a.2 追加性の評価pj2,fuel プロジェクト実施後のコージェネレーショ...

方法論の規程に従い、追加性の評価は不要である。

A.2　追加性の評価

（１）追加性の評価方法

注）投資回収年数の算定式などを記載すること

（２）追加性評価に必要な情報の入手方法

注）(１)の評価に必要な情報の入手方法について記載すること　　全削減活動について同一の想定値などを用いる場合は、想定値を用いることが　　できる根拠も併せて示すこと

項目入手方法

EM PJ ガスエンジン

プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

kgCO2/年 2176.8


プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種LPGのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

EM BL, ガスエンジン

ベースライン排出量 ※2【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

kgCO2/年


ベースライン排出量 ※2【燃料種LPGのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

kgCO2/年

kgCO2/年 2492.6

kgCO2/年 444

444

ER排出削減量 ※3【燃料種LPGのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

2621.4

2936.8

3357.7

2002.1

2256.9

プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種LPGのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

kgCO2/年 1528.5

プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

※1 プログラム型排出削減プロジェクトに参加する削減活動のうちの１つの削減活動について、具体的な数値を記載すること。また、記載する想定値については、削減活動の年間排出削減見込量が500t-CO2以下であることが確実であることを説明する値であること。※2 A.3.5のベースライン排出量で算定した全ての排出量の総和を記載すること。※3 A.3.3のプロジェクト実施後排出量で算定した全ての排出量の総和を記載すること。※4 A.3.2～A.3.5まで入力後、自動計算されます。


EM PJ, エネファーム

プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種LPGのエネファームを設置している場合】

kgCO2/年

kgCO2/年プロジェクト実施後排出量 ※3【燃料種都市ガスのエネファームを設置している場合】

1330.4



ベースライン排出量 ※2【燃料種LPGのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

kgCO2/年

ER排出削減量 ※2【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電あり)を設置している場合】

kgCO2/年

kgCO2/年

EM BL, エネファーム

ベースライン排出量 ※2【燃料種LPGのエネファームを設置している場合】

EM BL, エネファーム

ER排出削減量 ※1【燃料種LPGのエネファームを設置している場合】

kgCO2/年 1100

ER排出削減量 ※1【燃料種LPGのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

kgCO2/年 473

ER排出削減量 ※1【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

kgCO2/年

kgCO2/年

ベースライン排出量 ※2【燃料種都市ガスのエネファームを設置している場合】

1829.8

A.3　排出削減量の算定方法

A.3.1　排出削減量

記号定義単位数値 ※4

（式１）

kgCO2/年

ER

1900.6

499


ベースライン排出量 ※2【燃料種都市ガスのガスエンジン(売電なし)を設置している場合】

kgCO2/年

EM PJ ガスエンジン kgCO2/年

3080.1

1179排出削減量 ※1【燃料種都市ガスのエネファームを設置している場合】

PJBL EMEMER =

　

排出量の算定を行う

A.3.2　排出削減量の算定で考慮する付随的な排出活動

（考え方）※1

注）方法論の＜排出削減量の算定で考慮すべき温室効果ガス排出活動＞に規定される全ての付随的な排出活動について、記載すること。付随的な排出活動について算定を行う場合には、A.3.5に算定方法を示すこと。

排出量の算定を行わない

排出量(tCO2/年)

（１）ベースラインの付随的な排出活動

合計 ※2 0.0

本プロジェクトで適用する方法論では、ベースラインの付随的な排出活動は規定されていないため、付随的な排出活動は評価しない。

排出量(tCO2/年) モニタリング・算定方法排出活動

※1 付随的な排出活動の考え方について記載例を参考に記入すること。※2 行を追加して記入した場合には、合計の参照範囲を確認すること。

（２）プロジェクト実施後の付随的な排出活動

排出活動

注）方法論の＜排出削減量の算定で考慮すべき温室効果ガス排出活動＞に規定される全ての付随的排出活動について記載すること。　　また、A.3.1で算定した排出削減量と比較して付随的排出活動の影響度を評価し、　　排出削減事業における付随的排出活動のモニタリング・算定方法を決めること。ただし、モニタリングを省略する複数の付随的な排出活動の影響度の合計を5％　　以上としてはならない（影響度の合計が5％未満となるようにモニタリングを省　　略する付随的な排出活動を調整しなければならない）。

モニタリング・算定方法 ※3影響度(％) ※2

（考え方）※1本プロジェクトで適用する方法論では、プロジェクト実施後の付随的な排出活動は規定されていないため、付随的な排出活動は評価しない。

排出量の算定を行う。

合計 ※4 0.0 0.0

排出量の算定を行う。ただし、排出量のモニタリングを省略し、影響度により排出量を評価する。

排出量の算定を省略する。

※1 付随的な排出活動の考え方について記載例を参考に記入すること。※2 A.3.1で算定した排出削減量に対する比率(％)を記載すること。※3 方法論で規定された方法から選択すること。※4 行を追加して記入した場合には、合計の参照範囲を確認すること。

)( ,, SPJSBLM EMEMERER −+=

ε PJ,e, エネファームプロジェクト実施後のエネファームの発電効率

％ 35.0

CEF PJ2,fuelプロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(LPG）

kgCO2/GJ 60.1

EM PJ, エネファームプロジェクト実施後の主要排出量 kgCO2/年 2256.9

EL PJ, エネファームプロジェクト実施後のエネファームによる発電量

kWh/年 3651

（１）主要排出活動

（式3-2）

（1）-1-2　燃料種LPGのエネファームを導入する場合


kWh/年 3651

（1）-1-1　燃料種都市ガスのエネファームを導入する場合

（考え方）※1

プロジェクト実施後のコージェネレーションによる発電電力量より算定する。ただし、ガスエンジンコジェネレーションシステムの売電ありの設備については、発電電力量起源の主要排出量と売電電力量起源の主要排出量より自家消費起源の排出量を算定する。



想定値

CEF PJ1,fuel

プロジェクト実施後の主要排出量 kgCO2/年 1900.6

注）排出削減方法論の「３．事業実施後排出量の算定」に定める評価式に沿って排出量の　　評価方法を記載すること。また、記載例に示すように各項目ごとの評価式を記載した　　上で、評価に用いるパラメータの説明及び想定値を表中に記載すること。　

（式3-1）

A.3.3　プロジェクト実施後排出量

記号定義単位想定値

プロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

kgCO2/GJ 50.9

単位記号定義

％ 35.2

)( ,, SPJSBLM EMEMERER −+=

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム ×100

𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑒𝑒,エネファーム× 3.6 × 10−3 × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム ×100

𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑒𝑒,エネファーム× 3.6 × 10−3 × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓


kgCO2/GJ 60.1

EL PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電電力量

kWh/年 1699

ε PJ,e, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンの発電効率

％ 24.1


EM PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後の主要排出量 kgCO2/年 1528.5

（1）-2-2　燃料種LPGの場合

（式3-4）

CEF PJ1,fuelプロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

kgCO2/GJ 50.9

※ ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電なし)は発電量を表示する宅内操作盤と総電気使用量と購入電力量を表示する宅内操作盤があり、表示値が総電気使用量と購入電力量の場合、以下の式により発電電力量を求める。

（式3-3' ）

1330.4


kWh/年 1699


％ 23.4

単位想定値

EM PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後の主要排出量 kgCO2/年

（1）-2-1　燃料種都市ガスの場合

（式3-3）

記号定義

（1）-2　ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電なし)を導入する場合

定義単位想定値

EL PJ, ガスエンジン

※ ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電なし)は発電量を表示する宅内操作盤と総電気使用量と購入電力量を表示する宅内操作盤があり、表示値が総電気使用量と購入電力量の場合、以下の式により発電電力量を求める。

（式3-4'）

記号

4618

Ｙガスエンジン配電系統からの購入電力量 kWh/年 2919

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電電力量

kWh/年 1699.0

Ｘガスエンジン住宅における総使用電力量 kWh/年



kWh/年 1699.0

Ｘガスエンジン住宅における総使用電力量 kWh/年 4618

Ｙガスエンジン配電系統からの購入電力量 kWh/年 2919

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン ×100

𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑒𝑒,ガスエンジン× 3.6 × 10−3 × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓



𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝑋𝑋ガスエンジン − 𝑌𝑌ガスエンジン


EL PVR, ガスエンジン

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電量のうち他者に提供した電力量

kWh/年 1411


％ 24.1

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電電力量

kWh/年 3110


EL PJ, ガスエンジン



EM PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後の主要排出量(自家消費起源）

kgCO2/年 2492.6

EL PVR, ガスエンジン kWh/年 1411

CEF PJ1,fuelプロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

kgCO2/GJ 50.9

定義単位想定値

EM PVR, ガスエンジンプロジェクト実施後の売電量起源排出量(100%効率)

kgCO2/年 258.6



％


（式3-5-2）

記号

23.4


kgCO2/GJ 60.1

（1）-3　ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電あり)を導入する場合

（式3-5-1）

（式3-5'）

EM PV, ガスエンジンプロジェクト実施後の発電量起源排出量 kgCO2/年 2435.4

EM PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後の主要排出量(自家消費起源）

kgCO2/年 2797.8

kgCO2/年 2176.8

（式3-6'）

（式3-6-1）

kWh/年 3110

EM PVR, ガスエンジンプロジェクト実施後の売電量起源排出量(100%効率)

kgCO2/年 305.3

売電量起源の排出量は保守的にロス分は考慮せず、効率100%で算定する。

売電量起源の排出量は保守的にロス分は考慮せず、効率100%で算定する。

（式3-6-2）

EM PV, ガスエンジンプロジェクト実施後の発電量起源排出量

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン × 3.6 × 10−3 × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン − 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン



𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン × 3.6 × 10−3 × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン − 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン




（２）付随的な排出活動

注）A.3.2(2)において、影響度が１％以上であった付随的な排出活動に全てについて記載する。

（式　）

■ プロジェクト実施後の生成熱量をコージェネレーションによる発電出力量から算定する場合

（式8-1）

プロジェクト実施後のエネファームの熱回収効率

35.2

プロジェクト実施後のエネファームによる発電量

％


％

EL PJ, エネファーム

ε PJ,h, エネファーム

GJ/年 18.9

kWh/年 3,651

18.9

記号定義単位

50.6

想定値

Q PJ, エネファーム

記号

プロジェクト実施後のエネファームによる発電量

注）方法論に算定式の記載がないものについては、本項目の記載は不要とする。

A.3.4　ベースライン排出量の考え方

注）排出削減方法論の「４．ベースライン排出量の考え方」を参照し、本プロジェクトに　　おけるベースライン排出量の考え方及びベースライン活動量の算定式を選択して引用　　記載すること。また、ベースライン活動量については、記載例に示すように各項目ご　　との評価式を記載した上で、各パラメータの定義及び想定値を表中に記載すること。

3651

（１）ベースライン排出量の考え方

（２）ベースライン活動量（発電電力量、蒸気の供給量又は製品の生産量等）の算定式

想定値

EL PJ, エネファーム

本方法論におけるベースライン排出量は、プロジェクト実施後のコージェネレーションによる発電電力量と生成熱量を、コージェネレーションからではなく、ベースラインの系統電力及びガス給湯器から得る場合に想定されるCO2排出量とする。ただし、ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電あり)の電力量については、発電電力量ではなく自家消費電力量をベースラインの系統電力から得る場合に想定されるCO2排出量とする。

kWh/年

EL BL, エネファームベースラインの系統電力の使用量 kWh/年 3651

（２）-1-1 燃料種都市ガスのエネファームを導入する場合

単位定義

単位想定値

Q BL , エネファームベースラインのガス給湯器による生成熱量

プロジェクト実施後のエネファームによる生成熱量

GJ/年 18.9

Q PJ, エネファームプロジェクト実施後のエネファームによる生成熱量

GJ/年

（式4-1）

（式5-1）

記号定義

𝐸𝐸𝐸𝐸BL,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム

QPJ,エネファーム = ELPJ,エネファーム ×100

𝜀𝜀PJ,𝑒𝑒,エネファーム×𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,ℎ,エネファーム

100× 3.6 × 10−3

𝑄𝑄BL,エネファーム = 𝑄𝑄𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム


（式8-2）

ベースラインの系統電力の使用量

単位想定値

kWh/年 3651

（式4-2）

記号定義

3651


（２）-1-2 燃料種LPGのエネファームを導入する場合

kWh/年EL BL, エネファーム

（式5-2）


Q BL , エネファームベースラインのガス給湯器による生成熱量 GJ/年 19.7


GJ/年 19.7



GJ/年 19.7


kWh/年 3,651


％ 35.0

ε PJ,h, エネファームプロジェクト実施後のエネファームの熱回収効率

％ 52.5

𝐸𝐸𝐸𝐸BL,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム

QPJ,エネファーム = ELPJ,エネファーム ×100

𝜀𝜀PJ,𝑒𝑒,エネファーム×𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,ℎ,エネファーム

100× 3.6 × 10−3

𝑄𝑄BL,エネファーム = 𝑄𝑄𝑃𝑃𝑃𝑃,エネファーム


（式8-3）

EL BL, ガスエンジンベースラインの系統電力の使用量 kWh/年 1699

EL PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムによる発電量電力量

kWh/年 1699


（式4-3）

プロジェクト実施後のガスエンジンの熱回収効率

％ 57.6

GJ/年

ε PJ,e, ガスエンジン

記号定義

23.4

EL PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンの発電電力量

kWh/年 1,699

プロジェクト実施後のガスエンジンの発電効率

％

ε PJ,h, ガスエンジン

Q PJ, ガスエンジン

Q PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンによる生成熱量

（式5-3）

想定値

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムによる生成熱量

GJ/年Q BL , ガスエンジンベースラインのガス給湯器による生成熱量

15.1

15.1

記号定義単位

単位

GJ/年

想定値

（２）-2　ガスエンジンコジェネレーションシステム（売電なし）を導入する場合

（２）-2-1　燃料種都市ガスの場合

15.1

Q𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン = ELPJ,ガスエンジン ×100

𝜀𝜀PJ,𝑒𝑒,ガスエンジン×𝜀𝜀𝑃𝑃𝑃𝑃,ℎ,ガスエンジン

100× 3.6 × 10−3

𝐸𝐸𝐸𝐸BL,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン

QBL,ガスエンジン = Q𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン


（式8-4）

（２）-2-2　燃料種LPGの場合

（式4-4）




kWh/年 1699

（式5-4）


Q BL , ガスエンジンベースラインのガス給湯器による生成熱量 GJ/年 15.1

Q PJ, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムによる生成熱量

GJ/年 15.1


プロジェクト実施後のガスエンジンによる生成熱量

GJ/年 15.1


kWh/年 1,699

Q PJ, ガスエンジン


％ 24.1

ε PJ,h, ガスエンジンプロジェクト実施後のガスエンジンの熱回収効率

％ 59.2



100× 3.6 × 10−3


𝐸𝐸𝐸𝐸BL,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン


（２）-3　ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電あり)を導入する場合

（２）-3-1　燃料種都市ガスの場合

（式4-5）




kWh/年 3110

（式5-5）




GJ/年 27.6

（式8-5）



GJ/年 27.6

kWh/年 3,110


％ 23.4


％ 57.6

EL PVR ,ガスエンジン


kWh/年 1411


𝐸𝐸𝐸𝐸BL,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン − 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン



100× 3.6 × 10−3



（式8-6）

（２）-3-2　燃料種LPGの場合

（式4-6）




kWh/年 3110

（式5-6）


kWh/年 1411




GJ/年 27.6



GJ/年 27.6

プロジェクト実施後のガスエンジンの発電電力量

kWh/年 3,110EL PJ, ガスエンジン


％ 24.1


％ 59.2

EL PVR, ガスエンジン



100× 3.6 × 10−3


𝐸𝐸𝐸𝐸BL,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン − 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃,ガスエンジン

（1）-1-1　燃料種都市ガスのエネファームを導入する場合

CEF BL1,fuel kgCO2/GJ 50.9

ε BLベースラインのボイラーのエネルギー消費効率

％ 80.4

想定値

熱起源のベースライン排出量 kgCO2/kWh 1196.1EM BL,heat

GJ/年 18.9

3,651

（式11-1）

（式10-1）

記号定義単位

EL BL, エネファームベースラインの系統電力の使用量

Q BL , エネファーム

1883.9

kWh/年

電力起源のベースライン排出量

CEF electricity,t 電力のCO2排出係数

記号

ベースラインのガス給湯器による生成熱量

定義単位

ベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

EM BL,electricity

kgCO2/kWh

kgCO2/年 3080.1

定義単位

0.516

EM BL,heat

kgCO2/年 1883.9電力起源のベースライン排出量

EM BL, エネファームベースラインの主要排出量

熱起源のベースライン排出量 kgCO2/年 1196.1

EM BL,electricity

記号

（１）主要排出活動

想定値

A.3.5　ベースライン排出量

注）方法論の「５．ベースライン排出量の算定」に定める評価式に沿って　　排出量の評価方法を記載すること。また、記載例に示すように各項目ごとの　　評価式を記載した上で、評価に用いるパラメータの定義及び想定値を表中に　　記載すること。

想定値

kgCO2/kWh

（式9-1）𝐸𝐸𝐸𝐸BL,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 + 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,エネファーム × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒,𝑒𝑒

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝑄𝑄𝐵𝐵𝐵𝐵,エネファーム ×100𝜀𝜀BL

× 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝐵𝐵𝐵𝐵𝑃,𝑓𝑓𝑓𝑓𝑒𝑒𝑓𝑓

ε BL

Q BL , エネファームベースラインのガス給湯器による生成熱量 GJ/年

熱起源のベースライン排出量

定義

kgCO2/年 1473.8

CEF BL2,fuelベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(LPG）

kgCO2/GJ 60.1

（式11-2）

19.7

ベースラインのボイラーのエネルギー消費効率

％ 80.4

単位想定値記号

EL BL, エネファームベースラインの系統電力の使用量 kWh/年 3,651

EM BL,heat

EM BL,electricity 電力起源のベースライン排出量 kgCO2/年 1883.9

CEF electricity,t 電力のCO2排出係数 kgCO2/kWh 0.516

（式10-2）



EM BL,heat 熱起源のベースライン排出量 kgCO2/年 1473.8

（式9-2）


（1）-1-2　燃料種LPGのエネファームを導入する場合

EM BL, エネファームベースラインの主要排出量 kgCO2/年 3357.7

𝐸𝐸𝐸𝐸BL,エネファーム = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 + 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,エネファーム × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒,𝑒𝑒⬚

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵𝑃,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝑄𝑄𝐵𝐵𝐵𝐵,エネファーム ×100𝜀𝜀BL


（1）-2　ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電なし)を導入する場合


CEF BL1,fuelベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

kgCO2/GJ 50.9



％ 80.4




（式11-3）


EL BL, ガスエンジンベースラインの系統電力の使用量 kWh/年 1,699

（式10-3）



EM BL, ガスエンジンベースラインの主要排出量 kgCO2/年 1829.8

（式9-3）


876.7EM BL,electricity 電力起源のベースライン排出量 kgCO2/年

𝐸𝐸𝐸𝐸BL,ガスエンジン = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 + 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ガスエンジン × 𝐶𝐶𝐸𝐸𝐶𝐶𝑒𝑒𝑓𝑓𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒,𝑒𝑒

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐵𝐵𝐵𝐵,ℎ𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝑄𝑄𝐵𝐵𝐵𝐵,ガスエンジン ×100𝜀𝜀BL


EM BL,electricity 自家消費電力起源のベースライン排出量 kgCO2/年 876.7




（１）-3　ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電あり)を導入する場合

（１）-3-1　燃料種都市ガスの場合

（式9-5）


％ 80.4


kgCO2/GJ 60.1



（式11-4）







（式10-4）




（式9-4）










（式10-6）






CEF BL1,fuelベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数(都市ガス）

kgCO2/GJ 50.9

（１）-3-2　燃料種LPGの場合

（式9-6）



％ 80.4




（式11-5）



（式10-5）







注）A.3.2(1)において、算定することとした付随的な排出活動に全てについて記載する。

ベースラインのガス給湯器による生成熱量 GJ/年 27.6


kgCO2/GJ 60.1

Q BL , ガスエンジン


％ 80.4



（式11-6）

（式　）

想定値

（２）付随的な排出活動

記号定義単位



（１）活動量（燃料消費量、生成熱量、生産量等）

売電あり

kWh/年年

3110宅内操作盤の表示値北海道ガスによる想定

値

1411

年

1699北海道ガスによる想定

値

Ｘガスエンジン－ELPJ,ガス

エンジン

北海道ガスによる想定値

宅内操作盤の表示値年売電なし※宅内操作盤の表示値が発電量の場合

A.4.1　モニタリング計画

記号定義

モニタリング項目

単位分類 ※1

3651北海道ガスによる想定

値

想定値

モニタリング方法

頻度根拠備考

プロジェクト計画での想定

EL PJ, エネ

ファーム

プロジェクト実施後のエネファームの発電量

概要

C 宅内操作盤の表示値

Ｘガスエンジン住宅における総電気使用量

年宅内操作盤の表示値

EL PVR, ガス

エンジン


kWh/年 C 宅内操作盤の表示値年

C

※1 モニタリング・算定規定に沿って、分類Ａ・Ｂ・Ｃのいずれかの方法を選択すること。　　分類Ｂ（計量器）を用いる場合には、A.4.2において計量器やモニタリングポイントの説明を行うこと。　　分類Ｃ（概算等）を用いる場合には、A.4.3において概算・推定方法の詳細について説明すること。

Ｙガスエンジン配電系統からの購入電力量 kWh/年

売電なし※宅内操作盤の表示値が総電気使用量と購入電力量の場合2919

注）複数のモニタリング方法を用いるモニタリング項目については、想定される手法を全て記載すること。

kWh/年 C 年 4618

資源エネルギー庁「家庭の省エネ徹底ガイ

ド」世帯当たり電気使用量

宅内操作盤の表示値

EL PJ, ガスエ

ンジンkWh/年 C

プロジェクト実施後のガスエンジンの発電電力量

（２）係数（単位発熱量、排出係数、エネルギー消費効率、物性値等）

kgCO2/kWh Ⅲ

プロジェクト実施後のエネファームの熱回収効率（都市ガス）

トップランナー基準

検証時

登録時

トップランナー基準におけるガス温水器の基準

50.6

0.516

プロジェクト計画での想定

57.6

80.4

想定値

35.2

高位発熱量基準

平成28年度系統電力の排出係数

デフォルト値【全電源】

H28年度全電源排出係数

εBL 検証時ベースラインのガス給湯器のエネルギー消費効率 % Ⅲ

デフォルト値【全電源】CEF PJ,elec

tricity電力のCO2排出係数

プロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数

kgCO2/GJ

ε PJ,h, ガスエン

ジン

定義単位分類 ※1

モニタリング方法備考

根拠


記号頻度

CEF BL1,fuel

ベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数

kgCO2/GJ Ⅱ

CEF PJ1,fuel

ε PJ,e, ガスエン

ジンプロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電効率（LPG）

ε PJ,h, エネ

ファーム

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの熱回収効率（都市ガス）

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの熱回収効率（LPG）



北海道ガス提供値燃料供給会社提供値検証時 50.9

北海道ガス提供値燃料供給会社提供値検証時 50.9Ⅱ


プロジェクト実施後のエネファームの熱回収効率（LPG）

%

ε PJ,e, エネ

ファーム


登録時

概要

カタログ値

% Ⅱ カタログ値

登録時

24.1


プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステムの発電効率（都市ガス）


52.5

35.0プロジェクト実施後のエネファームの発電効率（LPG）

Ⅱ

Ⅱ

% Ⅱ

23.4

登録時



導入が想定される代表的機種のカタログ

値


値


値


値%



カタログ値

カタログ値

59.2

プロジェクト実施後のエネファームの発電効率（都市ガス）

5メーカーに確認した計測誤差の最大想定値

カタログ値が不明な場合はメーカーの計測誤差最大想定値にて算定する

計測誤差エ

ネファーム発電量測定誤差 % Ⅲ 仕様書・カタログ値登録時

CEF PJ2,fuel

プロジェクト実施後のコージェネレーションで使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数

kgCO2/GJ平成27年度排出係数デフォルト値【LPG】Ⅲ

平成27年度排出係数デフォルト値【LPG】高位発熱量基準60.1

60.1 高位発熱量基準デフォルト値【LPG】

検証時

検証時

CEF BL2,fuel

ベースラインのガス給湯器で使用する燃料の単位発熱量当たりのCO2排出係数

kgCO2/GJ Ⅲ デフォルト値【LPG】

※1 モニタリング・算定規定に沿って、分類Ⅰ・Ⅱ・Ⅲのいずれかの方法を選択すること。　　分類Ⅰ（実測）を用いる場合には、A.4.4において実測方法の説明を行うこと。　　分類Ⅱ（第三者提供値）を用る場合には提供事業者名を概要欄に記載すること

計測誤差ガ

スエンジン発電量測定誤差 % Ⅲ 仕様書・カタログ値登録時 8

メーカーに確認した計測誤差の最大想定値

カタログ値が不明な場合はメーカーの計測誤差最大想定値にて算定する

（３）モニタリングデータの収集方法

　


注）各削減活動におけるモニタリングデータを運営・管理者が収集する方法をフロー図等を用いて説明すること。　　収集するデータの形態（書類、写真、電子データなど）や実施予定時期についても分かるように記載すること。　　なお必ずしも個別項目ごとに図を作成する必要はなく図で全てタリグポイトを示してもよ

コジェネレーションシステムによる発電電力量（自家消費量）

（１）計量器の概要

①特定計量器の場合

②特定計量器以外の計量器の場合

（２）モニタリングポイント

0

※1 モニタリングポイントは(2)と整合する番号を記載すること。

注）計量器によるモニタリングポイントを図示すること。必ずしも個別項目ごとに図を　　作成する必要はなく、一つの図で全てのモニタリングポイントを示してもよい。　　複数の図を作成する場合は、記入枠を必要に応じてコピーすること。

計量器の校正方法の説明モニタリング項目計量器の種類モニタリングポイント ※1

A.4.2　計量器を用いたモニタリング（分類Ｂ）に関する説明

検定の有効期限モニタリング項目

注）A.4.1（１）においてモニタリング分類Ｂ(計量器)を使用する場合の計量器について　　説明すること。

計量器の種類モニタリングポイント ※1

　

（推定・概算方法）

■　算定式

　

■　計測誤差

計測精度は仕様書・カタログ等により確認する。

不明の場合：±5% (メーカーに確認した計測誤差の最大想定値）

（モニタリングポイント）

エネファームによる発電電力量は電力量計にて測定するため、電力量計の計測精度を保守的に補正する。電力量計の計測精度を差し引き、保守的に補正することで、分類A,Bによって求める値と比較して保守的であるといえる。

モニタリング項目プロジェクト実施後のエネ

ファームの発電量

ELPJ,エネファーム　＝　モニター表示値 × （100 - 計測誤差）/ 100

注）A.4.1（１）においてモニタリング分類Ｃを使用する場合の　　概算・推定方法の詳細について説明すること。また、計量器による計測値に基づく推定　　を行う場合には、モニタリングポイントも併せて示すこと。

A.4.3　概算等を基づくモニタリング方法（分類Ｃ）に関する説明

　


■　算定式

①

②

■　計測誤差




Xガスエンジン＝モニター表示値 × （100 - 計測誤差）/ 100


EL PJ, ガスエンジン＝モニター表示値 × （100 - 計測誤差）/ 100

ガスエンジンコジェネレーションシステム（売電なし）の宅内操作盤のモニター表示値は以下の通り２種類ある。

① 総電気使用量と購入電力量② 発電量と電気使用量（発電量含む）

売電不可の設備のため、発電量のみモニタリングする。

発電電力量、総自家消費量と系統電力からの購入量は電力量計にて測定するため、電力量計の計測精度を保守的に補正する。発電電力量及び総電気使用量については測定誤差分を差し引き、系統電力からの購入量については計測誤差分を加算することで、分類A,Bによって求める値と比較して保守的であるといえる。

Yガスエンジン＝モニター表示値 × （100 + 計測誤差）/ 100

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステム（売電なし）の発電電力量


　


■　算定式

③

■　計測誤差




EL PJ ,ガスエンジン＝モニター表示値 × （100 - 計測誤差）/ 100

プロジェクト実施後のガスエンジンコジェネレーションシステム（売電あり）の発電電力量及び売電量

ガスエンジンコジェネレーションシステム(売電あり)の宅内操作盤のモニター表示値は以下の通りである。

・発電量と消費電力量、購入電力量、売電量

売電可能なであるため、発電量と売電量をモニタリングする。

発電電力量、売電量は電力量計にて測定するため、電力量計の計測精度を保守的に補正する。発電電力量については測定誤差分を差し引き、売電量については計測誤差分を加算することで、分類A,Bによって求める値と比較して保守的であるといえる。


EL Pvr ,ガスエンジン＝モニター表示値 × （100 + 計測誤差）/ 100



注）A.4.1において分類Ⅰに該当する方法でモニタリングを実施することとした項目に　　ついて、実測方法の説明を行うこと。なお、実測の中で活動量の計測が必要となる　　場合(例えば効率の計測)には、活動量の計測区分（分類Ａ～分類Ｃ）に準じた説明を行うこと。

A.4.4　係数(単位発熱量、排出係数、効率等)の実測方法に関する説明

a.2 追加性の評価pj2,fuel プロジェクト実施後のコージェネレーショ...

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