電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び公表について
20140326 産 局 第 ２ 号
20140326 資 庁 第 １ 号
環 地 温 発 第 1403311 号
平 成 ２ ６ 年 ３ 月 ３ １ 日
経済産業省産業技術環境局長
資源エネルギー庁長官
環 境 省 地 球 環 境 局 長
特定排出者の事業活動に伴う温室効果ガスの排出量の算定に関する省令（平成１８
年３月２９日経済産業省令・環境省令第３号。以下「算定省令」という。）第２条第４項の規定に基づき経済産業大臣及び環境大臣が公表する係数及び温室効果ガス算
定排出量等の報告等に関する命令（平成１８年内閣府・総務省・法務省・外務省・財
務省・文部科学省・厚生労働省・農林水産省・経済産業省・国土交通省・環境省令第２号。以下「報告命令」という。）第２０条の２の規定に基づき経済産業大臣及び環境大臣が公表する係数の算出及び公表について、下記のとおり定める。
なお、「電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び公表について」（20130329産局第６号・20130329資庁第３号・環地温発第1303291号）は、平成２６
年３月３１日をもって廃止する。
記
１．総論
地球温暖化対策の推進に関する法律（平成１０年法律第１１７号。以下「温対法」という。）及びこれに基づく命令等に基づき、特定排出者（温対法第２１条の２に基づき温室効果ガス算定排出量の報告を行う者をいう。以下同じ。）が事業活動に伴う温室効果ガスの排出量を国に報告する際、他人から供給された電気の使用に伴う二酸化炭素の排出量については、原則として国が公表した電気事業者（電気事業
法（昭和３９年法律第１０７号）第２条第１項第２号に規定する一般電気事業者及び同項第８号に規定する特定規模電気事業者をいう。以下同じ。）ごとの排出係数を用いて算定することとされている。
また、温対法第４２条の３の規定に基づき、環境大臣及び経済産業大臣は、京都議定書第３条の規定に基づく約束を履行するために事業者が自主的に行う算定割
当量の取得及び国の管理口座への移転並びに事業者が行う他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に寄与する取組を促進するよう適切な配慮をすることとされている。

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上記の規定に基づき、経済産業大臣及び環境大臣は、①特定排出者による他人から供給された電気の使用に伴う二酸化炭素の排出量の算定の適正な実施を確保し、自主的な二酸化炭素の排出の抑制に資するため、②京都議定書第３条の規定に基づく約束を履行するために事業者が自主的に行う算定割当量の取得及び国の管理口座への移転を促進するため、③国内における事業者が行う他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に寄与する取組を促進するため、電気事業者ごとに実排出係数及び調整後排出係数並びにこれらを求めるために必要となった情報を収集するとともに、その内容を確認し、当該係数を特定排出者の温室効果ガス算定排出量の算定の対象となる年度（以下「排出量算定対象年度」という。）に公表することとする。
（１）実排出係数の算出方法
実排出係数は、電気事業者がそれぞれ供給（小売り）した電気の発電に伴い、算定省令別表第１に定める燃料の燃焼に伴って排出された二酸化炭素の量（t-CO2）（以下「実二酸化炭素排出量」という。）を、当該電気事業者が供給（小売り）した電力量（kWh）（以下「販売電力量」という。）で除して算出する。
（２）実二酸化炭素排出量及び販売電力量の把握対象期間
実排出係数の算出に必要となる実二酸化炭素排出量及び販売電力量は、排出量算定対象年度の前年度（以下「係数算出対象年度」という。）における実二酸化
炭素排出量及び販売電力量とする。ただし、今後新たに電気事業者として電気を供給する事業に参入する者（以下「新規参入者」という。）の参入年度及び参入の次年度における係数の算出については、別紙１に定める方法による。
（３）実二酸化炭素排出量の把握
実二酸化炭素排出量は、当該電気事業者が自ら発電をしたか、他者が発電した電気を購入したかを問わず、供給（小売り）した電気全体に係るものとする。
（４）販売電力量の把握
実排出係数及び調整後排出係数の算出に当たって、使用する電気事業者の販売
電力量は、使用端における電気の供給量とする。
（５）調整後排出係数の算出方法
調整後排出係数は、実二酸化炭素排出量（t-CO2）に、販売電力量に対する太陽
光発電の余剰買取制度（以下「余剰買取制度」という。）による余剰買取費用の負担に応じた買取電力量相当量（以下「余剰買取調整電力量」という。）の割合
で実二酸化炭素排出量を調整した量（別紙９参照。以下「余剰買取調整二酸化炭2

素排出量」という。
）及び再生可能エネルギーの固定価格買取制度（以下「固定価格買取制度」という。）による固定価格買取費用の負担に応じた買取電力量相当量（以下「固定価格買取調整電力量」という。）の割合で実二酸化炭素排出量を調整した量（別紙１０参照。以下「固定価格買取調整二酸化炭素排出量」という。）を加えて調整した量から、償却前移転（償却を目的として国の管理口座に無償で移転することをいう。以下同じ。）した京都メカニズムクレジット（温対法第２条第６項に規定する算定割当量をいう。以下同じ。）及び排出量調整無効化（他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に係る取組を自らの温室効果ガスの排出の抑制等に係る取組と評価することを目的として、国内認証排出削減量（国内における他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に寄与する各種の取組により削減等がされた二酸化炭素の量として、環境大臣及び経済産業大臣が定めるものをいう。）を移転ができない状態にすることをいう。また、償却前移転と排出量調整無効化を併せて「償却前移転等」という。以下同じ。）した国内認証排出削減量のうち、別紙７に掲げるもの（以下「京都メカニズムクレジット等」という。
）
を控除した量（以下「調整後二酸化炭素排出量」という。）を、当該電気事業者の販売電力量で除して算出する。
（６）実排出係数及び調整後排出係数の公表までの手続
排出量算定対象年度において、以下の手続により、事業者別の実排出係数及び調整後排出係数を公表する。
【手続】① 各電気事業者は、係数算出対象年度における実二酸化炭素排出量、調整後二酸化炭素排出量及び販売電力量を基に事業者別の実排出係数及び調整後排出係数を算出し、算出結果を裏付ける資料（以下「根拠資料」という。）とともに経済産業省及び環境省に提出する。
※ 算出した実排出係数、調整後排出係数及び根拠資料の提出は、特定排出者の排出量算定対象年度に電気の供給実績のある電気事業者が行うものとする。
※ 電気事業者は、調整後二酸化炭素排出量の調整に用いた京都メカニズム
クレジット等の償却前移転等に係る情報についても根拠資料として経済産業省及び環境省に提出するものとする。
② 経済産業省及び環境省は、提出された事業者別の実排出係数及び調整後排出係数並びに根拠資料の内容を確認する。なお、根拠資料のうち、電気事業者又は電気の調達に関わる他者の権利利益を害するおそれがあるものとして電気事業者より申出が行われた資料については、確認後に当該電気事業者へ返却する。
③ 内容を確認した事業者別の実排出係数及び調整後排出係数を取りまとめ、当該電気事業者の名称とともに官報で告示する。

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また、当該排出係数の算出に当たり、各電気事業者が把握した排出量のうち排出量が把握できない事業者に対してのみ用いる係数（以下「代替値」という。）
以外を用いた割合（以下「把握率」という。）を公表するとともに、電気事業者より提出された把握できなかった理由も付記する。
注）代替値は、総合エネルギー統計における外部用発電（卸電気事業者供給分）と自家用発電（自家発の自家消費及び電気事業者への供給分）を合計した排出係数の直近５カ年平均を国が算出する。
（７）事業者別の実排出係数及び調整後排出係数の更新（６）の手続により、事業者別の実排出係数、調整後排出係数及び代替値を毎年更新の上、秋頃を目処に公表する。ただし、新規参入者の参入年度及び参入次年度については、別紙１に定める時期に公表する。

２．実二酸化炭素排出量の算定方法
実二酸化炭素排出量は、以下の（１）及び（２）の合計量とする。
なお、自社電源に由来する電気や他者より調達した電気であっても、他の電気事業者等に販売した場合（小売りしなかった場合）は、別紙２に定める方法により、当該電気を販売した者の実二酸化炭素排出量から控除するものとする。
（１）自社電源に由来する電気算定省令別表第１に定める燃料の使用量に燃料種ごとの単位発熱量、燃料種別
排出係数及び４４／１２を乗じて二酸化炭素排出量を算定する（別紙３の点線内の部分を参照。）。
注）発熱量は、高位発熱量とする。以下同じ。
（２）他者から調達した電気
他者から調達した電気の発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量について
は、別紙３の実二酸化炭素排出量の算定フロー図に従い、以下の調達先より得られる情報内容に応じて把握する。
ア 電源が特定できる場合
契約等に基づき電源が特定できる場合については、調達先より得られる情報
内容に応じ、以下の順番で実二酸化炭素排出量を算定する。
① 燃料種ごとの使用量が把握できる場合
燃料使用量に燃料種ごとの単位発熱量、燃料種別排出係数及び４４／１２を乗じて算定② 燃料種ごとの発熱量の総量が把握できる場合

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燃料種ごとの発熱量の総量に燃料種別排出係数及び４４／１２を乗じて算定③ 燃料種ごとの受電電力量が把握できる場合
燃料種ごとの受電電力量を発電端熱効率で除したものに燃料種別排出係数及び４４／１２を乗じて算定
注）発電端熱効率としては、実測等に基づくもののほか、平均熱効率を用いることができる。以下同じ。
④ 燃料区分及び発熱量の総量が把握できる場合
燃料区分（石油、石炭、ＬＮＧ）ごとの発熱量に燃料区分別排出係数及び４４／１２を乗じて算定⑤ 燃料区分及び受電電力量が把握できる場合
燃料区分ごとの受電電力量を燃料区分ごとの発電端熱効率で除したものに燃料区分別排出係数及び４４／１２を乗じて算定
イ

電源は特定できないが、事業者又は事業所（以下「事業者等」という。）単位の情報から算定できる場合
受電電力量に事業者等ごとの実排出係数を乗じて算定する。
なお、事業者等ごとの実排出係数としては以下のものが考えられる。
① 日本卸電力取引所の実排出係数
日本卸電力取引所の実排出係数の算出は別紙４に定める方法による。
② 自家発事業者等の事業所別の実排出係数
契約等に基づき、調達した電気の発電に供された事業所が特定される場合については、事業所単位で算出された実排出係数を用いることができる。当該事業所単位の実排出係数は、係数算出対象年度に当該事業所において発電のために投入した算定省令別表第１に定める燃料の使用量に燃料種ごとの単位発熱量、燃料種別排出係数及び４４／１２を乗じたものを当該事業所で発電した電気の量で除することにより自家発事業者等が算出し、電気事業者に提供する。
③ 電気事業者及び自家発事業者等の事業者別の実排出係数
調達した電気について、調達先の事業者別の実排出係数（電気事業者にあっては使用端二酸化炭素排出係数。自家発事業者等にあっては発電端二酸化炭素排出係数。）が得られる場合については、これを用いて算出する。この場合、電気事業者の事業者別の実排出係数にあっては、国による公表が行われているか否かに関わらず、国が定める算出方法に従って前年度の実績値を用いて算出された排出係数を用い、自家発事業者等の事業者別の実排出係数については、係数算出対象年度の係数を用いることとする。
また、同一事業者からの調達について、事業所単位の実排出係数と事業者
単位の実排出係数の両方を用いて自らの実排出係数を算出する場合にあっ5

ては、当該事業所単位の実排出係数に乗じた受電電力量を控除した電力量を事業者単位の実排出係数に乗じるものとする。
注）自家発事業者等が事業所別の実排出係数と事業者別の実排出係数の両方を算出して電気事業者に提供する場合にあっては、事業者別の実排出係数の算出に当たり、電気事業者が事業所別の実排出係数を用いて実排出係数を算出した電気に相当する燃料の使用量及び発電した電気の量を控除する。
電気事業者が一般電気事業者から調達して需要家に供給（小売り）した電気については、当該調達先である一般電気事業者の実排出係数に別紙５に定める昼夜別係数を乗じて得られる係数を用いて実二酸化炭素排出量を算定することができる。
ウ

その他
他者から調達した電気について、上記ア又はイいずれの方法によっても実二酸化炭素排出量を算定することが困難である場合については、当該受電電力量に代替値を乗じて実二酸化炭素排出量を算定する。

（３）コジェネレーションシステムによる発電
実二酸化炭素排出量の算定に当たり、コジェネレーションシステムによる発電については、当該システムに投入された化石燃料の使用に伴う二酸化炭素の排出量を、別紙６に定める方法で電気と熱に按分することにより算定する。
３．調整後二酸化炭素排出量の調整方法
調整後二酸化炭素排出量は、電気事業者が償却前移転等した京都メカニズムクレ
ジット等（別紙７参照）を以下の方法により把握し、これらを、実二酸化炭素排出量に余剰買取調整二酸化炭素排出量及び固定価格買取調整二酸化炭素排出量を足したものから控除して得た量とする。
（１）自ら償却前移転等した京都メカニズムクレジット等
償却前移転等した京都メカニズムクレジット等の種類ごとに、当該年度の調整
後排出係数の算出に用いる量を把握し、実二酸化炭素排出量から当該量を控除するとともに、根拠資料（表７、表９）に必要事項を記載し提出する。
（２）他者から調達した電気に係る償却前移転等された京都メカニズムクレジット等
他者から調達した電気に関し、当該他者が京都メカニズムクレジット等を償却
前移転等している場合には、当該他者から供給を受けた電気に係る実二酸化炭素
排出量から、当該量を控除するとともに根拠資料（表８、表１０）に必要事項を記載し提出する。

6ただし、根拠資料（表８、表１０）に記載された京都メカニズムクレジット等については、当該根拠資料の提出者以外の者が重複して調整後二酸化炭素排出量の算定に用いることはできない。
（３）京都メカニズムクレジット等の償却前移転等期間について
調整後二酸化炭素排出量の調整に用いられる京都メカニズムクレジット等は、係数算出対象年度中に償却前移転等されたものを対象とする。
また、係数算出対象年度の翌年度の４月１日から６月３０日までの間に償却前移転等がなされた京都メカニズムクレジット等については、係数算出対象年度内に償却前移転等されたものとみなし、調整後二酸化炭素排出係数の算出に用いることができるものとする。
ただし、係数算出対象年度の翌年度の４月１日から６月３０日までの間に償却
前移転等がなされ、係数算出対象年度内に償却前移転等されたものとみなされた
京都メカニズムクレジット等については、係数算出対象年度の翌年度以降の調整
後二酸化炭素排出係数の算出に用いることはできない。
４．把握率の算出と公表（１）把握率の算出方法
把握率は、販売電力量から二酸化炭素排出量の算定に当たり代替値を使用して算出した電気の受電電力量（需要家に供給した分に限る。）を減じ、これを販売電力量で除したものを百分率により表示したものとする。
（２）把握率等の公表方法
実排出係数及び調整後排出係数の公表に当たっては、把握率を併記するとともに、電気事業者から提供された把握できなかった理由も付記して公表する。

５．算出方法等を変更する場合の手続
実排出係数及び調整後排出係数の設定に係る基本的な考え方並びに具体的な算出方法を変更する場合には、別紙８に定める手続による。
特段の変更をしない限りは、事務的に実排出係数及び調整後排出係数の公表手続
を行う。

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別紙１
新規参入者の参入年度及び参入の次年度における排出係数の算出について
１．基本的考え方
新規参入者については、参入年度より前の排出係数が存在しないため、参入年度
及び参入の次年度について、既参入者と同様の方法によって国が排出係数を公表することができず、結果として新規参入者から供給（小売り）された特定排出者は代替値を使わざるを得なくなる事態が想定され、このことが参入阻害をもたらすのではないかとの指摘がある。
このため、新規参入者については、以下の方法により参入年度及び参入次年度に限って年度ごとの排出係数に相当する係数を算出の上、根拠資料とともに国に提出し、国は、当該係数及び根拠資料の内容を確認し、公表することとする。
２．算出方法、公表時期等
新規参入者については、参入年度及び参入の次年度について、以下の方法により年度ごとの排出係数に相当する係数の算出等を行う。
① 特定排出者が当該事業者の参入年度（X 年度）の排出量報告を行う場合
 参入者（甲）は排出量算定対象年度（X 年度）の半ばに参入（特定排出者への供給を開始）したことから、参入時から参入年度末までに甲が需要家（乙）に供給した電気について排出係数を算出し、排出量算定対象年度の翌年度の当初（X+1 年６月半ば頃を想定。）までに国に提出。
 国は、X+1 年６月中に乙が X 年度の排出量報告に使用することができる甲の排出係数として、当該係数を公表。
 乙は、国が公表した甲の排出係数を用いて公表時以降、排出量を報告することも可能であるし、公表前に代替値その他実測値等を用いて排出量を報告することも可能。
 なお、X 年 4 月 1 日から甲の参入までの期間の電気の使用に伴う排出係数は、
当該期間電気を供給した既参入者（丙）の前年度の排出係数を用いて排出量を算定する。
②

特定排出者が当該事業者の参入年度の次年度（X+1 年度）の排出量報告を行う
場合
 甲は X 年度の半ばから参入したため、X 年度全体（X 年４月から X+1 年３月まで）の排出係数を算出することができない。このため、甲が参入した月から１２ヶ月間、甲が需要家（乙）に供給した電気について排出係数を算出し、国に提出。
 国は X+１年度中に、乙が X+1 年度の排出量報告に使用することができる甲の8排出係数として、当該係数を公表。
 乙は、国が公表した甲の排出係数を用いて X+2 年 4 月以降、排出量を報告することが可能。
③

X+2 年度以降については、既参入者の算出方法と同様に算出。

X 年４月

X 年９月

X＋１年４月X＋２年４月X-1 年度の係数とみなして

X 年 度 の 係数 とみな して

X+1 年度の係数を X+2 年

X 年度排出量報告に使用

X+1 年度排出量報告に使用度排出量報告に使用

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他の電気事業者等への販売に伴い控除すべき二酸化炭素排出量

別紙２

実排出係数の算出に当たって「分子」となる実二酸化炭素排出量は、供給（小売り）した電気全体に係るものとされているため、他の電気事業者等へ販売した電気（小売りしなかった電気）の発電に伴い排出された二酸化炭素の量は、
当該電気を販売した者の実二酸化炭素排出量から控除する必要があります。
Ⅰ．本文の「２．実二酸化炭素排出量の把握方法」の(1)及び(2)により把握した二酸化
炭素排出量を算定する。

電源が特定
できる場合

（１）

（２）イ①～③（１）

電源が特定できない場合（２）ウ（２）ア①～⑤ (ⅱ)（２）イ①～③(ⅲ)※他の電気事業者へ販売した電気に伴う二酸化炭素排出量に関して、販売側の控除する量及び購入側が算出に用いる量が同値となる。
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（２）ウ

(ⅲ)

卸電力取引所(ⅲ)当該販売に係る電気の電源が特定できない場合及び卸電力取引所にタマ出しし約定した場合には、自らの前年度の排出係数に当該販売に係る電力量を乗じて算出した二酸化炭素排出量を控除するものとする。

（２）ア①～⑤
他の電気事業者

Ⅱ．他の電気事業者等への販売に係る電気電源が特定が、できない場合(ⅰ)自社電源に由来する場合（卸電力取引
所にタマ出しする場合を除く。）(ⅱ)他者より調達した電気であっても電源が特定できる場合
電源が特定
は、Ⅰの排出量の算定において、当該販
売に係る電気の発電に伴う二酸化炭素排 できる場合
出量を含めない。

(ⅰ)

別紙３○実二酸化炭素排出量の算定フロー図
自社電源に由来する電気については、点線内の部分を用いて算定

燃料種ごと注１の燃料の使用量を把握

YES

燃料種ごとの単位発熱量を所有NONO

燃料種ごとの発熱量の総量を把握

YES

燃料の使用量×単位発熱量(測定値)×燃料種
別排出係数 注２ ×４４/１
２にて算定
燃料の使用量×単位発熱量(省令値) 注３ ×燃料
種別排出係数×４４/１２
にて算定

YES

発熱量の総量×燃料種
別排出係数×４４/１２に
て算定

YES

受電電力量÷発電端熱
効率 注４ ×燃料種別排出係数×４４/１２にて算定

YES

発熱量の総量×燃料区
分別 CO2 排出係数注６に
て算定

YES

受電電力量÷発電端熱
効率×燃料区分別 CO2
排出係数にて算定NO
燃料種ごとの受電電力量を把握NO
燃料区分注５と発熱量の総量を把握NO
燃料区分と受電
電力量を把握NO
受電電力量と事業者等別ＣＯ２排出係数注７を把握

受電電力量×事業者等
別ＣＯ ２ 排出係数にて算
定

YES

NO
受電電力量×代替値にて算定
注１：特定排出者の事業活動に伴う温室効果ガスの排出量の算定に関する省令（以下「算定省令」という。）別表第１の第２欄に掲げる燃料種
注２：算定省令別表第１の第５欄に掲げる係数
注３：算定省令別表第１の第４欄に掲げる単位発熱量
注４：総合エネルギー統計から算出した平均熱効率を用いることができる
注５：「石油火力」、「石炭火力」、「LNG 火力」に区分
注６：関連する燃料による平均的な CO2 排出係数
注７：自家発事業者の事業所別排出係数、取引所の排出係数も含む

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別紙４
日本卸電力取引所の係数の算出方法について
１．基本的考え方○ 日本卸電力取引所の係数は、取引所で約定された事業者の事業者別の実排出係数を約定した電力量（以下「約定電力量」という。）に応じて加重平均することによりこれを算出する。
取引所の係数 ＝ Σ 事業者別の実排出係数 ×

事業者の年間約定電力量
Σ事業者の年間約定電力量○ 日本卸電力取引所の係数は、電気事業者が事業者別の実排出係数を算出する
年度（係数算出対象年度）の前年度の実績を用いてこれを算出する。
※ 例えば、特定排出者が平成２２年度排出量を算定するに当たっては、平成２１
年度の事業者別の実排出係数を使用することになるが、当該係数を算出するために使用される卸電力取引所の係数は、平成２０年度の事業者別の実排出係数及び事業者別約定電力量に基づき算出される。
○ 日本卸電力取引所において試行的に取引が実施されているグリーン電力（※）卸
取引における約定電力量は、取引所の係数の算出には含めないものとする。
※ グリーン電力卸取引におけるグリーン電力とは、原子力や水力、風力、太陽光などの発電時に CO2 を排出しない電源から発電される電気や京都メカニズムク
レジットにより排出係数をゼロとした電気をいう。
２．算出に係る諸元について（１）事業者別の実排出係数
ア 国が事業者別の実排出係数を公表している場合公表された事業者別の実排出係数を使用。
イ 国が事業者別の実排出係数を公表していない場合（含む卸電気事業者、自家発事業者等）
取引所で約定した事業者に対して今般設定された算出方法に従い算出された
当該約定電力量に係る事業者別の実排出係数の提供を求め、これを使用する。
（２）約定電力量
約定電力量は、当該事業者が 1 年間に約定したスポット取引の電力量と先渡定型取引の電力量を合算し、グリーン電力卸取引の約定電力量は含めない。

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別紙５
昼夜別係数について
１．基本的考え方○ 電気事業者が一般電気事業者より調達して需要家に供給（小売）した電気（電源等を特定していない電気に限る。）については、当該電気を昼間（８－２２時）、夜間（２２－翌８時）に区分して実二酸化炭素排出量を算定することができる。
○ 具体的には、当該電気の調達先の一般電気事業者の実排出係数に、対全日昼
間係数又は対全日夜間係数を乗じて昼夜別係数を反映した排出係数を得て、これらの係数に、それぞれの時間帯において購入した電力量を乗じて実二酸化炭
素排出量を求める。
○ このとき、一般電気事業者の実排出係数、対全日昼間係数及び対全日夜間係数
は、それぞれ係数算出対象年度の前年度のものを使用する。
○ 対全日昼間係数及び対全日夜間係数は、毎年度見直しを行う。
２．対全日昼間係数及び対全日夜間係数の算出等○ 対全日昼間係数及び対全日夜間係数については、電気事業連合会において一般電気事業者の係数算定対象年度の前年度実績に基づき下記のように算出し、各一般電気事業者が、当該一般電気事業者から電気を調達した電気事業者に提供する。
全日１．０に対し、 対全日昼間係数 ×．××、対全日夜間係数 △．△△

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別紙６
コジェネレーションシステムから得られる電気・熱に係る二酸化炭素排出量の算出方法について

コジェネレーションシステムから得られる電気・熱に係る二酸化炭素排出量は、当
該電気・熱の量を現在普及しているその他の一般的なシステムにより得る場合に必要となる燃料投入量に応じて按分することにより算出するものとする。
（理由）１

電気・熱の生成に係る二酸化炭素の排出量については、温対法上、電気・熱の需要側においても算定することとされているが、これは、需要側において使用される
電気、熱について、使用される量の電気、熱を生成するために必要となる燃料投入に伴い排出される二酸化炭素の量をそれぞれ算定していることに他ならない。

２

コジェネレーションシステムから得られる電気・熱の生成に伴う二酸化炭素の排出量についても同様に、電気、熱のそれぞれについて、システムから得られる量を生成するために必要となる燃料投入に伴い排出される二酸化炭素の量を算定すべきところである。
しかしながら、コジェネレーションシステムは、発生した電気と熱を同時に供給し、有効利用する設備であることから、そのシステムから得られる電気、熱の量を生成するためにそれぞれ必要となる燃料投入量を把握することは困難である。
このため、システムにおける電気・熱の生成にそれぞれ必要となる燃料投入量を何らかの方法で推定した上で、その投入に伴う二酸化炭素の排出量を算定することが必要である。

３ ここでは、コジェネレーションシステムが発電部分及び熱生成部分から成るシス
テムであることから、パーツごとの一般的な効率に着目した上で、生成された電気・熱を作る際に必要であった１次エネルギー量をそれぞれ仮定し、この比で、コジェネレーションシステムから排出された二酸化炭素の量を按分することとする。
４

具体的には、コジェネレーションシステムから得られる電気・熱の仕事量を、現在普及している一般的な自家発電機及び熱生成機の平均的な効率（9.82MJ/kWh 及び
1.26MJ/MJ）で割り戻してそれぞれに必要であった１次エネルギー量を仮定し、この比で投入燃料の燃焼に伴う二酸化炭素総排出量を按分することによって、コジェ
ネレーションシステムにおける電気・熱の生成に伴う二酸化炭素の排出量を算定す
ることとする。（別紙６－１参照）
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別紙６－１

コジェネレーションから排出されるエネルギー起源二酸化炭素の電気及び熱への配分の考え方出力された２次エネルギーを一般的なシステムにより生成するために必要となる１次エネルギーの量の比で、発生するＣＯ２を按分する。

出力を得るのに必要となる投入量（１次エネルギー）

出力（２次エネルギー）
一般的な自家発電機による発電
９．８２ＭＪ/ｋＷｈ

電気 αＸ／１００ＭＪ（０．００２７８αＸｋＷｈ）

０．０２７３αＸ ＭＪＣＧＳ投入エネルギー
２．１７α：βで
按分

Ｘ ＭＪ

発電効率
α％

ＣＧＳ

廃熱効率
β％
熱

０．０１２６βＸ ＭＪ

βＸ／１００ＭＪ

一般的なボイラー等による熱生成
１．２６ＭＪ/ＭＪ
15※効率の算定根拠については、別紙６－２参照

別紙６－２○ボイラ効率の設定
蒸気ボイラ種別の効率
効率＊１

換算係数＊２

鋳鉄製ボイラ

80～86%

1.27 MJ/MJ

丸ボイラ＞立てボイラ

70～75%

1.45 MJ/MJ

丸ボイラ＞炉筒煙管ボイラ

85～90%

1.20 MJ/MJ

貫流ボイラ＞単管式小型

80～90%

1.24 MJ/MJ

貫流ボイラ＞多管式小型

75～90%

1.28 MJ/MJ

貫流ボイラ＞大型90%

1.17 MJ/MJ

水管ボイラ＞立て水管85%

1.24 MJ/MJ

水管ボイラ＞二胴水管85～90%

1.20 MJ/MJ

ボイラの種類平均

1.26 MJ/MJ＊１空気調和・衛生工学便覧（別紙６－２－①）＊２効率の中央値を採用し、液体燃料と仮定して高位ベースに換算○発電機効率の設定
発電機種別の効率
発電機の種類効率*１

換算係数

導入実績（kW）*２

ディーゼルエンジン

36.8%

9.78 MJ/kWh

619,617

ガスエンジン

30.4%

11.9 MJ/kWh

4,986

ガスタービン

25.0%

14.4 MJ/kWh

3,545

平 均

9.82 MJ/kWh*１日本コージェネレーションセンターＨＰより（別紙６－２－②）*２社団法人 日本内燃力発電設備協会 資料より

16

別紙６－２－①○ボイラ効率の設定

ボ

鋳

イ

ラ

の

鉄

製

ボ

丸
ボ
イ
ラ

ボイラより
蒸気圧力また 蒸発 量ま たは ボイラ効率
類 取り出す熱主 な 用
は温水温度熱出
力[%]媒 の 種 類蒸
気 0.1MPa以下
0.3～4t/h
イ ラ
80～86 給湯・暖房用
低 温 水
120℃以下29～2300kW種

立 て ボ イ ラ 蒸

気0.7MPa以下

0.1～0.5t/h

蒸気

1.6MPa以下

0.5～20t/h

中・高温水

170℃以下350～9300kW

炉筒煙管ボイラ

貫
流
ボ
イ
ラ

70～75
85～90

途

暖房・プロセス用
給湯・暖房・プロセス用
地域暖房用

単管式小型貫流蒸
ボイラ

気3MPa以下0.1～15t/h

80～90

暖房・プロセス用

多管式小型貫流蒸
ボイラ

気1MPa以下0.1～2t/h

75～90

暖房・プロセス用

蒸気5MPa以下100t/h以上

水

130℃以下5.8MW以上気

1MPa以下0.5～2t/h85

給湯・暖房・プロセス用

気0.7MPa以下

5t/h以上85～90

暖房・プロセス・発電用

120℃以下120～930kW98

全電気式空調補助熱源用

200～350℃

1.2～2300kW

80～85

大型貫流ボイラ高

温水 ボ 立て水管ボイラ 蒸
イ
管 ラ 二胴水管ボイラ 蒸
電

気

ボ

イ

ラ 温

水

熱

媒

ボ

イ

ラ

気

相

液

相

真 温 鋳
鉄
製 低
水
空 器 炉 筒 煙 管 式 低
住宅用小型温水ボイラ 温

90

温

水

80℃以下

120～3000kW

85～90

温

水

80℃以下

46～1860kW

85～88

水

0.1MPa以下

12～41kW

60～80（出典：(社)空気調和・衛生工学会「第13版空気調和・衛生工学便覧

17

発電用
地域暖房用

プロセス用

給湯・暖房用
給湯・暖房用

２ 汎用機器・空調機器篇」(2001), p.220）

別紙６－２－②○発電機効率の設定

日本コージェネレーションセンターＨＰより

ディーゼルエンジン
ガスエンジン
ガスタービン

発電効率（％）
最高値*１
最低値*１
32.0
45.5
26.5
41.0
20.5
35.0

低位ベース 高位ベース*２
38.8
36.8
33.8
30.4
27.8
25.0

*１ グラフの読取り値*２ ディーゼルエンジンのみ液体燃料を想定

新規導入設備容量実績の推移（kW）
ディーゼルエンジン
ガスエンジン
ガスタービン

H15
237,006
836
370

H16
252,229
1,600
95

H17
130,383
2,550
3,080

*出典 社団法人 日本内燃力発電設備協会資料より、環境省調べ

18

期間計619,617
4,986
3,545

別紙７

電気事業者の調整後二酸化炭素排出量の算定に用いることができる京都メ
カニズムクレジット等について
電気事業者の調整後二酸化炭素排出量の算定に用いることができる京都メカニズムクレ
ジット等は、以下のとおりとする。
○京都メカニズムクレジット①ＡＡＵ（温対法第２条第６項第１号に規定される割当量）
京都議定書第３条第７項及び第８項の規定に基づいて計算された京都議定書附属書Ⅰ国（以下、「附属書Ⅰ国」という）の初期割当量について、附属書Ⅰ国の国別登録簿に発行したクレジット）②ＥＲＵ（温対法第２条第６項第３号に規定される排出削減単位）
京都議定書第６条に基づき行われる JI プロジェクトに関し、京都議定書及び関連する国際合意により定められた所定の手続きを経て、JI プロジェクトが行われた国の AAU 又は RMU が転換されて、同国の国別登録簿に発行されるクレジット③ＣＥＲ（温対法第２条第６項第４号に規定される排出削減量）
京都議定書第１２条３（ｂ）に基づき行われる CDM プロジェクトに関し、京都議定書及び関連する国際合意により定められた所定の手続を経て、CDM 理事会の指示により CDM 登録簿の保留口座（pending account）に発行されるクレジット④ＲＭＵ（温対法第２条第６項第２号に規定される割当量）
京都議定書第３条第３項及び第４項に規定する吸収源活動に関し、京都議定書及び関連する国際合意により定められた所定の手続きを経て、国別登録簿に発行されるクレジット○国内認証排出削減量① 平成２０年１０月２１日の地球温暖化対策推進本部決定に基づき実施された国内
クレジット制度において認証をされた温室効果ガスの量② オフセット・クレジット制度（国内における他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に寄与する取組により削減等がされた温室効果ガスの量（温室効果ガスが二酸化炭素以外の場合にあっては、地球の温暖化をもたらす程度から二酸化炭素の量に換算されたものとする。以下同じ。
）の算定等に関し十分な知見を有する者により構成される会議体であって環境省が運営するものが、平成２０年４月１日から平成２５
年３月３１日までの間において、温室効果ガスの量について、実際に行われたことが認められる当該取組により削減等がされ、適切な方法により算定され、当該取組がなければ削減等がされなかったものとして認証をし、その取得、保有及び移転を適切に管理する制度をいう。）において認証をされた温室効果ガスの量③ Ｊ－クレジット制度（国内における地球温暖化対策のための排出削減・吸収量認証制度（国内における他の者の温室効果ガスの排出の抑制等に寄与する取組により削減等がされた温室効果ガスの量の算定等に関し環境省、経済産業省及び農林水産
省又は地方公共団体が、平成２５年４月１日から平成３３年３月３１日までの間において、実際に行われたことが認められる当該取組により削減等がされ、適切な方法により算定され、当該取組がなければ削減等がされなかった温室効果ガスの量として認証をし、その取得、保有及び移転を適切に管理する制度をいう。）をいう。）
において認証をされた温室効果ガスの量
19その他、報告命令第１条第５号における、環境大臣及び経済産業大臣が定める国内認証排出削減量のうち、温対法に基づく事業者別排出係数の算出方法等に係る検討会において、別途検討し、定めるもの。
ただし、発電した電力を系統に送電する取組により削減された温室効果ガスの量を認証する可能性のある方法論（排出削減又は吸収の方式ごとに、適用する技術、適用範囲、排出削減又は吸収量の算定や当該算定根拠に係る計測方法等を規定したもの）に基づいて算定、認証をされた温室効果ガスの量を除く。

20

別紙８

温対法に基づく事業者別排出係数の設定に係る基本的な考え方と具体的な算出方法を変更する場合の手続きについて「電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び公表について」（20140326 産局第２号、20140326 資庁第１号、環地温発第 1403311 号）に定める事業者別排出係数の設定に係る基本的な考え方と具体的な算出方法を変更する場合には、以下の手続きによる。
１．専門家等の助言を踏まえた検討
資源エネルギー庁長官及び環境省地球環境局長の私的検討会である「温対法に基づく事業者別排出係数の算出方法等に係る検討会」において、専門家の助言を得て、確定させる。
２．パブリックコメントの実施
変更案については、パブリックコメントの手続きを実施する。

21

別紙９
余剰買取調整二酸化炭素排出量の算出方法について

余剰買取調整二酸化炭素排出量は以下の式により算出するものとする。
＜一般電気事業者の場合＞
実二酸化炭素排出量
余剰買取調整二酸化炭素排出量＝調整電力量（一般）※１×
一般電気事業者の販売電力量※１ 調整電力量（一般）とは、一般電気事業者の調整電力量をさす。

＜新電力の場合＞
実二酸化炭素排出量
余剰買取調整二酸化炭素排出量＝〔－（区域ごとの調整電力量（新電力）※２の合計）〕×
当該新電力の販売電力量※２ 調整電力量（新電力）とは、特定規模電気事業者（新電力）の調整電力量をさす。

また、調整電力量（一般）及び調整電力量（新電力）は、一般電気事業者の供給区域ごとに、以下の式で算出される量とする。この際、調整電力量の算出に用いる一般電気事業者の販売電力量及び供給区域ごとの全新電力の販売電力量は毎年度環境省及び経済産業省が公表する数値を用いるものとする。
なお、供給区域ごとの全新電力の販売電力量を算出するために必要な情報は、環境省及び経済産業省の求めがある場合には別途報告するものとする。
＜一般電気事業者の場合＞
全新電力の販売電力量
調整電力量（一般）＝一般電気事業者の余剰買取電力量 ×
一般電気事業者の販売電力量＋全新電力の販売電力量＜新電力の場合＞
当該新電力の販売電力量
調整電力量（新電力）＝一般電気事業者の余剰買取電力量 ×
一般電気事業者の販売電力量＋全新電力の販売電力量

22

別紙１０
固定価格買取調整二酸化炭素排出量の算出方法について

固定価格買取調整二酸化炭素排出量は以下の式により算出するものとする。

実二酸化炭素排出量
固定価格買取調整二酸化炭素排出量 ＝固定価格買取調整電力量×
当該電気事業者販売電力量

また、固定価格買取調整電力量は、以下の式で算出される量とする。なお、固定価格買取調整電力量の算出に用いる販売電力量（全国総量）及び各電気事業者の販売電力量及び固定価格買取制度による買取電力量（全国総量）は、毎年度経済産業省が公表する数値を用いるものとする。

固定価格買取調整電力量＝

固定価格買取制度による－固定価格買取制度による買取電力量（全国総量）

当該電気事業者買取電力量

23

当該電気事業者販売電力量
×
販売電力量（全国総量）

温対法における特定排出者の他人から供給された電気の使用に伴う二酸化炭素排出量の算定等に用いられる排出係数について（平成○○年度実績）
平成

年

月

日

会社名

使用端
実排出係数
（ｋｇ-CO2/ｋWh)=

使用端調整後排出係数（ｋｇ-CO2/ｋWh)=

実二酸化炭素排出量
販売電力量
実二酸化炭素排出量＋固定価格買取調整二酸化炭素排出量＋余剰買取調整二酸化炭素排出量－京都メカニズムクレジット償却前移転量－国内認証排出削減量調整無効化
販売電力量

※

把握率（％）=（販売電力量）－（実二酸化炭素排出量算出のため代替値 を使用した電気の受電電力量）
販売電力量※ 排出量が把握できない事業者に対してのみ用いる係数

販売電力量（１０３ｋｗｈ）〔把握できなかった理由〕

二酸化炭素排出量（１０３ｔ-CO2）

使用端二酸化炭素排出係数（ｋｇ-CO2/ｋWh)(実二酸化炭素排出量)(実排出係数)(調整後二酸化炭素排出量)(調整後排出係数)

二酸化炭素排出量算出のため代替値※を使用した電気の受電電力量
３（１０ ｋｗｈ）

把握率（％）

≪表１≫「 発 電 に伴 い 排 出 さ れ た実 二 酸 化 炭 素 排 出 量 」 の 算 定 根 拠 資 料（ 平成○○年度実績）
会社名◎ 電 源 が 特 定 でき る 場 合○ 燃 料 使 用 量 及 び単 位 発 熱 量 （ 測 定 値 ） が 判 明 する 場 合
燃 料 使 用 量 × 単 位 発 熱 量 （ 測 定 値 ） × 燃 料 種 別 排 出 係 数 ※ 1 × ４４／ １２＝ Ｃ Ｏ ２ 排 出 量○ 燃 料 使 用 量 が 判 明 する 場 合
燃 料 使 用 量 × 燃 料 種 別 発 熱 量 ※ 2 × 燃 料 種 別 排 出 係 数 ※ 1 × ４４／ １２= Ｃ Ｏ ２ 排 出 量※1 算定省令別表第１の第5欄に掲げる係数※2 算定省令別表第１の第4欄に掲げる単位発熱量＜自社分＞／＜他社分＞
燃料種

燃料使用量

単位発熱量（測定値）

燃料種別

総発熱量

発熱量

排出係数

（MJ）

（t-C/GJ）

ＣＯ ２排出量（１０3 t-CO 2 ）燃料種別発熱量

原料炭

t

MJ/t

MJ/t

0

0.0245

0

一般炭

t

MJ/t

MJ/t

0

0.0247

0

無煙炭

t

MJ/t

MJ/t

0

0.0255

0

コークス

t

MJ/t

MJ/t

0

0.02940

石油コークス

t

MJ/t

MJ/t

0

0.02540

コールタール

t

MJ/t

MJ/t

0

0.02090

石油アスファ ルト

t

MJ/t

MJ/t

0

0.02080

コン デン セート（ＮＧＬ）

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.01840

原油

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.0187

0

ガソリン

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.0183

0

ナフサ

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.01820

ジェ ット燃料油

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.01830

灯油千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.01850

軽油千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.0187

0

Ａ重油

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.0189

0

Ｂ・Ｃ重油

千kl

MJ/千kl

MJ/千kl00.01950

液化石油ガス（ＬＰＧ）

t

MJ/t

MJ/t

0

0.0161

0

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.0142

0

MJ/t

MJ/t

0

0.0135

0

天然ガス

千Nm

3

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.01390

コークス炉ガス

千Nm 3

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.0110

0

高炉ガス

千Nm

3

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.0263

0

転炉ガス

千Nm 3

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.0384

0

都市ガス

3

MJ/千㎥

MJ/千㎥

0

0.01360

石油系炭化水素ガス

千Nm

液化天然ガス（ＬＮＧ）

t

千Nm

小

計

－

3

－

－

0

－

0

≪表２≫
「発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量」の算定根拠資料（平成○○年度実績）
会社名◎電源が特定できる場合○燃料種ご との総発熱量が判明す る場合
燃料種ご と の総発熱量× 燃料種別排出係数 ※ ×４ ４ ／１ ２ ＝ＣＯ ２ 排出量※ 算定省令別表第１の第5欄に掲げる 係数

＜他社分＞
燃料種

燃料種別
排出係数
（t-C/GJ）

総発熱量
（MJ）

ＣＯ２排出量（１０3 t-CO2 ）原料炭

0.02450一般炭0.02470無煙炭

0.02550コークス

0.02940

石油コークス

0.02540

コールタール

0.02090

石油アスファ ルト

0.02080

コン デン セート（ＮＧＬ）

0.01840原油

0.01870ガソリン

0.01830ナフサ

0.01820

ジェ ット燃料油

0.01830灯油0.01850軽油

0.01870Ａ重油0.01890Ｂ・Ｃ重油

0.01950

液化石油ガス（ＬＰＧ）

0.01610

石油系炭化水素ガス

0.01420

液化天然ガス（ＬＮＧ）

0.01350天然ガス

0.01390

コークス炉ガス

0.01100

高炉ガス

0.02630

転炉ガス

0.03840

都市ガス

0.0136

0

小計

0

－

0

≪表３≫
「発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量」の算定根拠資料（平成○○年度実績）
会社名◎電源が特定できる場合○燃料種ご との受電電力量が判明す る場合
受電電力量÷平均熱効率 ※ 1 ×燃料種別排出係数 ※ 2 ×４ ４ ／１ ２ ＝ＣＯ ２ 排出量※1 総合エネルギー統計から算出した平均熱効率※2 算定省令別表第１の第5欄に掲げる 係数

＜他社分＞
燃料種

受電電力量
３

（１０ ｋＷｈ）

平均熱効率
（％）

燃料種別
排出係数
（t-C/GJ）

総発熱量
（MJ）

ＣＯ２排出量（１０3 t-CO2 ）原料炭

00.02450一般炭

00.02470無煙炭

00.02550コークス

00.02940

石油コークス

00.02540

コールタール

00.02090

石油アスファ ルト

00.02080

コン デン セート（ＮＧＬ）

0

0.01840原油

00.01870ガソリン

00.01830ナフサ

00.01820

ジェ ット燃料油

00.01830灯油

00.01850軽油

00.01870Ａ重油

00.0189

0

Ｂ・Ｃ重油

0

0.01950

液化石油ガス（ＬＰＧ）

00.01610

石油系炭化水素ガス

00.01420

液化天然ガス（ＬＮＧ）

00.01350天然ガス

00.01390

コークス炉ガス

00.01100高炉ガス

00.02630

転炉ガス

00.03840都市ガス

00.0136

0

小計

0

－

0

－

0

≪表４≫
「発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量」の算定根拠資料（平成○○年度実績）
会社名◎電源が特定できる場合○燃料区分及び総発熱量が判明する場合
燃料区分ごとの総発熱量×燃料区分別ＣＯ２排出係数※＝ＣＯ２排出量※ 関連する燃料による平均的なＣＯ２排出係数

＜他社分＞
燃料区分

燃料区分毎の
総発熱量
（MJ）

燃料区分別
ＣＯ２排出係数（t-CO2/GJ）

ＣＯ２排出量3（１０ t-CO2）

石炭0.00000

石油

0.00000

ＬＮＧ

0.0000

0

小計

－

0

≪表５≫
「発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量」の算定根拠資料（平成○○年度実績）
会社名◎電源が特定できる場合○燃料区分及び 受電電力量が判明す る場合
受電電力量÷平均熱効率 ※ 1 ×燃料区分別ＣＯ ２ 排出係数 ※ 2 ＝ＣＯ ２ 排出量※1 総合エネルギー統計から算出した燃料区分別平均熱効率※2 関連する 燃料によ る 平均的なＣＯ ２排出係数

＜他社分＞
燃料区分

受電電力量
３

（１０ ｋＷｈ）

平均熱効率
（％）

燃料区分別
ＣＯ２排出係数（t-CO 2 /GJ）

総発熱量
（MJ）

ＣＯ２排出量（１０3 t-CO2 ）石炭

00.00000石油

00.00000

ＬＮＧ

00.0000

0

0

－

0

小計

0

－

≪表６≫
「発電に伴い排出された実二酸化炭素排出量」の算定根拠資料（平成○○年度実績）
会社名○受電電力量及び 事業者等別実二酸化炭素排出係数が判明す る場合

受電電力量×事業者等別実二酸化炭素排出係数 ※ ＝ＣＯ ２ 排出量※ 自家発事業者の事業所別排出係数、取引所の係数も含む

事業者の名称注）

事業者等別実二酸化炭素
排出係数（t-CO 2 /ｋWh）

受電電力量
３

（１０ ｋＷｈ）

ＣＯ２排出量（１０3 t-CO2 ）○○電力会社

0.00000□□電力会社

0.00000△△電力会社

0.00000特定規模電気事業者A

0.00000日本卸電力取引所

0.0000

0

－

0

小計

0

注）契約等によ り事業所を 特定できる 場合は事業所名まで記載○受電電力量は判明す るが事業者等別ＣＯ ２ 排出係数が判明しない場合

受電電力量×代替値 ※ ＝ＣＯ ２ 排出量※ 排出量が把握できない事業者に対してのみ用いる 係数

事業者の名称

受電電力量

ＣＯ２排出量代替値（t-CO 2 /ｋWh）（１０３ｋＷｈ）（１０3 t-CO2 ）○○電力会社

0.0000000□□電力会社

0.0000000△△電力会社

0.0000000

特定規模電気事業者A

0.0000000日本卸電力取引所

0.000000

0

－

0

小計

0

≪表７≫
償却前移転した京都メ カニズ ム ク レジ ット の内訳（平成○○年度実績）
会社名

クレジット量（t-CO2）

クレジット識別番号

償却前
移転日

1
2
・
・
・
・
・
・
合計

※

本表に記載した全ての京都メカニズムクレジットについて、当該電気事業者が国の管理口
座への移転を行ったことを確認するため、国別登録簿システムから入手できる「算定割当量振替通知」を添付すること。

≪表８≫
他者から 調達した電気に係る償却前移転した京都メ カニズ ム ク レジ ット の内訳（平成○○年度実績）
会社名

調達先注）

クレジット量（t-CO2）

クレジット識別番号

償却前
移転日

1
2
・
・
・
・
・
・
合計
注）調達先は、事業者別にまとめて記載すること。

※

本表に記載した全ての京都メカニズムクレジットについて、当該電気事業者が国の管理口座への移転を行ったことを確認するため、国別登録簿システムから入手できる「算定割
当量振替通知」を添付すること。

≪表９≫
排出量調整無効化した国内認証排出削減量の内訳（ 平成○○年度実績）
会社名

削減量の種別

排出量調整
無効化量（t-CO2）

識別番号

排出量調整
無効化日

1
2
・
・
・
・
・
・
合計

※

本表に記載した全ての国内認証排出削減量について、当該電気事業者が排出量調整無効化を行ったことを確認できる書類を添付すること。

≪表１０≫
他者から調達した電気に係る排出量調整無効化した国内認証排出削減量の内訳（平成○○年度実績）
会社名

調達先注）

削減量の種別

排出量調整
無効化量（t-CO2）

識別番号

排出量調整
無効化日

1
2
・
・
・
・
・
・
合計
注）調達先は、事業者別にまとめて記載すること※

本表に記載した全ての国内認証排出削減量について、当該電気事業者が排出量調整無効化を行ったことを確認できる書類を添付すること。

≪表１１≫
余剰買取調整二酸化炭素排出量の算出の内訳
会社名①調整電力量の算出
一般電気事業者の供給区域ごとに、以下の式で求める。
＜一般電気事業者の場合＞
全新電力の販売電力量
余剰買取調整電力量（一般） ＝ 一般電気事業者の余剰買取電力量×一般電気事業者の販売電力量＋全新電力の販売電力量

一般電気事業者の供給区域
例

当該供給区域の一般電気 当該供給区域の一般電気 当該供給区域の全新電力
事業者の余剰買取電力量 事業者の販売電力量の販売電力量33(103kWh)(10 kWh)(10 kWh)○○電力（株）20,00020,000,000

余剰買取
調整電力量（一般）(103kWh)
392

400,000＜新電力の場合＞
当該新電力の販売電力量
余剰買取調整電力量（新電力） ＝ 一般電気事業者の余剰買取電力量×一般電気事業者の販売電力量＋全新電力の販売電力量

一般電気事業者 当該供給区域の一般電気 当該供給区域の一般電気 当該供給区域の全新電力 当該供給区域の新電力
事業者の余剰買取電力量 事業者の販売電力量の販売電力量(自社）の販売電力量の(103kWh)(103kWh)(103kWh)(103kWh)
供給区域

余剰買取
調整電力量（新電力)(103kWh)

北海道電力（株）
東北電力（株）
東京電力（株）中部電力（株）北陸電力（株）関西電力（株）中国電力（株）四国電力（株）九州電力（株）沖縄電力（株）②余剰買取調整二酸化炭素排出量の算出
一般電気事業者、新電力ごとに以下の式にて求める。
＜一般電気事業者の場合＞
実二酸化炭素排出量
余剰買取調整二酸化炭素排出量＝

余剰買取調整電力量（一般）×一般電気事業者の販売電力量＜新電力の場合＞
実二酸化炭素排出量
余剰買取調整二酸化炭素排出量 ＝ －（区域ごとの余剰買取調整電力量（新電力）合計） ×

当該新電力の販売電力量

実二酸化炭素排出量 当該供給区域の一般電気 当該供給区域の新電力
事業者の販売電力量(自社）の販売電力量（10３t-CO2)(103kWh)(103kWh)
一般電気
事業者
新電力

調整電力量
(103kWh)

余剰買取調整二酸化炭素排出量（10３t-CO2)

≪表１2≫
固定価格買取調整二酸化炭素排出量の算出の内訳
会社名①調整電力量の算出
以下の式で求める。
固定価格買取調整電力量=

固定価格買取制度による自社の買取電力量(103kWh)

当該電気事業者販売電力量

固定価格買取制度による
当該電気事業者買取電力量

固定価格買取制度による買取電力量（全国総量）

×

固定価格買取制度による買取電力量（全国総量）
3(10 kWh)

自社の販売電力量(103kWh)

販売電力量（全国総量）
3(10 kWh)

販売電力量（全国総量）

固定価格買取調整電力量(103kWh)②固定価格買取調整二酸化炭素排出量の算出
以下の式にて求める。
実二酸化炭素排出量
固定価格買取調整二酸化炭素排出量 ＝固定価格買取調整電力量×
当該電気事業者販売電力量

実二酸化炭素排出量（10３t-CO2)

自社の販売電力量
3(10 kWh)

固定価格買取調整電力量
3(10 kWh)

固定価格買取調整二酸化炭素排出量（10３t-CO2)

（参考）
省令値
第４欄
第５欄
単位発熱量（GJ/t） 排出係数（t-C/GJ）
0.0245t
29.0
0.0247t
25.7
0.0255t
26.9
0.0294t
29.4
0.0254t
29.9
0.0209t
37.3
0.0208t40.9
0.0184kl
35.3
0.0187kl
38.2
0.0183kl
34.6
0.0182kl
33.6
0.0183kl
36.7
0.0185kl
36.7
0.0187kl
37.7
0.0189kl
39.1
0.0195kl
41.9
0.0161t50.8
30.0142千Nm
44.9
0.0135t54.6
30.0139千Nm
43.5
30.0110千Nm
21.1
0.0263千Nm3
3.41
30.0384千Nm
8.41
0.0136
千Nm3
44.8

原料炭
一般炭
無煙炭
コークス
石油コークスコールタール石油アスファルト
コンデンセート（ＮＧＬ）
原油
ガソリン
ナフサ
ジェット燃料油
灯油
軽油
Ａ重油
Ｂ・Ｃ重油
液化石油ガス（ＬＰＧ）
石油系炭化水素ガス
液化天然ガス（ＬＮＧ）
天然ガス
コークス炉ガス
高炉ガス
転炉ガス
都市ガス

（出所）特定排出者の事業活動に伴う温室効果ガスの排出量算定に関する省令別表第１

平均熱効率（％）
燃料区分別CO2排出係数（t-CO2/GJ）

39.5
石炭

石油
0.09070.0700

LNG
0.0505