Qué dijo la dirección de Vistra Corp. en la llamada del Q1 2026

Un primer trimestre récord pese al clima adverso

Vistra reportó 1.494 mil millones de dólares en EBITDA ajustado para el primer trimestre de 2026, el mejor resultado para un primer trimestre en la historia de la compañía y un avance de aproximadamente 20% frente al mismo período del año anterior. La dirección atribuyó el resultado a la diversificación del modelo integrado de generación y comercialización minorista: mientras la división de generación aportó 1.426 mil millones de dólares —apoyada en mayores ingresos por capacidad en PJM y los activos adquiridos a Lotus a finales de 2025—, el segmento minorista absorbió el impacto de un primer trimestre excepcionalmente cálido en ERCOT, el segundo más cálido desde 1950. La tormenta invernal Fern interrumpió ese período suave, pero la flota respondió con una disponibilidad comercial del 97% en gas natural y del 100% en nuclear. La compañía también anunció la recompra de aproximadamente 525 millones de dólares en acciones durante los primeros cuatro meses del año, más unos 75 millones en dividendos, para un retorno total de capital de alrededor de 600 millones de dólares en lo que va de 2026.

Lo que viene: Cogentrix, Meta y crecimiento orgánico

La dirección reafirmó las guías de EBITDA ajustado y flujo de caja libre ajustado para 2026, así como el rango objetivo de EBITDA para 2027, sin incorporar aún la adquisición pendiente de la cartera Cogentrix —5.500 megavatios de gas natural— ni los acuerdos de compra de energía a largo plazo firmados con Meta para aproximadamente 2.600 megavatios en los sitios nucleares de PJM. La compañía espera cerrar Cogentrix en la segunda mitad de 2026 y actualizar su guía tras el cierre. En paralelo, Vistra tiene en marcha cerca de 4.500 megavatios de proyectos orgánicos que incluyen parques renovables contratados, conversiones de carbón a gas en sitios como Coleto Creek y Miami Fort, nuevas unidades de gas en la cuenca Pérmica de Texas y mejoras en la capacidad nuclear en Beaver Valley y Comanche Peak. La dirección estima que el crecimiento de la demanda eléctrica en ERCOT será de al menos 5% a 6% anual hasta 2030, y de 2% a 3% en PJM, cifras que, según señaló el CEO Jim Burke, ya están por debajo de muchas proyecciones externas pero que reflejan el ritmo real de desarrollo físico.

Turno de preguntas: colocación, curvas a plazo en ERCOT y puentes de gas

Los analistas centraron sus preguntas en tres frentes. Primero, el estado de las negociaciones con grandes clientes de centros de datos: la responsable de asuntos regulatorios, Stacey Dore, indicó que las conversaciones se mantienen al mismo nivel de actividad que en trimestres anteriores, aunque los clientes buscan claridad sobre las reglas de colocación en PJM antes de firmar contratos bilaterales. Segundo, las curvas a plazo en ERCOT, que según Burke no reflejan siquiera el escenario conservador de crecimiento de carga de la compañía; el director comercial Shawn Stuckey señaló que los mercados a término en ERCOT históricamente reaccionan al clima de corto plazo, y que ya se observó un repunte en los precios de verano e invierno tras episodios de calor a finales de abril. Tercero, la estrategia de energía puente mediante gas para clientes que no pueden obtener conexión a la red de forma inmediata: la dirección confirmó que está en conversaciones con múltiples fabricantes de equipos, sin comprometerse con una tecnología específica, y que las turbinas aeroderivativas son solo una de las opciones en evaluación. Varios analistas preguntaron también por la viabilidad comercial de las baterías como producto mayorista; Burke fue explícito al señalar que, en su análisis, las baterías de ciclo corto ofrecen retornos cuestionables sin un contrato de largo plazo con un comprador firme.