風力発電は、固定価格買取制度（FIT）や、市場価格に補助を上乗せするFIP制度のもとで導入が進んできました。陸上風力は規模に応じて固定価格または入札で買取価格が決まり、洋上風力は公募と連動した入札で決まります。産業界は、洋上（着床式）の発電コストを2030〜2035年までに8〜9円/kWhへ下げ、国内調達比率を2040年までに60%へ高める目標を掲げています。第1ラウンドの低い応札価格がその後の資材高騰で重荷になった経緯もあり、コストと制度設計が普及の鍵になっています。
風力発電の買取価格は、電源の規模や種類によって決め方が分かれます。小規模な陸上風力は固定価格で買い取られ、2026年度は12円/kWh（前年度は13円）と、年々引き下げられています。大規模な陸上風力（50kW以上）は入札で決まり、2026年度の入札の上限価格は14円/kWhです。
洋上風力（一般海域）は、促進区域の公募と一体で入札が行われ、供給価格には公募のラウンドごとに上限が設けられ公表されます（第1回29円から第3回18円/kWhへと引き下がってきました）。第1ラウンドでは1キロワット時あたり11〜16円台の応札がありましたが、その後の資材高騰でコストの前提が変わりました。買取価格は毎年度見直されるため、最新の値は年度ごとに確認が必要です。
再生可能エネルギーの電気は、長らく固定価格買取制度（FIT）で、国が定めた価格・期間で買い取られてきました。近年はこれに加えて、FIP制度（市場価格に一定の補助を上乗せする仕組み）が導入され、大規模な電源を中心にFIPへの移行が進んでいます。FIPは、発電事業者が市場の動きを意識して発電・売電するよう促す狙いがあります。
陸上風力は、規模によって買取価格の決め方が異なります。小規模（50kW未満）は固定価格で、2026年度は12円/kWhです。大規模（50kW以上）は入札で決まり、応札価格が低い事業者から順に選ばれます。入札には上限価格が設けられ、2026年度は14円/kWhです。価格は毎年度、中立的な調達価格等算定委員会の意見をふまえて経済産業大臣が決めます。
洋上風力（一般海域）は、再エネ海域利用法の公募と一体で価格が決まります。事業者は促進区域の公募で、事業計画とともに売電価格を提示し、価格や事業の実現性を含めた総合評価で選ばれます。供給価格には公募のラウンドごとに上限が設けられ、公表されます（第3ラウンドは18円/kWh）。公募で選ばれた事業者は、その価格でFIT/FIPの買取を受けながら、最長30年にわたって発電事業を行います。
洋上風力を主力の電源に育てるには、発電コストの低減が欠かせません。産業界は、洋上風力産業ビジョン（2020年）で、着床式の発電コストを2030〜2035年までに8〜9円/kWhへ下げる目標を掲げています。大量導入による量産効果や、風車の大型化、建設・運営の効率化でコストを下げる想定です。
もう一つの目標が、国内での部材や工事の調達比率を高めることです。風車本体は海外メーカーに依存しますが、基礎・部材・据付・保守などのバリューチェーンで国内企業の関与を増やし、2040年までに国内調達比率を60%へ高める目標が掲げられています。これは、洋上風力を国内の産業・雇用につなげる狙いです。
第1ラウンドの公募では、1キロワット時あたり11〜16円台の低い価格が提示され、コスト低減への期待が高まりました。しかし、その後の資材高騰や金利上昇で建設コストが膨らみ、低い価格が重荷となって落札事業者の撤退につながりました。この教訓から、価格の安さだけでなく事業を最後までやり遂げられるかを重視する方向へ、制度の見直しが進んでいます。
再生可能エネルギーの買取は、国が価格を固定するFITから、市場価格に補助を上乗せするFIPへと軸足が移りつつあります。FITは事業者にとって収入が安定する一方、電気が余っている時間帯でも発電を続けるなど、市場の状況と噛み合わない面がありました。
FIPは、市場価格が高い時に多く売れば収入が増えるため、発電事業者が市場を意識した運用をするよう促します。大規模な風力はFIPへの移行が進んでおり、蓄電池の併設や、市場価格を見た売電など、事業者側の工夫が求められるようになっています。
ただし、FIPは収入が市場価格に左右されるため、事業の見通しが立てにくくなる面もあります。長期の大型投資である風力発電では、収入の安定と市場連動のバランスをどう取るかが、事業者にとっての論点です。
産業界は着床式の発電コストを2030〜2035年までに8〜9円/kWhへ下げる目標を掲げています。大量導入による量産効果や風車の大型化が、コスト低減の柱です。第1ラウンドでは11〜16円台の低い価格が提示され、一時はコスト低減が進むと期待されました。
しかし、その後の資材価格の高騰や金利の上昇で、洋上風力の建設コストは世界的に膨らみました。低い価格で落札した第1ラウンドの事業者が撤退したことは、コスト低減の道のりが平坦でないことを示しています。目標の8〜9円/kWhの達成は、資材価格の落ち着きと、国内での量産・効率化がどこまで進むかにかかっています。
コストが下がらなければ、買取価格や国民負担（賦課金）を通じて電気料金に跳ね返る可能性もあります。安定した価格で洋上風力を導入できるかは、日本のエネルギー政策全体の論点でもあります。
洋上風力産業ビジョンは、2040年までに国内調達比率を60%へ高める目標を掲げています。風車本体は海外メーカーに依存しますが、基礎・部材・据付・保守などのバリューチェーンで国内企業の関与を増やせば、洋上風力の拡大を国内の産業・雇用につなげられるという考え方です。
実際に、ゼネコンによる基礎工事や据付、専用作業船（SEP船）、海底ケーブルなどの分野で、日本企業の参入が進んでいます。国内に部材工場や基地港湾を整備する動きもあり、洋上風力を「輸入する電源」ではなく「国内で作る産業」にできるかが問われています。
ただし、国内調達を進めるにはコストや品質、量産体制の確保が前提になります。海外メーカーへの依存と国内調達の目標をどう両立させるかが、日本の洋上風力の産業政策の中心的な課題です。
買取価格は毎年度見直されます。陸上風力（50kW以上）の入札上限価格は、資材高騰を反映して2026年度は13円から14円へ引き上げられました。長期の低減基調のなかでも、資材価格の動向によって上下します。洋上風力では、第1ラウンドの教訓をふまえた公募制度の見直しが進み、価格と事業の実現性のバランスをとる新しいルールが固まります。
資材価格や金利の動向が、洋上風力の採算を大きく左右します。コスト低減の目標（着床式8〜9円/kWh）に向けて、量産効果や風車の大型化がどこまで進むかが焦点です。国内調達を進めるための部材工場や基地港湾の整備も、この時期に本格化します。
脱炭素の目標に沿って風力発電の役割は高まる見通しですが、その実現はコストの低減と、国民負担（賦課金）とのバランスにかかっています。安定した価格で導入を続けられる制度設計と、国内調達比率60%の達成が、長期の普及を左右します。
