自社では、バイオマス燃料を輸入し、自家発電の電源や熱源としての利用、他社向けの販売などの事業を扱っている。バイオマス燃料の燃焼に伴う排出量は、カーボンニュートラルでありゼロカウントという考え方もあるようだが、Scope123のなかではどのように考えればよいか。
Scope123排出量のなかではカウントしません。「Scope3基準」では、いずれのScopeにも含めずに、分別して報告することを求めています（記載は以下の通り）。The GHG Protocol Corporate Standard requires that direct CO2 emissions from thecombustion of biomass be included in the public report but reported separately fromthe scopes rather than included in scope 1. The separate reporting requirement alsoapplies to scope 3.（仮訳：GHG プロトコル企業基準が要求しているのは、バイオマスの燃焼からの直接CO2排出物は公開報告書に含めることであり、Scope1 に含めることよりむしろ、Scopeとは別に報告することである。このような分離報告の要求条件はまたScope3 にも適用される。）出典：Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard 日本語訳7.1 Guidance for prioritizing data collection effortsまた、温対法における「温室効果ガス排出量算定・報告マニュアル」では、エネルギー起源二酸化炭素に関する概要として以下の記載があり、バイオマス燃料の燃焼は算定対象外としています。ここで示した燃料※以外の燃料（バイオマス起源メタンなど）を燃焼させた場合に排出されるCO2は算定対象外です。
※算定省令規定の燃料。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（コンデンセート（NGL）を除く。）、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（液化天然ガス（LNG）を除く。）、コークス炉ガス、高炉ガス、転炉ガス、都市ガス、が対象。出典：温室効果ガス排出量算定・報告マニュアル）第Ⅱ編 3.1.1 燃料の使用
組織境界の設定方法「出資比率基準」、「支配力基準」について、「サプライチェーンを通じた温室効果ガス排出量算定に関する基本ガイドライン（ver.2.5）」では以下のように定義しています。出資比率基準対象の事業からの排出量をその事業に対する出資比率（株式持分）に応じて算定する排出量の連結方法。支配力基準支配下の事業からの排出量を100％算定する排出量の連結方法。出資比率が高くても支配力を持っていない場合は算入しない。ここで、支配力は、財務支配力（当該事業者の財務方針および経営方針を決定する力を持つ）又は経営支配力（当該事業者に対して自らの経営方針を導入して実施する完全な権限を持つ）のどちらかの観点で定義することができる。本ガイドラインにおいては一般的にどちらの基準でも対象に含む連結対象事業者を組織境界に含むとして示している。出典：サプライチェーンを通じた温室効果ガス排出量算定に関する基本ガイドライン（ver.2.5）第1部 3．用語の定義例えば、株式保有率70％であり、事業に対して支配力を有するグループ会社において、算定・報告・公表制度の対象となる燃料由来の直接排出量が10000 t-CO2eだった場合、出資比率基準では7000t-CO2e、支配力基準では10000t-CO2eを、Scope1排出量に含める必要があります。出資比率基準の場合、投資先の事業者における排出量はScope12排出量として計上するため、Scope3カテゴリ15「投資」に該当する排出量はありません。
民間施設の電力需要量については、需要家へのアンケートやヒアリング等を行うことにより、実績値を把握いただきたいと考えておりますが、それが困難な場合、地方公共団体実行計画マニュアルに示されている方法等により推計することも可能です。
具体的には、「脱炭素先行地域づくりガイドブック」の参考資料「電力需要量・再エネ等の電力供給量 省エネによる電力削減量 算定方法の例」を御参照ください。
原単位での削減は認められません。CO2削減量での達成が必須です。
電気の使用に伴う排出量の算定は、基本的に、環境大臣及び経済産業大臣が公表する電気事業者別の係数を用いて算定することになっています。
　この係数は毎年度公表するため、年度ごとの違いはありますが、電力会社の発電方式、昼夜等による違いは設けていません。
政省令に掲げられた事業活動であれば、排出量が微少な事業所等であっても、算定の対象となります。なお、「エネルギー使用量が15kl／年未満の事業所であり、かつ総エネルギー使用量の１％未満の範囲の事業所（エネルギー起源二酸化炭素）」又は「温室効果ガス排出量が30t-CO₂／年未満の事業所であり、かつ、当該温室効果ガス算定排出量の１％未満の範囲の事業所の場合（エネルギー起源二酸化炭素以外の温室効果ガス）」には、毎年度の計測した値に代えて、一度国に提出した値と同じ値を次年度以降も記載することができます。
エネルギー管理が一体として行われているのであれば、省エネ法と同様に、同一事業所として取り扱います。したがって、ビルとＢビルのエネルギー起源二酸化炭素排出量を合計したもので算定・報告を行ってください。
再エネの出力制御を回避するため、他のエリアへの融通も含めあらゆる取り組みを行います。
太陽光や風力などの再エネは、天候によってその出力（発電）が大きく変動するうえ、そのコントロールが困難です。条件に恵まれれば、電力の需要以上に発電する場合もあり、そのままにしておくと需要と供給のバランスがくずれ、大規模な停電などのリスクが発生してしまいます。

そこで、もし需要以上に発電され電気が余る場合には、あらかじめ決められた順に、電源を確実に制御するという「優先給電ルール」を設けています。再エネが制御される順番は、火力発電の制御や他のエリアへの融通などよりも後ろに位置づけられています。

具体的には、電気が需要以上に発電され余る場合には、まず火力発電（LNG・石炭・石油など）の発電量を減らします。また、ダムを使って発電する「揚水発電」の動力として電気を使用して、電気の需要を増やします。それでも電気が余る場合には、エリアとエリアの間をつなぐ「地域間連系線」を使って、他のエリアに電気を融通します。さらにはバイオマス発電の出力を制御して、それでも対応できない場合には、太陽光発電、風力発電の出力制御をするという順番になっています（サイト内リンクを開く「再エネの大量導入に向けて ～『系統制約』問題と対策」参照）。

もし、他のエリアに融通できる電気の量を増やすことができれば、再エネの出力を止める必要がなくなりますが、ここで問題になるのが、日本の送電網のあり方です。

日本の送電網は、「東京」「中部」「関西」…などの各エリアとエリアの間をつなぐ地域間連系線が整備されていますが、現状では、地域間連系線を通じて流せる電気の量は限られています。

地域間連系線を増強すれば、他のエリアに融通できる電気の量を増やすことができるでしょう。しかし、増強するには、長期間の工事と工事費用が必要になりますので、費用対効果を検証する必要があります。この検証と地域間連系線の整備計画を策定する役割を担うのが、「電力広域的運営推進機関（広域機関）」です。

広域機関では、これまでに、周波数が異なる東日本（50Hz）と西日本（60Hz）を結ぶ東京中部間と、東北エリアと東京エリアを結ぶ地域間連系線について、すでに増強に向けた工事に着手しています（サイト内リンクを開く「電力システム改革の鍵を握る『広域機関』」参照）。さらに、北海道エリアと東北エ
A．標準事業は「①工場・事業場を対象とする場合」と「②主要なシステム系統を対象とする場合」いずれか片方または両方を選択可能です。B．大規模電化・燃料転換事業は「②主要なシステム系統を対象とする場合」のみが選択可能です。また、「②主要なシステム系統を対象とする場合」を選択した場合においても、必ず工場・事業場の排出量は算定する必要があります。