Ethanol Industry yUpdatep

Bob DinneenPresident & CEOPresident & CEO

Renewable Fuels Association

Historical Ethanol ProductionHistorical Ethanol ProductionU.S. ETHANOL PRODUCTION

10,000

11,000

12,000

13,000

6 000

7,000

8,000

9,000

,

on Gallons

3,000

4,000

5,000

6,000

Millio

0

1,000

2,000

Current Ethanol Industry CapacityCurrent Ethanol Industry Capacity

Capacity p y(MGY)

201 Operable Facilities 13,519

13 idle facilities 947

188 operating facilities 12,572

12   Facilities Under Construction 1,196

3 E i t E i ti F iliti 763     Expansions at Existing Facilities 76

TOTAL CAPACITY 14,791

Ethanol as a Fuel & Fuel AdditiveEthanol as a Fuel & Fuel Additive1. E10 (10% ethanol by volume)

Approved for use in all vehicles and engines– Approved for use in all vehicles and engines– ~98% of ethanol consumed as E10– 80‐85% of U.S. gasoline blended with ethanol

2. E85 (70‐85% ethanol by volume)– For use in flex‐fuel vehicles (FFVs) only– 7+ million FFVs; ~2,200 retail outlets– <2% of ethanol consumed as E85

3. Mid‐level blends (20, 30, 40% ethanol by volume)– For use in FFVs only– Dispensed by “blender pumps” (<250 stations)Dispensed by  blender pumps  (<250 stations)– Specifications, BMPs, etc. under development

Renewable Fuels Standard (RFS2)Renewable Fuels Standard (RFS2)

35.0

40.0

25.0

30.0

LLO

NS

10 0

15.0

20.0

LLIO

N G

AL

0.0

5.0

10.0

BIL

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Conventional Biofuels (20% GHG reduction)

Cellulosic(60% GHG Reduction)

Other Advanced Biofuels(50% GHG Reduction)

Biomass‐based Diesel(50% GHG Reduction)(20% GHG reduction) (60% GHG Reduction) (50% GHG Reduction) (50% GHG Reduction)

Note: 20% reduction for conventional biofuels applies only to new construction

30%

40%

RFS2 Final Rule: Corn Ethanol GHG Reductions

Used for threshold

‐10%

0%

10%

20%Used for threshold determination

‐50%

‐40%

‐30%

‐20%

‐60%

% dry DGS/37

% …

Plant (dry DGS)

/ CH

P (dry DGS)

ation (dry DGS)

ation (dry DGS)

Separatio

n (dry …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …Plant (wet DGS)

CHP (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

Separatio

n (w

et …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …Plant (dry DGS)

/ CH

P (dry DGS)

ation (dry DGS)

ation (dry DGS)

Separatio

n (dry …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …Plant (wet DGS)

CHP (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

Separatio

n (w

et …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …Plant (dry DGS)

/ CH

P (dry DGS)

ation (dry DGS)

ation (dry DGS)

Separatio

n (dry …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …Plant (wet DGS)

CHP (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

ation (w

et DGS)

Separatio

n (w

et …

ane Separatio

n …ratio

n, and

 Raw

 …Separatio

n, and

 …with

 NG

with

 Coal

with

 Biomass

w/Fractionatio

n (63%

Base 

w/

w/ Fractio

nw/ CH

P and Fractio

non

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Base P

w/ 

w/ Fractio

na/ CH

P and Fractio

naon

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Base 

w/

w/ Fractio

nw/ CH

P and Fractio

non

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Base P

w/ 

w/ Fractio

na/ CH

P and Fractio

naon

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Base 

w/

w/ Fractio

nw/ CH

P and Fractio

non

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Base P

w/ 

w/ Fractio

na/ CH

P and Fractio

naon

 and

 Mem

brane S

onation and Mem

brn, M

embrane Separ

natio

n, M

embrane S

Dry M

ill NG w w

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction w/

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction w

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction w/

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction w

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction w/

w/ Fractio

natio

w/ CH

P, Fractio

w/ Fractio

natio

nw/ CH

P, Fraction

AVERAGE "NEW" PLANT

Dry Mill NG Dry Mill Coal Dry Mill Biomass Wet Mill

Meeting the RFS will require approval of g q pp“mid‐level blends” (i.e. >E10)ETHANOL BLENDWALL AND RFS2 REQUIREMENTS

17,500

20,000

22,500

ETHANOL BLEND WALL AND RFS2 REQUIREMENTS

10 000

12,500

15,000

17,500

ON GALLONS

2 500

5,000

7,500

10,000

MILLIO

0

2,500

RFS C ti l RFS C ll l iRFS‐Conventional RFS‐Cellulosic

RFS‐Advanced (excl. biodiesel) E10 Blend Wall

E15 Blend Wall

Current Ethanol Economics

$2 00

$2.50 

$3.00 

$3.50 

ON

RBOB GASOLINE vs. ETHANOLRBOB Spot Price (NYH)

Ethanol Spot Price (Iowa)

• Gasoline‐ethanol spread has widened in recent months

$

$0.50 

$1.00 

$1.50 

$2.00 

$/GALLO

• Widest since 9/2008

• Returns over operating costs hit 2‐year high in

$0 80ESTIMATED RETURNS OVER OPERATING COSTS ($/gallon), IOWA DRY MILL

$‐ costs hit 2 year high in Q4, but have fallen sharply since

$0 30

$0.40 

$0.50 

$0.60 

$0.70 

$0.80 

LLON

$(0 20)

$(0.10)

$‐

$0.10 

$0.20 

$0.30 

$/GAL

$(0.20)

Source: RFA based on EIA weekly gasoline prices, EIA weekly natural gas updates, and USDA‐AMS weekly Iowa ethanol reports

E15 Fuel WaiverE15 Fuel Waiver• Waiver submitted to EPA March 6, 2009EPA d d D 1 2009 l d i i d l d• EPA responded Dec. 1, 2009; approval decision delayed– Acknowledged no “show‐stoppers” in testing to date– Still waiting for completion of key tests (e.g., catalysts)Still waiting for completion of key tests (e.g., catalysts)– Announced pump labeling effort

• Assuming no major issues, EPA could approve E15 for MY2001 and newer as soon as this summer

• A partial waiver on E15 likely does very little to boost ethanol demand—must have a full waiverethanol demand—must have a full waiver

• A waiver for E15 allows (but does not require) E15 usage. Economics (and RFS requirements) will drive adoption( q ) p

Increased Brazil ethanol output has come primarily through area expansion

BRAZIL SUGAR CANE, AREA PLANTED AND TOTAL REDUCING Between 1999‐2009:

• Yield per acre of total reducing sugars increased4 0

4.5

5.0

20 000

25,000 SUGARS (TRS) YIELD

reducing sugars increased 9.5% (0.8% CAGR)

• TRS yield peaked in 07/083.0

3.5

4.0

15,000 

20,000 

r acre (m

t)

and Acres

• Planted area virtuallydoubled (increase of 92%, or 6.1% CAGR)1.5

2.0

2.5

10,000 

YIELD: TRS

 per

ARE

A: Tho

usa

• Increased ethanol output came mostly through sugarcane area expansion0.0

0.5

1.0

‐

5,000 

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Area Planted to Sugarcane TRS/Acre (MT)Sources:1.) IBGE (sugarcane area planted & cane yield); 2.) USDA/FAS/ATO (TRS yield) 

Increased U.S. ethanol output has come primarily through higher corn yields

170U.S. CORN, AREA AND YIELD

160

165

170

80,000 

90,000 

Between 1999‐2009:

145

150

155

50,000 

60,000 

70,000 

hels per Acre

usan

d Acres

• Yield per acre  increased 23% (1.9% CAGR)

• Record yield in 2009

135

140

145

30,000 

40,000 

YIELD: B

ush

ARE

A: Tho

u Record yield in 2009

• Planted area increased 11% (1% CAGR)

120

125

130

‐

10,000 

20,000 • 2009 planted area  similar to late ‘70s/early ‘80s levels

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Area Planted to Corn Average Corn YieldSources:1.) USDA (corn area planted & corn yield)

Ethanol Tax PolicyEthanol Tax Policy• Volumetric Ethanol Excise Tax Credit (VEETC) expires Dec 31 2010Dec. 31, 2010

• $0.45/gallon tax credit paid to gasoline blenders

• Reps Pomeroy (D ND) and Shimkus (R IL) introduced• Reps. Pomeroy (D‐ND) and Shimkus (R‐IL) introduced H.R. 4940 (Renewable Fuels Reinvestment Act) in March

• RFRA provides:RFRA provides:5‐year extension of VEETC

5‐year extension of secondary tariff on imported ethanoly y p

5‐year extension of small ethanol producer tax credit

3‐year extension of cellulosic ethanol producer tax credit 

Ethanol tax credits paid for themselves in 2009Ethanol tax credits paid for themselves in 2009

• Industry generated $8.4 billion in Federal tax revenue• VEETC cost $4.8 billion• Small ethanol producer tax credit cost ~$200 million

$• Ethanol provides a $3.4 billion surplus for the Federal Treasury

• Plus other economic benefits:Plus other economic benefits: – State and local tax revenues– Reductions in farm subsidies (LDPs virtually eliminated since 2006)

l– Decreased spending on oil imports– Lower gasoline prices

RFS2 and VEETC programs are interdependent and complementary

• Critics argue that an excise tax credit for ethanol is unnecessary when a mandate requiring refiners to bl d th l l d i tblend ethanol already exists

• RFS mandates the use of ethanol, not the productionRFS mandates the use of ethanol, not the production

• VEETC encourages domestic production and ensures that the RFS volume requirements will be filled primarily with homegrown supply

Potential Impacts of Failing to Extend VEETCPotential Impacts of Failing to Extend VEETC• Loss of more than 112,000 jobs in all sectors of the economy

• Reduction of domestic ethanol production by 38%• Reduction of domestic ethanol production by 38%

• Increased reliance on imported motor fuels (Trading imported oil for imported ethanol from nations like Brazil)imported oil for imported ethanol from nations like Brazil) 

• Decrease in corn prices of 8 percent (or ~$0.30/bushel)

• Loss of investment in/support for second‐generation biofuelsLoss of investment in/support for second generation biofuels

• Elimination of $2.7 billion in state/local tax revenues and $2.4 billion in federal tax revenues$

• Reduction of aggregate GDP by $16.9 billion

• Reduction of household income by $4.2 billiony $

Source: IMPORTANCE OF THE VEETC TO THE U.S. ECONOMY AND THE ETHANOL INDUSTRYBy John M. Urbanchuk  for RFA 

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