Department of energy office of fossil energy

 
153 
(aided by conservation and efficiency measures), increased generation from other resources 
(such as coal, renewables, and nuclear), and more efficient use of natural gas (i.e., shifting of 
generation to natural gas-fired generators with superior heat rates).   
Although EIA’s 2012 Study found that additional natural gas production would supply 
most of the natural gas needed to support added LNG exports, EIA modeled the effects of higher 
natural gas prices on energy consumption in the United States in the years 2015 through 2035, 
and found several additional results.  In particular, EIA found that “under Reference case 
conditions, decreased natural gas consumption as a result of added exports are countered 
proportionately by increased coal consumption (72 percent), increased liquid fuel consumption 
(8 percent), other increased consumption, such as from renewable generation sources (9 percent), 
and decreases in total consumption (11 percent).”
353
  Further, EIA determined that, in the earlier 
years of the 2015 to 2035 period, “the amount of natural gas to coal switching is greater,” with 
“coal play[ing] a more dominant role in replacing the decreased levels of natural gas 
consumption, which also tend to be greater in the earlier years.”
354
  Likewise, “[s]witching from 
natural gas to coal is less significant in later years, partially as a result of a greater proportion of 
switching into renewable generation.”
355
  EIA ultimately projected that, for LNG export levels 
from 6 to 12 Bcf/d of natural gas and under Reference case conditions, aggregate carbon dioxide 
emissions would increase above a base case with no exports by between 643 and 1,227 million 
metric tons (0.5 to 1.0 percent) over the period from 2015 to 2035.
356
  It is worth noting, 
however, that a substantial portion of these projected emissions came from consumption of 
natural gas in the liquefaction process, rather than from increased use of coal.  The liquefaction 
                                                 
353
 2012 EIA Study at 18. 
354
 Id. 
355
 Id. 
356
 Id. at 19. 

---

 
154 
of natural gas is captured in the LCA GHG Report’s estimate of the life cycle GHG emissions of 
U.S.-exported LNG, discussed above. 
We further note that EIA’s 2014 Study assumed the regulations in effect at the time the 
AEO 2014 was prepared.
357
  Therefore, EIA’s analysis included the impacts that EPA’s Mercury 
and Air Toxics Standard
358
 but not EPA’s Transport Rule
359
 as it had been vacated at the time.  
EIA’s analysis in 2014 also captured the Clean Air Interstate Rule, which sets limits on regional 
sulfur dioxide and mono-nitrogen oxides (SO
2 
and NO
x).
  There are, however, other rules that 
were not final at the time of AEO 2014, including two then-proposed rules from EPA to reduce 
the extent to which the increased use of coal would compensate for reduced use of natural gas.  
These rules, finalized in the fall of 2015, impose limits on GHG emissions from both new and 
existing coal-fired power plants.
360
  In particular, these rules have the potential to mitigate 
significantly any increased emissions from the U.S. electric power sector that would otherwise 
result from increased use of coal, and perhaps to negate those increased emissions entirely.   
The AEO 2017 incorporated the Clean Power Plan (CPP) final rule in the Reference case 
and assumes that all states choose to meet a mass-based standard to cover both existing and new 
sources of carbon dioxide emissions.  In the AEO 2017 Reference case—which includes 12.1 
Bcf/d of LNG exports from the United States in 2040—electric power sector carbon dioxide 
                                                 
357
 See supra § VII.B.
 
358
 U.S. Envtl. Prot. Agency, National Emission Standards for Hazardous Air Pollutants From Coal- and Oil-Fired 
Electric Utility Steam Generating Units and Standards of Performance for Fossil-Fuel-Fired Electric Utility, 
Industrial-Commercial- Institutional, and Small Industrial-Commercial-Institutional Steam Generating Units; Final 
Rule, 77 Fed. Reg. 9,304 (Feb. 16, 2012). 
359
 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). 
360
 U.S. Envtl. Protection Agency, Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New, Modified, 
and Reconstructed Stationary Sources:  Electric Utility Generating Units; Final Rule, 80 Fed. Reg. 64,510 (Oct. 23, 
2015); U.S. Envtl. Protection Agency, Carbon Pollution Emission Guidelines for Existing Stationary Sources: 
Electric Utility Generating Units; Final Rule, 80 Fed. Reg. 64,662 (Oct. 23, 2015) (effective Dec. 22, 2015).  As 
noted above, the U.S. Supreme Court has issued a stay of the effectiveness of this rule pending review, see supra 
note 188. 

---

 
155 
emissions are projected to be 37 percent below 2005 levels in 2040, decreasing from 2,416 
million metric tons of carbon dioxide (MMmt CO2) in 2005 to 1,531 in 2040, due to the 
implementation of the CPP as well as decreasing use of coal-fired generation.  Natural gas 
generation increases by 33 percent in the Reference case from 2015 to 2040, and coal generation 
declines by 31 percent from 2015 to 2040.   
In the AEO 2017 Reference case that did not incorporate the Clean Power Plan, LNG 
exports from the United States are 12.7 Bcf/d in 2040 and electric power sector carbon dioxide 
emissions are projected to be 20 percent below 2005 levels in 2040, decreasing in this case from 
2,413 MMmt CO2 in 2005 to 1,941 in 2040, which is primarily attributable to increased use of 
natural gas generation that still occurs without the CPP.  Also in the 2017 AEO Reference Case 
without the CPP, natural gas generation still rises from 2015 to 2040, but to a lesser degree, with 
a 33 percent increase with the CPP and a 22 percent increase without it.  Coal generation 
increases 3 percent from 2015 to 2040 without the CPP.     
Therefore, on the record before us, we cannot conclude that exports of natural gas would 
be likely to cause a significant increase in U.S. GHG emissions through their effect on natural 
gas prices and the use of coal for electric generation. 
b.
 
International Impacts Associated with Energy Consumption in 
Foreign Nations 
The LCA GHG Report estimated the life cycle GHG emissions of U.S. LNG exports to 
Europe and Asia, compared with certain other fuels used to produce electric power in those 
importing countries.  The key findings for U.S. LNG exports to Europe and Asia are summarized 
in Figures 3 and 4 below, which are also presented above in Section IX.A (Figures 1 and 2): 

---