洋上風力発電とは？仕組みや種類、メリットやデメリット、参入企業の動向、市場の将来性まで解説

洋上風力発電は海上の風車で大規模に電力をつくる再生可能エネルギーです。着床式・浮体式の仕組みや種類、メリット・デメリット、参入企業の動向、2040年の導入目標やEEZ拡大による将来性までわかりやすく解説します。

洋上風力発電とは？仕組みから日本の現状、主な設置場所まで基礎知識を解説

日本は四方を海に囲まれているため、洋上風力発電は再生可能エネルギー拡大の切り札として期待されています。

2050年カーボンニュートラルの実現に向けて、政府は洋上風力を再エネ拡大の柱と位置づけ、国主導での大規模公募を本格化させました。

一方で、国策として注目を集めていた第1ラウンド公募で事業者撤退が起きるなど、制度設計やコスト構造の課題も見えてきました。

洋上風力は中長期で導入拡大が見込まれる一方、多くの事業リスクも抱える分野です。

本記事では、洋上風力発電の仕組みと種類、メリット・デメリット、主要な参入企業の動向、市場の将来性、そしてEEZ（排他的経済水域）への拡大まで、事業を検討するうえで押さえておきたい知識を一通り解説します。

洋上風力発電ってなに？海上に設置した風車で発電し電力を陸上へ送る仕組みを解説

洋上風力発電とは、海の上に大型の風車（風力タービン）を設置し、海上の風のエネルギーを電力に変換する発電方式です。

基本的な発電原理は陸上の風力発電と同じで、風がブレード（羽根）を回し、その回転力をナセル（風車の頂部にある機械室）内の発電機で電気に変えます。

陸上との大きな違いは、設置場所が海上であることから生じる一連の工程にあります。

まず、海底の地盤調査や風況を調べた上で、、数十メートルから百メートル超の水深に風車の基礎構造物を設置します。風車の大きさは近年急速に大型化しており、ブレードの先端までの高さが250メートルを超えるものも出てきました。

発電した電力は、海底ケーブルを通じて陸上の変電所へ送られ、そこから既存の送電網に接続されます。洋上から陸上までの距離が数十キロメートルに及ぶこともあり、長距離の海底送電技術も洋上風力の実現に欠かせない要素です。

風車の設置には、SEP船（自己昇降式作業台船）と呼ばれる専用の大型船舶が使われます。海底に脚を突き立てて船体を海面より高く持ち上げ、波の影響を受けない安定した作業環境をつくったうえで、巨大な部材を一つずつ組み上げていきます。

こうした設置・保守に必要な専用船や港湾設備の確保が、日本の洋上風力事業における重要な前提条件の一つです。

日本における洋上風力発電の現状とは？再エネ海域利用法による国策としての推進

日本が洋上風力に本格的に舵を切った転換点は、2019年4月に施行された「再エネ海域利用法」（海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律）です。

この法律が制定される以前は、一般海域における洋上風力発電の統一的なルールが存在せず、都道府県ごとの条例に基づく数年間の占用許可しか得られませんでした。

初期投資が数千億円規模に達する洋上風力事業にとって、数年の占用期間では投資回収の見通しが立たず、事業化のハードルは極めて高い状態でした。

再エネ海域利用法は、洋上風力の事業化に向けた制度基盤を大きく整えました。

国が「促進区域」を指定し、公募で選定された事業者に最長30年間の海域占用を認める仕組みが整ったことで、長期的な事業計画に基づく投資判断が可能になったためです。

2020年12月には、官民協議会が「洋上風力産業ビジョン（第1次）」を取りまとめ、2030年までに10GW、2040年までに30〜45GWという政府目標を打ち出しました。

2025年2月に閣議決定された第7次エネルギー基本計画でも、2040年度の電源構成に占める風力発電の比率を現在の約1％から4〜8％程度まで引き上げる方針が示されています。

ただし、2024年時点で案件形成は目標の一部にとどまり、2030年の10GW目標に対して半分強という状況です。達成は容易ではないとの見方もあります。

それでも、国が主体となって海域選定・環境アセスメント・系統接続の調整を前倒しで進める「セントラル方式」の導入が始まっており、案件形成の加速が図られています。

洋上風力発電は日本のどこで進んでいる？秋田県や千葉県など主な促進区域を解説

再エネ海域利用法に基づき、国は洋上風力発電の事業化に向けた海域を段階的に整理しています。

具体的には、情報収集の段階にある「準備区域」、自然条件や利害関係者の調整が進んだ「有望な区域」、そして公募による事業者選定が可能な「促進区域」の三段階で区分されています。

促進区域に指定されている主な海域は、ラウンドごとに整理すると次の通りです。

第1ラウンドでは、秋田県能代市・三種町・男鹿市沖、秋田県由利本荘市沖、千葉県銚子市沖の3海域が対象になりました。

第2ラウンド・第3ラウンドでは、秋田県八峰町・能代市沖、秋田県男鹿市・潟上市・秋田市沖、新潟県村上市・胎内市沖、長崎県西海市江島沖などが加わっています。

このうち長崎県五島市沖では、日本初の商用浮体式洋上風力発電の運転を開始しており、浮体式技術の実用化に向けた重要な事例となっています。

有望な区域や準備区域も北海道、青森県、山形県、新潟県、九州地方などに広がっており、日本海側を中心に全国各地で案件形成が進んでいます。

各海域では法定協議会が設置され、地元の漁業関係者や自治体と事業者が、共生策や地域の将来像について協議を重ねています。

洋上風力発電の種類とは？着床式と浮体式の仕組みや特徴をそれぞれ解説

洋上風力発電は、風車を海上に固定する方法によって大きく二つの種類に分かれます。海底の地盤に基礎を打ち込む「着床式」と、海に浮かぶ構造物の上に風車を載せる「浮体式」です。

それぞれの仕組みと、日本市場での位置づけを見ていきます。

着床式洋上風力発電とは？遠浅の海に適した現在の主流の発電方式を解説

着床式洋上風力発電は、風車の基礎部分を海底の地盤に直接打ち込んで固定する方式です。

基礎の形状にはいくつかのタイプがあり、一本の鋼管杭を打ち込むモノパイル式、三角形や四角形のフレーム構造で支えるジャケット式、コンクリート製の重い土台を海底に沈めるグラビティ式（重力式）などがあります。

技術的にはすでに確立されており、世界で稼働する洋上風力発電のほとんどが着床式です。

2024年時点で世界全体の洋上風力発電設備容量は約83.2GWに達しましたが、その大部分は着床式が占めています。欧州の北海やバルト海のように遠浅の海が広がる地域では、水深30メートル前後の海底にモノパイルを打ち込む形が主流です。

日本でも、現在公募が進んでいる案件の多くが着床式を前提としています。秋田県沖や千葉県沖の促進区域は比較的水深が浅い海域が選定されており、着床式での開発計画が中心です。

建設コストや工期の予測がしやすい点も、事業者にとっては安心材料になっています。

ただし、着床式には「水深が浅い海域でなければ設置が難しい」という本質的な制約があります。このため急に深くなる日本の沿岸では適地が限られます。

この制約を超えるために注目されているのが、次に解説する浮体式です。

浮体式洋上風力発電とは？深い海域でも設置できる次世代型の発電方式を解説

浮体式洋上風力発電は、海底に基礎を固定する代わりに、海面に浮かぶ巨大な浮体構造物の上に風車を載せ、チェーンやワイヤーなどの係留索（けいりゅうさく）で海底のアンカーにつなぎ止める方式です。

浮体の形状によって、スパー型（円筒形の浮体を海中深くまで沈めるタイプ）、セミサブ型（複数の浮体を水平につなげるタイプ）、バージ型（平底の船のような浮体を使うタイプ）などに分類されます。

いずれも波や風による揺れを制御しながら安定した発電を行う技術が求められます。

日本にとって浮体式は、洋上風力市場を拡大するうえで避けて通れない技術です。日本周辺の海は沿岸からすぐに水深が深くなる地形が多く、遠浅の海岸は欧州に比べて圧倒的に少ない状況にあります。

着床式だけでは、政府が掲げる30〜45GWという2040年目標の達成は困難とされており、浮体式の技術確立と量産化が市場拡大の鍵を握ります。

政府もこの認識のもとで動いています。2025年6月に成立した改正再エネ海域利用法により、洋上風力の設置可能海域が領海内からEEZ（排他的経済水域）にまで拡大されました。

EEZの大部分は水深が深く、ここでの開発は浮体式が中心になる見通しです。

また、NEDO（国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構）を中心に浮体式の低コスト化プロジェクトが進められており、浮体・係留・送電を一体で設計して信頼性向上とコスト低減を両立させる研究開発が加速しています。

日本特有の台風や地震、落雷への対応も重要な技術課題であり、国内メーカーが蓄積してきた造船・海洋構造物技術の活用が進められています。

洋上風力発電のメリット・デメリットは？再エネ拡大の可能性と事業リスクを解説

洋上風力発電には、陸上風力や太陽光発電にはない固有の強みがある一方で、事業化にあたっては見過ごせないリスクも存在します。

事業参入を検討するうえでは、メリットとデメリットの両面を正確に理解しておくことが欠かせません。

洋上風力発電のメリット｜安定した発電量と大規模発電が可能な再生可能エネルギー

洋上風力発電の最大の強みは、設備利用率（実際の発電量が設備の最大出力に対してどの程度の割合かを示す指標）の高さにあります。

海上には建物や山などの障害物がないため、風は陸上に比べて強く、安定して吹きます。陸上風力の設備利用率が概ね20〜30％程度であるのに対し、洋上風力では30〜50％に達するケースも珍しくありません。風が安定しているぶん、発電量の予測精度も高まり、電力系統への接続計画が立てやすくなります。

もう一つの強みは、大型化と大規模化が可能な点です。陸上では風車の部材を道路で輸送する必要があるため、トンネルの高さやカーブの半径といった輸送ルートの制約がブレードの長さを規定します。

一方、海上では船舶で運搬するため部材サイズの制約が小さく、ブレード長が100メートルを超えるような超大型風車を設置できます。1基あたりの出力が15MW（メガワット）を超える機種も登場しており、少ない基数で大きな発電容量を確保できるようになっています。

さらに、広大な海域に数十基から百基以上の風車を並べる大規模ウィンドファーム（集合型発電所）の形成が可能です。

こうした大規模発電が実現すれば、再エネの主力電源化に向けて大きく前進します。エネルギー自給率が1割台にとどまる日本にとって、四方の海から国産エネルギーをつくれる洋上風力の戦略的な価値は極めて高い位置にあります。

洋上風力発電のデメリット｜建設コストの高さや漁業・景観への影響

一方、洋上風力発電には事業リスクも多く存在します。

最も大きな課題は、莫大な初期投資とランニングコストです。

海上での基礎工事は陸上とは桁違いに複雑で、専用のSEP船の手配だけでも億単位の費用がかかります。海底ケーブルの敷設、変電設備の海上設置、そしてすべての工程が天候に左右されるという制約が重なり、建設工期は数年に及びます。

日本ではSEP船の隻数が限られているため、船舶の確保がボトルネックになることもあります。

維持管理のコストも無視できません。塩害、波浪、強風という過酷な環境にさらされる洋上風力設備は、陸上以上に頻繁な点検と部品交換が必要です。荒天時にはメンテナンス船が出港できず、作業の遅延が発電量の低下に直結します。

また、漁業への影響も重要な論点になっています。

風車の基礎や係留設備が漁場を制限する可能性があるほか、施工時の騒音や振動が海洋生物に影響を与えるとの懸念もあります。促進区域の選定に際しては、漁業関係者との合意形成が必須であり、協議が長期化するケースも少なくありません。

景観への影響も沿岸住民にとっては切実な問題です。

高さ200メートルを超える風車が海岸から視認できる距離に並ぶことへの抵抗感は一定程度あり、観光地などでは特に慎重な対応が求められます。

こうしたデメリットを踏まえると、洋上風力は「再エネの切り札」であると同時に、政策的支援と制度設計なしには採算の取りにくい電源である、という両面を持ち合わせています。

洋上風力発電に参入する日本企業とは？商社・電力会社・重工メーカーの主要プレイヤーを解説

洋上風力発電は、数千億円規模の投資と20〜30年の事業期間を要する巨大プロジェクトです。そのため、参入する企業の顔ぶれには明確な傾向があり、事業構造にも特有のパターンが見られます。

洋上風力発電に参入する主な企業とは？商社・電力会社・重工メーカーが主導する事業構造

洋上風力発電に参入している企業は、大きく分けて四つのカテゴリーに整理できます。

一つ目は総合商社です。三菱商事、伊藤忠商事、丸紅、住友商事などが相次いで洋上風力事業への参入を表明しています。商社はグローバルなプロジェクトファイナンスのノウハウ、海外のエネルギー事業で培ったネットワーク、そして巨額の資金調達力を武器に、事業全体の統括役（デベロッパー）を担うケースが多く見られます。

二つ目は電力会社です。東京電力リニューアブルパワー、JERA、中部電力、関西電力、九州電力など大手電力各社が参画しています。発電事業の運営経験、送電網との接続調整、電力市場での販売チャネルを持つ点が強みです。

三つ目は重工・造船・建設系メーカーです。三菱重工業はかつて自社で風車を製造していましたが、現在はデンマークのヴェスタスと合弁で設立したMHIヴェスタスを経て、タービン事業は海外メーカーが中心になっています。ただし、浮体構造物の設計・製造やSEP船の建造では、JFEエンジニアリングや清水建設、大林組、鹿島建設など日本のゼネコン・重工メーカーが重要な役割を果たしています。

四つ目は風力発電専業の開発事業者で、レノバやコスモエコパワー、ユーラスエナジーホールディングスなどが該当します。陸上風力で実績を積んだうえで洋上に展開する企業が多く、地元との調整や環境アセスメントのノウハウに強みがあります。

三菱商事の洋上風力事業とは？国内最大級のプロジェクトを進める商社の戦略を解説

洋上風力の参入企業を語るうえで、三菱商事の事例は避けて通れません。

2021年12月、国による洋上風力第1ラウンド公募の結果が発表されました。秋田県能代市・三種町・男鹿市沖、秋田県由利本荘市沖、千葉県銚子市沖の3海域すべてで、三菱商事を中心とするコンソーシアム（中部電力グループのシーテック、地元企業のウェンティ・ジャパンなどで構成）が選定されたのです。

特に注目を集めたのは、その売電価格の低さでした。

3海域の落札価格は11.99〜16.49円/kWhで、政府が設定していた上限価格29円/kWhの半分以下です。競合他社の入札価格と比べても6〜9円低い水準で、「安値総取り」と評されました。

三菱商事はオランダの電力子会社エネコで培った欧州での洋上風力事業のノウハウを根拠に、強気の価格設定に踏み切ったとされています。

しかし、その後の事業環境は大きく変わりました。コロナ後の需要回復やウクライナ危機に端を発した世界的なインフレ、円安、金利上昇が重なり、建設費は当初の見積もりの想定以上に膨れ上がったと報告されています。

風車メーカーの変更や工法の見直しなどさまざまな対策が検討されましたが、採算を回復させるには至りませんでした。

2025年2月、三菱商事は洋上風力事業で524億円の減損損失を計上し、同年8月27日、3海域すべてからの撤退を正式に発表しました。この判断により、関係各社には大きな財務影響が生じる見通しとなりました。

この撤退は、洋上風力事業の進め方について二つの重要な論点を示しました。

一つは、価格競争だけで落札しても長期の事業環境変動に耐えられなければ事業は完遂できないこと。

もう一つは、入札制度そのものに改善の余地があったことです。実際、第2ラウンド以降の公募では、売電価格だけでなく地域貢献策や事業実現性を重視する非価格要素の配点が引き上げられました。

政府は3海域について再公募を実施する方針を示しており、応札価格には下限と上限を設ける方向で検討が進んでいます。
三菱商事の撤退は痛手でしたが、制度を現実に即したものに改める契機にもなっています。

日本企業はなぜコンソーシアム（共同事業体）で洋上風力発電事業に参入するのか

三菱商事の事例からもわかるように、洋上風力発電事業は単独の企業だけで完結させることが極めて難しい事業です。

そのため、日本では複数の企業がコンソーシアム（共同事業体）を組んで公募に応札するのが一般的な形になっています。

理由は、事業に求められる専門性の幅広さにあります。

数千億円規模の資金を長期にわたって調達するプロジェクトファイナンスの組成、地元漁業者や自治体との丁寧な合意形成、海上での特殊な土木工事と風車の据付、20年以上にわたる発電設備の維持管理、さらには電力の販売戦略まで、一つの企業がすべてをカバーすることは現実的ではありません。

そこで、資金力を持つ商社や電力会社がデベロッパー兼出資者として全体を統括し、ゼネコンや重工メーカーが建設・施工を担い、風力専業事業者が開発ノウハウや地元との関係構築を持ち寄るという分業体制が標準モデルになっています。

リスクを複数社で分散できるうえ、各社の強みを持ち寄ることでプロジェクト全体の実現性が高まるためです。

第2ラウンド以降では、海外の洋上風力大手（デンマークのオーステッドやスペインのイベルドローラなど）が日本企業と共同で応札するケースも増えており、グローバルな知見の取り込みが進んでいます。

洋上風力発電の今後の展望とは？市場拡大の将来性と日本の導入目標、EEZへの拡大を解説

三菱商事の撤退をはじめ逆風となるニュースもあるなかで、洋上風力発電は中長期的には依然として大きな成長が見込まれる分野です。

世界市場の動向、日本の導入目標、そして2026年4月から施行が始まっているEEZ拡大法の三点を軸に、今後の見通しを読み解きます。

洋上風力発電市場は拡大する？世界で進む再エネ投資と市場成長について解説

洋上風力は世界的に見ても急成長中の市場です。

2024年末時点の世界全体の設備容量は約83.2GWに達し、同年だけで約8GWが新たに導入されました。足元ではコスト高や供給制約が重荷になっている一方、中長期では拡大基調が維持されています。

欧州は引き続き洋上風力のリーダーです。英国、ドイツ、オランダ、デンマークなどが大規模プロジェクトを推進しており、北海の洋上風力は欧州のエネルギー安全保障を支える柱と位置づけられています。

EU全体では2050年までに300GW以上の洋上風力導入を目指す計画が掲げられています。

アジアでは中国が突出しており、2024年時点で世界の洋上風力設備容量の約半分を占めています。台湾や韓国、ベトナム、フィリピンでも導入計画が進行中で、アジア太平洋地域全体の市場拡大が加速しています。

もっとも、2024年の世界全体での洋上風力への新規投資は、インフレやコスト高、サプライチェーンの混乱を背景に前年比割れという厳しい結果になりました。

米国でもトランプ政権が洋上風力事業向けの連邦管理地の貸与を停止する大統領令を出すなど、逆風の局面が生じています。
それでも長期的な見通しを揺るがすほどの影響ではないとされています。

各国の脱炭素目標やエネルギー安全保障の要請が洋上風力への需要を構造的に下支えしており、短期的な調整局面を経て再び拡大軌道に戻ると多くの分析機関が予測しています。

洋上風力発電の今後の導入目標とは？2040年に向けた洋上風力発電の拡大計画

日本政府が掲げる洋上風力の導入目標は、2030年までに10GW、2040年までに30〜45GWです。これは2020年12月の「洋上風力産業ビジョン（第1次）」で示された数値であり、2025年2月の第7次エネルギー基本計画でも維持されています。

30〜45GWという目標がどれほどの規模かといえば、大型原子力発電所30〜45基分に相当する出力です。なお、第7次エネルギー基本計画では、2040年度の電源構成に占める風力発電全体の比率を4〜8％程度とする方針が示されています。

洋上風力は、その拡大を支える中核電源の一つとして位置づけられています。

前述の通り、2024年時点の案件形成は約5.1GW分にとどまります。2030年の10GW達成には、第4ラウンド以降の公募を早期に軌道に乗せ、案件形成のペースを倍以上に加速させる必要があります。

この目標は単なる数字目標ではなく、産業基盤の構築とセットで設計されている点が重要です。

風車の部品点数は2万点以上に及び、サプライチェーンの裾野は広い産業です。国内メーカーが部品製造、施工、保守に参入し、地域経済への波及効果を生み出すことまでが、洋上風力産業ビジョンの射程に入っています。

新たなフロンティアEEZ（排他的経済水域）への拡大とは？法整備と事業機会

2040年の導入目標を達成するうえで、最大のフロンティアとなるのがEEZ（排他的経済水域）への展開です。

日本の国土面積は約38万平方キロメートルですが、EEZを含めた管轄海域の面積は約447万平方キロメートルに達し、世界第6位の広さを誇ります。

領海内だけでは着床式に適した遠浅の海域が限られるため、より広大なEEZを活用しなければ目標達成は困難です。

2025年6月、洋上風力の設置可能海域を領海内からEEZにまで拡大する改正再エネ海域利用法が国会で成立しました。政府は同年12月にこの改正法の施行日を2026年4月1日とする政令を閣議決定しており、すでに施行されています。

EEZでの開発は領海内とは異なる手続きが採用されます。国が自然条件の整った海域を「募集区域」に指定し、事業者が実施計画を提出したうえで、漁業者など地元関係者を交えた協議会で議論を行い、理解が得られれば国が正式に設置を許可するという二段階の枠組みです。

EEZの大部分は水深が深いため、ここでの主力は浮体式洋上風力になります。自然エネルギー財団の分析によれば、日本のEEZを含む海域全体で千GW級の理論的ポテンシャルがあるとされています。

もちろん、すべてが開発可能というわけではありませんが、着床式中心の現在と比べれば、利用可能な海域が飛躍的に広がる可能性があります。

ただし、EEZは外国船舶の航行や他国との海洋境界画定の問題も絡む国際法上の空間です。国連海洋法条約との整合性を確保しつつ、漁業や海運との利用調整を丁寧に進めなければなりません。

法制度と技術の両面で課題は残りますが、洋上風力発電の市場を次のステージに引き上げるための基盤は整いつつあります。

GX事業は「全体最適」の時代へ！アイ・グリッド・ソリューションズが描く未来のGXソリューション

洋上風力発電のような大規模電源が拡大するなかで、発電した再エネをどう地域に届け、どう効率的に使い切るかという「需要側のマネジメント」の重要性も高まっています。

発電と消費を別々に最適化するのではなく、つくる側と使う側を一体で設計する「全体最適」の発想が、GX時代のエネルギー戦略に求められています。

この「エネルギーの全体最適」を事業の柱に据えているのが、アイ・グリッド・ソリューションズです。同社はGX City構想とR.E.A.L. New Energy Platformという二つのコンセプトを軸に、再エネの地産地消とデジタル制御を組み合わせたGXソリューションを展開しています。

アイ・グリッド・ソリューションズと始める、グリーンエネルギーが循環する未来「GX City」

GX City構想は、自治体や地域企業、金融機関などと連携し、地域単位で再エネの地産地消を実現するモデルです。

工場や商業施設、学校、駐車場などの屋根や空間に太陽光パネルを分散配置し、蓄電池やEVと組み合わせて地域内でエネルギーを循環させます。発電した電力はまず施設内で優先的に使い、余った分は蓄電池やEVに貯めて時間帯をずらして活用します。

さらに、配電網を通じて近隣の施設へ融通する「循環型電力」によって、地域全体の再エネ自給率を高める仕組みです。
災害時には、蓄電池から地域の重要施設へ優先的に電力を供給し、停電時でも最低限の機能を維持できるよう設計されています。エネルギーコストの削減に加えて、地域経済への還元や雇用創出にもつなげ、脱炭素と地域活性化を同時に進める取り組みです。

アイ・グリッド・ソリューションズは、GX City構想のもと、再エネの地産地消と地域循環を広げる取り組みを進めています。