豪州最高裁の石炭判決 - 日本の燃料・電力調達に何を問うか

豪州最高裁は2026年10月7日、ニューサウスウェールズ（NSW）州の炭鉱拡張の承認を無効とした控訴審の結論を維持した。輸出先で燃やされる石炭の排出（Scope 3）を抑える条件を付すかどうかを、州の審査機関が検討しなかったためである。判決は炭鉱の操業を止めるものではなく、特定の条件を命じたわけでもない。しかし、同州の一般炭の将来供給を左右する既存炭鉱の延長審査では、審査機関がこの検討を行ったことを理由書で示す必要性が高まる。採用される条件によっては、同州の石炭輸出の4割強が向かう日本の調達や契約も論点となりうる。本稿は、エネルギー事業者と電力需要家のそれぞれが確認すべき点を整理する。

※本稿は2026年10月14日時点の公表情報に基づく。

 

経済産業省は2026年3月、中東情勢を踏まえ、容量市場で発電効率の低い石炭火力の設備利用率を年50％以下に抑える措置を、2026年度は適用しないとした。石炭火力の稼働を高め、液化天然ガス（LNG）を年約50万トン節約する狙いである。石炭は原油やLNGに比べて中東への調達依存が低く、2024年度の発電電力量の28.1％（確報）を占める。ほぼ全量を輸入に頼り、輸入量の65.3％が豪州産である（2024年）。その豪州で、石炭の将来供給を左右する炭鉱の承認審査について、最高裁が判断を示した。 

判決を読むうえでのポイントは、裁判所が求めたのが排出削減の条件を付すかどうかの検討であり、特定の条件の採用ではない点である。

対象は、MACH Energy Australiaが運営するマウント・プレザント炭鉱の拡張計画である。採掘期限を2048年12月まで延ばし、年間の生産規模をほぼ倍増させる内容で、州の独立計画委員会（IPC）が2022年に承認した。地元の住民団体が提訴し、一審の土地環境裁判所は訴えを退けたが、州の控訴裁判所は承認を無効とした。石炭の燃焼による気候変動が地元にもたらす影響を、IPCが検討しなかったという理由である。

最高裁は判事5人の全員一致で、この理由を退けた。考慮すべき影響の範囲に地理的な限定はなく、IPCが検討した地球規模の気候変動の影響には、地元への影響も含まれるとした。それでも控訴審の結論が維持されたのは、別の争点による。

その争点が、州の計画政策（SEPP）の規定である。審査機関に対し、Scope 1・2・3を含む温室効果ガス（GHG）の排出を実行可能な限り抑える条件を付すべきかどうかの検討を求めている。承認の可否を決める審査機関は、州の大規模開発では原則として州計画相であるが、50件以上の反対意見が寄せられた案件などは、州政府から独立したIPCが担う。本件もIPCが判断した。豪法律事務所Clayton Utz（2026年10月8日）によれば、この計画の排出のうち、炭鉱での採掘などに伴う排出（Scope 1・2）は2％にとどまり、98％は主に輸出先で石炭を燃やす段階で生じる排出（Scope 3）である。

多数意見（判事5人のうち3人）は、IPCが条件を検討したのはScope 1・2にとどまり、Scope 3については輸入国の排出目録やパリ協定の枠組みで適切に計上・規制されるかを確かめたにすぎないと認定した。そうした枠組みの考慮だけでは、条件の検討義務を果たしたことにはならないという判断である。反対意見の2人は、IPCの検討で足りるとした。

多数意見のうちゴードン判事は、控訴審の判事が挙げた条件の例を引き、こうした条件も検討の対象になりえたとした。例は、輸出前の洗炭や、二酸化炭素回収・貯留（CCS）を備えた発電所での使用など5つある（表1）。ただし、いずれの採用も命じるものではない点に留意が必要である。生産量の上限の引き下げや、大幅な削減を約束した国への販売限定といった、さらに踏み込んだ条件の可否は、当事者が主張しなかったため判断されておらず、今後の論点として残る。豪法律事務所Allensは、今回の判断はNSW州の規定に固有のものであり、条件を真摯に検討したうえで付さないことも適法になりうるとみる（2026年10月9日）。

承認の扱いは土地環境裁判所に差し戻されており、同裁判所は条件を満たせば承認を有効とする道も検討することになる（豪法律事務所MinterEllison、2026年10月8日）。差し戻し後の審理日程は、本稿執筆時点では確認できていない。一方、同炭鉱の現行の州同意（2026年8月の変更承認）は、2032年12月末まで年1,250万トン（原炭、採掘したままの石炭）を上限とする採掘を認めている。 

日本の調達から見たカギは、NSW州の一般炭の将来供給が、新規開発ではなく既存炭鉱の延長・変更承認にかかっている点である。州政府は2026年3月の方針「NSW Coal Industry 2026–50」で、新規（グリーンフィールド）炭鉱の申請を受け付けないとした。既存炭鉱の延長や、既存の鉱業権の下での操業再開は個別に審査する。判決が求めた条件の検討は、延長を新たな開発申請として審査する場合に直接問われる。既存の承認の変更として審査される延長でも、審査機関は変更に関係する範囲で、開発申請と同様の考慮事項を検討する。

筆者集計によれば、日本は同州産石炭の最大の輸出先である。豪州統計局（ABS）の貿易統計を数量で集計すると、2025/26年度（2025年7月～2026年6月）の日本向けは約7,070万トンであり、州の石炭輸出の43.6％にあたる（一般炭と原料炭の合計）。日本企業は炭鉱にも出資している。モールズ・クリーク炭鉱には伊藤忠商事が15％、電源開発（J-POWER）が10％を出資し、J-POWERはナラブライ炭鉱にも7.5％を持つ。マウント・プレザント炭鉱には、日本コールデベロップメントの豪州子会社が5％を出資する。

州内の主な炭鉱・開発案件から19拠点を選び、現行の州承認に基づく採掘期限を並べたのが図1である。9拠点で、少なくとも一部区域の採掘期限が2030～2035年に到来する。日本企業が出資するマウント・プレザントとモールズ・クリークも含まれる。なお、19拠点は網羅的な選定ではなく、日本向けの販売を示すものでもない。 

出所：各炭鉱の開発同意（2026年10月14日確認。各拠点の同意番号は表3）、NSW州政府・IPC・BHPの公表資料をもとにライズ作成

 

延長の手続きはすでに動いている。モールズ・クリークでは、採掘を2044年まで続ける計画について、2026年9月に州の計画相がIPCに公聴会の開催を要請した。リックス・クリークでは、北側区域の継続計画が10月13日から意見募集にかけられている。ハンター・バレー・オペレーションズ（HVO）は9月30日にIPCの承認を得た。ただし、事業者は2025年8月に申請内容を変更し、年間の生産上限（原炭）を4,200万トンから2,600万トンに自ら引き下げていた。採掘期限も、北側で2050年から2045年に、南側で2045年から2042年に縮めている。延長が認められる場合でも、量と期間は当初の計画から絞られうる。

もっとも、採掘期限は、そのまま閉山や日本向け供給の減少の時期を意味するわけではない。期限前に延長が承認されれば操業は続く一方、期限に合わせて閉山を予定する炭鉱もある（図1）。

判決の重みについても見方は分かれる。英フィナンシャル・タイムズ（2026年10月8日）は、判決が同州で計画手続き中の石炭案件17件に直接影響すると報じ、業界団体の豪州鉱物協議会がこれを「打撃」と評したと伝えた。一方、MinterEllisonは、判断が3対2の僅差であるうえ、根拠の規定は州政府が行政上の手続きで改正しうると指摘する。ただ、州政府は現行の計画制度で対応できるとしており、改正は現時点で発表されていない。延長の行方は、州の審査に加え、案件に応じて必要となる連邦の環境承認と、訴訟が起こされた場合の司法審査に左右される。 

日本の買い手にとってのポイントは、義務を負うのは炭鉱側でも、条件の型によっては、その履行に買い手側の情報が必要となる点である。通常のScope 3対応では、買い手が供給者に排出データを求める。仕向地や使用設備を問う条件が採用されれば、逆に、売り手が承認条件を守るために買い手の情報を必要とする構図が生まれる。

参考となる先例も、すでに見られる。ユナイテッド・ワンボ炭鉱の承認には、輸出先をパリ協定の締約国か、同等の削減政策を持つと州計画省の長官が認めた国・地域に限る仕向地条件が付いている。同炭鉱の承認済みの輸出管理計画（2024年7月版）は、契約前に買い手へ最終仕向国を照会し、販売時点で判明した国を記録し、条件に合わない取引を止める手順を定める。ただし、真摯に照会しても最終仕向地が分からない場合は合理的な措置を尽くしたものと扱い、転売や混炭の後まで追跡することを求めるものではない。

HVOの承認では、IPCが当初、パリ協定の締約国で削減目標を順守する国・地域に輸出を限る条件を示した。しかし、実行可能性や執行可能性に懸念があるうえ、主に連邦政府の所管である国際貿易を承認が事実上規制しかねないとの州計画省の助言を受け、条件を改めた。最終的な条件は、輸出炭がパリ協定の締約国か、同協定の目標に整合する削減政策を持つと州計画省の長官が認めた国・地域でのみ消費されるよう、合理的で実行可能な措置をとる手順をScope 3管理計画に定め、長官の承認を受けて実施することを求めている。ユナイテッド・ワンボと異なり、HVOで現時点で確認できるのはこの同意条件であり、承認済みの計画そのものではない。仕向地を直接縛る条件は、運用面の制約を受けやすいことがうかがえる。

日本はパリ協定の締約国であり、仕向地型の条件が日本向けの輸出をただちに制約する可能性は低い。影響を見極める必要があるのは、品質や使用設備を問う型の条件である（表1）。とくにCCSを条件とする型は、満たせる既存設備が限られる。 

注：洗炭は、輸出前に石炭を水などで選別し、灰分などを減らす処理。流動床燃焼は、砂などの粒子を空気で浮遊させた層の中で燃料を燃やす方式で、多様な燃料を燃やしやすい。オフセットは、排出量に見合う削減・吸収量（クレジット）を購入して相殺すること。

出所：豪州最高裁判決（2026年10月7日）、IPCのHVO承認理由書（2026年9月30日）をもとにライズ作成

 

買い手が次の契約更新までに備えておくべきことは、大きく四つに整理できる。第一に、商社経由の取引を含め、最終消費地の情報をどこまで示せるかを確認すること。第二に、現有設備の仕様と、将来の混焼やCCSの計画を分けて説明できるようにすること。第三に、情報提供の範囲、検証の費用、条件を満たせない場合の扱いを、次の契約更新で取り決める論点として整理すること。第四に、供給が細る場合に備え、代替炭を品位、供給余力、港湾の受入枠、切替期間、入着価格で比較しておくこと。 

電力需要家にとってのポイントは、判決で明確になった電力の上流のリスクが、自社のScope 2の数字には表れにくい点である。

豪州で掘られた石炭の燃焼による排出は、炭鉱にとってはScope 3、日本の発電事業者にとってはScope 1、その電気を買う需要家にとってはScope 2として計上される（図2）。 

出所：GHGプロトコル、経済産業省、電源開発、東京電力エナジーパートナーなどの公表資料をもとにライズ作成

 

上流の変化は、電気料金を通じて需要家へと波及する。燃料費調整や市場価格などを通じた価格の変動だけでなく、固定価格の契約でも、固定される範囲や期間、更新時の条件によって影響を受ける。発電事業者が石炭を調達する長期契約も、価格の固定を意味するとは限らない。例えばJ-POWERは、長期契約の石炭価格を通常年1回、市況に合わせて調整すると説明している（2026年6月の有価証券報告書）。もっとも、燃料費調整は特定の炭鉱の費用を直接転嫁する仕組みではなく、豪州の条件の影響は輸入価格や市場価格を通じて間接的に表れる。

系統を通じて購入する電気について、物理的にどの発電所や燃料産地に由来するかを厳密に特定するのは難しい。契約や証書に基づく電源の属性は確認できるが、その情報だけで燃料調達先の制度リスクまで把握できるわけではない。需要家が取り組むべきことは、上流の承認条件に起因するリスクが明確になったことを認識し、電力調達のリスク評価にそれを織り込むことである。手がかりとなるのは、自社で確認できる主要な電力契約の価格方式と更新時期である。燃料価格や市場価格の変動が契約条件に沿って費用に届く経路を確かめ、影響をシナリオで見積もっておくことが考えられる。例えば年間使用量1,000万kWhの契約で、調整後の単価が1円/kWh上がれば、年間の費用は1,000万円増える。判決による値上がりの予測ではなく、自社契約の感応度を把握するための試算である。

開示の面では、準備に充てられる時間が限られている。サステナビリティ基準委員会（SSBJ）の基準による開示は、平均時価総額3兆円以上の東証プライム上場企業で2027年3月期から、1兆円以上で2028年3月期から義務化される。適用初年度はScope 3の開示を省略できるが、Scope 2は初年度から対象となる。基準は排出量に加え、気候関連のリスクと機会の開示も求める。電力の上流にある制度リスクが重要と判断される場合は、それを調達コストと供給継続性のリスクとして説明することが考えられる。 

供給側と需要側の双方にとってのカギは、豪州の採掘期限と日本の炭素価格の節目が2030～2035年に重なることを、契約期間や価格方式の判断に織り込むことである。

日本では、CO2の直接排出量が年10万トン以上（前年度までの3年度平均）の事業者を対象に、排出量取引制度（GX-ETS）への参加が2026年度から義務化された。2026年度分の排出量に相当する排出枠の保有期限は、2028年1月末である。2028年度からは化石燃料の輸入事業者などへの化石燃料賦課金が、2033年度からは発電事業者への排出枠の有償オークションが始まる。図1の選定19拠点のうち9拠点で採掘期限が来る2030～2035年は、有償オークションの開始と重なる（図3）。 

出所：NSW州政府、IPC、Glencore、BHP、経済産業省、GX推進機構、金融庁などの公表資料をもとにライズ作成

 

政府は、炭素価格の導入にあたりエネルギーに係る負担の総額を中長期的に減らしていく設計を掲げており、炭素価格がそのまま需要家の電気代を押し上げるとは言い切れない。ただ、石炭火力の燃料と炭素の両面のコストが同じ時期に動き得ることは、契約の期間、価格方式、更新時期を選ぶ前提に置く必要があると考えられる。

需要家は、足元の中東情勢による価格変動と、中長期の豪州の制度リスクを分けて評価することが望ましい。そのうえで、再生可能エネルギーの調達、省エネルギー、契約の分散を組み合わせ、両方への耐性を高めることが選択肢になる。読者ごとに、次の判断までに行うことと見直す条件を表2に示す。 

出所：NSW州政府、IPC、Glencore、経済産業省、電力広域的運営推進機関、GX推進機構、金融庁などの公表資料をもとにライズ作成

 

判決は石炭の供給を止めたわけではない。しかし、石炭の上流で承認条件に起因するリスクが明確になったことを前提に、2030～2035年の節目に向けて、調達と開示の判断を見直していくことが求められる。 

注：Mod+番号は変更申請の通し番号であり、その変更承認までを反映した同意書を確認したことを示す。記載がないものは当初の同意。区域で期限が異なる拠点は区域ごとに示した。期限は採掘を認める期間を示すもので、閉山や日本向け供給の時期を示すものではない。

出所：各炭鉱の開発同意（2026年10月14日確認）をもとにライズ作成