日本の着床式洋上風力は、同じ初期費用90.8万円/kWでも、前提の置き方で1kWhあたり約20円から41円まで動きます（DeepWindの簡易計算）。一方、第2・第3ラウンドの多くは基準価格3円で選ばれ、国は案件形成の目安を30円程度としています。採算を読むには、費用、発電量、資本コスト、価格の4つを同時に見る必要があります。
着床式の初期費用は38.8万円から90.8万円まであります。時点と含む範囲が違うため、どの数字を出発点にするかで結論が変わります。
簡易計算では、割引率を3％から6％にすると約6円、設備利用率を36.6％から32％にすると約4円上がります。費用だけを見ても採算は読めません。
物価の価格調整や長期脱炭素電源オークションは、対象や枠が限られています。3円で選ばれた案件の採算は、市場価格や相対契約の収入に大きく左右されます。
コスト構造を深く読むための記事
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費用：初期費用38.8万円から90.8万円、運転維持費1.32万円から3.6万円
初期費用（CAPEX）は発電を始めるまでに払う費用で、運転維持費（OPEX）は毎年かかる費用です。公的な資料だけで、次のような幅があります。
| 数字の出どころ | 初期費用（万円/kW） | 運転維持費（万円/kW/年） |
|---|---|---|
| 第3ラウンドの上限価格の想定 | 38.8 | 1.32 |
| 定期報告と比べる基準の想定 | 56.5 | 2.25 |
| 定期報告の実績（商用4件の平均） | 77.9 | 3.6 |
| JWPAの事業者アンケート | 90.82 | 2.76 |
JWPAの内訳では、風車が38.6％で最大です。一方、JWPAの比較で38.8万円との差が最も大きいのは工事で、4.2倍です。費用の議論で風車の価格だけを見ていると、差の大きい部分を見落とします。項目ごとの表は次の記事にあります。
👉 洋上風力発電のコスト内訳：1kWあたり90万円の中身と発電コストの読み方
発電量：設備利用率は27.7％から40.2％まで前提が分かれる
設備利用率（CF）は、定格出力で動き続けた場合に対する実際の発電量の割合です。同じ費用でも、発電量が少なければ1kWhあたりの費用は上がります。これも資料ごとに違います。
- 27.7％：定期報告の6件の平均です。実証機を含みます。
- 約32％：JWPAの事業者アンケートの平均です。
- 36.6％：第2・第3ラウンドの上限価格を決めたときの平均です。
- 40.2％：国の発電コスト検証が2040年に置いた想定です。
案件の発電量は風況だけでなく、風車どうしの影響や停止時間でも変わります。金融機関が発電量の見積もりを重く見るのは、この数字が返済の原資に直結するからです。
資本コスト：3％と7.3％の差は、発電コストの差でもある
資本コストは、建設資金に求められる利回りです。洋上風力は最初に大きく払って長く回収するので、この数字の影響が大きくなります。
国の発電コスト検証の3％は、全電源を同じ条件で比べるために置いた割引率です。事業者の資金調達の条件とは別のものです。IRENA（国際再生可能エネルギー機関）は、2025年の日本の洋上風力のWACC（負債と出資を合わせた資本コスト）を、実質税引後で7.30％としています。JWPAは事業全体の利回り（プロジェクトIRR）を6％として計算しています。定義は少しずつ違いますが、3％が事業者の想定より低いことは読み取れます。
同じ90.8万円でも、約20円から41円まで動く
ここまでの数字を簡単な式に入れると、どの前提がどれだけ効くかが見えます。初期費用90.82万円/kW、運転維持費2.76万円/kW/年、35年で計算しました。
| 割引率 | CF 27.7％ | CF 32％ | CF 36.6％ | CF 40.2％ |
|---|---|---|---|---|
| 3％（国の試算） | 28.8 | 24.9 | 21.8 | 19.8 |
| 6％（JWPAのIRR） | 37.2 | 32.2 | 28.1 | 25.6 |
| 7.3％（IRENAのWACC） | 41.2 | 35.7 | 31.2 | 28.4 |
JWPAは3％、36.6％で約22.4円、プロジェクトIRR 6％で30円台半ばとしています。含む範囲は違いますが、この表と近い水準です。
表からは三つのことが読めます。割引率を3％から6％にすると、CF 36.6％で6.3円上がります。CFを36.6％から32％にすると、割引率6％で4.1円上がります。初期費用を60万円まで下げると、6％、32％で24.6円となり、7.6円下がります。費用の削減と同じ大きさの効果を、発電量と資金調達も持っています。
海域の条件も重なります。JWPAの概算では、岩盤の地盤で初期費用が133.5万円/kWになるなど、区域の差は大きいとされます。区域ごとの条件は次の記事で比べています。
価格：基準価格3円と、案件形成の目安30円の間
費用の表と並べたいのが、公募で選ばれた価格です。
| 公募 | 制度 | 選定価格（円/kWh） |
|---|---|---|
| 五島市沖（浮体） | FIT | 36 |
| 第1ラウンド（3海域） | FIT | 11.99〜16.49 |
| 第2ラウンド（4海域） | FIP | 3（3海域）、22.18（西海市江島沖） |
| 第3ラウンド（2海域） | FIP | 3 |
3円はFIP（市場価格に上乗せを受ける制度）の基準価格です。上乗せがほとんどないため、実際の収入は市場価格や相対契約、非化石価値で決まります。上の費用の表と比べると、基準価格は運転維持費にも届きません。CF 32％で3円を受け取ると年8,410円/kWで、2.76万円の3割ほどです。採算は、3円の外で得る収入にかかっています。
第1ラウンドの3海域では、選ばれた事業者が2025年8月に撤退を表明しました。三菱商事は、建設費が想定の2倍以上になったと説明しています。第1ラウンドはFITで価格が固定されていたため、費用の上昇を収入で吸収できませんでした。
制度が埋められる差と、埋められない差
国は、この差を埋める仕組みを足してきました。ただし、どれも対象や効き方に限りがあります。
- 価格調整スキーム：物価に応じて基準価格の一部を落札後に1回見直します。上限は40％です。国は、選定済みの案件で効果が見込まれるのは西海市江島沖だけとしています。基準価格が3円なら調整の幅も小さいとみられます。
- 長期脱炭素電源オークション：容量収入を長期で受ける制度です。第2・第3ラウンドのゼロプレミアム案件は第4回に参加できますが、今回限りで、募集の上限は50万kWです。上限の算定には31.9円/kWhが使われました。詳しくは👉 長期脱炭素電源オークションの解説にあります。
- 公募の評価の見直し：次回の公募から、想定供給価格幅により低価格の競争を和らげます。これは価格点の設計で、収入の下限にはなりません。FITとFIPの違いは👉 FITとFIPの解説で整理しています。
- セントラル方式：JOGMECの調査データを公募参加者に提供し、事業者の調査の負担を減らします。工事費や金利を直接下げる仕組みとは別です。
港、作業船、工事できる日数、地盤は、これらの制度では変わりません。工事費の差が大きいことを考えると、残る課題はここにあるとDeepWindはみています。
浮体式：同じ物差しで比べられる実績はまだ少ない
ここまでの数字は着床式です。浮体式では、NEDOのモデルが基準のウインドファームをセミサブ型68.8万円/kW、スパー型57.0万円/kWと置いています。ただし、欧州並みの環境を前提にしたモデルなので、JWPAの90.82万円とは比べられません。国内の商用規模の実績が公開資料で比べられるようになるのは、これからです。
金融機関が見るのは、発電コストの低さより、返済がいちばん苦しい年に返済の原資が足りるかです。そのため、上の表の発電量と、3円の外の収入がどこまで長期の契約で固まるかが要になります。相手先のある長期契約が少ないと、市場価格の下振れをそのまま受けることになります。前提を変えた試算はDeepWind Simulatorで試せます。
洋上風力の採算は、費用の高さではなく、4つの前提の組み合わせで決まります。
費用だけを見ると、90.8万円という数字の重さに議論が集まりがちです。しかし簡易計算でも、発電量と資本コストの差は同じ規模で効きます。逆に、費用が下がっても、発電量が想定を下回り、資金の条件が厳しければ、差は打ち消されます。
案件や供給の計画を見るときは、4つの前提が同じ資料からそろっているかを確かめることが出発点になります。注意が必要なのは、国の21.1円や9.5〜10.1円を事業の採算と読む場合です。これは電源を比べるための試算で、3％の割引率を使っています。
次に見るのは、第2・第3ラウンドの工事です。想定値が実績に置き換わると、38.8万円と90.8万円のどちらが現実に近いかがわかります。3円の外の収入がどの程度固まるかも、長期脱炭素電源オークションの第4回の結果で一部が見えてきます。
洋上風力のコスト構造についてよくある質問
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