法人電気料金ナビ
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Scope2は購入した電力・熱・蒸気に由来する間接排出量です。マーケット基準とロケーション基準の違いと算定手順を整理します。
Scope2は、企業が外部から購入した電力・熱・蒸気の使用に伴って発生する温室効果ガス排出量を指します。電力会社の発電時点で排出されたCO2を、電力を買った側で算入するという考え方です。
算定は、電力使用量（kWh）× 排出係数（kg-CO2/kWh）で求めます。排出係数は電力会社別に毎年度環境省が公表しており、使用電力量に応じて自動的に反映されます。
ロケーション基準は、電力網の平均的な排出係数（全国平均や事業者平均）を使う方法で、企業の個別選択を反映しません。マーケット基準は、企業が契約した再エネメニューや購入した非化石証書を反映できる方法で、調達努力が数値に表れます。
GHGプロトコルでは両方の開示を推奨しており、マーケット基準の方が数値は低くなる傾向があります。
算定の第一歩は、使用電力量データの集約です。複数拠点を持つ企業では、拠点ごとに電力会社が異なり、請求書データを一元化する仕組みが必要です。次に排出係数を掛けて排出量を算出し、再エネメニューや証書購入分を差し引きます。
CDP、GXリーグ、SBTiなど、開示先によって求められるフォーマットが異なるため、事前確認が必要です。
年間電力使用量とエリアを入力し、Location-based・Market-basedの両方式でScope2排出量を試算。非化石証書活用時の削減効果も比較できます。CDP・TCFD報告に活用可能です。
Location-based排出量
441
t-CO2/年
Market-based排出量
441
t-CO2/年（再エネ控除後）
削減効果
0 t
0% 削減
証書購入コスト
0円/年
非化石証書概算
※ 排出係数は環境省2024年度公表値を参照（kg-CO2/kWh）。実際の報告では電力会社ごとの係数または基礎排出係数の使用が推奨されます。
脱炭素分野は、日本では2000年代の電力自由化を出発点に段階的に形成されてきました。2016年の小売全面自由化以降、法人向け電気料金は「燃料調達コスト」「市場価格」「政策コスト」の三層構造が明確になり、2020-2022年の燃料高騰・需給ひっ迫危機を経て、企業の電力マネジメントは単なる経費管理から経営戦略の中核課題へと位置づけが変わりました。
制度面では、再エネ賦課金の拡大、容量市場の創設、需給調整市場の整備、GX-ETSの導入など、毎年のように新たなコスト・義務が積み重なっています。法人需要家の観点では、制度変更を「受動的に受け入れる」段階から「能動的に活用する」段階への転換が問われる局面です。
特に2024年以降は、「電気代は下がる時代ではなく、構造的に高止まる時代」という認識が経営層にも浸透しつつあります。この認識転換を踏まえた対応策を、本記事ではCO2排出量の定量管理と再エネ電力調達の観点から整理します。
製造業（電力多消費）
電気代が製造原価の5-15%を占めることも多く、本テーマへの影響度は「極めて高い」。デマンド管理・生産シフト・自家発電との複合対応が必要です。
小売・サービス業
店舗数×単価の構造で、電気代の変動が店舗利益を直撃。照明・空調の省エネとプラン見直しが軸。
物流・倉庫
冷凍冷蔵倉庫は24時間稼働で電力依存度が極めて高く、デマンドレスポンス参加の経済性も高い。
IT・データセンター
AI需要拡大で電力消費急増。PPAによる長期固定化とPUE改善が重点課題。
医療・介護
24時間稼働・重要設備多数でBCP重要度が最高位。非常用電源・蓄電池投資は必須。
オフィス・サービス
電気代の売上高比率は1-3%と低いが、テナント契約・サステナビリティ要件対応が重要。
事業規模により、取り得る選択肢と優先順位が大きく異なります。特別高圧（2,000kW以上）の大規模需要家では、競争入札・市場連動プラン・コーポレートPPAなど選択肢が広く、専門部門・コンサル活用の投資回収も高い傾向があります。一方、高圧（50-2,000kW）では、複数社相見積と省エネ投資の組み合わせが中心的打ち手となります。低圧（50kW未満）の中小事業者は、プラン選定と基本的な省エネの徹底でまず5-15%削減を目指すのが現実的です。
エリア別では、北海道・沖縄は離島・長距離送電・燃料調達の構造的要因で高単価傾向、関西・九州は原子力稼働影響で比較的安価な時期もあります。9エリアで単価が3-4円/kWh程度の差が生じることは珍しくなく、複数拠点企業は拠点別のプラン最適化が効いてきます。また、再エネ導入可能性（太陽光適地・風力・非化石証書調達難易度）もエリアで差があり、脱炭素対応の戦略立案では無視できない要素です。
📘 事例A: 食品製造業（年商30億円）
従来の燃料費調整付き契約から市場連動＋固定のハイブリッド型に移行。併せてデマンド管理徹底で基本料金20%削減。初年度の電気代を年間800万円圧縮に成功。
📗 事例B: 物流センター（冷凍倉庫3拠点）
拠点別にPPAとオンサイト太陽光を組合せ導入。Scope2排出量を40%削減、年間電気代も15%圧縮。CDP評価がB→Aランクに向上しグローバル取引先評価も改善。
📙 事例C: 中小製造（低圧契約、年商1億円）
相見積3社取得→新電力に切替＋LED化＋空調最適化で年間18万円削減。投資回収は約14ヶ月。補助金活用で実質投資額を半減。
※ 事例は代表例。実際の効果は事業規模・立地・既存契約条件で大きく変動します。
※ 各数値・制度は公表時点の情報。最新情報は各機関公式サイトをご確認ください。
A.Location-basedは電力会社の系統平均排出係数で算定、Market-basedは契約した電源の排出係数（非化石証書・再エネメニュー等）で算定します。RE100やCDP報告ではMarket-based併記が標準です。
A.GX-ETS（排出量取引制度）は2026年度から本格稼働。年間排出量10万t-CO2以上の事業者に排出枠が割当てられ、超過分は市場で購入する義務が生じます。電気事業者経由で間接コストも需要家に転嫁されます。
A.非化石証書付き電力メニューは通常電力比+1〜3円/kWh、トラッキング非化石証書単独購入は0.4〜1.3円/kWh水準。RE100要件を満たす範囲で証書単独購入が安価な傾向です。
A.年間電力消費量100GWh以上または日本ではJ-クライメート・リーダーズ参加企業相当が目安。100%再エネ達成期限を設定し、毎年進捗を公開する義務があります。
A.10万t-CO2未満は直接対象外ですが、サプライチェーン上のScope3削減要請（取引先の脱炭素方針）で間接的に求められます。早期対応で取引機会の維持・拡大に繋がります。
当法人は法人向け電気料金の高騰リスク分析・脱炭素対応支援を行う非営利法人です。本記事は公的データ（経済産業省・OCCTO・JEPX・環境省等）と実務知見を基に編集しています。
この記事の著者: 江田 健二（一般社団法人エネルギー情報センター 理事 ／ RAUL株式会社 代表取締役）— 電力・エネルギー業界20年以上、書籍20冊以上執筆、内閣府・中小企業庁・商工会議所登壇多数プロフィール →
このテーマの理解を深めたら、シミュレーターで自社の電気料金リスクを確認しましょう。
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中立的な立場で、特定の電力会社への勧誘は一切行いません。