Department of energy office of fossil energy

 
123 
Sierra Club also compares NETL’s 1.2% leakage rate to the 2.01% leakage rate 
calculated by Burnham et al.
268
  Again, a boundary difference explains why the two leakage rates 
are not directly comparable.  Burnham et al.’s leakage rate includes natural gas distribution, 
which is an additional transport step beyond transmission.  Natural gas distribution moves 
natural gas from the “city gate” to small scale end users (commercial and residential consumers). 
NETL’s leakage rate ends after natural gas transmission, the point at which natural gas is 
available for large scale end users such as power plants.  The natural gas distribution system is a 
highly-branched network that uses vent-controlled devices to regulate pressure.  This boundary 
difference explains why Burnham et al.’s leakage rate is higher than NETL’s rate.  Sierra Club 
also compares NETL’s leakage rate to a shale gas analysis conducted by Weber et al.
269
  We 
have reviewed Weber et al.’s work and do not see any mention of leakage rate. 
It is also important to note that leakage rate is not an input to NETL’s life cycle model. 
Rather, it is calculated from the outputs of NETL’s life cycle model.  NETL uses an approach 
that assembles all activities in the natural gas supply chain into a network of interconnected 
processes.  The emissions from each process in this model are based on engineering relationships 
and emission factors from the EPA and other sources.  This method is known as a “bottom-up” 
approach.  Researchers are trying to discern why “top-down” studies such as Pétron’s 
measurements in northeast Colorado
270
 do not match the bottom-up calculations by NETL and 
other analysts.  We believe that inconsistent boundaries (i.e., bottom-up models that account for 
long term emissions at the equipment level in comparison to top-down measurements that 
                                                 
268
 Burnham, Andrew, et al.  Life-cycle greenhouse gas emissions of shale gas, natural gas, coal, and petroleum.  
Environmental Science & Technology 46.2 (2011): 619-627. 
269
 Weber, Christopher L., and Christopher Clavin.  Life cycle carbon footprint of shale gas: Review of evidence and 
implications.  Environmental science & technology 46.11 (2012): 5688-5695. 
270
 Pétron, G., Frost, et al. (2012).  Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range: A pilot 
study.  Journal of Geophysical Research: Atmospheres (1984–2012), 117(D4). 

---

 
124 
encompass an entire region with more than one type of industrial activity over a narrow time 
frame) partly explain the differences between bottom-up and top-down results.  As research 
continues, however, we expect to learn more about the differences between bottom-up and top-
down methods. 
Zimmerman and Associates references a recent study by Ingraffea et al. that assessed 
failure rates of well casings for oil and gas wells in Pennsylvania.
271
  However, Ingraffea et al. 
do not calculate a methane leakage rate in their analysis; rather, they calculate the rate at which 
wells develop leaks.  The rate at which leaks develop in well casings is a different phenomenon 
than the rate at which methane leaks from the natural gas supply chain.  The former is a 
measurement of failure rates (the number of wells in a group that have leaks) and the latter is a 
measurement of the magnitude of total leakage (the amount of methane in extracted natural gas 
that is released to the atmosphere). 
The breakeven analysis shown in Section 6 of the LCA GHG Report models hypothetical 
scenarios that increase the natural gas leakage rate to the point where the life cycle emissions 
from natural gas power are the same as those from coal power.  The breakeven points between 
natural gas and coal systems are illustrated in Figures 6-8 and 6-9 of the Report.  These results 
are based on the most conservative breakeven point, which occurs between the high natural gas 
cases (i.e., lowest power plant efficiency, longest transport distance, and highest methane 
leakage) with the low coal case (i.e., highest power plant efficiency and shortest transport 
distance).  These graphs show that on a 100-year GWP basis, methane leakage would have to 
increase by a factor of 1.7 to 3.6, depending on the scenario, before the breakeven occurs.  The 
                                                 
271
 Ingraffea, A. R., Wells, M. T., Santoro, R. L., & Shonkoff, S. B. (2014).  Assessment and risk analysis of casing 
and cement impairment in oil and gas wells in Pennsylvania, 2000–2012.  Proceedings of the National Academy of 
Sciences, 111(30), 10955-10960. 

---

 
125 
breakeven methane leakage is lower for the 20-year GWP basis and, for some scenarios, is lower 
than the modeled leakage rate.  
6.
 
The Uncertainty Bounds of the LCA GHG Report 
a.
 
Comments 
Concerned Citizens claim that the LCA GHG Report has significant uncertainty, and 
contend that “poor modeling is not a reason to dismiss impacts.” 
b.
 
DOE/FE Analysis 
The results of the LCA GHG Report are based on a flexible model with parameters for 
natural gas extraction, processing, and transport.  Uncertainty bounds are assigned to three key 
parameters:  well production rates, flaring rates, and transport distances.  These uncertainty bars 
are not an indication of poor modeling.  To the contrary, they are used to account for variability 
in natural gas systems.  If the analysis did not account for uncertainty, the results would imply 
that the GHG emissions from natural gas systems are consistently a single, point value, which 
would be inaccurate.  We therefore believe the chosen uncertainty bounds strengthen the LCA 
model, as opposed to indicating any weakness in modeling. 
7.
 
The LCA GHG Report and the NEPA Approval Process 
a.
 
Comments 
Several commenters, including Citizens Against LNG, Dominion Cove Point LNG, 
Susan Sakmar, and Americans Against Fracking et al., note that the LCA GHG Report does not 
fulfill the requirements of an EIS as defined by NEPA.  These commenters maintain that the 
LCA GHG Report should not be used as a basis for approving proposed LNG export terminals. 
b.
 
DOE/FE Analysis 
We agree that the LCA GHG Report does not fulfill any NEPA requirements in this 
proceeding, nor has DOE/FE made any suggestion to that effect.  The LCA GHG Report 

---