Department of energy office of fossil energy

 
55 
 
•
 
Measures of domestic industrial activity in NEMS are sensitive to both the 
composition of final U.S. demand and changes in domestic energy prices. 
However, NEMS does not account for the impact of domestic and global energy 
price changes on the global utilization pattern for existing manufacturing capacity 
or the siting of new capacity inside or outside of the United States in energy-
intensive industries. 
3.
 
Results of the 2014 EIA LNG Export Study 
EIA generally found that LNG exports will lead to higher domestic natural gas prices, 
increased domestic natural gas production, reduced domestic natural gas consumption, and 
higher levels of economic output (as measured by real gross domestic product or GDP).  The 
impacts of exports, according to EIA, are as follows: 
Increased natural gas prices.  EIA stated that larger export levels would lead to larger 
domestic price increases.  Percentage changes in delivered natural gas prices would be lower 
than percentage changes in producer prices, particularly for residential and commercial 
customers. 
Increased natural gas production and supply.  Increased exports would result in 
increased natural gas production that would satisfy 61 to 84 percent of the increase in natural gas 
exports, with a minor additional contribution from increased imports from Canada.  Across most 
cases, EIA states that about three-quarters of this increased production would come from shale 
sources. 
Decreased natural gas consumption.  Due to higher prices, EIA projects a decrease in 
the volume of natural gas consumed domestically.  EIA states that the electric power generation 
mix would shift toward other generation sources, including coal and renewable fuels.  EIA 
indicates that there also would be a small reduction in natural gas use in all sectors from 
efficiency improvements and conservation. 

---

 
56 
Increased levels of GDP.  EIA states that increased energy production would spur 
investment, which would more than offset the adverse impact of somewhat higher energy prices.  
GDP increases would range from 0.05 to 0.17 percent and generally increase with the amount of 
added LNG exports. 
4.
 
Increased Natural Gas Prices 
EIA found that natural gas prices would increase generally across all of the export 
scenarios, with the greatest impact during the first 10 years when LNG exports are ramping up.  
The smallest price change over the baseline occurs in the High Oil and Gas Resource case.  The 
Low Oil and Gas Resource case yields the largest price response. 
EIA notes that the percentage changes in producer natural gas prices and delivered prices 
to customers compared to the AEO 2014 Reference case baseline would vary, but would be 
relatively modest.  Prices paid to producers would increase from 4 to 11 percent under the 12 and 
20 Bcf/d scenario, respectively, while prices paid by residential customers would rise even 
less—from 2 to 5 percent under the 12 and 20 Bcf/d scenarios.     
5.
 
Increased Natural Gas Production and Supply 
EIA projected that most of the additional natural gas needed for export would be 
provided by increased domestic production with a minor contribution from increased pipeline 
imports from Canada.  The remaining portion of the increased export volumes would be offset by 
decreases in consumption resulting from higher prices associated with the increased exports. 
6.
 
Decreased Domestic Natural Gas Consumption 
EIA projected that greater export levels would lead to decreases in domestic natural gas 
consumption.  This decrease would occur largely within the electric power sector.  EIA projected 
that over the 2015-40 period, the decline in natural gas consumption from electric power 

---

 
57 
generators, on average, contributes from 10 to 18 percent to the levels of natural gas needed for 
the increased LNG export demands, across all cases and scenarios.  The Study noted that the 
trade-off in natural gas-fired generation and generation from competing fuels varies depending 
on the case, and generally depends on the generation fuel mix in the base scenarios. 
7.
 
Energy-Related Carbon Dioxide Emissions 
EIA projected that the use of natural gas to provide energy for added liquefaction, 
combined with the displacement of natural gas by more carbon-intensive fuels in end-use sectors, 
causes an increase in U.S. CO
2
 emissions over the analysis period in most pairings of export 
scenarios and baselines.  The Study noted that the increased use of coal in the electric power 
sector and the increased use of liquids in the industrial sector generally result in a net increase in 
CO
2
 emissions.  The Study also noted that, despite the CO
2
 emission increases projected in the 
LNG export scenarios, energy-related CO
2
 emissions remain below the 2005 level in each year 
of the projection period across all pairings of scenarios and baselines.   
EIA’s analysis did not include the U.S. Environmental Protection Agency’s (EPA) 
Transport Rule,
177
 as it had been vacated at the time, or other proposed EPA rulemakings.
178
  
EIA also did not analyze global CO
2
 emissions or life cycle emissions.  DOE looked at these 
latter issues in a separate analysis—the LCA GHG Report, discussed below in Section IX. 
8.
 
Increased End-User Natural Gas and Electricity Delivered Prices 
EIA projected increased total end-use energy expenditures across the range of LNG 
export scenarios and baselines.  Implementation of the 12 Bcf/d scenario under Reference case 
conditions is projected to increase total end-use energy expenditures by $9 billion per year, or 
                                                 
177
 U.S. Envtl. Prot. Agency, Federal Implementation Plans:  Interstate Transport of Fine Particulate Matter and 
Ozone and Correction of SIP Approvals; Final Rule, 76 Fed. Reg. 48,208 (Aug. 8, 2011). 
178
 Legislation and regulations assumed for the 2014 Annual Energy Outlook and 2014 EIA Study are available at 
http://www.eia.gov/forecasts/archive/aeo14/section_legs_regs.cfm. 

---