Department of energy office of fossil energy

 
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transport distance, as illustrated by Figures 4-7 and 4-8 of NETL’s Life Cycle Analysis of Natural 
Gas Extraction and Power Generation, shows that the doubling (i.e., a 100% increase) of natural 
gas pipeline transport distance increases the upstream GHG emissions from natural gas by 30%.   
When this upstream sensitivity is applied to the life cycle boundary of the LCA GHG Report, an 
additional 100 miles beyond the LNG import terminal increases the life cycle GHG emissions for 
the LNG export scenarios by 0.8%, and an additional 500 miles beyond the LNG import terminal 
increases the life cycle GHG emissions for the LNG export scenarios by 4% (using 100-year 
GWPs as specified by the IPCC Fifth Assessment Report).  Although this parameter 
modification changes the results of the LCA slightly, it does not change the conclusions of the 
LCA GHG Report. 
4.
 
Data Quality for LNG Infrastructure, Natural Gas Extraction, and Coal 
Mining 
a.
 
Comments 
Several commenters, including API, Concerned Citizens, and Sierra Club, commented on 
whether the data used in the LCA GHG Report is current and fully representative of the natural 
gas industry.  In particular, API asserts that NETL’s model is representative of inefficient 
liquefaction technologies that overstate the GHG emissions from the LNG supply chain, coal 
data that understates the methane emissions from coal mines, and natural gas extraction data that 
mischaracterizes “liquids unloading” practices.
256
  API proposes the use of newer data for both 
                                                 
256
 For purposes of this term, we refer to EPA’s description of “liquids unloading” as follows:  “In new gas wells, 
there is generally sufficient reservoir pressure to facilitate the flow of water and hydrocarbon liquids to the surface 
along with produced gas.  In mature gas wells, the accumulation of liquids in the well can occur when the bottom 
well pressure approaches reservoir shut-in pressure.  This accumulation of liquids can impede and sometimes halt 
gas production.  When the accumulation of liquid results in the slowing or cessation of gas production (i.e., liquids 
loading), removal of fluids (i.e., liquids unloading) is required in order to maintain production.  Emissions to the 
atmosphere during liquids unloading events are a potentially significant source of VOC and methane emissions.”  
U.S. Envtl. Prot. Agency, Office of Air Quality Planning & Standards, Oil & Natural Gas Sector Liquids Unloading 
Processes, Report for Oil & Gas Sector Liquids Unloading Processes Review Panel, at 2 (April 2014), available at:  
http://www.epa.gov/airquality/oilandgas/pdfs/20140415liquids.pdf. 

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liquefaction terminals in the United States and methane emission factors from unconventional 
natural gas extraction and coal mining.  Concerned Citizens argue that the LCA GHG Report 
does not clearly identify its source of data for estimates of loss related to LNG production, 
shipping, and regasification, as well as the basis for estimates of pipeline losses from Russia.  
Sierra Club points to inaccurate referencing of EPA’s Subpart W report, which was the basis for 
many of NETL’s emission factors for natural gas extraction. 
b.
 
DOE/FE Analysis 
(1)
 
Liquefaction Data 
API points to newer data for liquefaction facilities that have higher efficiencies than the 
liquefaction process in the LCA GHG Report.  API points to the GHG intensities of the 
liquefaction facilities proposed by Sabine Pass, Cameron LNG, and FLEX, each of which has 
been granted one or more non-FTA LNG export orders by DOE/FE (see infra § XII.D).  
According to API, these proposed facilities will produce 0.26, 0.29, and 0.12 tonnes of CO
2
e per 
tonne of LNG, respectively.  The majority of a liquefaction facility’s energy is generated by 
combusting incoming natural gas, so the GHG intensity of a liquefaction facility is directly 
related to its efficiency.  As API correctly points out, the LCA model assumes a GHG intensity 
of 0.44 tonnes of CO
2
e per tonne of LNG; this GHG intensity is representative of a facility that 
consumes 12% of incoming natural gas as plant fuel.
257
  
The above GHG intensities and liquefaction efficiencies are not life cycle numbers, but 
represent only the gate-to-gate operations of liquefaction facilities, beginning with the receipt of 
processed natural gas from a transmission pipeline and ending with liquefied natural gas ready 
                                                 
257
 NETL (2010). NETL Life Cycle Inventory Data – Unit Process: LNG Liquefaction, Operation. U.S. Department 
of Energy, National Energy Technology Laboratory. Last Updated: May 2010 (version 01); available at: 
http://www.netl.doe.gov/File Library/Research/Energy Analysis/Life Cycle 
Analysis/UP_Library/DS_Stage1_O_LNG_Liquefaction_2010-01.xls. 

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116 
for ocean transport.  As illustrated by Figures 6-1 and 6-2 in the LCA GHG Report (reproduced 
as tables herein), liquefaction accounts for approximately 10% of the life cycle GHG emissions 
of U.S. LNG used for electric power generation in Europe and Asia.  A doubling of liquefaction 
efficiency (thus achieving a GHG intensity comparable to the average of the Sabine Pass, 
Cameron, and Freeport facilities) would lead to a 6% reduction in the feed rate of natural gas to 
the liquefaction plant.
258
  This feed rate reduction would also reduce natural gas extraction, 
processing, and transmission emissions by 6%, but would not affect the processes downstream 
from liquefaction (ocean tankers, power plants, and electricity transmission networks).  Applying 
the increased liquefaction efficiency and the 6% reduction in feed rate to the results of the LCA 
GHG Report would reduce the life cycle GHG emissions for LNG export scenarios by only 1.5% 
(using 100-year GWPs as stated in the IPCC Fifth Assessment Report).  Increasing liquefaction 
efficiency may significantly reduce the emissions from one point in the supply chain, but it does 
not change the conclusions of the LCA. 
(2)
 
Natural Gas Methane Data 
API and Concerned Citizens criticize the quality of data that DOE/NETL uses for natural 
gas extraction.  API’s concern is that NETL overstates the GHG emissions from unconventional 
well completion. API compares NETL’s emission factor for unconventional well completions 
(9,000 Mcf of natural gas/episode) to the emission factor that EPA states in its 2014 GHG 
inventory (approximately 2,500 Mcf of natural gas/episode).  EPA revised its unconventional 
completion emission factor between its 2013 and 2014 inventory reports,
259
 after NETL’s model 
had been finalized and during the time that NETL was completing the LCA GHG Report.  These 
                                                 
258
 See id. 
259
 U.S. Envtl. Prot. Agency, Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2012, available at: 
http://www.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2014-Main-Text.pdf. 

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