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　特願２０００−２３９７２９「燃料電池用灯油燃料気化方法」拒絶査定不服審判事件〔平成１４年　２月１９日出願公開，特開２００２−　５３３０５〕について，次のとおり審決する。
【結　論】
　本件審判の請求は，成り立たない。
【理　由】
１．手続の経緯
　本願は，平成１２年８月８日の出願であって，平成２３年８月５日付で拒絶査定がなされ，これに対し，平成２３年１１月２日に拒絶査定不服審判請求がなされると共に，同日付手続補正書による手続補正（以下，「本件補正」という。）がなされたものである。
　
２．本件補正についての補正の却下の決定
［補正の却下の決定の結論］
　本件補正を却下する。
　
［理由］
（１）補正後の本願の発明
　本件補正により，特許請求の範囲の請求項１は，
「水蒸気と灯油燃料とを混合し，水蒸気の熱を用いて灯油燃料を気化し，これを燃料電池システムに供給する燃料電池用灯油燃料気化方法において，前記灯油燃料を気化させる熱源として，前記水蒸気の熱と，前記燃料電池システム内の排熱を利用し，前記水蒸気と灯油燃料との混合を，エゼクタを用いて行い，前記水蒸気の温度が１４０℃〜３５０℃，水蒸気と灯油燃料との重量比が３．８〜１２．９の条件で水蒸気と灯油燃料とを混合させる，ことを特徴とする燃料電池用灯油燃料気化方法。」
と補正された。
　
　上記補正は，補正前の請求項１を削除して補正前の請求項１を引用する請求項２を補正後の請求項１とする，或いは，灯油燃料の気化について，「前記灯油燃料を気化させる熱源として，前記水蒸気の熱と，前記燃料電池システム内の排熱を利用し，」との限定をするとともに，請求項１に記載した発明を特定するために必要な事項である「水蒸気と灯油燃料との重量比」の範囲について「２．６〜１２．９」から「３．８〜１２．９」へと限定するものであって，実質的に，平成１８年法律第５５号改正附則第３条第１項によりなお従前の例によるとされる同法による改正前の特許法（以下，単に「改正前の特許法」という。）第１７条の２第４項第２号の特許請求の範囲の減縮を目的とするものに該当する。
　そこで，本件補正後の前記請求項１に記載された発明（以下，「本願補正発明」という。）が特許出願の際独立して特許を受けることができるものであるか（改正前の特許法第１７条の２第５項において準用する同法第１２６条第５項の規定に適合するか）について以下に検討する。
　
（２）引用例
ａ）原査定の拒絶の理由に引用された特開平９−１９０８３３号公報（以下，「引用例１」という。）には，図面と共に次の事項が記載されている。
　
　・「【請求項１】炭化水素系燃料に水蒸気が添加された原燃料ガスを，燃料電池発電装置が備える燃料改質器に供給する装置であって，高温の水蒸気を燃料改質器への供給に必要となる圧力にまで加圧する加圧装置と，この加圧装置と燃料改質器との間に介挿され，高温の水蒸気を通流させて液状の炭化水素系燃料を吸引すると共に気化させたうえで，気化された炭化水素系燃料と高温の水蒸気との混合物である原燃料ガスを燃料改質器に供給する気化装置と，を備えることを特徴とする燃料電池発電装置用の原燃料ガス供給装置。」
　
　・「【０００５】燃料電池装置９１から排出された酸化剤ガス９１ａの排ガス９１ｃと，燃料改質器９２から排出された燃焼ガスの排ガス９２ｂとには，燃料ガス９２ａが燃料電池装置９１において酸化剤ガス９１ａと反応することで得られた生成水が，水蒸気として含有されている。燃料電池発電装置９では，これ等の排ガス９１ｃ，９２ｂを生成水回収装置９３に導き，生成水回収装置９３において排ガス９１ｃ，９２ｂ中に含まれている水蒸気を生成水として回収したうえで貯溜しており，この生成水の少なくとも一部が水蒸気用水９３ａとして，加熱装置９５を介して水蒸気となって原燃料ガス供給装置８に供給されている。この水蒸気用水９３ａは，ポンプ装置９４で所要の圧力値に加圧され，かつ，加熱装置９５で加熱されることで，加圧された水蒸気９５ａとなり，原燃料ガス供給装置８に供給される。この加熱装置９５の加熱源としては，生成水回収装置９３に入る前の，まだ高温の排ガス９２ｂを用いる等の各種の方法が採られている。（図３中ではその構成の図示を省略している。）」
　
　・「【００１７】
【実施例】以下この発明の実施例を図面を参照して詳細に説明する。
実施例１；図２は，請求項１に対応するこの発明の一実施例による燃料電池発電装置用の原燃料ガス供給装置の要部の構成を周辺の装置と共に示すそのブロック図である。図２において，図３に示した一般例による燃料電池発電装置，および，図４に示した従来例による原燃料ガス供給装置と同一部分には同じ符号を付し，その説明を省略する。なお，図２中には，図４で付した符号については，代表的な符号のみを記した。図２において，２は，図４に示した従来例による原燃料ガス供給装置８に対して，エゼクタ８１に替えて，加圧装置３，気化装置４を用いるようにした原燃料ガス供給装置である。また，原燃料供給装置５は，液状の炭化水素系燃料としての液状の軽質ナフサを，常温付近の低温の液状のままで，原燃料５ａとして供給する装置である。従って，従来例による原燃料ガス供給装置８と組み合わされて使用されている原燃料供給装置７と対比すると，原燃料供給装置５は，液状の軽質ナフサを供給する装置，または，液状の軽質ナフサを貯蔵するタンクは備えている。しかし，軽質ナフサ用の加熱装置，気体状の軽質ナフサを貯蔵する容器，気体状軽質ナフサが存在する部位に対する保温装置，加熱装置，保温装置等の温度を一定値等に制御するための温度制御装置等は不要であるので，備えていない。」
　
　・「【００２２】また，原燃料ガス供給装置２においては，前述したところにより，液状のままで取り入れた原燃料５ａを，燃料電池発電装置９の運転時に，燃料電池発電装置９内で通常得られる水蒸気，熱量を利用することで，ほとんどの場合にその気化を行うことができる。
実施例２；図１は，請求項１，２に対応するこの発明の一実施例による燃料電池発電装置用の原燃料ガス供給装置の要部の構成を周辺の装置と共に説明するそのブロック図である。図１において，図２に示した請求項１に対応するこの発明の一実施例による原燃料ガス供給装置，図２中に示した原燃料供給装置，図３に示した一般例による燃料電池発電装置，および，図４に示した従来例による原燃料ガス供給装置と同一部分には同じ符号を付し，その説明を省略する。なお，図１中には，図４で付した符号については，代表的な符号のみを記した。図１において，１は，図２に示したこの発明による原燃料ガス供給装置２に対して，加圧装置３，気化装置４に替えて，エゼクタ８１を用いると共に，エゼクタ８１の吸引部に連通された管路１１を備えた原燃料ガス供給装置である。原燃料ガス供給装置１においては，原燃料５ａを通流させる管路８９の端部は，管路１１の長さ方向の途中の側壁に接続されている。
【００２３】原燃料ガス供給装置１が備える管路１１の，エゼクタ８１に接続されている側の端部に対して反対となる端部には，図示しない燃料改質器９２で改質された燃料ガス９２ａの一部（燃料改質器９２から供給される燃料ガス９２ａの全量の数パーセント程度，例えば，３〔％〕程度である。）が，図示しない燃料電池装置（例えば，図３中に示した燃料電池装置９１である。）に流入される直前の，１００〔℃〕程度に冷却された状態で供給される。管路１１の途中から管路１１に流入された液状の原燃料５ａは，液滴状となって燃料ガス９２ａと混合され，この混合体はエゼクタ８１の吸入部に運ばれる。
【００２４】エゼクタ８１は，水蒸気２ａをその駆動源として用いて，液状の原燃料５ａと燃料ガス９２ａの混合体をエゼクタ８１内に吸引する。吸引された混合体中の液滴状の原燃料５ａは，エゼクタ８１内で高温の水蒸気２ａにより加熱されて気化し，水蒸気２ａと完全に混合され，水添された原燃料ガス８ａになる。図１に示す実施例では前述の構成としたので，液状のままで原燃料ガス供給装置２に供給された原燃料５ａは，管路１１内で液滴状化されたうえで，燃料ガス９２ａと共にエゼクタ８１内に吸引される。エゼクタ８１内に吸引された原燃料５ａは，エゼクタ８１内を通流する過程で高温の水蒸気２ａにより加熱されて気化し，その際に，原燃料５ａは，エゼクタ８１内に吸引される前に液滴状となっていることから，その気化は容易に行われる。そうして，水蒸気２ａと完全に混合され，水添された原燃料ガス８ａになる。この原燃料ガス８ａは，エゼクタ８１の吐出口から吐出される。この実施例２による原燃料ガス供給装置１の場合も，前述の実施例１による原燃料ガス供給装置２の場合と同様に，液状のままで取り入れた原燃料５ａを，燃料電池発電装置９内で通常得られる水蒸気，熱量を利用することで，ほとんどの場合にその気化を行うことができる。
【００２５】実施例１，２における今までの説明では，原燃料５ａは軽質ナフサであるとしてきたが，これに限定されるものではなく，炭化水素系燃料であるならば，例えば，天然ガスやガソリンであってもよいものである。また，実施例１，２における今までの説明では，水蒸気２ａの温度は３５０〔℃〕程度であるとしてきたが，これに限定されるものではなく，使用される原燃料の物性値等に対応して適宜に適切な値に設定してよいものである。例えば，原燃料５ａが天然ガスである場合には，水蒸気２ａの温度は１７０〔℃〕程度に設定されることが好ましい。」
　
　これらの記載事項及び図示内容を総合すると，引用例１には，図１に係るエゼクタ８１を用いる実施例２に対応した次の発明（以下，「引用発明」という。）が記載されていると認めることができる。
「水蒸気２ａと液状の軽質ナフサやガソリンなどの炭化水素系燃料である原燃料５ａとを混合し，高温の水蒸気２ａにより加熱されて原燃料５ａを気化し，これを燃料電池発電装置９に供給する燃料電池用原燃料５ａ気化方法において，前記原燃料５ａを気化させるのに，高温の水蒸気２ａによる加熱と燃料電池発電装置９内で通常得られる水蒸気，熱量を利用し，前記水蒸気と原燃料５ａとの混合を，エゼクタ８１を用いて行い，前記水蒸気２ａの温度が原燃料５ａの物性値等に対応して適宜に適切な値に設定してよく，例えば軽質ナフサの場合３５０℃，で水蒸気２ａと原燃料５ａとを混合させる，燃料電池用原燃料５ａ気化方法。」
　
ｂ）同じく，引用された特開平８−２２２２６１号公報（以下，「引用例２」という。）には，図面と共に次の事項が記載されている。
　
　・「【請求項１】　炭化水素系の原燃料と水蒸気との触媒を利用した水蒸気改質反応により，原燃料を水素主体の燃料ガスに改質する水蒸気改質装置と，この水素主体の燃料ガスと大気中の酸素とを反応させて電気エネルギーを取り出す燃料電池を備え，前記改質された燃料ガスを前記燃料電池の燃料極へ導く管路を有する燃料電池発電システムにおいて，
前記原燃料を燃料ガスに改質して出力する貴金属系触媒を充填したプレリフォーマに原燃料が入力され，このプレリフォーマの出力が前記水蒸気改質装置に入力されるとともに，前記プレリフォーマの入口側ラインと出口側ラインを連結するプレリフォーマバイパスラインを設けたことを特徴とする燃料電池発電システム。」
　
　・「【０００７】この水蒸気改質装置４は，例えばＮｉ／Ａｌ２Ｏ３系触媒が充填された改質管群と，それらを管外から加熱するバーナー５から構成されている。そして，前記原燃料１は，改質管入口では３００〜４５０℃程度，改質管出口では７００〜８５０℃程度に加熱されて，水素を主成分とする燃料ガスに改質され，改質管出口から排出される。」
　
　・「【００１０】さらに，前記燃料電池本体１５から排出された冷却水は，第２の熱交換器１６によって一部廃熱回収され，気水分離器１７に送られ，ここで水と蒸気に分離される。そして，気水分離器１７において分離された水は，前記冷却水ポンプ１４を経て，燃料電池本体１５の冷却に循環使用される。一方，気水分離器１７において分離された水蒸気は，上述した様に，脱硫された原燃料１と混合され，水蒸気改質装置４に送られ，水蒸気改質反応に利用される。」
　
　・「【００２６】本実施例においては，図１に示した様に，水添脱硫装置３と水蒸気改質装置４の間に，貴金属系触媒を充填した交換式のプレリフォーマ２０と，プレリフォーマバイパスライン２１が設けられている。すなわち，Ｒｕ触媒２２が充填されたプレリフォーマ２０が，水添脱硫装置３と水蒸気改質装置４の間に配設され，前記水添脱硫装置３によって脱硫された原燃料１と，図２に示した気水分離器１７から導かれる水蒸気とが，約２〜４のＳ／Ｃ（スチーム／カーボン）条件下で混合されて，プレリフォーマ２０に導入されるように構成されている。
【００２７】また，前記水添脱硫装置３とプレリフォーマ２０とを結ぶライン上には，第１の制御弁２３が設けられ，その第１の制御弁２３より水添脱硫装置３側のラインから，プレリフォーマ２０と水蒸気改質装置４とを結ぶライン上に，分岐路であるプレリフォーマバイパスライン２１が設けられている。なお，このプレリフォーマバイパスライン２１には，第２の制御弁２４及び第３の制御弁２５が設けられている。
【００２８】さらに，前記プレリフォーマ２０の入口側ラインと出口側ラインの間には，両者の圧力差を測定する差圧計３０が設けられている。また，前記プレリフォーマ２０と水蒸気改質装置４とを結ぶライン上には，ガス分析装置３１あるいはガスサンプリングポートが配設され，さらに，プレリフォーマ２０の出口部分のガス温度を測定する温度計３２が配設されている。また，プレリフォーマ２０の入口側ライン上に，プレリフォーマの入口圧力を検出するための圧力計３３が配設されている。」
　
　また，図１には，脱硫された原燃料１と水蒸気とが混合されて，プレリフォーマ２０を介し，あるいはそれを介さずにプレリフォーマバイパスライン２１を経て，水蒸気改質装置４に導入される態様が記載され，その間には水蒸気の添加が無いことが看てとれる。
　
ｃ）同じく，引用された特開平１−１８８４０５号公報（以下，「引用例３」という。）には，図面と共に次の事項が記載されている。
　
　・「一方，全国的な供給網によって，一般に市販されている灯油を燃料電池用の水素を得るための原料として用いることが可能になれば，全国各地に分散配置されている給油所やローリ−やタンク車の持ち届けによりどの地域へも供給することが可能であり，また地震の場合でも，その装置が運転可能な場合にはその地域にある在庫灯油を利用すれば発電を続行することが可能であり，また灯油の供給の再開は比較的容易であるので，そのような非常事態が起こっても連続して運転が可能となる。
　また灯油はＬＮＧに比べ水素製造の原単価が安くしたがって発電コストが低いというメリットもある。」（２頁左上欄１１行〜右上欄４行）
　
　・「このような方法および条件で処理された灯油は硫黄含有量が０．５　ｗｔｐｐｍ以下に低減され，次の段階のニッケル触媒を用いたスチームによる改質装置の原料灯油として十分適した性状を有するものである。
　本発明の方法で処理した灯油は次いでニッケル触媒を充填したスチーム改質装置に送られる。灯油のスチーム改質に用いられるニッケル触媒はニッケルを５ｗｔ％以上たとえば５〜５０ｗｔ％，好ましくは１０〜３５ｗｔ％含んでいるものである。なお，ここで言う，ニッケル触媒はニッケルを金属状，酸化物その他の化合物として含有しているものが用いられ，通常改質反応条件下においては大部分が還元状態のニッケルとして存在しているものが用いられる。担体としてはアルミナ，マグネシア，シリカ，カルシア，マグネシア−アルミナスピネルをそれぞれ単独にあるいは混合したものが用いられ，あるいはこれらに５ｗｔ％以下の酸化カリウムを添加した触媒が用いられる。反応条件は反応温度５００〜１，０００℃，反応圧力３Ｋｇ／ｃｍ２・Ｇ以上で１０Ｋｇ／ｃｍ２・Ｇ未満，スチーム／炭素（モル比）が２〜６，ＬＨＳＶ０．２〜４が好ましく用いられる。」（６頁左上欄１８行〜右上欄２０行）
　
　・「（１）原料灯油の製造
　アラビア系原油より常圧蒸留装置より灯油留分（硫黄分２５００ｗｔｐｐｍ）を採取しこれにコーカー灯油を１０％混合した。これをコバルト（ＣｏＯとして２．５ｗｔ％）−モリブデン（ＭｏＯ３として１２．５ｗｔ％）アルミナ触媒が充填されている水素化精製装置により圧力５０Ｋｇ／ｃｍ２・Ｇ，温度３２０℃，ＬＨＳＶ２，水素／油化３００Ｎｌ／ｌで処理して，硫黄分３８ｗｔｐｐｍ，比重０．７８８，沸点範囲１６０〜２６０℃，芳香族分１８ｖｏｌ％，煙点２５ｍｍの精製灯油を得た。これを次の方法で調製した硫黄収着剤で処理した。」（７頁右上欄１５行〜左下欄６行）
　
（３）対比
　そこで，本願補正発明と引用発明とを対比する。
　
　まず，後者の「水蒸気２ａ」は前者の「水蒸気」に，後者の「高温の水蒸気２ａにより加熱されて」気化する態様は前者の「水蒸気の熱を用いて」気化する態様に，後者の「燃料電池発電装置９」は前者の「燃料電池システム」に，後者の「エゼクタ８１」は前者の「エゼクタ」に，それぞれ相当している。
　
　次に，後者の「液状の軽質ナフサやガソリンなどの炭化水素系燃料である原燃料５ａ」及び「原燃料５ａ」と前者の「灯油燃料」とは，「炭化水素系燃料」との概念で共通しており，後者の「原燃料５ａを気化させる，高温の水蒸気２ａによる加熱と燃料電池発電装置９内で通常得られる水蒸気，熱量を利用」する態様と前者の「灯油燃料を気化させる熱源として，水蒸気の熱と，燃料電池システム内の排熱を利用」する態様とは，「炭化水素系燃料を気化させる熱源として，水蒸気の熱と，燃料電池システム内の熱を利用」するとの概念で共通している。
　
　続いて，後者の「水蒸気２ａの温度が原燃料５ａの物性値等に対応して適宜に適切な値に設定してよく，例えば軽質ナフサの場合３５０℃」と前者の「水蒸気の温度が１４０℃〜３５０℃」とは，「水蒸気の温度が所定の温度」との概念で共通している。
　
　したがって，両者は，
「水蒸気と炭化水素系燃料とを混合し，水蒸気の熱を用いて炭化水素系燃料を気化し，これを燃料電池システムに供給する燃料電池用炭化水素系燃料気化方法において，前記炭化水素系燃料を気化させる熱源として，前記水蒸気の熱と，前記燃料電池システム内の熱を利用し，前記水蒸気と炭化水素系燃料との混合を，エゼクタを用いて行い，前記水蒸気の温度が所定の温度，で水蒸気と炭化水素系燃料とを混合させる，燃料電池用炭化水素系燃料気化方法。」
の点で一致し，以下の点で相違している。
　
［相違点１］
　「炭化水素系燃料」に関し，本願補正発明は，「灯油燃料」であるのに対し，引用発明は，「液状の軽質ナフサやガソリンなどの炭化水素系燃料である原燃料５ａ」である点。
　
［相違点２］
　気化のために利用する熱源の「燃料電池システム内の熱」に関し，本願補正発明は，「排熱」であるのに対し，引用発明は，排熱か否か不明である点。
　
［相違点３］
　水蒸気の所定の温度に関し，本願補正発明は，「１４０℃〜３５０℃」であるのに対し，引用発明は，「原燃料５ａの物性値等に対応して適宜に適切な値に設定してよく，例えば軽質ナフサの場合３５０℃」である点。
　
［相違点４］
　水蒸気と炭化水素系燃料との混合の条件に関し，本願補正発明は，水蒸気と灯油燃料との重量比が３．８〜１２．９であるのに対し，引用発明は，特定されていない点。
　
（４）判断
　上記相違点について以下検討する。
　
［相違点１］について
　例えば，引用例２にも開示されているように，水蒸気と炭化水素系燃料とを混合させる，燃料電池用炭化水素系燃料気化方法において，炭化水素系燃料としてはメタン，都市ガス，天然ガス（ＬＮＧを含む），プロパン，ナフサ，灯油，液化石油ガス（ＬＰＧ）等があることは周知技術であり，そのうちのいずれかを採用するかは当業者が必要に応じて適宜選択し得る事項である。そして，例えば引用例３にも開示されているように，灯油を採用することが有効であることも，周知の事項である。そうすると，上記周知技術及び上記周知の事項からして，引用発明の炭化水素系燃料として灯油を採用することにより，上記相違点１に係る本願補正発明の構成とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　
［相違点２］について
　燃料電池システムにおいて，熱源として排熱を利用することは，例示するまでもなく周知慣用手段に過ぎず，引用例１においても，段落【０００５】には「加熱装置９５の加熱源として」「高温の排ガス９２ｂを用いる等」と記載され，熱源として排熱を利用することが示唆されている。そうすると，上記周知慣用手段及び引用例１に記載された上記示唆からすれば，引用発明における気化のために利用する熱源の燃料電池システム内の熱として，排熱を利用するものとすることにより，上記相違点２に係る本願補正発明の構成とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　
［相違点３］について
　引用発明は，原燃料５ａの物性値等に対応して適宜に適切な値に設定してよいのであって，例えば軽質ナフサの場合３５０℃とされているから，炭化水素系燃料として灯油を採用することに伴い，灯油の気化のために用いる水蒸気の所定の温度として，灯油の物性値等に対応して適宜に適切な値に設定すればよいから，例えば，引用例３に記載されているように灯油の沸点範囲が１６０〜２６０℃である技術常識や引用発明の軽質ナフサの場合の３５０℃との例示等を考慮して，上記相違点３に係る本願補正発明の構成の「１４０℃〜３５０℃」の範囲とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　
［相違点４］について
　引用例２には，メタン，都市ガス，天然ガス（ＬＮＧを含む），プロパン，ナフサ，灯油，液化石油ガス（ＬＰＧ）等の炭化水素系の原燃料と水蒸気との触媒を利用した水蒸気改質反応により，原燃料を水素主体の燃料ガスに改質する水蒸気改質装置を備える燃料電池発電システムであって，脱硫された原燃料１と水蒸気とが，約２〜４のＳ／Ｃ（スチーム／カーボン）条件下で混合されて，プレリフォーマ２０に導入され，あるいはプレリフォーマバイパスライン２１を経て，水蒸気改質装置４に導入される燃料電池発電システムが開示されている。ここで，水蒸気と炭化水素系の原燃料との混合の条件に関し，約２〜４のＳ／Ｃ（スチーム／カーボン）条件下とされているが，一般的にＳ／Ｃ比の単位はｍｏｌ／ｍｏｌである。そこで，単位がｍｏｌ／ｍｏｌの場合，本願補正発明と同じ重量比に換算すると，一般的に灯油は炭素数ｎ＝１１〜１４の炭化水素であって，例えばパラフィン系炭化水素や芳香族系炭化水素等を含み，分子式としてＣｎＨ２ｎ＋２，ＣｎＨ２ｎ，ＣｎＨ２ｎ−２，ＣｎＨ２ｎ−６などが挙げられるところ，これらのうち炭素数ｎに対し最も分子量が大きいのはＣｎＨ２ｎ＋２であり，一方，スチームの分子式はＨ２Ｏであるから，ＣｎＨ２ｎ＋２に関し炭素数ｎ＝１１〜１４のＳ／Ｃ（ｍｏｌ／ｍｏｌ）＝２〜４の重量比はそれぞれ概ね２．５〜５．０８程度であり，他の例示した炭化水素の分子式でも同程度となることは，技術的に自明である。よって，引用例２には，水蒸気と灯油との重量比が２．５〜５．０８程度であることが示されている。また，引用発明の炭化水素系燃料の気化のために必要な熱量は，炭化水素系燃料の量と混合する水蒸気の量はもとより，炭化水素系燃料の気化熱，混合する前の炭化水素系燃料の温度，混合する水蒸気の温度や他に加える熱量等によることは技術的に自明であり，それらをどのように設定するかは，設計的事項というべきである。そうすると，引用発明の炭化水素系燃料として灯油を採用することに伴い，灯油の気化のために混合する水蒸気との混合条件として，引用例２に記載された事項から，水蒸気と灯油との重量比が２．５〜５．０８程度との条件を採用することにより，上記相違点４に係る本願補正発明の構成の「３．８〜１２．９」の範囲とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　また，上記引用例２に記載された「約２〜４のＳ／Ｃ（スチーム／カーボン）条件下」の単位が重量比であるとしても，少なくとも３．８〜４の範囲を採用することにより，上記相違点４に係る本願補正発明の構成の「３．８〜１２．９」の範囲とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　さらに，例えば，上記引用例３には，灯油をスチーム改質する際の反応条件はスチーム／炭素（モル比）が２〜６である旨記載され，また，平成２３年８月５日付拒絶査定において提示された特開平６−３１１６９号公報には，段落【００２６】及び表２に灯油を水蒸気改質する際の反応条件としてＳ／Ｃ比４ｍｏｌ／ｍｏｌである旨が記載されていることからして，灯油を水蒸気改質する際の反応条件としてＳ／Ｃ比４ｍｏｌ／ｍｏｌ程度とすることは，周知慣用技術であるから，上記相違点４に係る本願補正発明の構成の「３．８〜１２．９」の範囲とすることは，当業者が容易に想到し得る事項にすぎないものというべきである。
　
　そして，本願補正発明の全体構成により奏される作用効果も，引用発明，上記周知技術，上記周知の事項，上記周知慣用手段，引用例１に記載された上記示唆，上記技術常識，上記引用例２に記載された事項及び上記周知慣用技術から当業者が予測し得る範囲内のものである。
　したがって，本願補正発明は，引用発明，上記周知技術，上記周知の事項，上記周知慣用手段，引用例１に記載された上記示唆，上記技術常識，上記引用例２に記載された事項及び上記周知慣用技術に基いて，当業者が容易に発明をすることができたものであるから，特許法第２９条第２項の規定により特許出願の際独立して特許を受けることができないものである。
　
（５）むすび
　以上のとおりであって，本件補正は，改正前の特許法第１７条の２第５項において準用する同法第１２６条第５項の規定に違反するので，同法第１５９条第１項において読み替えて準用する同法第５３条第１項の規定により却下を免れない。
　
３．本願の発明について
　本件補正は上記のとおり却下されたので，本願の請求項１に係る発明（以下，同項記載の発明を「本願発明」という。）は，平成２２年１２月２２日付手続補正書の特許請求の範囲の請求項１に記載された事項により特定される，以下のとおりのものである。
「水蒸気と灯油燃料とを混合し，水蒸気の熱を用いて灯油燃料を気化し，これを燃料電池システムに供給する燃料電池用灯油燃料気化方法において，前記水蒸気と灯油燃料との混合を，エゼクタを用いて行い，前記水蒸気の温度が１４０℃〜３５０℃，水蒸気と灯油燃料との重量比が２．６〜１２．９の条件で水蒸気と灯油燃料とを混合させる，ことを特徴とする燃料電池用灯油燃料気化方法」
　
（１）引用例
　原査定の拒絶の理由に引用された引用例，及び，その記載事項は，前記「２．（２）」に記載したとおりである。
　
（２）対比・判断
　本願発明は，前記「２．（１）」で検討した本願補正発明から，実質的に，灯油燃料の気化について，「前記灯油燃料を気化させる熱源として，前記水蒸気の熱と，前記燃料電池システム内の排熱を利用し，」との限定を省き，「水蒸気と灯油燃料との重量比」の範囲について「２．６〜１２．９」から「３．８〜１２．９」への限定を省いたものである。
　
　そうすると，本願発明の構成要件を全て含み，さらに他の構成要件を付加したものに相当する本願補正発明が，前記「２．（３）」及び前記「２．（４）」に記載したとおり，引用発明，上記周知技術，上記周知の事項，上記周知慣用手段，引用例１に記載された上記示唆，上記技術常識，上記引用例２に記載された事項及び上記周知慣用技術に基いて，当業者が容易に発明をすることができたものであるから，本願発明も，同様の理由により，引用発明，上記周知技術，上記周知の事項，上記周知慣用手段，引用例１に記載された上記示唆，上記技術常識，上記引用例２に記載された事項及び上記周知慣用技術に基いて，当業者が容易に発明をすることができたものである。
　
（３）むすび
　以上のとおり，本願発明は，引用発明，上記周知技術，上記周知の事項，上記周知慣用手段，引用例１に記載された上記示唆，上記技術常識，上記引用例２に記載された事項及び上記周知慣用技術に基いて当業者が容易に発明をすることができたものであるから，特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができないため，本願は，同法第４９条第２号の規定に該当し，拒絶をされるべきものである。
　よって，結論のとおり審決する。