洋上風力はなぜ失速したか 三菱商事撤退が示す入札制度の構造的欠陥

概要

2025年8月27日、三菱商事を中心とする企業連合が、秋田県沖2海域（能代市・三種町・男鹿市沖、由利本荘市沖）と千葉県銚子市沖の合計約3海域、総出力約1.7GWの着床式洋上風力発電事業からの撤退を発表した[1][2]。2021年の第1回公募で三菱商事連合が総取りした案件であり、日本の洋上風力政策にとって初の大型開発案件撤退となった。国は撤退のペナルティーとして約200億円の保証金を没収し、同連合を次回公募から排除した[1]。この一件を単なる一企業の判断ミスとして片づけるのではなく、極端な低価格入札、資材高・円安、価格偏重の制度設計、保証金没収という懲罰構造という複数の要因が積み重なった結果として構造的に検証する。

1. 極端な低価格入札という出発点の歪み

2021年の第1回公募で、三菱商事連合は由利本荘案件を11.99円/kWh、銚子案件を16.49円/kWhという水準で落札した[2]。これは同時期の他国の洋上風力調達価格と比べても際立って低い水準であり、当時から採算性への懸念が指摘されていた。落札時点で織り込まれていた建設コストの前提は、その後の世界的なインフレと供給網の逼迫によって早々に崩れることになる[2]。低価格入札そのものが悪いわけではないが、問題は入札制度が「いかに低い価格を提示できるか」をほぼ唯一の評価軸としていたため、事業者に短期的な価格競争へのインセンティブを強く与えてしまった点にある。

2. 資材高・円安による採算構造の崩壊

落札から撤退表明までの4年間で、鋼材・大型部材の価格高騰と金利上昇、急激な円安が重なり、建設コストは応札時の想定から2倍以上に膨らんだとされる[1][2]。三菱商事はこの3案件で総額1兆円を超える投資を見込んでいたが、事業計画の見直しの結果、採算確保が困難と判断し、約522億円の関連損失を計上した[1][3]。連合を組んだ中部電力も今期におよそ170億円の損失計上を見込んでいる[3]。2025年2月には固定価格買取（FIT）からフィード・イン・プレミアム（FIP）方式への転換など事業条件の見直しが図られたが、それでも事業性を回復させるには不十分だったとされる[2]。為替と資材価格という外生変数への耐性を欠いた価格設計が、撤退の直接的な引き金になったことがうかがえる。

3. 価格偏重の入札制度設計

今回の撤退が政策論として重く受け止められているのは、単発の事業失敗ではなく、公募制度の設計そのものに起因する構造的な問題だとみなされているためである。国際風力エネルギー協議会（GWEC）は、公募制度の再設計にあたり、価格評価と非価格評価（事業実現性、資金調達の確実性など）のバランスを最適化すべきだと提言している[4]。日本の第1回公募は価格点の比重が大きく、事業計画の緻密さや実現可能性を評価する仕組みが相対的に弱かった。これに対し経済産業省は、再公募に向けて事業計画の実現可能性や国内調達体制など安定性に関する評価配分を高める方向で検討を進めているとされる[3]。価格だけを競わせる入札は初期の政策的インパクト（低い買取価格の実現）としては見えやすい成果を生むが、事業者に無理な価格提示を促し、結果として事業破綻のリスクを制度の外に転嫁してしまうという副作用を抱えていた。

4. 保証金没収と業界心理の萎縮

三菱商事連合は撤退の代償として、開発段階で積み立てていた約200億円の保証金を没収され、直近の公募への参加資格も失った[1]。この厳格なペナルティーは、安易な撤退を防ぐ抑止力として機能する一方で、他の事業者にとっては「一度落札した後に採算が悪化しても撤退すれば巨額の保証金を失う」という強いリスクとして認識される。GWECの分析でも、第2回・第3回公募の落札者もすでに厳しい財務状況に直面していると指摘されており[4]、業界全体で新規案件への慎重姿勢が広がる懸念がある。保証金制度自体は事業者の規律を保つために必要な仕組みだが、外生的なコスト変動に対する救済措置が乏しいまま懲罰だけが際立つと、入札への参加意欲そのものを冷え込ませかねない。

5. 欧州との対比に見る制度設計の違い

欧州も洋上風力の入札で価格競争の行き詰まりを経験している。英国では2023年の第5回差額決済契約（CfD）配分で洋上風力の応札がゼロという結果に終わった後、2024年9月の第6回配分では上限価格を引き上げたうえで、固定式洋上風力が1メガワット時あたり54.23〜58.87ポンド、浮体式が139.93ポンドで合計約5.3GWの案件が落札された[5]。価格が市場実態から乖離しすぎると入札そのものが成立しなくなるという教訓を踏まえ、英国は上限価格の柔軟な見直しという形で対応した。日本が2026年以降の再公募で価格に下限を設ける方向を検討しているのも、同じ問題意識の裏返しといえる[3][4]。一方でWestwood Energyの分析によれば、英国やドイツでは海域のリース取得から商業運転開始まで7〜10年程度を要するのに対し、日本の開発スケジュールはおよそ5年と大幅に圧縮されている[2]。価格制度の見直しだけでなく、開発期間の設計自体が現実的かという論点も、日本と欧州の比較から浮かび上がる。

3海域の入札価格・出力比較

海域	出力規模	入札価格（FIT）	現況
秋田県 能代市・三種町・男鹿市沖	約479MW	非公表（連合一括撤退）	撤退・再公募待ち[1][2]
秋田県 由利本荘市沖	約819MW	11.99円/kWh	撤退・再公募待ち[1][2]
千葉県 銚子市沖	約390MW	16.49円/kWh	撤退・再公募待ち[1][2]

共通点と相違点

上記5つの要因に共通するのは、いずれも「価格を軸にした制度設計」が生んだひずみだという点である。極端な低価格入札は制度が許容した結果であり、資材高・円安はその脆弱な前提を露呈させた外生ショックであり、価格偏重の評価基準はひずみを生んだ制度そのものであり、保証金没収はひずみが顕在化した後の懲罰である。一方で相違点もある。資材高・円安という外生要因は日本固有の問題ではなく世界共通だが、価格に下限を設けず事業実現性の評価も薄いまま突き進んだ制度設計と、開発期間を欧州より大幅に圧縮したスケジュール設定は、日本の入札制度に特有の弱点だったといえる[2][4][5]。

注意点・展望

再公募の設計変更が発表されても、実際に事業者が集まり案件が完遂するかどうかは別問題である。価格下限の設定は行き過ぎた安値競争を防ぐ一方、上限を高く設定しすぎれば調達コストの上昇という形で電気料金に跳ね返る可能性がある。また、保証金没収や次回公募からの排除といった厳格なペナルティーが残ったままでは、事業者がリスクを取って参入する誘因が引き続き弱いままである可能性もある。港湾整備や系統接続といった周辺インフラの整備状況、そして為替・資材価格の先行きという外生変数も、再公募の成否を左右する重要な条件であり続ける。

Newscoda の見方

本サイトが注目するのは、今回の一連の経緯が「三菱商事という一企業の判断ミス」ではなく、価格競争を優先させてきた公募制度そのものの設計問題として扱われている点である。国が再公募にあたり価格に下限を設ける方向に転換したこと自体が、これまでの制度設計の限界を政策当局自身が認めた証左だと読める。

他の論評の多くは撤退の経緯や損失規模といった事実関係の整理にとどまりがちだが、本サイトは英国のCfD制度が上限価格の引き上げという形で入札不成立を乗り越えた経験と対比することで、日本の制度改革が「価格の下限を設ける」だけで十分なのか、開発スケジュールや事業実現性評価まで含めた総合的な設計転換が必要なのかを論点として提示したい。

今後6〜12か月で観察すべき変数は次の通りである。

• 再公募における具体的な価格下限・上限の水準と、事業実現性評価の配点比率
• 撤退3海域の再公募に実際に応札者が現れるか、参加意欲の回復度合い
• 資材価格・為替の動向と、それが再公募後の事業計画に与える影響
• 第2回・第3回公募で落札した事業者の財務状況の変化
• 再エネ出力制御・蓄電池優遇策など、洋上風力以外の再エネ導入策との予算・政策的な優先順位の変化

まとめ

三菱商事連合の撤退は、極端な低価格入札、資材高・円安という外生ショック、価格偏重の入札制度設計、保証金没収という懲罰構造が積み重なった結果として理解すべき事象である[1][2][3][4]。国は再公募にあたり価格に下限を設け、事業実現性を重視する方向へと制度を転換しつつあるが[3][4]、英国のCfD制度が経験したような試行錯誤を踏まえれば、価格設計だけでなく開発スケジュールや周辺インフラの整備状況を含めた総合的な見直しが必要になる[2][5]。日本の洋上風力政策が2030年10GW、2040年30〜45GWという目標を掲げ続けられるかどうかは[6]、次の公募がどのような制度設計で実施されるかに大きく左右される。原子力再稼働による電力コストの構造変化や、地熱発電という代替的な再エネ選択肢の動向とあわせて、日本のエネルギー転換戦略全体の中で洋上風力の位置づけがどう調整されていくかを注視する必要がある。