日本の電力市場 発電源別および地域別の市場規模、シェア、動向、予測 2026年～2034年

日本の電力市場規模は2025年に327.73ギガワット（GW）に達し、2034年までに362.34ギガワット（GW）に達すると予測されており、2026年から2034年にかけて年平均成長率（CAGR）1.07%を示すと見込まれています。 2025年時点では火力発電が48.3%という圧倒的なシェアを維持している一方、再生可能エネルギーは設備容量の28.6%を占めている。2050年に向けた政府のカーボンニュートラル目標、「GX脱炭素電力供給法案」、および水素・スマートグリッドインフラへの投資急増が相まって、日本の電力市場の成長を牽引している。 2025年時点で、関東地方は38.4%の発電容量シェアを占め、国内の全市場をリードしている。

市場の概要

この図は、2020年から2034年までの日本の発電設備容量を示しており、再生可能エネルギー政策や原発再稼働に牽引された過去の傾向と予測される成長を強調しています。

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CAGR分析によると、2034年までの日本の電力市場において、再生可能エネルギーおよびその他（原子力・水素）が最も急速に成長するセグメントとなり、市場全体の成長率を上回ると予測されています。

日本の電力市場は構造的な変革の真っ只中にあります。市場規模は2020年の310.80GWから拡大し、2025年には327.73GWに達しました。成長は緩やかですが、2034年まで年平均成長率（CAGR）1.07%で着実に推移しています。脱炭素化への意欲、送電網の近代化、そして原子力再稼働への注目の再燃が、発電構成を再構築しています。 政府の「GX脱炭素電力供給法案（2023年）」は、2030年までに非化石燃料電源の発電構成比を59%とする確固たる目標を定めており、投資家や電力事業者にとって明確な政策ロードマップを提示している。

2025年には、ベースロード需要を支えるLNGおよび石炭に支えられ、火力発電が総設備容量の48.3%を占めて首位を維持する。再生可能エネルギーは太陽光と洋上風力に牽引され、28.6%へと最も急速に成長する。水力は16.4%で安定しており、その他の原子力および水素が6.7%を占める。

総発電容量の38.4%を占める関東が首位となり、次いで関西・近畿が22.6%、中部が14.3%となる。各地域における送電網の近代化、蓄電設備の拡充、洋上風力発電の開発が、2034年までの日本の電力市場において新たな投資機会を創出している。

市場の主な動向

上記データを裏付ける主な分析所見：

• 2025年の火力発電のシェア48.3%は、政府が第6次エネルギー基本計画の下で再生可能エネルギーの導入目標を加速させているにもかかわらず、ベースロードの安定化のためにLNG火力発電への依存が続いていることを反映している。
• 再生可能エネルギーの28.6％という割合は、10年以上にわたる固定価格買取制度（FIT）による政策支援と、それに続くFIP（固定価格買取プレミアム）制度の改革により、太陽光・風力プロジェクトへの民間資本が誘致された結果である。
• 水力発電の安定した16.4％のシェアは、日本の水力発電インフラが成熟していることを示しており、新規開発の機会は限られているものの、揚水式発電によるエネルギー貯蔵の拡大には大きな余地がある。
• 関東地方が38.4%と圧倒的なシェアを占めているのは、東京の産業および商業におけるエネルギー需要の高さを反映しており、東京電力（TEPCO）が同地域全体で約2,900万人の顧客に電力を供給していることにも表れている。
• 関西・近畿地域の22.6％というシェアは、低炭素のベースロード電力を供給する関西電力の稼働中の原子力発電所群の恩恵を受けており、同地域を日本国内の脱炭素化のリーダーとしての地位に位置づけている。
• JERA は、TEPCO と Chubu Electric Power による50対50の合弁会社であり、日本最大の火力発電設備を運営しています。2024年度の売上高は約3,355.9でした。

日本の電力セクターには、地域電力会社やIPP（独立系発電事業者）による発電、送電、配電、小売サービスが含まれる。発電構成は、火力、水力、再生可能エネルギー、原子力に及ぶ。国内資源が限られ、エネルギー輸入依存度が約90%であるため、エネルギー安全保障は依然として重要な政策課題である。

このエコシステムには、電力持株会社、OCCTOが管理する送電事業者、IPP、エネルギー貯蔵開発業者、EVインフラ事業者、および経済産業省（METI）などの規制当局が含まれます。市場の動向は、円相場に左右されるLNG輸入コスト、世界的な商品価格の変動、人口動態に伴う需要の変化、およびパリ協定に基づく日本の国際的な気候変動対策の取り組みによって形作られています。

以下の分析では、2034年までの日本の電力市場動向を形作る主な要因について、推進要因、制約要因、機会、課題の観点から整理しています。

市場の推進要因

• 再生可能エネルギー政策およびGX脱炭素化義務：日本の「GX脱炭素化電力供給法案」（2023年4月）は、2030年までに非化石燃料による発電比率を59％とすることを義務付けています。 政策では、再生可能エネルギーの電力シェアを2022年の26％から2030年までに36～38％に引き上げることを目標としています。これにより、太陽光、風力、地熱、バイオマスに対する構造的な需要が生まれています。PAGが2024年5月に立ち上げた「PAG REN I」（2030年までに108GWの太陽光発電を目標）は、民間資本の動員ペースを示す好例です。
• デジタル化とスマートグリッド投資の急拡大：2023年のJERAとトヨタによる「Sweep Energy Storage System」の拡張は、日本のスマートグリッド展開を裏付けている。AIによる需要予測、IoTの統合、エネルギー貯蔵により、送電網の効率化とダイナミックプライシングの実現が期待される。
• 水素経済の発展：日本が改定した「水素基本戦略」（2023年6月）では、2030年までに300万トン、2040年までに1,200万トン、2050年までに2,000万トンの水素供給を目標としている。2023年9月に稼働を開始した三菱電力の「高砂水素パーク」は、ゼロカーボン基幹電源としての水素に対する日本の取り組みを裏付けている。
• 原子力再稼働計画：福島第一原発事故後、原子力発電の割合は2013年までに約30％からほぼゼロまで低下した。原子力規制委員会の承認を得て15基の原子炉が再稼働したことで、原子力発電は回復しつつあり、さらなる原子炉の稼働再開に伴い成長を支えている。

市場の制約

• エネルギー転換に伴う高コスト：送電網の改修、洋上風力発電インフラ、蓄電池設備は資本集約的であり、日本のGX（グリーン・トランジション）推進には、再生可能エネルギーの拡大と送電網の近代化のために150兆円以上が動員されると見込まれている。
• エネルギー輸入への依存：日本のエネルギー輸入への高い依存度は、2022年の危機において電力会社をLNG価格の高騰にさらした。規制された小売料金によりコスト転嫁が制限され、火力発電の利益率が圧迫された。
• 規制および送電網の相互接続の複雑さ：日本の50Hz/60Hzの送電網の分断は、地域間の電力の流れを制限し、送電制約を増大させ、再生可能エネルギーの統合コストを押し上げている。

市場機会

• 洋上風力発電の拡大：拡大する促進区域に支えられた、2040年までに30～45GWの洋上風力発電を目指す日本の目標は、最大級のグリーンフィールド投資機会の一つである。
• 蓄電池システム（BESS）：2024年5月にStonepeakがCHCと締結した、約1GWのBESS容量を目標とする提携は、日本における蓄電プロジェクトのパイプラインが拡大していることを示しており、2034年まで間欠的な太陽光や洋上風力を系統に統合するには、系統規模の蓄電池が不可欠である。
• EVのV2G（Vehicle-to-Grid）統合：2024年4月にアウディが東京・紀尾井町に開設した150kWの充電ハブは、EVの普及拡大を示唆している。一方、V2G技術により、EVは分散型蓄電装置として機能し、新たな収益源を生み出すことが可能となる。

市場の課題

• 熟練労働力の不足：洋上風力および大規模太陽光発電では、認定を受けた海洋エンジニアや建設作業員の深刻な不足に直面しており、プロジェクトの遅延やコスト超過のリスクがある。
• 原子力発電所の再稼働に対する社会的受容：原子力規制委員会の承認だけでは不十分であり、通常、原子炉の再稼働には地方自治体の同意が必要であるため、地域社会の反対が依然として主要なリスクとなっており、遅延が生じる可能性がある。
• 送電網の近代化に向けた資金調達：老朽化した日本の送電インフラのアップグレードには、OCCTOが調整役を務める多事業体による投資が必要であり、資金調達の複雑化やスケジュール遅延のリスクが生じている。

以下のトレンド・タイムラインに示される通り、2020年から2034年にかけて、5つの構造的テーマが日本の電力市場の様相を一新しつつある。

トレンド1：洋上風力発電の商業化加速

2021～2022年に実施された日本初の洋上風力発電入札と、2040年までに30～45GWという目標により、数十年にわたるプロジェクトパイプラインが形成されています。Equinor、RWE、Ørstedは日本の電力会社と提携し、現地のサプライチェーンを構築しています。

トレンド2：グリッド規模の蓄電池（BESS）の普及

再生可能エネルギーの拡大に伴い、BESS（バッテリーエネルギー貯蔵システム）の導入が加速している。2024年5月、ストーンピークとCHCは複数地域にわたるポートフォリオを推進し、ユーティリティ規模のバッテリーによる周波数調整やピークシフトがますます普及し、ガス火力ピーク発電設備に取って代わっている。

トレンド3：火力発電所における水素・アンモニア混焼

JERAとJ-POWERは石炭火力発電所でのアンモニア混焼試験を実施しており、JERAのヘキナンプロジェクトでは2020年代半ばに20％、2030年までに最大50％の混焼率を目指し、排出量を削減しつつ設備の寿命を延ばすことを目指している。

トレンド4：プロシューマーと分散型エネルギー資源（DER）の拡大

日本の分散型屋上太陽光発電容量は拡大を続けています。FIP（固定価格買取制度）の改革により自家消費と市場参加が促進される一方、九州電力とSBエナジーは、住宅用太陽光発電と蓄電池を集約するVPP（バーチャルパワープラント）の実証実験を行っています。

トレンド5：発電資産のデジタルツインとAIによる最適化

日本の電力会社は、発電所のパフォーマンスを最適化し、再生可能エネルギーの出力抑制を削減するために、デジタルツインやAI予測ツールを導入している。変動性再生可能エネルギーは発電量の約12％を占める一方、化石燃料による発電量は2019年から2024年の間に年約3％減少しており、2040年までに30％減少する可能性がある。

日本の電力市場のバリューチェーンは、燃料供給や設備製造から小売、最終消費に至るまで多岐にわたり、各段階は独自の規制、運営、および商業的ダイナミクスによって形成されている。

再生可能エネルギー発電技術

太陽光発電が再生可能エネルギーの新規導入を牽引しており、高効率モジュールの採用が進んでいる。洋上風力は、福島FORWARD実証から商用展開へと移行しており、モノパイルやジャケット基礎が採用されている一方、日本海の深海域では浮体式洋上風力の導入が検討されている。

エネルギー貯蔵と系統柔軟性

グリッド規模のBESSではLFP電池が主流である一方、揚水発電は依然として日本最大の蓄電資産である。北海道ではフロー電池のパイロット事業が進行中であり、Stonepeak-CHCの2024年計画である1GW規模のプロジェクトは、民間投資の拡大と収益の多角化の機会を浮き彫りにしている。

スマートグリッドとデジタル化

日本ではAMIの導入がほぼ完了している一方、OCCTOのWAMSは地域間の可視性を向上させている。日立エナジーなどのプロバイダーが提供するAIベースの予測ツールは、電力会社の制御室業務にますます統合されつつある。

水素・アンモニア発電

三菱電力の「高砂水素パーク」は水素タービンの実証を支援しており、川崎重工業は液化水素運搬船を開発している。日本は2030年に向け、実証事業や初期の商用プロジェクトを通じて、水素・アンモニア対応の発電を拡大している。

本レポートでは、以下のセグメントを網羅している：

発電源別内訳（2025年）

日本の電力市場は、火力、再生可能エネルギー、水力、その他に分類されており、2025年の発電容量シェアでは火力が支配的であり、再生可能エネルギーが最も急速に成長しているセグメントとなっています。

各発電カテゴリに関する詳細なセグメントレベルの分析、成長要因、および将来の見通しは、以下の表に記載されています。

日本の電力市場は8つの地域ごとに分析されており、2025年の設備容量シェアは、東京の経済規模に牽引された関東の優位性を浮き彫りにしている。

各地域の市場特性、成長要因、主要企業の詳細な内訳は、以下の表に示されている。

日本の電力市場は依然として10の地域電力会社に集中しており、再生可能エネルギー分野のIPP（独立系発電事業者）セクターが拡大している。2016年以降の自由化により小売市場への新規参入が可能となったが、送配電事業は規制された独占体制で運営され続けている。

上記のポジショニング・マトリックスは、グローバル市場での存在感と戦略的投資水準という2つの軸に基づき、主要プレーヤーの市場における位置付けを示している。東京電力（TEPCO）、関西電力（KEPCO）、JERAは「リーダー」の象限に位置し、一方、ソフトバンク・エナジーとエネル・ジャパンは「チャレンジャー」および「新興プレーヤー」に位置づけられる。

Tokyo Electric Power Company (TEPCO)

• 概要：関東地方で約2,900万人の顧客にサービスを提供する日本最大の電力会社。東京電力は、東京電力送配電、東京電力エナジーパートナー、東京電力再生可能エネルギーなどの子会社を通じて、発電、送電、小売事業を展開している。
• ポートフォリオ：LNG複合サイクル発電、揚水発電、太陽光発電所、千葉沖の洋上風力発電リース。TEPCO-PGは関東地方の送配電網を運営している。
• 最近の動向：2026年、東京電力は1.36GWの柏崎刈羽原子力発電所6号機を再稼働させた。これは2011年の福島第一原子力発電所事故以来初の原子炉再稼働となり、日本のエネルギー安全保障と低炭素電力供給を強化するものである。 2026年1月：東京電力ホールディングス（TEPCO）は、財務の安定性を強化し長期的な成長を支えるため、資産売却、事業再編、戦略的提携を含む2025～2034年度を対象とした3.1兆円のコスト削減計画を発表した。
• 戦略的重点：洋上風力発電およびBESS（蓄電池システム）を通じた脱炭素化の加速、福島第一原子力発電所の継続的な廃炉作業、2025年までのスマートメーター導入完了。

JERA Co., Inc.

• 概要：JERAは、東京電力ホールディングス（TEPCO）と中部電力の50対50の合弁会社として設立された、日本最大の発電事業者である。国内で59GWの発電容量を運営し、年間約3,600万トンのLNGを取り扱い、アジア最大級のLNG供給ポートフォリオを管理している。
• ポートフォリオ：LNG火力、石炭火力、石油火力発電所、石炭火力発電所（碧南）におけるアンモニア混焼のパイロット事業、水素を活用した脱炭素化の取り組み、およびJERA Nexやグローバルな合弁会社を通じた洋上風力発電の開発パイプライン。
• 最近の動向：2025年8月、JERAとbpは、洋上風力発電の開発・運営を目的とした、両社が50％ずつ出資する新合弁会社「JERA Nex bp」の設立を完了した。 2024年6月、JERAはヘキナン石炭火力発電所において、アンモニア20％混焼試験を成功裏に完了し、商用火力発電所におけるアンモニア燃料利用の世界初の大規模実証の一つとなった。
• 戦略的重点：ヘキナン石炭火力発電所におけるアンモニア混焼（2024年までに20％、2030年までに50％）、水素サプライチェーンの開発、グローバルLNGポートフォリオの最適化。

Kansai Electric Power Company (KEPCO)

• 概要：関西電力は日本の関西地方に電力を供給しており、原子力、火力、水力発電資産にわたる多様な発電ポートフォリオを運営している。同社は約164の発電所を運営し、総設備容量は約35,760MWに達しており、日本最大級の地域電力会社の一つである。
• ポートフォリオ：原子力（高浜、大比、美浜）、LNG火力、石炭火力、水力、および拡大中の太陽光・洋上風力資産。
• 最近の動向：2025年10月、関西電力はSimply Blue Groupの洋上風力開発部門と株式引受契約を締結した。2025年9月、アクティビスト投資家のエリオット・マネジメントが関西電力の株式4～5％を取得し、上位3大株主の一員となった。同社は関西電力に対し、非中核資産の売却、収益性の改善、および株主還元強化を求めている。
• 戦略的重点：原子力発電量の最大化、Kanden Energy Solutionの小売事業の拡大、および洋上風力発電ポートフォリオの拡充。

日本の電力市場は、発電および送配電インフラにおいて高い集中度を示しており、2025年時点で東京電力、関西電力、中部電力、九州電力、東北電力のトップ5社が、総発電設備容量の約70～75％を支配している。

2024年3月現在、電力自由化に伴い、日本には729社の登録小売電気事業者が存在する。市場自由化にもかかわらず、既存の地域電力会社は依然として日本の家庭用顧客の約75～80％を維持しており、これは切り替え率が比較的低く、確立された電力ブランドに対する消費者の信頼が続いていることを反映している。再生可能エネルギーIPPの開発が発電部門のさらなる細分化を促進しており、インフラファンドが事業規模を達成するために資産を集約している。

洋上風力発電の開発

日本は2030年までに10GW、2040年までに30～45GWの洋上風力発電開発目標を設定しており、政府の政策と競争入札に支えられた長期的なプロジェクトパイプラインが形成されている。ただし、建設費やサプライチェーンコストの上昇により、プロジェクトの採算性は依然として影響を受けやすい状況にある。

グリッド規模のBESS

日本のBESS市場は黎明期にあるものの、急速に成長している。BESSの系統支援サービス市場への参入を可能にする規制改革により、プロジェクトの収益源が多層化している。Stonepeakの2024年BESSプラットフォームは、日本全国で1GWのプロジェクトを目標としており、機関投資家の強い関心を示している。

水素サプライチェーンインフラ

日本の改正「水素基本戦略」に沿った水素の製造、貯蔵、流通インフラへの投資は、電解装置、貯蔵タンク、および水素対応ガスタービンのアップグレードといった分野に機会を生み出している。日本政府は2030年までに3兆円を超える水素関連の補助金を拠出することを約束している。

EV充電・V2Gインフラ

2030年代半ばまでに純粋な内燃機関（ICE）車の販売を段階的に廃止するという日本の公約を実現するには、全国規模のEV充電ネットワークが不可欠です。V2Gプラットフォームは、EVバッテリーを分散型グリッド資産として収益化するというユーティリティ規模の機会を提供し、電力会社やエネルギーアグリゲーターに新たな収益源を生み出します。

日本の電力市場は、2025年の327.73GWから年平均成長率（CAGR）1.07％で拡大し、2034年までに362.34GWの設備容量に達すると予想される。この成長軌道は、再生可能エネルギーの拡大、原子力発電容量の回復、そしてEVの普及や産業の脱炭素化に牽引される需要側の電化という、3つの要因が相まって形成されている。

火力発電のシェアは、LNG発電が洋上風力、太陽光、および原子力発電所の再稼働に徐々に置き換えられるにつれ、2025年の48.3％から2034年までに低下すると予測される。この変化は、予測期間を通じて継続する再生可能エネルギー設備容量の増加によって支えられている。

「その他」セグメント（2025年には6.7%と分類）は、自治体の承認を経て原子力規制委員会（NRA）の認可を受けた原子炉の再稼働を原動力として、2034年までに着実に成長すると予想される。この変化は日本の広範な脱炭素化戦略を支えるものであり、予測期間の終了時点までに、非化石燃料源が総発電容量に占める割合が大幅に拡大すると見込まれている。

調査方法論

日本電力市場レポートの範囲：

ステークホルダーにとっての主なメリット：

• IMARCの業界レポートは、2020年から2034年までの日本の電力市場における、様々な市場セグメント、過去および現在の市場動向、市場予測、ならびに市場ダイナミクスに関する包括的な定量分析を提供します。
• 本調査レポートは、日本の電力市場における市場推進要因、課題、および機会に関する最新情報を提供します。
• ポーターの5つの力分析は、新規参入、競合他社との競争、供給者の交渉力、購入者の交渉力、代替品の脅威といった要因が与える影響をステークホルダーが評価する上で役立ちます。これにより、ステークホルダーは日本の電力業界における競争の激しさやその魅力度を分析することができます。
• 競争環境の分析により、ステークホルダーは自社の競争環境を理解し、市場における主要プレーヤーの現在の位置づけに関する洞察を得ることができます。