Qué dijo la dirección de Valero Energy Corporation en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de récords operativos en un entorno de márgenes favorable

Valero cerró el cuarto trimestre de 2025 con volúmenes de procesamiento y producción de etanol en niveles históricos, impulsados por grietas de productos sólidas y un ensanchamiento de los descuentos en crudos amargos. La utilización de capacidad de refinación alcanzó el 98% en el conjunto del año. El ingreso neto ajustado atribuible a los accionistas ascendió a 1.200 millones de dólares en el trimestre y a 3.300 millones en el año completo, frente a 2.700 millones en 2024. La compañía elevó su dividendo trimestral un 6% y devolvió 4.000 millones de dólares a los accionistas durante el año, lo que equivale a una tasa de retorno del 67% del flujo de caja operativo ajustado. La ratio neta de deuda sobre capitalización se situó en el 18%, por debajo del objetivo de largo plazo de entre el 20% y el 30%.

El segmento de diésel renovable registró un beneficio operativo de 92 millones de dólares, inferior a los 170 millones de 2024, lastrado por la transición al crédito fiscal 45Z (PTC) y la incertidumbre regulatoria. El segmento de etanol, en cambio, mejoró notablemente, con 117 millones frente a 20 millones el año anterior, apoyado en una cosecha de maíz abundante y en el crecimiento de las exportaciones mundiales.

Lo que viene: crudos pesados, Venezuela y política de renovables

De cara a 2026, la dirección espera que los fundamentos de la refinación continúen respaldados por el crecimiento de la demanda y un entorno de oferta ajustada. En el frente de materias primas, el equipo destacó con claridad el regreso del crudo venezolano al mercado estadounidense como un factor favorable para los refinadores con alta complejidad como Valero, que históricamente ha sido el mayor comprador de crudo pesado venezolano entre los refinadores de ese país. La compañía ya ha adquirido barriles de los tres vendedores autorizados y espera que Venezuela represente una parte significativa de su dieta de crudos pesados en febrero y marzo. Los diferenciales del crudo pesado canadiense en el Golfo se situaban en torno a 11-11,50 dólares bajo Brent, unos cuatro dólares más baratos que el promedio del cuarto trimestre. La inversión de capital para 2026 se estima en aproximadamente 1.700 millones de dólares, de los cuales unos 1.400 millones se destinarán al mantenimiento del negocio. El cierre progresivo de la refinería de Benicia (California) reducirá el capital de mantenimiento en unos 150 millones de dólares y generará una depreciación incremental de unos 100 millones por trimestre que se espera concluya en abril. Wilmington continuará operando con normalidad.

En renovables, la dirección señaló que 2026 debería ser mejor que 2025 para el segmento de diésel renovable, impulsado por la capacidad de Valero de capturar el crédito PTC gracias a su menor índice de carbono, el uso de aceites residuales frente a aceites vegetales, y el acceso a mercados de exportación como Canadá, Europa y el Reino Unido. Para el segmento de etanol, la compañía está preparada para capturar el PTC una vez que se publiquen las directrices definitivas, aunque aún no ofreció una estimación concreta del beneficio.

Preguntas de los analistas: lo que inquietó y lo que se esquivó

El turno de preguntas estuvo dominado por cuatro grandes temas. Primero, la dinámica de inventarios: el CFO de operaciones Gary Simmons admitió que el acúmulo de inventario de productos ligeros en el cuarto trimestre —concentrado en el Distrito 3 del Golfo— fue mayor de lo habitual, aunque sin una explicación clara. Segundo, la capacidad de absorber crudo venezolano: la compañía confirmó que su nueva unidad de coquización en Port Arthur, instalada en 2023, eleva sustancialmente su capacidad de procesar crudos pesados por encima de los 240.000 barriles diarios que llegó a consumir históricamente de Venezuela, pero no precisó el nuevo techo. Tercero, la política de renovables: los analistas presionaron sobre el Volumen de Obligación Renovable (RVO) y las exenciones para pequeñas refinerías (SRE). El director jurídico Rich Walsh reconoció que el sistema de SRE está «fuera de control» y que el proceso de la EPA se basa en criterios desactualizados que ignoran la revolución del shale. Cuarto, el futuro en California: la dirección no anticipó gasto adicional en la Costa Oeste más allá de Wilmington y dejó abierta la decisión estratégica sobre esa presencia para finales de la década, cuando venzan los requisitos regulatorios. Sobre la posible adquisición de activos en Citgo, Lane Riggs reiteró que la incertidumbre del proceso no ha disminuido con el cambio de régimen en Venezuela y que Valero se mantiene al margen por ahora.