海底ケーブル設置費用と洋上風力の送電コスト

海底ケーブルの敷設費用は1kmあたり約11〜14億円（北海道〜本州の計画）

メリット

海底直流送電（HVDC）は大容量・長距離の送電に向く。北海道〜本州の計画は200万kWを約760kmの海底ケーブルで送る
沿岸に近い洋上風力は交流のまま送れる。五島洋上ウィンドファームは22kVの交流海底ケーブルで陸上とつないだ
国の資料では、着床式洋上風力の資本費に占めるケーブル（アレイ・エクスポート）の割合は約5%にとどまる
直流は交流よりケーブルの本数を減らせる。中国〜九州間の増強計画はこの理由で直流連系を採用した

デメリット・課題

北海道〜本州の海底直流送電は、海域工事だけで8,700〜11,000億円程度。1kmあたり約11〜14億円にあたる（当サイトの計算）
直流送電は両端に交直変換所が要る。北海道〜本州の計画では陸上工事（変換所など）が4,700〜5,100億円程度
国の資料によると、送電ケーブルの価格は2024年1月から2026年3月までに約67%上がった
敷設後の修理は海上の作業になり、陸上の送電線より復旧に手間と時間がかかる

海底ケーブルの敷設費用を国内の公表値で比べると、北海道〜本州間に計画されている海底直流送電の海域工事は1kmあたり約11〜14億円です。陸上の500kV架空送電線（2回線）の標準的な単価（中央値11.4億円/km、幅は8.3〜14.5億円/km）とほぼ同じ〜約1.3倍、275kVの架空送電線（中央値7.5億円/km）の約1.5〜1.9倍にあたります。直流送電は両端に交直変換所が要り、変換所などの陸上工事（4,700〜5,100億円程度）を足すと1kmあたり約18〜21億円で、500kVの架空送電線の約1.5〜1.9倍になります。陸上の単価は土地代や調査測量費・用地取得費・設計費を含まず、送れる電力の量も違うため、倍率は目安です（電力広域的運営推進機関の公表値をもとにした当サイトの計算）。

海底ケーブルのコスト目安

海底直流送電（北海道〜本州・200万kW）：海域工事が1kmあたり約11〜14億円（8,700〜11,000億円÷約760km）
陸上の架空送電線（2回線）：500kVで8.3〜14.5億円/km（中央値11.4億円/km）、275kVで3.3〜11.6億円/km（同7.5億円/km）。2026年3月公表の標準的な単価
着床式洋上風力の資本費に占めるケーブルの割合は約5%（国の資料）

海底ケーブルの費用は、電圧・距離・水深・送る電力の量で大きく変わります。陸上の送電線の単価にも幅があり、含まれる費用の範囲も違うため、「海底は陸上の何倍」と1つの数字では言い切れません。国の資料によると、着床式洋上風力の資本費の内訳は風車55%、施工32%、基礎6%、ケーブル（アレイ・エクスポート）5%です。

政府は洋上風力について、2030年までに10GW、2040年までに浮体式も含む30〜45GWの案件を形成する目標を掲げています。発電所と陸上をつなぐケーブルに加えて、風の強い北海道・東北から大消費地へ電気を送る地域間の送電線が必要で、海底直流送電の計画が進んでいます。

HVAC方式の費用と特性

HVAC（高圧交流）方式は、岸に近い洋上風力で使われる送電方式です。

HVAC海底ケーブルの設置費用

電力広域的運営推進機関の標準的な単価は架空送電線と地中送電線が対象で、海底ケーブルは含まれていません。洋上風力については、国の資料が、着床式洋上風力の資本費のうちケーブル（風車どうしを結ぶアレイケーブルと、陸上へ送るエクスポートケーブル）が約5%を占めると整理しています。国の発電コスト検証が試算の前提に置いた着床式の建設費は51.5万円/kWです。

HVAC方式の技術的限界

HVAC方式には「充電電流」という制約があります。海底ケーブルは導体のまわりを絶縁体で包んだ構造で、コンデンサと同じ原理で充電電流が流れます。距離が長くなるほど充電電流が増え、有効に送れる電力が減ります。電圧が高いほど、この制約は厳しくなります。電力広域的運営推進機関は、中国〜九州間の増強計画で直流を選んだ理由に、500kV級の交流海底ケーブルの製造が困難であることを挙げています。

日本の洋上風力におけるHVACの適用範囲

2026年1月に商用運転を始めた五島洋上ウィンドファーム（長崎県五島市沖、16.8MW）は、福江島の沖約7kmにあり、22kVの交流海底ケーブルで陸上とつながっています。陸上と風車を結ぶケーブルが7.3km、風車どうしを結ぶケーブルが7.5kmです（住友電気工業、2026年1月）。国内でこれまでに運転を始めた洋上風力は、港湾区域内や沿岸に近い場所にあります。

HVDC方式の費用と特性

HVDC（高圧直流）方式は長距離・大容量の送電に使われる技術です。

HVDC海底ケーブルの設置費用

国内で金額が公表されている例が、北海道〜本州間の海底直流送電（日本海ルート）です。電力広域的運営推進機関の基本要件（2024年4月）では、±525kV・200万kWの直流海底ケーブルを新設し、概算工事費は1.5〜1.8兆円程度です。内訳は海域工事が8,700〜11,000億円程度、陸上工事が4,700〜5,100億円程度、アクセス線・開閉所工事が1,700億円程度です。海底ケーブルは後志〜秋田間が約460km、秋田〜新潟間が約300kmで、海域工事を合計約760kmで割ると1kmあたり約11〜14億円になります（当サイトの計算。概算工事費は海底ケーブルを約800kmとしていた2024年4月時点の見積りで、800kmで割っても約11〜14億円です）。

直流送電では、交流と直流を変換する交直変換所が要ります。この計画では後志・秋田・新潟の3か所に変換所を置きます。変換所の費用がかかるため、短い距離では交流のほうが安くなります。

HVDC方式の技術的優位性

直流送電には、交流のような充電電流の制約がありません。電力広域的運営推進機関は、北海道〜本州の計画について、大容量の長距離送電であるため交流送電に比べて優位性のあるHVDCを採用したと説明しています。中国〜九州間の増強計画（100万kW、工事費の概算3,700〜4,100億円）でも、交流と比べてケーブルの条数を減らせることを理由に直流連系を採用しました。

VSC-HVDCの技術革新

交直変換器には、他励式（LCC）と自励式（VSC）があります。北海道〜本州の計画は、採用実績があり運用上の制約が少ない自励式の変換器を基本としています。

海底ケーブルのコスト構造ブレイクダウン

北海道〜本州間の海底直流送電の概算工事費の内訳は以下のとおりです。

項目	概算工事費	内容
海域工事	8,700〜11,000億円程度	直流海底ケーブル約760km
陸上工事	4,700〜5,100億円程度	交直変換所3か所など
アクセス線・開閉所工事	1,700億円程度	変換所と既存の送電線の接続
合計	1.5〜1.8兆円程度	200万kW・工期6〜10年程度

※出典：電力広域的運営推進機関「北海道本州間連系設備（日本海ルート）」基本要件（2024年4月）。距離は2026年6月の同機関の資料。内容の列は編集部の整理。

陸上送電線との費用比較

陸上の送電線の費用は、電力広域的運営推進機関が「送変電設備の標準的な単価」として公表しています。最新の公表は2026年3月で、前回（2016年3月）から10年ぶりの見直しです。

陸上送電線の費用

架空送電線（鉄塔と電線・2回線）の標準的な単価は、500kVで1kmあたり8.3〜14.5億円（各社の報告の中央値は11.4億円）、275kVで3.3〜11.6億円（同7.5億円）、154kVで1.9〜8.3億円、77kVで1.4〜6.7億円です。電線の太さ、平地か山地か、資材をヘリコプターで運ぶかどうかなどで幅が出ます。土地代、調査測量費、用地取得費、設計費は含みません。地中送電線は275kVの場合、管路の土木工事が1回線・1kmあたり2.7〜6.4億円、電力ケーブルの布設が2.5〜9.1億円です。

費用差が生じる要因

海底ケーブルの工事に特有の要因は、以下の4つです。

防水・耐圧構造：海底ケーブルは水圧に耐え、海水の浸入を防ぐ多層構造が必要
敷設船：専用のケーブル敷設船を使い、天候で作業できる日が限られる
海底への埋設：漁業への影響と錨による損傷を避けるため、海底に埋めて保護する
海底の調査：敷設ルートを決めるための事前の海域調査が必要（北海道〜本州の計画では国が海域の実地調査を行った）

洋上風力の送電コストが全体に占める割合

洋上風力発電の資本費に占めるケーブル（アレイ・エクスポート）の割合は、国の資料で約5%です。風車が55%、施工が32%、基礎が6%で、ケーブルより風車と施工の比重が大きい構成です。国の資料によると、送電ケーブルの価格は、原材料の銅価格の上昇もあり、2024年1月から2026年3月までに約67%上がりました。

海底ケーブルの故障リスクと修理費

海底ケーブルは、故障すると陸上の送電線より復旧に手間がかかります。

主な故障原因

船舶の錨による損傷
漁業活動（底引き網など）による損傷
海底の地滑り・地震
経年劣化

修理費用と期間

修理には専用船の手配、故障箇所の特定、ケーブルの引き上げ・接続・再埋設という工程が要ります。その間、洋上風力発電所の全体または一部が送電できなくなり、売電収入が減ります。修理費や期間は、海域・水深・故障の内容で変わります。

冗長性の確保

故障に備える方法の一つが、送電ルートの冗長化です。ケーブルを複数にしておけば、1本が故障しても残りで送電を続けられます。北海道〜本州の海底直流送電は、双極1回線（ケーブル3条）の構成です。

日本の洋上風力送電計画

計画・設備	方式・規模	費用・状況
北海道〜本州（日本海ルート）	直流±525kV・200万kW・海底約760km	1.5〜1.8兆円程度。実施案の提出期限は2026年12月
中国〜九州間の増強	直流・100万kW	工事費の概算3,700〜4,100億円
北本連系設備の増強	90万kW→120万kW	2027年度末に工事完了の計画
五島洋上ウィンドファーム	交流22kV・ケーブル計14.8km	2026年1月に商用運転を開始

※出典：電力広域的運営推進機関の基本要件・広域系統整備計画・評議員会資料、住友電気工業の発表（2026年1月）をもとに編集部が整理。

日本の地域間の送電網は、電力広域的運営推進機関の計画にもとづいて整備が進められています。

OCCTOのマスタープラン

電力広域的運営推進機関（OCCTO）は2023年3月に「広域系統長期方針（広域連系系統のマスタープラン）」を策定しました。再エネの電気を東京エリアへ送るためにHVDCが必要とし、基本のシナリオでは北海道〜東北間で600万kW、東北〜東京間で800万kW程度の増強が有力としています。全国では7兆円規模のネットワーク投資を見込んでいます。

このうち先に具体化しているのが、北海道〜本州間の200万kWの海底直流送電（日本海ルート）です。2024年4月に基本要件が決まり、2025年2月に北海道電力ネットワーク、東北電力ネットワーク、東京電力パワーグリッド、電源開発送変電ネットワークの4社が有資格事業者に認定されました。実施案の提出期限は、資金調達などの課題を理由に1年延び、2026年12月25日です。同機関は計画の決定を2026年度末の目途としています。

送電事業者の分離

日本では、発電所から陸上の連系点までのケーブルは発電事業者が整備し、地域間の連系線は電力広域的運営推進機関の計画にもとづいて送配電事業者が整備します。洋上風力の制度面では、排他的経済水域（EEZ）へ設置を広げる改正法が2025年6月に成立し、2026年4月に施行されました。

日本固有の課題

日本の海底ケーブル整備には、次のような課題があります。

地震：日本近海は地震が多く、海底の地盤の変動に備える必要がある
漁業との調整：漁業者との合意形成に時間がかかる場合がある
水深：日本の周辺は岸から離れるとすぐ深くなる。五島の設置海域は水深約130〜140m。浮体式の導入が進めば、より深い海域へのケーブル敷設が必要になる
台風・高波：施工できる日数が天候に左右される

HVACとHVDCの選択基準

送電方式の選択は、距離と送る電力の量で決まります。

損益分岐点は距離と容量で変わる

交流はケーブルの充電電流のために長距離に向かず、直流は両端の交直変換所の費用がかかります。短い距離では交流、長い距離では直流が有利になり、境目の距離は電圧や容量、変換所の費用で変わります。国内では、沖約7kmの五島が交流（22kV）、約760kmの北海道〜本州が直流（±525kV）です。

送電容量による判断

送る電力が大きい場合は、距離が比較的短くても直流が選ばれることがあります。中国〜九州間の増強計画（100万kW）は、500kV級の交流海底ケーブルの製造が困難であることと、ケーブルの条数を減らせることから直流連系を採用しました。

将来の技術トレンド

北海道〜本州の計画は±525kVで、1回線で200万kWを送ります。既設の関西四国間連系設備（140万kW）は、将来の±250kVから±500kVへの昇圧を想定して海底ケーブルが設計されており、変換器の追加などで280万kWへ増やせます（マスタープラン）。

多端子HVDC（マルチターミナル）

2地点間を結ぶだけでなく、3か所以上を直流でつなぐ構成もあります。北海道〜本州の計画は、後志・秋田・新潟の3か所に交直変換所を置き、北海道〜東北間と東北〜東京間の両方で200万kWを増強します。

海底ケーブルのコスト削減に向けた取り組み

送電ケーブルの価格は足元で上がっており、海底ケーブルも費用の抑え方が課題になっています。

大量発注によるスケールメリット

国の資料によると、送電ケーブルの価格は2024年1月から2026年3月までに約67%上がりました。洋上風力の公募では、風車・洋上工事・陸上工事の費用が見込みの2倍以上に増えた例もあり、ラウンド1の3海域は2025年8月に事業者が撤退しています。案件をまとめて形成し、発注量の見通しを立てやすくすることが、費用を抑える前提になります。

敷設技術の効率化

海底ケーブルの工事は、専用の敷設船と、作業できる天候の日数に左右されます。北海道〜本州の計画は、所要工期を6〜10年程度と見込んでいます。

国内製造能力の拡充

産業界は、洋上風力のライフタイム全体での国内調達比率を2040年までに65%にする目標を掲げています（洋上風力産業ビジョン第2次・2025年8月）。五島洋上ウィンドファームの海底ケーブルは、住友電気工業が設計・製造・施工を担当しました。国内の風力発電適地に近い場所で製造・施工できる体制が広がれば、輸送や工程の面で有利になります。

FAQ

海底ケーブルの寿命は何年？

洋上風力の送電ケーブルは、発電所の運転期間を通して使う前提で設計されます。国の発電コスト検証は、洋上風力の稼働年数を20年・25年と置いています。FIT/FIP制度の調達期間・交付期間は20年間です。

海底ケーブルは海洋環境に影響する？

敷設工事の音や濁り、ケーブルから出る電磁界が海の生き物に与える影響は、環境影響評価で調べる項目です。漁業への影響を避けるため、ケーブルは海底に埋めて保護します。風力発電の動物への影響全般と合わせて評価する必要があります。

日本で海底ケーブルを作っているメーカーは？

住友電気工業は、五島洋上ウィンドファームの22kV交流海底送電ケーブル（計14.8km）の設計・製造・施工を担当しました。同社は洋上風力発電向けの海底ケーブル事業に力を入れるとしています。

洋上風力の送電コストは今後下がる？

足元は上がっています。国の資料によると、送電ケーブルの価格は2024年1月から2026年3月までに約67%上がりました。国の発電コスト検証は、着床式洋上風力の建設費が2023年の51.5万円/kWから2040年に32.5〜33.7万円/kWへ下がると試算していますが、これはケーブルだけでなく風車や施工を含む全体の見通しです。

海底ケーブルと補助金の関係は？

発電所から陸上までの海底ケーブルは、洋上風力の資本費の一部です。FIT/FIP制度の価格や公募の供給価格の中で回収します。北海道〜本州のような地域間の連系線は、電力広域的運営推進機関の広域系統整備計画として、発電所とは別に整備されます。

洋上風力プロジェクトの送電方式選択3ステップ

1
送電距離と容量でHVAC/HVDCを判定
岸に近く容量が小さければ交流。長距離・大容量になるほど直流が候補になる
2
海底地形・地質調査を実施
海底の地形・地質、漁業、船舶の航路を調べ、敷設ルートと埋設の方法を決める
3
陸上変電所の設置場所を確保
海底ケーブルの陸揚げ地点と、変電所・変換所の用地を事前に確保する

海底ケーブルの技術動向を追うための情報源

海底ケーブルは、洋上風力と地域間の送電を支えるインフラです。国内の公表値では、海底直流送電の海域工事は1kmあたり約11〜14億円で、陸上の500kV架空送電線の標準的な単価（中央値11.4億円/km）とほぼ同じ〜約1.3倍です。交直変換所などの陸上工事まで含めると約1.5〜1.9倍になります。ケーブルの価格は足元で上がっており、計画ごとの最新の資料で確かめる必要があります。

最新の技術動向と政策情報は、以下のリソースで確認できます。