Qué dijo la dirección de Valero Energy Corporation en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de récords operativos en refinación

Valero Energy cerró el tercer trimestre de 2025 con una utilización de capacidad en refinerías del 97%, con sus regiones del Golfo de México y el Atlántico Norte alcanzando máximos históricos de procesamiento. La ganancia neta atribuible a accionistas fue de 1.100 millones de dólares, o 3,53 dólares por acción, frente a los 364 millones del mismo período de 2024. El segmento de refinación generó 1.600 millones de dólares de ingreso operativo. El segmento de etanol logró producción récord de 4,6 millones de galones diarios, con 183 millones de dólares de ingreso operativo. El diésel renovable, en cambio, registró una pérdida operativa de 28 millones, afectado por el alza de precios de las grasas animales y la incertidumbre regulatoria. La compañía devolvió 1.300 millones de dólares a accionistas en el trimestre —931 millones en recompras y 351 millones en dividendos—, con un ratio de retorno del 78%.

Lo que viene: diferenciales de crudo pesado, cierres de capacidad y política de renovables

La dirección señaló que los fundamentos de la refinación deberían mantenerse sólidos: los inventarios de productos siguen bajos, las adiciones de capacidad neta para 2026 —estimadas en 415.000 barriles diarios— no cubrirían el crecimiento de demanda proyectado de 460.000 barriles, y varios proyectos nuevos aún no han alcanzado su capacidad nominal. La compañía espera que los diferenciales del crudo pesado y sulfuroso se amplíen conforme OPEP+ y Canadá incrementen su producción. En particular, Valero ya programó compras de Basra y Kirkuk para el cuarto trimestre. El cierre de la refinería de Benicia, California, previsto para 2026, genera una depreciación incremental de aproximadamente 100 millones de dólares por trimestre durante los próximos dos trimestres, con un impacto de alrededor de 0,25 dólares por acción. En el segmento de diésel renovable, la dirección reconoció que la transición del crédito fiscal PTC el 1 de enero de 2026 —que excluirá materias primas extranjeras— representará un desafío, aunque confía en que el volumen obligatorio renovable (RVO) será fijado en un nivel que resulte neto positivo para el sector.

Preguntas de analistas: diferenciales, demanda y política energética

El turno de preguntas giró en torno a varios ejes. Sobre los diferenciales de crudo, el COO Gary Simmons explicó que TMX no generó el impacto esperado en los valores del crudo de la Costa Oeste, ya que la mayoría de esos barriles sigue fluyendo hacia el Lejano Oriente. Reconoció que los márgenes de Venezuela no contribuyeron en el trimestre, pero que los barriles venezolanos ya están de regreso en la mezcla. El comodín, subrayó Simmons, es el anuncio de nuevas sanciones a Rusia: aunque en el pasado las sanciones principalmente redirigían flujos comerciales, el mercado parece creer que esta ronda podría retirar oferta real del mercado, lo que sería alcista para los márgenes de productos. Sobre demanda doméstica, Simmons describió la gasolina como plana o ligeramente a la baja año contra año, el jet con crecimiento del 4% y el diésel con fuerte demanda agrícola y exportadora —particularmente hacia América del Sur, mercado relevante para los lectores hispanos—. Exportaciones de gasolina a Latinoamérica fueron descritas como muy activas a lo largo de todo el año. Los analistas también presionaron sobre el cierre de Benicia y los proyectos de nuevos oleoductos hacia la Costa Oeste; la dirección indicó que no participará como expedidor en dichos proyectos, prefiriendo la flexibilidad del transporte marítimo para abastecer sus compromisos contractuales una vez cerrada la planta.