Department of energy office of fossil energy

 
90 
$15 across the scenarios; the spread for NBP-Henry Hub in 2040 is roughly $3 to nearly $8.
207
  
The 2015 Study noted that the impact of LNG exports on the Henry Hub price depends on both 
domestic and international market considerations.  For example, Henry Hub prices would rise 
with increased domestic demand for natural gas.   
Additionally, prices for U.S. LNG would include the cost of inland transportation, 
liquefaction, shipping, and regasification.  The 2015 Study’s model assumed competition among 
different suppliers, such that buyers would have no incentive to buy natural gas from the United 
States if the delivered price after liquefaction and transportation is higher than the alternative 
delivered LNG price from other sources.  DOE/FE agrees that a competitive market would 
behave in this manner and U.S. natural gas prices would be lower than international LNG prices 
in such a market by at least the costs previously described.  Further, the introduction of LNG 
exported from the United States into the international market would tend to exert downward 
pressure on the prevailing higher delivered price for LNG in those foreign markets and could 
weaken the “oil-indexed” pricing terms. 
For these reasons, we agree with those commenters who maintain that LNG exports from 
the United States will have difficulty competing with LNG exports from other countries unless 
domestic U.S. natural gas can be produced much cheaper.  There is no evidence before us 
demonstrating that the prices of natural gas or LNG in the international market are more volatile 
than the prices in the U.S. domestic market. 
IX.
 
DOE/FE ADDENDUM TO ENVIRONMENTAL REVIEW DOCUMENTS 
CONCERNING EXPORTS OF NATURAL GAS FROM THE UNITED STATES 
On June 4, 2014, DOE/FE published the Draft Addendum for public comment.  The 
purpose of the Addendum, DOE/FE explained, was to provide information to the public regarding 
                                                 
207
 Id. at 52. 

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91 
the potential environmental impacts of unconventional natural gas production.  Although not 
required by NEPA, DOE/FE prepared the Addendum in an effort to be responsive to the public 
and to provide the best information available on a subject that had been raised by commenters in 
this and other LNG export proceedings.  The 45-day comment period on the Draft Addendum 
closed on July 21, 2014.  DOE/FE received 40,745 comments in 18 separate submissions, and 
considered those comments in issuing the Addendum on August 15, 2014.
208
  DOE provided a 
summary of the comments received and responses to substantive comments in Appendix B of the 
Addendum.
209
  DOE/FE has incorporated the Draft Addendum, comments, and final Addendum 
into the record in this proceeding.  
The Addendum focuses on the environmental impacts of unconventional natural gas 
production, which primarily includes production from shale formations, but also includes tight gas 
and coalbed methane production.  DOE/FE elected to focus the Addendum on unconventional 
production because such production is considered more likely than other forms of production to 
increase in response to LNG export demand.  EIA’s 2012 Study, published as part of the LNG 
Export Study, projected that more than 90 percent of the incremental natural gas produced to 
supply LNG exports would come from these unconventional sources.
210
 
Although the 2012 EIA Study made broad projections about the types of resources from 
which additional production may come, the Addendum stated that DOE cannot meaningfully 
estimate where, when, or by what particular method additional natural gas would be produced in 
response to non-FTA export demand.  Therefore, the Addendum focuses broadly on 
                                                 
208
 Addendum at 3. 
209
 Id. at 79-151. 
210
 See LNG Export Study – Related Documents, available at http://energy.gov/fe/services/natural-gas-
regulation/lng-export-study (EIA 2012 Study) at 11 (total from shale gas, tight gas, and coalbed sources). 

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92 
unconventional production in the United States as a whole, making observations about regional 
differences where appropriate. 
The Addendum discusses several categories of environmental considerations—Water 
Resources, Air Quality, Greenhouse Gas, Induced Seismicity, and Land Use Impacts—each of 
which is summarized briefly below. 
A.
 
Water Resources 
1.
 
Water Quantity 
Natural gas production from shale resources requires water at various stages of 
development, approximately 89 percent of which is consumed through the process of hydraulic 
fracturing.
211
  The Addendum presents information regarding water usage for shale gas production 
both in comparison to other energy sources and other regional uses.  Although production of 
natural gas from shale resources is more water-intensive than conventional natural gas production, 
it is substantially less water-intensive than many other energy sources over the long term after the 
well has been put into production.  As shown in the Addendum, Table 6 below captures 
differences in water intensity across energy sources. 
 
                                                 
211
 Addendum at 10.   

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