洋上風力のコスト・事業性：LCOE・CAPEX・IRR

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コスト・WACC・収入の前提を変えたとき、試算結果がどう動くかを確認できます。

港湾区域などで行う着床式洋上風力のFIT/FIP入札（海洋再エネ整備法の対象外）が10月13日に始まります。上限価格は非公表で、過去3回は落札ゼロでした。国内の実績は資本費77.9万円/kWで、想定の56.5万円を38％上回っています。

英BPが山形・遊佐沖450MW洋上風力から撤退を検討と報道。核心は構造にあります。第3ラウンドのゼロプレミアム落札がなぜ融資に不利なのか、LTDAで何が変わるのかを解説します。

日本の洋上風力「促進区域」全12エリアの事業性を、発電コスト（LCOE）と投資採算性（IRR）で比較。区域ごとにコスト差がどこから生まれるかをDeepWindが分析します。

日本の着床式洋上風力の初期費用は約90.8万円/kWで、工事費が3割を占めます。38.8万円など他の数字との違いと、運転維持費、発電コストの読み方を一次資料で整理します。

日本の着床式洋上風力は、同じ90.8万円/kWでも前提次第で1kWhあたり約20円から41円まで動きます。費用、発電量、資本コスト、価格の4つを公開資料の数字で整理します。

五島市沖の浮体式洋上風力は建設費が未公表です。36円/kWhの売電収入から逆算すると、20年で回収できる建設費は1kWあたり約53万〜118万円です。実証機の実績との差も整理します。

洋上風力の有望区域9エリアをLCOE・IRRで比較。最安の酒田は促進区域の最安より安く、岩宇・南後志は系統が近くても成立しません。促進区域と同一前提でDeepWindが試算しました。