令和５年度
海外炭開発支援事業海外炭開発高度化等調査「豪州における排出量削減に係る制度が及ぼす炭鉱への影響等調査」

令和 6 年 3 月

はじめに
海外炭開発高度化等調査は、我が国への海外炭の安定的かつ低廉な供給確保に資するため、主要産炭国の石炭生産動向やインフラ整備状況及び主要消費国の石炭消費動向等に係る最新の情報収集・分析を実施し、本邦民間企業等へ情報提供することを目的としている。
地球温暖化対策として世界的に温室効果ガス排出量の削減の取り組みが進められており、特に化石燃料の消費に伴う二酸化炭素排出量の削減が喫緊の課題となっている。世界各国において気候変動対応策を求められており、石炭をはじめとする化石燃料からの排出に対し、各国は法令・規則による規制を行い、排出権取引制度や企業に対するインセンティブ等の政策を打ち出しているところである。
我が国の商社、資源、電力、製鉄などの企業を中心に、豪州での石炭事業へ多数参入しており、豪州における排出量削減に係る法規制や制度が及ぼす影響は石炭事業に係る日本企業へも大きい。持続的な石炭開発を進めるためには、温室効果ガス排出量削減制度で規制される二酸化炭素の排出量だけでなく、メタンガス排出量にも対処することが求められており、豪州政府が進める政策を理解し、温室効果ガス排出量削減
制度等についての動向を把握することが肝要である。
本調査では、豪州においての温室効果ガス排出量削減のための取り組み、および係る政策下での石炭事業者の動向を理解し、特に豪州のセーフガードメカニズムが石炭事業者に及ぼす影響について、炭鉱からの温室効果ガス排出量や排出量測定技術およびその評価方法等から調査し、その調査結果を踏まえて、豪州において今後も石炭事業が成り立つか、また、豪州から日本への石炭安定供給について考察した。
本調査結果が、我が国の石炭需要家や商社をはじめ、豪州における石炭事業の温暖効果ガス排出量削減動向の動向に関心を持つ企業等の参考になれば幸甚である。

令和 6 年 3 月
独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構
石炭開発部

要

約

本調査では、豪州においての温室効果ガス排出量削減のための取り組みについて、
環境規制強化政策下での石炭事業者の動向を理解し、特に豪州のセーフガードメカニ
ズム（Safe Guard Mechanism: SGM）が石炭事業者に及ぼす影響について、炭鉱からの温室効果ガス排出量（Green House Gas: GHG）や排出量測定技術およびその評
価方法等から調査し、その調査結果を踏まえて、豪州において今後も石炭事業が成り立つか、また、豪州から日本への石炭安定供給についての考察を行ったものである。
第 1 章では、豪州の政治制度について、歴史的背景や独自の歩みについてまとめた。これは、連邦が成立する 1901 年以前の英国植民地時代から今日に至る流れを知ることが、今回のテーマを理解するには不可欠な前提となるからである。特に連邦と州の役割の違いを認識することが、今回の環境政策強化に対する石炭産業の取組を理解するには重要である。そこで本章では連邦と州の法的管掌事項の違い、歴代内閣の環境政策の変遷などを示すことで、今回の環境規制強化までを大まかに振り返り、理解を深めることの手助けとした。
第 2 章では、豪州の経済およびエネルギーの現状と排出量の動向について整理した。豪州の国内経済における資源産業の位置づけや豪州貿易の特徴となっている石炭輸出の重要性を数字で明らかにした。更に豪州のエネルギーバランス及び GHG 排出
量の切り口から、世界各国及び豪州国内の部門別での排出量比較を行い、豪州石炭産業の GHG 排出での位置づけを明らかにした。このように定量的なデータで把握を行うことにより、豪州における石炭産業のおかれた状況を客観的に認識できるように工夫した。
第 3 章では、豪州政府の GHG 排出量削減に向けた取り組みを整理した。2022 年総選挙で政権を奪還した現労働党政権は、前政権の GHG 抑制を主体とした取り組みから、削減に向けた規則の強化策を進めている。この政策の一つの柱が SGM 法の改正である。政府が描く 2050 年ネットゼロに向けた具体的な行動を促す今回の SGM 法改正の概略と今後の排出量削減見通しについて報告した。
第 4 章では、第 3 章で明らかにした脱炭素に向けた豪州政策に対する炭鉱の動向について整理した。今回の SGM 対象炭鉱を保有する企業の対応を中心にどのような対策を進めていくのかについて調査した。今回の政府の目標は Scope1 及び Scope2（電力）での削減が主体である。一方で、豪州で炭鉱を経営する企業の多くは世界的な資源会社も多く、気候関連財務情報開示タスクフォース（Task Force on Climatei

related Financial Disclosures: TCFD）へ賛同している場合は、Scope3 を含めた対応も影響していると思われることから、この点も含めた対応について報告した。
第 5 章では、豪州の炭鉱からの排出量の動向ついて取りまとめた。現在の GHG 排
出状況について炭鉱からの排出がどのような位置づけになっているのかを入手可能なデータで分析している。また各炭鉱で具体的にどのような対策を行っているのかについて、いくつかの炭鉱を取り上げて概要を説明することでより具体的に理解できるようにした。
第 6 章では、SGM による効果と影響及び課題について整理した。連邦政府の狙いは 2050 年ネットゼロ達成に向けた具体的方策としての期待である。この環境政策強化が豪州国内のエネルギーセキュリティ及び産業や経済にどのような影響を及ぼすのかについて考察した。この中で石炭産業が影響を受けると見られるのが、ベースライン未達の場合の対応である。特に 2030 年までの短期的な対応が求められる期間においては、直接的な対策としては、カーボンクレジットの購入によるオフセットが考えられており、この影響の度合いについていくつかのケーススタディを交えて解説した。また今後の石炭生産、特に輸出マーケットへの影響について、日本を含めた需要側へのインパクトについても予測した。
第 7 章は、今回の調査報告のまとめとして、全体を総括し課題について整理した。
本報告を行うにあたり現地調査を実施したが、その概略については添付資料としてまとめている。なお、各章に関係する情報については、対応する項目にその情報を含めて報告している。

ii

Summary
We conduct this study that we understand the trends of coal mining companies
in Australia under the policy of tightening environmental regulations and to
examine the impact of the Safeguard Mechanism (SGM) on coal mining companies
in terms of Greenhouse Gas Emissions (GHG) from coal mines, emissions
measurement technology and its evaluation method.
Based on the results of the study, this report discusses whether coal business will
be sustainable in Australia in the future and the stable supply of coal from
Australia to Japan.
Chapter 1 summarizes the historical background and their own history ofAustralia's political system. This is because an understanding of the flow from the
British colonial period before the Commonwealth was established in 1901 to thecurrent day is an essential preliminary to understanding the subject of this report.
In particular, recognizing the distinct roles of the Commonwealth and the states isimportant to understanding the coal industry's approach to strengthening
environmental policy. This chapter therefore provides a broad overview of thehistory of the environmental policy of the federal and state governments, including
the differences in legal responsibilities of the federal and state governments, andthe development of the environmental policy of past cabinet ministers, to help thereader better understand the history of environmental regulation.
Chapter 2 summarizes the current economic and energy situation and emissions
trends in Australia. The position of the resources industry in Australia's domestic
economy and the importance of coal exports, which is a characteristic of Australia's
trade, are highlighted in the data. Furthermore, from the perspective of Australia's
energy balance and GHG emissions, a comparison of emissions by sector inAustralia and the world, and we investigate the position of the Australian coalindustry form the view of GHG emissions. By using quantitative data in this way,
we have tried to provide an objective understanding of the situation of the coalindustry in Australia.
Chapter 3 summarizes the Australian federal government's efforts to reduce
GHG emissions. The current Labor Party government, which regained power in theiii

2022 general election, has moved from the previous government's GHG controlfocused initiatives to measures to strengthen rules for reduction. One of the main
pillars of this policy is the amendments to the SGM legislation. We reported on theoutline of this amendment to the SGM legislation, which encourages concrete
actions toward the government's vision of net zero emissions in 2050, as well as theoutlook for future emission reductions.
In Chapter 4, we analyze and summarize in more detail the coal mines'
responses to the Australian policy toward decarbonization identified in Chapter 3.
The companies that operate coal mines targeted by the SGM we investigated interms of what measures they intend to implement in the future. The government's
target in this time, they would appear to reduce emissions in Scope 1 and Scope 2(electricity). On the other hand, a couple of the companies operating coal mines inAustralia are also global mining companies. If they endorse the Task Force on
Climate-related Financial Disclosures (TCFD), Scope 3 could affect their responses.
Chapter 5 summarizes trends in emissions from coal mining in Australia. It
analyzes the position of coal mine emissions in the current GHG emissions
situation with the available data. We have provided a couple of examples of actual
mining operations as reference. We try to clarify the actual measures for the
reduction at the mine.
Chapter 6 summarizes the effects and impacts of SGM as well as the potential
challenges. The Commonwealth would have to achieve net-zero emissions by 2050
which is their political responsibility. The chapter examines how this tightening ofenvironmental policy would affect Australia's domestic energy security as well as
its industries and economy. One of the areas where the coal industry could suffer if
the baseline is not satisfied. In the short term, up to 2030, offsetting through thepurchase of carbon credits consider as a direct measure, and we the investigate this
impact with several case studies. The impact on future coal production, especiallyon export markets forecast, including the impact on the demand and supply chain,including Japan.
Chapter 7 is a summary of this research report, summarizing the overall study
and the key issues.

iv

In preparing this report, we visited Australia and held meetings with relevant
parties, a summary of which is provided in the Appendix. We report the
information we have obtained in the relevant chapters.

v

vi

目

次

第 1 章.豪州の政治制度と環境政策の変遷 .................................................................. 1
1.1

連邦の成立...................................................................................................... 1

1.2

豪州連邦の政治制度 ....................................................................................... 2

1.3

内在する課題 .................................................................................................. 3

1.4

政策決定の特徴 .............................................................................................. 4

1.5

これまでの各政権の環境政策 ......................................................................... 5

第 2 章.豪州の経済およびエネルギーと排出量の動向 ................................................ 92.1

豪州経済の状況 .............................................................................................. 92.2

豪州貿易の状況 ............................................................................................ 10

2.3

豪州の政治経済と貿易.................................................................................. 142.4

豪州政府による気候変動政策に対する方針変換および石炭産業への影響等の遍歴 .............................................................................................................. 15(1)

エネルギー政策 ....................................................................................... 15(2)

豪州におけるエネルギーの需給動向 ....................................................... 172.5

豪州の石炭産業 ............................................................................................ 20(1)

石炭資源 .................................................................................................. 20(2)石炭生産 .................................................................................................. 21(3)石炭貿易 .................................................................................................. 25

2.6

豪州における GHG およびエネルギー起源の CO2 排出量の概要 ............. 28(1)

世界の GHG 排出状況 ............................................................................. 28(2)

豪州の排出状況 ....................................................................................... 31

第 3 章.豪州政府の GHG 排出量削減に向けた取り組み ........................................... 35
3.1

法規制とインセンティブ .............................................................................. 35(1)

法規制 ..................................................................................................... 35(2)

インセンティブ ....................................................................................... 38

3.2

改正 SGM の概略 ......................................................................................... 43(1)

指定大規模施設排出量の総量規制を新設（附則第 1）........................... 43(2)

新たな炭素クレジットの創設‐ベースライン遵守対応（附則第 1） ..... 43(3)

ベースラインの低減（厳格化） .............................................................. 44

3.3

SGM の対象とその範囲 ............................................................................... 45

3.4

ベースラインの考え方.................................................................................. 46

3.5

ベースラインとカーボンクレジット ............................................................ 47

3.6

SGM の柔軟性 .............................................................................................. 48

3.7

州政府の GHG 削減方針と現状.................................................................... 49
vii

3.8

SGM 強化と石炭産業の対応 ........................................................................ 52

第 4 章.脱炭素に向けた豪州政策に対する炭鉱の動向 .............................................. 55
4.1

炭鉱に対する CO2 排出量削減のための政策 .............................................. 55

4.2

炭鉱の稼働・廃止状況.................................................................................. 57

4.3

炭鉱の GHG 排出量の動向 ........................................................................... 61

4.4

炭鉱の GHG 排出量削減のための取り組み .................................................. 64(1)

Anglo American...................................................................................... 64(2)

Glencore ................................................................................................. 72(3)

BHP ........................................................................................................ 80(4)Yancoal ................................................................................................... 87(5)Whitehaven ............................................................................................ 90

第 5 章.豪州の炭鉱からの排出量の動向 .................................................................... 965.1

炭鉱からの CO2 およびメタンガス排出量についての状況・動向 ............... 965.2

石炭生産に伴う炭鉱からの GHG 排出量 ................................................. 102(1)

Mandalong 炭鉱 ................................................................................... 107(2)

Tahmoor 炭鉱 ....................................................................................... 111(3)

Carborough Downs 炭鉱 ...................................................................... 111

5.3

炭鉱からの 漏洩ガス排出量の測定方法・排出係数・測定技術、および係る豪州 ............................................................................................................ 113

第 6 章.セーフガードメカニズムによる効果と影響及び課題 ................................. 118
6.1

効果：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本） .................. 118

6.2

影響：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本） .................. 119(1)

ベースライン（排出原単位）の計算 ..................................................... 119(2)

30％ルール ............................................................................................ 122

6.3

セーフガードメカニズム導入後の炭鉱経済性への影響 ............................. 123

6.4

課題：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本） .................. 142

第 7 章.まとめ ......................................................................................................... 144
添付資料 1

現地調査 ............................................................................................. 149

添付資料 2

関係先

ホームページ

アドレス

viii（2024/2/末現在） .................... 154

図

目

次

図 2.1

産業別 GDP 内訳（百万 A$, 2021/22 会計年度） ................................... 10

図 2.2

豪州の燃料別一次エネルギー消費の推移 ................................................ 17

図 2.3

豪州の燃料別発電電力量シェアの推移 ................................................... 18

図 2.4

豪州の資源エネルギー輸出推移 .............................................................. 19

図 2.5

炭田分布 .................................................................................................. 20

図 2.6

QLD 州の炭田分布 .................................................................................. 22

図 2.7

NSW 州の主要炭田分布 .......................................................................... 24

図 2.8

世界の部門別温室効果ガス排出量（1990-2022 年） .............................. 29

図 2.92022 年の主要国 GHG 排出量 ................................................................ 30

図 2.10 各国の状況（2022 年の世界排出量に占める割合、2019～2022 年の年間
温室効果ガス排出量の変化、および 1990～2022 年の CAGR%） ............... 30
図 2.11 G20 諸国の GDP PPP と GHG 排出原単位 - 2022 年の 2021 年比とGHG 排出原単位の年次変化 2019 年から 2022 年までの GHG 排出原単位の年次変化 ......................................................................................................... 31
図 2.12 豪州の GHG 排出推移 .............................................................................. 32
図 2.13 産業別排出量推移 .................................................................................... 33
図 2.14 GHG 排出量/豪州鉱業部門別割合 ........................................................... 33
図 3.1

豪州の「ベースライン」と「追加対策ありシナリオ」GHG 排出量推移44

図 3.2

産業界（除く電力）における排出量推移 ................................................ 54

図 4.1

豪州 分野別 GHG 排出量比率（2023 年度） ......................................... 56

図 4.2

Anglo American の事業別売上高と EBITDA の構成 ............................. 65

図 4.3

Anglo American の事業別売上高と EBITDA の推移 ............................. 66

図 4.4

Anglo American 石炭事業の売上高と EBITDA の推移 .......................... 68

図 4.5

Glencore の事業別売上高と EBITDA の構成 ......................................... 73

図 4.6

Glencore の事業別売上高と EBITDA の推移 ......................................... 74

図 4.7

Glencore 石炭事業の売上高と EBITDA の推移...................................... 75

図 4.8

BHP の事業別売上高と EBITDA の構成 ................................................ 81

図 4.9

BHP の事業別売上高と EBITDA の推移 ................................................ 82

図 4.10 BHP 石炭事業の売上高と EBITDA の推移 ............................................. 84
図 4.11 Yancoal 石炭事業の売上高と EBITDA の推移 ........................................ 88
図 4.12 Whitehaven 石炭事業の売上高と EBITDA の推移 ................................. 91
図 5.1

世界のエネルギー分野別メタン排出量 ................................................... 98

図 5.2

国別炭鉱メタン排出量(2022 年) ............................................................ 101

図 5.3

州別・炭種別・炭鉱別

排出原単位比較 .............................................. 104ix

図 5.4

豪州 GHG 排出量の多い炭鉱（2022 年度） ......................................... 105

図 6.1

鉱山における軽油消費削減技術の概況 ................................................. 118

図 6.2

一般炭の海上貿易需要予測 ................................................................... 133

図 6.3

原料炭のアジア向け海上貿易需要予測 ................................................. 133

図 6.4

NSW 州の炭鉱および発電所の位置図................................................... 142

x

表

目

次

表 1.1

豪州連邦選挙議席獲得数（下院） ............................................................. 2

表 1.2

豪州連邦選挙議席獲得数（上院） ............................................................. 3

表 1.3

2000 年代以降の豪州歴代首相 .................................................................. 5

表 2.1

豪州の主要品目別輸出（通関ベース） ................................................... 11

表 2.2

豪州の主要品目別輸入（通関ベース） ................................................... 13

表 2.3

豪州の主要品目別輸出入（通関ベース） ................................................ 13

表 2.4

豪州の燃料別一次エネルギー消費 ........................................................... 17

表 2.5

豪州の燃料別発電電力量 ......................................................................... 18

表 2.6

確認埋蔵量............................................................................................... 21

表 2.7

QLD 州の採掘方法別、地域別石炭生産量 .............................................. 23

表 2.8

NSW 州の石炭生産量 .............................................................................. 25

表 2.9

仕向け国別一般炭輸出量 ......................................................................... 26

表 2.10 仕向け国別原料炭輸出量 ......................................................................... 26
表 3.1

既存施設のベースライン設定メカニズムの適用割合 出所 DCCEEW .. 46

表 3.2

概念的な SMCU と ACCU の比較 .......................................................... 47

表 3.3

東部 3 州と連邦の脱炭素政策 .................................................................. 50

表 3.4

豪州全体での GHG 排出目標と電力・石炭産業の割り当て ................... 54

表 4.1

豪州の発電量及び電源構成推移 .............................................................. 57

表 4.2

炭鉱の廃止状況(2020 年代) ..................................................................... 58

表 4.3

石炭企業各社の TCFD 賛同状況と上場市場 ........................................... 60

表 4.42022 年度

表 4.5

Anglo American の事業別売上高と EBITDA ......................................... 66

表 4.6

Anglo American 石炭生産量 ................................................................... 67

表 4.7

Anglo American 石炭事業の売上高と EBITDA の推移 .......................... 68

表 4.8

Anglo American の分野別・地域別・排出源別 Scope1 排出量推移 ....... 70

表 4.9

Anglo American の分野別・地域別 Scope2 排出量推移 ......................... 71

排出源単位順 SGM 対象炭鉱 ............................................... 63

表 4.10 Glencore 石炭生産量................................................................................ 75
表 4.11 Glencore 石炭事業の売上高と EBITDA .................................................. 76
表 4.12 Glencore の GHG 排出量推移.................................................................. 78
表 4.13 Glencore の分野別・地域別・排出源別 Scope1 排出量推移 ................... 79
表 4.14 Glencore の分野別・地域別 Scope2 排出量推移 ..................................... 80
表 4.15 BHP の事業別売上高と EBITDA ............................................................ 82
表 4.16 BHP 石炭生産量 ...................................................................................... 83
表 4.17 BHP 石炭事業の売上高と EBITDA......................................................... 84xi表 4.18 BHP の GHG 排出量推移 ........................................................................ 86
表 4.19 BHP の排出源別 Scope1・2 排出量推移 ................................................. 87
表 4.20 Yancoal 石炭生産量.................................................................................. 87
表 4.21 Yancoal 石炭事業の売上高と EBITDA .................................................... 88
表 4.22 Yancoal の GHG 排出量推移.................................................................... 90
表 4.23 Hunter Valley Operation の GHG 排出量推移 ....................................... 90
表 4.24 Whitehaven 石炭生産量 .......................................................................... 91
表 4.25 Whitehaven 石炭事業の売上高と EBITDA ............................................ 92
表 4.26 Whitehaven の GHG 排出量推移 ............................................................ 93
表 4.27 Whitehaven の排出源別 Scope1 排出量推移 ........................................... 94
表 4.28 Whitehaven の炭鉱別 Scope1 排出量推移 .............................................. 94
表 4.29 Whitehaven の脱炭素化手法 ................................................................... 95
表 5.1

豪州における石炭部門の GHG 排出量推移 ............................................. 97

表 5.2

2022 年

世界のメタン排出量 ................................................................ 98

表 5.3

2022 年

世界のメタン排出量 ................................................................ 99

表 5.4

IEA ネットゼロシナリオにおけるエネルギー起源のメタン排出量 ..... 100

表 5.5

国別炭鉱メタン排出量(2022 年)及び排出原単位................................... 101

表 5.6

生産量順 SGM 対象炭鉱（2022 年度） ................................................ 105

表 5.7

Mandalong 炭鉱からの GHG 排出量(2021 年度＆2022 年度) .............. 108

表 5.8

Tahmoor 炭鉱からの GHG 排出量推移................................................. 111

表 5.9

Carborough Downs 炭鉱からの GHG 排出量推移 ............................... 112

表 5.10 NGER Measurement の定める排出量計算方法 .................................... 113
表 5.11 Method1 による石炭採掘に伴う漏洩ガス測定係数 ............................... 114
表 6.1

排出原単位の比率変化 ........................................................................... 120

表 6.2

石炭炭鉱のベースライン ....................................................................... 120

表 6.3

SGM 対象炭鉱の 30％ルール抵触年(試算)............................................ 123

表 6.4

SGM 対象炭鉱の州別、坑内掘り・露天掘り別

表 6.5

SGM 対象炭鉱の類型分け(試算用) ........................................................ 124

表 6.6

ロイヤルティ税

税率........................................................................... 128

表 6.7

ロイヤルティ税

石炭価格別実質税率 ................................................. 129

表 6.8

豪州以外の産炭国における供給制約の増加 .......................................... 132

表 6.9

豪州の石炭生産量及び輸出量(2022 年度) ............................................. 134

概要 .......................... 124

表 6.10 豪州の輸出先(国別) ............................................................................... 134
表 6.11 QLD 州の国別原料炭一般炭別輸出量(2022 年度) .................................. 136
表 6.12 QLD 州の原料炭炭鉱別輸出量(2022 年度) ............................................ 138
表 6.13 QLD 州の一般炭炭鉱別輸出量(2022 年度) ............................................ 139
xii

表 6.14 NSW 州の原料炭炭鉱別生産量(2022 年度) ........................................... 140
表 6.15 NSW 州の一般炭炭鉱別生産量(2022 年度) ........................................... 141

xiii

xiv

第 1 章.豪州の政治制度と環境政策の変遷
1.1 連邦の成立
イギリスは James Cook（ジェームズ・クック、1728-79、通称キャプテン・クック）に指揮させて王立調査船エンデバー号を派遣、その第一次探検の途中で豪州東海岸を測量して、新たな大陸であることを発見し 1770 年 4 月 20 日に現在のシドニー南部にあるボタニー湾に上陸、さらに同年 8 月にその広大な土地をニューサウスウェー
ルズと名付け、イギリス領であることを宣言した。以降豪州大陸に成立した６つのイ
ギリスの植民地（ニューサウスウェールズ、クイーンズランド、ビクトリア、南オー
ストラリア、西オーストラリア、タスマニア）がそれぞれ独自に統治を行っていた。
しかし、植民地間で貿易をする際の関税などが問題となり、19 世紀後半には連邦政府の樹立が望まれるようになっていた。
本国イギリスとしても、豪州は直接統治するにはあまりにも遠いため、イギリス政
府は豪州政府に法律を制定する権利を委譲することを決定（1900 年 7 月にイギリス下院を通過）。これにより 1901 年 1 月 1 日から国家としての歩みを開始した。
このように豪州のルーツは長らくイギリスの植民地であっため、英国法の法体系を多く導入し、いわゆる判例法主義の法体系を各コロニー（州）は採用していた。連邦
憲法はイギリスとは異なっている。イギリスが憲法の存在しない「不文憲法（unwritten constitution）」の国であるのに対し、オーストラリアは日本と同じく「成文憲法（written constitution）」となっている。但し、連邦憲法は①英国から、議院内閣制、立憲君主制、コモン・ローによる人権保障、民主主義の原則、②米国から、連邦制、司法組織、裁判制度、③スイスから、憲法改正における国民投票について影響を受けていると言われている。
なお連邦憲法は、連邦政府の構成や権力の範囲、そして連邦政府と州政府の間における権利と義務などが定められている。また、イギリス型の議院内閣制を取ることから、内閣総理大臣は上院議員でなく下院議員でなければならない（選挙制度は後述）。
また、豪州高等法院（High Court）は、連邦最高裁判所として最終的な憲法解釈権を有しており、違憲判決を下すことができる。連邦制をとる豪州では、連邦裁判所系
列と州裁判所系列の 2 つが存在する。なお、High Court は、連邦法に関する事件について連邦紙番所からの上訴を管轄するだけでなく、州法に関する事件について州裁判所からの上訴も管轄する権限を有する。この点が、米国とは異なる制度となっている。

1かつてはそれぞれの植民地が独自の統治を行っていたことからもわかるように、各州は独立当初から強い自治権を有している。日本でも政策として地方分権を推し進めているが、今もなお中央政府が地方に対して強い影響力を持つ「中央集権型」とは異なっている。連邦政府は主に国全体にかかわる公務を担っており、一方の州政府は住民に直接関わりのある行政を担っている。

1.2 豪州連邦の政治制度
豪州の政治制度では、国民が投票で選出した議員で構成される下院（House ofRepresentatives）と上院（Senate）からなる二院制の国会を基にしている。
下院選挙は国民全体の代表の概念から、一票の比重が等しくなるように選挙区が割り当てられ、1 選挙区から 1 議席を選び出す小選挙区制を採用しており、議員の任期は 3 年。なお現在の下院の定数は 151 議席で全国 151 の選挙区から選挙によって選任されている。
また下院議員の定数は憲法上「できる限り上院議員定数の 2 倍」とされている。更に州別に人口比例で配分するのが原則とされているので、基本的には各総選挙後に選挙管理委員会（Australian Electoral Commission）によって州別の定数配分が見直される。下院は、任期満了を待たずに解散することできる。
上院選挙は各州の代表との概念のため、票の重みによる選挙区割ではなく各州を 1選挙区とした大選挙区比例代表制を採用し、任期は 6 年、通常 3 年ごとに半数改正となっている。上院の定数は現在 76 議席あり、6 つの州から各 12 名ずつ、そして首都特別地域（ACT）と北部準州特別地域（NT）からはそれぞれ 2 名ずつが選出される。
なお定期選挙は任期満了を迎える前 1 年以内に行うこととされている。現在の両院勢力は以下の通りとなっている(次表 1. 1/下院及び 1.2 /上院) 。
表 1.1

豪州連邦選挙議席獲得数（下院）
2022 年豪州連邦選挙/政党別・州別議席獲得数(下院)

Coalition
保守連合

政党名
LiberalLiberal National Party of Queensland
The Nationals

NSW

9
0
7
16
26
0
0
5
47

自由党
クイーンズランド自由国民党
国民党

小計
Australian Labor Party

労働党

The Greens

緑の党

Centre Alliance, KAP, etc

諸派

Independent

無所属

合計

2

VIC

8
0
3
11
24
1
0
3
39

QLD

0
21
0
21
5
3
1
0
30

WA

5
0
0
5
9
0
0
1
15

SA

3
0
0
3
6
0
1
0
10

TAS

2
0
0
2
2
0
0
1
5

ACT

0
0
0
0
3
0
0
0
3

NT

改選後 改選前

0
0
0
0
2
0
0
0
2

27
21
10
58
77
4
2
10
151

44
23
10
77
68
1
2
3
151

表 1.2

豪州連邦選挙議席獲得数（上院）
2022 年豪州連邦選挙/政党別・州別議席獲得数(上院)

政党名
Coalition
保守連合

LiberalLiberal National Party of Queensland
Countory Liberal Party
The Nationals

NSW
自由党
クイーンズランド自由国民党
地域自由党
国民党

小計
Australian Labor Party

労働党

The Greens

緑の党

United Australia, One Nation, etc

諸派

Independent

無所属

合計

2
0
0
1
3
2
1
0
0
6

VIC

1
0
0
1
2
2
1
1
0
6

QLD

0
2
0
0
2
2
1
1
0
6

WA

2
0
0
0
2
3
1
0
0
6

SA

TAS

3
0
0
0
3
2
1
0
0
6

2
0
0
0
2
2
1
1
0
6

ACT

0
0
0
0
0
1
0
0
1
2

NT

改選計 非改選

0
0
1
0
1
1
0
0
0
2

10
2
1
2
15
15
6
3
1
40

合計

13
3
0
1
17
11
6
2
0
36

出所：（表 1.1、1.2）Australian Electoral Commission を一般財団法人日本エネルギー経済研究所（IEEJ）にて日本語訳

議院内閣制を採用しており、下院で選出される首相が内閣を組織し、大臣を任命
し、閣議で政策の決定を行う。
また連邦形成の礎には、各州の権限は可能な限り移譲されることが想起されていたので、上院の第一次的な役割として期待されたのは、州権の擁護とされた。しかしながら、今日では、州権擁護の機能は形骸化し、下院および連邦政府に対する監査機能
が上院の主な役割となってきている。

1.3 内在する課題
このような制度の下で内閣は連邦政府の運営を行うが、その政策を実行するにはい
くつかの特徴的な対応を求められることが見られる。その背景は、「両院のねじれ現象」と「連邦制の存在」が挙げられる。
「両院のねじれ現象」
日本と同じく豪州も、議院内閣制や 2 院制を採用しているが、両国の議会制度の大きな相違点の一つは、豪州の上院が日本の参議院に比べて強い権限を有していることである。ところが政権政党にとって問題なのは、豪州の下院議員選出方法が 2 大政党制を助長する 1 人 1 区の小選挙区制であるのに対し、上院は、州を一つの選挙区とする大選挙区の比例代表制であることである。この選挙方式により、上院では少数政党にも十分当選のチャンスが生じ、与党が過半数割れする事態、すなわち下院を制した政党あるいは政党連合が上院では過半数を制することができない「両院のねじれ現象」が頻繁に現出する。
その結果、ときには無所属議員、緑の党（以降、グリーンズ）ほかの少数政党が、
3

23
5
1
3
32
26
12
5
1
76

しばしば上院で「バランス・オブ・パワー」を掌握し、与党は「上院の抵抗 / 妨害」に苦しむことになった。この、豪州上院の権限の強さと「両院のねじれ現象」は、豪
州政治を考える上で最も重要な点と言える。
「連邦制度」
もう一つ重大な政治環境は、豪州が議院内閣制と同時に、米国と同様の連邦制を採用している点。この連邦制の下では、政府の権限は、① 連邦の専管的権限とされるもの（国防や外交など）、②州政府の専管的権限、③連邦と州政府との権限がオーバーラ
ップする、あるいは権限が共有される共管的権限、の三つに大別される。
ただ州権擁護に少なからぬ配慮をした豪州の連邦制も、百数十年の歳月を経て、連邦と州との相対的力関係は、着実に連邦に優勢な方向へと推移してきている。この連邦制だが、個人主義を政治哲学とする保守の自由党が、伝統的に州権擁護を唱えてきたのに対し、労働党のほうは伝統的に中央集権的で、連邦制にはかなり冷淡であった。
ところが、2000 年代以降の連邦労働党はむしろ州権擁護へと転向し、例えば労働党
は「協調的連邦主義」と形容しつつ、各州の労働党政府とのコンセンサス重視、協力重視の路線を標榜している。
いずれにせよこの連邦制の存在も、連邦政府の政策がそのままの形で施行されることの阻害要因である。つまり競合する問題が存在するかどうかは、時の連邦と州政府の政権与党が異なるかどうかがまずは影響する。更に同じ政党の場合でも、各州政府
が連邦政府の政策をそのまま受け入れるかどうかはそれぞれが抱える課題により判断されるため不安定といえる。

1.4 政策決定の特徴
豪州では、与党と野党が入れ替わると、ほぼ 180 度政策が変わると言っても過言ではない。日頃から野党側は、与党がやっている政策に対して国民が不満に思っている部分を是正する政策を掲げているためである。最大野党は、自分たちが政権をとった
場合は、どのように政治を行っていくかがわかりやすいよう、「陰の内閣」を組織し、本来の内閣と同じように各閣僚を立てて政策提案をしていく。このため、国民もこの政党が与党になった場合にどうなるのかがイメージしやすい。

4

表 1.3

2000 年代以降の豪州歴代首相

首相

与党

就任日

退任日

ハワード

保守連合（自由党）

1996/3/11

2007/12/3

ラッド（第一次）

労働党

2007/12/3

2010/6/24

ギラード

労働党

2010/6/24

2013/6/27

ラッド（第二次）

労働党

2013/6/27

2013/9/18

アボット

保守連合（自由党）

2013/9/18

2015/9/15

ターンブル

保守連合（自由党）

2015/9/15

2018/8/24

モリソン

保守連合（自由党）

2018/8/24

2022/5/23

アルバニージー

労働党

2022/5/23

現政権

出所 National Archive of Australia を IEEJ にて日本語表記とした

たしかに、国民から不満が噴出している部分にとくに焦点を当て、それを解決する政策を立てるため、不満解消に繋がり、政権与党と野党が逆転する選挙結果になるのも当然なのかもしれない。
だが、話はそう単純ではない。2022 年の総選挙では、とくに人口が密集する都市部において、下院において無所属候補の躍進が目立った。また前述通り上院での「バランス・オブ・パワー」も顕著となっている。こうした大勢の人が支持したどこの党にも属さない無所属議員や少数政党の意見を政治に取り入れていくことこそ、本当に庶民の声をすくいあげることにはなろうが、政策を成立させるために政権与党は、「バランス・オブ・パワー」との駆け引きを議会においてぎりぎりの折衝を求められることになる。つまり政策を決めるにあたり他の誰か（他党）の承認を得る必要が多くな
り、政策調整に時間を要するだけでなく、その実効性も変わってくることが懸念される。

1.5 これまでの各政権の環境政策
保守連合と労働党の経済政策は概して大差がないが、気候変動対策においては異なっている。特に労働党は気候変動対策に対してより積極的である。
保守連合は、排出削減の方策として課税ではなく技術による削減を中心政策として掲げ、ブルー水素/アンモニアも含むクリーン水素/アンモニアや Carbon Capture andStorage（二酸化炭素回収貯留;以降、CCS）に対する助成金を充実させるとともに、CCS を Australian Carbon Credit Units（炭素クレジット;以降、ACCUs）の対象とするなど、排出削減につながる技術の開発・導入にインセンティブを与える方法を取5っていた。さらには、既存排出源からの排出量を抑制することを目的に、Green
House Gas（温室効果ガス:以降、GHG）排出量が年間 100 千トン二酸化炭素換算（以降、CO2 換算）以上の大規模排出源に対する排出抑制策として Safeguard
Mechanism（セーフガードメカニズム:以降、SGM）を導入、排出源ごとに定められたベースライン以下に GHG 排出量を抑制させることとしていた。
一方の労働党は保守連合に比べ気候変動対策及び再エネの推進に一貫して積極的である。とりわけ、左派は環境問題への関心が高く、時に資源開発を阻害する一面も持ち合わせる。気候変動対策についてはこれまでも GHG 排出量削減のためにかなり野
心的な目標を掲げており、Emissions Trading Scheme（排出量取引制度;以降、ETS）の導入、再エネの促進、石炭燃焼のクリーン化技術の開発などを積極的に推進する姿勢を示している。
例えば、自由党に属するハワード首相は 1997 年に京都議定書の批准を拒否した。
これに対し、労働党は 2007 年に政権をとるや否やラッド首相はこれを批准した経緯がある。このケースに限らず、豪州の連邦レベルでの気候変動政策は、政権と首相の変更と相まって、過去に大きな不確実性を示してきている。
2007 年 12 月から 2013 年 9 月（労働党）✓

2008 年、温室効果ガスの排出およびエネルギーの消費と生産の報告を義務付ける、National Greenhouse and Energy Reporting（国家的枠組み:以降、NGER）の運用を開始。所定の排出量・エネルギーの生産・消費量の基準値を超える施設は、その詳細を毎年 Clean Energy Regulator（クリーン・エネルギ
ー・レギュレーター:以降、CER）に報告することを義務付けた。

✓

2009 年、2020 年までに排出量を 2000 年比で 5 パーセント削減することを約
束（なおこの約束は、その後 2013 年に政権を回復した保守連合のアボット首相はこれを維持した）。

✓

2011 年、NGER により収集された報告データに基づき、労働党政権は、
Carbon Pricing Mechanism（炭素価格制度:以降、CPM）を導入すると発表。
この制度は、2012 年 7 月に開始された。CPM に従い創設された排出量取引制
度では、年間排出量が二酸化炭素換算で 2.5 万トン以上の企業等（約 500 社）
に対し，排出量に応じた炭素税の徴収の対象となり、当初 3 年間排出枠は固定価格で販売され、その後市場での取引へと移行するという 2 段階アプローチであった（農業分野は対象外。なお農業部門の排出量は、Carbon Farming
Initiative（カーボン・ファーミング・イニシアチブ:以降、CFI）の下で別個に対処されることになった）。
6

2013 年 9 月から 2022 年 5 月（保守連合）✓

2013 年に保守連合が政権に返り咲くと、2014 年 7 月をもって CPM は廃止された。

✓

保守連合は CPM を撤廃し、代わりに Direct Action Plan（直接行動プラン:以降、DAP）を導入するという政策を訴え、選挙に勝利して政権交代が実現した
ことによる。

✓

DAP は CPM 撤廃後 2014 年に開始された。CPM のように市場取引の仕組みによって間接的に排出を抑制するのではなく排出量を削減する取り組みに対して直接に支援するというもの。これには Emissions Reduction Fund（排出量削減
基金:以降、ERF）が含まれる。ERF では、連邦政府が 8 つの対象分野における GHG 排出削減プロジェクトを公募し、このプロジェクトで削減できた GHG
削減量を政府が事業者から買い上げることによりそれに応じたクレジット（ACCUs）を獲得できる仕組みである（政府は、安い価格を提示した企業から順にその ACCUs を購入する）。なお ERF は 2019 年にパリ協定での公約を果たすために、今後 10 年間でさらに 20 億 A$の資金を提供する Climate
Solutions Fund（気候解決基金:以降、CSF）に改名された。

✓

なお CPM では、具体的な GHG 排出削減方法は事業者等に委ねられていたが、DAP のもとで ACCUs を得るためには前述のように政府による対象に指定された GHG 排出削減方法で行うことが必要となっている。則ち労働党政権時に主に農業分野で指定方法により GHG 排出削減を行う者にクレジットを付与する CFI が設けられていたが、DAP は実質的には CFI を農業以外にも拡大したものと言える。

✓

SGM は、NGER に関する法律の改正を受けて 2016 年 7 月 1 日より運用が開始された。この制度は、対象事業体に排出量を現状維持シナリオ（business as
usual scenarios）以下に抑えることを義務付けている。

✓

なおアボット氏の政権を引き継いだターンブル政権は、2016 年 4 月にパリ協定を批准し、パリ協定における豪州の自主決定貢献（Nationally Determined
Contribution）に基づき、2030 年までに自国の排出量を 2005 年比で 26～28%
削減することを約束した。

2022 年 5 月以降（労働党）✓

現労働党政権は 2016 年アボット政権時代に設けられた二酸化炭素排出量に制限をかける SGM の改定を意図して、総選挙の公約にも盛り込んでおり 2022 年
5 月の政権樹立直後から積極的な環境政策強化に乗り出した。

✓

2022 年 9 月に成立させた気候変動法により「2030 年 GHG 排出量を 2005 年比7△43％削減、2050 年ネットゼロの達成」を法制化した。
✓

これにより前述のアボット政権時代に設けられた SGM 規制のハードルが低く
実質的に機能しなかった排出削減について、Scope 1 に区分される年間 100 千
トン以上の二酸化炭素 を排出する事業者に対して、その排出量を今後年間
4.9%割合で 2030 年までに削減することを求めている。これにより 2030 年までに 2005 年比で CO2 排出量を 43%減らす（前政権下では当初 26～28%削減とされていた）ことを確実にできるとの試算である。

✓

なお政策協定を結んでいるグリーンズが求めていた、新規ガス田や石炭プロジ
ェクト開発停止を法案では明記されていないものの、開発に対しては厳しい規制となっている。

8

第 2 章.豪州の経済およびエネルギーと排出量の動向
前章で政治の視点で豪州を俯瞰したが、引き続き本章ではその経済の特色を見ていく。国民総生産の 70%超を金融・保険、不動産などのサービス産業が担っている一方で、鉱業セクターがおおよそ 10%を担い、且つこのセクターが輸出額の 60%超を稼ぎ出していることが大きな特徴となっている。特に石炭・鉄鉱石・天然ガスが輸出の柱となっている。
一方で広大な国土に少ない人口もあり、製造業はあまり発展していない。近年は、新型コロナウイルス（以下、新型コロナ）の影響からの経済回復のなかで、労働力不足から高賃金も相まって各産業ともにコスト高傾向に拍車がかかっている。また伝統
的に小麦や牛肉など農業・牧畜業も盛んである。

2.1 豪州経済の状況
2022 年の豪州の実質 GDP 成長率は 3.7％だった。新型コロナに起因する反動増で高成長を記録した前年の 5.2％と比べると鈍化した。しかしながら、新型コロナ関連規制の緩和や国際的な往来の再開による経済活動の正常化に伴い、国内需要は回復、主要輸出品である資源や農産品の価格上昇を背景に輸出も増加し、堅調な経済成長が続いた。IMF（国際通貨基金）によれば、パンデミック以前の状態まで経済は回復した。
需要項目別にみると、GDP の約 5 割を占める民間最終消費支出は前年比 6.5％増となった。新型コロナ禍での規制が緩和され、旅行、外食、自動車などの個人消費が伸び、政府最終消費支出は 5.2％増となった。要因として、第 1 四半期にニューサウス
ウェールズ州やクイーンズランド州で発生した洪水の被災者支援によるものとみられる。財貨・サービスの輸出は 3.4％増となった。第 1 四半期は洪水などの悪天候による鉱業部門での採掘減少を受けて前期比 0.7％減となったが、第 2 四半期には農産物や資源の輸出増加により 5.2％増と回復した。その後も、国際往来の再開を受けた外国人留学生や観光客の回復による教育や旅行サービス関連の輸出が増加した。財貨・サービスの輸入は、消費財や中間財の輸入が増加したことや、豪州人による海外旅行サービス関連の支出が大きく伸び、前年比 12.9％増だった。
産業別にみると、旅行や外食需要の増加で宿泊・飲食サービス業が前年比 16.6％
増、運輸・郵便・倉庫業が 12.3％増、情報通信業が 11.9％増と大きく増加した。豪州の主要産業である鉱業は、第 2 四半期から 3 期連続プラス成長で、通年では 0.6％増
9だった。鉄鉱石は新たな鉱山開発による供給増加により前年比 0.2％増だった。一方で、石炭は東海岸の大雨による洪水の発生が生産活動に影響し、5.7％減少した。
国内では 20 年ぶりの高い水準でインフレが進んだ。消費者物価指数（CPI）は第 2
四半期に前年同期比で 6.1％、第 4 四半期には 7.8％を記録し、ピークに達した。コモ
ディティー価格の上昇、新型コロナ感染拡大によるサプライチェーンの混乱、国内需要の回復が影響した。さらに国内では、2022 年 7 月の洪水によるサプライチェーンの途絶で、食料品価格が上昇した。また、エネルギー価格の上昇で輸送費や電気料金なども上昇した。豪州隣邦準備銀行（RBA、中央銀行）は、2022 年 5 月から 2023 年 3月まで 10 回連続で政策金利の引き上げを実施し、引き上げ幅は合計 3.5 ポイントとなった（2023 年 3 月時点で 3.6％）。失業率（季節調整済）は 2022 年 10 月に 3.4％まで低下し、48 年ぶりの低水準で労働市場の逼迫が続いた。逼迫した労働市場と高いインフレにより賃金も上昇を続けた。

出所 Australian Bureau of Statistics

図 2.1

産業別 GDP 内訳（百万 A$, 2021/22 会計年度）

2.2 豪州貿易の状況
2022 年の貿易（通関ベース）は、輸出が前年比 29.4％増の 5,950 億 3,500 万 A$、
輸入が前年比 26.3％増の 4,170 億 1,900 万 A$となった。貿易収支は 1,780 億 1,600
万 A$の黒字となり、黒字幅は前年から約 37.5％増加した。

10

表 2.1 にあるとおり、輸出を品目別にみると、1 位の石炭が前年比 2.2 倍と急増し、輸出全体の 23.9％を占めた。輸出先は日本が 40.1％、インドが 16.3％、韓国が12.1％の順だった。中でも日本への輸出は 2.8 倍と大幅に増加した。石炭は、国内における洪水などの影響でサプライチェーンの途絶などが生じたにもかかわらず、輸入国の高い需要に及びロシアによるウクライナ侵攻により、天然ガス需給がひっ迫化したことにより代替燃料としての石炭へのニーズが高まるなど、世界規模での石炭需給タイト化もあり豪州炭の輸出量は伸びた。これとは別にインド向けは国内電力需要の増加を背景に 69.4％増加した。
2 位の鉄鉱石（輸出全体の 20.8％）は約 20％減少した。鉄鉱石輸出の 83.9％を占める中国において新型コロナ感染の継続による国内需要の弱まりや、世界的にも建設や工業生産が停滞したことで需要が減少傾向だったことが影響した。鉄鉱石輸出の上位
5 カ国向けは軒並み減少した。3 位の天然ガスは 1.8 倍と大きく増加した。ロシアのウクライナ侵攻によりグローバル市場における供給が逼迫する中、豪州は供給国として輸出を拡大した。輸出先は、日本が全体の 38.9％を占め、次に中国が 20.6％、韓国が12.4％だった。
表 2.1

豪州の主要品目別輸出（通関ベース）

単位:百万A$

2021

2022

品目

金額

金額

％

石炭

63,505

142,359

23.9%

2.2

鉄鉱石

154,656

124,058

20.8%

0.8

天然ガス

49,811

90,343

15.2%

1.8

金

23,281

23,513

4.0%

1.0

原油

10,113

14,424

2.4%

1.4

銅

12,164

12,508

2.1%

1.0

その他鉱物

1,823

12,2272.1%

6.7

アルミニウム

8,901

9,865

1.7%

1.1

小麦

9,436

14,457

2.4%

1.5

牛肉

9,062

10,273

1.7%

1.1

その他

116,923

141,008

23.7%

1.2

合計

459,675

595,035

100.0%

1.3

伸び

出所 Department of Foreign Affairs & Trade

7 位のその他鉱物は 6.7 倍に急増した。同輸出の 96.7％が中国向けだったが、韓国（7.3 倍増）、米国（4.2 倍増）向けの輸出も 2022 年に急増した。近年の脱炭素化の流11れを受け、電化に伴う蓄電池や EV のモーターに必要なクリティカル・ミネラルへの需要増が影響しているとみられる。
農畜産品の輸出をみると、輸出品目全体で 9 位の小麦は 1.5 倍と好調だった。米国や EU、アルゼンチンなどで干ばつが続いたことや、黒海地域の小麦の輸出を巡る不安からグローバル市場での価格が上昇したためである。輸出先は中国が 30.8％、インドネシアが 14.8％となった。牛肉の輸出は 13.4％増で、特に中国向けが 24.1％増と好調だった。
輸出を国・地域別にみると、中国向けが全体の 29.4％を占め前年に続き最多となったが、伸び率では前年比 2.6％減少した。これは中国が豪州産石炭の輸入を禁じたことが影響しているとみられるが、2023 年入りこの措置は解除されている（後述）。また
中国向け輸出金額の 59.1％が鉄鉱石であった。2 位の日本は 84.6％増、3 位の台湾が84.3％増、6 位の EU27 は 85.5％増とそれぞれ前年から大きく拡大した。いずれも資源輸出が急増したことが要因である。ASEAN 地域への輸出は 31.7％増だった。特にマレーシア、ベトナム、シンガポール向けが増加した。（表 2.3 参照）
輸入を品目別にみると、1 位の石油精製品が 2.1 倍増となった。主な輸入先は韓国（構成比 27.9％）、シンガポール（27.6％）だった。乗用自動車は 1.2 倍増で、前年に引き続き 2 番目に多い輸入品目だった。また 4 位の貨物自動車は 1.1 倍増であった。
このように輸入は、工業製品が上位品目を占めている。（表 2.2 参照）12

表 2.2

豪州の主要品目別輸入（通関ベース）

単位:百万A$

2021

2022

品目

金額

金額

％

石油製品

25,69453,196

12.8%

2.1

乗用自動車

23,355

27,6986.6%

1.2

通信機器(含部品)

14,53816,861

4.0%

1.2

貨物自動車

12,227

13,932

3.3%

1.1

コンピュータ10,911

12,364

3.0%

1.1

原油

7,318

10,363

2.5%

1.4

薬剤

7,550

10,167

2.4%

1.3

医薬品

7,218

8,939

2.1%

1.2

重機(含部品)

5,530

7,150

1.7%

1.3

金

6,524

6,960

1.7%

1.1

家具

5,647

6,266

1.5%

1.1

その他

203,722

243,123

58.3%

1.2

合計

330,234

417,019100.0%

1.3

伸び

出所 Department of Foreign Affairs & Trade

表 2.3

豪州の主要品目別輸出入（通関ベース）
輸出

単位:百万A$

2021

輸入
2022

2021

国・地域

金額

金額

％

日本

64,134

118,39919.9%

中国

179,955

175,218

韓国

37,067

台湾

16,297

シンガポール

伸び

2022

金額

金額

％

伸び

1.8

20,33524,605

5.9%

1.2

29.4%

1.0

91,549111,826

26.8%

1.2

52,9058.9%

1.4

12,884

27,1766.5%

2.1

30,031

5.0%

1.8

6,810

11,4862.8%

1.7

15,60574,16012.5%

4.8

19,464

19,464

4.7%

1.0

ベトナム

9,687

19,305

3.2%

2.0

6,984

9,429

2.3%

1.4

マレーシア

8,476

13,6992.3%

1.6

13,406

17,195

4.1%

1.3

インドネシア

10,91013,301

2.2%

1.2

4,952

5,720

1.4%

1.2

タイ

6,732

8,054

1.4%

1.2

15,091

17,392

4.2%

1.2

インド

19,571

29,286

4.9%

1.5

8,146

9,898

2.4%

1.2

ニュージーランド

11,61913,228

2.2%

1.1

6,721

7,107

1.7%

1.1

米国

16,604

20,8193.5%

1.3

34,52143,045

10.3%

1.2

EU

14,35926,6394.5%

1.952,50758,281

14.0%

1.1

英国

4,738

3,159

0.5%

0.7

7,138

7,401

1.8%

1.0

その他

43,92147,4498.0%

1.1

29,726

155,721

37.3%

5.2

合計

459,675

595,035

100.0%

1.3

330,234

417,019100.0%

1.3

出所 Department of Foreign Affairs & Trade

輸入を国・地域別でみると、最大の輸入相手国である中国（構成比 26.8％）は、前13

年比 22.1％増となった。主な輸入品は、通信機器・同部品、コンピュータ、家具などだった。中でも乗用自動車は 97.3％増と大きく拡大した。中国からの電気自動車（EV）の輸入が近年増加していることが要因の一つとみられる。2022 年の豪州の EV
輸入総額の 72％を中国が占め、前年比で 33%増となった。2 位の EU は 14.0 %、3 位の米国は 10.3％となっている。
（表 2.3 参照）

2.3 豪州の政治経済と貿易
足元では世界的な脱炭素化の流れで、脱炭素技術に必要な金属や鉱物資源などへの世界的な需要増加、また天然ガスの堅調な需要が見込まれている。その他、農産物についてはロシアのウクライナ侵攻の継続による両国の穀物輸出見通しの不安や、米国などでの干ばつによる価格の高止まり、ASEAN やインドの経済成長による需要増加
が、今後も豪州の輸出増加にプラスの影響を与えると見込まれる。一方で、中国経済の減速などにより輸出全体では鈍化する可能性がある。
なお、最大の貿易相手国である中国との間では、中国が 2020 年以降、両国間の政治的な緊張の高まりを受けて、豪州の主要輸出産品に対して輸入制限を続けていた。
しかし、豪中関係が改善に向かっていることに伴い、2023 年に入り徐々に解除されている（石炭は 2023 年 2 月に非公式に制限が解除されたが、中国政府は公式には豪州からの輸入を停止していると発表していなかった模様）。主な産品は次の通り。
✓

大麦::2023 年 4 月に追加関税（アンチダンピング関税と補助金相殺関税）の撤廃を検討する再調査を開始し、同年 8 月 5 日にこれらの関税を撤廃。

✓

木材::2023 年 5 月には中国が輸入再開を発表。

✓

ワイン::2023 年 10 月に追加関税見直しを行うことを両国で合意。

引き続き輸入制限が続いている主要産品は、2023 年 10 月時点で検疫強化などにより制限されたロブスターと牛肉となっている。
足元では急激な資源価格の高騰から貿易収支が大幅な黒字を計上している。歴史
的にも、恒常的な経常赤字を生み出す豪州経済を支えてきたのは埋蔵資源の価値による資本流入に他ならない。逆に言えば技術の革新によって、マテリアルを含めた資源価値の低下や世界的に需要が減少した場合は資本流入が止まり、経済に致命傷を与えかねないモノカルチャー経済であるといえる。
特に近年の地球温暖化対策としての環境意識の高まりから、GHG 削減が叫ばれ、排出量の規制が国際的な課題となっていることは豪州にとっても大きな関心事となっている。このような背景もあり、前政権の規制が不十分として、環境規制強化を公約に14

掲げて返り咲いた労働党政権は、この具体的実現が不可欠であった。

2.4 豪州政府による気候変動政策に対する方針変換および石炭産業への影響等の遍歴
豪州における経済・貿易面での石炭産業の重要役割を果たしてきたことは、前述のとおりである。一方で近年の環境面、GHG 排出量削減対応では、化石燃料全体への風
当たりが強くなっているが、特に石炭はその中でも二酸化炭素排出量が高いため問題
視されることが多い。重要な産業であると同時に環境面での規制強化という難しいバ
ランスに立たされているのが現在の石炭産業の大きな課題となっている。
石炭産業は、操業や保全については州政府、環境や貿易については連邦政府による規制を受けてきた。特に生産は各州の規則に基づくことから、連邦による直接的な規制は操業への影響はほぼ無く、環境規制、特に GHG 対応の影響となっている。
つまり、これまでは操業に起因するペナルティやロイヤリティ賦課といった経営への影響が直接あるものは各炭鉱が州政府規則への対応となっており、環境影響対応としてデータの収集並びに報告の責任を負うなどが、連邦への対応の主なものであった。また近年の新規炭鉱開発にあたっては、州政府の鉱業権を得ることに加えて、連邦政府・州政府の双方から環境に対する認可を受けることが必要な状況である。
(1) エネルギー政策
2022 年 5 月の連邦議会総選挙結果から、2013 年以来 8 年 8 か月政権を担ってきた自由党と国民党による保守連合から、労働党に政権が移り、アルバニージー首相が就任した。労働党は下院では単独過半数の 77 席を獲得したが、上院では 26 席を占めるにとどまり、12 席を獲得したグリーンズと政策協定により政権の安定化を図っている。したがってエネルギー関連法案、規制の採否にグリーンズの意向が反映されることが増えている。実際に政権交代以降の豪州連邦政府の主なエネルギーや排出規制の動きは、グリーンズとの協調の結果に左右されている。
労働党政権は気候変動への取り組みを政策の柱に据え、主なエネルギー関連法/規制に大きな変更を加えている。特に労働党は選挙期間で政権交代の公約として環境問題への政策強化を掲げており、この政策と国内産業政策のバランスにおいては、大きく
環境政策優先に舵を切っている。特に 2016 年から導入されていたセーフガードメカ
ニズム制度の運用方針が、足元で排出量の抑制から、実際の削減行動に舵を切ったこと、すなわちベースライン（排出上限）を厳格化されたことの影響は大きい。
15

特に、年毎に地球温暖化効果ガス排出量を 4.9%低減させることを規定し、未達の場
合はクレジットによるオフセットが認められるものの、将来的なクレジットの入手性などの懸念や現状導入可能な具体的削減策も乏しく、特に資源・鉱山事業会社としてはこの政策強化の影響が事業継続性に対する大きな課題となりつつある。さらに新規開発ガス田や石炭鉱山に対しては、より厳しいベースラインが設定されるなど、新規開発には厳しい制度となっている。
労働党政権のエネルギー政策の方向性は、水素を中心とするクリーンエネルギー分
野及び重要鉱物のサプライチェーンにおいて、世界で中心的な役割を担うこと、すな
わち環境対応を優先する方針。一方で、天然ガスなどの化石燃料や CCS について現政
府は豪州経済及び周辺国に対するエネルギー安定供給、エネルギートランジションの観点から重要との認識を示すものの、具体的な政策に形となって現れているものは少なく、その点において関係国や豪州国内の資源業界に懸念を抱かせる原因となっている。

16

(2) 豪州におけるエネルギーの需給動向
豪州において石炭は、2021-22 年一次エネルギー消費（5.762petajoules）の 27.5%を占め、石油（36.5%）、ガス（27.1％）と並ぶエネルギー源であった（表 2.4 及び図2.2）1 。
表 2.4

豪州の燃料別一次エネルギー消費

出所：DCCEEW Australian Energy Update 2023

出所：DCCEEW Australian Energy Update 2023

図 2.2

豪州の燃料別一次エネルギー消費の推移

1 Australian Government (DCCEEW), Australian Energy Update 202317

表 2.5豪州の燃料別発電電力量

出所：DCCEEW Australian Energy Update 2023

出所：DCCEEW Australian Energy Update 2023

図 2.3

豪州の燃料別発電電力量シェアの推移
18

同国内の発電部門における石炭（Black coal）は、2021-22 年の発電電力量（272TWh）の 37.2%を占めた。足元で環境対策により豪州国内での石炭が果たす役
割が徐々に減少しているが、それでもまだ大きなシェア占めている2。
また先に示した通り貿易の観点から見ると、豪州にとって鉄鉱石、LNG と石炭は、重要な輸出産品となっており（図 2.4）
、短期的にもその状況が続くと予測されている 。

出所ABS, DISR, OCE (豪州連邦政府)

図 2.4

豪州の資源エネルギー輸出推移

このように豪州経済にとって石炭は極めて重要なエネルギー資源ではあるが、連邦政府は 2050 年のネットゼロ目標に向けて、環境規制強化を進めており石炭火力発電
所の早期退出を促している。主要産炭州である NSW、QLD 州の両州政府は石炭産業
や石炭火力発電の役割が大きい点を認識する一方、長期的視野に立って温室効果ガスの排出削減、電源の低炭素化に向けた努力も並行して進めている。
2 Resources and Energy Quarterly, December 2023 (https:// www.industry.gov.au/req)19

連邦政府は Australian National Low Emissions Coal Research & Development
Initiative （ANLEC R&D）3、NSW 州政府は Coal Innovation NSW 等により、石炭燃焼に伴う CO2 排出の低減技術、CO2 輸送、貯蔵技術等の開発と展開に取り組んでいる。Victoria 州（VIC 州）では褐炭を大規模に利用しているが、VIC 州政府も褐炭の低炭素利用を目標に据え、高技能職の雇用創出と投資増大に繋がる褐炭利用プロジ
ェクト4への支持を表明しているが、足元ではグリーン電源への支援強化にシフトしている模様である。

2.5 豪州の石炭産業(1) 石炭資源

出所：Geoscience Australia

図 2.5

炭田分布

3 https://www.anlecrdcom.au/about/
4 https://resources.vic.gov.au/geology-exploration/industry-investment/grant-programs/low-emission-coalprograms

20豪州の石炭資源の内、瀝青炭、無煙炭は大部分が同国東部の NSW 州と QLD 州に賦存し、褐炭の大部分が同国南東部の VIC 州に賦存している。北部準州（Northern
Territory）を除く、South Australia（SA）州、Western Australia（WA）州、
Tasmania（TAS）州にも石炭の分布が確認されている5（図 2.5）。
2023 年の Energy Institute の報告によれば、豪州における 2020 年末現在時点の石炭の確認埋蔵量（proved reserves）は全炭種合計で 1,502 億トンであった。無煙炭、
瀝青炭は 737 億トンで、全体の 49%を占めた。亜瀝青炭、褐炭は 765 億トンで、全体の 51%を占めた6。
表 2.6

確認埋蔵量
(百万トン)

瀝青炭
無煙炭

亜瀝青炭
褐 炭

計

73,719(49.1%)

76,508(50.9%)

150,227(100.0%)

出所: Energy Institute(2) 石炭生産
ここでは、主要生産州である QLD 州と NSW 州での生産について足元の状況を見ていく。
1)

QLD 州の石炭生産

炭田の多くは同州南東部内陸地域に存在。QLD 州の各炭田の分布を次に示す。

5 Australia’s total recoverable Demonstrated Resources of black and brown coal as at end 2019 (MT)https://www.ga.gov.au/digital-publication/aecr2021/coal
6 Energy Institute, “Statistical Review of World Energy2023”

21

出所：Queensland coal inventory report, December 2018

図 2.6

QLD 州の炭田分布72023 年 6 月末時点で、QLD 州では 48 炭鉱が操業している。同州では露天掘りの炭
鉱数、生産量ともに圧倒的に多い。QLD 州内の石炭生産地は 3 つの主要地域に分かれる。
北部地域（Bowen 北部、Galilee 炭田）
中部地域（Bowen 炭田中部）
南部地域（Bowen 炭田南部、Callide 炭田、Surat 炭田、Clarence-Moreton 炭田、Tarong 炭田）
7 Queensland coal inventory report, December 2018 (https://geoscience.data.qld.gov.au/report/cr110175)

22

2022/23 会計年度の QLD 州の石炭生産量は約 223 百万トンで、生産方式では露天掘りが、生産される石炭の種類では原料炭が多いのが特徴である。
表 2.7

QLD 州の採掘方法別、地域別石炭生産量8豪州会計年度

2020/212021/222022/23

48

44

44

露天掘り

42

38

38

坑内掘り

6

6

6

合

計

48

44

44

坑内掘り比率（%）

12.5%

13.6%

13.6%

露天掘り

198,336

197,447

201,264

坑内掘り

22,535

20,421

22,135

合220,871

217,868

223,399

原料炭

148,347

135,390

139,588

一般炭

72,52482,477

83,812

10.2%

9.4%

9.9%

操業炭鉱数

精炭生産量(千トン)計

坑内掘り比率（%）

注：操業炭鉱数*＝各会計年度に精炭の生産、出荷（輸出）を記録した炭鉱の数。
出所：Coal industry review statistical tables

2)

NSW 州の石炭生産

2023 年 8 月時点では、NSW 州内では 40 ヵ所の炭鉱が操業していたが、このうち 1炭鉱が閉山し、年末には 39 ヵ所になっている。かつて同州では露天掘りと坑内掘りの炭鉱数が拮抗していたが、坑内掘り炭鉱の閉山が進行する一方、新規開発が進まなかったことから、現在では露天掘り炭鉱が優勢である。生産量においても露天掘りが優勢であるものの、それでも坑内掘り比率は QLD 州の 3 倍以上である。
2022/23 年度の精炭生産量は約 166 百万トンであった。NSW 州の石炭生産の中心
地は Hunter 炭田であり、次いで西部炭田、Gunnedah 炭田の生産量が大きい。
Newcastle 炭田と Hunter 炭田は 3 つの石炭ターミナルを有する世界最大の石炭輸出港である Newcastle 港から近距離に位置している。

8 https://www.data.qld.gov.au/dataset/coal-industry-review-statistical-tables

23出所：Department of Regional NSW

図 2.7

NSW 州の主要炭田分布24表 2.8NSW 州の石炭生産量

豪州会計年度

2020/212021/222022/23

操業炭鉱数

40

40

40

露天掘り

22

22

22

坑内掘り

18

18

18

2020/212021/222022/23

138,448

129,498

122,788

Gunnedah地域

20,321

17,99815,826

Hunter Valley地域

92,09689,001

84,708（単位：千トン）
豪州会計年度
精炭生産量
露天掘り

Newcastle地域

1,053

1,263

1,247

西部地域

24,97821,23621,00747,744

48,25142,993Gunnedah地域

3,958

4,678

5,100

Hunter Valley地域

4,448

3,402

3,471

Newcastle地域

6,878

5,203

2,754

西部地域

22,06524,41920,133

南部地域

10,395

10,54911,535

計

186,192

177,749

165,781

Gunnedah地域

24,27922,67620,926

Hunter Valley地域

96,544

92,40388,179

Newcastle地域

7,931

6,466

4,001

西部地域

47,04345,655

41,140

南部地域

10,395

10,54911,535

坑内掘り比率（％）

25.6%

27.1%

25.9%

南部地域
坑内掘り

合

注：

操業炭鉱数＝各会計年度に精炭の生産を記録した炭鉱の数。なお 22/23 会計年度内にMuswellbrook 炭鉱(露天掘)が閉山し 23/24 会計年度は 39 炭鉱に減少の見込。なお露天掘と坑内掘、両採掘方式により生産を行っている炭鉱は、それぞれを 1 炭鉱としている。
Newcastle 地域＝Newcastle 炭田及び Gloucester 炭田、西部地域＝Western 炭田、南部地域＝Southern 炭田
出所：（株）テックスレポート、「TEX レポート（日刊エネルギー版）」(3) 石炭貿易
ここで石炭の輸出について、製品炭別に向け先を見てみる。一般炭も原料炭も新型
コロナ影響から回復基調となっている。但し、2022 年については洪水により鉄道や港及び炭鉱操業で休止を余儀なくされたことから、供給が一時的にストップしたことにより、輸出量はコロナ前の水準には戻っていない。

25

表 2.9

仕向け国別一般炭輸出量
(千トン)

2000

2005

2010

2015

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2022年のシェア

日

本

47,44957,574

66,413

81,226

81,90380,512

79,34874,08173,56886,281

44.0%

韓

国

11,452

17,97024,84035,11027,97428,54431,55232,00033,79235,582

18.1%

台

湾

10,034

14,32919,553

21,83525,93623,23724,02222,751

22,86527,026

13.8%

インド

2,469

1,461

610

7,668

3,621

3,804

4,159

3,709

18,156

12,222

6.2%

ベトナム

0

0

0

56

1,741

1,420

7,275

12,836

11,025

9,288

4.7%

136

0

2,267

3,538

3,457

3,805

3,823

3,881

5,765

6,602

3.4%

マレーシア

976

3,368

1,572

7,107

6,321

6,012

6,417

5,653

6,094

4,712

2.4%

インドネシア

134

0

0

110

1,130

2,092

2,051

2,181

3,877

3,255

1.7%

チリ

1,301

412

309

1,126

2,715

1,258

612

1,296

1,961

2,383

1.2%

オランダ

2,550

760

126

269

693

0

447

0

937

2,223

1.1%

トルコ

55

45

0

0

117

0

0

0

1,226

1,115

0.6%

ニューカレドニア

0

0

0

0

1,015

1,162

1,198

1,089

936

1,091

0.6%

ポーランド

0

0

0

0

0

0

0

0

80

682

0.3%

シンガポール

0

0

0

0

0

0

154

0

404

666

0.3%

バングラデシュ

0

0

0

0

0

0

0

0

276

505

0.3%

タ

イ

中

国

1,010

1,747

14,28942,92441,51048,764

46,64251,808

9,041

0

0.0%

不

明

0

0

0

0

0

0

3

0

0

1

0.0%

その他

10,235

9,749

5,373

3,715

3,606

2,092

2,075

1,405

3,231

2,582

1.3%

合

87,801 107,415 135,352 204,684 201,739 202,702 209,778 212,690 193,234

196,216100.0%

計

注：2022 年は暫定値
出所：IEA, “Coal Information 2023 edition database”

表 2.10 仕向け国別原料炭輸出量
(千トン)
2000

2005

2010

2015

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2022年のシェア

インド

10,58817,442

31,37742,60040,27144,366

46,711

38,57356,37049,135

30.2%

日

本

39,17444,962

48,46239,825

39,21737,47335,00432,08736,067

38,259

23.5%

韓

国

10,35812,457

15,864

20,46018,747

18,25917,88816,443

20,22023,779

14.6%

台

湾

6,273

7,091

5,357

9,797

8,783

9,138

10,726

10,137

10,007

10,334

6.4%

ベトナム

0

0

372

660

2,171

2,866

4,691

5,926

7,884

8,126

5.0%

オランダ

2,194

5,652

3,342

6,696

8,366

7,321

6,803

5,810

5,865

8,013

4.9%

ブラジル

4,988

3,094

4,234

5,615

6,278

5,761

4,228

3,204

4,940

4,837

3.0%

0

0

0

2,014

1,598

1,559

2,399

2,239

3,183

3,931

2.4%

フランス

3,739

3,895

2,506

3,632

2,952

3,517

2,332

1,859

1,974

2,667

1.6%

トルコ

1,451

720

909

1,245

809

421

793

563

1,717

2,325

1.4%

マレーシア

0

0

0

370

299

203

1,445

1,397

2,325

1,770

1.1%

ポーランド

0

0

0

1,238

1,231

1,256

1,692

1,448

1,506

1,351

0.8%

スウェーデン

992

1,226

1,486

1,020

1,057

899

1,142

1,186

1,022

1,296

0.8%

スペイン

1,767

2,470

1,069

1,318

1,155

1,056

852

57

642

1,265

0.8%

アルゼンチン

595

784

603

779

482

288

391

154

571

928

0.6%

インドネシア

中

国

174

4,193

27,282

43,39238,40339,94841,07750,271

12,201

0

0.0%

不

明

210

4,131

4,210

20

0

0

0

2

2

1

0.0%

その他

16,658

16,798

10,192

6,983

5,380

4,914

4,982

4,670

4,777

4,504

2.8%

合

99,161

124,915

157,265

187,664

177,199

179,245 183,156 176,026 171,273 162,521

100.0%

計

注：2022 年は暫定値
出所：IEA, “Coal Information 2023 edition database”

また 2022 年は、ロシアのウクライナ侵攻によるロシア産天然ガスの禁輸により、世界的な天然ガス・LNG 需給のタイト化から、石炭市況も急騰した。すでに経済の冒頭で述べた通り、豪州輸出額の第一位に石炭が躍り出た。この影響から、しばらくま26

とまった数量が輸出されていなかったオランダ、トルコ等への一般炭が記録されている。
製品炭別の向け先を見ていくと、2022 年一般炭輸出量では日本、韓国、台湾の順に多く歴史的にもこの傾向が言える。中国は経済成長に合わせて、国内石炭需要が増えることに対しては、自国での石炭生産増強で対応している。しかしながら需給ギャッ
プがあるため、特に南部沿岸部の発電会社は輸入炭でその差異を埋める傾向が高い。
この行動により、2010 年前半から急速に豪州からの石炭輸入を増やしてきた。しかしながら、2021 年に外交問題のこじれから、中国は豪州産石炭の禁輸措置を発動（中国は正式に発表したことを認めていないが）し、これにより中国向けの輸出量は大幅に減少（2022 年は 0。なお 2023 年 2 月にこの措置は撤回されている）。インドも需要の増加に対しては、自国での石炭生産増産策を取っているが、2020 年に入り QLD 州北部での新規大規模炭鉱開発をインド資本が進めるなど、海外炭による沿岸部の火力発電所新増設への供給を本格化させている。今後しばらくは、同国向け輸出量は増加するものと考える。
エネルギートランジションに向け、豪州炭の輸出相手国の石炭消費量の減少が豪州の石炭輸出量に影響を及ぼすことが想定されている。この点について、連邦政府の見解としては、マクロでの輸出量は 2050 年に向けた徐々に減っていくことは承知している。また、各国の GHG 削減対策の強度に違いがあるため、向け先の内訳も変わっていくことになるだろう。一方で、まずは豪州国内の石炭火力向けに石炭を生産している炭鉱が今後の発電所廃止に合わせて閉山や生産量削減となっていくことが予測される。今後の 10 年程度の間に閉山や縮小が進むものと考える。
一方の原料炭は、数量は一般炭輸出量に劣るものの、鉄鋼原料として幅広く世界各国に輸出されていることが特徴として挙げられる。また、高品位の原料炭はそのほとんどが QLD 州のボーエン炭田で生産されており、NSW 州が一般炭主体なのとは対照的である。
2022 年の向け先としては、インド、日本、韓国、台湾の順である。インドは 2010
年代前半に日本を抜き一位となって以降、その座を保っている。インドの経済発展で粗鋼生産は、その中心的役割を発電とともに担っている。鉄鋼生産では、原料炭の品
位による影響が出やすいため、粗鋼生産増大に合わせて豪州からの一級原料炭輸入量を拡大してきた。当面は粗鋼生産が高いレベル且つ成長が見込まれることから、インド向け輸出量は高い水準で推移すると考える。一方で中国は一般炭同様の禁輸措置を経て再開されているが、同国の景気後退影響から、粗鋼生産は 2023 年下期以降前年27

比割れとなっており、量的に輸入量が回復するかは不透明である。
このような環境であるが、日本・韓国・台湾といった伝統的な原料炭輸入国は、2050 年のネットゼロに向けた各国の対策が進む中、鉄鋼生産についての脱炭素トラン
ジションへの道のりは不透明と言える。水素利用や電炉生産増強などグリーン対策を検討しているが、技術的なハードルが高く、商業ベースで高炉にとってかわる技術のタイムフレームが現状明らかに見えているとは言えない。このため、豪州連邦・州政
府も、原料炭の今後の供給量については横ばいもしくは微減と見ている様子である。
QLD 州政府関係者は原料炭生産及び輸出の維持をはっきりと明言していたことが印象的である。

2.6 豪州における GHG およびエネルギー起源の CO2 排出量の概要(1) 世界の GHG 排出状況
まずは世界の GHG 排出量について示す9。新型コロナのパンデミックにより、2020
年の世界の GHG 排出量は 2019 年の水準と比較して 3.7%減少し、10 年以上続く継続的な増加傾向が中断された。しかしながら、世界の GHG 排出量はパンデミックのピーク直後に再び増加し始め、2022 年には 53.8 億トン CO2 換算レベルとなり、2019
年より 2.3%、2021 年より 1.4%増加している。

9

EDGAR - Emissions Database for Global Atmospheric Research(https://edgar.jrc.ec.europa.eu/report_2023)
本報告書では Emissions Database for Global Atmospheric Research（以降、EDGAR::欧州委員会の下部組織のJoint Research Centre (JRC)と the Netherlands Environmental Assessment Agency (PBL).の共同研究において作成）によるデータベースを利用する)。

28

単位：百万トン CO2 換算
出所：Emissions Database for Global Atmospheric Research (EDGAR)

図 2.8

世界の部門別温室効果ガス排出量（1990-2022 年）

2022 年の一人当たりの世界の GHG 排出量はわずかに増加し（0.4%）、1990 年から2022 年の間に全体で 8.3%増加した（6.24➡6.76 トン CO2 換算/人）。2022 年の GDP
当たりの世界の排出原単位は、52 年間の最低値である 0.386 トン CO2 換算/千 US ドルに達し、これは 2021 年より 2%低い。また 2022 年の GHG 排出内訳は二酸化炭素が中心で 71.6%、メタン 21.0%を占め、残りは N2O4.8%およびフッ素ガス 2.6%であった。
国別では、中国、米国、インド、EU27 カ国、ロシア、ブラジルは、2022 年の世界の温室効果ガス排出国上位 6 カ国・地域であった。これらを合わせると、世界人口の50.1%、世界の国内総生産（GDP）の 61.2%、世界の化石燃料消費量の 63.4%、世界のGHG 排出量の 61.6%を占めている。これらの上位排出国のうち、2022 年には中国、米国、インドが 2021 年と比較して排出量を増やし、インドは相対的に最も大きく増加した（5%）
。一方で残る上位 3 か国は 2022 年に排出量を削減し、ロシアが最も大きな減少を示した（△2.4%）。なお世界全体での豪州の排出量は 1.1％であった（図 2.10）。
29単位：10 億トン CO2 換算、排出シェア%
出所；EDGAR-JRC, 2023

図 2.92022 年の主要国 GHG 排出量

出所；EDGAR-JRC, 2023

図 2.10 各国の状況（2022 年の世界排出量に占める割合、2019～2022 年の年間温室効果ガス排出量の変化、および 1990～2022 年の CAGR%）10

10 年複利成長率（CAGR）は、指定された年数における毎年の変化をその期間中、毎年着実に変化が起きていたかのように計算された数値。

30

出所；EDGAR-JRC, 2023

図 2.11 G20 諸国の GDP PPP と GHG 排出原単位 - 2022 年の 2021 年比とGHG 排出原単位の年次変化 2019 年から 2022 年までの GHG 排出原単位の年次変化
図 2.10、11 は 2022 年における G20 経済圏の GHG 排出量と GDP PPP11の変化
を、世界全体と EU27 を含めて、2021 年と比較して示したものである。更に 2022 年と 2021 年、2020 年と 2019 年（新型コロナ影響）、2021 年と 2022 年と 2019 年（パンデミック前の水準へのリバウンド効果）の各経済圏の排出原単位（GDP PPP 単位
当たりの CO2 排出量として定義）の比較も示したものである。2022 年の GDP PPPは、ロシア、インドネシア、メキシコを除き、報告された国々で増加した。
(2) 豪州の排出状況
豪州の GHG 排出量の推移は図 2.12 の通りと報告されている。これによれば、パンデミックでの減少から、足元では増加に転じており世界的な傾向と同じと言える。また電力部門が最大シェアであることは他先進国と同じであるが、農牧畜、運輸、燃料生産/製造に比べ工業/製造業が相対的に少ない12。

11 国内総生産 GDP を購買力平価（PPP: Purchasing Power Parity）（2017 年、USD 建）で表したもの。名目 GDPとの違いは、GDP PPP は物価水準の差を調整したものであり、各品目はいずれの国においても不変の価格（なおインフレ調整はされていない）。
12 EDGAR の分類は 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories の分類によるもの。豪州では
ANZSIC コード対応であり若干の差異がある。

31

単位百万トン CO2 換算
出所：Emissions Database for Global Atmospheric Research (EDGAR)

図 2.12 豪州の GHG 排出推移
次に豪州での産業別 GHG 排出量のうち、鉱業部門について詳しく見ていく13。なお今後のデータについて、National Inventory by Economic Sector は、気候変動に関する政府間パネル（IPCC）ではなく、豪州での経済セクター別の温室効果ガス排出量推
計値 Australia-New Zealand Standard Industry Classifications（以降 ANZSIC）で提供されたものから引用となる。これらの排出データは、毎年 UNFCCC に提出される国別インベントリ報告書に含まれるデータを細分化したものである。

13 https://www.dcceew.gov.au/climate-change/publications/national-greenhouse-accounts-2021/national-inventoryby-economic-sector-2021#daff-page-main

32

出所：DCCEEW

図 2.13 産業別排出量推移
連邦政府の連邦気候変動エネルギー環境及び水資源省（Department of Climate
Change, Energy, the Environmental and Water、以降 DCCEEW）のデータによれば、2020/21 会計年度の豪州全体の排出量は 464.77 百万トン CO2 換算であった。うち鉱業からの排出量は 99.65 百万トン、全体の約 21％であった。さらにこの鉱業全体の中で、石炭産業からの排出量は約 37％を占めている14。

出所：DCCEEW

図 2.14 GHG 排出量/豪州鉱業部門別割合

14 https://greenhouseaccounts.climatechange.gov.au

33

これら連邦政府公表データ（Australia’s emissions projections 2023, DCCEEW）
による石炭産業からの GHG 排出量（2020 年、単位: CO2 換算）で推定してみると、① 豪州鉱業全体::19 百万トン➡うち石炭::10 百万トン（ほぼ軽油燃焼）② 漏洩ガス全体::54 百万トン➡うち石炭::30（坑内掘 21＋露天掘 9）百万トン➡上記合計① + ②でおおよそ 40 百万トン
③ 豪州全体では 494 百万トンなので、上記合計の割合は 7～8％程度（四捨五入の関係で幅で示す）。
➡電力（34～35％）に比べ排出量としては少ない（図 3.2 及び表 3.4 を参照）。
ここまで見てきたデータであるが、時系列や一部整理方法での差異が IPCC やEDGAR といった国際機関と豪州連邦政府機関の間にはあるものの、マクロで見る限り大きな違いを生むものではないと思われる。この前提でこれまでのデータを改めて俯瞰すると以下の点が見えてくる。
① 豪州経済において、資源産業は大きな役割を果たしている。特に貿易収支において石炭は、鉄鉱石と天然ガスとともに外貨収入を豪州にもたらす大きな品目となっている。
② 豪州国内における電力供給減としてこれまで石炭火力は大きなシェアを占めてきていた。GHG 削減が進む中、今後環境対策の目標達成に向け、その大半が閉鎖されることが計画されている。
③ 国内での石炭使用が急速に減少する一方で、上述①の通り石炭による貿易は、連邦のみならず州から見た場合、経済的に大きな影響が及ぶ（外貨獲得、周辺産業まで含めた雇用、税収確保など）。
④ 豪州石炭産業をサプライチェーンから見た場合、一般炭も原料炭も非常に大きな供給者としての役割を持っている。またこの点は同時に資源・エネルギーの安全保障面からも重要なことは言うまでもない。
⑤ 世界的な GHG 削減対応が進む中、豪州の排出数量は決して大きくないが、政権交代で抑制策から削減政策に舵を切ったことは、豪州全産業に等しく対応を求めるもので、豪州産業での排出量シェアは大きくない石炭産業も例外ではない。
このような環境で、豪州石炭産業として今回連邦政府が打ち出した GHG 排出削減
規則の強化―SGM 法の修正にどのように対応し、さらには今後の石炭生産や輸出にどのような影響があるのか次章以降で具体的な分析を進める。

34

第 3 章.豪州政府の GHG 排出量削減に向けた取り組み
3.1 法規制とインセンティブ(1) 法規制1)

前政権までの取り組み

豪州連邦政府は 2016 年 11 月 10 日にパリ協定及び京都議定書ドーハ改正（Doha Amendment to the Kyoto Protocol）を批准。2030 年の温室効果ガスの国家削減目標に関しては、当初 2005 年水準から 26〜28%削減する目標を策定していたが、2022 年 5 月の総選挙で 8 年ぶりに政権を取り戻した労働党は、気候変動法を可決し、「2030 年までに温室効果ガス排出量を 43％削減し、50 年までに実質排出量をゼロにする」目標に策定しなおした。
また主な気候変動政策は 2015 年から実施している「排出量削減基金（Emissions
Reduction Fund、ERF）」である。排出量削減基金（総額 25.5 億 A$規模）を使い、省エネ、低炭素プロジェクトを公募し、逆オークションにより、削減量を買い取る制度を実施している。この ERF を構成する主要な枠組みに、参加を希望する個人・企業等が申請し、排出削減・吸収に資する 8 つの対象分野における排出削減プロジェクトとして認証・登録された場合、当該プロジェクトによる排出削減量に対して「豪州炭素クレジット（Australian Carbon Credit Units: ACCUs）」が発行される制度である。排出量が、二酸化炭素換算で 1 トン 削減されるごとに 1ACCU が付与され、当該個人・企業等は、獲得した ACCU を連邦政府又は購入を希望する個人・企業等に売却することが可能となっている15。
ERF は、排出量を削減する個人・企業からその削減量を政府が買い取る政策であった。ERF は 2020 年目標（2000 年比で 5％削減）の達成のために導入され、ERF
は「炭素クレジット（カーボン・ファーミング・イニシアチブ）法（Carbon Credits(Carbon Farming Initiative) Act 2011）」と「炭素クレジット（カーボン・ファーミ
ング・イニシアチブ）規則 2015（Carbon Credits (Carbon Farming Initiative) Rule2015）
」により実施されている。
ERF への参加が企業に義務付けられるものではないため、豪州の国家削減目標が達成されないことが懸念されていた。このため豪州政府は企業の排出量の増加を抑制す
る別途の措置として「セーフガードメカニズム（Safeguard Mechanism、SGM）」を
2016 年 7 月 1 日から導入することに踏み切った16。同制度では、「指定大規模施

15 二酸化炭素回収・貯留（CCS）、エネルギー効率、埋立て及び代替廃棄物処理、鉱業・石油・ガス、運輸、農業、
森林火災管理、植生の 8 分野。https://www.cleanenergyregulator.gov.au/ERF/Pages/Method-development.aspx
16 2014 年に「2007 年国家温室効果ガス及びエネルギー報告法」に第 3H 章を追加して新たに設けられた

35

設」（Scope1（自社の事業により直接排出される GHG 排出量）が 二酸化炭素換算で年間 10 万 トンを超える施設。国家温室効果ガス及びエネルギー報告法17（以降NGER 法）第 22XJ 条、NGER 規則第 8 条18。）は、当該施設に適用される GHG
排出量（CO2 換算）の上限値（ベースライン）を超えないことが求められる（NGER
法第 22XF 条）。超過した場合、指定大規模施設は、新たなベースラインの申請やACCU の購入及び保有する ACCU により超過排出量をオフセットする等の措置を採ることが求められている。また 2019 年には、2030 年にはパリ協定達成のため約 35
億 A$の投資を行う「Climate Solutions Package」を掲げ、2020 年以降は、20 億A$規模の気候ソリューションファンド（CSF、従来の ERF:排出量削減基金の後継制度）を設立し、家庭や業務部門のエネルギー効率対策、電気自動車の普及策、電力シ
ステムの統合などを主要政策としていた。
このように SGM は一定規模の排出量の設備に対して、排出量ベースライン（事実上キャップ）を設定し、その遵守を管理する仕組みとなっている。違反時の罰則（行政措置）もあるため、事実上直接規制となっている。しかしながら SGM が十分に機能していないと労働党は認識していたことから、2022 年の政権交代後ただちに、公約にも掲げていたことから SGM を改定して、その規則を強化することを発表した。
2)

現政権の取り組み

先にも述べた通り、連邦政府は 2022 年 5 月に連邦議会総選挙を実施し、2013 年以
来 8 年 8 か月政権を担ってきた自由党と国民党による保守連合から、労働党に政権が移り、アルバニージー首相が同年 6 月 1 日付で就任した。労働党は下院では単独過半数の 77 席を獲得したが、上院では 26 席を占めるにとどまり、12 席を獲得したグリー
ンズと政策協定により安定政権を目指すことになった。このため、エネルギー関連法
案、規制の採否にグリーンズの意向が反映されることがあるようになっていることに留意したい。
なお 2030 年における 2005 年対比 43%削減という目標を政権発足後の早い段階で現政権は法制化したが、毎年同じ数量の排出量削減が直線的に進んだ場合に 2050 年
GHG 排出量ネットゼロを十分に達成できるペースに設定している。また、SGM における年 4.9%ずつベースラインが減少するのも同様に、同じ率で排出量削減が進んだ場
合に

GHG 排出量ネットゼロを十分達成できるように設定されている。2030～2035

年のベースライン減少率が暫定で年 3.285%と発表されているが、現状から 2030 年ま
17 National Greenhouse and Energy Reporting Act 2007, No.175

https://www.legislation.gov.au/Details/C2023C00090
18 National Greenhouse and Energy Reporting (Safeguard Mechanism) Rule 2015.

https://www.legislation.gov.au/Details/F2022C00978

36

で年 4.9%ずつ GHG 排出量が減少し、仮に 2030 年以降 2050 年まで年 3.285%ずつ
GHG 排出量が減少すれば、ちょうどネットゼロになるという単純計算でもある。
このような考えやグリーンズとの政策協定のもあり、労働党の公約となっていた
SGM 強化法案を速やかに成立させたい意向の現政権ではあったが、一筋縄ではいかな
い状況に直面していた。特に与党勢力が過半数に満たない上院では、経済に打撃を与えるとして最大野党・保守連合が反対し、政策協定を結ぶものの、キャスティングボ
ートを握るグリーンズも、「石炭・天然ガスの新規開発プロジェクト全廃」という厳しい条件を与党が飲まない限り、法案に賛成しないと表明。法案は保守、左派の双方から挟み撃ちされ、成立の見通しが立たない状況になっていた。
交渉を続けていた労働党とグリーンズは、会期末が迫った 2023 年 3 月 27 日になってようやく折衷案で合意。同メカニズムに参加する企業が 30 年までに排出できる温室効果ガスの総量を二酸化炭素換算で 12 億 3,300 万トン、1 年当たり 1 億 4,000 万トンに規制するとした修正法案を可決し、ギリギリのタイミングでようやく成立にこぎ着けた。
このような経緯から本規則をより強力にする法案をグリーンズの協力を得て上院でも可決できたことから、同年 7 月から施行されることになった。これによれば、SGM
は炭鉱、電力、石油・ガス生産、製造業、運輸、廃棄物部門の年間排出量 10 万トン
CO2 換算以上の施設（発表段階で 215 の大規模設備）を対象としており、炭鉱も対象に含まれている。
改革案における従来の制度からの主な変更点は①国家削減目標と連動したベースラ
インの段階的引き下げ、②規制対象間の取引の２点である。制度の対象施設からの排出量は 2020/21 年の国家排出量の 28％を占める。またこれらからの 2022/23 年の排出量は 1 億 4,300 万トン CO2 換算の見込みであるが、改革案ではグリーンズとの合意である排出量上限を 2030 年には 1 億トン CO2 換算以下とし、2021 年から 2030
年の合計で 12 億 3,300 万トン CO2 換算を上限排出総量（キャップ）としている。
また、改革案では柔軟性メカニズムを提案しており、ベースラインを下回る場合はSafeguard Mechanism Credit Unit（セーフガード・メカニズム・クレジット:以降、SMCU）を発行し、これを取引可能としている。ただ、このクレジットはセーフガー
ドメカニズム対象内での取引に限定されるため、オフセットクレジットには当たらないとしている。

37

労働党政権のエネルギー政策の方向性は、水素を中心とするクリーンエネルギー分
野及び重要鉱物のサプライチェーンにおいて、世界で中心的な役割を担うこと、すな
わち環境対応を優先する方針。一方で、天然ガスなどの化石燃料や CCS について現政
府は豪州経済及び周辺国に対するエネルギー安定供給、エネルギートランジションの観点から重要との認識を示すものの、具体的な政策に形となって現れているものは少なく、その点において関係国や豪州国内の資源業界に懸念を抱かせる原因となっている。
(2) インセンティブ
前述の法規制でも一部触れているが、例えば ACCU などのクレジットを削減者に発行することなど GHG 削減のインセンティブを政府は用意し、これまでも支援を行ってきている。このなかで、支援するインセンティブが削減技術の開発や定着に繋げる意図で行ったものについて振り返ってみたい。
GHG の排出削減目標を達成する上で、重要な役割を果たしうると期待される技術として二酸化炭素回収・貯留（CCS）＋利用（CCUS）技術と水素技術がある。CCS とは、発電や産業活動で化石燃料を使用することにより発生する GHG を回収し、排出量を大幅に削減する技術である。
特に近年、再生可能エネルギーにより製造される水素（グリーン）や CCS を用いながら化石燃料から製造される水素（ブルー）が、発電や産業活動における熱源や自動車の燃料として利用される場合、排出量をゼロ、または低く抑えることができること
から、豪州政府はこれらの技術開発について積極支援を行ってきていた。特に前政権までは、 CCS をネットゼロ目標達成のために必要な手段として位置づけ、各種補助金の提供の他、連邦政府のクリーンエネルギー基金組織である Australian Renewable
Energy Agency（豪州再生可能エネルギー機構:以降、 ARENA）の投資対象分野に
CCS を活用したブルー水素も対象とする19など、推進する姿勢を見せていた。
このなかで前政権は 2019 年に国家水素戦略（National Hydrogen Strategy）を発表し、2020 年 9 月に低排出テクノロジー投資計画（Technology Investment
Roadmap）を発表したが、これらの戦略のいずれにおいても、CCS と水素技術は経済成長と排出量削減を両立するのに有効な手段となる可能性が非常に高いと評価していた。また ARENA と Clean Energy Finance Corporation（クリーンエネルギー金19 https://www.minister.industry.gov.au/ministers/taylor/media-releases/morrison-government-supporting-nextgeneration-low-emissions-technologies?utm_source=miragenews&utm_medium=miragenews&utm_
campaign=news

38

融公社:以降、CEFC）もさまざまな水素プロジェクトを支援している。
石炭については、石炭火力発電所が排出する二酸化炭素を CCS 技術により回収し地下に貯留すれば、電力産業の CO2 排出量を大幅に削減できると考えられるため、連邦政府は CCS イニシアチブとして多額の資金協力を石炭関連プロジェクトへ実施してきている。しかしながら、今のところ豪州ではこれまでに実施された石炭火力発電所における CO₂回収実証プロジェクトで商業ベースの大規模プロジェクトに至った例はない。なお Australian Energy Market Operator（オーストラリアン エネルギー マー
ケット オペレーター:以降、AEMO）らの見通しでも、今後 2040 年ころまでには石炭火力発電がほぼ稼働を止め、その多くが再生可能エネルギー源に切り替わることが見込まれていることから、CCS が実際に導入される可能性は低い。更に炭鉱としての検討や導入も難しい状況となっている。石炭関連として水素製造プロセスに CCS 技術
を組み合わせ、製造された水素を輸出向けに開発するというパイロット実験が褐炭由
来水素製造プロジェクトとしてビクトリア州で進行中だが、現状商業規模への道ははっきりしていない。
このような状況下、2022 年 5 月の連邦総選挙で政権交代を果たした現労働党政権
は、独自の環境政策実現に向けて政策の方針を打ち出す中、2022/23 年度予算案20において前政権下で打ち出されていた 2 億 5,000 万 A$の CCS・CCUS プロジェクト
に対する政府補助金（CCUS Hubs and Technologies program）を新規案件については打ち切り、候補案件も縮小すると発表した。労働党政権は、同補助金の打ち切りに代わる措置として、新たに CO2 回収技術を支援するための補助金（Carbon CaptureTechnologies for Net Zero and Negative Emissions）に 1 億 4,100 万 A$を拠出することを発表し、脱炭素移行が困難な産業（例：セメント産業など）における技術開発、具体的には、大気中の Carbon Dioxide Removal（CO2 除去技術:以降、CDR）やネガティブエミッション技術などの加速に向けた支援を行うとした。21
大幅な方針変更となるが、一部の企業は補助金なしでも計画を進める方針を示している。しかしながら、米国を含む他国の政府は CCS プロジェクトに多額の補助金を提供しているため、豪州の国際競争力が弱まることが懸念されており、検討中であった各プロジェクトの今後の動向に注目が集まっている。
なお現在豪州国内の CCS の導入進捗は、唯一稼働中の Chevron による Gorgon-

20 参考情報 1 に 2022/23 予算案におけるエネルギー政策をまとめた。
21 https://business.gov.au/grants-and-programs/carbon-capture-use-and-storage-hubs-and-technologies-programtechnologies-stream ➡HP 上で、This grant is currently closed to applications との但し書きとなっている。

39

Barrow Island CCS をはじめとして、Santos による Moomba CCS が 2021 年 11 月に最終投資決定（FID）が行われ、2024 年中に最初の CO2 圧入開始を目標とするなど
具体的になりつつある。これ以外にも Bayu-Undan CCS など LNG/天然ガスが主体とはなるが、いくつかの F/S 段階の大規模プロジェクトが存在する。但し、例えばGorgon-Barrow Island CCS は稼働後に設備トラブルが相次ぎ、当初想定の 3 分の1 しか CO2 の回収ができておらず、環境認可を取得するための目標未達分をカーボ
ンクレジットの購入でオフセットするなど課題も多い。
一方で、特に日本を含むアジア太平洋諸国は、脱炭素化が難しい分野での事業の活路として豪州に CO2 を輸出して貯留することに期待が寄せている。このような周辺国の期待もあり、豪州の CCS 導入は、LNG や天然ガス事業の GHG 排出を相殺する手段として導入されることが中心となっていくものとみられており、石炭火力や炭鉱での導入は難しいというのが実態と思われる。
豪州政府の戦略の要は、水素の需要が集中する水素ハブ（港湾や都市、遠隔地の拠点）を創設し、工業や運輸など既存ガス供給網で水素を活用することである。これにより、内需を喚起し水素産業への技術や投資を集め、輸出産業にまで押し上げることを狙っている。また、戦略において数年単位で進捗報告を行うとしており、具体的には 2021 年 12 月および 2023 年 4 月に「State of Hydrogen」という豪州全体の水素産業の動向をまとめたレポートを発表している22。なお、2019 年の国家水素戦略の発表以来、水素を巡る動きが国内外で進んでいることから、2023 年 2 月、連邦政府
は、国内における進展や米国のインフレ抑制法の成立など海外の支援策による影響なども踏まえて、国家水素戦略を更新すると発表した。
これまで見てきたように連邦政府としては、エネルギートランジションに向けグリーン水素を中心に位置づけることを明確化しており、前政権が有効な手段と捉えていた CCS については劣後した状況となっていると思われる。
この点は現地調査においても、グリーン水素の製造や活用については、国内需要の創造や輸出の検討の話を数多く、しかもほとんどの連邦や州政府関係者から聞かされたものの、CCS に関係する話はこちらから水を向けるまで出てこないという経験からも伺い知ることができた。
なお最後に石炭鉱山の GHG 削減対応では、QLD 州独自の支援策として 2024 年 2月に 520 百万 A$規模の Low Emissions Investment Partnerships （LEIP）
22 https://www.dcceew.gov.au/energy/publications/state-of-hydrogen-2022

40

program23を発表。これによれば、対象が SGM 対象の原料炭鉱山でかつボーエン炭田
での削減支援プロクラムとかなり限定された内容となっている。この支援では炭鉱からのメタンガスを中心として採掘前のガス抜きや坑内排ガスを回収し、ガスパイプラ
イン（一部既設）24に繋ぎこみ、タウンズビルのガス発電所で活用する案などが検討される模様である（これ以外にも公募で対策を募っている）。

23 https://www.treasury.qld.gov.au/investment/investment-programs-and-support/low-emissions-investmentpartnerships/
24 https://www.aemc.gov.au/energy-system/gas/gas-pipeline-register/qld-north-queensland-gas-pipeline41

「参考情報 1」2022/23 年度予算案
アルバニージー政権は、2022 年 10 月に政権発足後の初の予算案である 2022/23 年度予算案
25に新しいエネルギー政策「Powering Australia」を踏まえた施策が盛り込んで発表した。この同政策により、雇用の創出、電気料金の削減、再生可能エネルギーの普及促進および温室効
果ガス排出量削減目標を明らかにした。予算案のうち、脱炭素・カーボンニュートラルに関連した主な施策は以下のとおりとなっている。
① 国家送電網再整備計画（Rewiring the Nation）
今後複数年度にわたり 200 億 A$の資金を通じて、再生可能エネルギーの活用、送電網の安全性の改善、電力料金の引き下げを目的に国内送電網の更新や拡大を緊急で実施する。
② 地域振興基金（Powering the Regions Fund）の設立
19 億 A$を投じて設立し、基金を通じて国内産業の脱炭素化、新エネルギー産業の促進、新エネルギーに携わる労働力の増加へ支援強化。
③ グリーン水素
新エネルギー産業での投資拡大や雇用の創出を目的として、QLD 州タウンズビルでのグリー
ン水素拠点の設立に対して、2022/23 年度から 7 年間で 7,190 万 A$を拠出する。
④ 電気料金の削減
全国 400 カ所（約 10 万世帯を対象）で実施する太陽光発電によるコミュニティバッテリー（地域内で太陽光電力を地域単位で蓄えて共有できる電源を設置し、電力コストを抑える）の設置支援のプログラムに、今年度から 4 年間で 2 億 2,430 万 A$、また 2 万 5,000 世帯に低価
格の太陽光発電エネルギーを供給するコミュニティソーラーバングプログラム（地域で実施する中規模太陽光発電プロジェクトの株式を住民が購入し、株式の持ち分に応じて、プロジェク
トで発電したエネルギーを利用する権利を受け取る。各世帯が自宅に太陽光パネルを設置せずに、太陽光エネルギーを利用できる）に、今年度から 4 年間で 1 億 220 万 A$を拠出する。
⑤ 交通部門の温室効果ガス排出量の削減と気候変動対策
国家交通基金（Driving the Nation Fund）を設立し、今年度から 6 年間にわたり 2 億 7,540
万 A$の資金を拠出（例、国内で最も往来の多い貨物ルートに水素燃料補給ステーション設
置、国道において 117 カ所の急速充電ステーションの設置を支援等）。
⑥ EV 購入支援策
電気自動車、水素燃料電池車、プラグインハイブリッド車に対する税金や輸入関税について、一定の条件のもとで免除。
➔ CCS やブルー水素は具体的施策とはなっていない。

25 連邦政府は、例年 5 月の第 2 火曜日に次年度の予算案を発表しているが、2022 年 5 月に連邦議会総選挙を控えていたため、モリソン前政権が同年 3 月に前倒しで予算案を発表していた。しかしながら総選挙の結果、5 月に労働政権が発足したため、前政権の予算案は廃案となり、今回新政権として改めて予算案を発表。

42

3.2 改正 SGM の概略
SGM を強化し、気候変動法に規定した排出削減目標の実現を確実なものとするため、2023 年 4 月 11 日、「セーフガードメカニズム（炭素クレジット）改正法」が制定された（一部を除き同月 12 日施行）。前政権が GHG 排出量の増加抑制を目的として SGM を意図していたことに対し、現政権は GHG 削減に向けて本格的に舵を切ったことになる。これは全 3 か条、附則 4 編から成る。被改正法は、温暖化エネルギー報告制度(National Greenhouse and Energy Reporting :以降、NGER)法26、豪州国家
排出単位登録簿法等合計 8 法律である。主な改正点は次のとおり。
(1) 指定大規模施設排出量の総量規制を新設（附則第 1）➢

NGER 法の目的を規定した第 3 条第 1 項及び第 2 項のうち、後者を新規定に差し替えた。改正前は、豪州の GHG 排出削減目標達成のために、指定大規模施設の GHG 排出量が、当該施設に適用されるベースライン
を超えないように抑制することのみを規定していたが、改定ではベース
ライン規則に加えて総排出量規制と削減目標期日が新たに設けられた。

① 2020 年 7 月 1 日から 2030 年 6 月 30 日までの総排出量が、12 億 3,300
万トン CO2 換算を超えないこと② 総排出量を、2029 年 7 月 1 日に始まる会計年度において 1 億トン CO2
換算以下、2049 年 6 月 30 日以後に始まる会計年度からはゼロとすること➡ なお、SGM 対象以外を含む 2030 年の政府の GHG 排出目標値は 3 億
5,100 万トン CO2 換算となり、これが 2005 年比△43％削減となる。な
お 2030 年ベースラインでの GHG 排出は、3 億 8,600 万トン CO2 換算なので、追加で 350 万トン削減することになる。
➡ これらは労働党政権が 2022 年 9 月に成立させた気候変動法により GHG
削減目標として法制化した、「2030 年 GHG 排出量を 2005 年比△43％削
減、2050 年ネットゼロの達成」という目標に沿ったものである。
(2) 新たな炭素クレジットの創設‐ベースライン遵守対応（附則第 1）➢

SGM を規定する NGER 法第 3H 章に、新たに第 4A 節（第 22XNA 条～第 22XNN 条）の追加等を行い、既存の ACCU に加え、新たな炭素ク
レジットである SMCU の創設を規定。

➢

SMCU は、クリーンエネルギー監督庁（CER）27により発行され、発行26 温暖化エネルギー報告制度（NGER）は、2008 年 7 月 1 日より一定の企業に温室効果ガス排出量、エネルギーの生産及び使用の測定及び報告を義務づけた。https://www.cleanenergyregulator.gov.au/NGER
27 Clean Energy Regulator（CER）、 Clean Energy Regulator Act 2011, No.163 に基づき 2012 年 4 月に設立された、CO2 排出削減やクリーンエネルギー利用促進に関する法律を所管する政府機関。

43

の申請が可能な者、発行数、発行数決定方法等詳細は、別途規則（NGER 改正規則）により定められる（第 22XNA 条）。
➢

SMCU は、指定大規模施設の会計年度内の排出量がベースラインを下回った場合に発行され（NGER 改正規則第 56 条）、ACCU 同様、超過排出量との相殺に使用することができる（NGER 法第 22XN 条）。発行された SMCU は、2030 年まで制限なく、バンキング（発行年度以降の排出量がベースラインを超過した場合の相殺に活用できる制度）が認められる28。

(3) ベースラインの低減（厳格化）➢

NGER 改正規則第 32 条において、指定大規模施設のベースライン低減
率が新規に設けられ、2029 年 7 月 1 日に始まる会計年度までは毎年4.9%、それ以降は 3.285%と設定された。2049 年 6 月 30 日以降に開始する会計年度からは、ベースラインをゼロとする（同規則第 10 条）。

➢

なお、2030 年 7 月以降 2035 年 6 月までの削減率目標は暫定で年3.285%となっているが、これは 2027 年 7 月までに見直されることになっている。

単位:：百万トン CO2 換算
出所：DCCEEW

図 3.1

豪州の「ベースライン」と「追加対策ありシナリオ」GHG 排出量推移

28 Department of Climate Change, Energy, the Environment and Water, “Safeguard Mechanism Reforms,” 2023.5

44

3.3 SGM の対象とその範囲
さて実際の対象となる GHG の範囲は以下の通り。
➢ Scope1 は、SGM の対象（直接排出とも言われ、施設で自ら燃料の燃焼や製品の製造などを通じて排出する GHG を意味する）。
➢ Scope2 は、SGM の対象外（他施設から供給された、電気・熱・蒸気を使うこと
によって、間接的に排出される GHG を意味する。ただし、Scope 2 は NGERによって報告義務はある）。
➢ Scope 3 は、SGM の対象外。
すなわち豪州での SGM における GHG 排出量の計算は Scope1 だけである。NGER
Rules に基づき報告義務がある Scope 2 の一例として電力の購入がある。電力のうち再生可能エネルギーで発電された電力以外を報告する必要がある。Clean Energy
Regulator が毎年 2 月 15 日までに各州における、購買電力の内に占める再生可能エネ
ルギー比率を公表している。つまり、豪州国内の GHG 排出量削減が主たるターゲッ
トとなっていることがわかる。
年間 10 万トン以上の GHG を排出する発電事業を除く大規模排出施設 215 ヶ所（暫定）が新たな SGM の対象に指定された。公表されている直近の豪州会計年度
2021 年 7 月 1 日から翌年 6 月 30 日までのデータによると、年間 10 万トン CO2 換算以上の GHG を排出する 215 施設における排出量は約 1 億 3700 万トン CO2 換算であった。2021 年～22 年における豪州全体の GHG 排出量 4 億 8,800 万トン CO2 換算の約 28%に相当する。
指定大規模排出施設の対象となる産業は、鉱山業、製造業、輸送業、石油・ガス処
理・製造、ゴミ処理・排水処理である。
また発電施設からの GHG 排出削減については、SGM と異なる手法が適用される。
送電網で繋がっている発電施設（化石燃料を使用した発電所および再生可能エネルギーを含め）を一つとカウントし指定大規模排出施設には含めない。個々の発電施設でGHG を測るのではなく、送電網を含めて全体で 2009/2010 年度～2013/2014 年までの発電セクターからの GHG 排出量、即ち年平均 1 億 9800 万トン CO2 換算を初年度の全体のベースラインと設定。これを基準に削減率を決める模様であるが詳細は現在協議されている模様。少なくとも豪州全体の削減目標との整合性を他も保つように連邦政府は削減量を打ち出すことは確実。足元では、電力部門の排出量見通しとして、2030 年までに 82%という連邦政府の再生可能エネルギーによる電力目標を反映した「追加対策あり」シナリオによる、GHG 削減目標が打ち出されると見られる。
45

なお西豪州（WA）は、他の州と送電網が接続していないため一つのセクターとして扱われ、北部準州（NT）は豪州東部の送電網に接続しているものの、送電量が少ない
ことから別個の発電セクターとして扱う。連邦電力市場 NEM（National Electricity
Market）として機能し、豪州全体の 80%を消費する最大電力消費エリアであるクイー
ンズランド州（QLD）、ニューサウスウェールズ州（NSW）、ビクトリア州（VIC）、
南オーストラリア州（SA）およびタスマニア州（TAS）の 5 州とキャンベラ首都地域（ACT）もひとつの発電セクターとして扱う。

3.4 ベースラインの考え方
指定大規模排出施設 215 ヶ所の翌年度 7 月 1 日からの削減目標であるベースライン
は、Clean Energy Regulator によって 4 月 15 日までに定められ各施設に通知される。2023 年 7 月から 2030 年までの GHG 年間削減率目標は年 4.9%である。
既存施設のベースラインは毎年見直される。業界平均と個々の施設の年度毎の GHG
排出量を比率で按分して、定める。即ち、初年度（2023 年 7 月～2024 年 6 月）におけるベースラインは個々の施設の排出量の実績値の 90%が考慮されるが、最終年度（2029 年 7 月～2030 年 6 月）には、業界平均にしなければならない。また、個々の実績は過去 5 年間のうち中間値の 3 年分を加重平均する。2030 年まで業界平均は毎年4.9%削減されることになる。即ち、初年度に業界平均よりも高い排出量を出している施設は、業界平均値を超えたハイブリッドなベースラインが設定されることになる（下表参照）。しかしながら、徐々に業界平均値の割合が高くなることが確定しており、対策を進めていく必然性があることは言うまでもない。
表 3.1

既存施設のベースライン設定メカニズムの適用割合

出所 DCCEEW

新規施設のベースラインは、豪州に適合される「国際的なベスト・プラクティス」
を勘案して決められる。新しい施設（炭鉱）は、最新の技術を利用できる機会があるという前提で操業開始段階から、業界平均値、すなわち「国際的なベスト・プラクテ
ィス」が適用される。個々の施設に適用されるエネルギー効率や GHG 排出を最小限に抑える最新技術という理解であるが、新規施設に例外なく「国際的なベスト・プラ
クティス」を適用することには難しさも多いと思われる。実際の適用には CER との46

協議が必要とも考える。なお、連邦の SGM 政策の窓口である DCCEEW からは、今回のベスト・プラクティスの調査分析については、結果として豪州の現在操業中炭鉱が世界のベスト・プラクティスに相当するとの結論であったとの説明を受けている。

3.5 ベースラインとカーボンクレジット
今回の SGM の改定により、従来からあった Australian Carbon Credit Unit
（ACCU）と Safeguard Mechanism Credit Unit（SMCU）二種類のカーボンクレジットが併存することになる。当該年度の排出量が、ベースラインを下回った場合、排出施設は ERF から GHG トン当たり 1SMCU ユニットが与えられる。当該年度の排出量が、ベースラインを上回った場合、その施設は市場から 1 トン当たり GHG につき 1ACCU を購入し、排出義務に充当（オフセット）しなければならない。
SMCU のカーボンクレジットの性格はキャップ・アンド・トレード型と言える。
SMCU はセーフガード目的で法律は 2011 年に設けられたが、今回初めて運用が始まる。SMCU は政府から与えられ、他の施設でベースラインを超えて排出した施設と当面相対取引で譲渡できるが、多くの施設では将来ベースラインを超えて排出した時に備えてこれを蓄えておく、との関係者の声が多かった。SMCU の市場取引への移行
は、2025 年以降に検討されることになっている。2030 年を超える場合の扱いは現段
階では未定。2030 年以降の SMCU の振り返りと見直しが予定される 2027 年頃に検討されることになっている。
表 3.2

概念的な SMCU と ACCU の比較付与のされ方SMCU ベースラインを下回

ACCU

市場性

備 考

市場性なし。

ベースライン未達の場合、上回って削減したとき、➡2025 年以降の課題

った GHG に対して、自らの保GHG 量との差分のACCU との互換性なし

有する SMCU を充当できる。但SMCU が ERF から与し、SGM でのベースラインのえられる。

30%が上限という制限あり。

個人・企業の自主的市場連動。

SGM 導入・強化から、ACCU

な削減目標達成したが不足することが指摘されてい場合政府から与えらる。その場合は政府がその時点れる。

での時価により追加発行する模➡政府の審査は必要

様だが、グリーンウオッシュの懸念を指摘する関係者もいる。

各種データに基づき IEEJ にてとりまとめ

47

SMCU は ACCU のような政府によるリバースオークションによる単位削減量当たりの価格が存在しない代わりに毎年 6 月 30 日までに政府が次年度の「Safeguard
Mechanism default prescribed unit price」にて公表することになっている（豪州政
府は総額 25.5A$億規模の基金を ERF に用意）。
一方、ACCU は 2012 年から試験的に固定価格による運用が始まり、2015 年以降市場連動型に移行した。2015 年に ERF が設けられ、ERF によって排出削減プロジェク
トからカーボンクレジットを買い取る仕組みが構築され、Clean Energy Regulator の下 Carbon Market Institute が ERF を運営する。ACCU の発行については、排出企
業、排出量とも政府の適格審査が必要だが、価格形成は市場に委ねられており、当該企業は、連邦政府または購入を希望する企業等に売却することが可能である。また、今回の SGM 強化にあたり、ACCU 価格の上限を初年度は A$75/CO₂換算トンが上限とされた（以降は物価上昇率＋2％での調整となる。なお資源各社のコスト予見性をある程度確保できるように業界団体が連邦政府に働きかけた結果と聞いている）。
また、SMCU の創設にともない、ダブルカウント防止のため対象施設は新たに
ACCU を獲得（生成）できないようになっている（SGM 対象施設は、ACCU 獲得プ
ロジェクトに登録できないということ）。

3.6 SGM の柔軟性
連邦政府は、SGM 導入について GHG 削減のための手段としてその柔軟性とインセ
ンティブを強調している。柔軟性としては、最後の手段といえるカーボンクレジットによる対応は前述のとおりである。一方でインセンティブとは何を指しているのか。
面談を通じて政策立案と当事者に確認した。
一例として、もともと SGM には、マルチイヤー・モニタリング期間（以降、MYMP）という制度が設けられている。単年度では、ベースラインを超過していても最長 5 年の最終年度ではそれまでの累積 GHG がベースライン総量を下回れば良いという制度である。各事業者の削減行動や実際の事業運営を SGM によるベースライン
順守にも配慮する考え方。事業者が単年度適用ではベースライン維持が特定の理由により難しい場合、MYMP を適用させることで SGM の排出量を複数年で評価するということである。なおこれを適用するためには、事業の信用に足る、財務役員ほかの宣言書がある計画書を当該年度の 11 月 15 日までに当局に提出することが必要となっている。最長 5 年の申請を行うことが可能であるが、GHG 削減にむけて導入される対応が確実な予見性を持っていないと認証をえることは難しい。一方で、削減とは別に48

事業における生産される製品量（石炭生産量や製造品の個数など）の変動により GHG
排出原単位が大きく変化するような場合、例えば初年度は理由や原因がはっきりしたことで生産量が平年より多いが、次年度には減少することで 2 年平均ではベースラインを満たせる）など、GHG 原単位の削減対応ではないケースもあり得るとも聞く。政府の想定する GHG 排出量削減のインセンティブとなるような、本格的な対策導入例
は未知数であり、特に炭鉱での事例は技術的な対応が確立していないことから難しいとの関係者のコメントであった。
また、輸出企業向けの特例制度として、削減率を低い水準にとどめる制度（製造業で 1%、非製造業で 2%）があるが、これは Powering Regional Fund の対象プロジェ
クト向けであり、新規ないし拡張の石炭とガス施設には適用されない（国際競争力を損なわせないという意図だが、化石燃料は対象外ということである）。

3.7 州政府の GHG 削減方針と現状
連邦政府の 2022 年 9 月に成立させた気候変動法により GHG 削減目標として法制化した、「2030 年 GHG 排出量を 2005 年比△43％削減、2050 年ネットゼロの達成」という目標に対し、各州政府の目標も「2050 年ネットゼロ達成」は同じである。
同時に連邦政府は、2030 年の発電電力量の 82％を再生可能エネルギーとする目標も示している。
一方でそこに至る過程については、各州政府の取り組みが異なるため中間目標についても違いが生じている。各州政府も連邦政府同様に GHG 排出削減の中心政策
は、火力発電から再エネ発電による電力供給のトランジションと言うことになっている。石炭火力からの電力供給量を削減ないしはゼロとすることで排出量を引き下げ、その代替供給力として再エネからの発電電力量を確保するという流れである。
現在各州政府もこのトランジションに向けた政策を進めているが、現状の電力供給網に加え再エネ発電の適地が需要地から離れた地域が多いため、発電地帯と需要地域を結ぶ送電線を新たに建設することに苦労しているようである。特に人口が豪州国内で多い NSW 州と VIC 州では、GHG 排出削減目標のなかで既存石炭火力の廃止をすでに実施しており、代替供給の整備が遅れがちの中、電力に対するエネルギーセキ
ュリティ低下への懸念が燻りつつあるようだ。QLD 州も似たような状況ながら、上述２州とは若干対応が異なり、環境政策面で GHG 排出の観点からは石炭火力廃止は重要な政策と認めながら、エネルギーセキュリティ面からの対応も重要として、石炭火力の廃止とトランジション対応プロジェクトの進捗を合わせて行うことをはっきり示49している。つまり再エネ電源の利用、すなわち発電所に加えて送電網や調整力が確保できたことを受けて、石炭火力を廃止することでエネルギーセキュリティを確保しな
がら GHG 削減を進めるようである。QLD 州は、NSW・VIC 州よりも人口密度が低
く、また人口の大半がブリスベンの周辺に集中、更には既存送電網と開発する再エネ
電源地帯の送電線建設にも比較的障害が少ないと見られている。現状の課題は、揚水発電による調整力確保に向けた資金調達と思われる。
表 3.3

東部 3 州と連邦の脱炭素政策

QLD
GHG 削減2030 年::△30％➡2005 年対 2035 年::△75％比の削減％
2050 年::Net Zero

NSW

VIC

連邦

2030 年::△50％
2035 年::△70％
2050 年::Net Zero

2030 年::△45-50%
2035 年::△75-80%
2045 年::Net Zero

2030 年::△43％2050 年::Net Zero

再エネ比率2030 年::50％
2032 年::70％2035 年::80％*12025 年::40％以上
2030 年::65％
2035 年::95％

2030::82％

引用先

Queensland
Climate Action
Plan29EPA Climate
Change Policy(2023) 30

Victoria’s 2035
Emission Reduction
Target 31

Climate Change Bill
2022

各引用先データに基づき IEEJ にてとりまとめ*１:NSW 州において、再エネに関する個別プロジェクトについては策定されているが、州全体での時間軸を持った目標は公表されていない。なお連邦政府 DCCEEW による Australia’s emissions projections
2023 32では、NSW 州が発表している目標や計画を達成するため、再生可能エネルギーによる発電を想定している。この予測は、NSW 州が発表した目標や計画を達成するための再生可能エネルギーの建設を前提とし、プロジェクトが遅滞なく完了するという仮定での数字となっている。これによれば、2030 年 82％、2035 年 95％（NSW 州と首都特別地域の合計）と示されている。

連邦労働党政権は、2024 年 3 月を目処に南オーストラリア州で第 1 回エネルギー大臣会議を連邦と州の関係閣僚により開催する予定である。ここで上記東部 3 州のエネ
ルギー関係閣僚の最近の発言を示しておく。
ペニー・シャープ NSW 州エネルギー大臣は、連邦政府が助成する再生可能エネ
ルギー能力増強イニシアチブの最初の指定地域として NSW 州に誘致するなど、脱炭素化に対して力を入れている（再エネ電源発電容量を 930 メガワットに倍増させる連邦政府主導の投資スキーム）。一方でシャープ大臣は、排出量削減目標の法制化や州の29 https://www.des.qld.gov.au/climateaction/theplan/qld-climate-action-plan
30 https://www.epa.nsw.gov.au/your-environment/climate-change/policy-and-action-plan
31 https://www.climatechange.vic.gov.au/__data/assets/pdf_file/0028/635590/Victorias-2035-Climate-Target_
Driving-Real-Climate-Action.pdf
32 https://www.dcceew.gov.au/sites/default/files/documents/australias-emissions-projections-2023.pdf

50

機関としてネットゼロ委員会の設立など新しい政策を発表するにあたり、かなり慎重なアプローチをとっていることも注目されている。すなわち現実主義的なアプローチ
を否定しないということである。例えば州内のエネルギーセキュリティを守るために
州最大の石炭火力発電所の運転寿命を延ばすことについてオリジン・エナジーとの交渉を開始している、また電気料金を上昇させてまで再生可能エネルギーへの移行のペースを急ぐことはないともコメントしている。また、ガスの利用が州の将来の電源ミックスで果たす可能性があるなど、これまでの環境優先からエネルギーの安全保障とのバランスが必要ということを示している。
これは、ミック・デ・ブレニ QLD 州エネルギー大臣が示すものと同様のアプロー
チで、燃料とエネルギーの安全保障を確保するためには、あえて現状の連邦政権の目標である環境政策を脇に置くこともありえるとのスタンスと言える。先に述べたように QLD 州は 2030 年までに再生可能エネルギーの州内供給率 50％を目標としている
が、QLD 州のエネルギーミックスにおいて石炭火力発電が果たす継続的な役割がある
ことも率直に同大臣は認めている。
一方でこのような考えと異なる考えを持つのが、VIC 州である。リリー・ダンブロ
ジオ エネルギー大臣は、過去 10 年間化石燃料の利用に断固として反対し、石炭とガスに対する厳しい規則による対応を取っている。最近では、新しい建物へのガス接続の禁止や州内の家庭での暖房や調理用での化石燃料利用禁止やこれに替わりオール電化に移行する目的の「ガス代替ロードマップ」などの特徴的な政策により、連邦政府が進める再生可能エネルギートランジション移行における急先鋒として浮上している。
このように各州政府のスタンスは同じ労働党を母体とする連邦政府と必ずしも同じとは言えない。従って、連邦政府が主導する再エネ開発に対する投資スキームの配分については、来る会議での主な論点となると見られる。特に各州間の競争を煽る可能性も高いが、議論の対象となるのはこれだけではない。老朽化したインフラでエネル
ギーを供給するコストは、すでに電力価格の上昇に悩まされている消費者に転嫁されており、更なる上昇をはらんでいる政策については、すでに全ての州で問題33になっている。
連邦政府が進める投資スキームは、各州がすぐに使える再生可能エネルギーや企業化プロジェクトを推進するための大きな呼び水にはなるが、これらグリーン電力や水33 最近発生した電力インフラ事故の一例/VIC 州での停電を報じた地元 ABC の報道
https://www.abc.net.au/news/2024-02-21/victoria-blackout-electriity-storms-power-outage-grid/103494854

51

素・アンモニア新規供給の創出にはリードタイムが長いかかるため、各州は新たな資金供給だけでなく、短期的な対策として連邦政府に対して電気料金の軽減策のための助成を望む可能性が高いと見られる。

3.8 SGM 強化と石炭産業の対応
基本的には、SGM の GHG 排出量削減強化への転換は、国際公約であるパリ協定への積極的な姿勢を示すとともに、国内で増加する脱 CO2 の世論に配慮し再生可能エネ
ルギー導入促進をより積極的に実施する国内向けの政策である。元々、Scope1 のみを対象としているので、国内での石炭消費が圧倒的に大きな発電事業者への規則強化、
つまり国内炭火力発電の縮小と廃止は大きな目標となる（エネルギーセキュリティ面は別として）。
従って海外市場向け石炭サプライチェーン上に直接の影響はないが、そもそも豪州の炭鉱は海外資本が多く投資しており、脱炭素、カーボンニュートラルのため、という誰もが反対しにくい理由ながら、海外から見た場合の投資環境の安定性懸念ということには政府も気にしているようである。
その理由としては、今後、豪州に資源の観点から優位性のあるクリティカル・ミネ
ラルや水素アンモニア、水素製鉄といった分野についての開発も海外資本を誘致して実施したいと考えていること、また、特に石炭と天然ガスを含む鉱業分野は、第 2 章で示した通り現在最大の GDP を占める産業であり、輸出額比率でいえば、石炭だけで 2 割を超える産業である。これを急激に衰退させかねないこととのバランスをどうとるか。また、州の権限が強い豪州では、例えば、QLD 州では石炭輸出が全輸出額の半数以上を占めていること、2022 年に炭鉱のロイヤリティ税の値上げを強行したがこれが州の主要な財源となっていること、などから、連邦政府と州政府との間でのせめ
ぎあい、同じ政府の中でも省庁間での調整も継続しているようである。
石炭産業にとり、SGM の認識及び対応は概略、以下になると想定される。
➢ GHG 排出源は、①操業に伴い使用する軽油消費によるもの、②坑内掘り、露天掘りともに炭鉱からの漏洩ガス（Fugitive emission）に大別される。他に電力消費があるが Scope2 対象のため、SGM の対象外。
➢ 上記①②ともに、大幅な削減を実施可能な対策が、即時にあるわけではない。
2030 年までの技術革新・進展を考えた場合、①はバイオ燃料や水素の燃料化など考えうるが、②は抜本的な新技術の目途に現状乏しい。
➢ 一方で、SGM は年 4.9%ずつという一定比率での削減を 2024 年度から 2030 年
52まで求めているものであり、特に至近年度での排出量削減（排出原単位削減）は困難。
➢ クレジットによるオフセット（ACCUs の購入）による対応とならざるを得ない炭鉱も多いがこれまでの ACCU 価格より高額になることを覚悟。
➢ クレジットによるオフセット以外の罰則等を懸念。特にベースライン 30％超の場合、罰則自体に加え罰則を受ける事実がリピュテーションリスクとなることも不安材料。
次章では、政府が進めるこのような環境政策での、炭鉱の動向について見ていく。

53

「参考情報 2」豪州石炭産業の GHG 排出の現状

引用は DCCEEW による Australia’s emission projection 202334
注：上図水色部/Mining に炭鉱操業からの GHG 排出量が含まれている。

図 3.2

産業界（除く電力）における排出量推移

上記に加え Fugitive（漏洩ガス）として整理されている GHG のうち石炭産業として記録されているものがある。これら 2 つの排出量を含めた石炭産業としての GHG 排出量の目標値が以下である。但し、この数値は 2005 年比で△28％削減のベースケースであり、この数字の更なる下方修正が見込まれるが、現状は発表を待っている状況。

表 3.4

豪州全体での GHG 排出目標と電力・石炭産業の割り当て

DCCEEW データから IEEJ にて作成

34 https://www.dcceew.gov.au/sites/default/files/documents/australias-emissions-projections-2023.pdf

54

第 4 章.脱炭素に向けた豪州政策に対する炭鉱の動向
4.1 炭鉱に対する CO2 排出量削減のための政策
前章での説明通り豪州連邦政府は温室効果ガスの国家削減目標に向け法制度を整備してきている。前政権の保守連合政権は、排出削減の方策として課税ではなく技術による削減を中心政策として掲げ、ブルー水素/アンモニアも含むクリーン水素/アンモ
ニアや二酸化炭素回収貯留（Carbon Capture and Storage; CCS）に対する助成金を充実させるとともに、CCS を炭素クレジット（Australian Carbon Credit Units;
ACCUs）の対象とするなど、排出削減につながる技術の開発・導入にインセンティブを与える方法を取っていた。さらには、既存排出源からの GHG 排出量を抑制することを目的に、年間 GHG 排出量が 100 千 t 以上（CO2 換算）の大規模排出源に対する排出抑制策としてセーフガードメカニズムを導入、排出源ごとに定められたベースラ
イン以下に GHG 排出量を抑制させることとしていた。
一方で 2022 年 5 月に政権交代を果たしたアンソニー・アルバニージー首相率いる
現労働党政権は、セーフガードメカニズムが排出削減に結びついていないことから、
ベースライン以下の排出量に応じたクレジットの創出、ベースラインの年毎の低減等を採用することで改善・強化することを打ち出した。前政権が、CCS をネットゼロ目
標達成のために必要な手段として位置付けて、各種補助金の提供のほか、再生可能エ
ネルギー庁（ARENA）の投資対象分野に CCS を活用したブルー水素も対象とするな
ど、推進する姿勢を見せてきたのに対し、現政権は、2022/2023 年度予算案の中で、前政権下で打ち出されていた 2 億 5,000 万 A$の CCS・CCUS プロジェクトに対する政府補助金（CCUS Hubs and Technologies program）を打ち切り、連邦政府による資金支援はグリーン水素へ注力していくこととなった35。
また、豪州の産業貿易上の特徴として、資源・鉱物を輸出し、機械・自動車などの完成した工業品を輸入しており、産業構造として製造業の比率が小さいこともあり、排出量は電力分野からが最大で 32.6%である。次いで、電力を除く固定排出源36
22.3%、輸送部門 21.1%、農業分野 17.7%、漏洩ガス（炭鉱および石油ガス業からのメタン排出）10.2%と続く（2023 年度）。

35 JETRO https://www.jetro.go.jp/biz/areareports/special/2023/0503/ee1b874e489f6ea9.html
36 石油ガス産業、鉱業(石炭含む)、製造業、ビル、農産施設、軍事施設の固定排出源を指している。

55

出所：DCCEEW「Quarterly Update of Australia's National Greenhouse Gas Inventory June 2023」

図 4.1

豪州 分野別 GHG 排出量比率（2023 年度）

電力分野（発電施設）からの GHG 排出量削減については、SGM とは異なる手法がとられ、送電網で接続されている発電施設を一つとみなし、SGM 上の指定大規模排出施設には含めない。
現政権は、2030 年度には電源構成の再生可能エネルギー比率を 82%以上にすることを公約している。豪州の 8 割以上の電力を接続している National Electricity
Market（NEM）を対象に Australian Energy Market Operator（AEMO）が 2 年ごとに「Integrated System Plan」を作成しているが、その 2024 年版ドラフト37 では
2038 年度までに石炭火力発電所は運転停止することを想定している38。

37 2024 年 6 月末に最終版が発表される予定。
https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/integrated-system-plan-isp/2024-integrated-systemplan-isp
38 事業者が 2038 年度までに操業停止することを確約しているわけではない。

56

表 4.1

豪州の発電量及び電源構成推移

注：2022 年は暫定値。「-」はゼロを示す。「0.0」は 0.05TWh 未満を示す。
出所： IEA, “World Energy Statistics and Balances 2023 database”

現政権の政策の要は、より積極的な GHG 排出量削減政策をとること（2030 年度に
2005 年対比 43%の実現）、その最も効果的な手段として、電力分野の再生可能エネル
ギー化（2030 年度に 82%目標）と石炭火力発電所の廃止を含む化石燃料電源の低減（ガスは調整力として残す方向）に注力している。結果、産業分野や輸送分野の電化による低炭素化効果も当然予測している。
基本的には、SGM の GHG 排出量削減強化への転換は、国際公約であるパリ協定への積極的な姿勢を示すとともに、国内で増加する脱 CO2 の世論に配慮し再生可能エネ
ルギー導入促進をより積極的に実施する国内向けの政策である。

4.2 炭鉱の稼働・廃止状況
また、近年の炭鉱の廃止状況及びその後継炭鉱の有無や進捗の状況を見ていく。生
産終了になる可能性の要因として、排出原単位の多い炭鉱の SGM 影響も視野に入れる。
既に運営会社から発表された 2020 年代の炭鉱の廃止予測を表 4.2 にまとめた。廃止
理由は、既存炭鉱の資源量の観点から終掘するケースがほとんどであり、次いで、グ
ローバル企業で Scope3 の削減目標まで掲げている企業（Glencore、Anglo
57

American、BHP）が Scope3 排出量を削減するために閉山し、資源量が枯渇した炭鉱の後継炭鉱を開発しないケースが目立っている。
Glencore 社は NSW 州 Liddle 炭鉱の後継炭鉱として隣接する Glendell Continue
PJ を予定していたが、NSW 州独立計画委員会（IPC）が計画を却下した。また、
Clermont 炭鉱の後継炭鉱として Valeria 炭鉱の許認可の手続きに入っていたが、2022 年の QLD 州 Royalty 税率値上げ後、世界大での Scope3 含む排出量削減のために Valeria 計画の許認可プロセスを停止すると発表した。
表 4.2
終了年

炭鉱の廃止状況(2020 年代)
生産量

炭鉱名

終了理由

対日輸出量

（万トン/年） （万トン/年）

A

B

C

後継炭鉱
D

の有無

2021

Minerva

双日

150

130

✓

なし

2022

Newlands

Glencore

600

200 ✓

✓

なし

2022

Muswellbrook

出光

150

80

✓

なし

2023

LiddellGlencore

370

370 ✓

✓

*1

2024

Werris Creek

Whitehaven

190

0

✓

なし

2024

Stradford Durable Yancoal

70

0

✓

なし

2025

IntegraGlencore

200

15 ✓

✓

なし

2027

Clermont

Glencore

800

650 ✓

✓

*2

2028

Oaky Creek

Glencore

370

11 ✓

✓

なし

2030

Mt Arthur

BHP

1400

200 ✓

N.A.

終了理由
A:グローバル企業でScope３の削減目標まで掲げている企業
B:資源量の観点から閉山となる場合
C:国内の石炭火力閉鎖に伴う場合
D:SGM規制により終了となる可能性
後継炭鉱の有無*1:Glendell Continue PJを予定していたが、許認可下りず(2022/10/18 IPCが却下)*2:Valeria(2022/12/8 グレンコアが現在の許認可プロセスを停止)
出所：各社発表資料等から IEEJ 調べ

国内の国内石炭火力発電所向け炭鉱閉鎖は、NSW 州の Eraring 発電所が 2025 年度に閉鎖する予定である。これに伴い、同発電所に石炭を供給している Chain Valley 炭鉱、Mannering 炭鉱が閉鎖になる可能性がある。
石炭発電所閉鎖計画が 2030 年までは Eraring 発電所閉鎖と QLD 州の Callide 発電所の一部ユニットが閉鎖するのみであるが、2030 年代に NSW 州 Bayswater 発電所

58

(2033 年)、Vales Point 発電所（2033 年）、QLD 州で Gladstone 発電所（2035 年）、
Tarong 発電所（2037 年）、Callide 発電所（2038 年）が全面閉鎖するため、その際には Mandalong 炭鉱、Munya 炭鉱等も廃止される可能性がある。
一方、QLD 州の Vulcan 炭鉱（原料炭：2022 年開山）や NSW 州の Dartblook 炭
鉱（一般炭：2024 年再開発再出炭）のように、新規炭鉱開発は行われている。しかしながら、過去州が一元的に行っていた許認可プロセスが環境規制面では連邦政府の許認可も必要になった部分もあり、許認可期間が長くなる傾向にある。
SGM 規制の影響としては、GHG 排出量がベースラインの 30％以上超過した際にSGM 対象施設が受ける可能性のある操業停止措置が発動されることである。現時点では適切な対策・計画を行っていれば、操業停止等の厳罰は発動されないとの見方であり、排出原単位の高い（0.2 トン CO2 換算/ROM トン以上）原料炭炭鉱は後述の通り、GHG 排出量削減の計画を有している。また、排出原単位の高い（0.2 トン CO2 換
算/ROM トン以上）の一般炭炭鉱も削減対策を考慮しているとともに Mandalong 炭鉱、Munya 炭鉱は Eraring 発電所、Vales Point 発電所向けの炭鉱であり、両発電所が閉鎖するとともに終掘する可能性が高く、現時点では直接に SGM 規制の影響で操業停止になる炭鉱が生じるとは考えにくい。
A と分類したグローバル企業で Scope3 の削減目標まで掲げている企業とは、具体的には Glencore、Anglo American、BHP 等であり、いずれも欧州に基盤を持ち、「気候関連財務情報開示タスクフォース」（以下、TCFD）に賛同している企業である。
豪州の各炭鉱としての対応としては、豪州国内法の定めにより、温室効果ガス及びエネルギー報告法（National Greenhouse and Energy Reporting:NGER）、に基づ
き、炭鉱からの排出量（GHG プロトコルの Scope1 および 2 に相当）について報告を行っている。一方で世界的には、石炭会社自体あるいは石炭会社が上場している証券取引所が TCFD に加盟している場合、GHG プロトコルの開示が推奨されている。また、英国法の適用を受ける会社では開示は法的義務とされている。
TCFD 賛同企業では、Scope1、2 また Scope3 の目標及び実績を含めた開示をそれぞれ行っているが、Scope3 の目標を設定した場合、顧客が石炭を使用する製鉄所、石炭火力発電所、工場にて、CCS・CCUS 対応が実施されない限り、Scope3 排出量は必ず発生するため、現存の技術状況では Scope3 排出量を大きく削減することはできないため、石炭生産の削減を検討せざるを得ない TCFD へ賛同し、会社としての59

Scope3 排出量の目標を設定しているか否かが、炭鉱保有に関する会社方針にも影響し
ている。
表 4.3

石炭企業各社の TCFD 賛同状況と上場市場

TCFD賛同日*

上場市場

Glencore

2019年2月

ロンドン証券取引所/ヨハネスブルク証券取引所

BHP

2017年6月

Anglo American

2018年9月

オーストラリア証券取引所/ロンドン証券取引所/
ニューヨーク証券取引所/ヨハネスブルク証券取引所
ロンドン証券取引所/ヨハネスブルク証券取引所

Peabody Energy

ニューヨーク証券取引所

Yancoalオーストラリア証券取引所/香港証券取引所

South322017年12月

オーストラリア証券取引所/ロンドン証券取引所/
ヨハネスブルク証券取引所

Whitehaven

オーストラリア証券取引所

New Hope

オーストラリア証券取引所

Adaro Energy

インドネシア証券取引所

Banpu
*:

2020年11月

タイ証券取引所

空欄は未賛同

2023年11月以降TCFDから、賛同企業の把握公表は行われなくなった
上記取引所のうち、ヨハネスブルク証券取引所(JSE)以外の取引所はTCFDに加盟

セーフガードメカニズム対象炭鉱(2022 年度)を所有する会社は 26 社 63 炭鉱ある。
そのうち、TCFD に賛同している企業は 5 社である。また、代表的な投資区分としては EU にて提要される EU タクソノミー（2020 年制定）がある。
EU 域内の大企業あるいは経済活動を実施している企業（従業員 500 人以上）もしくは EU 域内の金融市場への参加している企業には、EU タクソノミー規則による情報開示義務が 2022 年より課されている。EU タクソノミーに適合する経済活動あるいは投融資は次の 3 点である。(1)環境に実質的に貢献するか(2)環境目的に重大な害を及ぼさないか(3)社会影響等サステイナビリティに最低限の安全基準を順守されているもの。EU タクソノミー自体は、経済活動あるいは投融資を分類する仕組みであるが、EU の政策に沿った方向への投融資の誘導、大規模な資金動員を見込む EU グリーデ
ィールの適用可否を定める基準にも使われる。上記 3 つの基準の要件を定めた技術的審査基準（Technical Screening Criteria、以降 TSC）を技術専門家グループ（Technical Expert Group on Sustainable Finance、以降 TEG）にて検討され、2020 年 3 月に技術報告書（最終報告）が発表され、EU 議会は 2020 年６月に EU タ
クソノミー規則を定めた。

60

一般炭は、第 19 条 3 号にて「固体化石燃料を利用する発電は環境適合する経済活動とは認めない」と規定された。一方、銅、アルミ、ダイヤモンド、ニッケルなどの採掘は、再生可能エネルギー等気候変動に貢献する活動を可能にする活動（enabling
activities）と解釈されている。また、鉄鋼産業が、経済的・技術的な代替策がない等の要件からトランジショナルな活動（transition activities）と位置付けられたため、原料炭採掘もそれを可能にする活動と解釈されている。
いわゆる鉱物メジャー（Anglo American、BHP、Glencore、Rio Tinto）は上記
EU タクソノミー及び脱石炭の世論を受けて、一般炭投資から撤退、原料炭事業の継続、銅やニッケルなどの鉱物への投資へのシフトする傾向にある。なお、Rio Tinto
は、既に 2018 年に石炭事業から撤退している。

4.3 炭鉱の GHG 排出量の動向
炭鉱からの GHG 排出量は、燃料（主に軽油）消費による主に CO2 排出と漏洩ガス（Fugitive emission：主にメタン）に大別される。
DCCEEW によると、2023 年度の石炭炭鉱業からの排出は、電力を除く固定排出源（炭鉱を含む鉱業と石油ガス業）のうち数として、約 970 万トン CO2 換算（全体の2.1%：ほぼ軽油燃焼）と Fugitive emissions のうち数として約 2,480 万トン CO2 換
算（全体の 5.3%:遅漏ガス、ほぼメタン）、全体で約 3,450 万トン‐CO2 換算（国全体の 7.4%）となる39。
表 4.4 に示す通り、SGM 対象炭鉱の GHG 排出量単位は 0.01 トン CO2 換算/ROM
トン台から 0.5 トン CO2 換算/ROM トン強の間に分布している。この分布に関して、政府も石炭分野がほかのすべての分野に比べて、施設固有の排出原単位の分布が広いとの認識を示している40。
Scope1 範囲の GHG 排出量は具体的には、CO2 がほとんどである炭鉱における燃料（現在は主に軽油）消費による排出とメタンがほとんどである漏洩ガス（Fugitive
emission）に大別される。なお、SGM の対象は Scope1 の範囲ではあるが、Scope2
は主に炭鉱施設での電力消費による排出となる。

39 DCCEEW Quarterly Update of Australia's National Greenhouse Gas Inventory June 2023 等をもとに集計
40 EXPLANATORY STATEMENT
National Greenhouse and Energy Reporting (Safeguard Mechanism)
Amendment (Production Variables Update) Rules 2023

61

SGM 対象のうち、60 炭鉱を排出原単位の大きい順に並べると 17 番目まで坑内掘炭鉱（全体で 15 炭鉱のうち、14 炭鉱）もしくは坑内掘りと露天掘り併設の炭鉱（全体で 8 炭鉱のうち 3 炭鉱）である。
上位炭鉱のうち、個別炭鉱の排出量内訳の確認できる炭鉱の状況は、Mandalong 炭鉱の漏洩ガスによる GHG 排出量は全体の 99.6%（漏洩ガスのみで 1,396,435 トン
CO2 換算：0.5019 トン CO2 換算/ROM トン相当）41、Tahmoor 炭鉱の漏洩ガス排出は
GHG 排出量全体の 82.2%（792,522 トン CO2 換算：0.3410 トン CO2 換算/ROM トン相当）42。GHG 排出量が業界平均である 0.0653 トン CO2 換算/ROM トン43に近い
Bengalla 炭鉱（FY2022 で排出量原単位 0.0677 トン CO2 換算/ROM トン）では漏洩ガスの Scope1 に占める割合は 68%44、Safeguard

Machanism 対象炭鉱の中で 2 番

目に排出量原単位の低かった Wilpinjong 炭鉱の漏洩ガスの Scope1 に占める割合は13%45と低かった。
これらのことから、Scope1 の GHG 排出量、排出量原単位に与える影響は、燃料消費量に比して、漏洩ガス（Fugitive emission：主にメタン）の多少による影響の方が大きい傾向にある。漏洩ガス（Fugitive emission：主にメタン）は一般に、露天掘よりも坑内掘に多く含まれ、坑内掘炭鉱でも、より深いところ、古い炭層に多く含まれるとされる。
実態として、同一炭鉱でも掘削場所により漏洩ガスとしてのメタン排出量が異なり、年度ごとの排出量に影響を与えている例も散見される。例えば、Whitehaven 社の漏洩ガスは 2022 年度から 2023 年度に約 5 割増加している。そのほとんどが坑内掘である Narrabri 炭鉱の影響とされているが、2024 年度はマイニングプラン上、ロン
グウォール（LW）掘削場所が前年より深度の浅い位置ではあるが、メタン貯留が以前より多めの方向に移動することで今後も漏洩ガス排出量にばらつきが生じる46とみている。

41 Mandalong Mine 2022 Annual Review(https://www.centennialcoal.com.au/operations/mandalong/)
42 https://www.tahmoorcolliery.com.au/environment/
43 Safeguard Mechanism で既存炭鉱向け Industry Average の算出に使用される排出量原単位
44 Bengalla Mine Annual Review 2022
45 Annal Review 2022 Wilpinjong coal mine https://www.peabodyenergy.com/Operations/Australia-Mining/NewSouth-Wales-Mining/Wilpinjong-Mine/Approvals,-Plans-Reports
46 Whitehaven Coal Sustainabity Report 2023

62

表 4.4
州

2022 年度

排出源単位順 SGM 対象炭鉱47

炭鉱名

GHG排出量

生産量

排出原単位(トンCO2換算）(トン)(トンCO2換算 /ROMトン）

一般炭

NSW

UG

Mandalong

1,401,895

2,680,812

0.5039

原料炭

QLD

UG

Moranbah2,006,377

3,330,614

0.4865

原料炭

NSW

UG

Appin

1,589,755

3,165,000

0.4187

原料炭

NSW

UG

Tahmoor

964,050

1,554,298

0.4148

原料炭

QLD

UG

Grosvenor

775,806

1,196,651

0.3893

原料炭

QLD

UG

Carborough Downs

968,784

2,201,635

0.3431

一般炭

NSW

UG

Myuna

320,525

1,050,621

0.3051

一般炭

NSW

UG

Ashton596,235

900,000

0.2839

原料炭

QLD

OC/UG

Capcoal1,879,565

6,669,966

0.2237

原料炭

NSW

UG

Metropolitan

433,633

1,699,843

0.2118

原料炭

QLD

UG

Kestrel

1,236,654

5,914,367

0.1673

一般炭

NSW

UG

Integra277,236

1,195,628

0.1543

原料炭

QLD

UG

Oaky Creek

859,792

3,722,274

0.1490

一般炭

QLD

OC/UG

Ensham

307,273

3,907,181

0.1418

一般炭

NSW

UG

Wambo

243,923

4,900,000

0.1220

一般炭

NSW

UG

Narrabri

519,704

4,617,000

0.1082

一般炭

QLD

OC/UG

Newlands

414,2714,679,022

0.1039

原料炭

QLD

OC

Jellinbah

241,538

4,415,014

0.0869

一般炭

NSW

OC

Mount Pleasant716,841

6,680,000

0.0718

原料炭

QLD

OC

Dawson432,8074,524,556

0.0711

原料炭

QLD

OC

Curragh

861,201

10,404,216

0.0708

原料炭

QLD

OC

Baralaba

110,125

1,534,060

0.0701

一般炭

QLD

OC

Carmichael

190,781

1,656,891

0.0683

一般炭

NSW

OC

Bengalla

725,774

8,300,000

0.0677

原料炭

NSW

UG

Dendrobium

232,076

2,608,000

0.0676

一般炭

NSW

OC

Warkworth

817,271

8,100,000

0.0659

原料炭

QLD

OC

Foxleigh

218,686

2,479,387

0.0639

原料炭

QLD

OC

Moorvale

112,364

1,452,616

0.0628

原料炭

QLD

OC/UG

Goonyella Broadmeadow

1,314,139

16,720,183

0.0593

原料炭

QLD

OC

Yarrabee174,7392,397,660

0.0592

原料炭

QLD

OC

Middlemount

246,523

3,261,371

0.0577

原料炭

QLD

OC/UG

Gregory Crinum

137,360

1,777,116

0.0575

原料炭

QLD

OC

Byerwen338,093

4,041,280

0.0546

原料炭

QLD

OC

Hail Creek

543,611

7,798,992

0.0504

原料炭

QLD

OC

Coppabella

194,038

2,889,210

0.0495

一般炭

NSW

OC/UG

Bulga

474,479

6,345,168

0.0487

一般炭

NSW

OC

Hunter Valley Operations

577,874

9,600,000

0.0486

原料炭

QLD

OC

Blackwater

643,597

11,668,612

0.0450

原料炭

QLD

OC

Daunia163,8882,969,795

0.044947 GHG 排出量は 2021–22 Safeguard facility data（FY2022）ROM 生産量、生産量は、QLD は Queensland coalproduction by mine and coal type - FY2017 to FY2023、NSW は各社 Annual Report などから(一部推定含む)

63

（表 4.4 のつづき）
州

炭鉱名

GHG排出量

生産量

排出原単位(トンCO2換算）(トン)(トンCO2換算 /ROMトン）

原料炭

QLD

OC

South Walker Creek

340,550

6,347,458

0.0425

一般炭

QLD

OC

Drake

208,972

3,285,865

0.0393

一般炭

QLD

OC

Clermont

361,701

10,850,240

0.0372

一般炭

NSW

OC

Mt Arthur

503,40313,701,000

0.0367

一般炭

QLD

OC

Collinsville

126,725

2,431,144

0.0354

一般炭

NSW

OC

Liddell

168,3633,504,000

0.0342

原料炭

QLD

OC

Poitrel

185,364

3,683,065

0.0342

原料炭

QLD

OC

Lake Vermont

369,934

9,243,389

0.0332

一般炭

NSW

OC

United170,2122,734,043

0.0300

一般炭

QLD

OC

Callide188,124

7,593,493

0.0272

一般炭

NSW

OC

Boggabri

177,4375,700,000

0.0261

原料炭

QLD

OC

Saraji

355,882

8,007,1940.0254

原料炭

QLD

OC

Peak Downs

448,708

8,516,992

0.0242

一般炭

NSW

OC

Maules Creek

266,464

9,372,000

0.0237

一般炭

NSW

OC

Mt Owen Glendell

264,736

7,250,000

0.0222

一般炭

NSW

OC/UG

Ravensworth Complex

268,698

8,400,000

0.0210

原料炭

QLD

OC

Caval Ridge

264,848

9,165,928

0.0178

一般炭

NSW

OC

Mangoola

100,0445,718,749

0.0130

一般炭

QLD

OC

Rolleston

160,537

13,670,053

0.0123

一般炭

NSW

OC

Wilpinjong

154,554

10,970,000

0.0116

一般炭

NSW

OC/UG

Moolarben

181,893

14,900,000

0.01084.4 炭鉱の GHG 排出量削減のための取り組み
炭鉱における GHG 排出量削減のために各鉱山会社がどのような取り組みを行っているか、代表的な企業の状況を、各企業のビジネス分野全体・石炭分野に対する方
針、収支状況、石炭の生産状況なども含めて、代表的な企業を見てみる。
(1) Anglo American
Anglo American（Anglo American plc）は、南アフリカで 1917 年に設立された資源会社（前身は Anglo American Corporation of South Africa）で、1999 年 5 月にMinorco と合併し、現在の社名となった。同社は、南アフリカを中心に南米、豪州
等、世界的に展開する資源会社で、鉄鉱石、石炭、銅、ニッケル、リン酸塩、ニオビ
ウム、プラチナ、ダイヤモンド等の鉱物資源を生産している。
石炭事業は、2010 年代前半まで豪州、南アフリカ、コロンビア、カナダの 4 ヵ国で展開していたが、2014 年にカナダでの生産を停止し、2021 年 6 月に南アフリカの
一般炭資産を、2022 年 1 月にコロンビアの一般炭資産を手放した。

64

1)

事業ポートフォリオ

Anglo American の主要事業はプラチナ、鉄鉱石、ダイヤモンド、銅、石炭の 5 つであったが、石炭事業は豪州の原料炭事業のみに縮小している。Anglo American の売
上高と EBITDA の事業別構成を図 4.2 に示す。2022 年の売上高の構成では、プラチナ事業が全体の 27.0%を占め最大で、次いで鉄鉱石事業、ダイヤモンド、銅事業と続き、石炭事業は 13.5%と 5 番目にとなっている。EBITDA ではプラチナ事業が全体の28.6%を占め最大で、石炭は鉄鉱石事業に次いで全体の 17.8％と 3 番目に位置する。
2015 年と比較すると、石炭の比率は、売上高では 2015 年の 21.3%から 2022 年の13.5%に、EBITDA では 2015 年の 21.5%から 2022 年の 17.8%に低下している。
2015 年から 2022 年までの事業別の売上高と EBITDA を図 4.3 及び表 4.5 に示す。
売上高は 2017 年まで増加した後、2020 年まで漸増し、2021 年は大きく増加した。
EBITDA は 2017 年に増加後、微増で推移したが、2021 には 2 倍に増加した。2021
年の増加は鉄鉱石･マンガン事業（主に鉄鉱石）とプラチナ事業が大きく増加した。石
炭事業はロシアのウクライナ侵攻に伴う化石燃料高により、売上高、EBITDA は増えているが、生産量は減少している。
【売上高】【EBITDA】

図 4.2

Anglo American の事業別売上高と EBITDA の構成

65

図 4.3

Anglo American の事業別売上高と EBITDA の推移

表 4.5

Anglo American の事業別売上高と EBITDA

売上高（百万US$）
2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

鉄鉱石･マンガン

3,390

3,426

5,831

3,768

6,758

7,954

11,1047,534

マンガン･ニッケル

146

426

451

1,707

1,498

1,269

1,478

1,698

石炭

4,888

5,263

7,211

7,788

6,138

3,798

2,899

5,034

銅

3,539

3,066

4,233

5,168

5,840

7,176

6,433

5,599

プラチナ

4,900

4,394

5,078

5,680

6,866

8,465

14,502

10,096

ダイヤモンド

4,671

6,068

5,841

6,082

4,605

3,378

5,602

6,622

その他

1,469

499

5

3

120

298

1,240

808

23,00323,14228,65030,196

31,82532,33843,25837,391

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

鉄鉱石･マンガン

1,026

1,536

2,357

1,177

3,407

4,565

6,871

3,455

マンガン･ニッケル

-3

57

81

844

634

510

635

759

石炭

1,046

1,646

2,868

3,196

1,832

35

962

2,749

銅

942

903

1,508

1,856

1,618

1,864

4,011

2,182

プラチナ

718

532

866

1,062

2,000

2,555

7,099

4,417

ダイヤモンド

990

1,406

1,435

1,245

558

417

1,100

1,417

その他

135

-5

-292

-219

-43

-144

-44

-484

4,854

6,075

8,823

9,161

10,006

9,802

20,634

14,495

計（百万US$）EBITDA計＜以下、図 4.2、4.3 及び表 4.5 の共通注釈＞
注： 鉄鉱石･マンガンは 2018 年以降鉄鉱石のみ、マンガン･ニッケルは 2017 年までマンガンのみ。
Annual Report 2021 の会計報告に掲載されている石炭の売上高と EBITDA には、南アフリカとコ
ロンビアの数値が含まれていない。
2015 年のニッケルの EBITDA はマイナスであるため、控除して示した。
出所：Anglo American, “Annual Report”より作成

2)

石炭事業

2021 年まで豪州、南アフリカ、コロンビアの 3 ヵ国で石炭事業を展開していたが、2018 年に豪州一般炭資産を、2021 年に南アフリカの一般炭資産を、2022 年にコロン
ビアの一般炭資産を手放し、現在では豪州原料炭事業を展開している。
66

① 生産状況
Anglo American は南アフリカでの生産量が半分以上を占めていたが、資産売却に伴い減少し、2021 年に石炭事業から撤退した。コロンビアでは Cerrejón 炭鉱の権益
1/3 を保有し、1,000 万トンを上回る石炭を生産していたが、2019 年は需要の減少やスト等による生産不調により減少、2020 年には COVID-19 感染拡大の影響を受け生産は減少した48。2022 年 1 月に資産売却により撤退している。豪州では、原料炭生産
量は 2019 年に 2,290 万トンまで増加したが、2020 年以降 1,500 万トンレベルで推移している。一般炭生産量は 2017 年以降 160 万トンから 200 万トンレベルで推移し
ている。
表 4.6

Anglo American 石炭生産量

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

(千トン)
2022

豪州

33,541

30,387

21,27523,212

24,263

18,842

16,585

16,652

原料炭

21,20820,876

19,661

21,83022,852

16,822

14,90815,007

強粘結炭

15,908

16,20016,981

18,79818,957

13,424

11,321

12,088

PCI / 非微粘結炭

5,300

4,676

2,681

3,032

3,895

3,398

3,587

2,919

12,333

9,511

1,614

1,381

1,411

2,021

1,677

1,645

輸出向け

5,281

3,958

1,614

1,381

1,411

2,021

1,677

1,645

国内向け

7,052

5,553

-

-

-

-

-

-

50,26953,76049,90532,051

27,84230,478

11,244-

輸出向け

17,404

19,072

18,59318,35917,796

16,463

5,682

-

国内向け

32,86534,68831,313

13,692

10,046

14,015

5,562

-

輸出向け

11,074

10,668

10,642

10,220

8,586

4,130

3,579

-

計

94,884

94,814

81,822

65,48360,69153,451

31,40816,652

一般炭

南アフリカ

コロンビア

出所：Anglo American, “Annual Report”より作成② 売上高、収益の状況
2015 年以降の売上高と EBITDA を図 4.4 と表 4.7 に示す。売上高、EBITDA ともに石炭価格の上昇から豪州事業を中心に 2018 年まで増加したが、資産売却による生産減、石炭価格の低下等から 2019 年以降減少した。特に 2020 年は豪州原料炭生産が大きく減少して売上高が 60%まで減少し、EBITDA は 3,500 万米ドルと前年の 18
億 3,200 万米ドルから大きく落ち込んだ。
2022 年は資産売却により生産量は減少したものの、ロシアのウクライナ侵攻を契機とした化石燃料価格高騰から売上高、EBITDA ともに回復した。

48 2022 年の Cerrejón 炭鉱の生産量は前年より増加しているが、2021 年 6 月に売却を決めたことから 2021 年第 3 四
半期以降の生産は報告されていない。

67

出所：Anglo American, “Annual Report”より作成

図 4.4

Anglo American 石炭事業の売上高と EBITDA の推移

表 4.7

Anglo American 石炭事業の売上高と EBITDA の推移
2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

（百万US$）
2022

売上高

4,888

5,263

7,211

7,787

6,137

3,798

3,671

5,034

豪州

2,374

2,547

3,675

4,231

3,756

1,909

2,899

5,034

南アフリカ

1,893

2,109

2,746

2,719

1,887

1,680

553

0

コロンビア
EBITDA

621

607

790

837

494

209

219

0

1,099

1,704

2,950

3,293

1,832

35

1,150

2,749

豪州

586

996

1,977

2,210

1,707

50

962

2,749

南アフリカ

345

473

588

695

-5

-15

101

0

コロンビア

168

235

385

388

130

-

87

0

出所：Anglo American, “Annual Report”より作成③ 石炭資産の売買
Anglo American は原料炭事業の維持･拡大と一般炭事業の縮小を図るため、2016
年以降一般炭資産を中心に売却を進めてきたが、2021 年に南アフリカ一般事業から、
2022 年にはコロンビア一般炭事業からの撤退を完了した。炭鉱資産等の売買状況は以下の通り。
【豪州】● 2016 年 8 月：Foxleigh 炭鉱（原料炭）の権益 70%を Taurus FundManagement に売却● 2016 年 10 月：Callide 炭鉱（一般炭）の権益 100%を Batchfire Resources に
売却● 2017 年 5 月：Dartbrook 炭鉱（一般炭）の権益 83.33%を Australian PacificCoal に売却● 2018 年 2 月：Drayton 炭鉱（一般炭）と Drayton South プロジェクト（一般炭）の権益 88.17%を Malabar Coal に売却
68

● 2019 年 11 月：Grosvenor 炭鉱（原料炭）の権益 12%を J/V パートナーに売却することに合意【南アフリカ】● 2016 年 12 月：Exxaro Resources の権益 9.7％の売却を発表● 2018 年 2 月：New Vaal 炭鉱、New Denmark 炭鉱、Kriel 炭鉱と休山中の 4 炭
鉱を Seriti Resources に売却● 2018 年 3 月：New Largo プロジェクトと Old Largo 炭鉱の権益 73％を New
Largo Coal に売却● 2021 年 6 月：Thungela Resources をヨハネスブルグ証券取引所に上場し、南アフリカ一般炭事業を分割⇒

南アフリカ一般炭事業から撤退● 2022 年 3 月：Thugela Resources の保有株式総て（8%）を売却【コロンビア】● 2022 年 1 月：Cerrejón の権益 1/3 を Glencore に売却④ 今後の事業展開
Anglo American は、「事業資産の質、長いマインライフと成長可能性が事業基盤を支える」との経営理念に基づき、優良な資産を確保した上で、常にポートフォリオを見直す方針である。また、「人々の生活をよくするために鉱業を再考する」という事業目的として、すべてのステークホルダーに持続可能な価値を提供するとしている。
石炭事業については、上記に示した一連の石炭資産の売却より一般炭事業から撤退した。今後は、原料炭事業に集中し、増産を目指す方針を示している。
3)

温暖化対応

地球温暖化への取り組みとしては、気候変動移行計画（Climate Transition Plan）の目標として、以下を掲げている。49● Scope1 及び 2：2030 年までに 2016 年比 30%削減、2040 年までにカーボンニュートラルの実現● 2030 年までに保有する資産のうち、8 地点でカーボンニュートラルの実現● Scope3:2040 年までに 2020 年比 50％削減● 2040 年までに海上輸送部門でカーボンニュートラルの実現
2018 年に TCFD に加盟し、TCFD ルールに基づいたレポーティングを Annual
Report 等にて実施している。

49 Climate Change Report 2022

69

表 4.8 と表 4.9 から、Anglo American の GHG 排出量は石炭採掘時の漏洩ガス（CO2 とメタン）排出、化石燃料の消費（ともに Scope1）及び購入電力によるもの（Scope2 の全量）となっていることがわかる。これらの中で、現時点でも対応策が比較的明確な使用電力の脱炭素化、化石燃料消費の削減に着手を公表する一方、石炭採掘時の漏洩ガス（特に通気メタンガス=VAM：ventilation air methane）は、漏洩ガス削減プロジェクトの検討段階であり、実施計画を公表できる段階ではないと述べて
いる。
表 4.8

Anglo American の分野別・地域別・排出源別 Scope1 排出量推移

Scope1(直接排出)(単位：千トンCO2)
2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

鉄鉱石

620

600

609

660

700

640

710

ニッケル

1,050

1,100

1,090

1,090

1,200

1,100

1,130

原料炭

4,545

5,700

6,170

7,430

6,800

5,800

5,110

銅

420

400

500

490

300

520

553

プラチナ

561

600

560

530

500

600

540

ダイアモンド

296

349

320

250

200

200

212

0

0

0

0

0

0

7

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

オーストラリア

4,545

5,700

6,170

7,430

6,800

5,800

5,110

ブラジル

その他
Scope1(直接排出)(単位：千トンCO2)

1,156

1,187

1,163

1,227

1,290

1,290

1,290

チリ

397

417

400

386

320

370

390

ペルー

21

21

56

147

50

120

160

1,100

1,200

1,210

1,200

1,100

1,300

1,140

その他

287

145

225

140

140

50

169

合計

7,506

8,670

9,224

10,530

9,700

8,930

8,259

南アフリカ

Scope1(直接排出)(単位：千トンCO2)
2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

3,905

5,050

5,300

6,400

5,800

4,700

4,220

メタンのフレア燃焼による排出

270

300

457

580

600

610

460

生産過程での排出

340

300

367

430

400

400

400

化石燃料消費による排出

2,981

3,010

3,100

3,100

2,900

3,200

3,159

再エネ燃料消費による排出

10

10

0

20

0

20

20

7,506

8,670

9,224

10,530

9,700

8,930

8,259

石炭生産による排出(主にCO2とメタン)

合計

注：各表の合計値は必ずしも一致しない
出所：Anglo American, “Sustainability Data 2013-2022”より作成

70

表 4.9Anglo American の分野別・地域別 Scope2 排出量推移

Scope2(間接排出)(単位：千トンCO2)
2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

鉄鉱石

508

503

440

540

480

580

450

ニッケル

140

160

120

130

100

230

0

原料炭

607

624

680

740

671

600

660

銅

700

820

908

790

740

0

70

3,670

3,670

3,560

3,900

3,450

3,930

3,550

ダイアモンド

279

278

262

230

210

210

250

その他

10

0

0

0

0

0

21

合計

5,914

6,055

5,970

6,330

5,651

5,550

5,001

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

オーストラリア

607

624

682

739

670

600

660

ブラジル

229

229

138

203

150

350

0

チリ

704

816

908

786

740

0

0

プラチナ

Scope2 (間接排出)

ペルー
南アフリカ

(単位：千トンCO2)

0

1

0

0

0

0

70

4,284

4,254

4,200

4,472

3,971

4,500

4,120

その他

90

130

42

131

120

100

151

合計

5,914

6,055

5,970

6,330

5,651

5,550

5,001

出所：Anglo American, “Sustainability Data 2013-2022”より作成

調達電力の脱炭素化については、各地域で順次対策を取っている。
● ブラジル（鉄鉱石・ニッケル）：2019 年に Casa dos Ventos, AES Tietê, Atlas Renewable Energy と風力・太陽
光による電力供給を合意。2022 年には、全量再エネ供給されている。
● チリ（銅）：Los Bronces 鉱山・El Soldado 鉱山向けに 2019 年に Enel チリと風力・太陽
光・水力による電力供給を合意。2021 年より全量再エネ供給されている。
Collahuasi 鉱山50（44％）向けに Sonnedix 社と太陽光による再エネ電力供給を合意。2020 年より全量再エネ供給されている。
● ペルー（銅）：2021 年に Engie ペルーと風力・水力による電力供給を合意。2023 年より 100％
再エネ供給される。
● 豪州（原料炭）：
2022 年に Stanwell 社と風力・太陽光による電力供給を合意。2025 年より100％再エネ供給される。

50 他株主は Glencore44％、三井物産 12％71

● 南アフリカ（ダイヤモンド・鉄鉱石・プラチナ）：
2022 年に Anglo American と EDF Renewables との合弁会社 ENVUSA 社51を設立。同社は南アフリカにて地域再エネエコシステム(regional renewableenergy ecosystem : RREE)の開発を目的とする会社だが、その一環として風力・太陽光による電力供給を合意。2030 年までに 100％再エネ供給される予定。
化石燃料の消費について、Anglo American の鉱山での軽油の消費の 80％は鉱物や土砂の運搬トラックによるもの52であり、この削減のために軽油トラックから水素トラックへの転換を進めることとしている。Anglo American は nuGen™ Zero
Emission Haulage Solution （ZEHS） プロジェクトに着手し、米国 First Mode 社と提携53し、南アフリカ Limpopo 州 Mogalakwena プラチナ鉱山で水素トラック（積載量 290 トン、車体含めた総重量 510 トン）のパイロットテストを実施している。パ
イロットテスト後、Mogalakwena プラチナ鉱山の 40 台の大型軽油トラックを水素ト
ラックに切り替え、2030 年までに他の 7 つの鉱山に導入し、その後も順次導入してい
くとしている。
炭鉱漏洩ガス削減については、前述の通り、実施計画を公表できる段階でないとす
る一方、メタン排出削減のための初期コンセプト調査を完了し、テクノロジーベンダ
ーやエンジニアリングパートナーと協力して、大規模な産業用ユニット設計を行う。
また、豪州 Moranbah 炭鉱での FS に取り組む54としている。同社各種レポートで公表している工程表によれば、2025 年に VAM 削減のデモプロジェクトを行い、2028
年に VAM 削減計画を実施する予定となっている。
(2) Glencore
Glencore は 2013 年 5 月 13 日に Glencore International（鉱山開発・商品取引会
社）と同社の関連会社である Xstrata（資源会社）が合併して誕生した総合資源会社55である。Industrial Business（鉱物・エネルギーの採掘・精製事業）及び Marketing
Business（自社生産品を含む商品取引事業）を行っており、Industrial Business では、銅、亜鉛、ニッケル、合金鉄、エネルギー（石油、石炭）を生産している。同社
は、石炭資産を豪州、南アフリカ、コロンビア、カナダの 4 ヵ国に保有し、豪州、南アフリカ、コロンビアの 3 ヵ国で石炭を生産している。2023 年 11 月に、Teck51 https://envusa.com/
52 Climate Change Report 2021
53 https://www.angloamerican.com/media/press-releases/2022/07-12-2022
54 https://www.angloamerican.com/~/media/Files/A/Anglo-American-Groupv5/PLC/media/presentations/2023pres/sustainability-performance-h1-2023.pdf
55 合併当初の社名は Glencore Xstrata としたが、2014 年 5 月に Glencore に改名した。

72

Resources がカナダに保有している原料炭資産の 77％56を獲得することを発表した。
1)

事業ポートフォリオ

Glencore の Industrial Business での売上高と EBITDA の事業別構成を図 4.5 に示す。売上高の構成では、2021 年には、銅事業が全体の 36.1%を占め最大で、石炭事業
は亜鉛事業に次いで 3 番目の 19.9%であったが、2022 年は石炭価格の市況高騰を受け、石炭事業が 37.6%を占め最大となっている。EBITDA でも、2021 年には銅事業が全体の 44.7%と最大であった（石炭事業は同 29.5%と銅事業に次ぐ 2 番目）が、2023 年には石炭事業が全体の 64.4%を占めている。2015 年と比較して、石炭事業の比率が高いことには変化はないが、石炭価格のボラティリティの高まりにつれて、売上高、EBITDA の変動も激しくなっている。
【売上高】【EBITDA】

注：数値は事業別の売上高、EBITDA の合計。
その他金属･鉱物の EBITDA はマイナスであるため、控除して比率を算出した。
出所：Glencore, “Annual Report”より作成

図 4.5

Glencore の事業別売上高と EBITDA の構成

56 https://www.glencore.com/media-and-insights/news/acquisition-of-a-77-percent-interest-in-tecks-steelmakingcoal-business-for-USd6-93-bn 20％は日本製鉄、3％は POSCO が取得した。

732015 年から 2022 年までの事業別の売上高と EBITDA を図 4.6 に示す。
EBITDA

売上高

図 4.6
2)

Glencore の事業別売上高と EBITDA の推移

石炭事業① 生産状況
Glencore は現在、豪州で一般炭と原料炭を、南アフリカとコロンビアで一般炭を生産している。2015 年以降を振り返ると、南アフリカの炭鉱を手放す一方で、豪州では相次いで炭鉱を買収し、一般炭事業と原料炭事業を拡大した。ただこの間、豪州で買収ばかりを続けたばかりではなく、鉄道会社と港湾操業会社を売却し、また Tahmoor
炭鉱を売却、Rolleston 炭鉱の売却も検討した。また、2023 年にはカナダの原料炭資産の取得に合意するなど、脱石炭一辺倒ではなく、是々非々でポートフォリオの最適化に取り組んでいる。
② 生産量
豪州での石炭資産取得により 2019 年まで増加したが、2020 年以降 COVID-19 感
染拡大の影響を受け減少している。豪州での原料炭生産量は 2019 年に 1,560 万トン
まで増加、一般炭生産量は 7,280 万トンまで増加したが、2022 年にはそれぞれ 1,270
万トン、6,120 万トンに減少した。コロンビアでは 2,800 万トンを生産していたが、需要の減少、COVID-19 感染拡大の影響、Prodeco 炭鉱での生産停止、Cerrejón 炭鉱の権益買い増しにより生産量は大きく変化し、2022 年実績では 1,970 万トンを生産
している。

74

表 4.10 Glencore 石炭生産量
2015

2016

2017

2018

2019

2020

豪州原料炭
豪州一般炭
南アフリカ

131.5
9.5
56.3
37.0

124.9
9.5
58.1
29.3

120.6
10.1
56.6
28.7

129.4
11.4
68.8
27.3

139.5
15.6
72.8
26.9

106.2
12.2
62.1
24.0

コロンビア

28.7

28.0

25.2

21.9

24.2

7.9

生産量

（百万トン）
2021
2022
103.3
110.0
13.6
12.7
61.9
61.2
20.0
16.4
7.8

19.7

出所：Glencore Production report より作成

③ 売上高、収益の状況
2015 年以降の売上高と EBITDA を図 4.7 と表 4.11 に示す。売上高、EBITDA ともに豪州一般事業がそれぞれの全体の約 60%を占め、Glencore の石炭事業はこの豪
州一般炭事業を中心に、原料炭事業とともに拡大してきた。一方で南アフリカ一般炭事業とコロンビア一般炭事業は縮小傾向にある。
売上高は石炭価格の上昇と豪州での炭鉱資産獲得による一般炭生産量の増加により2017 年と 2018 年に大きく増加したが、2019 年には価格の低下と需要の停滞により減少、更に 2020 年は COVID-19 感染拡大によるさらなる価格の低下と需要の減少、
さらにはコロンビアでの Prodeco 炭鉱での生産停止、Cerrejón 炭鉱の権益買い増しにより売上高は大きく変動している。2021 年は需要の停滞から生産量は伸び悩んだ
が、2021 年後半の欧州の電力不足、2022 年にはロシアのウクライナ侵攻等の影響で石炭価格が上昇したことから、売上高 EBITDA ともに大きく増加した。

注 売上高には他社からの買炭を除いている。
出所：Glencore, “Annual Report”より作成

図 4.7

Glencore 石炭事業の売上高と EBITDA の推移

75

表 4.11 Glencore 石炭事業の売上高と EBITDA（百万US$）
2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

豪州原料炭

7,291
540

7,499
651

9,468
1,088

11,174
1,286

10,061
1,544

6,536
971

11,211
1,975

27,518
2,468

豪州一般炭

3,584

3,763

4,892

6,309

5,951

4,031

6,976

16,890

南アフリカ

1,458
1,709

1,349
1,736

1,500
1,988

1,629
1,950

1,279
1,287

969
565

1,488
772

2,767
5,393

売上高

コロンビア
EBITDA

2,079

2,362

3,863

5,159

3,624

1,159

5,226

17,920

豪州原料炭

117

154

541

673

793

244

959

1,359

豪州一般炭
南アフリカ

1,159
386

1,334
456

1,999
577

3,206
685

2,332
324

799
183

3,270
563

11,410
1,655

コロンビア

417

418

746

595

175

-67

434

3,496

注： 買炭は除く。
出所：Glencore, “Annual Report”より作成④ 石炭資産の売買先にも述べたように豪州で石炭資産を整理しつつ、継続的に炭鉱権益を取得し、一般炭事業、原料炭事業の拡大を図ってきた。炭鉱資産等の売買状況は以下の通り。
【豪州】●

2015 年 12 月：Integra Underground Operations の坑内掘鉱区（原料炭）を Vale から子会社を通して取得●

2016 年 12 月：Newlands 炭鉱、Collinsville 炭鉱（ともに一般炭）の権益
夫々45%を伊藤忠商事（45%）と住友商事（10%）から買収●

2017 年 7 月：Hunter Valley Operations（一般炭）の権益 49%を三菱商事（32.4%）、Yancoal（16.6%）から買収●

2018 年 4 月：Tahmoor 炭鉱（一般炭）を SIMEC Mining に売却●

2018 年 8 月：Hail Creek 炭鉱（原料炭）と Valeria 鉱区（一般炭）の権益
71.2%を Rio Tinto から買収●

2018 年 12 月：Clermont 炭鉱（一般炭）の権益 31.4%と Ulan 炭鉱（一般炭）の権益 10%を三菱商事から買収●

2021 年 8 月：Rolleston 炭鉱（一般炭）の権益 12.5％を住友商事から取得する契約を締結【コロンビア】●

2021 年 9 月：Prodeco 社（Glencore の 100%子会社）が、コロンビア政府
が鉱業権等の返却を受け入れたと発表●

2022 年 1 月：Cerrejón の権益 2/3 を BHP と Anglo American から買収
76

【南アフリカ】●

Optimum Coal Mine（一般炭）を Oakbay Investments Group に売却する
ことで合意

【カナダ】
●

2023 年 11 月：Teck Resources がカナダに保有している原料炭資産の 77％57を獲得することを発表⑤ 今後の事業展開
Glencore はこれまでも脱化石エネルギーが加速する中、将来の石炭事業の展開について、その方針を公表してきた。一連の炭鉱資産の買収を 2018 年に終了した後の 2019 年 2 月には、「石炭生産能力を現行レベルに制限し、石炭事業関連の設備投資は主に維持投資のみ実施する方針」を公表58した。続いて 2020 年 2 月には、「事業活動の中心を社会の低炭素化に必要となる資源（銅、コバルト、ニッケル、バナ
ジウム、亜鉛等）へ移行するために事業ポートフォリオの組み換えを進める」ことを公表59した。
さらに 2020 年 12 月 4 日には「2020 年の気候変動対策レポート「Pathway to Net
Zero」60」を発表し、2050 年にカーボンニュートラルを目指すと宣言した。この中で、石炭採掘については、炭鉱の売却の意向はなく、埋蔵量が枯渇する炭鉱（主に南アフリカとコロンビア）の閉山に伴う将来的な生産減少を想定しており、豪州の高品位炭の供給を継続してする意向を示している。
また、2022 年 12 月 6 日の投資者説明会では、Nagle CEO は「2035 年までに 12の石炭炭鉱を閉鎖し、生産量を半減させる。2035 年までに石炭事業で得た資金にて銅ビジネスを倍増させる。石炭の新規炭鉱投資61は行わず、既存炭鉱の継続あるいは拡張を志向する。
将来の炭鉱売却から得た資金は銅などのコアビジネスに再投資する」と述べている。

57 https://www.glencore.com/media-and-insights/news/acquisition-of-a-77-percent-interest-in-tecks-steelmakingcoal-business-for-USd6-93-bn 20％は日本製鉄、3％は POSCO が取得した。
58 Glencore website, “Furthering our commitment to the transition to a low-carbon economy”
https://www.glencore.com/media-and-insights/news/Furthering-our-commitment-to-the-transition-to-a-lowcarbon-economy
59 Glencore website, “Glencore’s commitment to the transition to a low-carbon economy”
https://www.glencore.com/media-and-insights/news/glencores-commitment-to-the-transition-to-a-low-carboneconomy
60 Climate Report 2020: Pathway to Net Zerohttps://www.glencore.com/media-and-insights/news/Climate-Report-2020--Pathway-to-Net-Zero
61 同時に Valeria 炭鉱の許認可申請プロセスを中止すると述べている。

772023 年 8 月には、Nagle CEO が豪フィナンシャルレビュー紙62のインタビューにて SGM について、以下のコメントを行っている。
「アルバニージー政府の新炭素政策
は、グローバルスタンダードから見れば進歩的であり、オーストラリアにとって益となるどころか害となる可能性がある。7 月 1 日に施行された炭素政策「セーフガード
メカニズム（SGM）」の今後の動向を注視している。」と語っており、懸念を示してい
る。
3)

温暖化対応

グレンコアは 2019 年を基準年として、GHG プロトコルに定義される Scope1、
Scope2、Scope3 の温暖化効果ガスをそれぞれ 2026 年末には 15％削減、2035 年末には 50％削減、2050 年末にはネットゼロを実現することを目標としている。
2019 年の基準年より順調に排出量を削減しているが、Scope1 の 2022 年排出量が2021 年より、増加しているのは、主にニッケルのコニアンボ地点（ニューカレドニア）の生産増加に伴う石炭火力発電所（135MW×2 基）の石炭消費増に伴うものである。また、Scope2 の 2022 年排出量は前年と同レベルだが、南アフリカのフェロアロ
イ精錬所の稼働増による排出増が他地点での減少を相殺することとなった。
表 4.12 Glencore の GHG 排出量推移(単位：百万トンCO2)
2019

2020

2021

2022

Baseline

Baseline比

Scope1

19.0

15.2

15.9

16.6

-12.7%

Scope2

12.2

10.0

11.4

11.4

-6.1%

Scope3

476.7

354.2

364.7

342.1

-28.2%

総計

507.9

379.5

392.0

370.1

-27.1%

注 Scope3 はカテゴリー１,3c,4,10,11,15 の合計
出所：Glencore Climate Report 2022

グレンコアは Scope1(直接排出)排出量の削減を電化・新技術や設備の導入により実施することとしている63。電化の例としては、既に脱炭素化が進んでいる電力系統に鉱山の電源を接続すること（南米の複数の銅鉱山で実施）、鉱山のトラック燃料の軽油からトロリーシステムによるハイブリッド化の検討を南米にて 2 年程度で検討する、カナダの坑内掘ニッケル鉱山の電化を 2024 年に実施し、12,120 トン‐CO2 換算の削

62 https://www.afr.com/companies/mining/australian-firms-could-suffer-under-albanese-carbon-policy-glencore20230808-p5duyy
63 Glencore Climate Report 202278

減を実施する予定。新技術新設備導入の例としては、鉱山での電気トラック、水素ト
ラックの導入を技術的に適用可能であれば 2030 年までに行い、2030 年以降、より広範囲に導入する。鉱山で発電している電力量の一部太陽光への代替することにより年間 22,000 トン CO2 換算の削減を行う、水素による還元剤使用量の削減や燃料としての使用を検討する、としている。
排出源別内訳のうち、化石燃料の消費によるものは電化等にて、還元剤も水素還元等の可能性が示されているが、石炭採掘に伴う CO2 とメタンの排出については対策を示しておらず、「合理的かつ実現可能と考えられるメタン削減の機会を引き続き検討
し、実施する」とされ、「過去 20 年間にわたり、オーストラリアの石炭産業研究プロ
グラム（ACARP）、CSIRO、ニューサウスウェールズ大学、クイーンズランド大学とのパートナーシップにより、坑内掘り炭鉱からのメタン排出のより良い測定、捕捉、および軽減を調査する研究プロジェクトに取り組んでいる」とのことである。
現在は、オーストラリア NGER に定められた計測方法により計測報告している。
表 4.13 Glencore の分野別・地域別・排出源別 Scope1 排出量推移
Scope1(直接排出)(単位：千トンCO2)

Scope1(直接排出)

2019

2020

2021

2022

石炭

7,561

6,089

5,896

5,764

銅

1,224

958

1,055

1,157

フェロアロイ

4,112

3,047

4,112

4,148

2,392

2,993 アジア

ニッケル

2,892

石油

835

亜鉛

147

2020

2021

2022

オーストラリア

8,581

7,885

7,380

7,929

アフリカ

5,470

3,725

4,661

4,698

1,212

1,269

1,285

1,253

39

123 ヨーロッパ

457

432

461

447

2,422 北アメリカ

772

591

600

575

中南米

2,526

1,262

1,558

1,705

19,01815,164

15,946

16,607

2,393

2,410

2,452

0

0

0

19,01815,164

15,946

アルミニウム
合計

2,513(単位：千トンCO2)
2019-

16,607 合計

Scope1(直接排出)(単位：千トンCO2)
2019

2020

2021

2022

9,412

7,235

7,388

8,158

固体化石燃料

2,327

1,916

1,736

2,241 石炭コークスの消費によるもの

液体化石燃料

5,913

4,579

4,957

5,198 軽油や石油製品の消費によるもの

気体化石燃料

1,172

739

694

還元剤(reductants)

5,275

4,079

5,093

5,090 化学還元剤消費によるもの

採掘に伴う排出

3,927

3,455

3,076

2,916 石炭生産による排出。主にCO2とメタン

坑内掘炭鉱

1,860

1,536

1,274

982 坑内掘炭鉱から排出されるCO2とメタン

露天掘

1,650

1,301

1,310

1,538 露天掘炭鉱から排出されるCO2とメタン

化石燃料

終掘後の排出備 考

718 ガス消費によるもの

417

618

492

396 露天掘炭鉱から排出されるCO2

その他

403

395

390

444

合計

19,01815,164

15,946

16,607

出所：Glencore Climate Report 2022

Scope2 排出量の太宗は、鉱山や精錬施設での電力の購入によるものであり、低炭素

79

の電力システムが近接している場合は電力網からの購入を行い、電力網が近接していないあるいは低炭素の電力を購入困難な場合にはオンサイトでの低炭素電源（風力、太陽光、蓄電池）の設置を検討することにしている。南アフリカでのフェロアロイ事
業は電力多消費であり、IPP 事業者と年間 1,200GWh の再エネ（風力・太陽光）由来の電力供給を受けることに合意した。さらに、自社の再エネ電源として、年間633GWh 相当の設備を設置することを検討している。
表 4.14 Glencore の分野別・地域別 Scope2 排出量推移
Scope2(間接排出)(単位：千トンCO2)

Scope2 (間接排出)(単位：千トンCO2)

2019

2020

2021

2022

2019

2020

2021

2022

石炭

1,208

1,193

1,164

1,115 オーストラリア

1,623

1,617

1,566

1,442

銅

1,217

1,026

730

630

アフリカ

7,008

5,236

6,993

7,262

フェロアロイ

6,516

4,873

6,653

6,917

ニッケル

268

253

270

244

アジア

1,219

1,231

1,107

1,188

石油

158

38

24

22

ヨーロッパ

1,261

1,226

1,206

975

亜鉛

2,814

2,665

2,586

2,506 北アメリカ

アルミニウム

-

-

-

-

合計

12,181

10,047

11,428

11,433 合計

中南米

64

41

40

39

1,005

695

516

528

12,181

10,047

11,428

11,433

出所：Glencore Climate Report 2022

(3) BHP
BHP Group は、2001 年 6 月に豪州の BHP Limited（BHP Billiton Limited）と英国の Billiton Plc（BHP Billiton Plc）の合併により誕生した総合資源会社で、2018 年
11 月 19 日付で BHP Billiton Limited 及び BHP Billiton Plc は社名を BHP Group
Limited 及び BHP Group Plc に変更した（以降、BHP）。
合併当初、事業範囲は金属鉱物からエネルギー資源に及んでいたが、鉄鉱石や銅、石油、石炭の中核事業に経営資源を集中させるために、2012 年にダイヤモンド事業を売却、さらに 2015 年 5 月にはアルミ、石炭の一部（南アフリカの一般炭資産と豪州
Illawarra 原料炭炭鉱）、マグネシウム、ニッケル等の事業を分社化し、South32 が設立された。BHP は現在、鉄鋼石、銅、亜鉛、石炭等を生産し、石炭事業64は豪州で原料炭と一般炭事業を展開している。
1)

事業ポートフォリオ

BHP の売上高と EBITDA の事業別構成を図 4.8 に示す。2022/23 年度の売上高の構成では、鉄鉱石業が全体の 46.1%を占め最大で、石炭事業は同 20.4%と銅事業に次いでいる。EBITDA では、鉄鉱石事業が全体の 58.1%と最大で、石炭事業は同 17.4%
64 2022 年 1 月にコロンビア一般炭資産を Glencore に売却。

80

と銅事業に次ぐ基幹事業となっている。2015/16 年度年と比較すると、石油事業がWoodside と合併し分離されたため、2022/23 年度の構成では石油事業に比率がゼロとなっているが、売上高では鉄鉱石事業、銅事業、石炭事業の構成には大きな変化はない。一方 EBITDA では石炭事業の比率が大きく拡大している。
但し、2022 年からのコロンビア Cerrejón 炭鉱権益、豪州 BMC 社権益の完全売
却、BMA 社の保有する 2 炭鉱（Blackwater 炭鉱、Daunia 炭鉱）の売却、また、豪州 QLD 州政府の石炭に対するロイヤルティ上限額の引上げに対し、政策安定性の望めない同州での大型投資は行わないと述べるなど、今後、原料炭を含めた石炭資産比率は増加することはないと考えられる。
【売上高】【EBITDA】

注： 石油事業は 2021 年 8 月に Woodside と合併すると発表。
その他は控除して比率を算出した。
出所：BHP, “Annual Report”より作成

図 4.8

BHP の事業別売上高と EBITDA の構成

81

2015/16 年度から 2022/23 年度までの事業別の売上高と EBITDA を次に示す。売上高、EBITDA ともに 2017/18 年度まで増加した後横ばいで推移したが、2020/21 年度
以降に大きく改善した。事業別に見ると鉄鉱石事業が 2020/21 年度に大きく増加し、石炭事業は 2021/22 年度に増加した。

注：石油事業は 2021 年 8 月に Woodside と合併すると発表。
出所：BHP 年次報告書

図 4.9

BHP の事業別売上高と EBITDA の推移

表 4.15 BHP の事業別売上高と EBITDA
売上高（百万US$）
2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22 2022/23

銅

8,249

8,335

13,287

10,838

10,666

15,726

16,84916,027鉄鉱石

10,538

14,624

14,81017,256

20,797

34,47530,767

24,812

石炭

4,518

7,578

8,889

9,121

6,242

5,154

15,54910,958

石油

6,894

6,872

5,408

5,930

4,070

3,946 -

その他

713

876

1,244

1,144

1,156

1,516

1,933

2,020

計

30,91238,285

43,63844,28842,93160,81765,09853,817

0（百万US$）EBTIDA

2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22 2022/23
銅

2,619

3,545

6,522

4,550

4,347

8,489

8,565

6,653

鉄鉱石

5,599

9,077

8,930

11,12914,554

26,27821,707

16,692

石炭

635

3,784

4,397

4,067

1,632

288

9,504

4,998

石油
その他

3,658
-171

4,063
-173

3,341
-7

3,801
-389

2,207
-669

2,300
24

858

-387

計

12,34020,29623,18323,15822,07137,37940,63427,956

注：石油事業は 2021 年 8 月に Woodside と合併すると発表。
出所：BHP 年次報告書

2)

石炭事業

BHP は、2015 年 5 月 25 日に South32 を設立し、豪州 Illawarra 原料炭炭鉱と南アフリカ一般炭事業を切り離し、その後米国一般炭事業とインドネシア原料炭事業か
82

ら撤退した。さらに 2022 年 1 月にコロンビア Cerrejón 炭鉱、5 月に BMC 社の権益を売却、2023 年 10 月には BMA 社のうち、Blackwater、Daunia の 2 炭鉱を売却。
現在は豪州で原料炭 4 炭鉱（いずれも BMA 社として）と一般炭 1 炭鉱
（Mt.Arthur）を運営、生産している。
① 生産状況
豪州原料炭の生産量は、2019/20 年度まで 4,000 万トン前後（2016/17 年度はサイクロンの影響で減少）で推移していたが、2020/21 年度以降は需要の減少加えて豪雨等により減少した。豪州一般炭の生産量は、1,800 万トン前後で推移していたが、原料炭と同様の理由により 2019/20 年度以降減少している。コロンビアでの生
産量は、1,000 万トンを上回っていたが、需要の減少やストライキ、また COVID19 感染拡大の影響を受け 2020/21 年度には 500 万トンまで減少した。2021/22 年度の生産量は、2020 年 1 月に権益を売却したため、400 万トンとなった。
表 4.16 BHP 石炭生産量(単位：千トン)2015/162016/172017/18

2018/192019/20

2020/212021/22

BMA

33,41331,45832,89332,136

31,57531,884

29,142BHP Mitsui Coal

7,118

6,650

7,798

8,212

7,634

6,993

6,338

Total Queensland Coal

40,531

38,10840,691

40,34839,20938,87735,480Queensland Coal, Australia

Illawarra, Australia
Haju, Indonesia

397

97

40,92838,204

40,691

40,34839,20938,87735,480NSW Energy Coal, Australia

17,101

18,176

18,541

18,257

16,052

14,326

13,701

Cerrejón, Colombia

10,094

10,95910,617

9,230

7,115

4,964

4,236

New Mexico, USA

7,052

451

小計（一般炭）34,24729,58629,15827,487

23,167

19,29017,937

計75,17567,79069,84967,83562,376

58,16753,417小計（原料炭）出所：BHP, “Annual Report”より作成② 売上高、収益の状況
2015/16 年度以降の売上高と EBITDA を図 4.10 と表 4.17 に示す。BHP は世界最大の原料炭生産会社で、売上高、EBITDA ともに豪州原料炭事業（豪州 QLD 州事業）の占める比率が高い。
売上高、
EBITDA ともに、生産量がほぼ横ばいのなか石炭価格の上昇により 2017/18
年度に向けて増加したが、2019/20 年度、2020/21 年度と価格の低下に加え生産量も減少し、売上高、EBITDA はともに大きく減少した。2021/22 年度には生産量は引き続き減少したが、石炭価格の高騰により売上高、EBITDA はともに大きく改善した。

83

EBITDA

売上高（百万US$）（百万US$）

18,00012,00016,00010,00014,00012,0008,000

その他

10,000

米国

8,000

6,000

コロンビア

4,000

6,000

豪州NSW州

4,000
豪州QLD州

2,000

2,000
0

0

-2,000

注：持分法適用会社に対する調整を含まないため、表 4.15 の数値と一致しない。
2021/22 のその他にはコロンビアが含まれる。
出所：BHP, “Annual Report”より作成

図 4.10 BHP 石炭事業の売上高と EBITDA の推移
表 4.17 BHP 石炭事業の売上高と EBITDA（百万US$）
売上高
豪州QLD州
豪州NSW州2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22
5,133
8,427
9,811
9,906
6,693
5,523
15,636
3,351
6,316
7,388
7,679
5,357
4,315
10,254
914
525

1,351
749

1,605
818

1,527
698

972
364

927
281

3,122
-

320
23
877

3
8
4,081

4,684

2
4,317

1,830

458

2,260
9,566

豪州QLD州
豪州NSW州

584
133

3,256
525

3,647
652

3,722
431

1,935
-19

593
-87

6,335
1,868

コロンビア
米国

134
114

363
-6

395
-

274
-

69
-

74
-

-

その他

-88

-57

-10

-110

-155

-122

1,363

コロンビア
米国
その他
EBITDA

注：持分法適用会社に対する調整を含まないため、表 4.15 の数値と一致しない。
2021/22 のその他にはコロンビアが含まれる。
出所：BHP, “Annual Report”より作成③ 石炭資産の売買
BHP 社は、自社資産の収益性等を検討したうえで、2010 年代に原料炭事業の維持、拡大と一般炭事業の縮小を進めてきた。原料炭事業では QLD 州の資産を維持し、NSW
州の資産を手放し、一般炭事業では豪州とコロンビアの資産を維持し、南アフリカと米国の資産を手放した。さらに 2020 年代に入り、コロンビア資産を売却している。
炭鉱資産等の売買状況は次の通り。

84

【豪州】
● 2015 年 5 月：South32 を設立し、NSW 州 Illawara 炭鉱（原料炭）を分社化● 2016 年 8 月：Caroona プロジェクト鉱区を NSW 州政府が買い戻し● 2018 年 2 月：BMC が Red Mountain Joint Venture（選炭工場他）の権益
50%を Peabody から取得（権益 100%に）● 2019 年 3 月：BMA が Gregory Crinum 炭鉱（原料炭、休山中）の権益
100%を双日に売却● 2022 年 5 月：BMC（原料炭）の株式 80%を Stanmore Coal に売却● 2022 年 6 月：Mount Arthur（一般炭）の売却を取り止め● 2023 年 10 月：BMA が Blackwater 炭鉱と Daunia 炭鉱を Whitehaven に売却することを発表65(売却は 2024 年 6 月までの完了を見込む)【コロンビア】● 2022 年 1 月：Cerrejón 炭鉱（一般炭）の権益 1/3 を Glencore に売却【インドネシア】● 2016 年 10 月：IndoMet Coal（原料炭）の権益 75%を Adaro Energy に売却【米国】● 2016 年 1 月：San Juan 炭鉱（一般炭）の権益 100%を Westmoreland Coalに売却
● 2016 年 7 月：Navajo 炭鉱（一般炭）の権益 100%を Navajo Transitional
Energy Company に売却④ 今後の事業展開
BHP は、今後豪州 QLD 州原料炭事業に特化する方針であった。Annual Report2020 では、「需要が成長する銅事業部門とニッケル事業部門を拡大する一方で、石炭事業部門と石油事業部門で資産の取捨選択を進める方針」として、資産整理を進めていたが、石油事業部門は Woodside Petroleum との合併が 2022 年 5 月に株主総会で承認された。一方、石炭事業については、高品質の原料炭事業への専念する方針で、NSW 州（Mt. Arthur 炭鉱、100%保有）とコロンビア（Cerrejón 炭鉱、
33.3%保有）の一般炭事業に加え、原料炭事業では BHP Mitsui Coal（BMC） 傘
下の炭鉱の売却を検討していたが、2022 年 1 月に Cerrejón 炭鉱を、2022 年 5 月に
BHP Mitsui Coal（BMC）を売却した。なお、NSW 州の Mt. Arthur 炭鉱は、2030 年の廃坑まで保有し続けると 2022 年 6 月に発表された。
65 https://www.bhp.com/news/media-centre/releases/2023/10/bhp-announces-divestment-of-blackwater-and-daunia

852022 年 7 月の QLD 州の突然の石炭ロイヤルティの引き上げを受けて、BHP は政策安定性のない QLD 州の新規投資はできない(具体的には Blackwater South 新規開発の棚上げ)と述べ、その後も同様の発言を行っている66。この後、2023 年に BMA は
Blackwater 炭鉱と Daunia 炭鉱を Whitehaven に売却することを発表している。
3)

温暖化対応

地球温暖化への取り組みとしては、GHG プロトコルに基づく排出削減では、中期目標として GHG 排出量（Scope 1、Scope2）を 2030 年までに 2020 年比 30%以上の削減、長期目標として 2050 年までに実質ゼロを目指すとしている67。
Scope3 については、2030 年までに製鉄における GHG 排出量 30％を実現する技術
開発・方法につき、製鉄業界を支援する（普及は 2030 年以降）
。BHP の傭船する船舶からの GHG 排出量の 40％削減を支援することとしている。2050 年までに、達成は不確実であり、BHP だけで結果を保証することはできないが、GHG 排出量を実質ゼロにするという長期目標を追求するとし、目標として、BHP の製品を輸送するすべての船舶からの GHG 排出量をネットゼロとすること、BHP への直接の取引先のGHG 排出量をネットゼロとすることとしている。
表 4.18 BHP の GHG 排出量推移(単位：百万トンCO2)
FY2020Baseline

FY2021

FY2022

FY2023Baseline比

Scope1

8.3

8.8

7.9

8.0

-4.5%

Scope2

6.2

6.1

3.0

1.8

-70.3%

Scope1+Scope2

14.5

14.9

11.0

9.8

-32.4%

Scope3

370.1

360.2

364.4

370.5

総計

384.6

375.1

375.4

380.3

注：2023 年度末に保有している資産からの排出量(2022 年に資産売却した BMC 社(石炭)及び石油資産等
からの排出は含まない)
出所：BHP ESG Standard and Databook 2023

66 https://www.abc.net.au/news/rural/2022-08-17/bhp-coal-queensland-blackwater-south-mine-royaltyrises/101340898
https://www.qrc.org.au/media-releases/bhp-confirms-new-qld-investment-on-hold-due-to-state-govts-newroyalty-tax-regime/
67 Climate Transition Action Plan 2021 (https://www.bhp.com/news/media-centre/releases/2021/09/bhp-releasesclimate-transition-action-plan-2021)

86表 4.19 BHP の排出源別 Scope1・2 排出量推移(単位：百万トンCO2)
FY2020

FY2021

FY2022

FY2023

軽油

6.0

6.0

5.8

6.0

天然ガス

0.5

0.6

0.5

石炭・コークス0.1

0.1

採炭時の随伴ガス

1.6

その他

0.1

Scope1(直接排出)

FY2021

FY2022

FY2023二酸化炭素(CO2)

6.7

6.8

6.5

6.7

0.5

メタン(CH4)

1.6

2.0

1.4

1.2

0.1

0.1

亜酸化窒素(N2O)

0.0

0.0

0.0

0.0

2.0

1.5

1.2

六フッ化硫黄(SF6)

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

三フッ化窒素(NF3)

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

8.3

8.8

7.9

8.0

Scope1(直接排出)

Scope2(間接排出)
電力購入
Scope1+Scope2 計(単位：百万トンCO2)
FY2020

6.2

6.1

3.0

1.8

フロン類(HFCｓ)

14.6

14.9

11.0

9.8

合計

出所：BHP ESG Standard and Databook 2023

(4) Yancoal
Yancoal Australia Pty Ltd（以下 Yancoal）は、兖州煤业股份有限公司（Yanzhou
Coal Mining Company、以下 Yanzhou）の豪州現地法人である。Yanzhou が 2009 年
12 月に Felix Resources Ltd を買収した際に、既に所有していた石炭資産（Austar
炭鉱）と買収した資産の管理と炭鉱の操業を目的として設立された。その後 2012 年に Gloucester Coal 社を買収し、2017 年には Rio Tinto から Coal & Allied Industries（C&A）を買収、また 2018 年には Warkworth 炭鉱の権益 28.898％を三菱商事（三菱デベロップメント）から買収するなど、積極的に石炭資産を取得してきた。
1)

生産の状況

Yancoal の生産量は、2017 年から 2018 年までの一資産取得より一般炭を中心に増加した。一般炭の生産量は 2016 年の 960 万トンから 2019 年には 3,020 万トンと 3倍以上に増加し、2020 年は COVID-19 感染拡大にもかかわらず 3,360 万トンまで増加した。一方原料炭の生産量は 2016 年の 640 万トンから 2018 年に 750 万トンまで増加したもののその後減少、2021 年は 750 万トンを生産した。
表 4.20 Yancoal 石炭生産量(百万トン)
一般炭

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

8.7

9.6

14.7

27.3

30.2

33.6

31.1

原料炭

6.5

6.4

5.7

7.5

6.7

5.7

7.5

計

15.3

16.0

20.4

34.8

36.9

39.3

38.6

出所：Yancoal, “Annual Report”より作成

2)

売上高、収益の状況

売上高は、生産の拡大と価格上昇により 2018 年まで増加後、2020 年に向けて主に価格の低下により減少した。2021 年は価格が高騰し増加した EBITDA も同様の変化であるが、NSW 州事業で 2018 年に 21.8 億 U$となり、2020 年には 8.0 億 U$に減少
87

し、2021 年は 23.8 億 U$まで増加した。価格の変動により大きく変化している。一方、QLD 州事業のポーションが低く NSW 州に比べて変化は小さいが、2020 年はマイナスと計上した。
（百万US$）

売上高（百万US$）
6,000

EBITDA

3,000

5,000

2,500

4,000

2,000
管理部門

3,000

1,500

2,000

QLD州

1,000

1,000

NSW州

500

0

0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

-1,000-500

注：2015 年、2016 年の EBTDA は下表に示す通り内訳の報告なく、計のみを表示。
出所：Yancoal, “Annual Report”より作成

図 4.11 Yancoal 石炭事業の売上高と EBITDA の推移
表 4.21 Yancoal 石炭事業の売上高と EBITDA
売上高（百万US$）
2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

NSW州

975.7

873.9

2,175

4,294

3,917

3,092

4,899

QLD州

289.5

325.6

460

446

448

337

510

管理部門
計

-

-133.3

-229

-160

-190

-194

-153

1,265.2

1,066.2

2,406

4,580

4,175

3,235

5,256

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

（百万US$）EBITDA
NSW州

-

-

682.0

2,183.0

1,623.0801.0

2,379.0

QLD州

-

-

92.0

127.0

66.0

-20.0

111.0

管理部門

-

-

-42.0

-130.0

-54.0

-33.0

41.0

計

-0.4

172.0

732.0

2,180.0

1,635.0748.0

2,531.0

注：2015 年、2016 年の EBTDA は下表に示す通り内訳の報告なく、計のみを表示。
出所：Yancoal, “Annual Report”より作成

3)

石炭資産の売買

Yancoal 社は、一般炭事業と原料炭事業と一般炭事業を拡大すべく、大型案件（C&A 社買収や Hunter Valley Operations の 49%権益売却）を手掛ける一方で、他社と共同経営する炭鉱の株式を共同経営者から買収し自社株比率を高めてきた。主な炭鉱資産等の売買状況は次の通り。

88

【豪州】
●

2017 年 9 月：Coal & Allied Industries を Rio Tinto から買収●

2018 年 3 月：Warkworth 炭鉱の権益 28.898%を三菱商事から買収●

2018 年 5 月：Hunter Valley Operations の権益 49%を Glencore に売却●

2018 年 11 月：Moolarben 炭鉱の権益 4%を Korea Resources Corperation
から買収●

2020 年 4 月：Moolarben 炭鉱の権益 10%を双日から買収

なお、2022 年 5 月 30 日に筆頭株主である Yankuang Energy68が Yancoal 社に対し、残余 37.74％を対象とした拘束力の株式買収提案を行ったが、失敗に終わった。
4)

今後の事業展開

現在の Yancoal の主力炭鉱は Moolarben 炭鉱、次いで MTW（Mount Thorley 炭鉱、Warkworth 炭鉱）、HVO（Hunter Valley Operations）で、それぞれの生産量（権益 100%ベース）と炭鉱寿命は、1,840 万トン（10 年）、1,120 万トン（16 年）、1,060万トン（58 年）である。このうち Moolarben 炭鉱の拡張計画があり、4 つの未開発露天掘り鉱区の開発が予定され、年間生産能力は 4,000 万トン/年に拡張される69。
5)

温暖化対応

Yancoal は同社の温暖化対応を主に ESG Report により公表している。同レポート
は同社が上場している香港証券取引所、豪州証券取引所、及び TCFD、GRI70の規定に基づいたものである。
「2022 ESG Report」によると、Yancoal の Scope1 排出量は主に採炭時の随伴ガス(fugitive emissions)と燃料の燃焼が原因であり、Scope2 は電力購入に起因する。
2022 年度の対前年比 9％の排出量の増加は Ashton 炭鉱での Scope１排出量が 45％増加したことによる。Ashton での排出量増加は坑内掘り炭鉱の採掘炭層の変化によるものである。Yancoal は Scope1 の燃料燃焼による排出を削減するため、軽油トラックの燃料転換等を検討するとしており、また再エネ電源の導入による排出量の削減を進めている。このような対策と新技術の開発は、Yancoal の戦略において中心的な役割を果たすと述べている。

68 Yankuang Energy（Yankuang Energy Group Company Limited、中国の国営企業山東能源集団（2020 年 7 月に
山東能源集団と兗鉱集団が合併）傘下、2021 年 12 月に Yanzhou Coal Mining Company Limited より社名変更）
は、2022 年 3 月 7 日時点で Yancoal の株式 62.26％を保有する筆頭株主。2022 年 9 月 9 日に Yankuang Energy
は Yancoal 社の株式買収を取りやめたことを取りやめたことを明らかにした。
69 TEX レポート日刊エネルギー版 （2023 年 1 月 26 日）
70 Global Reporting Initiative(https://www.globalreporting.org/)89表 4.22 Yancoal の GHG 排出量推移(単位：千トンCO₂換算)
Scope1
Scope2
Scope1+Scope2計

2018

2019

2020

2021

2022

1,755

1,616

1,680

1,859

2,047

360

368

362

355

321

2,115

1,983

2,042

2,214

2,368

注：豪州 CER に提出している NGER データ(豪州会計年度(前年 7 月～6 月)にて計上)Yancoal が直接運営している炭鉱のデータ(Middlemount と Hunter Valley Operation71は含まない)
Yancoal は Scope3 については公表していない。
出所： Yancoal 2022 ESG Report

表 4.23 Hunter Valley Operation の GHG 排出量推移(単位：千トンCO₂換算)
2018

2019

2020

2021

2022

Scope1

616

577

562

563

578

Scope2

111

113

112

95

94

Scope1+Scope2計

727

690

674

658

672

(単位：千トンCO₂換算)
2018

2019

2020

2021

燃料消費

354.2

314.2

315.1

261.3

採炭時の随伴ガス

261.7

262.7

247.3

301.8

産業プロセス

0.0

0.2

0.0

0.0

廃棄物由来

0.1

0.0

0.0

0.0

111.5

112.7

111.9

94.9

727.0

688.0

674.4

658.1

Scope1(直接排出)

Scope2(間接排出)
電力購入
Scope1+Scope2 計

注：2022 年度の Scope1 詳細は公表されていない。
出所：Hunter Valley Operation Annual Environmental Review(5) Whitehaven
Whitehaven Coal Ltd（以下 Whitehaven）は、石炭事業を専業とする豪州上場企業で、1999 年に設立、2007 年 6 月に豪州証券取引所に上場している。同社は、NSW
州の Gunnedah 堆積盆を中心に鉱区を保有し、現在、同地域において炭鉱を操業し、生産量を伸ばしている。また、QLD 州の原料炭についても、2018 年には Winchester
South 炭鉱の権益を取得、2023 年には BMA 社より Blackwater 炭鉱及び Daunia 炭鉱の権益を取得し、石炭事業ポートフォリオを拡大している。

71 Hunter Valley Operation の権益は Yancoal51％/Glencore49%

90

1)

生産状況

Whitehaven は、2017/18 年度に 1,616 万トンの石炭を生産したが、COVID-19 感
染拡大の影響も受けて減少 2020/19 年度、2020/21 年度と減少した。一般炭の生産量
が全体の 8 割前後を占めている。
表 4.24 Whitehaven 石炭生産量
(千トン)
一般炭

2015/162016/172017/18

2018/192019/20

2020/212021/222022/23

12,695

12,435

13,236

11,997

11,746

11,227

11,411

11,920

原料炭

2,377

3,333

2,924

3,820

2,959

2,465

2,441

849

計

15,072

15,76816,16015,817

14,705

13,692

13,852

12,769

出所：Whitehaven, “Annual Report”より作成

2)

売上高、収益の状況

売上高は、生産の拡大と価格上昇により 2018/19 年度まで増加したが、2020/21 年に向けて生産の減少と価格の低下により減少した。なお、石炭価格は 2021 年下期から上昇したため、2021/22 年度は価格の高騰から売上高は大きく増加し、対前年比で3 倍以上となった。EBITDA もほぼ同じように 2017/18 年度まで上昇し、2019/20 年
度に大きく減少、2021/22 年度は 30 億米ドルを上回った。EBTIDA は 2017/18 年度
以降、露天掘り事業と坑内掘り事業に分けられて公表されており、2020/21 年度の坑内掘り事業の EBITDA はマイナスとなった。

注：EBITDA の 2015/16 年度、2016/17 年度は内訳なく EBITDA 計のみを表示
出所：Whitehaven, “Annual Report”より作成

図 4.12 Whitehaven 石炭事業の売上高と EBITDA の推移

91

表 4.25 Whitehaven 石炭事業の売上高と EBITDA
売上高（百万US$）
2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22

2022/23

一般炭

950.4

1,321.2

1,816.3

1,953.9

1,401.6

1,312.7

3,974.9

5,726.1

原料炭

209.2

446.3

441.2

534.1

320.0

244.3

945.2

338.6

国内向け
計

4.9

5.7

-

-

-

-

-

-

1,164.4

1,773.2

2,257.4

2,487.9

1,721.6

1,557.0

4,920.1

6,064.7（百万US$）EBITDA

2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22 2022/23
露天掘事業

-

-

773.4

778.0

212.3

250.4

2,240.3

2,471.6

坑内掘事業

-

-

224.2

247.5

107.7

-48.7

617.4

1,200.0

トレーディング

-

-

-

-

-

15.8

184.0

242.5

その他

-

-

4.6

16.2

-14.0

-13.1

18.4

21.5

224.1

714.2

1,002.2

1,041.7

306.0

204.5

3,060.1

3,985.6

計

注 ｢-｣: 公表されていない。
出所：Whitehaven, “Annual Report”より作成

3)

石炭資産の売買Whitehaven 社は一般炭事業及び原料炭事業の拡大を目指し、2018 年と 2019 年
NSW 州の Tarrawonga 炭鉱と Narrabri 炭鉱の権益を共同事業者から買収して権益比率をそれぞれ 100%と 77.5%に高め、また 2018 年には Winchester South 炭鉱の権益100%を取得し QLD 州原料炭事業へ進出した。近年の炭鉱買収状況は以下の通り。
● 2018 年 4 月：Tarrawanga 炭鉱（一般炭）の権益 30%を出光興産から買収● 2018 年 6 月：Winchester South 鉱区（原料炭）の権益 100%を Rio Tinto から
75%、Scentre Group から 25%買収● 2019 年 12 月：Narrabri 炭鉱の権益 7.5%を EDF Trading から買収
● 2023 年 10 月：Blackwater 炭鉱と Daunia 炭鉱を BMA から買収することを発
表72（買収は 2024 年 6 月までの完了を見込む）
4)

今後の事業展開Whitehaven は現在、Vickery Extension Project と Narrabri stage 3 extension を推進中である73。Vickery Extension Project では、2020 年 8 月に NSW Independent
Planning Commission（IPC、NSW 州独立計画委員会）から、最大 1,000 万トン/年の原料炭・一般炭の露天掘り炭鉱とその敷地内での選炭場および鉄道インフラの操業承認を取得している。また、2021 年 9 月 16 日に、連邦環境大臣から 1999 年環境保護・生物多様性保全法（EPBC 法）に基づき、本事業の承認を得ている。

72 https://www.bhp.com/news/media-centre/releases/2023/10/bhp-announces-divestment-of-blackwater-and-daunia
73 Whitehaven, “Annual Report 2022”, page 20

92

Narrabri stage 3 extension Project では、2022 年 4 月 1 日に IPC が排出ガス削減
技術及び対策に関する事項を含む条件を満たすことで、プロジェクトを承認している。このプロジェクトが進めば、Narrabri 坑内掘炭鉱の寿命が 2031 年から 2044 年まで延長される。
また、上述の通り QLD 州原料炭事業へ進出すべく、2018 年に Winchester South炭鉱の権益 100%を取得し、2023 年に Blackwater 炭鉱と Daunia 炭鉱の権益の取得を発表している。将来の需要動向にもよるが、Whitehaven 社は今後も一般炭事業の維持・拡大、原料炭事業の拡大を目指していくと推察される。
5)

温暖化対応

Whitehaven は 2030 年度の Scope1 の排出原単位を 2023 年度比 42％削減することを目標としている。これは、豪州政府の SGM 排出原単位削減義務と平仄を取っているとしている。SGM の適用を受ける Whitehaven の炭鉱は Narrabri 炭鉱と Maules
Creek 炭鉱であり74、この両炭鉱で Whitehaven からの Scope1 排出量の約 9 割を排出している75。特に Narrabri 炭鉱では、ロングウォールで掘削地点の炭層の理由から、
2023 年度には Scope1 排出量(主に炭鉱漏洩ガス)が前年に比して大幅に増えている。
結果、排出原単位が 2022 年度の 0.046 トン CO2 換算/ROM トンから 2023 年度には
0.064 トン CO2 換算/ROM トンに上昇している。Scope2 排出量については、2021 年
10 月からカーボンニュートラル認定を受けた電力の購入を開始し、2023 年度にはClimate Active76 認定のカーボンニュートラル電力の購入により Scope2 排出量をほぼ 100%相殺した。
表 4.26 Whitehaven の GHG 排出量推移(単位：千トンCO2)
FY2019FY2020

FY2021

FY2022

FY2023

Scope1

1,515

1,487

816

910

1,172

Scope2

106

106

105

102

93

1,621

1,593

921

1,012

1,266

Scope1+Scope2計

出所：Whitehaven Coal Sustainabity Report 2023

74 2024 年度もしくは 2025 年度より、Blackwater 炭鉱と Daunia 炭鉱も加わる。現在も両炭鉱は Safeguard
Mechanism 適用対象であり、BMA 社より、豪州政府へ報告されている。
75 Narrabri 67%、Maules Creek 22%、Tarrawonga 6%、Werris Creek 4%、その他 1%
76 再エネ認証やカーボンオフセット認証を実施している機関（https://www.climateactive.org.au/）93表 4.27 Whitehaven の排出源別 Scope1 排出量推移(単位：千トンCO2)
FY2021

FY2022

FY2023

軽油消費

416

383

382

採炭時の随伴ガス

392

522

789

8

5

1

その他
出所：Whitehaven Coal Sustainabity Report 2023

表 4.28 Whitehaven の炭鉱別 Scope1 排出量推移(単位：千トンCO2)
FY2021

FY2022

FY2023

Narrabri

384

520

787

Maules Creek

305

266

258

Tarrawonga

65

67

73

Werris Creek

49

47

43

Other

13

10

11

出所：Whitehaven Coal Sustainabity Report 2023

Whitehaven は温暖化効果ガス削減手段として、坑内掘りの随伴ガス対策について
は、ロングウォール採掘後の密閉や、フレア燃焼については、2025 年までに対策を取るとしているが、これら対策による削減効果は軽度なものであるとしている。CCS に
よるガス隔離や VAM 技術も検討対象としているが、顕著な効果を期待しつつも、
CCS 検討は初期段階、VAM については、Narrabri 炭鉱に適合する技術が現存しないとしている。
鉱山輸送車両の軽油削減につき、OEM サプライヤーと低炭素トラック技術の開発協力をしているが、電動トラックが 2030 年までに市販されると現在は見込まれないため、2030 年までの削減効果はわずかで、低炭素トラックが市販されると予測される
2030 年以降に削減が顕著に進むと想定している。
Scope2 の電力購入に関しては、現行のカーボンニュートラル電力証書購入によるものに加え、Narrabri 炭鉱での太陽光発電を検討しており、実現すれば Narrabri 炭鉱
での購入電力の 3 分の 1 以上を賄えるとしている。

94

表 4.29 Whitehaven の脱炭素化手法
2024－2030年度
Sco

坑内掘りの随伴ガス

p
e

軽油の削減

1
Scope2●実装済み

2030年以降●

ロングウォール採掘後の密閉の強化 ●●採掘前のメタンのフレアリング燃焼●

メタン分離に関する研究●

ガス隔離に関する研究●●●

Narrabriでの大規模太陽光

VAM削減

●

生物による炭素利用技術

軽油使用量削減技術●

低炭素トラックへの移行

生産効率の改善●

機器の電化●F/S済み ●既存技術の適用調査中●開発中、商用化されていない技術

出所：Whitehaven Coal Sustainabity Report 2023

Whitehaven は各炭鉱での適切な技術に基づく取り組むことを優先事項としている。SGM による削減義務を満たせない場合、同メカニズムに基づいて承認されたカー
ボンオフセットまたはクレジット（オーストラリア炭素クレジット単位（ACCU）およびセーフガード・メカニズム・クレジット（SMCU））を使用するとしている。

95

第 5 章.豪州の炭鉱からの排出量の動向
5.1 炭鉱からの CO2 およびメタンガス排出量についての状況・動向
2023 年度の石炭業からの排出は、約 3,450 万トン CO2 換算（国全体の 7.4%）であるが、過去からの推移、また、気候変動エネルギー環境水資源省（The Departmentof Climate Change, Energy, the Environmental and Water: DCCEEW）の発表した
今後の見通しを確認しておく。GHG 排出量は具体的には、炭鉱における燃料（現在は主に軽油）消費による排出と漏洩ガス（Fugitive emission）に大別される。なお、
SGM の対象は Scope1 の範囲ではあるが、Scope2 は主に炭鉱施設での電力消費による排出となる。
2005 年から 2020 年にかけて、燃料消費による排出（主に CO2）が 500 万トンから
1,000 万トン CO2 換算に倍増しているが、石炭生産量も 2005 年の 3.7 億トンから2020 年には 4.9 億トンに増加している。
今後の見通しについては、燃料消費による排出（主に CO2）は 2020 年の 1,000 万
トン-CO2 換算から 2030 年には 900 万トン-CO2 換算と約 10％減で推移、漏洩ガス(主にメタン)は 2020 年の 3,100 万トン-CO2 換算から 2030 年まで 2,800 万トン-CO2 換算
77と約 10％減で推移することを予測している。

2018 年度～2022 年度の排出量実績をもとにベースラインの業界平均値を算出する
SGM では、2020 年ごろの実績から 2030 年度までに 34.3％（年率 4.9％ずつ）削減を求めているが、当局自体が 34.3%削減は困難と予測している。
また、表 5.1 の燃料消費部分の予測につき、排出量減少要因として、現在の軽油燃料から低炭素燃料の転換、国際石炭市場の需要減を上げている。これは、国際石炭市場からの豪州炭需要は減少しても限定的なものと政府当局が予測していると類推できる。

77 DCCEEW によると、2023 年度の炭鉱から漏洩ガス排出量は 2,480 万トン- CO2 換算で、既に 2030 年予想を下回
っている。

96

表 5.1

豪州における石炭部門の GHG 排出量推移(単位：100万トンCO₂換算)
2005

2020

2025

2030

2035

燃料消費による排出(主にCO2)

5

10

10

9

7

漏洩ガス(主にメタン)

31

31

29

28

23

露天掘り炭鉱由来

8

9

9

9

8

坑内掘り炭鉱由来

23

21

20

19

15

合計

36

41

39

37

30

豪州全体に占める割合

6%

8%

9%

10%

9%

豪州全体のGHG排出量(A)

616

494

452

386

313

うち、電力部門計(B)

197

172

132

60

32

32%

35%

29%

16%

10%

炭鉱からのGHG【参考】(B)/(A)
出所：DCCEEW

Australia’s emissions projections 2023

メタンについて、国際的な動向も押さえておく。
IEA によると、2022 年の世界のメタン排出量は約 5.9 億トンであり、エネルギー起
源のものは約 1.3 億トン（全体の 23%）であり、石炭起源のものは 4,180 万トン（全体の 7％）である78。排出量データについては、IEA の数値と国連気候変動枠組条約（UNFCCC） などの公的公共機関によって報告される排出量との間には大きな違いがある。この不一致は、世界レベルでも国家レベルでも、あらゆる排出源に存在し、UNFCCC に提出された温室効果ガスの公式報告書の多くは何年も更新されておらず、たとえ更新されているものであっても、これらの多くはまだ排出量の明確な全体像を提供できるほど正確ではないとされている。

78 https://www.iea.org/reports/global-methane-tracker-2023/understanding-methane-emissions#abstract97表 5.22022 年

世界のメタン排出量
排出量(100万トンーメタン)

構成比

湿地(自然排出)

194.0

33%

農業(人為的なもの)

142.3

24%

エネルギー

133.3

23%

うち、 石油

45.6

8%

天然ガス

36.7

6%

石炭

41.8

7%

バイオエナジー

9.2

2%

廃棄物

70.8

12%

その他

39.0

7%

バイオマス燃焼

9.7

2%

589.1

100%

合計
出所：IEA Global Methane Tracker 2023

エネルギー・資源分野（石油・ガス・石炭）においてメタン削減の機運が高まったのは 2016 年に米国オバマ政権下で石油・ガス生産からのメタン排出規制を採択した
ことによる。2019 年トランプ政権下で米国環境保護庁は同規制を撤廃したのちに、
2021 年にバイデン政権下で 2016 年の石油ガス事業からのメタンガス排出規制（NSPS）を復活させた。2021 年 11 月には英国グラスゴー開催の COP26 において
Global Methane Pledge が採択された。

出所：IEA Global Methane Tracker 2023

図 5.1

世界のエネルギー分野別メタン排出量98

表 5.32022 年

世界のメタン排出量(単位：百万トン‐メタン)

2000

2005

2010

2015

2019

2020

2021

2022

バイオエナジー

9.5

9.9

10.1

9.9

9.1

9.2

9.2

9.2

石炭

22.3

29.3

36.2

38.7

40.1

38.5

40.1

41.8

天然ガス

21.3

24.9

28.1

31.8

37.2

35.9

37.2

36.7

石油

46.6

51.1

49.2

49

48.3

42.5

44.4

45.6

合計

99.7

115.2

123.6

129.4

134.7

126.1

130.9

133.3

出所：IEA Global Methane Tracker 2023

石油ガスのメタン削減が「low hanging fruit」と言われるようになり79、石油ガス
程容易ではない石炭のメタンガス対策も、化石燃料ということで横並びに扱われる傾向にあるが、正しくない。
IEA は 2022 年 3 月に改訂した「Curtailing Methane Emissions from Fossil FuelOperations」の中で、以下のように記載し、石油ガス分野には、実証済みのメタン排出量削減策が存在するが、石炭分野では、石油・ガス分野より困難であり、実証済みの効果的な削減策が少ないことを認めたうえで、石炭需要そのものを削減すべきとしている。
石油とガスからのメタン排出量を削減するための実証済みのアプローチが存在し、データ品質を向上させる取り組みが進行している。2017 年から 2021 年の平均天然ガス価格に基づくと、漏洩メタンを回収し製品に再注入するなど、コスト増とならない対策を講じることで、石油およびガス事業からのメタン排出のほぼ 45% を回避できる、と IEA は推定している。
石炭に関して言えば、排出量を削減する最も効果的な方法は、需要の削減に重点を置くこと。メタン発生源は低濃度で分散しているため、石炭からのメタンを削減する
機会は石油ガスからのメタン削減よりコストがかかる。しかしながら、既存の技術を使用し、消費量の削減によって達成される削減も含め、短期的に排出量を削減する機会が残されている。発電に使用される一般炭は、再生可能エネルギーなど、競争力のある低炭素代替燃料に置き換える必要がある。鉄鋼生産に使用される原料炭に関しては、すぐに費用対効果の高い代替品はない、と IEA はコメントしている。

79「low hanging fruit」は「(手で取れるほど低くぶら下がっている果物のように)簡単に手に入る利益」の意。例として、(https://time.com/6113196/cop26-methane-pledge/)など。

99

IEA の 2050 年ネットゼロを実現するためには、すべての化石燃料事業からの総メタン排出量は、2020 年から 2030 年の間に約 75%減少させる必要があるとし、炭鉱では 2020 年時点の 4,090 万トン-メタンから、2030 年までに 3,090 万トン‐メタンの排出量削減が必要と述べている80。この排出量削減の前提は、石炭使用量の大幅な減
少によるもので、ネットゼロシナリオでは 2020 年から 2030 年にかけて石炭使用量の55％削減を前提としており、特に発電用途の一般炭の供給減少は著しく、石炭火力発電所が再生可能エネルギーに置き換えられることで、2030 年までに 60％近く削減することを前提としている。
IEA ネットゼロシナリオは、予測型のシナリオではなく 2050 年ネットゼロのためにはどの程度、毎年排出量を削減する必要があるかを数字上示したバックキャスト型のシナリオで、世界各国政府が表明した STEPS シナリオなどより、大幅に化石燃料
使用量を少なく見積もったシナリオである。また、2022 年時点で世界の石炭生産量の約 7 割を占める中国（50.8%）、インド（11.0%）、インドネシア（8.0%）の生産動向が未だ減少傾向に転じておらず、世界全体では史上最高の生産量を 2021 年 2022 年と記録している81ことからも、2030 年時点の 2020 年対比石炭生産量 55%削減の信憑性には疑問を抱かざるを得ない。
一方で、原単位当たりでの削減によって、2030 年に向けて 2020 年対比 850 万トンのメタン排出量削減（21%削減）を想定している。つまり、強引な削減シナリオを作成する場合に、既存の適用可能な技術による削減を多めに見積もっても 2 割程度であるといえる。但し、これは世界全体を対象にした比率で、既に排出原単位の低い豪州の炭鉱では 2 割の削減も容易ではないものと推測される。
表 5.4

IEA ネットゼロシナリオにおけるエネルギー起源のメタン排出量(単位：百万トン‐メタン)
2020年時点
石炭

40.9
削減率

石油

35.4
削減率

天然ガス

41.0

削減率
計

117.3

原単位当た

生産量減少

り削減量

による削減

▲ 8.5

▲ 22.4-21%-55%▲ 23.6

▲ 7.4

-67%

-21%

▲ 25.8

▲ 2.2

-63%

-5%

▲ 58.8▲ 32.8

注：前述の「IEA Global Methane Tracker 2023」とは数字が一致しない
出所：IEA Curtailing Methane Emissions from Fossil Fuel Operations
80 IEA Curtailing Methane Emissions from Fossil Fuel Operations
81 IEA, World Energy Statistics 2023

100

2030年想定
10.0
4.5
13.0
27.5

出所：IEA Global Methane Tracker 2023

図 5.2
表 5.5

国別炭鉱メタン排出量(2022 年)

国別炭鉱メタン排出量(2022 年)及び排出原単位(単位：百万トン‐メタン、排出原単位はkgメタン/GJ)
一般炭

原料炭

中国

14.8

5.4

20.2

48.3%

0.20

ロシア

2.6

1.8

4.4

10.5%

0.47

インドネシア

3.8

0.1

3.9

9.3%

0.27

インド

2.6

0.1

2.7

6.5%

0.19

米国

1.2

0.8

2.0

4.8%

0.17

オーストラリア

0.8

0.9

1.7

4.1%

0.15

南アフリカ

1.1

1.1

2.6%

0.21

カザフスタン

0.7

0.8

1.9%

0.39

41.8

100.0%

0.1

世界全体

合計

構成比

排出原単位

出所：IEA Global Methane Tracker 2023

IEA の提起する炭鉱からのメタン削減対策は、坑内掘り炭鉱採掘作業前のDegasification（メタンの事前抽出）と換気システムが主なものである。これらの対策
は個別炭鉱のメタン濃度や炭鉱近傍でのガスパイプラインの有無などにより、適用可
能な対策は異なる82。

82 IEA Global Methane Tracker 2023

101

一般にボーリング等によって行われる事前抽出されるメタン濃度が 30%以下の場
合、有効利用されず83、大気放出されるか、フレアリング（燃焼させることでメタンの代わりに CO2 を大気放出し GHG 強度を低減する）の対応を行うというのが現状の対応である。メタン濃度が高い場合は、オンサイト発電やガスパイププラインへの注入という対応ができる場合もある84が、メタン濃度 30％以上というのは、一般的に坑内作業が危険となる水準である。
換気システム（Ventilation System）を通して、大気中に放出されるメタンを VAM（Ventilation Air Methane）と言い、一般にメタン濃度は 1.0%以下である85。VAMの利用研究は長年なされている86が、実用化はされていない。

5.2 石炭生産に伴う炭鉱からの GHG 排出量
年間 10 万トン以上の GHG を排出する発電事業を除く大規模排出施設が SGM の対象に指定されているが、公表されている直近の 2021 年 7 月～2022 年 6 月（豪州政府
会計年度は 7 月 1 日から翌年 6 月 30 日まで）のデータによると、年間 10 万トン以上の GHG を排出する 220 施設における排出量は約 1 億 3,700 万トン CO2 換算であった。2021 年～22 年における豪州全体の GHG 排出量 4 億 8,800 万トンの 28%に相当する。
指定大規模排出施設の対象となる産業は以下のとおりである。
●

鉱山

●

製造業

●

輸送業

●

石油・ガス処理・製造●

ゴミ処理・排水処理

前述の通り、豪州の GHG 排出量の 1/3 を占める電力分野、18%程度を占める農業
分野は対象になっていない。
また、2022 年度に SGM により、報告された 220 施設のうち、炭鉱は 63 施設、
2,997 万トン CO2 換算であった。2022 年度の豪州全体の GHG 排出量 4 億 8,800 万ト
ンの 6.1%相当である。また、同年度に操業していた見られる炭鉱は 90 炭鉱弱であ
83 https://www.daigasgroup.com/rd/topic/1310068_53539.html
84 IEA Global Methane Tracker 2023
85 IEA Global Methane Tracker 2023
86 NEDO ホームページ(https://www.nedo.go.jp/activities/EV_00177.html)

102

り、豪州全体の約 7.7%の GHG 排出を行っていたと推定される。
この SGM 対象 63 施設のうち、対象期間である 2022 年度（2021 年 7 月～2022 年
6 月)にて、生産を実施していた 60 炭鉱87の排出原単位を州別、炭種別（原料炭/一般炭）、炭鉱種別（坑内掘り/露天掘り）に比較したものが図 5.3 である。
これまでの炭鉱による燃料消費による排出、漏洩ガスに排出状況に加え、上記の比較から以下の事柄が指摘できる。
•

排出される GHG の内訳（CO2、メタンなどの割合）
炭鉱における燃料消費(軽油燃焼)から発生するのは CO2 である。また、漏洩ガスから発生するのは主にメタンであり、一部 CO2 も含まれる。これらの
GHG 発生源の比率がほぼ CO2 とメタンの比率であり、2023 年度実績で約 3:7である。それぞれの削減対策が CO2 は低炭素燃料への切替えであり、漏洩ガス対策はメタンの事前抽出、VAM 回収と異なることからわかる通り、上記 3:7の間には全く因果関係はない。

•

採掘法による GHG 排出量の違い（坑内掘、露天掘）
SGM 対象炭の比較からは、採掘法（坑内掘/露天掘）による排出原単位の差が大きい。現状、炭鉱からの GHG 排出量の約 7 割を占める漏洩ガスの大宗であるメタン排出に関連する重要な要素は、炭層の深さと古さである。 深い炭
層は浅い炭層よりもメタンを多く含む傾向があり、古い石炭層は若い層よりもメタン含有量が高くなる。したがって、メタン排出量は露天掘り炭鉱よりも坑
内掘り炭鉱の方が高くなる傾向がある88、とされる。坑内掘り炭鉱の排出原単位が高い傾向は漏洩ガスとしてのメタン排出が露天掘りより多いことに起因する。

•

炭種による GHG 排出量の違い（一般炭、原料炭など）
原料炭の排出原単位が一般炭の排出原単位より高いが、採掘法(坑内掘り、露天掘り)による違いほど、顕著なものではなく、原料炭の方が一般炭より坑内掘り炭鉱の比率が高いためと考えられる。

87 North Goonyella ,Russell Vale Colliery,Ravensworth Underground Coal Mine は SGM 対象炭鉱であるが、対象期間の生産量がないため除外している。終掘後の Ravensworth Underground は事業者の Glencore がRavensworth Operations と合わせて、数値を対外公表しているので、Ravensworth Complex として集計している。
88 IEA Curtailing Methane Emissions from Fossil Fuel Operations

103

炭鉱数
QLD
NSW

図 5.3

州別・炭種別・炭鉱別(t-CO2e/ROMトン）

35
25

炭鉱数
原料炭
一般炭

排出原単位
0.06998
0.06538

排出原単位(t-CO2e/ROMトン）

31290.08773
0.04911

排出原単位比較

石炭生産量の多い炭鉱と GHG 排出量の多い炭鉱は必ずしもとは一致しない。(図5.4、表 5.6)。Ulan 炭鉱のように生産量 1,000 万トンを超える炭鉱でも SGM 対象とならないほど GHG 排出量が少ない炭鉱も存在する。

104

注：表 OC/UG の別、州の別
出所：Clean Energy Regulator 2021–22 Safeguard facility data
Queensland Government Annual Coal Statistics。NSW 州の ROM 生産量は各社公表資料より

図 5.4

豪州 GHG 排出量の多い炭鉱（2022 年度）

表 5.6

生産量順 SGM 対象炭鉱（2022 年度）89

89 GHG 排出量は 2021–22 Safeguard facility data（FY2022）ROM 生産量、生産量は、QLD は Queensland coalproduction by mine and coal type - FY2017 to FY2023、NSW は各社 Annual Report などから(一部推定含む)

105

(表 5.6 の続き)

106

「4.3 炭鉱の GHG 排出量の動向」記載の通り、SGM 対象炭鉱のうち、60 炭鉱を排出原単位の大きい順に並べると 17 番目まで坑内掘り炭鉱（全体で 15 炭鉱のうち、14 炭鉱）もしくは坑内掘りと露天掘り併設の炭鉱（全体で 8 炭鉱のうち 3 炭鉱）である。
排出量原単位に与える影響は、燃料（主に軽油）消費による排出量の影響に比して、漏洩ガス（主にメタン）の排出量による影響の方が大きい。漏洩ガス（主にメタン）は一般に、露天掘りよりも坑内掘りに多く含まれ、坑内掘り炭鉱でも、より深いところ、古い炭層に多く含まれるとされる。
ここまで一般論としての炭鉱におけるメタン削減策について、言及したが、豪州の炭鉱で具体的にどのような対応策が実施されているのか、公開されているものから確認しておく。
(1) Mandalong 炭鉱
Mandalong 炭鉱はタイの Banpu 社傘下の Centinnial Coal 社の保有運営する NSW
州 New Castle より、50Km に位置する坑内掘り一般炭炭鉱で年産 268 万トンを生産している。生産された石炭は、主に Vales Point 発電所や Eraring 発電所で消費され、NSW 州の電力供給の要ともいえる炭鉱である。
また、2022 年度の SGM データ等から計算すると、2022 年度の豪州で最も排出原単位の高い炭鉱である。2022 年度の総 GHG 排出量（Scope1＋Scope2）は 1,471,834
トン CO2 換算で、2021 年度の排出量 1,249,672 トン CO2 換算を上回った。増加要因
はほぼ抽出メタンの大気への逸失によるものであり、2022 年全 GHG 排出量の90.37% に相当する。
一方で、環境影響評価時の GHG 排出量上限値に比して、実績値が低くなっている。これは、長年にわたり、抽出メタン等の大気放出を減らすための GHG 削減対策を実施している。2022 年度でも、GHG 削減対策として実施したフレアリングにより、ガス抽出システムで捕捉したガス量の 45.6%（＝241,598 トン CO2 換算） 相当の排出を削減している90。

90 Mandalong mine Annual Review (March 2023)

107

表 5.7

Mandalong 炭鉱からの GHG 排出量(2021 年度＆2022 年度)(単位：トンCO₂換算)
環境影響評価FY2021

FY2022メタン(Fugitive Emission)

1,087,677

1,330,222

地表からの流出(採掘後)89,302

66,213

軽油消費

6,938

5,174

238

280

6

6

1,184,161

1,401,895

1,733,296

電力消費 (Scope2)

65,511

69,939107,152

計

1,249,672

1,471,834

1,840,448

石油グリース類
六フッ化硫黄(SF6)
Scope1 計

Scope1+Scope2

出所： Mandalong mine Annual Review (March 2023 及び March 2022)

108

年間最大値
1,703,872

29,424

「参考情報 3」Mandalong 炭鉱における漏洩メタンガス削減のための技術投資(AnnualReview の抜粋)
Centennial 社は Mandalong 鉱山からの漏洩メタン GHG 排出を削減する技術に投資してきた。 この温室効果ガス削減に対処するために、4 段階のプロセスを計画。 第 1 期と第 2 期の建設は 2013 年 11 月に完了した。
ステージ 1
鉱山の地表ガス排水プラントからの漏洩メタン GHG 排出量を削減するために使用予定の複数の密閉フレア建設の同意変更承認を 2005 年に取得した。 ガスフレア建設の土木工事は2012 年 10 月に開始され、最終試運転が完了し、2013 年 11 月に自動運転を開始した。密閉型ガスフレアの建設は、最大 2,000 リットル/秒の流量のガス排出を軽減することが可能となった。
ステージ 2換気空気メタン（VAM：Ventilation Air Methane）再生アフターバーナー （VAM RAB®）の性能を確認するためのデモンストレーションプロジェクトとして、ユニットの設置と継続的な運転のために、ユニット能力の改造承認を 2011 年 11 月 11 日に、当時の計画インフラ省大臣に代わって計画評価委員会 （PAC） から取得した。マンダロン向けに当初提案された VAM RAB® 技術には、同炭鉱の総 VAM 毎秒約 10 立方メートル （m3/秒） の捕捉と軽減を実証するプロジェクトの一環として、本ユニットの設置と運用が含まれている。VAM は鉱山換気流中の低濃度メタンであり、システムは換気空気を大きな酸化容器に送り込み、メタンを酸化して二酸化炭素にするものである。この技術は、鉄鋼業界で利用されているコークス
炉の排ガス処理原理に基づいているものである。 VAM RAB® 実証プラントは完成後、2014
年後半にテストを行い 2015 年と 2016 年には若干の構成変更が加えられた。VAM RAB® プラ
ントは現在、技術的な問題から運転を中止している。継続的な運転には装置の大幅な設計変更が必要となっておりテストを行っているが、今後の運転再開を含むスケジュールははっきりしていない。
ステージ 32009 年 7 月、Mandalong 炭鉱は当局から、発電用の複数のメタンガス発電設備の建設および運転承認を得た。 発電設備が導入されれば、敷地内に電力が供給され、余剰電力は売電される。この運転と並行してフレアユニットは、バックアップまたはピークガス流量対応として引き続き使用する。2018 年、Centennial 社は Mandalong ガス発電プロジェクト計画に着手し、同社によればガス発電の建設は 2021 年に完了し、2023 年には試運転と正式な運転を開始したいとしていた。

109

ステージ 4
Mandalong では現在、坑内掘からのメタンガスの回収を改善するためのオプションを調査している。これにより、ステージ 1 のガスフレアまたはステージ 3 のメタンガス発電によるメタン削減量を増やすことが可能になる。プロジェクトが実行可能であれば、2023 年に開始予定となっている。

110(2) Tahmoor 炭鉱
Tahmoor 炭鉱は Gupta 財閥の GFG グループ傘下の SIMEC Mining 社の保有運営する91NSW 州 Sydney の南西約 95Km に位置する坑内掘原料炭炭鉱で年産約 150 万トンを生産している。また、2022 年度の Safeguard データ等から計算すると、2022
年度の豪州で Mandalong 炭鉱、Moranbah North 炭鉱、Appin 炭鉱に次いで 4 番目に排出原単位の高い炭鉱である。
Tahmoor 炭鉱のレポート92によると、2018 年度に VAM のより正確な測定装置（SICK 分析装置）の使用開始による排出量の減少、2021 年度にフレアに送られる廃ガス容量と回収効率 の向上による排出量の削減、新規採掘地域における事前抽出といった対応を取っている。しかしながら、絶対量の増減は、採掘地域における GHG ガ
ス濃度による影響が大きいことが示唆されている。
表 5.8

Tahmoor 炭鉱からの GHG 排出量推移(単位：千トンCO₂換算)
Scope1

Scope2

2016年度

1,643

85

1,727

2017年度

1,625

85

1,710

2018年度

1,396

82

1,478

2019年度

1,260

83

1,343

2020年度

1,239

88

1,326

2021年度

1,124

79

1,222

2022年度

964

91

1,055

2023年度

993

80

1,073

計

出所：Tahmoor coal 2022 ANNUAL REVIEW AND ANNUAL ENVIRONMENTAL MANAGEMENTREPORT(3) Carborough Downs 炭鉱
Carborough Downs 炭鉱は米国 AMCI グループ（70%）と伊藤忠商事（30%）との共同所有する Fitzroy 社の保有する93QLD 州 Bowen Basin に位置する坑内掘原料炭炭鉱で年産約 220 万トンを生産している。
また、2022 年度の SGM データ等から計算すると、2022 年度の豪州で Mandalong
91 2018 年に SIMEC Mining が買収。1979 年に操業を開始し、それ以降、BP、CRA、Austral、Centinnial、
Xstrata、Glencore、SIMEC とオーナーは変遷している。
92 Tahmoor coal 2022 ANNUAL REVIEW AND ANNUAL ENVIRONMENTAL MANAGEMENT REPORT
93 Fitzroy Sustainability Report 2023

111

炭鉱、Moranbah North 炭鉱、Appin 炭鉱、Tahmoor 炭鉱、Grosvenor 炭鉱に次いで6 番目に排出原単位の高い炭鉱である。
Carborough Downs 炭鉱の所在地は石油事業者が保有するリースと重複しており、重複地域内での石炭採掘および炭層ガス採掘の共同開発協定および調整協定が締結され、炭層ガスの相互利用が定められている。石炭採掘前の炭層ガスを抽出後、圧縮し、Moranbah Gas 処理施設に輸送、ガス供給の一部になっている。現在、炭層ガス
は農業および資源産業およびタウンズビル発電所で使用する硝酸アンモニウムの製造に使用されている。また、将来計画としてタウンズビルに拠点を置く鉱物処理施設で利用される可能性があるとのことである。
表 5.9

Carborough Downs 炭鉱からの GHG 排出量推移

Scope1+Scope2 (トンCO₂換算)
GHG排出原単位(トンCO₂換算/ROMトン）

FY2019FY2020

FY2021

477,614713,543778,258 1,066,669

0.18

0.25

FY20220.20

0.19

注：GHG 排出原単位は出所のものをそのまま表記。本稿(4.1 等)に記載のものとは一致しない。
出所：Fitzroy Sustainability Report 2023

以上、豪州で 2022 年度の GHG 排出原単位が高いとの推定される Mandalong 炭鉱（第 1 位）、Tahmoor 炭鉱（第 4 位）、Carborough Downs 炭鉱（第 6 位）の炭鉱レ
ベルでの GHG 排出量削減対策を記載した。いずれの炭鉱でも、GHG 排出量の大宗を占めるものは捕捉困難かつ有効活用の困難なメタンの大気放出である。
また、豪州ではこのような GHG 排出量の大きい炭鉱でも、既に IEA が指摘しているような現時点で実施可能な削減策、具体的にはフレアリング（Mandalong 炭鉱、Tahmoor 炭鉱）やオンサイト発電（Mandalong 炭鉱）、ガスパイプラインシステムへの注入（Carborough Downs 炭鉱）の実施、検討をすでに行っており、また、VAM
活用の検討も進めている。
第 2 位の Moranbah North 炭鉱、第 5 位の Grosvenor 炭鉱、第 9 位の CapCoal 炭鉱も保有運営者である Anglo American 社が前述 の通り、GHG 排出量削減を進めているが、使用電力の完全な再生可能エネルギー由来化、鉱山での水素トラックの導入などによって化石燃料消費の大幅削減に着手している同社においても、石炭採掘時の漏洩ガス（特に VAM）は、漏洩ガス削減プロジェクトの検討段階であり、実施計画を公表できる段階ではないと述べているように容易ではない。

112

また、炭鉱メタンの排出量は Ashton 炭鉱（第 8 位）の GHG 排出量が 2022 年度に対前年比 45%増加したことからもわかる通り、採掘エリアによる増減が極端である。
現在の技術状況では、石炭分野のメタン排出量削減は、石油ガス分野におけるメタ
ン排出量削減のように「low hanging fruit」とは、とても言えない状況にある。IEA
がネットゼロシナリオ実現のためには 2020 年対比 2030 年に原単位当たりのメタン排出量を 21%削減が必要としている94（表 5.4 参照）が、既に既存技術での排出量削減に着手し、原単位当たりのメタン排出量が主要産炭国の中で最も低い豪州95にとっては 21%よりさらにハードルの高い数字となる。2023 年に改訂された豪州セーフガー
ドメカニズムでは、2030 年度で 2023 年度対比 34.3%96の温暖化効果ガスの削減を業
種問わず、対象施設一律に課しており、豪州の炭鉱にとって、削減手段が限定的な中、実現が極めて困難と思われる炭鉱が多数存在する。

5.3

炭鉱からの 漏洩ガス排出量の測定方法・排出係数・測定技術、および係る豪

州政府または専門機関による基準動向「National Greenhouse and Energy Reporting (Measurement) Determination
2008」（以降、NGER Measurement）では、NGER スキームの排出量を計算する方法の概要が説明されている。NGER Measurement では 4 種類の測定方法が示されている。方法は 4 つあり、Method 1 から Method 4 に進むにつれて複雑になる。
表 5.10 NGER Measurement の定める排出量計算方法
概要
Method1

排出係数を乗じる方法

Method2

業界ベースのサンプリングなどの施設固有の情報が必要で、分析にはオーストラリアまたは国際基準、またはそれらと同等基準の適用が必要

Method3

サンプリングと分析の両方にオーストラリアまたは国際基準の適用が必要

Method4

定期的または継続的な排出量の直接監視または測定

出所：Climate Change Authority : 2023 Review of National Greenhouse and Energy Reporting Legislation

94 IEA ネットゼロシナリオの実現にはさらに石炭生産量自体を 55%削減することを前提としている。
95 https://www.iea.org/reports/curtailing-methane-emissions-from-fossil-fuel-operations/executive-summaryの図表参考
96 4.9%/年削減×7 年間=34.3%

113

記載

報告者は排出量の推定に使用できる方法を選択可能だが、すべての方法がすべての発生源からの排出量の推定に利用できるわけではなく、利用可能な方法は、分野と活動、および測定または推定に利用できる技術によって異なる。
石炭採掘に伴う炭鉱からの漏洩ガス（Fugitive emissions）の測定方法は NGER
Measurement の Chapter3Part 3.2—Coal mining—fugitive emissions に定義されている。
坑内掘炭鉱の場合、Method1 もしくは Method4 を選択できる✓

Method1―生産した ROM トン数に一定の係数をかけることで算出（Gassy
mine もしくは non-gassy mine により係数が異なる）✓

Method4－継続的あるいは定期的なモニタリングを使用した、石炭採掘から放出される排出量の直接測定

露天掘炭鉱の場合、Method1 もしくは Method2 を選択できる✓

Method1―生産した ROM トン数に一定の係数をかけることで算出（州ごとに排出係数が異なる）✓

Method2－現場のサンプリングを分析することにより計算
表 5.11 Method1 による石炭採掘に伴う漏洩ガス測定係数

注 gassy mine とは、換気口に 0.1%以上のメタンが排出される坑内掘り鉱山(NGER Measurement)
出所 National Greenhouse and Energy Reporting (Measurement) Determination 2008

露天掘りの場合、QLD 州では漏洩ガス排出量の 72% が Method 1 を使用して報告されているのに対し、NSW 州では、漏洩ガス排出量の 26% が Method 1 を使用して報告されている97 。当局は上記比率をもって、係数の低い QLD 州に位置する炭鉱
は Method1 を使用し、係数の高い NSW 州に位置する炭鉱は Method1 を使用しない

97 Climate Change Authority: 2023 Review of National Greenhouse and Energy Reporting Legislation

114

よう動機づけがされる可能性があると述べている。しかしながら、表 5.3 のように州の違いにより、排出原単位が大きく異なるということもなく、表 4.4 に示した露天掘りの各 SGM 対象炭鉱の露天掘り排出原単位を見ても Method1 に指定される係数に収れんする傾向があるわけでもない。複数の事業者からも、NGER が規則として係数による算出と実測を定めている場合、双方の方法にて計測し、保守的な数値（排出原単位の高い数値）を報告すると聞いている。
Method1 の問題点は、後述の当局の提言の通り、露天掘りより坑内掘り98によりその弊害が出る傾向にあるが、ガスの事前抽出（Drainage）を行った場合でも数値の変化が生じない、同じ炭鉱でも採掘する場所の違いにより大きく排出原単位が変化する
ことを無視してしまう、ということにあろう。
また、近年、豪州炭鉱のメタン排出量が衛星からの測定の結果に比して一部過小であるという意見に関連して、Climate Change Authority が公表した「2023 Review of
National Greenhouse and Energy Reporting Legislation」では衛星技術により、次のように記載している。
近年、衛星から地上センサーに至るリモートセンシング技術は、施設レベルのメタ
ン排出量を定量化するために世界的に導入されており、これらの技術を使用したいく
つかの研究は、漏洩メタン排出量を推定するために従来から地上からの測定手法を使用している豪州の一部施設でのメタン排出量が過小評価されている可能性があると主張している99。
その一方で、衛星ベースの測定には限界があり、施設レベルで排出量をより正確に測定するためにこの技術を使用することの妨げてとなっている。これらの制限は、例
えば雲の位置や範囲に起因する100。また、衛星を用いた推定値は風速の仮定にも非常に感度が高く、排出量推定値に±30%程度 の誤差が生じる可能性がある101。
また衛星観測の測定時間の制約により、施設からの年間総排出量を見積もる場合にも影響がある。たとえば、石炭とガスの一時的な排出を測定するには、時間的変動が大きいことがわかっている102 。
98 Climate Change Authority: 2023 Review of National Greenhouse and Energy Reporting Legislation によれば、
坑内掘りの漏洩ガス量の 9 割以上の測定に Method4(実測)が用いられている
99 Sadavarte, et al., 2021; Palmer, et al., 2021
100 Cooper, Dubey, & Hawkes, 2022
101 Jacob D. J., et al., 2022; Varon, et al., 2018
102 Riddick, Mauzeralla, Celia, Kang, & Bandilla, 2020; Frankenberg, et al., 2016; Zavala-Araiza, et al., 2015;
Duren ら、2019; Dreger & Kędzior、2021; UNEP、2022; Swolkień Fix、および Gałkowski、2022

115

なお「2023 Review of National Greenhouse and Energy Reporting Legislation」
は、National Greenhouse and Energy Reporting Act 2007 に基づき 5 年ごとにClimate Change Authority がレビューを行うこととされている。2023 年が 2 回目のレビューであるが、漏洩メタンの測定方法につき、以下提言をしている。
● 炭鉱部門における Method1 手法の速やかな段階的廃止
理由：Method1 では古い研究に基づく係数が使用されている。また、鉱山内の異なる炭層、採掘ピットのメタン含有量を正確にとらえることも困難である。
また、採掘前にガスの事前抽出（Drainage）を行った場合でも排出係数を乗じる方式では報告排出量の減少に反映できないため、ガスの事前抽出の実施のインセンティブはない。また、排出係数を乗じる方式では、鉱山の深度によるメタン
濃度の違いも反映されないため。
● 露天掘り炭鉱における Method2 のサンプリング要件基準の速やかな見直し
理由：露天掘り鉱山からの石炭の採掘による漏洩排出量を推定するためのMethod2 および Method3 は、2011 年に発表された豪州石炭産業研究プログ
ラム（ACARP）の研究から開発されたが、現行のガイドラインでは、少なくとも 3 つのボーリング孔をサンプリングする必要がある。炭層全体のメタン含有量は変動するため、特にメタン含有量が一般的に高い現代の深層鉱山では、このサンプル数では不十分な可能性がある。
● NGER 制度に基づいて報告される漏洩メタン排出量の地上からの推定値を検証するための上空からの検証枠組み政策を開発する。これは可能な限り速やかに試
験的に段階的に導入され、2024 年には上空・衛星からの測定による検証が義務付けられるべきである。 NGER 法を使用して得られた現行制度による地上での測定の推定値と上空・衛星からの検証測定値の間に矛盾が見つかった場合は、排出量推定値を調整するために、報告主体によって地上での測定手法が改良される必要がある。
理由：上空・衛星からの検証測定を行うためのガイドラインの開発と並行して、上空・衛星からの検証ポリシーの枠組みを確立し、NGER スキームに統合する必要がある。このようなフレームワークには、次のような詳細を含める必要がある。
• 上空、衛星からの測定の頻度を含む検証要件• 上空、衛星からの排出量検証の段階的導入のスケジュール• 報告主体のトレーニングまたは経験の要件

116

• 上空、衛星からの検証測定と地上での測定された排出量推定との間の調整に関するガイダンス。
クリーン エネルギー規制当局 (規制当局) は、調整プロセスの監督に関与する必要がある。
この提言に基づき、政策的には石炭部門での係数による漏洩ガス算出手法の撤廃、
これまでの Method2、Method4 による報告がしばらく継続するものの衛星など上空からの漏洩メタン量測定による検証制度が導入されてくるものと思われる。

117

第 6 章.セーフガードメカニズムによる効果と影響及び課題
改めて、セーフガードメカニズム（SGM）の考え方を整理すると、政策意図として大規模な GHG 排出事業者（年間 GHG 排出量 10 万トン CO2 換算以上）と大規模排出を行う新規参入者の排出量を 2030 年までに約 1.4 億トン CO2 換算から 1 億トン CO2換算に削減するための制度である。
2016 年に SGM が導入されて以来、SGM は排出量のキャップ目的、現状から非悪化のための制度であったが、今回労働党政権が公約実現のために排出量を大きく削減する目的のために制度を改定したということである。対象は GHG プロトコル上のScope1 のみである。
6.1 効果：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本）
CO2（軽油消費）、メタン（Fugitive emission:漏洩ガス）排出ともに至近年度の抜本的な削減対策がないため、第 5 章 1 で述べた通り、豪州政府も大幅な低下は予測していない。但し、SGM 政策により現政府が GHG 排出量の現状非悪化から削減政策への具体策を示したことから、各施設ともに効果的な打ち手が乏しい中削減努力を進めるため、政府予測程度の低減は期待したい。例えば、CO2（軽油）排出削減について
は、図 6.1 のように徐々に進むが 2030 年まで大幅減とはいかないと予測される。

出所：気候変動エネルギー環境水資源省(DCCEEW)103

図 6.1

103 Study reportopportunities

鉱山における軽油消費削減技術の概況

Stationary energy (excluding electricity) - mining and energy technology and efficiency

118石炭輸入国である日本としては、SGM による供給減は小幅にとどまると考えられ、大きなインパクトでないものの出資者の立場としては、SGM が内包する偶発リスク、風評リスク（後述）に留意する必要がある。

6.2 影響：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本）
石炭産業にとり、SGM の認識及び対応は第 3 章 8 に記載の通り、以下と想定される。
● GHG 排出源は、①操業に伴い使用する軽油消費によるもの、②坑内掘り、露天掘りともに漏洩ガス（Fugitive emission）に大別される。他に電力消費があるが Scope2 対象のため、SGM の対象外
● 上記①②ともに、大幅な削減を実施可能な対策が、即時にあるわけではない。
2030 年までの技術革新・進展を考えた場合、①はバイオ燃料や水素の燃料化、
重機トラックの電化など考えうるが、②は抜本的な新技術の目途に現状乏しい。
● 一方で、SGM は年 4.9%ずつという一定比率での削減を 2024 年度から 2030 年まで求めているものであり、特に至近年度での排出量削減(排出原単位削減)は困難。
● クレジットによるオフセット（ACCUs の購入）による対応とならざるを得ない炭鉱も多いがこれまでの ACCU 価格より高額になることを覚悟。
● クレジットによるオフセット以外の罰則等を懸念。罰則自体の他に罰則を受ける
事実が風評リスクとなることを懸念
第 3 章でも触れたが、石炭事業者にとって、ベースライン（事実上、GHG 排出量のキャップ）の設定ルールと違反した場合の罰則について確認しておきたい。
(1) ベースライン（排出原単位）の計算
排出事業所ごとに年度ごとに基本的には年率 4.9%ずつ減少するベースラインを設定し、その設定されたベースラインより排出量が少なかった事業者にはクレジット（SMCU）が取得できる一方、ベースラインより排出量超過した場合には、クレジット（SMCU もしくは ACCU）を購入しなくてはいけない。

ベースライン（トン CO2 換算）= 生産数量(ROM トン)×排出原単位(トン CO2 換算 /ROM トン）×減少率(年率 4.9%)119排出原単位は、各施設固有の排出原単位と各業界の平均の原単位を使用し、今般の改定で定める業界ごとに業界平均の原単位比率を下表のように徐々に高めていき、
2030 年までに現在の業界平均の排出原単位から年 4.9%ずつ低減した原単位に移行することになっている。
但し、石炭炭鉱にだけ実質的に例外となる比率が用いられている。他の SGM 対象の業界の業界平均が具体的な数字で表記される中、石炭炭鉱については、業界平均は「(a)0.0653 トン CO2 換算/ROM トンと(b)施設固有の排出原単位の平均」104とされており、実態として、表 6.2 の比率の変化となる。このような運用を行うのは、石炭分
野がほかのすべての分野に比べて、施設固有の排出原単位の分布が広かったために実施した措置とされ、2026-2027 年度に実施される SGM のレビューの際には検討対象になる105、とされている。
表 6.1

排出原単位の比率変化

ベースライン算定上のIndustry Average:Site Specificの比率
2023-2024 2024-2025 2025-2026 2026-2027 2027-2028 2028-2029 2029 -2030
SGM全体

10:90

20:80

30:70

40:60

60:40

80:20

100:0

(例外)石炭炭鉱

5:95

10:90

15:85

20:80

60:40

80:20

50:50

注：

石炭の Industry Average: (a) 0.0653 トン CO2 換算/ROM トン(b) site-specific emissions intensity
number for the facility の平均
Site Specific 排出原単位：FY2018－FY2022 の 5 年間の値の中値 3 か年平均の原単位
新規炭鉱に対しては、原単位 0.00592 トン CO2 換算/ROM トン（世界のベストプラクティス）が適用される。

表 6.2

石炭炭鉱のベースライン
排出量ベースライン

会計年度
2023-2024

生産数量(ROMトン)×（

5% × 0.0653(業界平均値) ＋ 95% × 施設固有の排出原単位 ）×0.951

2024-2025

生産数量(ROMトン)

×（ 10% × 0.0653(業界平均値) ＋ 90% × 施設固有の排出原単位 ）×0.902

2025-2026

生産数量(ROMトン)

×（ 15% × 0.0653(業界平均値) ＋ 85% × 施設固有の排出原単位 ）×0.853

2026-2027

生産数量(ROMトン)

×（ 20% × 0.0653(業界平均値) ＋ 80% × 施設固有の排出原単位 ）×0.804

2027-2028

生産数量(ROMトン)

×（ 30% × 0.0653(業界平均値) ＋ 70% × 施設固有の排出原単位 ）×0.755

2028-2029

生産数量(ROMトン)

×（ 40% × 0.0653(業界平均値) ＋ 60% × 施設固有の排出原単位 ）×0.706

2029 -2030

生産数量(ROMトン)

×（ 50% × 0.0653(業界平均値) ＋ 50% × 施設固有の排出原単位 ）×0.657

施設固有の排出原単位：FY2018－FY2022の5年間の値の中値3か年平均の排出原単位

出所：公表資料より IEEJ まとめ

104 DCCEEW

Safeguard Mechanism: Prescribed production variables and default emissions intensities

https://www.dcceew.gov.au/climate-change/publications/safeguard-mechanism-document
105 EXPLANATORY STATEMENT
National Greenhouse and Energy Reporting (Safeguard Mechanism)
Amendment (Production Variables Update) Rules 2023

120

業界平均のベースラインは、排出量が最も少ない施設で生産を行うものにインセン
ティブを与えるように設定するため、より効率的な削減になると政府は説明している。一方で各施設固有の値に近い値からスタートすること（初年度は、業界平均 10：
固有 90。徐々に業界平均のウエイトを高めるスタイル）で、各施設のコスト負担が抑えられると同時に個々の事業者が排出削減プロジェクトを計画・実施するのに十分な時間が与えられるとも説明している。則ちハイブリッド・アプローチは、各施設が同じ排出削減量を達成目標とすることになるため、セーフガードメカニズム対象施設
は、結果として国の排出量目標に貢献することになる。また、このアプローチでは、制度運用開始と同時にクレジット取引を開始することができるようになっている。
このため、すべての既存施設に対し、過去のデータを用いてサイト固有の排出原単位値の設定が必要となる。各施設は、2024 年 4 月 30 日までにサイト別排出原単位値を申請する必要があり、申請書には外部の審査が必要となっている。サイト別排出原
単位値の審査は、2007 年温室効果・エネルギー報告法（National Greenhouse andEnergy Reporting Act 2007）に基づく報告書として、すでに審査を受けている申請書はこれを適用できる。今回は直近 5 年間のデータ（2017-2018 年度から 2021-22 年度）を用いて計算される。なおこのデータは、施設の生産量加重平均排出原単位値を算出するために使用されるが、この排出量は公表されている定義と一致していなければならない。
新規炭鉱に適用される原単位は世界レベルのベストプラクティスとされ、0.00592
トン CO2 換算/ROM トンである。業界平均である 0.0653 トン CO2 換算/ROM トンより一桁小さい数字である。今後、全くの新規炭鉱の開山の制約になることが予測される。現状、多くのプロジェクトが既存炭鉱の拡張であるが、この場合は産業平均である 0.0653 トン CO2 換算/ROM トンが適用される可能性が高い106。
ベストプラクティスとなった炭鉱は DCCEEW からの聞き取りによれば豪州内の炭鉱である。そのベストプラクティスは NSW 州西部地域の炭鉱と推定され、その一つが Ulan 炭鉱と考えられる。同炭鉱は 2022 年度実績で業界平均を上回る石炭生産量（1,079 万トン）であるにもかかわらず、Scope1 排出量は 51,039 万トン CO2 換算、排出原単位は 0.0046 トン CO2 換算/ROM トンである。排出量が少ないゆえに、石炭生産量は大きいが、SGM 対象外であり、当局の説明する「排出量が最も少ない施設で生産を行うものに与えられるべきインセンティブ」を獲得できない。

106 2024 年 2 月に DCCEEW の口頭説明では本文の通りだが、明確に法律にて、既存炭鉱・新規炭鉱の定義が確認できないので、今後の運用には注目する必要がある。

121

(2) 30％ルール（ベースラインから 30％以上超過排出した場合の罰則可能性）
SGM には通称 30％ルールというものが存在する。SGM 対象施設はベースラインより排出量が少なければ SMCU を獲得でき、排出量が多ければ、過去に獲得していたSMCU（相殺目的で引き出し可能な SMCU は対象年度のベースラインの 10％以下との制限がある）もしくは ACCU の購入を行わなければならない。
ベースラインを 30％以上超過した年度は、必ず、Clean Energy Regulator（CER）に対して、超過した理由及びこれまで削減のためにとっていた措置を報告する義務が生じる。
CER が報告を合理的であると判断した場合には、30％超過分を含め ACCU の購入
によりオフセットすることで SGM 上の義務を果たしたことになる。但し、報告内
容、排出量削減対策が不十分と判断された場合、以下の対策を CER が講じる場合がある107。
• 許認可を一時停止または取消す• 侵害通知を対象施設に発行する。裁判所の使用差止め命令が伴う可能性がある。
• 民事罰則違反に対しては法的措置を講じる。民事罰は最大 4,125 万 A$108。
• 刑事罰を個人または組織に適用すること。
2024 年 2 月に連邦政府 DCCEEW に問い合わせたところ、対象施設が GHG 排出削減を適切に実施しようとしているのであれば、その旨を適切に CER に報告説明した
場合には、ACCU 購入によるオフセット以外の厳しい措置を行われる可能性は少ないだろうとの見解ではあったが、明確な基準があるわけではないので、SGM が対象施設
にとって、コスト負担要因に加え、偶発リスクや風評リスクの可能性を伴うこととなる。
また、仮にベースラインを 30％以上超えた場合には、厳しい措置に至らない場合にも対応状況が公表されるので、風評リスクとなることを懸念する事業者も存在する。
前述のように炭鉱部門では、至近年度で抜本的に GHG 排出量削減技術に乏しいので、仮に今後 SGM 対象炭鉱が原炭（ROM）生産量及び排出原単位が 2022 年度から

107 Clean Energy Regulator ホームページ()https://www.cleanenergyregulator.gov.au/About/Compliance-andEnforcement/Compliance%20and%20enforcement%20action
108 JOGMEC ホームページ (https://oilgas-info.jogmec.go.jp/info_reports/1009585/1009936.html)

122変化しなかった場合と排出原単位のみ 2 割削減できたケースを試算してみた。但し、実際に運用されるベースラインと試算の前提が異なること（実際には 2017-2018 年度
から 2021-22 年度の 5 会計年度の中 3 年間のデータを用いてベースラインを算出する
が、試算では 2022 年度の推定排出原単位のみをサイト固有の原単位と計算している、対象炭鉱の中には生産状況が 2022 年度は平年と傾向が異なる炭鉱も含まれる）にご留意して参考にしていただきたい。
試算の結果、原炭（ROM）生産量及び排出原単位が変わらなかった場合には SGM
対象炭鉱のうち、60 炭鉱のうち半数以上の 34 炭鉱が、原炭（ROM）生産量が変わらず排出量を 2 割削減したと仮定した場合でも 60 炭鉱中 18 炭鉱が、2030 年度までに30％ルールに抵触しそうなことがわかった。
表 6.3

SGM 対象炭鉱の 30％ルール抵触年(試算)

SGM適用

排出原単位

排出量現状維持ケース

排出量2割減ケース

0.50以上2026年度

2028年度

10.40以上0.50未満

2026年度

2028年度

30.30以上0.40未満

2026年度

2028年度

30.20以上0.30未満

2027年度

2028年度

30.10以上0.20未満

2027年度

2029年度

7

0.09以上0.10未満

2027年度

2030年度

00.08以上0.09未満

2028年度

2030年度

10.07以上0.08未満

2028年度-

40.06以上0.07未満

2029年度-

60.05以上0.06未満

2030年度-

6

0.04以上0.05未満

-

-

6

0.04未満

-

-

20

炭鉱数

Industry Ave:Site Specific比率は2030年度に50：50になることを想定
注：GHG 排出量は 2021–22 Safeguard facility data（FY2022）
ROM 生産量、生産量は、QLD は Queensland coal production by mine and coal type - FY2017 toFY2023、NSW は各社 Annual Report などから(一部推定含む)

6.3 セーフガードメカニズム導入後の炭鉱経済性への影響
具体的に SGM 導入後の炭鉱の経済性、コスト負担等を 4 類型の炭鉱を仮定して、簡便に推計してみる。

123

QLD 州・NSW 州ごとに分けたのは、ロイヤルティ税率の違い、QLD 州は原料炭炭鉱が多く、NSW 州は一般炭炭鉱が多いため石炭販売価格が異なるためである。また、坑内掘、露天掘で分けたのは GHG 排出原単位が異なるため、SGM 負担が異なると想定されるからである。
具体的には、SGM 対象炭鉱のうち、QLD 州、NSW 州それぞれの坑内掘り、露天掘りのみの炭鉱の排出原単位、平均原炭（ROM）生産量、平均製品炭生産量のデータ
109を用いて、QLD 州の炭鉱は原料炭炭鉱、NSW 州の炭鉱は一般炭炭鉱と仮定（実態は、QLD 州露天掘は一部一般炭を含む。また、NSW 坑内掘は一部原料炭を含む）、販
売価格は原料炭：250U$/トン、一般炭：130 U$/トン、炭鉱のキャッシュコスト（ロイヤルティ税、クレジットオフセット費用除く）は坑内掘・露天掘り一律に 90A$/ト
ン、為替は 0.66A$/U$とおいた。
排出原単位は 2022 年度推定から変化しない（現状から GHG 排出量削減対策が進展しない）前提、ベースラインは表 6.2 の通り、2030 年度で施設固有の排出原単位と業界平均値が 50：50 に低減することとして試算している。
表 6.4

SGM 対象炭鉱の州別、坑内掘り・露天掘り別
排出原単位

GHG排出量合計(FY2022) 原炭生産量

炭鉱数 (トンCO2換算 /ROMトン） (トンCO2換算） (ROMトン)
QLD

NSW

概要

合計
生産量

一炭鉱あたり 一炭鉱あたり
原炭生産量
生産量

(トン)

(ROMトン)

(トン)

UG

5

0.26457

5,847,413

22,101,379

16,365,541

4,420,276

3,273,108

OC/UG

5

0.10365

4,052,608

39,099,314

33,753,468

7,819,863

6,750,694

UG Total

100.16176

9,900,021

61,200,693

50,119,009

6,120,069

5,011,901

OC

25

0.03997

7,483,336 187,214,171 144,288,482

7,488,567

5,771,539

UG

100.25174

6,579,032

26,134,750

24,371,202

2,613,475

2,437,120

OC/UG

3

0.02345925,070

39,449,513

29,645,168

13,149,838

9,881,723

UG Total

13

0.114427,504,102

65,584,263

54,016,370

5,044,943

4,155,105

OC

12

0.038634,642,973 120,202,881

91,629,792

10,016,907

7,635,816

表 6.5

SGM 対象炭鉱の類型分け(試算用)販売価格

Cash Cost

排出原単位

原炭生産量

製品炭生産量(U$/トン)(A$/トン)(トンCO2換算 /ROMトン）(ROMトン)

(トン)

ケース1

QLD

UG

原料炭

250

90

0.26457

4,420,276

3,273,108

ケース2

QLD

OC

原料炭

250

90

0.03997

7,488,567

5,771,539

ケース3

NSW

UG

一般炭

130

90

0.25174

2,613,475

2,437,120

ケース4

NSW

OC

一般炭

130

90

0.03863

10,016,907

7,635,816

109 ROM 生産量、生産量は、QLD は Queensland coal production by mine and coal type - FY2017 to FY2023、
NSW は各社 Annual Report などから(一部推定含む)

124

【ケース１の試算結果】
ケース１
QLD

UG

原料炭

販売価格

Cash Cost

排出原単位 原炭生産量 製品炭生産量(U$/トン)(A$/トン)(トンCO2換算 /ROMトン）(ROMトン)

(トン)

250

90

0.26457

4,420,276

3,273,1082023-2024 2024-2025 2025-2026 2026-2027 2027-2028 2028-2029 2029-2030
FY2024
販売価格

FY2025

FY2026FY2027

FY2028FY2029FY2030

U$/トン

250.00250.00250.00250.00250.00250.00250.00A$/トン

378.79378.79378.79378.79378.79378.79378.79Cash Cost

A$/トン

90.00

92.25

94.56

96.92

99.34

101.83104.37

ロイヤルティ

A$/トン

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

SGM Offset

A$/トン

2.27

4.65

7.12

9.70

13.28

16.92

20.60

マージン

U$/トン

135.63132.58129.42

126.16122.20118.16114.05

コスト

A$/トン
SGM 30％ルール超過の有無*
民事罰最大額205.50200.88196.09191.16185.15179.02172.80

OK

OK

×

×

×

×

×

A$/トン

12.60

12.60

12.60

12.60

12.60

*:Baselineを30％超過した場合、操業停止命令、民事罰(最大41,250,000A＄)などを受ける可能性がある
Cash Costは物価上昇率を2.5%/年と仮定し反映。
オフセットに用いるACCU価格は上限額の75AUD/ユニットとし、物価上昇率＋2％/年を反映。物価上昇率は2.5%と仮定【ケース２の試算結果】
ケース2
QLD

OC

原料炭

販売価格

Cash Cost

排出原単位 原炭生産量 製品炭生産量(U$/トン)(A$/トン)(トンCO2換算 /ROMトン）(ROMトン)

(トン)

250

90

0.03997

7,488,567

5,771,539

2023-2024 2024-2025 2025-2026 2026-2027 2027-2028 2028-2029 2029-2030
FY2024
販売価格

FY2025

FY2026FY2027

FY2028FY2029FY2030

U$/トン

250.00250.00250.00250.00250.00250.00250.00A$/トン

378.79378.79378.79378.79378.79378.79378.79Cash Cost

A$/トン

90.00

92.25

94.56

96.92

99.34

101.83104.37

ロイヤルティ

A$/トン

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

81.02

SGM Offset

A$/トン

0.07

0.17

0.28

0.42

0.47

0.56

0.68

マージン

U$/トン

137.08135.54133.94132.29130.65128.96127.19A$/トン

207.70205.36202.94200.43197.96

195.39192.72

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

コスト

SGM 30％ルール超過の有無*
民事罰最大額A$/トン*:Baselineを30％超過した場合、操業停止命令、民事罰(最大41,250,000A＄)などを受ける可能性がある
Cash Costは物価上昇率を2.5%/年と仮定し反映。
オフセットに用いるACCU価格は上限額の75AUD/ユニットとし、物価上昇率＋2％/年を反映。物価上昇率は2.5%と仮定

125

【ケース 3 の試算結果】
ケース3
NSW

UG

一般炭

販売価格

Cash Cost

排出原単位 原炭生産量 製品炭生産量(U$/トン)(A$/トン)(トンCO2換算 /ROMトン）(ROMトン)

(トン)

130

90

0.25174

2,613,475

2,437,1202023-2024 2024-2025 2025-2026 2026-2027 2027-2028 2028-2029 2029-2030
FY2024
販売価格

FY2025

FY2026FY2027

FY2028FY2029FY2030

U$/トン

130.00130.00130.00130.00130.00130.00130.00A$/トン

196.97196.97196.97196.97196.97196.97196.97

Cash Cost

A$/トン

90.00

92.25

94.56

96.92

99.34

101.83104.37

ロイヤルティ

A$/トン

19.30

19.30

19.30

19.30

19.30

19.30

19.30

SGM Offset

A$/トン

1.71

3.49

5.35

7.28

9.97

12.69

15.46

マージン

U$/トン

56.73

54.07

51.33

48.49

45.12

41.68

38.17

A$/トン

85.96

81.93

77.77

73.47

68.36

63.15

57.84

コスト

SGM 30％ルール超過の有無*
民事罰最大額

OK

OK

×

A$/トン

×

16.93

×

16.93

×

16.93

×

16.93

16.93

*:Baselineを30％超過した場合、操業停止命令、民事罰(最大41,250,000A＄)などを受ける可能性がある
Cash Costは物価上昇率を2.5%/年と仮定し反映。
オフセットに用いるACCU価格は上限額の75AUD/ユニットとし、物価上昇率＋2％/年を反映。物価上昇率は2.5%と仮定【ケース 4 の試算結果】
ケース４
NSW

OC

一般炭

販売価格

Cash Cost

排出原単位 原炭生産量 製品炭生産量(U$/トン)(A$/トン)(トンCO2換算 /ROMトン）

130

90

(ROMトン)

0.03863 10,016,907(トン)
7,635,816

2023-2024 2024-2025 2025-2026 2026-2027 2027-2028 2028-2029 2029-2030
FY2024
販売価格

FY2025

FY2026FY2027

FY2028FY2029FY2030

U$/トン

130.00130.00130.00130.00130.00130.00130.00A$/トン

196.97196.97196.97196.97196.97196.97196.97

Cash Cost

A$/トン

90.00

92.25

94.56

96.92

99.34

101.83104.37

ロイヤルティ

A$/トン

21.27

21.27

21.27

21.27

21.27

21.27

21.27

SGM Offset

A$/トン

0.06

0.14

0.24

0.37

0.40

0.47

0.57

マージン

U$/トン

56.52

54.98

53.39

51.75

50.13

48.44

46.69

A$/トン

85.64

83.31

80.90

78.41

75.95

73.40

コスト

SGM 30％ルール超過の有無*
民事罰最大額

OK

OK

OK

OK

OK

OK

70.75
OK

A$/トン

*:Baselineを30％超過した場合、操業停止命令、民事罰(最大41,250,000A＄)などを受ける可能性がある
Cash Costは物価上昇率を2.5%/年と仮定し反映。
オフセットに用いるACCU価格は上限額の75AUD/ユニットとし、物価上昇率＋2％/年を反映。物価上昇率は2.5%と仮定

上記 4 ケースの試算から導ける結果は以下の点である。
●

SGM 導入後もクレジットオフセットの対応を考慮しても、収支的にはほとん
どの炭鉱がコスト割れすることはない。

126

●

NSW 州一般炭炭鉱では、ロイヤリティの値上げ、カーボンオフセット負担により、販売価格が 80U$/トン（前提：為替 0.66A$/U$、121.21A$/トン）とすると、後年度（2030 年に近づくと）マージンがほぼ出なくなる110。
つまり、理論上は石炭価格の下限が切り上がり、一般炭でも過去のように
80U$/トン以下の状況が生じる可能性は少なくなっているといえる。原料炭は仮に 150U$/トン程度の市況になっても、今回の前提ではコスト割れすることはない。最近の市場価格の推移は、実質的に国際海上貿易市場で豪州の原料炭が寡占状態になっていることも影響していると思われる。

●

コスト要因を見た場合、SGM によるカーボンオフセット（ACCU 上限単価で計算した購入負担）よりも、ロイヤルティ負担の方がはるかに重い。特に、QLD 州では 2022 年 7 月に突如、税率変更が生じて以降、高価格時のロイヤル
ティ税額が増加している。

●

表 6.4 で確認した通り、排出原単位が高い炭鉱は 30％ルールに抵触する可能性が高い。排出原単位が現状のままの場合、坑内掘り炭鉱では 2025－2026 年度に抵触する炭鉱が出てくる可能性がある。SGM のオフセット費用自体は安価とは言えないが、ロイヤルティ税に比べれば低いレベルである。30％ルールに抵触した場合に Clean Energy Regulator（CER）から下される措置は前述の通りだが、操業停止や民事罰などの厳罰に至らない場合でも必ず実施される状況説明の段階で CER から事業者名を公表される可能性もあり、風評リスクにつながることを懸念する事業者もいる。

●

ベースラインから排出量が 30％以上超過した場合に課される可能性のある民
事罰は、民事罰 1 単位は 275A$である。民事罰を受けた場合の経済的影響は、
民事罰の範囲は 5 万から 15 万単位と決められているので、最大 15 万単位の民
事罰を受けた場合、41,250,000A$（＝275A$/単位×150,000 単位）となる111。

SGM 制度はコスト負担要因にもなるが、それ以上に偶発リスク、風評リスク影響につながる制度といえる。

110 為替や燃料費人件費の動向にて、実際のコストは当然変動するが、SGM 改定前、NSW におけるロイヤルティ値
上げ前に、2022 年 12 月に連邦政府の「Energy Price Relief Plan」を受けて、NSW 政府が施行した「Energy andUtilities Administration Act 1987」「Coal Market Price Emergency (Directions for Coal Mines) Notice 2022」（石炭を州内の石炭火力発電所向けに一定量留保し、石炭生産者に対し州内石炭火力発電所向けの価格上限を課す法律）による価格上限が 125AUD/トン＠5500NAR(＝136.36AUD/トン＠6000NAR 相当)であったことを勘案しても、妥当な試算と考えられる。
111 JOGMEC ホームページ(https://oilgas-info.jogmec.go.jp/info_reports/1009585/1009936.html)

127

炭鉱の操業に対し、コスト面から大きな営業を持つロイヤルティ税について確認しておく。
豪州の政治制度上、陸上に存在する鉱業に関する立法、規制の権限は州政府にあり、ロイヤルティ税の設定も州の権限である。収入自体もすべて州の収入になる。
QLD 州政府は 2022 年 7 月にロイヤルティ税制を変更した。従来、最高税率が 15％だったところ、ロシアのウクライナ侵攻の影響による資源価格高騰を見て、石炭価格が高騰した場合には最高税率が 40%以上となるように変更したものである。
NSW 州政府は前述の通り、2022 年にはロイヤルティ税率を変更することなく、州内石炭火力向けの石炭量割当と上限価格制度を導入したが、時限立法であった同制度
を 2024 年 6 月末日で廃止するとともに、2024 年 7 月 1 日からロイヤルティ税率の改訂を発表した。
表 6.6

ロイヤルティ税

税率【QLD 州】
石炭価格

変更後(2022年7月1日以降)

100A$/トン以下
100～150A$/トン以下

変更前
7%

7%

100A$までの価値に対して7%、

100A$までの価値に対して7%、

100A$超の価値に対して12.5%

100A$超の価値に対して12.5%

100A$までの価値に対して7%、150～175A$/トン以下

100～150A$部分：12.5％、150A$超の部分：15%
100A$までの価値に対して7%、

175～225A$/トン以下

100～150A$部分：12.5％、150～175A$部分：15%、
175A$超の部分：20%
100A$までの価値に対して7%、100～150A$部分：12.5％、225～300A$/トン以下

150～175A$部分：15%、
175～225A$部分：20%
225A$超の部分：30%
100A$までの価値に対して7%、100～150A$部分：12.5％、300A$/トン超

150～175A$部分：15%、
175～225A$部分：20%
225～300A$部分：30%
300A$超の部分40%

128

100A$までの価値に対して7%、100～150A$部分：12.5％、150A$超の部分：15%

【NSW 州】
変更後(2024年7月1日以降)

変更前

露天掘り

10.8%

8.2%

坑内掘り(Underground)

9.8%

7.2%

坑内掘り(Deep Underground)

8.8%

6.2%

出所：クイーンズランド州政府、ニューサウスウェールズ州政府

ホームページ

前表のとおり、QLD 州の実質税率がわかりにくいので石炭価格別のトン当たりの税
単価と QLD 州の実質税率を表 6.7 にまとめておく。石炭価格が高額の場合には QLD
州の実質税率が高いことに間違いはないが、実は 145U$/トン以下の場合は NSW 露天
掘炭鉱の方が QLD 州のロイヤルティ税より高い。
単価の高い原料炭炭鉱が多い QLD 州、一般炭炭鉱の多い NSW 州がそれぞれロイヤ
ルティ税収入を極大化できるような税区分、レートに設定したといえる。
表 6.7
石炭価格

ロイヤルティ税

石炭価格別実質税率

U$/トン

50

100

150

200

250

300

350

400

450

A$/トン

75.76

151.52227.27303.03378.79454.55530.30606.06681.82

為替は0.66A$/U$で換算
ロイヤルティ
QLD

A$/トン

5.30

13.48

24.84

36.20

47.57

58.93

70.30

81.66

93.02

(実質税率)

7.0%

8.9%

10.9%

11.9%

12.6%

13.0%

13.3%

13.5%

13.6%

NSW(OC)

A$/トン

8.18

16.36

24.55

32.73

40.91

49.09

57.27

65.45

73.64

NSW(UG)

A$/トン

7.42

14.85

22.27

29.70

37.12

44.55

51.97

59.39

66.82

これまで、ロイヤルティ税を納める炭鉱事業者の立場から数字を見てきたが、税を徴収する州政府の立場から見るとどうなるだろうか。
QLD 州の 2022-2023 会計年度の予算案は元々22 億 A$の赤字予算であったが、結果は 123 億 A$の黒字でキャメロン・ディック州財務長官によれば、州政府または準州
政府が記録した史上最大の黒字とのことである。これに伴い期末の純負債額も予算策
定時の予測 198 億 A$から 59 億 A$に削減されている112。
QLD 資源協議会（Queensland Resources Council）によると、石炭業界からのロ

112 https://www.theguardian.com/australia-news/2023/jun/13/queensland-state-budget-2023-speech-announceddelivered-by-qld-treasurer-cameron-dick129

イヤルティ税収入は州の当初予算 53 億 A$、前年度実績 73 億 A$を大きく上回る 128
億 A$の税収となった113としている。州財政の突然の好転は石炭ロイヤルティ税の増収に起因する。
QLD 州は 2023-2024 年度に生活費救済（Cost of Living Support） に 82 億 A$を支出する予定で、これには全世帯に配布する 550A$のエネルギー補助が含まれており、ディック州財務長官は「QLD 州民の電気代を実質無料にする、他の州・準州にない寛大な政策」と自賛している。生活費救済プログラムや学校・病院等の公共サービ
ス費用など石炭ロイヤルティ税を原資とするもの114は多い。
しかしながら、2026‐27 年度には、主にインフラ支出により純負債額は約 470 億
A$に戻る115とみられている。
端的に言うと、QLD 州政府も炭鉱からのロイヤルティ税収入が減る、つまり、州の石炭生産量が大幅に減少すると州内の公共サービスの存続さえ脅かされるので、何とか炭鉱の GHG 排出量削減をサポートしなければいけない立場である。
豪州の経済は一次産品を輸出し、最終製品を輸入するという構図であるが、QLD 州の輸出金額の過半は石炭に依存している116。また、NSW 州でも石炭輸出は輸出全体の 35％以上を占めている。
上記の背景に基づき、QLD 政府は 2024 年 2 月、SGM 対象炭鉱でかつ原料炭炭鉱
に対し、炭鉱における Scope1 排出量を削減するための 5.2 億 A$規模の低排出投資パートナーシップ（LEIP：Low Emissions Investment Partnerships）117を発表した。
極めて分かりやすく SGM の対象の原料炭炭鉱脱炭素化、特に漏洩ガス対策に言及したものであるが、業界関係者からは年間 100 億 A$超のロイヤルティ税に対して、たった 5 億 A$という声も聞かれる。
上記のように、連邦の GHG 排出削減対策の上では、協力も行う州政府と石炭業界ではあるが、そもそも 2022 年のロイヤルティ税改定時の事前に全くヒアリング等が113 https://www.qrc.org.au/media-releases/qld-govt-tax-damns-river-of-coal-gold/
114 https://www.treasury.qld.gov.au/programs-and-policies/coal-royalties/
115 https://www.theguardian.com/australia-news/2023/jun/13/queensland-state-budget-2023-speech-announceddelivered-by-qld-treasurer-cameron-dick116 https://www.dfat.gov.au/trade/trade-and-investment-data-information-and-publications/trade-and-economicfact-sheets-for-countries-economies-and-regions
117 クイーンズランド州財務省ホームページ (https://www.treasury.qld.gov.au/investment/investment-programsand-support/low-emissions-investment-partnerships/)

130なかったことなどの州政府の対応の悪さ、そもそもの税額が高額すぎること（10％超のロイヤルティ税をかけられる資源は石炭のみである）から、QLD 資源協議会（Queensland Resources Council）は、2024 年 10 月の州議会選挙まで 4,000 万
A$をかけて、「反高額ロイヤリティキャンペーン」を実施している118。
日本の石炭ユーザーに対する影響であるが、第 4 章 2 で見たように SGM による影
響のみならず、他の要因（大手企業の Scope3 目標、既存炭鉱の埋蔵資源枯渇）による影響も含めて検討して考えてみる。石炭ユーザーの立場としては、炭鉱の GHG 排出量削減動向に関係なく、以前から、調達・購入ソースの多様化を常に追求してきた。当然ながら、販売側・購入側のどちらかの寡占化が進めば、他方は交渉力がそこなわれるからである。
表 6.8 のように豪州以外の産炭国の供給制約も増加している。
一般炭で考えた場合は、カナダは 2030 年以降一般炭の輸出禁止を発表し、米国炭のカナダ経由の輸出経路も困難になることが懸念される。南アフリカは国内がエネル
ギー危機の状況にあり、輸出への輸送経路も影響を受けている。また、2030 年代前半に閉山する鉱山が一定程度ある。コロンビアも脱炭素を標榜する新政権が新規鉱山開発を禁止している。また。既存の Cerrejón 炭鉱も 2032 年閉山予定である。インドネ
シアは世界最大の一般炭輸出国ではあるが、日本の需要に適している品位の石炭は一部である。一方、需要側を考えると、日本においては調整力ニーズとして火力発電が必要であるが、水素アンモニアといった脱炭素ソースの火力発電は一部の発電所で混焼が行われる程度にとどまる（第 6 次エネルギー基本計画でも水素アンモニア比率は2030 年で 1％）と想定される。ASEAN の国の中には 2030 年を境に石炭火力はアン
モニア火力に転換、ガス火力は水素発電もしくは水素 ready の発電との計画を策定する国もあるが、ある日突然発電燃料が転換されることなどありえず、現行の化石燃料需要は残っていくものと思われる。
原料炭で考えた場合は、日本製鉄が Glencore とともに Teck Resources 社の原料炭部門を買収したようにカナダは多様化ソースとなるし、米国も一部期待できるが、豪州に比べると輸出量が少ない。ロシアはウクライナ情勢もあり、供給ソースとしていつ検討できるかも不明な状況であり、モンゴルの輸出はほぼ全量中国に消費される。
また需要面でも、鉄鋼需要を賄うためには、水素還元製鉄が技術的に可能になる時間
軸ははっきり予測できず、電炉はそもそも原料が鉄スクラップ故、一度は既存の高炉法による鉄鋼生産を行わねばならず、そのためには原料炭が必要である。
118 https://www.keepqldcompetitive.com.au/131

表 6.8

豪州以外の産炭国における供給制約の増加

出所：Commodity Insight 資料(Whitehaven 社 HP より)119

要約すると、豪州においても、先述の 2022 年 7 月の QLD 州ロイヤルティ改訂、同年 12 月の国内向け価格上限の設定、それに次ぐ NSW 州の対応など、現政権になって以来、政策予見性に乏しい国にはなっているものの、一般炭、原料炭ともに豪州からの輸出に相応の数量を依存せざるを得ない。
脱炭素化の潮流の中で、一般炭需要は著しく減少することをイメージする向きもあるが、図 6.2 のように、2030 年までは海上貿易需要はほぼ横ばいと予測する向きが多い。抜本的には水素やアンモニアへの燃料転換が進まないためである。豪州連邦政府
産業科学資源省（DISR）自体が 2028 年までの需要予測で、一般炭の豪州における生産も輸出もほぼ横ばいから微増という予測をしている120。
原料炭については、むしろインドの需要を中心として需要が増加すると見る向きが多く、豪州政府も同様の見方をしている。
2024 年 2 月の豪州政府との面談では、豪州からの輸出量は一般炭が現行の 2 億トン/年レベルから 2030 年に向けては横ばいから微減、2040 年頃に 1 億 5,000 万トンを切った後 2050 年までは横ばい、原料炭は現行の 1 億 8,000 万トン弱から 2050 年に向けて 2 億トン弱まで増加するシナリオを参考としていた。

119 https://whitehavencoal.com.au/investors/briefings-and-presentations/
120 オーストラリア産業科学資源省ホームページ(https://www.industry.gov.au/publications/resources-and-energyquarterly-march-2023)

132

出所：Wood Mackenzie 資料（Whitehaven 社 HP より121）

図 6.2

一般炭の海上貿易需要予測

出所：Wood Mackenzie 資料（Whitehaven 社 HP より）

図 6.3

原料炭のアジア向け海上貿易需要予測

今後の石炭の日本への供給力に関しては、SGM など環境面からの規制だけでなく、石炭資源が純粋に枯渇するケース、また、忘れてはいけないのは、SGM は Scope1 だ
けを対象にしているが、Scope3 まで含めた企業目標を有している Glencore 社、
Anglo American 社、BHP 社の動向、そのほかの企業の動向が影響する。可能な範囲
で個別炭鉱の状況を確認していくとともに、日本企業の石炭確保状況にも触れていき

121 https://whitehavencoal.com.au/annual-general-meetings/

133

たい。
表 6.9

豪州の石炭生産量及び輸出量(2022 年度)

2021-2022会計年度
精炭生産量(千トン)(単位：100万トン)
豪州

計

QLD州

NSW州

露天掘り

340

198

129

坑内掘り

76

20

48

合 計

416

233

178

原料炭

163

136

27

一般炭

196

53

143

輸出量(千トン)

出所：連邦政府産業科学資源省（DISR）HP、クイーンズランド政府 HP、TEX レポート
注：出所が異なるため、必ずしも合計は一致しない、

表 6.10 豪州の輸出先(国別)(単位：100万トン)
2021–22 2022–23
原料炭
Brazil

3

2

China

0

1

Chinese Taipei
European Union 27

6
17

6
20

India

49

54

Japan

38

39

South Korea

13

12

163

156

Chinese Taipei

27

23

China

0

21

Japan

86

79

South Korea

36

15

一般炭計

196

182

359

338

原料炭計
一般炭

輸出計
出所：連邦政府産業科学資源省(DISR)HP

134

連邦政府 DISR の公表している資料（表 6.10）では原料炭では既にインドが豪州からの最大の輸出先であり、日本は 2 番手となっている。一般炭では輸出量の 4 割強を現状も引き取っていることがうかがわれる。QLD 州の公表している資料（表 6.11）も含めると、原料炭では、インド、韓国、台湾、ブラジル、ベトナムが競合先となっている。また、欧州諸国も原料炭を豪州から調達している。一般炭では韓国、台湾、ベ
トナム、インドと競合していることがわかる。なお、シンガポールやスイスは輸出業者あるいはトレーダーの国籍と推測され、実際の輸出先は不明である。

135

表 6.11 QLD 州の国別原料炭一般炭別輸出量(2022 年度)
Financial year 2021-2022
Coal type

Coking(単位：トン)
ThermalGrand Total

Coking

Thermal Grand Total

Argentina

200,517200,517

0%

0%

0%

Austria

401,285

401,285

0%

0%

0%

229,390229,390

0%

0%

0%

26,099532,444

0%

0%

0%

Bangladesh
Belgium

506,345

Brazil

5,024,003

Cambodia

5,024,003

4%

0%

3%

60,50060,5000%0%

0%185,031625,727

0%

0%

0%

78,000

0%

0%

0%

Chile

440,696

Finland78,000France1,701,314

38,262

1,739,576

1%

0%

1%

Germany

3,988,916

85,356

4,074,272

3%

0%

2%

Hong Kong

683,635

143,034

826,669

1%

0%

0%

India

29,565,389

4,458,714

34,024,103

22%

8%

18%

Indonesia

1,179,605

4,973

1,184,578

1%

0%

1%

Italy

38,589

0%

0%

0%

Japan

30,338,722

38,58913,349,769

43,688,491

22%

25%

23%

Luxembourg

1,828,918

135,900

1,964,818

1%

0%

1%

Malaysia

1,643,836

398,284

2,042,120

1%

1%

1%

Netherlands

1,715,967

219,643

1,935,610

1%

0%

1%

Pakistan

123,480

123,480

0%

0%

0%

Philippines

59,90059,9000%0%0%Poland1,001,522

33,811

1,035,333

1%

0%

1%

Singapore

15,714,813

8,751,419

24,466,232

12%

16%

13%

Slovenia

22,00022,0000%0%0%South Africa

771,208771,208

1%

0%

0%

South Korea

19,583,832

3,512,765

23,096,597

14%

7%

12%

Spain

484,540

34,531

519,071

0%

0%

0%

Sweden1,027,839

970

1,028,809

1%

0%

1%

Switzerland

2,412,166

10,433,581

12,845,747

2%

20%

7%

Taiwan6,272,318

4,510,364

10,782,682

5%

8%

6%

669,945669,945

0%

1%

0%

ThailandTurkey1,129,924

1,129,924

1%

0%

1%

Ukraine79,50279,5020%0%0%United Arab Emirates

328,493

0%

1%

0%

United Kingdom

514,304

328,493514,304

0%

0%

0%

United States

110,000

110,000

0%

0%

0%

Unknown

707,379

261,280

968,659

1%

0%

1%

Uruguay896,684

896,684

1%

0%

0%

Vietnam

5,765,738

5,058,344

10,824,082

4%

10%

6%

135,829,506

53,113,838

188,943,344

100%

100%

100%

Grand Total

出所：クイーンズランド州政府 HP

136

QLD 州政府は、炭鉱ごとに輸出先別の数量を公表しているため122、同資料を基に現状の炭鉱ごとに日本向け輸出量の多寡、対象炭鉱の今後の操業年数、日本からの投資等の状況を見ていくこととする。
QLD 州の原料炭炭鉱を輸出量の多い炭鉱から並べたものが表 6.12 である。
QLD からの原料炭輸出の日本は 22%を購入している（インドが同様に 22%を購入）が、表からは QLD のすべての原料炭炭鉱からの購入があることが示されている。
日本の輸入は投資と関係が薄いように見えるが、日本の輸入の多い、Blackwater 炭
鉱や South Walker Creek 炭鉱はもともと、日本の商社が投資していた炭鉱である。
日本への輸出比率が 10％以下の炭鉱では Goonyella Riverside 炭鉱はインド比率が、
German Creek 炭鉱はブラジル比率が、Daunia 炭鉱はインド、ベトナム比率が高いなど、ある程度すみわけがされているように見受けられる。

122 https://www.data.qld.gov.au/dataset/coal-industry-review-statistical-tables137表 6.12 QLD 州の原料炭炭鉱別輸出量(2022 年度)(輸出量、日本向け数量の単位：トン)
炭鉱名

輸出量

Goonyella - Riverside

14,285,819

1,289,143

9.02%

✓

BMA

Blackwater

10,773,010

6,070,018

56.34%✓Whitehaven

Caval Ridge

9,126,614

504,414

5.53%

✓

BMA

BHP(50%)三菱商事(50%)

Saraji

8,513,604

1,788,237

21.00%✓BMA

BHP(50%)三菱商事(50%)

Lake Vermont

8,221,644

549,479

6.68%✓

Jellinbah

Jellinbah Group (70%) AMCI (10%)丸紅 (10%)双日 (10%)

Peak Downs

7,973,085

760,105

9.53%

✓

BMA

BHP(50%)三菱商事(50%)

Curragh

6,986,787

2,380,327

34.07%✓

Coronado

Lake Lindsay

6,650,188

175,5122.64%✓

Anglo American

South Walker Creek

6,066,846

1,974,610

32.55%✓

Stanmore

Kestrel

5,278,397

891,31416.89%✓

Adaro

Hail Creek

5,120,463

922,836

18.02%✓

2038 Glencore

Jellinbah East

4,214,948

957,192

22.71%✓

Jellinbah

Oaky Creek

3,805,063

110,077

2.89%✓2028 Glencore

Poitrel

3,431,427

639,30318.63%✓

Stanmore

Middlemount

3,267,371

977,530

29.92%✓

MiddlemountMoranbah North

3,198,939

562,53117.58%✓

Anglo American

Coppabella

2,894,282

1,304,947

45.09%✓

Peabody

Daunia2,816,923

142,675

5.06%✓

Whitehaven

Dawson2,722,430

1,898,125

69.72%✓

2036 Anglo American

Foxleigh

2,507,744

673,760

26.87%✓

Foxleigh

Foxleigh Coal (70%)日本製鉄 (10%)POSCO (20%)

Byerwen2,356,740

1,150,622

48.82%✓

Qcoal

Qcoal (85%)JFE Steel (15%)

Carborough Downs

2,213,321

530,680

23.98%✓

Fitzroy

AMCI(70%)、伊藤忠商事(30％)

Isaac Plains

2,174,526

1,329,021

61.12%

対象外

Stanmore

Gregory

1,817,948

687,066

37.79%✓

SojitzYarrabee

1,743,088

423,275

24.28%✓

YancoalBaralaba

1,583,950

590,73937.30%✓

Baralaba

Moorvale

1,530,384

401,660

26.25%✓

Peabody

Newlands

1,022,105

1,333

0.13%

✓

2023 Glencore

Grosvenor

920,494

3,382

0.37%

✓

Collinsville

889,002

20,3192.29%✓2034 Glencore

Jax Mine

596,398

229,875

38.54%

対象外

Qcoal

Drake Mine

538,682

203,00837.69%✓

Qcoal

Millennium

535,772

189,84835.43%

対象外

2033 Stanmore

対象外

Fitzroy

日本向け数量 日本比率 SGM対象 終了予定

Broadlea

51,5135,760

11.18%

原料炭 計

135,829,506

30,338,722

22.34%

日本からの投資

Anglo American

BHP(50%)三菱商事(50%)

Anglo Coal Australia(70%)三井物産(30%)
EMR Capital (41.6%)Adaro Energy (38.4%)三井物産 (20%)
Glencore (84.67%)丸紅 (12%)住友商事 (3.33%)
Jellinbah Group (70%)丸紅 (15%), 双日 (15%)
Glencore (55%)住友商事 (25%)ICRA OC P/L (20%)

Anglo Coal Australia(88%)日本製鉄(5％)三井物産(4.75%)
日鉄物産(1.25%)神鋼商事(0.5%)JFEミネラル(0.5%)
Peabody Energy (73.3%)CITIC Group (14%)
Winchester Coal (7%)JFE商事 (3.7%)日鉄物産 (2%)
Anglo Coal Australia(51%)三井物産(49%)

双日 (100%)

Peabody Energy (73.3%)CITIC Group (14%)
Winchester Coal (7%)JFE商事 (3.7%)日鉄物産 (2%)
Anglo Coal Australia(88%)日本製鉄(5％)三井物産(4.75%)
日鉄物産(1.25%)神鋼商事(0.5%)JFEミネラル(0.5%)

AMCI(70%)、伊藤忠商事(30％)

注：Jellinbah Group は Anglo American(33.3%)、丸紅(33.3%)、終了予定年は各社発表もしくはリース終了年
出所：輸出数量、日本向け数量はクイーンズランド州政府 HP そのほかは各種資料より IEEJ 調べ

日本は QLD 州からの一般炭輸出のうち、25%を購入しているが、そのうちClermont 炭鉱、Newlands 炭鉱、Cameby Downs 炭鉱の 3 炭鉱からの輸入で約 6 割を占める。原料炭に比して、日本の輸入比率がゼロの炭鉱が多いのは、発熱量等石炭品位の制約等に起因するものと思われる。既に 2023 年に Newlands 炭鉱が生産を終了し、Clermont 炭鉱も 2027 年で生産終了予定である。一般炭ユーザーにとって、
QLD の一般炭は Dalrymple Bay Coal Terminal や Abbot Point Coal Terminal な
ど、積み地の多様化に寄与するソースではあるが、品位の制約から Newlands 炭やClermont 炭の代替を無理してまで QLD 州で探すことはないと予測される。
なお、2022 年度には QLD 州の炭から、輸出量の他に国内需要向けに 24,169,197

138

トンの販売があった。
表 6.13 QLD 州の一般炭炭鉱別輸出量(2022 年度)(輸出量、日本向け数量の単位：トン)
炭鉱名

総輸出量

日本向け数量 日本比率 SGM対象 終了予定

日本からの投資

Rolleston

9,661,643

802,9168.31%✓

2045 Glencore

Clermont

8,791,099

4,554,224

51.80%✓

2027 Glencore

Newlands

3,693,795

1,826,483

49.45%✓

2023 Glencore

Ensham

3,466,651

779,043

22.47%✓

2045 Sungela

Callide2,898,882

0

0.00%

✓

2043 Batchfire

Drake Mine

2,618,879

215,768

8.24%

✓

Qcoal

Blair Athol

2,272,929

847,06137.27%

対象外

Goonyella - Riverside

2,142,151

0

0.00%

✓

BMA

Hail Creek

1,990,817

0

0.00%

✓

2038 Glencore

Cameby Downs

1,831,523

1,831,523 100.00%

Collinsville

1,413,252

137,578

9.73%✓

Byerwen

1,405,810

51,692

3.68%✓

Meteor Downs South

1,364,144

235,70717.28%

対象外

Carmichael

1,279,471

0

0.00%

✓

Dawson1,269,937

535,52742.17%✓

2036 Anglo AmericanBlackwater

925,796

120,270

12.99%✓Whitehaven

New Acland

911,612452,065

49.59%

対象外

NewHope

Lake Vermont

911,589

38,583

4.23%✓

Jellinbah

Jax Mine

857,532

125,218

14.60%

対象外

Qcoal

Caval Ridge

768,242

71,500

9.31%

✓

BMA

BHP(50％)三菱商事(50％)

Saraji

624,807

29,329

4.69%

✓

BMA

BHP(50％)三菱商事(50％)

Jellinbah East

470,477

173,190

36.81%✓

Jellinbah

Jellinbah Group (70%)丸紅 (15%), 双日 (15%)

Curragh

429,254

137,53932.04%✓

Coronado

Kestrel393,506

132,226

33.60%✓Adaro

EMR Capital (41.6%)Adaro Energy (38.4%)三井物産 (20%)

Lake Lindsay

277,356

0

0.00%

✓

Anglo American

Anglo Coal Australia(70%)三井物産(30%)

Broadlea

147,544

34,75423.56%

対象外

Fitzroy

AMCI(70%)、伊藤忠商事(30％)

Isaac Plains

133,502

133,502 100.00%

対象外

Stanmore

Minerva

132,781

79,31159.73%

対象外

Carborough Downs

28,8574,759

16.49%✓

53,113,838

13,349,769

25.13%

一般炭計

Glencore (37.1325%) 住友商事 (37.1325%)
J-POWER (22.235%)石炭資源開発 (3.5%)

TerraCom

対象外

BHP(50％)三菱商事(50％)
Glencore (84.67%)丸紅 (12%)住友商事 (3.33%)

Yancoal2034 Glencore
Qcoal

Qcoal (85%)JFE Steel (15%)

2030 Sojitz

双日 (50%)U&D Mining (50%)

Adani2021 Sojitz
Fitzroy

Anglo Coal Australia(51%)三井物産(49%)

Jellinbah Group (70%) AMCI (10%)丸紅 (10%)双日 (10%)

双日 (96%)KORES (4%)
AMCI(70%)、伊藤忠商事(30％)

注：表の炭鉱のほか、輸出を行わず国内石炭火力向けのみに供給している Kogan Creek（262 万トン：
Kogan Creek 発電所向け）、Commodore（350 万トン：Millmerran 発電所向け） 、Meandu（523
万トン：Tarong 発電所向け）の各炭鉱がある。表中の炭鉱の中でも Callide 炭鉱が Callide 発電所に石炭供給するなど、国内需要にも一部振り向けられている。
出所：輸出数量、日本向け数量はクイーンズランド州政府 HP そのほかは各種資料より IEEJ 調べ

NSW 州からは QLD 州と同等のデータが発表されないため、原料炭及び一般炭炭鉱の生産量データ等から、主な日本の輸入ソースを類推することとする。
表 6.10 の連邦データから、表 6.11 の QLD 州政府データの原料炭/一般炭別、仕向
国別輸出数量を減じて残量から、2022 年度には NSW 州からは原料炭：約 767 万ト
ン、一般炭：7,265 万トン程度が日本に輸出されているものと推定できる。
NSW 原料炭については、表 6.14 の原料炭炭鉱のうち、伝統的に鉄鋼会社が購入していた Bulga 非微粘結炭と South32 の Illawarra 原料炭炭鉱（Appin とDendrobium）を中心に日本は 700 万トン強を輸入していると推測される。

139

表 6.14 NSW 州の原料炭炭鉱別生産量(2022 年度)(生産量の単位：トン)
炭鉱名

生産量

Bulga

6,345,168✓

0.0487Appin

3,165,000✓

0.4187

South32

Dendrobium

2,608,000✓

0.0676South32

Metropolitan

1,699,843✓

0.2118Peabody

Tahmoor

1,554,298✓

0.4148

計

15,372,309

SGM対象 排出原単位 終了予定
2039

日本からの投資
Glencore

Oakbridge Pty Ltd (87.5%)日本製鉄 (12.5%)

SIMEC(Gupta)

出所：2021–22 Safeguard facility data（FY2022）各社 HP より

NSW 一般炭については、2022 年度につき、日本向け数量を推定する。各炭鉱の数量については、各社資料を可能な範囲で参考にしているが、推測も含まれることをご賢察いただきたい。
特徴的に言えることは、現在、生産量の多い炭鉱は西部地域の北部（Moolarben 炭鉱、Wilpinjong 炭鉱、Ulan 炭鉱）とハンターバレー地域に分布する（図 6.4 参照）。
西部地域北部の 3 炭鉱は、資源量も多く、排出原単位も低い（よって、今後 SMCUを獲得することができる）、発熱量等も輸出向けに十分に高いことから引き続き生産が継続される見込みである。現行の許認可期限は Ulan が 2031 年、Wilpinjong は鉱区により 2027 年と 2040 年に分かれているが、ともに拡張・延長申請を行っている、または行う意向を有している。
逆に、排出原単位が高いのは南部地域の炭鉱（Mandalong 炭鉱、Myuna 炭鉱）である。両炭鉱ともに国内の石炭火力発電所（Eraring、Vales Point）向けである。現在の予定では Eraring 発電所（4 基亜臨界 2,880MW）は 2025 年に閉鎖予定、Vales
Point 発電所123（2 基亜臨界 1,320MW）は 2033 年に閉鎖予定であり、それにつれて、南部地域の炭鉱でこれら発電所に石炭供給を行っている Mandalong 炭鉱、Myuna 炭鉱、Chain Valley 炭鉱 Mannering 炭鉱も閉山すると思われる。

123 Vales Point 発電所向けには、他に Chain Valley 炭鉱 Mannering 炭鉱が石炭を供給している。両炭鉱含めた生産量 30 万トン/年である。排出原単位は確認できなかったが、南部炭田に位置する坑内掘り炭鉱であることから比較的高めであると推測される。Vales Point 発電所閉鎖とともに閉山となる可能性が高いと思われる。

140

表 6.15 NSW 州の一般炭炭鉱別生産量(2022 年度)(生産量、日本向け数量の単位：トン)
炭鉱名

生産量

日本向け数量 日本比率 SGM対象 排出原単位

終了予定

Moolarben

14,900,000

4,072,000

27.33%✓

0.01082038

Yancoal

日本からの投資/備考

Mount Arthur

13,701,000

6,148,000

44.87%✓

0.03672030

BHP

Wilpinjong

10,970,000

2,019,000

18.40%✓

0.0116

Ulan

10,788,212

3,765,000

34.90%

対象外

0.0046

Hunter Valley Operations

9,600,000

4,775,000

49.74%✓

0.0486Maules Creek

9,372,000

4,935,000

52.66%✓

0.0237Ravensworth Complex

8,400,000

2,350,000

27.98%✓

0.0210Bengalla

8,300,000

4,644,000

55.95%✓

0.06772039

New Hope

Warkworth

8,100,000

5,350,000

66.05%✓

0.06592037

YancoalMt Owen Glendell

7,250,000

6,656,000

91.81%✓

0.02222038

Glencore

Mount Pleasant

6,680,000

3,134,000

46.92%✓

0.0718Bulga

6,345,168

5,900,000

92.98%✓

0.0487

Mangoola

5,718,749

200,000

3.50%✓

0.0130Boggabri

5,700,000

3,450,000

60.53%✓

0.0261

2033

出光興産

Wambo

4,900,000

4,200,000

85.71%✓

0.12202042

Peabody

Narrabri

4,617,000

3,000,000

64.98%✓

0.1082

2044

Whitehaven

Liddell

3,504,000

3,504,000 100.00%✓

0.03422023

Glencore

Springvale

2,939,530

United2,734,043

Mandalong

Peabody2031

Glencore
Yancoal2034

Whitehaven

Whitehaven Coal Ltd (75%)
伊藤忠商事 (15%)
J-POWER (10%)

Glencore

MACH(Salim)
2039

Glencore

Yancoal Australia Ltd (84.47%)
日本製鉄 (9.53%)
三菱マテリアル (6%)
MACH Energy (95%)
JCD Australia (5%)
Oakbridge Pty Ltd (87.5%)
日本製鉄 (12.5%)

Glencore
出光興産 (80%)中国電力 (10%)
日本製鉄 (10%)
Whitehaven Coal Ltd (77.5%)
J-POWER (7.5%)
Guangdong Yudean (7.5%)
韓国コンソーシアム(7.5%)
Glencore Coal Pty Ltd (67.5%)
三井松島ホールディングス(32.5%)
国内向け

0.00%

対象外

0.0066Banpu

29.19%✓

0.0300Glencore

2,680,812

0.00%

✓

0.5039Werris Creek

1,894,000

0.00%

対象外

0.0301

Rix Creek

1,722,800

300,000

17.41%

対象外

Tarrawanga

1,627,000

1,000,000

61.46%

対象外

0.0277

Clarence

1,421,793

1,100,000

77.37%

対象外

0.0067

2033

Banpu

Integra1,195,628

150,000

12.55%✓

0.03612025

Glencore

Airly

1,171,627

0.00%

対象外

0.0074

Banpu

国内向け

Myuna

1,050,621

0.00%

✓

0.3051

Banpu

国内向け

Ashton900,000

0.00%✓

0.2839

YancoalStratford duralie

700,000

0.00%

対象外

Bloomfield

483,000

400,000

82.82%

対象外

Muswellbrook

940,000

800,000

85.11%

対象外

Chain Valley/Mannering

300,000

0.00%

対象外

一般炭計

160,606,983

798,000

72,650,000

0.0277Banpu
2024Whitehaven

2040

Bloomfield

国内向け

Whitehaven2024

Yancoal2030

Bloomfield

2022

出光興産

出光興産 (100%）

Delta

国内向け

45.23%

注：日本向け推定数量 7,265 万トン分のうち、少なくとも 1,350 万程度のスペック炭（港でのブレンド
炭）があると思われるが、推定により各炭鉱に振り戻している。
出所：2021–22 Safeguard facility data（FY2022）各社 HP より
日本向け数量は JOGMEC 令和 4 年度海外炭開発高度化調査「大手石炭会社の市場シェアと我が国に与える影響」、各社 HP を参考に推定。

141

注：西部地域の炭鉱の排出原単位は低く、南部地域の炭鉱の排出原単位は高い。
出所： JOGMEC カレントトピックス(2023 年 2 月 28 日)より124

図 6.4

NSW 州の炭鉱および発電所の位置図

6.4 課題：炭鉱および石炭ビジネスにおいて（豪州国内・日本）
現時点では、豪州政府の脱炭素政策は、まず電力部門の再生可能エネルギーの極大化、電化に伴う産業部門、運輸部門の GHG 排出量削減に注力している。政府が SGM
制度上の柔軟性と主張する SMCU や ACCU によるオフセットのみで対応し、30％ルール超過時に操業停止など強硬な措置を取らない限りは、州政府財政の炭鉱部門の依存度も石炭生産量も、SGM の影響により激減することはない。
一方で政府がインセンティブと言っているように、GHG 低排出炭鉱は SMCU を獲得できるが、SGM 対象にならないほど排出原単位自体が低いゆえに排出量が少ない炭鉱は SMCU をもらい損ねてしまうという実態もある。

124 https://coal.jogmec.go.jp/content/300382579.pdf

1422026‐27 年度の見直し時に、このような炭鉱に対する扱い、年率 4.9%削減程、炭鉱部門での適用技術が乏しいことを考えると、30％ルールの扱い等が課題として扱われる可能性が高い。
日本側の影響としては、投資する立場としての課題がある。商社、鉄鋼会社、電力会社の投資している原料炭・一般炭炭鉱のコスト増となる可能性（SMCU の獲得により収入増となる炭鉱もある）がある。
第 4 章 2（炭鉱の稼働・廃止状況）で示したようにこれまで日本企業が輸入してきた炭鉱が閉鎖になる影響も一定程度あると思われるが、これも強制的な措置による炭鉱の閉鎖や禁止措置がない限りは需給上の問題と考えられる。つまり、豪州の炭鉱業
界も 2030 年には本当に日本の電源ミックスに占める石炭火力の割合が 19%になるのか、アンモニア混焼や水素発電はどの程度進むのかということに高い関心を有している。
需要が今後も一定程度あると思えば、Glencore や BHP の炭鉱生産能力は確実に減るものの他の生産者が新規炭鉱の開発を手掛ける可能性や、まだ拡張余地のある炭鉱の買収を行うと考えられる。一方で、日本の石炭需要が急激に縮小すると判断すれば、生産能力の縮小だけでなく、既存炭鉱の製品炭プロセス設計を日本向け品位でなく、インド向けや東南アジア向けの品位に変更するなどのことも想定される。特に先進国・西側諸国の金融機関が石炭炭鉱への融資を一律に絞っている中、新興国系の金融機関が豪州の炭鉱への融資・保証等を行うようになれば、その金融機関の母国向けの品位を主要産品にしてくるなどは可能性として十分にあり得ることである。
そのようなミスマッチを回避するためにも、日本の官民ともに、理想論やあるべき論だけではなく、実態や状況をきちんと豪州の関係者に伝えていくことが重要と考える。一般炭需要でいえば、第 6 次エネルギー基本計画の 2030 年想定の電源ミックス
19%が至近段階ではいまだに 30％超であり、2030 年に向けて現実的に幅のある需要想定を丁寧に発信していくべきである。電源ミックス 10％超（30％強と 19％の差）
は一般炭需要 3,000 万トン/年超にあたり、短期間に日本向けスペックにて調達するには容易ではない数量である。

143

第 7 章.まとめ
今回の調査は、現在進行形でその対応が進められている GHG 排出規制強化が豪州の石炭産業にどのような影響を及ぼすのかについて、2022 年 5 月で誕生した現在の労働党政権が打ち出している政策に基づいて分析・調査を進めた。特に、連邦政府、州政府及び鉱業・石炭生産社などさまざまな関係先との直接面談も実施して、現状の把握に努めた。
豪州の現在の政治情勢は、第 1 章で見たように連邦議会上院で労働党は単独過半数を獲得できていない。選挙において労働党は前政権の環境政策を刷新し、より強力に GHG
排出削減を目指すことを掲げていたことから、グリーンズとの政策協定による議会運営を行うことを決定した。これにより環境政策の決定において、より厳しい条件を求める
グリーンズとの妥協が必要なことから、現政権の議会運営が難しいものになっていると思われる。
このような政治的背景もあり、政権発足後間もない 2022 年 9 月に豪州の温室効果ガス（GHG）の排出量を 2005 年比で 43％減とする案などを盛り込む気候変動法案「Climate Change Bill 2022」を可決。これにより法制化された目標達成への具体策の中心的政策の一つが今回の調査でも取り上げた Safeguard Mechanism 法（SGM）の改正である。
前政権での環境政策は、排出削減の方策として課税ではなく技術による削減を中心政策として掲げ、二酸化炭素回収貯留（Carbon Capture and Storage; CCS）に対する助成金を充実させるとともに、排出削減につながる技術の開発・導入にインセンティブを与える方法を取っていた。さらには、既存排出源からの GHG 排出量を抑制することを目的に、年間 GHG 排出量が 100 千トン以上（CO2 換算）の大規模排出源に対し SGM を導入し排出源ごとにベースラインを定め、この基準以下に GHG 排出量を抑えることを求めていた。一方で労働党は、SGM は抑制ではなく、排出削減対応として今回改正に踏み切った。
また前政権も推進していた水素戦略は、新政権政権も継続することを表明しているが、発足後の予算案では、グリーン水素に重点を置いた支援策を強化、一方でブルー水
素や CCS についての施策については特段の言及がなく、ほとんどの予算が中止されていることから、今後はグリーンに特化した戦略になると認識する。
さて、今回 GHG 排出削減強化のために見直された SGM であるが、豪州の産業にどのような影響が具体的に及ぶのかについて情報収集と調査をおこなったが、まずはその目
標が 2030 年に 2005 年対比 43％の GHG 排出量削減であることに着目したい。
144

第 3 章で説明したように連邦政府は今回の SGM 改正において、発電事業者からの大幅な削減をもって 2030 年の中間目標の達成に向け、大きなウエイトを置いていることは明らかと思われる。つまり、環境対策面から見た場合、豪国内の石炭火力発電所を閉鎖することでかなりの GHG 排出量削減が見込めるということである。これは豪州の産業構造がもつ特徴にその背景がある。豪州の地勢から見た場合、広大な国土に少ない人口が偏在し、また隣接する周辺国とも距離的にも遠く、且つこれら諸国も決して大きな消費マーケットにはなっていない。すなわち、大規模な製造業が成り立ちにくい。このため、豪州全体での GHG 排出量に占める発電事業からの割合が 33％（Australia’s emissions
projections 2023 による 2022 年実績125）と一位を占める。これに続くのが鉱工業 22％、輸送 21％となる。一方で SGM 対象となる施設からの排出量は豪州全体の 28％程度（Safeguard facility reported emissions 2020-21126）となっている。現在の SGM 対象
施設が年間排出量 10 万トン CO2 換算以上であるが、発電施設を含んでいないため石炭火力発電所からの排出量をどうしても削減しないと達成が難しいことがわかる。
このような環境面からの圧力が石炭火力に対して高いものの、その一方で廃止に合わせた電力のトランジションを確実に行うことは、エネルギーセキュリティ面からは当然と考えるのが普通である。従って、廃止時期と後継電力供給体制は時期を同じにして進めることが前提である。この点について、今回の調査で連邦政府、各州政府間や同じ政府内でも省庁や機関間でその考え方に温度差があった。例えば、QLD 州では行政担当部門の違いを問わず、石炭火力の廃止は非化石電源からの供給確保が確実になった後であるとの意見で統一されていた。他方 NSW 州政府では、気候変動対応部門は、まずは石炭火力の廃止は予定通りに実施する前提で、非化石電力供給体制構築と石炭火力廃止との連動性についての考慮は政策として劣後するとの見解を示したのに対し、エネルギーや産業支援部門からはエネルギーセキュリティの確保できるまでは石炭火力の運用継続を考えたい、と州政府内の見解の違いがあった。社会のベースインフラである電力安定供給の維持は重要政策であるが、環境政策強化のなかでどのようにバランスさせていくのか、政策担当者は苦労しているように感じられた。
炭鉱や鉱業関係者の多くが、GHG 排出量削減政策とエネルギーセキュリティとのバラ
ンスにおいて、現政権は前者に傾斜しているとの認識を示している。代替電源、蓄電能
力、送電線の整備の時間軸にかかわりなく、石炭火力廃止を優先している風潮に対し、大規模停電リスク懸念を示すエネルギー関係者も多く、連邦や州政府関係者とのエネル
ギーセキュリティ対応を今後も根気を持って協議していくとコメントされていた。
このように豪州国内での石炭火力は現在の政策が継続される場合、今後 10～15 年くらいの間にはほぼ廃止されると考えられる。すでに NSW 州では今後 2030 年までに廃止が125 https://www.dcceew.gov.au/sites/default/files/documents/australias-emissions-projections-2023.pdf
126 https://www.cleanenergyregulator.gov.au/NGER/The-safeguard-mechanism/safeguard-data/safeguard-facilityreported-emissions/safeguard-facility-reported-emissions-2020-21#2020-21%20Reporting%20year%20summary

145

予定される発電所が多くあり、そこへの石炭を供給している炭鉱は発電所の廃止に合わせ閉山していくことが想定される。なお、これら炭鉱閉山と石炭火力廃止の時期は同じ
タイミングで実施されると認識されており、例えば閉山が先で廃止が遅れるような時期ずれが発生し、輸出向け石炭の供給に影響を及ぼすことは考えにくい（2022 年の NSW
州政府の特別措置は例外的と認識されており、2024 年 6 月で国内供給措置は廃止されることになっている）。
輸出をメインとしている炭鉱については、今回強化された SGM の影響は国内向け炭鉱
よりも軽微と考えている。勿論、炭鉱によってはベースラインを大きく超過することへの対応が必要なことは言うまでもない。特に短期的に導入可能な GHG 削減策が見えない状況であることから、多くが ACCUs によるカーボンクレジットの購入により、オフセッ
ト対応を選択するとの意見であった。これは新たな追加コストとなり、毎年ベースラインが 4.9％切り下げられることから、コストアップが進んでいくことになる。更にベース
ライン+30％を超過した場合には、さらなる罰則規定適用の可能性が設定されている点にも注意が必要。これは連邦政府へ超過経緯や今後の削減対応を報告することのみならず、行政指導や罰を含めたペナルティを受ける可能性がある。偶発リスクや風評リスク
要因にこの SGM ペナルティはつながるため、オフセットコスト増加対応に加え、各社にはこれまで以上に慎重な対応が求められる。
言うまでもなく炭鉱ではロイヤリティが巨額のコスト負担要因となっているが、これに加えてのカーボンクレジット購入は、足元で続いている人件費高騰とも相まって、更なる操業コストアップになっていくものと見られる。豪州炭の価格下方硬直性リスクが高まる方向にあることをマーケットとしては認識していく必要がある。
将来に向けた豪州石炭産業の方向性について、今回の SGM 強化が短期的な供給力への影響では、国内向に比べ輸出向は軽微との見解を示したが、中長期的で見る場合の認識しておきたい点を以下に記す。
1. 現在の環境政策強化やロイヤリティアップといった豪州の連邦や州政府の制度変更
は、豪州における資源事業全体の予見性への懸念を高めている。特に豪州の資源事業
全般では、その投資を外資に頼るところも多く、制度の不安定化は各社の将来への投資を控えることや豪州以外を優先するといった声が出ている。このことは既存鉱区のリース延長や新規開発といった将来の石炭（資源）サプライチェーン供給力の低下や不安定化につながる可能性がある。
2. また、現在の豪州の環境規制は Scope1・2 に対する具体的強化であるが、豪州で鉱業をけん引する大手鉱山会社は、Scope3 を含めた環境方針で豪州を含め世界的で事業を進めている。特にステークホルダーへの対応は重要性を増しており、豪州政府の環146

境政策の強度以外の要因により事業の継続可否を含めた方針を検討している。つまり、豪州内での出来事如何によらず事業の再構築を進める可能性がある点を認識しなければならない。
3. 上記 1・2 の視点で直接的に起こりえると思われることの一つとして、石炭資産の売却・買収、あるいは後継炭鉱の開発なしの閉山といった、石炭の供給力に直接影響を及ぼす事象が発生することだろう。この動きで注意が必要なのは、売買ケースでの後継会社の炭鉱運営能力という点ではないだろうか。これまでは、世界的鉱山大手企業や豪州石炭企業など豪州での事業経験が豊富な企業間での取引が多かったが、これからは撤退戦略としての売却や新興国資本の参入などさまざまな要素を併せ持った移転が起こることが予測される。売却後の操業が不安定化し、品質や供給力への影響や販売方針が大きく変わるなどの偶発リスクが高くなるかもしれない。また、金融面でも資金調達・融資や炭鉱終掘時の原状復帰債務保証保障などの金融機関からの支援も環境問題の高まりの中で得にくくなっている状況もあり、炭鉱事業を行う各社は、事業継続に向けた経営体制強化に苦労しているとも聞いている。
4. 豪州連邦政府も州政府も今後の資源政策の中で、産業振興目的で支援策を継続していくとの考えは確認できた。この中でクリティカル・ミネラルを新たな柱として育てる
ことや再生可能エネルギーを活用したグリーン水素・アンモニア産業の展開を強く意識していた。これは、エネルギートランジションでの豪州の立ち位置が今後、化石燃料供給からこれらにシフトさせることを意識したものと想像できる。このため CCSを組み合わせたブルー事業は LNG での事業化を除くと支援は難しく、特に新規は直接支援の対象外となっている。石炭産業についての支援策は炭鉱跡地を活用した再エ
ネプロジェクトなど、石炭供給力の確保、維持は影をひそめている。特に NSW 州では、全くの新規石炭プロジェクトを法的に禁止することはないものの、要件を満たすことがほぼできないとの解釈から、今後新炭鉱が開発される可能性はきわめて厳しくなっているとの関係者コメントもあった。
5.

更に GHG 削減が世界的に進むとの考えから、一般炭については 2050 年に向けて輸出量が減少していくとの認識が豪州関係者の一般的な見解であった。このなかで日本への輸出量は大幅にシェアを減らし、その反面インド、東南アジア等の新興国向
け輸出量は増えると関係者は見ている。これは、日本のエネルギー基本計画を参照
しているとのコメントもあり、日本の中長期的な石炭必要量を正確に示し、情報を共有化していくことが重要と考える。特に需要想定については、前提条件次第で振れることがあることが十分に伝わっていないようであった。端的に言うと、現時点で日本の電力分野における石炭需要は電力量の 30％強であるが、多くの豪州関係者
が既に 2030 年に想定の 19%の消費しかないと考えがちということである。国内にエネルギー資源が乏しく大宗を輸入にたよらなければならないことは、輸入国として147

の視点で安全保障を議論することに加え、供給国目線から見た場合の日本の姿をわかりやすく示し、丁寧な説明がこれまで以上必要となっている。特に化石からの非化石へのエネルギートランジションでは時間軸が不透明なため、相互の理解と認識の溝を作らない努力が大切と考える。
6.

これとは対照的に豪州連邦政府・州政府（特に QLD 州）は、鉄鉱石と原料炭を重要鉱物として位置付けており、今後も安定した供給力を維持し、外貨を獲得する資源として期待している。一般炭とは異なり、脱炭素トランジションの時間軸が 2050 年
では間に合わず、当面は現在の高炉による製鉄法が必要との認識である。また QLD
州政府は、気候、エネルギー、資源および財務の各関係者もそろって原料炭への支援は必要との意見で統一されていた。
今回の調査では連邦及び州政府が進める環境政策強化が及ぼす炭鉱への影響を目的としてきたが、豪州国内の GHG 排出削減という視点から炭鉱への影響としては、国内石炭火力の閉鎖が進むことで国内向け炭鉱の閉山や縮小が進むことがまず足元の影響として出てくると考える。なお、国内向け炭鉱は石炭火力の廃止に合わせて閉山される見込であり、閉山と廃止の時期ズレにはないとの前提であった。従って、2022 年の NSW 州政府による国内供給義務といった特別措置は例外的と認識されており、この措置も 2024 年
6 月に廃止されることから、輸出向け石炭の供給に影響を及ぼすことは考えにくい。また輸出炭鉱については、短期的な影響としては操業コストアップ要因があるものの、用心すべきは 1 から 6 として挙げた中長期的影響と考える。今回の SGM 強化による具体的な影響は、2024 年の年後半以降の事業者からの報告待たねばならない。情報については、継続して入手し状況を確認していくようにしたい。
最後に本調査への協力をいただいた関係者の皆様に感謝申し上げるとともに、引き続き協力をお願いしたい。
以上

148

添付資料 1

現地調査

今回の調査は、現在進行形でその対応が検討されている SGM 規則の現状把握が重要である。このため、豪州現地を訪問し、連邦及び QLD、NSW 州政府、関係する業
界関係者、研究機関及び炭鉱操業を行う石炭会社ほかとの面談を実施した。面談を通じて、環境政策、資源政策及び規制に対する対策や今後の事業展開などの情報入手と意見効果を行った。面談を行った先との主なテーマは以下のとおりである（順不同）。
政策① SGM を含む連邦政府の環境政策の方針② 連邦政府としての資源開発・資源探査などの今後の資源活動への取り組みについて③ 環境規制強化が与える外交通商、資源の貿易・開発・投資への影響と今後の方向性④ 連邦と州政府の協議のポイント(特に環境政策強化が資源開発と輸出産業へ与える影響)⑤ 各州政府のエネルギーと環境政策の方向性について⑥ エネルギーセキュリティの考え方について(州外との連系線活用など)⑦ トランジションにおける電力セキュリティ計画について
事業環境① 資源開発や石炭業界の動向について② 豪州の経済見通し、エネルギートランジション予算や SGM 強化が与える産業への影響について③ エネルギー経済分析に関する意見交換。豪州の足元の環境規制強化に基づくエネ
ルギーバランス見通し及びその前提や条件の考え方の確認④ 石炭各社の事業環境認識（環境政策強化における今後の事業の方向性という視点
で）。また、具体的な対応策について。
⑤ SGM 強化や他の連邦や州政府の方針変更などを踏まえた現状の懸念点について。それに基づく石炭の将来の供給力見通し⑥ 豪州の政治経済、政治情勢を踏まえた資源事業への投資環境について⑦ ビジネス、貿易面からの見た環境強化策の影響、今後の資源ビジネスの方向性
研究技術関係① 温暖化対策に関する技術開発・調査及び今後の目標。また連邦・州政府との係わり方について② 政府方針である産業振興としての再エネ利用機会拡大に向けた研究状況
149

概略
(1)
①

連邦政府
2022 年の政権交代により成立した現労働党アルバニージー政権は、公約通り環境政策の強化を進めており、2016 年に導入された SGM 規則を従前の GHG 排出量を増やさない「キャップ」目的から、「削減」を進める方針に転換と連邦政府関係者から説明があった。

② 再エネ電源増強と火力発電（主に石炭・褐炭）の休廃止で削減を強力に推進する方針であるが、再エネ増強にはインフラ、特に送電網増設と調整電源の確保に課題があること。また、環境対応のため火力の退出は時期を明確にしている
ため、電力のセキュリティが不安定化していることへの対応が課題との説明もあった。
③ 今回の SGM は直接排出量の削減が大きなターゲットである。このなかで国内石炭火力の休廃止しにより国内火力向け炭鉱の閉山や規模縮小が進むこともシナリ
オに含まれている。但し、炭鉱行政は州政府権限という認識であるものの、連邦政府としても石炭は重要な輸出商品という通商面から捉えて、石炭輸出は今後も減少するものの一定数量の維持、特に原料炭は今後とも安定して供給したい意向
を連邦政府から確認することができた。
④ 水素・アンモニアについては、前政権がブルーも含めたプロジェクトに助成措置を用意していたが、現政権ではブルーに対してはすでに進みつつあるものを除き支援はキャンセルという考えをはっきりさせている。現在進めている予算策定でも現政権はグリーン水素・アンモニア関連に集中させると関係者のコメントがあった。
(2)

QLD 州政府① 基本的には連邦政府の環境政策に沿った対応を行う。石炭産業は州経済の屋台骨であり、今後も輸出マーケットへの供給量は万全を期すとの州政府からのコメントがあった。
② 州内の電力供給については、連邦同様に再エネによる供給量を増加することで、火力のウエイトを下げる。必要となる調整力は、揚水をメインにガス火力と蓄電池を考えている。これらが具体化するまで現有の石炭火力については、バックアップ電源化などを含めて温存し、直ちに廃止するといったものではない。エネル
ギーセキュリティ対策に合わせて脱炭素化を進めると現実的な意見であった。
③ 炭鉱の GHG 削減では、州として 2024 年 2 月 2 日に 520 百万 A$規模の Low
Emissions Investment Partnerships （LEIP） program を発表。原料炭炭鉱での削減支援となっている。この支援では炭鉱からのメタンガスを中心として採150

掘前のガス抜きや坑内排ガスを回収し、ガスパイプライン（一部既設）127に繋ぎ
こみタウンズビルのガス発電所で活用するなどが検討されるとの説明があった。
④ クリティカル・ミネラルやウランなど脱炭素で活用が期待される資源について
は、州内の資源量がさほど多くない。州政府としては、既存の石炭や銅、ボーキ
サイトといった資源により経済を支えていく見通しとの説明があった。
(3)

NSW 州政府① QLD 州同様に石炭は州を支える重要な産業。但し、一般炭比率が高く今後世界的な脱炭素化進展から、州内の生産量が徐々に減るとの予測を持っている。なお
州内石炭鉱山でのロイヤルティ料率アップについて NSW 州政府は時間をかけて業界と話し合いを行い協調して合意に至ったとの説明があった。
② NSW 州でも環境対策から再エネ拡大に取り組んでいる。この中で電源開発もさることながら送電網増強に伴う土地買収がうまくいっていないとの説明があった。計画通り再エネ開発が進まないなかで、予定通りに石炭火力は廃止することには、NSW 州内の電力エネルギーセキュリティ維持に懸念が浮上しており、今後の対応について州政府内での議論が続いているとのコメントがあった。
③ NSW 州での脱炭素化政策は、連邦を上回る規則を打ち出している（2030 年の
州内排出量は 2005 年対比で 50％と連邦の 43％を上回る目標。2035 年には70％としており、このことが石炭火力の退出に大きな影響をもたらしている）。
州政府としては炭鉱開発について、既存リースの延長や拡大などはこれまで通りとしているが、全くの新規について申請は可能としながらも許可を得るのは難し
い状況とのコメントがあった。
(4)

鉱業/資源・経営者協会① 業界関係者からは今回の SGM 強化では、いわゆるカーボンクレジット価格の上限を価格（初年度は A$75/二酸化炭素換算トンが上限。以降は物価上昇率＋2％での調整）を付けたことで、資源各社のコスト予見性をある程度確保できたこと
は評価の声がある。一方で炭鉱での具体的な削減方法が見えない中で連邦政府が規則強化に進んだ点について企業関係者には疑問を持った状態になっているとの説明があった。
② 連邦政府は政権交代以降、GHG 排出量削減政策にかなり力を入れていると感じる企業関係者は多い。州政府では、連邦政府の SGM 強化を踏まえた環境政策や産業政策に変えるべきという意見もあるが、それはもう少し時間をかけていくべ
きとの慎重な意見を業界としては州政府には働きかけている。
③ 連邦政府はクリティカル・ミネラルについて、サプライチェーンセキュリティと127 https://www.aemc.gov.au/energy-system/gas/gas-pipeline-register/qld-north-queensland-gas-pipeline151いうことを主張する。クリティカル・ミネラルのみならず、伝統的なガスや石炭についても同様なことが言えるはず。特に原料炭は重要であり、“criticalmineral”ではなく”strategic mineral”という定義で考えていくことを業界としては提案している。足元の高炉法に替わる脱炭素製鉄法の商業ベースでの導入が、技術的に困難と認識されているため 2050 年ネットゼロ目標としても原料炭の役割はまだ大きいと政府及び業界関係者は考えているニュアンスが感じられた。
④ また 3 年前に導入されたロイヤルティの改変は QLD 州の大きな変化。財務大臣
は財政強化と胸を張っているが、政治的不安定性を助長し、QLD 政府のために
ならないことに気づいてない。全く業界への根回しもなかったことは残念。今回の SGM はカーボンクレジットでの対応に炭鉱で取りうる選択が限られることは、単なる追加ペナルティであり、抜本的な削減策がないことから今後の見直しでの議論を業界としては期待している。
⑤ 一昨年の NSW 州政府の国内炭供給義務政策は失敗と厳しく非難する声があった。一方で次年度からのロイヤルティ改定では、事前協議に時間を割いて話を進めたことは評価。しかしながら、州政府の鉱業権審査や新規開発に対する環境面での対応に時間がかかり、迅速な対応ができていないことに懸念を示していた。
(5)

石炭会社他

① 各社ともおおむね SGM の短期的な対応はカーボンオフセット（ACCU もしく
は SMCU）しかないとの意見。他の直接的なオプションは費用対効果や技術的に未成熟で現段階での対応オプションにはならないとの認識であった。
② 石炭輸出は継続される前提で豪州生産者は需要家との関係を維持したいとの意
見。一方で、需要家サイドは豪州の価格硬直性（ロイヤルティアップや SGM によるコスト増を含め）は気になる点とこちらからはコメントした。
③ 鉱業界全体での熟練労働者不足から、人件費は上昇基調なことや消費財の高騰を考えると今後のも石炭価格が上昇し高値で推移することを想定した場合、例えば日本の製造業全体でのコスト課題になる。こうした環境で継続的な投資を豪州で行うかどうかは悩ましいとの大手鉱山会社の声もあった。
④ 一般炭供給について、日本向けとしては将来の需要想定が難しいと感じている関係者も多かった。豪州関係者には今年見直が予定されている次期エネルギー基本計画に高い関心を持っている人も多かった。
⑤ ロイヤルティアップや連邦・州政府の政治的安定性が揺らいでおり、将来的な投資について石炭に限った場合、許認可の時間がかかることや更なる規制強化もありそうなことから、見直しや様子見を検討するとの意見もあった。いまのリース
期限においても BHP のように他に良い投資先があれば、豪州での投資は後回しといった意見があることも事実。また各社とも連邦も州政府もグリーン政策を推進するなかで、その実行計画に技術的な裏付けが不足していることが一因で、時152

間軸がよく見えないことを懸念していた。
⑥ 豪州における排出量削減政策は、Scope1、Scope2 を対象としているが、欧州に基盤のある企業（Glencore, Anglo American, BHP 等）は Scope3 も自社環境対策の範囲としているため、彼らが操業する全世界での石炭生産量の減少は豪州の政策にかかわらず不可避との説明であった。
⑦ 研究機関からは、脱炭素技術面での取り組みの中で、ポンガミアによる非可食油
原料樹による SAF 製造を石炭鉱山のリハビリテーションに組み合わせる検討を行っているとの説明があった。草本系から CO2 の固定がより見込める樹木とその果実の組み合わせに注目している。食物との競合がない点も踏まえると QLDほかの厳しい環境でも育成が可能かどうかポンガミアは期待しているところであり、日本の大学や連邦・州政府関係機関が連携して研究を進めているとの説明があった。
面談の通じての所感①

石炭産業を取り巻く環境変化が急速に進んでいることを改めて感じさせられた。
一方で豪州国内の電力供給体制は、環境問題を優先するなかで火力発電（石炭）の休止が急速に進んでおり、エネルギー関係者は大規模停電の可能性を否定せず、連邦・州政府のエネルギーセキュリティ対応を懸念する声が多く、政府は基幹インフラである電力供給よりも環境対策を優先していると幅広く認識されているとの印象。

②

資源企業関係者は、今回の SGM は見切り発車で技術的に適用可能な対策がない
中で単に炭鉱にペナルティを追加したようなものと感じていた。削減に向けた技
術検討は続けるが、実行可能な具体策に仕上げるにはもう少し時間が必要との意見であった。

③

SGM 上、各年度ベースラインを 30％以上超過した際の措置として、通常のクレ
ジットによるオフセット及び当局への経緯・事後の削減計画の説明は確実である。追加措置として施設差止め命令や民事罰（最大 4,125 万 A$）を課すことも可能だが、今回のヒアリングでは連邦・州政府関係者も追加措置を即時発動する
意向はなかった。但し、制度上は発動可能であり、今後の政府や世論の動向を注視していく必要がある。事業者にとっては、ロイヤルティが巨額のコスト負担要因（炭鉱によっては操業コスト以上の負担）あり、SGM はこれに次ぐ新たなコ
スト負担要因となり、風評リスク及び偶発リスク要因でもある。各社ともに慎重な対応を進めていることが面談を通じてよく理解できた。

⑧

SGM による実際のインパクトは、今年 5 月からの 2022/23 年度報告作業で明らかになっていくものと思われる。引き続き豪州石炭会社の動きには注意するよう
にしたい。
以上
153

添付資料 2

関係先

ホームページ

アドレス（2024/2/末現在）

1.連邦政府及び機関
Parliamentary Departments

連邦議会

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Affairs and Trade

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クリーンエネルギー規

r.gov.au/

Minister and Cabinet

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制局
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財務相

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QLD 州の送電網管理

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and Cabinet

ClimatePowerlink Queensland

事業者（QLD 政府出資）Trade and Investment

QLD 州貿易投資庁

Queensland154

https://www.tiq.qld.gov.au/

3.NSW 州政府及び機関
The Cabinet Officehttps://www.nsw.gov.au/the-内閣府

cabinet-officePremier's Department

https://www.nsw.gov.au/premiers

州首相府-department

Department of Regional

https://www.nsw.gov.au/departm

NSW 州地方省

ents-and-agencies/department-of-

NSW
担当:Mining,regional-nsw

Exploration andhttps://meg.resourcesregulator.ns

Geoscience は➡

w.gov.au/

Department of Climate

DCCEEWhttps://www.nsw.gov.au/departm

Change, Energy, the

気候変動、エネルギ

ents-and-agencies/dcceew

Environment and Water

ー、環境、水資源省

4.その他機関・石炭会社
Business Council of

BCA

https://www.bca.com.au/

MCA

https://minerals.org.au/

QRC

https://www.qrc.org.au/

NSW Mining

https://www.nswmining.com.au/

Australia
Minerals Council ofAustralia
Queensland Resources
Council
NSW Minerals Council
Glencore

https://www.glencore.com/

Whitehaven coalhttps://whitehavencoal.com.au/

New Hope Grouphttps://newhopegroup.com.au/

Anglo American Australia

https://australia.angloamerican.com/https://www.bhp.com/what-we-

BHP

do/products/metallurgical-coal155

令和５年度海外炭開発支援事業 海外炭開発高度化等調査「豪州における排出量削減に係る制度が及ぼす炭鉱への影響等調査」
令和 6 年 3 月 発行
発行：
〒105-0001 東京都港区虎ノ門 2 丁目 10 番 1 号 虎ノ門ツインビルディング
http://www.jogmec.go.jp/
おことわり：本レポートの内容は、必ずしも独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構としての見解を示すものではありません。正確な情報をお届けするように最大限の努力を行っておりますが、本レポートに基づきとられた行動の帰結につき、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構及びレポート執筆者は何らの責を負いかねます。なお、本報告書の内容を引用等する際は、あらかじめ独立行政法人エネルギー・
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