Qué dijo la dirección de PBF Energy Inc. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre marcado por pérdidas contables y el regreso de Martinez

PBF Energy cerró el primer trimestre de 2026 con una pérdida neta ajustada de 0,88 dólares por acción y un EBITDA ajustado de 68,7 millones de dólares. Los resultados estuvieron penalizados por la parada planificada de la refinería de Torrance en enero y febrero, el retraso en el reinicio de Martinez y, sobre todo, por pérdidas en derivados superiores a 200 millones de dólares originadas en la cobertura del inventario acumulado ante el alza brusca de precios de los hidrocarburos. Aproximadamente la mitad de esas pérdidas eran no realizadas al cierre del trimestre, y la compañía espera que se compensen en buena medida durante el segundo trimestre cuando los barriles físicos pasen por el sistema de refino. El flujo de caja operativo fue negativo en 324 millones de dólares, principalmente por la absorción de capital de trabajo, y la deuda neta ascendió a 2.300 millones, con una ratio neta de deuda sobre capitalización del 36 %. La compañía finalizó el trimestre con 542 millones en efectivo y una liquidez total de aproximadamente 2.400 millones de dólares.

En cuanto a los seguros vinculados al incendio de Martinez, PBF recibió un cuarto pago provisional de 106,5 millones de dólares, lo que eleva los cobros totales a 1.000 millones netos de deducibles. La dirección indicó que el grueso del gasto de reconstrucción ya quedó atrás y que la compañía espera recuperar fondos adicionales conforme avance la liquidación definitiva de la reclamación.

Perspectivas: Martinez en marcha y un mercado global extraordinariamente favorable

El foco operativo de la llamada fue el reinicio de Martinez, la refinería californiana paralizada desde el incendio de principios de 2025. La unidad de hidrotratamiento de carga catalítica y la unidad de alquilación ya estaban en producción en el momento de la llamada, y la dirección señaló que esperaba tener la unidad de craqueo catalítico fluido (FCC) produciendo derivados finales ese mismo fin de semana. El retraso respecto al calendario original fue reconocido, pero atribuido a la necesidad de verificar meticulosamente cada equipo antes de introducir hidrocarburos. Mientras tanto, Torrance completó su parada programada y la dirección indicó que tiene una trayectoria despejada para el resto de 2026. Respecto al turno de mantenimiento del hidrocracker de Martinez, inicialmente previsto para el segundo trimestre, la compañía señaló que existe una alta probabilidad de que se traslade hacia finales del tercer trimestre.

El telón de fondo geopolítico dominó buena parte de los comentarios directivos. La interrupción en el estrecho de Ormuz ha bloqueado en torno a 15 millones de barriles diarios de crudo y 5 millones de productos, con el impacto más inmediato en Asia y una cascada que ya alcanza a Europa y América. La dirección argumentó que las refinerías costeras de PBF en la Costa Este y la Costa Oeste están especialmente bien posicionadas para capturar esa demanda insatisfecha. Adicionalmente, la suspensión temporal de la Ley Jones permitirá a la compañía suministrar crudo WTI y otros barriles estadounidenses a sus instalaciones de la Costa Este durante el segundo trimestre. En California, PBF destacó las ventajas de su oleoducto propio M70, que abastece Torrance con crudo local —pesado dulce— a precios que la dirección describió como «de los más atractivos del mundo». En materia de asignación de capital, la dirección fue explícita: en un entorno de márgenes elevados, la prioridad será reducir la deuda para transferir valor del apalancamiento a los accionistas, antes que cualquier otra iniciativa.

Turno de preguntas: derivados, captura y señales esquivadas

Los analistas presionaron en tres frentes. El primero fue la tasa de captura sobre márgenes extraordinarios: la dirección admitió que en este entorno de volatilidad extrema —con el jet californiano cotizando más de un dólar por encima del NYMEX distillate— cualquier estimación precisa de capture rate sería poco fiable, y declinó dar orientaciones al respecto. El segundo frente fue la reclamación de seguro por interrupción de negocio: el CFO confirmó que la cobertura se extiende a 2026, pero no quiso desglosar el importe pendiente entre daños materiales e interrupción de negocio, dado que la reclamación sigue abierta y los pagos no han sido asignados formalmente. El tercer frente fueron los RINs: la dirección alertó de que el precio del RIN se acerca a 13 dólares por barril y advirtió de que, de no corregirse la normativa de mezcla, podría llegar a restringir físicamente la oferta de gasolina en mercados costeros, al encarecer las importaciones hasta hacerlas no rentables para el importador. La inversión en St. Bernard Renewables fue presentada como la cobertura natural frente a ese riesgo, con el mejor entorno de márgenes desde su puesta en marcha.