経済産業省と国土交通省が2026年7月14日に開催した、洋上風力促進ワーキンググループと洋上風力促進小委員会の第44回合同会議について解説します。
第2回では、物価、円安、金利、工事費などが洋上風力の事業コストを押し上げている状況を取り上げました。第3回は、その分析を踏まえて事務局が示した「30円/kWh程度」という案件形成の目安と、第2・第3ラウンド事業に対する発電側課金の取扱いを解説します。
30円は上限価格ではなく案件形成の目安
事務局は、洋上風力の導入拡大に当たり、国民負担を抑えながら産業基盤を迅速かつ効率的に構築するため、発電条件に優れ、コスト効率的に事業を実施できる海域から優先的に案件形成を進める考えを示しました。
発電コスト検証ワーキンググループは、2023年新設の洋上風力の発電コストを30.9円/kWhと試算しています。日本風力発電協会も、着床式5案件へのアンケートに基づき、事業コストは平均で30円/kWh台半ばと説明しました。
一方、LNG火力、原子力、太陽光の発電コストは10円/kWh台、足元のJEPX価格も10～15円/kWh程度です。事務局は、これらを総合的に勘案し、当面は30円/kWh程度までを優先的に案件形成する目安とする案を提示しました。
この30円という水準は、すべての案件に適用する保証価格や一律の公募上限価格ではないことに留意が必要です。今後、海域ごとの事業費を見ながら、優先的に案件形成する範囲を判断する政策上の目安となる見通しです。
コストを監視し目安を見直し
黎明期には案件形成を着実に進め、国内サプライチェーン、人材、施工・保守能力などの産業基盤を確立することで、将来のコスト低減を目指します。
同時に、コストを継続的にモニタリングし、その結果と他電源とのバランスを踏まえ、30円という目安、産業基盤の構築策、案件形成の進め方を見直す方針です。
こうした事務局案に対し、委員からは、現時点の30円程度という水準にはおおむね賛同が示されました。ただし、割引率3％、P-IRR6％という試算条件は厳しく、既存案件がすべて30円程度に収まるのか疑問を示す意見もありました。
事務局は、30円を超える海域の取扱いについては今回結論を出さず、案件形成とコスト低減の進捗を確認し、産業基盤構築と国民負担抑制の両面から改めて議論する考えを示しました。
第2・第3ラウンドの発電側課金を据え置き
発電側課金は2024年4月に導入されましたが、再エネ導入を妨げないよう、既認定FIT・FIP案件などは調達期間・交付期間終了後に課金する措置が設けられています。
対象には、2024年3月31日以前の既認定FIT・FIP案件、2023年度の再エネ特措法入札で落札された案件、2023年度までに再エネ海域利用法の公募が始まった案件が含まれます。このため、洋上風力の第2・第3ラウンドも支援期間終了後から発電側課金の対象となります。
事務局は、第2・第3ラウンド事業が長期脱炭素電源オークションへ参加した場合も、この現行取扱いを維持する案を示しました。公募後に負担条件を変えないことで選定事業者の予見性を確保する必要があり、すでに海域選択が終わっているため、発電側課金による立地誘導効果も限定的だからです。
また、長期脱炭素電源オークションの上限価格には発電側課金相当額が一律に算入される一方、実際の課金単価はエリアごとに異なり、5年ごとに見直されます。この差による事業者負担にも配慮する必要があります。委員からは現行取扱いの維持に賛同する意見が相次ぎました。
入札時期と制度設計には課題を残す
委員からは、洋上風力には選定後の海底調査で判明するリスクがあるため、公募時に供給価格を確定する現行制度にとらわれず、情報がそろった段階で競争させる仕組みを検討すべきだとの意見が出ました。
具体的には、長期脱炭素電源オークションとの組み合わせ、2段階入札、日本版セントラル方式の強化などが挙げられました。事務局も事業者の予見性向上を重要課題と認めましたが、制度の根幹に関わるため継続検討としました。
今後の公募時期については「可能な限り早期を目指す」としつつ、投資判断が難しい市場環境を見極める必要があるとの説明にとどまり、具体的な時期は示されませんでした。委員長は、30円程度という考え方とモニタリング方針にはおおむね賛同が得られたと総括する一方、どの時点で次の行動を起こすのか、注意深く判断するよう求めました。
第4回は、着床式から商用化への期待が広がる浮体式洋上風力について、300MW程度の中規模実証、大水深・過酷海域での技術開発、海外事業との連携を解説します。
（続く）
出典