5. Em derrogação do n.o 2, quarto parágrafo, do presente artigo, se os operadores que produzem ou transformam petróleo ou gás natural apresentarem provas, com base em medições dos cinco anos anteriores que tenham sido comunicadas pelos operadores em conformidade com o artigo 12.o e avaliadas por um verificador, de que menos de 1 % de todos os seus componentes e subcomponentes em cada local apresentam fugas e de que as emissões agregadas de metano associadas a essas fugas representam menos de 0,08 % do volume total de gás ou 0,015 % da massa total de petróleo transformado ou extraído, podem ser aplicadas diferentes frequências de vistoria para LDAR para os componentes nos locais nos quais não tenham sido identificadas fugas, sob reserva de aprovação das autoridades competentes e desde que:
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a)
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Para todos os componentes em locais de transformação, sejam realizadas vistorias de tipo 1 para LDAR pelo menos a cada 12 meses;
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b)
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Para, pelo menos, 25 % de todos os componentes em locais de transformação, sejam realizadas vistorias de tipo 2 para LDAR a cada 12 meses, com verificação de todos os componentes a cada 48 meses;
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c)
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Para todos os componentes em locais de produção, sejam realizadas vistorias de tipo 1 para LDAR pelo menos a cada 36 meses;
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d)
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Para todos os componentes em locais de produção, sejam realizadas vistorias de tipo 2 para LDAR pelo menos a cada 60 meses.
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Se, na sequência das vistorias para LDAR realizadas em conformidade com o primeiro parágrafo do presente número, 1 % ou mais de todos os componentes e subcomponentes de cada local apresentam fugas ou se as emissões agregadas de metano associadas a essas fugas representarem mais de 0,08 % do volume total de gás ou 0,015 % da massa total de petróleo bruto transformado ou extraído, o operador em causa fica sujeito às obrigações previstas no n.o 2 nesse local.
A autoridade competente notifica a Comissão das derrogações concedidas nos termos do presente número e efetua as inspeções extraordinárias referidas no artigo 6.o, n.o 4.