「温室効果ガス総排出量」を算定する 際、⾃ら所有する再エネ設備で発電した
電気の売電や⾮化⽯証書、Jクレジット等の措置は影響しますか。
「温室効果ガス総排出量」の対象範囲は、地球温暖化対策推進法施⾏令第３条に定められている活動に限られます。再エネ設備で発電した電気の売電や⾮化⽯証書、Jクレジット等の措置は、地球温暖化対策推進法施
⾏令第３条に含まれないため、「温室効果ガス総排出量」の算定対象に含まれません。
なお、再⽣可能エネルギー・廃棄物等発電事業による売電や⾮化⽯証 書、クレジット化等は、事務事業編の対象範囲には含まれますので、必ずしも⾃団体の「温室効果ガス総排出量」は削減されずとも、社会全体として温室効果ガスの排出量が削減される措置として事務事業編へ記載
いただくことは可能です。
「電気需要最適化」とは、電力の需給状況を踏まえ、電力の需要を増減させることです。この取組をデマンドレスポンス（DR）といい、再エネ余剰時等に電力需要を増加させることを「上げDR」、電力需給ひっ迫時等に電力需要を抑制させることを「下げDR」と呼びます。また、「DR実施日数」を年次報告することとしました。
加えて、電力の需給状況により設定される換算係数（「時間帯別電気需要最適化係数」または「月別電気需要最適化係数」を選択）により換算される電気使用量を用いて算定される「電気需要最適化評価原単位」を報告します。
従来の「電気需要平準化評価原単位」は廃止され、昼間と夜間の電気使用量の報告も不要になりました。※2024年度報告（2023年度実績）までは、報告が必要です。
CO2排出量の算定対象のエネルギー使用設備・機器の所有権等による判断となります。また管理組合は法人であることが必要です。「管理」の範囲が単にエネルギー使用量の把握、請求等のみの場合では応募できません。
「インバランスリスク等に相当する額」の具体的な算定方法は以下のとおりです。実際のインバランス精算は３０分ごとに計算し、それを合計して月単位で精算することとします（月単位でインバランスリスク等に相当する額がゼロ未満の場合はゼロとみなします。）。なお、平成２８年４月１日時点では、システム上、インバランスリスク単価を算定することができないため、当分の間は、インバランスリスク単価につき直近の平均値を用いることとし、別途告示で示すこととします。◆インバランスリスク等に相当する額＝インバランスリスク単価×実際の再エネ買取量◆インバランスリスク単価＝（小売全面自由化後のインバランス料金単価—小売全面自由化後の回避可能費用単価）×インバランス発生率
加算する必要はありません。
【関係法令通達】 所得税法第190条第1号、第226条第1項、所得税法施行令第311条 、所得税法施行規則第93条第1項第2号
基本的には、発電の際の燃料の使用に伴う二酸化炭素の排出量を販売発電量で割ることで排出係数を求めることができます。詳細は算定・報告マニュアル3.1.5「他人に供給した電気又は熱に伴う排出量の控除について」をご覧下さい。
他社から購入して顧客に販売した電気の量は、自らが使用した量にはあたらないため、「他人から供給された電気の使用に伴う排出量」の算定からは除外します。
カテゴリ3の算定対象範囲は、報告対象年度に自社が購入した燃料の上流側（資源採取、生産及び輸送）の排出、自社が購入した電気・熱（蒸気、温水又は冷水）の製造過程における上流側（資源採取、生産及び輸送）の排出です。なお、購入した各種エネルギーの使用に伴う排出量についてはScope12での排出に該当するため、Scope3カテゴリ3においては算定対象外です。また、自家発電の電気については、自家発電に使用する燃料の上流側（資源採取、生産及び輸送）における排出をScope3カテゴリ3として算定し、自家発電の際の燃料の燃焼をScope1として算定してください。
目標未達分の排出枠を他者から調達し、自身が保有するJAS と併せて償却を行う必要があります。例えば、目標を達成した事業者から、余っているJAS を購入することによって未達分の排出枠を調達する方法があります。なお、参加形態に応じてJAS-E もしくはJAS-S が発行されますが、JAS-E 発行対象者が目標未達であった場合、不足分としてJAS-E を調達して償却する必要があります(JAS-S を償却に用いることは認められない)。JAS-S 発行対象者の場合も同様です。本事業では、参加者の間で、（1）本事業の排出枠（JAS）、（2）jVER の取引が可能です。取引の詳細については、SHIFT 事業省 CO2 型設備更新支援（標準事業／大規模電化・燃料転換事業用）2023 年度採択者（第３期）実施ルールVer. 3.0 の「6.2 排出枠等の取引・移転方法」をご参照ください。