От предложените в Ръководството на IPCC емисионни фактори са избрани стойности като е отчетено, че подземните мини са със средна дълбочина повече от 400 m, а откритите рудници за лигнити с дълбочина над 25 m. Изразени в m3 CH4 /t добити въглища, емисионните фактори при подземния способ са повече от 10 пъти по-големи от тези при открития способ. Съгласно Ръководството по добри практики, след като този източник е ключов би следвало да се използва по точен метод. Това ще бъде една от основните насоки за подобряване на следващите инвентаризации. Поради ограничените данни засега прилагането на по-точни методи е невъзможно.

Пресмятането на случайните емисии на CH₄ от системите за нефт и природен газ се провежда според метод от тип Tier 1.

В инвентаризацията за 2003 г. се използват емисионни фактори, дадени в Ръководството по добри практики. Тези параметри се определят, като правило, за единица дължина на преносните тръбопроводи и се отличават съществено от стандартните параметри посочени в Ревизираното Ръководство на IPCC за отделните региони в света. Смяната на емисионните фактори беше отразена във всички инвентаризации от 1988 г. до сега и те бяха преизчислени.

В Таблица 3.21 са дадени размерите на газопреносните мрежи и тяхното развитие от 1988 г. насам.

Таблица 3.21 Развитие на тръбопроводната мрежа за природен газ - км. Дължина на мрежата 1988 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 Природен газ - транзит 265 300 350 375 400 450 475 605 Природен газ - пренос в страната 969 1169 1269 1269 1369 1469 1569 1600 Природен газ - разпределение в страната 0 0 0 50 50 50 50 50                   Общо 1234 1469 1619 1694 1819 1969 2094 2255 Дължина на мрежата 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Природен газ - транзит 670 710 840 945 840 945 945 Природен газ - пренос в страната 1700 1769 1790 1800 1800 1800 1869 Природен газ - разпределение в страната 60 100 200 300 500 700 816                 Общо 2430 2579 2830 3045 3140 3445 3630

Данните за количествата суров нефт и природен газ се взимат от енергийния баланс за 2003 г. където са агрегирани на национално ниво.

За първи път са отчетени и случайните емисии на метан при зареждането на автомобилите с втечнен газ пропан-бутан на газостанциите в страната. Както се вижда от Таблица 3.20 широкото използване на този тип гориво започва от 1998 г. за да достигне близо 8 % през 2003 г.от общата консумация на течни горива в страната.

Освен случайните емисии на метан се наблюдават и значителни емисии на NMVОСs при зареждането на бензин в бензиностанциите и при експедицията му от рафинериите както и емисии на NOx, CO и NMVОСs при изгарянето на факел в петролните рафинерии. Тези емисии са структурирани и изчислени в рамките на сектор “Индустриални процеси”.

Трендовете в изменението на преработеният нефт сочат едно намаление с 46 % през 1996 г. спрямо 1988 г. В последващия период консумацията на нефт е относително стабилна на нива около 220 PJ годишно или близо 5.4 млн. тона.

Потреблението на природен газ в страната намалява около два пъти през 2003 г. спрямо 1988 г. Това се дължи на съкращаването на промишлената продукция и не може да се компенсира от ускореното гозоснабдяване на бита в последните години.