GX-ETS負担は単価だけでは測れない - 2027年度予算への備え

2026年度分に限り、目標の届出と排出枠の割当は2027年度に行う特例がある。直近の判断は2027年度予算の編成であり、ここに排出枠の費用を置けるかが最初のポイントとなる。

経済産業省の制度設計資料によれば、対象は直接CO2排出が3カ年度平均で10万t以上の事業者で、300〜400社程度、国内の温室効果ガス排出の6割近くをカバーする見込みである（購入電力に伴う排出は対象外）。2027年度以降は、9月30日までに目標を届け出て11月末に割当を受け、翌年度の1月31日時点で排出実績量と同量の排出枠を保有する。

割当は業種別のベンチマーク（BM）か、過去実績に基づくグランドファザリング（GF）で決まる。本稿で扱う製造業等のBMは業種内の上位50%（中央値）の水準を起点に2026年度から引き下げられ、2030年度に上位32.5%の水準となる。ただし制度開始当初の5年間に限り、上位と中位の差が大きい業種では、GFとの削減率の差を抑えるため、2030年度の水準を中央値の0.915倍（GFの年1.7%の5年分に相当）にとどめる。GFにはエネルギー起源で年1.7%（原材料起源・副生燃料起源は年0.3%）の削減が乗る。

BMは中央値を起点に初年度から引き下げられるため、中央値並みの事業者でも初年度から不足となる。同じ業種でも排出原単位が低い側は余剰、高い側は大きな不足となり、自社が業種内のどこにいるかを知ることがカギとなる。

本稿において、「不足」は排出実績量が無償割当量を上回る分（排出枠の購入やクレジットで埋める量）、「余剰」は排出実績量が無償割当量を下回る分（売却・繰越できる量）を指し、削減努力の大小そのものを表さない点に留意が必要である。

中央値並みなら、初年度の不足は直接排出の0.3〜1.7%程度にとどまる。差を生むのは業種内の位置である。経済産業省が産業構造審議会の排出量取引制度小委員会に示した業種内分布（暫定値）をもとに原単位が高い側に置くと、電炉特殊鋼・有機化学・洋紙は初年度から約12〜13%の不足となる。セメントやゴムは業種内の差が小さく、高い側でも2%前後である。逆に2030年度の水準並みの低い側なら、引き下げ幅の大きい洋紙・板紙・ソーダ・石油精製などは初年度に約7%の余剰となり、売り手に回る（図1）。

費用は不足の正の部分に価格を掛けて見積もり、余剰は差し引かずに売却として別に扱う。 

ライズ試算（Illustrative）。条件は下記注釈のとおり

不足は排出枠・適格クレジット・削減投資・電化で埋め、余剰は売るか繰り越す。ただし適格クレジットで必要量を安価に確保できるとは限らず、電化の年間収支は排出枠の価格より、熱の温度帯・電力の調達条件・割当の式に左右される。排出枠をエネルギー調達戦略の一部として扱うことが必要となる。

適格クレジット（Ｊ－クレジット・JCM〈二国間クレジット制度〉）は、その年度の排出の10%まで差し引ける。中央ケースでは全法人の不足がこの範囲に収まるが、全法人を高い側に置いた2030年度分では113法人が上限を超える。量と価格も読みにくい。Ｊ－クレジットの累計認証量は、2024年度末から2026年3月までの約1年で約200万t増えたにとどまり、154法人の2030年度分の不足（中央ケース約636万t）の3分の1程度である。JPX（日本取引所グループ）の市場では、再エネ（電力）由来が8〜10月の約定例で4,550〜4,900円/tと、参考上限取引価格を上回った。在庫やJCMまでは確認していないが、必要量を安価に確保できるとは限らず、逆に余剰を持つ側には売る選択肢の価値が高まりうる。

都市ガスボイラの熱を電化して直接排出を1万t減らしても、割当量が変わらない場合の炭素価格換算額は年0.2〜0.5億円にとどまる。年間エネルギー費は電気ボイラで4.9〜7.1億円増え、ヒートポンプ（COP〈投入電力の何倍の熱を出せるか〉2.5〜3.5）が使える低温の熱でも−1.3〜＋0.8億円である（表1）。割当に直接排出割合（直接排出÷〈直接排出＋購入電力・熱の排出〉）を掛ける洋紙・ソーダ・石油精製・セメントなどの工程では、電化で翌年度から割当も減る。生産量と既存の間接排出を一定とし、比較年度のBMと同水準の原単位を置いた例では、過不足の改善はヒートポンプで0.1〜0.3万tにとどまり、電気ボイラではかえって不足が約0.8万t増える。

発電部門も2026年度から対象で、2033年度から有償オークションが段階的に導入される予定である。全国平均の排出係数に2033年度の仮定価格を掛けた炭素価格相当額は1kWhあたり0.9〜2.2円で、料金の上昇幅の予測ではないが、調達条件を見直す目安になる。対象かを公表データで判定できない127法人（別の集計）では購入電力・熱の排出の合計が直接排出の合計の1.73倍あり、電力の調達条件も論点となる。 

本試算の中央ケースでは、154法人の購入費は年度を追って増え、2030年度分は2026年度分の約5.6倍となった。不足量の拡大に価格の上昇（年3%と仮定）が重なるためで、費用は単年度ではなく2030年度分までの推移で捉えることがポイントとなる。

2023年度の排出量を基準期間および将来の排出量の代替値とし、業種中央値相当の原単位と排出横ばいなどを置いた。この条件で154法人の購入費は、価格ケースA（調整基準取引価格）〜B（参考上限取引価格）で、2026年度分の21.6億〜54.7億円から2030年度分は121.7億〜307.7億円に増える（図2）。不足量が約5倍に広がり、価格を年3%で延ばしたためで、各社の将来負担の予測ではない。3年累計（2026〜2028年度分）は135億〜342億円で、10億円以上は2〜5法人である（表2）。

購入時点は保有期限の年度（2026年度分なら2027年度）と置いた。 

 ライズ試算（Illustrative）。条件は表2の下記注釈のとおり 

2027年度予算の編成も、2026年度分に適格クレジットを使う場合の期限（2027年6月30日）も、割当（同年11月末の予定）より先に来る。自社の原単位と生産計画で過不足を推定し、割当を待たずに予算と調達の方針を決めておくことがカギとなる。

最初の作業は、本試算を自社の原単位と生産計画で計算し直すことである。BMの区分ごとに2023〜2025年度の生産量と排出量（直接排出割合を掛ける業種は購入電力・熱を含む）をそろえ、告示の2026〜2030年度の水準と比べる。たとえば生産量がこの3年度並みで、原単位が2026年度の水準を1割上回れば、BMの部分で初年度から直接排出の約9%が不足する。不足1万tあたりの費用は、2026年度分で0.17億〜0.43億円（価格ケースA〜B）となる。

打ち手は、買い手か売り手かで分かれる。高い側では、業種によって初年度から不足が排出の10%を超え（図1）、適格クレジットで埋められる範囲を上回る。不足側は購入予算を確保したうえで、削減投資をエネルギー費の増減まで含めて比べ、採算の合うものから前倒しする。中央値並みでも不足は年々積み上がる（第4章）ため、中期経営計画（中計）には2030年度分までの推移を置く。余剰側は、水準の引き下げで余剰が年々縮む。繰越（バンキング）は可能とされている。ただし、価格が参考上限取引価格に張り付くことを防ぐ抑制措置が検討されている。売却益を中計に固定額として計上せず、売却と繰越の判断基準（売る価格の目安など）を予算の段階で決めておくことが必要だろう。

投資の評価軸も見直しが必要である。たとえば電化の稟議で、減らした直接排出に排出枠の価格を掛けた額だけを便益に置いていないか。割当の式によっては、電気ボイラでかえって不足が増える（第3章）。

推定は割当で確定した量に置き換わるため、予算は一定の幅を持たせて設定し、節目ごとに更新する（表3）。そのために、環境・製造、調達・財務・経理、経営企画の各部門が一つの「過不足表」を共有し、更新の責任者を決めておくことが必要となる。