LNG・水素・アンモニアの温室効果ガス排出量及び Carbon Intensity 算定のための推奨作業指針（CI ガイドライン）

第2版
2023 年 6 月
エネルギー・金属鉱物資源機構（JOGMEC）

略語
本ガイドラインでは、以下のとおり単位、及び略称の統一を図る。
表記

正式名称や意味等

AGRU

Acid Gas Removal Unit。酸性ガス除去装置。

CCS

Carbon dioxide Capture and Storage。二酸化炭素(CO2)回収・貯留。

CCU

Carbon dioxide Capture and Utilization。二酸化炭素(CO2)回収・活用。

CFP

Carbon Footprint of a Product。製品のカーボンフットプリント。

CO2e

Carbon Dioxide Equivalent。CO2 換算。

GHG

Greenhouse Gas。温室効果ガス。

GWP

Global Warming Potential。地球温暖化係数。

IPCC

Intergovernmental Panel on Climate Change。気候変動に関する政府間パネル。

LCA

Life Cycle Assessment。ライフサイクル評価。

LHV

Low Heating Value。低位発熱量。

LNG

Liquefied Natural Gas。液化天然ガス。

PSA

Pressure Swing Adsorption。圧力変動吸着。

SMR

Steam Methane Reformer。水蒸気メタン改質。

SRU

Sulfur Recovery Unit, 硫黄回収設備。

用語の定義
本ガイドラインで使用する用語の定義及びその参照元は以下のとおり。
用語
アウトプット：Output
インプット：Input
インベントリ：Inventory

定義
単位プロセスから出る製品、物質又はエネル
ギーのフロー。
単位プロセスに入る製品、物質、又はエネル
ギーのフロー。

参照元
ISO 14040:2006
ISO 14040:2006

ある組織の算定された GHG 排出量及び排出源を記載したリスト。

2004 GHG protocol

エンジニアリング計
算：Engineering
Calculation

物質収支計算やプロセスシミュレーションツ
ールを用いた計算等工学的方法を用いた計算全般。

API Compendium ofGreenhouse Gas Emissions
Methodologies for theoil and natural gas
industry

カットオフ基準：CutOff Criteria

CFP 調査から除外されている、物質もしくはエネルギーのフローの量、又は単位プロセス
もしくは製品システムに関わる温室効果ガス
排出量の重要性のレベルの仕様。

ISO 14067:2018

システム拡張：System
Expansion
システム境界：System
Boundary
データ品質：Data
Quality
プロセス：Process
一次データ：PrimaryData

製品システムに共製品に関する機能を追加して拡張する概念は、システム拡張又はシステ
ム境界の拡張とも呼ばれる。
どの単位プロセスが調査対象のシステムの一部であるかを表す一連の基準に基づいた境界線。
設定された要件への適合性を示すデータの特性。
インプットをアウトプットに変換する、相互に関連する又は相互に作用する一連の活動。
直接的な測定、又は直接的な測定に基づく計算から得られたプロセス又は活動の算定された値。

ISO 14040:2006/AMD
1:2020
ISO 14040:2006/AMD
1:2020
ISO 14040:2006
ISO 14044:2006
ISO 14067:2018

二次データ：Secondary
Data

一次データの要件を満たしていないデータ。

運転データ

運転に関わる、運転中に計器等から取得される活動量のデータ。

温室効果ガスの排出係
数：Greenhouse Gas
Emission Factor

活動データを温室効果ガス排出量に関連付ける係数。

ISO 14067:2018

製品カーボンフットプ
リント：CFP（Carbon
Footprint of a
Product）

製品システムにおける温室効果ガス排出量と温室効果ガス除去の総和であり、CO2 換算で表し、ライフサイクルアセスメントに基づいて作成したもの。気候変動という単一の影響カ
テゴリーを使用していること。

ISO 14067:2018

活動量と排出係数の積算によって GHG 排出量を算定する方法。

API Compendium ofGreenhouse Gas Emissions
Methodologies for theoil and natural gas
industry, 3.1

排出係数を用いた方法： Emission Factor
Approach
CFP 調査：CFP study
感度分析：Sensitivity
Analysis
機能単位：Functional
Unit
共製品：Co-Product

合成メタン(e-methane)

製品又は部分的な CFP を算定し、報告するために必要なすべての活動。
方法及びデータに関して行った選択が CFP 調
査の結果へ及ぼす影響を見積もるための系統的な手順。
製品システムの性能を表す算定された参照単位。
同一の単位プロセス又は製品システムからもたらされる 2 つ以上の製品。
回収された CO2 と水素で合成されたメタン。
(*1)
特に、グリーン水素等の非化石エネルギー源
を原料として製造された合成メタンは、国際的な共通認識形成の目的から今後 e-methaneの統一呼称が使用されるため 、本ガイドラインも以下 e-methane と記載する。(*2)

原排出者

e-methane 製造の原料となる CO2 を排出する事
業者。

実測データ

直接的な測定から得られたデータ。例）漏洩
メタン濃度、メタン漏洩量、排出ガス組成等。

ISO 14067:2018

ISO 14067:2018
ISO 14067:2018
ISO 14040:2006, 3.20
ISO 14040:2006, 3.10(*1)IPCC 第 6 次レポート(AR6)(*2)メタネーション推進官
民協議会(2022 年 11 月)
メタネーション推進官民協
議会 CO2 カウントタスクフ
ォース中間整理（2022.3）

製品システム：Product
System製品フロー：ProductFlow
地球温暖化係数：
Global Warming
Potential, GWP
中間フロー：
Intermediate Flow
中間製品：
Intermediate Product
透明性：Transparency
CO2 換算量：Carbon
Dioxide Equivalent
廃棄物：Waste
排出係数：Emission
Factor
配分 ：Allocation

不確実性：Uncertainty

不確実性分析：Uncertainty Analysis

漏洩排出：Fugitive
Emissions

1 つ以上の定義された機能を実行し、製品のライフサイクルをモデル化した、基本フローと製品フローを持つ単位プロセスの集合体。
他の製品システムから入る、又は他の製品システムに出る製品。
GHG の放射性質に基づく指標。特定の時間軸で積算した現在の大気中に特定 GHG をパルス放出した場合の単位質量当たりの放射強制力
を、CO2 の放射強制力と比較して測定するもの。
調査されている製品システムの単位プロセス間で発生する製品、物質、エネルギーのフロー。
システム内で更に変換を必要とし，他の単位プロセスにインプットされる単位プロセスからのアウトプット。
開かれた、包括的でわかりやすい情報の提示。
温室効果ガスの放射強制力と CO2 の放射強制力を比較する単位。
保有者が処分しようとするか、もしくは処分を要求される物質又は物体。
利用可能な活動データ（燃料消費量、製品生
産量等）と GHG 排出量の絶対値の単位から GHG
排出量を推定するための係数。
プロセス又は製品システムの入力又は出力フ
ローを、調査対象の製品システムと 1 つ以上の他の製品システムとの間で分割すること。
算定の結果に関係するパラメータで、算定された量に合理的に当てはめることができる数
値の分散を特徴付けるもの。
モデルの不適格さ、インプットの不確かさ、及びデータの変動性の累積効果によって、ライフサイクルインベントリ分析の結果に生じた不確かさを算定するための系統的な手順。
物理的に制御を受けずに、意図的又は非意図的な GHG の放出によって生じる排出。漏洩排出は、燃料及びその他の化学品の生産、加工、輸送、貯蔵、使用の過程において、結合部、シール、パッキング、ガスケット等から生じることが多い。

ISO 14044:2006, 3.28
ISO 14040:2006

ISO 14067:2018

ISO 14040:2006

ISO 14040:2006
ISO 14040:2006

ISO 14067:2018

ISO 14040:2006, 3.35
2004 GHG protocol(Chapter 6)
ISO14040:2006

ISO 14067:2018

ISO 14040:2006

2004 GHG protocol(Chapters 4,6)

目次
序章 ........................................................................ 1
1.

背景・目的............................................................... 1
1.1.

日本政府の方針と政策................................................. 1

1.2.

JOGMEC の取り組み .................................................... 1

1.3.

LNG 及び水素・アンモニア・合成燃料の GHG 排出量と CI 算定について ...... 21.4.

メタン排出削減について............................................... 2

1.5.

本 GHG・CI ガイドラインの特徴 ......................................... 3

1.6.

初版からの主な改定箇所............................................... 4

1.6.1.

CI 算定の具体的方法の追記（第 2 章 2～4、第 3 章 1） ................ 5

1.6.2.

合成メタン（e-methane）の追加（第 2 章 5.2 参照） .................. 5

1.6.3.

再生可能エネルギー由来の水の電気分解による水素製造の追加（第 2 章

5.4.2 参照） ............................................................... 5
第1章

ガイドラインの対象範囲とデータの取扱 ................................. 7

1.

参照基準・規格類......................................................... 72.

境界の設定............................................................... 8

3.

2.1.

システム境界の考え方................................................. 8

2.2.

対象プロセス・フロー................................................ 10

2.3.

カットオフ基準...................................................... 10

2.4.

配分の考え方........................................................ 11

算定データ.............................................................. 12
3.1.

データ収集.......................................................... 12

3.2.

データの品質........................................................ 12

3.3.

データの不確実性.................................................... 12

3.4.

データの優先度...................................................... 13

第 2 章 対象排出源の GHG 排出量算定方法 ....................................... 15
1.

対象 GHG ................................................................ 152.

GHG 排出源 .............................................................. 16

3.

2.1.

燃焼................................................................ 18

2.2.

フレア及びベント.................................................... 192.3.

漏洩による排出...................................................... 20

2.4.

間接的な排出........................................................ 21

GHG 排出量の算定 ........................................................ 21
3.1.

算定方法の概要...................................................... 213.2.

算定方法............................................................ 22

4.

3.3.

燃焼................................................................ 24

3.4.

フレア及びベント.................................................... 26

3.5.

漏洩................................................................ 29

3.6.

間接排出............................................................ 29

メタン排出管理.......................................................... 30
4.1.

5.

対象製品の製造プロセス及びフロー ........................................ 32
5.1.

天然ガス原料生産プロセス............................................ 32

5.2.

e-methane 製造プロセス .............................................. 32

5.3.

LNG ................................................................ 34

5.4.

水素............................................................... 355

5.4.1.

天然ガスを原料するプロセス ...................................... 35

5.4.2.

再生可能エネルギー由来の水の電気分解プロセス .................... 35

5.5.
6.

メタン排出管理及び計測方法.......................................... 30

アンモニア.......................................................... 36

GHG 排出量の算定方法の選択 .............................................. 37
第3章

対象製品の炭素強度（CI：Carbon Intensity）の算定方法 ............... 422

1.

CI 算定 ................................................................ 422

2.

排出量控除の取り扱い................................................... 488
2.1.

CO2 回収・貯留（CCS） .............................................. 488

2.2.

CO2 回収・有効利用（CCU） .......................................... 488

2.3.

炭素クレジット..................................................... 499

付録： ..................................................................... 50
クリーン水素のしきい値...................................................... 50
e-methane の燃焼時の CO2 カウント案 .......................................... 52
メタン計測技術.............................................................. 53

序章

1. 背景・目的
1.1. 日本政府の方針と政策
我が国は、2050 年までのカーボンニュートラル、すなわち温室効果ガス(greenhouse gas :GHG)の排出を実質ゼロにする方針を表明している。令和 3 年 10 月に閣議決定された「パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略」においては、2030 年度に GHG を 2013 年度比で46％削減することを目指し、さらに、50％の高みに向けて挑戦を続けていく、としている。
この長期戦略の中で、重点的に取り組む横断的施策の一つとして、脱炭素化に向けて幅広い分野で活用が期待される技術として水素・燃料アンモニアや合成燃料産業があげられている。また、水素・燃料アンモニア・合成燃料(e-fuel、e-methane)は、複数の関係府省庁によって令和 3 年 6 月に策定された「2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略」
においても、カーボンニュートラルを目指す上で取り組みが不可欠な 14 の重要分野の一つとされており、これらの政策は関係省庁が一体となって、着実な実施を進めていくとされる。
日本は世界に先駆けて 2017 年に水素基本戦略を策定したが、他の多くの国々も水素を脱炭素化に必要不可欠なエネルギー源と位置付け、2019 年以降欧州諸国、韓国、カナダ、豪州
等各国が水素戦略を策定し、水素推進のための様々な施策が展開されている状況である。また経済産業省は、化石 燃料の中で GHG の排出が最も少ない液化天然ガス (Liquefied
Natural Gas：LNG)を、水素社会に向けたエネルギー・トランジションの鍵となる資源として位置付けており、エネルギー分野でのカーボンニュートラルに向けて重要な役割を果たすとしている。

1.2. JOGMEC の取り組み
このような状況下、JOGMEC は、我が国のエネルギーセキュリティ強化とカーボンニュートラル実現の両立を目指して、2020 年 7 月に「低炭素社会に向けた技術事業戦略」を策定した。CCS（Carbon Capture and Storage：CO2 の回収及び地中貯留）の推進に必要な地下評価技術や地上施設等の技術知見を集約した「CCS 推進グループ」
を設置し、CCS による LNG、水素、アンモニア等の資源の低炭素化を支援する取り組みを推進している。また、2021 年 4
月には「JOGMEC カーボンニュートラル・イニシアティブ」を策定し、CCS のみならず金属、
地熱等、従来部門の枠組みを超えて JOGMEC 全体でカーボンニュートラル事業を強力に推進するべく、組織横断的なカーボンニュートラル推進本部を立上げた。我が国は海外からの資源に対する依存度が高く、国際情勢の変化に対する高い対応力が求められている。近年の再1

生可能エネルギーの導入計画もエネルギーミックスの多様化という視点で重要な取り組みであるのと同時に、既存の化石燃料資源の環境負荷を低減し、安定かつ低廉に調達すること
で、エネルギーの安定供給を確保していくことは我が国のエネルギーセキュリティ上必要不可欠である。JOGMEC はエネルギー安定供給を担う組織として、CCS によって GHG 排出量を低減した LNG 及び水素・アンモニア事業の技術支援を進めており、本ガイドラインの策定もその一環である。

1.3. LNG 及び水素・アンモニア・合成燃料の GHG 排出量と CI 算定について
LNG 及び水素・アンモニア、合成燃料の製造の過程（原料生産、液化、改質等）において排出される GHG 量にも十分に配慮していかねばならない。クリーンな資源を調達するという観点において、GHG 排出量を算定し、同排出量に基づいた炭素強度（CI：Carbon Intensity）
により環境価値を可視化することは、今後の資源開発において一層重要となっていくと考えられる。実際に豪州・米国等では製造時の GHG 排出量を認証する仕組みの検討が進み、欧州ではクリーンな資源の定義づけとして、CI によるしきい値を定める取り組みも進んでいる。他方で、その土台となる GHG 排出量算定においては算定方法の選択によって、排出量の算定値が大きく異なるという課題が国際的に認識されている。既存の国際規格等を援用しても、システム境界の設定の違いや、二次データとなる一般的な排出係数で計算するか、一次データとなる実測や運転データ等に基づく排出係数で計算するかといった計算方法の違いにより、算定値に幅が生じてしまうため、一貫性のある透明性の高い算定方法の模索が進められている。

1.4. メタン排出削減について
COP26（国連気候変動枠組み条約第 26 回締約国会議）にて 100 以上の国と地域が合意した「グローバル・メタン・プレッジ」を代表とするメタン排出管理の取り組みも、資源開発事業において重要な視点である。同枠組みでは世界全体で、2030 年までにメタンを 2020 年
比で 30%削減するとしており、日本も加盟している。メタン削減は気候変動対策にスピーディに貢献するとされ、気候変動に関する政府間パネル（IPCC）第 6 次評価報告書においても、人為的なメタン排出の削減取り組みが急務であることが説明されている。2014 年の国
連気候サミットで、石油ガス産業のメタン対策に係る自主的枠組みとして設立された OGMP(The Oil and Gas Methane Partnership）は、 国連環境計画（United Nations Environment
Programme：UNEP）が主導し、現在は 68 社の欧州・中東・米国・中国等の事業者がパートナ
ー企業となり、メタン排出管理の報告精度と透明性を向上させる新たな報告フレームワー
クを検討している（OGMP 2.0）
。気候変動問題の顕在化に伴い急速に国際議論の俎上にあがってきたテーマであり、今やメタン排出管理は看過できない対応事項として、メタン排出の2

管理方法やモニタリング方法の導入検討が活発に議論されている。

1.5. 本 GHG・CI ガイドラインの特徴
JOGMEC はこうした社会情勢を捉え、我が国事業者の LNG 及び水素・アンモニア・合成燃料事業の推進支援のため、GHG 排出量算定に関連する既存の複数の国際規格等を比較検証し、事業者の操業に影響の少ない GHG 排出量及び CI 算定を行うための作業推奨指針を策定した。
本ガイドラインは既存の国際規格等に調和したものであり、独自の算定方法を新たに定めるものではないが、以下の特徴がある。
1) システム境界等の諸条件を明確かつ適切に設定し、透明性や他ガイドラインや規格との比較可能性を高めている。
2)算定結果への影響が大きい主要な GHG 排出源や GHG の種類については、事業の実態を反映した GHG 排出量を算定するために、一次データ（実測、運転データ、事業固有の排出係数等）の使用を推奨している。
3)メタンを含んだ透明性の高い GHG 排出量・CI 算定方法であり、エネルギー資源の環境
価値を正しく反映することができる。
以上により、各国・地域における水素・アンモニア等の原産地証明(GO：Guarantee ofOrigin)や認証の仕組みとも連携が可能になるものと期待する。なお、本ガイドラインは、
JOGMEC が支援する共同スタディや技術開発・実証案件において本ガイドラインの適用検証を進め、実操業への影響を最小化しつつ、国際的に求められる水準を満たした算定方法として、継続的な見直しを行っていく。なお、JOGMEC の出資・債務保証事業の採択審査を行うために必要な審査項目または審査基準を示すものではないが、審査にあたっては、本ガイド
ラインを参照することを考慮する。
なお、本ガイドラインの策定にあたっては、外部有識者による検討会及び公表した案に対する意見募集を実施した。外部有識者による検討会は、2021 年 11 月から 12 月にかけて 2回開催し、エネルギー開発事業者、エンジニアリング企業、コンサルティング企業の専門家
からご意見、コメントをいただいた。そして、2022 年１月 24 日に本ガイドラインの案をJOGMEC ホームページにて公表し、広くご意見を募った（意見募集期間

2022 年１月 24 日

～2 月 18 日）。頂いた内容としてはブルー、グリーン等の製品の「色」の定義づけ及びしきい値に関する事項、CCS 以外に様々な化学製品に転換する場合の CO2 の利用方法事項、炭化水素源を天然ガス以外に求める等の原料の由来に関する事項等が主な内容であった。ご協
力、ご意見を頂いた皆様に厚く御礼を申し上げるとともに、コメントを尊重し今後の議論や改訂に繋げていく所存である。

3

本ガイドラインは、LNG 及び水素・アンモニア、合成燃料製造に伴う GHG 排出量及び CIを算定するための指針である。
本ガイドラインの利用者は、GHG 排出量算定のための関連基準・規格も参照しながら、原料生産（Well）から LNG 及び水素・アンモニアの製品製造施設の出荷地点（Gate）に至るま
での各対象プロセスの GHG 排出量を算定する（但し、原料の探鉱は本ガイドラインでは算定の対象外とする。第 1 章 2.1「システム境界の考え方」参照）。その際には、各事業の実態を反映した算定を行うために、主要排出源において一次データを用い、定量化することが期待される。また、具体的な個別事業の算定に当たっては、当該事業の製造プロセス・フローに基づいた個別の算定計画を別途策定するものとなる。本ガイドラインの利用者が CI 算定・報告・公表を行うために、想定される実施ステップは以下の通り。
＜本ガイドラインで想定する CI 算定・報告・公表の実施ステップ＞⚫

Step1：対象製品の各ライフサイクルステージにおけるプロセスやフローを特定⚫

Step2：対象プロセスやフローにおける GHG 排出量の算定及び算定のためのデータの整備⚫

Step3：共製品を特定し、GHG 排出量の配分方法を決定⚫

Step4：対象製品の GHG 排出量の算定方法等の策定⚫

Step5：上記の算定方法等に基づいて対象製品の CFP を算定⚫

Step6：対象製品の CI を算定し、報告書を作成⚫

Step7：（必要に応じて第三者検証を受けた後に）CI を報告・公表

注）本ガイドラインでは、初版で Step1～Step3、Step6 における考え方の整理を実施した。第 2 版では Step4、5 の拡充を図った。
本ガイドラインでは、「第 1 章ガイドラインの対象範囲及びデータの取扱」において、

Step1～Step3 に取り組むために必要なシステム境界、カットオフ基準、配分方法、データ品質の考え方について述べている。
「第 2 章 対象排出源の GHG 排出量算定方法」において
は、Step2 に取り組むために必要となる GHG 排出量の算定方法について述べている。また、本ガイドラインの対象製品（LNG 及び水素・アンモニア・合成燃料）の製造プロセス例についても示している。
「第 3 章 対象製品の炭素強度（CI：Carbon Intensity）の算定方法」
においては、Step6 に取り組むために必要となる製品 CI の算定方法を示し、CI 算定における GHG 排出量控除の考え方について言及している。

1.6. 初版からの主な改定箇所
JOGMEC は、水素・アンモニア・合成燃料の製造・貯蔵及び CCS に対するリスクマネー支援
業務並びに洋上風力発電のための地質構造調査業務等が追加され、従来業務に加え機能が4

強化されるとともに、組織の正式名称が「独立行政法人 エネルギー・金属鉱物資源機構」に変更となった。
機能強化及び JOGMEC の技術検証事業を踏まえて、以下概要を第 2 版で追記した。

1.6.1. CI 算定の具体的方法の追記（第 2 章 2～4、第 3 章 1 参照）
データの品質を高めるためには、利用可能な一次データを優先的に使用することが求められる。JOGMEC は調査事業や文献調査を通じて、LNG・アンモニアプラントで GHG 排出量の大半を占める主要排出源を特定し、第 2 章に記載した。また第 3 章では CI 算定例を留意点と共に記載した。
1.6.2. 合成メタン（e-methane）の追加（第 2 章 5.2 参照）
e-methane は、回収された CO2 と水素で合成されたメタンであり、エネルギーの形態として利用する合成燃料のひとつである。特徴としては、LNG・天然ガスの既存インフラである都市ガス導管や LNG 運搬船等を有効活用することが期待されている。パイロット設備での実証実験も行われ、更なる設備大型化・効率化に向けての技術開発が進んでおり、海外での事
業化検討も開始されている。IPCC 第 6 次レポート(AR6)においても、Power to fuels に関する記載があり、回収された CO2 と水素で合成されたメタンが既存のガスシステムと親和性が高いとされたところである。
一方、e-methane 普及のためには、安価な水素・CO2 の調達、原料となる CO2 の排出量や消費段階での CO2 排出量に関して、各主体のインベントリへの計上に関する制度・ルール整備が課題である。
本ガイドラインでは、e-methane の製造段階及び、e-methane と天然ガスを混合し液化する段階の CI 算定を記載した（第 3 章 1 参照）。海外で生産された e-methane は、既存インフラを活用して LNG の形で海外から輸入され、また導入時においては、e-methane と天然ガスが混合されて製造されることが想定される。

1.6.3. 水の電気分解による水素製造の追加（第 2 章 5.4.2 参照）
昨今のクリーン水素製造の議論を背景に、天然ガスを原料とするプロセスに加えて、水の電気分解プロセスによる水素製造を加えた。本ガイドラインの GHG 排出量算定の考え方はIPHE(International Partnership for Hydrogen Economy: 水素経済のための国際パートナーシップ)に準拠している。

5

本ガイドライン第 2 版策定に際して、JOGMEC 委託事業 2022 年度「LNG・水素・アンモニア事業における国際的な手法と調和した GHG 排出量算定の MRV 手法及び CI 算定手法の技術検討・策定 にかかる委託調査業務」を通して日揮グローバル株式会社にご尽力頂いた。
この場で御礼申し上げる。
6

第1章

ガイドラインの対象範囲とデータの取扱

本ガイドラインは、対象製品（LNG、e-methane 及び水素・アンモニア）の GHG 排出量について新しい算定方法を提供するものではなく、国際的な議論に基づく既存の基準や規格類の GHG 排出量算定方法に適合した手段を提供するものである。本章では、対象とするシス
テム境界や対象システム・フローの考え方、算定結果報告の位置付け等について整理することで、本ガイドラインの対象範囲を示す。

1. 参照基準・規格類
本ガイドラインが対象とするのは製品の GHG 排出量、CFP 及び CI の算定である。この分
野で一般的に代表される基準や規格は以下のとおりであり、これらの基準・規格類を参照した。
＜LCA 評価、GHG 排出量の算定及び CFP 算定の基準・規格類＞⚫

ISO 14040：2006 環境管理・ライフサイクルアセスメントの原則と枠組み（Environmental Management Life Cycle Assessment Principles and Framework）⚫

ISO 14044：2006 環境管理ライフサイクルアセスメントの要求事項及び指針（Environmental Management Life Cycle Assessment Requirements andGuidelines）⚫

ISO 14067：2018 温室効果ガス-製品のカーボンフットプリント-算定のための要求事
項及び指針（Greenhouse gases - Carbon footprint of products - Requirements andguidelines for quantification）⚫

PAS 2050：2011

製品・サービスのライフサイクル GHG 排出量の評価のための仕様（Specification for the assessment of the life cycle greenhouse gas
emissions of goods and services）⚫

GHG Protocol 製品ライフサイクル算定報告基準（2011 年）（Product Life Cycle Accounting and Reporting Standard）⚫

環境省, “令和 3 年度 再生可能エネルギー等の温室効果ガス削減効果に関する LCA ガ
イドライン”（2021 年）
また、本ガイドラインでは、石油・ガスセクターの製品を対象としていることから、当該業界における GHG 排出量の算定方法として標準的に用いられる以下の規格を参照した。

7

＜石油・天然ガスセクターの GHG 排出量算定の基準・規格類＞⚫

API Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the oil andnatural gas industry (November 2021)
なお、LNG 及び水素製品については、近年、そのライフサイクルでの GHG 排出量に注目が集まっており、以下に示すガイドラインを参照した。
＜LNG 及び水素の CFP 算定の基準・規格類＞⚫

GIIGNL (International Group of Liquified Natural Gas Importers), “MRV and GHG
Neutral LNG Framework” (Version 1.0, November 2021)⚫

IPHE (International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy),
Production Analysis Task Force, “Working Paper -Methodology for Determining
the Greenhouse Gas Emissions Associated With the Production of Hydrogen “(Version1, October 2021)⚫

環境省, “水素サプライチェーンにおける温室効果ガス削減効果に関する LCA ガイド
ライン Ver. 2.1”（2020 年）

方法

図 1：参照した基準・規格類の関係性

2. 境界の設定
2.1. システム境界の考え方
本ガイドラインでは、原料生産から製品製造施設の出荷地点（Well to Gate）の各プロセ
スでの GHG 排出量の算定を可能とするシステム境界を設定する。製品製造施設の出荷地点（Gate）以降のインフラ（例：貯蔵・輸送、供給）や消費地での利用に関するプロセスは本
ガイドラインでは対象外とする。
8図 2：対象とする製品システム境界とプロセス

主要な排出プロセスとして、図 2 で示した Well to Gate の範囲に含まれる原料生産、原料輸送、製品製造を対象とする。対象とする各プロセスについて、プロセスごとのエネルギ
ーや投入物の消費量、廃棄物や大気等への排出物の排出量を明らかにする。収集したインプットとアウトプットのデータの総量を比較し、両データの妥当性を確認するためにデータを収集する必要がある。具体的な収集データは以下の項目が該当する。
⚫

対象プロセスにおいて供給されるエネルギー、及びその他投入物⚫

対象プロセスにおけるすべての共製品⚫

対象プロセスにおける廃棄物・直接的な大気放出物
天然ガスの CO2 算定における除外については、以下の様に規定している。
・探鉱時の GHG 排出量は、Well to Gate の範囲において、一時的な排出であり、かつ少量排出源であることから、原則算定の対象外とする。
・「原料生産」、「原料輸送」、「製品製造」のそれぞれの各プロセスで使用される資本財（例：生産設備）の製造・建設・廃棄に伴う排出は、対象プロセスからの数十年間に及ぶ GHG 排出と比較して少量排出源と考えられることから、算定の対象外とする。一方、資本財由来の排出が極大になっていないかを確認することも推奨する。今後、国際的な議論も踏まえて、資本財の製造・建設・廃棄に伴う排出の取扱を変更する可能性はある。

9

2.2. 対象プロセス・フロー
本ガイドラインでは、LNG、e-methane 及び水素・アンモニアを対象製品としており、算定対象は以下に示すプロセス・フローとする。
表 1：対象プロセス・フロー
プロセス

ステージ

（製品共通）
原料生産（製品共通）
輸送

フロー

原料
燃料
電力
共製品
廃棄物
大気放出物
原料
燃料
電力
共製品
大気放出物

分離・精製
圧縮

パイプライン
船舶（海上）

製品製造
（LNG）

ガス受入
分離
酸性ガス除去脱水・脱水銀液化
窒素・ヘリウム除去
敷地内貯蔵
CCS(注 1)

原料
燃料
電力
共製品
廃棄物
大気放出物

製品製造
（水素）

脱硫
改質
CO シフト
水素精製
敷地内貯蔵
CCS(注 1)

原料
燃料
電力
共製品
廃棄物
大気放出物

脱硫
改質
CO シフト
合成
製品製造
精製（アンモニア）
圧縮
分離
敷地内貯蔵
CCS(注 1)
(注１)CCS は CCS ガイドラインに沿って算定される

原料
燃料
電力
共製品
廃棄物
大気放出物

2.3. カットオフ基準
カットオフ基準とは、GHG 排出量の算定において計上しない GHG 排出プロセス、又は物質
やエネルギーのフロー量に関する基準である。本ガイドラインにおける GHG 排出量の算定では、対象とする製品製造に起因するすべてのプロセスとフローを含めるように努力しな
10

ければならず、原則カットオフを行わず、代替データ等を用いて算定することが望ましい。
ただし、個別の物質やエネルギーの流れについて、特定のプロセスやフローにおいて計上する必要がないことが判明した場合、これらを除外することができる。このように部分的にシステム境界内のプロセスを除外する場合は、当該プロセスを特定し、その理由を報告する必要がある。
カットオフ可否の基準としては、本ガイドラインが対象とする製品システム境界内全体の GHG 総排出量に対して 1％未満となるプロセスやフロー及び排出源については、カットオ
フすることができる。また、カットオフされた排出量の合計は GHG 総排出量の 5％未満となることを確認する。

2.4. 配分の考え方
対象とする事業において、複数の製品が製造される場合には、CFP の算定対象とする製品と共製品（同一の製品システムから生産される製品）の間で、GHG 排出量の配分方法を決定する必要がある。
本ガイドラインでの GHG 排出量の算定では、製品システムと共製品の配分を検討する前に、ISO 14044 に準じて、対象プロセスの細分化やシステム境界の拡張を検討する必要がある。
対象プロセスの細分化では、2 種類の製品が 1 つの工程から生産される場合、各インベン
トリデータを詳細に把握することで、プロセスやフローを分割し配分を避けることができる。
システム境界の拡張では、共製品は市場流通する他製品の代替品と見做すことで、その代替品と同じ環境負荷を配分する。具体的な算定方法としては、共製品を他の代替可能な製品と比較し、「代替製品の環境負荷（例：製造エネルギーX[MJ]）」を「調査対象の製品システ
ムの環境負荷」から控除する。
例えば、LNG を生産する場合は、随伴して LPG が生産される。LNG 生産に係る環境負荷か
ら、一般的な LPG 生産に係る環境負荷を控除することにより、製品 LNG の環境負荷を算定する。
対象プロセスの細分化やシステム境界の拡張を検討した上で、配分を行うことが避けられない場合には、適切な配分方法を適用してその方法について説明する必要がある。
また、エネルギーによる配分の他、重量等での配分も可能である。

11

3.

算定データ

3.1. データ収集
本ガイドラインで対象とする製品システム境界内の各プロセスについて、プロセス別でのインプット情報（エネルギーや投入物の消費量）やアウトプット情報（廃棄物や大気放出物）について、データの収集を行う必要がある。また、算定された GHG 排出量が代表的なものとなるような時間的境界を設定して経年及び経年内の変動を考慮し、必要な特定の期間をカバーする必要がある。（第 3 章 1.CI 算定参照）
GHG 排出量の算定において、算定実施者が入手できるデータは可能な限りすべて活用する必要がある。例えば、算定実施者が製品製造事業者である場合、原料を提供する資源開発事
業者及び原料供給事業者に対して、原料あたりの GHG 排出量に関するデータの開示・共有を求めることが望ましい。一方で、資源開発事業者及び原料供給事業者からのデータ開示・共有が困難な場合には、データ品質に留意して他文献やデータベースを活用することも可能である。この場合、排出実態よりも過小とならないようなデータ条件になるように留意し、その説明をすることが望ましい。
3.2. データの品質
GHG 排出量の算定に当たっては、入手可能な最良な品質のデータを使用することにより、バイアスと不確実性を低減させる必要がある。特に、算定する GHG 排出量の値に大きな影響を与えるプロセスについては、収集するデータの品質を高めるように配慮すること。
なお、データの品質を特徴付ける要件は、ISO 14044 の以下の該当箇所に記載の項目を確認することを推奨する。
［該当箇所：ISO 14044:2006, 4.2.3.6］
3.3. データの不確実性
不確実性の高いデータを利用することは、本ガイドラインの全体的な品質に悪影響を与える可能性がある。原則的に不確実性分析は、算定された数値に対する定量的な評価と、不確実性の原因に対する定性的な評価により実施される。不確実性は、算定要因（使用した排出係数や、測定方法と発生源の分散等）、共製品の配分方法、活動量データが使用できない際に使用されるモデル内に固有する不確実性等が考えられる。
以下の表 2 にて不確実性評価の例を示す。
表 2:不確実性考察の方法
方法
定性的な考察内容
不確実性の原因を列挙し、論じる
想定的な議論を行う
12

検討の精度
低い

主観的なデータ品質評価

既に排出係数等に割り当てられた不確実性低いを基に行う評価
DARS （ Data

Attribute

Rating System）

米国 EPA が開発したシステムであり、排出中程度

係数と活動量から求められる排出量の信頼度を算定することができる

専門家による解析専門家による平均値・標準偏差等の統計的中程度な解析を行う直接的シミュレーション

モンテカルロ法等の統計的解析を用いて排解析

出量の不確実性評価を行う

高い(IPIECA 等の情報を基に JOGMEC が作成。)
なお、OGMP2.0 等で示されている衛星やドローン等を用いたサイトレベルでの排出量測定においても不確実性評価を行うことを推奨する。
3.4. データの優先度
データ品質を高めるために、GHG 排出量算定値に大きな影響を与えるプロセスや実施者が所有する設備に係るデータについては、各該当設備のプロセス設計値及び実測値等の一次データを収集する必要がある。主要排出源は一次データを入手することを推奨するが、そのよ う な 一次 デ ータ の 収 集が 困 難な 場 合に は 、 GIIGNL, “MRV and GHG Neutral LNG
Framework”- D:Caluculate the GHG Footprint における検討を基に以下に示すデータの優先順位に従って、データの収集方法を推奨する。
＜データ収集の優先順位＞⚫

一次データ（直接）：算定対象事業より取得される運転及び実測データ。具体的には、メーターによる流量測定、ガス燃料サンプリング、製品の流量測定等。

⚫

一次データ（間接）：算定対象事業より取得される機器固有のデータや、設計データ等
から工学的な仮定、特定プロセスに基づいてモデル化された気体燃料の組成等。標準化された漏洩率は、一次の直接ガス組成に基づき修正された場合、間接的な一次データとなる。

⚫

二次データ（直接）：製品のプロセスや特定地域に基づくデファクト値。一次データを入力できる LCA モデルによる算定値も含む。

⚫

二次データ（間接）：製品の特性や供給源とは関係のないステージの排出係数や、一次データを入力できない LCA モデルによる算定値。小規模排出源からの排出量を算定するためには実用的であるが、一方で、固有でない二次データを多用することは可能な限
りさけることを推奨する。

13

また、上記のデータ分類に基づいて、GHG 排出量の算定値における一次データの使用割合（排出量基準）について報告することが望ましい。
なお、対象事業が開始される前の段階で求められる CFP 調査については、事業計画段階での製造プロセスを想定して排出源を特定し、排出量を算定することが期待される。このときには、二次データの使用割合が高くなることが想定される（第 3 章 1 表 10 参照）が、事業実施時に一次データの収集を行う計画の排出源やプロセス・フローを併せて報告することが望ましい。また、事業実施時に事業実施前に決定した境界や算定方法を精査し、変更することは可能である。

14

第 2 章 対象排出源の GHG 排出量算定方法
本章では、本ガイドラインで対象とする製品の、排出源における GHG 排出量の算定方法について示す。

1. 対象 GHG
本ガイドラインの対象製品のライフサイクルにおける排出源は、燃焼、フレアリング、ベント、漏洩が主要排出源であり、主な GHG は CO2、メタン、一酸化二窒素である。一方で、冷媒漏洩対策等も重要な地球温暖化対策であるため、基本的には以下の 7 ガスを対象とする。
⚫

二酸化炭素（CO2）⚫

メタン（CH4）⚫

一酸化二窒素（N2O）⚫

ハイドロフルオロカーボン類（HFC）⚫

パーフルオロカーボン類（PFC）⚫

六フッ化硫黄（SF6）⚫

三フッ化窒素（NF3）

CFP 算定時での整合性を確保するため、本ガイドラインでは上記ガスについて、排出量の値と併せ温暖化係数（GWP）による換算を行う。GWP としては、現在 GHG プロトコル・イニ
シアティブで用いられており、今後パリ協定に基づく報告でも用いられる IPCC 第 5 次評価
報告書における GWP（100 年値）を用いることとする。

表 3：代表的な GHG の温暖化係数（GWP）
GHG 種類GWP（100 年値）

二酸化炭素（CO2）1

メタン（CH4）28

一酸化二窒素（N2O）265

HFC-32

677

HFC134a1,300

PFC-146,630
15

六フッ化硫黄(SF6)23,500三フッ化窒素（NF3）

16,100出所）IPCC, 2013: Climate Change 2013: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to theFifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Stocker, T.F., D. Qin, G.-K.
Plattner, M. Tignor, S.K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex and P.M. Midgley (eds.)]. Cambridge
University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 1535 pp. (Appendix 8.A)なおメタンは GHG
プロトコル及び COP 決議（Decision -/CMA.3 Guidance operationalizing the modalities, procedures and guidelines
for the enhanced transparency framework referred to in Article 13 of the Paris Agreement ）と整合のため、通常用いられている 28（methane）としている。

本ガイドラインにおける対象ガスの GHG 排出量については、対象ガス量（単位：ton-gas/
年）及び CO2 換算値（単位：tonCO2e/年）の双方を報告する。また、本ガイドラインにおける CFP 算定では、以下の算定式に従って、CO2 換算値を用いて算定する。

対象ガスの GHG 排出量[tonCO2e] ＝ 対象 GHG ガス量 [ton] × GWP100

2. GHG 排出源
以下の表 4 にプラントから排出される GHG の種類及びその主要排出源について示す。
表 4：排出源種類別の代表排出源
排出源分類

主要排出源

定置燃焼

ボイラ、ヒーター、加熱炉、内燃機関（据え置き型機器等）（例：ガスタービンや非常用発電機）

直接排出
燃焼

等
移動燃焼

船舶、トラック等の車両等（輸送機器等）
フレア及びベンフレア

フレアシステム、分離・回収工程等

ト

プロセスベント

タンクベントや酸性ガス除去装置等

その他のフレア・ベント

サンプリング、製品出荷、安全弁や脱（定期メンテナンスや非定常

圧バルブ等

の活動）
漏洩

原料輸送や製品製造プロセス

バルブ、フランジ、コンプレッサーシ
ール等の設置部や機械的漏洩等

非製品製造プロセスからの漏
洩
間接排出
16

空調や消火システム等

システム境界外

電気、熱・蒸気の製造に伴うからの供給エネ

排出

主に定置燃焼及び輸送に伴う漏洩

ルギー
北米及び東南アジアの LNG プラントやアンモニア製造プラントと、その上流ガス処理プ
ラントを含んだバリューチェーン(Well to Gate)において、下記の排出源が GHG 排出量全体の 8 割を占めており、主要排出源と考えられる。括弧内ユニット名称は図 3 中項目を参照する。
・天然ガス原料生産プラント（Transmission / Processing / G&B1 / Production）⚫

コンプレッサーからのベントや、その駆動機からの排出ガス⚫

酸性ガス除去ユニットからの大気ベントガス⚫

上流ガスプラントのフレアスタックからの燃焼排出ガス

・LNG プラント（Liquefaction）⚫

冷媒コンプレッサー駆動機及び発電用内燃機関からの排出ガス⚫

酸性ガス除去ユニットからの大気ベントガス

・アンモニアプラント⚫

酸性ガス除去ユニットからの大気ベントガス⚫

一次改質反応器からの排出ガス⚫

ボイラからの排出ガス⚫

発電用内燃機関からの排出ガス

上流ガス処理プラントから LNG プラントまでの主要排出源を示すシェニエール社の論文にも、図 3 のとおり、上記の排出源が記載されている。同論文は、LNG 事業者であるシェニエール社が学術団体と連携して LCA 評価を行ったものとなっている。

1

油・ガス田においては生産井から生産された油・ガスを集めて、水、塩分、酸性ガスなどを分離、除去するための処理施設、原油、コンデンセート、ガスなどの生産量を決めるための計
量施設、生産物を貯蔵または送り出すための昇圧設備等。

17

図 3. LNG プラントにおける GHG 排出量の分布
出所）Selina A. Roman-White, James A. Littlefield, Kaitlyn G. Fleury, David T. Allen, Paul

Balcombe, Katherine E. Konschnik, Jackson Ewing, Gregory B. Ross, and Fiji George, LNG Supply
Chains: A Supplier-Specific Life-Cycle Assessment for Improved Emission Accounting, ACS
Sustainable Chemistry & Engineering 2021 9 (32), 10857-10867, Supporting Information, Figure
S16.

2.1. 燃焼(1) 定置燃焼
据え置き型機器等での固定装置における燃料の燃焼によるもの。
主な GHG：⚫

CO2、メタン、一酸化二窒素

主な排出源：⚫

燃焼機器からの排出は主として加熱機器類からの排出（加熱炉、ボイラ等）、ガスタ
18

ービン、非常用発電機等の内燃機関の排出ガス。
⚫

メタン、一酸化二窒素は、燃焼機器からの排出ガスに微量含まれる。

(2) 移動燃焼輸送装置における燃料の燃焼によるもの。
主な GHG：⚫

CO2、メタン、一酸化二窒素

主な排出源：⚫

原料輸送時に使用する輸送モード（船舶、車両等）における燃焼機器の排出ガス。

2.2. フレア及びベント(1) フレア
フレアは、プラントの運転に伴い機器あるいはシステムからフレアシステムに送られたガスが燃焼されて大気に放出されるもの。
主な GHG：⚫

CO2、メタン、一酸化二窒素

主な排出源：⚫

フレアシステムに流入する主なガスは、上流事業ではガスをパイプラインに送る前の分離・精製工程で発生するオフガス等。

⚫

LNG、水素、アンモニア製造では主にプラントの運転変動に伴い発生する余剰ガス。

(2) プロセスベント
プロセスベントは、プロセスプラントの運転により、機器あるいはシステムから放出されるガス。本ガイドラインでは、フレアシステムに送られず、大気に直接放出されるものとする。
主な GHG：⚫

メタンと CO2

主な排出源：⚫

タンクベントや酸性ガス除去ユニットベントのように機器あるいはシステムから直19接大気に放出されるものがある。
(3) その他のフレア・ベント
事業における定期メンテナンスや非定常の活動によるもの。
主な GHG：⚫

メタンと CO2

主な排出源：⚫

メンテナンス時の配管内の脱圧やブローダウン、コンプレッサー等の機器の起動停止に伴う GHG 排出や、タンクや配管内の圧力が上昇した際に、安全弁や脱圧弁等から放出される GHG も存在する。

⚫

原料生産では、設備が遠隔地にあることから自前の計装空気設備や電気設備を持たず、自ガスを駆動源としている制御弁やケミカル供給ポンプから放出されるガス等がある。

2.3. 漏洩による排出(1) 原料輸送や製品製造プロセス
主な GHG：⚫

メタンと CO2

主な排出源：⚫

バルブのボンネットフランジや配管接合部のフランジ等の配管部材。

⚫

LNG・水素・アンモニアプラントへ原料ガスを送る際のガスパイプラインにおいてもバ
ルブ、フランジ等からの漏洩が多くみられる。

(2) 設備部材の漏洩
主な GHG：⚫

フロン類等

主な排出源：⚫

プラント内に存在する空調や冷凍プロセス、消火システム等に用いられるハイドロフ
ルオロカーボン類やパーフルオロカーボン類⚫

電力回路の開閉を行う開閉装置（スイッチギア）内部の絶縁ガスとして用いられる六フ
20

ッ化硫黄
2.4. 間接的な排出対象とするプラントにおいて外部から供給される電気、熱・蒸気の使用に伴い排出されたGHG である。

3. GHG 排出量の算定
3.1. 算定方法の概要
GHG 排出量の算定方法について、多くの基準・規格では、排出量を直接計測するのではな
く、製品の生産量等の活動量に対して一般的な排出係数を乗じる、二次データを用いた方法が採用されている。二次データを用いる方法は、簡便な算定方法であるが、実際のプラントの運転状況に対して算定値が異なる場合があり、事業の実態に沿った GHG 排出量が算定されない懸念がある。
実際の運転データ等の一次データから排出量を算定するエンジニアリング計算は、排出係数を用いる方法に比べてより正確な値を算定することが可能である。
また、事業の実態を最も反映している方法として、実際に GHG 排出量や GHG 濃度を測定することによって得られる一次データに基づいた排出量の算定を一部排出源や GHG に適用することで、正確な事業の GHG 排出量の算定となる。第 2 章 3.2 の算定方法の中で、一次データに基づく排出係数算定の例を示す。
特に、メタンは未特定・未算定にもかかわらず排出される場合があり、その GWP の大きさにもかかわらず、一般的な排出係数を用いる計算では精度の高い排出量を求めることが難しいとされている。そのため、欧州・米国が主導する OGMP（Oil and Gas Methane Partnership）
等の取組みにおいては、メタン排出量の算定に関して、排出源毎に排出量を報告し一部実測を含める形やサイトでの計測が求められている。
一般的に GHG 排出量の算定方法としては以下のような方法がある。
表 5： GHG 種類別の算定方法及びその特徴
データによる
方法の分類

算定方法


一次データを用いる方法

事業固有の排出係数を用いた計算メタン
一酸化二窒素CO2CO2 排出量は、機器の種類よりも燃料の種類に依存する製造業者が推奨する排出係数値は、燃焼機器の種類、空燃比、燃料種に基づいている21



排出量は機器の特性に強く依存する
運転データを用いたエンジニアリング計
算

実測データからの排出係数と運転データ
等の活動量で計算

実測データを用いた
排出量算定（すべての対象排出源において、すべての期間の実測）

算定精度はエンジニア
リング計算との差異が少ないと考えられる

算定精度はエンジニア
リング計算との差異が少ないと考えられる製品製造プラントにおける膨大な数の排出源を考慮すると、一般的に実用的ではない


二次データを用いる方法

一般的な排出係数を用いた計算

多くの排出源に適用することができるが、採用される方法や仮定に依存する
詳細なデータが必要な
場合もある



各種燃料の平均的な炭素含有量に基づいている
燃料の組成は燃料種により決定出所）API, 2021: Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for
USA, 138 pp. (Table 4-1)を一部改変



詳細なデータが必要な場合もある

実態に即した排出係数を算定できる



算定精度は高いが、多大なコストと時間を要する

排出量は機器の種類に依存する
不確実性は、全体の排出量算定への寄与が低い

the Oil and Natural Gas Industry,

ここで、一次データである実測データと運転データの例を以下に示す。
⚫

実測データの例：漏洩メタン濃度、メタン漏洩量、排出ガス組成⚫

運転データの例：原料投入量、燃料消費量
本ガイドラインに基づく GHG 排出量算定では、
主要排出源には一次データを用いて GHG 排出量を算定する方法を推奨する。
3.2. 算定方法
本ガイドラインは、直接排出、間接排出の両者に対して、以下の算定式により GHG 排出量を算定するものとする。

GHG 排出量[tonCO2e]＝活動量データ×GHG 排出係数×算定係数×GWP⚫

活動量データ：一定期間の量を表す取引データ。一次データが望ましいが、推定値を用いることも可能である。

⚫

GHG 排出係数：活動単位あたりの GHG 排出量データ。排出係数は、実測された一次デー
22

タ（ガス組成分析等）に基づいた値、もしくは対象の燃料や機器の種類に固有する既定値がある。
⚫

算定係数：GHG の算定に用いる追加的な要素。例えば、単位変換、既定の排出係数や組成の調整、選択した排出係数と同じ基準での発熱量がある。

⚫

GWP:第 2 章 1.対象 GHG 参照。
また、データの入手状況に合わせて、GHG 排出係数の設定方法は以下のようなアプローチがある。

＜オプション A：対象の燃料や機器に固有する排出係数＞

GHG 排出係数＝単位発熱量（LHV）×単位発熱量当たりの排出係数※固有値は、燃料供給サプライヤー、国家インベントリ、IPCC ガイドライン等より引用＜オプション B：炭素重量比の実測に基づく排出係数＞

GHG 排出係数＝炭素重量比×44/12 もしくは、炭素重量比×密度×44/12（※消費量が体積基準の場合：排出係数＝炭素重量比×密度×44/12）＜オプション C：実測データからの排出係数＞

GHG 排出係数＝実測に基づく排出係数

以下に、オプション C: 実測データからの排出係数を用いて、実測データからの排出係数と運転データ等の活動量による計算の例を示す。
排出量算定にあたっては、一般的な排出係数を用いて算定することは可能であるが、これらの排出係数は一般的な排出状況を勘案して設定されたものであるため、各機器や配管部
材の排出実態を反映したものとはならない場合がある。
一次データに基づいた算定を行う場合、実測データと運転データから排出係数を算定する方法がある。排出係数は以下の手順で算定できる。
①

代表的な運転状態における実測データと運転データの収集②

実測データの例：サンプリング等で求めることのできる GHG 濃度、排出ガス量、GHG 漏
洩量③

運転データの例：原料投入量、燃料消費量④

実測データ、運転データの解析⑤

実測データに基づく排出係数及び排出量の算定
燃焼機器における排出係数算定の手順を以下に示す。
23

図 4：燃焼機器における排出係数算定の手順(注 1) CO2 や一酸化二窒素についてもメタンと同様に、排出ガス組成分析によって求めることができる。

3.3. 燃焼(1) 定置燃焼（据え置き型機器等）
ガスタービンや加熱機器類のような燃焼機器では、燃料は燃焼空気と十分混合し、燃料中の炭素 C はほぼすべて酸化されて CO2 になる。これにより CO2 排出量は、燃焼機器タイプによらず燃料中の炭素が CO2 になるとして運転データを用いて算定する。
一方、メタン及び一酸化二窒素排出量は燃焼装置タイプや燃焼条件により変わるものであるため、排出係数を使用して算定する。メタン及び一酸化二窒素の排出係数については、運転データ、排出ガスの実測データ等の一次データから算定される排出係数を使用することを基本とする。また、e-methane を燃焼した場合は、第 2 章 5.2.1「e-methane 製造時の GHG
排出量」を考慮した適切な排出係数を用いる。上記が適切でない場合には、製造事業者が設定する排出係数を用いること、または、二次データである既存の排出係数を用いることを考慮する。
以下に、定置燃焼機器において、一次データから排出量を算定する方法として、CO2 は運転データを用いたエンジニアリング計算、メタンと一酸化二窒素を事業固有の排出係数を用いた計算と具体的な事例を以下に示す。
排出量の計算は API Compendium の方法を用いることを推奨する。

例として 800 mmscf/year の天然ガスを燃料として燃焼する加熱機器の場合における CO2、
メタン、一酸化二窒素の排出量計算を示す。

24

ここではサンプリングにより得られた燃料である天然ガスの組成データ、計器により計量された燃料消費量データ等の一次データ、メタン及び一酸化二窒素の加熱機器固有の排出係数を用いて算定する方法を示す。
表 6 天然ガスの組成と熱量
組成

モル分率

分子量

重量分率

Mole%

MW

Wt%

二酸化炭素(CO2)

0.8

44

2.1

メタン(CH4)

95.3

16

90.6

エタン(C2H6)

1.7

30

3.0

プロパン(C3H8)

0.5

44

1.3

ブタン(C4H10)

0.1

58

0.3

窒素(N2)

1.6

28

2.7

合計

100

16.84

100

天然ガス単位重量あたりの炭素割合を計算する。
メタンの炭素割合は以下で計算される。
𝑊𝑡%𝐶CH4 =

12 (

kg C
kgmole C⁄kgmole C) × 1 (⁄kgmol CH4 )× 100 =
kg CH416 (⁄kgmole CH4 )75%

同様に CO2、エタン、プロパン、ブタンについても炭素割合を計算すると以下が得られる。

Wt%CCO2 = 27%, Wt%CC2H6 = 80%, Wt%CC3H8 = 82%, Wt%CC4H10 = 83%
天然ガス全体の炭素割合は各組成の炭素割合を用いて以下で計算される。
1

𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑠

𝑊𝑡%𝐶Mixture = 100 × ∑𝑖=1

(𝑊𝑡%𝑖 × 𝑊𝑡%𝐶𝑖 ) = 72.2%

CO2 の排出量 ECO2 は以下で計算される
1

44

1

𝐸CO2 = 𝐹𝐶 × 𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛 × 𝑀𝑊Mixture × 𝑊𝑡%𝐶Mixture × 12 × 100
燃料消費量 FC

: 800mmscf/year = 22.7 x 106 m3/year (@ 15.6oC, 101.325kPa)

モル体積換算: 23.685m3/kg-mole (@ 15.6oC, 101.325kPa)

MWMixture: 天然ガス分子量 16.84 kg/kg-mole

Wt%CMixture: 72.2% (算定値)25

ECO2 = 42,727 ton/year

メタン、一酸化二窒素 の排出量 ECH4, EN2O は加熱機器固有の排出係数
メタン排出係数

EFCH4: 37 kg/106 m3 of fuel gas

一酸化二窒素排出係数

EFN2O

:

10 kg/106 m3 of fuel gas

用いて以下のように計算される。
𝐸CH4 = 𝐹𝐶 × 𝐸CH4 = 22.7 × 106 × 37/106 = 840 kg⁄year
𝐸N2O = 𝐹𝐶 × 𝐸N2O = 22.7 × 106 × 10/106 = 227 kg⁄year(2) 移動燃焼（輸送機器等）
燃料種と燃焼機器の組み合わせにより CO2, メタン, 一酸化二窒素の組成及び排出量が変わるは変わるものであるため、燃料種と燃焼機器の組み合せに対応した二次データである既存の排出係数を用いて算定する。また、e-methane を輸送等の燃料として燃焼した場合は、第 2 章 5.2.1「e-methane 製造時の GHG 排出量」を考慮した適切な排出係数を用いる。
3.4. フレア及びベント(1) フレア
フレアシステムに流入するガスは、プラント運転における余剰ガス・排出ガスであるため、その流入ガス流量、ガス組成はプラントの運転状態、すなわち定常運転時、プラントの起動、停止時の運転変動、緊急時等によって大きく変化する。
CO2 は基本として運転データ、実測データ等の一次データから排出係数を算定するものとする。
メタンはフレア燃焼時の未燃分として排出されるので、一次データとなる排出ガスの実測データに基づいて排出係数を算定することを基本とするが、入手が困難な場合は機器製造業者によるテストデータを用いた算定も考慮する。
一酸化二窒素はフレアガスの燃焼により生成するものであり、機器製造業者によるテス
トデータを用いた算定や二次データである既存の排出係数を用いて算定する。
以下に、フレアシステムにおける排出量の計算と具体的な事例を示す。
26

例として、フレアシステムでガスが燃焼される場合の、CO2、メタン、一酸化二窒素の排出量の算定例を示す。
ここでは、メタンおよび炭化水素の排出係数（フレアから排出される未燃焼の炭化水素量）はフレアスタックにおけるドローンや赤外線カメラ等による直接計測によって求められていることを前提とする。
フレアシステムからの CO2 排出量

𝐸CO2 = (𝐻𝐶 × 𝐶𝐹HC × 𝐹𝐸 ×

44
) + 𝑀CO2
12

ECO2 = フレアからの CO2 排出量(質量ベース)
HC =フレアで燃焼される炭化水素量（＝ある期間における運転データから推定されるフ
レアのイベントを基に算定した質量ベースの炭化水素量）

CFHC = フレアで燃焼される炭化水素中の炭素質量分率（＝ある期間における運転データから推定されるフレアのイベントを基に算定した炭素質量分率）

FE = フレアシステムでの燃焼率（直接計測またはベンダーデータを用いる）
44/12 = 炭素と CO2 の質量比

MCO2 = フレアに流入するガス中の CO2 量（質量ベース）

フレアシステムからのメタン排出量
𝐸CH4 = (𝐶𝐻4in × (1 − 𝐹𝐸))

ECH4 = フレアシステムからのメタン排出量
CH4in = フレアに流入するメタンの質量流量
FE = フレアシステムでの燃焼率（直接計測またはベンダーデータを用いる）

フレアシステムからの一酸化二窒素排出量
𝐸N2O = (𝐸𝐶𝑂2 ×

𝐸𝑚𝐹N2O)𝐸𝑚𝐹CO2

EN2O = フレアシステムからの一酸化二窒素排出量27

ECO2 = フレアシステムからの CO2 排出量
EmFN2O = デフォルト排出係数（一般的な燃料ガス : 3 x 10-3 kg N2O/MMBtu, 天然ガ
ス:1x 10-3 kg N2O/MMBtu）

EmFCO2 = デフォルト排出係数（ 60 kgCO2/MMBtu）(2) プロセスベント
プロセスベントは機器あるいはシステムから大気中に直接排出されるものであり、それに伴う GHG 排出量の算定には、実際に測定したデータを用いる方法から、運転デ ータを用いたエンジニアリング計算、排出係数を用いる方法など様々な種類がある。
温暖化係数の大きいメタンが大気に直接放出されることから、実測による算定、あるいは実測データの排出係数を用いて算定することを基本とするが、一次データの入手が困難な
場合は、二次データである既存の排出係数を併用することも考慮し、排出量を決定するものとする。
機器やシステムによっては、運転データを用いた計算でも十分な精度が得られる場合には実測に代えて運転データを用いた計算を採用することも出来るものとする。
一例として、酸性ガスを大気に放出している酸性ガス除去装置の CO2 排出量がある。この場合、酸性ガス除去装置へ送られる処理前のガスと処理後のガス中の CO2 量の差分を排出量として算定することが出来る。
一方で、排出される酸性ガス中に含まれるメタンについては、運転状況、プロセスタイプ
によって吸収されるメタン量が変わるため、酸性ガス除去装置からの排出ガスの実測によるデータあるいは実測データ等の一次データから算定した排出係数を用いて算定するが、一次データの入手が困難な場合は二次データである既存の排出係数を併用することも考慮
して排出量を決定する。
以下に、酸性ガス除去装置における排出量の計算と具体的な事例を示す。
酸性ガス除去装置における CO2 排出量の計算
同装置における CO2 排出量は、入口ガスと出口ガスに含まれる CO2 含有量の差分によって求めることができる。この場合、入口ガスと出口ガスについては CO2 含有量をガス分析計
で求めることが望ましい。

28

𝐸CO2 = [(𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒× 𝐶𝑂2 𝑚𝑜𝑙𝑒%)−(
× 𝐶𝑂2 𝑚𝑜𝑙𝑒%)
]
𝑡𝑖𝑚𝑒
𝑡𝑖𝑚𝑒
酸性ガス除去前
酸性ガス除去後×

44
𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛

ECO2 = 酸性ガス除去装置における CO2 排出量
Volume = 酸性ガス除去前、あるいは処理後のガス体積流量（流量計または、アミン液側への混入する原料ガス割合を設計情報から算定）

CO2mole% = 入口ガスまたは出口ガス中の CO2 モル含有率（サンプリングまたは分析計による計測）

molar volume conversion = モル体積から質量への換算係数 (379.3 scf/lbmole or23.685 Sm3/kgmole)(3) その他のフレア・ベント
事業所における定期メンテナンスや非定常の活動による排出は一時的な排出となるので、各排出の事象毎に排出量を算定する。一例としてメンテナンス時に、プラントシステムの一部あるいは全体を大気圧まで脱圧する場合には、対象箇所の配管及び機器等の容積分のガスがフレアあるいは大気に放出されるものと見做して、GHG 排出量を算定する。
3.5. 漏洩漏洩による排出はバルブ、フランジ等からのリークである。実際の漏洩量は、漏洩源毎に異なるため、すべてを計測して集計したものが漏洩量となるが、多数の漏洩源をすべて計測するのは現実的ではない。
従って、代表的な部材における GHG 漏洩量の実測データから求められる排出係数を用いて算定するが、一次データの入手が困難な場合は二次データである既存の排出係数を併用することも考慮し、該当装置の漏洩による排出量を決定する。
3.6. 間接排出
間接的な排出とは、製品製造のシステム境界外から供給された電気、熱源等の用役をプラント運転で使用する場合において、用役等の製造によって発生する GHG の排出量であり、これらは供給元の事業者毎の排出係数あるいは単位熱量あたりの既存の排出係数を使用する。
なお、供給元の事業者毎の排出係数については、当該国や地域における「温室効果ガスの報告制度（例：日本の温室効果ガス算定・報告・公表制度）」もしくは「GHG プロトコル Scope2
ガイダンス」に準拠したものを使用することも可能である。この場合、排出係数は最新の値
29を使用し、かつ、出所を明確に記載する。

4. メタン排出管理
4.1. メタン排出管理及び計測方法
LNG、e-methane のようにメタンが製品となる事業、及び、メタンを原料とする水素・ア
ンモニア事業の多くは、メタン漏洩を低減する設計やメタン漏洩を防ぐ対策を実施している。一方、メタンを大気に放出している事例も挙げられており、適切な管理方法が求められている。
メタン計測技術によるモニタリング方法や管理方法を設定し、事業において未特定・未算
定のメタン漏洩が存在しないことを示した上で GHG 排出量を算定することが、今後重要な課題となってくることが想定される。
メタン計測はボトムアップ計測とトップダウン計測に大別される。
⚫

ボトムアップ計測（ガスサンプリング、赤外線カメラによる光学式ガスイメージング、
ハイフローサンプラー、ドローン等）：個別の排出源からの排出量計測が可能であり、第 2 章で記載されている実測データから算定される排出係数はボトムアップ計測の結果を使用する。計測可能下限値及び不確実性が比較的低いが、予期しない排出源からの排出を見落とす可能性が高いこともある。各排出源で使用する計測方法を表 7 に示す。

⚫

トップダウン計測（衛星やドローン）：サイトレベルでの排出量の計測のため、一般的に個々の排出源別の排出量は得られないが、サイトや地域における包括的な排出量を得ることが出来る。また計測方法によって、計測可能下限値や不確実性が異なり、一般的にトップダウン計測のほうが、計測可能下限値も不確実性が高くなる。
表 7：各排出源種類におけるメタン計測方法
排出源分類

燃焼

ベント

メタン計測方法（注 1）

定置燃焼

ガスサンプリング、赤外線カメラ、ドローン

フレア・ベント

赤外線カメラ、ドローン
赤外線カメラ、ドローン、ハイフローサンプ

プロセスベントラー
赤外線カメラ、ドローン、ハイフローサンプ

その他のフレア・ベント
漏洩ラー
赤外線カメラ、ドローン、ハイフローサンプ

原料輸送や製品製造プロセス

ラー30

メタン排出管理対象設備全体

衛星、ドローン

注１：本表は技術検証の結果をもって見直しを行う。
注 2：各メタン計測方法のより詳細な説明は巻末付録を参照。

アンモニア製造プラントにおけるメタン排出量計測
JOGMEC では、LNG・水素・アンモニアプラントからの GHG 排出量を本ガイドライン初版を用いて算定すること、また、プラントからの GHG 排出の実態を調査するために、実プラント
における計測を検討してきた。2022 年度の JOGMEC 事業を通し、トップダウン計測により、プラント設備から大量のメタン漏洩がないことの検証可能性を確認できた。またボトムア
ップ計測により、プラントに分散した排出源からのメタン漏洩を正確に検知することができた。本計測により、メタンの排出量は CO2 を含めた総 GHG 排出量の中で 2%以下であり、バルブ等からのメタン漏洩についてはメタン排出量の内 0.8%程度であることが確認されている。 一方、二次データで設定されているメタン漏洩の排出係数と、計測結果から算定された排出量の結果には乖離もみられている。引き続き、CI 算定において、トップダウン計
測およびボトムアップ計測を用いたメタン排出管理及び計測方法の検証を進めていく。その一環として、JOGMEC は日揮グローバル株式会社と共に、プラントの装置を模した日本で初めてのメタン漏洩実験設備を建設し、赤外線カメラやドローンによるメタン計測装置の技術検証を実施する。

図 5：メタン計測イメージ
31

5. 対象製品の製造プロセス及びフロー本ガイドラインで対象とする LNG、e-methane 及び水素・アンモニアの製品製造プロセスのブロックフローを示す。本項でプロセス及びフローはあくまでも典型的なものであり、ガイドライン適用時には対象プラントにおけるプロセス及びフローについて適切に設定する必要がある。
5.1. 天然ガス原料生産プロセス
上流事業における探鉱及び採掘後の「天然ガス原料生産プロセス」では、生産井から原料ガスが抽出され、原料ガスと共製品の分離回収が行われた後、輸送される。ガス処理プロセ
スで発生する共製品（例：エタン、プロパン、ブタン、ペンタン等の天然ガス液や、オイル、コンデンセート）は付加価値が高いため、通常は製品ガス流から分離される。
なお、ガス処理プロセスについては、LNG 製造施設と一体的に運用されている場合には、ガス処理プロセスにて製品ガスが抽出された後に、LNG 製造施設に直接輸送され、処理されるようなプロセスが想定される。

図 6：ブロックフロー（上流事業）
5.2. e-methane 製造プロセス
e-methane は再生可能エネルギー由来等の水素と、回収した CO2 を原料として、昇温昇圧させた後に合成（メタネーション）によって製造される。精製の後に LNG プラントに送られるか、製品として出荷・送出される。

32

図 7：ブロックフロー(e-methane 製造事業)

5.2.1. e-methane 製造時の GHG 排出量
CO2 を大気中から回収する DAC(Direct Air Capture:直接空気回収技術)やバイオマス由
来の場合、回収された CO2 は e-methane 製造のための化学原料に相当する。e-methane が燃焼された場合、大気中に CO2 が放出されるものの、e-methane の原料 CO2 は大気中から回収されており、大気中の CO2 濃度を変化させないため、第 3 章で詳説する CI 算定においてのe-methane 燃焼時の GHG 排出量としてはゼロと考える。なお、二重計上防止の観点から、炭素クレジットが付与されていない場合に限る。
一方、化石燃料の燃焼により排出された CO2 由来の場合、その CO2 カウントは、巻末付録のメタネーション推進官民協議会の案１方針を前提としている。この前提が同協議会の今後の議論で変更される可能性がある点に留意する。なお、案 1 とは、原排出者側で既に排出量として計上済みの CO2 が利用できる場合には、二重計上防止の観点から、e-methane 製造
事業者側での e-methane 燃焼時の GHG 排出量はゼロと考える、というものである。
また、e-methane が LNG の製造プロセスに混合されて出荷される場合には、e-methane と天然ガスの割合に応じて加重平均により排出係数を算定することとする。e-methane が加熱炉等、あるいは漏洩により未燃焼のまま排出される場合は、メタンの一般的な地球温暖化係数を用いるものとする。

5.2.2. 原料 CO2 と原料水素の GHG 排出量
原料 CO2 と原料水素の GHG 排出量について、第 3 章での CI 算定における二重計上防止のた
め、原排出者側および e-methane 製造事業者側のどちらで算定するかを協議し合意してお33

くことが必要になる。その際には原産地証明等の証書の活用も検討することが望ましい。


原料 CO2


原料 CO2 回収に伴う GHG 排出（図 7 中①）



原料 CO2 輸送に伴う GHG 排出（図 7 中②）

原料水素

水素製造プロセスでの GHG 排出（図 7 中③）

水素輸送に伴う GHG 排出（図 7 中④）

5.3. LNG
LNG プラントは上流ガス設備から原料ガスを受け入れ、酸性ガス除去設備、水銀除去設備、脱水設備を通して原料ガスを精製した後に液化工程に送られる。液化工程では原料ガスがマイナス 160℃付近まで冷却され LNG を得る。精製した LNG は LNG タンクへ送られ、LNG 運
搬船へ積載し出荷される。また、共製品として、プラント内に送られた原料ガス中に微量に含まれる液体炭化水素（コンデンセート）、液化石油ガス（LPG）が挙げられる。また原料ガス組成によっては、硫黄やヘリウム等を精製して共製品として出荷することもできる。
LNG プラントのブロックフローを図 8 に示す。

注１：e-methane が LNG の製造プロセスに混合される場合には、e-methane と天然ガスの割合に応じて加重平均にて排出係数を算定すること。
図 8：ブロックフロー（LNG プラント）

34

5.4. 水素
水素製造は、天然ガスを原料とするプロセスと、再生可能エネルギー由来の水の電気分解プロセスの 2 つに大別される。
5.4.1. 天然ガスを原料とするプロセス
天然ガスを原料するプロセスとは、原料の天然ガスを受け入れ、脱硫工程を経たのちに、水蒸気改質（SMR）または自己熱改質（ATR）によって合成ガス（水素と一酸化炭素の混合ガス）を得た後に、CO シフト反応、PSA などの水素精製工程を経て、製品水素を得るプロセスである。

天然ガスを原料とする水素製造プラントのブロックフローを図 9 に示す。

図 9 ブロックフロー（水蒸気改質）
5.4.2. 水の電気分解プロセス
水を電気分解することで水素を製造するプロセスのブロックフローを図 10 に示す。

図 10 ブロックフロー（水の電気分解）
35

GHG 排出量の算定は、電気分解だけでなく、その前処理工程、下流の精製・乾燥・冷却、昇圧工程で使用される、電気、熱・蒸気の製造に伴う排出も考慮する。具体的には、これら電気、熱・蒸気がシステム境界外から供給される場合、また、システム境界内にて燃料の燃焼を通じて供給する場合は、その供給に必要となった GHG 排出量も算定することとし、表 8 に示す。システム境界内で再生可能な電力が製造され使用されている場合、電力使用によるGHG 排出量はゼロとみなされる。また、システム境界外からでも、発電源の証明を伴う電力（GO：原産地証明）の利用によって、電力使用による GHG 排出量が算定される可能性に留意する。
表 8 再生可能エネルギー由来の水の電気分解プロセスでの GHG 排出源
工程

主排出源

他排出源(注 1)

水の前処理

不純物除去機器

-

電気分解

各機器

電気、熱・蒸気の外部供給がある

精製・乾燥・冷却場合、その外部機器

昇圧

電気、熱・蒸気がシステム境界内で燃料燃焼により製造される場
合、その機器(注 1)該当する場合には考慮する。

5.5. アンモニア
アンモニアプラントは、原料の天然ガスを受け入れ、水蒸気改質（SMR）と自己熱改質（ATR）
によって合成ガス（水素と一酸化炭素の混合ガス）を得た後に、炭素分除去のために CO シ
フト反応・脱炭酸によって炭素分を除去、さらに残留一酸化炭素と酸素をメタネーション反応によって除去して水素と窒素の混合ガスである合成原料ガスを得て、それをアンモニア
合成反応にかけることによってアンモニアを生成する。その後、未反応ガスとアンモニアを冷却分離し、製品液体アンモニアを得る。
一般的な大規模アンモニア製造プラントのブロックフローを図 11 に示す。

36

図 11 ブロックフロー（天然ガス原料のアンモニアプラント）
第 2 章 5.4.2 で述べた水の電気分解由来の水素と、空気から分離された窒素を原料としてアンモニアを製造するプロセスも注目されている。ブロックフローを図 12 に示す。

図 12 ブロックフロー（水の電気分解由来のアンモニアプラント）

6. GHG 排出量の算定方法の選択
本ガイドラインでは製品の製造に関わる GHG 排出量の値について、事業の実態を反映した値として算定できるように、主要排出源において一次データを活用することを推奨する。
一次データを活用する場合においても、排出源や対象ガス毎に適切な算定方法を選定することが望ましい。燃焼、ベント、漏洩、システム境界外からの供給等に分類される排出源毎
37に、対象ガスとなる CO2、メタン、一酸化二窒素に分けて、本ガイドラインで推奨される算定方法を表 9 に示す。表 9 は、本ガイドラインを用いて算定を行う事業稼働時の算定方法の選択例の一部を参考としてまとめたものである。
表 9 ：算定方法の選択例
二次データを一次データを用いる方法
用いる方法
対象

算定方法選択例

排出源分類
ガス

実測から

エンジニア

排出係数を算定 リング計算(✓✓推奨, ✓代替)

事業固有の排出 一般的な排出
係数を使用

係数を使用

CO2

✓✓:【エンジニアリング計算】燃料ガス流量と設備稼働時間な

どの一次データを用いて計算
－

✓✓

✓

－
✓: 【事業固有の排出係数を使用】燃料種によるまたは燃焼機器

種によって計算

定置燃焼✓✓:【実測から排出係数を算定】排出ガス中のメタン濃度を測CH4定して、排出係数を算定する。その排出係数と燃料ガスの流量の
✓✓

－

✓

－

積により計算する✓:【事業固有の排出係数を使用】燃料種によるまたは燃焼機器

N2O

燃焼

種によって計算【事業固有の排出係数を使用】燃料種によるまたは燃焼機器種に
－

－

✓✓

－

CO2

よって決まる一般的な排出係数を用いた計算【一般的な排出係数を用いた使用】燃料種によるまたは燃焼機器
－

－

－

✓✓

CH4

【一般的な排出係数を用いた使用】燃料種によるまたは燃焼機器
－

－

－

✓✓

種によって計算

N2O

移動燃焼

種によって計算【一般的な排出係数を用いた使用】燃料種によるまたは燃焼機器
－

－

－

✓✓

種によって計算38CO2✓✓:【エンジニアリング計算】フレアへ送られるガス流量とその組成といった一次データを用いた計算
－

✓✓

－

✓
✓:【一般的な排出係数を使用】各事業のフレアプラント種類にフレアベント

よって決まるフレアに関する一般的な排出係数を用いた計算✓✓: 【実測から排出係数を算定】フレアから排出される排ガス

CH4

中の未燃のメタン濃度と、フレアに送られるガス流量といった一
✓✓

－

－

✓

次データを用いたエンジニアリング計算が推奨される✓: 【一般的な排出係数を用いた使用】プラント種類によって決まるフレアに関する一般的な排出係数を用いた計算

N2O

ベント

✓✓:【事業固有の排出係数を使用】事業に用いられるフレアシス

テム固有の排出係数によって計算
－

－

✓✓

✓
✓:【一般的な排出係数を用いた使用】プラントの種類によって決まる一般的な排出係数を用いた計算✓✓: 【エンジニアリング計算】大気にベントされているガス流CO2

量をベントバルブの開度や前後の流量差から求め、ガス中のCO2
－

✓✓

✓

濃度との積によって計算する✓: 【一般的な排出係数を用いた使用】プラント種類によってプロセスベント

決まるベントに関する一般的な排出係数を用いた計算✓✓: 【エンジニアリング計算】大気にベントされているガス流CH4

量をベントバルブの開度や前後の流量差から求め、ガス中のメタ
－

✓✓

✓

ン濃度との積によって計算する✓: 【一般的な排出係数を用いた使用】プラント種類によって決

N2O

まるベントに関する一般的な排出係数を用いた計算

－

－

－

39

-

二次データを一次データを用いる方法
用いる方法

対象

算定方法選択例

排出源分類
ガス

実測から

エンジニ

排出係数を算定 アリング計算(✓✓推奨, ✓代替)

事業固有の排出 一般的な排出
係数を使用

係数を使用
✓✓:推奨： 【エンジニアリング計算】フレアまたはベントへCO2送られるガス流量をベントバルブの開度や前後の流量差から求
－

✓✓

✓

め、ガス中のCO2濃度との積によって計算する✓:【一般的な排出係数を用いた使用】プラント種類によって決まるフレア・ベントに関する一般的な排出係数を用いた計算

ガス駆動バルブについてれる天然ガス分の実測を行い、これをガス駆動バルブの排出係数としてGHG排出量を計算する✓:【一般的な排出係数を用いた使用】バルブの種類によって

CH4

その他のフレア・ベント

ベント✓✓:【実測から排出係数を算定】ガス駆動バルブから排出さ決まる一般的な排出係数を用いた計算
✓✓

✓✓

✓

その他のベントについて✓✓:【エンジニアリング計算】フレアまたはベントへ送られるガス流量をベントバルブの開度や前後の流量差から求め、ガス中のCO2濃度との積によって計算する✓:【一般的な排出係数を用いた使用】プラント種類によって

N2O決まるフレア・ベントに関する一般的な排出係数を用いた計算

－

－

－

-

✓✓: 【事業固有の排出係数を使用】漏洩源となるプロセス・

CO2装置について、製造メーカーが示す漏洩量を係数として用い
－

－

✓✓

✓

る。

な排出係数を用いた計算

CH4✓✓:【一般的な排出係数を用いた計算】漏洩源によって決まる一般的な排出係数を用いた計算
－

－

✓

✓✓
✓:【事業固有の排出係数を使用】供給元による一次データを

用いた計算

N2O

輸送や製造プロセス

漏洩✓:【一般的な排出係数を使用】漏洩源によって決まる一般的

－

－

－

40

-

CO2

✓✓:【事業固有の排出係数を使用】漏洩源となる部材について、製造メーカーが示す漏洩量を係数として用いる。
－

－

✓✓

✓

な排出係数を用いた計算✓✓:【事業固有の排出係数を使用】漏洩源となる部材についCH4

設備部材からの漏洩✓: 【一般的な排出係数を使用】漏洩源によって決まる一般的て、製造メーカーが示す漏洩量を係数として用いる。
－

－

✓✓

✓
✓:【一般的な排出係数を使用】漏洩源によって決まる一般的

N2O

な排出係数を用いた計算

－

－

－

-

CO2

✓✓:【事業固有の排出係数を使用】供給元による一次データを用いた計算－－✓✓✓✓:【一般的な排出係数を使用】電力・熱・蒸気の製造プロ

CH4✓✓:【事業固有の排出係数を使用】供給元による一次データを用いた計算－－✓✓✓✓:【一般的な排出係数を使用】電力・熱・蒸気の製造プロ

セスによって決まる一般的な排出係数を用いた計算✓✓:【事業固有の排出係数を使用】供給元による一次データ

N2O

電気、熱・蒸気による排出システム境界外からの供給

セスによって決まる一般的な排出係数を用いた計算を用いた計算－－✓✓✓✓:【一般的な排出係数を使用】電力・熱・蒸気の製造プロ

セスによって決まる一般的な排出係数を用いた計算

41

第3章

対象製品の炭素強度（CI：Carbon Intensity）の算定方法

本章では、本ガイドラインで報告を求める CI の算定方法及び CCS・CCU、炭素クレジットによる排出量控除の考え方について示す。

1. CI 算定本ガイドラインは、製品の CFP 算定アプローチに従って、報告者間もしくは対象製品の異なるライフサイクルステージを比較するために製品 CI を算定する。対象製品で共通の基準を設定する必要があり、これにより透明性を持ち、一貫性のある評価が可能となる。
製品の CI 算定方法については、製品の CFP 値から排出控除量を差し引いた値から、当該製品が持つエネルギー含有量（LHV ベース）又は重量（metric ton ベース）で除した値とする。本ガイドラインで規定する CI は、エネルギー含有量ベース及び重量ベースの両者を換算し、結果を示す必要がある。
製品 CI は下式により算定する。

製品の炭素強度（𝐶𝐼：𝐶𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑡𝑦）＝⚫

製品の𝐺𝐻𝐺排出量―排出控除量
製品のエネルギー含有量または重量製品の GHG 排出量：算定に当たり、原料生産、原料輸送、製品製造に分けて算定する。

⚫

排出控除量：「第 3 章 2．排出量控除の取り扱い」で記載する。

⚫

製品のエネルギー含有量：
単位は MJ（メガジュール）もしくは MMBtu（百万英国熱量単位）として、LHV ベースで統一する必要がある。

⚫

製品の重量：
単位は metric ton ベースで統一する必要がある。

42

事業から製造される製品 CI を求めることは、操業開始後のプラントのみならず、計画中
または建設中のプロジェクトにおいても、プロジェクトの投資判断や環境負荷をあらかじめ把握するという点で非常に重要である。
ただし、事業採算性検討(Feasibility Study : FS)といったプロジェクトの初期段階においては、プラント種別による排出係数を用いた二次データを用いた計算と、プラント入口
出口の情報を用いた一次データによる計算の併用となる。基本設計フェーズ（Front end
engineering Design : FEED）においては主要な大型機器（ガスタービン等）については機器選定がされていることが多いため、ヒートアンドマテリアルバランスやベンダーの設計データ等の一次データを用いたエンジニアリング計算をすることが可能となる。
表 10 に各プロジェクトフェーズの CI 算定のために利用可能な情報をまとめている。

43

表 10 プロジェクトフェーズ毎の CI 算定のために利用可能な情報
Plant Phase

事業採算性検討
一次データ
（直接）

なし

事業稼働時

基本設計フェーズ
なし

・

運転データ

・

実測データ

・

FEED 時の情報に加えてベンダー情

一次データ
（間接）

・

ブロックフロー図・

プラント及び各ユニットの・プロセスフロー図報等を含む配管・計装図面

・

ヒートアンドマテリアルバランス（P&ID）（H&MB）
・

処理能力
・
利用可能な情報・

ベンダー発行のデータシート

ベンダー情報等が含まれない配管・ ・計装品データシート

計装図面（P&ID）

・

配管レイアウト図

プラントの入口及び出口製

・

プロセスデータシート

・

メンテナンス記録

品の情報

・

メカニカルデータシート

・

過去のメンテナンスや実際の運転・機器やユニット毎に製造者が定めた排出係数

状況を反映させた排出係数
・

機器やユニット毎に製造者が定め
た排出係数

二次データ
（直接）

二次データ
（間接）

・プラント種別による排出係数

・プラント種別による排出係数

・・

機器やユニット毎に定められる一般的な排出係数44・プラント種別による排出係数

機器やユニット毎に定められる一般 

機器やユニット毎に定められる一的な排出係数

般的な排出係数以下に天然ガスを原料として製造される水素やアンモニアの製造時における CI 算定例を示す。
■水素の CIH2 算定例
天然ガス原料生産プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.1 参照)
𝐶𝐼H2 [

tonCO2e]=
tonH2+水素製造プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.4 参照)
製品水素の製造量 [ton]■アンモニアの CINH3 算定例
天然ガス原料生産プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.1 参照)
𝐶𝐼NH3 [

tonCO2e+アンモニア製造プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.5 参照)]=
tonNH3
製品アンモニアの製造量 [ton]45以下に LNG の CI、e-methane の CI、e-methane が LNG の製造プロセスに混合されて出荷される場合 e-methane の CI 算定例を示す。
■LNG の CILNG 算定例

天然ガス原料生産プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.1 参照)
𝐶𝐼LNG [

tonCO2e]=
MMBtu+LNG プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.3 参照)
製品 LNG のエネルギー含有量 [MMBtu]

・製品 LNG のエネルギー含有量 = MLNG[ton-LNG]* LHVLNG [MMBtu/ton-LNG]■e-methane の CIe-methane 算定例

原料水素の GHG 排出量 [tonCO2e]+原料 CO2 の GHG 排出量 [tonCO2e]𝐶𝐼e−methane [tonCO2e+e − methane プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e] (第 2 章 5.2 参照)]=
MMBtu
e − methane のエネルギー含有量 [MMBtu]

・原料水素の GHG 排出量 = CIH2 [tonCO2e/ton-H2] × MH2 [ton-H2]
・MH2 = 算定期間内にシステムに入る水素の重量・原料 CO2 の GHG 排出量 = CICO2 [tonCO2e/tonCO2] × MCO2 [tonCO2]
・MCO2 = 算定期間内にシステムに入る CO2 の重量・原料水素の CI は原産地証明等の証書の使用を想定。
・原料 CO2 の CI は二重計上防止に留意。(第 2 章 5.2 e-methane 製造プロセス参照)
・反応後の e-methane の漏洩は、メタンの一般的な GWP で GHG 排出量を認識。
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■e-methane の CIe-methane 算定例(e-methane が LNG の製造プロセスに混合されて出荷される場合)
この場合、青枠で示した部分が e-methane 由来の LNG の CI となる。LNG プロセスの GHG
排出量は、供給される e-methane 及び天然ガスの割合に応じて熱量ベースで配分され、その配分値は下記式中のαで示される。

𝐶𝐼LNG(e−methane 由来) [tonCO2e]MMBtu

e − methane プロセスの GHG 排出量 [tonCO2e](第 2 章 5.2 参照)=+LNG プロセスの GHG 排出量 × α[tonCO2e](第 2 章 5.3 参照)
製品 LNG(e − methane 由来)のエネルギー含有量 [MMBtu]

(α =

𝑥1
)
𝑥1 + 𝑥2

・第 2 章 5.2 e-methane プロセスの GHG 排出量＝ CIe-methane [t-CO2e/MMBtu] × LHVemethane[MMBtu/ton-methane] × Me-methane [ton-methane]

・Me-methane = 算定期間内にシステムに入る e-methane の重量
・製品 LNG のエネルギー含有量 = MLNG[ton-LNG]* LHVLNG [MMBtu/tonLNG]
・注 1: e-methane が LNG の製造プロセスに混合され燃焼された場合には、e-methane と天然ガスの割合に応じて加重平均にて排出係数を算定。e-methane が加熱炉等あるいは漏洩により未燃焼のまま排出される場合は、メタンの一般的な地球温暖化係数で GHG 排出量を算定。

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製品の CI 算定においては、以下の点に留意すること。
①

運転データの記録から、CI 算定期間内に発生した、第 2 章 2 表 4 及び第 2 章 2.2 にあるような、非定常の活動を特定し、該当する事象毎に GHG 排出量を算定し、CI 算定期
間内の総 GHG 排出量に考慮する。

②

実際の製品の出荷形態に則した算定を行う。例えば、LNG の場合、液化プラントからの製品は一旦貯蔵タンクに溜められ、一定期間毎に LNG カーゴにより最終出荷地に向けて出荷される。この場合の製品 CI は、出荷されるカーゴ毎に、最新の実測データに基づいた排出係数と、当該カーゴの製品が生産された期間の平均運転データから算定される。実測は、①で述べた非定常の活動を含め、算定対象設備の運転状況を考慮して適切に行われる必要があり、一年間に最低一回は実施されることが望ましい。

2. 排出量控除の取り扱い
LNG、e-methane 及び水素・アンモニアの製造における地球温暖化対策においては、クリーン燃料としての環境価値を適切に提示していくことが重要である。その上で、GHG 排出量が事業の実態に沿った形で算定され、報告されることが重要である。本ガイドラインでは排出量控除として、CCS・CCU 及び炭素クレジットの取り扱いについて現時点での考え方を示すが、適用させるための諸条件や有効性について、引続き検討を進めていく。
2.1. CO2 回収・貯留（CCS）
対象システム境界内の排出源から放出される CO2 を回収・貯留する場合、適切な算定方法に基づいた排出削減量であれば、製品 CI 算定における排出量から控除することができる。
なお、CO2 回収・貯留事業による排出削減量の算定方法については、JOGMEC が別途規定する「CCS 事業実施のための推奨作業指針（CCS ガイドライン）」の第 3 章及び「安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とした CO2-EOR 実施 のための推奨作業指針（CO2-EOR ガイドライン）」を参照いただきたい。
また、CCS 事業において、炭素クレジット等の政策・制度によりクレジット化を行った場
合には、二重計上防止のために、CI からの控除分を取り消し、排出削減量分を足し戻す必要がある。
2.2. CO2 回収・有効利用（CCU）
対象システム境界内の排出源から放出される CO2 を回収・置換（有効利用）する場合、適切な算定方法と諸条件の設定により、製品 CI 算定における排出量から控除できる場合がある。例えば、CO2 を有効利用したカーボンリサイクル製品を製造する場合には、当該製品が天然ガス等由来の製品を代替することが明確であること、もしくは、当該製品中に固定化した CO2 が短期間で大気放出されないこと等の諸条件を満たす必要がある。
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2.3. 炭素クレジット
製品 CI 算定における本ガイドラインで扱う製品の製造プロセスに存在しない排出源の排出削減活動から創出された炭素クレジット等に関し、当該クレジットが有する炭素削減価
値を本製品 CI に移転することによる排出量控除の有効性については、現時点で様々な課題があるため今後も検討を進めていく。他方で、国や地域によって法制度化されたクレジット
メカニズムがある等、適切な方法論と管理に基づき創出される炭素クレジットについては、
クレジットによる排出量控除にも一定の信頼性が付与されることが想定される。

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付録：
クリーン水素のしきい値
ここでは参考として、国・地域が定める水素に関する CI しきい値の例を下記に示す。
欧州
欧州再生可能エネルギー指令(REDⅡ)においては、再生可能燃料の CI を Well to Gate（原料生産から水素製造まで）の熱量換算で 94[g-CO2e/MJ-Fuel]から 70%の削減、また境界設定
を「原料生産から燃料の燃焼まで」と定義することを改正法案や委任規則案にて提案している。
持続可能な経済活動の分類基準となる EU タクソノミーでは、輸送用化石燃料の GHG 排出量に比して 73.4%削減した水素をタクソノミー適合としている。水素 1kg 製造あたりの排出量に換算すると 3[kg-CO2e/kg-H2]となる。
一方、欧州 CertifHy では、クリーン水素（注 1）の定義として、化石燃料から製造する水素の GHG 排出量に比して 60%削減した水素としている。CI としては Well to Gate の熱量換算で 36.3[g-CO2e/MJ-H2]、水素 1kg 製造あたりに換算すると 4.37[kg-CO2e/kg-H2]になり、これがクリーンか否かの判断基準となっており、REDII と EU タクソノミーと比較して低めのし き い 値 と な っ て い る 。 CertifHy は 現 在 CI を 算 定 す る た め の Carbon Footprint
Calculation、およびクリーン水素の定義の REDII への適合を準備しており、しきい値の引き上げが想定される。
北米
米国の超党派インフラ雇用法(BIL: Bipartisan Infrastructure Law)では、クリーン水素製造基準のしきい値として、2[kg-CO2e/kg-H2]。また、CI 算定の境界設定は、「製造時点（produced at the site of production）」としており、原料生産のいわゆる上流部分での排出も削減するための方策を検討しているとある。
一方、米国 DOE は、Clean Hydrogen Production Standard(CHPS)に対し、水素のライフサイクル GHG 排出量(Well to Gate)の初期目標を 4[kg-CO2/kg-H2]とすることを提案している。米国インフレ抑制法(IRA: Inflation Reduction Act)においても同様のしきい値を採用しており、適合する水素製造プロジェクトに対して税控除支援を行う。控除額は GHG 排出量に応じて傾斜をつけており、0.45[kg-CO2/kg-H2]を下回る場合に控除額が最大となる。
カナダは連邦政府の水素戦略の中で、今後クリーン水素定義や CI しきい値、さらには認証制度を検討していくとしており、CertifHy のしきい値を参考 CI として挙げている。

50

英国
英国は低炭素水素基準を策定し、ガイダンス（注 3）にて、GHG 排出量のしきい値を 20[gCO2e/MJ-LHV]としている。英国も EU より厳しい基準であるが、米国同様に政府ファンドのプロジェクトを対象とした設定である。境界設定は「製造時点（at point of production）」となっており、天然ガス等原料からの排出量、水素製造から圧縮、精製までを含めるとしている。英国政府は、今後このしきい値を産業界の意向とネットゼロ目標の両方をふまえて継続して見直していくとしている。
豪州
豪州政府が整備する水素原産地証明制度（水素 GO スキーム）の検討が進められている。
水素の製造地、製造技術、GHG 排出量／CI を政府が証明する仕組みである。水素 GO スキー
ムではしきい値を設定せず、CI を算定するために必要な諸条件を、実際のプロジェクト等と照らし合わせながら作業を進めている。算定方法で取り入れているのが、22 ヵ国の政府機関や専門家による多国間枠組みである IPHE (水素・燃料電池国際パートナーシップ)が策定した水素製造時の GHG 排出量算定方法及び水素原産地証明制度についての作業文書（注 4）である。IPHE の作業文書は、各国での方法論や認証制度策定時の参考資料との位置づけで、しきい値は各国の責任下で検討するものとしている。
(注 1）CertifHy は、欧州委員会の元で水素産業コンソーシアムが推進するクリーン水素の原産地証明制度を構築する取り組みである。再生可能エネルギーから製造した水素を「グリーン水素」、化石燃料から製造し CO2 を低減した水素（いわゆるブルー水素）を「低炭素水素」として統一のしきい値を設定し適合認証する仕組みで、CertifHy GO(Guarantees ofOrigin) system として欧州全土での普及を目指している。
(注 2）削除。
(注 3) UK Low Carbon Hydrogen Standard: guidance on the greenhouse gas emissions
and sustainability criteria (Department for Business, Energy & Industrial Strategy)(注 4）IPHE Working paper-Methodology for Determining the Greenhouse Gas Emissions
Associated with the Production of Hydrogen.(2021 年 10 月公開)

51

e-methane の燃焼時の CO2 カウント案
e-methane の CO2 カウントに関しては、メタネーション推進官民協議会 CO2 カウントに関するタスクフォースにて、以下の案が整理されている。(出所: メタネーション推進官
民協議会 CO2 カウントに関するタスクフォース 中間整理「合成メタン利用の燃料時の CO2
カウントに関する中間整理」 2022 年 3 月)。
⚫

（案 1）排出削減の二重カウントを認めない制度等を前提に、カーボンリサイクル燃
料利用の誘因を最大化しつつ、ＣＯ２回収の誘因を確保する案⚫

（案 2）排出削減の二重カウントを認めない制度等を前提に、ＣＯ２回収の誘因を最
大化する案

⚫

（案 3）排出削減の二重カウントを認めない制度等を前提に、ＣＯ２回収とカーボンリサイクル燃料利用の双方で按分する案⚫

（案 4）ＣＯ２回収とカーボンリサイクル燃料利用の双方の誘因を最大化する案
案１はＥＵ－ＥＴＳの改正案の考え方と近く、合成メタンだけでなく合成燃料も含めた

カーボンリサイクル燃料の今後の国際的な制度の整合性まで想定した場合の重要性も考慮
すると、e-methane を含むカーボンリサイクル燃料の利用促進の観点から、本タスクフォースとしては、案１を基に各種国内制度の検討が進められることが望ましい。（出所：同
中間整理 3.3.6.1）

図 13 CO2 排出の扱いに関するイメージ(出所: メタネーション推進官民協議会 CO2 カウントに関するタスクフォース 中間整理
「合成メタン利用の燃料時の CO2 カウントに関する中間整理」 2022 年 3 月)

52

メタン計測技術
各メタン計測技術の概要について以下で説明する。
ガスサンプリング
既存のガスサンプリングノズルまたは、漏洩が疑われる箇所に可搬型の分析機器を接続・近接させ、採取したガスをガスクロマトグラフィー・赤外分光法等により計測を行う。なかでもハイフローサンプラーの計測可能下限値は 0.1kg/hr 程度と小さく、低排出量の計測に適しており、他の計測方法において誤差の原因となりうる風の影響を最小化でき、精度の高い計測が可能である。
一方で燃焼排出や大気ベントからの計測のためには、排出ソースに対してのアクセスが必要であり、設備全体の計測には人員・時間を要する。また高精度な計測を実施するためには機器を使用する計測者の技量が求められる。

図 14 High Flow Sampler を用いた計測イメージ2

2出所）https://www.the-sniffers.com/news/reporting-methane-venting-emissions-why-you-should-step-away-from-modeling-and-use-a-measurement-based-approach/53

赤外線カメラ
ガスは分子の原子間結合に基づいた電磁波の吸収スペクトラム並びに温度に依存した放射スペクトラムを持っており、特に可燃性炭化水素系ガスの多くのスペクトラムが赤外線領域となる。このため、赤外線カメラでガスが存在する領域を観察すると、カメラから見てガスの向こう側の空間（背景）から来た赤外線の一部がガスに吸収されて強度が弱まるとともに、ガス自身が赤外線を放射するために、赤外線の強度が、ガスが存在しない領域と比べて変化する。すなわち観測される見かけ温度が変化する。この変化をとらえることでガスを可視化する。なかでも、OGI(Optical Gas Imaging)カメラは、上記の高感度赤外線カメラの熱画像技術を利用して GHG の計測を行う方法である。
カメラを用いた計測方法は、排出箇所へのアクセスが不要であり、計測者の技量に依存せずに精度の高い計測ができることが長所である。一方、風向や太陽光の有無等、気象条件に影響を受ける場合もある。

図 15 OGI カメラを用いた計測イメージ3

ドローン
無人のドローン機器が対象設備周囲を飛行し計測を行う方法である。計測技術としては、前述した OGI カメラや LiDAR(Laser Imaging Detection and Ranging)等の光学センサー、
ガス濃度分析器をドローンに搭載することによって計測を行う。
本計測方法の長所は、対象機器により近接し、柔軟な飛行や空中での静止ができるため、エリアごとの計測から機器ベントといった個別コンポーネントの計測まで可能な点である。
OGI カメラや赤外線レーザー、ガス濃度分析器等の多様な計測機器を搭載できるため、計測の対象や目的に応じて最適な計測技術を選択することができる。

3出所）https://www.flir.com/products/flir-ql320/54一方で、飛行経路計画や防爆エリア等を意識したセーフティアセスメント実施が必要となるとともに、高精度な計測には操縦者の技量が求められる。
衛星
人工衛星に搭載したセンサーによって宇宙空間から GHG 排出量の計測を行う方法である。
現在実用化されている計測技術としては人工衛星に分光計を搭載し、地表面で反射した太陽光が GHG で吸収された短波長赤外光や、GHG からの熱放射赤外光をセンサーで検知することによって排出量を算定する。
人工衛星が計測可能な視野範囲および空間分解能は、各社が打ち上げている人工衛星ごとに異なり、
例えば JAXA が所有する GOSAT-2 は約 1000km, 空間分解能は約 10km であるが、一方で GHGSat の GHGSat-C1/C2 ではそれぞれの値は 12 km x 12 km, 25 m x 25 m となり、より狭い範囲を高解像度でカバーすることができる。
本計測方法の長所として、設備の排出源特定等の事前準備、また実測にあたっての計測員の現場作業が不要なため、ボトムアップ計測と比較して低コストでの計測が可能である点が挙げられる。また、計測の目的に応じて最適なカバー範囲を選定できる計測の柔軟性も長所の一つである。
一方で、計測下限値がボトムアップ計測に比べて大きく、漏洩、大気ベント、燃焼機器からの排出等の個別の排出源からの小中規模なメタン排出は検知できない可能性がある。また、雲や風等の気象条件により発生する誤差や、紫外線反射率が低い水面（海上プラットフ
ォーム等）での計測が困難である等の課題がある。

図 16 温室効果ガス観測技術衛星「いぶき」（GOSAT）による計測イメージ4

4出所）https://www.jaxa.jp/projects/sat/gosat/

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免責事項
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