【環境】再エネ調達ルールはどう変わる？ ～GHGプロトコル・SBTi・RE100の要件とCDP対応～

　企業の再生可能エネルギー調達とスコープ2排出削減を巡る国際ルールが、大きな組み替え期に入っている。企業実務ではこれまで、再生可能エネルギーを調達し、その環境価値をGHGプロトコルのマーケット基準手法でスコープ2排出量に反映し、SBTi目標の進捗やRE100の再生可能エネルギー比率として管理し、その結果をCDPで回答するという一連の運用が行われてきた。

　しかし、この関係が変わり始めている。GHGプロトコルではスコープ2ガイダンスの改訂が進み、電力を消費した場所と時間に、調達した電力属性をどこまで対応させるべきかが議論されている。SBTiは2026年6月に企業版ネットゼロ・スタンダード第2版を公表。スコープ2排出削減目標について、従来はロケーション基準またはマーケット基準の排出量を基礎に設定できたが、第2版ではロケーション基準の排出量を基礎に削減経路を設定する。一方、電力購入契約（PPA）や電力証書（EAC）等は目標を実現するための手段として引き続き認め、デリバラビリティや発電設備年齢等の品質要件を新たに設けた。RE100も独自の市場バウンダリ、発電設備の稼働年、EAC等の要件を持つ。

　「再エネ100%」「マーケット基準でのスコープ2排出量ゼロ」「SBTiのスコープ2目標達成」は従来から完全に同義ではなかったが、今回の制度改訂によって違いがさらに明確になりつつある。同じPPAやEACを利用しても、発電場所、設備年齢、時間的対応等によって、GHGプロトコル、SBTi、RE100で適格性が分かれる場面が増える可能性がある。これらの排出量や電力調達情報を開示するCDPでも、発電地域、設備の運転開始年等、電力調達に関する詳細情報を把握する重要性が高まっている。

GHGプロトコル・SBTi・RE100で評価軸が異なる

　今回の変更を理解する上で重要なのは、GHGプロトコル、SBTi、RE100の3つのルールが同じ方向へ一斉に厳格化しているわけではないことだ。共通して重視されているのは、何MWhの再エネを調達したかだけでなく、どこで、いつ、どの設備から発電された電力なのかという調達品質である。一方、それを何のために評価するかが異なる。

　GHGプロトコルが焦点を当てているのは、企業のスコープ2インベントリにどの電力属性を、どの条件で反映できるかだ。SBTiでは、科学的な経路に沿ってスコープ2排出量を減らし、低炭素電力への移行をどう実装するかを評価する。RE100では、企業が使用した電力を再生可能電力として主張できるかを独自の技術要件で判定する。

　この違いは、低炭素電力と再生可能電力の関係に表れる。SBTi企業版ネットゼロ・スタンダード第2版では、スコープ2について排出総量削減目標と、低炭素電力（LCE）の利用、契約、マッチング比率を高めるアラインメント目標を設定できるようになった。LCEには再生可能エネルギーや原子力発電に加え、一定の原単位排出量以下となるCCS付き火力発電等も含まれうるため、RE100が対象とする再生可能電力とは同義ではない。そのため、SBTiのLCE目標を達成しても、RE100で100%を達成できるとは限らない。

　また、現行GHGプロトコルのマーケット基準でスコープ2に反映できる電力属性であっても、RE100の市場バウンダリや発電設備年齢等の独自要件を満たさない場合がある。反対に、RE100で適格な再エネ調達でも、GHGプロトコルの将来改訂で時間やデリバラビリティの条件が異なる形で確定すれば、マーケット基準への反映方法が変わる可能性がある。

GHGプロトコルスコープ2改訂で問われる「場所」と「時間」

　現行のGHGプロトコル・スコープ2ガイダンスは2015年に公表され、一定の電力市場ではロケーション基準とマーケット基準の双方でスコープ2を算定するデュアル・レポーティングが用いられてきた。マーケット基準では、PPA、電力小売メニュー、EAC等の契約手段に紐づく排出係数を利用できるため、企業は系統平均とは別に、自ら選択した電力属性を排出量へ反映できる。

　GHGプロトコルが2025年に提示した改訂案でも、二重報告という基本構造は維持された。一方、ロケーション基準では、利用可能な排出係数のうち、まず地理的に細かく、次いで時間的に細かなデータを優先する新たな階層を提示。マーケット基準では、契約した電力属性を需要地点へ物理的に供給し得る地域から調達する「デリバラビリティ」と、電力消費と発電を時間単位で対応させる「時間単位マッチング」が大きな論点となった。

　現行ルールでは、例えば一年間に1万MWhを消費した企業が同じ年に1万MWh分の適格な再エネ属性を取得すれば、年間単位で対応させ、マーケット基準のスコープ2排出量へ反映できる。しかし電力需給は時間毎に変動する。昼間に太陽光発電が多い時間と、夜間に化石燃料発電の比率が高い時間を年間で合算すれば、年間では再エネ100%でも、電力を使用する全ての時間に同量の再エネが発電されているわけではない。

　場所も同様だ。送電制約等によって需要地点へ電力を供給しにくい地域の属性を広く利用できれば、マーケット基準排出量と、企業が実際に依存する電力システムとの関係が弱くなる。このため2025年案では、契約手段を使うマーケット基準について時間単位マッチングとデリバラビリティを求める案を提示するとともに、小規模企業等への適用除外、既存契約を保護するレガシー措置、段階的施行等も検討した。残余ミックスが存在しない場合に、化石燃料のみの排出係数を用いる案も示された。

　但し、これらは確定ルールではない。パブリックコメントでは、企業の電力調達を温室効果ガス会計へどのように反映するかについて幅広い見解が示された。さらに2026年7月、GHGプロトコルと国際標準化機構（ISO）は企業向け温室効果ガス会計基準を統合する方針を発表。企業版ネットゼロ・スタンダード、スコープ2、スコープ3、行動・市場手段（AMI）とISO14064-1を統合する企業向け基準について、2027年第2四半期にパブリックコメントを行い、2028年第4四半期に最終版を公表する予定とした。したがって、2025年案の個別要件を将来の確定ルールとして扱うべきではない。

GHGプロトコルは「排出量」と「調達による貢献」を分ける方向へ

　スコープ2改訂と並行して重要なのが、行動および市場手段（AMI）で検討されているマルチ・ステートメントの考え方だ。GHGプロトコルは2026年7月、企業の実際の活動に伴う物理的な排出量、契約等を反映したマーケット基準・契約ベースの排出量、企業のアクションによる排出インパクトを分けて報告するとの方向性を示した。詳細要件は今後の基準策定で決まるが、少なくとも異なるカテゴリーを相殺せずに示す考え方が示されている。

　企業による再エネPPAには以前から、自社が使用する電力属性を確保する側面と、新規発電設備への需要や資金を生み出し、電力システム全体の脱炭素化へ寄与する側面がある。今後は、この二つを一つのスコープ2数値で説明するのではなく、自社インベントリにどこまで反映できるかと、企業行動が社会全体の排出削減へどのように貢献したかを分けて示す方向が強まる可能性がある。

　例えば、企業が自社拠点から離れた地域で新規再エネ発電所を支えるVPPAを締結しても、将来のスコープ2基準でデリバラビリティ要件を満たさなければ、自社のマーケット基準インベントリへの反映が制限される可能性がある。一方、その契約が新規設備の成立を支えた効果まで無価値になるわけではない。インベントリ削減と、より広い気候インパクトを別々に説明するという考え方である。

SBTiの第2版は「目標水準」と「実装」を分けた

　SBTiは2026年6月、企業版ネットゼロ・スタンダード第2版を正式に公表した。スコープ1とスコープ2の目標を分離し、スコープ2は100%を対象に、低炭素電力アラインメント目標と排出総量削減目標のいずれか、または双方を設定する。

　SBTi第2版では、企業を規模と本社所在国の所得水準に応じてカテゴリーAとカテゴリーBに分類。カテゴリーAは主に大企業や高所得国の一定規模以上の企業、カテゴリーBはそれ以外の企業で、一部の要件はカテゴリーAにのみ義務付けられる。カテゴリーA企業のうち、目標サイクル中の平均年間電力消費量の増加率が20%を超えると予測される企業には、排出総量削減目標も求める。

　特に重要なのは、スコープ2排出削減目標の野心度をロケーション基準の排出量に基づいて決めるよう変更した点だ。従来は、ロケーション基準またはマーケット基準のいずれかを目標設定に利用できたが、第2版では、排出削減経路をロケーション基準の排出量を基礎に設定する。これはPPAやEACが無意味になるということではない。SBTiは、目標の厳しさを決める炭素会計と、目標を達成するための企業行動を分け、PPAや適格な市場手段を引き続き実装手段として認めている。

　市場手段には独自の十全性要件を設けた。電力消費をデリバラビリティ地域に基づく「アクティビティ・プール」に分け、原則として需要を供給できる地域の低炭素電力と対応させる。市場手段は基礎となる活動と原則12カ月以内で時間的に対応させ、対象となる低炭素電源は原則として使用期間から遡って15年以内に運転開始またはリパワリングした設備とする。既存の長期契約等についてはレガシー措置も用意した。

　時間単位マッチングについては、目標達成そのものの一律要件にはしなかった。カテゴリーA企業では、一つのアクティビティ・プールの年間電力消費量が10GWh以上の場合、低炭素電力と時間単位でマッチした割合を算定・報告する。カテゴリーB企業では任意だ。さらに、時間単位マッチングの実績を評価する任意の認定プログラムを設け、将来の基準改訂に向けて知見を蓄積する。

　SBTiとGHGプロトコルは、場所と時間をより重視する方向では接近しているが、現時点ではデリバラビリティや時間単位マッチングの具体的な要件までは揃っていない。SBTi自身、GHGプロトコル改訂終了後にデリバラビリティ地域等の会計要件について必要な修正を検討するとしている。SBTi企業版ネットゼロ・スタンダード第2版を、将来のGHGプロトコル改訂内容がそのまま先取りされたものとして読むことはできない。

RE100は独自の再エネ品質要件を持つ

　RE100とSBTiの違いも明確になる。RE100は使用電力を100%再生可能電力にすることを評価するのに対し、SBTi企業版ネットゼロ・スタンダード第2版は低炭素電力という別の概念を用いている。このため、SBTiの低炭素電力アラインメント目標とRE100目標は別々に管理する必要がある。

　RE100では、電力属性を原則として電力消費と同じ「市場」内から調達する市場バウンダリを設定している。但し、RE100の市場バウンダリは、規制制度や属性取引の共通性も考慮するため、SBTiの物理的なデリバラビリティ地域とは必ずしも一致しない。

　発電設備については、RE100には、原則15年以内という運転開始・リパワリング年要件がある。このルールは2022年の技術要件改訂で導入された。自家発電、自営線による調達、新規プロジェクトの当初オフテイカーとして締結した長期契約等には例外があり、設備年齢要件を満たさない調達についても、総電力消費量の15%相当まではRE100目標の進捗に算入できる。

　2025年改訂では、この15年ルールのガイダンスを改善するとともに、EACが一般的に利用される市場で系統PPAや小売契約にもEAC取消を求める要件や、石炭との混焼による再生可能電力を対象外とする要件を追加した。これらの新要件は2027年のCDP開示サイクルからRE100評価に反映される。

　時間単位マッチングも現時点ではRE100の一律要件ではない。2026年のRE100報告ガイダンスでは、RE100参加企業向けのCDP回答で、再生可能電力が発電された時点と企業が電力を消費した時点との時間的な対応関係について、時間単位、週次、月次、年間等の「Time matching basis」を回答するようになった。 RE100は時間単位マッチングを高品質な新興実務と位置付けるが、24時間365日のマッチング自体をRE100達成条件にはしていない。

CDPではルール間の違いを回答できるデータが必要に

　これらの違いはCDP回答へ跳ね返る。2026年のCDP質問書では、スコープ2のロケーション基準・マーケット基準排出量に加え、設問7.30.15で低炭素電力の調達について、調達方法、電源技術、MWh、EAC追跡システム、発電国・地域、設備の運転開始・リパワリング年等を回答する。RE100参加企業向けの回答では、さらに時間マッチング、契約開始年、契約期間等も取得する。

　RE100参加企業では、この回答がRE100の年次評価にも利用される。発電設備の運転開始年や契約開始年等をCDPで回答し、RE100の適格性判定に用いる仕組み自体は以前から存在している。一方、SBTi第2版でデリバラビリティや設備年齢、時間的対応等の要件が具体化し、GHGプロトコルでも場所と時間を巡る改訂が進む中、同じ電力契約について確認すべき情報の粒度と利用範囲が広がっている。2026年のRE100参加企業向けCDP回答では時間マッチングに関する情報も追加されており、企業には設備年齢、発電地点、証書レジストリ、契約期間、時間データ等をルール横断で利用できる形で管理することが一段と重要になっている。

　2026年のRE100報告ガイダンスでは、同じCDP設問7.30.15のデータを用いて、市場バウンダリを満たすか、設備年齢要件を満たすか、グランドファザリングの対象かを判定する例も示している。今後のデータ管理では、「CDPに回答できるか」だけでなく、回答の基礎データから各ルールの適格性を再判定できるかが重要になる。調達先から設備情報を取得できない場合には、それ自体がRE100の設備年齢判定等に影響し得るため、契約時点で情報提供条件を確認する必要がある。

　一方、2026年のCDP回答で未確定のGHGプロトコル改訂案を先取りして排出量を変更する必要はない。CDPの2026年スコープ2テクニカルノートは、現行GHGプロトコルのスコープ2ガイダンスに沿った回答を求めている。2026年のスコアリング対象提出期限は9月16日であり、企業は現行ルールで回答しつつ、将来の再計算や適格性判定に耐えられるデータを整えることが現実的な対応となる。

　なお、CDP自体がGHGプロトコル、SBTi、RE100に共通する新たな適格基準を決めるわけではない。各ルールが同じ元データを異なる目的で利用する構造であり、GHGプロトコルの2027年発表案をCDPがどの時点で質問書やスコアリングへ反映するかも現時点では確定していない。企業側では、質問番号や回答様式の変更に依存せず、基礎となる電力消費・契約・発電属性データをルール横断で管理する方が重要になる。

電力調達ではルール毎の適格性確認が必要に

　同じPPAやEACであっても、発電場所、設備年齢、時間的対応等によって、GHGプロトコル、SBTi、RE100で適格性が分かれる可能性が高まっている。例えば、現行GHGプロトコルのマーケット基準で利用できるEACでも、発電設備が古ければ、SBTi第2版やRE100では設備年齢要件や例外規定を別途確認する必要がある。また、RE100で適格な再生可能電力でも、GHGプロトコルの将来改訂でデリバラビリティや時間単位マッチングの要件が異なる形で確定すれば、マーケット基準への反映方法が変わる可能性がある。逆に、SBTiの低炭素電力アラインメント目標に利用できる電力でも、RE100では再生可能電力として認められない場合がある。

　このため、企業は「再エネ調達量」や「マーケット基準スコープ2排出量」だけで電力戦略を管理するのではなく、同じ調達契約について、GHGプロトコルでスコープ2にどう反映されるか、SBTiの目標達成に利用できるか、RE100で適格な再生可能電力として認められるかを個別に判定できる状態にする必要がある。

　新規の電力契約では、価格とMWhだけでなく、発電地域、設備年齢、時間情報、証書制度、契約開始年、契約期間等を調達条件として確認する重要性が高まる。既存のPPA、電力契約、EACについても、それぞれのルールでの適格性を棚卸しする必要がある。特に長期契約では、レガシー措置やグランドファザリング、将来の適用開始時期によって評価が変わり得るため、契約期間中の制度適格性まで見通した管理が必要となる。

2026年から2027年は電力調達データを組み替える期間

　SBTi企業版ネットゼロ・スタンダード第2版による目標認定は2027年2月から始まる。第1.3.1版は2028年1月31日まで新規目標設定に利用でき、同年2月1日以降の新規申請では第2版が必須となる。既存の認定済み近接目標について、SBTiは現在の目標期間終了まで有効となる見込みとしている。

　一方、GHGプロトコルの統合企業基準は、2027年第2四半期にパブリックコメント、2028年第4四半期に最終版公表を予定している。この時間差を踏まえると、2026年から2027年に企業が行うべきなのは、未確定ルールを予測して既存目標や排出量を変更することではない。SBTi目標の更新時期を確認しながら、電力消費・調達データの粒度を上げ、同じ契約について複数ルールの判定ができる状態を作ることである。

　電力消費側でも、年間使用量だけでなく、可能な拠点から時間別データを取得できる体制を整えることが重要になる。サステナビリティ部門がCDP回答時に一度だけ情報を集めるのではなく、調達部門が契約締結時に発電設備と属性情報を取得し、エネルギー管理、GHG算定、SBTi進捗、RE100、CDPへ同じ元データを展開できる仕組みが必要となる。

今後の焦点

　今後の最大の焦点は、現在別々に動いているGHGプロトコル、SBTi、RE100の要件が、どこまで相互運用可能な形へ収斂するかだ。SBTiはGHGプロトコルとの相互運用性を重視し、GHGプロトコルも目標設定・開示制度との連携を掲げている。2027年の統合企業基準のパブリックコメントでは、SBTiが先行して採用したデリバラビリティや時間の考え方とどこまで整合するかが焦点となる。

　一方、企業側では、ルールの最終形が揃うまで対応を待つことはできない。すでにRE100とCDPでは発電設備に関する詳細データの取得が進み、RE100参加企業向けのCDP回答では時間マッチングも確認されるようになった。SBTi第2版ではスコープ2目標と市場手段の品質要件も具体化した。

　企業に求められるのは、将来どのルールが正解になるかを予想することではない。どの電力を、どこから、いつ、どの設備から、どの契約で調達し、それをどの目標や主張に使うのかを説明できる状態にすることだ。企業のスコープ2管理は、「何MWhの再エネを買ったか」から、電力属性と利用目的まで含めて管理する段階へ移りつつある。

【参照ページ】Upcoming Scope 2 Public Consultation: Overview of Revisions 【参照ページ】Corporate Net-Zero Standard V2.0 Criteria 【参照ページ】RE100 Technical Criteria and Appendices 【参照ページ】Accounting of Scope 2 Emissions 【参照ページ】Corporate Net-Zero Standard V2.0 Methods, Metrics and Pathways 【参照ページ】Scope 2 Guidance 【参照ページ】Upcoming Scope 2 Public Consultation: Hourly Matching and Deliverability 【参照ページ】GHG Protocol Announces Key Standard Development Updates: FAQ Resource 【参照ページ】Understanding Scope 2 in the Updated Corporate Net-Zero Standard V2.0 【参照ページ】The Corporate Net-Zero Standard 【参照ページ】RE100 Reporting Guidance 2026 【参照ページ】情報開示企業向け：スコアを理解する

菊池尚人

チーフコンサルタント 兼 事業開発室長

PwCコンサルティングを経て、2019年より現職。コンサルティング業務に10年間従事。 大手企業・金融機関向けに、国内外の政策・市場・企業動向に関する継続モニタリングやテーマ別リサーチ、ESG・サステナビリティ戦略策定、研修を提供。 Sustainable Japanの編集も務め、サステナビリティ経営に関する国内外の動向を分析・発信している。