残る電力会社の「地域性」を分けて考えると分かりやすくなります。

昔は「地域の電力会社から買う」が当たり前だった

例えば東京周辺なら東京電力、関西なら関西電力、東北なら東北電力というように、旧一般電気事業者がそれぞれの供給区域を担当し、その地域の発電、送配電、小売を一体的に担う仕組みが長く続いていました。

この形には、電力というインフラならではの理由があります。電気を届けるためには、発電所だけでなく、何万本もの鉄塔や電柱、送電線、変電所、配電設備を地域全体へ張り巡らせなければなりません。同じ地域へ複数の企業が別々の送電線や電柱を建てれば、設備が重複して社会全体では非効率になります。そのため送配電網には大きな規模のメリットがあり、一つの事業者が地域全体をまとめて運用する仕組みには合理性がありました。現在でも資源エネルギー庁は、送配電網については二重投資を避けるなどの観点から地域独占の形を残しながら、さまざまな発電・小売事業者が公平に利用できるよう中立性を確保する制度にしています。

一方、この仕組みでは家庭側からすると「どこから電気を買うか」を選ぶ余地はほとんどありませんでした。通信であれば携帯電話会社を選び、スーパーなら複数の店から買う場所を選べますが、電気は「住む場所によって買う会社も決まる」という特殊な商品だったわけです。

私は最初、この昔の仕組みを知って「だから今でも東京電力は関東、関西電力は関西という印象がこれほど強く残っているのか」と納得しました。現在は制度が変わっているにもかかわらず、会社名そのものに地域名が入っているため、私たちの感覚は昔の電力システムのまま残っているのかもしれません。

電力自由化で地域を越えた競争が始まった

日本では1995年以降、まず発電部門への新規参入を進め、その後、大型工場などの特別高圧、中小規模工場などの高圧へと小売自由化の対象を段階的に広げてきました。そして2016年4月、最後まで残っていた家庭や小規模店舗などの低圧分野も自由化され、すべての需要家が電力会社を選択できる「小売全面自由化」が実現しました。

これによって、電力会社側も自分たちの地域だけで顧客を獲得する必要がなくなりました。象徴的なのが関西電力です。同社は小売全面自由化が始まった2016年の7月から、首都圏の家庭など低圧需要家への電力販売を開始しました。それ以前にも法人向けでは首都圏で電力を販売していましたが、全面自由化によって一般家庭にも販売できるようになったのです。

そしてこれは過去の話だけではありません。2026年9月現在も、東京電力エリアでは関西電力の「はぴeプラス」を申し込むことができます。つまり東京に住んでいる家庭が「東京電力ではなく関西電力から電気を買う」ということは、現在の制度ではまったく不思議なことではありません。

ただし、ここで初心者の私は一つ疑問を持ちました。「関西電力から契約したら、関西から東京まで専用の電線で電気が送られてくるのだろうか？」という疑問です。もちろんそうではありません。小売会社を変更しても、自宅まで電気を届ける送配電網そのものが別のものへ入れ替わるわけではなく、東京電力エリアなら地域の一般送配電事業者である東京電力パワーグリッドのネットワークなどを通して電気が届けられます。小売自由化とは、電柱や電線を各社が建て直したという話ではなく、共通の電力ネットワークを使いながら、「誰から電気を買うか」を選べるようにした改革だと考えると理解しやすいと思います。

発電・送配電・小売の分離で何が変わった？

発電や小売には競争を取り入れる一方で、送配電網は地域ごとに一つの事業者が管理し、どの発電会社・小売会社でも公平に利用できるようにするという考え方です。

そのため2020年4月には、大手電力会社の送配電部門を法的に分離する「発送電分離」が行われました。例えば現在では、東京エリアの送配電を東京電力パワーグリッド、東北エリアを東北電力ネットワーク、関西エリアを関西電力送配電という別会社が担っています。2026年9月時点で資源エネルギー庁が掲載している一般送配電事業者を見ると、北海道電力ネットワークから九州電力送配電、沖縄電力まで10事業者が地域ごとの電力ネットワークを担っています。

なぜここまでして送配電部門を分ける必要があるのかというと、電線という「道路」を特定の電力会社だけが有利に使える状態にしないためです。例えば発電会社Aと発電会社B、小売会社Cと小売会社Dが競争するとしても、送電線を管理する会社が自社グループだけを優遇してしまえば、公平な競争にはなりません。そのため送配電事業者には中立性が求められます。

ただし、この改革が行われたから電力システムの課題がすべて解決したわけでもありません。経済産業省は電力システム改革開始から約10年が経過したことを受けて制度全体を検証し、2026年3月にも今後の制度設計について取りまとめを公表しています。電力需要の変化、脱炭素、供給力の確保、送電網の次世代化など、電力制度そのものも現在進行形で見直されているのです。

私はここを見て、「電力自由化＝電気料金を競争させる制度」とだけ考えていたのは少し違ったと感じました。実際には、電気をつくる会社、運ぶ会社、売る会社の役割を整理し、同じ送配電網を使いながら複数の企業が競争できる土台をつくる大きな制度改革だったのです。

それでも電力会社の「地域性」が消えない理由

しかし電力会社を投資先として見る場合、この地域性は今でも非常に重要です。

理由の一つは、送配電網が現在も地域ごとに運営されていることです。送配電部門では、同じ地域に何社も同じような送電線や電柱を建てるより、一つの事業者がまとめて管理した方が効率的なため、一般送配電事業者による地域独占の仕組みが残っています。例えば東北の送配電網は東北電力ネットワーク、東京エリアは東京電力パワーグリッド、関西エリアは関西電力送配電が担っています。

さらに、発電資産そのものも簡単には地域を移動できません。原子力発電所、水力発電所、火力発電所、ダムなどはその土地に存在し、水力資源の多い地域もあれば、原子力発電への依存度が高い会社もあります。この「何で電気をつくっているか」の違いが燃料費、利益率、設備投資、リスクの差につながります。

そして今後は「どこで電気が使われるのか」という地域需要の違いもさらに重要になりそうです。北海道ではRapidusをはじめとする次世代半導体産業、九州では半導体工場、東京圏では大量のデータセンターなど、電力需要が増える理由は地域によって異なります。電力自由化によって販売地域は越えられても、発電所、送電網、工場、データセンター、人口といった実物のインフラは地域に残るということです。

私はここが、電力会社を比較するときに面白いところだと感じています。「北海道電力と九州電力は担当エリアが違うだけ」と考えるのではなく、どんな地域を基盤にしていて、どんな発電資産を持ち、その地域でこれからどんな電力需要が生まれるのかまで見ると、同じ電力会社でもまったく違う企業に見えてきます。電力会社を比較するときも、この「地域基盤・発電資産・将来の需要」をセットで見ることが重要だと思います。

「関西だけじゃない。電力だけじゃない。」が示しているもの

関西電力は現在、法人向けサービスの公式サイトで「関西だけじゃない 電力だけじゃない」と掲げています。これは今回調べてきた電力業界の変化を、とても分かりやすく表している言葉だと思います。

まず「関西だけじゃない」。関西電力は現在も関西を重要な事業基盤としていますが、小売自由化によって関西の外でも電気を販売できます。個人向けでは東京電力エリアで「はぴeプラス」を提供し、法人向けサービスでは2024年10月時点で沖縄を除く46都道府県に採用実績があるとしています。つまり「関西電力」という名前でも、顧客との接点はすでに関西地方だけではありません。

そしてもう一つが「電力だけじゃない」です。関西電力グループは、電気をつくって売るエネルギー事業だけでなく、送配電、情報通信、生活・ビジネスソリューションという複数の事業を持っています。例えば情報通信では光回線の「eo」や携帯通信サービスの「mineo」、生活・ビジネスソリューションでは不動産などを展開しています。関西電力の2025年度実績では、情報通信事業の経常損益が約471億円、生活・ビジネスソリューション事業が約390億円となっており、電力以外の事業もすでに一定の利益を生み出しています。

ただし、ここで「電力以外もやっているから関西電力は強い」と結論づけるのは早いと思います。通信や不動産、データセンターなどへ進出していても、それが十分な利益を生まなければ株主価値にはつながりません。重要なのは、もともと持っている顧客基盤、土地、通信インフラ、資金力、地域との関係、エネルギー運営のノウハウを、新しい利益へどう変えていくかです。

私は首都圏で関西電力のCMを見たとき、「関西の会社なのになぜ東京で？」というところから電力業界を調べ始めました。しかし制度と事業を知ったあとでは、その違和感自体が昔の電力会社のイメージから生まれていたことに気付きました。「関西だけじゃない。電力だけじゃない。」という言葉は、関西電力一社の広告だけではなく、地域独占型の電力会社から総合インフラ企業へ変わろうとしている電力業界を考える入口にもなるのではないかと思います。

実際に電力会社は、通信、不動産、データセンター、海外エネルギー事業などへ活動領域を広げています。電力以外の事業を新たな利益源へ育てられるかも、企業価値を見るうえで重要です。

「○○電力＝○○地方だけの会社」ではなくなっている

しかし2016年の小売全面自由化によって、家庭を含むすべての需要家が電気を購入する会社を選べるようになり、電力会社側も地域を越えて顧客を獲得できるようになりました。2026年9月現在、東京電力エリアで関西電力と契約できることは、その変化を非常に分かりやすく示しています。

一方で、電力自由化によって地域性がなくなったわけではありません。送配電網は今も地域ごとに管理され、原子力、水力、火力、再エネなどの発電設備もその土地にあります。さらにAIやデータセンター、半導体工場によって、これからどこで電力需要が増えるのかも地域ごとに異なります。つまり現在の電力会社を見るときは、「地域を越えて競争する会社」であると同時に、「地域に根付いた発電資産とインフラを持つ会社」でもあるという二つの面を見る必要があります。

そして関西電力の「関西だけじゃない。電力だけじゃない。」という言葉が示すように、変化は地域だけにとどまりません。電力会社は通信、不動産、データセンター、再生可能エネルギー、海外事業などへ活動領域を広げ始めています。これから電力関連銘柄を考えるうえでは、単に「どこで電気を売っている会社か」ではなく、どんな地域基盤を持ち、その強みを地域外や電力以外の利益へどう広げているのかを見ることが重要になりそうです。

さらに、同じ1kWhの電気でも、火力・原子力・水力・再エネのどれでつくるかによって、コストとリスクは大きく異なります。この電源構成の違いも、電力会社の収益構造を左右する重要な要素です。

電気は何から作られている？火力・原子力・水力・再エネの違い

どれも最終的には同じ電気になるので、投資先として電力会社を見るときにも、それほど大きな違いではないと思っていたのです。しかし実際に調べてみると、何を使って電気をつくるのかは、電力会社のコスト、利益、設備投資、リスクを左右する非常に重要な要素だと分かりました。

資源エネルギー庁の2024年度の総合エネルギー統計を見ると、日本の発電電力量は9,911億kWhで、そのうち火力発電が67.5％、原子力発電が9.4％、水力を含む再生可能エネルギーが23.1％を占めています。2013年度には火力が88.3％を占めていましたが、その後は太陽光発電の拡大や原子力発電所の再稼働などによって火力への依存度は低下してきました。それでも、現在も日本の電気のおよそ3分の2を火力発電が支えていることになります。

発電方法	2024年度の構成比	大きな特徴
火力	67.5％	LNG・石炭・石油などの燃料を使う
原子力	9.4％	大規模発電が可能だが、安全対策や規制など特有の課題がある
水力	7.4％	長期間利用でき、調整力としても重要
太陽光	9.9％	導入が大きく拡大したが、日射によって出力が変わる
風力	1.2％	陸上・洋上で拡大余地があるが、風況によって出力が変わる
バイオマス	4.2％	燃料を利用する再生可能エネルギー
地熱	0.4％	安定的に発電しやすいが、立地などに制約がある

※2024年度。四捨五入などにより合計が一致しない場合があります。資源エネルギー庁「総合エネルギー統計」等をもとに整理。

さらに2025年2月に閣議決定された第7次エネルギー基本計画では、2040年度の電源構成として、再生可能エネルギーを4〜5割程度、原子力を2割程度、火力を3〜4割程度とする見通しが示されています。これは「どれか一つの発電方法へ全部置き換える」という考え方ではなく、安全性を大前提に、安定供給、経済効率性、環境適合を同時に考える「S+3E」のもとで複数の電源を組み合わせる考え方です。

私はここを見て、電力会社を比較するときに「電気をどれだけ売っているか」だけを見ても不十分なのだと感じました。火力が多ければ燃料価格や為替の影響を受けやすく、原子力を持っていれば再稼働による燃料費低減の可能性がある一方で、安全対策や廃炉などを考える必要があります。水力を多く持つ会社には長年築いてきた発電資産があり、太陽光や風力が増えれば送電網や蓄電池、調整力も必要になります。ここでは、それぞれの発電方法がどのような特徴を持ち、なぜその違いが電力会社の利益構造につながるのかを見ていきます。

火力発電は今も日本の電力を大きく支える

脱炭素や再生可能エネルギーのニュースを見る機会が増えたため、私は火力発電の割合もかなり小さくなっているのかと思っていました。しかし2024年度でも、日本の発電電力量の67.5％が火力発電です。2013年度の88.3％からは大きく低下したものの、現在も日本の安定供給を支える中心的な電源であることに変わりありません。

火力発電が重要なのは、単に発電量が多いからだけではありません。資源エネルギー庁は、火力発電について、電力需要を満たす「供給力」に加えて、太陽光や風力の発電量が変化したときに出力を調整する「調整力」、さらに電力系統を安定させる役割も担っていると説明しています。再エネが増えればすぐに火力が不要になるという単純な関係ではなく、天候によって発電量が変わる電源が増えるほど、その変動を補う電源も必要になります。

一方で、投資家として火力発電を見るときに重要なのが燃料費です。日本は発電に使うLNG、石炭、石油の多くを海外から輸入しているため、国際的な燃料価格だけでなく為替の影響も受けます。例えば同じ量のLNGを購入しても、円安になれば円換算した輸入価格は上昇します。電気料金には燃料価格の変動を反映する「燃料費調整制度」がありますが、規制料金では反映できる範囲に上限があり、価格変動が会社の収益へまったく影響しないわけではありません。

私はここを理解してから、ニュースで「LNG価格上昇」「円安」という言葉を見たときの見方が変わりました。それまでは電力会社とは別のニュースだと思っていましたが、火力発電比率の高い会社にとっては、何をどれだけ輸入し、どの価格で調達できるのかが発電コストへ直結するからです。電力会社を比較するときには、単純な発電量だけでなく、LNG・石炭・石油をどれだけ使っているのかまで確認する必要があります。

原子力発電は大量の電力を生み出せる一方、特有のリスクもある

ただし火力がLNGや石炭などを燃やして熱をつくるのに対し、原子力はウラン燃料の核分裂によって発生する熱を利用します。燃料を大量に燃やし続ける火力発電とはコスト構造が異なり、発電時にCO2を排出しない脱炭素電源でもあります。

日本では東日本大震災後に原子力発電所の稼働が大きく減少し、2013年度の電源構成に占める原子力は0.9％まで低下しました。その後、安全審査を経て一部の原子力発電所が再稼働し、2024年度には9.4％まで回復しています。2024年度の原子力による発電電力量は935億kWhで、女川原発2号機や島根原発2号機が年度後半に再稼働したことなどから、前年度より11.2％増加しました。

電力会社の利益という面では、原子力発電所が再稼働すると、その分だけLNGや石炭などを使った火力発電を減らせる可能性があります。そのため燃料費の削減が期待されやすく、「原発再稼働＝電力会社にプラス」という説明を見かけることがあります。ただし、これだけを見て原子力を評価するのは危険です。原子力発電には、安全対策、設備維持、廃炉、使用済燃料や放射性廃棄物への対応など、長期にわたる費用と責任があります。また、新規制基準への適合審査や地域との関係などによって、予定どおり稼働できるとは限りません。

このため、私は「原発を持っている会社＝有利」と単純に考えないことが重要だと思っています。投資家として見るべきなのは、保有しているかどうかだけではなく、どの原子炉が実際に稼働しているのか、追加の安全対策にどれだけ費用が必要なのか、停止した場合に代替する火力発電の燃料費はいくらになるのかまで含めた全体像です。

原子力は電力会社の利益とリスクの両方を大きく左右するため、再稼働による燃料費削減だけでなく、安全対策費、廃炉、使用済燃料、規制まで含めて見る必要があります。

水力発電は昔からある再生可能エネルギー

しかし日本では、それよりはるか以前から使われてきた重要な再生可能エネルギーがあります。それが水力発電です。高い場所にある水が低い場所へ流れる力で水車を回し、その回転を利用して発電します。

2024年度の水力発電は735億kWhで、日本の発電電力量の約7.4％を占めています。太陽光の9.9％より割合は小さくなっていますが、水力には太陽光や風力とは異なる特徴があります。一般的な水力発電は、渇水などの影響を受ける可能性はあるものの、太陽光や風力と比べて比較的安定して発電でき、発電量を調整できる電源もあります。2026年6月の資源エネルギー庁資料でも、水力発電は電源構成の約7％を占め、安定した出力を長期的に維持できる脱炭素電源として重要だと整理されています。

もう一つ覚えておきたいのが揚水発電です。これは電気が余っている時間に電気を使って低い場所から高い場所へ水をくみ上げ、電気が必要になったときに水を落として発電する仕組みです。つまり、発電所でありながら「巨大な蓄電池」のような役割を果たします。太陽光や風力が増えるほど、余った電気を吸収し、必要な時間へ移す調整力の重要性が高まります。実際に経済産業省は2026年度も揚水発電の運用高度化や新規開発可能性調査を支援しています。

投資家の視点で面白いのは、水力発電所が地域ごとの資産の違いにつながっていることです。川や山、ダムといった自然条件によって開発できる場所が限られるため、すでに豊富な水力資産を持っている電力会社には、長い年月をかけて築いてきた独自の発電基盤があります。北陸電力のように豊富な水力資産を持つ会社では、この水力発電が企業ごとのコスト構造や強みの違いにもつながります。

太陽光・風力が増えると何が変わる？

2010年度には水力を含めても発電電力量の9.5％だった再エネは、2024年度には約23％まで拡大しました。特に太陽光は2010年度の0.3％から2024年度には9.9％まで増え、現在では水力を上回る電源になっています。一方、風力は1.2％、バイオマスは4.2％、地熱は0.4％となっています。

さらに第7次エネルギー基本計画では、2040年度の再エネ比率を4〜5割程度まで高める見通しが示され、そのうち太陽光は23〜29％程度、風力は4〜8％程度を見込んでいます。ペロブスカイト太陽電池や浮体式洋上風力など、新しい技術の導入も進める方針です。

ただし太陽光や風力には、火力・原子力・水力とは違う特徴があります。発電量を人間が完全にはコントロールできないことです。太陽光は夜には発電できず、曇れば出力が低下します。風力も風が弱ければ発電量が減ります。逆に、春や秋など電力需要が小さい時間に太陽光が大量に発電すると、地域で必要な電気を上回ってしまうこともあります。

そのため再エネを増やすには、発電設備だけを増やせば終わりではありません。資源エネルギー庁は、再エネの発電量が需要を上回る場合には、火力発電を抑えたり、揚水発電で水をくみ上げたり、蓄電池を充電したり、地域間連系線で別の地域へ電気を送ったりして調整するとしています。それでも余る場合には太陽光や風力の出力を抑える「出力制御」が行われます。

私はここを知ってから、「再エネが増える＝太陽光・風力関連企業だけが成長する」わけではないと考えるようになりました。再エネが増えるほど、その電気を運ぶ送電網、需要地へ電気を流す変電設備、余った電気を貯める蓄電池、地域間で電気を融通する連系線なども必要になります。電力関連銘柄を考えるうえでは、発電設備そのものだけでなく、この周辺インフラまで見ることが重要です。

発電方法が違うと、電力会社の利益構造も変わる

例えば火力発電では、発電するたびにLNGや石炭などの燃料が必要になるため、燃料価格や為替の変化が収益へ影響します。原子力では燃料費だけでなく、安全対策や設備維持、廃炉など長期間にわたる費用を考える必要があります。水力は燃料を購入する必要がありませんが、ダムや発電設備を長期間維持するための投資が必要です。太陽光や風力も燃料費は必要ありませんが、設備投資に加えて、電力系統全体では送電網や調整力、蓄電池などを整備する必要があります。

発電方法	燃料価格の影響	主な投資・コスト	特に見たいリスク
火力	大きい	発電所・LNG基地・燃料調達	燃料価格、為替、CO2対策
原子力	比較的小さい	安全対策、維持管理、廃炉など	規制、停止、安全、長期コスト
水力	小さい	ダム・発電設備の維持更新	渇水、災害、老朽化
太陽光	ほぼない	パネル・土地・系統接続	天候、出力制御、設備更新
風力	ほぼない	風車・洋上設備・送電網	風況、建設費、系統接続

※あくまで発電方式の特徴を初心者向けに大きく整理したもので、実際の発電コストや収益性は設備の種類、建設時期、稼働率、資金調達、立地などによって異なります。

資源エネルギー庁も電源ごとの発電コストについて、建設費、運転維持費、燃料費、CO2対策費などを含めて検証しています。ただし、こうした「モデルプラントの発電コスト」は、そのまま個別の電力会社の利益率を示すものではありません。再エネの拡大に伴う系統整備や調整力など、電力システム全体で必要になる費用も考える必要があります。

だからこそ電力株を調べるときには、PERやPBR、配当利回りを見る前に、一度その会社の電源構成を確認してみると面白いと思います。火力が多い会社なのか、原子力発電所の再稼働が利益を大きく左右する会社なのか、水力資産を豊富に持っているのか。それだけでも、同じ「電力会社」という名前でまとめることができない理由がかなり見えてきます。

電力会社を見るなら「何で発電しているか」を見る

しかし、その電気をつくるまでの仕組みは大きく違います。2024年度の日本では依然として火力発電が約7割を支えていますが、再生可能エネルギーは約23％まで増加し、原子力発電も一部の発電所の再稼働によって発電量が増えています。さらに2040年度に向けては、再エネ、原子力、火力の構成そのものを大きく変えていく方針が示されています。

そして投資家として重要なのは、「どの発電方法が一番優れているか」を決めることではありません。火力には調整しやすさがある一方で燃料価格や為替の影響があり、原子力には燃料費や脱炭素の面で特徴がある一方、安全対策や廃炉などの長期的な課題があります。水力は長期間利用できる発電資産であり、太陽光や風力は燃料を必要としない一方で、天候による変動を補う送電網や蓄電池などが必要になります。

私は電力会社を調べるとき、まず「この会社は何で電気をつくっているのだろう？」と見ることが、企業ごとの違いを理解する近道だと思うようになりました。実際の電力会社を見ると、関西電力、九州電力、東北電力、北陸電力などで電源構成がかなり違うことが見えてきます。その中でも、原子力発電は電力会社の利益とリスクを大きく動かす可能性があります。再稼働による燃料費削減だけでなく、安全対策、廃炉、規制まで含めて評価する必要があります。

原子力発電を投資家はどう見ればいい？

私も最初は、原子力発電所を持っている電力会社ほど、再稼働によって利益が増えやすいのではないかと単純に考えていました。しかし実際に調べてみると、原子力発電は燃料費だけを見れば説明できないほど、多くのコストとリスクを長期間抱える発電方法だということが分かりました。

日本では東日本大震災後、多くの原子力発電所が停止しましたが、新規制基準への適合審査などを経て再稼働が進んでいます。資源エネルギー庁によると、2026年2月17日時点で15基が再稼働を果たした炉として整理されています。さらに東京電力の柏崎刈羽原子力発電所6号機は2026年2月16日に発電を開始し、9月2日時点でも定格熱出力一定運転中です。2024年度の日本の発電電力量に占める原子力の割合は9.4％でしたが、第7次エネルギー基本計画では2040年度に原子力を2割程度とする電源構成の見通しが示されています。つまり原子力は、過去の発電方法というより、日本の今後の電力政策を考えるうえでも無視できない存在です。 

一方で、第7次エネルギー基本計画でも原子力については安全性の確保を大前提としています。再稼働だけでなく、立地地域との共生、廃炉、核燃料サイクル、使用済燃料、高レベル放射性廃棄物の最終処分といった「発電した後」の問題まで進める必要があるとされています。政府の2024年発電コスト検証でも、原子力のコストには建設費や運転維持費だけではなく、追加的安全対策、廃炉、核燃料サイクル、最終処分、事故リスク対応などが含まれています。 

私はここを見て、原子力を投資家として考えるなら「賛成か反対か」という二択ではなく、その電力会社が原子力という巨大な資産を、安全性・経済性・規制・地域との関係まで含めて管理し、実際の利益へ結びつけられているのかを見るべきなのだと思うようになりました。原子力発電を投資家として見るには、発電の仕組みだけでなく、再稼働による収益改善と、その裏側にある安全対策・廃炉・使用済燃料・規制などのコストとリスクを一体で考える必要があります。

そもそも原子力発電とは？

難しそうに見えますが、発電までの大きな流れは意外とシンプルです。原子炉の中でウラン燃料が核分裂すると大量の熱が発生し、その熱を利用して水から蒸気をつくります。その蒸気でタービンを回し、タービンにつながった発電機を回転させて電気をつくります。

つまり、

核分裂 → 熱 → 蒸気 → タービン → 発電機 → 電気

という流れです。

この「蒸気でタービンを回す」という部分だけを見ると、実は火力発電とよく似ています。火力発電はLNGや石炭などを燃やして熱をつくるのに対し、原子力発電は核分裂によって熱をつくる。熱のつくり方が違うと考えると、初心者にも理解しやすいと思います。

大きな違いの一つが、燃料の性質です。原子力は少量のウラン燃料から非常に大きなエネルギーを取り出すことができ、化石燃料のように大量の燃料を継続して輸入する必要性が相対的に小さいという特徴があります。第7次エネルギー基本計画でも、原子力は安定供給性や技術自給率を持ち、一定出力で安定的に発電できる脱炭素電源として位置付けられています。特にAIデータセンターや半導体工場のように大量の電気を継続的に必要とする新しい需要との相性にも言及されています。 

ただし、「大量に発電できる＝簡単な発電方法」という意味ではありません。核分裂を扱う以上、原子炉を安全に停止させる仕組み、冷却設備、電源設備、地震や津波への対策など、多重の安全対策が必要になります。福島第一原子力発電所事故後には新しい規制基準が導入され、その基準への適合が確認されなければ再稼働できない仕組みになっています。

なぜ電力会社は原子力発電所を持つのか

それでも電力会社が原子力発電を利用してきた理由を考えると、主に安定供給、燃料調達、脱炭素という三つの視点が見えてきます。

まず安定供給です。太陽光は夜になると発電できず、風力も風況によって発電量が変わります。一方、原子力は定期検査などで停止する期間を除けば、天候に左右されず大きな出力で運転できます。第7次エネルギー基本計画でも、一定出力で安定的に発電できることが原子力の特徴として挙げられています。AIやデータセンター、半導体工場などによって大量の電気を24時間必要とする需要が増えるなか、この安定した供給力は一つの特徴になります。 

次に燃料調達です。日本の火力発電はLNG、石炭、石油など海外から輸入する化石燃料への依存が大きいため、国際価格の上昇や円安が発電コストへ影響します。原子力もウランを海外から調達しますが、化石燃料とは必要量や備蓄性が異なり、政府はエネルギー安全保障の観点からも原子力を活用する方針を示しています。 

そして脱炭素です。原子力は発電時にCO2を排出しない電源であり、2040年度に向けて発電電力量そのものがデジタル化などにより1〜2割程度増える可能性があるなか、電力需要増加と脱炭素を同時に進めるための電源の一つとして位置付けられています。 

ただ、私はここでも「原子力があるから安心」と単純には考えない方がいいと思っています。大規模な発電能力を持っていても、規制対応や設備トラブル、定期検査などによって停止すれば、その期間は発電できません。設備容量ではなく、実際にどれだけ安定して稼働できているかを見ることが投資家には重要です。

原発が動くと電力会社の利益に何が起きる？

大きな理由は、火力発電の燃料を減らせる可能性があるからです。原子力発電所が停止している間、その分の電力需要を満たすためにLNGや石炭などを使った火力発電を増やせば、大量の燃料を購入する必要があります。原子力が再稼働して発電量が増えれば、その分だけ高価な化石燃料を使う発電を抑えられる可能性があります。

実際の企業決算を見ると、この関係がかなり分かりやすく表れています。中国電力は、2024年12月に島根原子力発電所2号機を再稼働しました。同社は再稼働前の資料で、2024年度には燃料費メリットから減価償却費などを差し引いた約110億円の収支改善効果を見込んでいました。その後の2025年度中間決算でも、島根2号機の稼働による収支改善を増益要因の一つとして明記しています。 

これは「原発再稼働＝売上が急増する」という話ではありません。家庭や工場が使う電力量が同じでも、同じ電気をつくるためのコストが変わることで利益が変わるという話です。

例えばかなり単純化すると、

原発停止

電力需要
↓
火力発電を増やす
↓
LNG・石炭を多く購入
↓
燃料費が増える

これに対して、

原発稼働

電力需要
↓
原子力でも発電
↓
火力発電の一部を抑える
↓
化石燃料の購入量を減らせる可能性
↓
収支改善

という流れです。

ただし、原子力発電所を動かせば燃料費がゼロになるわけではありません。原子力にも核燃料費、運転維持費、安全対策費、減価償却費などがあります。さらに定期検査で停止する期間もあります。中国電力の例でも、「燃料費メリット」そのものではなく、そこから減価償却費などを差し引いた数字を収支改善効果として示していました。つまり投資家として見るべきなのは、再稼働そのものではなく、再稼働によって最終的にいくら利益が改善するのかです。

一方で原発にはどんなコストとリスクがある？

しかし原子力には、火力や再エネとは異なる長期的なコストがあります。

政府の2024年発電コスト検証では、原子力発電のモデルプラントについて、2023年時点の発電コストを12.6円／kWh以上と試算しています。この中には資本費、運転維持費、核燃料サイクル費用だけでなく、追加的安全対策費や事故リスク対応費用なども含まれています。さらに追加的安全対策については、対象となった原子炉1基あたり平均約2,662億円の費用が整理され、そのうちモデルプラントの建設費へ反映すべき費用として1,707億円が計上されています。もちろんこれは一定の条件を置いたモデル計算であり、個別の発電所や電力会社の実際のコストと同じではありません。 

原子力に関係する主なコストやリスクを大きく整理すると、次のようになります。

見る項目	何が必要になる？
安全対策	地震・津波・重大事故などを想定した設備投資
維持・定期検査	原子炉・設備を長期間安全に運転するための点検
廃炉	運転終了後の原子炉の解体・管理
使用済燃料	発電後の燃料を安全に貯蔵・管理
最終処分	高レベル放射性廃棄物を長期間処分する仕組み
規制	新規制基準への適合審査や各種検査
地域との関係	立地地域との対話、理解、安全・防災への取り組み
事故リスク	発生確率だけでなく、発生した場合の影響が非常に大きい

特に忘れてはいけないのが、原子力発電は発電を終えた後にも費用と責任が残ることです。使用済燃料は安全に保管する必要があり、日本では再処理を含む核燃料サイクルを進める方針が取られています。さらに再利用できない高レベル放射性廃棄物については最終処分が必要です。資源エネルギー庁も、使用済燃料の貯蔵能力拡大、核燃料サイクル、廃炉、最終処分を原子力利用に伴う重要な課題として挙げています。 

私はこの部分を調べて、原子力発電所を「安い電気をつくる設備」とだけ見るのは適切ではないと感じました。発電している期間の燃料費だけではなく、安全対策から廃炉・使用済燃料まで何十年にもわたるライフサイクル全体を見る必要がある資産だからです。

「原発あり＝優良株」ではない

重要なのは、まずその原子力発電所が本当に動いているのかです。原発を保有していても長期間停止していれば、火力燃料費の代替効果は得られません。それどころか、安全対策工事や維持管理の費用だけが先に発生する場合もあります。そのため「何基持っているか」だけではなく、再稼働済みなのか、審査中なのか、どの時期に運転開始を想定しているのかを確認する必要があります。

次に見るべきなのが稼働率と安定運転です。再稼働したからといって365日ずっと発電できるわけではなく、定期検査や設備トラブルによる停止もあります。2026年度の中国電力の業績予想でも、原子力発電所の稼働減少が減益要因の一つとして挙げられています。つまり再稼働した後も、「どれだけ安定して動かせるか」が利益に影響します。 

そして、安全対策費や設備投資を忘れてはいけません。原子力発電所は一度建設すれば終わりではなく、新たな規制への対応や設備更新を続ける必要があります。再稼働による年間の収支改善効果が大きくても、そのために巨額の安全対策投資が必要なら、投資回収までの時間やキャッシュフローを見る必要があります。

私なら電力会社の原子力発電を見るとき、少なくとも次の5点を確認します。

1. 何基保有し、何基が実際に稼働しているか
2. 再稼働していない原発はどこまで審査・工事が進んでいるか
3. 再稼働による燃料費削減・収支改善効果はいくらか
4. 安全対策や維持更新へ今後いくら投資するのか
5. 廃炉・使用済燃料・地域との関係まで管理できているか

この視点で見ると、「原発を多く持っている会社ほど良い」という判断ではなく、原子力という巨大資産を実際に利益へ変えながら、将来の負担まで管理できている会社なのかという企業分析に変わってきます。

原子力は「賛成・反対」だけでは投資判断できない

そして実際、原子力発電所の再稼働によって火力発電に使うLNGや石炭などを減らせれば、電力会社の収支改善につながる可能性があります。中国電力の島根2号機のように、会社自身が再稼働による収支改善を決算で示している例もあります。 

しかし原子力は、燃料費だけで判断できる発電方法ではありません。安全対策、設備維持、規制対応、廃炉、使用済燃料、最終処分、事故リスク、地域との関係など、長期間にわたって向き合う必要があります。政府の発電コスト検証でも、こうした費用を含めて原子力のコストを評価しており、第7次エネルギー基本計画でも安全性の確保と地域の理解を大前提に活用する方針が示されています。 

だから投資家として重要なのは、原子力発電に「賛成か反対か」という結論を先に決めることではなく、その会社が原子力という資産をどのように管理しているのかを見ることだと思います。再稼働したときにどれだけ燃料費を減らせるのか。そのためにどれだけの安全対策投資を行ったのか。安定して運転できているのか。そして発電を終えた後の廃炉や使用済燃料まで責任を持って管理できるのか。そこまで確認して初めて、「原子力がその会社の強みなのか、それとも大きなリスクなのか」が見えてきます。

原子力の位置付けは電力会社によって大きく異なります。関西電力や九州電力のように複数の原子炉が稼働している会社もあれば、原子力発電所を保有していても稼働状況が異なる会社もあり、その違いが収益構造やリスクの差につながります。

日本の10電力会社を比較　地域によって何が違う？

電力自由化によって地域を越えて電気を販売できるようになった現在なら、なおさら会社ごとの差は小さくなっているのではないかとも考えていたのです。しかし各社の発電設備や経営計画まで見ていくと、同じ「電力会社」という名前でまとめるのが難しいほど特徴が違うことが分かってきました。

例えば、北海道では次世代半導体工場やデータセンターの立地によって、これまで減少傾向だった電力需要が中長期的に大きく増える見通しが示されています。一方、北陸電力には2026年3月末時点で132カ所、約194万kWもの水力発電設備があります。関西電力では原子力が重要な電源になっているだけでなく、情報通信や不動産も大きな事業へ育っています。そして沖縄電力は本土の電力会社とは大きく異なり、他エリアとの送電線がなく、沖縄本島を含む38の有人島を11の独立した電力系統で支えています。

つまり電力会社を比較するときには、単純に売上高や配当利回りだけを見るのではなく、①どんな地域を基盤にしているのか、②何で発電しているのか、③原子力や水力などどんな発電資産を持つのか、④これからどこで電力需要が増えそうなのか、⑤電力以外にどんな利益源を育てているのかを見る必要があります。特にAI、データセンター、半導体工場による需要増加は全国一律ではなく、北海道、首都圏、中部、九州など地域によって理由も規模も異なります。

比較対象は、北海道電力から沖縄電力まで、旧一般電気事業者を母体とする10の電力グループです。原子力発電所の稼働状況については変化が早いため、2026年9月3日時点で確認できる各社・原子力規制委員会などの公表情報を基準にしています。

北海道電力　再エネ・広大な土地・次世代産業

しかし現在の北海道で特に注目したいのは、これから電気を使う産業そのものが大きく変わろうとしていることです。北海道電力は2026年度のグループ経営計画で、人口減少などによって減少傾向だった北海道の電力需要が、次世代半導体工場やデータセンターといったGX産業の立地によって反転し、中長期的には大きく増加する見通しだとしています。

その象徴が千歳市で進むRapidusです。北海道電力自身もRapidusへ出資し、北海道で進む次世代半導体産業を地域の大きな成長機会として捉えています。一方で、需要が増えるからといって簡単に供給力を増やせるわけではありません。北海道には風力などの再生可能エネルギー資源が豊富にありますが、天候によって出力が変わるため、送電網や蓄電池、調整力まで含めて電力システムを整える必要があります。

もう一つ大きなポイントが泊原子力発電所です。北海道電力は泊3号機の再稼働へ向けた取り組みを進めており、2025年度についても会社自身が「再稼働に向けて前進した」と説明しています。ただし、2026年9月3日時点で再稼働しているわけではなく、投資家としては「原発を持っている」という事実と「実際に利益を生む状態になっている」ということを分けて考える必要があります。

さらに北海道電力グループは、電力だけでなく情報通信、不動産、IT、地域サービスなどにも事業を広げています。私が北海道電力を見るなら、単純に「泊原発が再稼働するか」だけではなく、Rapidusやデータセンターによって本当に電力需要が増え、その需要を再エネ・火力・原子力・送電網の組み合わせでどのように取り込めるのかを見ます。北海道は、人口減少地域でありながら産業向け電力需要が増える可能性があるという、これまでとは少し違った成長ストーリーを持つ地域です。

東北電力　再エネ・原子力とデータセンター誘致

しかし現在の東北電力を見ると、水力や再生可能エネルギーのポテンシャル、女川原子力発電所、そしてデータセンターなど新しい需要を地域へ呼び込む取り組みが重なり始めています。

原子力では、女川原子力発電所2号機が大きなポイントです。2号機は2024年に再稼働し、2026年6月9日には定期事業者検査を終えて営業運転を再開しました。2025年度決算でも、女川2号機の稼働は収支改善要因の一つになっています。つまり東北電力は、原発再稼働が会社の実際の燃料構成や利益へどのように影響するのかを見るうえで、分かりやすい例の一つです。

一方、東北には水力、風力、太陽光などの再エネ資源もあります。再エネを増やすだけでなく、それを需要と結びつけることが今後のポイントになります。東北電力グループは2026年度の経営計画でも、データセンターの誘致や事業化、アグリゲーションなどを成長領域として位置付けています。大量の電気を使うデータセンターを地域へ呼び込めれば、人口減少とは別のところから電力需要を生み出せる可能性があります。

私は東北電力を見るとき、「東北で電気を売る会社」から「東北に新しい電力需要をつくれる会社になれるか」という視点が面白いと思っています。女川原発による供給力、東北の再エネ資源、送電網、そしてデータセンター誘致を一つの流れにできれば、地域の産業構造そのものが電力会社の成長につながる可能性があります。

東京電力HD　日本最大級の需要地と首都圏の電力インフラ

東京電力グループ自身も、首都圏の顧客基盤と、広範囲かつ高需要に対応する送電ネットワークを自社の強みとして挙げています。住宅やオフィスだけでなく、データセンターなど新しい大口需要が増えれば、その電気を確保し、首都圏の必要な場所まで届けるための送電・変電設備にも投資が必要になります。

そして2026年に大きく状況が変わったのが柏崎刈羽原子力発電所です。6号機は2026年2月16日に発電を開始し、東京電力のリアルタイムデータでは8月22日時点で137万kWを出力して運転していました。他の号機は同時点で定期検査中です。原子力の稼働が東京電力グループの燃料費や収益構造へどう表れてくるのかは、今後の決算を見るうえで重要なポイントになります。

ただし、東京電力HDを他の電力会社と同じ感覚で見ることはできません。福島第一原子力発電所の廃炉や事故に伴う賠償など、長期間にわたって向き合う特有の責任があります。2026年1月には第五次総合特別事業計画が認定されており、企業価値を高めながら賠償・廃炉の資金を確保していくことも経営の大きな前提です。

不動産、IT・システム、海外エネルギーなどグループ内には電力以外の事業もありますが、私が東京電力HDを見るなら、「首都圏で電力需要が増える恩恵」と「それを支える巨額の設備投資」、そして「福島・廃炉という長期的な責任」を必ずセットで考えます。需要地としての強さは非常に大きい一方、同時に他社にはないリスクも抱えている会社です。

中部電力　製造業の電力需要とJERA

中部電力自身も、中部地域を「モノづくりが盛んな産業集積地」と位置付け、GXやDXに伴う産業の電化、半導体工場、大型データセンターの立地などを今後の需要増加につながる変化として捉えています。

中部電力を理解するときに欠かせないのがJERAです。火力発電や燃料調達の大きな部分はJERAを通じて行われており、中部電力は単純な「地域電力会社」というより、日本国内外のLNG調達や大規模火力発電にもつながる事業構造を持っています。2025年度決算でも、JERAにおける国内火力事業の石炭調達競争力などが利益に影響しており、燃料市場や海外事業まで見る必要があります。

一方、浜岡原子力発電所は現在の利益を支える稼働原発ではありません。浜岡3〜5号機は再稼働しておらず、新規制基準への対応が続いています。つまり中部電力の場合、関西電力や九州電力のように「現在稼働している原発が収益を支える会社」と同じ見方はできません。

その代わり、中部電力グループは不動産やグローバル事業など、新たな収益源の拡大にも力を入れています。私は中部電力を見るなら、製造業という巨大な地域需要、JERAという世界規模のエネルギー事業、そして将来の浜岡原発という三つを分けて考えます。特に製造業の電化やデータセンターが進めば、もともと産業需要の大きい中部地域の電力インフラにはさらに重要な役割が求められそうです。

北陸電力　水力資源を持つ電力会社

富山県だけでも74カ所、約130万kWあり、黒部川をはじめとする豊かな水資源を長年にわたって電力へ変えてきました。これは他の地域へ簡単に移したり、短期間で同じものをつくったりできる資産ではありません。

一方、志賀原子力発電所1・2号機は2026年9月3日時点で停止中です。2号機については新規制基準への適合性審査が続いており、2026年にも津波評価などの審査が進められています。北陸電力自身は志賀2号機の再稼働を、安定供給、脱炭素、収支改善の観点から重要な経営課題と位置付けています。つまり現在の北陸電力は、すでに利益を生む水力資産と、将来の再稼働を目指す原子力資産が並んでいる状態と見ることができます。

さらに北陸でも、半導体工場やデータセンターなどによる新しい需要が意識され始めています。その一方、能登半島地震を経験した地域でもあり、送配電網を含むインフラのレジリエンスは非常に重要です。電力需要が増えることだけを見るのではなく、災害に強い設備へ更新しながら需要増加へ対応できるかを見る必要があります。

私は北陸電力を比較すると、水力の価値がよく分かると思います。同じ電気を売る会社でも、海外から大量の燃料を輸入する火力中心の会社と、すでに多くの水力資産を持つ会社ではコスト構造が違います。北陸電力は、「何で発電しているか」という視点が、そのまま企業ごとの強みや収益構造の違いにつながることを分かりやすく示している会社です。

関西電力　「関西だけじゃない。電力だけじゃない。」

関西を基盤にしながら地域外でも顧客を獲得し、さらに電力だけでなく情報通信、不動産、データセンターなどへ事業を広げているからです。

まず電源面で大きな特徴になるのが原子力です。高浜、大飯、美浜の原子力発電所を持ち、複数の原子炉を再稼働させてきました。そのため原子力の稼働率が下がれば火力発電や購入電力が増えやすく、逆に安定運転できれば燃料費面で大きな意味を持ちます。関西電力自身も2040年へ向け、既設原発の継続運転や原子力のリプレース、再エネ、LNG火力などを組み合わせた電源基盤を構想しています。

そして他社と比較したとき、かなり目立つのが非電力事業がすでに利益を生む柱になっていることです。2025年度実績では、情報通信事業の経常利益が470億円、生活・ビジネスソリューション事業が390億円でした。2026年度以降は不動産を独立した成長柱として整理し、情報通信ではデータセンターや国際通信、海底ケーブルなどへ事業を広げています。関西電力の2026年経営計画は、エネルギー、送配電、情報通信、不動産を引き続き成長の柱とし、文字どおり「関西」「電力」を超える姿を打ち出しています。

私はここが今回の記事で一番面白いところだと思っています。「通信も不動産もやっているから強い」のではなく、電力会社として持っていた顧客基盤、インフラ運営力、土地、通信設備、資金力を、本当に別の利益へ変えられているかを見る。関西電力では、その答えがすでに数字としてある程度見え始めています。

つまり「関西だけじゃない。電力だけじゃない。」は、広告の言葉だけではありません。原子力による電源競争力と、通信・不動産・データセンターなどの非電力利益をどう組み合わせるのかという、関西電力の企業価値を見るためのテーマそのものになっています。

中国電力　製造業と島根原発を抱える中国地方

そのため家庭向けの電力だけではなく、産業活動を安定して支える電力供給が重要な地域です。そして現在の中国電力を理解するうえで特に重要なのが、島根原子力発電所2号機です。

島根2号機は2024年12月に再稼働し、2025年1月に営業運転を再開しました。中国電力の2025年度決算では、島根2号機の稼働や販売電力量の増加などが利益を押し上げました。島根2号機の再稼働は、原子力の稼働によって火力燃料費を抑えられるという構造が、実際の企業業績にも表れた例です。

一方、原発は一度再稼働すれば利益が固定されるわけではありません。島根2号機は2026年に定期事業者検査へ入り、8月19日に発電を再開しましたが、検査期間は9月まで続く計画です。このようにいつ、どれくらい稼働しているかによって四半期ごとの燃料費や利益は変わります。中国電力は「原子力を持つ会社を見るなら稼働率まで見る」という考え方を理解しやすい会社です。

電力以外では情報通信などのグループ事業も展開しています。私が中国電力を見るなら、島根2号機の安定運転を軸にしながら、製造業の需要、再エネ・送電網への投資、そして島根3号機を含めた将来の電源構成がどう変わるかを追います。

四国電力　伊方原発と四国の電力需要

その中心となるのが伊方原子力発電所3号機です。

2025年度の四国電力の原子力発電電力量は約60億kWhとなり、伊方3号機の運転日数増加によって前年度から増えました。2026年度第1四半期にも伊方3号機はフル稼働しており、四国電力にとって原子力の安定運転が燃料費や収益に大きく関わる構造が続いています。

一方、将来の成長を考えると「四国で電気を売る会社」だけではありません。四国電力グループは2025年に策定した中期経営計画2030で、エネルギー事業と情報通信事業の二つをコア事業と位置付けています。デジタル需要の増加に伴うエネルギー需要を成長機会として捉え、情報通信と電力の強みを組み合わせようとしている点は注目できます。

情報通信を担うSTNetは、通信ネットワークやシステムだけでなく、データセンターなども展開しています。私が四国電力を見るなら、伊方3号機による現在の収益基盤と、「エネルギー＋デジタル」を次の柱へ育てられるかを分けて見ます。人口規模だけを考えれば大幅な電力需要増加は簡単ではないからこそ、地域外や情報通信まで事業を広げる意味が大きい会社です。

九州電力　原子力・太陽光・半導体集積

その理由は、原子力による供給力、再エネの拡大、そして半導体産業の集積が同じ地域で進んでいるからです。

原子力では玄海3・4号機、川内1・2号機を再稼働させており、2025年度の原子力発電電力量は286億kWh、設備利用率は82.3％でした。九州電力は2026年度について295億kWh、設備利用率84.7％を計画しており、原子力が現在の電源構成と利益を支える重要な存在であることが分かります。なお玄海3号機は2026年6月30日から10月29日まで定期事業者検査を予定しており、ここでも年間を通じた稼働状況を見ることが重要です。

そして需要側で特に大きいのが半導体です。熊本のJASMをはじめ、九州各県で半導体関連の設備投資が進んでおり、九州電力自身はこうした計画を踏まえ、2034年度の九州の電力需要が現在の1.2〜1.3倍程度まで増える可能性を示しています。これは会社側のシナリオであり確定した需要予測ではありませんが、半導体産業が地域の電力需要を大きく変える可能性を示す数字です。

半導体メーカーだけでなく、製造装置・材料・検査など、半導体ができるまでに関わる企業については「半導体関連銘柄」で詳しく整理しています。

九州では太陽光発電も大量に導入されてきました。そのため、発電量が増えることだけではなく、原子力、太陽光、火力、蓄電池、送電網をどう組み合わせるのかが重要になります。大量の半導体工場やデータセンターが安定した電気を求める一方、太陽光の発電量は時間帯によって変化するからです。

さらに九州電力グループはICT、都市開発、海外事業などにも活動領域を広げています。私は九州電力を見るなら、単純な「半導体関連の電力株」と考えるのではなく、増えていく需要を供給力と送電網で本当に受け止め、その設備投資を利益へ変えられるのかまで見ます。需要が増える地域だからこそ、電源投資の規模も大きくなる可能性があります。

沖縄電力　本土とつながらない独自の電力システム

沖縄電力は、単に日本の一番南を担当している電力会社ではありません。沖縄県は広い海域に島が点在する島しょ県で、沖縄電力は沖縄本島を含む38の有人島へ電気を供給しています。さらに他の電力会社との送電線による連系がなく、11の独立した電力系統を自社で維持しています。

本州であれば、一つの地域で電力が不足したときに地域間連系線を通して別の地域から電気を融通できます。しかし沖縄ではそれができません。しかも地理的・地形的な条件や電力需要の規模から、大規模な水力発電や原子力発電を持っておらず、現在の電源構成は化石燃料への依存度が高くなっています。つまり沖縄電力では、燃料価格、為替、発電設備の故障、需給調整といった要素が本土とは少し違う重みを持ちます。

さらに離島は需要規模が小さい一方、島ごとに発電・送配電設備が必要になるため高コストになりやすいという課題があります。沖縄電力は再エネや設備効率化などによって離島の燃料使用量やコストを減らす取り組みも進めています。

需要側では、観光業の成長や沖縄のアジアに近い立地などから、会社は今後も電力需要増加の可能性を見ています。グループでは情報通信、不動産、建設、ガス・分散型エネルギーなど電力以外の事業もあります。私は沖縄電力を見ると、「全国の電力会社を同じ物差しだけで比べてはいけない」ことがよく分かります。原発再稼働という材料はなく、巨大な水力資産もなく、本土から電気を融通することもできない。その条件の中で、いかに安定供給とコスト低減、脱炭素を両立するのかがこの会社特有のテーマです。

同じ電力会社でも「強み・リスク・成長余地」はまったく違う

電力自由化によって地域を越えて電気を販売できるようになっても、発電所、水力資源、原子力発電所、送電網、そして電気を使う工場やデータセンターはそれぞれの地域に存在しています。そのため、地域の違いそのものが各電力会社の収益構造やリスクの違いにつながっています。

10社の特徴を大きく整理すると、次のようになります。

電力会社	特に注目したい特徴	原子力のポイント	今後の需要・成長テーマ	電力以外の注目領域
北海道電力	広大な土地・再エネ	泊3号機の再稼働へ向け対応	半導体・データセンター	通信・IT・不動産
東北電力	再エネ・地域インフラ	女川2号機が営業運転	データセンター誘致	ソリューション・通信など
東京電力HD	首都圏の巨大需要	柏崎刈羽6号機が運転	AI・データセンター	不動産・IT・海外
中部電力	製造業・JERA	浜岡は再稼働していない	製造業電化・DC・半導体	不動産・グローバル
北陸電力	豊富な水力資産	志賀1・2号機停止中	半導体・DCなど	新事業・グループ事業
関西電力	原子力と多角化	複数基を再稼働・運用	DC・広域電力需要	情報通信・不動産・DC
中国電力	島根原発・産業需要	島根2号機再稼働	中国地方の産業需要	情報通信など
四国電力	伊方3号機	伊方3号機が重要電源	デジタル需要	情報通信
九州電力	原子力・太陽光	玄海・川内が重要	半導体・データセンター	ICT・都市開発・海外
沖縄電力	独立した島しょ系統	原発なし	観光・地域経済	通信・不動産・建設

※原子力の状況は2026年9月3日時点を基準に大きく整理しています。定期検査などによって運転状況は随時変化します。

私はこの10社を比較してみて、電力株を見るときに「電気は絶対に必要だから」という理由だけで選ぶのはかなり危ないと思うようになりました。例えば北海道電力と九州電力はどちらも半導体による需要増加が期待されていますが、現在の原子力の稼働状況も電源構成も違います。北陸電力には大量の水力資産があり、東京電力HDには日本最大級の需要地がある一方で特有の長期的責任があります。関西電力や四国電力では、電力以外の事業がどこまで利益柱になるかも重要です。

つまり電力会社を比較するときに知りたいのは、単純な「どの会社が一番大きいか」ではありません。

どんな電源を持っているのか。どこで需要が増えるのか。必要な電気をそこまで運べるのか。そして電力で稼いだ利益を次の成長へつなげられるのか。

この視点で見ると、北海道で半導体工場が増えるニュース、東京でデータセンターが増えるニュース、九州で半導体産業が集積するニュースが、単なる地域ニュースではなく電力会社の将来へつながって見えてきます。さらにAI・データセンター・半導体の拡大によって、日本の電力需要そのものにも大きな変化が起き始めています。

AI・データセンター・半導体で電力需要はどう変わる？

家電は省エネ化していますし、日本の人口そのものも減っています。それなら電力会社にとって「需要が増える」という成長ストーリーは、あまり期待できないのではないかと考えていたのです。

ところが現在の見通しを見ると、この前提が変わり始めています。資源エネルギー庁は、これまで人口減少や節電・省エネによって減少傾向だった日本の電力需要が、AIの普及に伴うデータセンターや半導体工場の新増設などによって、今後は全体として増加に転じるとしています。電力広域的運営推進機関（OCCTO）の2026年度需要想定では、全国の需要電力量は2025年度の約8,034億kWhから2035年度には約8,461億kWhへ増える見通しです。人口が減り、省エネも進む中で、それを上回る新しい電力需要が生まれると見込まれているわけです。 

最大需要電力についても、2025年度夏季実績の約1億5,882万kWから、2035年度には約1億6,460万kWへ増加する想定です。OCCTOはその理由として、経済成長に加え、データセンター・半導体工場の新増設を明確に挙げています。長い間、「省エネで電力需要が減る」ことを前提に考えてきた日本の電力業界が、「どうやって増える需要へ対応するか」を考える局面へ入り始めています。 

ここで重要なのは、AIそのものがコンセントにつながって大量の電気を使うわけではないということです。AIを動かすGPUやサーバーが並ぶデータセンター、半導体をつくる巨大工場、それらへ電気を届ける送電線や変電所、余った電気を調整する蓄電池まで、AI時代の成長は電力インフラ全体へ波及していきます。

私はこの構造を知ってから、「AI関連銘柄」という言葉の見え方が少し変わりました。NVIDIAや半導体製造装置だけではなく、その計算能力を動かし続けるための電力も必要です。つまりAIの成長を考えるなら、半導体のさらに土台にある電力まで見る必要があるということです。

なぜAIが広がると電気をたくさん使うのか

ポイントは、私たちがスマートフォンやパソコンからAIへ質問している裏側で、巨大なデータセンターに置かれた大量のサーバーが計算していることです。

生成AIでは、文章や画像をつくるためにGPUなどの高性能な半導体を大量に使います。AIモデルをつくる「学習」だけではなく、完成したAIを世界中の利用者が実際に使う「推論」でも計算が行われます。利用者やサービスが増えれば、それだけサーバーが処理する仕事も増えていきます。

そして電気を使うのはGPUだけではありません。サーバーへ電気を供給する設備、電圧を変える設備、通信装置、バックアップ電源なども必要です。さらに大量の計算をすると半導体から熱が出るため、サーバーを冷やすための冷却設備にも電力を使います。AI時代のデータセンターは、「巨大なコンピューター」であると同時に「大量の電気を安定して使い続ける工場」のような存在だと考えると分かりやすいと思います。

これは日本だけの話ではありません。IEAは世界のデータセンターによる電力消費について、2030年には約945TWhへ増え、現在から2倍を超える規模になると予測しています。これは現在の日本一国の年間電力消費量に近い規模で、増加を牽引する最大の要因としてAIを挙げています。もちろんこれは世界全体の予測であり、そのまま日本の需要になるわけではありませんが、AIと電力の関係が世界的なエネルギー問題になっていることは分かります。 

私はここまで調べて、「AI関連の成長＝半導体需要」という理解だけでは一段足りないと感じました。GPUが増える → サーバーが増える → データセンターが増える → 電力需要が増える → 発電・送電・変電・冷却設備への投資が必要になる。この流れまで追うと、AI時代の関連企業がかなり広いことが見えてきます。

データセンターそのものの仕組みや関連企業については、以前まとめた「データセンター関連銘柄」の記事でも詳しく整理しています。AIと電力のつながりをさらに掘り下げたい場合は、あわせて読むと産業全体が見えやすくなると思います。

データセンターは「大きな工場」のような電力需要になる

大量のサーバーを安定して動かし続ける必要があるため、大きな電力を長時間、安定して供給できる場所が必要になります。

例えば工場なら生産ラインを止める時間がありますが、クラウドサービスや検索、動画配信、金融決済、生成AIなどを支えるデータセンターは、基本的に24時間365日の運用が求められます。停電してしまえばデジタルサービスそのものが停止する可能性があるため、通常の電力系統に加えて非常用発電機やUPSなどのバックアップ設備も持っています。

さらに問題になるのが「どこへ建てるか」です。現在、日本のデータセンターは東京や大阪など大都市圏への集中度が高くなっています。資源エネルギー庁は東京電力エリアについて、データセンターがデータ消費地である大手町からおおむね50km圏内へ集中する一方、太陽光などの再エネはその外側へ広がっていると説明しています。つまり、電気を大量につくれる場所と、電気を大量に使いたい場所が一致していないという問題があります。 

大量の電力を使うデータセンターから「ここに接続したい」と申し込みが来ても、近くの送電線や変電所に十分な余力がなければ、そのまますぐ電気を供給できるとは限りません。経済産業省のワット・ビット連携の資料でも、大規模なデータセンターの系統接続申請によって、電力ネットワークの整備費用や整備期間が増えていることが課題として挙げられています。 

ここが電力関連銘柄を考えるうえで重要です。データセンターが増えると電力会社の販売電力量が増える可能性がありますが、同時に送電線、変電所、受配電設備、変圧器なども増強しなければならないケースがあります。「需要が増えたから、そのまま利益が増える」という話ではなく、その需要を受け止めるための設備投資もセットで考える必要があります。

データセンターそのものの仕組みや、電力・建設・通信・冷却など周辺企業まで整理した「データセンター関連銘柄」もあわせて見ると、電力需要がどこへ波及していくのかがさらに分かりやすくなります。

半導体工場も大量の電気を必要とする

北海道のRapidusや九州の半導体集積を取り上げたように、日本各地で先端半導体への大型投資が進んでいます。

半導体工場では、シリコンウエハーへ回路を形成するために、露光、成膜、エッチング、洗浄、検査など非常に多くの工程を繰り返します。製造装置だけでなく、クリーンルームの空調、真空ポンプ、冷却設備、超純水をつくる設備なども常時稼働します。そのため、大規模な半導体工場は一つの工場だけでも地域の電力需要へ影響を与える存在になります。

OCCTOの需要想定では、データセンター・半導体工場の新増設について、通常の人口やGDPから求める需要とは別に、実際の接続申込などをもとに個別に需要へ織り込んでいます。2026年度の需要想定でも、人口減少や省エネによる需要減少を上回って、これらの新増設が電力需要を押し上げると説明されています。 

特に分かりやすいのが九州です。九州電力は、九州各県の半導体関連企業の投資計画を踏まえ、2034年度には九州の電力需要が現在の1.2〜1.3倍程度まで増える可能性を示しています。九州電力の資料では、半導体関連の設備投資計画として108件、総額4兆7,500億円超が示されており、地域の産業構造そのものが変わる規模の投資になっています。 

私は半導体について学んだとき、「半導体需要が増えると東京エレクトロンや材料メーカーに仕事が増える」というところまで考えていました。しかし電力の記事を調べると、そのさらに下に「工場を動かす電気」があることに気付きます。半導体産業が集積するほど、その地域では発電所や送電網、変電設備まで含めたインフラが重要になります。

半導体ができるまでの工程と、その中で日本企業がどこを担っているのかについては、「半導体関連銘柄」の記事で詳しく整理しています。電力需要がどこから生まれるのかを理解するうえでも、両方を見ると産業のつながりがかなり分かりやすくなります。

「電気を使う場所」ではなく「電気がある場所」へ産業を呼ぶ？

電気を大量に使う施設が都市部へ集中すると、その地域の送電線や変電所を大規模に増強しなければなりません。一方、日本には北海道や東北など、再生可能エネルギーをはじめとする電源ポテンシャルが大きい地域があります。それなら、電気を遠くまで運ぶことだけを考えるのではなく、電気をつくりやすい地域へデータセンターや工場を呼んだ方が効率的ではないかという考え方が出てきます。

この発想を象徴するのが、政府が進めている「ワット・ビット連携」です。「ワット」は電力、「ビット」は通信を意味します。データセンターを考えるときに電力会社だけ、通信会社だけで整備するのではなく、電力ネットワークと通信ネットワークを最初から一体で考え、適した地域へデータセンターを誘導しようという取り組みです。経済産業省と総務省は2025年に官民懇談会を立ち上げ、同年6月には「取りまとめ1.0」を公表しています。 

さらに2026年には、GX戦略地域制度として、データセンター集積型や脱炭素電源活用型などの地域づくりも進められています。これは単に発電所を増やすのではなく、脱炭素電源がある場所へ電気を大量に使う産業そのものを集積させ、新しい産業クラスターをつくろうという考え方です。 

私はこの変化が、今後の電力会社を見るうえでかなり重要だと思っています。これまでは「企業が集まるから、その地域の電力需要が増える」という順番でした。しかしこれからは、「安く安定した脱炭素電力を確保できるから、その地域へ企業が集まる」という逆の流れも強くなる可能性があります。

そう考えると、電力会社は単に地域で生まれた需要を受け身で取り込む会社ではなく、電源、送電網、自治体、通信会社などと連携しながら、新しい需要そのものを地域へ呼び込む存在になる可能性があります。

電力需要が増えれば、電力会社はそのまま儲かる？

確かに、長年減少してきた電力需要が増加へ転じること自体は、電力会社にとって大きな変化です。特にデータセンターや半導体工場のような大型需要家が増えれば、販売電力量が増える可能性があります。人口減少による家庭需要の減少とは違い、一つの施設で大量の電気を使うため、地域によっては電力需要を大きく押し上げる可能性があります。

ただし、需要が増えれば必ず設備投資も必要になります。その電気をどうやってつくり、どうやって届けるのかまで考えなければなりません。

発電能力が足りなければ新しい発電設備が必要です。送電線の容量が足りなければ系統増強が必要です。変電所も増やさなければならないかもしれません。再エネを大量に使うなら蓄電池や調整力も必要です。つまり需要増加は、将来の売上機会であると同時に、巨額の設備投資が必要になるサインでもあります。

さらにデータセンターや半導体企業は、「電気があれば何でもいい」というわけではありません。国際競争をする企業ほど、電気料金、安定供給、CO2排出量なども重視します。資源エネルギー庁も、データセンターや半導体産業には国際的に競争力のある価格で、安定した脱炭素電源を確保することが重要だとしています。 

したがって投資家として見るなら、

電力需要が増えるか

だけではなく、

その需要を低コストで受け止められる電源があるか
送電網に余力があるか
設備投資へいくら必要か
投資した設備から十分な利益を回収できるか

まで見る必要があります。

私は「データセンターができる」というニュースを見たら、その地域の電力会社の株をすぐ買うのではなく、その会社が需要増加を利益へ変えられる条件を持っているかを見るのが大切だと思っています。

AI時代は「半導体の先にある電力」まで見る

しかし産業を一段ずつ下へたどってみると、AIを動かすGPUがあり、そのGPUを大量に置くデータセンターがあり、半導体をつくる工場があり、そしてそのすべてを動かし続けるために大量の電気が必要になります。

日本では人口減少や省エネが続く一方、OCCTOは2025年度から2035年度にかけて全国の需要電力量が増加すると見込んでいます。その大きな理由の一つがデータセンターと半導体工場です。つまりAIは、IT産業だけではなく、長年需要減少を前提としてきた日本の電力業界の未来まで変える可能性があります。 

ただし、電力需要が増えれば電力会社が自動的に儲かるわけではありません。大量の電気をつくる発電所、それを運ぶ送電網、電圧を変える変電所、変動する電源を支える蓄電池など、大規模な設備投資も必要になります。さらにこれからは「工場がある場所へ電気を送る」だけでなく、ワット・ビット連携のように、電気と通信のある場所へデータセンターや産業そのものを呼び込むという考え方も広がっていきそうです。

私はここが、これから電力会社を見るうえで一番面白い変化の一つだと思っています。

「どれだけ電気を売れるか」だけではなく、「電気を使う産業をどれだけ自分たちの地域へ呼び込めるか」

北海道の半導体、東北のデータセンター誘致、首都圏のAI・クラウド需要、九州の半導体集積など、電力会社の成長性は地域産業の未来とこれまで以上に結びついています。

そしてAI時代に必要になるのは電気そのものだけではありません。電気を遠くまで運ぶ送電線、電圧を変える変圧器・変電設備、大量の電流を流す電線・ケーブル、余った電気を貯める蓄電池などにも投資が広がります。

AI時代の電力テーマでは、発電量だけでなく、その電気を必要な場所まで運ぶ送電網も重要な投資対象になります。

発電所を増やすだけでは足りない？送電網というもう一つの課題

原子力、火力、再生可能エネルギーなどで発電できる電気を増やせば、増えていく需要にも対応できるように思えます。しかし実際には、電気はつくった場所でそのまま使われるとは限りません。

例えば北海道や東北には風力などの再生可能エネルギーを導入できる可能性がありますが、日本最大級の電力需要は東京を中心とした首都圏にあります。九州では太陽光発電が大きく増えてきましたが、発電した電気が余る時間帯には別の地域へ送ったり、蓄電したりする必要があります。データセンターについても同じで、建設予定地の近くに十分な発電能力があったとしても、そこまで電気を運ぶ送電線や変電所に余力がなければ、すぐに大量の電気を使えるわけではありません。

実際、日本では北海道から九州までの9エリアが地域間連系線によってつながっており、ある地域で不足した電力を別の地域から送る広域運用が行われています。資源エネルギー庁も、北海道から九州までを一つの大きなネットワークとして捉え、地域間連系線の容量の範囲内で電力を融通していると説明しています。一方、沖縄は本土の送電網とはつながっていません。 

さらに、再生可能エネルギーの大量導入や電力ネットワークの強靱化へ向け、OCCTO（電力広域的運営推進機関）は2050年を見据えた広域連系系統のマスタープランを策定しています。2023年に示されたベースシナリオでは、北海道から東京までの増強、東北・東京間、九州・中国間など全国の送電網整備に必要な投資額は、概算で約6〜7兆円と試算されました。これは当時の一定条件に基づく長期的な試算であり、実際の個別工事費はその後の資材価格や計画変更などによって変わりますが、送電網そのものが巨大な投資テーマであることは分かります。 

そして2026年現在も、この整備は続いています。OCCTOでは、北海道と本州を日本海側で新たにつなぐルートについて実施案やコストの評価を進めているほか、東北・東京、中部・関西など複数の広域系統整備計画について工費や工期の検証が行われています。つまりAI時代の電力不足を考えるときには、「発電能力が足りるか」だけでなく、「その電気を必要な場所まで運べるか」も同じくらい重要なのです。 

私はここまで調べて、電力関連銘柄の範囲がさらに広がりました。電気をつくる電力会社や発電設備メーカーだけでなく、その電気を運ぶ送電線、海底電力ケーブル、変圧器、変電設備なども、AI・再エネ時代の電力インフラを支える重要な存在です。送電網がボトルネックになる理由を理解すると、地域間連系線、変電所、電力ケーブルなどへ設備投資が広がる構造も見えてきます。

電気はつくれても、必要な場所まで運べなければ意味がない

例えば北海道で風力発電によって大量の電気をつくれたとしても、その電気を東京のデータセンターで使うには、北海道内の送電線、北海道と本州を結ぶ連系設備、東北から東京へ続く送電網などを通して運ばなければなりません。途中のどこかに容量の限界があれば、発電できる電気があっても需要地まで十分に届けられない可能性があります。

高速道路に置き換えると分かりやすいと思います。発電所が「商品をつくる工場」、電気を使う都市が「消費地」だとすれば、送電線はその間を結ぶ高速道路です。工場の生産能力を2倍にしても、高速道路が一車線しかなければ大量の商品を一気に運ぶことはできません。電力も同じように、発電能力と送電能力の両方がそろって初めて需要増加へ対応できます。

さらに電力ネットワークの場合、高速道路のように簡単に一本追加することもできません。大型送電線を整備するには、ルートの選定、土地や海域の調整、鉄塔や変電所の建設、設備の製造、各種手続きなどが必要で、完成まで長い時間がかかる場合があります。AIデータセンターの計画は数年単位で進む一方、電力インフラ側の整備にはそれ以上の期間が必要になる可能性もあり、「需要が来てから送電網を考える」では間に合わないことがあります。

だから現在では、将来どこに再エネが増え、どこで電力需要が増えるのかを先に予測して送電網を整備する「プッシュ型」の考え方も採用されています。OCCTOのマスタープランも、2050年を見据えて将来の電源ポテンシャルを考慮しながら、全国の電力ネットワークを計画的に強化する考え方に基づいています。 

私はここで、AI時代の電力問題は「電気が足りる・足りない」だけではないと感じました。電気はある。でも、その場所へ運べない。 そんな状況もあり得るからこそ、送電網自体が大きな投資テーマになってきます。

地域間連系線は「地域と地域を結ぶ電気の橋」

これは北海道、東北、東京、中部、関西、九州など、それぞれの電力エリアを結ぶ大容量の送電設備です。北海道から九州までの9エリアは連系線でつながっており、ある地域で電気が不足したときに別の地域から電気を融通したり、再エネで余った電気を別の地域へ送ったりできます。 

地域間連系線の重要性が強く意識されるきっかけの一つになったのが、2011年の東日本大震災です。東日本では50Hz、西日本では60Hzという異なる周波数が使われています。当時は東西をつなぐ周波数変換設備の容量が限られていたため、西日本側に供給余力があっても東日本へ十分な量の電気を送ることができませんでした。その後、周波数変換設備は120万kWから210万kWへ増強され、さらに300万kWまで拡大する工事が2027年度の使用開始に向けて進められています。 

北海道と本州のつながりも重要です。北海道には風力をはじめとする再エネの大きなポテンシャルがありますが、北海道だけですべてを消費するとは限りません。そのため本州との連系能力を高めれば、北海道で発電した電気をより多く本州へ送ることができます。OCCTOでは既存設備の増強に加え、2026年現在、北海道から東北・東京方面をつなぐ日本海ルートについても計画の評価が続けられています。 

ここで重要なのは、地域間連系線が単に「停電したときの予備ルート」ではなくなっていることです。太陽光が余る九州から別地域へ電気を送る、風力のポテンシャルが大きい北海道や東北から需要地へ送るなど、再エネを全国で有効活用するためのインフラとしても重要になります。

私は地域間連系線を知ってから、日本の電力会社を完全に独立した10社として見るのではなく、北海道から九州までが大きな一つの電力ネットワークとしてつながっていると考えるようになりました。そして再エネやAI需要が増えるほど、この「地域同士をつなぐ力」の価値も高まりそうです。

変電所は何をしている？

街を歩いていると鉄塔や電柱は目につきますが、変電所が何をしている施設なのかを説明できる人は意外と少ないのではないでしょうか。

電気は、高い電圧で送った方が送電するときの損失を小さくできます。そのため発電所から需要地の近くまでは50万Vや27万5,000Vといった非常に高い電圧で送り、需要地へ近づくにつれて変電所で15万4,000V、6万6,000Vなどへ段階的に下げ、最終的には家庭で使う100V・200Vへ変えていきます。東京電力パワーグリッドでは、この役割を担う変電所を約1,600カ所設置しており、土地の少ない都市部ではオフィスビルなどの地下にも約200カ所の地下変電所があります。 

変電所の中心となる設備の一つが変圧器です。単純に電圧を下げるだけでなく、事故が起きたときに電気を遮断する遮断器、雷などから設備を守る避雷器など、安定供給を支えるさまざまな機器が集まっています。つまり変電所は、発電所から届いた大量の電気をそのまま流すのではなく、利用する場所に合わせて安全に「仕分け」する中継基地のような存在です。

AIデータセンターを考えると、この変電所の重要性がさらに分かります。一つの大型施設が大量の電気を使うようになれば、その周辺へ供給できる容量が十分なのかを確認しなければなりません。足りなければ新しい変電設備や送電線が必要になる可能性があります。つまりデータセンター建設のニュースの裏では、建物やサーバーだけではなく、変圧器や受変電設備への需要も生まれます。

私は「電力関連銘柄」と聞いたときに、最初は電力会社しか思い浮かびませんでした。しかし変電所の仕組みまで知ると、電気を大量に使う社会になるほど、電圧を変え、安全に振り分ける設備も必要になるということが分かります。

AI・データセンターが増えると送電網も増強が必要になる

しかし問題は、「日本全体で電気が余っているか」ではなく、データセンターを建てたい場所の近くに、その量の電気を届けられるネットワークがあるかです。

経済産業省が進めるワット・ビット連携の検討でも、データセンター事業者からの系統接続申請が大規模化し、系統整備に必要な費用と時間が増えていることが課題として挙げられています。このため短中期的には既存の電力インフラに余力がある場所へデータセンターを誘導し、中長期的には電力・通信インフラを計画的に整備する地域へ立地を促す考え方が示されています。 

この考え方は、電力と通信のインフラを一体で整備する「ワット・ビット連携」ともつながります。企業が「東京のこの場所へ巨大データセンターを建てたい」と決めてから、電力会社が必要な送電線をすべて新設するよりも、電力インフラに余力のある地域と通信インフラを最初から組み合わせて立地を考える方が社会全体では効率的です。

投資家としてもここは重要です。AI需要が増えれば電力販売量が伸びる可能性がありますが、その需要を取り込むには送電線や変電所へ先に巨額投資が必要になる場合があります。一方で、その設備増強によって電力ケーブル、変圧器、受配電設備などを供給する企業には新たな需要が生まれます。

つまりAI・データセンター需要は、

AIが成長する
↓
データセンターが増える
↓
大量の電力が必要になる
↓
送電線・変電所を増強する
↓
電力設備メーカーにも需要が広がる

という形で、電力関連銘柄の裾野を広げていきます。

電線・送電設備にも投資需要が広がる

発電所と需要地を結ぶには送電線が必要で、海を越えて大量の電気を送る場合には海底電力ケーブルも必要になります。洋上風力を陸上へつなぐ場合も同じです。

例えば住友電工は、地域間を結ぶ長距離・大容量の高圧直流（HVDC）ケーブルや、洋上風力向けの海底電力ケーブルなどを手掛けています。2026年3月には秋田県沖の315MWの洋上風力発電事業向けに、約57kmの66kV海底送電ケーブルの設計・製造・施工を受注しています。また2026年5月にはドイツで約3,600億円規模の直流XLPEケーブルプロジェクトを受注し、同社自身もデータセンターの建設・拡張や脱炭素化によって電力ケーブル需要の増加を見込んでいます。 

住友電工は配電分野でも、国内すべての電力会社をはじめ、大規模工場や再エネ事業者などへケーブルを供給した実績を持っています。つまりAI・再エネ・送電網増強という複数のテーマが、同じ「電気を運ぶ」というところでつながっています。 

このあたりは、以前まとめた住友電工の強みの記事でも詳しく整理しています。住友電工を自動車用ワイヤーハーネスの会社としてだけ見るのではなく、電力ケーブルや海底ケーブルを含むインフラ企業として見ると、AI時代の送電網投資とのつながりがかなり分かりやすくなります。

ただし、ここでも「送電網投資が増えるから電線会社なら何でも恩恵を受ける」と考えるのは早いと思います。高圧直流、海底ケーブル、超高圧送電などでは高度な技術や大型設備、長期間のプロジェクト管理能力が必要です。どの企業が電力インフラのどの部分を実際に受注できるのかまで確認することが、関連銘柄を考えるうえでは重要になります。

AI時代のボトルネックは「発電量」だけではない

しかし送電網まで調べてみると、電気をどれだけつくれるかと同じくらい、どこへどれだけ運べるかが重要だということが分かりました。

北海道や東北で再エネを大量に発電できても、その電気を需要の大きな地域まで送れなければ十分に活用できません。データセンターを建設したくても、近くの送電線や変電所に余力がなければ、大規模な系統増強が必要になる場合があります。そのため日本では地域間連系線の増強や全国の送電ネットワーク整備が続いており、2023年のマスタープランでは将来的な広域系統整備に概算約6〜7兆円の投資が必要になると試算されています。 

そして投資の視点では、ここから電力関連銘柄が電力会社の外へ大きく広がります。発電設備をつくる企業、電気を運ぶ電線会社、地域を結ぶ海底電力ケーブル、電圧を変える変圧器、電力を安全に振り分ける受配電設備。AI時代の電力需要が増えれば、こうした「電気の通り道をつくる企業」にも設備投資が流れる可能性があります。

私は電力について調べ始めたとき、「電力関連銘柄＝東京電力や関西電力などの電力会社」だと思っていました。しかし発電から家庭へ届くまでを順番にたどると、電気を支える企業はかなり多いことが分かってきます。

つくる。運ぶ。電圧を変える。貯める。そして必要な場所へ届ける。

こうして電気の流れをたどると、『電力関連銘柄』を企業名の一覧ではなく、一つの産業地図として考えられるようになります。

電力関連銘柄を産業別に整理　どんな日本企業が関わっている？

確かに、電気そのものをつくって販売する電力会社は電力関連銘柄の中心です。しかし、電気が生まれてから家庭や工場、データセンターへ届くまでには、発電設備、送電線、海底電力ケーブル、変圧器、受配電設備、蓄電池、そしてそれらを建設・保守する企業まで非常に多くの会社が関わっていることが分かりました。

特にこれからは、AI・データセンター・半導体工場による電力需要の増加と、再生可能エネルギーの拡大が同時に進みます。そのため「電気をたくさん売れる会社」だけではなく、増える電力需要を受け止めるために設備をつくる会社にも仕事が広がる可能性があります。OCCTOのマスタープランをもとに資源エネルギー庁が示したベースシナリオでは、2050年を見据えた広域送電網の増強に概算約6〜7兆円が必要とされています。つまり、電力は電力会社だけを見るテーマではなく、巨大な設備投資を伴うインフラテーマでもあります。 

私なりに電力関連銘柄を整理すると、大きく次のような産業地図になります。

電力産業の役割	代表的な日本株	何で電力とつながる？
電気をつくる・売る	北海道電力、東北電力、東京電力HD、関西電力、九州電力など	発電・小売・地域需要
再エネを開発する	レノバ	太陽光・風力・バイオマス・蓄電所
発電設備をつくる	三菱重工、富士電機	ガスタービン・蒸気タービン・地熱・水力など
電気を運ぶ	住友電工、古河電工、フジクラ	電力ケーブル・海底ケーブル・送電線
電圧を変える・制御する	ダイヘン、明電舎、富士電機、三菱電機	変圧器・変電・受配電設備
電気を貯める	GSユアサ、レノバなど	系統用蓄電池・蓄電所
電力インフラを建設する	きんでん、ユアテック	送電線・変電所・配電網の工事

ここで大切なのは、これらを全部「電力需要が増えれば上がる株」と考えないことです。電力会社は電気を販売して稼ぎますが、ダイヘンは変圧器、住友電工はケーブル、三菱重工は発電設備、きんでんは工事によって利益を得ます。同じ電力需要増加というテーマでも、利益が流れる場所が違うわけです。

ここでは電力関連銘柄を「つくる」「運ぶ」「変える」「貯める」「建てる」という電気の流れに沿って整理し、それぞれの企業がどの部分で電力需要増加とつながっているのかを見ていきます。

電気をつくる・売る銘柄　10電力会社とレノバ

北海道電力から沖縄電力までの10社は、電力需要増加との距離が最も近い存在です。

例えばAIデータセンターや半導体工場によって地域の電力需要が増えれば、その需要を取り込める電力会社では販売電力量が伸びる可能性があります。一方で、そのために新しい発電所、送電線、変電所へ多額の設備投資が必要になる場合もあります。同じ10電力でも、原子力が稼働している会社、水力資産を多く持つ会社、火力への依存が大きい会社では発電コストが違います。だからこそ「電気をたくさん売れるか」だけでなく、どの電源でその需要を受け止めるのかまで見る必要があります。

一方、地域電力会社とは違う角度から電力テーマへ投資できる企業として挙げられるのがレノバ（9519）です。レノバは太陽光、陸上風力、バイオマスなどの再生可能エネルギー発電所を開発・運営する独立系企業で、2026年3月末時点では運転中・建設中の発電所などが合計約1.6GWまで拡大しています。さらに現在は蓄電事業も成長分野として位置付け、2030年までに0.9GW規模の蓄電網を目標としています。2026年8月時点では運転中・建設着手済みの蓄電設備が452MWまで積み上がっています。 

つまり「電気をつくる会社」といっても、既存の地域電力会社と、再エネ・蓄電所を新たに開発して成長する企業では事業モデルがかなり違います。私なら電力関連銘柄を見るとき、まず既存電源と需要を持つ電力会社なのか、新しい電源を開発して成長する会社なのかを分けて考えます。

発電設備関連銘柄　三菱重工・富士電機

三菱重工は、大型ガスタービンを中心としたGTCC発電設備から原子力発電プラント、蒸気タービンまで幅広く手掛けています。ガスタービンは3万kW級から50万kWを超える大型機まで展開し、世界30カ国以上へ1,500台超の納入実績があります。また原子力分野でも、既設炉の再稼働支援だけでなく革新軽水炉SRZ-1200や小型軽水炉など次世代炉の開発を進めています。 

そしてAIとのつながりもあります。三菱重工はガスタービン事業について、データセンターによる電力需要増加が発電設備需要を押し上げていると説明しています。AI企業から直接ガスタービンを受注するというより、増える需要へ対応する電力会社や発電事業者が発電設備を増強し、その先で三菱重工へ仕事が流れる構造です。 

もう一社、発電設備で見ておきたいのが富士電機（6504）です。火力発電の蒸気タービンだけでなく、水力、地熱、太陽光、風力向け設備まで幅広く展開しています。特に地熱では2026年3月時点で国内外93台、合計4,028MWの地熱タービン納入実績を持ちます。さらに受変電設備やデータセンター向け電源にも関わっており、発電から需要地側まで電力設備の複数工程へ関わる企業です。

三菱重工の強みを見ると、防衛や航空宇宙だけでなく、電力需要の増加を支える発電設備メーカーとしての側面もかなり見えてきます。

電気を運ぶ関連銘柄　住友電工・古河電工・フジクラ

中でも私が特に注目したいのが住友電気工業（5802）です。住友電工は高圧直流のHVDCケーブルや海底電力ケーブルを手掛けており、国内だけでなく世界各地の送電網投資を取り込んでいます。2026年5月にはドイツで525kVの直流XLPEケーブル案件を約3,600億円で受注し、同社グループの単一案件として過去最大となりました。7月には英国でもスコットランド本土とシェットランド諸島を結ぶ525kV HVDCケーブル案件のフレームワーク契約を締結しています。 

住友電工が面白いのは、電力とデータの両方を「つなぐ」ことです。2026年のData Center Japanでは、大陸間海底通信ケーブルからデータセンター内の光配線、さらにエネルギー関連製品まで幅広く提案しています。AI時代には「大量のデータ」と「大量の電気」の両方を運ぶ必要があるため、同じ会社の技術が二つのインフラへつながってきます。 

古河電気工業（5801）も、超高圧地中送電ケーブル、海底電力ケーブル、風力・太陽光向けケーブル、送変電機材などを持っています。同社は再エネ向け海底ケーブル、直流ケーブル、超高圧地中ケーブルを電力分野の重点領域として研究開発しています。 

そしてフジクラ（5803）にも電力ケーブルや架空送電線などのエネルギー事業があります。ただし現在のフジクラを見る場合、AIデータセンター向け光ファイバー・光配線など情報通信分野の成長も非常に大きいため、「電力関連銘柄」だけで括るより、電力と通信の両側からAIインフラへ関わる会社と考えた方が実態に近いと思います。 

以前まとめた住友電工の強みを合わせて見ると、EV用ワイヤーハーネス、光通信、海底ケーブル、電力ケーブルという一見別々の事業が、「電気と情報を運ぶ」という一つの強みに集約されていることが分かります。

変圧器・受配電関連銘柄　ダイヘン・明電舎・富士電機

変電所や変圧器によって電圧を調整し、安全に電気を振り分ける必要があります。そのためAIデータセンターや半導体工場の建設が増えると、変圧器や受変電設備の需要も増えるという流れが生まれます。

この関係が特に分かりやすいのがダイヘン（6622）です。同社は2026年2月の事業説明会で、データセンターや半導体工場による電力需要増加を背景に変圧器の生産能力を増強すると説明しています。産業用油入変圧器では2026年10月完成予定の新工場によって従来比1.7倍、大形変圧器では2029年度までに従来比2倍の生産能力を目指しています。まさに「AI需要 → 電力需要 → 変電所増強 → 変圧器需要」という流れが企業側の設備投資にまで現れている例です。 

明電舎（6508）も変電・配電システムを手掛け、電力会社向け特高変圧器からデータセンター向けモールド変圧器まで製品を持っています。2026年の技術資料でも東京電力パワーグリッド向け配電用変圧器や特高受変電設備などが紹介されており、電力ネットワークの設備更新と大口需要家側の設備の両方へ関わります。 

そして富士電機（6504）は、発電設備だけでなくデータセンター向けの受変電設備、UPS、冷却まで展開しています。2026年度の事業説明会では、データセンター関連事業が2020年度比で5.2倍まで拡大したと説明しており、受変電設備から電源までを一括で提供できる点を強みに挙げています。 

私はこの分野を知ってから、データセンターのニュースを見るときに「どの会社が建物を建てるか」だけでなく、「大量の電気を受け入れる設備を誰がつくるのか」まで見るようになりました。ここはAIと電力関連銘柄が非常に直接的につながる場所です。

蓄電池関連銘柄　GSユアサと「電気を貯める」事業

太陽光は昼間に大量に発電しても夜には発電できません。風力も風況によって出力が変わります。そのため電気が余った時間に蓄え、不足する時間に放電できれば、再エネをより有効に利用できます。

この分野で分かりやすい日本企業がGSユアサ コーポレーション（6674）です。GSユアサは自動車用バッテリーだけでなく、コンテナ型を含む大規模定置用蓄電システムを展開しています。2026年1月にはSustechと系統用蓄電所の共同事業へ参入し、電池を販売するだけではなく実際の系統用蓄電事業から運用ノウハウを蓄積する取り組みも始めています。 

さらに2026年8月31日には、国産の定置用蓄電システムを生産する新工場を茨城県に開設すると発表しました。2028年10月の供給開始へ向け整備を進め、リチウムイオンセルから制御システムまで国内生産する計画です。同社自身もAIデータセンターや再エネ向け蓄電池需要の拡大を長期的な成長機会として位置付けています。 

一方、蓄電池関連銘柄には「蓄電池をつくる会社」だけでなく、「蓄電所を所有・運用して電力市場から収益を得る会社」もあります。レノバは2030年までに0.9GWの蓄電網を目指し、複数の大型蓄電所を建設しています。

つまり蓄電池でも、

電池を製造する
設備を納入する
蓄電所を開発する
市場で充放電して収益化する

という複数の事業モデルがあります。ここも「蓄電池関連」という言葉だけでまとめず、どこで利益を取る会社なのかを見る必要があります。

電力インフラ工事関連銘柄　きんでん・ユアテック

きんでん（1944）は、発電所・変電所の設計施工、架空送電線、地中送電線、配電網の整備・保守までを幅広く手掛けています。同社は創業以来、電力会社から受注する配電工事を基盤としてきた企業で、現在は電力だけでなくビル、工場、データセンター、情報通信などへ事業を広げています。つまり送電網増強だけでなく、電気を大量に使う施設側の電気設備工事にも関わることができます。 

東北を中心に事業を展開するユアテック（1934）も、配電線、送電、発変電、情報通信などを手掛けています。2026年3月期第3四半期までの実績では、送電工事の売上が前年同期比5.5％増、発変電工事が19.6％増となり、会社は基幹送電網整備や変電所の拡充・改良工事が順調に進んだと説明しています。 

この分野は電力会社とは少し違った特徴があります。発電量や電気料金がそのまま売上になるわけではなく、送電網更新やデータセンター建設によって「工事そのもの」が増えることが成長機会になります。

私はここまで調べて、電力需要増加という一つのニュースでも、「誰に利益が流れるのか」をかなり違った角度から考えられるようになりました。電力会社だけでなく、変圧器、ケーブル、蓄電池、そして実際に設備を建設する企業までつながっているのです。

電力関連銘柄は「電気が流れる順番」で見る

しかし電気が生まれてから実際に使われるまでを一つずつ追っていくと、関わっている企業はかなり広いことが分かります。

電気をつくる電力会社。発電設備をつくる三菱重工や富士電機。電気を運ぶ住友電工・古河電工・フジクラ。電圧を変えるダイヘンや明電舎。電気を貯めるGSユアサ。そして送電線や変電所を実際につくるきんでんやユアテック。

一つの産業として並べると、それぞれの役割はかなり違います。

見方	主な銘柄	利益につながるポイント
電力需要そのものを見る	10電力会社	販売電力量・電源構成
再エネ拡大を見る	レノバ	発電所・蓄電所開発
発電能力増強を見る	三菱重工、富士電機	発電設備の受注
送電網増強を見る	住友電工、古河電工、フジクラ	電線・ケーブル需要
AI・DC向け電力設備を見る	ダイヘン、明電舎、富士電機	変圧器・受変電設備
再エネの調整力を見る	GSユアサ、レノバ	蓄電池・蓄電所
設備投資そのものを見る	きんでん、ユアテック	送電・変電・配電工事

この表を見ても、同じ「電力関連銘柄」でも投資テーマへの距離はかなり違います。例えば三菱重工は電力需要増加の恩恵を受ける可能性がありますが、防衛・航空宇宙など巨大な別事業も持っています。フジクラも電力ケーブルを手掛けていますが、現在はAIデータセンター向け光通信が非常に重要です。一方、地域電力会社なら電力そのものとの関連はかなり直接的です。

だから私は電力関連銘柄を選ぶとき、単に「AIで電力需要が増えるらしい」という理由から会社名を探すのではなく、

① その会社は電力産業のどこにいるのか
② 電力需要増加によって何が増えるのか
③ それが会社全体の利益にどれくらい影響するのか

という順番で見るのが大切だと思っています。

電気の流れに沿って整理すると、電力関連銘柄の「地図」はかなり明確になります。ただし、産業のどこにいる会社なのかが分かっただけでは、投資先は選べません。例えば電力需要が伸びていても、設備投資が重すぎればキャッシュフローが悪化するかもしれません。原発再稼働が追い風でも、その期待がすでに株価へ織り込まれている可能性もあります。変圧器やケーブル需要が伸びても、その企業に占める電力事業の割合が小さければ業績への影響は限定的です。

投資先として比較するなら、決算資料のどこを見ればよいのか、どの数字が利益につながっているのかまで確認する必要があります。

電力関連銘柄へ投資するときに見るポイント

私自身、最初はかなり単純にそう考えていました。データセンターや半導体工場が増え、送電網への投資が進み、変圧器や電力ケーブルの需要まで増えるのであれば、電力に関わる企業には長期的な追い風が吹くように見えるからです。

実際、日本の電力需要には大きな変化が起き始めています。OCCTOの2026年度需要想定では、全国の需要電力量は2025年度の約8,034億kWhから2035年度には約8,461億kWhへ増えると見込まれています。人口減少や省エネによる押し下げを、経済成長やデータセンター・半導体工場などの新増設による需要増加が上回る想定です。長年「需要が減っていく産業」と見られてきた電力にとって、この変化はかなり大きな意味を持ちます。

ただし、ここで注意したいのは、「電力需要が増える」というニュースだけでは、どの会社の利益がどれだけ増えるのかまでは分からないことです。北海道で半導体工場が増えても、その恩恵が沖縄電力に直接入るわけではありません。原子力発電所が再稼働しても、安全対策費や設備投資が重ければキャッシュフローを見る必要があります。データセンター向け変圧器の需要が急増しても、生産能力が足りなければ受注を取り込めない可能性があります。そして期待がすでに株価へ大きく織り込まれていれば、業績が伸びても株価が上がるとは限りません。

つまり電力関連銘柄へ投資するときは、「電力というテーマが伸びるか」から、もう一段深く「その会社がどう利益へ変えるのか」まで見る必要があります。

私は大きく、需要、発電コスト、設備投資と財務、受注・供給能力、株価評価の5つに分けて確認すると整理しやすいと思っています。

① 電力需要は「全国」ではなく「どこで増えるか」を見る

ただし、「日本全体の電力需要が増えるらしい」というところで止めないことが重要です。電力需要が増える場所と理由は、地域によってかなり異なるからです。

北海道ではRapidusをはじめとした半導体やデータセンター、九州では半導体産業の集積、首都圏ではAI・クラウドを支える大型データセンターなどが需要増加の要因になります。一方、人口減少や省エネによって家庭向け需要が減る地域もあります。全国合計では需要が増えても、すべての電力会社が同じように販売電力量を伸ばせるわけではありません。

さらに「計画」と「実際の需要」も分けて見る必要があります。OCCTOが示す需要想定も、データセンターや半導体工場の接続申込などを踏まえた予測であり、将来の新増設計画によって変わる可能性があります。資源エネルギー庁も、将来の需要想定について、今後の申込動向によって変化する可能性があると明記しています。

だから私は電力会社を見るなら、決算資料の販売電力量だけではなく、「どの業種の需要が増えているのか」「大型データセンターや工場の接続予定があるのか」「その需要はいつ実際に立ち上がるのか」まで確認します。

設備メーカーについても考え方は同じです。「2035年には需要が増える」という話より、実際に変圧器やケーブルの注文が増えているのかを見る方が一段具体的です。

将来予測が、

計画 → 接続申込 → 設備投資 → 受注 → 売上 → 利益

へ変わっていく過程を追うことが、電力関連銘柄を見る第一歩だと思います。

② 電源構成・原発・燃料価格から「発電コスト」を見る

同じ1kWhを販売しても、それを原子力、水力、LNG火力、石炭火力、再エネのどれでつくるかによってコスト構造が違います。

例えば原子力発電所が安定して稼働すれば、LNGや石炭を使う火力発電を抑えられる可能性があります。一方、火力への依存度が大きければ、燃料価格や為替の影響を受けやすくなります。さらに燃料費調整制度によって燃料価格の変化を電気料金へ反映できる場合でも、実際の燃料費と料金への反映時期にはズレがあるため、決算には「期ずれ」と呼ばれる一時的な利益変動が発生します。

この複雑さが分かりやすく表れたのが東北電力の2025年度決算です。女川原子力発電所2号機の再稼働による収支改善があった一方、市場・販売環境の変化や送配電の需給調整費用、中東情勢悪化に伴う燃料価格・電力市場価格の急騰などが響き、経常利益は前年度から減少しました。「原発再稼働＝そのまま大幅増益」ではないことがよく分かる例です。

東京電力HDの2025年度決算でも、販売電力量が減少した一方で、燃料費等調整制度の期ずれ影響の好転などによって経常利益は増加しています。こうした数字を見ると、その年の経常利益だけを比較して「こちらの電力会社の方が稼ぐ力が強い」と判断するのは危険です。

私なら決算を見るとき、

「実際の利益」から、燃料費調整の期ずれや一時的要因を除いたらどうなるのか

を必ず確認します。

そのうえで、原子力の稼働率、水力発電量、火力燃料価格、為替などを見れば、その電力会社の本当の発電競争力が少しずつ見えてきます。

③ 設備投資と財務体質　「成長するほどお金が必要」な業界

AIやデータセンターによって需要が増えることは追い風ですが、それを受け止めるには発電所、送電線、変電所、蓄電池などへ先にお金を使わなければなりません。しかも電力インフラは数年で使い終わる設備ではなく、何十年も利用する巨大資産です。そのため電力会社は借入や社債も活用しながら大規模な投資を続けます。

ここで見るべきなのは、単純な「設備投資額が大きい＝悪い」ではありません。

将来利益を生む投資なのか。
借金が増えすぎていないか。
投資した資本から十分な利益を得られているか。

というバランスです。

例えば関西電力グループは「経営計画2026」で、2026〜2028年度平均の財務目標としてROIC3.3％以上、ROE8％以上、Net Debt／EBITDA5倍程度、自己資本比率30％台半ばなどを掲げています。電力会社自身も、「利益をいくら出すか」だけではなく、投下した資本からどれだけ利益を生み、有利子負債をどの程度に抑えるかを重視していることが分かります。

私は電力株を見るなら、損益計算書だけでなく、

営業キャッシュフロー → 設備投資 → フリーキャッシュフロー → 有利子負債

という流れも確認したいと思っています。

特にこれから送電網や電源への大型投資が増える局面では、「需要が増える会社」より「需要増加へ投資しても財務が壊れない会社」の方が長期投資では重要になる可能性があります。

④ 設備メーカーは「需要予測」より受注・生産能力を見る

例えば「AIで変圧器需要が増える」というニュースだけなら、まだ企業の利益になっていません。その会社へ問い合わせが増え、注文が入り、製品をつくり、納品して初めて売上になります。だから設備メーカーを見るときは、私は受注、受注残、生産能力、利益率を重要視したいと思っています。

ダイヘンでは、再エネやデータセンターなどに伴う変圧器需要へ対応するため、産業用油入変圧器の生産能力を従来比1.7倍へ引き上げる工場投資を進めています。さらに大形変圧器についても、2029年度までに生産能力を現在の2倍へ増強する計画です。つまり需要が増えているだけでなく、会社自身が「もっとつくらなければ受注を取り込めない」と判断し、供給能力を増やしているわけです。

富士電機でも、生成AIやクラウドの普及によるデータセンター投資を背景に、施設・電源システム事業を拡大しています。同社によるとデータセンター関連ビジネスは2020年度比で5.2倍まで成長しており、大容量UPSや電機盤などの生産能力も増強しています。

住友電工でも2025年度はデータセンター関連需要に加えて、電力ケーブル・受変電設備の需要が堅調に推移し、連結売上高が初めて5兆円を突破しました。

ただし、ここでも一つ注意があります。

売上が増えても利益率が下がれば意味がありません。

原材料費、人件費、工場増設費が増えれば、売上成長ほど利益が伸びない可能性もあります。また三菱重工や住友電工のような巨大企業では、電力関連事業以外の業績も会社全体を大きく左右します。

だから設備メーカーでは、

テーマへの関連度ではなく、受注がどれだけ増え、その仕事をどの利益率で売上へ変えられるか

まで確認したいと思います。

⑤ 株価を見るときはPER・PBR・配当だけで「安い」と決めない

ここまで事業について調べたあとで初めて、私は「今の株価はいくらなら買いたいか」を考えます。順番としては逆で、株価が安そうだから会社を調べるのではなく、会社の稼ぐ力を理解してから、その価値に対して現在の株価が高いのか安いのかを見るという考え方です。

電力株ではPER、PBR、配当利回りがよく使われます。特に配当利回りが高い会社は目立ちますが、電力会社の利益は原子力の稼働、燃料価格、燃料費調整の期ずれ、天候などによって年度ごとに大きく変動することがあります。そのため、単年度の利益を使ったPERだけを見て「PER5倍だから割安」と判断すると、実はその年だけ利益が大きかったというケースもあり得ます。

PBRも同じです。発電所や送電設備など巨大な資産を持つ電力会社は帳簿上の純資産も大きいため、PBRが低いからという理由だけで投資するのではなく、その資産からどれだけ利益を生み出せているのかを見る必要があります。そこでROEやROICと合わせると、「資産は多いけれど利益を生めていない会社」と「持っている設備を効率よく利益へ変えている会社」の違いが見えやすくなります。

配当についても、現在の配当利回りだけでなく配当方針と財務余力を見たいところです。例えば関西電力は現在、連結配当性向25〜35％を目安に配当維持または増配へ努める方針を示し、2026年度は1株80円の配当を予定しています。こうした方針があると、現在の配当だけでなく利益成長が将来の株主還元へどうつながるのかも考えられます。

設備メーカーについても同じで、「AI関連だから高PERでも大丈夫」とは限りません。将来の成長期待が株価へすでに織り込まれている場合、業績が市場予想へ届かなかっただけで株価が大きく下がる可能性があります。

私なら最終的に、

確認するもの	何を見る？
PER	通常時の利益に対して株価が高いか
PBR	純資産に対して株価がどう評価されているか
ROE・ROIC	資本を利益へ変えられているか
配当	利回りだけでなく配当方針・財務余力
株価推移	成長期待がすでに織り込まれていないか
過去業績	今の利益が平常時なのか、一時的なのか

という順番で整理します。

「良い会社」と「今買いたい株」は必ずしも同じではない。

これは電力関連銘柄に限らず、企業研究を続けていて私が特に意識するようになったポイントです。

電力関連銘柄は「テーマ→業績→株価」の順番で見る

ただし、実際の投資判断までにはかなり多くの段階があります。

まず、本当に需要が増えるのか。そしてどの地域で、いつ増えるのかを見る。電力会社なら、どんな電源でその需要を取り込むのか、原子力は安定して動くのか、燃料価格や為替によってコストがどう変わるのかを見る。さらに大量の設備投資をしても財務を維持できるのかを確認する必要があります。

設備メーカーなら、電力需要増加という将来予測だけではなく、受注、受注残、生産能力、売上、利益率へ本当に変わっているかを見る。そして最後に、それらの期待が現在の株価へどこまで織り込まれているのかをPERやPBR、ROE、配当などから考える。

私はこの順番を、

テーマ → 企業 → 業績 → 財務 → 株価

と考えると分かりやすいと思っています。

「AIで電力需要が増える」というテーマだけを見れば、多くの会社が関連銘柄に見えます。しかしその中から長期的に利益を伸ばせる会社を探すには、需要がその会社のどの商品や事業へ流れ、最終的に一株当たりの利益へどうつながるのかまでたどる必要があります。

特に電力業界は、今後の需要増加という大きな成長機会がある一方、発電所や送電網への巨額投資、燃料価格、原子力、金利、規制など多くの不確定要素も抱えています。

そして成長余地と同じくらい重要なのが、そのシナリオを崩すリスクです。燃料価格、原子力、設備投資、金利、制度などによって、期待どおり利益が伸びない可能性もあります。

需要が増えるという明るい未来だけではなく、「何が起きたら想定どおり利益が伸びなくなるのか」を理解しておくことで、ようやく投資判断の材料がそろってきます。

電力関連銘柄にはどんなリスクがある？

しかし私が電力業界について調べていて感じたのは、需要が増えることと、安定して利益を増やせることの間にはかなり距離があるということです。

その理由の一つが、日本のエネルギー構造そのものにあります。日本のエネルギー自給率は2023年度時点で15.3％にとどまり、一次エネルギー供給では海外から輸入する化石エネルギーが8割以上を占めています。つまり国内で電気を販売する会社であっても、その利益はLNGや石炭などの国際価格、為替、地政学リスクと無関係ではありません。2022年以降のエネルギー価格高騰では、火力発電への依存が大きい日本の弱点が改めて表れました。

さらに原子力発電所は、一度再稼働すればずっと同じ条件で動く設備ではありません。定期検査や安全対策が必要で、規制審査の進捗によって再稼働時期が変わる可能性もあります。送電線や発電所を増強するにも巨額のお金が必要ですし、電気料金や託送料金には制度・規制が関わります。地震や台風によって設備が被害を受ける可能性もあります。

そしてAI需要そのものにも予測の難しさがあります。現在想定されているデータセンターや半導体工場がすべて予定どおり建設されるとは限りませんし、技術進歩によってサーバーの電力効率が想定以上に改善する可能性もあります。

だから私は電力関連銘柄を見るとき、「何が起きれば利益が増えるか」と同じくらい、「何が起きれば想定が崩れるか」を考えておきたいと思っています。

① 燃料価格と為替　海外の出来事が日本の電力会社へ影響する

日本ではLNG、石炭、石油など多くのエネルギー資源を海外から輸入しています。特に天然ガスと石油はほぼ全量を輸入に頼っているため、海外で戦争や供給障害が起きたり、世界的にエネルギー需要が急増したりすると、国内の発電コストまで上昇する可能性があります。資源エネルギー庁も、中東情勢の緊迫化などによって国際的な燃料価格高騰のリスクが高まっていると指摘しています。

日本が海外からエネルギーを確保する側の企業を見ると、電力会社とは反対側からエネルギー安全保障を考えられます。LNGや天然ガス開発を含む「INPEXの強み」も、この構造を理解するうえでつながりの深い企業です。

さらに、日本企業がLNGをドルで購入する場合、円安になれば同じドル価格でも円換算した調達費は増えます。つまり火力発電への依存が大きい電力会社では、

LNG・石炭価格 × 為替

の両方を見る必要があります。

もちろん燃料価格が上がった分を一定のルールで電気料金へ反映する燃料費調整制度があります。ただし前のH2でも触れたように、実際の燃料費が変動してから電気料金へ反映されるまでには時間差があります。さらに自由料金、規制料金、市場からの電力調達なども絡むため、「燃料価格が上がれば全部そのまま顧客へ転嫁できる」と考えるのは単純すぎます。

実際、2022年の燃料価格高騰では電気料金が大きく上昇し、小売電気事業者の撤退や経営悪化まで起きました。2026年にも政府は中東情勢などを背景として、7〜9月使用分の電気料金支援を実施しています。エネルギー価格は、現在でも政策対応が必要になるほど変動する可能性があるということです。

だから電力会社を比較するときには、単純な売上高だけでなく、火力依存度、原子力・水力の割合、燃料費、為替感応度、燃料費調整の期ずれまで見ることで、燃料価格上昇への強さが見えてきます。

② 原子力は大きな強みになる一方、予定どおり動くとは限らない

再稼働して安定運転できれば、LNGや石炭による火力発電を減らし、燃料費を抑えられる可能性があります。しかし逆に考えると、原発の停止や再稼働の遅れによって収益計画が大きく変わる可能性もあるということです。

原発は電力会社が「来年動かしたい」と決めるだけで再稼働できる設備ではありません。新規制基準への適合性について原子力規制委員会の審査を受け、安全対策工事などを進める必要があります。2026年現在も泊、大間、東通など複数の原子炉について審査が続いており、原子力規制委員会では7月・8月にも柏崎刈羽、高浜、大間、女川などについて審査会合が開催されています。

さらに再稼働後も定期検査があります。原子力発電所が数カ月停止すれば、その期間に必要な電気を火力発電や市場調達で補う必要があり、燃料価格によっては利益へ影響します。安全対策設備の追加や長期運転へ向けた更新投資も必要です。

そのため私は、原発を持つ電力会社について「○基持っている」と数えるだけでは不十分だと思っています。

重要なのは、

• 実際に何基が動いているのか
• どれくらい安定して稼働しているのか
• 次の再稼働を前提にした利益計画がどこまで確実なのか

という部分です。

原発は非常に大きな競争力になり得る一方、一つの設備の稼働状況が会社全体の利益を大きく動かすリスクにもなります。

③ 巨額の設備投資と金利　成長するための投資が重荷になることもある

発電所を新設・更新し、送電線を増強し、変電所を建て、蓄電池を整備する。しかもこうした設備は数十年単位で使うため、投資額を長期間かけて回収するビジネスです。

ここでリスクになるのが、投資額の増加と資金調達コストです。

設備投資が当初1,000億円で済む計画だったとしても、資材価格や人件費が上昇すれば建設費が膨らむ可能性があります。工期が延びれば、売上を生む時期も遅れます。そして電力会社は社債や借入も使って巨額投資を行うため、金利が上昇すれば将来的な利払い負担が増える可能性があります。

資源エネルギー庁も、今後は電力需要増加が見込まれる一方、事業者による電源の新設やリプレース投資は容易ではないとしています。つまり国全体として電源が必要でも、投資採算が合わなければ民間企業は簡単には建設できないという問題があります。

送配電分野でも同じです。災害への強靱化や再エネ導入に対応するため大規模な設備投資が求められていますが、投資費用を最終的にどのように回収するかまで考える必要があります。

だから私は、設備投資額が増えている会社を見たら「成長投資だから良い」と即判断せず、

投資後にどれくらい利益が増えるのか、フリーキャッシュフローはどうなるのか、有利子負債は増えすぎていないか

まで確認します。

設備メーカー側にも同じリスクがあります。工場を増設した直後に電力設備需要が想定より弱くなれば、増やした生産能力が余ってしまう可能性があります。

④ 電力は「制度」で利益の出方が変わる

電気は生活や産業に不可欠なインフラです。そのため「原材料費が上がったから明日から好きなだけ値上げする」ということはできません。規制料金、燃料費調整制度、託送料金、再エネ支援制度、容量市場など、多くの仕組みの中で事業が成り立っています。

送配電事業では2023年度からレベニューキャップ制度が導入されました。一般送配電事業者が5年間の事業計画をつくり、必要な投資や効率化を踏まえた収入の見通しを国が審査し、その範囲で託送料金を設定する仕組みです。つまり送電網へ巨額投資する必要がある一方、「かかった費用を何でも好きなだけ料金へ乗せられる」という事業ではありません。

政策によって需要家側の実質的な電気料金が変わることもあります。2026年7〜9月使用分では政府による電気料金支援が実施されており、こうした政策対応もエネルギー価格と需要家負担の関係へ影響します。

再エネ関連企業にも制度リスクがあります。太陽光や風力は大量に発電できても、電力需要を上回れば出力制御によって発電量を抑えなければならない場合があります。資源エネルギー庁によると、変動型再エネの拡大によって一部地域ではすでに出力制御が実施されています。

そのため電力関連銘柄を見るときは、企業の技術や設備だけではなく、「その利益がどんな制度の上に成り立っているのか」も理解する必要があります。制度変更によって追い風になることもあれば、想定していた収益モデルが変わる可能性もあります。

⑤ 地震・台風・豪雨　インフラだからこそ災害リスクを避けられない

山間部や海岸沿いに発電所があり、日本中に鉄塔、電柱、送電線、変電所が広がっています。そのため自然災害の影響を受けやすい事業でもあります。

地震によって発電設備が停止する。台風で電柱や送電線が損傷する。豪雨や土砂災害によって復旧工事が難しくなる。こうしたことが起きれば、設備の修繕費だけでなく、停電復旧のための人員や資材も必要になります。

実際、資源エネルギー庁は2024年の能登半島地震、台風10号、奥能登豪雨について停電復旧対応を検証しており、自然災害に強い送配電網や分散型電力システムの構築を進めています。地域間連系線の増強も、再エネを運ぶためだけではなく、災害時に別地域から電気を融通できるようにする意味があります。

そして天候は、災害以外でも利益へ影響します。猛暑になれば冷房需要が増える一方、暖冬なら冬の電力需要が減る可能性があります。水力発電では降水量、太陽光では日射、風力では風況が発電量に影響します。

つまり電力会社の決算では、「会社の経営努力とは別のところ」で数字が動くことがあります。

私は業績が急に良くなった、あるいは悪くなった電力会社を見たら、その年だけの気温・水量・災害などの影響が含まれていないかも確認したいと思っています。

⑥ AI・データセンター需要の予測が外れる可能性もある

この記事では、AI、データセンター、半導体工場によって日本の電力需要が増加へ転じる可能性を見てきました。この流れは電力関連銘柄を考えるうえで非常に重要です。しかし将来予測はあくまで予測です。

例えば「この地域に500MWのデータセンターを建設する」という計画が発表されても、用地、電力確保、資金調達、顧客獲得などの問題によって延期される可能性があります。半導体工場も世界の半導体市況によって投資計画が変わるかもしれません。

AIそのものの技術進歩もあります。現在より計算効率の高いGPUやAIモデルが登場し、同じAIサービスをより少ない電力で動かせるようになれば、電力需要の伸びが想定より抑えられる可能性もあります。一方で利用量の増加が効率改善を上回れば、逆に想定以上に電力需要が増えることも考えられます。

だから私は、

「2035年にこれだけ電力需要が増える」

という一つの数字だけを信じるのではなく、

データセンターの接続申込が本当に増えているか、建設が始まったか、稼働したか、実際の販売電力量へ表れているか

と段階を追って確認したいと思っています。

将来の電力需要は、計画が発表された時点で企業の利益になるわけではありません。計画 → 接続 → 建設 → 稼働 → 電力需要 → 売上 → 利益と一つずつ実績へ変わっていく必要があります。だからこそAIという強いテーマがあるときほど、期待だけを見るのではなく、計画が実際の需要や業績へつながっているかを確認することが重要です。

電力関連銘柄は「何が想定を崩すか」まで考える

しかし企業へ投資する以上、良い材料だけを集めるのではなく、自分が考えている成長シナリオが何によって崩れるのかも知っておく必要があります。

私なりに今回のリスクを整理すると、次のように考えています。

リスク	何が起こる？	特に確認したいもの
燃料・為替	発電コストが上昇	LNG・石炭価格、ドル円
原子力	再稼働遅延・停止	審査、稼働率、定期検査
設備投資・金利	投資負担・借入増加	FCF、有利子負債、金利
制度・規制	収益構造が変化	電気料金、託送料金、制度改正
災害・天候	停止・復旧費・発電量変動	災害、気温、水量
需要予測	AI需要が想定とずれる	接続、建設、実際の需要

この中でも面白いのは、同じ出来事が会社によって追い風にも逆風にもなることです。

燃料価格が上がれば火力依存の高い電力会社には逆風ですが、原子力や水力の比率が高い会社とのコスト差が広がる可能性があります。送電網への投資額が増えれば電力会社には資金負担になりますが、電線、変圧器、電力工事会社には受注機会になります。

つまり電力関連銘柄では、

「電力業界にとって良いニュースか悪いニュースか」ではなく、「そのニュースによって、どの会社からどの会社へ利益が移るのか」

まで考えることが大切だと思います。

長期で見ると、日本の電力産業そのものも大きな転換点にあります。AIによる需要増加、原子力、再エネ、蓄電池、送電網、ワット・ビット連携が重なり、電力会社に求められる役割も変わり始めています。

AIによる需要増加、原子力の活用、再エネ、蓄電池、送電網、ワット・ビット連携。こうした変化を重ねて考えると、日本の電力業界そのものが大きな転換点に立っていることが見えてきます。「電気を売る会社」だった電力会社が、これからどんな役割を担うのか。電力の未来を考えるうえでは、そこまで視野を広げる必要があります。

電力の未来はどうなる？ AI・脱炭素で変わる電力会社

しかしAI、データセンター、半導体工場まで視野を広げると、その前提は変わり始めています。資源エネルギー庁は、日本の電力需要がデータセンターや半導体工場の新増設などによって増加へ転じると見込んでおり、第7次エネルギー基本計画では2040年度の発電電力量を1.1〜1.2兆kWh程度と想定しています。

ただし、単純に発電量を増やせばいいわけではありません。日本は2050年カーボンニュートラルを目指しているため、増えていく電力需要を満たしながら、同時に火力発電への依存を減らすという難しい課題に取り組むことになります。第7次エネルギー基本計画では2040年度の電源構成として、再生可能エネルギー4〜5割程度、原子力2割程度、火力3〜4割程度という幅を持った見通しが示されています。再エネだけ、原子力だけに賭けるのではなく、複数の脱炭素電源、送電網、蓄電池、需要側の調整まで組み合わせながら電力システム全体を変えていく方向です。

私は電力の未来を考えるとき、「どの発電方法が勝つのか」よりも、増える需要へ対応しながら、安定供給・価格・脱炭素を同時に成立させられるかを見る方が重要だと感じています。そしてその変化は、電力会社だけではなく、再エネ、原子力、送電網、蓄電池、通信、データセンター、地域の産業立地までつながっていきます。

① 2040年は「電気を増やしながらCO2を減らす」

2023年度の発電電力量では火力が約68.6％を占めていましたが、2040年度の見通しでは火力を3〜4割程度へ低下させる一方、再エネを4〜5割程度、原子力を2割程度まで高める姿が示されています。しかも発電電力量そのものは2023年度の約9,854億kWhから2040年度には1.1〜1.2兆kWh程度へ増える想定です。

	2023年度	2040年度の見通し
発電電力量	約9,854億kWh	約1.1〜1.2兆kWh
再生可能エネルギー	22.9％	4〜5割程度
原子力	8.5％	2割程度
火力	68.6％	3〜4割程度
エネルギー自給率	15.2％	3〜4割程度

この数字は2040年の結果を保証するものではなく、技術、需要、燃料価格、設備投資など多くの不確実性を踏まえて幅を持たせた見通しです。それでも方向性として分かるのは、日本が「電気を減らすことで脱炭素する」のではなく、「電気をもっと使う社会になりながら電源を脱炭素化する」必要があるということです。AIだけでなく、EVや製造業の電化などが進めば、これまで化石燃料を直接使っていた分野が電気へ置き換わる可能性もあります。

私はこの構造を見ると、電力業界は単なる「守りのインフラ」ではなくなっていくと思います。半導体工場やデータセンターを国内へ誘致しても、安定した電力を競争力のある価格で供給できなければ産業そのものが育ちません。資源エネルギー庁も、十分な脱炭素電源を確保できなければデータセンターや半導体工場などの国内投資機会を失う可能性を指摘しています。電力が産業成長の前提条件になるという意味で、2040年へ向けた電力投資の重要性はこれまで以上に高まりそうです。

② 「再エネか原子力か」ではなく脱炭素電源を組み合わせる

しかし第7次エネルギー基本計画で示された方向性はかなり明確で、再生可能エネルギーと原子力の双方を最大限活用するという考え方です。AIや半導体によって電力需要そのものが増える可能性があるため、一つの電源だけで大量の需要と脱炭素を同時に支えるのは難しいという現実があります。

再エネでは太陽光や陸上風力だけではなく、ペロブスカイト太陽電池、浮体式洋上風力、次世代地熱などの実用化・拡大が期待されています。一方の原子力では既存炉の再稼働に加え、安全性向上を前提として革新軽水炉、小型軽水炉、高速炉、高温ガス炉など次世代革新炉の研究開発も進められています。火力もすぐにゼロになるわけではなく、水素・アンモニアやCCUSなどによってCO2排出を減らす方向が検討されています。

ここで投資家として重要なのは、特定の発電方式を「勝ち組」と決めつけないことだと思います。太陽光は天候で出力が変わり、原子力には稼働・規制リスクがあり、火力には燃料価格とCO2という問題があります。水力は安定した国産電源ですが、建設できる場所には限りがあります。だからこそ将来の電力会社では、どの電源を持っているかだけでなく、それぞれの弱点を別の電源で補えるポートフォリオを持っているかが重要になりそうです。

③ 再エネが増えるほど「電気を貯める・動かす」価値が高まる

太陽光は昼間に発電量が増え、風力は風によって変動します。そのため「今つくった電気を今使う」という仕組みだけではなく、余った電気を別の時間へ移したり、電気を使う側の需要そのものを動かしたりする仕組みが重要になります。

分かりやすいのが系統用蓄電池です。昼間に余った太陽光を充電し、夕方や夜に放電できれば、再エネを捨てずに使いやすくなります。さらに揚水発電、地域間連系線なども需給を調整する手段になります。そして今後は、供給側だけでなく需要側を動かすディマンドリスポンス（DR）も重要になります。電力が不足する時間には需要を減らし、再エネが余る時間には逆に使用時間を移すことで、電力システム全体のバランスを取る考え方です。

実際、資源エネルギー庁は2040年度に再エネ4〜5割程度を目指す中で、家庭用・業務産業用蓄電システムやスマートメーターを活用したDRの導入・実証を支援しています。つまり未来の電力システムでは、発電所だけが電力需給を調整するのではなく、蓄電池、工場、家庭、EVなども電力システムの一部になる可能性があります。

私はこの変化がかなり面白いと思っています。これまで電力会社の強さは「大きな発電所を何基持っているか」で考えやすかったですが、再エネ比率が高まれば、大量の電源を持つ力だけでなく、無数の小さな電源・蓄電池・需要をまとめて動かす力にも価値が生まれます。電力会社が将来的に「電気をつくる会社」から「電気の流れ全体を最適化する会社」へ近づいていく可能性があります。

④ 電力が「産業立地」を決める時代へ　ワット・ビット連携とGX戦略地域

しかし大量の電力を24時間使うAIデータセンターや半導体工場が増えると、十分な電気を確保できるかどうか自体が立地条件になります。

経済産業省と総務省が進めるワット・ビット連携は、まさにこの変化を表しています。「ワット」である電力インフラと、「ビット」である通信インフラを別々に考えるのではなく、電力会社、通信会社、データセンター事業者などが一体となり、効率的なデータセンター立地を進める考え方です。AI利用の拡大によってデータセンター需要が急増する中、電力と通信を最初から組み合わせて整備する必要性が示されています。

AI・データセンター時代に通信インフラ側がどのように変わろうとしているのかは、IOWNやデータセンター事業も含めて整理した「NTTの強み」を見ると、ワット・ビット連携とのつながりも理解しやすくなります。

さらにGX戦略地域制度では、データセンター集積型や脱炭素電源活用型といった産業立地の仕組みが設けられています。2026年4月には、データセンター集積型の有望地域として北海道、秋田県、宮城県、栃木県、茨城県、富山県、香川県、福岡県、鹿児島県の9地域が一次審査を通過しました。脱炭素電源活用型でも23地域44拠点が有望地域として選ばれており、政府が「電源のある場所へ新しい産業を呼び込む」という方向へ動いていることが分かります。

私はこれが日本の地域経済にも大きな変化を起こす可能性があると思っています。これまでは企業が集まる場所へ電力インフラを整備する流れが中心でしたが、将来は「安定した脱炭素電源があるから、その地域へ企業が来る」という逆方向の流れが強くなるかもしれません。そうなれば北海道、東北、九州などの電源ポテンシャルが、地域の産業競争力そのものへつながっていきます。

⑤ 電力会社は「電気を売る会社」から地域産業を支える会社へ

もちろん電力を安定して供給することが本業の中心であることは変わりません。しかしAIデータセンターや半導体工場を地域へ呼び込もうとすれば、電源を準備するだけでは足りません。送電網を整え、系統接続を考え、再エネや蓄電池を組み合わせ、通信インフラや自治体とも連携する必要があります。ワット・ビット連携やGX戦略地域が目指しているのも、電力・通信・産業立地を一体として考える方向です。

実際、日本の地域電力会社には情報通信、不動産、都市開発、エネルギーソリューションなどを手掛けるグループ企業があります。将来的には、電力需要が生まれるのを待つだけではなく、電源と送電網を武器に企業を誘致し、地域に新しい需要をつくり、その周辺サービスまで取り込むことが成長戦略の一つになる可能性があります。

例えば再エネが豊富な地域へデータセンターを誘致できれば、電力販売だけでなく、送配電設備への投資、通信サービス、土地・施設開発など複数の事業機会が生まれます。一方で、電力需要が増える地域でもインフラ整備が遅れれば、その成長機会を別の地域へ取られる可能性があります。

だから私はこれからの電力会社を見るなら、「その地域にどれだけ電気を売っているか」だけでなく、「自分たちの電源とインフラを使って、新しい産業をどれだけ生み出せるか」にも注目したいと思っています。「電気を売る会社」から「地域のエネルギーと産業を支える会社」へ変われるかどうかが、電力会社ごとの成長力の差になっていくかもしれません。

電力の未来は「どれだけ発電するか」だけでは見えない

2040年へ向けて電力需要が増える一方、火力への依存を減らし、再エネと原子力を中心とした脱炭素電源を増やす必要があります。そして再エネが増えれば、蓄電池、地域間連系線、ディマンドリスポンスなどによって電気を時間や地域を越えて動かす力も必要になります。

さらにワット・ビット連携やGX戦略地域を見ると、電力は産業の後ろ側で支えるだけのインフラではなく、「どこにデータセンターや工場をつくるか」を左右する産業資源になり始めています。安定した脱炭素電力を確保できる地域へ新しい産業が集まれば、電力会社自身も地域経済の成長へこれまで以上に深く関わることになります。

私が電力関連銘柄を長期で見るなら、単純な発電能力だけではなく、

電源をつくる力 → 電気を運ぶ力 → 変動を調整する力 → 新しい需要を呼び込む力 → 投資を利益へ変える力

まで一つの流れとして考えたいと思っています。

2040年の電源構成が予測どおりになるかは分かりません。しかし、AIや半導体によって電力の重要性が再び高まり、脱炭素のための巨大な設備更新も必要になるという大きな方向性を見ると、電力業界は「成熟したインフラ産業」というイメージだけでは説明できなくなってきています。

電気をつくる会社から、電気を中心に産業と社会をつなぐ会社へ。

私はこの変化こそが、これから電力関連銘柄を見るうえで一番注目したい「電力の未来」だと思っています。

まとめ　電力関連銘柄を調べて分かったこと

しかし、発電所から家庭へ電気が届く仕組み、10電力会社の違い、AI・データセンター・半導体による需要増加、送電網、変圧器、蓄電池、そして2040年へ向けた電力の未来まで調べてみると、電力業界は想像していた以上に大きな変化の中にあることが分かりました。

特に印象が変わったのは、「電力需要が増える＝電力会社がそのまま儲かる」ではないということです。電気を大量につくれても必要な場所まで送れなければ使えません。需要が増えれば発電所や送電網、変電所への投資も必要になります。原子力が再稼働しても燃料価格、設備投資、定期検査など別の要因で利益が動くことがあります。そして送電網への投資が電力会社には負担でも、電線、変圧器、電力工事を担う企業には受注機会になる場合があります。

だから私は「電力 関連銘柄」を一つの業種として見るのではなく、電気が生まれてから使われるまでの産業全体を見るテーマとして考えるようになりました。

電力関連銘柄は「どこで利益を生む会社なのか」で見る

しかし実際には、発電設備をつくる三菱重工や富士電機、電気を運ぶ住友電工・古河電工・フジクラ、変圧器や受変電設備を手掛けるダイヘン・明電舎、電気を貯めるGSユアサ、送電・変電・配電工事を担うきんでんやユアテックなど、非常に多くの企業が電力インフラを支えています。

しかも、それぞれ利益が増える理由は違います。電力会社なら販売電力量や発電コスト、設備メーカーなら受注と生産能力、電線メーカーなら送電網やデータセンターへの設備投資、工事会社なら実際の建設・更新案件が重要になります。

私が特に大切だと思うのは、

「この会社は電力関連だから伸びそう」

で止めず、

「電力需要が増えたとき、この会社の何が増え、それがどう利益へつながるのか」

までたどることです。

例えばAIデータセンターの増加という一つのニュースでも、電力会社には販売機会が生まれ、変圧器メーカーには設備需要が生まれ、電線メーカーにはケーブル需要が生まれます。同じテーマでも恩恵の受け方はまったく違います。

AI時代の電力は「どれだけ発電できるか」だけでは決まらない

しかし実際には、発電する力、運ぶ力、変える力、貯める力、需要を調整する力のすべてがそろわなければ、大量の新しい需要を受け止めることはできません。

北海道や東北に再エネのポテンシャルがあっても、その電気を大消費地へ送るためには地域間連系線が必要です。データセンターの近くに十分な送電容量がなければ、変電所や送電線を増強する必要があります。太陽光や風力が増えれば、発電量が変動するため蓄電池やディマンドリスポンスも重要になります。

そして将来は、「企業がある場所へ電気を持っていく」だけでなく、電気と通信インフラが整った場所へデータセンターや工場を呼び込むという考え方も強くなっていきそうです。

つまり電力は、単に産業の裏側で使われるものではなく、AI・半導体・データセンターなど新しい産業をどこで育てられるかを左右する基盤になり始めています。

長期投資では「成長テーマ」より利益へ変える力を見る

電力会社なら、需要が増える地域を持っているか、どんな電源で電気を供給するのか、原子力は安定して稼働しているか、燃料価格や為替へどれくらい影響されるか、巨額の設備投資を続けても財務を維持できるかを見る。設備メーカーなら、需要予測だけではなく、受注、受注残、生産能力、利益率が実際に伸びているかを見る。そして最後に、それらの期待が現在の株価へどれくらい織り込まれているのかを確認する。

私なら電力関連銘柄を見るとき、次の流れを意識します。

テーマ → 企業 → 業績 → 財務 → 株価

さらに、その成長シナリオを崩す要因として、燃料・為替、原子力、金利、設備投資、制度、災害、需要予測まで確認します。

良いテーマの中にも伸びない会社はありますし、厳しい環境の中でも競争力を高める会社があります。だからこそ「電力需要が増える」という大きな物語より、その会社自身が何を持ち、どこで利益を生み、リスクを乗り越えられるのかを見ることが長期投資では重要だと思っています。

電力は「守りのインフラ」から産業の未来を支える存在へ

以前は、電力会社は地域の家庭や企業へ電気を届ける「安定したインフラ企業」だと思っていました。しかしAI・データセンター・半導体によって電力需要が再び増える可能性が生まれ、同時に脱炭素へ向けて発電所、送電網、蓄電池などを大きく作り替える必要があります。

さらに電力と通信を組み合わせたワット・ビット連携のように、安定した電源を持つことが企業誘致や地域の産業成長にもつながり始めています。

電気をつくる。
電気を運ぶ。
電気を貯める。
新しい産業を呼び込む。
そして、その投資を利益へ変える。

これからの電力会社には、このすべてをつなぐ力が求められるのかもしれません。

私は電力関連銘柄を、「電気は絶対に必要だから安心」という理由だけで選ぶのではなく、AI時代に増える需要をどの会社が受け止め、どんな設備へ投資し、その結果として長期的に利益を増やせるのかという視点で見ていきたいと思っています。

電気は目に見えません。でも、AIを動かすサーバーも、半導体をつくる工場も、街を走る電車も、私たちの生活も、そのすべての裏側で電気が動いています。

そしてAI時代には、その「裏側」にあった電力が、日本の産業競争力そのものを左右する存在になっていくのかもしれません。

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