日本の着床式洋上風力の初期費用は、業界団体の事業者アンケートで1kWあたり約90.8万円です。450MWなら約4,100億円にあたり、工事費だけで3割を占めます。ただし同じ着床式の商用案件でも、資料によって38.8万円から90.8万円まで差があり、どの数字を使うかで事業の見え方が変わります。
工事費の合計は29.7万円/kWで、風車の調達費27.0万円を上回ります。基礎は調達8.6万円に対して、工事が11.5万円です。
90.8万円には予備費や陸上の送電線が入り、数字は事業者の想定値です。倍率を見る前に、何を比べているのかをそろえる必要があります。
どちらも割引率3％で機械的に計算した値です。業界団体は事業に必要な価格を30円台半ばとし、政府は案件形成の目安を30円/kWh程度としています。
1kWあたり90.8万円の内訳：工事費が3割を占める
初期費用（CAPEX）は、発電を始めるまでに一度に払う費用です。日本風力発電協会（JWPA）は、一般海域（海洋再エネ整備法の公募の対象になる海）で着床式を進める事業者にアンケートを行いました。結果は2026年1月の第111回調達価格等算定委員会に出されています。8事業者が回答し、下の表はモノパイル（1本の太い杭で風車を支える基礎）5案件の平均です。
この数字は実績額ではなく、これから変わりうる想定値です。また、JWPAは業界団体で、この資料は上限価格（公募で応札できる最大の価格）の見直しを求めるものです。その点を踏まえて読む必要があります。
| 項目 | 調達 | 工事 | 合計（万円/kW） | 割合 |
|---|---|---|---|---|
| 風車 | 27.00 | 8.10 | 35.10 | 38.6％ |
| 基礎 | 8.60 | 11.53 | 20.13 | 22.2％ |
| 海底送電線 | 2.44 | 4.53 | 6.97 | 7.7％ |
| 陸上送電線（30km） | 2.87 | 4.67 | 7.54 | 8.3％ |
| 変電設備 | 1.76 | 0.86 | 2.62 | 2.9％ |
| 調査設計 | 2.54 | 2.54 | 2.8％ | |
| 予備費 | 7.23 | 7.23 | 8.0％ | |
| その他 | 8.70 | 8.70 | 9.6％ | |
| 合計 | 42.67 | 29.69 | 90.82 | 100％ |
出典：JWPA 第111回調達価格等算定委員会 提出資料（2026年1月）、同協会2025年11月資料。合計と割合はDeepWind算出。「合計」行の調達と工事には調査設計、予備費、その他を含みません。その他は系統費用、保険料、建設中の金利、占用料、人件費、港湾使用料です。
風車だけを見ると、調達と工事を合わせて全体の4割近くになります。一方で、工事費を集めると29.7万円で、風車の調達費27.0万円を上回ります。基礎は本体より工事のほうが高くなっています。
JWPAが計算に使う450MW（15MW機30基）に当てはめると、総額は約4,100億円です。1基あたりでは約136億円です。これは基礎や送電線、工事まで含めた事業費を基数で割った値で、風車1基の価格とは別のものです（DeepWindの単純計算）。
海域の条件で変わる金額
90.8万円は平均で、海域によって動きます。JWPAは次のように概算しています。同協会自身が、数字の妥当性は別途検証が必要としています。
- 水深：20.6mから26mになると、97.3万円/kWになります。
- 地盤：岩盤のモノパイルでは133.5万円/kWになります。発電コストでは約11円/kWhの差です。
- 港の距離と海の状態：基地港湾までの距離が22kmから222kmになり、工事できる日も減る場合です。風車と基礎の洋上工事費は19.6万円から27.2万円になります。
38.8万円、56.5万円、77.9万円、90.8万円：4つの数字の違い
同じ着床式でも、公的な資料には複数の数字があります。それぞれの意味が違います。
- 38.8万円：第3ラウンドの上限価格を決めたときの想定です。接続費は0.4万円だけです。JWPAはNEDOのモデルに基づく値としています。NEDOの算定式は欧州並みの環境を前提にし、内外価格差を考慮していません。
- 56.5万円：定期報告と比べる基準として、第116回の委員会資料に載っている想定値です。2014〜2019年度の調達価格で想定した建設費に、接続費を足した水準です。
- 77.9万円：定期報告（FIT・FIPの事業者が国に出す実績）の商用4件の平均です。想定を38％上回りました。どの案件かは資料に書かれていません。実証機2件の平均は205.6万円でした。
- 90.8万円：JWPAのアンケートの想定値です。これから建てる一般海域の案件で、予備費と陸上送電線を含みます。
JWPAは38.8万円と項目ごとに比べ、合計で2.3倍としています。倍率は風車1.6倍、基礎2.7倍、海底送電線（風車間）1.1倍、工事4.2倍です。38.8万円の内訳はJWPAの推定で、含む範囲も違います。陸上の工事を除いて工事費を計算し直すと、3.5倍です（DeepWind算出）。
JWPAは差の理由に「インフレの影響もある」と書いていますが、要因ごとの分解は示していません。DeepWindの見方では、項目によって1.1倍から4倍まで開いている以上、物価だけでは説明しにくいと考えられます。欧州並みの環境を前提にしたモデルと、日本の海で工事を計画する事業者の見積もりの差が、工事費に出ているとみられます。
海外との差については、調達価格等算定委員会は欧州と日本の着床式の内外価格差を1.36倍と想定しています。実際の差は比べる時点と範囲で変わるため、一つの倍率で言い切ることはできません。港湾区域などの入札で実績と上限価格がどう離れているかは、次の記事で整理しています。
運転維持費は1.23万円から3.6万円まで：範囲で3倍違う
運転維持費（OPEX）は、運転を始めてから毎年かかる費用です。こちらも、同じ言葉で違う範囲を指しています。
- 1.23万円/kW/年：JWPAのアンケートの平均です。設備の維持費と人件費だけです。
- 1.83万円：上の数字に保険料を足した値です。第3ラウンドの想定1.32万円の約1.4倍です。
- 2.76万円：さらに港湾使用料、占用料、需給調整費用、固定資産税などを加えた、JWPAの計算用の値です。
- 3.6万円：定期報告の商用4件の平均です。想定の2.25万円を60％上回りました。
2.76万円が35年続くと、割引なしの単純合計で96.6万円になります。初期費用と同じくらいの額を、運転中に払う計算です（DeepWindの単純計算）。
IRENA（国際再生可能エネルギー機関）によると、世界の洋上風力の運転維持費は加重平均で100ドル/kW/年です。内訳は風車の保守が約60％、運営支援19％、保険11％、海上作業や洋上変電所を含む周辺設備の保守7％、その他3％です。世界の数字なので、日本の内訳とは分けて読みます。浮体式のコストは別の記事で扱っています。
陸上送電線は7.5万円：距離が延びるとさらに増える
海底ケーブルが陸に上がってから系統につなぐ地点までの送電線は、アンケートの平均で30kmあり、調達と工事で7.54万円/kWです。JWPAは、予備費なども加えた陸上送変電設備を約12万円/kW、発電コストで3.4円/kWhと見積もっています。これを上限価格の算定に加えるよう求めています。距離がアンケート最大の50kmになると、さらに1.6円/kWh上がるとしています。
DNVの見通しでは、欧州の着床式の初期費用は2060年に向けて下がります。一方で、風力発電所が沖へ移るため、系統接続費は14％上がるとされています。日本でも排他的経済水域（EEZ）まで設置できるようになったため、沖合の案件が増えれば同じ方向の力が働くとみられます。
発電コスト21.1円と22.4円：近い数字でも前提が違う
発電コスト（LCOE）は、建設から運転、廃棄までの費用を発電量で割った、1kWhあたりの費用です。電源どうしを同じ物差しで比べるために使います。国の試算とJWPAの試算は近い数字ですが、中身はかなり違います。
| 前提 | 国 2023年 | 国 2040年 | JWPA 現在 |
|---|---|---|---|
| 建設費（万円/kW） | 51.5 | 32.5〜33.7 | 90.8（陸上送変電は計算から除く） |
| 運転維持費（万円/kW/年） | 2.25 | 1.17〜1.21 | 2.76 |
| 設備利用率 | 30％ | 40.2％ | 36.6％ |
| 稼働年数 | 25年 | 25年 | 35年 |
| 発電コスト（円/kWh） | 21.1 | 9.5〜10.1 | 約22.4 |
出典：経済産業省 発電コスト検証に関するとりまとめ（案）（2025年1月）、JWPA 第111回調達価格等算定委員会 提出資料。いずれも割引率3％。国の値は政策経費を除く。
JWPAは建設費がずっと高いのに、発電コストは国の2023年とほぼ同じです。理由の一つは、設備利用率（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）を高く置いていることです。もう一つは、占用期間の10年延長を想定して35年としていることです。36.6％は上限価格を決めたときの平均で、アンケートの平均は約32％です。32％にすると、JWPAの概算で4.7円/kWh上がります。
国の2040年の9.5〜10.1円は、第3ラウンドの想定38.8万円が出発点です。これを国際機関の見通しに沿って12〜15％下げています。出発点が90.8万円の半分以下なので、足元の見積もりと直接は比べられません。国の報告書自身も、この試算は機械的なもので、価格目標とも一致しないと断っています。
電源別では、2023年に太陽光（事業用）10.0円、陸上風力12.1円、着床式洋上風力21.1円です。2040年はそれぞれ6.6〜8.4円、10.1〜11.6円、9.5〜10.1円です。出力の変動に対応する費用は、この数字に入っていません。
割引率3％は、全電源を同じ条件で比べるために国が置いた値です。事業者の資本コストとは別のもので、IRENAは2025年の日本の洋上風力を実質税引後7.30％と置いています。JWPAは、プロジェクトIRR（事業全体の利回り）6％の確保に30円台半ばが必要としています。これは陸上送変電と系統費用を入れた値です。第115回調達価格等算定委員会で示された案件形成の目安は30円/kWh程度です。定義は資料ごとに違うので、並べるだけでは比較になりません。前提を変えた試算はDeepWind Simulatorで試せます。
2045年に13.4円の条件：工事費と規模がそろうか
JWPAは、発電コストが2045年に約13.4円/kWhまで下がると見ています。条件の一つは、2040年までに着床式30GWの案件を形成することです。建設費は約60万円/kWに下げ、20MW機で設備利用率41％、稼働40年とします。累積の導入量が2倍になるごとに費用が10％下がると想定しています。インフレは入れていません。第2・第3ラウンドが順調に運転を始めることも前提です。
国の目標は、第1次産業ビジョンが2030年に10GW、2040年に30〜45GWの案件形成です。第2次産業ビジョン（2025年）は、2040年までに浮体式15GW以上の案件形成と、国内調達比率65％以上を掲げました。同じ概要には、着床式の発電コスト目標（2035年までに8〜9円/kWh）を早めに見直すことも盛り込まれています。
区域ごとの条件の違いは、次の記事で比べています。
洋上風力のコストは、金額そのものより、その数字が何を含むかで読むものです。
国の21.1円や9.5〜10.1円は、電源を比べるための試算です。これを収入の見込みや案件の採算に使う場合は注意が必要です。案件を検討するなら、JWPAの項目別の数字を出発点にして、水深、地盤、港の距離、陸上送電線の長さで調整する方法が考えられます。ただしこれは想定値で、まとめた業界団体は上限価格の見直しを求める立場にあります。
いちばん注目したいのは工事費です。項目別の差が最も大きく、基地港湾、作業船、工事できる日数の影響を受けるため、機器の調達だけでは下がりません。第2・第3ラウンドの工事が進めば、想定値が実績に置き換わります。4つの数字のどれが現実に近いのかは、そこで初めて確かめられます。それまでは1つの数字に頼らず、幅で見ておくのが安全です。
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