地球温暖化対策税と国内排出量取引制度の提案
2009 年 9 月
気候ネットワーク 経済的手法研究会

はじめに − 制度設計提案のねらい
これから日本が低炭素社会の構築を推進していくにあたっては、中長期の明確な削減目標を定め、その達成のために、二酸化炭素ならびにその他の温室効果ガスに価格をつけ、温室効果ガスの排出主体に対して、削減インセンティブを高めていく制度を導入することが不可避である。

政権交代後、鳩山首相は、2020 年に 1990 年比 25％削減という新たな中期目標を発表し、その達成のために、国内排出量取引制度や再生可能エネルギーの固定価格買取制度の導入、地球温暖化対策税の検討をはじめとして、あらゆる政策を総動員して実現をめざしていく決意を表明している。
1997 年に京都議定書が採択されて以来 10 年以上、これらの削減効果が見込まれる政策導入を遅らせ、自主的な取り組みにゆだね、原子力の推進を前提にした結果、排出を大幅に増やしてしまった。今後は、これまでの失政を挽回すべく、鳩山首相が掲げた政策を早急に実現し、確実な国内対策を推進していくことが重要である。
ここでは、2020 年までに温室効果ガス排出を 1990 年比 30％削減、2050 年までに 80％削減をするという我々が提案している削減目標を実現するための手段として、特に、2011 年度に導入すべき「地球温暖化対策税」、および、義務的な「キャップ＆トレード型の国内排出量取引制度」の設計案（第 1 次案）について提案する。

１．地球温暖化対策税（炭素税）の提案
地球温暖化対策税（炭素税。以下、炭素税という。
）は、CO2 を排出するすべての個人や企業が、1

その排出についてのコストを支払うという考えに立ち、化石燃料に税を課すものである。化石燃料の価格を上げることで、コスト面から削減のインセンティブを与え、CO2 削減につなげる。
日本では、エネルギーに対してすでに様々な税が課されているが、炭素税による削減インセンティブを付与するためには、現行のエネルギー関連の課税は強化される必要がある。
民主党が選挙マニフェストに盛り込んでいる、自動車関連諸税の見直し（ガソリン税・軽油引取税・自動車重量税・自動車取得税の暫定税率の廃止）が今後検討されることになると見られるが、そのような税制の改革を行う場合には、それと同時に炭素税（及び社会的費用負担税など）を導入し、結果としての税率を高め、CO2 削減インセンティブを高めていく必要がある。もし、エネルギー関係の税率が下がるようなことがあれば、エネルギー大量使用のインセンティブを与えてしまい、地球温暖化対策とは逆行する。低炭素社会の時代にそれに逆行する事態を招かないようにしなくてはならない。

暫定税率分引き下げ分
現行のエネルギー税

現行のエネルギー税

炭素税等
税率上乗せ分【炭素税の制度概要】(1)課税対象・税

化石燃料（石炭・石油・天然ガス等）起源の CO2率

原則、すべての主体に課税
CO2・1 トン当たり 3000 円程度（炭素トン当たりでは 11000 円程度）
（ガソリン 1 リット
ル当たり約 7 円）

(2)税収使途・減

基本的に減税もしくは減税的な使途に充当して税収中立的とし、一部を温暖化対策費など税対象に充てることも検討。
減税的使途の中身としては、年金財源への充当、法人税・所得税の減税
温暖化対策費の使途については、効果的な CO2 削減策に充てる(3)産業・企業へ原則、全ての主体に対して課税する。の措置

ただし、国内排出量取引制度の対象となっている事業所、並びに任意で参加する事業所については、炭素税を軽減（80％）する。

(4) 家庭・消費

税収中立的に減税もしくは減税的な使途に充てることに加え、逆進性（低所得者層の負担者・地域性への増）への配慮措置を実施

措置

寒冷地や公共交通機関が不備な地域への配慮措置を実施

炭素税研究会提案を基礎に提案

2

(1)課税対象・税率
対象は、化石燃料（石炭・石油・天然ガス等）起源の CO2 とし、原則、すべての主体に課税する。
税率は、3000 円（t-CO2）程度を提案する。これは炭素１トン当たりでは 11000 円程度、またガソリン 1 リットル当たりでは約 7 円に相当する。
ただしこの税率は現行の税率の上乗せ分であり、ガソリン税・軽油に関しては、暫定税率分が引き下げられる場合には、その分は、公害や騒音、交通事故など自動車を巡る社会的費用を負担する目的の税などへ置き換えて税率をまず維持することが考えられる。
税率に関しては、制度導入後、効果を検証しながら見直しをしていくことが望ましい。
この場合の税収は約 3.4 兆円（後述の軽減措置を行うと約 1.7 兆円）となる。
（参考：現行の税率）
ガソリン税の税率 53.8 円（うち暫定税率分 25.1 円）
軽油引取税の税率 32.1 円（うち暫定税率分 17.1 円）
これらの税収使途は 2009 年度から一般財源化されたものの、事実上道路建設に充てられている。

(2)税収使途・減税対象
税収使途は、基本的に減税もしくは減税的な使途に充当して税収中立的とする。単純な増税とせずに、その他の税の減税等に充てることで、エネルギーの使用を控える多くの家庭・企業の負担が増加しないよう設計する。減税的な使途の対象としては、年金財源への充当、法人税・所得税の減税などが考えられる。
なお、税収の一部を、効果的な温暖化対策費などに充てることも検討できる。
（その分は増税となる）(3)産業・企業への措置
原則、全ての主体に対して課税する。ここで提案する炭素税は、３．で提案する国内排出量取引制度とのポリシーミックスを前提にしているため、国内排出量取引制度の対象となる事業所ならびに任意で参加する事業所については、炭素税を 80％軽減（軽減後税率 CO2・1 トン当たり 600 円程度）する。

(4)家庭・消費者・地域性への措置
税収中立的に減税もしくは減税的な使途に充てることに加え、逆進性（低所得者層の負担増）への配慮措置を実施する。多くの家庭では、その他の税の減税等とあわせて、エネルギー消費量をこれまでより低く抑えることにより、家庭全体としての負担は増えないと考えられるが、低所得者層の負担への影響については十分に検証し、配慮措置を実施することが望ましい。また、寒冷地や公共交通機関が不備な地域で、エネルギー使用量の抑制への制約があるところについても、検証の上、配慮措置を実施する。

3

（その他の検討論点）
・課税段階
上流課税と下流課税では一長一短がある。化石燃料の輸入段階などの上流で課税する場合には、課税主体が少なく、徴税が容易であるが、３．で提案する国内排出量取引制度とのポリシーミックスにおいては、課税主体と取引制度の対象主体が異なることとなり、取引制度対象者への減税に際しては、税の申告還付が必要となる。一方、取引制度と対象主体が重なる下流課税では、徴税段階の減税がその場で行われるが、課税主体が多く、徴税コストが高くなる。
化石燃料販売業者が、販売時に税金を天引きする納税方法により、上流課税ながら実質的に下流課税とする折衷案も考えられる。
・石炭へ課税
現行の石油石炭税では、石炭への課税がその他の化石燃料に比べて安価であるため、提案している炭素税の税率による課税効果だけでは、石炭からその他の燃料への燃料転換のインセンティブにはならない。税制のみで石炭利用の抑制を図ろうとする場合には、別途、石炭のみを対象に課税強化をする必要がある。本提案においては、３．の排出量取引制度とのポリシーミックスにより、石炭を大量消費する発電部門及び大規模事業所は、取引制度の対象でカバーされることになる。
・フロン税など、その他の温室効果ガス税
ここでは CO2 削減のための炭素税を提案するが、今後、代替フロンを始めとしたその他の温室効果ガスの削減のための、フロン税、温室効果ガス税の導入も考えられる。ただし、フロン等の対策では、代替用途や代替物質への転換の可能性があるものについては、規制を導入し、ノンフロン化を推進する方が望ましい。
・原子力への対応
これまで日本において排出削減が進まなかった大きな要因の一つは、地球温暖化対策として原子力を推進するという方針の下で、非現実的な計画を前提においてきたことにある。
国策としてまず、原子力発電の推進を見直すこと、及び、地球温暖化対策として原子力を推進することを見直す必要がある。また炭素税が原子力優遇とならないようにするためには、化石燃料（たとえば石油など）と同じ税率で課税することも考えられる。

３．キャップ＆トレード型国内排出量取引制度
日本の排出実態を見ると、一部の大規模な事業所（工場など）が、日本全体の排出の相当割合を占めている。2007 年度においては、161 事業所が日本の排出の 5 割を占めている。国内において大幅削減を進めていくためには、これらの大規模な排出源において確実に削減を進めていくことが不可欠である。
キャップ＆トレード型の国内排出量取引制度は、欧米でも導入が進んでおり、大規模な排出源を対象に総量削減を進めていくのに適している。義務的なキャップ＆トレード型排出量取引制度の導入は、日本でとりわけ急がれる課題である。
4

【キャップ＆トレード型国内排出量取引制度の概要】
項目

制度案（1）導入時期2010 年度内に制度決定、2011 年度中に制度導入（2）制度期間

第 1 期間 2011〜2012 年度（本格導入）、第 2 期間以降 5 年ごと（3）遵守期間

1年（4）割当総量・割当対象の排出総量：2050 年 80％削減へ向けて、直線的に毎年削減
2020 年： 30％削減（90 年比）、（日本全体の排出削減率： 2020 年 30％削減）（5）割当対象

対象
・電力・産業・業務の一定規模以上の排出事業所（参加義務付け）に、絶対量で割当・運輸の一定規模以上の排出事業者（参加義務付け）に、絶対量で割当・それ以外の運輸・業務部門、小規模事業所：任意参加可能
割当単位
・割当単位：事業所単位（ただし自家発電は独自に対象とする）
裾切り要件[案 1] 原油換算 3000kl のエネルギーを使用する事業者＝省エネ法第 1 種事業所レベル[案 2] CO2 排出量が 25,000 トン以上の事業所

電力の扱いは、直接排出（6）対象ガス

第 1 期は CO2 のみ
第 2 期以降は、京都議定書ならびにその後の国際協定に示す温室効果ガスを追加（7）割当方法

原則、有償とする
毎年、当年度 1 年分の総排出枠を配分する。

（8）オークション

有償割当を原則とし、一部、無償割当を行う。

比率【電力会社】第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々にオークション率を増加する。

（激変緩和措置を残りは無償で割り当てられる。2020 年には 100％オークションとする。

含む）【炭素集約度が高く、深刻な国際競争にさらされる産業】
第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々にオークション率を増加し、2025 年には 100％オークションとする。
【その他の対象事業所】第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々に徐々にオークシ
ョン率を増加し、2020 年には 100％オークションとする。

（9）無償割当分の利用可能な最良の技術・燃料利用の際の CO2 原単位を基準にするベンチマークを基本とす

初期配分方法る。ベンチマーク指標の設定が難しい事業所については、グランドファザリングを採用する。

（10）オークショ

・第 1 期のオークション収益は、再生可能エネルギー費用および低所得者への支援を優先

ン収益の利用に使用
・それ以降、オークション収益が増加するにつれ、下記の目的へ充てるものとする。
再生可能エネルギー費用
産業界の省エネルギー技術への研究開発・投資
低所得者への支援（省エネ機器取得や断熱の改善、等）
労働者教育・支援・雇用対策
公共交通機関への支援
地域の対策推進
国内の森林整備・間伐材利用

5国内の適応対策
途上国の適応支援・森林減少対策（11）新規参入枠

5％程度（12）閉鎖枠

閉鎖の際に返却（ 13 ） バ ン キ ン

バンキングは認めるが、ボロウイングは原則禁止

グ・ボロウイング

ただし例外的に、当年度償却前に配分された翌年度排出枠を用いることは妨げない。

（14）外部クレジ

CER・ERU／国内クレジット制度の利用は、排出量（償却量）の 5％までの利用を認める

ット（ただし、海外の吸収源・途上国の森林減少対策（REDD）からのクレジット利用は認めない）（15）罰則・排出超過には課徴金を課す。課徴金額は、市場取引価格もしくは 10000 円/トンの高い方。
制度期間毎に見直す。

（16）モニタリン

透明性を持った精度の高い制度の確立

グ・算定公表・検証（17）所管官庁

環境省（1）導入時期2011 年度中に制度導入するめには、早急に制度設計の検討を開始する必要がある。
2011 年度から制度をスタートためのスケジュールは下記の通りである。
スケジュール：2009 年 10 月 政府内で制度導入を決定、制度設計審議をスタート
2009 年 12 月 制度骨格案を発表
ステークホルダーと審議、パブリックコンサルテーション(3 か月間)
2010 年 3 月 制度案確定、法案提出
2010 年 6 月 法律成立
2010 年 7 月 配分申請開始
2010 年 11 月 初期配分決定2011 年 4 月 取引制度スタート、オークション開始（2）制度期間
第 1 期間 2011〜2012 年度、第 2 期間以降 5 年ごととする。
第 1 期間は、制度立ち上げの最初の期間として、短めに設定する。
第 2 期間は、5 年ごととするが、国際的な動向を踏まえ、他国とのリンクの可能性なども見ながら決定するのがよい。

（3）遵守期間
制度期間とは別に、遵守期間は 1 年ごととする。
6

（例）2011 年度の遵守期間（2011 年 4 月〜2012 年 3 月）
2011 年 4 月：無償排出枠が配布される年間を通じ、定期的にオークションが実施され、有償で排出枠を取得可能。
2012 年 7 月末：2011 年度の遵守期限（排出枠の提出期限）2011 年度の排出量に等しい量の排出枠を政府に提出する（償却する）。
なお、2012 年 4 月には 2012 年度分の無償排出枠が配布されている。
（ 「ボローイング」の項で示している翌年度排出枠の利用、とはこれを利用することを指している。
）（4）割当総量
日本全体の温室効果ガスの排出削減目標は、2020 年に 1990 年比 30％削減、2050 年に同 80％削減を国内で達成するものとし、毎年の排出総量は、2050 年目標に向かって直線的に毎年削減する。
排出量取引制度の割当対象に対する割当総量についても、国全体の削減目標と整合的に設定し、割当対象主体の 2020 年目標は 30％削減、2050 年目標は 81％とする。
遵守期間では、各制度対象者及び全体が、その年の排出総量を遵守できたかを確認する。
制度対象者は、その年の排出量に等しい排出枠を、定められた期日内に政府に提出する（償却する）。
【国全体の排出量の推移】
年

国全体（GHG,百万トン）

国全体（CO2，百万トン）

基準年比

1990

1261

1144

−

20101254

1183

0.6％削減（目達計画通りに実施）

2020（目標）

882

821

30％削減（CO2 は 28％削減）

2030（目標）

576

525

54％削減（CO2 は 54％削減）

2040（目標）

37933570％削減（CO2 は 71％削減）

2050（目標）

251

21480％削減（CO2 は 81％削減）（5）割当対象①割当対象
一定規模以上の電力・産業・業務の排出事業所及び運輸事業者に参加を義務付け、絶対量で当該割当対象に排出枠を割り当てる。それ以外の、運輸・業部務門、小規模事業所については、参加は義務付けず、任意参加はできることとする。
②割当対象単位−事業所単位
排出量取引制度の割当対象は、事業所単位とする（業界や会社単位とはしない）。
実際に省エネや燃料転換を行うのは、事業所単位である。各業種の事業所を比較すると、同一企業内でも、先に対策を実施した効率の良い事業所とそうでない効率の悪い事業所とではエネルギー7効率が大きく異なっている。また同業種の事業所でも、燃料種が違うために炭素集約度が極端に異なるところもある。これらの事業所単位の効率や燃料の利用についての情報を第三者が客観的に評価・検証し、業種ごとに利用可能な最良の技術・燃料導入（トップから 10％程度など、業種により判断）を基準として事業所ごとに排出枠を割り当てれば、それぞれの削減ポテンシャルに応じた指標作りや対策を進めることができる。特に、発電部門では、省エネを進めながら、CO2 排出係数の少ない燃料への燃料転換を促していくことが必須であり、燃料区別のないベンチマーク基準を発電所ごとに設定していくことで、そのインセンティブを付与することができる。
一方、取引対象主体を会社単位とする場合には、会社の業務が複数業種にまたがっている場合が少なくないため、上記のような対応が困難になる。また、裾切り要件への対応などにおいて様々な抜け道づくりの操作の余地を拡大させることになる。
経済産業大臣の諮問機関である総合資源エネルギー調査会が省エネ法に基づくセクター別ベンチマーク指標を作成しているが、その場合も事業所ごとを想定し、かつ、鉄鋼については高炉、電炉普通鋼、電炉特殊鋼と業種を細分化して定めている。
なお、１事業所内に複数業種にまたがる事業を行っているところもある。少なくとも、自家発電については、別途に独立した対象主体として位置付けることが望ましい。
③裾切り要件
裾切り要件としては、以下の 2 つの案が考えられる。
案1

原油換算 3000kL のエネルギーを使用する事業所（省エネ法第 1 種事業所レベル）（日本の排出の約 70％、約 7700 事業所をカバー）

案2

CO2 排出量が 25,000 トン以上の事業所（日本の排出の約 64％、約 1500 事業所をカバー）

案 1 の場合は、エネルギー換算であるため、必ずしも温室効果ガス排出総量と合致しないが、省エネ法のもとで 94 年からエネルギー消費量の定期報告が行われており、事業者も習熟している既存法の報告義務の中で対応することが可能であるとのメリットがある。省エネ法に基づく第 1 種管理指定工場は約 7700 事業所あり、直接排出での 2007 年度 CO2 排出量に対するカバー率は約 67％である。同レベルの業務事業所・運輸事業者を加えると約 70%となる。他方、これに第 2 種管理指定工場を対象に加えると事業所数でさらに約 7000 近く追加されるが、排出量におけるカバー率は 1〜2％程度増えるだけである。対象事業所数が増えることで制度管理運営上の行政コストがかさむことから、第 2 種管理指定事業所レベルまで対象とすることは費用効率的でない。
案 2 は、欧米豪の排出量取引制度で今後標準的な水準となると考えられる CO2 排出量 25,000トン以上の事業所を対象にするものである。この場合、対象事業所は約 1500 となり、案 1 の第 1種管理指定工場レベルの約 5 分の 1 になるが、カバー率は数ポイント（約 70％→約 64％）下がるに過ぎない。
どちらの裾切り要件でも、総排出量に対する割合はほぼ変わらないことから影響は軽微であり、現行制度との整合性や行政コスト、取引対象外主体に対する他の政策との関係で、総合的に決定することが望ましい。

8【割当対象範囲とカバー率】
対象範囲
温対法対象全体

6 ガス全体にCO2 全体に占占める割合

める割合

約 70％

約 69％

事業所数

会社数

約 15000

約 7800＋運輸事業者約 600
省エネ法第 1 種

約 68％

約 67％

約 7700＋運輸約 600
約 4300＋運輸事業者約 600
25000 トン以上（6 ガス） 約 65％＋運輸約 600約 1600−

約 1000＋運輸事業者約 140
25000 トン以上（CO2） −約 64％＋運輸約 140

約 1500

約 900＋運輸事業者約 140＋運輸約 140

図 超大口排出事業所の排出量全体に占める割合（2007 年度）（温対法に基づく排出量報告より気候ネットワーク推定）

1,400

温室効果ガス排出量（百万t-CO2）

1,200

2010年
90年比0.6%削減

小規模部門5ガスET部門-5ガス

2007年
90年比9%増

小規模部門CO2
その他ET部門-CO2

2020年
90年比30%削減

1,000

鉄鋼
電力

800

2030年
90年比54%削減

600

2050年
90年比80%削減

2010-2020年
CO2は4.0%/年
GHGは4.0%/年

400

200

2020-2050年
CO2は4.4%/年
GHGは4.4%/年

図 CO2 排出量 25000 トン以上の事業所を対象とした場合の 2050 年までの排出削減経路

92050

2048

2046

2044

20422040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

1990

0

取引対象とそれ以外の削減率
削減率(90年比)
ET-CO2
ET-5ガス
他CO2
2017
21%
79%
2020
30%
80%
2030
55%
84%
2040
72%
87%
2050
82%
90%

他5ガス
18%
25%
52%
69%
80%

17%
20%
32%
42%
50%

全体CO2 全体5ガス
合計
20%
46%
22%
28.2%
48.0%
30.1%
54%
56%
54%
71%
63%
70%
81.3%
68.7%
80.1%

④電力への直接排出での割当
日本では電力の CO2 排出について、工場や家庭、オフィスなどの需要側に配分して排出量を把握する間接排出（電力配分後）で把握する独自の方式を用いてきた。この方式では、需要側での電力を含む温暖化対策を検討することになり、需要側の省電力化へのインセンティブを働かせる効果を持つものの、一方で、発電所等のエネルギー転換部門における排出削減のインセンティブは大きく減じられている。
電力の CO2 排出を発電側のものとして算定する直接排出では、発電部門は日本における最大の排出源であり、近年、石炭火力発電所からの排出増加による、日本全体の排出の増加が顕著である。
こうした発電部門に対し、効果的な削減インセンティブを働かせることがきわめて重要である。
本制度では、排出枠の設定においては、諸外国の制度と同様、電力を直接排出量で捉え、発電所単位で総量での割当をする。これにより、日本全体に占める取引制度の対象割合を高め、発電所自身の省エネ、燃料転換や再生可能エネルギーの利用を促進させることができる。また、燃料転換や効率改善における費用の電力料金への価格転嫁を通じて、取引対象事業所における電力消費の抑制や、小規模事業所や家庭にも電力消費削減のインセンティブにつなげることができる。
なお、電気事業法では、電気事業者に電力供給義務を課しているところ、それと同時に電力事業者による温室効果ガスの排出に対して排出量取引制度への参加を義務付けても、全く矛盾しない。
なぜなら、電力需要増加等により電力供給量が増加せざるを得ない場合でも、排出削減のための投資を行う又は排出枠を購入する等の経済的負担で持って目標達成が可能だからである。このように経済的負担を課していくことは電力供給義務と全く矛盾しない。まさにドイツをはじめ他の欧米諸国において、電力事業者が電力供給と排出削減の両方の実現を求められているように、法に基づく供給義務は、日本でも電力事業者に対し排出枠取引への参加を義務付けるうえで何らの障害にはならない。
また、本制度において直接排出で捉えることは、電力以外の事業所において、燃料消費による排出量の把握管理をすれば足りるため、モニタリングが容易になるというメリットもある。

（6）対象ガス
第 1 期は CO2 のみとする。日本の温室効果ガスの 95％は CO2 であり、CO2 のみを対象とすることは日本の排出のほとんどをカバーすることに近い。第 2 期以降、順次、京都議定書ならびにその後の国際協定に示される他の温室効果ガスを追加する。

（7）割当方法
原則、有償割当とする。温室効果ガスを排出することにコストを伴うことを明確にする。
10

（8）オークション比率（激変緩和措置を含む）
オークションを通じた有償割当を原則とした上で、当初は、一部、無償割当を行う。
①オークションの割合についてオークション率は、第 1 期は低率でスタートし、経験を積んだ上で、第 2 期より引き上げていく。
電力に関しては、価格転嫁が行われることを前提に他部門より高めに設定することが考えられる。
燃料コストの増加率は、低率にとどまるものと推定されている。
一定の基準に基づき、炭素集約度が高く、深刻な国際競争にさらされる産業と定義される産業については、オークション率を当初は低めに設定する。
電力会社

第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々にオークション率を増加する。
残りはすべて無償で割り当てられる。2020 年には 100％オークションとする。

炭素集約度が高く、かつ第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々にオークション率を増加する。

深刻な国際競争にさら残りはすべて無償で割り当てられる。2025 年には 100％オークションとする。

される産業
その他の対象事業所

第 1 期はオークション比率を 10％とする。徐々にオークション率を増加する。
残りはすべて無償で割り当てられる。2020 年には 100％オークションとする。

②ボローイング
原則禁止。ただし例外的に、当年度償却前に配布された翌年度排出枠を用いることは妨げない。
これは猛暑厳冬など、事業所の管理可能な範囲外におけるエネルギー使用の一時的な増大（一時的な排出量の増加）を招く事象に対処するための措置である。

（9）初期配分方法
利用可能な最良の技術・燃料利用の際の CO2 原単位を基準にして、基準排出量を定める、ベンチマークを基本とする。またベンチマーク基準は、燃料種別なく設定する。
ベンチマーク基準＝トップ技術相当のエネルギー効率 × 設備容量 × 3 年間の標準稼働率
ベンチマーク指標の設定が難しい業種の事業所については、グランドファザリングによって設定する。この際、オークション分、新規参入分はあらかじめ差し引いておく。
諸外国の制度では、過去の実績に基づくグランドファザリングを用いることが多く、現実的に用いやすいとも言えるが、過去の排出削減努力を適切に反映しにくく、公平性の課題が生じるという問題がある。
日本においては、省エネ法に基づき、電力、鉄鋼をはじめとする主要業種において、セクター別ベンチマーク指標の構築も進められているところであり、そうしたセクターに対しては、ベンチマークの設定は十分可能と考えられる。
グランドファザリングを採用する業種の事業所については、基準期間：過去 3 年（例、2006〜11

2008 年）の排出の平均とし、排出枠の配分申請に際し、一定期間に早期対策が認められる事業所（例えばトップ 15％）に対しては、排出枠を一定割合上乗せする。そのため、早期排出対策のための排出枠を数％確保しておく。
有償割当の場合には、初期割当の公平性の問題は生じない。
また、米国のワクスマン・マーキー法案のように、排出枠を、自治体や、消費者・労働者などに割り当て、自治体政策や消費者対策の強化への資金の再配分を行うことは、低炭素経済の移行において、新たな社会を作っていくための一つの有効な方策と考えられる。ただし、ここでは、排出量取引制度を極力シンプルに設計するために、これらの制度は盛り込んでいないが、自治体や消費者への資金の再配分のあり方を含め、十分に議論すべき論点である。

（10）オークション収益の利用
オークションの収益は、政府収入となる。制度導入当初は数百億円程度であるが、オークション率が高まるにつれ 2 兆円規模に上ると推計される（2025 年時点、排出枠単価 5,000 円の場合）。
現在は、2050 年に向かって、新たな低炭素型の経済社会に向かって大胆に日本を作りかえていく過渡期にある。国内外で緊急に必要とされる低炭素社会への転換に必要な財政支出については、これらのオークション収益を活用しながら、十分な資金を充てていく必要がある。
資金の流れとしては、①オークション収益を一般財源に繰り入れつつ、国会の予算審議を経て、低炭素経済社会のために必要な予算を確保していく
オークション収益を低炭素経済社会のために使用する（目的税化）。
使用目的としては、主に下記を優先すべきであり、これらの方法を通じ、国内排出量取引制度対象主体に対しても、投資費用として、還元していく。
・再生可能エネルギー費用
・産業界の省エネエネルギー技術への研究開発・投資・低所得者への支援（省エネ機器取得や断熱の改善、等）
・労働者教育・支援・雇用対策
・公共交通機関への支援
・地域の対策支援・国内の森林整備・間伐材利用
・国内の適応対策
またオークション収益の増加に伴って、途上国支援の資金にも充てていく。
・途上国の適応支援・森林減少対策（11）新規参入枠
新規参入枠は、5％程度を確保する。年度末において生じた未使用枠は、オークションで売却する。

12

（12）閉鎖枠
工場の閉鎖などの場合には、割り当てられた排出枠は返却する。また稼働率が一定割合以下である場合には、排出枠を返却することとする。

（13）バンキング・ボローイング
バンキングは認めるが、ボローイングは原則、認めない。国内の早期対策が求められる中では、早めに対策を取ることは奨励できるが、次の期間から前借りして対策を先延ばしすることは、適切ではない。
ただし例外的に、当年度償却期日前に配布された翌年度排出枠を用いることは妨げない。

（14）外部クレジット
排出枠内に排出量を抑える義務は、基本的に国内で達成するものとするが、排出量（償却量）の5％までは、外部クレジットの利用を認める（外部クレジットは、割り当てられた排出枠と 5％を上限に交換できる）。
対象として利用できる外部クレジットは、京都議定書で利用が認められている、共同実施（JI）・クリーン開発メカニズム（CDM）を通じて発生する海外クレジット（ERU・CER）及び、小規模事業者と大規模事業者との間でとり行われている「国内クレジット制度」を通じて発生するクレジットとする。
ただし、現行の国内クレジット制度については、排出量の算定・第三者検証における透明性を確保する等の改善の必要がある。
また、海外の吸収源利用（CER・ERU）、及び途上国の森林減少対策（REDD）からのクレジットについては、測定の不確実さ等の問題があるために対象には含めないこととする。

（15）罰則排出超過には課徴金を課す。課徴金額は、市場取引価格もしくは 10000 円/トンの高い方とする。
課徴金額は、制度期間毎にあらかじめ見直すものとする。
対象事業所が確実に排出枠までの排出抑制を遵守し、温室効果ガス削減を担保するためには、遵守するために十分なインセンティブが必要であり、市場取引価格よりも数倍高めの価格を設定することが望ましい。
また、罰金支払いにより償却義務を免れるものではなく、排出枠の償却は必要とする。

（16）モニタリング・算定公表・検証
排出量取引制度を通じて、確実な温室効果ガスの削減を引き出していくためには、排出量を正確にモニタリングし、それを算定・報告させ、第三者が検証できることが重要になる。
そのために、排出量取引制度の対象事業所を対象にした、新たなモニタリング・算定・報告・検証制度の確立が必要である。
現状において、現行の温暖化対策推進法・省エネ法に基づく温室効果ガス排出量の把握がなされ13ており、一定の改善を図りながら、それらを活用することができる。さらに、省エネ法に基づいて報告されている、事業所ごとのエネルギー使用量、生産量・原単位情報等を公開し、第三者検証を可能にする必要がある。
（17）所管官庁
環境省とする。地球環境行政をつかさどる環境省が、必要な情報を一元化して集め、所管官庁として運用への責任を持つ。他省庁とも連携を図っていく。

＜参考＞ コストについての考察（2007 年度実績における推計）
・化石燃料調達コストの節減メリット：発電用途だけで毎年約 2000 億円
排出量取引制度導入により毎年の CO2 排出削減量に見合った年 4％程度の化石燃料節減が進むと仮定した場合、発電部門における現状の化石燃料輸入コスト（約 5 兆円）の調達コストのうち、毎年約 2000 億円の節減が可能となる。電力以外の対象セクターも入れれば毎年 4000〜5000 億円、10 年で 5 兆円規模の節約が視野に入る。
また、将来の化石燃料価格の高騰を想定すれば節約メリットはもっと大きくなる。
・外部クレジット利用（排出量の 5％）年間コスト：760 億円（2011 年）〜130 億円（2050 年）
外部クレジット価格を 2000 年／トン（発行済み CER 現行単価）と仮定し、外部クレジット利用を最大限（5％）利用した場合のコストは、2011 年時点で約 760 億円であり、2050 年では130 億円となる（全体の排出枠が減るため 5％に相当する量も減少する）。
上記の化石燃料輸入コストの節減に比して小さく、現行の経団連自主行動計画に基づく京都クレジット輸入コストよりも少額である。
ただし、外部クレジットを利用すると、その分国内の排出を増やしていることによる、燃料調達コストが余計にかかることも念頭におかなければならない。
・電力部門で排出枠を 100％オークションにした場合の割当量総価値：約 8000 億円
電力部門を 100％オークションにした場合の燃料コスト増加率は、温暖化対策を一切とらない場合で約 15％となると推計されるが、対策により原単位が 15%以上改善されれば燃料コスト減の方向に働く。
これは、発電量あたりのコストが、温暖化対策を一切とらない場合で、約 1 円/kWh 増加し、対策が進めば減少に寄与することを意味している。
ただし、排出枠単価によって、その価値は当然異なる。

お問い合わせ先：気候ネットワーク 東京事務所〒102-0083 東京都千代田区麹町 2-7-3 半蔵門ウッドフィールド 2F
TEL：03-3263-9210、FAX：03-3263-9463、E-mail：khirata@kikonet.org

14