洋上風力発電は、海の上に風車を建てて電気をつくる方式です。政府は2040年までに30〜45GW（1GW＝100万kW）の案件を形にする目標を掲げています。一方、海洋再エネ整備法のもとで運転している案件は、長崎県五島市沖の16.8MWの1件だけです。この差を何が決めるのかを、コスト・送電網・港・制度の4点から整理し、詳しい記事への入口をまとめます。
政府目標は、事業者を決めて案件を形にする量です。国際団体GWECの予測は、実際に運転している量で、2030年に3.5GW、2035年に8.4GWです。市場の大きさを見積もるときは、どちらの数字を使っているかを先に確かめる必要があります。
国の検証では、2023年に新設した洋上風力の発電コストは30.9円/kWhです。第3ラウンドの落札価格3円/kWhは、補助の上乗せをどこまで求めるかを示す入札の数字です。採算は電力市場や企業との長期契約で取る前提です。
促進区域と有望区域の21区域のうち、15区域が北海道・東北にあります。北海道と本州を結ぶ海底送電線は、工期6〜10年程度と示されています。風車を建てる前に、送る道と組み立てる港が先に要ります。
洋上風力発電とは：海の上で風車を回す理由と、着床式・浮体式の2方式
発電の仕組みは陸上の風車と同じです。風で羽根を回し、その回転で発電機を動かします。海の上に建てる理由は、風が強く安定しているためです。その差は設備利用率に出ます。設備利用率とは、常に定格出力で回った場合に対して、実際に何割の電力を生んだかを示す割合です。エネルギー白書2026によると、世界平均は陸上が約30％、洋上が約40％です。
建て方は2つあります。海底に基礎を固定する着床式と、浮体（海に浮かぶ土台）に風車を載せて係留する浮体式です。着床式は浅い海に向き、深い海では浮体式を使います。日本は沿岸からすぐ深くなる海が多いとされ、政府は2040年までに浮体式で15GW以上の案件を形にする目標も置いています。
風車1基の大きさも変わりました。国内の新しい風車の平均出力は、2010年の2.0MWから2025年には3.5MWになりました（陸上を含む・JWPA）。洋上では15MW級が設計の前提になりつつあります。大きくなるほど、運ぶ船と組み立てる港の条件が厳しくなります。
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目標30〜45GW、運転中16.8MW：日本の洋上風力の現在地（2026年11月）
政府の目標は、2030年に10GW、2040年に30〜45GWの案件形成です（洋上風力産業ビジョン）。案件形成とは、公募などで事業者を決め、計画として立ち上げることです。運転を始める量の約束とは別のものです。
対象になる海域は段階で分かれます。国が事業者を公募すると決めた海域を促進区域（そくしんくいき）と呼びます。その手前に有望区域、さらに手前に準備区域があります。国土交通省の資料では、2026年4月時点で促進区域が12、有望区域が9、準備区域が17です。
運転しているのは、まだごく一部です。海洋再エネ整備法で選ばれた案件では、五島市沖の浮体式16.8MWが2026年1月に運転を始めた1件だけです。港の中の海域（港湾区域）では、北九州市の響灘で220MWが2026年3月に運転を始め、国内最大の洋上風力になりました。参考までに、日本の風力発電は陸上を含めても2025年末で約6.4GWです（JWPA）。
次に動くのは第2・第3ラウンドの約2.9GWで、2030年までの運転開始が計画されています。一方、第1ラウンドの3区域（約1.7GW）では、2025年8月に撤退が表明されました。選ばれていたのは三菱商事を中心とする企業連合です。同年9月に認定が取り消され、再公募の条件（公募占用指針）はまだ公表されていません（2026年11月8日時点）。
| 数字 | 中身 | 読み方 |
|---|---|---|
| 30〜45GW（2040年） | 政府の案件形成目標 | 事業者を決める量。運転量の約束とは別 |
| 8.4GW（2035年） | GWECの運転量予測 | 第三者による見通し。目標と直接は比べられない |
| 約2.9GW（2030年まで） | 第2・第3ラウンドの運転開始計画 | 次の5年で実際に増える量の目安 |
| 16.8MW | 整備法の案件で運転中の容量 | 2026年11月時点の現在地 |
👉 洋上風力「促進区域」プロジェクト一覧（2026年）：12区域の現在地と事業者
全国の案件の位置と状況は、日本の洋上風力プロジェクトマップで地図から確認できます。
発電コスト30.9円と落札価格3円：コストの数字がぶつかる理由
コストの数字は、出どころによって桁が違って見えます。国の発電コスト検証では、2023年に新設した洋上風力が30.9円/kWhです。業界団体JWPAが示す事業コストは平均30円台半ばです。こちらは着床式5案件の想定値で、陸上の送電線と系統の費用、6％の事業利回りを含みます。同じ資料で、LNG火力・原子力・太陽光は10円台と並べられています。
これに対し、第3ラウンドの落札価格はいずれも3円/kWhでした。これはFIP（市場価格に上乗せ補助を付ける再エネ支援制度）で、上乗せをほとんど求めない水準を示します。発電コストが3円という意味ではありません。補助に頼らず、電力市場での売電や企業との長期契約で採算を取る、という入札です。
建設費の目安は、JWPAの調査で1kWあたり約90.8万円、運転維持費は年約2.76万円です（2025年11月）。同じ建設費でも、1kWhあたりの発電コストは区域ごとに大きく変わります。風が強いほど同じ設備で多く発電でき、水深が深いほど基礎の費用が、陸の送電網から遠いほど送電線の費用がかさむためです。区域ごとの試算は、DeepWindの事業性シミュレーターで前提を変えながら確かめられます。
洋上風力の建設費の多くは借入で賄います。金融機関が見るのは、もうかるかどうかよりも、返済が滞らないかです。そこで、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（最小DSCR）を見ます。DeepWindのシミュレーターは、2つの基準で「融資が付きやすい」と判定します。最小DSCRが1.35倍を超えることと、出資者の利回り（エクイティIRR）が9％を超えることです。DSCRが1.20倍を下回ると難しい側です。落札価格が低い案件ほど、この余力は電力市場の価格と長期契約の条件で決まります。
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送電網と港：風車を建てる前に詰まる2つの場所
案件は北に偏っています。促進区域と有望区域の21区域のうち、15区域が北海道・東北の電力エリアにあります。電気を多く使う首都圏まで送るには、地域をまたぐ送電線の増強が要ります。電力広域的運営推進機関（電力広域機関）は2026年9月に長期の整備計画を見直しました。北海道〜東北で600万kW、東北〜東京で800万kWの増強が有力とされています。北海道と本州を結ぶ海底直流送電は、工事費1.5〜1.8兆円、工期6〜10年程度と示されています。
送電線が足りない間は、出力制御（送りきれない電気を減らすため、発電設備の出力を一時的に絞ること）が増えます。売れない電気は収入になりません。系統の工期は、そのまま事業の採算に入ってきます。
港も同じ構図です。大型の部材を保管し、組み立て、船に積む港を基地港湾と呼びます。国は2020年9月に能代・秋田・鹿島・北九州の4港を初めて指定し、現在は7港です。浮体式では1港で足りず、国土交通省は複数の港で役割を分け、2年で施工する前提を検討しています（2026年8月）。
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浮体式：日本の伸びしろを決める技術は、世界でもまだ実証の段階
浮体式は、日本の洋上風力の伸びしろを左右します。ただし世界でもまだ規模の小さい技術です。GWECによると、2025年末の世界の浮体式の累計は278MWで、2025年は新しく運転を始めた案件がありませんでした。日本の2040年目標の15GWは、この約50倍にあたります。
国は段階を踏む方針です。資源エネルギー庁の資料（2026年7月）では、水深の深い厳しい海域での実証を2027〜2032年に行います。商用化への橋渡しとして、300MW程度の中規模実証も検討するとしています。量産に向けた港・船・部材の供給網づくりが、技術そのものと同じ速さで進むかが問われます。
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制度：海洋再エネ整備法とEEZ、事業者の選び方はどう変わったか
海の使い方を決める法律は、2026年4月1日の改正で題名が「海洋再エネ整備法」に変わりました（旧称：再エネ海域利用法）。同じ改正で、対象が領海の外の排他的経済水域（EEZ）まで広がりました。浮体式の主な舞台になる沖合が、制度の上で使えるようになったことになります。
選び方も見直されています。第1ラウンドの撤退を受け、国は2026年6月の運用指針の改訂で、価格の下限にあたる考え方を入れました。価格だけで競う設計から、事業を最後までやり切れるかも見る設計へ寄せる動きです。収入面では、FIPに加えて、長期脱炭素電源オークション（LTDA）への参加の扱いも論点です。LTDAは、発電所の固定費を長期間、容量収入として回収できる入札です。
👉 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
👉 長期脱炭素電源オークション（LTDA）とは：仕組み、FIT/FIPとの違い、洋上風力の参加条件
日本の洋上風力は、技術を試す段階を越え、誰がいくらでリスクを引き受けるかを決める段階に入っています。
第1ラウンドの撤退と、第3ラウンドの3円/kWhの落札には、共通の問題があります。物価や金利が上がったときの負担を、誰が持つかです。価格を競わせる入札では、その負担が事業者に寄ります。第1ラウンドは、事業者がその負担を抱えきれずに撤退に至った例と読めます。第3ラウンドの事業者は、補助にほとんど頼らず、市場で回収する前提で入札しました。2026年の運用指針の改訂は、その負担の一部を国の側へ戻す動きと読めます。
そこで、これから注目したいのは次の3つです。第1ラウンド3区域の再公募の条件、第4ラウンドの時期、送電線と港の工期です。どれも、何GW建つかの前に、いつ・どの条件で建つかを決めます。開発・建設・金融のどの立場でも、この3点の動きが次の判断材料になります。
よくある質問
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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。
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