【事件の表示】
　特願２００３−３２４３８８「燃料電池用水素製造システムへの液化石油ガス供給方法」拒絶査定不服審判事件〔平成１７年　４月　７日出願公開、特開２００５−　９３２１４〕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１５年９月１７日の出願であって、平成２２年２月２２日付けで拒絶査定がなされ、これに対し、同年６月２日に拒絶査定に対する審判請求がなされるとともに手続補正がなされたものである。
　
　
２．平成２２年６月２日付けの手続補正書による補正（以下「本件補正」という。）についての補正却下の決定
［補正却下の決定の結論］
　本件補正を却下する。
　
［理由］
（１）補正後の本願発明
　本件補正により、特許請求の範囲の請求項１は、
「燃料供給手段として、液化石油ガスを収容してなる、（Ａ）液化石油ガス供給側容器と（Ｂ）その予備側容器とを有し、（Ａ）容器の圧力低下に伴い、（Ｂ）容器に切替を行なうことで、燃料電池用水素製造システムへ連続的に供給するに当り、前記切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ
以上
　上記補正は、本件補正前の請求項１に記載した発明を特定するために必要な事項である（Ａ）液化石油ガス供給側容器から（Ｂ）その予備側容器に切替えを行う際の「（Ａ）容器の圧力」について、「０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲」であったのを、「０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ
以上
　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）先願発明
　原査定の拒絶の理由に引用された、本願の出願日前の他の出願であって、その出願後に出願公開された特願２００３−１７６６４６号（特開２００５−０１１７５３号）（以下「先願」という。）の願書に最初に添付した明細書及び図面（以下「先願明細書等」という。）には、以下の事項が記載されている。
・「【請求項１】
硫黄系付臭剤を含む燃料ガスを充填したガス容器からの燃料電池システムへの燃料ガス供給方法であって、
前記燃料ガスの供給は、前記ガス容器から放出される燃料ガスの圧力が、前記ガス容器から前記硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されない第１の所定値以上で行われるようにした
ことを特徴とする燃料電池システムへの燃料ガス供給方法。
【請求項２】
前記ガス容器は、使用側ガスシリンダと予備側ガスシリンダとを含み、
前記燃料ガスの供給は、前記使用側ガスシリンダから行なわれ、前記使用側ガスシリンダから放出される前記燃料ガスの圧力が前記第１の所定値より減少した時、前記予備側ガスシリンダから補給開始される
ことを特徴とする請求項１記載の燃料電池システムへの燃料ガス供給方法。」
　
・「【請求項４】
前記第１の所定値は、０．１５ＭＰａである
ことを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の燃料電池システムへの燃料ガス供給方法。」
・「【０００５】
図２０は、ＬＰガスを燃料ガスとする燃料電池コージェネレーションシステムの構成例を示す図である。図２０において、燃料電池コージェネレーションシステム１は、改質器１ａ、セルスタック（燃料電池本体）１ｂ、インバータ１ｃおよび排熱回収装置１ｄを備えている。
【０００６】
改質器１ａは、上記供給用ガス容器から供給される燃料であるＬＰガス等を水蒸気と反応させて水素と温水（又は蒸気）を発生させるものである。セルスタック１ｂは、改質器１ａにおいて発生した水素を空気中の酸素と反応させて直流の電気エネルギーを生成するものである。インバータ１ｃは、セルスタック１ｂで生成された電気エネルギーを商用電力と同じ交流に変換するものである。
【０００７】
また、排熱回収装置１ｄは、改質器１ａで発生した温水（又は蒸気）の熱エネルギーと、セルスタック１ｂで電気エネルギーが生成される際に発生する高温の排熱の熱エネルギーとを回収するものであり、詳しくは、これら温水（又は蒸気）及び排熱と、外部から引き込んだ市水との間で、いわゆる熱交換を行うものである。なお、排熱回収装置１ｄにおいて回収された熱エネルギーにより加熱された市水は、燃料電池システム１の近傍の屋外に設置された貯湯槽に貯留されて、家屋の屋内にて適宜給湯に利用される。
【０００８】
ところで、ＬＰガスは通常、プロパンガスやブタンガスといったガスが混合されて構成されているが、無臭であるが故に万一の漏洩の際に匂いでそれを察知することができないため、敢えて、硫黄分を多く含む付臭剤を混ぜている。
【０００９】
そして、ブタンガスは付臭剤よりも気化し易く、プロパンガスはブタンガスよりもさらに気化し易いので、ガス容器内のＬＰガスの消費が進むと、それにつれて、ガス容器内に残るＬＰガスの成分は、先ずプロパンガス成分が低くなり、次いでブタンガス成分が低くなり、やがて、付臭剤の濃度が高くなって行き、その結果、単位流量当たりのＬＰガスの質量流量、つまり、体積流量でなくカロリー量に比例した流量が、ガス容器内のＬＰガスの残量がなくなりかけたところで急激に低下する傾向を示す。
【００１０】
すなわち、図２１に示すように、ＬＰガスを燃料ガスとする場合においては、プロパン（ブタン）割合（点線）に対して、硫黄系付臭剤の濃度（実線）が、容器内残液がほとんどなくなる頃のタイミングにおいて、急激に高くなることが確認できている。
【００１１】
図２１では、使用側ガス容器内の残液量が少なくなると、ＬＰガス成分は、ブタン分と硫黄分を含む付臭剤のみとなり、使用側ガス容器内のガス供給圧力が、予備側ガス容器側から補給開始する補給開始圧力よりも高い場合には、その状態が継続し、やがて付臭剤濃度が高くなる領域に入ってくる。
【００１２】
図２２は、付臭剤濃度が高くなる領域でのＬＰガス供給状態における付臭剤濃度と硫黄成分濃度との関係を示したグラフであるが、両者の関係はほとんどリニアな特性傾向を持っている。」
　
・「【００１９】
請求項１記載の発明によれば、硫黄系付臭剤を含む燃料ガスを充填したガス容器からの燃料電池システムへの燃料ガス供給方法であって、燃料ガスの供給は、ガス容器から放出される燃料ガスの圧力が、ガス容器から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されない第１の所定値以上で行われるようにしたので、従来システムのように硫黄センサ等を必要とせず、簡単な構成で硫黄系付臭剤を含む燃料ガスを用いることができ、燃料電池システムにおける改質器の改質触媒の被毒を防止することができる。」
　
・「【００２１】
請求項２記載の発明によれば、ガス容器は、使用側ガスシリンダと予備側ガスシリンダとを含み、燃料ガスの供給は、使用側ガスシリンダから行なわれ、使用側ガスシリンダから放出される燃料ガスの圧力が第１の所定値より減少した時、予備側ガスシリンダから補給開始されるので、使用側ガスシリンダ内の燃料ガスが減少した時に、高い濃度の硫黄成分が放出される前に予備側ガスシリンダに切り替えることができ、燃料電池システムにおける改質器の改質触媒の被毒を防止することができる。」
　
・「【００２５】
請求項４記載の発明によれば、第１の所定値は、０．１５ＭＰａであるので、高い濃度の硫黄成分が燃料電池システムに供給されることがなくなる。」
　
・「【００６１】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の燃料電池システムへの燃料ガス供給方法を適用した、本発明の第１の実施形態に係る燃料電池システムへの燃料ガス供給装置の概略構成を、一部ブロックにて示す説明図である。
【００６２】
図１においては、本実施形態の燃料電池システムへの燃料ガス供給装置は、家庭用の燃料ガス供給装置として構築された場合を示している。すなわち、燃料ガス供給装置は、硫黄系付臭剤を含む燃料ガス、たとえばＬＰガスをそれぞれ充填した使用側ガスシリンダ２または予備側ガスシリンダ３から減圧供給手段としての自動切替調整器４および低圧ガスメータ６を介して、燃料電池コージェネレーションシステム１とＬＰＧ用燃焼器７にＬＰガスを供給する。
【００６３】
燃料電池コージェネレーションシステム１は、たとえば図２０と同様の構成を有し、ここで発電された電気エネルギーは、交流に変換されて利用される。一方、燃料電池コージェネレーションシステム１の廃熱回収装置（図２０参照）で回収された熱エネルギーにより加熱された市水は、燃料電池システム１の近傍の屋外に設置された貯湯槽８に貯留されて、家屋の屋内にて適宜給湯に利用される。また、貯湯槽８に貯留された湯は、ポンプユニット９を介して、ガスシリンダ２，３の下部外周を取り囲むように設置された放熱装置（または、保温プール）１０，１１内を循環してガスシリンダ２，３の下部を温め、貯湯槽７に戻る。
【００６４】
使用側ガスシリンダ２および予備側ガスシリンダ３は密閉型加圧容器であり、その内部に高圧（たとえば、０．８ＭＰａ）でＬＰガスが充填されている。使用側ガスシリンダ２または予備側ガスシリンダ３に高圧で充填されているＬＰガスは、自動切替調整器４により、ＬＰＧ用燃焼器７および燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器（図２０参照）に適する低圧（たとえば、３ｋＰａ）に減圧されて供給される。
【００６５】
次に、上述の構成を有する燃料ガス供給装置の動作について、図２のタイミングチャートを参照しながら説明する。図２においては、燃料ガス供給時の使用側ガスシリンダ２の内圧の変化（曲線Ａ）および流量の変化（曲線Ｃ）と、予備側ガスシリンダ３の内圧の変化（曲線Ｂ）および流量の変化（曲線Ｄ）と、自動切替調整器４の出口における燃料ガスの密度出力値の変化（曲線Ｅ）とを示している。
【００６６】
燃料ガス供給装置の時間ｔ１における燃料ガス供給開始時、自動切替調整器４は、まず使用側ガスシリンダ２に充填されているＬＰガスをそのガス出口から供給する。そして、使用側ガスシリンダ２内の液化燃料ガスの残液量の減少に伴って減少する使用側ガスシリンダ２の内圧が、時間ｔ２において第１の所定値（Ｐｔｈ１）より減少すると、自動切替調整器４は、燃料ガスの供給を自動的に使用側ガスシリンダ２から予備側ガスシリンダ３に切り替えて、予備側ガスシリンダ３に充填されているＬＰガスを供給する。
【００６７】
このとき、使用側ガスシリンダ２から供給される液化燃料ガスの残液量がかなり減少すると、付臭剤に含まれる硫黄成分が高い濃度で使用側ガスシリンダ２から放出される可能性があるという問題があるので、このような問題を解消するために、自動切替調整器４は、硫黄成分が高い濃度で放出されないうちに使用側ガスシリンダ２から予備側ガス容器３に自動的に切り替わるように上述の第１の所定値（Ｐｔｈ１）を設定している。
【００６８】
すなわち、ガス容器内の残液量と硫黄成分の濃度の関係は、上述のように図２１および図２２から分かっているので、たとえば、所定濃度（たとえば、１０ｐｐｍ）以上の高濃度の硫黄成分が放出されないように第１の所定値（Ｐｔｈ１）が設定される。このように設定されることにより、燃料電池コージェネレーションシステム１に供給されるＬＰガスには、高濃度の硫黄成分が含まれないので、改質器の改質触媒の被毒を防止することができる。
【００６９】
したがって、従来システムのように硫黄センサを用いることなく、予め自動切替調整器４における常時供給側ガスシリンダ２から予備側ガスシリンダ３への切り替えが常時供給側ガスシリンダ２の内圧が第１の所定値（Ｐｔｈ１）に達した時点で行われるように、言い換えれば予備側ガスシリンダ３からの補給開始を行う補給開始圧力を第１の所定値（Ｐｔｈ１）となるように設定するだけの簡単な構成で、燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器の改質触媒の被毒を心配することなく、硫黄系付臭剤を含む燃料ガスを用いることができる。
【００７０】
なお、自動切替調整器４は、使用側ガスシリンダ２から放出される燃料ガスの圧力が、第１の所定値（Ｐｔｈ１）より高い第２の所定値（Ｐｔｈ２）であって、予備側ガスシリンダ３への切り替え後に使用側ガスシリンダ２における復圧が起きないように設定される第２の所定値（Ｐｔｈ２）より減少した時、使用側ガスシリンダ２から予備側ガスシリンダ３へ切り替えるように設定しても良い。このように設定した場合には、ガスシリンダを切り替えた時に起こる復圧によって使用側ガスシリンダから再び高い濃度の硫黄成分が放出される虞をなくすことができる。ここで、復圧とは、予備側容器から補給開始された後に、使用側容器からも再度供給される状態が起きるような圧力が使用側容器に発生することである。このような復圧は、燃料ガス消費側の流量が低流量（たとえば、０．２ｋｇ／ｈ）時に発生するために、上述のように構成することにより上記虞が解消される。なお、高流量（たとえば、１．０ｋｇ／ｈ）時で消費される業務用の燃料電池システムであれば、第１の所定値として、たとえば０．１５ＭＰａに設定されても復圧は発生しない。
【００７１】
また、自動切替調整器４は、使用側ガスシリンダ２に充填されている高圧の燃料ガスを、使用側ガスシリンダ２から放出される燃料ガスの圧力がガス使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度（たとえば、１０ｐｐｍ）以上の硫黄成分が放出されない第１の所定値（Ｐｔｈ１）以上であって使用側ガスシリンダ２から放出される燃料ガスが再液化しない第３の所定値（Ｐｔｈ３）以下の範囲内にある第４の所定値（Ｐｔｈ４）以上の場合に、使用側ガスシリンダ２から燃料ガスを燃料電池コージェネレーションシステム１に供給し、ガス消費により使用側ガスシリンダ２から放出される燃料ガスの圧力が第４の所定値（Ｐｔｈ４）以下になった場合には予備側ガスシリンダ３に切り替えて燃料ガスを燃料電池コージェネレーションシステム１に供給するように設定しても良い。このように設定した場合には、高い濃度の硫黄成分が燃料電池コージェネレーションシステム１に供給されることがなく、また再液化による配送効率の低下を発生させることなく、燃料電池コージェネレーションシステム１へ燃料ガスを供給することができる。
【００７２】
たとえば、第１の所定値（Ｐｔｈ１）（すなわち、補給開始圧力）は、図１において、使用側ガスシリンダ２および予備側ガスシリンダ３として５０ｋ容器を使用し、所定濃度（たとえば、１０ｐｐｍ）以上の硫黄成分が放出されないように設定する場合は、０．１５ＭＰａに設定される。補給開始圧力０．１５ＭＰａとは、使用側ガスシリンダ２と予備側ガスシリンダ３の元バルブが、双方共に開放状態になっている状態で、使用側ガスシリンダ２からの燃料ガス供給が難しくなった場合に、予備側ガスシリンダ３から燃料ガスの補給を開始するタイミングにおいて使用側ガスシリンダ２の内圧の大きさが、０．１５ＭＰａであることを意味する。
【００７３】
また、第２の所定値（Ｐｔｈ２）は、０．１８ＭＰａに設定される。さらに、第３の所定値（Ｐｔｈ３）は、０．３ＭＰａに設定される。」
　
・図２には、使用側ガスシリンダ２の流量の変化Ｃと予備側ガスシリンダ３の流量の変化Ｄが、使用側ガスシリンダ２から予備側ガスシリンダ３へ切り替える際に、いずれもゼロの値を示していないことから、ＬＰガスを連続的に供給する態様が示されている。
　
　これらの記載事項及び図示内容を総合すると、先願明細書等には、次の事項からなる発明（以下「先願発明」という。）が記載されていると認めることができる。
「燃料ガスを供給する手段として、ＬＰガスを充填してなる、使用側ガスシリンダ２と予備側ガスシリンダ３とを有し、使用側ガスシリンダ２の内圧が減少するに伴い、予備側ガスシリンダ３に切替を行うことで、燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器へ連続的に供給するに当り、前記切替を、前記使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａに設定された第１の所定値より減少した時に行なう燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器へのＬＰガス供給方法。」
　
（３）対比・判断
　そこで、本願補正発明と先願発明とをその機能・作用からみて比較する。
・後者の「燃料ガスを供給する手段」は前者の「燃料供給手段」に相当し、以下同様に「ＬＰガス」は「液化石油ガス」に、「充填してなる」態様は「収容してなる」態様に、「使用側ガスシリンダ２」は「（Ａ）液化石油ガス供給側容器」及び「（Ａ）容器」に、「予備側ガスシリンダ３」は「（Ｂ）その予備側容器」及び「（Ｂ）容器」に、「使用側ガスシリンダ２の内圧」は「（Ａ）容器の圧力」に、「燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器」は「燃料電池用水素製造システム」に、「ＬＰガス供給方法」は「液化石油ガス供給方法」にそれぞれ相当する。
　
・後者の「使用側ガスシリンダ２の内圧が減少する」態様は、前者の「（Ａ）容器の圧力低下」との態様に相当する。
　
・後者の「ＭＰａ」は、ガス容器の圧力をゲージ圧力で表すのが通常であるから、前者の「ＭＰａＧ」に相当し、後者の「切替を、使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａに設定された第１の所定値より減少した時に行なう」態様については、使用側ガスシリンダ２の内圧（「（Ａ）容器の圧力」に相当）が０．１５ＭＰａより減少した時、すなわち、使用側ガスシリンダ２の内圧が０．１５ＭＰａ未満の時に切替が行なわれるのであるから、前者の「切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ
以上
　
　したがって、両者は、
「燃料供給手段として、液化石油ガスを収容してなる、（Ａ）液化石油ガス供給側容器と（Ｂ）その予備側容器とを有し、（Ａ）容器の圧力低下に伴い、（Ｂ）容器に切替を行なうことで、燃料電池用水素製造システムへ連続的に供給するに当り、前記切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ以上を除く）の範囲で行なう燃料電池用水素製造システムへの液化石油ガス供給方法。」
の点で一致し、相違点は認められない。
　
　よって、本願補正発明は、先願明細書等に記載された先願発明と同一であり、しかも、本願補正発明の発明者が先願発明の発明者と同一であるとも、また、本願の出願時に、その出願人が先願の出願人と同一であるとも認められないので、特許法第２９条の２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。 
　
（４）先願明細書等の【００６９】及び【００７２】の記載に基づいた検討
　ア．先願発明における「切替を、使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａに設定された第１の所定値より減少した時に行う」との事項については、先願明細書等の請求項１、請求項２、請求項４及び【００６６】〜【００６８】の記載から認定できるところ、先願明細書等の【００６９】には、「したがって、従来システムのように硫黄センサを用いることなく、予め自動切替調整器４における常時供給側ガスシリンダ２から予備側ガスシリンダ３への切り替えが常時供給側ガスシリンダ２の内圧が第１の所定値（Ｐｔｈ１）に達した時点で行われるように、言い換えれば予備側ガスシリンダ３からの補給開始を行う補給開始圧力を第１の所定値（Ｐｔｈ１）となるように設定するだけの簡単な構成で、燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器の改質触媒の被毒を心配することなく、硫黄系付臭剤を含む燃料ガスを用いることができる。」との記載がされ、また、先願明細書等の【００７２】には、「たとえば、第１の所定値（Ｐｔｈ１）（すなわち、補給開始圧力）は、図１において、・・・０．１５ＭＰａに設定される。補給開始圧力０．１５ＭＰａとは、・・・予備側ガスシリンダ３から燃料ガスの補給を開始するタイミングにおいて使用側ガスシリンダ２の内圧の大きさが、０．１５ＭＰａであることを意味する。」との記載がされていることから、先願明細書等には、次の事項からなる発明（以下「先願発明２」という。）が記載されているものとも認めることができる。
「燃料ガスを供給する手段として、ＬＰガスを充填してなる、使用側ガスシリンダ２と予備側ガスシリンダ３とを有し、使用側ガスシリンダ２の内圧が減少するに伴い、予備側ガスシリンダ３に切替を行うことで、燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器へ連続的に供給するに当り、前記切替を、前記使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａに設定された第１の所定値
に
　
　イ．本願補正発明と先願発明２とをその機能・作用からみて比較すると、以下の点で一応相違し、その余は一致するものと認められる。
［相違点］（Ａ）液化石油ガス供給側容器から（Ｂ）その予備側容器への切替を、（Ａ）容器の圧力に応じて行なうことに関し、本願補正発明が、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ
以上
　
　ウ．上記相違点について検討する。
　本願補正発明において（Ａ）容器から（Ｂ）容器への切替を行う時の（Ａ）容器の圧力を０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ
以上
　また、請求人は、出願当初の本願明細書の【００１１】において「切替を行なう圧力の範囲は０．１１ＭＰａＧ以上であればよく特に制限は無いが、通常０．１３〜０．３ＭＰａＧの範囲が好ましく、
さらに好ましくは０．１５〜０．２５ＭＰａＧの範囲である
　そして、本願補正発明における（Ａ）容器の圧力に係る数値限定と、先願発明２における（Ａ）容器の圧力（「使用側ガスシリンダ２の内圧」が相当）に係る数値限定は、共に供給ガス中の硫黄成分の濃度が上昇しないようにして、燃料電池用水素製造システム（「燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器」が相当）の改質触媒の被毒を抑制するように設定されたものであり、数値限定をした技術思想が本願補正発明と先願発明とで同じである。
　そうすると、上記相違点は、課題解決のための具体化手段における微差と認められ、本願補正発明と先願発明２とは実質的に同一である。
　
　エ．よって、先願明細書等の【００６９】及び【００７２】の記載に基づいて検討しても、本願補正発明は、先願明細書等に記載された先願発明２と同一であり、特許法第２９条の２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ことに変わりはない。
　
（５）むすび
　以上のとおり、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項の規定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すべきものである。
　
　
３．本願発明について
　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２１年１２月１７日付け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。
「燃料供給手段として、液化石油ガスを収容してなる、（Ａ）液化石油ガス供給側容器と（Ｂ）その予備側容器とを有し、（Ａ）容器の圧力低下に伴い、（Ｂ）容器に切替を行なうことで、燃料電池用水素製造システムへ連続的に供給するに当り、前記切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲で行なうことを特徴とする燃料電池用水素製造システムへの液化石油ガス供給方法。」
　
（１）先願発明
　原査定の拒絶の理由に引用された先願及び先願明細書等の記載事項は、前記「２．（２）」に記載したとおりである。
　
（２）対比・判断
　そこで、本願発明と先願発明とをその機能・作用からみて比較する。
・後者の「燃料ガスを供給する手段」は前者の「燃料供給手段」に相当し、以下同様に「ＬＰガス」は「液化石油ガス」に、「充填してなる」態様は「収容してなる」態様に、「使用側ガスシリンダ２」は「（Ａ）液化石油ガス供給側容器」及び「（Ａ）容器」に、「予備側ガスシリンダ３」は「（Ｂ）その予備側容器」及び「（Ｂ）容器」に、「使用側ガスシリンダ２の内圧」は「（Ａ）容器の圧力」に、「燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器」は「燃料電池用水素製造システム」に、「ＬＰガス供給方法」は「液化石油ガス供給方法」にそれぞれ相当する。
　
・後者の「使用側ガスシリンダ２の内圧が減少する」態様は、前者の「（Ａ）容器の圧力低下」との態様に相当する。
　
・後者の「ＭＰａ」は、ガス容器の圧力をゲージ圧力で表すのが通常であるから、前者の「ＭＰａＧ」に相当し、後者の「切替を、使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａに設定された第１の所定値より減少した時に行なう」態様については、使用側ガスシリンダ２の内圧（「（Ａ）容器の圧力」に相当）が０．１５ＭＰａより減少した時、すなわち、使用側ガスシリンダ２の内圧が０．１５ＭＰａ未満の時に切替が行なわれるのであるから、前者の「切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲で行なう」との態様に相当する。
　
　したがって、両者は、
「燃料供給手段として、液化石油ガスを収容してなる、（Ａ）液化石油ガス供給側容器と（Ｂ）その予備側容器とを有し、（Ａ）容器の圧力低下に伴い、（Ｂ）容器に切替を行なうことで、燃料電池用水素製造システムへ連続的に供給するに当り、前記切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲で行なう燃料電池用水素製造システムへの液化石油ガス供給方法。」
の点で一致し、相違点は認められない。
　
　よって、本願発明は、先願明細書等に記載された先願発明と同一であり、しかも、本願補正発明の発明者が先願発明の発明者と同一であるとも、また、本願の出願時に、その出願人が先願の出願人と同一であるとも認められないので、特許法第２９条の２の規定により特許を受けることができない。 
　
（３）先願明細書等の【００６９】及び【００７２】の記載に基づいた検討
　ア．先願明細書等の【００６９】及び【００７２】の記載及びこれら記載と共に先願明細書等の他の記載に基づいて認定した先願発明２の特定事項は、前記「２．（４）ア．」に記載したとおりである。
　
　イ．本願発明と先願発明２とをその機能・作用からみて比較すると、以下の点で一応相違し、その余は一致するものと認められる。
［相違点］（Ａ）液化石油ガス供給側容器から（Ｂ）その予備側容器への切替を、（Ａ）容器の圧力に応じて行なうことに関し、本願補正発明が、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲で行なうのに対して、先願発明２では、使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａＧに設定された第１の所定値に減少した時に行なう点。
　
　ウ．上記相違点について検討する。
　本願発明において（Ａ）容器から（Ｂ）容器への切替を行う時の（Ａ）容器の圧力を０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲としたことについて、平成２１年１２月１７日付け手続補正により補正された本願明細書には参考例１（当初の実施例１）、実施例２及び比較例１の３つの実験例が示されているだけあり、その実験結果である第１表には数値範囲の上限値と下限値の根拠が示されておらず、しかも、（Ａ）容器の圧力が０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧであるものを除くべき根拠が示されていない（（Ａ）容器の圧力が０．１５ＭＰａＧ又は０．１８ＭＰａである時について、数値範囲内の他の圧力に比べて硫黄成分の濃度が顕著に上昇することを確認できない。）ことから、数値範囲に臨界的意義を見出すことができない。
　また、請求人は、出願当初の本願明細書の【００１１】において「切替を行なう圧力の範囲は０．１１ＭＰａＧ以上であればよく特に制限は無いが、通常０．１３〜０．３ＭＰａＧの範囲が好ましく、
さらに好ましくは０．１５〜０．２５ＭＰａＧの範囲である
　そして、本願発明における（Ａ）容器の圧力に係る数値限定と、先願発明２における（Ａ）容器の圧力（「使用側ガスシリンダ２の内圧」が相当）に係る数値限定は、共に供給ガス中の硫黄成分の濃度が上昇しないようにして、燃料電池用水素製造システム（「燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器」が相当）の改質触媒の被毒を抑制するように設定されたものであり、数値限定をした技術思想が本願発明と先願発明とで同じである。
　そうすると、上記相違点は、課題解決のための具体化手段における微差と認められ、本願発明と先願発明２とは実質的に同一である。
　
　エ．ところで、平成２２年２月２２日付けの拒絶査定において、審査官が「少なくとも、第１の所定値、第２の所定値として、それぞれ０．１５ＭＰａ、０．１８ＭＰａ以上の所定値に設定するものについても記載されていると認められる。」としたのに対して、平成２２年６月２日付け審判請求書において、請求人は「拒絶査定謄本の備考欄にもご指摘がありますように、前記第１の所定値に関しては、ガス容器から所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように値が設定されるとありますので（引用文献等１：段落００６８）、確かに前記供給側容器の切替を行う第１の所定値は０．１５ＭＰａ以上に設定されることも引用文献等１には事実上記載されていると思料致します。してみると、引用文献等１には本願発明における切替を行う容器の圧力として「０．１５ＭＰａ以上」が記載されていることとなります。」と主張している。
　そこで、請求人の主張のとおりであるとすると、先願明細書等には、次の事項からなる発明（以下「先願発明３」という。）が記載されているものとも認めることができる。
「燃料ガスを供給する手段として、ＬＰガスを充填してなる、使用側ガスシリンダ２と予備側ガスシリンダ３とを有し、使用側ガスシリンダ２の内圧が減少するに伴い、予備側ガスシリンダ３に切替を行うことで、燃料電池コージェネレーションシステム１の改質器へ連続的に供給するに当り、前記切替を、前記使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａ
以上に
に
　そして、本願発明と先願発明３をその機能・作用からみて比較すると、後者の「切替を、使用側ガスシリンダ２の内圧が前記使用側ガスシリンダ２から硫黄系付臭剤中の所定濃度以上の硫黄成分が放出されないように０．１５ＭＰａ以上に設定された第１の所定値に減少した時に行なう」態様は前者の「切替を、（Ａ）容器の圧力が０．１１〜０．２５ＭＰａＧ（ただし、０．１５ＭＰａＧ及び０．１８ＭＰａＧを除く）の範囲で行なう」態様に相当し、両者に相違点は認められないから、本願発明と先願発明３とは同一である。
　
　オ．よって、先願明細書等の【００６９】及び【００７２】の記載に基づいて検討しても、本願発明は、先願明細書等に記載された先願発明２又は先願発明３と同一であり、特許法第２９条の２の規定により特許を受けることができないことに変わりはない。
　
（４）むすび
　以上のとおり、本願発明は、特許法第２９条の２の規定により特許を受けることができないから、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。