dominant position as an industrial

dominant position as an industrial fuel and the most economical
means of heating homes, by the 1990s, it had fallen to less than
24% of the U.S. energy supply. Modest demand growth in the
1990s and early 2000s was met by Canadian imports.
The 1990s were marked by relatively low and steady gas prices
as U.S. and Canadian suppliers easily kept up with demand
growth. But soaring oil prices, together with sinking reserves of
conventional natural gas, drove gas prices from just over $2 per
million BTU in 2002 to as high as $13 per million BTU in 2008,
making many potential users reluctant to invest in the fuel. Since
then, gas prices have moderated somewhat—ranging between
$2.50 and $6 per million BTU in 2009 and 2010. Still, price
volatility remains as the Achilles’ heel of natural gas, particularly
when compared with coal (BP Statistical review of world energy,
2008).
However, in spite of uncertainty in gas prices, the Central and
South America’s natural gas use surges at a rate that is next only
to the rate of increase in nuclear energy use. Natural gas demand
increases on average by 2.3% per year, from 4.6 trillion cubic feet
in 2007 to 8.6 trillion cubic feet in 2035. Although parts of Central
and South America have well-developed natural gas pipeline
infrastructure, supply disturbances and political differences in
recent years have raised concerns about security of supply and
have encouraged several countries to look to imported LNG as a
long-term supply solution. Brazil is developing its own domestic
resources and also imports large amounts of natural gas from
Bolivia via pipeline. It has not been able to meet its soaring
demand, however, and in 2008 it inaugurated an LNG import
terminal (Brazil, 2008).
Argentina also initiated LNG imports in 2008 (LNG Project
Inventory: South America, 2009). Chile, faced with disruptions of
natural gas supply from Argentina as a result of Argentina’s own
natural gas supply shortages, commissioned its first LNG receiving
terminal in July 2009 and has another terminal under
construction (America to see LNG terminals commissioned in
June 2009). Also, a proposed new re-gasification terminal in
Uruguay could be operational as early as 2012 (Crooks’s, 2009).
By the end of 2002 U.S. total natural gas consumption was 22.6
Trillion Cubic Feet (Tcf), presently which is 26.2 Tcf, and is
projected to grow up to 34.4 Tcf by 2025 and 34.6 Tcf by 2030,
and so on (EIA). While, domestic gas production is estimated to
increase more slowly than consumption over the forecasted
period, rising from 20.5 Tcf in 2010 to 24.0 Tcf by 2025 and then
up to 2035 it is predicted to grow speedily as shown in Fig. 5.
The difference between consumption and production will be
filled up by imports, while U.S. net imports of natural gas are
expected to decline, with reference to annual energy outlook
(AEO) 2009 report, from 13% of total supply in 2008 to 6% in
2035(as shown in Fig. 6).
The reduction consists primarily of lower imports from Canada
and higher exports to Mexico, as a result of demand growth in
both countries that beats the growth in their production, as well
as increased U.S. production.
With reference to AEO 2009 report, imports from Canada may
decline rapidly through 2014 (Fig. 6), as increased production
from growing sources, such as shale gas, is not yet sufficient to
offset the decline in other sources. After 2014, U.S. imports from
Canada stabilize at 1.7–1.9 trillion cubic feet (Tcf) per year
through 2035.
However, the size of Canada’s shale gas resource is ambiguous
at present. Hence, U.S. imports of LNG depends up on world’s
liquefaction capacity, world demand for LNG, and U.S. natural gas
prices. When there is excess natural gas supply in world markets
(for example, during years with warmer weather than normal),
more LNG becomes available for U.S. imports. The EIA (EIA, annual
energy outlook 2010), in high LNG case, assumes the availability
of more LNG imports to the U.S. as compared to AEO 2009
report—up to 5 times more in 2035 and cumulatively 2.9 times
more from 2009 to 2035 (as shown in Fig. 7) while, over past
5 years, EIA has considerably lowered its overall projections of
LNG imports into the U.S. (as shown in Fig. 7) due to its domestic
gas production.
The increase in LNG imports results in lower wellhead prices,
with annual wellhead prices lower in the high LNG case than AEO
2009 by 7–18% ($0.55–$1.42 per thousand cubic feet) during the
period from 2020 to 2035. A major influence of the increase in
LNG imports in the high LNG case is on the timing of the Alaska
pipeline, which is opened in 2023 but delayed until 2033 in the
high LNG case. In the lower 48 States, a major impact of increased
LNG imports is reduced production of onshore natural gas and an
even larger percentage reduction in offshore production, because
lower prices imply that fewer U.S. natural gas resources are
economical to produce.
Effects on U.S. natural gas consumption in the high LNG case
are mainly in the price-responsive electricity generation sector,
Fig. 5. U.S. Primary energy consumption, 1990–2035 (Tcf). where natural gas competes with coal and renewable energy.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

ตำแหน่งหลักเป็นอุตสาหกรรมน้ำมันและประหยัดที่สุด
วิธีความร้อนบ้าน โดยปี 1990 ที่มันได้ลดลงไปน้อยกว่า
24% ของพลังงานของสหรัฐฯ เจริญเติบโตความเจียมเนื้อเจียมตัวใน
ปี 1990 และช่วงต้น 2000s ถูกพบ โดยนำเข้าแคนาดา
ปี 1990 ถูกทำเครื่องหมาย โดยราคาก๊าซค่อนข้างต่ำ และมั่นคง
เป็นซัพพลายเออร์ของสหรัฐอเมริกาและแคนาดาได้เก็บขึ้นกับความต้องการ
เจริญเติบโต ราคาน้ำมันทะยานแต่ พร้อมกับการจมทุนสำรองของ
ปกติก๊าซธรรมชาติ ขับรถแก๊สราคาจากเพียง $2 ต่อ
BTU ล้านในปี 2545 จะสูงถึง $13 สำหรับ BTU ล้านในปี 2008,
ทำให้ผู้ที่มีศักยภาพมากเกรงใจลงทุนในน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่
แล้ว ราคาก๊าซธรรมชาติได้มีควบคุมค่อนข้าง — ระหว่าง
$2.50 และ $6 ต่อ BTU ล้านในปี 2009 และ 2010 ยังคง ราคา
ความผันผวนยังคงเป็นหนังของอาของก๊าซธรรมชาติ โดยเฉพาะอย่างยิ่ง
เมื่อเปรียบเทียบกับถ่านหิน (โลกพลังงาน ทบทวนสถิติ BP
2008) .
อย่างไรก็ตาม แม้ว่าความไม่แน่นอนในราคาก๊าซ ใจกลาง และ
ก๊าซธรรมชาติอเมริกาใต้ใช้กระชากในอัตรานี้ต่อไป
อัตราเพิ่มขึ้นในพลังงานนิวเคลียร์ใช้ ความต้องการก๊าซธรรมชาติ
เพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ย 2.3% ต่อปี จาก 46 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
2007 ถึง 8.6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตใน 2035 แม้ว่าส่วนกลาง
และอเมริกาใต้มีท่อส่งแก๊สธรรมชาติแห่งพัฒนา
โครงสร้าง แหล่งจัดหาวัสดุ และความแตกต่างทางการเมืองใน
ปีล่าสุดได้ยกความกังวลเกี่ยวกับความปลอดภัยของ และ
ได้สนับสนุนให้ประเทศต่าง ๆ มองไปนำเข้าแอลเอ็นเป็นการ
ระยะยาวจัดหาโซลูชัน บราซิลมีการพัฒนาในประเทศของตัวเอง
ทรัพยากร และเงินจำนวนมากนำเข้าก๊าซธรรมชาติจาก
โบลิเวียผ่านขั้นตอนการ มันไม่ได้การยืนที่
ต้อง อย่างไรก็ตาม และในปี 2551 จะเปิดทำการนำเข้าแอลเอ็น
เทอร์มินัล (บราซิล 2008) .
อาร์เจนตินายังเริ่มต้นนำเข้าแอลเอ็นในปี 2551 (โครงการแอลเอ็น
สินค้าคงคลัง: อเมริกาใต้ 2009) ชิลี ประสบกับการหยุดชะงักของ
จัดหาก๊าซธรรมชาติจากอาร์เจนตินาจากของอาร์เจนตินา
ขาดแคลนจัดหาก๊าซธรรมชาติ มอบหมายอำนาจหน้าที่รับสินค้าของแอลเอ็นแรก
ในเดือน 2009 กรกฎาคม และมีอีกที่เทอร์มินัลภายใต้
ก่อสร้าง (อเมริกาดูแอลเอ็นเทอร์มินัลที่มอบหมายอำนาจหน้าที่ใน
2552 มิถุนายน) ยัง การนำเสนอใหม่อีกการแปรสภาพเป็นแก๊สเทอร์มินัลใน
อุรุกวัยอาจสามารถใช้งานก่อนที่ 2012 (จาก Crooks ของ 2009) ได้
โดยสหรัฐอเมริกา 2002 การใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดได้ 22.6
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Tcf), ปัจจุบันเป็น 26.2 Tcf และ
คาดว่าจะเติบโตถึง 34.4 Tcf โดย Tcf 2025 และ 34.6 ปี 2030,
และอื่น ๆ (EIA) ในขณะที่ การผลิตก๊าซในประเทศคือประมาณ
เพิ่มช้ากว่าปริมาณที่คาดการณ์ไว้
รอบระยะเวลา เพิ่มขึ้นจาก Tcf 20.5 ใน 2010-24.0 Tcf 2025 แล้ว
ถึง 2035 ที่คาดว่า จะขยายตัวตามที่แสดงใน Fig. 5.
ความแตกต่างระหว่างการใช้และการผลิตจะ
เติมค่า ด้วยการนำเข้า ขณะที่สหรัฐฯ นำเข้าสุทธิของก๊าซธรรมชาติ
คาดว่าจะลดลง โดยอ้างอิงรายงานประจำปีในพลังงาน outlook
(AEO) 2009 จาก 13% ของทั้งหมดใส่ในปี 2551 เป็น 6% ใน
2035(as shown in Fig. 6).
การลดจำนวนหลักล่างนำเข้าจากแคนาดา
และส่งออกที่สูงกว่าเม็กซิโก จากความต้องการเจริญเติบโตใน
ทั้งสองประเทศที่ดีที่สุดเจริญเติบโตในการผลิตของพวกเขา เช่น
เป็นเพิ่มขึ้นสหรัฐฯ ผลิตได้
โปร่ง AEO 2009 รายงาน นำเข้าจากแคนาดาอาจ
ลดลงอย่างรวดเร็วผ่าน 2014 (Fig. 6), เป็นการผลิตเพิ่มขึ้น
จากแหล่ง เช่นดินดานแก๊ส การเจริญเติบโตยังไม่เพียงพอต่อการ
ตรงข้ามการลดลงในแหล่งอื่น ๆ ได้ หลังจากปี 2014 สหรัฐอเมริกา นำเข้าจาก
แคนาดามุ่งที่ทริลเลียนลูกบาศก์ฟุต (Tcf) ต่อปี 1.7–1.9
ผ่าน 2035.
อย่างไรก็ตาม ขนาดของทรัพยากรก๊าซธรรมชาติจากหินดินดานของแคนาดาไม่ชัดเจน
ปัจจุบัน ดังนั้น สหรัฐอเมริกานำเข้าแอลเอ็นขึ้นอยู่กับค่าของโลก
liquefaction กำลัง ความต้องการโลกแอลเอ็น และก๊าซธรรมชาติของสหรัฐอเมริกา
ราคา เมื่อมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเกินในตลาดโลก
(for example, ในระหว่างปีที่มีอากาศอุ่นกว่าปกติ),
แอลเอ็นเพิ่มเติมจะพร้อมใช้งานสำหรับการนำเข้าสหรัฐฯ EIA (EIA ปี
พลังงาน outlook 2010), สูงกรณีแอลเอ็น สันนิษฐานความ
ของแอลเอ็นเพิ่มเติมนำสหรัฐฯ เมื่อเทียบกับปี 2009 AEO
รายงาน — มากถึง 5 ครั้งในเวลา 2035 และ cumulatively 2.9
มาก 2009 2035 (เป็นแสดงใน 7 Fig.) ขณะ มากกว่าอดีต
5 ปี EIA ได้ปรับลดการคาดการณ์โดยรวมของมาก
แอลเอ็นนำเข้าสหรัฐอเมริกา (ดังที่แสดงใน Fig. 7) เนื่องจากในประเทศของ
แก๊สผลิต
เพิ่มแอลเอ็นนำผลล่าง wellhead ราคา,
กับ wellhead ปีราคาต่ำกว่าในกรณีแอลเอ็นสูงกว่า AEO
2009 โดย 7–18% ($0. 55–$ 1.42 ต่อพันลูกบาศก์ฟุต) ระหว่าง
รอบระยะเวลาจาก 2020 2035 มีอิทธิพลสำคัญของการเพิ่มขึ้นของ
นำเข้าแอลเอ็นแอลเอ็นกรณีสูงอยู่ในเวลาของ Alaska
ไปป์ไลน์ ซึ่งเปิดใน 2023 แต่ล่าช้าจนถึง 2033 ใน การ
กรณีแอลเอ็นสูง ในอเมริกา 48 ล่าง ผลกระทบที่สำคัญของเพิ่ม
นำเข้าแอลเอ็นจะผลิตก๊าซธรรมชาติพลังงานลดลงและ
แม้ใหญ่ลดเปอร์เซ็นต์การผลิตต่างประเทศ เพราะ
ราคาต่ำเป็นสิทธิ์แบบทรัพยากรก๊าซธรรมชาติสหรัฐอเมริกาน้อยลง
ประหยัดในการผลิต
ผลเกี่ยวกับปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติในสหรัฐอเมริกาในกรณีแอลเอ็นสูง
ส่วนใหญ่ในภาคสร้างไฟฟ้าราคาตอบสนอง,
Fig. 5 หลักสหรัฐฯ ใช้พลังงาน 1990–2035 (Tcf) ซึ่งก๊าซธรรมชาติแข่งขัน ด้วยถ่านหินและพลังงานทดแทน

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

ตำแหน่งที่โดดเด่นในฐานะที่เป็นอุตสาหกรรมและน้ำมันเชื้อเพลิงที่ประหยัดที่สุดใน
การอยู่อาศัยความร้อนโดยปี 1990 มันก็ลดลงไปน้อยกว่า
24% ของการจัดหาพลังงานของสหรัฐ การเจริญเติบโตของความต้องการเจียมเนื้อเจียมตัวใน
ปี 1990 และ 2000 ได้พบกับการนำเข้าแคนาดา
ปี 1990 ถูกทำเครื่องหมายโดยที่ค่อนข้างต่ำและคงที่ราคาก๊าซ
ในขณะที่สหรัฐอเมริกาและแคนาดาซัพพลายเออร์ได้อย่างง่ายดายเก็บไว้กับความต้องการ
การเจริญเติบโต แต่ราคาน้ำมันที่พุ่งสูงขึ้นพร้อมกับการจมสำรองของ
ก๊าซธรรมชาติธรรมดาขับรถราคาก๊าซจากเพียง $ 2 ต่อ
ล้านบีทียูในปี 2002 จะสูงถึง $ 13 ต่อล้านบีทียูในปี 2008
ทำให้ผู้ใช้ที่มีศักยภาพมากลังเลที่จะลงทุนในน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่
นั้นมาราคาก๊าซได้มีการตรวจสอบค่อนข้าง-ระหว่าง
$ 2.50 และ $ 6 ต่อล้านบีทียูในปี 2009 และ 2010 ยังคงราคาที่
ผันผวนยังคงเป็นส้น Achilles 'ของก๊าซธรรมชาติโดยเฉพาะอย่างยิ่ง
เมื่อเทียบกับถ่านหิน (BP ทบทวนสถิติของพลังงานของโลก,
2008)
อย่างไรก็ตามแม้ความไม่แน่นอนของราคาก๊าซที่ภาคกลางและ
ภาคใต้ของอเมริกาการใช้ก๊าซธรรมชาติที่กระชาก อัตราที่เป็นไปเพียง แต่
อัตราการเพิ่มขึ้นของการใช้พลังงานนิวเคลียร์ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่
เพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ย 2.3% ต่อปี 4.6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ใน 2007-8600000000000 ลูกบาศก์ฟุต 2035 แม้ว่าบางส่วนของภาคกลาง
และอเมริกาใต้มีการพัฒนาท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
โครงสร้างพื้นฐานรบกวนอุปทานและความแตกต่างทางการเมืองใน
ปีที่ผ่านมาได้ยกความกังวลเกี่ยวกับการรักษาความปลอดภัยของอุปทานและ
ได้รับการสนับสนุนในหลายประเทศมองไปที่แอลเอ็นจีนำเข้าเป็น
ทางออกที่อุปทานในระยะยาว บราซิลคือการพัฒนาของตัวเองในประเทศ
ทรัพยากรและยังนำเข้าจำนวนมากของก๊าซธรรมชาติจาก
โบลิเวียผ่านทางท่อ มันไม่ได้สามารถที่จะตอบสนองความต้องการที่เพิ่มขึ้นของ
ความต้องการอย่างไรและในปี 2008 ได้เปิดตัวแอลเอ็นจีนำเข้า
ขั้ว (บราซิล, 2008)
อาร์เจนตินาก็เริ่มนำเข้าแอลเอ็นจีในปี 2008 (แอลเอ็นจีโครงการ
คงคลังอเมริกาใต้ 2009) ชิลีเผชิญกับการหยุดชะงักของ
การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอาร์เจนตินาเป็นผลมาจากอาร์เจนตินาของตัวเอง
การขาดแคลนอุปทานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับมอบหมาย LNG เป็นครั้งแรก
ในเดือนกรกฎาคมขั้วปี 2009 และมีสถานีอื่นภายใต้
การก่อสร้าง (อเมริกาจะเห็นขั้ว LNG นาย
มิถุนายน 2009) นอกจากนี้สถานีใหม่การผลิตก๊าซที่นำเสนอใหม่ใน
อุรุกวัยอาจจะดำเนินการเร็วที่สุดเท่าที่ 2012 (ของคด, 2009)
ในตอนท้ายของปี 2002 รวมปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของสหรัฐเป็น 22.6
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Tcf) ในปัจจุบันซึ่งเป็น 26.2 Tcf และ เป็นที่
คาดว่าจะเติบโตได้ถึง 34.4 Tcf ในปี 2025 และ 34.6 Tcf 2030,
และอื่น ๆ (EIA) ในขณะที่การผลิตก๊าซในประเทศที่คาดว่าจะ
เพิ่มขึ้นช้ากว่าการบริโภคมากกว่าการคาดการณ์
ระยะเวลาที่เพิ่มขึ้นจาก 20.5 ใน Tcf 2,010-24.0 Tcf ปี 2025 และจากนั้น
ถึง 2035 เป็นที่คาดการณ์ว่าจะเติบโตอย่างรวดเร็วตามที่แสดงในรูปที่ 5
ความแตกต่างระหว่างการบริโภคและการผลิตจะได้รับการ
เติมเต็มด้วยการนำเข้าขณะที่การนำเข้าสุทธิของสหรัฐก๊าซธรรมชาติที่มีการ
คาดว่าจะลดลงมีการอ้างอิงถึงแนวโน้มพลังงานประจำปี
(AEO) 2009 รายงานจาก 13% ของอุปทานรวมในปี 2008 เป็น 6% ใน
2035 (ดังแสดงในรูปที่ 6.)
ลดลงประกอบด้วยหลักของการนำเข้าที่ลดลงจากแคนาดา
และการส่งออกที่สูงขึ้นไปยังเม็กซิโกเป็นผลจากการเติบโตของอุปสงค์ใน
ประเทศทั้งสองที่เต้นการเจริญเติบโตในการผลิตพวกเขาเช่นเดียว
กับการเพิ่มการผลิตสหรัฐ
มีการอ้างอิงถึง AEO 2009 รายงานการนำเข้าจากแคนาดาอาจ
ลดลงอย่างรวดเร็วถึง 2014 (รูปที่ 6) ในขณะที่การผลิตที่เพิ่มขึ้น
จากแหล่งข้อมูลที่เพิ่มมากขึ้นเช่นก๊าซจากชั้นหิน, ยังไม่เพียงพอที่จะ
ชดเชยการลดลงในแหล่งอื่น ๆ หลังจากที่ 2014 นำเข้าจากสหรัฐ
แคนาดาคงที่ 1.7-1900000000000 ลูกบาศก์เมตร (Tcf) ต่อปี
ผ่าน 2035
แต่ขนาดของทรัพยากรก๊าซจากชั้นหินของแคนาดาไม่ชัดเจน
ในปัจจุบัน ดังนั้นการนำเข้าแอลเอ็นจีของสหรัฐขึ้นอยู่บนโลกของ
ความจุเหลว, ความต้องการของโลกที่ก๊าซหุงต้มและสหรัฐอเมริกาก๊าซธรรมชาติ
ราคา เมื่อมีส่วนเกินอุปทานก๊าซธรรมชาติในตลาดโลก
(เช่นในช่วงปีที่มีอากาศอุ่นกว่าปกติ),
แอลเอ็นจีมากขึ้นจะสามารถใช้สำหรับการนำเข้าสหรัฐอเมริกา EIA (EIA ประจำปี
แนวโน้มพลังงาน 2010) ในกรณีที่ก๊าซหุงต้มสูงถือว่ามี
มากขึ้นการนำเข้าแอลเอ็นจีไปยังสหรัฐอเมริกาเมื่อเทียบกับ AEO 2009
รายงานถึง 5 ครั้งมากขึ้นในปี 2035 และ 2.9 เท่าของสะสม
2009-2035 มากขึ้น ( ดังแสดงในรูปที่ 7.) ในขณะที่ในช่วงที่ผ่านมา
5 ปี, EIA ได้ปรับลดการคาดการณ์อย่างมากโดยรวมของ
การนำเข้าแอลเอ็นจีในสหรัฐอเมริกา (ดังแสดงในรูปที่ 7.) เนื่องจากในประเทศของ
การผลิตก๊าซ
เพิ่มขึ้นในการนำเข้าแอลเอ็นจีผลในที่ต่ำกว่า ราคาหลุมผลิต,
หลุมผลิตที่มีราคาต่ำกว่าปีในกรณีที่ก๊าซหุงต้มสูงกว่า AEO
2009 โดย 7-18% ($ 0.55 $ 1.42 ต่อพันลูกบาศก์ฟุต) ในช่วง
ระยะเวลา 2020-2035 อิทธิพลสำคัญของการเพิ่มขึ้นของ
การนำเข้าแอลเอ็นจีในกรณี LNG สูงอยู่ในระยะเวลาของอลาสก้า
ท่อซึ่งถูกเปิดใน 2023 แต่เลื่อนออกไปจนกว่า 2033 ใน
กรณี LNG สูง ใน 48 ประเทศผลกระทบที่สำคัญของการเพิ่มขึ้น
ของการนำเข้าแอลเอ็นจีจะลดลงการผลิตก๊าซธรรมชาติบนบกและ
ลดเปอร์เซ็นต์ได้ขนาดใหญ่ในการผลิตในต่างประเทศเพราะ
ราคาที่ต่ำกว่าหมายความว่าน้อยกว่าสหรัฐอเมริกาทรัพยากรก๊าซธรรมชาติมีความ
ประหยัดในการผลิต
ผลกระทบต่อก๊าซธรรมชาติสหรัฐอเมริกา การบริโภคในกรณีที่ก๊าซหุงต้มสูง
ส่วนใหญ่จะเป็นในภาคการผลิตไฟฟ้าราคาตอบสนอง
รูป 5 การใช้พลังงานหลักของสหรัฐ 1990-2035 (Tcf) ก๊าซธรรมชาติที่แข่งขันกับถ่านหินและพลังงานทดแทน

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ครองตำแหน่งเป็นเชื้อเพลิง ภาค อุตสาหกรรมและหมายความว่าประหยัดที่สุด
ของเครื่องทำความร้อนบ้านโดย 1990 s ตกลงมาให้น้อยกว่า
24% ของพลังงานประเทศสหรัฐอเมริกา แบบเรียบง่ายความต้องการการขยายตัวของเศรษฐกิจในที่
1990 s และช่วงต้นปี 2000 S ได้พบโดยการนำเข้าของประเทศแคนาดา.
ที่ 1990 s ได้ค่อนข้างต่ำอย่างต่อเนื่องและราคาน้ำมัน
ซึ่งจะช่วยเป็นของสหรัฐฯและแคนาดาซัพพลายเออร์ได้อย่างง่ายดายได้พร้อมด้วยความต้องการ
ซึ่งจะช่วยขยายตัว. แต่ขึ้นราคาน้ำมันพร้อมด้วยเงินสำรองกำลังจมของ
ก๊าซธรรมชาติทั่วไปก็ขับรถราคาก๊าซธรรมชาติจากมากกว่า$ 2 ต่อ
ล้าน BTU — British thermal unit —ในปี 2002 เป็นอย่างสูงที่$ 13 ต่อล้าน BTU — British thermal unit —ในปี 2008
ทำให้ผู้ใช้จำนวนมากมี ศักยภาพ ไม่เต็มใจในการลงทุนในน้ำมัน. นับตั้งแต่
ซึ่งจะช่วยให้ราคาน้ำมันได้ปรับลดลง - หลากหลายตั้งแต่ระหว่าง
$ 2.50 และ$ 6 ต่อล้าน BTU — British thermal unit —ในปี 2009 และ 2010 ยังคงราคา
ตามมาตรฐานความผันผวนยังคงเป็นส้นเท้าของเอ็นข้อเท้าของก๊าซธรรมชาติโดยเฉพาะ
เมื่อเทียบกับถ่านหิน( BP สถิติการตรวจสอบของการใช้พลังงานโลก
2008 )..
อย่างไรก็ตามแม้จะมีความไม่แน่นอนในราคาน้ำมันการใช้ก๊าซธรรมชาติในส่วนของทางตอนใต้ของทวีปอเมริกาใต้และ
ซึ่งจะช่วยให้เกิดไฟกระชากในอัตราที่ตั้งอยู่ถัดจากเท่านั้น
ซึ่งจะช่วยให้อัตราดอกเบี้ยที่เพิ่มขึ้นในการใช้พลังงานนิวเคลียร์ใช้ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น
ซึ่งจะช่วยเพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ย 2.3% ต่อปีจาก 46 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ในปี 2007 เพื่อ 8.6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตในค.ศ. 2035 . ถึงแม้ว่าบางส่วนของเซ็นทรัล
และอเมริกาใต้มีการพัฒนามาอย่างดีเยี่ยมเป็นธรรมชาติท่อส่งน้ำมัน
โครงสร้างพื้นฐาน,พาวเวอร์ซัพพลายการรบกวนและความแตกต่างทางการเมืองมาเป็นเวลาหลายปีใน
ซึ่งจะช่วยทำให้เกิดความกังวลเกี่ยวกับความ ปลอดภัย ของพาวเวอร์ซัพพลายและ
ซึ่งจะช่วยทำให้หลายประเทศเพื่อดูการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ซึ่งจะช่วยเป็นระยะยาวพาวเวอร์ซัพพลายโซลูชันบราซิลได้รับการพัฒนาทรัพยากรในประเทศ
ของตัวเองและยังมีการนำเข้าจำนวนขนาดใหญ่ของก๊าซธรรมชาติจาก
โบลิเวียโดยผ่านทางท่อลำเลียง ไม่มีการสามารถให้บริการที่ตรงกับความต้องการของ
ซึ่งจะช่วยเพิ่มขึ้นอย่างไรก็ตามในปี 2008 และเป็นการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวอย่างเป็นทางการ
อาคารโดยสาร(บราซิล, 2008 )..
อาร์เจนตินายังริเริ่มการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวในปี 2008 โครงการก๊าซธรรมชาติเหลว
สินค้าคงคลังทางตอนใต้ของทวีปอเมริกาใต้ 2009 ) ชิลีกำลังเผชิญหน้ากับความเสียหายของของ
ตามมาตรฐานพาวเวอร์ซัพพลายก๊าซธรรมชาติจากประเทศอาร์เจนตินาเป็นผลการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติของตนเอง
อาร์เจนตินาได้รับมอบหมายก๊าซธรรมชาติเหลวเป็นครั้งแรกได้รับ
อาคารโดยสารในเดือนกรกฎาคม 2009 และมีอาคารโดยสารอื่นใด ภายใต้
การก่อสร้าง(อเมริกาเหนือเพื่อดูอาคารโดยสารใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวได้รับมอบหมายใน
เดือนมิถุนายน 2009 ) อาคารโดยสารอีกครั้งนอกจากนั้นยัง - gasification ใหม่ที่เสนอใน
อุรุกวัยได้ในการดำเนินงานในช่วงต้นปี 2012 (' scrooks 2009 )..
โดยเมื่อปลายปี 2002 . U . S .การใช้ก๊าซธรรมชาติรวมเป็น 22.6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
( tcf )ในปัจจุบันซึ่งเป็น 26.2 tcf และ
โดยคาดว่าจะขยายตัวได้ถึง 34.4 tcf โดย, 2025 ,และ 34.6 tcf โดย 2030
และบน( EIA ) ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศจะเป็นการประเมินเพื่อ
ซึ่งจะช่วยเพิ่มมากขึ้นอย่างช้าๆมากกว่าการ บริโภค มากกว่าประมาณการ
ช่วงที่เพิ่มขึ้นจาก 20.5 tcf ในปี 2010 เพื่อ 24.0 tcf โดย, 2025 ,และ
เพิ่มขึ้นในค.ศ. 2035 คาดว่าจะขยายตัวเร็วมากตามที่แสดงในรูปที่ 5 .
ความแตกต่างระหว่างการผลิตและการ บริโภค จะเป็น
ซึ่งจะช่วยเติมขึ้นมาโดยการนำเข้าในขณะที่การนำเข้าก๊าซธรรมชาติของสหรัฐอเมริกามี
คาดว่าจะลดลงโดยการอ้างอิงถึงประจำปีพลังงาน Outlook
( aeo ) 2009 รายงานจาก 13% ของพาวเวอร์ซัพพลายทั้งหมดในปี 2008 ถึง 6% ใน
2035 (ตามที่แสดงในรูป 6 )..
การลดลงประกอบด้วยเป็นการนำเข้าลดต่ำลงจากแคนาดา
และการส่งออกไปยังประเทศแม็กซิโกสูงขึ้นเป็นผลจากการเติบโตของอุปสงค์ในประเทศทั้งที่สามารถเอาชนะ
ซึ่งจะช่วยขยายตัวในการผลิตของตนเป็นอย่างดี
ซึ่งจะช่วยในการผลิตเพิ่มขึ้น..
พร้อมด้วยการอ้างอิง aeo 2009 รายงานการนำเข้าจากประเทศแคนาดาอาจ
ซึ่งจะช่วยลดลงอย่างรวดเร็วผ่าน .2014 (รูปที่ 6 )การผลิตเพิ่มขึ้น
ซึ่งจะช่วยเพิ่มขึ้นจากแหล่งต่างๆเช่นก๊าซทับถมยังไม่เพียงพอที่จะ
ซึ่งจะช่วยชดเชยกับการลดลงในแหล่งอื่นๆ. หลังจาก .2014 U . S .การนำเข้าจากประเทศแคนาดา
ซึ่งจะช่วยสร้างความมั่นคงที่ 1.7 -1.9 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต( tcf )ต่อปีค.ศ. 2035
ผ่าน.
แต่ถึงอย่างไรก็ตามขนาดที่ทับถมของทรัพยากรน้ำมันของประเทศแคนาดาไม่ชัดเจน
ซึ่งจะช่วยในปัจจุบัน ดังนั้นการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวของสหรัฐอเมริกาได้ขึ้นอยู่กับความจุใน' sworld
กลายเป็นน้ำความต้องการในตลาดโลกสำหรับใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวและก๊าซธรรมชาติของสหรัฐอเมริกา
ราคา เมื่อมีพาวเวอร์ซัพพลายก๊าซธรรมชาติมากเกินไปในตลาดโลก
(ตัวอย่างเช่นในช่วงระหว่างปีพร้อมด้วย สภาพ อากาศที่ร้อนมากกว่าปกติ)
มากกว่าจะกลายเป็นก๊าซธรรมชาติเหลวจัดให้บริการสำหรับการนำเข้าประเทศสหรัฐอเมริกา ที่ EIA ( EIA ,รายงานประจำปี
ซึ่งจะช่วยประหยัดพลังงาน Outlook 2010 ),ในระดับสูงกรณีใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว,สมมุติว่า
ซึ่งจะช่วยให้ความพร้อมใช้งานของการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวเพื่อที่ประเทศสหรัฐอเมริกาเมื่อเทียบกับ aeo 2009
รายงานได้สูงถึง 5 ครั้งมากกว่าในค.ศ. 2035 และสะสม 2.9 ครั้ง
ซึ่งจะช่วยเพิ่มเติมจากปี 2009 ในค.ศ. 2035 (ตามที่แสดงในรูปที่ 7 )ในขณะที่ผ่านมา
5 ปีEIA โดยรวมลดลงโดยมีการคาดการณ์แนวโน้มของการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ในสหรัฐอเมริกา(ตามที่แสดงในรูปที่ค่อนข้างมาก 7 )เนื่องจากการผลิตก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจะช่วยในประเทศของตน.
เพิ่มขึ้นในการแสดงผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวในราคาต่ำกว่า wellhead
มีราคาต่ำกว่า wellhead ประจำปีในกรณีที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวสูงกว่า aeo
2009 โดย 7-18% ($ 0.55 - 1.42 แสนล้านบาทต่อลูกบาศก์ฟุต)ในระหว่าง
ช่วงเวลาจากปี 2020 ในค.ศ. 2035 . มีอิทธิพลสำคัญอันหนึ่งของการเพิ่มขึ้นใน
ตามมาตรฐานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวในกรณีที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวสูงเป็นที่จังหวะของท่อส่งอะแลสกา
ซึ่งจะช่วยได้ซึ่งมีเปิดให้บริการใน 2023 แต่มาถึงล่าช้าจนกว่า .2033 ในกรณี
สูงก๊าซธรรมชาติเหลว ใน 48 รัฐลดลงส่งผลกระทบต่อหลักของการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ซึ่งจะช่วยเพิ่มขึ้นมีการผลิตลดต่ำลงของก๊าซธรรมชาติบนบกและการลดลงเป็นเปอร์เซ็นต์
แม้จะมีขนาดใหญ่กว่าในการผลิตจากต่างประเทศราคาลดลงเพราะ
ซึ่งจะช่วยบ่งชี้ว่าทรัพยากรก๊าซธรรมชาติของสหรัฐอเมริกาเพียงไม่กี่ตัวก็ตอบแทน
การใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตประหยัด.
ส่งผลในสหรัฐอเมริกาในกรณีสูงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว
ซึ่งจะช่วยเป็นหลักใน ภาค ราคาไฟฟ้าและตอบสนองได้อย่างดีที่
รูป 5 . การใช้พลังงานหลักสหรัฐอเมริกา 1990-2035 ( tcf )ที่แข่งขันกับก๊าซธรรมชาติถ่านหินและพลังงานทดแทน.