電力網における独占的利益：エネルギー転換が遅れる中、電力網運営会社がいかにして巨額の利益を上げているか

エネルギー転換は保留状態：州政府はネットワーク事業者に夢のような利益をもたらしている

老朽化したネットワークにもかかわらず数十億ドルの利益：電力供給会社の不条理なビジネスモデル

ドイツの電力網は、エネルギー転換のボトルネックとなっている。老朽化し、過負荷状態にあり、家庭や産業界にとって莫大なコスト要因となっているのだ。数万基もの風力タービン、太陽光パネル、蓄電設備が送電網への接続待ちで列に並んでいる一方で、送電網の運営者は莫大な利益を上げている。欠陥のある規制制度と競争の完全な欠如により、地域独占企業は最大50%もの自己資本利益率を達成している。国の重要なインフラが停滞している一方で、なぜある産業だけがこれほどの利益を上げているのだろうか？複雑な電力網料金体系を調査すると、最終的にそのツケを払うのは消費者であり、この制度は利益を貪る企業を保護していることが明らかになる。.

ネットが金儲けの道具になって、誰も修理しなくなったら

4万件のプロジェクトが頓挫：ドイツの電力網独占企業の法外な利益

2026年春にドイツ最大の電力配電網事業者の財務諸表を読んだ人は誰でも驚くでしょう。損失ではなく、利益の多さに。ドイツ新エネルギー産業協会（BNE）がZeitmagazinに提供した分析によると、2024年の上位18の地域電力配電網事業者の平均自己資本利益率は驚異的な30.1%でした。これは例外的なものではなく、継続的な傾向の集大成です。2023年の時点で、調査対象となった上位15の配電網事業者の平均自己資本利益率（商法による）は、BNEが2019年から2023年までの企業の貸借対照表を分析して算出したところ、20.2%でした。個々の企業はこれらの数値を何倍も上回りました。EWE Netzは2023年に50%の利益率を達成し、Pfalzwerke Netzは38～39%、Westnetzは27%でした。 BNEによると、2024年のウェストネッツのリターンは45パーセントにまで上昇し、バイエルンヴェルク・ネッツは38パーセント、ミッテルドイチェ・ネツゲセルシャフト・シュトロームは43パーセントを達成した。.

これらの数字は経済的に驚くべきだけでなく、政治的にも爆発的な意味を持つ。同時に、ドイツの電力網の大部分は、絶望的に過負荷状態にあり、老朽化が進み、再生可能エネルギーの急増によって完全に圧倒されている。ドイツ全土で約4万件のプロジェクトが送電網への接続を待っており、風力発電所、太陽光発電所、蓄電池施設など、総容量は140ギガワットに及ぶ。専門家は、2045年までに配電網を拡張するには約3,230億ユーロ、送電網にはさらに3,280億ユーロ、合計で約6,510億ユーロが必要になると見積もっている。それにもかかわらず、社会がこの重要なインフラの責任を委ねた企業は、成功を収めているテクノロジー企業でさえ恥じ入るほどの収益を上げている。.

ビジネスモデル：競争圧力に左右されずに利益を上げる

ネットワーク事業者がどのようにしてそのような収益を上げているのかを理解するには、そのビジネスモデルの本質を把握する必要があります。電力網は、いわゆる自然独占です。都市や地域で競合する送電網を構築することは、経済的に非合理的であり、技術的にも無意味です。消費者はネットワーク事業者を選ぶ選択肢がなく、自分が住んでいる地域の事業者のネットワーク料金を支払います。住宅顧客、企業、産業が送電に対して支払うネットワーク料金は、個人消費者の電気料金総額の約3分の1を占めます。ネットワーク料金は、4つの主要な送電システム事業者が課す送電ネットワーク料金（ネットワークコストの約30%を占める）と、866の地域配電システム事業者が課す配電ネットワーク料金（約70%を占める）に分けられます。.

競争が機能しないため、国が達成可能な利益を規制する。連邦ネットワーク庁は、各規制期間ごとにいわゆる収益上限を設定し、そこから許容されるネットワーク料金が算出される。このシステムの中心となる要素は、みなし自己資本利益率である。これは、ネットワーク事業者が投資した自己資本に対して達成できる利益額を規定し、ネットワーク料金の計算におけるコスト項目として含まれる。2024年から2028年までの電力ネットワークに適用される現在の第4規制期間では、この利率は税引き後4.13%に設定され、新規投資の場合は5.07%とより高い利率となっている。これは穏やかで公平な規制のように聞こえる。しかし、現実は異なる。.

規制と現実のギャップ

規制当局が承認する自己資本利益率が4～5％程度の企業が、実際には20％、30％、あるいは50％もの利益率を達成できるのはなぜでしょうか？その答えは、規制で規定されている内容と、実際に貸借対照表に計上される内容との間に大きな違いがあることにあります。規制当局は、いわゆるみなし自己資本（過去の取得原価と定められた資本構成に基づく標準化された値）に基づいて自己資本利益率を計算します。しかし、商法上の自己資本利益率は、純利益を企業の貸借対照表に計上される実際の自己資本に関連付けます。そして、この自己資本は、みなし固定資産よりも構造的にかなり低い場合があります。.

この会計上の不一致は差額の一部を説明するが、唯一の説明ではない。BNE（ドイツネットワーク事業者協会）は、調査対象となっているネットワーク事業者が、規制制度を組織的に悪用して利益を増大させる特定の慣行を行っているとも非難している。これには、規制期間の基準年のコストを人為的に水増しすること、インフレ調整を二重に適用すること、そして特に衝撃的なのは、実際には支払われていない、あるいは全額支払われていないにもかかわらず、ネットワーク料金に事業税を組み込むことである。推定によると、配電ネットワーク事業者は顧客に年間約4億ユーロの計算上の事業税を負担させており、そのかなりの部分は実際に支払われることなく地方税制度に留まっている。BNEのロバート・ブッシュ専務理事は次のように結論付けている。「ネットワーク事業者がこれほど高い利益を上げられるのであれば、規制の枠組みに根本的な問題がある。」.

消費者がその代金を支払う

規制当局の専門用語のように聞こえるかもしれないが、ドイツの何百万もの家庭や企業にとって、ネットワーク料金は直接的な経済的影響を及ぼす。ネットワーク料金は電気料金の抽象的な項目ではなく、月々の電気料金のかなりの部分を占めており、近年、多くの家庭や中小企業にとって大きな負担となっている。2023年から2024年だけでも、年間平均消費量が3,500キロワット時の一般家庭のネットワーク料金は約10.6％上昇し、年間平均341ユーロから377ユーロに増加した。バイエルン州など一部の地域では、増加率は17％にも達した。.

送電網を見ると、状況はさらに深刻です。50Hertz、Amprion、TenneT、TransnetBWの4つの主要送電システム事業者は、2024年1月1日に送電網使用料を1キロワット時あたり3.12セントから6.43セントへと倍増させました。これは、気候変動対策基金からの政府補助金の廃止が直接の原因です。一般家庭の顧客にとっては、これは電気料金の即時値上げを意味し、効率改善や競争圧力によって相殺されることはありませんでした。2025年以降、連邦ネットワーク庁は、再生可能エネルギーの大規模な拡大により送電網使用料が特に急激に上昇した地域に対して部分的な補償を行いました。2025年の想定送電額が24億ユーロとなる新たなパススルーメカニズムにより、コストはより広く分配されるようになりました。しかし、その結果、恩恵を受ける地域以外の平均的な世帯は、依然として年間約21ユーロの追加費用を負担することになり、送電網事業者の利益は減ることなく増え続けることになります。.

逆説的な同時性：記録的なリターン、記録的な遅延

この話で最も衝撃的な点は、収益の規模そのものではなく、莫大な投資の滞留と同時に発生したことだろう。これほど高い利益を上げている企業は、理論的には自社のインフラに多額の投資を行うべきだ。しかし、現実は異なる様相を呈している。82の大手配電事業者が2024年4月に発表した、法的に義務付けられた2024年の送電網拡張計画によると、投資額で測ると、2023年12月31日までに、高電圧プロジェクトと高～中電圧変電所プロジェクトの約24%が既に遅延していた。配電事業者は、これらの遅延の主な理由として、内部要因（影響を受けた投資額の26%）、許認可手続き（17%）、供給のボトルネック、外部要因を挙げている。.

この投資の滞留は抽象的な問題ではなく、具体的で深刻な経済的影響を及ぼします。コンサルティング会社AFRYは、送電網の容量不足のためにドイツで現在実現できない投資額を450億ユーロと推定しています。約4万件のプロジェクトが接続待ちの状態にあり、合計270ギガワットの容量を持つ再生可能エネルギーおよび電力貯蔵施設が送電網への接続を待っています。ラインラント地方のロンマースキルヒェンにある工業団地は、この問題を如実に示しています。高圧送電線のすぐ隣に位置するこの工業団地は、十分な電力接続を待っている状態です。Westnetzの報告によると、110kV配電網の容量はほぼ限界に達しており、接続は2030年代まで遅れる可能性があります。このように、ドイツで成長と投資を目指す企業は、構造的な成長の制約に直面しているのです。.

投資の必要性：国家的な取り組みが阻害されている。

必要とされる投資規模は、歴史上前例のないものです。輸送、産業、建物の電化、風力発電と太陽光発電の大規模な拡大、そして数百万もの分散型生産者と消費者の統合は、送電網インフラ全体の根本的な変革を必要とします。2033年までに、82の大手配電事業者は、送電網拡張だけで約1,100億ユーロの投資が必要になると見込んでおり、2045年までにはこの必要額は約2,070億ユーロに増加します。2045年までの送電網と配電網への投資必要額を合計すると、総額は6,510億ユーロになります。これは、年間投資額が2023年の約150億ユーロから年間約340億ユーロに増加する必要があることを意味し、127%の増加となります。.

ドイツエネルギー・水道産業協会（BDEW）は、近未来の投資方針を次のように示しています。2024年には、送電網に約134億ユーロ、配電網に約86億ユーロが投資され、合計で約220億ユーロとなりました。これらの数字は、2030年までに送電網で年間164億ユーロ、配電網で年間154億ユーロに増加し、合計で約320億ユーロになると予測されています。既存の未処理案件と、2030年までに約930万人の新規ネットワーク利用者を統合する必要性を考えると、ネットワーク事業者の莫大な利益が、なぜ緊急に必要な拡張に大幅に再投資されないのかという疑問が残ります。

承認手続き上のハードルと構造的な障害

配電網事業者だけが責任を負うべきではない。事業者の投資意欲に関わらず、ネットワーク拡張を遅らせる構造的な障害に触れなければ、全体像は不完全だ。ドイツは、あらゆるインフラ分野に影響を与える慢性的な許認可問題に悩まされている。高電圧直流送電線（HVDC）の場合、申請日から平均約6年の許認可期間が必要であり、最初の申請前に法律で義務付けられている計画期間を含めると、少なくとも7.5年かかる。従来の三相交流送電線の場合、許認可プロセスには平均5～6年かかる。.

配電網を介して接続する必要のある陸上風力タービンについては、過去10年間で許可プロセスが倍増し、約13か月から2023年には最大26か月にまで達しましたが、法改正により2025年には平均17か月に短縮されました。これは、政治的意思が官僚主義を軽減できることを示しています。しかし、この意思は均等に分布しておらず、送電網の拡張自体には長らく適用されていませんでした。風力発電の許可は迅速化されましたが、送電網事業者の内部プロセスは依然として遅延の最も一般的な原因の一つであり、事業者自身が「内部的な理由」として挙げている投資遅延額の26%を占めています。.

インセンティブ規制システム：概念は良いが、実施方法は不十分

インセンティブ規制の基本原則は十分に根拠に基づいている。ネットワーク事業者の実際のコストを全額補償するのではなく（そうすれば効率化への圧力が全くなくなる）、連邦ネットワーク庁は収益の上限を設定する。ネットワーク事業者が規制上の想定よりも効率的に運営した場合、その差額を保持することができる。この仕組みはコスト削減へのインセンティブを生み出すことを目的としている。理論的には、これは優れた手段である。しかし実際には、望ましくない副作用が生じている。それは、必ずしも投資やサービス品質を報いるのではなく、コスト最適化、そして可能であれば会計上の巧妙さを報いる結果となっていることである。.

連邦ネットワーク庁が進めている改革プロジェクト（内部ではNESTプロセス（新収益上限制度と増額）として知られる）は、2029年から始まる第5期規制期間に向けてこの制度を改善することを目的としていた。しかし、2025年12月に同庁が発表した結果は、業界団体と消費者団体の両方を失望させた。ドイツエネルギー・水道産業協会（BDEW）は、計画された変更は現状と比較して構造的な悪化を招き、ネットワーク事業者の投資能力と業績能力を弱めるものだと批判した。BDEWの試算によると、業界は新たな手法により、規制期間全体で電力部門で35億ユーロ、ガス部門で15億ユーロの収益損失を見込んでいる。地方自治体企業協会（VKU）は、この規定を「期待外れであり、配電ネットワーク事業者の現在および将来の業務に全く不適切である」と評した。.

批判の具体的な点の一つは、債務コストの算出方法に関するものです。連邦ネットワーク庁は、動的なモデルを用いる代わりに、債務コストの決定に7年間の固定期間を採用しています。このため、ネットワーク事業者は、2029年から2033年までの規制期間中に投資の借り換えを行う際に、構造的な資金不足に陥る恐れがあります。同時に、コスト増加はかなりの時間差でしか認識されないため、特に高インフレ期には、ネットワーク事業者の実際の収益性に圧力がかかります。.

業界重点分野：B2B、デジタル化（AIからXRまで）、機械工学、物流、再生可能エネルギー、産業

詳細はこちら:

• エキスパートビジネスハブ

洞察と専門知識を提供するテーマ別ハブ:

• 世界および地域の経済、イノベーション、業界特有のトレンドを網羅した知識プラットフォーム
• 当社の主要重点分野に関する分析、洞察、背景情報のコレクションです。
• ビジネスとテクノロジーの最新動向に関する専門知識と情報を提供する場所
• 市場、デジタル化、業界のイノベーションに関する情報を探している企業のためのハブ。

欧州における規制株式リターンの比較：パラドックス

ここで、一見解決不可能なパラドックスが生じる。一方では、ドイツのネットワーク事業者は、実際には商法の下で非常に高い収益を上げている。他方では、連邦ネットワーク庁が規定する税引き後自己資本利益率4.28%は、ドイツエネルギー・水道産業協会（BDEW）によれば、欧州平均の6.65%よりも低い水準にある。この一見矛盾する状況は、既に述べたように、規制上の収益と商業上の収益の構造的な違いによって説明される。規制上の収益は当局が設定した目標であり、市場価格ではない。しかし、商業上の収益は実際の事業実態を反映しており、コスト最適化、会計上の決定、および制度上の抜け穴により、この目標値を大幅に上回る可能性がある。.

これは、今後の送電網拡張にとって戦略的な課題となる。必要な民間資本を動員するには、年金基金、インフラファンド、保険会社といった機関投資家が、リスク調整後のリターンを十分に魅力的な水準で期待できることが不可欠だ。経済学者の試算によると、機関投資家から必要な追加資本の半分を調達するには、税引き前の自己資本利益率（ROE）を少なくとも8.7%まで引き上げる必要がある。この数値は、現在規定されている水準をはるかに上回っている。同時に、既存の送電網事業者は、規制上の計算方法ではなく、会計処理や構造最適化といった固有の仕組みを通じて、既にこの目標値をはるかに超えるリターンを生み出している。.

再配車：過負荷ネットワークの目に見えないコストエンジン

送電網の問題でしばしば過小評価されるもう 1 つの側面は、いわゆる再配電コストです。送電網が容量限界に達し、発電者から消費者に電力を送電できなくなると、送電網事業者は市場に介入する必要があります。過負荷地域では発電が抑制され、供給不足地域では発電量が増加します。これらの対策には費用がかかり、しかもかなりの額になります。送電網の混雑管理の総コストは、2024 年に約 27 億 7,600 万ユーロに達しました。これは前年 (2023 年: 33 億 3,500 万ユーロ) より 17% 減少していますが、それでも送電網拡張の構造的不足に直接起因する、数十億ユーロ規模の年間経済負担となっています。2024 年のボトルネックの約 74% は送電網、つまり北と東から南と西の消費地へ風力発電を送電する主要な電力回廊にありました。.

問題の根源は、長年にわたる政治的な判断ミスにある。SuedLinkのような送電線を、より費用対効果の高い架空線ではなく、高価な地下ケーブルとして建設するという決定は、完成を何年も遅らせ、プロジェクトのコストを大幅に増加させた。景観保護を目的としたこの政治的な譲歩は、根本的な容量問題を解決することなく、すべての電力消費者にコストを転嫁した。AFRYの報告書によると、配電網レベルでは、送電網拡張の遅れが、合計140ギガワットの再生可能エネルギープロジェクトと130ギガワットの蓄電池プロジェクトを阻害しており、450億ユーロの投資が阻害されている。.

ネットワーク料金は産業政策のブレーキとなる

過剰な送電網料金と不十分な送電網整備の影響は、家庭の電気料金だけにとどまりません。深刻な産業政策上の問題となっています。ドイツで生産を行うエネルギー集約型産業は、高い送電網料金をコスト計算に直接組み込んでいます。2024年1月から、主要な送電系統運用者は送電網料金として1キロワット時あたり6.43セントを請求しており、これは数か月で倍増しています。電力送電網料金条例第19条に基づく大口消費者に対する個別送電網料金の特別規制は維持され、連邦政府は今後4年間で送電網料金を削減するために気候・変革基金から総額260億ユーロの補助金を含むさまざまな救済措置を採用しましたが、これらの措置は根本原因に対処することなく症状を緩和するだけです。.

免除基準に該当しない中小企業（SME）や中規模工業企業にとって、コスト負担は依然として高い。ハンス・ベックラー財団のマクロ経済・景気循環研究所（IMK）は、エネルギー転換を可能にするためには、電力網への年間投資額を2023年の約150億ユーロから約340億ユーロに増やす必要があると強調している。そうでなければ、拡張の遅れにより気候中立達成の全体コストが増加し、ドイツのビジネス拠点としての競争力が危うくなる。送電網拡張の遅れは抽象的な計画要因ではなく、企業にとって具体的な結果をもたらす。すなわち、生産コストの上昇、投資決定の不確実性、そして最悪の場合、より発達したエネルギーインフラを持つ地域への移転である。.

主要な改革：AgNesと新しい報酬制度がもたらすものとは？

連邦ネットワーク庁は、2029年までに過去20年間で最も重要な電力網料金体系の改革を計画している。AgNes（電力網料金一般制度）という略称の下、2029年から年間約370億ユーロに上る電力網コストを家庭と企業間で再配分する新たな制度が策定されている。2005年からこれらのコスト配分に関する基本ルールを定めてきた現行の電力網料金条例は、2028年末に期限切れとなる。この改革は、コスト配分の近代化、柔軟な電力網利用へのインセンティブ強化、そして長年続いてきた地域間の不均衡の拡大緩和を目的としている。.

すでに実施されている、平均以上の負荷がある送電網エリア（特に風の強いドイツ北部と東部）向けの費用分担メカニズムは、この方向への第一歩です。2025年以降、約26の直接対象となる送電網事業者が、2024年8月の連邦ネットワーク庁の決定の恩恵を受けることになります。優遇された地域では、送電網料金が最大39%削減され、平均的な世帯では年間最大192ユーロの節約になります。しかし、連邦環境庁の科学者たちは、この部分的な補償はあくまで暫定的な措置に過ぎないと警告しています。長期的には、ドイツ全土で統一された送電網料金の方が、ばらばらの費用分担メカニズムよりも公平な分配を確実に保証できるでしょう。.

構造的ジレンマ：投資促進策と消費者保護策の間で

政治的・規制上の議論は、究極的には根本的なジレンマに集約される。すなわち、民間企業に数千億ユーロを社会インフラ整備に投資させたいのであれば、それに見合うだけの魅力的なリターンを提供しなければならない。しかし、過度に高いリターンを認めることは、消費者と産業界に過度の負担をかけ、実質的には業績ではなく独占によって生み出される利益を助成することになる。ドイツの規制制度は、このバランスを取るための満足のいく解決策をまだ見出していない。.

現在のデータは明白です。配電網事業者の収益は規制要件をはるかに上回っています。同時に、ネットワーク自体は多くの点で基準を満たしていません。ドイツ配電網事業者協会（BNE）が導き出した論理的な結論は次のとおりです。超過収益と投資の滞留が同時に発生している場合、規制の枠組みに何らかの問題があるということです。利益と投資実績を一貫して結びつける仕組みが欠如しているか、あるいは既存の抜け穴によって実際のネットワーク投資とは無関係な利益が生じているかのどちらかです。.

BNE（ドイツエネルギー・水道産業協会）が要求し、NESTプロセスで議論されている改革案の一つは、いわゆる業績連動型収益です。これは、ネットワーク事業者が事前に定められた拡張目標と品質基準を実際に達成したかどうかに応じて、自己資本に対する許容収益率が上昇または下降するというものです。このような成果連動型の規制モデルは他国で試験的に導入されており、収益と業績の不均衡を是正するのに役立つ可能性があります。BDEW（ドイツエネルギー・水道産業協会）とVKU（地方自治体企業協会）は​​ともに、連邦ネットワーク庁がNESTプロセスにおいてこのアプローチを十分に実施していないことを批判しています。.

市場構造と所有権：営利主義の影に隠れた地方自治体の公共事業

もう一つ注目すべき点があります。最も収益性の高い送電網事業者は一体誰が所有しているのでしょうか？ EWE NetzはEWEグループの子会社で、EWEグループはニーダーザクセン州とブレーメン市の自治体が過半数の株式を保有しています。WestnetzはRWEグループに属し、Bayernwerk Netzはバイエルン州のエネルギー会社E.ONに属しています。Mitteldeutsche Netzgesellschaft StromはenviaMの子会社で、enviaMはE.ONが過半数の株式を保有しています。このように、莫大な利益はエネルギー会社の金庫に相当程度流れ込み、自治体運営の公益事業の場合は自治体の予算にも流れ込みます。このため、規制改革をめぐる政治的な議論はデリケートなものとなります。送電網収入から利益を得ている自治体は、規制が厳しすぎないようにすることに構造的な利害関係を持っているからです。ドイツのエネルギー部門では、自治体のインフラ利害と民間企業の利益利害の分離が完全に実現されたことはありません。.

今、何をすべきか

分析によると、ドイツの電力網システムは岐路に立たされている。一方では、比例的な投資を伴わずに過剰な利益を生み出す規制枠組みが存在する。他方では、信頼性が高く公正な規制なしには満たせない莫大な投資ニーズが存在する。このジレンマから抜け出すための実行可能な道筋を見出すには、いくつかの対策が必要となる。.

第一に、透明性の向上が必要です。商法上のネットワーク事業者の収益は、規制法で認められている収益と体系的に、かつ公に比較されるべきです。これまで、この分析はドイツ連邦ネットワーク庁（BNE）による高額な貸借対照表調査によってのみ可能でしたが、規制報告の必須項目となるべきです。第二に、収益は業績とより一貫して連動させる必要があります。拡張目標を達成できなかったネットワーク事業者は、規制上の収益を全額受け取る権利を持つべきではありません。第三に、ネットワークプロジェクトの承認プロセスをさらに迅速化する必要があります。ドイツは風力発電の承認期間を短縮することでこの分野で進歩を示しており、この進歩をネットワーク拡張プロジェクトにも適用する必要があります。第四に、会計上、過大な収益を生み出す資本構成の最適化は、的を絞った規制調整によって制限されるべきです。.

エネルギー転換の成否は電力網にかかっている。電力網は未来経済の生命線である。この生命線の運営と拡張を担う企業が、現在記録的な利益を上げている一方で、4万件ものエネルギープロジェクトが送電網への接続を待ち、数十億ドル規模の送電再編コストが国民の負担となっているのは、決して偶然ではない。これは、優秀な頭脳によって設計された規制システムが、その後、同様に抜け目のない企業によって自らの利益のために悪用された結果である。問題は改革が必要かどうかではなく、政治家が改革を実行するのにどれだけの時間がかかるかである。.