英国のCfD第7回入札（AR7）洋上風力事業分野の結果の考察

　2026年1月14日、英国の第7次差額決済制度（CfD、AR7）の結果が公表され、洋上風力発電分野で過去最大規模となる8.4GWの容量が確保された。本稿では、英国洋上風力公募制度の概要を整理した上で、AR7に至る背景および制度変更のポイント、ならびに今回の入札結果が持つ意義について整理する。

英国洋上風力公募制度の概要

　英国洋上風力事業公募制度は日本と違い、海底占有開発権オプションとCfD（差額決済契約）¹の二段階入札に分かれている。

第一段階：海底占有開発権オプションの取得

　現在のシステムでは、洋上風力事業を開発するためにはまずCrown Estate（イングランド・ウェールズ）またはCrown Estate Scotland（スコットランド）が実施する海底占有開発権オプション入札に参加する。落札した事業者は特定海域を排他的に開発する権利を得る。ただし、この段階ではまだ正式なリース契約ではなく、開発を進めるオプション権である。事業者はオプション期間中、年間オプション料を支払いながら、サイト調査、環境影響評価、許認可取得などの開発作業を進める。許認可取得後、Crown EstateまたはCrown Estate Scotlandと海底リース権契約を結ぶ。このリース料はオプション入札とは別に収益の％と決められている²。近年の入札ラウンドとしてはRound 4（2023年）とRound 5（2025年）、スコットランド側ではScotWind（2022年）がある。

第二段階：CfD（差額決済契約）入札

　開発が一定程度進み、プロジェクトの実現可能性が見えてきた段階で、事業者は政府が主催する差額決済契約/CfD入札（Allocation Round）に参加することが出来る。CfDは、自然エネルギー導入を促進するために2014年に導入された市場価格との差額を契約期間（現在は20年間）相互補填する制度である。契約価格となるストライク・プライスは入札で決める。政府が設定するAdministrative strike price (ASP)を上限として、それぞれの発電事業者がASPより低い価格で入札を行うリバース・オークションを実施する。価格だけではなく容量も入札内容の一部である。

　CfDはプロジェクトの収益を長期的に安定させるので、CfDの獲得はプロジェクト継続を決めるにあたって重要な分岐点になる。 CfDがなければ市場価格で電力を販売することになり、市場価格の上下に左右され経済性のコントロールが難しい。そのため、多くの事業者はCfD獲得を前提として事業を進める。実際、AR7でCfDを獲得できなかったEnBWのMorgan³プロジェクトは、AR7結果発表直後に事業撤退を決定し、リースオプション契約を放棄している。

FID（最終投資決定）と正式リース契約の締結

　CfDを獲得し、全ての許認可条件を満たした後、事業者は資金調達と建設契約を確定し、FID（Final Investment Decision）を行う。FIDと同時期に、Crown EstateまたはCrown Estate Scotlandと正式なリース契約を締結し、初めてプロジェクトの実現が確定する。ただし、CfD獲得後もコスト増加や許認可遅延などによりFIDに至らず、プロジェクトが中止されるケースも存在する。例としてAR6でCfDを獲得したOrstedのHornsea 4は、事業環境の悪化により2025年5月にプロジェクト中止を発表している⁴。

海底占有開発権オプション入札とCfD入札の時間差

　重要な点として、海底占有開発権オプション入札（オプション契約取得）とCfD入札（補助金取得）は別のプロセスであり、実施時期も大きくずれていることが指摘される。業界標準では、オプション契約取得からCfD獲得まで5-7年を要するとされる。

　例えば、2020年にリース契約（拡張案件のため、通常の公募とは異なる）を締結したAwel y Môr⁵は、約6年の開発期間を経てAR7で落札に成功している。

　一方、2022年に実施されたScotWind入札でオプション契約を取得した19案件は、AR7でCfD獲得を目指したが、結果的に一件も落札できなかった。まだ4年とオプション期間が比較的短かいため、開発進捗が不十分だったことが一因と考えられる。

AR7に至るまで

　AR7の入札期間（2025年11月11から17日）前の12か月は、欧州の洋上風力市場にとって厳しい状況が続き、デンマーク⁶、ドイツ⁷、オランダ⁸の洋上風力入札はそれぞれ落札者なしという結果に終わっていた。英国においても、前二回の結果は芳しくなく、AR5は落札者なし、AR6では唯一の新規案件だったOrstedのHornsea 4のキャンセル⁹により、英国政府が立てた2030年43—50GW目標の達成が懸念されていた¹⁰。その上、英国政府が発表したAR7の着床式洋上風力発電事業への予算は、9億ポンドであったため、AR5とAR６の不足分を補うには足りないという声が業界からあがっていた。

　ところが、AR7入札期間中の2025年12月に、担当大臣の権限により着床式洋上風力発電事業への予算が二倍近くの17.9億ポンドに拡大された¹¹。その結果、ストライク・プライスの引き上げとCfD契約期間の15年から20年への延長が可能となり、その組み合わせにより、最大規模の総合8.4GWの洋上風力容量を確保することが可能となった。こうして、すでに稼働中の16GWと建設中の11.5GW¹²を合わせ、2030目標達成の見込みが出てきた。

AR7の重要な3つの変更

1. 予算の拡大：着床式洋上風力事業の予算は、当初発表の9億ポンドから17.9億ポンドと二倍近く増額され、大容量の落札が可能となった。
2. 入札上限価格（Administrative Strike price）の引き上げ：AR7の入札上限価格は資材コスト高、ファイナンシャル・コスト増、及びサプライチェーンのインフレなどを反映して、AR6に比べて10％引き上げられた。
3. CfD契約期間の延長：AR7ではCfD契約期間が15年から20年に延長された。収入期間が延びることにより、プロジェクトの債務返済能力が大幅に改善されるため、資金調達にプラスに動いた。

　これらの変更により、投資家の信頼が回復し、FIDの確実性に繋がると期待されている。

図1：CfDの変遷（2012年価格ベース）

 

図2：CfDの変遷（2024年インフレ調整価格ベース）

AR7の結果

　今回のAR7では着床式洋上風力発電と浮体式洋上風力発電、合わせて過去最大規模の8.4GWが落札された。制度変更と予算の引き上げが成功の要となった。

表1：AR7結果¹⁴まとめ

着床式洋上風力発電

　AR7では合計8.25GWの着床式洋上風力発電容量が落札されたが、そのうちRWEが約6.9GW分を落札し、容量の80%以上を獲得する結果となった。

落札プロジェクト

RWE
　RWEは5つの着床式プロジェクト、合計6.9GWをストライク・プライス91.20ポンド/MWh(2024年価格)で落札した¹⁵。

1. Norfolk Vanguard East & West (合計: 3.1 GW) ：このプロジェクトはVattenfall売却後、RWEが買取り開発を進めてきたが、KKRの出資を受けて50:50のパートナーシップに変わっている¹⁶。
2. Dogger Bank South East & West (合計3.0 GW)：Masdar(49%)とのパートナーシップで開発している¹⁷。
3. Awel y Môr (ウェールズ) (775MW)：所有構成RWE(60%)、Stadtwerke München(30%)、Siemens(10%)¹⁸ で落札した。

SSE
　SSEはBerwick Bank Phase Bで1.4GWを、ストライクプライス89.49ポンド/MWhで獲得した¹⁹。Berwick Bankは最大4GWの容量があるため、次のCfD入札では他のフェーズがエントリーされる見込みである。

　2社による8.25GW落札という結果は、洋上風力事業での大手事業者の構造的優位性を反映している。第一にさまざまなリスクに対応するためには、強固なバランスシート、または強力なファイナンシャルパートナーが不可欠である。第二にプロジェクトの建設遅延リスクを低減するためには、豊富な洋上風力プロジェクト経験と人材が必要である。第三にサプライチェーンへの交渉力にはプロジェクト規模が必要である、ということだ。

　洋上風力は資本力、実行力、そして戦略的な交渉力が問われる持久戦となっている。

浮体式洋上風力発電

　浮体式洋上風力分野では２案件が同じく216.46ポンド/MWhのストライク・プライスでCfDを獲得した。どちらもまだ100MW以下の布石サイズのプロジェクトであり、価格も商業化前の段階である。

落札プロジェクト

• Pentland Floating Offshore Wind (スコットランド)：Copenhagen Infrastructure Partners（CIP）がEurus EnergyとHexiconと共に開発 している案件で、2025年11月に英国のNational Wealth Fund（元UK Infrastructure Bank）、Great British Energy、スコットランド国立投資銀行から追加投資を獲得²⁰している。
• Erebus (ウェールズ)：TotalEnergiesとSimply Blue EnergyのJVであるBlue Gem Windがケルト海で開発中である。

AR7の結果の考察

　各開発事業者のハードルレートは引き上げ傾向にあり、持続的なコスト上昇を考えると、AR7落札案件の収益性はまだ安心できないレベルにとどまっている。風況が良いスコットランドにはプロジェクト数が多いが、CfD入札において不利な状況はまだ改善されていない。英国では託送料金は距離で設定されており、需要地から遠いスコットランドのプロジェクトは、どうしても託送料金が高くなるからだ。洋上風力促進政策の成功を維持しながら、次の浮体式のステージへ繋げるためには、まだ解決しなければならない問題が残っている。そのため、業界には8.4GWの落札容量を確保しても、実際には政府の2030目標の実現は現実的ではないという声もある。

地域別

スコットランド

• ScotWind：2022年のScotWindリース権入札から4年が経過しているが、既存の19プロジェクトのどれもAR7でCfDを獲得出来ていない。AR7でCfDを獲得したBerwick Bank （着床式）とPentland（浮体式）はスコットランドの海域だが、どちらもScotindのプロジェクトではない。ScotWindは60％強が浮体式なのでその分時間がかかるが、この時間のギャップもまた英国CfDシステムの問題を表している。
• 送電システムの課題：託送料金が高いことが価格競争に不利と言われてきたが、今回の結果でも同じ問題が見て取れる。イングランド中部や南部の電力需要の高い地域まで遠いため、イングランド周辺のプロジェクトに比べてコストが高くなる。洋上風力事業の建設は地域経済の促進に繋がるため、スコットランド政府はAR7でも見られた地域便益の不均衡の拡大に懸念を表している²¹。実際に事前有力候補とみなされていた2GWのWest of Orkney（Corio Generation, Total Energies, RIDGの共同開発）²²はScotwindの中でも一番最初に許認可を取得していたが、AR7でCfDを獲得していない。直近のニュースでは、託送料金の不平等が解消されない限り、West of Orkneyの開発は進めないと答えている²³。

図3：英国地域別託送料金

ウェールズ

　上記の通り、前回の2021年英国占有開発権オプション入札Round 4のウェールズ側アイリッシュ海のプロジェクトであるMonaとMorganがAR７でCfDを獲得することが出来なかった。

*非落札・非入札プロジェクトについては、末尾を参照。

AR7総合

1. CfD期間の延長：5年間の延長はAR7の成功の主要因の一つとなった。 期間延長によりカバレッジレシオ²⁵の改善、年間債務返済額の低減、プロジェクトベースでIRRの1~2%の改善などが期待できるため、FID達成の可能性が高くなった。
2. 入札期間中の予算増額：前回のAR6でも当初予定していた8億ポンドから、入札期間中に予算が引き上げられ、11億ポンドになるという経緯があったが²⁶、予算が増えることはいいことばかりではない。英国政府による「入札開始後」の予算調整は、入札の成功を高めるための例外的措置として用いるべきであり、繰り返し使用されるべきではないだろう。なぜなら今後同様の入札開始後調整を繰り返すと、開発事業者が予算増額を見込んだ入札行動を取るようになる可能性があるからだ。また、政府公表予算上限の信頼性の低下にもつながる。
3. 許認可プロセスの遅延：今回の入札参加条件では、以前よりも許認可ルールが緩和された。そのため、今までなら参加できなかったプロジェクトが入札に参加できるようになった。英国では許認可プロセスが長く、遅延による不確実性が問題になっていたため、規制緩和はポジティブに受け止められた。しかし、許認可リスクは後ろ倒しになったものの、リスク自体がなくなったわけではない。例えば、無事AR7でCfDを獲得できているが、RWEのDogger Bank Southプロジェクトは本来政府の開発許可判断が1月10日に下されることになっていた。しかし、現在3か月延期になり4月30日になった²⁷。また、落札案件ではないが、SSEとRWEが共同開発しているNorth Falls プロジェクトにおいても、政府判断が3か月遅れて1月15日から4月28日になっている²⁸。
4. プロジェクトの集中：プロジェクトの集中は実現可能性を高める一方で、システミックリスク²⁹も生じる。2030年までの大部分が少数の大型プロジェクトに依存するため、遅延や中止は市場全体に影響を及ぼす。
5. コストへの圧力：洋上風力は大資本を必要とするインフラ事業であり、風車と基礎は鉄鋼価格に大きく影響される。規制の面では環境影響・保全を含む規制条項追加の可能性があるため、その分費用が上がる可能性がある。マクロでもミクロでも、以前のような楽観的なコスト削減シナリオは描けない。コスト超過を避けるため、強力な社内プロジェクト管理能力が求められる。
6. 資金調達能力：大規模インフラ事業経験豊富な金融パートナー（例：KKR)が重要な役割を果たすことが明らかである。ストライク・プライスの91ポンド/MWh、契約期間20年でIRRは一桁後半ぐらいだとすると、このプロジェクトIRRが新規投資のハードルレートに見合うかが問題にある。RWEは2025年3月に新規プロジェクトのハードルレートを8%から8.5%に引き上げている³⁰。同じく、SSEもハードルレートを2025年5月に11％から12％に引き上げた³¹。RWEのFIDは今年の夏、SSEのFIDは2027年と予定されている³²。
7. Clean Industry Bonus（CIB）³³：AR7から新しく取り入れられたCIB制度は国内サプライチェーン育成のための補助制度である。CIBで規定するサプライチェーンへの投資条件を満たせば、ストライク・プライスに上乗せして補助金が与えられるが、規定期間内に投資が確認できない場合は、罰則分の％を引かれるというシステムだ。英国政府の発表によると、今回のAR7においては、CIBにより30億ポンドが港湾や製造業のサプライチェーンへ投資されると発表している³⁴。。
8. 浮体式は布石の段階：AR6のGreen Voltの400MWに比べると、AR7のErebusは92.5MW、Pentlandは100MWと規模が下がっている。ストライク・プライスは2012価格ベースで11％ほど上昇しているが、着床式と同じレベルの上昇である。AR6に引き続きAR7も、技術の確立、サプライチェーン開発、港湾準備のための準備段階として位置付けるべきである。スコットランドとウェールズの両海域でそれぞれ浮体式プロジェクトが落札されたことは、これから先の浮体式のサプライチェーン構築、また港湾整備へのインセンティブとなるが、小型の案件が分散することにより、コスト低減やシナジー効果はまだ先と言える。

日本への示唆

1. 収益の確実性が導入目標よりも重要：英国政府は以前の失敗を繰り返さないため、AR7ではプロジェクトの経済性確保を重要視した。日本の洋上風力市場においても、同様に資金調達可能な収益枠組みを構築する必要がある。
2. サプライチェーン育成には規模と確実性が必要：洋上風力事業が先進している英国でも、CIB制度のような補助金制度がなければ、国内サプライチェーンを育成することは難しい。洋上風力を発電事業として発展させるだけではなく、基幹産業として根付かせるためには、日本でも国内サプライチェーンを増強する大規模な補助制度が必要である。
3. 開発事業者の集中：AR7は、洋上風力がますますバランスシート主導のビジネスになっていることを示している。日本のコンソーシアム構成においても、FIDまで実行リスクを負うことができる明確なリード開発事業者が必要ということだ。
4. 地域経済効果と送電線：風況が良くても、系統接続出来る見込みがなければ（英国ではさらに託送料金の問題がある）事業開発は進まない。また、その後FIDまでたどり着くのが困難だ。そのため、送電線の整備、増設と洋上風力事業候補地の選択は平行して進めなければならない。
5. 日本企業の海外進出：日本企業はこの10年来、英国の洋上風力で知見を積んできた。今回は落札にいたらなかったが、住友商事は長年Five Estuaryプロジェクトに関わってきた。また、浮体式ではEurus Energyが出資するPentlandがCfDを獲得している。これらの知見をどう日本の洋上風力に生かしていくのか期待したい。

まとめ

　AR7は英国政府の洋上風力政策の仕切り直しのラウンドになった。現在のプロジェクトコストや事業環境を踏まえた契約構造を調整することで、英国は停滞していた洋上風力市場に大きな動力をもたらした。

　しかし、AR7の結果はCfD制度の構造的課題も浮き彫りにしている。厳しい価格競争、開発事業者の集中、地域的便益の不均衡である。また、浮体式洋上風力発電の商業化への道はまだ長いことも明らかにした。

　市場へのルートを持たないプロジェクトにとってはAR8が要になる。英国政府の目標達成にAR8でも大量の容量を確保する必要があるため、政府も市場も気を緩めずに引き続き柔軟に対応する必要がある。この柔軟性がAR7の日本の洋上風力市場への一番のメッセージである。

*参考：非落札・非入札プロジェクト35  　今回の入札では、入札参加条件を満たしている先行案件が多数あったにもかかわらず、落札案件数はかなり絞られた。この結果は競争の厳しさを浮き彫りにしているだけではなく、入札の背景にある電力市場構造と地域格差などの問題にも要因があると思われる。 EnBW / JERA Nex BP：EnBWとbpは共同で2021年の英国海底占有開発権オプション入札Round 4で最高値36でアイリッシュ海のMonaとMorganという二つのプロジェクトのリース権を獲得していた37が、AR７でCfDを確保できなかったことにより、両プロジェクトから撤退すると発表している。MonaはJERA Nex BPに売却38されるが、Morganは事業撤退が発表されている。 EDF：EDF Renewablesは浮体式のBlyth Phase2でCfDを獲得できなかったため、プロジェクトからの撤退を発表している39。 Equinor：既存プロジェクトの拡張分（SheringhamやDudgeon）はコストが新規プロジェクトに比べて低いはずだが、落札していない。 ScottishPower Renewables (Iberdrola)：大型案件の一つであるEast Anglia One Northが落札案件に入っていない。 住友商事：RWE率いるFive Estuariesのコンソーシャム（RWE 33.33%, Macquarie Asset Management 25%, ESB 20.83%）に20.38％出資40しているが、こちらも拡張プロジェクトだが落札に至っていない。 Orsted：AR6においてHornsea 4でCfDを獲得したが、事業中止を発表している。CfD規定によると契約違反者は次の2ラウンドの入札資格を喪失する41。