シリーズ「GX-ETSを機能するカーボンプライシングにするために」第1回 排出量割当/発電部門のベンチマークについて

　世界では既に広く導入されている排出量取引制度¹に関し、日本では国レベルでの制度について20年以上にわたり議論が続いていたが²、2025年5月に成立したGX推進法（改正法）において2026年度から始まる義務的な排出量取引制度（GX-ETS）が法定化された³。CO₂直接排出量10万トン/年以上の法人（約300～400社）を対象とする制度で排出量のカバー率は約60%と見込まれている⁴。7月には経済産業省が「排出量取引制度小委員会」（以下、小委員会）を設置し、年末頃のとりまとめを目途に制度設計の詳細を検討中である^5。

　世界の気候変動・エネルギー政策を巡っては、米国トランプ政権によるパリ協定からの脱退、化石燃料重視の各種施策など、脱炭素化への逆流が起きているようにも見える。国際社会への短期的な影響は否定できないものの、欧州、オーストラリア、中国、韓国などの政策、また米国を含むビジネス、サブナショナル政府の動向を見ても⁶、脱炭素社会への転換は既定路線として変わっておらず、これをドライバーとする国家・企業間の競争はむしろ加速していると言える⁷。

　こうした中、日本が諸外国に劣後せず、真のグリーントランスフォーメーションをタイムリーに実現するためには、GX-ETSが国際的に見ても遜色のない政策ツールとして本来の機能を的確に発揮し得る制度設計が求められる。本コラムシリーズではこの視点から現状の制度案を考察する。初回の本稿では、ETSの基盤となる削減目標（排出量上限すなわちキャップ）の設定、日本国内でCO₂直接排出量シェアが最も大きい発電部門の排出枠割当方法について述べる。

1. GX推進法と排出量取引制度の目標の整合

　GX推進法は「脱炭素成長型経済構造」への円滑な移行の推進を目的としている（第一条）。具体的には、目指す姿を「産業活動において使用するエネルギー及び原材料に係る二酸化炭素を原則として大気中に放出せずに産業競争力を強化することにより、経済成長を可能とする経済構造」と定義する（第二条）。これを実現する施策がGX-ETSを含む「成長志向型カーボンプライシング」である。一方で条文では、排出削減の政府目標・タイムラインとの関係性には直接触れられていない。

　これに対し欧州排出量取引制度(EU-ETS)の内容を定めるEU指令は、その第1条で、「危険な気候変動を回避するため科学的に必要と考えられる削減レベルに貢献するよう、温室効果ガスの排出削減量を増加させる」と、その制度目的を明記している。

　GX推進法も二酸化炭素排出削減を目標の範囲に含むことは確かだが、より直接的に目的とするのは経済構造の転換であり、排出削減ではない。この違いは、小委員会に先立ち経済産業省・環境省が共同開催した法的課題の研究会における政府の説明を見ると、いっそう明確である⁸。そこでは、「経済効率的な温室効果ガスの削減」を目的とする諸外国の一般的なETSとGX-ETSの目的の差異が明示されている（図1）。

図1　諸外国ETS制度とGX-ETSの目的の違い

　気候変動対策の観点から必要な排出削減の実現を直接的には目指していない、というGX推進法の構造が、後述するように、具体的な制度設計にいくつかの問題を生む要因になっている。

2. 排出枠の割当：政府の削減目標（NDC）に整合するスキームの実装を

　通常、ETSでは制度全体で一定期間に目指すGHG削減量をあらかじめ設定し、炭素価格は市場における排出枠の取引によって決まる（数量アプローチ）⁹。まず、対象部門別の排出量上限（キャップ）を政府が定め、それに基づき対象者（設備または事業者単位）に排出枠が配分される（割当）。国際エネルギー機関（IEA）と国際炭素行動パートナーシップ（ICAP）、世界銀行は制度概略を表1のように説明している。

表1　ETSの概略（政府によるキャップの設定）

IEA	ETSは市場ベースの手法であり、最もコスト効率の高い排出削減にインセンティブを付与する。ほとんどの場合、政府が単独または複数の部門に排出量の上限（キャップ）を設定し、制度対象者は排出枠を取引することができる。
ICAP	ETSは気候変動を緩和する市場ベースの政策ツールであり、「キャップ&トレード」の原則に基づき機能する。 ETSでは、規制当局が特定の部門にGHGの排出量上限（キャップ）を定める。排出枠（排出許可証）は、制度対象者に無償または有償で配分される（割当）。所定の期間が終了すると、対象者は期間中の自らの排出量に相当する排出枠を当局に提出しなければならない。排出量が割当を下回った場合は、余剰分の排出枠を他の制度参加者に販売できる。したがい、削減コストが低い対象者には削減のインセンティブがはたらき、削減コストの高い対象者は市場から排出枠を購入して義務を遵守するという選択が可能になる。
世界銀行	ETSでは、政府が対象となる主体にGHG排出量の上限を設定する。対象者は遵守期間中に排出枠（割当）を償却しなければならない。排出枠は所定のGHG （通常1t-CO2e）を排出できる権利を表し、同制度内の他の対象者、場合によっては制度外の主体と取引可能である。

出典）IEA “Implementing Effective Emissions Trading Systems： Lessons from international experiences”（2020年7月）、ICAP ”About Emissions Trading Systems” ならびにWord Bank “Types of Carbon Pricing”（2025年11月4日アクセス）を基に自然エネルギー財団作成（直訳ではなく一部文言を補足）

　しかし、今年5月のコラム¹⁰でも指摘したとおり、GX-ETSは政府がキャップを設定する制度ではない。現在示されている排出枠の割当方法は「対象事業者による申請」がベースとなっている。また、本制度の割当量総計と国の削減目標（NDC）との関係性・整合性も定量的に示されていないため、本制度下で達成する削減量とタイムラインの見通しを得ることは容易ではない。

　第4回小委員会（10月17日開催）では複数の委員からこの点を問う指摘があった。経済産業省からは「もちろんETSはNDCに貢献できる制度として設計するのが基本的な考え方だが、NDCで想定されている数字と今の案を単純に比較できない」、「GX-ETSだけで削減を達成するものではない」、「割当総量をあらかじめ正確にお示しするのは難しいという特色がある」という主旨の回答があった。そして事業者に対しては「移行計画を作成してもらうので、制度上求めているところをより踏み込んで削減努力をしていただく」との方向性が示唆された¹¹。

　この「移行計画」は、割当申請に先立ち事業者が政府へ提出するもので、2026～2030年度の排出量見込み（目標）、毎年度の排出実績、設備投資計画と実績、その他カーボンニュートラルの実現に向けた自社の公表戦略等を記載することとなっている¹²。今年2月に閣議決定された政府の戦略文書「GX2040ビジョン」¹³では、

対象事業者は、大規模排出者の社会的責任の観点や、業種の特性及び国際市場における GX に関する取組の進展、2030年度に向けた政府の NDC（国が決定する貢献）等を踏まえて、野心的な目標を提示することが期待される。こうした対外的なコミットメントを求めることで、脱炭素投資の着実な達成を促す。

との記述があるが（P.41）、本制度下での具体的な削減目標やキャップの設定がない状況で対象事業者が追う責務や負担は大きいと言わざるを得ない。

　2018～2023年まで計22回にわたり開催された環境省の「カーボンプライシングの活用に関する小委員会」¹⁴では、割当総量について短期～長期の政府目標と整合性を持たせ、それを事前に明示する考え方が示されていた（図2）。そうすることで制度対象者の投資等の予見可能性を確保し、早期に脱炭素化に取り組むインセンティブ も付与される。成長志向型カーボンプライシング構想が目指す「環境と経済の好循環」を生み出すためには、GX-ETSにおいてもこの手法を活かす価値がある。

図2　割当総量設定の考え方（環境省資料・2021年）

　なお、割当量と1.5℃目標・NDCとの関係性についてはGX推進法の附帯決議にも記載があり（表2）、法的拘束力はないものの本法律の執行に当たり強く期待される事項である¹⁵。

表2　GX推進法の附帯決議

政府は、本法施行に当たり、次の諸点について十分配慮すべきである。（中略） 十　脱炭素成長型投資事業者排出枠の割当量については、全体として、パリ協定の一・五度目標及び国が決定する貢献における温室効果ガス排出量の削減目標の達成に貢献しているか検証し、その結果を公表すること。また、当該検証の結果を踏まえて、必要があると認めるときは、所要の措置を講ずること。

3. 発電部門の脱炭素化：自然エネルギーへの転換を実現するインセンティブを

　発電部門（エネルギー転換部門）のCO₂排出量シェアは日本全体の40.1%と最大の排出源となっている（2023年度）¹⁶。電力由来のCO₂を迅速かつ大幅に削減できれば、電力を使用する他部門にもその効果が波及し社会全体の脱炭素化が進展する。そのためには言うまでもなく化石燃料由来の発電を減らし、自然エネルギーを中心とした電源構成への移行の強化が求められる。

　本年2月に策定された最新のエネルギー基本計画では、日本の新たなNDC目標と整合するシナリオとして、2040年度に火力平均で0.08～0.20kg-CO₂/kWh、全電源平均では0.00～0.04kg-CO₂/kWhという排出係数を想定している（排出上振れリスクシナリオである「技術進展シナリオ」を除く）¹⁷。足下の2023年度は全電源平均でも約0.42kg-CO₂/kWhであるため¹⁸、エネルギー基本計画は政府が定めたNDCを達成するために、電源部門の脱炭素化を急ピッチで進める必要があることを明らかにしたことになる。

　この目標の達成のためには、GX-ETSにおいても、電力部門における排出枠割当の基準となる「ベンチマーク」として「全電源平均」の排出係数を用いることが望ましい。文字通りすべての発電設備が同じ指標で評価され、脱炭素電源導入拡大のインセンティブとなるためである。炭素強度の高い電源は排出枠の割当が少なくなり、相対的にコスト競争力が低下して市場からの退出が促される。これがETS本来の目的に基づく効果だが¹⁹、現在のGX-ETS制度設計ではこの視点が弱いまま、あるいは優先順位が低いまま議論が進んでいるように見受けられる。

　排出枠割当の計算式を検討する「発電ベンチマーク検討ワーキング」（以下、WG）の第1回で、事務局が提出した資料の冒頭に掲げられたのは、「火力電源のエネルギー政策上の位置づけ」であり、そこでは「火力発電は、温室効果ガスを排出するという課題がある一方、足下の電力供給の７割を満たす供給力、再エネ等による出力変動等を補う調整力、系統の安定性を保つ慣性力・同期化力等として、重要な役割を担っている。」と明記されている²⁰。

　欧州連合の各国、英国、オーストラリア、カナダなど先進諸国はいずれも2030年、あるいは2035年を目途に発電部門の脱炭素化を進めている。表3に示すように、これらの国々が脱炭素電源の中心に置くのは自然エネルギー電源であり、原子力を重視するフランスを含め、火力発電を脱炭素化し、これを電力供給の主要な柱と位置付ける国は日本以外にはない。

　GX-ETSの議論で火力発電の維持が必要だという主張の根拠となっているのは、エネルギー基本計画（第7次）の検討と同様に、太陽光・風力といった変動型自然エネルギー電源（VRE）の導入拡大に際しては、火力発電による「調整力」と「慣性力」が必須だという議論である。事務局資料では、「脱炭素化の取組」とは、トランジション期のLNG電源確保、水素・アンモニア混焼やCCS、非効率石炭火力のフェードアウトを指している²¹。

　変動型自然エネルギー電源が電力供給の大きな部分を占める電力システムでも、火力発電に依存せず安定供給できることは、既に太陽光発電、風力発電の導入に先駆的に取り組んできた各国の実践で明らかになっている。この点については（また政府のいう脱炭素火力の技術的、経済的問題点については）、既に自然エネルギー財団のこれまでのレポートやコラムで繰り返し指摘してきた²²ので、本稿では繰り返さない。ここでは、発電部門の脱炭素戦略の歪みが、GX-ETSの制度設計にも影響を与えていることを指摘しておきたい。
 
「燃料種別」のベンチマーク案

　第3回WG（10月10日）では火力発電は維持し、脱炭素化するという考え方に基づき、火力発電を対象とする「燃料種別」のベンチマーク案が提示され委員の賛同を得た。自然エネルギー発電、原子力発電を含む全電源でのベンチマークを設定しないだけでなく、火力発電を一括して対象とする火力平均のベンチマークも採用せず、当初は燃料別のベンチマークを設定する、という案である。

　すなわち①石炭、②ガス（LNG）、③石油その他の3区分でそれぞれに排出枠割当の基準となる排出係数を算定する方法である。「同じ燃料を使う発電設備」の間でのみ、炭素強度の大小を比較する。

　事務局案によると2026年度の制度開始から3年間はこの手法を用い、2029、2030年度の2年間は上記①～③の燃料種を問わない「火力平均」の排出係数も一定の割合で組み合わせ、段階的に炭素強度を引き下げていく方針である²³。

　段階的に制度を強化する、という方法自体は間違いではない。本WGでも参照されている諸外国の制度も段階的な制度の調整を経て現在に至っている。例えば2015年に導入された韓国のK-ETSも第1フェーズはグランドファザリング（制度対象者自身の過去の排出実績を基準とする割当方法）、第2フェーズは燃料種別のベンチマーク、そして現在の第3フェーズは火力平均のベンチマークと発電部門の割当方法が変化してきた²⁴。しかし、日本の場合はETS制度の導入自体が主要国・地域に比べ既に10～20年の遅れを取っており、NDCの目標年である2035/2040年、そして2050年カーボンニュートラルまでに残された期間が短い。

　EU、ドイツ、英国、オーストラリアといった各国・地域は既に自然エネルギーを軸とした電力システムを目指す戦略・計画を導入している（表3）。その背景には、価格変動や供給途絶といった輸入化石燃料への依存がもたらす脆弱性とリスクを回避・軽減し、自国のエネルギー安全保障・安定供給を実現すると同時に雇用や新たな産業創出を期待するという方向性がある²⁵。

　第3回WGでは、金融機関の委員から「国内外のESG投資家から多数の問い合わせを受けてディスカッションをしている」とのコメントがあり、「今回の事務局提案では『日本政府が脱炭素に消極的』と見られるのではないか。そうなると『日本への投資は考える（控える）』という投資家のスタンスは明確だ」「K-ETSの燃料種別ベンチマーク（第2フェーズ）も既に終了している。『韓国に比べても日本はこんなに遅れているのか』と見られかねない」との懸念も示された²⁶。

　制度導入当初の激変緩和措置は、対象事業者の受容性向上の観点からも一定程度必要だが、その期間と強度は適切に設定すべきである。火力に過剰な配慮を施せばETS本来の効果が十分に発揮されず、発電部門の脱炭素化（火力の退出・燃料転換）がスムーズに進まない恐れがある。また、今回提示されたベンチマークの手法でNDCと共にエネルギー基本計画との整合性が確保できるか、透明性のある検証プロセスも必要である。

表3　EU、ドイツ、英国、オーストラリアの発電部門脱炭素化戦略（目標）

注）表中の「RE」は自然エネルギーを表す。
注）EUの2030年努力目標は電力シェア換算では約69%とされている（REPower EU Plan P.23、2022年5月）
なお、欧州委員会は2024年2月時点で2040年GHG削減目標（1990年比90%削減）を提案しており、提案と同時に公表された影響評価文書（P.36-37）では2040年のRE電力シェアは約85～90%との分析結果が示されていた。
注）カナダ、フランスも既に発電部門の脱炭素化が進んでおり、発電量に占めるクリーン電源のシェア（2024年）は次のとおりである。 出典）各国政府資料を基に自然エネルギー財団作成（脚注25参照）

4. まとめ

　GX-ETSの具体化に向けた制度設計における改善すべき点を問題提起する本コラムシリーズの第1回では、主に以下の2点について述べた。

• GX-ETSは割当総量（キャップ）を政府が設定しないため、NDC・地球温暖化対策計画といった中長期削減目標との整合性を担保できない。一方で対象事業者には目標設定の深掘りが求められており、責務と負荷が過多になる恐れもある。
• 国内で直接排出シェアが最大の発電部門については、2028年度まで「燃料種別」のみのベンチマークが提案されており、自然エネルギー電源拡大へのインセンティブを早期かつ積極的に追求する仕組みとなっていない。

　次回は、利用が想定されている削減クレジットの問題などについて検討する。