風力発電のデメリットとしてよく挙がるのは、天候で出力が変わること、コストが高いこと、景観や生き物への影響です。日本の洋上風力で、いま事業の採算を実際に崩しているのはどれでしょうか。政府の資料では、国内の洋上風力の資本費（建設にかかる費用）は、価格を決めるときの想定の約1.4倍でした。運転維持費は約1.6倍です。一方で、売電価格は入札の時点で固まります。本記事は、この「後から上がるコスト」を軸に、日本の洋上風力が抱える4つの課題を数字で整理します。
国内の定期報告では、商用機4件の資本費は平均77.9万円/kWで、想定の56.5万円/kWを約4割上回りました。運転維持費は3.6万円/kW/年で、想定の2.25万円を約6割上回っています。
第1ラウンドの3海域では2025年8月に事業者が撤退しました。港湾区域などの入札は3回続けて落札ゼロです。どちらも、決まった価格と上がったコストの差が表に出た例です。
2031年度の見通しで、送電網の混雑による風力の出力制御が見込まれたのは北海道と東北だけでした。洋上風力の適地が多い地域と重なります。港と保守の体制も、風車の大型化に合わせた整備の途中です。
一般に挙がる風力発電のデメリット：天候、コスト、環境、景観
風力発電のデメリットとして一般によく挙がるのは、次の5つです。
- 出力が天候で変わる：風が弱い日は発電量が落ちます。電力会社は、その分を他の電源や蓄電池で補う必要があります。
- 建設費が高い：とくに洋上では、基礎工事や海底ケーブル、専用の作業船に費用がかかります。
- 騒音と景観：陸上では住宅との距離が問題になります。洋上では岸から離れるほど小さくなります。
- 生き物への影響：鳥が羽根に当たる事故や、工事の音による海の生き物への影響が指摘されています。
- 漁業との調整：洋上では、漁場との重なりをどう調整するかが計画の前提になります。
これらはどれも、計画の段階である程度見込める課題です。日本の洋上風力で問題になっているのは、計画のときの見込みと、建設や運転に入ってからの現実がずれることです。以下の4つは、そのずれが数字で見えている課題です。
課題1 実績コストが想定を上回る：資本費は約1.4倍、運転維持費は約1.6倍
経済産業省の調達価格等算定委員会は、2026年9月25日の資料で、国内の洋上風力の定期報告データを示しました。定期報告は、運転中の発電所が実際にかかった費用を国に報告するものです。想定値は、委員会が価格を決めるときに使ってきた水準です。
| 項目 | 想定値 | 実績（定期報告） | 想定との差 |
|---|---|---|---|
| 資本費（商用機4件の平均） | 56.5万円/kW | 77.9万円/kW | 約1.4倍 |
| 運転維持費（商用機4件の平均） | 2.25万円/kW/年 | 3.6万円/kW/年 | 約1.6倍 |
| 設備利用率（6件の平均） | 30.0% | 27.7% | 2.3ポイント低い |
設備利用率は、1年間フル出力で動いた場合に比べて、実際に何割発電したかを示す数字です。発電量、つまり売電収入の大きさを決めます。資本費と運転維持費は上振れし、設備利用率は下振れしました。採算に効く3つの数字が、そろって悪い方向にずれています。
この数字には限りがあります。報告は6件だけで、うち2件は実証機です。いずれも、いま公募で選ばれている案件より小さく、岸に近く、世代の古い設備です。数百MW規模の新しい案件に、この差がそのまま当てはまるとは言えません。それでも、国の想定と実際の費用の差を国自身の資料で示した数字として、価格の議論の出発点になります。
👉 日本の洋上風力コスト構造と経済性を読み解く：CAPEX・OPEX・LCOE・制度が分岐を生む理由
課題2 価格が先に固まる：第1ラウンドの撤退と、落札ゼロの入札
洋上風力の売電価格は、入札や公募の時点で決まります。建設はその数年後で、運転は20年以上続きます。その間に資材や金利が上がっても、売電価格は原則として動きません。コストの上振れは、そのまま事業者の損になります。
この差が表に出た最大の例が、第1ラウンドです。秋田・千葉沖の3海域では、2025年8月に三菱商事を中心とする事業者が撤退しました。合わせて約1,742MWで、3海域は再公募を待っています。
👉 第1ラウンド洋上風力は、なぜ撤退に至ったのか：METI公式分析から読み解く制度設計の限界と教訓
反対の形でも差は見えます。港湾区域などで行う着床式の入札（海洋再エネ整備法の対象外）は、2020年度から3回続けて落札がありませんでした。上限価格では採算が合わないと事業者が判断すれば、応札そのものが集まりません。第4回の入札は、2026年10月13日に募集が始まります。
👉 洋上風力の入札、上限価格と実績コストの差：港湾区域などの着床式（190MW）は3回続いた落札ゼロを破れるか
価格の外側で収入を足す道も、まだ細いままです。新しい脱炭素電源の固定費を長期で支える長期脱炭素電源オークション（LTDA）では、第3回で洋上風力の落札はゼロでした。
課題3 送電網：2031年度の出力制御は北海道と東北に集中
送電網に流せる電気の量には上限があります。流したい電気が多すぎると、発電所は出力を絞るよう求められます。これを出力制御と呼び、絞った分は売電収入になりません。
電力広域的運営推進機関は、全国の送電網の計画を担う機関です。その2031年度の見通しで、送電網の混雑による風力の出力制御が見込まれたのは、北海道と東北の2エリアだけでした。どちらも、洋上風力の促進区域や有望区域が集まる地域です。風の良い地域ほど電気を使う場所から遠く、送電網の増強が追いつくかどうかが発電量に直結します。
👉 洋上風力の出力制御は北海道と東北に偏る：2031年度の系統混雑見通しが示すもの
課題4 港、船、保守：風車の大型化に設備が追いつくか
洋上風力の部品は大きく重いため、専用の港で保管し、組み立ててから海に運びます。国が指定した基地港湾は、2026年4月時点で7港です。国土交通省は、浮体式（風車を海に浮かべて係留する方式）に対応した港の規模を検討しています。案は2026年度内にまとめる予定です。
運転に入ってからの保守も課題です。2025年5月には、秋田市の新屋浜風力発電所（陸上）で、風車のブレードが折れる事故が起きました。経済産業省は2026年8月、風車への落雷の有無を常に把握できるようにすることを求める形に、技術基準の解釈を改めました。洋上では点検のたびに船を出す必要があり、こうした保守の手間は運転維持費に直接効いてきます。
👉 風車の雷撃対応が「装置を付ける」から「把握できている」へ：2026年8月改正と内視鏡点検の義務化
漁業との調整は、法律の手続きの中で行います。国、自治体、漁業者などが協議会をつくり、区域の指定や事業の進め方を話し合います。2026年4月からは、国が区域を指定する前に、環境大臣が海洋環境を調べる仕組みも加わりました。
👉 海洋再エネ整備法（旧 再エネ海域利用法）とは：促進区域12海域と、EEZで変わる事業者の選び方
金融機関が見るのは、返済がいちばん苦しい年に、返済の原資が返済額の何倍あるかです（DSCR）。設備利用率が30.0%から27.7%に下がると、発電量と売電収入はおよそ8%減ります（単純比例のDeepWind試算）。同時に、運転維持費が2.25万円から3.6万円/kW/年に上がれば、返済に回せるお金はさらに細ります。売電価格が固定のまま2つが重なると、DSCRは1.35倍を割り込みやすくなります。1.35倍は、DeepWindが融資を受けやすい水準の目安としている値です。
日本の洋上風力の最大のデメリットは、コストの高さそのものより、価格が先に固まり、コストが後から上がる順番にあります。
天候による変動や景観の問題は、計画の段階である程度見込めます。見込めないのは、入札から建設までの数年でコストがどこまで動くかです。第116回の資料は、国の想定と実績の差を国自身の数字で示しました。第4回の港湾区域入札の上限価格が、この差をどこまで織り込むかが次の焦点です。上限価格は開札の後に公表されます。
このデメリットは、制度で和らげる余地があります。物価の変化を価格に反映する仕組みや、LTDAのような価格以外の収入の道です。どれだけ使えるかは案件の条件によって違います。新しく参入する事業者や金融機関は、入札の時点で、建設開始までのコスト変動を誰が負うのかを確かめる必要があります。
よくある質問：風力発電・洋上風力のデメリット
関連記事
- 日本の洋上風力市場をどう見るべきか｜投資・コスト・サプライチェーンの構造整理
- 洋上風力の入札、上限価格と実績コストの差：港湾区域などの着床式（190MW）は3回続いた落札ゼロを破れるか
- 洋上風力の出力制御は北海道と東北に偏る：2031年度の系統混雑見通しが示すもの
- 風力発電の仕組み｜構造・タービン種別・浮体式と事業採算性への含意
- 洋上風力「促進区域」12エリアの事業性：LCOE・IRRで見るコスト比較（2026年）
DeepWind Weeklyは、日本の洋上風力市場を毎週お届けします。発表された内容そのものより、その先で何が起きるかを追います。工事は実際に動くか、コストは合うか、事業として成り立つか、部材と人手は足りるか、制度は何を変えるか。この5点から読み解きます。
無料レポート4月に立てた計画の前提は、どこで古くなったか。2026年4〜9月の日本の洋上風力を17ページで整理しました（英語）。Weeklyに登録すると無料で届きます。 レポートの内容を見る →