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PBF fermera la plus petite des deux unités de brut de l’usine de Paulsboro ainsi que l’unité de craquage catalytique fluide de fabrication d’essence, le reformeur, l’unité d’alkylation et le cokeur, tout en gardant les installations de fabrication de lubrifiants et d’asphalte opérationnelles.

« PBF reconnaît le besoin de rationalisation dans toute l’industrie. Le résultat net de la reconfiguration de la côte Est est de supprimer effectivement 85 000 b/j de capacité de raffinage « , a déclaré le président de PBF, Matt Lucey, lors d’un appel sur les résultats du troisième trimestre.

La raffinerie de PBF à Delaware City, au Delaware, située à 30 miles au sud, bénéficiera d’une installation réduite à Paulsboro. Elle continuera à transformer les produits intermédiaires de Paulsboro en produits finis tels que l’essence, l’ULSD et le jet. Et l’utilisation plus élevée de la raffinerie à cet endroit réduira les dépenses d’exploitation de l’USAC par baril tout en empêchant le besoin pour PBF d’acheter des produits intermédiaires comme matières premières sur le marché libre, a déclaré la société.

« Nous allons augmenter les interdépendances des deux raffineries et promouvoir une utilisation et une efficacité plus élevées des unités restantes », a déclaré Lucey.

Le débit des raffineries de l’USAC dans les deux usines a été en moyenne de 251 400 b/j au troisième trimestre, contre 357 200 b/j au troisième trimestre de 2019. Les charges d’exploitation ont augmenté à 4,99 $/b contre 4,20 $/b dans le même laps de temps, tandis que les marges de raffinage brutes ont chuté à moins 4,11 $/b contre moins 25 cents/b.

Dans l’ensemble, les marges de raffinage sur la côte atlantique américaine ont été à la traîne de celles des autres régions. Les marges de craquage du troisième trimestre pour le Brent daté ont été en moyenne de 3,47 $/b, inférieures aux 5,08 $/b des raffineurs de la côte du Golfe des États-Unis utilisant du brut WTI MEH, selon les données de S&P Global Platts Analytics.

Toutefois, les marges de l’USAC ont encore dépassé les marges observées par les raffineurs de l’Europe du Nord-Ouest. Au troisième trimestre, les marges de raffinage de l’ENO pour le Brent daté étaient en moyenne de 8 cents/b, selon les données de Platts Analytics.

La rationalisation est en cours

Le PDG de PBF, Tom Nimbley, a déclaré qu’il s’attendait à ce que « moins de produits soient fabriqués en Europe » étant donné l’état d’esprit des majors européennes qui souhaitent se détourner des combustibles fossiles traditionnels, ce qui devrait réduire les exportations d’essence vers l’USAC.

« Il n’est pas vraiment économique pour eux de faire tourner des barils et de devoir ensuite payer le fret pour les transporter ici », a-t-il déclaré lors de l’appel.

Nimbley a déclaré que PBF « envisage environ 5 millions de b/j de rationalisation des raffineries au niveau mondial avec environ 2 millions de b/j à 2,5 millions de b/j en Amérique du Nord », ce qui représente « environ un autre million ou un million et demi par rapport à ce qui a déjà été annoncé ». »

Citant la fermeture de la capacité de raffinage excédentaire comme un « défi mondial », Nimbley a déclaré que même les raffineurs américains de la côte du Golfe du Mexique ne seront pas exemptés malgré le fait qu’ils se trouvent sur « l’extrémité inférieure de la courbe des coûts. »

« Je pense que nous verrons une rationalisation sur la côte du Golfe du Mexique. Évidemment, vous n’allez pas la voir dans les raffineries gorilles », a-t-il dit, en utilisant les usines Beaumont et Baton Rouge d’ExxonMobil comme exemples de grandes usines complexes qui sont plus à l’abri d’une fermeture.

« Mais il y a beaucoup de petites raffineries de base WTI. Et les majors européennes qui ont dit qu’elles voulaient se retirer de cette activité », a-t-il dit. Total SA et Shell ont toutes deux des raffineries situées sur l’USGC.

Cependant, PBF pourrait encore avoir à rationaliser la capacité de certaines de ses autres usines, notamment sa raffinerie USGC de Chalmette, en Louisiane, et peut-être son usine de Torrance, en Californie, pensent certains analystes.

« Chalmette, Torrance et Paulsboro sont trois actifs où PBF a historiquement eu du mal à générer du FCF , Chalmette étant le plus faible », a déclaré l’analyste de Credit-Suisse Manav Gupta dans une note de recherche.

« Alors que PBF met au ralenti certaines unités à Paulsboro, le sort des deux autres est toujours en suspens. La décision de PBF de mettre au ralenti certaines unités de Paulsboro est un pas dans la bonne direction, mais plus pourrait être nécessaire », a-t-il ajouté.

Path to normalization

Nimbley de PBF a noté que même si les stocks d’essence, de diesel et de jet sont en baisse, la demande reste faible car les raffineurs continuent de répondre aux engagements commerciaux « hors stock », ce qui maintiendra l’utilisation des raffineries à un faible niveau.

Le débit de PBF au troisième trimestre a été en moyenne de 706 000 b/j et la société prévoit un débit au quatrième trimestre d’environ 700 000 b/j à 800 000 b/j.

« Nous voyons très peu de signaux qui nécessitent une augmentation des taux d’utilisation. Le marché se rééquilibre et continuera à le faire jusqu’à ce qu’il y ait une solution médicale largement disponible qui permette une plus grande liberté de mouvement à travers les voyages d’affaires et personnels résultant en un retour de la demande », a-t-il déclaré.

Total

450,000

Total

162,500

Phillips 66

Santa Maria, CA

44 500

Total

325,700

Total

986 200