電源開発 の歴史

1952年9月、電源開発株式会社は「電源開発促進法」に基づく特殊会社として東京で発足した^[1]。資本構成は政府が66.69%、9電力会社が残りを出資し^[2]、戦後復興期の電力不足を補う国家プロジェクトの実行主体に位置を与えられた。前身の日本発送電が1951年に過度経済力集中排除法で解体^[3]され、北海道から九州まで地域別の9電力会社へ分割されたものの、各社の資本力は復興期の電力需要拡大に追い付かず、ダムや火力の新設に踏み込む余力がなかった。この空白を埋めるために創設されたのが電源開発で、地域独占の電力会社では引き受けられない長期・広域型の電源と送電網の建設を、9電力に代わって担う役回りが与えられた。

設立から4年後の1956年4月、最初の事業として静岡県の佐久間発電所（出力35万kW）が運転を開始した^[4]。計画当初は工期10年とされていたものを、米国から導入した機械化施工と工法で約3年で完工した突貫工事で、戦後の建設業界に新しい工法を持ち込む契機にもなった。続いて奥只見、田子倉、御母衣など出力数十万kW級の水力発電所を立て続けに建設し、戦後復興と高度成長期の電力供給を支える役を全国規模で果たした。この時期の電源開発は「9電力で投資判断ができない案件を、政府出資の信用で引き受ける」事業体として運営されており、収益性よりも電力需給逼迫の解消が優先されていた。

水力中心の電源開発は1960年代には火力にも事業を広げた。1967年に磯子火力（横浜）、1972^[5]年には新豊根揚水発電所（112.5万kW）と、出力100^[6]万kWを超える電源を相次いで運転開始した。新豊根は同社初の出力100万kW超の揚水発電所で、夜間電力を使って水を汲み上げ昼間のピーク時に放流する仕組みを採用し、9電力の供給計画では実現しにくいピーク対応資産の役を果たした。揚水発電所と大容量送電線の建設、長距離直流送電の整備は、9電力の縦割り供給体制を横断的に補完する性格をもち、電源開発は地域独占体制の隙間を埋める専業者として独自の位置を固めた。

1965年10月、電源開発は静岡県の佐久間に世界初^[7]の電気事業用周波数変換所（最大容量30万kW）を運転開始^[8]した。東日本50Hzと西日本60Hzで分かれていた日本の電力系統を、佐久間に設置した直流変換設備で初めて連系するもので、東西間で電力を融通できる仕組みが日本国内で初めて成立した。地域別の9電力会社が各社の周波数で電源を運営していた時代に、9電力では誰一人として単独で投資する経済合理性をもてなかった東西連系設備を、特殊会社の電源開発が引き受けた格好となった。佐久間周波数変換所はその後、新信濃・東清水の2カ所を加えた3カ所合計150万kWの東西連系容量に発展し^[9]、東日本大震災や需給逼迫時の融通能力を支える広域系統の中核を担う立場に育った。

東西連系の役割と並行して、電源開発は石炭火力でも国策的な役を担った。1970年代に二度の石油危機を経て、政府はエネルギー源の脱石油・多様化を急ぐ必要に迫られ、石炭火力の新規開発を電源開発に委ねた。1973年に運転開始した竹原火力（広島）は1号機25万kW^[10]で国内炭利用を主軸に据え、続く2号機・3号機で出力を順次拡大した。佐久間FCと並んで、石油代替電源の構築は9電力単独では設備投資判断のリスクが高かった事業領域で、電源開発はこの空白を引き受けた。1980年代まで、9電力の供給計画を補完しつつ広域系統の安定運営を担う卸電気事業者として、電源開発の事業領域は拡張を続けた。

電源開発が国内炭の安定調達を担うため炭鉱補助金事業を運営していた点も、国策会社時代の特徴である。国内炭鉱産業の縮小過程で、政府は電力業界に国内炭の引き取りを義務付け、電源開発が引取機関の役を果たした。1955年〜1990年代まで運営されたこの仕組みは、産炭地振興と電力安定供給を一つの会社で両立させる組み立てだったが、国内炭価格は輸入炭の数倍水準に高止まりし、電源開発のコスト構造に長期間にわたる負担を残した。9電力に代わって不採算事業を引き受ける役回りは、特殊会社という法人形態が前提として組み込まれていた。

1981年1月、長崎県西海市の松島火力発電所が1号機（50万kW）の運転を開始した^[11]。日本初の輸入炭を専用燃料とする石炭火力で^[12]、1号機・2号機合計100万kWの当時最大級の出力を備えた^[13]。二度の石油危機を経て政府は石炭火力を脱石油の主軸に据えたが、国内炭だけでは100万kW級火力を支える供給量と価格水準が満たせず、海外炭の安定調達体制構築が急務となっていた。電源開発はこの政策要請を受け、海外炭主体の100万kW級火力建設と並行して、燃料調達のための海外事業に着手した。松島は離島立地ながら、輸入炭の荷揚げ岸壁と石炭サイロを併設して海外炭の直接受入が可能な国内初の発電所として運用された。

同年1981年11月、電源開発はEPDC (Australia) Pty. Ltd.（現J-POWER AUSTRALIA PTY. LTD.）をシドニーに設立^[14]した。豪州の炭鉱権益取得と石炭調達を目的とした現地法人で、松島火力の燃料を長期にわたり安定価格で調達する仕組みを担った。海外炭の長期供給契約は、9電力が単独で取り組むには投資規模と回収期間がともに重く、卸電気事業者の電源開発が業界全体の燃料調達インフラとして引き受けた構造だった。EPDC豪州はその後の海外IPP事業にも転用され、2024年7月の豪州GENEX POWER LIMITED買収^[15]に至るまで、約40年にわたる豪州事業の起点を与えた。

海外炭時代の到来とともに、電源開発は1980年代後半に石炭火力を主力事業の一つに育てた。竹原・松浦・松島の3拠点を中心に、出力50万kW級ユニットを並列運用する体制が確立し、9電力に石炭電力を卸す事業構造が定着した。同時期、9電力各社は財務体質を強化し独自に100万kW級電源を建設できる余力を回復しており、設立当初の「9電力では引き受けられない案件の補完者」という電源開発の存在意義は、相対的に縮小し始めていた。バブル経済の好景気下で電力需要は伸び続けたが、国策会社としての電源開発の役割は1990年代を通じて見直しを迫られる地点に近付いていた。

1990年代に入ると、電源開発を取り巻く事業環境は転換期を迎えた。9電力各社が財務体質を強化して新規電源と連系設備を自前で建設できる体力を獲得し、設立当初に電源開発が担った「9電力では投資できない案件の引き受け手」という機能は事実上役目を終えた。1995年の電気事業法改正で電源入札制度が導入され^[16]、新規電源の調達競争が始まる動きも加わり、卸電気事業を地域独占の9電力相手に長期契約で安定運営する電源開発のビジネスモデルは、構造的な見直しを迫られた。設備投資は1990年代後半に絞り込みが進み、新規電源の建設も縮小する局面に入った。

電源開発はこの転換期に、海外発電事業を新しい収益基盤に据える方針へ転じた。1990年代後半から世界的な電力自由化の動きが広がり、独立系発電事業者（IPP）として民間が電源を運営するビジネスモデルが各国で広がった。フィリピンのレイテ地熱発電プロジェクトへの参画を皮切りに、1990年代後半からタイ・米国・中国を中心とした海外IPP事業に本格進出した。タイでは2000年以降に独立電気事業者と共同で複数の発電事業を立ち上げ、現在ではバンコク近郊を中心に16カ所・出力持分合計約330万kW^[17]の発電所を保有し、タイ全土の消費電力の約1割を担う規模に拡張した。

国内では国策会社の役割が縮んでいた一方、新型原子炉計画が並行して進められた。1982年に原子力委員会が電源開発を実施主体とする新型転換炉（ATR）実証炉計画を青森県大間町に決定したが^[18]、1995年8月、ATRは経済性の理由から計画中止が決まり^[19]、代替案として世界初のフルMOX炉心を採用するABWR（改良型沸騰水型軽水炉）の建設方針へ転換した。1999年6月に受電会社9社と「大間原子力発電所に関する基本協定」^[20]を締結し、同年9月に電源開発が通商産業大臣に原子炉設置許可を申請した^[21]。9電力では世界初のフルMOX原子炉に投資判断を下しにくく、特殊会社の電源開発が引き受けるという従来の枠組みが、原子力の領域に残された格好となった。

1997年、行政改革会議の特殊法人合理化方針のなかで、電源開発を5年程度の準備期間を置いて民営化する方針が閣議決定された^[22]。9電力では引き受けられない案件の引き受け手という設立時の存在意義が薄れた以上、特殊会社のまま政府出資を維持する根拠も失われていた。2001年には民営化に向けて「卸電気事業競争力の徹底強化」と「国際事業・新事業の拡大」を重点課題とする「新経営方針」を発表し、卸電気事業の効率化と海外事業拡大を二本柱に据えた事業構造の組み替えを進めた。設立から半世紀続いた国策会社モデルから、上場企業として自律的に経営判断を下す事業体への転換が、この時期の経営課題となった。

2003年、電源開発促進法が廃止され^[23]、政府保有株式の取得・売出を担う「J-POWER民営化ファンド株式会社」が発足した。同ファンドが政府保有株を譲り受けて2003年11月時点^[24]で電源開発の親会社となり、上場準備期間中の株式管理を引き受けた。2004年10月6日、電源開発は東京証券取引所第1部に上場し、J-POWER民営化ファンドが保有株式^[25]の全量を売却したほか、9電力各社が保有していた株式も全量売却された。1952年の設立から52年^[26]、政府と9電力の出資による特殊会社が完全民営化を達成した瞬間で、地域独占の電力供給体制から最初に民間企業ステータスへ移行した電気事業者となった。同時に愛称を「でんぱつ」から「J-POWER」へ変更し、海外事業展開を意識した英文ブランドへの統一を図った。

民営化後の電源開発が直面した課題は、卸電気事業の収益基盤を維持しながら、新たな成長領域として海外IPPと再生可能エネルギーをどう育てるかという問題だった。卸電気事業は引き続き9電力との長期相対契約を主軸に運営したが、独占的な発注者である9電力との価格交渉では、特殊会社時代に保証されていた政策的な価格水準は望めなくなった。海外事業については2005年にJ-POWER North America Holdings^[27]、2006年にJ-POWER Holdings (Thailand)を相次いで設立し、米国・タイを中核とする海外IPP事業の拡大を加速させた。1990年代後半から進めてきた海外進出は、2004年の民営化を境に「将来の主力事業候補」という位置から「いま稼ぐ事業」へ役割が変わった。

2006年から2007年にかけて、英国のヘッジファンド、ザ・チルドレンズ・インベストメント・ファンド（TCI）が電源開発株を市場で買い増し、保有比率を9.9%まで引き上げて筆頭株主の一角^[28]に名を連ねた。2008年4月、TCIは経営陣に対し^[29]政策保有株の売却と配当の増額を求める株主提案を行い、同時に外国為替および外国貿易法（外為法）に基づき、保有比率を20%まで引き上げる買増しを政府に届け出た。これに対し財務省と経済産業省は2008年4月16日、申請の中止を勧告した。外為法に基づく対内直接投資の中止勧告が日本政府によって発動された初めての事例となり、電源開発が国策会社時代から積み上げてきた基幹設備の戦略的位置づけが、民営化後も国家安全保障の対象として扱われた点が裏付けられた。^[30]

中止勧告の理由として政府は、TCIが20%の株式を取得した場合、株主権の行使を通じて「会社の財務体質の毀損や将来的な基幹設備に対する設備投資及び修繕費の削減、大間原子力発電所の建設・運営への悪影響等が懸念される」と公表した^[31]。当時、電源開発は2008年5月に^[32]大間原子力発電所の建設工事を着工する計画を控えており、世界初のフルMOX炉という超長期の投資回収を要するプロジェクトを引き受けていた。TCIの主張する短期的な株主還元拡大策と、大間原発に代表される超長期投資を要する事業構造との間には、構造的な相容れなさがあった。同年7月、TCIは「政府が命令を覆すことは期待できず、訴訟など長期間に及ぶ手続きを行うことは関係者の利益にならない」と表明し、買増し計画を撤回した^[33]。

TCI事件は、完全民営化された電源開発が「上場企業」と「国家インフラ事業者」の二つの性格を併せもつ存在であることを世間に示した出来事である。9電力では引き受けられない案件を引き受ける役回りは民営化後も事実上残っており、大間原発・東西連系・100万kW級揚水発電・海外炭調達といった事業群は、いずれも超長期の投資回収と国家エネルギー政策との連動を前提に運営されていた。同年5月に大間原発1号機の本体工事が着工し^[34]、世界初のフルMOX原子炉の建設が始まったが、その3年後の2011年3月に東日本大震災と福島第一原発事故が発生し^[35]、大間建設は工事中断という想定外の事態に直面した。完全民営化から7年で訪れた福島事故は、電源開発の事業構造そのものに長期的な再設計を迫る転換点となった。

2011年3月、東日本大震災と^[36]東京電力福島第一原発事故により、電源開発は大間原子力発電所の本体工事を中断した。事故前の建設費見込みは約4,690億円、運転開始予定は2014年前後だったが^[37]、原子力規制委員会による新規制基準の制定と適合性審査が必要になり、計画全体の再構築が必須となった。2012年10月に本体工事を再開したものの^[38]、新規制基準対応の安全対策強化により建設費は5,900億円へ膨らみ、運転開始時期も繰り返し延期された。2014年12月には原子炉設置変更許可申請を原子力規制委員会に提出^[39]し、世界初のフルMOX原子炉の安全審査が始まったが、審査は2025年時点も継続中で、運転開始の見通しは設立当初の計画から10年以上後ろにずれ込んでいる。

大間原発の長期化は、電源開発の財務戦略にも長期間の制約を残した。北村雅良社長（2009年6月〜2016年6月）^[40]は震災後の建設中断と再開を主導したが、原子力規制委員会の新規制基準対応に伴う安全投資の積み増しは、年次設備投資の上限を継続的に押し上げた。続く渡部肇史社長（2016年6月〜2023年6月）^[41]は大間原発の運転開始時期を「2026年度以降」と複数回にわたり後ろ倒しする一方で、海外IPP拡大と再生可能エネルギー事業強化を成長軸に据えた中期経営計画を提示した。2024年5月の決算説明会で経営陣は「大間原子力の運転開始後は、現状の35%程の自己資本比率は必要ないと考^[42]えている」（決算説明会 FY24）と述べ、運転開始までは厚い自己資本を維持する財務方針を示している。

震災以降の事業環境変化は、大間原発以外の領域にも及んだ。福島事故後、9電力の原子力比率は低下し、卸電気事業の中核を担っていた電源開発の石炭火力は、CO2排出問題と相まって長期的な縮小局面に入った。同時にFIT制度（固定価格買取制度）の導入で太陽光・風力の国内開発が加速し、電源開発は2004年に設立した㈱グリーンパワー瀬棚（現㈱ジェイウインド）を起点^[43]とする風力事業を拡張、2012〜2018年にはジェイウインド子会社網^[44]を北海道・東北・九州エリアに広げた。震災から10年余、国策会社時代から続いてきた石炭火力主体のポートフォリオが、政策と市場の両面から構造転換を迫られる地点に到達していた。

2021年2月、渡部社長のもとで「J-POWER BLUE MISSION 2050」が策定^[45]された。2050年に発電事業のCO2排出ゼロを目指し、2030年にCO2排出量40%削減（2017〜2019年度平均比）^[46]を中間マイルストーンに据えるロードマップで、火力電源の脱炭素化を中心軸に据えた。三本柱は「CO2フリー電源の拡大」「電源のゼロエミッション化」「電力ネットワークの安定化・増強」で、特に既存石炭火力をバイオマス・アンモニア混焼、続いて石炭ガス化複合発電（IGCC）・CO2分離回収（CCS）による水素発電へと順を追って転換する筋書きが組み込まれた。2023年6月に菅野等氏が社長に就任した後も^[47]、BLUE MISSION 2050の枠組みは継続され、火力トランジションと海外CN資産シフトを二本柱とする方針が維持された。

中期経営計画2021-2023に続く中期経営計画2024-2026「Next Challenge」では、3年間で3,000億円の戦略投資を国内火力トランジション・国内再エネ・海外CN資産の3分野^[48]に振り向ける枠組みが示された。同時に経常利益900億円・稼働資産ROIC3.5%・ROE5%程度・将来的にはROE8%以上を経営目標^[49]として設定し、国策会社時代から続いた「設備投資の積み増しによる規模拡張」とは異なる、資本効率と還元を意識した経営姿勢に転換した。菅野社長は2024年5月の決算説明会で、「アセットに依存しないビジネスについては取締役会でも議論^[50]があり、特に社外取締役からはその方向を目指すべきという意見があった」（決算説明会 FY24）と述べ、再エネと石炭調達を契約ベースで運営する選択肢を取締役会で議論したことを明らかにした。

海外事業の構造も2020年代に転換した。米国Tenaska Frontier発電所（テキサス州ガス火力）の権益売却を2024年に決定し、2025^[51]年5月の決算説明会で500億円規模の売却益計上を公表した。一方、2024年7月には豪州GENEX POWER LIMITED（再エネ・蓄電事業）を買収し^[52]、再エネ・蓄電比率を引き上げる海外ポートフォリオ転換を実行した。米国のガス火力権益売却と豪州再エネ買収の組み合わせは、化石燃料系IPPから低炭素IPPへの資産入れ替えを示すもので、海外事業の構造が「IPP規模拡張」から「CN資産シフト」へ移った点が数字で確認できる組み立てだった。設立から70年余を経て、国策会社として担ってきた国内電源の運営から、グローバルなCN資産運用と国内火力トランジションを並行運営する事業体へと、電源開発の姿が変わった。

2023年3月期（FY22）、電源開発の連結売上高は1兆8,419億円・経常利益1,708億円・親会社株主に帰属する当期純利益1,137億円を計上し、いずれも過去最高水準を更新した。前年度比で売上は約70%増、経常利益は約2.3倍に拡大した。背景には2022年のウクライナ情勢を受けた化石燃料価格の急騰と日本国内の電力卸価格の上昇があり、長期相対契約に加えて燃料費調整制度を組み込んだ卸電気料金が連動して伸びた。続くFY23（2024年3月期）は燃料価格の落ち着きで売上1兆2,580億円・経常利益1,185億円へ反落したが、FY24（2025年3月期）には売上1兆3,167億円・経常利益1,401億円と再び収益水準を切り上げた。国策会社時代の長期相対契約モデルが残した安定収益基盤と、燃料市況に連動する変動収益が二段構えで業績を支える構造が浮かんだ。

2025年5月、電源開発は「株主還元に関する基本的な考え方」を見直し、総還元性向30%目安の導入と200億円の自己株買^[53]いを決定した。菅野社長は決算説明会で「過去数年間において連結配当性向^[54]30%を目安としながらも、30%に満たない配当性向になっていた点を反省している」（決算説明会 FY25）と述べ、2024〜2026年度の中期経営計画期間中は30%の還元性向を守る方針を示した。総還元性向30%の水準設定は、米国ガス火力の権益売却益500億円を還元原資として活用する筋道とも連動しており、菅野社長は「権益売却によって生じた利益の株主還元は、配当よりも自己株買いが相応しいとの議論をしてきた」（決算説明会 FY25）と背景を説明している。安定収益を配当で、権益売却益を自己株買いで還元するという二層構造の還元方針が、初めて公式に整理された。

長期投資の予見性と短期株主還元の両立は、引き続き経営課題として残る。大間原発計画は2025年時点で運転開始の確定見通しが立たず、長期脱炭素電源オークションの活用を含む経済性確保策が複数検討されている。菅野社長は「大間は非常に息の長いプロジェクトであるので^[55]、利益の予見性を持つべく様々な検討を進めている」（決算説明会 FY25）と述べた。設立から70年余を経た電源開発は、9電力では引き受けられない超長期投資を担う国策会社的な事業構造を残しつつ、上場企業として資本効率と還元の両立を求められる立場に置かれている。佐久間ダムから始まった「9電力では投資判断できない案件の引き受け手」という機能は形を変えながら維持されており、現代では大間原発・東西連系・海外CN資産シフトという三つの長期投資領域として現れている。