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美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

10-Q 表

（勾选一项）


☑	根据《1934 年证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的季度报告

截至 2026 年 9 月 30 日的季度

或


☐	根据《1934 年证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
过渡期自 _______________ 至 _______________

委员会档案编号 001-13175

$\"VLO$

VALERO ENERGY CORPORATION

（注册人章程中规定的准确名称）


特拉华州	74-1828067
（州或其他司法管辖区	（美国国税局雇主
注册地或组织地）	识别号）

One Valero Way

圣安东尼奥，德克萨斯州

（主要行政办公室地址）

78249

（邮政编码）

(210) 345-2000

（注册人电话号码，包括区号）

根据该法第 12(b) 条注册的证券：

各类证券名称

交易代码

上市交易所名称

普通股，每股面值 $0.01

VLO

纽约证券交易所

请勾选，说明注册人是否 (1) 已在此前 12 个月内（或注册人须提交此类报告的较短期间内）提交《1934 年证券交易法》第 13 或 15(d) 条要求提交的所有报告，且 (2) 在过去 90 天内一直受此类申报要求约束。是 ☑ 否 ☐

请勾选，说明注册人是否在此前 12 个月内（或注册人须提交此类文件的较短期间内）以电子方式提交了根据 S-T 条例第 405 条（本章 §232.405）要求提交的每一份交互式数据文件。是 ☑ 否 ☐

请勾选，说明注册人属于大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》规则 12b-2 中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速申报公司

☑

加速申报公司

☐

非加速申报公司

☐

较小型申报公司

☐

新兴成长型公司

☐

若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不采用《交易法》第 13(a) 条规定的、遵守任何新颁布或修订财务会计准则的延长过渡期。 ☐

请勾选，说明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》规则 12b-2）。是 ☐ 否 ☑

截至 2026 年 10 月 23 日，注册人唯一类别普通股（每股面值 $0.01）的流通股数为 278,884,400 股。

VALERO ENERGY CORPORATION



	页码
第一部分 – 财务信息
第 1 项：财务报表
截至 9月 30日（2026年）和2025年12月31日的合并资产负债表	1
合并利润表截至 9 月 30日（2026年和2025年）的三个月和九个月	2
合并综合收益表截至 9 月 30日（2026年和2025年）的三个月和九个月	3
合并权益表截至 9 月 30日（2026年和2025年）的三个月和九个月	4
合并现金流量表截至 9 月 30日（2026年和2025年）的九个月	6
合并财务报表简明附注	7
第 2 项：管理层对财务状况及经营成果的讨论与分析	35
第 3 项：有关市场风险的定量和定性披露	65
第 4 项：控制与程序	66
第二部分 – 其他信息
第 1 项：法律诉讼	66
第 1A 项：风险因素	66
第 2 项：未注册的股权证券销售及所得款项用途	67
第 5 项：其他信息	67
第 6 项：附件	68
签名	69

第一部分 – 财务信息

第 1 项：财务报表

Valero Energy Corporation

合并资产负债表

（百万美元，面值除外）


	2026年9月30日 2026		2025年12月31日 2025
	（未经审计）
资产
流动资产：
现金及现金等价物	$	9,840			$	4,688

应收款项净额	14,749			9,877
存货	7,611			7,591
预付费用及其他	1,361			1,054
流动资产总额	33,561			23,210
财产、厂房及设备，按成本计	50,550			50,091
累计折旧	(23,624)			(22,474)
财产、厂房及设备净额	26,926			27,617
递延费用及其他资产净额	7,464			7,161
资产总额	$	67,951			$	57,988
负债及权益
流动负债：
债务和融资租赁义务的流动部分	$	989			$	949
应付账款	13,797			10,139
应计费用	1,435			1,403
应付所得税以外的税款	1,669			1,550
应付所得税	1,579			68
流动负债总额	19,469			14,109
债务和融资租赁义务，扣除流动部分	10,012			9,670
递延所得税负债净额	4,625			5,146
其他长期负债	2,761			2,458
承诺和或有事项
权益：
Valero Energy Corporation 股东权益：
普通股，面值$0.01；授权股份1,200,000,000股；已发行股份673,501,593股和673,501,593股	7			7
额外实收资本	7,025			6,981
库存股，按成本计； 394,615,218 和 374,561,457 股普通股	(36,972)			(30,753)
留存收益	58,711			47,959
累计其他综合亏损	(797)			(469)
Valero Energy Corporation 股东权益总额	27,974			23,725
非控股权益	3,110			2,880
权益总额	31,084			26,605
负债和权益总额	$	67,951			$	57,988

参见合并财务报表附注简表。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并利润表

（百万美元，每股金额除外）

（未经审计）


	截至9月30日的三个月		截至9月30日的九个月
	2026		2025		2026		2025
收入 (a)	$	46,098			$	32,168		$	122,955	$	92,315
销售成本：
材料及其他成本	32,741			26,132			94,056		76,858
所得税以外的税项	1,654			1,826			5,023		4,980

运营费用（不包括折旧和摊销费用，见下文）	1,627			1,614			4,728		4,659
折旧和摊销费用	669			824			2,220		2,290
销售成本总额	36,691			30,396			106,027		88,787
资产减值损失	—			—			—		1,131
其他运营费用	11			5			61		13
一般及行政费用（不包括折旧和摊销费用，见下文）	308			246			826		727
折旧和摊销费用	15			12			41		51
营业收入	9,073			1,509			16,000		1,606
其他收入，净额	127			86			375		292
利息和债务费用（扣除资本化利息）	(144)			(139)			(429)		(417)
所得税费用前收入	9,056			1,456			15,946		1,481
所得税费用	2,067			390			3,562		404


净收入	6,989			1,066			12,384		1,077
减：归属于非控股权益的净收入（亏损）	161			(29)			573		(137)
归属于 Valero Energy Corporation 的净收入股东	$	6,828			$	1,095		$	11,811	$	1,214








普通股每股收益	$	23.90			$	3.54		$	40.30	$	3.89
加权平均流通普通股（百万股）	285			309			292		311





每股普通股收益——摊薄后	$	23.89			$	3.53		$	40.29	$	3.89
加权平均流通普通股—— 摊薄后（百万股）	285			309			292		312
__________________________
补充信息：
(a) 包括某些海外业务的销售消费税	$	1,658			$	1,827		$	5,043	$	4,993

参见合并财务报表简明附注。

VALERO ENERGY CORPORATION

综合收益合并报表

（百万美元）

（未经审计）


	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的九个月，
	2026		2025		2026		2025
净利润	$	6,989			$	1,066		$	12,384	$	1,077
其他综合收益（亏损）：
外币折算调整	(55)			(157)			(265)		569
养老金及其他退休后福利的净收益（亏损）福利	(3)			(4)			(9)		1
现金流量套期的净收益（亏损）	(173)			8			(160)		8

所得税费用（收益）前的其他综合收益（亏损）所得税费用（收益）	(231)			(153)			(434)		578
与其他综合收益（亏损）项目相关的所得税费用（收益）	(20)			(2)			(25)		8
其他综合收益（亏损）	(211)			(151)			(409)		570
综合收益	6,778			915			11,975		1,647
减：归属于非控股权益的综合收益（亏损）	74			(25)			492		(131)
归属于Valero Energy Corporation股东的综合收益	$	6,704			$	940		$	11,483	$	1,778

参见合并财务报表简明附注。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并权益变动表

（百万美元，每股金额除外）

（未经审计）


	Valero Energy Corporation股东权益
	普通股		额外实收资本		库存股		留存收益	累计其他综合亏损		合计	非控股权益		权益总计
截至2026年6月 30日的余额	$	7			$	7,014		$	(33,575)		$	52,228			$	(673)		$	25,001	$	3,267	$	28,268
净利润	—			—			—		6,828		—			6,828			161		6,989
普通股股息（每股$1.20）	—			—			—		(345)		—			(345)			—		(345)
股票薪酬费用	—			10			—		—		—			10			—		10
与股票薪酬计划相关的交易计划	—			1			(1)		—		—			—			—		—
购买普通股并作为库存股	—			—			(3,396)		—		—			(3,396)			—		(3,396)
非控股权益投入权益	—			—			—		—		—			—			1		1
向非控股权益分配权益	—			—			—		—		—			—			(232)		(232)

其他综合亏损	—			—			—		—		(124)			(124)			(87)		(211)
截至2026年9月 30日的余额	$	7			$	7,025		$	(36,972)		$	58,711			$	(797)		$	27,974	$	3,110	$	31,084

截至2025年6月 30日的余额	$	7			$	6,956		$	(28,757)		$	46,425			$	(553)		$	24,078	$	2,869	$	26,947
净利润（亏损）	—			—			—		1,095		—			1,095			(29)		1,066
普通股股息（每股$1.13）	—			—			—		(351)		—			(351)			—		(351)
股票薪酬费用	—			18			—		—		—			18			—		18
与股票薪酬计划相关的交易计划	—			(2)			2		—		—			—			—		—
购买普通股并作为库存股	—			—			(931)		—		—			(931)			—		(931)
非控股权益投入权益	—			—			—		—		—			—			148		148


其他综合收益（亏损）	—			—			—		—		(155)			(155)			4		(151)
截至2025年9月 30日的余额	$	7			$	6,972		$	(29,686)		$	47,169			$	(708)		$	23,754	$	2,992	$	26,746

参见合并财务报表简明附注。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并权益表（续）

（百万美元，每股金额除外）

（未经审计）


	Valero Energy Corporation股东权益
	普通股		额外实收资本		库存股		留存收益	累计其他综合亏损		合计	非控股权益		权益总计
截至2025年12月 31日的余额	$	7			$	6,981		$	(30,753)		$	47,959			$	(469)		$	23,725	$	2,880	$	26,605
净利润	—			—			—		11,811		—			11,811			573		12,384
普通股股息（每股$3.60）	—			—			—		(1,059)		—			(1,059)			—		(1,059)
股票薪酬费用	—			70			—		—		—			70			—		70
与股票薪酬计划相关的交易计划	—			(26)			26		—		—			—			—		—
购买普通股并作为库存股	—			—			(6,245)		—		—			(6,245)			—		(6,245)
非控股权益投入权益	—			—			—		—		—			—			192		192
向非控股权益分配权益	—			—			—		—		—			—			(454)		(454)


其他综合亏损	—			—			—		—		(328)			(328)			(81)		(409)
截至2026年9月 30日的余额	$	7			$	7,025		$	(36,972)		$	58,711			$	(797)		$	27,974	$	3,110	$	31,084

截至2024年12月 31日的余额	$	7			$	6,939		$	(28,178)		$	47,016			$	(1,272)		$	24,512	$	3,009	$	27,521
净利润（亏损）	—			—			—		1,214		—			1,214			(137)		1,077
普通股股息（每股$3.39）	—			—			—		(1,061)		—			(1,061)			—		(1,061)
股票薪酬费用	—			68			—		—		—			68			—		68
与股票薪酬计划相关的交易计划	—			(35)			36		—		—			1			—		1
购买普通股并作为库存股	—			—			(1,544)		—		—			(1,544)			—		(1,544)
非控股权益投入权益	—			—			—		—		—			—			245		245
向非控股权益分配权益	—			—			—		—		—			—			(131)		(131)


其他综合收益	—			—			—		—		564			564			6		570
截至2025年9月 30日的余额	$	7			$	6,972		$	(29,686)		$	47,169			$	(708)		$	23,754	$	2,992	$	26,746

参见合并财务报表简明附注。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并现金流量表

（百万美元）

（未经审计）


	截至9月30日的九个月
	2026		2025
经营活动产生的现金流：
净利润	$	12,384			$	1,077
将净利润调节为经营活动提供的净现金的调整项：
折旧和摊销费用	2,261			2,341


资产减值损失	—			1,131

递延所得税收益	(575)			(288)
经营资产和负债的变动：
流动资产和流动负债（见附注 11）	(123)			157
递延费用和其他资产	(103)			(120)
长期负债	(109)			(114)
其他经营活动，净额	167			(415)
经营活动提供的净现金	13,902			3,769
投资活动产生的现金流：
资本支出（不包括可变利益实体（VIE））	(654)			(504)
VIE的资本支出：
Diamond Green Diesel Holdings LLC（DGD）	(4)			(67)
其他VIE	(3)			(5)
递延检修和催化剂成本支出（不包括VIE）	(529)			(808)
DGD的递延检修和催化剂成本支出	(40)			(91)





对未合并合资企业的投资	—			(1)
其他投资活动，净额	50			50
投资活动使用的净现金	(1,180)			(1,426)
融资活动产生的现金流：
债务发行和借款所得款项（不包括VIE）	2,700			5,599

DGD债务借款所得款项	550			400

偿还债务和融资租赁义务（不包括VIE）	(2,541)			(5,566)
偿还VIE的债务和融资租赁义务：
DGD	(570)			(320)
其他VIE	(21)			(27)

购买库存股	(6,198)			(1,534)
支付购买库存股的消费税	(25)			(28)
普通股股息支付	(1,059)			(1,061)
非控股权益出资	192			245
向非控股权益分配	(452)			(131)
其他融资活动，净额	(10)			(7)
融资活动使用的净现金	(7,434)			(2,430)
汇率变动对现金的影响	(132)			199
现金、现金等价物和受限现金净增加额	5,156			112
期初现金、现金等价物和受限现金 (a)	4,865			4,829
期末现金、现金等价物和受限现金 (a)	$	10,021			$	4,941

________________________

(a)受限现金计入我们合并资产负债表中的预付费用和其他项目。

参见合并财务报表简明附注。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并财务报表简明附注

1. 列报基础和重要会计政策

列报基础

概述

本报告中使用的“Valero”、“我们”、“我们的”和“我们自己”等术语，可能指Valero Energy Corporation、其一家或多家合并子公司，或上述实体整体。本报告中使用的“DGD”一词，可能指Diamond Green Diesel Holdings LLC、其全资合并子公司，或上述实体整体。

这些中期未经审计财务报表按照美国（U.S.）公认会计原则（GAAP）关于中期财务信息的规定，以及《1934年证券交易法》S-X条例第10条和10-Q表格的说明编制。因此，报表未包含GAAP要求完整财务报表所需的全部信息和附注。管理层认为，这些中期未经审计财务报表反映了为公允列报所示中期的业绩而认为必要的所有调整。除非另有披露，所有此类调整均为正常的经常性调整。中期经营业绩并不一定代表截至2026年12月31日止年度的预期业绩。阅读这些中期未经审计财务报表时，应结合我们截至2025年12月31日止年度的10-K年度报告中所载的经审计财务报表及其附注。

截至2025年12月31日的资产负债表摘自我们截至该日的经审计财务报表。更多信息请参阅我们截至2025年12月31日止年度的10-K年度报告中所载的经审计财务报表及其附注。

重新分类

某些上年度金额已重新分类，以符合2026年的列报方式。变更是由于：(i) 将非所得税税款单独列报，而此前该项目计入我们的损益表中的材料成本及其他；以及(ii) 将递延费用和其他资产变动以及长期负债变动单独列报，而此前这些项目计入我们的现金流量表中的“递延费用和贷项变动及其他经营活动净额”。此外，上年度现金流量表中单独列报的与可供出售（AFS）债务证券投资相关的活动金额，已重新分类至“其他投资活动净额”。

重要会计政策

估计的使用

按照GAAP编制财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响本中期未经审计财务报表及其附注中报告的金额。实际结果可能与这些估计不同。我们持续根据当前可获得的信息审查估计。事实和情况的变化可能导致估计修订。

VALERO ENERGY CORPORATION

合并财务报表简明附注（续）

尚未采用的会计公告

ASU 2026-02

2026年5月，财务会计准则委员会发布了《会计准则更新》（ASU） 2026-02，环境信用及环境信用义务（主题 818），为环境信用资产及相关义务的会计处理提供指引。该 ASU 规定了实体在产生、购买或获得环境信用，或承担可用此类信用结算的监管合规义务时的确认、计量、列报和披露要求。我们预计自 2028年1月1日起采用该 ASU。目前，我们正在评估采用该 ASU 对财务状况、经营业绩及相关披露的影响。

2. 减值及其他事项

2025年3月，我们批准了一项计划，拟于2026年4月底前暂停 Benicia 炼油厂加工装置运行并停止炼油业务。此外，我们还考虑了加利福尼亚州其余业务的战略替代方案。由于这些行动，我们在炼油业务分部记录了以下影响：

•2025年第一季度，我们对 Benicia 和 Wilmington 炼油厂进行了潜在减值评估，并得出结论，截至2025年3月31日，其账面价值无法收回。因此，我们确认了合计11亿美元的资产减值损失。

•上述可收回性评估包括确认预计资产弃置义务3.37亿美元。在截至2026年9月30日的三个月和九个月内，我们分别结清了与 Benicia 炼油厂相关的约1900万美元和1.89亿美元资产弃置义务。

•我们缩短了 Benicia 炼油厂的预计使用寿命，因此自2025年4月起，按修订后的账面价值将净物业、厂房及设备和其他非流动资产折旧至预计残值。因此，截至2026年9月30日的九个月内，我们在折旧和摊销费用中记录了约1.33亿美元的增量折旧；截至2025年9月30日的三个月和九个月内，分别记录了约1亿美元和2亿美元。

•我们为 Benicia 炼油厂受影响员工实施了过渡计划，其中包括留任奖励金和离职福利。2025年第三季度，我们为这些一次性成本确认了5000万美元负债，该金额计入营业费用（不含折旧和摊销费用）。截至2026年9月30日，这笔款项几乎已全部支付给符合条件的员工。

•在2026年第二季度，我们降低了与加利福尼亚业务相关的部分库存水平，导致结清了历史成本低于当前重置成本的后进先出（LIFO）库存层。因此，截至2026年9月30日的九个月中，材料及其他成本包含了4,400万美元的收益。2025年第四季度也出现了类似的库存水平下降，使截至2025年12月31日止年度的材料及其他成本增加了3,700万美元。

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2026年第一季度，我们开始分阶段闲置加工装置，并停止了Benicia炼油厂燃料生产装置的运营。按照计划，所有加工装置于2026年4月全部闲置。我们将继续评估该炼油厂物业未来用途的潜在再开发方案，同时计划保留所有必要的运营许可证，并使设施保持安全、清洁和闲置状态。此外，我们预计将通过进口或其他替代供应安排，继续履行对北加州市场客户的合同义务。自2026年第二季度起，与Benicia炼油厂停用和再开发相关的活动计入分部信息中的其他公司费用，详见附注10。

3. 存货

存货构成如下（单位：百万）：


	2026年9月30日		2025年12月31日
炼厂原料	$	1,622			$	1,880
成品油及调和组分	4,276			4,182
可再生柴油原料及产品	970			809
乙醇原料及产品	330			314
材料及用品	413			406


存货	$	7,611			$	7,591

截至2026年9月30日止九个月中，我们确认了4,400万美元的材料及其他成本收益，这是由于结清了前几年按低于当前重置成本的成本计价的LIFO库存层所致。如附注2所述，2026年，加利福尼亚业务相关的LIFO库存水平因加工装置分阶段闲置以及Benicia炼油厂停止炼油运营而下降，相关过程于2026年4月底完成。因此，预计2026年12月31日的库存水平将继续低于2025年12月31日的水平。

截至2026年9月30日和2025年12月31日，LIFO存货的重置成本（市场价值）分别超过其LIFO账面金额119亿美元和26亿美元。截至2026年9月30日和2025年12月31日，我们的非LIFO存货分别占存货总额的15亿美元和12亿美元。

4. 债务

公开债务

2026年3月，我们发行了本金总额为$850 million、利率为5.150 percent、于2036年3月 10日到期的优先票据。此次债务发行所得款项在扣除承销折扣和其他债务发行成本前合计为$850 million。我们将部分净所得款项用于偿还于2026年7月 1日到期的7.65 percent债券（未偿本金余额为$100 million）以及于2026年9月 15日到期的3.400 percent优先票据（未偿本金余额为$426 million）。

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2025年2月，我们发行了本金总额为$650 million、利率为5.150 percent、于2030年2月 15日到期的优先票据。此次债务发行所得款项在扣除承销折扣和其他债务发行成本前合计为$649 million。我们将部分净所得款项用于偿还于2025年3月 15日到期的3.65 percent优先票据（未偿本金余额为$189 million）以及于2025年4月 15日到期的2.850 percent优先票据（未偿本金余额为$251 million）。

信贷额度

我们的信贷额度下未偿借款、已开立信用证及可用额度如下（单位： millions）：


					2026年9月30日
	额度金额		到期日		未偿借款		已开立信用证 (a)		可用额度
承诺信贷额度：
Valero循环信贷额度	$	4,000			2030年10月		$	—			$	2	$	3,998
应收账款出售额度	1,300			2027年6月		—			不适用		1,300
VIE的承诺信贷额度 (b)：
DGD循环信贷额度 (c)	400			2029年2月		—			—			400
DGD贷款协议 (d)	100			2029年6月		—			不适用		100
IEnova循环信贷额度 (e)	1,000			2028年2月		3			不适用		997
非承诺信贷额度：
信用证额度	不适用		不适用		不适用		6			不适用
VIE的非承诺信贷额度 (b)：
DGD信用证额度	不适用		不适用		不适用		18			不适用

________________________

(a)截至2026年9月 30日已开立的信用证将于2026年至2029年的不同时间到期。

(b)VIE的债权人对我们不享有追索权。

(d)2026年2月，DGD与其成员修订了无担保循环贷款协议（DGD贷款协议），将到期日延至2029年6月。DGD贷款协议所列金额代表可从非控股成员处获得的额度金额及对该成员的未偿借款，因为DGD与我们之间根据该额度进行的任何交易均在合并时予以抵销。

(e)Central Mexico Terminals（定义见附注 7）与 IEnova（定义见附注 7）签有一项无担保循环信贷额度（IEnova 循环信贷额度）。截至 2026 年 9 月 30 日和 2025 年 12 月 31 日，IEnova 循环信贷额度的浮动利率分别为 7.575 percent 和 7.835 percent。

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我们的信贷额度项下的活动如下（单位：百万）：


	截至 9 月 30 日的九个月
	2026		2025
借款：
应收账款出售融资额度	$	1,850			$	4,950
DGD 循环信贷额度	400			400
DGD 贷款协议	150			—

偿还：
应收账款出售融资额度	(1,850)			(4,950)
DGD 循环信贷额度	(400)			(300)
DGD 贷款协议	(150)			—
IEnova 循环信贷额度	(21)			(27)

其他披露

“利息和债务费用（扣除资本化利息后）”如下（单位：百万）：


	截至 9 月 30 日的三个月		截至 9 月 30 日的九个月
	2026		2025		2026		2025
利息和债务费用	$	151			$	144		$	449	$	432
减：资本化利息	7			5			20		15
利息和债务费用，扣除资本化利息	$	144			$	139		$	429	$	417

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5. 承诺和或有事项

亚瑟港炼油厂火灾

2026 年 3 月 23 日，我们的亚瑟港炼油厂一台馏分油加氢处理装置发生火灾，导致炼油厂全面停产。炼油厂于 2026 年 4 月以较低的加工量恢复运营，并在第二季度恢复至正常加工量。我们已完成损失评估，必要的维修和更换工作正在进行中。我们预计，2026 年因该事件产生的维修成本和资本支出中有相当大一部分将由保险承担，但须扣除我们的自留额。保险赔款的收取期间可能与相关维修成本或资本支出的发生期间不同。该事件的最终结果及其对我们财务状况、经营业绩和现金流的影响仍存在不确定性。

在截至 2026 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，我们分别记录了 21 million 和 99 million 的保险赔偿应收款，用于抵销我们认为很可能获得赔偿的损失。任何归属于超过已确认损失的财产损失的保险赔偿均属收益或有事项，将在实现或可实现时确认。截至 2026 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，均未收到保险赔款。

此外，在截至 2026 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，我们分别发生了 4 million 和 19 million 的、可直接归因于该事件的维修成本，这些成本可能通过保险索赔流程获得赔偿。这些成本计入我们炼油部门的其他运营费用。

由于此次事故，我们收到多起诉讼，其中包括一项拟议的集体诉讼，指控在邻近社区造成人身伤害、财产损失和滋扰。其中若干诉讼要求赔偿未具体说明但超过 $1 million 的损失。尽管我们打算积极为这些未决诉讼辩护，但其最终结果及影响目前尚不确定，任何潜在损失或损害的全部范围目前也无法合理估计。此外，我们继续与审查此次事故的各监管机构合作，相关讨论仍在进行中。2026 年第三季度，我们收到某些监管执法机构就此次事故提出的拟议处罚通知及罚款。我们打算对所指称的违规行为及拟议处罚提出异议。目前的监管执法行动或程序，以及未来可能出现的任何此类行动或程序，其结果均不确定，我们目前无法对此作出任何合理估计。

贸易及其他政策事项

2025 年和 2026 年，现任政府领导下的美国联邦政府实施了新的或修订后的关税，对我们的业务造成负面影响，尤其是可再生柴油业务部门，其中包括依据《国际紧急经济权力法》（IEEPA）实施的关税。2026 年 2 月 20 日，美国最高法院裁定依据 IEEPA 征收的关税无效。2026 年 4 月 20 日，美国海关与边境保护局（CBP）推出了用于处理 IEEPA 关税退款申请的系统。根据 CBP 为退款流程第一阶段设定的资格条件，DGD 编制并提交了 $51 million 的退款申请，该申请已获 CBP 接受。根据或有收益的会计处理，我们就该金额确认了一项应收款，计入

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2026 年 4 月，因此我们的可再生柴油业务部门的材料及其他成本有所下降。截至 2026 年 9 月 30 日，第一阶段退款申请款项几乎已全部收到。DGD 可能有资格参与退款流程的后续阶段；然而，任何额外退款的时间、金额及最终可收回性仍不确定。因此，我们尚未就此类潜在的未来申请确认任何金额。我们将继续关注贸易和关税相关事项的进展，并评估其对我们业务、财务状况、经营业绩及现金流的潜在影响。

6. 股东权益

库存股

我们根据董事会（Board）的授权购买已发行普通股，包括根据股份回购计划（见下表）以及与员工股份薪酬计划相关的回购。在截至 2026 年和 2025 年 9 月 30 日的三个月内，我们分别购入 9,056,938 股和 5,667,134 股库存股；在截至 2026 年和 2025 年 9 月 30 日的九个月内，我们分别购入 20,395,132 股和 10,309,669 股库存股。

董事会授权我们根据以下无到期日的各项计划购买已发行普通股（单位：百万）：

计划名称

授权
日期

授权总额
成本

授权股份
购买完成情况

剩余

截至

可用于购买的

2026年9月30日

2026

2024年9月计划

2024年9月19日

2,500

2026年第二季度

—

2026年2月计划

2026年2月25日

2,500

2026年第三季度

—

2026年7月计划

2026年7月16日

5,000

不适用

3,029

2026年10月27日，董事会授权我们购买已发行普通股，购买总成本最高为$10.0 billion，且无到期日；该授权金额是在2026年7月计划剩余金额之外追加的。

普通股股息

2026年10月27日，董事会宣布派发每股普通股$1.20 的季度现金股息，将于2026年12月21日支付给截至2026年11月24日营业时间结束时登记在册的股东。

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累计其他综合损失

按组成部分列示的累计其他综合损失变动（扣除税项后）如下（单位：百万）：


	截至9月30日止三个月
	2026		2025
	外币折算调整		设定受益计划项目		现金流量套期的收益（损失）		总计	外币折算调整		设定受益计划项目	现金流量套期的收益（损失）		总计
期初余额期初	$	(807)			$	125		$	9		$	(673)			$	(548)		$	1	$	(6)	$	(553)
重新分类前的其他综合损失重新分类	(55)			—			(104)		(159)		(155)			—			(6)		(161)
从累计其他综合损失中重新分类的金额损失	—			(2)			36		34		—			(1)			9		8
汇率变动影响	—			1			—		1		—			(2)			—		(2)
其他综合收益（损失）	(55)			(1)			(68)		(124)		(155)			(3)			3		(155)
期末余额期末	$	(862)			$	124		$	(59)		$	(797)			$	(703)		$	(2)	$	(3)	$	(708)


	截至9月30日止九个月
	2026		2025
	外币折算调整		设定受益计划项目		现金流量套期的收益（损失）		总计	外币折算调整		设定受益计划项目	现金流量套期的收益（损失）		总计
期初余额期初	$	(602)			$	130		$	3		$	(469)			$	(1,264)		$	(2)	$	(6)	$	(1,272)
重新分类前的其他综合收益（损失）重新分类	(260)			—			(162)		(422)		561			—			(6)		555
从累计其他综合损失中重新分类的金额损失	—			(5)			100		95		—			(5)			9		4
汇率变动影响	—			(1)			—		(1)		—			5			—		5
其他综合收益（损失）	(260)			(6)			(62)		(328)		561			—			3		564
期末余额期末	$	(862)			$	124		$	(59)		$	(797)			$	(703)		$	(2)	$	(3)	$	(708)

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7. 可变利益实体

合并VIE

当我们对某实体拥有可变利益且是该实体的主要受益人时，我们会将其确认为可变利益实体（VIE）。截至2026年9月30日，重要的合并VIE包括：

•DGD是一家与Darling Ingredients Inc.旗下子公司成立的合资企业，拥有并运营两座工厂，将废弃及可再生原料（主要是动物脂肪、废食用油、植物油和不可食用的蒸馏玉米油（DCO））加工为可再生柴油、可再生石脑油和纯可持续航空燃料（SAF）1；以及

•Central Mexico Terminals是由Infraestructura Energética Nova, S.A.P.I. de C.V.（IEnova）的三家子公司组成的集团。IEnova是一家墨西哥公司，也是美国上市公司Sempra的间接子公司。我们与Central Mexico Terminals签有代表可变利益的终端服务协议。我们不持有Central Mexico Terminals的所有权权益。

合并VIE的资产只能用于清偿其自身义务，其债权人无权追索我们的其他资产。我们通常不会为VIE提供财务担保。尽管我们曾向部分VIE提供信贷额度，以支持其建设或收购活动及营运资金需求，但这些交易在合并时予以抵销。我们的财务状况、经营业绩和现金流会受到合并VIE表现的影响；在公司间抵销后，影响程度取决于我们在各VIE中的所有权权益。

下表列示合并VIE重要资产和负债的汇总资产负债表信息，这些项目已计入我们的资产负债表（单位：百万）：


	DGD		墨西哥中部终端		其他		总计
2026年9月30日
资产
现金及现金等价物	$	365			$	2		$	32	$	399
其他流动资产	1,338			15			136		1,489
不动产、厂房及设备，净额	3,489			605			58		4,152

负债
流动负债，包括流动部分的债务和融资租赁义务	$	215			$	22		$	5	$	242
债务和融资租赁义务，扣除流动部分	596			—			—		596

___________________________________________________________________

1 DGD采用加氢处理酯和脂肪酸（HEFA）工艺生产合成石蜡煤油（SPK），这是一种可再生调和组分。SPK也通常称为“纯SAF”。现行航空法规允许将SPK与传统喷气燃料按最高50 percent的比例调和，用于飞机。这种调和燃料通常称为“调和SAF”或“SAF”。

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	DGD		墨西哥中部终端		其他		总计
2025年12月31日
资产
现金及现金等价物	$	196			$	2		$	30	$	228
其他流动资产	1,106			18			49		1,173
不动产、厂房及设备，净额	3,643			619			61		4,323

负债
流动负债，包括流动部分的债务和融资租赁义务	$	297			$	43		$	4	$	344
债务和融资租赁义务，扣除流动部分	616			—			—		616

未合并可变利益实体

我们持有可变利益实体的可变权益，但由于不被视为主要受益人，因此未将其纳入合并报表。这些未合并可变利益实体对我们的财务状况或经营业绩并不重大，并按权益投资入账。

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8. 员工福利计划

与我们的固定福利计划相关的定期净福利成本组成部分如下（单位：百万）：


	养老金计划		其他退休后福利计划
	2026		2025		2026		2025
截至9月 30日的三个月
服务成本	$	28			$	27		$	—	$	—
利息成本	32			34			3		3
计划资产预期回报	(57)			(56)			—		—
摊销：
精算净收益	(2)			(2)			(2)		(2)
以前服务成本	1			1			—		1
结算损失	—			3			—		—
定期净福利成本	$	2			$	7		$	1	$	2

截至9月 30日的九个月
服务成本	$	82			$	81		$	2	$	2
利息成本	97			102			8		9
计划资产预期回报	(172)			(167)			—		—
摊销：
精算净收益	(6)			(6)			(5)		(6)
以前服务成本	4			4			—		1
结算损失	1			6			—		—
定期净福利成本	$	6			$	20		$	5	$	6

除服务成本部分之外的定期净福利成本组成部分（即非服务成本组成部分）计入“其他收入，净额”。

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9. 普通股每股收益

普通股每股收益计算如下（金额和股数单位为百万，每股金额除外）：


	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的九个月，
	2026		2025		2026		2025
普通股每股收益：
归属于Valero股东的净利润	$	6,828			$	1,095		$	11,811	$	1,214
减：分配给参与证券的收益	19			3			33		3
可供普通股股东享有的净利润	$	6,809			$	1,092		$	11,778	$	1,211

加权平均流通普通股数	285			309			292		311

普通股每股收益	$	23.90			$	3.54		$	40.30	$	3.89

普通股每股收益——假设稀释：
归属于Valero股东的净利润	$	6,828			$	1,095		$	11,811	$	1,214
减：分配给参与证券的收益	19			3			33		3
可供普通股股东享有的净利润	$	6,809			$	1,092		$	11,778	$	1,211

加权平均流通普通股数	285			309			292		311
稀释性证券的影响	—			—			—		1
加权平均流通普通股数—— 假设稀释	285			309			292		312

普通股每股收益——假设稀释	$	23.89			$	3.53		$	40.29	$	3.89

参与证券包括根据我们的2020 年综合股票激励计划授予的限制性股票和绩效奖励。稀释性证券包括参与证券。截至2026年和2025年9月 30日的三个月和九个月期间，我们对所有稀释性证券均采用两类法计算普通股每股收益——假设稀释。

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10. 收入和分部信息

客户合同收入

收入细分

下表按产品列示了收入，并按“分部信息”进行了细分，因为管理层认为这种细分方式有助于财务报表使用者。

合同余额

合同余额如下（单位：百万）：

剩余履约义务

我们与客户签订现货合同和期限合同，其中大多数为没有剩余履约义务的现货合同。对于期限为一年或更短的合同，我们不披露剩余履约义务。剩余期限合同的交易价格包含固定部分和可变对价（即商品价格），两者均全部分配给一项完全未履行的承诺，即转让构成单项履约义务一部分的可明确区分商品。固定部分金额不重大，且可变对价具有高度不确定性。因此，截至2026年9月30日，我们未披露分配给剩余履约义务的交易价格总额。有关与 Benicia 炼油厂相关的合同义务的更多信息，请参阅附注2。

分部信息

我们有三个可报告分部——炼油、可再生柴油和乙醇。每个分部都是一个战略业务单元，通过采用独特的技术和营销策略提供不同的产品和服务，其运营及经营业绩由各自单独管理和评估。经营业绩根据分部产生的营业收入（亏损）衡量，其中包括可直接归属于相应分部管理的收入和费用。分部间销售通常按现行市场价格进行交易。以下介绍各分部的业务运营情况。

•炼油分部包括我们石油炼厂的运营、炼制石油产品的相关市场营销活动，以及支持炼油业务的物流资产。炼厂生产并由该分部销售的主要产品包括汽油和调和组分、馏分油及其他产品。

•可再生柴油分部包括 DGD（如附注7所述，为合并联营企业）的运营，以及低碳燃料相关的市场营销活动。DGD生产并由该分部销售的主要产品为可再生柴油、可再生石脑油和纯 SAF。该分部向炼油

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分别用于与石油基柴油和传统航空燃油混合，随后作为成品出售给该业务分部的客户。

• 乙醇业务分部包括我们的乙醇工厂运营以及营销乙醇和副产品的相关活动。乙醇工厂生产的主要产品是乙醇和酒糟。该分部向炼油业务分部销售部分乙醇，用于与汽油混合，再作为成品汽油出售给该业务分部的客户。

未纳入任何可报告分部的运营计入公司及其他类别。如附注 2所述，自2026年第二季度起，与Benicia炼油厂退役和再开发相关的活动列报在其他公司费用中。

我们的首席运营决策者（CODM）是董事会主席、首席执行官兼总裁。CODM主要在年度预算编制过程中，使用各分部的营业收入（亏损）来分配各分部资源（包括员工、财产以及财务或资本资源）。CODM每月在评估各分部经营业绩时，都会考量各分部营业收入（亏损）的预算与实际差异。

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下表列示有关可报告分部的信息，并包括与合并所得税费用前利润的对账（单位：百万）：


	炼油		可再生柴油		乙醇		合计
截至2026年9月30日止三个月
收入：
来自外部客户的收入	$	44,369			$	664			$	1,065	$	46,098
分部间收入	3			1,729			352			2,084
	44,372			2,393			1,417			48,182

分部收入对账 to consolidated revenues

Elimination of intersegment revenues							(2,084)
Total consolidated revenues							$	46,098
Less:
Cost of sales:
Cost of materials and other (a)	31,988			1,883			962

Taxes other than income taxes	1,654			—			—
Operating expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	1,376			86			165
Depreciation and amortization expense	580			71			18
Total cost of sales	35,598			2,040			1,145

Other operating expenses	(8)			—			—
Operating income by segment	$	8,782			$	353			$	272	$	9,407

Reconciliation of operating income by segment to income before income tax expense

Elimination of intersegment losses							8
Unallocated amounts:
Other corporate expenses (b)							(342)
Other income, net							127
Interest and debt expense, net of capitalized interest							(144)
Income before income tax expense							$	9,056

Other segment disclosures
Expenditures for long-lived assets (c)	$	397			$	4			$	25	$	426

________________________

See notes on page 24.


	Refining		Renewable Diesel		Ethanol		Total
Three months ended September 30, 2025
Revenues:
Revenues from external customers	$	30,414			$	719			$	1,035	$	32,168
Intersegment revenues	1			484			259			744
	30,415			1,203			1,294			32,912

Reconciliation of revenues by segment to consolidated revenues
Elimination of intersegment revenues							(744)
Total consolidated revenues							$	32,168
Less:
Cost of sales:
Cost of materials and other (a)	24,858			1,077			942

Taxes other than income taxes	1,826			—			—
Operating expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	1,388			78			148
Depreciation and amortization expense	728			76			21
Total cost of sales	28,800			1,231			1,111

Other operating expenses	5			—			—
Operating income (loss) by segment	$	1,610			$	(28)			$	183	$	1,765

Reconciliation of operating income (loss) by segment to income before income tax expense
Elimination of intersegment losses							2
Unallocated amounts:
Other corporate expenses (b)							(258)
Other income, net							86
Interest and debt expense, net of capitalized interest							(139)
Income before income tax expense							$	1,456

Other segment disclosures

Expenditures for long-lived assets (c)	$	324			$	49			$	12	$	385


	September 30, 2026		December 31, 2025
Total assets for reportable segments	$	56,682			$	51,316
Corporate assets	11,815			6,938
Elimination of intercompany receivables and other assets	(546)			(266)
Total consolidated assets	$	67,951			$	57,988


	Three Months Ended September 30,		Nine Months Ended September 30,
	2026		2025		2026		2025
Expenditures for long-lived assets for reportable segments	$	426			$	385		$	1,206	$	1,419
Corporate expenditures for long-lived assets	6			24			24		56
Total consolidated expenditures for long-lived assets	$	432			$	409		$	1,230	$	1,475


	Nine Months Ended September 30,
	2026		2025
	Operating Leases		Finance Leases		Operating Leases		Finance Leases
Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities:
Operating cash flows	$	424			$	89		$	394	$	84

Financing cash flows	—			185			—		196
Changes in lease balances resulting from new and modified leases	778			263			357		22


	September 30, 2026
			Total Gross Fair Value		Effect of Counter- party Netting		Effect of Cash Collateral Netting	Net Carrying Value on Balance Sheet		Cash Collateral Paid or Received Not Offset
	Fair Value Hierarchy
	Level 1		Level 2		Level 3
Assets
Commodity derivative contracts	$	2,602			$	—		$	—		$	2,602		$	(2,552)		$	(19)	$	31	$	—
Physical purchase contracts	—			11			—		11		n/a		n/a	11		n/a

Clean fuel production credits	—			—			87		87		n/a		n/a	87		n/a
Investments of certain benefit plans	96			—			4		100		n/a		n/a	100		n/a
Investments in AFS debt securities	2			26			—		28		n/a		n/a	28		n/a
Foreign currency contracts	13			—			—		13		n/a		n/a	13		n/a
Total	$	2,713			$	37		$	91		$	2,841		$	(2,552)		$	(19)	$	270

Liabilities
Commodity derivative contracts	$	3,116			$	—		$	—		$	3,116		$	(2,552)		$	(564)	$	—	$	(124)
Physical purchase contracts	—			5			—		5		n/a		n/a	5		n/a
Blending program obligations	—			53			—		53		n/a		n/a	53		n/a



Total	$	3,116			$	58		$	—		$	3,174		$	(2,552)		$	(564)	$	58


	December 31, 2025
			Total Gross Fair Value		Effect of Counter- party Netting		Effect of Cash Collateral Netting	Net Carrying Value on Balance Sheet		Cash Collateral Paid or Received Not Offset
	Fair Value Hierarchy
	Level 1		Level 2		Level 3
Assets
Commodity derivative contracts	$	490			$	—		$	—		$	490		$	(448)		$	(7)	$	35	$	—
Physical purchase contracts	—			1			—		1		n/a		n/a	1		n/a
Clean fuel production credits	—			—			55		55		n/a		n/a	55		n/a
Investments of certain benefit plans	92			—			4		96		n/a		n/a	96		n/a
Investments in AFS debt securities	1			26			—		27		n/a		n/a	27		n/a

Total	$	583			$	27		$	59		$	669		$	(448)		$	(7)	$	214

Liabilities
Commodity derivative contracts	$	453			$	—		$	—		$	453		$	(448)		$	(5)	$	—	$	(39)
Physical purchase contracts	—			4			—		4		n/a		n/a	4		n/a
Blending program obligations	—			85			—		85		n/a		n/a	85		n/a
Foreign currency contracts	2			—			—		2		n/a		n/a	2		n/a
Total	$	455			$	89		$	—		$	544		$	(448)		$	(5)	$	91


		September 30, 2026		December 31, 2025
	Fair Value Hierarchy	Carrying Amount		Fair Value	Carrying Amount		Fair Value
Financial liabilities:
Debt (excluding finance lease obligations)	Level 2	$	8,579		$	8,089		$	8,261	$	8,190


	Notional Contract Volumes by Year of Maturity
	2026	2027
Derivatives designated as cash flow hedges:
Refined petroleum products:

Futures – short	1,800		1,544



Derivatives designated as economic hedges:
Crude oil and refined petroleum products:


Futures – long	129,486		9,709
Futures – short	130,678		10,745







Corn:
Futures – long	137,710		1,970
Futures – short	180,355		28,285
Physical contracts – long	42,000		27,408


	Balance Sheet Location		September 30, 2026		December 31, 2025
		Asset Derivatives		Liability Derivatives		Asset Derivatives		Liability Derivatives
Derivatives designated as hedging instruments:
Commodity contracts	Receivables, net		$	15			$	203		$	31	$	7

Derivatives not designated as hedging instruments:
Commodity contracts	Receivables, net		$	2,587			$	2,913		$	459	$	446
Physical purchase contracts	Inventories		11			5			1		4
Foreign currency contracts	Receivables, net		13			—			—		—
Foreign currency contracts	Accrued expenses		—			—			—		2
Total			$	2,611			$	2,918		$	460	$	452


Derivatives in Cash Flow Hedging Relationships	Location of Loss Recognized in Income on Derivatives		Three Months Ended September 30,		Nine Months Ended September 30,
2026	2025	2026		2025
Commodity contracts:
Loss recognized in other comprehensive income (loss)	n/a		$	(265)			$	(15)		$	(418)	$	(15)
Loss reclassified from accumulated other comprehensive loss into income	Revenues		(92)			(23)			(258)		(23)


	Three Months Ended September 30,		Nine Months Ended September 30,
	2026		2025		2026		2025
Refining:
Gasolines and blendstocks	$	17,932			$	13,287		$	47,780	$	38,382
Distillates	22,003			14,582			58,152		40,736
Other product revenues	4,434			2,545			11,542		8,377
Total Refining revenues	44,369			30,414			117,474		87,495
Renewable Diesel:
Renewable diesel	433			623			2,056		1,484
Renewable naphtha	61			29			137		114
Neat SAF	170			67			358		179
Total Renewable Diesel revenues	664			719			2,551		1,777
Ethanol:
Ethanol	848			823			2,313		2,390
Distillers grains	217			212			617		653
Total Ethanol revenues	1,065			1,035			2,930		3,043

Revenues	$	46,098			$	32,168		$	122,955	$	92,315


Derivatives Not Designated as Hedging Instruments	Location of Gain (Loss) Recognized in Income on Derivatives		Three Months Ended September 30,		Nine Months Ended September 30,
2026	2025	2026		2025
Commodity contracts	Revenues		$	(253)			$	(3)		$	(382)	$	(7)
Commodity contracts	Cost of materials and other		74			—			73		(50)

Foreign currency contracts	Cost of materials and other		9			13			37		(7)


	Three Months Ended September 30,
	2026		2025		Change
Refining segment:
Operating income	$	8,782			$	1,610		$	7,172
Adjusted operating income	8,774			1,665			7,109
Renewable Diesel segment:
Operating income (loss)	353			(28)			381

Ethanol segment:
Operating income	272			183			89

Total company:
Operating income	9,073			1,509			7,564
Adjusted operating income	9,084			1,564			7,520


	Three Months Ended September 30, 2026
	Refining		Renewable Diesel		Ethanol		Corporate and Other	Total
Revenues:
Revenues from external customers	$	44,369			$	664		$	1,065	$	—	$	46,098
Intersegment revenues	3			1,729			352		(2,084)	—
Total revenues	44,372			2,393			1,417		(2,084)	46,098
Cost of sales:
Cost of materials and other	31,988			1,883			962		(2,092)	32,741
Taxes other than income taxes	1,654			—			—		—	1,654
Operating expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	1,376			86			165		—	1,627
Depreciation and amortization expense	580			71			18		—	669
Total cost of sales	35,598			2,040			1,145		(2,092)	36,691

Other operating expenses	(8)			—			—		19	11
General and administrative expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	—			—			—		308	308
Depreciation and amortization expense	—			—			—		15	15
Operating income by segment	$	8,782			$	353		$	272	$	(334)	9,073
Other income, net								127
Interest and debt expense, net of capitalized interest								(144)
Income before income tax expense								9,056
Income tax expense								2,067
Net income								6,989
Less: Net income attributable to noncontrolling interests								161
Net income attributable to Valero Energy Corporation stockholders								$	6,828


	Nine Months Ended September 30, 2026
	Refining		Renewable Diesel		Ethanol		Corporate and Other	Total
Revenues:
Revenues from external customers	$	117,474			$	2,551		$	2,930	$	—	$	122,955
Intersegment revenues	7			3,938			965		(4,910)	—
Total revenues	117,481			6,489			3,895		(4,910)	122,955
Cost of sales:
Cost of materials and other (a)	91,434			4,798			2,678		(4,854)	94,056
Taxes other than income taxes	5,023			—			—		—	5,023
Operating expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	3,985			262			481		—	4,728
Depreciation and amortization expense	1,947			220			56		(3)	2,220
Total cost of sales	102,389			5,280			3,215		(4,857)	106,027

Other operating expenses	34			—			—		27	61
General and administrative expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	—			—			—		826	826
Depreciation and amortization expense	—			—			—		41	41
Operating income by segment	$	15,058			$	1,209		$	680	$	(947)	16,000
Other income, net								375
Interest and debt expense, net of capitalized interest								(429)
Income before income tax expense								15,946
Income tax expense								3,562
Net income								12,384
Less: Net income attributable to noncontrolling interests								573
Net income attributable to Valero Energy Corporation stockholders								$	11,811


	Nine Months Ended September 30, 2025
	Refining		Renewable Diesel		Ethanol		Corporate and Other	Total
Revenues:
Revenues from external customers	$	87,495			$	1,777		$	3,043	$	—	$	92,315
Intersegment revenues	5			1,424			681		(2,110)	—
Total revenues	87,500			3,201			3,724		(2,110)	92,315
Cost of sales:
Cost of materials and other	73,015			3,016			2,962		(2,135)	76,858
Taxes other than income taxes	4,980			—			—		—	4,980
Operating expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below) (c)	3,986			228			446		(1)	4,659
Depreciation and amortization expense	2,029			205			59		(3)	2,290
Total cost of sales	84,010			3,449			3,467		(2,139)	88,787
Asset impairment loss (b)	1,131			—			—		—	1,131
Other operating expenses	13			—			—		—	13
General and administrative expenses (excluding depreciation and amortization expense reflected below)	—			—			—		727	727
Depreciation and amortization expense	—			—			—		51	51
Operating income (loss) by segment	$	2,346			$	(248)		$	257	$	(749)	1,606
Other income, net								292
Interest and debt expense, net of capitalized interest								(417)
Income before income tax expense								1,481
Income tax expense								404
Net income								1,077
Less: Net loss attributable to noncontrolling interests								(137)
Net income attributable to Valero Energy Corporation stockholders								$	1,214


Available capacity from our committed facilities (a):
Valero Revolver	$	3,998
Accounts receivable sales facility	1,300
Total available capacity	5,298
Cash and cash equivalents (b)	9,441
Total liquidity	$	14,739


	September 30, 2026 (a)
	Expected Maturity Dates
	Remainder of 2026		2027		2028	2029		2030		There- after		Total		Fair Value
Fixed rate	$	146		$	564	$	1,047		$	439		$	850		$	5,586	$	8,632		$	8,069
Average interest rate	4.4	%		2.2	%	4.4	%		4.0	%		6.0	%		5.4	%	5.0	%
Floating rate	$	3		$	—		$	—			$	—			$	—		$	—			$	3	$	3
Average interest rate	7.6	%		—	%	—	%		—	%		—	%		—	%	7.6	%

	December 31, 2025 (a)
	Expected Maturity Dates
	2026		2027		2028	2029		2030		There- after		Total		Fair Value
Fixed rate	$	672		$	564	$	1,047		$	439		$	850		$	4,736	$	8,308		$	8,167
Average interest rate	4.2	%		2.2	%	4.4	%		4.0	%		6.0	%		5.5	%	5.0	%
Floating rate	$	23		$	—		$	—			$	—			$	—		$	—			$	23	$	23
Average interest rate	7.8	%		—	%	—	%		—	%		—	%		—	%	7.8	%


Period	Total Number of Shares Purchased (a)	Average Price Paid per Share (b)		Total Number of Shares Purchased as Part of Publicly Announced Plans or Programs		Approximate Dollar Value of Shares that May Yet Be Purchased Under the Plans or Programs (c)
July 2026	4,071		$308.80		—		$6.4 billion
August 2026	3,042,477		$334.89		3,042,337		$5.4 billion
September 2026	6,010,390		$389.63		6,008,233		$3.0 billion
Total	9,056,938		$371.20		9,050,570		$3.0 billion


Exhibit No.		Description


22.01		Subsidiary Issuer of Guaranteed Securities–incorporated by reference to Exhibit 22.01 to Valero’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2025 (SEC File No. 001-13175).

*31.01		Rule 13a-14(a) Certification (under Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002) of principal executive officer.

*31.02		Rule 13a-14(a) Certification (under Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002) of principal financial officer.

**32.01		Section 1350 Certifications (under Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002).

***101.INS		Inline XBRL Instance Document–the instance document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document.

***101.SCH		Inline XBRL Taxonomy Extension Schema Document.

***101.CAL		Inline XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document.

***101.DEF		Inline XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document.

***101.LAB		Inline XBRL Taxonomy Extension Label Linkbase Document.

***101.PRE		Inline XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document.

***104		Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101).


*	Filed herewith.
**	Furnished herewith.
***	Submitted electronically herewith.



		VALERO ENERGY CORPORATION (Registrant)
Date: October 27, 2026	By:	/s/ Homer S. Bhullar
		Homer S. Bhullar
		Senior Vice President and
		Chief Financial Officer
		(Duly Authorized Officer and Principal
		Financial and Accounting Officer)

客户合同应收款项，
计入应收账款净额

合同负债，计入应计费用