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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets                           3   
Canada are endogenously set in the model and continue to be so for this study. However, U.S. natural 
gas exports to Mexico and U.S. LNG imports that are normally determined endogenously within the 
model were set to the levels projected in the associated AEO2011 cases for this study. Additionally, EIA 
assumed that an Alaska pipeline, which would transport Alaskan produced natural gas into the lower-48 
United States, would not be built during the forecast period in any of the cases in order to isolate the 
lower-48 United States supply response. Due to this restriction, both the AEO2011 High Economic 
Growth and Low Shale EUR cases were rerun, as those cases had the Alaska pipeline entering service 
during the projection period in the published AEO2011
Caveats regarding interpretation of the analysis results 
EIA recognizes that projections of energy markets over a 25-year period are highly uncertain and subject 
to many events that cannot be foreseen, such as supply disruptions, policy changes, and technological 
breakthroughs. This is particularly true in projecting the effects of exporting significant natural gas 
volumes from the United States due to the following factors:  
• NEMS is not a world energy model and does not address the interaction between the potential 
for additional U.S. natural gas exports and developments in world natural gas markets.  
• Global natural gas markets are not integrated and their nature could change substantially in 
response to significant changes in natural gas trading patterns. Future opportunities to 
profitably export natural gas from the United States depend on the future of global natural gas 
markets, the inclusion of relevant terms in specific contracts to export natural gas, as well as on 
the assumptions in the various cases analyzed. 
• Macroeconomic results have not been included in the analysis because the links between the 
energy and macroeconomic modules in NEMS do not include energy exports. 
• NEMS domestic focus makes it unable to account for all interactions between energy prices and 
supply/demand in energy-intensive industries that are globally competitive. Most of the 
domestic industrial activity impacts in NEMS are due to changes in the composition of final 
demands rather than changes in energy prices. Given its domestic focus, NEMS does not 
account for the impact of energy price changes on the global utilization pattern for existing 
capacity or the siting of new capacity inside or outside of the United States in energy-intensive 
industries. 
Representation of natural gas markets 
Unlike the oil market, current natural gas markets are not integrated globally. In today’s markets, 
natural gas prices span a range from $0.75 per million British thermal units (MMBtu) in Saudi Arabia to 
$4 per MMBtu in the United States and $16 per MMBtu in Asian markets that rely on LNG imports. 
Prices in European markets, which reflect a mix of spot prices and contract prices with some indexation 
to oil, fall between U.S and Asian prices. Spot market prices at the U.K. National Balancing Point 
averaged $9.21 per MMBtu during November 2011. 
Liquefaction projects typically take four or more years to permit and build and are planned to run for at 
least 20 years. As a result, expectations of future competitive conditions over the lifetime of a project 
play a critical role in investment decisions. The current large disparity in natural gas prices across major 
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets        4 
world regions, a major driver of U.S. producers’ interest in possible liquefaction projects to increase 
natural gas exports, is likely to narrow as natural gas markets become more globally integrated. Key 
questions remain regarding how quickly convergence might occur and to what extent it will involve all or 
only some global regions. In particular, it is unclear how far converged prices may reflect purely “gas on 
gas” competition, a continuing relationship between natural gas and oil prices as in Asia (and to a lesser 
extent in Europe), or some intermediate outcome. As an example of the dynamic quality of global gas 
markets, recent regulatory changes combined with abundant supplies and muted demands appear to 
have put pressure on Europe’s oil-linked contract gas prices.  
U.S. market conditions are also quite variable, as monthly average Henry Hub spot prices have ranged 
from over $12 to under $3 per MMBtu over the past five years. Furthermore, while projected Henry Hub 
prices in the AEO2011 Reference case reach $7.07 per MMBtu in 2035, in the High and Low Shale EUR 
cases prices in 2035 range from $5.35 per MMBtu to $9.26 per MMBtu.
2
The prospects for U.S. LNG exports depend greatly on the cost-competitiveness of liquefaction projects 
in the United States relative to those at other locations. The investment to add liquefaction capacity to 
an existing regasification terminal in the United States is significant, typically several times the original 
cost of a regasification-only terminal. However, the ability to make use of existing infrastructure, 
including natural gas processing plants, pipelines, and storage and loading facilities means that U.S. 
regasification terminals can reduce costs relative to those that would be incurred by a “greenfield” LNG 
facility. Many of the currently proposed LNG supply projects elsewhere in the world are integrated 
standalone projects that would produce, liquefy, and export stranded natural gas. These projects would 
require much more new infrastructure, entailing not only the construction of the liquefaction plant from 
the ground up, but also storage, loading, and production facilities, as well pipelines and natural gas 
processing facilities.  
For purposes of this study, the 
scenarios of additional exports posited by DOE/FE in their request do not vary across the different 
baseline cases that are considered. In reality, given available prices in export markets, lower or higher 
U.S. natural gas prices would tend to make any given volume of additional exports more or less likely.   
While the additional infrastructure for integrated standalone projects adds considerably to their cost, 
such projects can be sited at locations where they can make use of inexpensive or stranded natural gas 
resources that would have minimal value independent of the project. Also, while these projects may 
require processing facilities to remove impurities and liquids from the gas, the value of the separated 
liquids can improve the overall project economics. On the other hand, liquefaction projects proposed for 
the lower-48 United States plan to use pipeline gas drawn from the largest and most liquid natural gas 
market in the world. Natural gas in the U.S. pipeline system has a much greater inherent value than 
stranded natural gas, and most of the valuable natural gas liquids have already been removed. 
Future exports of U.S. LNG depend on other factors as well. Potential buyers may place additional value 
on the greater diversity of supply that North American liquefaction projects provide. Also, the degree of 
regulatory and other risks are much lower for projects proposed in countries like the United States, 
2
All prices in this report are in 2009 dollars unless otherwise noted.  For the Low Shale EUR case used in this study 
the Henry Hub price in 2035 is $9.75 per MMBtu, slightly higher than in the AEO2011 case with the Alaska pipeline 
projected to be built towards the end of the projection period. 
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets                           5   
Canada, and Australia than for those proposed in countries like Iran, Venezuela, and Nigeria. However, 
due to relatively high shipping costs, LNG from the United States may have an added cost disadvantage 
in competing against countries closer to key markets, such as in Asia. Finally, LNG projects in the United 
States would frequently compete not just against other LNG projects, but against other natural gas 
supply projects aimed at similar markets, such as pipeline projects from traditional natural gas sources 
or projects to develop shale gas in Asia or Europe. 
Macroeconomic considerations related to energy exports and global competition in energy-intensive 
industries 
Macroeconomic results have not been included in the analysis because energy exports are not explicitly 
represented in the NEMS macroeconomic module.
The macroeconomic module takes energy prices, 
energy production, and energy consumption as inputs (or assumptions) from NEMS energy modules.  
The macroeconomic module then calculates economic drivers that are passed back as inputs to the 
NEMS energy modules.  Each energy module in NEMS uses different economic inputs; however these 
economic concepts are encompassed by U.S. gross domestic product (GDP), a summary measure 
describing the value of goods and services produced in the economy.
4
The net exports component of GDP in the macroeconomic module, however, does not specifically 
account for energy exports.  As a result, increases in energy exports generated in the NEMS energy 
modules are not reflected as increases in net exports of goods and services in the macroeconomic 
module.  This results in an underestimation of GDP, all else equal.  The components of GDP are 
calculated based on this underestimated amount as well, and do not reflect the increases in energy 
exports. This is particularly important in the industrial sector, where the value of its output will not 
reflect the increased energy exports either. 
The value of output in the domestic industrial sector in NEMS depends in general on both domestic and 
global demand for its products, and on the price of inputs.  Differences in these factors between 
countries will also influence where available production capacity is utilized and where new production 
capacity is built in globally competitive industries.  For energy-intensive industries, the price of energy is 
particularly important to utilization decisions for existing plants and siting decisions for new ones.  Given 
its domestic focus, however, NEMS does not account for the impact of energy price changes on global 
utilization pattern of existing capacity or the siting of new capacity inside or outside of the United States 
in energy-intensive industries. Capturing these linkages requires an international model of the particular 
industry in question, paired with a global macroeconomic model.   
3
In the macroeconomic model, energy exports are used in two places: estimating exports of industrial supplies and 
materials and estimating energy’s impact on the overall production of the economy.  To assess their impact on 
overall production, energy exports are included in the residual between energy supply (domestic production plus 
imports) and energy demand. This residual also includes changes in inventory. 
4
GDP is defined as the sum of consumption, investment, government expenditure and net exports (equal to 
exports minus imports). 
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets        6 
Summary of Results 
Increased natural gas exports lead to higher domestic natural gas prices, increased domestic natural gas 
production, reduced domestic natural gas consumption, and increased natural gas imports from Canada 
via pipeline.     
Impacts overview 
• Increased natural gas exports lead to increased natural gas prices. Larger export levels lead to 
larger domestic price increases, while rapid increases in export levels lead to large initial price 
increases that moderate somewhat in a few years. Slower increases in export levels lead to 
more gradual price increases but eventually produce higher average prices during the decade 
between 2025 and 2035.  
• Natural gas markets in the United States balance in response to increased natural gas exports 
largely through increased natural gas production. Increased natural gas production satisfies 
about 60 to 70 percent of the increase in natural gas exports, with a minor additional 
contribution from increased imports from Canada. Across most cases, about three-quarters of 
this increased production is from shale sources. 
• The remaining portion is supplied by natural gas that would have been consumed 
domestically if not for the higher prices. The electric power sector accounts for the majority of 
the decrease in delivered natural gas. Due to higher prices, the electric power sector primarily 
shifts to coal-fired generation, and secondarily to renewable sources, though there is some 
decrease in total generation due to the higher price of natural gas. There is also a small 
reduction in natural gas use in all sectors from efficiency improvements and conservation. 
• Even while consuming less, on average, consumers will see an increase in their natural gas and 
electricity expenditures. On average, from 2015 to 2035, natural gas bills paid by end-use 
consumers in the residential, commercial, and industrial sectors combined increase 3 to 9 
percent over a comparable baseline case with no exports, depending on the export scenario and 
case, while increases in electricity bills paid by end-use customers range from 1 to 3 percent. In 
the rapid growth cases, the increase is notably greater in the early years relative to the later 
years. The slower export growth cases tend to show natural gas bills increasing more towards 
the end of the projection period.  
Natural gas prices 
Wellhead natural gas prices in the baseline cases (no additional exports)  
EIA projects that U.S. natural gas prices are projected to rise over the long run, even before considering 
the possibility of additional exports (Figure 2). The projected price increase varies considerably, 
depending on the assumptions one makes about future gas supplies and economic growth. Under the 
Reference case, domestic wellhead prices rise by about 57 percent between 2010 and 2035. But 
different assumptions produce different results. Under the more optimistic resource assumptions of the 
High Shale EUR case, prices actually fall at first and rise by only 36 percent by 2035. In contrast, under 
the more pessimistic resource assumptions of the Low Shale EUR case, prices nearly double by 2035.  
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets                           7   
While natural gas prices rise across all four baseline cases (no additional exports) considered in this 
report, it should be noted that natural gas prices in all of the cases are far lower than the price of crude 
oil when considered on an energy-equivalent basis.  Projected natural gas prices in 2020 range from 
$3.46 to $6.37 per thousand cubic feet (Mcf) across the four baseline cases, which roughly corresponds 
to an oil price range of $20 to $36 per barrel in energy-equivalent terms.  In 2030, projected baseline 
natural gas prices range from $4.47 to $8.23 per Mcf in the four baseline cases, which roughly 
corresponds to an oil price range of $25 to $47 per barrel in energy-equivalent terms. 
Figure 2. Natural gas wellhead prices in the baseline cases (no additional exports)  
Source: U.S. Energy Information Administration, National Energy Modeling System  
Export scenarios—relationship between wellhead and delivered natural gas prices 
Increases in natural gas prices at the wellhead translate to similar absolute increases in delivered prices 
to customers under all export scenarios and baseline cases. However, delivered prices include 
transportation charges (for most customers) and distribution charges (especially for residential and 
commercial customers). These charges change to much less of a degree than the wellhead price does 
under different export scenarios. As a result, the percentage change in prices that industrial and electric 
customers pay tends to be somewhat lower than the change in the wellhead price. The percentage 
change in prices that residential and commercial customers pay is significantly lower. Summary statistics 
on delivered prices are provided in Appendix B.  More detailed results on delivered prices and other 
report results can be found in the standard NEMS output tables that are posted online. 
10 
2010 
2015 
2020 
2025 
2030 
2035 
Reference 
High Shale EUR 
Low Shale EUR 
High Economic Growth 
2009$ per Mcf 
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets        8 
Export scenarios – wellhead price changes under the Reference case.  
Increased exports of natural gas lead to increased wellhead prices in all cases and scenarios. The basic 
pattern is evident in considering how prices would change under the Reference case (Figure 3): 
• The pattern of price increases reflects both the ultimate level of exports and the rate at which 
increased exports are phased in. In the low/slow scenario (which phases in 6 Bcf/d of exports 
over six years), wellhead price impacts peak at about 14% ($0.70/Mcf) in 2022. However, the 
wellhead price differential falls below 10 percent by about 2026. 
• In contrast, rapid increases in export levels lead to large initial price increases that would 
moderate somewhat in a few years. In the high/rapid scenario (which phases in 12 Bcf/d of 
exports over four years), wellhead prices are about 36 percent higher ($1.58/Mcf) in 2018 than 
in the no-additional-exports scenario. But the differential falls below 20 percent by about 2026. 
The sharp projected price increases during the phase-in period reflect what would be needed to 
balance the market through changes in production, consumption, and import levels in a 
compressed timeframe. 
• Slower increases in export levels lead to more gradual price increases but eventually produce 
higher average prices, especially during the decade between 2025 and 2035. The differential 
between wellhead prices in the high/slow scenario and the no-additional-exports scenario peaks 
in 2026 at about 28 percent ($1.53/Mcf), and prices remain higher than in the high/rapid 
scenario. The lower prices in the early years of the scenarios with slow export growth leads to 
more domestic investment in additional natural gas burning equipment, which increases 
demand somewhat in later years, relative to rapid export growth scenarios.   
Figure 3. Natural gas wellhead price difference from AEO2011 Reference case with different additional 
export levels imposed 
Source: U.S. Energy Information Administration, National Energy Modeling System
0% 
10% 
20% 
30% 
40% 
50% 
60% 
2010 
2015 
2020 
2025 
2030 
2035 
low/slow 
low/rapid 
high/slow 
high/rapid 
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U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets                           9   
Export scenarios—wellhead price changes under alternative baseline cases   
The effect of increasing exports on natural gas prices varies somewhat under alternative baseline case 
assumptions about resource availability and economic growth. However, the basic patterns remain the 
same: higher export levels would lead to higher prices, rapid increases in exports would lead to sharp 
price increases, and slower export increases would lead to slower but more lasting price increases. But 
the relative size of the price increases changes with changing assumptions (Figure 4). 
Figure 4. Natural gas wellhead price difference from indicated baseline case (no additional exports) 
with different additional export levels imposed 
Source: U.S. Energy Information Administration, National Energy Modeling System
In particular, with more pessimistic assumptions about the Nation’s natural gas resource base (the Low 
Shale EUR case), wellhead prices in all export scenarios initially increase more in percentage terms over 
the baseline case (no additional exports) than occurs under Reference case conditions.  For example, in 
the Low Shale EUR case the rapid introduction of 12 Bcf/d of exports results in a 54 percent ($3.23/Mcf) 
increase in the wellhead price in 2018; whereas under Reference case conditions with the same export 
scenario the price increases in 2018 by only 36 percent ($1.58/Mcf).
5
5
The percentage rise in prices for the low EUR case also represents a larger absolute price increase because it is 
calculated on the higher baseline price under the same pessimistic resource assumptions. 
But the percentage price increase 
falls in later years under the Low Shale EUR case, even below the price response under Reference case 
conditions. Under Low Shale EUR conditions, the addition of exports ultimately results in wellhead prices 
exceeding the $9 per Mcf threshold, with this occurring as early as 2018 in the high/rapid scenario. 
0% 
10% 
20% 
30% 
40% 
50% 
60% 
2010 2015 2020 2025 2030 2035 
Low Shale EUR 
0% 
10% 
20% 
30% 
40% 
50% 
60% 
2010 2015 2020 2025 2030 2035 
High Shale EUR 
0% 
10% 
20% 
30% 
40% 
50% 
60% 
2010 2015 2020 2025 2030 2035 
High Economic Growth 
low/slow                 low/rapid              high/slow             high/rapid     
U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets        10 
More robust economic growth shows a similar pattern – higher initial percentage price increases and 
lower percentage increases in later years. On the other hand, with more optimistic resource 
assumptions (the High Shale EUR case), the percentage price rise would be slightly smaller than under  
Reference case conditions, and result in wellhead prices never exceeding the $6 per Mcf threshold. 
Natural gas supply and consumption 
In the AEO2011 Reference case, total domestic natural gas production grows from 22.4 trillion cubic feet 
(Tcf) in 2015 to 26.3 Tcf in 2035, averaging 24.2 Tcf for the 2015-2035 period.   U.S. net imports of 
natural gas decline from 11 percent of total supply in 2015 to 1 percent in 2035, with lower net imports 
from Canada and higher net exports to Mexico.   The industrial sector consumes an average of 8.1 Tcf of 
natural gas (34.2% of delivered volumes) between 2015 and 2035, with 7.1 Tcf, 4.8 Tcf, and 3.6 Tcf 
consumed in the electric power, residential, and commercial sectors respectively. 
Under the scenarios specified for this analysis, increased natural gas exports lead to higher domestic 
natural gas prices, which lead to reduced domestic consumption, and increased domestic production 
and pipeline imports from Canada (Figure 5). Lower domestic consumption dampens the degree to 
which supplies must increase to satisfy the additional natural gas exports. Accordingly, in order to 
accommodate the increased exports in each of the four export scenarios, the mix of production, 
consumption, and imports changes relative to the associated baseline case. In all of the export scenarios 
across all four baseline cases, a majority of the additional natural gas needed for export is provided by 
increased domestic production, with a minor contribution from increased pipeline imports from Canada. 
The remaining portion of the increased export volumes is offset by decreases in consumption resulting 
from the higher prices associated with the increased exports.   
The absolute value of the sum of changes in consumption (delivered volumes), production, and imports 
(represented by the total bar in Figure 5) approximately
6
equals the average change in exports. Under 
Reference case conditions, about 63 percent, on average, of the increase in exports in each of the four 
scenarios is accounted for by increased production, with most of the remainder from decreased 
consumption from 2015 to 2035. The percentage of exports accounted for by increased production is 
slightly lower in the earlier years and slightly higher in the later years. While this same basic relationship 
between added exports and increased production is similar under the other cases, the percentage of 
added exports accounted for by increased production is somewhat less under a Low Shale EUR 
environment and more under a High Economic Growth environment. 
6
The figure displays the changes in delivered volumes of natural gas to residential, commercial, industrial, vehicle 
transportation, and electric generation customers.  There are also some minor differences in natural gas used for 
lease, plant, and pipeline fuel use which are not included. 
U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets                           11   
Figure 5.  Average change in annual natural gas delivered, produced, and imported from AEO2011 
Reference case with different additional export levels imposed 
One seeming anomaly that can be seen in Figure 5 is in the 2025 to 2035 timeframe: the decrease in 
consumption is somewhat lower in the rapid export penetration relative to the slow export penetration 
scenarios. This is largely attributed to slightly lower prices in the later years of the rapid export 
penetration scenarios relative to the slow penetration scenarios.  
Supply 
Increases in natural gas production that contribute to additional natural gas exports from the relative 
baseline scenario come predominately from shale sources. On average, across all cases and export 
scenarios, the shares of the increase in total domestic production coming from shale gas, tight gas, 
coalbed, and other sources are 72 percent, 13 percent, 8 percent, and 7 percent, respectively. Most of 
the export scenarios are also accompanied by a slight increase in pipeline imports from Canada. Under 
the Low Shale EUR case (which just applies to domestic shale), imports from Canada contribute to a 
greater degree than in other cases. 
Consumption by sector 
In general, greater export levels lead to higher domestic prices and larger decreases in consumption, 
although the price and consumption differences across the scenarios narrow in the later part of the 
projection period.  
Electric power generation 
In the AEO2011 Reference case, electric power generation averages 4,692 billion kilowatthours (bkWh) 
over the 2015-2035 period.  Natural gas generation averages 23 percent of total power generation, 
increasing from 1,000 bkWh in 2015 to 1,288 bkWh in 2035. Coal, nuclear, and renewables provide an 
-2 
-1 
electric consumption 
industrial consumption 
other consumption 
production 
imports 
exports 
Average over  
2015-2025 
Average over  
2025-2035 
Average over  
2015-2035 
Export scenarios 
trillion cubic feet 
Source:  U.S. Energy Information Administration, National Energy Modeling System 
U.S. Energy Information Administration   |   Effects of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets        12 
average of 43 percent, 19 percent, and 14 percent of generation, respectively, with a minimal 
contribution from liquids.  
In scenarios with increased natural gas exports, most of the decrease in natural gas consumption occurs 
in the electric power sector (Figure 5). Most of the tradeoff in electric generators’ natural gas use is 
between natural gas and coal, especially in the early years (Figure 6), when there is excess coal-fired 
capacity to allow for additional generation. Over the projection period, excess coal capacity 
progressively declines, along with the degree by which coal-fired generation can be increased in 
response to higher natural gas prices.
7
The increased use of coal for power generation results in an average increase in coal production from 
2015 to 2035 over Reference case levels of between 2 and 4 percent across export scenarios. 
Accordingly, coal prices also increase slightly which, along with higher gas prices, drive up electricity 
prices. The resulting increase in electricity prices reduces total electricity demand, also offsetting some 
of the drop in natural gas-fired generation. The decline in total electricity demand tends to be less in the 
earlier years. 
Increased coal-fired generation accounts for about 65 percent of 
the decrease in natural gas-fired generation under Reference case conditions.  
In addition, small increases in renewable generation contribute to reduced natural gas-fired generation. 
Relatively speaking, the role of renewables is greater in a higher-gas-price environment (i.e., the Low 
Shale EUR case), when they can more successfully compete with coal, and in a higher-generation 
environment (i.e., the High Economic Growth case), particularly in the later years. 
Industrial sector 
Reductions in industrial natural gas consumption in scenarios with increased natural gas exports tend to 
grow over time. In general, higher gas prices earlier in the projection period in these scenarios provide 
some disincentive for natural gas-fired equipment purchases (such as natural gas-fired combined heat 
and power (CHP) capacity) by industrial consumers, which has a lasting impact on their projected use of 
natural gas.  
7
The degree to which coal might be used in lieu of natural gas depends on what regulations are in-place that might 
restrict coal use.  These scenarios reflect current laws and regulations in place at the time the AEO2011 was 
produced.   
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