() y Reporte Anual
Methanex
A Responsible Carexx Company
Methanex Corporation es:
El proveedor mundial más grande de metanol para los principales
mercados internaciones en América del Norte, Asia Pacífico,
Europa y América Latina.
El Methanol es:
un químico líquido versátil que se produce predominantemente a
partir de gas natural y se utiliza como materia prima en la
fabricación de una gran gama de productos de consumo e
industriales tales como materiales para la construcción, espumas,
resinas y plásticos.
Los mercados de mayor crecimiento para el metanol son el sector
energético que hoy representa el 30% de la demanda de metanol.
El metanol se utiliza para producir el éter de metilo butilo terciario
(MTBB), un componente de la gasolina, y cada vez hay más
mercados para el uso de metanol en aplicaciones energéticas,
como mezcla directa en los combustibles de transporte, dimetil
éter (DME), y el biodiesel.
Aspectos Financieros Relevantes 2009 02
Mensaje del Gerente General a los Accionistas 03
Mensaje del Presidente del Gobierno Corporativo 08
Discusión y Análisis de la Administración 10
Estados Financieros Consolidados 49
Notas a los estados Financieros Consolidados 57
Plantas Productivas Mundiales
Los centros mundiales de producción de Methanex están
estratégicamente posicionados para abastecer a todos los
mercados globales más importantes.
Methanex Chile
El complejo de producción de Punta Arenas en el sur de
Chile produce metanol para los clientes
en América del Norte, América Latina, Europa y Asia.
Methanex New Zealand
Nuestras plantas de producción en Nueva Zelanda abastecen
metanol principalmente a clientes en Japón,
Corea del Sur y China.
Methanex Trinidad
Nuestras dos plantas en Trinidad, Titan y Atlas (Methanex
63,1% de participación), abastece principalmente a mercados de América del Norte
y europeos de metanol.
Methanex en Egipto (2010)
Nuestra nueva planta en Egipto (joint venture con el
Gobierno de Egipto y uno de los inversores regionales –
Methanex participación del 60%), que se espera que comience operaciones
a mediados de 2010, está situado en el Mar Mediterráneo,
y abastecerá metanol principalmente a los mercados europeos.
Cadena de Abastecimiento Mundial
Methanex tiene una extensa cadena de suministro global
y red de distribución de terminales e instalaciones de
almacenamiento a través de Asia, América del Norte,
América Latina y Europa.
La subsidiaria 100% de propiedad de Methanex,
Waterfront Shipping, opera la flota de tanques oceánicos de metanol más grande
en el mundo. La flota forma una perfecta
red de transporte dedicada a mantener un
flujo ininterrumpido de metanol en movimiento a
terminales de almacenamiento y a las plantas de los clientes de todo el
mundo. Para obtener más información sobre Waterfront
Shipping, por favor visite www.wfs-cl.com.
Nuestro compromiso de Conducta Responsable O
Methanex es una empresa de Conducta Responsable O.
La Conducta Responsable es el paraguas bajo el cual Methanex y
otros productores químicos líderes administran los asuntos relacionados
con salud, seguridad, medio ambiente, educación comunitaria y
participación, así como la preparación para emergencias.
El compromiso total con Conducta Responsable es una
parte integral de la cultura corporativa global de Methanex.
Methanex también tiene una política de Responsabilidad Social
que es una mejora y la evolución natural de
nuestro compromiso con Conducta Responsable.
Aspectos Financieros Relevantes 2009
($ MILLIONS, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) 2009 2008 2007 2006 2005
Operaciones
Ventas 1.198 2.314 2.266 2.108 1.658
Resultado neto 1 169 373 482 164
Resultado antes de itemes inusuales (despúes de imp 1 169 373 456 222
Montos por acciones diluidas (US$ por acción)
Resultado neto 0.01 1.78 3.65 4.40 1.39
Resultado antes de itemes inusuales (despúes de imp 0.01 1.78 3.65 4.17 1.88
Posición Financiera
Efectivo y efectivo equivalente 170 328 488 355 159
Total activos 2.923 2.799 2.862 2.453 2.105
Deuda de largo plazo incluyendo porción del corto pla: 914 782 597 487 501
Deuda / Capitalización 40% 36% 30% 29% 35%
Deuda neta / Capitalización 35% 35% 7% 10% 26%
Otra información
Precio promedio realizado (US$ por tone)5 225 424 375 328 254
Total volumen de ventas (000s tons) 5.948 6.054 6.612 6.995 7.052
1 EBITDA Ajustado, flujo de efectivo de actividades operacionales, resultado antes de ítems
inusuales (después de impuesto) y resultado diluido antes de ítems inusuales (después de
impuesto) por acción son medidas no-GAAP. Refiérase a la página 43 para una conciliación
de estos montos con medidas directas GAAP más comparables.
2 El término “flujo de efectivo de actividades operacionales” es este documento se refiere a
flujos de caja de actividades operacionales antes de cambios en capital de trabajo sin
movimiento de efectivo.
3 Se define como la deuda total dividido por el total del patrimonio neto y la deuda total.
4 Se define como la deuda total menos efectivo y efectivo equivalente, dividido por el total
del patrimonio neto y el total de deuda menos efectivo y efectivo equivalente.
5 Precio promedio realizado se calcula como ventas, netas de comisiones ganadas, dividido
por el volumen total de ventas de metanol producido y comprado.
6 Definido como utilidad antes de partidas extraordinarias y gastos por intereses (después de
impuestos) dividido por el capital promedio productivo empleado. Capital productivo
empleado promedio es la suma de activos totales promedio menos el promedio de pasivos
corrientes que no devengan intereses. Activos totales promedio excluyen los proyectos en
desarrollo (planta en construcción en Egipto) y efectivo en exceso de $50 millones. Además,
utilizamos una base de costo de depreciación media estimada para el cálculo de nuestros
activos promedio en uso durante el período.
xx Para aspectos financieros destacados adicionales e información adicional acerca de
Methanex, refiérase a nuestro 2009 Factbook disponible en www.methanex.com.
Mensaje del Presidente a los Accionistas
Estimados Accionistas,
El año 2009 fue un desafío para Methanex, pero mantuvimos un
enfoque en la implementación de nuestra estrategia a largo plazo.
A principios de 2009, la crisis económica y financiera desaceleró
severamente la actividad económica mundial. La demanda de
metanol y los precios disminuyeron considerablemente, y nuestras
ganancias para el año 2009 fueron significativamente menores que
en años anteriores.
En el transcurso del año, las economías del mundo volvieron a algún
grado de normalidad, y las condiciones en la industria de metanol
mejoraron de manera constante. A finales del año, la demanda de metanol se
recupero a los niveles previos a la recesión y los precios también aumentaron
sustancialmente de los deprimidos niveles vistos antes en el
año. El creciente uso de metanol en aplicaciones energéticas
siguió siendo un punto brillante para la industria, ya que la demanda de
estas aplicaciones creció a tasas elevadas de nuevo en 2009, a pesar de
la recesión mundial.
Nuestras activos posesionados competitivamente generaron
flujos de efectivo positivo de las operaciones en todos los trimestres,
a pesar que la economía mundial atravesaba por uno de los más
débiles períodos que tenemos en memoria.
Nuestro fuerte balance general también nos ha permitido continuar
invirtiendo en iniciativas claves que agregan valor. Con un nuevo proyecto
en Egipto previsto para su puesta en marcha este año, y planes
en todas nuestras otras plantas para aumentar la producción, tenemos el
potencial de duplicar la producción en los próximos años invirtiendo
cantidades modestas de capital. El éxito de estas iniciativas añadirá
una importante nueva oferta para nuestros clientes, generando al mismo
tiempo flujo de caja significativo para nuestros accionistas.
Mensaje del Presidente a los Accionistas
2009 Aspectos Relevantes
Administración de un importante rendimiento
a través de la crisis financiera y económica mundial:
-Generación de flujo de caja positivo de
Operaciones en todos los trimestres del año
-Mantener un sólido balance general sin dejar de invertir
en iniciativas estratégicas que agregan valor
-Mantener el dividendo regular que dio lugar
al dividendo anual por acción más alto en la historia de la Compañía
-Ejecución exitosa de un amplio plan de ahorro de costos
corporativos que redujo nuestros costos operativos y
gastos de capital discrecionales
-Renovación y ampliación de nuestra línea de crédito no utilizada y
mejora en la posición de liquidez de la Compañía
Continúa avanzando a buen ritmo en el proyecto de Egipto –
la planta 1,3 millones toneladas de metanol está dentro del presupuesto y en
fecha para su puesta en marcha a mediados de 2010
Beneficio del desarrollo exitoso de gas en el sur de
Chile, que dio lugar a un aumento de entrega de gas y
producción de una segunda planta en Chile
El progreso continuo en la promoción del crecimiento de la demanda
de metanol en aplicaciones energéticas: la demanda de metanol para
aplicaciones energéticas (mezcla de combustible, dimetil éter
(DMB)) creció a tasas de dos dígitos nuevamente en 2009
Bienvenida al anuncio de China de nuevas normas nacionales
de mezcla en combustibles para el uso de metanol en automóviles,
que se espera actuaran como un catalizador para el crecimiento
futuro de mezcla de metanol en combustible
“…tenemos el potencial para aumentar la producción al doble en los
próximos años invirtiendo modestas cantidades de capital.”
Análisis de la Industria
En la medida que entramos en 2009, la recesión mundial
estaba impactando adversamente a la industria de metanol.
Un poco más de dos tercios de la demanda mundial de
metanol se utiliza en las aplicaciones químicas tradicionales,
donde la demanda está altamente correlacionada con la producción
industrial. Como resultado, la demanda de estas aplicaciones en
el inicio del año se redujo en torno al 20 por ciento desde los niveles
previos a la recesión. Sin embargo, el tercio restante de la demanda
mundial de metanol, que es utilizado en aplicaciones energéticas,
se mantuvo fuerte en 2009 a pesar de la recesión mundial. El
crecimiento de la demanda en la mezcla de gasolina y DME en
China fue particularmente fuerte, creciendo a tasas de dobles dígitos
de nuevo en 2009.
En general, en su punto más bajo a principios de año, la demanda de
metanol mundial se redujo en un 15 por ciento desde 2008. La
disminución de la demanda llevó a una cantidad significativa de
capacidad productiva de mayor costo, especialmente en China y
Europa, siendo cerrada u operando a tasas más bajas por un período
de tiempo para equilibrar la oferta y la demanda. Esto dio lugar a un
período de menores precios de metanol, con precios de contrato en los
mercados internacionales a un promedio de $213 por tonelada durante
el primer semestre del año.
En el transcurso del año, con precios de energía en aumento y una
fuerte recuperación en Asia, la demanda de metanol mejoro
y al final del año había superado ligeramente los niveles vigentes
antes de la recesión niveles. Además del crecimiento continuo en
aplicaciones energéticas, la demanda en derivados químicos en Asia también
se recupero fuertemente. En Europa y América del Norte, la demanda
en derivados químicos comenzó a recuperarse, pero todavía es menor a
los niveles previos a la recesión.
La oferta de la industria también enfrento desafíos en el 2009. Muchas
plantas de metanol tuvieron problemas operacionales o se cerraron u
Operaron a bajas tasas debido a problemas económicos. Y, cada vez más
los precios de la energía durante el año presionaron los costos de las materias
primas para los productores de mayor costo. Estos factores, sumados a una
fuerte recuperación de la demanda, dio lugar a precios más altos en la
segunda mitad del año. En el cuarto trimestre de 2009, los precios
promedios del metanol bajo contratos se habían recuperado a alrededor
de 330 dólares por tonelada, y al principio de 2010, los precios han
crecido aún más en la mayoría de los mercados hasta $20 por tonelada.
Revisión de la Compañía
Rendimiento Operacional
Un principio clave de nuestra estrategia corporativa está en la
excelencia operativa en todos los aspectos de nuestro negocio.
En 2009, nuestra gestión financiera se destacó como un área
clave del éxito. Estamos comprometidos a mantener un sólido
balance general, que creemos que es particularmente importante
para una Compañía de productos cíclicos. La económica mundial y la
crisis financiera sirvieron como un buen recordatorio de la importancia de
mantener una sólida posición financiera. Durante el último año,
había visibilidad limitada sobre el futuro de la economía
y los mercados de capitales permanecieron a veces efectivamente cerrados,
obligando a las empresas a vivir dentro de sus propios medios. En 2009,
nuestra sólida posición financiera nos permitió continuar con
el financiamiento de nuestro proyecto en Egipto y la inversión en
nuestra importante iniciativa de desarrollo de gas en el sur de Chile,
manteniendo al mismo tiempo nuestro dividendo regular. Al final del
año, nuestra posición financiera se mantiene saludable, con un índice del
35% de deuda neta a capital, $170 millones de dólares en efectivo, con
acceso a una línea de crédito no utilizada de $200 millones, y sin
requerimientos de refinanciamiento hasta el vencimiento de los bonos
senior en 2012.
Al entrar en 2010, estamos en la etapa final de la construcción
del proyecto de Egipto, y mientras que las economías mundiales han
mejorado, todavía hay una considerable incertidumbre en el corto
plazo. En este entorno, creemos que es prudente seguir
manteniendo un sólido balance general como una prioridad. Mirando
a la distancia, nuestra filosofía en torno a la asignación de capital no ha
cambiado. Vamos a seguir empleando un enfoque equilibrado en el uso
de nuestro dinero en efectivo – un equilibrio entre la reinversión
para hacer crecer el negocio y retornar efectivo a los accionistas
a través de dividendos regulares y recompras de acciones. Nuestras
perspectivas futuras son excelentes. Con el flujo de efectivo adicional
del nuevo proyecto de Egipto que se espera que comience este año y
nuestras iniciativas a corto plazo para aumentar la producción en nuestras otras
plantas que solo requieren una modesta cantidad de capital, deberíamos
estar bien posicionados para devolver el exceso de efectivo a los accionistas.
Nuestra organización de comercialización incluida nuestra empresa naviera,
Waterfront Shipping, también tuvieron muy buen rendimiento en un año difícil.
Frente a una fuerte disminución en la demanda de metanol y la fluctuación
de los volúmenes de ventas debido a la recesión mundial, nuestra cadena
de suministro se adapto bien a la dinámica de las condiciones y nos
posicionamos para aumentar volumen de ventas a nuestros clientes en
2010. Waterfront Shipping, también enfrentó a un débil mercado para el
embarque de cargamentos de terceros, pero logró mantener las tasas de
utilización de nuestros buques en niveles relativamente altos, y por lo tanto
prevenir una escalada importante en nuestros costos de logística.
Para medir el desempeño de nuestras operaciones de fabricación,
hacemos un seguimiento de un factor de fiabilidad que mide la planta
en funcionamiento al tiempo, con exclusión del mantenimiento
planificado y eventos fuera de nuestro control. Hemos establecido
un objetivo difícil de 97 por ciento, y estuvimos a punto de lograr esa
tasa en 2009 con una tasa de fiabilidad global de la compañía del 96
por ciento. Nuestras plantas en Trinidad y Nueva Zelanda operaron con
una muy buena fiabilidad en 2009, con tasas de 97 y 98 por ciento,
respectivamente. Debido a algunos problemas técnicos, nuestras plantas
en Chile operaron a una tasa de confiabilidad del 93 por ciento. A pesar
de haber perdido por poco nuestro objetivo general, creemos que nuestra
tasa de fiabilidad estuvo de todas maneras por sobre el promedio de
la industria.
La Conducta Responsable es una parte integral de todo lo que hacemos
y contribuye de manera significativa a nuestra excelencia operativa.
La Conducta Responsable es la iniciativa voluntaria de la industria
química global en que las empresas trabajan de forma continua para
mejorar su salud, seguridad y desempeño ambiental. En Methanex, es
el paraguas bajo el cual administramos problemas relacionados con la salud,
la seguridad, el medio ambiente, preparación para emergencias, seguridad,
administración de productos y de extensión comunitaria. Como una
extensión natural de nuestra ética de Conducta Responsable, también
hemos adoptado una política de Responsabilidad Social que se ocupa
de cuestiones relacionadas con administración, la participación de los
empleados y de inversión social que han sido durante mucho tiempo
parte de nuestra cultura corporativa. Hemos incrustado la ética de
Conducta Responsable en toda la Compañía y es un factor importante
de nuestra posición de liderazgo en la industria de metanol.
Una medida importante del rendimiento de nuestra Conducta Responsable
es realizar un seguimiento de seguridad en la planta utilizando un indicador
aceptado mundialmente para seguridad, conocida como la tasa de frecuencia
registrada de accidentes (RIFR). En 2009, el promedio RIFR en la industria
canadiense de empresas comparables fue de 0.60. Nosotros experimentado
una serie de lesiones durante el año lo que resultó en un aumento de nuestro
RIFR a 0,89, interrumpiendo una tendencia de 8 años de mejora continua.
Por lo tanto el año 2009 resultó ser un año difícil para Methanex en este
sentido. Además, nos entristeció especialmente que dos contratistas fueran
muertos mientras trabajaban en la construcción de la planta en Egipto a
principios de 2010. No puedo hacer suficiente hincapié en nuestro compromiso
de proporcionar un lugar de trabajo seguro y la importancia que damos en tener
Una cultura de seguridad en todas nuestras plantas. Estoy personalmente
comprometido para ver una mejora significativa en este ámbito.
Una parte importante de nuestro compromiso con la Conducta Responsable
es reducir al mínimo el impacto de nuestras operaciones en el medio ambiente.
En los últimos cinco años hemos mejorado continuamente nuestro desempeño
ambiental, invirtiendo en infraestructura ambiental y mejorando nuestros sistemas
de gestión, lo que ha resultado que nuestro último suceso significativo ocurrió hace
más de tres años. En 2009, nuestro desempeño ambiental fue a la par con nuestro
mejor año de registro. También reconocemos la importancia de hacer uso eficiente
de los recursos y minimizar las emisiones. Nos esforzamos continuamente para
aumentar la eficiencia energética de nuestras plantas, que no sólo reduce costos,
pero también minimiza las emisiones de CO2. Hemos reducido la intensidad
de emisiones de CO2 en nuestras operaciones productivas en un 35% entre
1994 y 2010 a través de rotación de activos, mayor fiabilidad de la planta y
la eficiencia energética y administración de las emisiones. Nosotros también
nos hemos comprometido con una pequeña inversión en energía eólica
en nuestras plantas en Chile. Hay un excelente caso de negocio para
apoyar este proyecto y vamos a buscar otras oportunidades para
desarrollar energía renovable cuando tenga sentido en el contexto de
nuestro consumo de energía.
Rendimiento Financiero
Aunque 2009 no será recordado como un año de buenos resultados financieros,
nuestros activos posicionados competitivamente dieron resultado a un flujo de
Caja positivo de las operaciones en todos los trimestres. Para del año, se vendieron
5,9 millones de toneladas de metanol, generando $1,2 mil millones en ventas, $142
millones en EBITDA y $129 millones en el flujo de efectivo de operaciones antes de
cambios en el capital de trabajo. El resultado neto del año estuvo por muy poco sobre
el punto de equilibrio.
Tenemos objetivos disciplinados respecto de la asignación de capital, y hemos medido
con un Retorno Modificado sobre el Capital Empleado (ROCE) objetivo del 12 por ciento.
En los últimos cinco años, nuestro ROCE ha promediado 18 por ciento, muy por encima de
nuestro objetivo. Y con la puesta en marcha del proyecto Egipto este año, esperamos esto
favorecerá nuestros resultados del ROCE en los próximos años.
En los últimos años, también hemos reinvertido una cantidad significativa de
capital en nuestro negocio y distribuido el exceso de efectivo a los accionistas
a través de dividendos y recompra de acciones. Hemos hecho estas inversiones,
manteniendo un sólido balance general y sin añadir riesgos innecesarios en la liquidez
de la Compañía. Desde el año 2000, hemos invertido más de $1,5 mil millones en
el crecimiento de nuestro negocio principal y reducido nuestras acciones en circulación
de alrededor de 173 millones a 92 millones. Durante este período, recompramos
estas acciones en un precio promedio de aproximadamente US$12 por acción,
agregando un valor significativo para los accionistas a largo plazo. También
hemos aumentado el dividendo regular en seis veces desde su implementación
en 2002.
“La recesión mundial reciente sirve como un buen
recordatorio de la importancia de tener activos de bajos
costos en una industria de productos básicos.”
Por último, producto de la recuperación de los mercados de valores y de la
industria de metanol de los efectos de la recesión mundial en 2009, este fue un
año muy bueno el precio de nuestra acción. El precio de nuestra acción cerró el
año en US$19,49, lo que representa un aumento del 73% durante todo el año y
se compara favorablemente con el Indice de Sé£P 500 de Productos Químicos,
que subió un 41% en 2009. A lo largo de los últimos cinco años, una inversión
en Methanex logró un retorno total de 24%, en línea con el Indice S£-P 500 de
Productos Químicos que consiguió una rentabilidad total del 28% durante
el mismo período.
Construyendo fortaleza – Posicionamiento de la Compañía
para el crecimiento a bajo costo
La recesión mundial reciente sirve como un buen recordatorio de la importancia
de contar con activos de bajo costo en una industria de productos básicos. En el
punto máximo de la recesión mundial en 2009 – con una considerable menor
demanda de metanol – alrededor del 20% de mayor costo la capacidad productiva
de la industria se vio obligada a cerrar. Por el contrario, nuestros activos posicionados
competitivamente siguieron funcionando y generando flujo de efectivo para nuestros
accionistas. Una parte clave de nuestra estrategia es mantener nuestra posición de
liderazgo en la industria del metanol, por medio de aumentar nuestra capacidad
productiva y al mismo tiempo reducir la estructura de costos de nuestros activos.
Nos estamos centrando en varias oportunidades para hacer realidad este objetivo.
Y, al tiempo que añadimos capacidad productiva de metanol a bajo costo, una
propuesta de uso intensivo de capital típicamente es que, estamos en una situación
privilegiada de contar con oportunidades para aumentar capacidad productiva con
gastos de capital mínimos.
En primer lugar, estamos satisfechos con el progreso logrado en el proyecto
Egipto en 2009. Grandes proyectos de nuevas plantas de metanol como éste
son un desafío de ejecutar, sin embargo, hemos seguido avanzando el proyecto
dentro del presupuesto y dentro de la programación para iniciar la puesta en marcha
a mediados de 2010. Tenemos una participación del 60% en la planta de 1,3 millones
de toneladas y comercializaremos el 100% de la producción. El proyecto de Egipto
agregará una importante nueva fuente de suministro para nuestros clientes, y con
una muy posición competitiva en costos, también generará importantes flujos de
efectivo para los accionistas, incluso en un entorno de metanol precios más bajos.
La inversión de capital está casi terminada y nos mantenemos centrados en una
exitosa puesta en marcha de este proyecto tan importante.
10
“La recesión mundial reciente sirve como un buen
recordatorio de la importancia de tener activos de bajos
costos en una industria de productos básicos.”
En segundo lugar, tenemos una excelente oportunidad para aumentar
nuestra producción en base a bajo costo en Chile. En 2009, continuamos
Operando nuestra planta en Chile en torno al 25 por ciento de la capacidad
usando suministro de gas de Chile solamente, como resultado de la pérdida
de suministro de gas natural desde Argentina que nos impactó a mediados de
2007. Since that time, our goal has been to source more natural gas from Chile.
Desde entonces, nuestro objetivo ha sido la contar con más natural gas de fuente
Chilena. Un gran impulso comenzó a construirse en este frente en 2009 y logramos
un hito importante al final del año, cuando recibimos suministro de gas natural
suficiente para poner en marcha una segunda planta. Este logro fue resultado
directo de nuestras iniciativas de exploración de gas natural con GeoPark en
el Bloque Fell y con ENAP en el bloque Dorado Riquelme. El suministro de gas
de estos bloques aumentó a lo largo del año, y a finales de 2009, estos bloques
nos estaban proporcionando con aproximadamente la mitad de nuestro
suministro total de gas en Chile.
Además, actividades de exploración y desarrollo están en aumento gradualmente
en otros bloques de exploración Esperamos que las entregas de gas inicial de
algunos de estos bloques para comenzar en 2010nuestras plantas que el gobierno
chileno otorgó como parte de su ronda internacional de licitación a finales de 2007.
Además de nuestra propia participación en un consorcio de exploración, varias otras
organizaciones internacionales de petróleo y compañías de gas han comenzado
actividades de exploración en estos bloques. Esperamos que las entregas de gas
inicial de algunos de estos bloques comiencen en 2010.
Con un aumento significativo en la exploración de gas natural actividad previsto
en el sur de Chile en los próximos dos años, esperamos que el incremento de la
producción en nuestras planta en Chile se aceleraran después de este año.
Estimamos que se ha planificado que alrededor de $500 millones serán gastados
en la exploración y desarrollo de petróleo y gas en el sur de Chile durante los
próximos años. Basados en esto, estamos optimistas de que podemos volver a
Operar las cuatro de nuestras plantas en Chile.
Por último, tenemos capacidad ociosa en Nueva Zelanda y Canadá, y
estamos trabajando en iniciativas que pudieran aumentar o reanudar la
producción en estas planas. La cuestión clave para estos lugares es
poder garantizar el suministro de gas natural suficiente en condiciones
comercialmente aceptables.
11
“…los fundamentos a largo plazo para la industria y nuestra
Compañía parecen excelentes.”
Liderazgo de Mercado del metanol en
Aplicaciones Energéticas
Impulsada por el crecimiento en China en los últimos años, el crecimiento
en la demanda del metanol en aplicaciones energéticas ha sido muy fuerte,
sobre todo en la mezcla de combustible. Con el apoyo de programas
provinciales, la mezcla de metanol en combustibles en China representa
ahora un 10 por ciento de la demanda mundial del metanol. Creemos que
el potencial es mucho mayor. En 2009, China introdujo una nueva norma
nacional para la mezcla de metanol en combustible la M-85 (85% de mezcla
de metanol) y esperamos que el Gobierno chino pondrá en marcha una
norma nacional M-15 (15% mezcla de metanol) más tarde en 2010. Esto
es apoyado por el rápido crecimiento de automóviles en ese país,
recientemente China ha superado a los Estados Unidos como el mercado
más grande de automóviles en el mundo.
Alentado por los fuertes precios del crudo, una vez más vimos altas tasas
de crecimiento de la demanda de metanol para DME en China. El DME
se usa principalmente como combustible para la cocina y calefacción en
China y creemos que hay mucho más potencial de demanda de DME como
sustituto de diesel en ese país.
Con nuestra posición de liderazgo de mercado en la industria del metanol,
es una iniciativa estratégica clave para nosotros el promover el uso de metanol
en aplicaciones energéticas en China y otras regiones del mundo.
Generalmente estamos en conversaciones con muchas partes interesadas
para avanzar en este objetivo, y como China sigue demostrando la viabilidad
para la mezcla de gasolina y DME, creemos que aumenta la probabilidad de
que otros regiones también consideren la adopción de estas aplicaciones.
Japón, Corea, Indonesia y Malasia y otros están considerando la mezcla de
metanol en combustibles y/o el DME, y en Egipto, también hemos entrado
en un acuerdo de joint venture para desarrollar un proyecto DME similar a
nuestro proyecto de joint venture en China.
12
“…los fundamentos a largo plazo para la industria y nuestra
Compañía parecen excelentes.”
Mirando hacia el Futuro …
Al entrar en 2010, las condiciones en la economía mundial y la industria
del metanol han mejorado y los fundamentos a largo plazo para la industria
y nuestra Compañía son excelentes. En los últimos años, un entorno de
precios de energía más altos ha impulsado el crecimiento fuerte de la
demanda de metanol en aplicaciones energéticas y respaldan un entorno
de precios del metanol saludables. Si en el futuro continuaran los altos
precios de la energía, esmeraríamos que el entorno de precios de metanol
también se mantenga fuerte.
Estamos muy entusiasmados con el nuevo proyecto en Egipto, cuya
puesta en marcha es este año y las numerosas iniciativas que tenemos
vigentes para aumentar la producción en nuestras otras plantas en los
próximos años. Nosotros creemos que cada una de estas iniciativas
construirán a nuestra posición de liderazgo de mercado, aumentaran la
oferta a nuestros clientes, mejoraran nuestra estructura de costos y
fortalecerán aún más nuestra Compañía. Esto nos coloca en una
excelente posición para continuar con la generación de fuertes
ganancias para nuestros accionistas.
Antes de terminar me gustaría aprovechar esta oportunidad para agradecer
a nuestro Presidente del Directorio, Pierre Choquette. Pierre se presentará
para la reelección como director en esta Junta General Anual, pero se
renunciará de su cargo como Presidente. Pierre ha proporcionado un
liderazgo sobresaliente para la Compañía durante las últimas dos
décadas como Presidente y antes como Gerente General de Methanex
y me gustaría reconocer la enorme contribución que ha hecho al
desarrollo de nuestra Compañía.
Para concluir, me gustaría agradecer a todos nuestros empleados
por su impresionante rendimiento en un año muyy difícil. Y, a nombre
del Directorio y de todos nuestros empleados, les doy las gracias
a ustedes, a nuestros accionistas, por su continuo apoyo.
Bruce Aitken
Presidente y Gerente General
13
Mensaje del Presidente sobre el Gobierno Corporativo
Estimados Accionistas,
En Methanex, definimos el gobierno corporativo como aquel que tiene
en funcionamiento los procesos y estructuras adecuados para garantizar
que nuestro negocio es manejado en el mejor interés de nuestros accionistas
y, teniendo en cuenta al mismo tiempo los intereses de todas las partes
interesadas. En los últimos años, el gobierno corporativo, ha sido – y
sigue siendo – un asunto de política pública importante y la administración
y el Directorio de Methanex han convertido esto en una prioridad para
luchar por una mejora continua en esta importante área.
Una discusión completa sobre las prácticas de gobierno corporativo de
Methanex se pueden encontrar en nuestra Circular Informativa, aquí, me
gustaría llamar la atención sobre algunos aspectos de nuestras prácticas
de gobierno corporativo que ocuparon nuestra atención durante el
último año.
Divulgación sobre Compensación de Ejecutivos
La compensación de los ejecutivos es un área que está recibiendo un
intenso escrutinio público. El año pasado, los reguladores instituyeron
nuevas normas profundas de divulgación diseñadas para permitir a los
accionistas comprender claramente cómo las empresas toman las
decisiones acerca de las compensaciones de los ejecutivos y directores.
Nuestras divulgaciones van más allá de las normas necesarias e
incorporan muchas de las mejores prácticas utilizadas por los emisores
importantes de América del Norte. Incluye una amplia sección de debate
sobre Discusión y Análisis de Compensación que describe tanto el proceso
para determinar la remuneración de los ejecutivos, así como también
los objetivos y el diseño del programa de compensación y cómo la
compensación concedida se relaciona con el rendimiento general de
Methanex. En pocas palabras, nuestra divulgación explica “cómo” y
“por qué” tomamos decisiones sobre la compensación de ejecutivos
y cómo vinculamos la retribución al desempeño corporativo.
Nuestro objetivo final es garantizar que nuestros accionistas
dispongan de información suficiente para determinar por sí mismos
si los gerentes senior de Methanex es justamente remunerado y si
su remuneración está alineada con nuestro desempeño corporativo
y los intereses de los accionistas.
14
Mensaje del Presidente sobre el Gobierno Corporativo
Opinar de Compensaciones
La capacidad de los accionistas de una empresa pública de votar sobre
la política de remuneración de los ejecutivos y sobre las prácticas de
la Compañía es conocida como “Opinar de Compensaciones”. En los
EE.UU., la convocatoria para instituir: Opinar de Compensaciones ha
crecido más fuerte como resultado de la reciente crisis financiera
mundial y la creciente intolerancia por lo que muchos consideran
prácticas de pagos excesivos en algunas empresas en EE.UU..
Opinar de Compensaciones no es una ley en Canadá y no hay
propuestas legislativas en Canadá pidiendo esto. La Coalición
Canadiense para el Buen Gobierno Corporativo (CCGG), que
representa un gran grupo de instituciones inversoras canadienses,
ha adoptado recientemente una política llamada Opinar de
Compensaciones en empresas públicas Canadienses dentro de
un proceso más amplio de accionistas institucionales que tienen un
compromiso regular, constructivo con el Directorio y Comité de
Compensación de los Directores. La política CCGG fue desarrollado
en cooperación con los mayores bancos de Canadá y compañías
aseguradoras que se sentían que es en aras del interés público
desarrollar un enfoque común sobre Opinar de Compensaciones
y muchas de estas compañías han acordado instituir una votación
sobre Opinar de Compensaciones en sus Juntas Anuales Generales
de 2010.
En 2009, Methanex recibió una propuesta formal de un accionista
solicitando que la Compañía instituyera una votación Opine sobre
Compensaciones y a todos los accionistas se les pedirá votar en
nuestra AGM 2010 sobre esta propuesta. Si la votación es aprobada,
Methanex establecerá una votación Opine sobre Compensaciones
en la AGM de 2011. La resolución y declaración formal de este
accionista se puede encontrar en nuestra Circular de
Información.
La Compañía recomienda a los accionistas votar “No” a la propuesta y las
razones detalladas de la Compañía para esta recomendación “No” se
exponen en la Información Circular. Este es un tema importante y le pido
atodos los accionistas que lean estas declaraciones de cerca y ejercer
su derecho a votar sobre este tema.
No es mi intención repetir las razones de Methanex para recomendar en
contra de la propuesta de los accionistas aquí, pero quiero plantear algunas
observaciones. Lo más importante es, como he mencionado al principio,
Methanex se esfuerza continuamente por mejorar sus prácticas de
gobierno corporativo y queremos ser vistos como una empresa del
primer cuartil en términos de gobierno corporativo. Desde hace varios
años, Methanex ha clasificado firmemente dentro del primer
15
En 2009, Methanex fue clasificada entre el 15 por ciento
mejor del Indice S£P/TSX Composite de empresas del Globe
y Mail “Juegos de Directores” de la encuesta sobre gobierno
corporativo…
cuartil del Globo y la clasificación de encuesta anual de gobierno
por correo. Este año no fue diferente, con la Compañía en el lugar 20 de
entre 157 empresas del Índice del S£.P/TSX.
En 2009, antes de recibir esta propuesta de los accionistas, el
Directorio de Methanex consideró la posibilidad de adoptar voluntariamente
Opinar de Compensaciones. El Directorio concluyó entonces, y
sigue creyendo, que Opinar sobre Compensaciones es un instrumento
muy contundente en el sentido que solo le consulta a los accionistas
a votar “Sí” o “No” sobre el enfoque de la empresa sobre compensaciones
como se describe en nuestra Circular de Información. Aunque hacemos
todo lo posible por mantener esta divulgación simple y clara, la realidad
es que el documento incluye una descripción más detallada sobre cada
aspecto de la compensación de ejecutivos. Dado el nivel de detalle y
amplitud, ¿cómo debe interpretar el Directorio un voto “No” recibido de
un accionista? ¿Se aplica a la comunicación en su conjunto, un aspecto
particular de la compensación, el nivel de compensación proporcionado
o algo completamente diferente?
Por esa razón, el Directorio decidió que, si bien la obtención de
retroalimentación sobre compensación es muy conveniente, un simple
voto por Hablar sobre Compensaciones no ofrece una respuesta muy
significativa y no es una forma ideal de relacionarse en este
tema con los accionistas. El Directorio concluyó que la mejor
manera para recibir retroalimentación sobre esta divulgación
sería invitar a los accionistas a comentar sobre la divulgación a
través de una encuesta por Internet.
Esta encuesta se encuentra disponible en la sección Relaciones
con los Inversionistas de nuestro sitio web (www.methanex.com) y
estará abierta hasta finales de junio. Todos los comentarios recibidos
serán directamente entregados al Presidente del Comité de Recursos
Humanos del Directorio y discutido por el Directorio como un todo.
Los accionistas que opten por proveer su información contacto
pueden ser contactados para discutir este tema con más detalles.
16
En 2009, Methanex fue clasificada entre el 15 por ciento
mejor del Indice S£P/TSX Composite de empresas del Globe
y Mail “Juegos de Directores” de la encuesta sobre gobierno
corporativo…
Todos los detalles sobre esta iniciativa pueden encontrarse en la
Información Circular. Creemos que nuestra encuesta por Internet
permite una retroalimentación Más directa y detallada, y como tal es,
una forma mucho más efectiva de garantizar que los accionistas
pueden expresar sus puntos de vista relativos a la compensación
de ejecutivos que a través de un simple voto “Sí/No”. Vamos a
proporcionar un informe sobre este proceso en nuestros documentos
de información anual el próximo año. Vamos a abordar esta cuestión
en la AGM y quedamos a la espera para saber si los accionistas de
Methanex desean aplicar votación de Hablar sobre Compensaciones
o si prefieren otro medio para la retroalimentación a la empresa sobre
el tema de compensación a los ejecutivos.
Por último, los accionistas a largo plazo sabrán que el Directorio ha
estado inmerso en un proceso de renovación durante los últimos
varios años. Este año no es diferente y aprovecho esta oportunidad
para anunciar que después de casi siete años como Presidente del
Directorio de Methanex, he decidido renunciar a esta posición después
de la AGM. Sigo plenamente comprometido con Methanex y espero
presentarme a la reelección por otro año como director en la AGM de
este año. A consecuencia del proceso de sucesión en curso, el Sr. Tom
Hamilton ha sido elegido para hacerse cargo de la presidencia. Todo
el Directorio espera con interés trabajar con él como Presidente de la
Compañía en los próximos años.
Pierre Choquette
Presidente del Directorio
17
Esta Discusión y Análisis de la Gerencia está fechada el 5 de marzo de 2010 y debería
leerse en conjunto con nuestros estados financieros consolidados y con las correspondientes
notas para el año terminado al 31 de diciembre 2009. Nuestros estados financieros
consolidados están preparados de acuerdo con los principios contables generalmente
aceptados en Canadá (GAAP de Canadá). Para nuestros informes utilizamos el dólar de los
Estados Unidos como nuestra moneda de reporte. Excepto donde se indique lo contrario,
todos los montos en dólares están expresados en dólares de Estados Unidos.
Los GAAPs Canadienses difieren en algunos aspectos de los principios contables
generalmente aceptados en los Estados Unidos (GAAPs de EE.UU.). En la nota 19 de
nuestros estados financieros consolidados se describen las diferencias significativas entre
los GAAPs de Canadá y los GAAPSs de Estados Unidos.
Al 5 de marzo de 2010 teníamos 92,127,192 acciones ordinarias emitidas y vigentes y
opciones de acciones que se pueden ejercer por 3,334,037 acciones ordinarias adicionales.
Información adicional sobre Methanex, incluyendo nuestro Informe Anual, está disponible en
Canadá Bolsa de Valores, SEDAR en www.sedar.com y en Estados Unidos Bolsa de
Valores (SEC) EDGAR en www.sec.gov.
VISIÓN GENERAL DEL NEGOCIO
El metanol es un químico líquido producido principalmente del gas natural y también es
producido del carbón, especialmente en China. Aproximadamente el 70% de todo la
demanda del metanol es utilizado en la producción de formaldehído, ácido acético y una
variedad de otros productos químicos que constituyen la base de una gran cantidad
derivados químicos cuya demanda está influenciada por los niveles de actividad económica
global. El resto de la demanda de metanol proviene del sector energético, Existen mercados
en crecimiento para el uso del metanol en aplicaciones energéticas tales como éter de
dimetilo (DME), mezclas directas para gasolina y biodiesel que puede ser mezclado con gas
licuado de petróleo para su uso doméstico en la cocina y la calefacción, y también como un
sustituto del petróleo. El metanol también se usa para producir metil-terbutiléter (MTBE) que
es un componente de la gasolina.
Somos el mayor proveedor mundial de metanol para los mercados internacionales más
importantes de América del Norte, Asia Pacífico, Europa y América Latina. Actualmente
tenemos una capacidad de producción anual de 6,8 millones de toneladas en nuestros
centros de producción en Chile, Trinidad y Nueva Zelanda. Tenemos también una
participación del 60% en un proyecto de 1,3 millones toneladas de metanol en Egipto,
previsto para la puesta en marcha a mediados de 2010. Nuestros centros de producción en
Chile y Trinidad representan 5.9 millones de toneladas de nuestra capacidad de producción
anual. El resto de nuestra producción total anual está compuesta por 0,9 millones de
toneladas anuales de la planta Motunui en Nueva Zelanda. También tenemos capacidad
ociosa en nuestra planta productiva de Nueva Zelanda de 1.4 millones de toneladas anual y
(una segunda planta de 0.9 millón de toneladas anuales en Motunui y 0.5 millón de
toneladas por año en la planta cerca a Waitara Valley) y 0,5 millones de toneladas de
capacidad ociosa en Canadá. Estas instalaciones ociosas tienen el potencial de aumentar la
producción en Nueva Zelanda y Canadá, en función de la disponibilidad de gas natural a un
precio económico viable y la dinámica de la oferta y demanda para el metanol. Además del
metanol que producimos, compramos metanol producidos por terceros bajo contratos tomar-
pagar en el mercado spot. Esto nos da la flexibilidad y la seguridad en la gestión de nuestra
18
cadena de suministro sin dejar de satisfacer las necesidades de los clientes y apoyar a
nuestros esfuerzos de marketing.
2009 Visión General de la Industria
El año 2009 fue un año difícil para la industria del metanol como consecuencia de la recesión
económica mundial que comenzó a finales de 2008. A medida que entramos en el año 2009,
estimamos que la demanda mundial había disminuido en un 15% de los niveles de antes de
la crisis a un nivel anualizado de alrededor de 36 millones de toneladas, con la demanda
mundial de derivados de metanol tradicionales muy afectados, disminuyendo en
aproximadamente un 20% de los niveles desde antes de la recesión. La demanda mundial
en derivados relacionados con la energía se mantuvo relativamente estable durante este
período, a pesar de la recesión mundial, con una demanda especialmente fuerte para la
mezcla directa en gasolina y DME. En respuesta a la disminución de la demanda global en
general, la capacidad de alto costo se cerró u operó a tasas más bajas en la mediad que los
precios bajaron. Esto dio lugar a un período de precios más bajos de metanol, y nuestro
precio promedio antes de descuentos de referencia para el primer semestre de 2009 fue de
$ 213 por tonelada.
La demanda mundial de metanol, siguió recuperándose durante 2009 y para finales del año
estimamos que la demanda mundial se había recuperado por sobre los niveles pre-recesión,
O aproximadamente a 43 millones de toneladas medidos sobre una base anualizada. En
general, la demanda mundial de metanol en el 2009 se estima en 40 millones de toneladas
(similar a la demanda 2008). La recuperación de la demanda en el primer semestre de 2009
se concentró principalmente en Asia, particularmente en China, mientras que durante el
segundo semestre del año también hemos visto una cierta recuperación de la demanda en
otras regiones como Europa y América del Norte. Además de la mejora en la demanda en el
segundo semestre de 2009, hubo importantes aspectos operativos con los proveedores en la
industria y los costos de materia prima subieron para los productores con altos costos
aumentados como resultado de los altos precios de la energía. Estos factores resultaron en
un aumento de los precios del metanol a través de la segunda mitad de 2009 y en 2010. A
principios de 2010, nuestro promedio sin descuentos de referencia se había recuperado a
aproximadamente $ 350 por tonelada.
2009 Enfoque de la Compañía
Teniendo en cuenta el entorno económico difícil en el 2009, nuestro enfoque para el año fue
una buena gestión financiera, sin dejar de invertir para fortalecer nuestra posición de activos
de bajo costo. Nuestras prioridades para la asignación de capital fueron seguir avanzando
hacia la finalización del nuevo proyecto de metanol en Egipto, entregar apoyo continuo para
el desarrollo del gas natural en Chile e invirtiendo para mantener la fortaleza de nuestras
plantas ya existentes.
Fortalecimiento nuestra posición de activos
Durante 2009, hemos hecho progresos significativos en la construcción de la nueva planta
de metanol de 1,3 millones de toneladas por año en Egipto. Al entrar en el año 2010, el
proyecto sigue estando dentro de presupuesto y con gastos de capital casi completos, y
seguimos centrados en una puesta en marcha exitosa, que esperamos a mediados de 2010.
También seguimos apoyando las actividades de desarrollo de gas natural en el sur de Chile
durante el año 2009, invirtiendo en el desarrollo del gas natural, con nuestros dos
proveedores de gas natural en Chile – La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y Geopark
Chile Limited (GeoPark). En 2009, el continuo éxito en el desarrollo de gas natural de estas
inversiones conllevó a un mayor suministro de gas natural y fuimos capaces de iniciar una
19
segunda planta, aunque a tasas reducidas, a finales de 2009. Seguimos comprometidos a
apoyar estas inversiones y estamos buscando activamente otras oportunidades para invertir
en el desarrollo de gas natural en el sur de Chile.
Además de nuestro proyecto de metanol en Egipto y el desarrollo de gas natural en el sur de
Chile, también completamos actividades de mantenimiento mayor en las plantas Atlas y
Titán en Trinidad en 2009. Esperamos que esto se traduzca en una mayor producción de
estas instalaciones durante el próximo año.
Gestión Financiera
Siempre es un área clave de interés para la empresa, pero una buena gestión financiera fue
especialmente importante dado el entorno económico en el 2009. A principios de año, nos
hemos embarcado en un amplio plan de ahorro de costos corporativos que incluía la
reducción de nuestros costos de operaciones y cancelar o aplazar casi todos los gastos de
capital discrecional. También hemos mejorado nuestra posición de liquidez, mediante la
renovación y ampliación de nuestras líneas de crédito no utilizadas en agosto de 2009.
Hemos completado el año en una sólida posición financiera con un sólido balance. Al 31 de
diciembre de 2009, tuvimos un saldo en efectivo de $ 170 millones, no tenernos necesidades
de financiamiento hasta el año 2012 y una línea de crédito no utilizada de $200 millones que
vence a mediados de 2012.
Nuestra prioridad para la asignación de capital sigue siendo el fortalecimiento de nuestra
posición de activos. El gasto de capital en el nuevo proyecto de metanol en Egipto es casi
completo y estamos comprometidos a aumentar la producción en nuestras instalaciones de
Chile por medio del apoyo para acelerar el desarrollo del gas natural en ese país. Además,
creemos que pueden existir otras oportunidades para aumentar la producción en nuestras
plantas a un costo relativamente bajo. Creemos que estas iniciativas y oportunidades nos
dan la capacidad para aumentar significativamente nuestra producción en los próximos años
con requerimientos de capital relativamente modestos y proporcionar una base sólida para
mejorar significativamente nuestra generación de efectivo y utilidades.
NUESTRA ESTRATEGIA
Nuestro principal objetivo es crear valor, manteniendo y mejorando nuestro liderazgo en la
producción, comercialización y distribución global de metanol a nuestros clientes. Los
elementos claves de nuestra estrategia son liderazgo global, bajos costos y excelencia
operacional.
Liderazgo Global
Somos el mayor proveedor de metanol de los principales mercados internacionales de
Norteamérica, Asia-Pacífico y Europa, como también de Latinoamérica. Nuestro volumen de
ventas en 2009 representa aproximadamente el 15% del total de la demanda mundial.
Nuestro liderazgo en la industria nos ha permitido jugar un importante rol en la industria,
incluyendo la publicación de los precios de referencia de Methanex que se utilizan
generalmente en los principales mercados como la base de fijación de precios para la
mayoría de nuestros contratos con los clientes.
La ubicación estratégica de nuestras plantas productivas en Chile, Trinidad y Nueva
Zelanda, como también nuestro nuevo proyecto de metanol en Egipto, nos permite entregar
metanol a un costo razonable a nuestros clientes en todos los principales mercados
mundiales, mientras que nuestras inversiones en distribución mundial y en infraestructura de
20
abastecimiento nos permiten aumentar el valor a los clientes mediante el suministro seguro y
confiable de abastecimiento.
Nuestro enfoque actual de realizar inversiones para aumentar la producción en nuestras
plantas es un elemento importante de nuestra estrategia de Liderazgo Mundial. El nuevo
proyecto de metanol en Egipto, que se espera que arranque a mediados de 2010, está bien
situado, y proporcionará mayor seguridad de suministro para nuestros clientes. También
estamos enfocados en aumentar la producción en nuestras plantas de Chile por medio del
apoyo a acelerar el desarrollo de gas natural en el sur de Chile. En lo que va del 2010 hemos
estado operando dos plantas, cada una aproximadamente a la capacidad instalada del 60%,
y nuestro objetivo es volver a operar las cuatro de nuestras plantas en Chile en los próximos
años. Estas iniciativas podrían permitirnos a aumentar nuestros niveles de producción global
de 3,5 millones de toneladas en 2009 a más de 7 millones de toneladas en los próximos
años. También seguimos buscando oportunidades para aumentar la oferta, reiniciando la
capacidad ociosa de nuestras plantas en Nueva Zelanda y Canadá, con la decisión de
reiniciar las plantas, dependiendo principalmente de nuestra capacidad para encontrar
suministro de gas natural a un precio viable y la dinámica de oferta y demanda de, metanol.
Creemos que nuestras iniciativas para aumentar la producción nos permitirá hacer crecer
nuestros niveles de ventas sin dejar de proporcionar un suministro fiable y seguro a nuestros
clientes y para seguir consolidando nuestra posición de liderazgo en la industria.
A pesar de que hemos experimentado una reducción en la producción significativa de
nuestros activos en Chile desde mediados de 2007 (véase Resumen de Producción –
sección Chile en la página 8), hemos seguido cumpliendo con nuestros compromisos con los
clientes. Hemos logrado esto, aumentando la cantidad de metanol que compramos a través
de una combinación de contratos tomar-pagar metanol y compras spot. Nosotros
administramos el costo de metanol comprado aprovechando nuestra infraestructura de
suministro global que nos permite comprar metanol en la región con el costo más eficaz,
manteniendo al mismo tiempo la seguridad general de abastecimiento.
La región de Asia Pacífico sigue liderando el crecimiento de la demanda mundial de metanol
y en los últimos años, hemos seguido invirtiendo para desarrollar y aumentar nuestra
presencia en esa importante región. Hemos añadido capacidad adicional de almacenamiento
en Zhangjiagang, China y hemos expandido nuestras oficinas en Shanghái y Hong Kong.
Además, hemos abierto recientemente una oficina en Beijing para mejorar nuestro servicio al
cliente y posicionamiento en la industria en esta región. Esto nos permite participar y mejorar
nuestro conocimiento de la rápida evolución y del alto crecimiento del mercado de metanol
en China y otros países asiáticos. Nuestra expandida presencia en Asia también nos ha
ayudado a identificar varias oportunidades para apoyar el desarrollo de aplicaciones para el
metanol en el sector de la energía. Por último, nuestra oficina en Dubai, Emiratos Árabes
Unidos nos permite mejorar nuestra presencia corporativa y aprovechar oportunidades a
futuro en el Oriente Medio.
En los últimos años, la demanda de metanol para aplicaciones en energía ha sido fuerte,
especialmente en China, y el país sigue demostrando viabilidad para el uso de metanol en
las aplicaciones de la energía. Por ejemplo, en diciembre de 2009, el gobierno chino
implementó normas nacionales para la M-85 (mezcla de metanol 85%). Una de nuestras
iniciativas estratégicas clave es seguir apoyando el crecimiento de la demanda en
aplicaciones de la energía a nivel mundial. Tenemos una participación del 20% en una planta
de DME de 200.000 toneladas por año en China con el Grupo de ENN, y somos el proveedor
de metanol exclusivo para esta planta. También hemos firmado un acuerdo de joint venture
para desarrollar una planta de DME similar en Egipto. El joint venture incluirá a Methanex y
el Grupo ENN como minoritarios, con el Ministerio Egipcio de Petroloeum, incluyendo su filial
Egyptian Petrochemicals Holding Company (Echem), con la participación mayoritaria. Echem
es también un socio en nuestro nuevo proyecto de metanol en Egipto.
21
Bajos Costos
Una estructura de bajo costo es un elemento importante de ventaja competitiva en una industria de productos
básicos y es un elemento clave de nuestra estrategia. Nuestro enfoque en todas las
decisiones comerciales se guía por nuestro esfuerzo para mantener y mejorar nuestra
estructura de costos, ampliar los márgenes y entregar valor agregado a los accionistas. Los
componentes más importantes de nuestros costos son el gas natural como materia prima y
los costos de distribución asociadas con la entrega de metanol a los clientes.
El gas natural es la materia prima principal en nuestras plantas de producción de metanol y
es el componente más importante de nuestra estructura de costos. Un elemento esencial de
nuestra estrategia es garantizar la seguridad a largo plazo de suministro de gas natural.
Como se describió anteriormente, nuestro objetivo es volver a operar nuestras cuatro plantas
en Chile en los próximos años con el suministro de gas natural de Chile, y estamos
trabajando activamente en la búsqueda de oportunidades de inversión para acelerar el
desarrollo de gas natural en las zonas del sur de Chile que son relativamente cerca de
nuestras plantas (ver el Resumen de la Producción – sección Chile en la página 8 para más
información).
Nuestras plantas de producción en Trinidad representan 2,1 millones de toneladas por año
de capacidad de producción de costos competitivos. Estas plantas están respaldadas por
contratos de compra de gas natural modalidad tomar-pagar de largo plazo, donde el precio
del gas varía con los precios del metanol. Durante el año 2009, hemos completado las
actividades de mantenimiento en las plantas Atlas y Titán en Trinidad y esperamos aumentar
la producción de estas plantas durante el próximo año.
Nosotros hemos posicionado nuestras plantas en Nueva Zelanda como activos de
producción flexibles. A finales de 2008, hemos añadido aproximadamente 0,4 millones de
toneladas de capacidad anual adicional mediante el reinicio de una de nuestras plantas,
Motunui de 0,9 millones toneladas por año y declarando ociosa la planta menor de 0,5
millones de toneladas por año de Waitara Valley en Nueva Zelanda. También tenemos
capacidad de producción adicional potencial que se encuentra actualmente ociosa en Nueva
Zelanda (véase el Resumen de Producción – sección Nueva Zelanda en la página 9 para
más información).
En 2009, se continuó avanzando en nuestro proyecto de construcción de la planta de
metanol de 1,3 millones de toneladas por año en Egipto (ubicada en Damietta, en el Mar
Mediterráneo). Este proyecto está dentro de presupuesto y esperamos que esta planta de
metanol inicie sus actividades a mediados de 2010. Estamos desarrollando el proyecto con
los socios: tenemos una participación del 60% en el proyecto y el 100% de los derechos de
comercialización de la producción. Creemos que esta planta de metanol mejorará aún más
nuestra posición con su estructura de costos competitiva y excelente ubicación para
abastecer el mercado europeo.
El costo de distribución de metanol desde nuestras plantas productivas es también un
componente significativo en nuestros costos operacionales. Estos incluyen costos de
embarque marítimo, instalaciones de almacenaje y distribución para el mercado interno.
Estamos abocados a identificar iniciativas para reducir estos costos, incluyendo el maximizar
el uso de nuestra flota marítima con el fin de reducir costos y aprovechar las condiciones
existentes en el mercado marítimo cambiando el tipo y extensión del plazo de nuestros
contratos marítimos. Estamos continuamente buscando oportunidades para mejorar nuestra
eficiencia y efectividad de costos en la distribución de metanol desde nuestras instalaciones
productivas hacia nuestros clientes. Asimismo, buscamos oportunidades para potenciar
nuestra ventajosa posición global de activos iniciando el intercambio de productos con otros
productores de metanol con el fin de reducir nuestros costos de distribución.
22
Excelencia Operacional
Mantenemos un enfoque de excelencia operacional en todos los aspectos de nuestro
negocio. Esto incluye la excelencia en nuestros procesos de fabricación y cadena de
suministro, marketing y ventas, recursos humanos, prácticas de gobierno corporativo y
gestión financiera.
Con el fin de diferenciarnmos de nuestros competidores, nos esforzamos por ser el mejor
operador en todos los aspectos de nuestro negocio y por ser el proveedor preferido de
nuestros clientes. Creemos que es de vital importancia la confiabilidad del abastecimiento
para el éxito de los negocios de nuestros clientes, y nuestra meta es entregar confiabilidad
en la entrega del metanol y a costos razonables. Debido en parte a nuestro Compromiso
Responsable – la propuesta de minimización de riesgos desarrollada por la Asociación de
Productores de Químicos de Canadá- creemos haber reducido la probabilidad de cierres no
planificados e incidentes con tiempo perdido, y hemos logrado un excelente nivel de
medioambiente general.
La gestión de los productos es un componente vital de nuestra cultura de Cuidado
Responsable y guía nuestras acciones a través del ciclo de vida completo de nuestro
producto. Aspiramos a los más altos estándares de seguridad para minimizar los riesgos a
nuestros empleados, clientes y proveedores, así como también para el medio ambiente y las
comunidades en las que hacemos negocios. Promovemos el uso adecuado y seguro en la
manipulación de metanol en todo momento a través de una variedad de iniciativas internas y
externas de salud, seguridad y medio ambiente, y trabajamos con colegas del sector para
mejorar las normas de seguridad, y cumplimiento de la normativa. Estamos llanos a
compartir nuestros conocimientos técnicos y de seguridad con los principales interesados,
incluyendo clientes, usuarios finales, proveedores, proveedores de logística y asociaciones
de la industria en el metanol y aplicaciones de metanol en el mercado mediante la
participación activa en seminarios y conferencias locales e internacionales, y otras iniciativas
educativas en línea.
Como una extensión natural de nuestra Conducta Ética Responsable, tenemos una política
de Responsabilidad Social que alinea nuestro gobierno corporativo, contratación y desarrollo
de empleados, participación con la comunidad y estrategias de inversión social con nuestros
valores centrales y estrategia corporativa.
Nuestra estrategia de excelencia operativa incluye la gestión financiera de la Compañía.
Nosotros operamos en una industria altamente competitiva de productos básicos. En
consecuencia, creemos que es importante mantener la flexibilidad financiera y hemos
adoptado un enfoque prudente a la gestión financiera. Como resultado de la recesión
económica mundial, nos hemos embarcado en un amplio plan de ahorro corporativo que
incluye la reducción de costos operacionales y cancelar o aplazar casi todos los gastos de
capital discrecional. Al 31 de diciembre de 2009, tenemos un sólido balance general con un
saldo en efectivo de $ 170 millones, no tenemos necesidades de financiación hasta 2012 y
una línea de crédito no girada de $200 millones que vence a mediados de 2012. Creemos
que estamos bien posicionados para cumplir con nuestros compromisos financieros y seguir
invirtiendo para hacer crecer nuestro negocio.
23
CÓMO ANALIZAMOS NUESTRO NEGOCIO
Nuestras operaciones consisten en un solo segmento de operaciones – la producción y venta
de metanol. Nosotros revisamos nuestros resultados operacionales, analizando los cambios
en los componentes de nuestros resultados, antes de intereses, impuestos, depreciación y
amortización (EBITDA Ajustado) (ver Mediciones Complementarias No-GAAP en la página
40 para una conciliación de mediciones más comparable con GAAP), depreciación y
amortización, gastos financieros, intereses y otros ingresos e impuesto a la renta. Además
del metanol que producimos en nuestras plantas (“Methanex -metanol producido”), también
compramos y revendemos metanol producido por terceros (“metanol comprado”) y
vendemos metanol en base a comisiones. Nosotros analizamos los resultados de todas las
ventas de metanol en conjunto. Los impulsores claves de los cambios en nuestro EBITDA
Ajustado son el precio promedio realizado, costos base caja y el volumen de ventas.
El precio, costo base caja y las variaciones de volumen incluido en nuestro análisis de
EBITDA Ajustado se definen y calculan de la siguiente manera.
PRecio El cambio en EBITDA Ajustado como resultado de cambios en el precio promedio
realizado de venta, se calcula como la diferencia de un período a otro del precio
de venta del metanol, multiplicado por el volumen total de ventas de metanol del
período actual, excluyendo volumen de ventas en base a comisiones, más la
diferencia de ventas en base a comisiones de un periodo a otro.
costo El cambio en nuestro EBITDA Ajustado como resultado de cambios en costos
BASE base caja se calcula como la diferencia de un período a otro en costos base caja
CAJA por tonelada multiplicado por el volumen de ventas de metanol, excluyendo las
ventas a base de comisiones, en el período actual. Los costos base caja por
tonelada, es el promedio ponderado del costo efectivo por tonelada de producción
de metanol de Methanex y el costo base caja por tonelada de metanol comprado a
terceros. El costo base caja por tonelada de producción de metanol de Methanex
incluye costos fijos absorbidos en efectivo por tonelada y costos base caja
variables por tonelada. El costo base caja por cada tonelada de metanol comprado
consiste principalmente del costo del metanol. Además, el cambio en nuestro
EBITDA Ajustado producto de los costos base caja incluye los cambios de un
periodo a otro de costos fijos de producción no absorbidos, el cambio en los
gastos de ventas, gastos generales y de administración y costos fijos de
almacenaje y distribución consolidados.
voLuME El cambio en EBITDA Ajustado como resultado de cambios en el volumen de
N ventas se calcula como la diferencia de un periodo a otro en el volumen de ventas
de metanol, excluyendo las ventas a base de comisiones multiplicado por el
margen por tonelada del período anterior. El margen por tonelada del periodo es el
margen promedio ponderado por tonelada del metanol producido por Methanex y
metanol comprado de terceros. El margen por tonelada del metanol producido por
Methanex se calcula como el precio de venta por tonelada de metanol menos
costos base caja fijos absorbidos por tonelada y costos variables base caja por
tonelada. El margen por tonelada metanol comprado de terceros sed calcula como
el precio de venta por tonelada del metanol menos el costo del metanol comprado
por tonelada.
24
También vendemos metanol en base a comisión. Las ventas en Comisión representan los
volúmenes comercializados en base a comisión relacionada con el 36,9% del metanol de la
planta Atlas en Trinidad que poseemos.
ASPECTOS FINANCIEROS DESTACADOS
($ millones, except cuando se indica lo contrario) 2009 2008
Volumen de ventas (miles de toneladas)
Metanol producido 3.764 3.363
Metanol comprado de terceros 1.546 2.074
Ventas comprometidas 1 638 617
5.948 6.054
Methanex, precio de referencia promedio antes de descuentos ($ por ton) 2 252 526
Precio promedio realizado ($ por ton) 3 225 424
Ingresos por ventas 1.198 2.314
EBITDA ajustado * 142 330
Utilidad (pérdida) neta 1 169
Utilidad (pérdida) neta básica por acción ordinaria 0,01 1,79
Utilidad (pérdida) neta diluida por acción ordinaria 0,01 1,78
Flujo de caja de actividades operacionales 110 313
Flujo de caja de actividades operacionales
antes de capital de trabajo * 129 235
Información de acciones ordinarias (millones de acciones):
Promedio ponderado de acciones ordinarias 92 95
Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias 93 95
Número de acciones ordinarias en circulación, final del período 92 92
cuando se devenga.
Ventas comprometidas representa volumen comercializado sobre base comprometida. Este ingreso se incluye en resultados
El precio de referencia promedio antes de descuentos de Methanex representa nuestro precio promedio de
referencia publicado antes de descuentos en Norteamérica, Europa y Asia Pacífico ponderado por el volumen de
ventas. La información de precios actual e histórica está disponible en nuestro sitio Web www.methanex.com
metanol producido y comprado.
El precio promedio realizado se calcula como ventas, neta de comisiones devengadas, dividido por el volumen total de ventas de
Estos ítems son mediciones no GAAP que no tienen un significado estandarizado de acuerdo a principios de contabilidad
generalmente aceptados en Canadá (GAAP) y por lo tanto, es poco probable que se puedan comparar con mediciones similares
presentadas por otras empresas. Refiérase a las Mediciones Complementarias no GAAP para una descripción de cada medición
no GAAP y una conciliación con la medición GAAP más similar.
25
RESUMEN DE PRODUCCION
El siguiente cuadro detalla la capacidad productiva anual y la producción de nuestras plantas
que operaron durante el 2009 y 2008:
Capacidad
(MILES DE TONELADAS) Instalada Anual * 2009 2008
Chile 1, Il, lll and IV (Chile) 3.800 942 1.088
Atlas (Trinidad) (63.1% participación) 1.150 1.015 1.134
Titan (Trinidad) 900 764 871
Nueva Zelanda * 900 822 570
6.750 3.543 3.663
La capacidad de producción anual de nuestras instalaciones de producción puede ser superior a la
capacidad nominal original, con el tiempo, estas cifras han sido ajustadas para reflejar las eficiencias
Operativas en curso en estas instalaciones.
La producción anual de Nueva Zelanda sólo representa nuestra 0,9 millones toneladas anuales de la planta Motunui que
se reinició a finales de 2008. La capacidad operativa práctica dependen en parte de la composición de la
materia prima de gas natural y puede diferir de la capacidad indicada anteriormente. También tenemos la
capacidad de producción adicional potencial que se encuentra actualmente abandonada de Nueva
Zelanda (refiérase a la sección de Nueva Zelanda en la página 9 para más información).
Chile
Nuestras plantas de metanol en Chile produjeron 0,9 millones de toneladas de metanol en el
2009 en comparación con 1,1 millones de toneladas en 2008. La producción en nuestras
plantas de metanol en Chile fue menor en 2009 en comparación con 2008, principalmente
como resultado de problemas técnicos que dieron lugar a cortes no planificados. A mediados
de diciembre de 2009, sobre la base de una disponibilidad de gas natural mejorada, nosotros
reiniciamos una segunda planta en Chile
A lo largo de 2008 y 2009, operamos nuestras plantas de metanol en Chile, muy por debajo
de la capacidad instalada. Esto se debe principalmente a los cortes de suministro de gas
natural desde Argentina. Desde junio de 2007, nuestros proveedores de gas natural de
Argentina han cortado todas las entregas de gas a nuestras plantas en Chile, en respuesta a
diferentes acciones por el gobierno argentino, incluyendo la imposición de un gran aumento
al impuesto sobre exportaciones de gas natural. En las circunstancias actuales, no
esperamos recibir suministro de gas natural desde Argentina. Como resultado de los
problemas de suministro de gas natural de Argentina, toda la producción de metanol en
nuestras plantas de Chile desde junio de 2007 ha sido producida con el gas natural de
Chile.
Nuestro objetivo es volver a operar con las cuatro plantas en Chile con gas natural de
proveedores Chilenos. Nosotros estamos buscando oportunidades de inversión con la
empresa estatal de energía Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), Geopark Chile Limited
(Geopark) y otros para ayudar a acelerar la exploración y el desarrollo de gas natural en el
sur de Chile. Durante 2007 y 2008, proporcionamos Geopark $40 millones (de los cuales $10
millones han sido pagados al 31 de Diciembre 2009) para apoyar y acelerar las actividades
de exploración y desarrollo de gas natural de Geopark en el sur de Chile. En Octubre 2009
firmamos un acuerdo para proporcionar $18 millones adicionales de financiamiento para
apoyar las actividades de exploración y desarrollo de gas natural de Geopark en el sur de
Chile de los cuales $15 millones fueron proporcionados a Geopark a Diciembre 2009.
Geopark ha aceptado abastecernos con todo el gas natural procedente del bloque Fell bajo
el contrato de suministro exclusivo de diez años En mayo de 2008, firmamos un contrato con
26
ENAP para acelerar la exploración y desarrollo de gas natural en el bloque de exploración el
Dorado Riquelme en el sur de Chile y abastecer de gas natural a nuestras plantas
productivas en Chile. La aprobación final del gobierno fue recibida en el tercer trimestre de
2009. Bajo este convenio, financiamos una participación del 50% en el bloque y al 31 de
Diciembre 2009 hemos contribuido $65 millones .Aproximadamente el 50% de la producción
total en nuestras plantas en Chile fue producida con gas natural de los bloques Fell y Dorado
Riquelme. A mediados de diciembre de 2009, basado en el éxito de las iniciativas de
desarrollo de gas natural, re-iniciamos una segunda planta en Chile y actualmente en lo que
va del 20|0 estamos operando dos plantas cada una, a una capacidad de 60%
aproximadamente Para 2010, estamos estimando una producción de alrededor de 1,2
millones de toneladas en Chile. Esto supone que podemos volver a operar una sola planta
en ciertas épocas del año, por ejemplo, durante el invierno del hemisferio sur, cuando existe
un incremento de demanda estacional de gas natural para fines residenciales.
Otras actividades de inversión están también apoyando la aceleración de actividades de
exploración y desarrollo de gas natural en las zonas del sur de Chile. A fines de 2007, el
gobierno de Chile completó el proceso de licitación internacional para asignar áreas de
exploración de gas natural y petróleo que están cerca a nuestras plantas, e informó de la
participación de varias compañías internacionales de petróleo y gas. Bajo las condiciones de
estos acuerdos producto del proceso de licitación existen compromisos mínimos de inversión
En julio de 2008, anunciamos que bajo el proceso de licitación internacional, el bloque de
exploración Otway en el sur de Chile fue otorgado a un consorcio compuesto por Wintershall
Chile Limitada (Wintershall), GeoPark y Methanex. Recientemente, hemos convenido en
participar en el bloque de exploración Tranquilo, también situado en el sur de Chile. La
participación es parte de una nueva estructura de propiedad que involucra tanto el bloque
Tranquilo como el bloque de Otway. En la nueva estructura de propiedad, Wintershall,
Geopark y Pluspetrol Chile SA (Pluspetrol) tienen cada uno una participación del 25% y la
Corporación Financiera Internacional, miembro del Grupo del Banco Mundial (CFI) y
Methanex cada uno tiene una participación del 12,5%. GeoPark será el operador de ambos
bloques. El acuerdo está sujeto a la aprobación por parte del Gobierno de Chile. En 2010,
los presupuestos aprobados por el consorcio para los dos bloques ascienden a un total de
37 millones.
Nosotros no podemos asegurar que nosotros, ENAP, GeoPark u otros tendrán éxito en la
exploración y desarrollo de gas natural, o que nosotros obtendremos gas natural adicional de
proveedores Chilenos bajo condiciones comercialmente viables.
Refiérase a los Factores de Riesgo y Gestión de Riesgos – Sección Chile en la página 23
para más información.
Trinidad
Nuestra participación patrimonial de las plantas de metanol en Trinidad representa
aproximadamente 2,1 millones de toneladas de la capacidad de producción anual a costos
competitivos. Durante el año 2009 estas plantas produjeron un total de 1,8 millones de
toneladas, comparado con 2,0 millones en el 2008. Hemos completado las actividades de
mantención previstas en ambas de nuestras plantas Atlas y Titán en 2009 y esperamos
aumentar la producción de estas plantas en 2010.
27
Nueva Zelanda
Hemos posicionado nuestras plantas de Nueva Zelanda como activos productivos flexibles,
hemos reiniciado una de nuestras plantas ociosas, la planta de metanol Motunui de 0.9
millones de toneladas por año y suspendido nuestra planta de 0.5 millones toneladas por
año, Waitara Valle. Durante 2009, produjimos 822,000 toneladas en la planta de Nueva
Zelanda en comparación con 570.000 toneladas del año 2008. El aumento de la producción
en 2009 se debe a la producción adicional de la planta Motunui. Actualmente tenemos 1,4
millones de toneladas por año de capacidad ociosa en Nueva Zelanda, incluyendo una
segunda planta de 0,9 millones de tonelada por año la planta de Motunui y la planta de
Waitara Valle. Estas plantas tienen el potencial de aumentar la producción en Nueva
Zelanda en función a la dinámica de la oferta y demanda de metanol y la disponibilidad de
materias primas del de gas natural a precios viables.
28
RESULTADOS OPERACIONALES
($ MILLONES) 2009 2008
Estado de resultados consolidado:
Ventas $ 1.198 $ 2.314
Costo de ventas y gastos operacionales 1.056 1.951
Castigo de inventarios – 33
EBITDA Ajustado1 142 330
Depreciación y amortización 118 107
Resultado operacional* 24 223
Gastos financieros (27) (38)
Intereses y otros ingresos – 11
Impuesto a la renta recuperación (gasto) 4 (27)
Resultado neto $ 1$ 169
Estos Ítems son mediciones que no están de acuerdo a GAAPs y que no tienen un significado estandarizado de
acuerdo a principios de contabilidad generalmente aceptado en Canadá (GAAP) y por lo tanto, no son
comparables con mediciones similares presentadas por otras empresas. Refiérase a las Mediciones
Complementarias que no están de acuerdo a GAAP de la página 40 para una descripción de cada medición no
GAAP y una conciliación con la medición GAAP más comparable.
Ventas
Existen muchos factores que afectan nuestros niveles de ingresos por ventas mundiales y
regionales. El negocio del metanol es un producto básico mundial que se ve afectado por los
fundamentos de la oferta y la demanda. Debido a la diversidad de los productos finales en
los que se usa el metanol, la demanda de metanol depende en gran medida de los niveles
de la producción industrial, el costo de la energía y los cambios en las condiciones
económicas generales, las que pueden variar en los mercados internacionales más
importantes de metanol.
Methanex Precio Promedio Realizado 2008 – 2009
700
600 +
500 +
400 –
($ pertonne)
300 +
200 +
100
2008 2009
Los ingresos por ventas para 2009 fueron de $1,2 mil millones, comparado con $2,3 mil
millones en 2008. La disminución de los ingresos fue principalmente debido a precios del
metanol más bajos en 2009, comparado con el 2008.
Entramos en el año 2008 con condiciones de mercado para el metanol muy estrechas
debido a las restricciones de abastecimiento de la industria producto de cortes significativos
29
por parte de los proveedores tanto planificados como no planificados en el segundo
semestre de 2007. Esto en combinación con precios de energía altos a nivel global y
demanda exigente dio como resultado precios de metanol más altos en el primer trimestre
2008. En la medida que los niveles de inventario se recuperaron, los precios del metanol se
han moderado en el segundo trimestre de 2008 y los precios se han mantenido
relativamente estables hasta fines del tercer trimestre de 2008. La desaceleración
económica mundial en la última parte de 2008 condujo a una reducción repentina y
significativa de la demanda de metanol mundial y un aumento en los inventarios mundiales.
Esto resultó en una disminución en los precios de metanol durante el cuarto trimestre de
2008 y en 2009. Durante 2009, la demanda mundial de metanol mejoro, y como resultado de
esta mejora y algunos cortes planificados y no planificados en toda la industria, los precios
del metanol aumentaron en la segunda mitad de 2009 y en 2010 (consulte la sección de
Perspectiva en la página 30 para más información) Nuestro precio promedio realizado para
el año terminado al 31 de diciembre 2009 fue de $225 por tonelada, comparado $424 por
tonelada en 2008, y esto disminuyó nuestras ventas en $1.1 mil millones.
La industria de metanol es altamente competitiva y los precios se ven afectados por la oferta
y la demanda. Publicamos precios de referencia antes de descuentos para cada mercado
importante de metanol y ofrecemos descuentos a los clientes basándonos en diversos
factores. Nuestro precio de referencia antes de descuento publicado para el 2009 fue de
$252 por tonelada, en comparación con los $526 por tonelada del 2008. Nuestro precio
realizado promedio fue aproximadamente un 11% y 19% menor que nuestro precio de
referencia antes de descuentos publicado, tanto para el año 2009 como 2008.
Hemos firmado contratos a largo plazo para una porción de nuestro volumen de producción
con ciertos clientes en el mundo, en donde los precios son fijos o bien vincularos con
nuestros costos más un cierto margen. Las ventas bajo estos contratos representaron
aproximadamente un 19% de nuestro volumen total de ventas en 2009 comparado con 23%
volumen total de ventas en 2008. Se espera que la diferencia entre nuestros precios
promedios de referencia publicados antes de de descuentos y nuestro precio promedio
realizado se estreche durante los períodos de bajos precios.
Distribución del Ingresos
La distribución de los ingresos para el 2009 y 2008 fue la siguiente:
($ MILLONES, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) 2009 2008
Canadá $ 106 9% | $ 237 10%
Estados Unidos 355 30% 737 32%
Europa 198 17% 494 21%
China 195 16% 135 6%
Korea 136 11% 263 11%
Otros, Asia 83 7% 209 9%
América Latina 125 10% 239 10%
$ 1.198 100% $ 2.314 100%
Nuestra distribución de los ingresos para el 2009 es relativamente comparable con el 2008,
salvo los cambios en China. Los ingresos en China aumentaron como proporción de
nuestros ingresos totales en 2009 en comparación con 2008 en un 10%, principalmente
como resultado de un aumento en los volúmenes de ventas. China continúa desempeñando
un papel importante en la industria del metanol como un importante productor y consumidor.
Una parte clave de nuestra estrategia de liderazgo mundial, es aumentas nuestra presencia
en China y en la región Asia-Pacífico.
30
EBITDA Ajustado
Nosotros revisamos los resultados de operaciones mediante el análisis de los componentes
de nuestro EBITDA Ajustado. Además del metanol que producimos en nuestras plantas,
también compramos y revendemos el metanol producido por otros y vendemos metanol
sobre una base de comisiones. Analizamos los resultados de todas las ventas de metanol en
conjunto. Los impulsores principales de cambio en nuestro EBITDA Ajustado son el precio
promedio realizado, el volumen de ventas y costos base caja.
2009 Adjusted EBITDA was $142 million compared with $330 million in 2008. En el 2009 el
EBITDA Ajustado fue de $142 millones comparado con $330 millones en 2008. La
disminución en el EBIDTA Ajustado de $188 millones fue el resultado de:
($ MILLONES) 2009 VS. 2008
Precio promedio realizado $ (1.063)
Volumen de ventas (11)
Total costos base caja’ 886
Disminución en EBITDA Ajustado $ (188)
1 Incluye costos base caja respecto al metanol producido en nuestras plantas y metanol comprado a terceros, como asimismo
gastos de ventas, administrativos y generales consolidados y los costos de almacenaje y transporte fijos (consulte la sección
Cómo analizamos nuestros negocios en la página 6 para más información).
Precio Promedio Realizado
Nuestro precio promedio realizado para el año terminado al 31 de Diciembre 2009 fue $225
por tonelada comparado con 424 por tonelada en 2008, y esto disminuyó nuestras ventas en
$1,063 millones (refiérase a la sección de Ingresos en la página 10 para mayor información).
Volumen de Ventas
Los volúmenes totales de ventas de metanol, excluyendo los volúmenes de ventas en
comisión, para el año terminado el 31 de diciembre 2009 fueron 127.000 toneladas más
bajos que en 2008, que resulto en un menor EBITDA ajustado de $ 11 millones.
Total Costos Base Caja
Los costos base caja del metanol producido por Methanex y comprado fueron menores en
$886 millones en 2009 en comparación con 2008. Los principales cambios en costos base
Caja fueron los siguientes:
($ MILLONES) 2009 vs. 2008
Menores costos de gas natural y costos metanol comprado (impacto de precio del metal $ 846
Castigo de inventario en 2008 33
Menores gastos de ventas, generales y de administración 7
Disminución en total costos base caja $ 886
Menores Costos de Gas Natural y Metanol Comprado (Impacto de Menores Precios del
Metano))
El gas natural es la materia prima principal en nuestras plantas de producción de metanol y
es el componente más importante de nuestra estructura de costos. Los contratos de
suministro de gas natural para nuestros activos en Chile, Trinidad y Nueva Zelanda incluyen
componentes de precio base y variable para reducir nuestra exposición a riesgo de precios
31
de materias primas. El componente de precio variable de cada contrato de gas se ajusta con
una fórmula relacionada con los precios del metanol por encima de un cierto nivel. Creemos
que esta relación de precios permite a estas plantas ser competitivas en todo el ciclo de los
precios del metanol. Los precios promedio más bajos de metanol en el 2009 disminuyeron
los costos de gas natural por tonelada de producción de metanol producido por Methanex y
esto redujo los costos base caja en aproximadamente $275 millones en comparación con
2008. Para información adicional con respecto a nuestros contratos de gas natural, refiérase
a Resumen de Obligaciones Contractuales y Compromisos Comerciales de la página 19.
Un elemento clave de nuestra estrategia corporativa es el liderazgo mundial, y como tal
hemos construido una posición de liderazgo en cada uno de los principales mercados
mundiales, donde se vende de metanol. Nosotros complementamos nuestra producción con
metanol comprado a través de contratos de metanol tomar-pagar y en el mercado spot para
satisfacer las necesidades de los clientes y apoyar a nuestros esfuerzos de marketing en los
principales mercados mundiales. En la estructuración de los acuerdos de compras buscamos
oportunidades que ofrecen las sinergias con nuestra cadena de suministro existente y la
posición de mercado. Nuestra fuerte cadena de suministro global nos permite tomar ventaja
de oportunidades únicas para agregar valor a través de la logística de ahorro de costos y de
compra de metanol en la región de más bajo costo. El costo del metanol comprado consiste
principalmente del costo del metanol en sí, que está directamente relacionada con el precio
de metanol al momento de la compra. Los precios promedio más bajos de metanol en el
2009 disminuyó el costo de metanol comprado por tonelada y esto redujo los costos en
efectivo en aproximadamente $435 millones en comparación con 2008.
Como resultado de las características de mayor costo del metanol comprado que el metanol
producido por Methanex, los cambios en la proporción de metanol comprado en el conjunto
de los volúmenes de ventas tendrá un impacto en nuestra estructura de costos de un
período a. Para el año terminado el 31 de diciembre 2009, el metanol comprado representó
una proporción menor de nuestros volúmenes de ventas globales en comparación con 2008,
reduciendo los costos base caja en aproximadamente $136 millones.
Castigo de Inventario Registrado en 2008
Nosotros registramos el inventario al valor menor entre su costo y el valor neto de realización
estimado. El valor libro de inventario, tanto para metanol producido por Methanex metanol,
así como metanol comprado, reflejará los precios de metanol en el momento de la
producción o compra y esto se diferencian de los precios del metanol vendido. En la última
parte de 2008, como consecuencia de la desaceleración económica mundial y la fuerte caída
de los precios del metanol en el cuarto trimestre, registramos un cargo antes de impuestos a
resultados de $ 33 millones para castigar el valor libro del inventario al valor neto de
realización estimado al 31 de diciembre 2008.
Menores Gastos de Ventas, Generales y de Administración
Los gastos de ventas, generales y administrativos y otros fueron menores para el año
terminado al 31 de diciembre 2009 en comparación con 2008 por aproximadamente $ 7
millones, lo que incluye menores gastos de venta, generales y gastos administrativos de
aproximadamente $ 16 millones, como resultado de iniciativas de reducción de costos,
compensado por compensaciones basadas en acciones basadas más altos de
aproximadamente $ 9 millones como resultado del impacto de los cambios en el precio de
nuestras acciones. Los gastos por compensaciones basadas en acciones para unidades de
acciones diferidas, restringidas y de rendimiento se ve afectado por los cambios en el precio
de nuestras acciones, y estos cambios son reconocidos en resultados por la proporción del
servicio que se ha prestado en cada fecha de reporte.
32
Depreciación y Amortización
El gasto por depreciación y amortización en el 2009 fue de $118 millones, en comparación
con $107 millones en el 2008. El aumento de $ 11 millones en depreciación y amortización
se debe principalmente a mayores volúmenes de venta de inventarios de metanol producido
por Methanex en 2009, que incluye los cargos por depreciación y el comienzo de los cargos
relacionados con el cargo por agotamiento de nuestra inversión en petróleo y gas en Chile.
Una vez recibida la aprobación final del gobierno de Chile el 24 de agosto de 2009, hemos
adoptado la metodología de costo total para contabilizar los costos de exploración de
petróleo y gas asociado con nuestra participación del 50% en el bloque Dorado Riquelme, en
el sur de Chile (ver el Resumen de la Producción – Chile y la Nueva Norma Canadiense
adoptada en 2009 secciones en las páginas 8 y 35, respectivamente, para más información).
Bajo estas normas de contabilidad, las inversiones en efectivo en el bloque inicialmente se
capitalizan y se registran en resultados a través de los cargos sin movimiento de efectivo en
la medida que se produce gas natural del bloque. Los cargos por agotamiento registrados en
resultados en 2009 fueron aproximadamente $ 4 millones.
Gastos Financieros
($ MILLONES) 2009 2008
Gastos por intereses antes de intereses capitalizados $ 60 $ 56
Menos interés capitalizado relacionado con el proyecto en construcción
en Egipto
(83) (18)
Gasto financiero $ 27 $ 38
Los gastos por intereses antes del interés capitalizado en el 2009 fueron de $60 millones
comparados con $56 millones en 2008. Gastos de intereses antes de intereses capitalizados
fue mayor en 2009, principalmente como consecuencia del aumento de los saldos de la
deuda relacionada con nuestro proyecto de metanol en Egipto, que está programado para
iniciar a mediados de 2010. Tenemos líneas crédito con garantías limitadas de $ 530
millones para esta planta de metanol de 1,3 millones toneladas al año que estamos
desarrollando con socios. Los costos de los intereses relacionados con el proyecto se
capitalizan al valor libro de la planta y equipo en construcción.
Intereses y Otros Ingresos
Los intereses y otros ingresos fueron cero en el 2009, comparado con $11 millones en 2008.
Intereses y otros ingresos para 2009 con respecto a 2008 fue inferior en $11 millones,
principalmente como resultado de menores intereses ganados por los saldos de caja en
2009, una ganancia de $5 millones por la venta de activos de producción de amoniaco
registrado en 2008 y el impacto de diferencias de cambios.
Impuesto a la Renta
Registramos una recuperación de impuesto de $4,3 millones con una pérdida antes de
impuestos de $3,5 millones para una tasa de impuesto efectiva del 121% en 2009. En
períodos de bajos niveles de resultados, la distribución de utilidades y pérdidas entre
jurisdicciones puede resultar en tasas de impuesto que pueden no ser indicativas de las
tasas de impuesto corporativo de largo plazo. Durante 2008, registramos un gasto por
impuesto a la renta de $26.7 millones con una utilidad antes de impuestos de $195.5
33
millones para una tasa efectiva de impuesto del 13%. La tasa de impuesto efectiva en 2008
se vio afectada por la resolución de una posición tributaria durante el cuarto trimestre de
2008 que resultó en una reducción de $27 millones de obligaciones por impuestos diferidos.
La tasa de impuesto estatutario en Chile y Trinidad, en donde ganamos una proporción
sustancial de nuestras utilidades antes de impuesto, es de 35%. Nuestra planta Atlas en
Trinidad tiene una exención parcial de impuesto a la renta corporativo hasta el año 2014. En
Chile, la tasa de impuesto consiste en un impuesto de primera categoría que se paga
cuando se devengan las utilidades y un impuesto de segunda categoría que se paga cuando
las utilidades se distribuyen desde Chile. El impuesto de segunda categoría inicialmente se
registra como gasto de impuesto a la renta diferido y posteriormente se reclasifica a gasto
corriente de impuesto a la renta cuando las ganancias se distribuyen. Por consiguiente, el
índice gasto de impuesto a la renta del año / gasto total de impuesto a la renta depende en
gran medida del nivel de retiros de efectivo distribuido desde Chile.
Para mayor información con respecto a impuestos a la renta, refiérase a la nota 12 de
nuestros estados financieros consolidados del 2009.
34
LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL
(Millones de $) 2009 2008
Flujo de Caja de Actividades Operacionales
Flujo de caja en actividades operacionales* 128 235
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (18) 78
110 313
Flujo de Caja Actividades de Inversión
Activo fijo (61) (97)
Planta Egipto en construcción (262) (382)
Petróleo y gas (23) (42)
Geopark- financiamiento (9) (22)
Otros activos 3 (2)
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos
relativo a actividades de inversión (28) 27
(380) (518)
Flujo de Caja Actividades Financieras
Pago de dividendos (57) (57)
Pago por acciones readquiridas – (150)
Obtención de deuda de largo plazo 151 204
Contribuciones interés minoritario 45 65
Pagos de deuda a largo plazo (15) (15)
Otros, neto (12) (2)
112 45
Aumento (disminución) de efectivo y efectivo equivalente (158) (160)
Efectivo y efectivo equivalente, fin de año 170 328
1 Antes de cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo.
Flujo de Efectivo Puntos Destacados
Flujos de Caja de Actividades Operacionales
A pesar del difícil entorno económico y la disminución de los precios del metanol, generamos
flujos de caja positivo de las actividades de operación en cada trimestre de 2009. Flujos de
Caja de actividades operacionales antes de los cambios en el capital de trabajo sin
movimiento de fondos fueron de $128 millones en 2009, comparados con $235 millones en
2008. La disminución de flujos de caja de actividades operacionales antes de los cambios en
el capital de trabajo sin movimiento de efectivo se debe principalmente a un menor resultado
en el 2009 en comparación con el 2008.
Los flujos de caja generados de cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos
de actividades operacionales se debe a un aumento en capital de trabajo operacional de $18
millones para el año terminado al 31 de diciembre de 2009 y una disminución de $78
millones a diciembre 31 de 2008. Los cambios en capital de trabajo sin movimiento de
fondos se producen principalmente por el impacto de los cambios en los precios del metanol
en nuestros saldos de capital de trabajo sin movimiento de fondos, cambios en niveles de
inventario y niveles de ventas y oportunidad de pagos en efectivo y cobranzas.
35
Flujos de Caja Actividades de Inversión
En 2009, nuestras prioridades para la asignación de capital fueron seguir adelante con la
realización del nuevo proyecto de metanol en Egipto, el apoyo al desarrollo del gas natural
en Chile y la inversión para mantener la fortaleza de nuestras plantas ya existentes.
Durante 2009, el total de inversión en capital fue de $262 millones en el desarrollo y
construcción del proyecto de Egipto. Al entrar en el año 2010, el proyecto sigue estando
dentro de presupuesto con desembolsos de capital casi completos, y esperamos que la
planta de metanol inicie sus actividades a mediados de 2010 (consulte la sección de
Liquidez y Capitalización en la página 17 para más información).
Tenemos un acuerdo con ENAP para acelerar la exploración y el desarrollo de gas natural
en el bloque de exploración el Dorado Riquelme en el sur de Chile. Bajo este acuerdo
nosotros financiamos una participación del 50% en el bloque. En 2009, nosotros
contribuimos $ 23 millones y al 31 de diciembre de 2009, hemos efectuado contribuciones
totales de aproximadamente $65 millones. Esperamos hacer nuevas contribuciones en los
próximos años para desarrollar plenamente el potencial del bloque. Estas inversiones se
basarán en los presupuestos anuales establecidos por ENAP y Methanex, de conformidad
con el Acuerdo de Operación Conjunta que rige este desarrollo.
También tenemos un acuerdo con GeoPark bajo el cual proporcionamos $40 millones de
financiamiento en el año 2007 y 2008 para respaldar y acelerar las actividades de
exploración y desarrollo de gas natural de GeoPark en el sur de Chile. Aproximadamente $6
millones de esta suma fue pagada en 2009 y al 31 de diciembre de 2009, un total de $10
millones habían sido pagados. En el 2009, firmamos un acuerdo para otorgar $18 millones
adicionales en financiamiento para apoyar las actividades de exploración y desarrollo de gas
natural de Geopark en el sur de Chile, y hemos proporcionado $15 millones a GeoPark bajo
este nuevo acuerdo a 31 de diciembre 2009.
Las adiciones de activo fijo, que incluyen gastos de capital como mantenciones mayores,
catalizadores y otros gastos de capital, fueron de $61 millones para 2009 en comparación
con $ 97 millones en 2008. En 2009, aproximadamente $40 millones del total de gastos de
capital fueron incurridos en las actividades de mantención mayor en nuestras plantas de
Trinidad con el resto de los gastos de capital de aproximadamente $21 millones de euros
relacionados principalmente con costos de mantenimiento en nuestras plantas en Chile y
Nueva Zelanda. En 2008, aproximadamente $70 millones se incurrieron en la renovación y el
reinicio de la planta de Motunui en Nueva Zelanda.
Flujos de Caja Actividades de Financiamiento
Durante el año 2009, hemos pagado nuestro dividendo trimestral regular de $ 0,155 por
acción e hicimos pagos de dividendos por un total de $57 millones, la misma cantidad que en
2008. Durante 2008, también recompramos un total de 6,5 millones de acciones ordinarias a
un precio promedio de $23,04 por acción, por un total de $150 millones.
En Mayo 2007, concretamos financiamiento con garantías limitadas por $530 millones para
el proyecto de construcción de una planta de 1.3 millones de toneladas anuales en Egipto.
Nosotros somos dueños del 60% de Egyptian Methanex Methanol Company S.A.E.
(“EMethanex”), que es la compañía que está desarrollando el proyecto. Esto resulta en
incluir el 100% de los activos y pasivos de EMethanex en nuestros estados financieros. La
participación de los otros inversionistas en el proyecto se presenta como “interés minoritario”.
Durante 2009, un total de $151 millones de esta deuda con garantías limitadas fue girada
36
para actividades de construcción y al 31 de Diciembre 2009 se ha girado un total de $472
millones de este financiamiento.
Durante los años 2009 y 2008 pagamos $15 millones del capital de nuestra deuda con
garantías limitadas, Atlas y otras.
Liquidez y Capitalización
Mantenemos políticas financieras conservadoras y nos enfocamos en mantener nuestra
solidez y flexibilidad financiera a través de una gestión financiera prudente. Nuestros
objetivos al administrar nuestra liquidez y capital son para proporcionar flexibilidad y
capacidad financiera para cumplir con nuestros objetivos estratégicos, proporcionar una
rentabilidad adecuada a los accionistas de acuerdo con el nivel de riesgo, y devolver
superávit de efectivo por medio de una combinación de dividendos y recompras acciones.
El siguiente cuadro proporciona información sobre nuestra posición de liquidez y
capitalización al 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008, respectivamente:
($ millones) 2009 2008
LIQUIDEZ
Efectivo y efectivo equivalente 170 328
Línea no girada con garantías limitadas- Egipto 58 209
Líneas de crédito no utilizadas 200 250
428 788
CAPITALIZACIÓN
Pagarés no garantizados 347 347
Endeudamiento con garantías limitadas, incluyendo 567 435
porción corto plazo
Deuda Total 914 782
Interés minoritario 133 89
Patrimonio 1.236 1.288
Capitalización Total 2.283 2.159
Deuda total de capitalización! 40% 36%
Deuda neta de capitalización? 35% 25%
1 Definida como deuda total dividida por la capitalización total.
? Definida como deuda total menos efectivo y efectivo equivalente, divido por la capitalización total menos el
efectivo y efectivo equivalente.
Nosotros administramos nuestra liquidez y estructura de capital y hacemos ajustes a la luz
de cambios en las condiciones económicas, los riesgos inherentes a nuestras operaciones y
los requerimientos de capital para mantener y hacer crecer nuestro negocio. Las estrategias
que empleamos incluyen la emisión o el pago de pasivos corporativos generales, la emisión
de deuda para proyecto, el pago de dividendos y la recompra de acciones.
Nosotros no estamos sujetos a ningún tipo de requerimiento de capital y no tenemos
compromisos de vender o emitir acciones ordinarias, excepto en virtud de las opciones de
acciones vigentes de los empleados.
Operamos en una industria altamente competitiva y creemos que es conveniente mantener
un balance general conservador y mantener flexibilidad financiera. Esto es particularmente
37
importante en el actual incierto entorno económico. Tenemos una excelente capacidad y
flexibilidad financiera. Nuestro saldo de efectivo al 31 de Diciembre 2009 fue de $170
millones y contamos con un crédito no girado de $58 millones del financiamiento con
garantías limitadas de $530 millones del proyecto de Egipto. Además, tenemos una facilidad
de crédito no girada de $200 millones proporcionada por instituciones financieras altamente
clasificadas, que expira a mediados de 2012. Nosotros solo invertimos en instrumentos
altamente clasificados que tienen vencimientos de hasta tres meses para asegurar el
mantenimiento del capital y liquidez apropiada.
Gastos de mantención de capital planificados relacionados con mantenciones mayores,
reemplazos de equipos y cambios de catalizadores están estimados en $75 millones
aproximadamente para el periodo que termina el 2011.
Nosotros estimamos que el remanente de desembolso de capital para completar la
construcción de la planta de metanol de Egipto será de aproximadamente $93 millones,
incluyendo intereses capitalizados relacionados con el financiamiento del proyecto y
excluyendo capital de trabajo. Esto excluye los gastos de capital pendientes registrados en
cuentas por pagar al 31 de diciembre 2009 de $28 millones aproximadamente. Estos
desembolsos se financiaran por medio efectivo generado por las operaciones, efectivo
disponible y efectivo contribuido por los accionistas minoritarios y fondos de nuestra deuda
de garantías limitadas. Al 31 de diciembre 2009, nuestra participación del 60% del
remanente de las contribuciones de los socios mayoritarios en efectivo, incluyendo costos
financieros y excluyendo capital de trabajo, se ha estimado en $920 millones
aproximadamente.
Como se mencionó anteriormente, tenemos un acuerdo con ENAP para acelerar la
exploración y desarrollo de gas natural en el bloque de exploración el Dorado Riquelme en
el sur de Chile. Según el acuerdo, financiamos una participación del 50% en el bloque y
hemos contribuido a la fecha $65. Estas contribuciones se basaran en los presupuestos
anuales establecidos por ENAP y Methanex, de conformidad con el Acuerdo de Operación
Conjunta que rige este desarrollo. En julio de 2008, anunciamos que en virtud de la ronda de
licitación internacional, el bloque de exploración Otway en el sur de Chile fue adjudicado a un
consorcio que incluye a Wintershall, Geopark y Methanex. Recientemente, hemos accedido
a participar en el bloque de exploración Tranquilo, también situado en el sur de Chile. La
participación es parte de una nueva estructura de propiedad que incluye tanto el bloque
Tranquilo como el bloque de Otway. En la nueva estructura de propiedad, Wintershall,
Geopark y Pluspetrol tienen cada uno una participación del 25% y la IFC y Methanex cada
uno tiene participación del 12,5%. GeoPark será el operador de ambos bloques. El acuerdo
está sujeto a la aprobación del Gobierno de Chile. En 2010, los presupuestos aprobados por
el consorcio para los dos bloques ascienden a un total de $37 millones.
Además de las iniciativas mencionadas anteriormente, también recientemente firmamos un
acuerdo de financiamiento de $10 millones con una empresa de exploración nueva, Kea
Exploración, para financiar la perforación de un pozo en la región de Taranaki en Nueva
Zelanda cerca de nuestras plantas de metanol. Existe la posibilidad de que esto podría
resultar en un descubrimiento de gas. Sin embargo, es más probable que esta perforación
proporcionará valiosos datos sobre el potencial de este proyecto y nuevas actividades de
exploración serán necesarias. Aparte del compromiso inicial, no tenemos otro compromiso
para proporcionar financiamiento. Sin embargo, como parte del acuerdo, tenemos derechos
sobre el suministro de gas de esta zona a un precio que es competitivo para nuestros otros
lugares en Trinidad, Chile y Egipto.
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Creemos que estamos bien posicionados para cumplir con nuestros compromisos
financieros en este momento de incertidumbre económica y seguir invirtiendo para hacer
crecer nuestro negocio.
Las calificaciones de créditos para nuestros pagarés no garantizados al 31 de diciembre de
2009, fueron las siguientes:
Standard €. Poor’s Rating Services BBB- (negativo)
Moody’s Investor Services Bal (estable)
Las clasificaciones de crédito no son recomendaciones para comprar, mantener o vender valores y no
comentan el precio o su sustentabilidad para un inversionista particular. No otorgamos seguridad respecto
de que la clasificación se mantenga vigente por un periodo determinado o que la clasificación no sea
revisada o retirada completamente por una agencia de clasificación en el futuro.
39
Resumen de Obligaciones Contractuales y Compromisos Comerciales
A continuación se muestra un resumen de los montos y fechas estimados de los flujos de
Caja relacionados con las obligaciones contractuales y compromisos comerciales al 31 de
diciembre 2009:
($ MILLONES) 2010 2011-2012 2013-2014 ¡pués 2014 TOTAL
Pagos de deuda a largo plazo 29 291 98 511| $ 929
Obligaciones por intereses deuda a largo plazo 57 101 62 81 301
Pagos de otras obligaciones a largo plazo 5 11 4 38 58
Obligaciones leasing financiero 9 17 – – 26
Gas natural y otros 177 287 301 1.498 2.263
Obligaciones leasing operativo 131 236 198 467 1.032
Egipto Planta en construcción 93 – – – 93
501 943 663 2.595 | $ 4.702
Esta tabla no incluye costos de gastos de mantención de capital planificados, costos por
contratos de consumo libre de metanol u otras obligaciones con vencimientos originales de
menos de un año. Tenemos contratos de suministro gas natural de Argentina con
proveedores argentinos por una parte significativa de la capacidad de nuestras plantas en
Chile. Estos contratos tienen fechas de vencimiento entre 2017 y 2025 y representan un
compromiso futuro potencial de aproximadamente $1 mil millones al 31 de diciembre de
2009. Hemos excluido estas obligaciones de compra potenciales de la tabla anterior. Desde
junio de 2007, nuestros proveedores de gas natural de Argentina han cortado todo el
suministro de gas a nuestras plantas en Chile, en respuesta a diversas acciones del
Gobierno argentino, incluyendo la imposición de un gran aumento en los impuestos sobre las
exportaciones de gas natural. En las circunstancias actuales, no esperamos recibir más
suministro de gas natural de Argentina (ver el Resumen de la Producción – Chile sección en
la página 8 para más información)
Pagos de Deudas a Largo Plazo y Obligaciones de Intereses
Tenemos $200 millones de pagarés no garantizados que vencen en el año 2012 y $150
millones de pagarés no garantizados que vencen en el año 2015. El resto de los pagos por
deuda representan el total del pago esperado de capital girado al 31 de diciembre 2009
relacionado con el proyecto en Egipto y otras deudas financieras con garantías limitadas,
como también nuestra participación proporcional en los pagos de capital relacionado con el
endeudamiento con garantías limitadas del financiamiento de Atlas. Las obligaciones por
intereses relacionadas con deudas a largo plazo con tasa de interés variable, han sido
calculadas utilizando las tasas de interés vigentes al 31 de diciembre de 2009. Para mayor
información, consulte la nota 7 de nuestros estados financieros consolidados 2009.
Pagos de otras Obligaciones a Largo Plazo
Los pagos de otras obligaciones a largo plazo representan fechas de pagos contractuales o,
si no se conocen las fechas, hemos calculado el plazo de pago basándonos en las
expectativas de la administración.
Obligaciones Leasing Financiero Capital Lease Obligations
Hemos celebrado un convenio de leasing financiero para una nave transoceánica. La tabla
más arriba incluye los pagos mínimos de leasing relacionados con este leasing financiero.
Para mayor información, consulte la nota 8(b) de nuestros estados financieros consolidados
2009.
Gas natural y Otros
Tenemos compromisos bajo contratos “tome-o-pague” (“take-or-pay”) para comprar
cantidades anuales de gas natural y pagar por la capacidad de transporte relacionada con
40
estos suministros. También tenemos contratos “tome-pague” para comprar oxígeno y otras
materias primas requeridas. “Tome-pague” significa que estamos obligados a pagar por el
suministro, aún cuando no aceptemos la entrega. Tales compromisos son normales en la
industria del metanol. Estos contratos generalmente estipulan una cantidad que está sujeta a
condiciones “tome-pague” que es inferior a la cantidad máxima a la que tenemos derecho.
Los montos presentados en la tabla representan sólo las cantidades “tome – pague.
La mayoría de los contratos de suministro de gas natural para nuestros activos en Chile,
Trinidad y Nueva Zelanda, y los contratos de suministro de gas natural para el proyecto de
metanol en construcción en Egipto son contratos tome-pague, expresados en dólares de
Estados Unidos e incluyen componentes de precio base y variable para reducir el riesgo de
precio del producto. El componente variable del precio de cada contrato de gas se ajusta
mediante una fórmula relacionada con los precios del metanol sobre un cierto nivel. Creemos
que esta relación de precios hace que estas plantas sean competitivas en todos los puntos
del ciclo de precio del metanol y proporciona a los proveedores de gas un atractivo retorno.
Los montos que se muestran en la tabla por estos contratos representan sólo el componente
precio base.
Las obligaciones por contratos de suministro de gas natural para nuestras plantas en Chile
incluidas en la tabla anterior se relacionan con contratos de gas natural con ENAP que es la
compañía de energía estatal chilena. Estos contratos representan actualmente alrededor del
20% de las necesidades de gas natural para nuestras plantas en Chile que operan de
acuerdo a la capacidad instalada. Estos contratos tienen un componente base y un
componente de precio variable que son determinados con referencia al promedio publicado
de los últimos 12 meses de los precios de metanol en la industria de metanol y tiene fecha
de vencimiento desde 2017 a 2025. Bajo estos contratos con ENAP, tenemos el derecho de
recibir cantidades de compensación de gas en caso que ENAP no entregue las cantidades
de gas que esta obligado a entregar. En los últimos años, ENAP ha entregado menos que la
cantidad total de gas natural que esta obligado contractualmente a entregar en virtud de los
contratos anteriores.
Durante 2008, firmamos un acuerdo con ENAP para acelerar la exploración y desarrollo de
gas natural en el bloque de exploración Dorado Riquelme, en el sur de Chile y suministrar
gas natural a nuestras plantas de producción de Chile. La aprobación final del gobierno fue
recibida en el tercer trimestre de 2009. Según el acuerdo, financiaremos una participación en
el bloque del 50% y nos hemos comprometido a tomar todo el gas natural producido en el
bloque Dorado Riquelme. No podemos determinar la cantidad de gas natural que será
comprada bajo este acuerdo, y, en consecuencia, no se ha incluido ningún monto en la tabla
de arriba.
Durante 2007, llegamos a un acuerdo con Geopark para comprar todo el gas natural
producido por Geopark en el Bloque Fell en el sur de Chile por un período de 10 años. El
precio bajo este contrato tiene un componente base y uno variable determinado con
referencia a un promedio de 3 meses de los precios del metanol en la industria. No podemos
determinar la cantidad de gas natural que será comprado en virtud de este contrato en el
futuro y, en consecuencia, no se ha incluido ningún monto en la tabla anterior.
En Trinidad, también tenemos contratos de suministro “tome-pague” de gas natural, oxígeno
y otros requerimientos de materias primas y estos han sido incluidos en la tabla anterior. El
componente variable de nuestros contratos de gas natural en Trinidad está determinado por
el promedio de precios del metanol publicado cada trimestre y el precio base aumenta en el
tiempo. Los contratos de suministro de gas natural y oxígeno para Titán y Atlas expiran en el
2014 y 2024, respectivamente.
41
En Nueva Zelanda, tenemos contratos de suministro “tome-pague” que tienen un
componente de precio variable y han sido incluidos en el cuadro anterior. Estos contratos
son con un número de proveedores, que en conjunto con algunas compras de gas natural
spot, nos permiten seguir operando nuestra planta de 900.000 toneladas por año en Motunui
hasta fines de 2010.
Nuestro contrato de largo plazo “tome-pague” de gas natural para el proyecto de metanol en
construcción en Egipto se incluye en la tabla anterior. Esperamos que esta planta empiece
Operaciones comerciales a principios del 2010. El precio para el gas natural bajo este
contrato incluye un componente base y uno variable. El componente variable del contrato de
gas natural en Egipto comienza a mediados del 2012 y es determinado con referencia al
precio promedio realizado de Methanex de cada trimestre. Este contrato vence 25 años a
partir del inicio de la operación comercial de la planta.
Al 31 de diciembre de 2009, tenemos compromisos de compra anual de metanol en virtud de
contratos libres por aproximadamente 450.000 toneladas para 2010, alrededor de 380.000
toneladas para 2011 y 2012, y aproximadamente 299.000 toneladas para 2013. El precio en
virtud de estos contratos es con referencia a los precios de la industria en el momento de la
compra, y por lo tanto, no se ha incluido ningún monto en el cuadro anterior.
Compromisos de Leasing Operacional
La mayoría de estos compromisos están relacionados con los convenios de fletamento de
buques con plazo de hasta 15 años. Estos buques de fletamento cumplen con la mayoría de
nuestros requerimientos de embarques oceánicos.
Planta en construcción en Egipto
El proyecto en construcción incluye el costo de capital remanente estimado para completar la
construcción de la planta de 1.3 millones de toneladas de metanol en Egipto, incluyendo
intereses capitalizados relacionados con el financiamiento del proyecto y excluyendo capital
de trabajo.
Acuerdos Fuera del Balance
Al 31 de diciembre de 2009, no tenemos ningún acuerdo fuera del balance general, como lo
definen los reguladores de valores aplicables en Canadá y Estados Unidos, que tenga, o
pueda tener, un efecto material actual o futuro en nuestros resultados operacionales o
posición financiera.
Instrumentos Financieros
Un instrumento financiero es cualquier contrato que da origen a un activo financiero para una parte y un
pasivo financiero o instrumento de capital para la otra parte. Los instrumentos financieros
son medidos ya sea al costo amortizado o valor justo. Las inversiones, préstamos y créditos
y otros pasivos financieros mantenidas hasta su vencimiento son medidos al costo
amortizado. Los activos y pasivos financieros y activos financieros disponibles para la venta
mantenidos para comercialización se miden valor justo a la fecha de balance. Cada cierto
tiempo firmamos contratos de instrumentos financieros derivados para limitar nuestra
exposición a la volatilidad de los tipos de cambio y tasas de interés variable, y para contribuir
a los logros de estructura de costo y metas de ingresos. Mientras permanezcan vigentes, el
valor justo de los instrumentos financieros derivados fluctuará basado en los cambios en los
tipos de cambio y tasas de interés variable. Los instrumentos financieros derivados son
clasificados como mantenidos para comercialización y se registran en el balance general a
valor justo a menos que estén liberados. Los cambios en el valor justo de instrumentos
derivados financieros se registran en resultados a menos que sean designados como
coberturas de flujo de caja.
42
El siguiente cuadro muestra el valor registrado de cada una de nuestras categorías de
activos y pasivos financieros y la cuenta de balance relacionada al 31 de diciembre de 2009
y el 31 de diciembre de 2008, respectivamente:
($ MILLONES) 2009 2008
Activos financieros:
Mantenidos para la venta:
Efectivo y efectivo equivalente $ 170 $ 328
Provisión incobrable, saldo incluido en otros activos 13 18
Préstamos y cuentas por cobrar:
Cuentas por cobrar, excluye porción corto plazo financiamiento Geol 249 208
Inversión Dorado Riquelme incluida en otros activos – 42
GeoPark financiamiento, incluye porción corto plazo 46 37
$ 478 $ 633
Pasivos financieros:
Otros pasivos financieros:
Cuentas por pagar y provisiones $ 233 $ 235
Deuda a largo plazo, incluye porción corriente 914 782
Pasivos financieros mantenidos para la venta:
Instrumentos derivados designados como cobertura de flujo de caja 33 38
Instrumentos derivados – 2
$ 1.180 $ 1.057
Al 31 de diciembre 2009 todos los instrumentos financieros se registran en el balance
general a su costo amortizado con la excepción de efectivo y efectivo equivalente,
instrumentos financieros derivados y provisión de incobrables incluida en otros activos que
se registran a valor justo.
La línea de crédito con garantías limitadas de Egipto está sujeta a un interés tasa LIBOR
más un delta. La Compañía ha firmado contratos swap de tasa de interés, que cubren los
pagos de interés base LIBOR por una tasa LIBOR fija de 4,8% en promedio más un delta,
sobre aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitada de Egipto para el periodo
28 de septiembre 2007 al 31 de marzo 2015.
Al 31 de diciembre 2009, estos contratos swap de tasa de interés tienen un monto nocional
vigente de $351 millones. El monto nocional máximo, según las condiciones del contrato
swap de tasa de interés es de $368 millones. El monto nocional de los contratos swap de
tasa de interés aumenta durante el periodo esperado de giros de esta línea de crédito con
garantías limitadas de Egipto, y disminuye durante el periodo esperado de pago. Al 31 de
diciembre 2009 estos contratos swap de tasa de interés, tienen un valor justo negativo de
$33.2 millones (al 31 de diciembre 2008 – $38.1 millones negativo), registrados en otros
pasivos a largo plazo. El valor justo de estos contratos swap de tasa de interés fluctuará
hasta su vencimiento. Los cambios en el valor justo de instrumentos financieros designados
como cobertura de flujo de caja han sido registrados bajo el rubro otros ingresos integrales.
Al 31 de diciembre 2009, los instrumentos financieros derivados de la Compañía que no han
sido designados como cobertura de flujo de caja, incluyen un contrato swap de tasa de
interés, flotante-fija con un valor justo negativo de $0.1 millón (Diciembre 31, 2008 $0.6
millón), que se registra bajo otros pasivos a largo plazo. Para el año terminado al 31 de
43
diciembre 2009, el cambio total en el valor justo de este contrato swap de tasa de interés fue
un aumento de $0.5 millón que se ha registrado en resultados del periodo.
FACTORES DE RIESGO Y MANEJO DE RIESGO
Estamos sujetos a riesgos que requieren un manejo prudente. Creemos que los siguientes
riesgos, además de aquellos que se describen en el capítulo Estimaciones Contables
Críticas en la página 31, están dentro de los más importantes para entender los problemas
que enfrenta nuestro negocio y nuestro enfoque en el manejo de los riesgos.
Seguridad en el Suministro y Precio del Gas Natural
Nosotros usamos el gas natural como la principal materia prima para producir el metanol y
representa una parte importante de nuestros costos operacionales. Por consiguiente,
nuestros resultados de las operaciones dependen en gran medida de su disponibilidad y
seguridad del suministro y en el precio del gas natural. Si por cualquier motivo no podemos
obtener suficiente gas natural para cualquiera de nuestras plantas en términos
comercialmente viables, o si experimentamos significativas interrupciones en el suministro
del gas natural contratado, podríamos vernos forzados a reducir la producción o cerrar
plantas, lo que tendría en efecto adverso en nuestros resultados operacionales y posición
financiera.
Chile
Tenemos cuatro plantas de metanol en Chile, con una capacidad de producción total de 3,8
millones de toneladas por año. A pesar de que tenemos contratos de suministro de gas
natural de largo plazo vigentes que nos da derecho a recibir la mayoría de nuestro
requerimiento total de gas natural en Chile de proveedores en Argentina, estos proveedores
han suspendido todo el suministro de gas a nuestras plantas en Chile desde mediados de
junio de 2007 en respuesta a diferentes acciones del gobierno argentino, incluyendo la
imposición de un gran aumento de los impuestos sobre las exportaciones de gas natural
desde Argentina. Desde entonces hemos venido operando nuestras plantas en Chile a
aproximadamente 25-30% de la capacidad de producción total. No tenemos conocimiento de
ningún plan por parte del gobierno de la Argentina para eliminar o reducir este impuesto
sobre las exportaciones. En las circunstancias actuales, no esperamos recibir más
suministro de gas natural desde Argentina.
Estamos centrados en buscar suministro de gas adicional para nuestras plantas en Chile de
proveedores Chilenos tal como se describe en más detalle en el Resumen de la Producción –
Chile en la página 8 de este documento. Estamos buscando oportunidades de inversión con
ENAP, Geopark y otros para ayudar a acelerar la exploración y el desarrollo de gas natural
en sur de Chile. Además, el gobierno de Chile completó una ronda de licitación internacional
en 2007 para asignar áreas de exploración de gas natural que se encuentran cerca de
nuestras instalaciones de producción y anunció la participación varias empresas
internacionales de petróleo y gas.
No podemos garantizar que nosotros, ENAP, Geopark u otros participantes de la licitación
completaran todos los gastos planificados, o que serán exitosos en la exploración y
desarrollo de gas natural en Chile o que obtendremos gas natural adicional de proveedores
en Chile en términos comercialmente viables.
Como resultado de los problemas de suministro de gas natural de Argentina analizados
anteriormente, la totalidad de la producción de metanol en nuestras plantas en Chile desde
mediados de junio de 2007 ha sido elaborada con gas natural de proveedores en Chile. En
los últimos años ENAP nuestro principal proveedor en Chile, no ha podido entregar las
cantidades de gas natural acordadas por contrato producto de problemas recurrentes de
suministro y producción. El déficit en el suministro de gas natural son generalmente mayores
en el invierno del hemisferio sur, debido a la necesidad de satisfacer la creciente demanda
44
de usos residenciales en la región. No podemos garantizar que la pérdida del suministro de
gas natural a nuestras plantas en Chile, como resultado de esos problemas no será mayor
de lo que ha sido en el pasado. Estas pérdidas pueden tener un efecto adverso en nuestros
resultados operacionales y posición financiera.
Trinidad
El gas natural para nuestras dos plantas de producción de metanol en Trinidad, con una
capacidad de producción anual de 2.1 millones anuales, es suministrado bajo contratos a
largo plazo con The National Gas Company de Trinidad y Tobago Limited. Los contratos
para Titán y Atlas vencen en el 2014 y 2024, respectivamente. Aunque Titán y Atlas están
ubicados cerca de otras reservas de gas natural en Trinidad, a los cuales creemos que
podríamos tener acceso después que expiren estos contratos, no podemos garantizar que
podríamos tener acceso ha dicho gas natural bajo contratos a largo plazo en términos
comercialmente viables.
Nueva Zelanda
Tenemos tres plantas en Nueva Zelanda, con una capacidad total de producción de hasta
2,4 millones de toneladas por año. Dos plantas están situadas en Motunui y la tercera se
encuentra en Waitara Valle, a siete kilómetros de distancia. En el año 2004 dejamos dos de
nuestras plantas en Motunui ociosas, pero seguimos operando la planta de Waitara Valle
hasta octubre de 2008 para consumir la disponibilidad de suministro de gas natural. En
octubre de 2008, se reinició la planta Motunui de 900.000 toneladas por año y se declaró
ociosa la planta Waitara Valle de 530.000 toneladas por año. La planta de Motunui produjo
822.000 toneladas de metanol durante el año 2009. Nuestra segunda planta de Motunui y
nuestra planta Waitara Valle tienen el potencial de aumentar la producción en Nueva
Zelanda en función de la la dinámica de la oferta y demanda y la disponibilidad de gas
natural en condiciones comercialmente aceptables.
Durante los últimos años ha habido un aumento en las actividades de exploración y
desarrollo de gas natural en Nueva Zelanda, resultando en una mejora en las perspectivas
de disponibilidad y suministro. Tenemos una gama de proveedores de gas con contratos
vigentes que expiran en varias fechas durante el año 2010. Actualmente tenemos cantidades
de gas natural suficiente para operar la planta de Motunui hasta casi hasta fines de 2010.
Nuestra principal prioridad es asegurar más gas para extender el funcionamiento de esta
planta, y estamos en el proceso de finalización de contratos con varios proveedores. Basado
en las perspectivas mejoradas para el gas natural en Nueva Zelanda, nos sentimos
optimistas de que se pueda garantizar el suministro de gas adicional en Nueva Zelanda y,
potencialmente, reiniciar más capacidad en el futuro.
Las operaciones futuras de cada una de nuestras plantas de Nueva Zelanda dependen del
abastecimiento de la industria y la demanda y disponibilidad de gas natural en términos
comercialmente viables. No podemos garantizar que las continuas actividades de
exploración y desarrollo en Nueva Zelanda serán exitosas o de que seremos capaces de
conseguir más gas para nuestras plantas en condiciones comercialmente viables.
Egypt
El gas natural para la planta de producción de 1,3 millones de toneladas por año que
estamos construyendo actualmente en Egipto se suministra bajo un solo contrato a largo
plazo con la empresa de propiedad del gobierno egipcio la Egyptian Gas Natural Holding
Company. El contrato expira 25 años después del inicio de la operación comercial de la
planta. Esperamos que esta planta inicie operaciones a mediados de 2010. El gas será
suministrado a esta planta de la misma forma que se entrega a través de la infraestructura
de red de gas que suministra a otros usuarios industriales en Egipto, así como de la
población egipcia en general. Egipto gestiona sus reservas de gas para garantizar que el
crecimiento de la demanda en relación con nuevos proyectos industriales es compatible con
el crecimiento de la demanda residencial de Egipto. El crecimiento de la demanda podría ser
45
significativo dada la demografía de Egipto. Además, Egipto tiene como un objetivo declarado
aumentar el desarrollo económico. Como resultado, no podemos dar garantías de que no
vamos a experimentar cortes de suministro de gas natural que podría tener un impacto
adverso sobre los resultados de nuestras operaciones y posición financiera.
Canadá
Tenemos una planta de 470.000 toneladas en Medicine Hat, Alberta, que estuvo cerrada en
2001 debido a los altos precios de la materia prima de gas natural en América del Norte. La
planta permanece en buen estado mecánico y es capaz de ser reiniciada. Durante los
últimos años ha habido mejoras de abastecimiento de gas natural en América del Norte a
partir de fuentes convencionales y otros que podría proporcionar la oportunidad de obtener
gas natural suficiente en términos comercialmente aceptables para permitir el reinicio de
nuestra planta en Medicine Hat. Sin embargo, estamos en las primeras etapas de las
conversaciones con posibles proveedores de gas y es demasiado pronto para determinar si
será o no será posible reiniciar esta planta en el futuro.
La operación futura de nuestra planta de Medicine Hat depende de la oferta y la demanda de
la industria y nuestra capacidad para garantizar el gas natural suficiente en términos
comercialmente aceptables. No puede haber ninguna garantía de que seremos capaces de
asegurar el gas natural suficiente para nuestras plantas de Medicine Hat en condiciones
comercialmente aceptables.
Precio Cíclico del Metanol y Oferta y Demanda del Metanol
El negocio del metanol es una industria altamente competitiva y los precios se ven afectados
por los principios básicos de oferta y demanda. Los precios del metanol históricamente han
sido, y se espera que se sigan caracterizando por un movimiento cíclico importante. Se
espera que se construyan nuevas plantas de metanol lo que aumentará la capacidad de
producción general. El suministro de metanol adicional puede estar disponible en el futuro si
se ponen en funcionamiento las plantas de metanol que han estado cerradas, realizando
expansiones importantes en las plantas existentes o eliminando el cuello de botella en otras
para aumentar su capacidad de producción. Históricamente, las plantas de más alto costo se
han cerrado o dejado inactivas cuando los precios del metanol están bajos, pero nadie
puede asegurar que esta tendencia se mantenga en el futuro. La demanda por metanol
depende en gran parte de los niveles de producción industrial y de los cambios en las
condiciones económicas generales y precios de la energía.
Nosotros no podemos predecir niveles futuros de oferta y demanda, condiciones de
mercado, actividad económica mundial, o precios de la energía, todo lo cual se ve afectado
por un número de factores que están fuera de nuestro control. Debido a que el metanol es el
único producto que producimos y comercializamos, una reducción en el precio del metanol
tendría un efecto adverso en los resultados de nuestras operaciones y condiciones
financieras.
Crisis Financiera Mundial y Desaceleración Económica Asociada
La actual crisis financiera mundial y la desaceleración económica han añadido importantes
riesgos e incertidumbres a nuestro negocio, incluidos los riesgos e incertidumbres
relacionados con el actual y potencial impacto en la oferta mundial y la demanda de metanol,
y los precios del metanol, los cambios en los mercados de capitales y sus correspondientes
efectos en nuestras inversiones, nuestra capacidad de acceso a créditos existentes o futuros
y un mayor riesgo de incumplimiento de pagos por parte de los clientes, proveedores y
aseguradores. Mientras que la economía mundial ha mejorado y la demanda de metanol y
los precios del metanol, se han recuperado un poco, no puede haber ninguna garantía de
que dicha recuperación se mantenga.
Riesgo de Liquidez
Tenemos una línea de crédito no girada de $200 millones que vence en el año 2012. Este
financiamiento es proporcionado por instituciones financiera altamente clasificadas y nuestra
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capacidad para acceder a este financiamiento está sujeta a ciertos índices financieros
incluyendo un EBITDA/índice de cobertura de intereses y un índice deuda/capitalización. No
podemos garantizar que todas estas instituciones financieras tendrán la capacidad financiera
para cumplir los giros en virtud de la línea de crédito o de que seremos capaces de cumplir
estos índices financieros en el futuro.
Además, al 31 de Diciembre 2009, tenemos $58 millones no girados del préstamo con
garantías limitadas por $ 530 millones para la nueva planta de Egipto que estamos
construyendo con los socios. No podemos garantizar que los prestamistas en virtud del
presente préstamo tendrán la capacidad financiera para cumplir con los giros futuros.
Si no fuéramos capaces de utilizar el financiamiento descrito anteriormente o si no fuésemos
Capaces de acceder a nuevos financiamientos en el futuro, esto podría tener un efecto
adverso material en nuestros resultados de operaciones, nuestra capacidad de buscar y
completar iniciativas estratégicas, o sobre nuestra posición financiera.
Riesgos de Clientes y Proveedores
En períodos de recesión, como la recesión mundial reciente, el riesgo de pérdidas por
crédito mercantil aumenta. La mayoría de nuestros clientes son grandes fabricantes o
distribuidores petroquímicas mundiales o regionales y algunos son altamente apalancados.
Dos de nuestros clientes se declararon en quiebra en 2008 y 2009. Si bien los saldos por
cobrar de estos clientes no eran materiales al momento de presentar la “quiebra”, es posible
que otros clientes puedan solicitar la protección de los acreedores en el futuro sobre todo si
la actividad económica mundial se desacelera de nuevo y nuestra exposición a las cuentas
por cobrar de tales clientes podría ser mayor. A pesar de que hacemos seguimiento de la
situación financiera de nuestros clientes de cerca, algunos clientes pueden no tener la
capacidad financiera para pagar por el metanol en el futuro, y esto podría tener un efecto
adverso en nuestros resultados de las operaciones y posición financiera. Aunque las
pérdidas por créditos no han sido históricamente significativas, este riesgo sigue existiendo,
sobre todo si la actividad económica mundial se desacelera significativamente de nuevo.
La recensión reciente también aumentó el riesgo de que algunos de nuestros proveedores,
no sean capaces de cumplir los compromisos de suministro en el futuro, lo que podría tener
un efecto adverso sobre los resultados de nuestras operaciones y condición financiera.
Demanda de Metanol
Demanda del Metanol – General
El metanol es una mercancía mundial y los clientes basan sus decisiones de compra
principalmente en el precio a la fecha de entrega del metanol y la confiabilidad del
suministro. Algunos de nuestros competidores no son dependientes de los ingresos de un
solo producto y algunos tienen mayores recursos financieros que nosotros. Nuestros
competidores también incluyen empresas de propiedad estatal. Estos competidores pueden
estar en mejores condiciones que nosotros para resistir la competencia de precios y la
volatilidad de las condiciones del mercado.
Los cambios en el medio ambiente, en las leyes de salud y seguridad, reglamentos o
requerimientos pueden tener un impacto en la demanda del metanol. La Agencia de
Estados Unidos, Protección Ambiental (EPA) está actualmente evaluando la clasificación de
carcinogenicidad del metanol como parte de una revisión de un informe sobre químicos bajo
Integrated Risk Information System (IRIS). El metanol actualmente no está clasificado bajo
IRIS. Un proyecto de evaluación en borrador para el metanol que fue publicado por la EPA
en enero de 2010 clasifica el metanol como “posiblemente carcinógeno para los seres
humanos”. El EPA está llevando a cabo sus comentarios públicos y el proceso de revisión
relacionados con este proyecto de evaluación en borrador y un informe final sobre los
efectos en la salud humana del metanol, incluida su posible carcinogenicidad, se espera que
47
sea publicado en el segundo trimestre de 2011. No podemos determinar en este momento si
esta clasificación en borrador se mantendrá en la evaluación final o si esto conducirá otras
agencias del gobierno a reclasificar el metanol. Cualquier reclasificación podría reducir la
demanda futura de metanol, que podría tener un efecto adverso sobre los resultados de
nuestras operaciones, situación financiera o el precio de nuestras acciones.
Demanda de Metanol para la Producción de Formaldehído
En 2009, la demanda de metanol para la producción de formaldehido representó
aproximadamente el 34% de la demanda mundial. El mayor uso de formaldehído es un
componente de urea-formaldehído y resinas de fenol-formaldehído, que son utilizados como
adhesivos para la madera contrachapada, tableros de partículas, tableros de fibra orientada,
medio de fibras de densidad y otros productos de madera reconstituida, o de ingeniería.
También existe una demanda para el formaldehído como materia prima para plásticos de
ingeniería y en la fabricación de una variedad de otros productos, incluidos los elastómeros,
pinturas, productos de construcción, las espumas de poliuretano y productos automotrices.
La clasificación actual de carcinogenicidad de la EPA IRIS para el formaldehído es “probable
que sea un cancerígeno para los humanos.” Sin embargo, la EPA está revisando esta
clasificación del formaldehído como parte de un estándar de revisión de productos químicos.
La fecha estimada de finalización de la revisión de formaldehído es desconocida en este
momento.
En mayo de 2009, el Instituto Nacional del Cáncer (NCI) publicó un informe sobre los efectos
en la salud de la exposición laboral al formaldehído y un posible vínculo con la leucemia,
mieloma múltiple y enfermedad de Hodgkin. El informe del NCI concluyó que puede haber un
mayor riesgo de cáncer de la sangre y médula ósea en relación con una medida de
exposición máxima de formaldehído. La Agencia Internacional para la Investigación sobre el
Cáncer también recientemente concluyo que hay suficientes pruebas en humanos de una
asociación causal de formaldehído con leucemia.
El Informe sobre Carcinógenos del Departamento de Salud y Servicios Humanos (HHS)
Programa Nacional de Toxicología (NTP) actualmente lista al formaldehído como “razonable
previsible que es un carcinógeno humano”. Esta clasificación está actualmente bajo revisión.
Se espera que el NTP emita un informe en diciembre de 2010, que podría plantear la
clasificación de formaldehído como “carcinógeno humano”. Además, existen iniciativas
legislativas en curso en los Estados Unidos relacionadas con las nuevas normas nacionales
de emisiones de formaldehído.
No podemos determinar en este momento si la EPA, el HHS u otros gobiernos o agencias de
gobierno reclasificaran el formaldehído o que límites se podían imponer sobre las emisiones
de formaldehído en los Estados Unidos o en otros lugares. Cualquier acción podría reducir la
demanda de metanol para uso futuro en la producción de formaldehído, que podría tener un
efecto adverso en nuestros resultados de operaciones y la condición financiera.
Demanda de Metanol en la Producción de MTBE
En el 2009, el metanol para la producción de MTBE representó aproximadamente el 13% de
la demanda global de metanol. El MTBE se utiliza principalmente como una fuente de octano
y como un oxigenante en la gasolina para reducir emisiones dañinas de los vehículos.
Hace varios años, preocupaciones ambientales y la adopción de medidas legislativas
relacionadas con la gasolina que fluye en el suministro de agua de los tanques de
almacenamiento subterráneo de gasolina en los Estados Unidos llevaron a la eliminación de
MTBE como aditivo de la gasolina en los Estados Unidos. Creemos que el metanol no se ha
utilizado en los Estados Unidos desde 2007 para hacer MTBE en la mezcla de combustible
doméstico. Sin embargo, aproximadamente 750.000 toneladas por año de metanol se utilizó
48
en 2009 (la misma cantidad que en 2008) para producir MTBE en los Estados Unidos para
mercados de exportación donde la demanda por MTBE se mantiene en niveles altos. A
pesar de que actualmente esperamos que la demanda de metanol para la producción de
MTBE en los Estados Unidos para 2010 permanecerá estable o disminuya ligeramente,
podría disminuir sustancialmente ya que esta demanda es incierta y será determinada por
diversos factores, como la economía de exportación y de cambios en la legislación o las
políticas relacionados con el uso de MTBE en los países en que el MTBE se importa de los
Estados Unidos.
Además, el EPA de Estados Unidos esta preparando una revisión del IRIS sobre los efectos
en la salud humana del MTBE, incluyendo su potencial cancerígeno, y su informe final se
espera que sea publicado en el tercer trimestre del 2011.
La Unión Europea emitió una evaluación de riesgo final sobre MTBE en el 2002 que permitió
seguir usando el MTBE, aunque fueron recomendadas muchas medidas de reducción de
riesgo relacionadas con el almacenaje y manejo de combustible. Los esfuerzos de los
gobiernos en estos años en algunos países principalmente en la Unión Europea y América
Latina para promocionar bio-combustibles y combustibles alternativos por medio de
legislación y políticas tributarias están poniendo presiones competitivas sobre el uso del
MTBE en gasolina en esos países y esto ha dado lugar a algunos productores de MTBE a
cambiar la producción de etil-terc-butil éter (ETBE) para accesar los incentivos de los
biocombustibles. Sin embargo, debido a la fuerte demanda de MTBE en otros países, hemos
observado lo contrario en 2009, con algunos productores de ETBE cambiándose de nuevo a
la producción de MTBE. No podemos asegurar de que esto continuará.
Aunque la demanda de MTBE se ha mantenido fuerte fuera de los Estados Unidos, no
podemos garantizar de que se apruebe una nueva legislación y prohíba o restrinja el uso de
MTEBE o el fomento de alternativas al MTBE, o que la percepción negativa del público no se
desarrolle fuera de los Estados Unidos, cualquiera de las cuales dará lugar a una mayor
disminución de la demanda mundial de metanol para uso en MTBE. La disminución de la
demanda de metanol para uso en el MTBE podría tener un efecto adverso en nuestros
resultados de las operaciones y posición financiera.
Operaciones Extranjeras
La mayoría de nuestras operaciones e inversiones están ubicadas fuera de Norteamérica,
incluyendo Chile, Trinidad, Nueva Zelanda, Egipto, Europa y Asia. Estamos también sujetos
a los riesgos inherentes a operaciones extranjeras, tales como: pérdida de ventas, de activo
fijo a causa de expropiación, restricciones de exportaciones o importaciones, medidas de
proteccionismo nacional, nacionalización, guerra, insurrección, terrorismo y otros riesgos
políticos; aumentos en gravámenes, impuestos y royalties gubernamentales y renegociación
de contratos con entidades gubernamentales; como también cambios en las leyes y políticas
u otras acciones impuestas por los gobiernos que puedan afectar adversamente nuestras
operaciones. Muchos de estos riesgos relacionados con operaciones en el extranjero
también pueden existir para nuestras operaciones domésticas en América del Norte.
Además, debido a que nuestros ingresos provienen sustancialmente de la producción y
venta por subsidiarias fuera de Canadá, el pago de dividendos, de otros pagos en efectivo, o
retiros de estas subsidiarias, pueden estar sujetos a restricciones o controles de cambio en
la transferencia de fondos desde o hacia los respectivos países, o pueden resultar en la
imposición de gravámenes sobre dichos pagos o retiros.
Hemos organizado en parte nuestras operaciones extranjeras basándonos en ciertos
supuestos acerca de diferentes leyes tributarias (incluyendo ganancias de capital y retención
de impuestos), tipo de cambio de moneda extranjera, leyes de repatriación de capital, y otras
leyes relevantes de una variedad de jurisdicciones extranjeras. Aunque creemos que dichos
49
supuestos son razonables, no podemos garantizar que la tributación extranjera u otras
autoridades lleguen a la misma conclusión. Más aún, si tales jurisdicciones extranjeras
cambiaran o modificaran tales leyes, podríamos sufrir impuestos y consecuencias financieras
adversas.
Los componentes más significativos de nuestros costos son el gas natural como materia
prima y los embarques marítimos, y esencialmente todos estos costos son incurridos en
dólares de Estados Unidos. Algunos de los costos operativos y gastos de capital
subyacentes, sin embargo, se han contraído en otras monedas, principalmente el dólar
Canadiense, el peso chileno, el dólar de Trinidad y Tobago, el dólar Neozelandés y el Euro y
la libra Egipcia. Estamos expuestos a aumentos en el valor de estas divisas que podrían
tener el efecto de aumentar el equivalente en dólar de Estados Unidos en los costos de
ventas y gastos operativos e inversiones de capital. Una parte de nuestros ingresos se
obtiene en euros y en libras esterlinas. Estamos expuestos a la disminución del valor de
estas divisas, comparadas con el dólar de Estados Unidos, lo que podría tener el efecto de
disminuir el equivalente en dólar de Estados Unidos de nuestros ingresos.
En junio de 2009, el gobierno chino inició una investigación antidumping contra las
importaciones de metanol desde Nueva Zelanda, Arabia Saudita, Indonesia y Malasia. Una
determinación preliminar se espera que en el primer semestre de 2010 y la decisión final se
espera para fines de 2010. No hay nuevos derechos u otras medidas que se han impuesto
hasta la fecha. Como importador de metanol de Nueva Zelanda a China, hemos cooperado
plenamente con esta investigación. Hemos presentado los documentos y datos que apoyen
nuestro argumento de que no existe una correlación entre el supuesto daño sufrido por la
industria local y las importaciones de los países destinatarios. Sin embargo, no podemos
predecir el resultado de esta investigación y es posible que el gobierno chino pudiera
imponer aranceles u otras medidas que podrían tener un efecto adverso sobre los resultados
de nuestras operaciones y posición financiera.
El metanol es un producto comercializado a nivel mundial que se produce por muchos
productores en las plantas situadas en muchos países alrededor del mundo. Algunos
productores y comercializadores pueden tener contactos directos o indirectos con países que
pueden, de vez en cuando, estar sujetos a sanciones comerciales internacionales u otras
prohibiciones similares (“países sancionados”). Además del metanol que producimos,
compramos metanol a terceros bajo contratos de compra o en el mercado spot para cumplir
con nuestros compromisos con los clientes y también participamos en intercambios de
productos con otros productores y comercializadores. Creemos que estamos cumpliendo con
todas las leyes aplicables con respecto a las ventas y compras de metanol y a los
intercambios de productos. Sin embargo, como resultado de la participación de los países
sancionados en nuestra industria, no podemos dar garantías de que no vamos a estar
expuestos a riesgos de reputación o de otra índole que puedan tener un impacto adverso
sobre los resultados de nuestras operaciones, nuestra situación financiera o el precio de
nuestras acciones.
Riesgos Operacionales
Riegos de Producción
La gran parte de nuestros ingresos se derivan sustancialmente de la venta de metanol que
producen nuestras plantas. Nuestro negocio está sujeto a los riesgos a que se exponen las
instalaciones operacionales de producción de metanol, tales como fallas no previstas en los
equipos, interrupciones en el suministro de gas natural y otras materias primas, fallas
energéticas, actividades de mantención planificadas más prolongadas que las previstas,
pérdida de instalaciones portuarias, desastres naturales o cualquier otro evento, incluyendo
sucesos no anticipados fuera de nuestro control, que podrían ocasionar un cierre prolongado
50
en cualquiera de nuestras plantas, o impedir nuestra capacidad de entrega de metanol a
nuestros clientes. Un prolongado cierre de plantas en cualquiera de nuestras instalaciones
principales podría tener un efecto adverso en nuestros resultados de las operaciones y la
situación financiera.
Riesgo de Precios de Productos Comprados
Además de la venta de metanol producido en nuestras plantas, también compramos metanol
producido por otros en el mercado spot y a través de contratos de compras con el fin de
cumplir con nuestro compromiso con los clientes y apoyar nuestros esfuerzos de marketing.
Hemos adoptado el método de contabilización de inventarios primero en entrar, primero en
salir y por lo general se toma entre 30 y 60 días para vender el metanol que compramos. En
consecuencia, tenemos el riesgo de hacer pérdidas en la reventa del producto en la medida
en que los precios del metanol disminuyan a partir de la fecha de compra hasta la fecha de
venta. A mediados de 2007, experimentamos una reducción significativa en nuestros niveles
de producción en nuestras plantas en Chile como consecuencia de las restricciones de gas
natural desde Argentina. En consecuencia, hemos aumentado nuestros niveles de compras
de metanol desde ese tiempo para seguir cumpliendo los compromisos de nuestros clientes,
lo que ha aumentado nuestra exposición a pérdidas no realizadas en la venta de metanol
comprado. Las pérdidas no realizadas pueden tener un efecto adverso sobre nuestros
resultados de las operaciones y posición financiera.
Riegos de Distribución
Exceso de capacidad dentro de nuestra flota de buques como consecuencia de un
prolongado cierre de plantas u otro evento podría también tener un efecto adverso en
nuestros resultados de las operaciones y posición financiera. Debido a la significativa
reducción en los niveles de producción en nuestras instalaciones en Chile desde mediados
de 2007, hemos tenido exceso de capacidad de transporte marítimo que está sujeto a tiempo
fijo fletamento. Hemos tenido éxito en la mitigación de algunos de estos costos mediante la
introducción de sub-fletamento y convenios con terceros para retornos, a pesar de que la
reciente recesión ha hecho más difícil para mitigar estos costos debido al considerable
exceso de capacidad del transporte marítimo. Al entrar en el año 2010, el mercado del
transporte aún no se ha recuperado totalmente de la recesión. Si no somos capaces de
mitigar estos costos en el futuro, o si sufriéramos cualquier otro trastorno en nuestro sistema
de distribución, esto podría tener un efecto adverso en nuestros resultados de las
operaciones y posición financiera.
51
Riegos de Pólizas de Seguro
Aunque mantenemos pólizas de seguros para operaciones y construcción, incluyendo la
interrupción de negocio y retraso en puesta en marcha, no podemos garantizar que no
vamos a incurrir en pérdidas más allá de los límites, o fuera de la cobertura de las pólizas de
seguros o que las aseguradoras serán financieramente capaces de cumplir con los siniestros
futuros. De vez en cuando, varios tipos de pólizas de seguros para las empresas en la
industria química y petroquímica no han estado disponibles en condiciones comercialmente
viables, o, en algunos casos, no han estado disponibles. No podemos garantizar que en el
futuro seremos capaces de mantener las coberturas existentes o que las primas no
aumentarán sustancialmente.
Planta en Construcción – Egipto
En la actualidad estamos construyendo una planta de metanol de 1.3 millones de toneladas
anuales con nuestros socios en Egipto. Aun cuando creemos que nuestras estimaciones de
los costos del proyecto y la fecha de término para este proyecto en Egipto son razonables,
no podemos dar seguridad que las estimaciones de costos no serán excedidas o que la
planta comenzará la producción comercial dentro del calendario anticipado.
Nuevos Proyectos de Capital
Como parte de nuestra estrategia para fortalecer nuestra posición como líder global en la
producción y comercialización de metanol, intentamos seguir buscando nuevas
oportunidades para mejorar nuestra posición estratégica en la industria del metanol. Nuestra
habilidad para identificar, desarrollar y completar exitosamente nuevos proyectos de capital
está sujeta a una cantidad de riesgos, incluyendo encontrar y seleccionar ubicaciones
favorables para nuevas instalaciones donde haya suficiente gas natural y otras materias
primas disponible a través de contratos a largo plazo bajo términos comercialmente
aceptables, obteniendo proyectos u otros financiamientos en condiciones satisfactorias,
desarrollando y no excediendo costos estimados de proyectos aceptables, construyendo y
completando los proyectos dentro de los programas contemplados y otros riesgos asociados
normalmente al diseño, construcción y puesta en marcha de los grandes proyectos
industriales complejos. No podemos garantizar que podremos identificar y desarrollar nuevos
proyectos de metanol.
Regulaciones Medioambientales
Los países en los que operamos tienen leyes y regulaciones a las cuales estamos sujetos, que rigen el
medioambiente y administran los recursos naturales, como también el manejo, bodegaje,
transporte y eliminación de material de desecho peligroso. También estamos sujetos a las
leyes y regulaciones que rigen la importación, exportación, uso, descarga, almacenamiento,
eliminación y transporte de sustancias tóxicas. Los productos que usamos y producimos
están sujetos a regulaciones bajo varias leyes de salud, seguridad y medioambiente. El no
dar cumplimiento a estas leyes y regulaciones puede ocasionar órdenes de trabajo
(citaciones), multas, requerimientos judiciales, responsabilidades civiles y sanciones
criminales.
Como resultado de las auditorías internas y externas periódicas, actualmente creemos que
cumplimos materialmente con todas las leyes ambientales, sanitarias y de seguridad y
regulaciones a las que nuestras operaciones están sujetas. Las leyes y regulaciones que
protegen el medioambiente se han hecho últimamente más estrictas y pueden, en ciertas
circunstancias, imponer responsabilidad absoluta a una persona por daños ambientales, sin
52
importar si es por negligencia o falta de parte de dicha persona. Estas leyes y regulaciones
también nos pueden exponer a responsabilidades en la conducción o condiciones causadas
por otros, o por nuestros propios actos que cumplen con las leyes aplicables al momento en
que los actos se sucedieron. Hasta la fecha, las leyes y reglamentos ambientales no han
tenido un efecto material adverso en nuestros gastos de capital, las ganancias o la posición
competitiva. Sin embargo, el operar plantas de fabricación de químicos y la distribución de
metanol nos exponen a riesgos en conexión con el cumplimiento de dichas leyes y no
podemos garantizar que no incurriremos en considerables costos o responsabilidades.
El dióxido de carbono es un importante sub-producto del proceso de producción de metanol.
Estamos en la fabricación de metanol Chile, Trinidad y Nueva Zelanda y estamos
construyendo una nueva planta en Egipto con socios. Todos estos países han firmado y
ratificado el Protocolo de Kyoto. En el marco del Protocolo de Kyoto, actualmente estamos
obligados a reducir Gases de Efecto Invernadero (GHGs) en las naciones en desarrollo de
Chile, Trinidad y Egipto. Sin embargo, como una nación desarrollada, Nueva Zelanda tiene
obligaciones relacionadas con la reducción de las emisiones de GHG en el marco del
Protocolo de Kyoto.
Para cumplir con sus compromisos en virtud del Protocolo de Kyoto, Nueva Zelanda aprobó
una legislación para establecer un régimen de emisiones (ETS), que tendrá efecto a partir
del 1 de julio 2010. El ETS impondrá un precio del carbono a los productores de
combustibles fósiles, incluido el gas natural, que se espera, a su vez aumentaría los costos
de gas natural que Methanex compra en Nueva Zelanda. Sin embargo, como una compañía
expuesta al comercio, Methanex tendrá derecho a una asignación gratuita de unidades de
emisiones para compensar parcialmente los mayores costos y la legislación prevé cierta
moderación adicional de cualquier exposición al costo residual hasta fines de 2012. Después
de esta fecha, las características de moderación se espera que sean removidas, nuestra
elegibilidad para la asignación gratuita de unidades de emisiones se reducirán
progresivamente y es muy probable que tengamos que pagar el aumento de los costos. En
este momento creemos que la ETS no tendrá un impacto material adverso en nuestros
resultados de operaciones y situación financiera hasta fines de 2012. Sin embargo, en este
momento es difícil cuantificar con exactitud el impacto en nuestro negocio a partir de 2012 y
por lo tanto no podemos dar garantías de que las ETS no tendrán un impacto material
adverso en nuestros resultados de operaciones y la situación financiera después de 2012.
Procedimientos Legales
En 2009, la Junta de Hacienda de Trinidad y Tobago, emitió una liquidación en contra de
nuestra subsidiaria de propiedad absoluta, Methanex Trinidad (Titán) Unlimited, en relación
con el ejercicio 2003. La liquidación relacionada con los impuestos diferidos de la
depreciación deducidos de impuestos durante una exención fiscal de cinco años que terminó
en 2005. El monto en litigio al 31 de diciembre de 2009 es de aproximadamente $23 millones
en impuestos corrientes y $26 millones en impuestos diferidos, sin cargos de intereses. La
Compañía ha presentado una objeción a la liquidación. Sobre la base de los méritos del caso
y la interpretación jurídica, la administración cree que su posición debe ser sostenida. Sin
embargo, no podemos ofrecer garantías de que la liquidación final no tendrá un efecto
adverso sobre los resultados de nuestras operaciones y posición financiera.
VISIÓN GENERAL
El metanol es un producto básico mundial y nuestras utilidades se ven afectadas
significativamente por las fluctuaciones de precio del metanol, que es impactado
directamente por el equilibrio de la oferta y demanda del metanol. La demanda del metanol
es impulsado principalmente por el crecimiento en la producción industrial, los precios de la
energía y la solidez de la economía global.
53
Al entrar en el 2009, la crisis financiera mundial y el débil medio ambiente económico
provocó una fuerte reducción de la demanda mundial de derivados de metanol más
tradicionales (que representan aproximadamente el 70% de la demanda mundial de
metanol), mientras que la demanda de metanol en aplicaciones relacionadas con energía
(30% de la demanda mundial de metanol) se mantuvieron sanos. En general, estimamos que
la demanda mundial ha disminuido en un 15% desde 2008 los niveles anteriores a la
recesión a un nivel anualizado de alrededor de 36 millones de toneladas. Como resultado,
una cantidad significativa de la capacidad de alto costo cerró u opero a tasas más bajas por
un período de tiempo para llevar la oferta y la demanda en equilibrio. Esto dio lugar a un
período de precios más bajos de metanol, con precios de contrato en los mercados globales
con un promedio de 213 dólares por tonelada durante el primer semestre del año.
Durante 2009, la demanda mundial de metanol, se recuperó y al final del año, alcanzó un
nivel de aproximadamente 43 millones de toneladas medidos sobre una base anualizada. La
recuperación de la demanda se concentró principalmente en Asia, particularmente en China.
En Europa y América del Norte, la demanda en los derivados químicos comenzaron a
recuperarse en la segunda mitad de 2009, pero sigue siendo inferior a los niveles anteriores
a la recesión. La mezcla de metanol para gasolina en China ha sido particularmente fuerte y
creemos que el crecimiento futuro en esta aplicación es apoyada por los recientes cambios
normativos en ese país. Por ejemplo, un M85 (o mezcla de metanol 85%) norma nacional
entró en vigencia el 1 de diciembre de 2009, y esperamos un M15 (o mezcla de metanol
15%) el nivel nacional que se publicará más adelante en 2010. Con el apoyo de un entorno
de precios elevados de energía, la demanda de metanol en DME en China también aumentó
en 2009.
Además de la mejora de la demanda, hemos visto una escalada en los costos de materias
primas para los productores y los desafíos de suministro significativos. Ha habido un número
de cortes planificados y no planificados en el sector, entendemos que las dos nuevas plantas
de metanol a escala mundial, que comenzó sus operaciones en los últimos 12 meses han
estado operando a tasas reducidas. Como resultado de la mejora de la demanda, los
problemas de abastecimiento de la industria y el aumento de los costos para muchos
productores, los precios del metanol aumentaron durante la segunda mitad de 2009 y en
2010. Nuestro precio promedio de referencia antes de descuentos publicado en enero fue de
aproximadamente $ 350 por tonelada.
Durante el período de dos años y hasta fines de 2011, se espera que nuevas plantas y
ampliaciones agreguen aproximadamente cuatro millones de toneladas de capacidad
productiva a la industria mundial fuera de China, incluida la planta de 1,3 millones de
toneladas que estamos construyendo en Egipto con los socios. Creemos que esta nueva
capacidad podría ser compensada por el crecimiento en la demanda fuera de China, el
crecimiento de las importaciones en China y más cierres de plantas de alto costo en la
industria. Existen importantes capacidades productivas adicionales previstas en China
durante los próximos años. Sin embargo, la industria de metanol china ha operado
históricamente a bajas tasas y ha habido una presión creciente sobre su estructura de
costos, en consecuencia de la escalada de costos de materias primas para los productores
basados en el carbón y el gas natural. A principios de 2009, como consecuencia del
ambiente de precio del metanol en disminución, estimamos que alrededor de 6 millones de
toneladas base anualizada de producción de metanol de altos costos o menos eficientes
costos en China cerraron y las importaciones netas a China aumentaron en
aproximadamente 5 millones de toneladas sobre una base anualizada. Durante el segundo
semestre de 2009, el aumento de los precios del metanol resultó en algunas plantas de
mayor costo reiniciar sus operaciones en China y, dada la fuerte demanda de metanol, los
niveles de importación también se mantienen altos. Además, la mayoría del metanol
producido en China es a partir de carbón y de calidad generalmente más bajos y no apto
para todos los clientes. En un entorno global de altos precios de la energía, creemos que la
demanda de metanol en China debería seguir creciendo a tasas elevadas y esto
54
compensará en exceso los aumentos de la producción nacional en China y las importaciones
de metanol a China aumentarán con el tiempo.
El precio del metanol dependerá en última instancia de la fuerza de la recuperación
económica, las tasas operacionales de la industria, los precios de la energía mundial, la tasa
de la reestructuración de la industria y la fortaleza de la demanda mundial. Creemos que
nuestra posición y flexibilidad financiera, sobresaliente red de suministro global y posición de
bajos costos proporcionarán una base sólida para que Methanex siga siendo el líder en la
industria de metanol e invertir para hacer crecer a la Compañía.
ESTIMACIONES CONTABLES CRÍTICAS
Creemos que las siguientes políticas y asuntos contables seleccionados son importantes
para entender estimaciones, supuestos e incertidumbres que afectan los montos informados
y revelados en nuestros estados financieros consolidados y sus correspondientes notas. Ver
en nota 1 en nuestros estados financieros consolidados 2009 para nuestras políticas
contables significativas.
ACTIVO FIJO
Nuestro negocio es intensivo en capital y ha requerido y continuara requiriendo, inversiones
significativas en activo fijo. Al 31 de diciembre de 2009, el valor libro neto de nuestro activo
fijo era de $2,184 millones. Nosotros estimamos la vida útil del activo fijo, y esto se usa como
base para registrar la depreciación y amortización. La recuperabilidad del activo fijo se mide
comparando el valor libro neto de un activo con los flujos de caja futuros no descontados que
se espera se generen del activo sobre su vida útil estimada. Se reconoce un cargo por
perdida de valor en los casos en que el flujo de caja futuro esperado no descontado de un
activo es menor que el valor libro neto del activo. El cargo por perdida de valor es igual al
monto por el cual el valor libro neto del activo excede su valor justo. El valor justo se basa en
los valores de mercado, si están disponibles, o alternativamente utilizando flujos de caja
futuros esperados descontados.
Nosotros probamos nuestros activos de larga duración por recuperabilidad siempre que los
acontecimientos o cambios en las circunstancias indican que el importe en libros pudiese no
ser recuperado. Ejemplos de tales acontecimientos o cambios en las circunstancias
relacionadas con nuestros activos de larga vida incluyen, pero no se limitan a: un cambio
adverso importante en el grado o la forma en que el activo esta siendo usado o su condición
física, un cambio significativo en el precio o la disponibilidad de gas natural como materia
prima necesaria para la fabricación de metanol, un cambio adverso significativo en los
factores jurídicos o en el clima del negocio que puede afectar el valor del activo, incluyendo
una acción adversa o evaluación por un gobierno extranjero que impacta el uso del activo, o
una pérdida operacional o de flujo de efectivo en el periodo actual combinado con una
historia de pérdidas operacionales o de flujo de efectivo, o una proyección o pronóstico que
demuestra continuas pérdidas asociadas con el uso del activo. Para efectos de
reconocimiento y medición de la pérdida por deterioro, nosotros agrupamos los activos de
larga vida con otros activos y pasivos para formar un “grupo de activos”, en el nivel más bajo
en los flujos de efectivo identificables son independientes de los flujos de efectivo de otros
activos y pasivos. En la medida en que nuestras plantas de metanol en un lugar determinado
son interdependientes como resultado de una infraestructura común y / O materias primas
procedentes de fuentes compartidas que pueden ser trasladados dentro de una zona de las
plantas, nosotros agrupamos los activos basados en la localidades para efectos de
determinar deterioro.
Hay dos variables claves que afectan nuestra estimación de los flujos futuros de efectivo: (1)
el precio de metanol y (2) el precio y la disponibilidad de materia prima de gas natural.
55
Estimaciones de los precios del metanol a corto plazo se basan en la oferta actual y la
demanda y los precios actuales de metanol. Estimaciones de los precios del metanol a largo
plazo se basan en nuestro punto de vista respecto del suministro a largo plazo y demanda y
se consideran muchos factores, incluyendo pero no limitado a, las estimaciones de las tasas
globales de producción industrial, precios de la energía, cambios en las condiciones
económicas generales, capacidad mundial de producción de metanol futura, tasas de
operación de la industria y la estructura global de costos del sector. Nuestra estimación del
precio y de la disponibilidad de gas natural toma en cuenta las condiciones actuales
contratadas, así como los factores que creemos son relevantes para la oferta en virtud de
estos contratos y fuentes de gas natural suplementarias. Otros supuestos incluidos en
nuestra estimación de flujos futuros de efectivo incluyen el costo estimado incurrido para
mantener las instalaciones, estimaciones de los costos de transporte y otros costos variables
incurridos en la producción de metanol en cada período. Los cambios en estos supuestos
afectarán nuestras estimaciones de flujos futuros de efectivo y podría afectar nuestras
estimaciones de la vida útil de los activos fijos. En consecuencia, es posible que nuestros
resultados operativos futuros pudieran verse afectados negativamente por deterioro de
activos o por cambios en las tasas de depreciación y amortización relacionados con el activo
fijo.
OBLIGACIONES POR RETIRO DE ACTIVOS
Registramos obligaciones por retiro de activos a su valor justo cuando se incurre para
aquellos recintos donde se puede determinar una estimación razonable de su justo valor. Al
31 de diciembre de 2009, hemos devengado $16 millones para obligaciones por retiro de
activos. Existen incertidumbres inherentes debido a que las actividades de restauración
tendrán lugar en el futuro y puede haber cambios en las regulaciones gubernamentales y
medioambientales, como también en tecnología de retiro y costos. Es difícil estimar los
costos futuros de estas actividades ya que nuestro estimado de valor justo se basa en las
regulaciones y tecnología de hoy. Debido a estas incertidumbres relacionadas con la
estimación del costo y oportunidad de futuras actividades de restauración de los recintos, los
costos futuros podrían diferir considerablemente de los montos estimados.
IMPUESTO A LA RENTA
Los activos y pasivos por impuesto diferido se determinan usando tasas de impuesto
promulgadas para los efectos de pérdidas operativas netas y diferencias temporarias entre
las bases libros y las bases de tributarias de activos y pasivos. Registramos una reserva de
valuación de activos por impuestos diferidos, cuando corresponde, para reflejar la
incertidumbre de la realización beneficios tributarios futuros. Al determinar la adecuada
reserva por valuación, se hacen ciertos juicios relacionados con el nivel de ingresos
tributables futuros esperados y estrategias de planificación tributaria disponible y su impacto
en el uso de pérdidas acumuladas y otras deducciones de impuesto a la renta. Al hacer este
análisis, consideramos rentabilidad y volatilidad histórica para evaluar si creemos que es
más probable que no, que las pérdidas existentes y otras deducciones de impuesto a la
renta serán utilizadas para compensar futuros impuestos. Nuestra gerencia revisa
rutinariamente estos juicios. Al 31 de diciembre de 2009, tenemos activos de impuesto
diferido de $218 millones que están compensados sustancialmente por una reserva de
valuación de $163 millones. La determinación de los impuestos a la renta requiere el uso de
juicios y estimaciones. Si los juicios o estimaciones prueban ser inexactos, o si cambian
ciertas tasas de impuesto o leyes, nuestros resultados operacionales y posición financiera
podrían sufrir un impacto considerable.
56
INVENTARIOS
Los Inventarios se valorizan al menor entre costo, determinado sobre la base primero en
entrar primero en salir, o valor neto de realización estimado. El costo de nuestro inventario,
para el metanol de producción propia como también el comprado de terceros, se ve
impactado por los precios del metanol vigentes a la fecha de producción o adquisición. El
valor neto de realización de los inventarios dependerá de los precios cuando el metanol se
venda. Existen incertidumbres inherentes en la estimación de precios futuros de metanol y,
por tanto, el valor neto de realización de nuestro inventario. Los precios del metanol están
influenciados por los fundamentos de la oferta y la demanda, la producción industrial, los
precios de la energía y la fortaleza de la economía mundial. Al 31 de Diciembre 2009 el
inventario está valuado apropiadamente al costo.
CUENTAS POR COBRAR Y PROVISIÓN POR INCOBRABLES
En el curso normal de los negocios ofrecemos crédito a nuestros clientes. Permanentemente
realizamos evaluaciones de crédito de nuestros clientes y mantenemos provisiones para
posibles pérdidas crediticias. Registramos una provisión para cuentas incobrables o
castigamos el crédito a valor neto de realización estimado, si hay duda de la recuperación
del saldo en su totalidad. Al 31 de diciembre de 2009, tenemos aproximadamente $191
millones en cuentas por cobrar, y creemos que hemos provisionado un monto razonable
para cubrir cualquier pérdida crediticia. Históricamente las pérdidas por crédito han estado
dentro del rango de las expectativas de la administración. Sin embargo, en el difícil entorno
económico actual, el riesgo de pérdida por crédito comercial se ha incrementado, y debido a
las incertidumbres en la estimación de pérdidas de crédito futuras, las pérdidas por cuentas
por cobrar podrían ser materialmente diferentes de los montos estimados.
CONTABILIZACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
El 24 de agosto de 2009, recibimos la aprobación final del gobierno del acuerdo firmado el 5
de mayo de 2008 con ENAP, la empresa estatal chilena de petróleo y gas. El acuerdo con la
ENAP es acelerar la exploración y desarrollo de gas en el bloque de exploración Dorado
Riquelme, en el sur de Chile y entregar el nuevo suministro de gas natural de fuente Chilena
a las plantas de producción de la Compañía en Chile. En virtud del acuerdo financiamos una
participación en el bloque del 50%.
Al recibir la aprobación, la compañía adopto la directriz del CICA sobre reconocimiento del
costo total aplicable a la industria petrolera y de gas para contabilizar nuestra inversión en el
bloque Dorado Riquelme. Bajo este método, se capitalizan todos los costos, incluyendo los
costos internos y los costos de retiro de activos, directamente asociados con la adquisición,
exploración y desarrollo de las reservas de gas natural. Los costos son consumidos y se
amortizan utilizando la unidad de método de producción basado en la estimación de las
reservas probadas. Los costos capitalizados sujetos a consumo incluyen los costos futuros
estimados a ser incurridos en el desarrollo de las reservas probadas. Los costos de los
proyectos importantes de desarrollo y los costos de adquisición y evaluación de importantes
propiedades no comprobadas se excluyen de los costos sujetos a consumo hasta que se
determine si las reservas probadas son atribuibles a las propiedades, o ha ocurrido deterioro.
Los costos que se han deteriorado se incluyen en los costos sujetos a agotamiento y
amortización.
Bajo la directriz de CICA sobre contabilidad de costo total, una evaluación de deterioro
(“prueba límite”) se realiza sobre una base anual para todos los activos petroleros y de gas.
57
La pérdida por deterioro se reconoce en resultados cuando el valor libro de activos
petroleros y de gas no es recuperable y el valor libro excede su valor justo. El valor libro no
es recuperable si el valor libro excede la suma de los flujos de caja de las reservas probadas
no descontados. Si la suma de los flujos de caja es menor que el valor libro, la pérdida por
deterioro se mide como la cantidad en que el valor libro exceda la suma de los flujos de caja
descontados de las reservas probadas y probables.
Como resultado de la adopción de la metodología de contabilidad de costo total,
reclasificamos los desembolsos acumulados de petróleo y gas de $58,7 millones de otros
activos al rubro activo fijo en el tercer trimestre de 2009. La Compañía efectuó la prueba
límite máxima anual para nuestra inversión en el bloque Dorado Riquelme y concluimos que
nos existía deterioro al 31 de diciembre de 2009. Para el año terminado al 31 de diciembre
de 2009 la Compañía contribuyó $22.8 (2008 – $41,8 millones), en la inversión Dorado
Riquelme.
INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS
De vez en cuando tomamos instrumentos financieros derivados para limitar nuestra
exposición a la volatilidad de las diferencias de cambio y la volatilidad de las tasas de interés
variable y para contribuir a lograr la estructura de costo y las metas de ingresos. La
valorización de instrumentos financieros derivados es una estimación contable crítica debido
a la compleja naturaleza de estos productos, el grado de juicio necesario para valorizar
adecuadamente estos productos y el impacto potencial de tales valorizaciones en nuestros
estados financieros. Los instrumentos financieros derivados son clasificados como
mantenidos para comercialización y se registran en el balance general a su valor justo. Los
cambios en el valor justo de los instrumentos financieros derivados se registran en
resultados a menos que estos instrumentos estén diseñados como coberturas de flujo de
caja, en cuyo caso la porción efectiva del cambio en el valor justo se registra en otros
resultados integrales. Al 31 de diciembre de 2009, el valor justo de nuestros instrumentos
financieros derivados utilizados para limitar nuestra exposición a la volatilidad de diferencias
de cambio y la volatilidad de tasas de interés variable se aproxima a su valor libro negativo
de $ 33,2 millones. Hasta su vencimiento, el valor justo de los instrumentos financieros
derivados fluctuará basado en los cambios en las tasas de cambio y tasas de interés
variable, que han sido volátiles en el actual entorno económico.
NUEVOS ESTÁNDARES CONTABLES CANADIENSES ADOPTADOS EN 2009
MENOR/MAYOR VALOR Y ACTIVOS INTANGIBLES
El 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó la Sección 3064 del CICA, Menor/Mayor Valor y
Activos intangibles. Esta nueva norma contable, sustituye la Sección 3062, Menor/Mayor
Valor y Otros Activos Intangibles. La Sección 3064 expande las normas sobre el
reconocimiento, medición y divulgación de activos intangibles. El impacto de la adopción
retroactiva de esta norma en los estados financieros consolidados de la Compañía al 1 de
enero de 2009 es aproximadamente de $13 millones registrado como una reducción de los
saldos de apertura de utilidades retenidas y activo fijo. El monto se relaciona con
determinados gastos pre-operacionales que se habían capitalizados como activo fijo al 31 de
diciembre de 2008, y que deberían haberse registrados como gastos en conformidad con
58
esta nueva norma. El impacto para el año terminado al 31 de Diciembre de 2009 fue un
aumento en gastos de venta, generales y administrativos de aproximadamente $3.8 millones
(2008 – $3.5 millón).
Como una parte de estos gastos pre-operacionales se incurrieron en una filial con propiedad
compartida, la Compañía también ha ajustado los saldos de apertura de esta inversión (NCI)
y de utilidades retenidas al 31 de diciembre de 2008 por la parte proporcional de
participación en esa entidad (NC!) de aproximadamente $4 millones
CONTABILIZACIÓN DE PETROLERO Y GAS
El 24 de agosto de 2009, la Compañía la aprobación final del gobierno del acuerdo firmado
el 5 de mayo de 2008 con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), la empresa estatal
chilena de petróleo y gas. El acuerdo con ENAP es acelerar la exploración y el desarrollo de
gas en el bloque de exploración Dorado Riquelme, en el sur de Chile, y suministrar gas
natural adicional de fuente Chilena a las instalaciones de producción de la Compañía en
Chile. Bajo este convenio nosotros financiamos una participación del 50% en este bloque. Al
recibir la aprobación final del gobierno, la Compañía adoptó la directriz del CICA sobre
reconocimiento del costo total aplicable a la industria petrolera y de gas para contabilizar
nuestra inversión en el bloque Dorado Riquelme, (vea Estimaciones Contables Claves –
sección contabilización de Petróleo y Gas página 31 para más información).
59
CAMBIOS ANTICIPADOS A PRINCIPIOS CONTABLES CANADIENSES
GENERALMENTE ACEPTADOS
Normas Internacionales de Reportes Financieros
El Comité de Normas Contables de Canadá confirmó el 1 de enero 2011 como la fecha
oficial de convergencia para que las empresas públicas Canadienses comiencen la adopción
de la Normas Internaciones de Contabilidad (IFRS), según las han emitido el International
Accounting Standards Board (IASB). Las IFRS usan un marco conceptual similar a los
GAAPs canadienses, pero existen diferencias significativas en cuanto al reconocimiento,
medición y divulgación.
Como resultado de esta convergencia a IFRS, es probable que se produzcan cambios en las
políticas contables y que puedan afectar materialmente nuestros estados financieros
consolidados. El IASB también seguirá emitiendo nuevas normas contables durante el
período de convergencia, y como resultado, el impacto final de las IFRS en nuestros estados
financieros consolidados sólo se medirá una vez que todas las IFRS aplicables a la fecha de
conversión sean conocidas.
Hemos establecido un equipo de trabajo para administrar la convergencia a las IFRS.
Además, hemos establecido una estructura formal de gestión del proyecto que incluye la
Comisión de Auditoría, Finanzas y Comité de Riesgos, altos ejecutivos y un comité Directivo
de IFRS para supervisar el progreso y revisar y aprobar las recomendaciones del equipo de
trabajo para la convergencia a las IFRS. El equipo de trabajo proporciona actualizaciones
periódicas al Comité Directivo de IFRS y al Comité de Auditoria, Finanzas y Riesgo del
Directorio
Hemos desarrollado un plan para convertir nuestros estados financieros consolidados a
IFRS en la fecha de convergencia 1 de enero de 2011, con resultados financieros
comparativos de 2010. El plan de convergencia de las IFRS aborda el impacto de las IFRS
sobre las políticas contables y las decisiones de implementación, la infraestructura, las
actividades comerciales, y actividades de control. Estamos avanzando conforme al
calendario previsto y continuamos en línea para la finalización del proyecto en 2011. Vamos
a seguir proporcionando actualizaciones sobre el estado del proyecto y su impacto en los
reportes financieros en nuestros Comentarios y Análisis de la Administración trimestrales y
anuales durante el periodo de convergencia, hasta 1 de enero de 2011. Un resumen de la
situación de los elementos clave del plan de transición se detalla a continuación:
Políticas contables y decisiones de implementación
e Actividades claves:
* Identificación de las diferencias en los PCGA de Canadá y las políticas contables IFRS
2 Selección de las políticas IERS vigentes
* Selección de la IFRS 1 Adopción por primera vez de Normas Internacionales de
Información, opciones
2 Desarrollo de estados financieros proforma
2 Cuantificación de los efectos del cambio en IFRS 1 inicial, divulgación y estados
financieros 2010
e Estado:
* Hemos identificado diferencias entre las políticas contables bajo PCGA de Canadá y
opciones de políticas contables bajo IFRS, tanto de carácter permanente y con
respecto a determinadas opciones disponibles en la conversión, de conformidad con
IFRS 1
60
2 Hemos abordado, con carácter prioritario, esas áreas que creemos que pueden causar
el impacto más significativo para nuestros estados financieros consolidados
2 Hemos contratado a los auditores externos de la compañía, KPMG LLP, para discutir
nuestras IFRS políticas contables propuestas para garantizar una interpretación
uniforme de las IFRS orientaciones en ámbitos fundamentales acordados por el equipo
de trabajo
2 Seguimos supervisando los cambios en las políticas contables emitidas por el lASB y
el impacto de esos cambios en nuestras políticas contables conforme a las IFRS
2 Seguimos progresando en nuestra selección de las políticas contables de IFRSF y la
cuantificación de las diferencias identificadas que esperamos finalizar en 2010
Infraestructura: Experiencia en reportes financieros
Actividades claves:
2 Desarrollo de expertos en IFRS
Estatus:
* Hemos proporcionado capacitación para los empleados clave y la alta dirección
2 Hemos tenido una sesión de información de IFRS con el Comité de Auditoría, Riesgo y
Finanzas, que incluyó un examen en profundidad de las diferencias entre las IFRS y
los PCGA de Canadá, una revisión del calendario de aplicación, una visión general de
las actividades del proyecto hasta la fecha y un discusión preliminar de las áreas de
impacto significativo de las IPRS
2 Nosotros proporcionaremos capacitación adicional y actualizaciones para los
empleados clave, altos directivos, el Comité de Auditoría, Riesgo y el Comité de
Finanzas, la Junta y otras partes interesadas durante todo el período de convergencia
2 En 2010, todos los cambios de políticas contables derivadas de la transición a las
IFRS serán objeto de revisión por la administración, el Comité Directivo de las IFRS y
en última instancia revisión final y aprobación por el Comité Auditoría, Finanzas y
Comité de Riesgos del Directorio
Infraestructura: Tecnología de la información y sistemas de datos
Actividades claves:
2 Identificación de requerimientos de los sistemas y desarrollo de soluciones de
sistemas para la convergencia y post convergencia
Estatus:
2 Hemos evaluado el impacto sobre los requisitos del sistema para la convergencia y los
períodos posteriores a la convergencia. Estos requisitos se limitan al sistema base del
libro mayor general a fin de facilitar la recopilación de los resultados de las IFRS
comparativa durante el año 2010. No prevemos un impacto significativo a otras
aplicaciones derivadas de la transición a las NIIF
Actividades comerciales: Convenios Financieros
Actividades claves:
2 Identificación del impacto de acuerdos financieros y conexiones financieras
Estatus:
Finalización de cualquier negociación/cambio requerido
2 Los requisitos del pacto financiero en nuestras relaciones financiera se miden sobre la
base de los GAAP canadienses, en efecto, al comienzo de las diferentes relaciones, y
la transición a las IFRS por lo tanto no tendrá ningún impacto en nuestros actuales
requisitos de pacto financiero
2 Estamos desarrollando un proceso para elaborar nuestros resultados financieros sobre
una base histórica y los PCGA de Canadá para controlar los requisitos del pacto
financiero a través de la celebración de nuestras relaciones financieras actuales
61
Actividades comerciales: Planes de Compensación
e Actividades claves:
* Identificación del impacto de planes de compensación
2 Evaluación e implementación de cambios necesarios
e Estatus:
* Hemos identificado las políticas de compensación que se basan en indicadores
derivados de los estados financieros
2 En 2010, vamos a trabajar con el departamento de recursos humanos de la empresa y
el Comité de Recursos Humanos del Directorio para garantizar que los acuerdos de
compensación incorporan los resultados de las IFRS, de conformidad con los
principios de compensación global de la empresa
Actividades de control: Control interno sobre informes financieros
e Actividades claves:
2 Para todos los cambios de política contable identificadas, la evaluación del diseño y la
efectividad de los cambios respectivos de los controles internos sobre información
financiera ( “ICFR”),
* Implementación de cambios apropiados
e Estatus:
2 Hemos identificado los cambios en el proceso de contabilidad que resultan de la
aplicación de las políticas contables de IFRS, estos cambios no se prevé que sean
significativo
2 En 2010 se completará el diseño, implementación y documentación de los cambios del
proceso contable que resultan de la aplicación de las políticas contables IERS
Actividades de control: Controles y procedimientos de divulgación
e Actividades claves:
2 Para todos los cambios de políticas contables identificadas, la evaluación del diseño y
la efectividad de los cambios respectivos a los controles y procedimientos de
divulgación (“DC €. P”)
* Implementación de cambios apropiados
e Estatus:
2 Seguimos proporcionando actualizaciones del proyecto IFRS en los documentos de
divulgación trimestral y anual
2 En 2010, todos los cambios de políticas contables derivadas de la transición a IFRS
serán objeto de revisión por la administración, el Comité Directivo de IFRS y finalmente
la última revisión final y aprobación por el Comité de Auditoría, Finanzas y Riesgos del
Directorio
Impactos significativos potenciales en la transición a IFRS
La Compañía ha completado su primera evaluación de los impactos de la transición a IFRS.
Basándose en un análisis de PCGA del Canadá e IFRS en vigencia al 31 de diciembre de
2009, hemos identificado varias diferencias entre las políticas contables actuales de la
empresa y aquellas previstas a ser aplicadas en la preparación de estados financieros
consolidados de acuerdo a IFRS. La información sobre aquellos cambios que la
administración considera más importantes para la Compañía se presentan a continuación.
Participación en Joint Ventures
Bajo los GAAP canadienses, nuestra participación del 63,1% en Atlas Methanol Company
(Atlas) se contabiliza bajo el método de consolidación proporcional para la contabilización de
joint ventures. Los IFRS actuales permiten elegir entre la consolidación proporcional y valor
patrimonial para la contabilización de joint ventures
62
En el futuro se esperan cambios a IFRS en la contabilización de joint ventures y estos
cambios pueden eliminar la opción de consolidación proporcional y permitir sólo el método
contable de valor patrimonial para tales participaciones. El impacto de aplicar el método
contable de valor proporcional no da lugar a ningún cambio en los resultados netos o
patrimonio. Sin embargo habrá un impacto de presentación significativo, si los resultados
netos y la situación financiera de Atlas se presentaran en una sola línea en el estado de
resultados y balance general de la Compañía, respectivamente.
El lASB está llevando a cabo actualmente proyectos relacionados con la consolidación y
contabilidad de joint ventures. El impacto que estos proyectos pueden tener sobre las
conclusiones relacionadas con el tratamiento contable de Atlas es actualmente desconocido.
Seguimos monitoreando los cambios en las políticas contables emitidas por la IASB en este
ámbito. Todavía no hemos elegido nuestra política de contabilidad según IFRS entre
consolidación proporcional y valor patrimonial para Atlas.
Leases
Los PCGA de Canadá exige que exista un acuerdo que en su inicio sólo puede cumplirse
mediante el uso de un activo o activos específicos, y que conlleva el derecho de usar ese
activo, puede ser un contrato de lease o contener un contrato de lease, y por lo tanto debe
ser contabilizado como una contrato de leasing, independientemente de si toma o no la
forma jurídica de un contrato de lease, Sin embargo, los GAAP canadienses contienen
disposiciones cascadas que eximen de estos requisitos a los contratos celebrados antes de
2004.
Los IFRS tienen requisitos contables similares a los PCGA de Canadá para convenios tipo-
leasing, donde las IFRS exigen la aplicación retroactiva completa. Nosotros tenemos
contratos de suministro de oxígeno a largo plazo para nuestras plantas de metanol de Atlas y
Titán en Trinidad, ejecutados con anterioridad a 2004, que consideramos podrían ser
considerados como contratos de lease financiero en virtud de estas normas. En
consecuencia, creemos que nuestros contratos de suministro de oxígeno de Trinidad
deberán ser contabilizados como lease financiero y por lo tanto ser reconocido en el estado
de posición financiera como un activo con la correspondiente obligación a largo plazo..
Nuestro análisis es continuo e incluye la cuantificación de los efectos de esta conclusión
contable en la transición a IFRS.
Deterioro de Activos
Si hay una indicación de que un activo ha perdido valor, se debe realizar un test de deterioro.
Bajo los GAAP canadienses, esta es una prueba de deterioro de dos pasos en el que (1) los
flujos de efectivo futuros no descontados se comparan con el valor libro, y (2) si estos flujos
de caja no descontados son menores que el valor libro, el activo es castigado hasta el valor
justo. Bajo IFRS, la entidad está obligada a evaluar, al final de cada período de reporte, si
hay alguna indicación de que un activo puede estar deteriorado. Si existe tal indicación, la
entidad deberá estimar el monto recuperable de los activos mediante la realización de una
prueba de deterioro de un paso, que requiere una comparación entre el valor libro del activo
con el mayor valor de uso y el valor justo menos los costos de venta. El valor de uso se
define como el valor presente de los flujos de caja futuros esperados que se deriven de los
activos en su estado actual.
Como resultado de esta diferencia, en principio, los castigos por deterioro pueden ser más
probables bajo IFRS que los que actualmente se identifican y registran bajo los GAAP
canadienses. El alcance de cualquier castigo nuevo, sin embargo, puede ser compensado
63
en parte por el requisito previsto en la NIC 36, Deterioro de activos para revertir las pérdidas
por deterioro anteriores cuando las circunstancias han cambiado de tal manera que los
deterioros se han reducido. Los PCGA de Canadá prohíben el reverso de pérdidas por
deterioro. Nosotros no anticipamos que la adopción de estas normas dará lugar a un
deterioro de nuestros activos en la transición a IFRS.
Provisiones
Bajo los GAAP canadienses, una provisión es requerida ser registrada en los estados
financieros cuando el pago requerido se considera “posible” y puede estimarse
razonablemente. El umbral para el reconocimiento de provisiones bajo IFRS es menor que
bajo los GAAP canadienses ya que las provisiones deben ser reconocidas, si el pago
requerido es “probable.” Por lo tanto, en principio, es posible que pueda haber algunas
provisiones que cumplen con los criterios de reconocimiento en virtud de IFRS que no han
sido reconocidas por los GAAP canadienses.
Otras diferencias entre IFRS y los GAAP canadienses existen en relación con la medición de
provisiones, como la metodología para determinar la mejor estimación, donde hay una serie
de resultados igualmente posibles (IFRS utiliza el punto medio del rango, mientras que los
PCGA del Canadá utiliza el extremo más bajo del rango), y el requisito bajo IFRS para las
provisiones es que valoricen a valor presente cuando son materiales.
IFRS 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información
Financiera
La adopción de IFRS exige la aplicación del FRS 1, Adopción por primera vez de las Normas
Internacionales de Información, que ofrece orientación para la adopción inicial de IFRS por
una entidad. La IFRS 1 proporciona a las entidades que adoptan IFRS por primera vez una
serie de exenciones optativas y excepciones obligatorias, en determinados áreas, a la
exigencia general de aplicación retroactiva completa de IFRS. Las siguientes son las
exenciones opcionales disponibles conforme a IFRS, que la empresa actualmente tiene la
intención de elegir en la transición a las NIIF. La compañía continúa examinando todas las
exenciones de IFRS 1 y pondrá en práctica aquellas más apropiadas en las circunstancias
en la transición a IFRS. La siguiente lista y los comentarios no deben considerarse como una
lista completa de IFRS 1, que están disponibles para la Compañía como resultado de la
transición a IFRS.
Combinación de Negocios
Bajo IFRS 1 una entidad tiene la opción de aplicar retroactivamente IFRS 3, Combinaciones
de negocios para todas las combinaciones de negocios o puede optar por aplicar la norma
de forma prospectiva únicamente a las combinaciones de negocios que ocurren después de
la fecha de transición. Actualmente, la empresa tiene la intención de elegir esta exención en
virtud de IFRS 1, que elimina el requisito de re-expresar retrospectivamente todas las
combinaciones de negocios antes de la fecha de transición a IFRS.
Beneficios a los Empleados
La IFRS 1 proporciona una opción de reconocer todas las ganancias y pérdidas actuariales
acumuladas existentes a la fecha de transición de inmediato en utilidades retenidas, en lugar
64
de seguir difiriendo y amortizar con cargo a los resultados de las operaciones. Actualmente,
la empresa tiene la intención de elegir esta exención en virtud de IFRS 1. Nuestro análisis
está en curso para cuantificar el impacto de esta elección en la transición a IFRS.
La discusión anterior sobre los posibles impactos significativos en la transición a IFRS es dar
la posibilidad a los lectores a obtener una mejor comprensión de nuestro plan de transición a
IFRS y los efectos que pueden tener en nuestros estados financieros consolidados. Los
lectores están advertidos, sin embargo, que no puede ser apropiado utilizar dicha
información para cualquier otro propósito. Esta discusión refleja nuestros supuestos más
recientes y las expectativas, algunas circunstancias puedan surgir, tales como cambios
IFRS, reglamentos o condiciones económicas, que podrían cambiar estos supuestos o
expectativas. Todavía estamos en el proceso de completar la selección de las políticas
contables de IFRS y la cuantificación de las diferencias identificadas. Una vez finalizada,
esta información será sujeta a la aprobación del Comité de Auditoria, Finanzas y Comité de
Riesgos y de auditoria de KPMG LLP, antes de ser ultimado. En consecuencia, la discusión
anterior está sujeta a cambios.
65
MEDIDAS SUPLEMENTARIAS NO GAAP
Además de entregar mediciones preparadas de acuerdo con GAAPs canadiense,
presentamos aquí ciertas mediciones suplementarias que no aplican GAAPs. Estas son
EBITDA Ajustado, resultado operacional y flujo de caja de actividades operacionales antes
de los cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos. Estas mediciones no
tienen un significado prescrito por GAAPs canadiense y, por lo tanto, es poco probable que
sean comparables con mediciones similares presentadas por otras compañías. Creemos que
estas mediciones son útiles al evaluar el desempeño operativo y liquidez de los negocios de
la Compañía. Estas mediciones deberían ser consideradas además de, y no como un
sustituto, del resultado neto, flujos de caja y otras mediciones de desempeño financiero y
liquidez informadas de acuerdo con GAAPs canadiense.
EBITDA Ajustado
Esta medición suplementaria no GAAP se entrega para ayudar a los lectores a determinar
nuestra capacidad para generar efectivo de operaciones. Creemos que esta medición es útil
al evaluar el desempeño y las tendencias relevantes sobre una base general. También
creemos que el EBITDA ajustado es utilizado frecuentemente por analistas e inversionistas
de valores cuando comparan nuestros resultados con aquellos de otras empresas. El
EBITDA ajustado difiere de la mayoría de las mediciones comparables GAAP, flujos de caja
de actividades operativas, principalmente porque no incluye cambios en el capital de trabajo
sin movimiento de fondos, gastos de compensaciones en base a acciones y otros ítems sin
movimiento de efectivo neto de pagos en efectivo, gastos financieros, intereses ganados y
otros ingresos e impuestos.
La siguiente tabla muestra una conciliación de flujos de caja de actividades operacionales a
EBITDA Ajustado:
($ MILLONES) 2009 2008
Flujos de caja de actividades operacionales $ 110 $ 313
Agregar (deducir):
Cambio en capital de trabajo sin movimiento de fondos 18 (78)
Otros pagos de efectivo 11 7
Compensación basada en acciones, neto (12) (3)
Otros, pagos sin movimiento de efectivo (7) (3)
Gastos financieros 27 38
Interés y otros ingresos – (10)
Impuesto a la renta – corriente (5) 66
EBITDA Adjustado $ 142 $ 330
Ingreso Operacional y Flujos de caja provenientes de Actividades de la Operación
antes de Capital de Trabajo sin movimiento de fondos.
El ingreso operacional y flujos de caja de las actividades operacionales antes de cambios en
el capital de trabajo sin movimiento de fondos son conciliados con las mediciones de GAAP
canadiense en nuestros estados consolidados de resultados y estados consolidados de flujo
de caja, respectivamente.
66
INFORMACIÓN FINANCIERA TRIMESTRAL (NO AUDITADA)
($ MILLONES, SALVO CUANDO SE INDIQUE)
2009
Ventas
Utilidad (pérdida) neta
Utilidad (pérdida) básica neta por acción
Utilidad (pérdida) diluida neta por acción
2008
Ventas
Resultado neto
Resultado neto básico por acción
Resultado neto diluido por acción
TRES MESES TERMINADOS AL
DEC 31
382
26
0,28
0,28
408
(4)
(0,04)
(0,04)
$
$
SEP 30
317 $
(1)
(0,01)
(0,01)
570 $
70
0,75
0,74
JUN 30
246
(6)
(0,06)
(0,06)
600
38
0,40
0,40
MAR 31
254
(18)
(0,20)
(0,20)
736
65
0,66
0,66
Una discusión y análisis de nuestros resultados del cuarto trimestre 2009 se presenta en el
Análisis y discusión de la Administración del cuarto trimestre 2009, archivado antes la
Canadian Securities Administrators and the U.S. Securities and Exchange Comisión e
incorporado acá por referencia.
INFORMACIÓN ANUAL SELECCIONADA
($ MILLONES, SALVO CUANDO SE INDIQUE)
Ventas
Resultado neto
Resultado neto básico por acción
Resultado neto diluido por acción
Dividendos en efectivo declarados por acción
Total activos
Total pasivos financieros de largo plazo
2009
1.198
0,01
0,01
0,620
2.923
982
2008
2.314 $
169
1,79
1,78
0,605
2.799
864
2007
2.266
373
3,66
3,65
0,545
2.862
656
67
CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS
Controles y Procedimiento de Divulgación
Los controles y procedimiento de divulgación son aquellos controles y procedimientos que se
diseñan para asegurar que la información requerida a ser revelada en las presentaciones
bajo las regulaciones vigentes de valores, es registrada, procesada, resumida e informada
dentro de periodos específicos. Al 31 de Diciembre de 2008, bajo la supervisión y con la
participación de nuestra administración, inclusive nuestro Gerente General y el Gerente de
Finanzas, efectuamos una evaluación de la eficacia del diseño y operación de los controles y
procedimientos de revelación de la Compañía. Basándose en esta evaluación, el Gerente
General y el Gerente de Finanzas han concluido que nuestros controles y procedimientos de
divulgación son efectivos.
Informe Anual de la Administración del Control Interno sobre los Informes
Financieros
La gerencia es responsable de establecer y mantener un sistema de control interno
adecuado sobre la información financiera. El control interno sobre la información financiera
incluye aquellas políticas y procedimientos que (1) están relacionadas con la mantención de
los registros que, con un detalle razonable, en forma exacta y razonablemente reflejan las
transacciones y usos de nuestros activos; (2) entrega una certeza razonable que todas las
transacciones son registradas apropiadamente para permitir la preparación de los estados
financieros de acuerdo con principios contable generalmente aceptados, y que nuestros
ingresos y desembolsos son efectuados de acuerdo con las autorizaciones de la
administración y directores; y (3) provee una seguridad razonable respecto de la prevención
o detección oportuna de compras no autorizadas, uso o disposición de nuestros activos que
pudieran tener un efecto material sobre los estados financieros.
El diseño de cualquier sistema de control interno y procedimientos se basa en parte en
ciertos supuestos sobre la probabilidad de eventos futuros. No puede existir seguridad de
que algún diseño pueda tener éxito en lograr sus objetivos bajo condiciones potenciales
futuras, sin importar cuán remotos sean.
Bajo la supervisión y con la participación de nuestra gerencia, nuestro Gerente General y el
Gerente de Finanzas, realizamos una evaluación de la eficacia de nuestro control interno
sobre la información financiera al 31 de diciembre 2009, basándose en el marco de trabajo
descrito en el Marco Integrado de Control Interno emitido por el Comité de Organizaciones
Auspiciadores de la Comisión Treadway, (COSO). Basándose en nuestra evaluación, bajo
este marco de trabajo, nuestra gerencia concluyó que nuestro control interno sobre la
información financiera era efectivo a dicha fecha.
KPMG LLP (“KPMG”), empresa de contadores públicos independientes registrados, quienes
auditaron y opinaron sobre nuestros estados financieros, han emitido su reporte de
certificación respecto de la efectividad de nuestro sistema de control interno sobre los
informes financieros al 31 de diciembre 2009. Esta certificación se incluye en la página 1 de
nuestros estados financieros consolidados.
Cambios en los Controles Internos sobres la Información Financiera
No ha habido cambios durante el año terminado al 31 de diciembre de 2009 en los controles
68
internos sobre informes financieros que haya afectado materialmente, o que sea
razonablemente probable que afecten los controles internos sobre dichos informes
financieros.
69
DECLARACIONES PROYECTADAS FUTURAS
Esta Discusión y Análisis de la Administración del 2009, contiene declaraciones de
proyecciones futuras respecto de nosotros y de la industria química. Las declaraciones que
incluyen las palabras “cree,” “espera,” “puede,” “sería,” “debería,” “busca,” “intenta,” “planea,”
“estima,” “anticipa,” o la versión negativa de tales palabras u otros términos comparables y
afirmaciones similares de declaraciones de naturaleza futura o de proyecciones futuras
identifican declaraciones de proyecciones futuras.
Más en particular y sin limitación, cualquier declaración en relación a las siguientes son
declaraciones de proyecciones futuras:
+ demanda esperada para el metanol y sus
derivados,
+ nueva oferta de metanol esperada y el
Calendario para la puesta en marcha de la
misma,
+ fecha de cierre esperado (ya sea temporal
O permanente) o re-inicio de oferta
metanol existente (incluyendo nuestras
propias plantas), incluyendo, sin
limitación, la calendarización de cortes
planificado por mantenimiento,
+ precios esperados del metanol y energía,
+ Precios esperados de energía (incluyendo
precios del gas natural y materia prima de
carbón),
+ producción anticipada desde, y tasas de
producción de nuestras plantas,
+ niveles esperados de suministro de gas
natural a nuestras plantas,
+ Capitales comprometidos por terceros
hacia exploración futura de gas natural
en el sur de Chile,
+ resultados previstos de exploración de
gas natural en el sur de Chile y Nueva
Zelanda y calendario del mismo,
+ recepción de consentimientos y
aprobaciones de terceras partes,
+ Costos de operación esperados,
incluyendo la materia prima de gas natural
y los costos de logística,
+ tasas de impuesto esperadas,
+ flujos de caja esperados o capacidad de
generación de ingresos,
habilidad para firmar nuevos contratos gas
o renovar los existentes en términos
viables,
gastos esperado y fuentes futuras de
financiamiento de esos gastos, incluyendo
gastos para apoyar la exploración y
desarrollo de gas natural en Chile y
Nueva Zelanda,
gastos de capital para apoyar la
exploración y desarrollo de gas natural en
el sur de Chile y Nueva Zelanda,
fecha anticipada de inicio de, y costos
para completas nuestro proyecto de
metanol en Egipto,
disponibilidad de facilidades de crédito
comprometidas y otro financiamiento,
estrategia de distribución a los accionistas
y distribución anticipada a los accionistas,
viabilidad comercial de, o capacidad para
ejecutar, proyectos futuros o expansiones
de la capacidad,
fortaleza financiera y capacidad para
hacer frente a compromisos financieros
futuros,
impacto esperado de las acciones
regulatorias, incluyendo las evaluaciones
de la carcinogenicidad de metanol,
formaldehído y MTBE, la imposición de
límites de emisión de formaldehído y de la
legislación relativa a las emisiones de
CO2 en Nueva Zelanda,
actividad económica mundial o regional
esperada (incluyendo niveles de
producción industrial) y fecha esperada
para la recuperación de la actual recesión
económica ,
70
+. impacto esperado sobre estados
financieros y otros impactos
relacionados con la transición de la
empresa a IFRS,
+ resultado esperado de los procedimientos
legales, incluyendo la determinación del
impuesto emitido recientemente por SII
de Trinidad y Tobago y
+ acciones esperadas de los gobiernos,
proveedor de gas, los juzgados y
tribunales, o de terceros, incluido el
establecimiento por el gobierno chino de
nuevas normas para la mezcla de
combustible y el resultado de la
investigación de la lucha anti dumping del
gobierno chino relacionado con las
importaciones de metanol a partir de una
serie de países como Nueva Zelanda
Creemos que tenemos una base razonable para efectuar tales declaraciones de
proyecciones futuras. Las declaraciones de proyecciones futuras en este documento se
basan en nuestra experiencia, nuestra percepción de las tendencias, las condiciones
actuales y acontecimientos futuros esperados, así como otros factores. Ciertos factores
materiales o supuestos han sido adoptados al llegar a estas conclusiones o en la
preparación de los presupuestos o proyecciones que se incluyen en estas declaraciones de
proyecciones futuras incluyendo, sin limitaciones, expectativas futuras y supuestos relativos
a los siguientes:
+ Oferta, demanda y precio de metanol,
derivados de metanol, gas natural,
petróleo y petróleo sus derivados,
+ tasas de producción de nuestras plantas
de acuerdo a lo planificado,
+ éxito de la exploración de gas natural en
el sur de Chile y Nueva Zelanda
aumentando el suministro de gas
natural disponible para nuestras
plantas en Chile y Nueva Zelandia en
términos comercialmente aceptables,
+ recepción de consentimientos o
aprobaciones de terceros, incluyendo sin
limitación, aprobaciones gubernamentales
en relación con derechos de exploración
de gas natural, o el establecimientos de
nueva normativa para combustibles,
+ costos de operación incluyendo materia
de gas natural y costos de logística,
costos de capital, tasas de impuesto,
flujos de efectivo, tasa de cambio y tasas
de interés,
xx+ fecha de término y costo de nuestro
proyecto de metanol en Egipto,
+ disponibilidad de facilidades de crédito
comprometidas y otro financiamiento,
+ disponibilidad de suministro futuro de gas
natural en condiciones comercialmente
aceptables en Chile, Trinidad, Nueva
Zelanda, Canadá y Egipto,
+ actividad económica mundial y regional
(incluyendo niveles de producción
industrial),
+ ausencia de impactos negativos de
desastres naturales importantes O
pandemias mundiales,
+ ausencia de impactos negativos
importantes por cambios en las leyes o
reglamentos,
+ la renovación de líneas de crédito
comprometidas y otras formas de
financiación a su expiración,
+ Opiniones legales en relación con
procedimientos judiciales en curso,
+ cumplimiento de las obligaciones
contractuales por parte de los clientes,
proveedores y otras terceras partes.
Sin embargo, las declaraciones de proyecciones futuras, dada su naturaleza, conllevan
riesgos e incertidumbres que pueden ocasionar que los resultados reales difieran
materialmente de aquellos contemplados en las declaraciones de proyecciones futuras. Los
riesgos e incertidumbres incluyen principalmente aquellos que dicen relación con la
71
producción y comercialización de metanol y con llevar a cabo exitosamente importantes
proyectos de inversión de capital en diversas jurisdicciones, incluyendo sin limitación:
+ las condiciones en la industria del metanol + acciones de la competencia y
y otras industrias, incluyendo las proveedores,
fluctuaciones en la oferta, la demanda y el
precio de metanol y sus derivados,
incluyendo la demanda de metanol para
usos energéticos,
+ acciones de los gobiernos y las
autoridades gubernamentales, incluida la
aplicación de las políticas u otras medidas
por el gobierno chino, el gobierno de
+ disminución significativa en los precios de Estados Unidos o de otros gobiernos que
la energía (incluidos los precios del gas podrían afectar la demanda de metanol o
natural y carbón como materia prima), de sus derivados, o la imposibilidad de
obtener aprobaciones gubernamentales
relacionadas con la exploración de gas
natural los derechos humanos en el sur
de Chile,
+ cambios en leyes y regulaciones,
+ el éxito de la exploración de gas natural y
las actividades de desarrollo en el sur de
Chile, Nueva Zelanda Canadá,
+ disponibilidad de suministro futuro de gas
natural en condiciones comercialmente
aceptables en Chile, Trinidad, Nueva +. restricciones de importación o de
Zelanda, y Egipto, exportación, medidas antidumping, los
aumentos en los derechos, impuestos y
regalías del gobierno y otras acciones de
los gobiernos que pueden afectar
+ fecha de inicio y costos para completas
nuestro proyecto de metanol en Egipto,
ela Capacidad de llevar a cabo negativamente a nuestras operaciones,
exitosamente las iniciativas y estrategias e A :
: + condiciones económicas mundiales y las
corporativas,
condiciones en los mercados financieros
+ problemas inesperados técnicos con mundiales y
nuestras plantas de producción : .
p p : + Otros riesgos descritos en nuestro MDéA
2009.
Además de los factores de riesgo mencionados, el actual incierto entorno económico ha
añadido nuevos riesgos e incertidumbres incluyendo cambios en los mercados de capitales y
sus correspondientes efectos en las inversiones de la empresa, nuestra capacidad para
acceder a créditos existentes o futuros y el incumplimiento de los clientes, proveedores o
aseguradores.
Teniendo en cuenta estos y otros factores, los inversionistas u otros lectores están
advertidos de no depositar confianza excesiva en las declaraciones de proyecciones futuras.
Ellas no son un substituto del ejercicio personal de una debida revisión y aplicación de juicio
propio. Los resultados anticipados en las declaraciones de proyecciones futuras pueden no
materializarse, y no nos comprometemos a actualizar las declaraciones de proyecciones
futuras, con excepción de lo requerido por las leyes de valores correspondientes.
72
Estados Financieros Consolidados
RESPONSABLES DEL INFORME FINANCIERO
Los estados financieros consolidados y toda la información financiera contenida en el
informe anual son de responsabilidad de la gerencia. Los estados financieros consolidados
han sido preparados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de
Canadá y, donde corresponda, han incorporado estimaciones basadas en el mejor juicio de
gerencia.
La gerencia es responsable de establecer y mantener controles internos adecuados sobre el
proceso de informes financieros. Bajo la supervisión y con la participación de nuestra
gerencia, incluyendo al Gerente General y Gerente de Finanzas, realizamos una evaluación
de la efectividad de nuestros controles internos sobre el proceso de informes financieros
basándose en el marco de control interno establecido en Control Interno – Marco Integrado
emitido por el Comité de Organizaciones Auspiciadoras de la Comisión de Treadway.
Basado en nuestra evaluación, nuestra gerencia concluyó que el sistema de controles
internos sobre el proceso de informes fue efectivo al 31 de Diciembre de 2009.
El Directorio es responsable de garantizar que la gerencia cumpla sus responsabilidades
respecto de los informes financieros y del control interno, y es responsable de la revisión y
aprobación de los estados financieros consolidados. El Directorio lleva a cabo esta
responsabilidad principalmente mediante el Comité de Auditoría, Finanzas y Riesgos (el
Comité).
El Comité está compuesto de cinco directores que no tienen la posición de gerentes, todos
los cuales son independientes como lo definen las normas vigentes en Canadá y en Estados
Unidos. El Comité es nombrado por el Directorio para ayudarle a cumplir su responsabilidad
supervisora respecto a: la integridad de los estados financieros de la Compañía,
comunicados de prensa y presentación de información a entes reguladores de mercado;
proceso de informes financieros; sistemas de controles internos contables y financieros;
Calificaciones profesionales e independencia del auditor externo; desempeño de los
auditores externos; procesos de administración de riesgos; planes financieros; planes de
pensión; y cumplimiento de la Compañía con las políticas éticas y los requisitos legales y
regulatorios.
El Comité se reúne regularmente con la gerencia y los auditores de la Compañía. KPMG
LLP, Contadores Externos, para discutir situaciones de control internos y asuntos
importantes sobre informes financieros y de contabilidad. KPMG tiene acceso total e
irrestricto al Comité. KPMG ha auditado los estados financieros consolidados y la eficacia de
los controles internos sobre los informes financieros. Se incluye la opinión de ellos en el
Informe Anual.
A. Terence Poole Bruce Aitken lan Cameron
Presidente del Comité de Presidente y Vice Presidente Ejecutivo de Finanzas y
Auditoría, Finanzas y Riesgos Gerente general Gerente de Finanzas
5 de Marzo 2010
73
INFORME DE LOS AUDITORES
Alos Accionistas y Directorio de Methanex Corporation
Hemos auditado los balances generales consolidados de Methanex Corporation (la
“Sociedad”) al 31 de Diciembre de 2009 y 2008 y los estados consolidados de resultados,
patrimonio, resultados integrales y flujos de efectivo para los años terminados en esas
fechas. Estos estados financieros son de responsabilidad de la administración de la
Sociedad. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados
financieros basados en nuestras auditorias.
Efectuamos nuestras auditorias de conformidad con las normas de auditoría generalmente
aceptadas de Canadá y las normas de la Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades
Públicas (Estados Unidos). Estos estándares requieren que planifiquemos y realicemos la
auditoría para obtener seguridad razonable que los estados financieros no contienen errores
materiales. Una auditoría incluye examinar, en base a pruebas, evidencia que respalda los
montos y revelaciones de los estados financieros. Una auditoría también incluye la
evaluación de los principios contables aplicados, y las estimaciones significativas hechas por
la gerencia, como asimismo evaluar la presentación general de los estados financieros.
En nuestra opinión, estos estados financieros consolidados presentan razonablemente, en
todos los aspectos materiales, la posición financiera de la Compañía al 31 de diciembre del
2009 y 2008, y los resultados de sus operaciones y flujos de caja por los años terminados en
esas fechas de acuerdo con principios contables canadienses generalmente aceptados.
También hemos auditado, de conformidad con las normas de la Junta Supervisora de
Contabilidad de Sociedades Públicas (Estados Unidos), la eficacia de los controles internos
de la Sociedad sobre los informes financieros al 31 de Diciembre de 2009, basándose en los
criterios establecidos en el Control Interno – Marco Interno emitido por el Comité de Auspicio
de Organizaciones de la Comisión Treadway (COSO), y nuestro informe de fecha 5 de
marzo de 2010 expresó una opinión sin salvedades sobre la efectividad de los controles
internos de informes financieros de la compañía.
Chartered Accountants
Vancouver, Canadá
5 de Marzo 2010
74
Informe de los Contadores Públicos Registrados Independientes
Alos Accionistas y Directorio de Methanex Corporation
Hemos auditado los controles internos sobre los informes financieros de Methanex Corporation (“la
Sociedad”) al 31 de Diciembre 2009, basándose en los criterios establecidos en Control Interno –
Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones auspiciadores de la Comisión Treadway
(COSO). La administración de la Sociedad es responsable de mantener controles internos efectivos
sobre los informes financieros y por la evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los
informes financieros que se incluye en la sección titulada “Informe Anual de la Administración sobre
Controles Internos de Reportes Financieros” que se incluye en el Análisis y Discusión de la
Administración. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre la efectividad de los
controles internos de la compañía sobre los informes financieros basados en nuestra auditoría.
Efectuamos nuestra auditoria de conformidad con los estándares de la Junta Supervisora de
Contabilidad de Sociedades Públicas (Estados Unidos). Aquellos estándares requieren que nosotros
planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable de si controles internos
efectivos sobre informes financieros se mantuvieron en todos los aspectos materiales. Nuestra auditoría
incluyó la obtención de la comprensión de controles internos sobre informes financieros, evaluación de
riesgos que una debilidad material pudiere existir, y probar y evaluar el diseño y efectividad de su
operación de controles internos, sobre la base del riesgo evaluado. Nuestra auditoria también incluyó la
ejecución de otros procedimientos en la medida que se consideraron necesarios. Creemos que nuestra
auditoría entrega una base razonable para nuestra opinión.
El control interno de una sociedad sobre informes financieros es un proceso diseñado para entregar una
seguridad razonable con respecto a la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de los
estados financieros para efectos externos de conformidad con los principios de contabilidad
generalmente aceptados. El control interno de una Sociedad sobre informes financieros incluye
aquellas políticas y procedimientos que (1) digan relación con la mantención de registros que, en
detalle razonable, reflejan exactamente las transacciones y usos de los activos de la sociedad; (2)
entregan una seguridad razonable de que las transacciones se han registrado según sea necesario para
permitir la preparación de los estados financieros de conformidad con los principios de contabilidad
generalmente aceptados, y que los ingresos y gastos de la sociedad se han realizado de conformidad
con las autorizaciones de la gerencia y los directores de la sociedad; y; (3) entregan una seguridad
razonable sobre la prevención o la detección oportuna de la adquisición, uso o enajenación de los
activos de la sociedad sin la autorización debida, que podrían tener un efecto importante en los estados
financieros.
Debido a las limitaciones inherentes, los controles internos sobre informes financieros podrían no
impedir ni detectar errores. Además, las proyecciones de una evaluación de la eficacia a periodos
futuros están sujetas al riesgo de que el control se convierta inadecuado debido a los cambios de las
condiciones, o que el grado de cumplimiento con las políticas o procedimientos se pueda deteriorar.
En nuestra opinión, la sociedad mantuvo, en todos los aspectos materiales, controles internos efectivos
sobre informes financieros al 31 de Diciembre de 2009, basándose en los criterios establecidos en
Controles Internos- Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones Auspiciadoras de la
Comisión Treadway (COSO).
También hemos efectuado una auditaría de conformidad con las normas de auditoría generalmente
aceptados en Canadá y normas de la Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades Públicas
(Estados Unidos) sobre los balances generales consolidados 31 de Diciembre de 2009 y 2008 y los
estados consolidados de resultados, patrimonio, utilidad (pérdida) integrales y flujos de efectivo para
los años terminados en esas fechas y nuestro informe de fecha 5 de Marzo de 2010 expresa una
opinión sin salvedades sobre dichos estados financieros consolidados.
Contadores Colegiados
Vancouver, Canadá
5 de Marzo 2010
75
Balance General Consolidado
(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)
AL 31 de DICIEMBRE 2009 2008
(Ajustado
ACTIVOS – nota 1(0))
Activos circulantes:
Efectivo y efectivo equivalente $ 169.788 $ 328.430
Cuentas por Cobrar (nota 2) 257.418 213.419
Inventarios 171.554 177.637
Gastos anticipados 23.893 16.840
622.653 736.326
Activo fijo (nota 4) 2.183.787 1.899.059
Otros activos (nota 6) 116.977 163.642
$ 2.923.417 $ 2.799.027
PASIVOS Y PATRIMONIO
Pasivos circulantes:
Cuentas por pagar y provisiones $ 232.924 $ 235.369
Obligaciones largo plazo con vencimiento en el corto plazo (nota ¡ 29.330 15.282
Otros pasivos largo plazo con vencimiento en el corto plazo (nota 9.350 8.048
271.604 258.699
Obligaciones largo plazo (nota 7) 884.914 766.675
Otros pasivos largo plazo (nota 8) 97.185 97.441
Impuesto diferido (nota 12) 300.510 299.192
Interés minoritario 133.118 88.604
Patrimonio:
Capital
25,000,000 acciones preferentes autorizadas sin valor par o nominal
Autorización ilimitada de acciones ordinarias sin valor par o nominal
Acciones ordinarias emitidas y vigentes al 31 de Diciembre 2009
92,108,242 (2008 – 92,031,392) 427.792 427.265
Sobreprecio en venta de acciones 27.007 22.669
Utilidades retenidas 806.158 862.507
Otros egresos integrales acumulados -24.871 -24.025
1.236.086 1.288.416
$ 2.923.417 $ 2.799.027
Compromisos y contingencias (notas 12 al 18)
Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.
Aprobado por el Directorio:
A. Terence Poole Bruce Aitken
Director Director
76
Estados Consolidados de Resultados
(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)
PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DICIEMBRE 2009 2008
(Ajustado
– nota 1(0))
Ingresos por ventas $ 1,198,169 $ 2,314,219
Costo de ventas y gastos de la operación 1,056,342 1,950,416
Depreciación y amortización 117,590 107,126
Castigo de inventarios (nota 3) – 33,373
Resultado operacional 24,237 223,304
Intereses financieros (nota 10) (27,370) (38,439)
Intereses y otros ingresos (gastos) (403) 10,626
Utilidad (pérdida) antes de impuestos (3,536) 195,491
Impuestos a la renta (nota 12):
Corriente 5,592 (66,148)
Largo plazo (1,318) 39,410
4,274 (26,738)
Resultado neto $ 738 $ 168,753
Utilidad neta básica por acción ordinaria $ 0.01 $ 1.79
Utilidad neta diluida por acción ordinaria $ 0.01 $ 1.78
Promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes 92,063,371 94,520,945
Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias vigentes 92,688,510 94,913,956
Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados
77
Estado de Patrimonio Consolidado
(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)
Número de Sobreprecion Otras pérdidas
Acciones en ventas de Utilidades integrales
Ordinarias Capital acciones Retenidas acumuladas | Total Patrimonio
Saldos, 31 Diciembre 2007
reportado anteriormente 98.310.254 | $ 451.640 $ 16.021 $ 876.348 $ (8.655)| $ 1.335.354
Adjustes por adopción
retroactiva de políticas
contables nuevas:
Goodwill e intangibles
(nota 1(0)) – – – (7.790) – (7.790)
Interés minoritario
participación proporcional (not. – – – 1.858 3.462 5.320
Saldos, 31 Diciembre 2007
ajustados 98.310.254 451.640 16.021 870.416 (5.193) 1.332.884
Resultado neto y otras
pérdidas integrales,
reportadas anteriormente – – – 172.298 (31.363) 140.935
Adjustes por adopción
retroactiva de políticas
contables nuevas:
Goodwill e intangibles
(nota 1(0)) – – – (5.818) – (5.818)
Interés minoritario
participación proporcional (not. – – – 2.273 12.531 14.804
Resultado neto y otras.
pérdidas integrales,
reportadas ajustado – – – 168.753 (18.832) 149.921
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 8.225 – – 8.225
Emisión de acciones ejercicio
de opciones de acciones 224.016 4.075 – – – 4.075
Reclasificación de fecha
valor equitativo al ejercer
opciones de acciones – 1.577 (1.577) – – –
Pago recompra de acciones (6.502.878) (30.027) – (119.829) – (149.856)
Dividendos pagados – – – (56.833) – (56.833)
Saldos, 31 Diciembre 2008 92.031.392 427.265 22.669 862.507 (24.025) 1.288.416
Resultado neto – – – 738 – 738
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 4.440 – – 4,440
Reclasificación de fecha
valor equitativo al ejercer 76.850 425 – – – 425
opciones de acciones
value on exercise of stock
options – 102 (102) – – –
Dividendos pagados – – – (57.087) – (57.087)
Otras pérdidas integrales – – – – (846) (846)
Saldos, 31 Diciembre 2009 92.108.242 | $ 427.792 $ 27.007 $ 806.158 $ (24.871) $ 1.236.086
Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados
78
Estado Consolidado de Utilidad (Pérdidas) Integrales
(Miles de dólares americanos)
PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DE DICIEMBRE
2009 2008
(Ajustado
– nota 1(0))
Resultado neto $ 738 $ 168,753
Otros ingresos (pérdidas) integrales:
Cambios en el valor justo de contratos de moneda forward, neto de impues 36 9
Cambio en el valor justo de contratos swap de tasa de interés, neto de imp! (882) (18,841)
(846) (18,832)
Utilidad (pérdida) integral $ (108) $ 149,921
Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.
79
Estado Consolidados de Flujo de Efectivo
(Miles de dólares americanos)
PARA LOS AÑOS LOS AÑOS TERMINADOS 2009 2008
(As adjusted
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES OPERACIONALES – note 1(0))
Resultado neto E 738 $ 168.753
Agregar (deducir) items sin movimiento de efectivo:
Depreciación y amortización 117.590 107.126
Impuestos diferidos 1.318 (39.410)
Compensaciones basadas en acciones 12.527 2.811
Otros 7.639 2.797
Otros pagos en efectivo, incluyendo compensaciones basadas en acciones (11.302) (7.565)
Flujo de efectivo de actividades operacionales antes de lo indicado a contin 128.510 234.512
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (nota 13) (18.253) 78.383
110.257 312.895
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES FINANCIERAS
Dividendos pagados (57.087) (56.833)
Pagos por compras de acciones propias – (149.856)
Obligaciones con garantías limitas (nota 7) 151.378 204.000
Contribuciones de capital accionistas minoritarios 45.103 65.198
Pagos de obligaciones con garantías limitadas (15.282) (15.282)
Emisión de acciones por ejercicio de opciones 425 4.075
Honorarios financieros (1.949) –
Pago de otras obligaciones de largo plazo (11.157) (5.990)
111.431 45.312
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSION
Activo fijo (60.906) (96.956)
Planta en construcción en Egipto (261.646) (382.184)
Acivos petróleo y gases (nota 1(p)) (22.840) (41.781)
Financiamiento de GeoPark, neto de pagos (nota 6) (9.285) (22.319)
Movimiento en provisiones en deudas de proyectos 5.229 (1.820)
Otros activos (2.454) 161
Cambios en capital de trabajo no-monetario relacionado con
inversiones (nota 13) (28.428) 26.898
(380.330) (518.001)
Disminución de efectivo y efectivo equivalente (158.642) (159.794)
Efectivo y efectivo equivalente a principios de año 328.430 488.224
Efectivo y efectivo equivalente a fines de año $ 169.788 $ 328.430
INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA FLUJO DE EFECTIVO
Intereses pagado $ 52.767 $ 47.284
Impuestos pagados, neto de reembolsos $ 6.363 $ 78.591
Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.
80
Notas a los Estados Financieros Consolidados
(Los montos se muestran en miles de dólares US, excepto donde se señale)
AÑOS TERMINADOS 31 DE DICIEMBRE 2009 Y 2008
Políticas contables significativas:
(a) Bases de presentación:
Estos estados financieros consolidados se preparan de acuerdo con principios de
contabilidad generalmente aceptados en Canadá. Estos principios son distintos en algunos
aspectos de aquellos generalmente aceptados en Estados Unidos, y las diferencias
significativas se describen y concilian en Nota 19.
Estos estados financieros consolidados incluyen los estados financieros de Methanex
Corporation, de las subsidiarias con propiedad y de las subsidiarias en donde existe el
control y la proporción de los estados financieros en entidades controladas en forma
conjunta (colectivamente la Sociedad). En aquellas entidades en donde la sociedad tiene el
control aún cuando no tenga la propiedad, se incluye la proporción que no está bajo control
en los estados financieros y representa la participación de los accionistas que no tienen el
control en los activos netos de la sociedad.. En conformidad con la Guía Contable No.15,
Consolidación de entidades con participación variable, la Sociedad también consolida las
entidades de interés variable cuando es la primera beneficiaria, según lo definido. Cuando la
sociedad no tiene el control, pero ejerce una influencia significativa sobre la entidad, la
Sociedad aplica el método de valor patrimonial. Todas las transacciones y balances
significativos entre empresas relacionadas han sido eliminados. La preparación de estos
estados financieros consolidados requiere de estimaciones y supuestos que afectan a los
montos informados y revelados en los estados financieros y sus notas. Las políticas que
requieren de estimaciones significativas se describen a continuación. Los resultados reales
podrían diferir de aquellas estimaciones.
(6) Moneda del informe y conversión de moneda extranjera:
La mayor parte de los negocios de la Compañía se transan en dólares de Estados Unidos y,
por lo tanto, estos estados financieros consolidados han sido medidos y expresados en esa
moneda. La sociedad convierte partidas monetarias expresadas en moneda extranjera a los
tipos de cambio vigentes a las fechas del balance y los ingresos y gastos a tipos de cambio
promedios del año. Las utilidades y pérdidas cambiarias se incluyen en resultados.
(c) Efectivo equivalentes:
Los equivalentes de efectivo incluyen valores con vencimiento a tres meses o menos desde
la fecha de compra.
(4) Deudores por venta:
La Compañía da crédito a sus clientes en el curso normal de sus negocios. La Compañía
realiza evaluaciones de créditos de sus clientes en forma continua y mantiene provisiones
por potenciales pérdidas. La Compañía registra provisiones por cuentas incobrables o
castiga el monto por cobrar hasta su valor neto estimado de realización. Las pérdidas por
crédito históricamente han estado dentro del rango de las expectativas de la gerencia.
(e) Inventarios:
Los inventarios se valorizan al más bajo, entre el costo y el valor neto realizable estimado.
El costo es determinado sobre la base primero en entrar primero en salir e incluye costos
81
directos de compra, costos de producción y de transporte.
(9 Activo fijo:
El activo fijo se registra al costo. Los intereses incurridos durante la construcción se
capitalizan al costo del activo. Los créditos tributarios de incentivo relacionados con el activo
fijo se registran como una reducción del costo del activo fijo. El beneficio de los créditos
tributarios de incentivo se reconoce en resultados a través de una menor depreciación en
períodos futuros.
La depreciación y amortización generalmente se determina en base lineal, o en el caso de
las operaciones de Nueva Zelanda, sobre la base unidades de gas consumido, a tasas
calculadas para amortizar el costo del activo fijo desde el inicio de las operaciones
comerciales a lo largo de sus vidas útiles estimadas hasta su valor residual estimado.
Los costos de mantención y reparaciones rutinarios son cargados a resultados en la medida
que se incurren. A intervalos regulares, la sociedad lleva a cabo un cierre planificado de la
planta y una inspección, para realizar un mantenimiento mayor y reemplazo de catalizador.
Los costos relacionados con estos cierres se capitalizan y amortizan a lo largo del período
hasta el siguiente cierre planificado.
La sociedad periódicamente revisa el valor libro de sus activos para evaluar la pérdida de
valor cuando existen circunstancias que indican que el valor de un activo pudiese no ser
recuperable. Si se determina que los flujos no descontados de un activo son menores que su
valor libro, el activo se castiga hasta su valor justo.
(9) Otros activos:
Los derechos de comercialización y producción se capitalizan en otros activos y se
amortizan e incluyen en gastos de depreciación y amortización sobre una base apropiada
para cargar el costo de los activos a resultados.
Los costos financieros relacionados con líneas de financiamiento no giradas se capitalizan
en otros activos y se amortizan como gasto financiero durante el periodo de la línea de
crédito. Los costos financieros relacionados con financiamiento para proyectos se capitalizan
en otros activos hasta que el financiamiento del proyecto es totalmente girado. Una vez que
el financiamiento del proyecto es totalmente girado, estos costos se reclasifican para
presentar la obligación de largo plazo neta de costos financieros y se amortiza a gasto
financiero durante el periodo de vigencia de la deuda. Otros pasivos de largo plazo se
presentan netos de costos financieros y se amortizan como gasto financiero durante el
periodo de vigencia del crédito sobre una base de interés efectiva.
(nh) Obligaciones por retiro de activos:
La Sociedad reconoce obligaciones por retiros de activos para aquellas faenas donde se
puede determinar razonablemente una estimación definitiva del valor justo de la obligación.
La Sociedad estima el valor justo determinando el costo actual de mercado requerido para
liquidar la obligación de retiro de activo y ajusta por la inflación hasta la fecha esperada de
los gastos, y descuenta este monto a valor presente a la fecha en que la obligación se
incurrió originalmente. Puesto que la obligación se registra inicialmente a su valor presente,
se aumenta cada período, hasta la fecha estimada de liquidación. El gasto resultante se
denomina gasto de acreción y se incluye en el costo ventas y gastos de la operación. . Las
obligaciones de retiro de activos no son reconocidas con respecto a activos con vida útil
indefinida o indeterminable puesto que el valor justo de las obligaciones de retiro de activos
no puede ser estimado razonablemente, debido a las incertidumbres de la ocurrencia de los
gastos. La Sociedad revisa las obligaciones de retiro de activos periódicamente y ajusta la
obligación según sea necesario para reflejar los cambios en los flujos de caja futuros
82
estimados y los tiempos que subyacen a la medición del valor justo.
(1) Beneficios futuros de los empleados:
Las obligaciones devengadas por beneficio de pensión y gastos relacionados para planes de
pensión de beneficios definidos se determinan utilizando rendimientos actuales de bonos de
mercado para medir la obligación de beneficio de pensión devengada. Los ajustes a esta
obligación devengada y el valor justo de los activos del plan que emanan de cambios en los
supuestos actuariales, experimentan utilidades y pérdidas, y enmiendas al plan que superen
10% del valor mayor entre la obligación devengada y el valor justo de los activos del plan se
amortizan con cargo a resultados sobre una base lineal, durante la vida útil restante
promedio estimada del grupo de empleados. El costo de planes de beneficios definidos de
aporte se reconoce en resultados sobre base devengada.
83
() Ingreso neto por acción ordinaria:
La Sociedad calcula el ingreso neto básico por acción ordinaria dividiendo el resultado neto
por el número promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes y calcula el resultado
neto diluido por acción ordinaria bajo el método de acciones propias readquiridas. Bajo el
método de acciones propias readquiridas, el promedio ponderado de acciones ordinarias
vigentes para calcular el resultado neto diluido por acción supone que el total del ingreso por
recibir al ejercer las opciones de acciones diluidas y la porción no reconocida del valor justo
de las opciones de acciones se aplica a la recompra de acciones ordinarias al precio
promedio de mercado para el período. Una opción de acciones se puede diluir solamente
cuando el precio promedio de mercado de acciones ordinarias durante el período supera el
precio de ejercicio de la opción de acciones.
Una conciliación del promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes es la siguiente:
PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Denominador para resultado neto básico por acción ordinaria 92.063.371 94.520.945
Efecto de opciones accionarias diluidas 625.139 393.011
Denominador para resultado neto diluido por acción ordinaria 92.688.510 94.913.956
(k) Compensación basada en acciones:
La Sociedad otorga premios basados en acciones como un elemento de compensación. Los
premios basados en acciones que otorga la Sociedad pueden incluir opciones para la
compra de acciones, unidades accionarías diferidas, unidades accionarias restringidas o
unidades accionarias de rendimiento.
Para las opciones de acciones otorgadas por la Sociedad, el costo del servicio recibido como
importe se mide basándose en una estimación del valor justo en la fecha del otorgamiento.
El valor justo de la fecha de otorgamiento se reconoce como un gasto de remuneración a lo
largo del período de servicio con un aumento correspondiente en el excedente aportado. Al
ejercer la opción de acciones, el importe recibido por el ejercicio de opciones de acciones,
junto con el gasto en remuneración previamente registrado como excedente aportado se
abona a patrimonio. La Sociedad utiliza el modelo de valoración de opciones de Black-
Scholes para estimar el valor justo de cada opción en la fecha del otorgamiento.
Las unidades accionarias diferidas, restringidas y de cumplimiento son beneficios de
acciones ordinarias nominales que se pueden rescatar a cambio de efectivo basándose en el
valor de mercado de las acciones ordinarias de la Sociedad y no son diluidas para los
accionistas. Las unidades accionarias de rendimiento poseen una característica adicional en
que la última cantidad de unidades que confieran serán determinadas por el retorno total de
los accionistas de la Sociedad con respecto a una meta predeterminada durante el periodo
de adjudicación… La cantidad de unidades que al final se adjudiquen y estarán en el rango
50% al 120% del beneficio original. El valor justo de las unidades accionarias diferidas
restringidas y de rendimiento se mide inicialmente a la fecha de otorgamiento en base al
valor de mercado de las acciones ordinarias de la Sociedad y se reconoce en resultados a lo
largo del período de servicio respectivo. Los cambios en el valor justo se reconocen en
resultados para la proporción del servicio que se ha prestado en cada fecha de reporte.
Información adicional relacionada con planes de opciones de acciones, los supuestos
utilizados y el modelo de precios de Black-Scholes y las unidades accionarias diferidas,
restringidas y de rendimiento de la Sociedad se describen en la nota 9 .
84
(Y Reconocimiento de Ingresos:
Los ingresos por ventas se reconocen basándose en las condiciones contractuales
individuales cuando el título y riesgo de pérdida del producto se traspasa al cliente, lo que
ocurre generalmente al momento en que se realiza el embarque. Los ingresos por ventas se
reconocen al momento de la entrega en la ubicación del cliente si la Sociedad retiene el título
el riesgo de pérdida durante el embarque. Para el metanol embarcado a consignación, los
ingresos se reconocen cuando el cliente consume el metanol. Para el metanol vendido en
base a comisión, el ingreso proveniente de la comisión se incluye en ventas cuando se
devenga.
(m) Instrumentos Financieros:
Los instrumentos financieros bajo GAAP canadienses deben clasificarse en una de cinco
categorías y dependiendo de la categoría, será medido a su costo amortizado o valor justo.
Las inversiones que se mantienen hasta su vencimiento, préstamos y cuentas por cobrar y
otras obligaciones financieras, se miden a su costo amortizado. Los activos y pasivos
financieros mantenidos para su comercialización, y los activos financieros disponibles para la
venta se miden a la fecha de balance a su valor justo. Los cambios en el valor justo de
activos y pasivos financieros mantenidos para su comercialización se reconocen en
resultados, a diferencia del cambio en el valor justo de los activos financieros disponible para
la venta se reconocen en otros resultados integrales hasta que el activo se elimina o
experimenta pérdida de valor, en cuya caso los montos serán registrados en resultados. La
compañía clasifica su efectivo y efectivo equivalente como mantenido para la venta. Las
cuentas por cobrar se clasifican como préstamos y cuentas por cobrar. Las cuentas por
pagar y provisiones, obligaciones de largo plazo, netas de costos financieros, y otras
obligaciones de largo plazo se clasifican como otras obligaciones.
Bajo estas normas, los instrumentos financieros derivados, incluyendo derivados
subyacentes, se clasifican como mantenidos para la venta y se registran en el balance a
valor justo, a no ser que estén exentos. La sociedad registra todos los cambios en valor justo
de los instrumentos financieros derivados en resultados, a menos que, los instrumentos sean
designados como cobertura de flujo de caja. La Sociedad entra en, y designa como
cobertura de flujo de caja ciertos contratos forward de venta de moneda para cubrir la
exposición de cambio sobre ventas anticipadas. También la sociedad entra en, y designa
como cobertura de flujo de caja ciertos contratos swap de tasa de interés para cubrir la
exposición de variación de tasa de interés variable en sus obligaciones con garantías
limitadas. La Sociedad evalúa en la fecha inicial y continuamente si las coberturas son y
continúan siendo efectivas para compensar cambios en los flujos de caja de las
transacciones cubiertas. La porción efectiva de cambios en los valores justos de estos
instrumentos de coberturas se reconocen en otros resultados integrales. Cualquier utilidad o
pérdida en el valor justo de la porción inefectiva se reconoce inmediatamente en resultados.
(n) Impuestos a la renta:
Los impuestos a la renta diferidos se contabilizan utilizando el método de activos y pasivos.
El método de activos y pasivos exige que los impuestos a la renta reflejen las consecuencias
esperadas de diferencias temporales entre los montos libros de activos y pasivos y sus
bases tributarias. Los activos y pasivos de impuestos a la renta diferidos se determinan para
cada diferencia temporal basándose en tasas tributarias actualmente promulgadas o
sustancialmente promulgadas que se espera que estén en vigencia cuando los elementos
subyacentes de ingresos o gastos se espera se realicen. El efecto de cambio en las tasas
tributarias o en la legislación tributaria se reconoce en el período de promulgación efectiva.
85
Los beneficios tributarios futuros, tales como saldos de pérdidas no por concepto de capital,
se reconocen en la medida en que la obtención de tales beneficios se considera más que
probable.
La Sociedad devenga impuestos que serán pagados en las fechas de distribuciones desde
sus filiales cuando es probable que se repatrien las utilidades.
La determinación de los impuestos a la renta exige el uso de criterio y estimaciones. Si
ciertos criterios o estimaciones demuestran ser inexactos, o si ciertas tasas tributarias o
leyes cambian, los resultados de las operaciones de la Sociedad y la posición financiera
podrían verse impactados en forma importante.
(0) Activos intangibles:
El 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó la Sección 3064 del CICA, Menor/Mayor Valor y
Activos intangibles. Esta nueva norma contable, sustituye la Sección 3062, Menor/Mayor
Valor y Otros Activos Intangibles. La Sección 3064 expande las normas sobre el
reconocimiento, medición y divulgación de activos intangibles. El impacto de la adopción
retroactiva de esta norma en los estados financieros consolidados de la Compañía al 1 de
enero de 2009 es aproximadamente de $13 millones registrado como una reducción de los
saldos de apertura de utilidades retenidas y activo fijo. El monto se relaciona con
determinados gastos pre-operacionales que se habían capitalizados como activo fijo al 31 de
diciembre de 2008, y que deberían haberse registrados como gastos en conformidad con
esta nueva norma. El impacto para el año terminado al 31 de Diciembre de 2009 fue un
aumento en gastos de venta, generales y administrativos de aproximadamente $3.8 millones
(2008 – $3.5 millón)…
Como una parte de estos gastos pre-operacionales se incurrieron en una filial con propiedad
compartida, la Compañía también ha ajustado los saldos de apertura de esta inversión (NCI)
y de utilidades retenidas al 31 de diciembre de 2008 por la parte proporcional de
participación en esa entidad (NC!) de aproximadamente $4 millones. Además, la Compañía
ha reclasificado retrospectivamente aproximadamente $16 millones de resultados integrales
acumulados pérdida a Inversiones (NIC), lo que representa la proporción de la inversión
(NCI) de los resultados integrales pérdida, acumulados al 31 de diciembre de 2008.
(1) Gastos de exploración de petróleo y gas natura y gastos de desarrollo:
El 24 de agosto de 2009, la Sociedad recibió la aprobación final del gobierno del acuerdo
firmado el 5 de mayo de 2008 con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), la empresa
estatal chilena de petróleo y gas. El acuerdo con la ENAP es acelerar la exploración y el
desarrollo de gas en el bloque de exploración Dorado Riquelme, en el sur de Chile, y
suministrar gas natural adicional de fuente Chilena a las instalaciones de producción de la
Compañía en Chile. Bajo este convenio la Sociedad financia una participación del 50% en
este bloque.
Al recibir la aprobación final del gobierno, la Compañía adoptó la directriz del CICA sobre
reconocimiento del costo total aplicable a la industria petrolera y de gas para contabilizar la
inversión en el bloque Dorado Riquelme. Bajo este método, se capitalizan todos los costos,
incluyendo los costos internos y los costos de retiro de activos, directamente asociados con
la adquisición, exploración y desarrollo de las reservas de gas natural. Los costos son
consumidos y se amortizan utilizando la unidad de método de producción basado en la
estimación de las reservas probadas. Los costos capitalizados sujetos a castigos incluyen
los costos futuros estimados a ser incurridos en el desarrollo de las reservas probadas. Los
costos de los proyectos importantes de desarrollo y los costos de adquisición y evaluación
de importantes propiedades no comprobadas se excluyen de los costos sujetos a consumo
86
hasta que se determine si las reservas probadas son atribuibles a las propiedades, o ha
ocurrido deterioro. Los costos que se han deteriorado se incluyen en los costos sujetos a
agotamiento y amortización.
Bajo la directriz de CICA sobre contabilidad de costo total, una evaluación de deterioro
(“prueba límite”) se realiza sobre una base anual para todos los activos petroleros y de gas.
La pérdida por deterioro se reconoce en resultados cuando el valor libro no es recuperable y
el valor libro excede su valor justo. El valor libro no es recuperable si el valor libro excede la
suma de los flujos de caja de las reservas probadas no descontados. Si la suma de los flujos
de caja es menor que el valor libro, la pérdida por deterioro se mide como la cantidad en que
el valor libro exceda la suma de los flujos de caja descontados de las reservas probadas y
probables. La Compañía efectuó la prueba límite máxima anual para su inversión en el
bloque Dorado Riquelme y concluyó que nos existía deterioro al 31 de diciembre de 2009.
Como resultado de la adopción de la metodología de contabilidad de costo total para la
inversión en petróleo y gas, la Compañía reclasificó la inversión en el Dorado Riquelme de
otros activos a activo fijo. El valor libro neto de $63.8 millones relacionado con activos de
petróleo y gas al 31 de Diciembre 2009 se compone de adiciones acumuladas de $64.6
millones y obligaciones por retiro de activos de $3.8 millones neto de consumo acumulado
de $4.6 millones. En el año terminado al 31 de diciembre de 2009 la Compañía contribuyo
$22.8 millones (2008 – $41,8 millones) en la inversión Dorado Riquelme.
(q) Cambios anticipados en los principios contables generalmente aceptados de
Canadá:
El Comité de Normas Contables de Canadá confirmó el 1 de enero 2011 como la fecha
oficial de convergencia para que las empresas públicas Canadienses comiencen con la
adopción de las Normas Internaciones de Contabilidad (IFRS), según las ha emitido el
International Accounting Standards Board (IASB). En consecuencia, la sociedad adoptará
IFRS en sus reportes trimestrales y anuales comenzando en el primer trimestre de 2011 y
entregará información comparativa para el año 2010.
(1) Receivables:
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Comerciales $ 191002 $ 141.716
Impuesto al valor agregado y otros impuestos por recuperar 56.264 24.949
Porción circulante financiamiento de GeoPark 8.086 6.000
Por cobrar abastecimiento gas natural – 30.609
Otros 2.066 10.145
$ 257.418 $ 213.419
(s) Inventories:
Los inventarios se valorizan al más bajo, entre el costo, determinado en base primero en
llegar primero en salir, y el valor neto realizable estimado. Sustancialmente todos los
inventarios son metanol de producción propia y adquirida de terceros. El monto de inventario
incluido en el costo de las ventas y gastos operacionales y depreciación y amortización
durante el año terminado el 31 de diciembre de 2009 fue $997 millones (2008 – $1,860
millones). En el año 2008, la Compañía registró un cargo a resultados neto antes de
impuestos de $33,4 millones para castigar los inventarios al menor entre costo o valor
87
estimado neto de realización.
(y Activo fijo:
DEPRECIACION
AL 31 DE DICIEMBRE COSTO ACUMULADD| VALOR LIBRO NETO
2009
Planta y equipo $ 2.586.920 $ 1.380.379|$ 1.206.541
Planta en construcción – Egipto (nota 18(d)) 854.164 – 854.164
Activos petróleo y gas (nota 1(p)) 68.402 4.560 63.842
Otros 127.623 68.383 59.240
$ 3.637.109 $ 1.453.322 | $ 2.183.787
2008
Planta y equipo $ 2544163 $ 1.209.296 |$ 1.244.867
Planta en construcción – Egipto (nota 18(d)) 590.585 – 590.585
Otros 127.731 64.124 63.607
$ 3.262.479 $ 1.363.420 | $ 1.899.059
(uy) Participación en el Joint Venture Atlas:
La Sociedad tiene una participación de 63,1% en joint venture en Atlas Methanol Company
(Atlas). Atlas posee una planta de producción de metanol de 1,7 millones de toneladas al
año en Trinidad. Se incluyen en los estados financieros consolidados los siguientes montos
que representan la participación proporcional de la Sociedad en Atlas:
BALANCES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Efectivo y efectivo equivalente $ 8.252 $ 35.749
Otros activos circulantes 72.667 57.374
Activo fijo 240.290 249.609
Otros activos 12.920 18.149
Cuentas por pagar y provisiones 22.380 19.927
Deuda de largo plazo, incluyendo vencimientos corrientes (nota 7 93.155 106.592
Impuestos diferidos (nota 12) 18.660 17.942
ESTADOS CONSOLIDADOS DE RESULTADOS PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DE
DICIEMBRE 2009 2008
Ventas $ 194.314 $ 286.906
Gastos 158.611 271.493
Resultado antes de impuestos 35.703 15.413
Impuestos (6.127) (4.488)
Resultado neto $ 29.576 $ 10.925
88
ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31
DE DICIEMBRE 2009 2008
Flujos de efectivo proveniente de actividades operacionales $ 36.166 $ 44.861
Flujos (egresos) de efectivo proveniente de actividades financier (14.032) (15.852)
Flujos (egresos) de efectivo proveniente de actividades de inver: (3.568) (2.977)
89
(v) Other assets:
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Derechos de comercialización y producción, neto de amortización acurr $ 19,099 27,080
Efectivo restringido para la cuenta de reserva para el servicio de la deu: 12,920 18,149
Costos de financiamiento diferido, neto de amortización acumulada 9,725 15,281
Planes definidos de pensión de beneficios (nota 17) 16,003 16,456
GeoPark financiamiento 37,969 30,616
Inversión Dorado Riquelme – 42,123
Otros 21,261 13,937
$ 116,977 $ 163,642
Para el año que terminó el 31 de diciembre de 2009, la amortización de derechos de
comercialización y producción incluida en la depreciación y amortización fue de $8,0 millones
(2008 – $7,6 millones) y la amortización de costos financieros diferidos incluida en gasto de
intereses fue de $0,6 millones (2007 – $1,1 millones).
Durante 2007, la Compañía entró en un acuerdo de financiamiento con Geopark Chile
Limited (Geopark) en virtud del cual la compañía proporcionó $40 millones de financiamiento
(de los cuales $10 millones han sido pagados al 31 de Diciembre 2009) para apoyar y
acelerar las actividades de exploración y desarrollo de gas natural de Geopark en el Bloque
Fell en el sur de Chile. Geopark acordó proveer a la Compañía todo el gas natural
procedente del Bloque Fell bajo un contrato de suministro exclusivo de diez años. En
Octubre 2009 la Sociedad firmó un contrato para proporcionar $18 millones adicionales de
financiamiento para apoyar a las actividades de exploración y desarrollo de gas natural de
Geopark en el sur de Chile, de los cuales $15 millones fueron proporcionados a Geopark en
2009. Al 31 de diciembre de 2009, el monto pendiente es $46.1 millones de los cuales $8.1
millones, que representa la porción circulante, se registra en cuentas por cobrar.
Producto de la adopción de la metodología del costo total en 2009 para las inversiones de
petróleo y gas, la Sociedad reclasificó la inversión Dorado Riquelme desde otros actives al
rubro active fijo – ver nota 1 (p).
90
Obligaciones a largo plazo:
AL 31 DE DICIEMBRE
Documentos no garantizados:
(i) 8.75% vence 15 de agosto de 2012 (retorno efectivo 8,88%)
(ii) 6.00% vence 15 de agosto de 2015 (retorno efectivo 6,10%)
Atlas crédito con recurso limitado (participación proporcional 63,1% ):
(i) Préstamo bancario comercial con intereses pagaderos dos
veces al año a tasa LIBOR más un margen que fluctúa entre
2,25% a 2,75% anual. El capital se paga en doce pagos
semestrales que comenzaron en Junio de 2005
(ii) Documentos garantizados con una tasa de interés y pagos
semestrales de 7,95% anual. El capital será pagado en nueve
pagos semestrales a partir de Diciembre de 2010.
(iii) Obligaciones con tasa fija, con una tasa de interés de
8,25% anual y pagos semestrales de intereses. El capital será
pagado en cuatro cuotas semestrales a partir de junio 2015.
(iv) Préstamos subordinados con una tasa de interés base LIBOR más
margen que fluctúa entre 2,25% a 2,75% por año. El capital será
pagado en 20 cuotas semestrales a partir de Diciembre de 2010.
Egipto: Obligaciones con garantías limitadas:
(i) Préstamo internacional por un monto máximo de $139 millones,
con intereses pagaderos semestralmente con tasa de interés base LIBOR más
margen en el rango de 1.1% a 1.5% anual. El capital se pagará
en 24 cuotas semestrales a partir de Septiembre 2010.
(ii) Préstamo Euromed por un monto máximo de $146 millones con intereses
pagaderos semestralmente, con tasa de interés base LIBOR más un margen
en el rango de 1.1% a 1.4%. El capital se paga en 24 cuotas semestrales
a partir de Septiembre 2010.
(iii) Préstamo bajo Articulo 18 por un monto máximo de $77 millones con intereses
pagaderos semestralmente, con tasa de interés base LIBOR más un margen
en el rango de 1.0% a 1.4%. El capital se paga en 24 cuotas semestrales
a partir de Septiembre 2010.
(iv) Préstamo de Egipto por un monto máximo de $168 millones con intereses
pagaderos semestralmente, con tasa de interés base LIBOR más un margen
en el rango de 1.0% a 1.6%. El capital se paga en 24 cuotas
semestrales a partir de Septiembre 2010.
Egipto, honorarios financieros diferidos
Egipto, endeudamiento con garantías limitadas, neto de honorarios financieros
Otros préstamos con garantías limitadas
Menos vencimientos corto plazo
2009
148,705
347,332
7,071
62,064
14,769
9,251
93,155
109,074
145,600
48,900
168,378
(10,382)
461,570
12,187
914,244
(29,330)
2008
$ 198,627 $ 198,182
148,518
346,700
20,890
61,758
14,725
9,219
106,592
95,074
145,600
33,900
46,000
(5,346)
315,228
13,437
781,957
(15,282)
$ 884,914 $ 766,675
91
Para el año terminado al 31 de diciembre 2009 el abono sin movimiento de efectivo, sobre
una base de interés efectivo, de estos costos financieros diferidos fue de $1.2 millones (2008
– $1.3 millones) y se incluyen en gastos financieros.
Los pagos mínimos de capital en total y en cada uno de los cinco años siguientes son como
sigue:
2010 $ 29,330
2011 44,394
2012 246,140
2013 48,123
2014 49,785
Posterior 511,091
$ 928,863
El préstamo con garantías limitadas de Egipto está afecto a la tasa de interés LIBOR más un
delta. La Compañía ha tomado contratos swap de tasa de interés para proteger la tasa
LIBOR por una tasa promedio fija de 4.8% para aproximadamente el 75% del crédito con
garantías limitada de Egipto para el periodo 28 de septiembre 2007 al 31 de marzo 2015,(ver
nota 15)
The Egypt and Atlas limited recourse debt facilities are described as limited recourse as they
are secured only by the assets of the Egypt entity and the Atlas joint venture, respectively.
Accordingly, the lenders to the limited recourse debt facilities have no recourse to the
Company or its other subsidiaries. Las líneas de crédito para deuda con garantías limitadas
de Egipto y Atlas se describen como de garantías limitadas, ya que solo están garantizadas
por los activos de la entidad de Egipto y del Joint venture de Atlas, respectivamente. En
consecuencia, los prestamistas de los créditos con garantías limitadas no tienen ningún
recurso contra la Compañía o sus otras filiales. Según los términos de las líneas de crédito
de garantías limitadas las sociedades pueden efectuar distribuciones de caja u otras,
después de cumplir con ciertas condiciones.
Otras obligaciones con garantías limitadas son pagables durante doce años en cuotas
trimestrales iguales, a partir de Octubre 2007. Los intereses sobre estas obligaciones se
paga trimestralmente a LIBOR más 0.75%.
Al 31 de diciembre de 2009, la Sociedad tiene créditos bancarios renovables no girados y no
garantizados de US$200 millones proporcionados por entidades financieras altamente
clasificadas con vencimiento en Mayo de 2012 y están sujetos a ciertos índices, incluyendo
una relación EBITDA/interés, y deuda/capital, predefinidos. Esta disponibilidad de crédito se
clasifica pari passu con los bonos no garantizados de la Sociedad.
(w) Otras obligaciones a largo plazo:
92
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Obligaciones por retiro de activos (a) $ 16,134 $ 12,029
Obligaciones leasing financieros (b) 15,921 20,742
Unidades accionarias diferidas, restringidas y de rendimiento (nota 9) 21,411 16,224
Chile, convenio de jubilación de Chile (nota 17) 19,785 17,754
Valor justo de instrumentos financieros derivados (nota 15) 33,284 38,740
106,535 105,489
Less current maturities (9,350) (8,048)
$ 97,185 $ 97,441
(a) Obligaciones por retiro de activos:
La Sociedad ha devengado por concepto de obligaciones de retiro de activos en relación con
aquellas plantas donde se puede hacer una estimación razonablemente definitiva del valor
justo de la obligación. Debido a las incertidumbres en la estimación de costos futuros y la
sincronización de los desembolsos en relación con las plantas identificadas los montos
actuales pueden diferir de los montos estimados. En 2009, la Compañía devengó un monto
adicional de $3,8 millones para las obligaciones de retiros de activos relacionados con
activos asociados a petróleo y gas. Durante el año 2009, gastos de efectivo aplicados contra
las obligaciones de retiro de activos acumulados fue $0 (2008 $0.2 millones). Al 31 de
Diciembre de 2009, el monto total no descontado de flujos de caja estimados requeridos
para cumplir con la obligación era de $17,8 millones (2008 – $13,6 millones).
(6) Obligaciones leasing financiero:
Al 31 de diciembre de 2009, la Sociedad tiene una obligación de leasing financiero
relacionada con un barco de carga oceánico. Los pagos de leasing mínimos futuros en total
y hasta su vencimiento son los siguientes:
2010 $ 8,839
2011 8,927
2012 8,325
26,091
Menos costos de intereses administrativos e imputados (10,170)
$ 15,921
() Compensaciones basada en acciones:
La Sociedad proporciona remuneración basada en acciones a sus directores y ciertos
empleados a través del otorgamiento de opciones para la compra de acciones y unidades
accionarias diferidas, restringidas o de rendimiento.
(a) Opciones de acciones:
Existen dos tipos de opciones otorgadas bajo el plan de opciones de acciones de la
Sociedad: opciones de acciones de incentivo y opciones de acciones por rendimiento. Al 31
de diciembre de 2009, la Sociedad tenía 3,277,658 acciones ordinarias reservadas para
futuros otorgamientos de opciones de acciones, según el plan de opciones de acciones de la
Compañía.
93
() Opciones de acciones de incentivo:
El precio de ejercer cada opción de acción de incentivo es igual al precio de mercado
cotizado de las acciones ordinarias de la Sociedad a la fecha del otorgamiento. Las opciones
otorgadas con anterioridad a 2005 tienen un plazo máximo de 10 años, siendo la mitad de
las opciones conferidas un año después de la fecha del otorgamiento y con una futura
inversión de un cuarto de las opciones al año en los dos años posteriores. A partir de 2005,
todas las opciones otorgadas tienen un plazo máximo de 7 años, confiriéndose un tercio de
las opciones cada año después de la fecha del otorgamiento.
Las acciones ordinarias reservadas para las opciones vigentes de acciones de incentivo al
31 de diciembre de 2009 y 2008 son las siguientes:
OPCIONES DENOMINADAS EN CAD
OPCIONES DENOMINADAS EN USD
PROMEDIO
NUMERO DE PROMEDIO NUMERO DE PONDERADO
OPCIONES DE PONDERADO PRECIO OPCIONES DE PRECIO DE
ACCIONES DE EJERCICIO ACCIONES EJERCICIO
Vigentes al 31 diciembre, 2007 104.450 $ 7,79 2.920.981 $ 21,17
Otorgadas – – 1.088.068 28,40
Ejercidas (21.000) 9,59 (188.016) 19,71
Anuladas (7.000) 11,60 (77.916) 24,73
Vigentes al 31 diciembre, 2008 76.450 6,95 3.743.117 23,27
Otorgadas – – 1.361.130 6,33
Ejercidas (20.100) 5,26 (21.750) 8,72
Anuladas (1.000) 5,85 (84.255) 20,46
Vigentes al 31 diciembre, 2009 55.350 $ 7,58 4.998.242 $ 18,77
La información en relación con las opciones de acciones de incentivo vigentes al 31 de
diciembre, 2009 es la siguiente:
OPCIONES VIGENTES AL 31 DE DICIEMBRE 2009
Promedio|
RANGO DE PRECIOS AL Promedio ponderado Vida Cantidad de ponderado|
EJERCER contractual restante – opciones vigentes precio ejercicio]
Opciones denominadas en CAD
$ 3.29 to 9.56 0.8 55,350 $ 7.58
Opciones denominadas en USD
$ 6.33to11.56 5.8 1,505,030 $ 6.58
$ 17.85to 22.52 3.0 1,457,150 20.26
$ 23.92to 28.43 4.7 2,036,062 26.72
4.5 4,998,242 $ 18.77
(ii) Opciones de acciones por rendimiento:
OPCIONES EJERCIBLES AL 31 DE
DICIEMBRE 2009
Promedio
Cantidad de – ponderado precio
opciones vigentes
55,350 $
165,800 $
1,457,150
1,002,336
2,625,286 $
ejercicio
7.58
8.55
20.26
26.15
21.77
AL 31 de Diciembre 2009 no hay acciones ordinarias reservadas para opciones de
rendimiento (2008 – 35,000).
(ii), Supuestos de valor justo:
94
El valor justo de cada otorgamiento de opción de acciones se estimó en la fecha de
otorgamiento utilizando el modelo de determinación de precios de opciones Black Scholes
con los siguientes supuestos:
PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Tasa de interés libre de riesgos 1.8% 2.5%
Rendimiento esperado de dividendos 2% 2%
Vida esperada de opciones 5 years 5 years
Volatilidad esperada 44% 32%
Rechazos esperados 5% 5%
Promedio ponderado valor justo de opciones otorgadas (US$ por acción) $ 2.06 $ 7.52
Para el año terminado el 31 de diciembre de 2009, el gasto por compensación relacionado
con opciones de acciones fue de $4,4 millones (2008 – $8,2 millones).
95
Unidades accionarias diferidas, restringidas y de rendimiento:
Los directores, ejecutivos y administradores reciben algunos elementos de su compensación
y compensación de largo plazo en la forma de unidades accionarias diferidas, restringidas o
de rendimiento. Los tenedores de unidades accionarias diferidas, restringidas y de
rendimiento tienen derecho a recibir otras unidades accionarias diferidas, restringidas o de
rendimiento en lugar de dividendos pagados por la Sociedad.
Las unidades accionarias diferidas, restringidas o de rendimiento vigentes al 31 de diciembre
de 2009 y 2008 son las siguientes:
Número de unidades| Número de unidades
Número de unidades] accionarias| accionarias de
accionarias diferidas| restringidas rendimiento
Vigentes al 31 de Diciembre de 2007 359,684 725,262
Otorgadas 41,572 330,993
Otorgadas en lugar de dividendos 13,222 33,292
Rescatadas (3,083) –
Anuladas – (31,899)
Vigentes al 31 de Diciembre de 2008 411,395 1,057,648
Otorgadas 125,858 396,470
Otorgadas en lugar de dividendos 24,543 52,789
Rescatadas (56,620) (395,420)
Anuladas – (32,675)
Vigentes al 31 de Diciembre de 2009 505,176 1,078,812
El valor justo de las unidades accionarias diferidas, restringidas y de rendimiento se mide
inicialmente en la fecha de otorgamiento basándose en el valor de mercado de las acciones
ordinarias de la Sociedad y se reconoce en resultados durante el periodo de servicio
pertinente. Los cambios en el valor justo se reconocen en resultados por la proporción del
servicio que se ha prestado en cada fecha de informe. El valor justo de las unidades
accionarias diferidas, restringidas y de rendimiento vigentes al 31 de diciembre de 2009 fue
de $26.7 millones (2008- $17.6 millones) en comparación con la obligación registrada de
$21,4 millones (2008 – $16,2 millones). La diferencia entre el valor justo y la obligación
registrada al 31 de diciembre 2009 de $5,3 millones se reconocerá en el período promedio
ponderado restante de servicio de aproximadamente 1,8 años.
Para el año terminado el 31 de diciembre de 2009 el gasto por compensación relacionado
con unidades accionarias diferidas, restringidas y de rendimiento fue un cargo de $8,1
millones (2008 – $5,4 millones), incluido en el gasto de compensación para el año que
terminó el 31 de diciembre de 2009 había $0,9 millones (2008 – $17,4 millones) en relación
con el efecto del aumento en el precio accionario de la sociedad.
(y) Gastos en intereses:
PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Gasto en intereses antes de intereses capitalizados $ 59,799 $ 56,333
Menos intereses capitalizados proyecto en construcción en Egipto constr: (32,429) (17,894)
Gasto por intereses $ 27,370 $ 38,439
96
Los intereses incurridos durante la construcción de la planta de metanol en Egipto se
capitalizan hasta que la planta esté sustancialmente terminada y lista para su uso productivo.
La Compañía cuenta con financiamiento con garantías limitadas por $530 millones para su
proyecto joint venture para construir una planta de 1.3 millones de toneladas anuales de
metanol en Egipto. La compañía ha firmado contratos de swap de tasas de interés para
proteger los pagos de interés base LIBOR por un promedio global de tasa fija del 4,8%, más
un margen para aproximadamente el 75% de las obligaciones con garantías limitadas de
Egipto para el período comprendido entre el 28 de septiembre de 2007 a marzo 31, 2015.
Para el año terminado al 31 de diciembre 2009 costos de intereses de $32.4 millones (2008
– $17.9 millones) relacionados con este proyecto fueron capitalizados, incluyendo intereses
por swaps.
(2) Información Segmentada:
Las operaciones de la Sociedad consisten en la producción y venta de metanol, que
constituye un solo segmento operacional.
Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2009 y 2008, las ventas atribuidas a
regiones geográficas, basándose en la ubicación de los clientes, son las siguientes:
ESTADOS AMERICA]
UNIDOS CANADA EUROPA CHINA KOREA ASIA OTROS LATINA] TOTAL
Ventas
2009 $354,605 $ 106,437 $ 198,205 $195,315 $ 135,479 $ 83,039 $ 125,089 | $ 1,198,169
2008 $736,730 $ 236,531 $ 494,339 $135,083 $ 263,568 $ 209,106 $ 238,862 | $ 2,314,219
Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, el valor libro neto del activo fijo por país es:
NUEVA
CHILE TRINIDAD EGIPTO. ZELANDA CANADA KOREA OTROS] TOTAL
Acito fijo
2009 $ 687,313 $ 488,655 $ 854,164 $86,730 $ 17,101 $ 14,840 $ 34,984 | $ 2,183,787
2008 $ 663,411 $ 482,329 $ 590,585 $91,442 $ 17,818 $ 15,645 $ 37,829 | $ 1,899,059
(aa) Impuesto a la renta y otros impuestos:
(a) Impuesto a la renta cargado a resultados:
La Sociedad opera en varias jurisdicciones tributarias y por lo tanto sus ingresos están
sujetos a diversas tasas de impuestos. El gasto por impuestos a la renta difiere de los
montos que se obtendrían aplicando la tasa de impuesto a la renta de Canadá a los
resultados del año respectivo antes de impuestos. Estas diferencias son las siguientes:
97
AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Tasa de impuesto legal de Canadá 30.0% 31.0%
Gasto (recuperación) por impuestos a la renta calculado con tasa impositiva legal $ (1,060) $ 61,701
Aumento (disminución) en los impuestos provenientes de:
Impacto de ingresos y gastos gravados en jurisdicciones extranjeras (5,499) 7,183
Pérdidas tributarias liberadas anteriormente y diferencias temporarias – (25,602)
Reducción de obligaciones tributarias futuras – (27,342)
Otros 2,285 10,798
Total impuesto cargo (recuperación) $ (4,274) $ 26,738
98
(6) Impuesto diferido neto por impuesto a la renta:
El efecto tributario de las diferencias temporales que dieron origen a futuras obligaciones de
impuesto a la renta y futuros activos de impuesto diferidos es el siguiente:
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Obligaciones por impuestos diferidos:
Activo fijo $ 234,162 $ 215,226
Otros 121,668 148,296
355,830 363,522
Activo por impuestos diferidos:
Pérdidas tributarias acumuladas non-capital 126,014 113,262
Activo fijo 17,842 24,242
Otros 74,310 63,459
218,166 200,963
Valuación activo diferido por impuestos a la renta (162,846) (136,633)
55,320 64,330
Pasivos diferido por impuestos a la renta netos $ 300,510 $ 299,192
Al 31 de Diciembre de 2009, la Sociedad tenía pérdidas tributarias acumuladas que no eran
de capital disponibles para efectos tributarios de aproximadamente $281 millones en Canadá
y aproximadamente $97 millones en Nueva Zelanda. En Canadá estas pérdidas vencen en
el período 2010 a 2015, inclusive. En Nueva Zelanda las pérdidas acumuladas no tienen
una fecha de vencimiento.
(c) Contingencia tributaria:
Durante 2009 la Dirección del Servicio de Impuesto Interno de Trinidad y Tobago emitió una
resolución en contra de nuestra subsidiaria Methanex Trinidad (Titán) Unlimited, en relación
al año financiero 2003. La resolución tiene relación con el impuesto diferido del cargo de
depreciación durante los cinco años de exención de impuesto que termino en 2005. El
impacto del monto en disputa al 31 de Diciembre 2009 es de US$23 millones
aproximadamente de impuesto corriente y US$26 millones de impuestos futuros, excluyendo
cargos por intereses.
La Compañía ha presentado una objeción a esta resolución. En base a la opinión de
nuestros asesores legales, la administración cree que su posición debe ser mantenida.
99
(bb) Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo:
Las variaciones en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo para los años terminados
al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fueron las siguientes:
AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Aumento (disminución) capital de trabajo sin movimiento de efectivo:
Cuentas por cobrar $ (43,999) $ 188,424
Inventarios 6,083 134,506
Gastos anticipados (7,053) 4,049
Cuentas por pagar y provisiones (2,445) (230,651)
(47,414) 96,328
Ajustes por ítemes que no tienen movimiento de efectivo 733 8,953
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo con efecto d $ (46,681) $ 105,281
Estos cambios dicen relación con las siguientes actividades:
Operación $ (18,253) $ 78,383
Inversión (28,428) 26,898
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo $ (46,681) $ 105,281
(cc) Revelaciones Patrimoniales:
El objetivo de la Compañía al administrar su liquidez y su patrimonio es resguardar la
habilidad de la Compañía para mantenerse como empresa en marcha, proveer capacidad
financiera y flexibilidad para cumplir con sus objetivos estratégicos, proveer una rentabilidad
adecuada a los accionistas de acuerdo al nivel de riesgo, y devolver cualquier exceso de
caja por medio de pago de dividendos y recompra de acciones.
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Liquidez:
Efectivo y efectivo equivalente $ 169,788 $ 328,430
Egipto, Financiaminento con garantías limitadas no girado 58,048 209,426
Líneas de crédito no giradas 200,000 250,000
Total liquidez $ 427,836 $ 787,856
Capitalización:
Documentos no garantizados $ 347,332 $ 346,700
Créditos con garantías limitadas, incluyendo porción corto plazo 566,912 435,257
Total deuda 914,244 781,957
Interés minoritario 133,118 88,604
Patrimonio 1,236,086 1,288,416
Total capitalización $ 2,283,448 $ 2,158,977
Deuda total – capitalización 1 40% 36%
Deuda neta – capitalización 2 35% 25%
1 Deuda total dividida por capitalización total. .
100
? Deuda total menos efectivo y efectivo equivalente dividido por capitalización total menos efectivo y efectivo
equivalente.
La Compañía administra su liquidez y estructura de capital, efectuando los ajustes
correspondientes de acuerdo a los cambios en las condiciones económicas, el riesgo
inherente a sus operaciones y requerimientos de capital con el fin de mantener y hacer
crecer sus operaciones. Las estrategias adoptadas por la Compañía incluyen la emisión o
recompra de obligaciones de la corporación, la emisión de deuda para financiar proyectos, el
pago de dividendos y la recompra de acciones propias.
La Compañía no está sujeta a ningún requerimiento legal de capital y no tiene compromisos
de vender o emitir acciones ordinarias excepto por las opciones de acciones vigentes de los
empleados.
En Augusto 2009, la Compañía firmó un contrato para una línea de crédito con garantías
limitadas por $200 millones que vence en Mayo 2012 para reemplazar su línea de crédito de
$250 millones que vence a mediados de 2010. La línea de crédito no girada es
proporcionada por entidades financieras altamente clasificadas y está sujeta a ciertas
restricciones que incluye una relación EBITDA/ interés y Deuda /capital, previamente
definidos.
La clasificación de riesgo para nuestros documentos sin garantías es la siguiente:
Standard € Poor’s Rating Services BBB- (negativa)
Moody’s Investor Services Bal (estable)
(da) Instrumentos financieros:
Los instrumentos financieros se valorizan a su costo amortizado o valor justo. Las
inversiones, préstamos y documentos por cobrar mantenidos hasta su vencimiento y otros
pasivos financieros se valorizan a costo amortizado. Los activos y pasivos financieros
mantenidos para la venta y activos financieros disponibles para la venta se valorizan a la
fecha de balance a valor justo. Los instrumentos financieros derivados se clasifican como
mantenidos para ser comercializados y se registran en el balance general a valor justo, a
menos que estén exentos. Los cambios en el valor justo de los instrumentos financieros
derivados se registran en resultados, a menos que el instrumento esté designado como
cobertura de flujo de caja.
En el cuadro siguiente se presenta el valor libro de cada categoría de activos y pasivos
financieros y su rubro en el balance general:
101
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Activos financieros:
Activos financieros mantenidos para la venta:
Efectivo y efectivo equivalente $ 169,788 $ 328,430
Provisión incobrable, saldo incluido en otros activos 12,920 18,149
Préstamos y cuentas por cobrar:
Cuentas por cobrar, excluye porción corriente del financiamiento de 249,332 207,419
Dorado Riquelme inversión incluida en otros activos (nota 6) – 42,123
Financiamiento GeoPark, incluue porción corto plazo (nota 6) 46,055 36,616
$ 478,095 $ 632,737
Pasivos financieros:
Otros pasivos financieros:
Cuentas por pagar y provisiones $ 232,924 $ 235,369
Deuda a largo plazo, incluye porción corriente 914,244 781,957
Pasivos financieros mantenidos para la venta:
Instrumentos derivados designados como cobertura de flujo de caja 33,185 38,100
Instrumentos derivados 99 1,771
$ 1,180,452 $ 1,057,197
La línea de crédito con garantías limitadas de Egipto está sujeta a un interés tasa LIBOR
más un delta. La Compañía ha firmado contratos swap de tasa de interés, que cubren los
pagos de interés base LIBOR por una tasa promedio fija de 4,8% más un delta, sobre
aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitadas de Egipto para el periodo 28
de septiembre 2007 al 31 de marzo 2015.
Al 31 de diciembre 2009, estos contratos swap de tasa de interés tienen un monto nocional
vigente de $351 millones. El monto nocional máximo, según las condiciones del contrato
swap de tasa de interés es de $368 millones. El monto nocional aumenta durante el periodo
esperado de giros de esta línea de crédito con garantías limitadas de Egipto, y disminuye
durante el periodo esperado de pago. Al 31 de diciembre 2009 estos contratos swap de tasa
de interés, tienen un valor justo negativo de $33.2 millones (2008 – $38.1 millones),
registrados en otros pasivos a largo plazo. El valor justo de estos contratos swap de tasa de
interés fluctuará hasta su vencimiento. Los cambios en el valor justo de instrumentos
financieros designados como cobertura de flujo de caja han sido registrados bajo el rubro
ingresos integrales.
Al 31 de diciembre 2009, los instrumentos financieros derivados de la Compañía que no han
sido designados como cobertura de flujo de caja incluye un contrato swap de tasa de interés,
flotante-fija con un valor justo negativo de $0.1 millón (2008 – $0.6 millón), registrado en otros
pasivos a largo plazo.
El valor justo de los instrumentos financieros derivados de la Compañía como se indicó
anteriormente se determina en base a precios de mercado recibidos de terceros y ajustado
por el riesgo de crédito.
La Compañía está expuesta a pérdidas relacionadas con créditos en caso de incumplimiento
por terceros tenedores de instrumentos financieros derivados, pero no espera que ninguno
de éstos deje de cumplir con sus obligaciones. La empresa sólo se relaciona con entidades
102
altamente clasificadas, por lo general las instituciones financieras principales. La Compañía
está expuesta al riesgo de crédito cuando hay un valor justo positivo de instrumentos
financieros derivados a la fecha de presentación de informes. El monto máximo que estaría
en riesgo si los contratantes de instrumentos financieros derivados con valores justos
positivos no cumpliera con los contratos fue cero al 31 de diciembre de 2009 (2008 – cero).
El valor libro de los instrumentos financieros de la Compañía se aproxima al valor justo,
excepto por los siguientes:
2009 2008
AL 31 DE DICIEMBRE VALOR LIBRO VALOR JUSTO VALOR LIBRO VALOR JUSTO
Obligaciones largo-plazo $ 914,244 $ 840,577 $ 781,957 $ 586,595
No hay mercado para documentos con garantías limitadas el valor justo se estima con
referencia a precios actuales de mercado para documentos con condiciones y
características similares. El valor justo de los documentos sin garantías fue calculado con
referencia a un número limitado de pequeñas transacciones al final de 2009 y 2008. El valor
justo de los documentos no garantizados de la Compañía fluctuara hasta su vencimiento.
Administración del Riesgo Financiero:
(a) Riesgo de mercado:
Las operaciones de la Compañía consisten en la producción y venta de metanol. Las
fluctuaciones del Mercado pueden dar origen a riesgos significativos de flujo de caja y
volatilidad en los resultados de la Compañía. Tanto sus operaciones mercantiles a través del
mundo, como también sus actividades financieras y de inversión, se ven afectadas por los
cambios en los precios del metanol y del gas natural, y las tasas de interés y de cambio de
monedas. La Compañía busca administrar y controlar estos riesgos en primer lugar por
medio de sus actividades financieras y operacionales habituales y para este fin utiliza
instrumentos financieros derivados como cobertura de estos riesgos cuando lo estima
apropiado. Esta no es una lista exhaustiva de todos los riesgos, tampoco las estrategias de
administración de riesgos los eliminaran.
Riesgo de precio del metanol
La industria del metanol es una industria de producto básico altamente competitiva y los
precios del metanol fluctúan sobre la base de los fundamentos de la oferta y la demanda,
como también de otros factores. Por lo tanto, es importante mantener flexibilidad
financiera. La Compañía ha adoptado un enfoque prudente en la administración
financiera, manteniendo un sólido balance general, incluyendo liquidez de respaldo.
Riegos del precio del gas natural
El gas natural es la materia prima primaria en la producción de metanol y la Compañía
ha firmado contratos de largo plazo de abastecimiento de gas natural, para sus plantas
productivas en Chile, Trinidad y Egipto, y contratos de un plazo menor de abastecimiento
de gas natural para sus operaciones en Nueva Zelanda. Estos contratos de
abastecimiento de gas natural incluyen componentes de precio base y variable, con el fin
de reducir la exposición al riesgo de precio del producto básico. El componente de precio
variable es ajustado por medio de formulas relacionadas con el precio del metanol por
sobre cierto nivel.
103
Riesgo de la tasa de interés
El riesgo de la tasa de interés, es el riesgo que la Compañía sufra pérdidas financieras
debido a los cambios en el valor de un activo o pasivo, o en el valor de flujos da caja
futuro debido a los movimientos de las tasas de interés.
La exposición al riesgo de la tasa de interés de la Compañía se relaciona principalmente
con obligaciones de deuda de largo plazo. Aproximadamente, la mitad de este
endeudamiento esta sujeto a tasas fijas de interés. También, buscamos limitar este
riesgo por medio del uso de swaps de tasas de interés, que nos permite cubrir los
cambios en los flujos de caja intercambiando tasas de interés variables por tasas de
interés fijas.
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Deuda con tasa de interés fija:
Documentos no garantizados $ 347,332 $ 346,700
Atlas, deuda con garantías limitadas (63.1% participación proporcional) 76,833 76,483
$ 424,165 $ 423,183
Deuda con tasa de interés variable:
Atlas, deuda con garantías limitadas (63.1% participación proporcional) $ 16,322 $ 30,109
Egipto, líneas de crédito con garantías limitadas 461,570 315,228
Otras líneas de crédio con garantías limitadas 12,187 13,437
$ 490,079 $ 358,774
La Compañía ha firmado contratos swaps de tasa de interés para cubrir la variabilidad en
los pagos de intereses base LIBOR de su línea de crédito con garantías limitadas de
Egipto, descrito en la nota 15. El monto nocional aumenta en el período esperado de
giros de esta línea de crédito con garantías limitadas de Egipto y disminuye durante el
periodo esperado de pagos. El impacto general de estos contratos es intercambiar
(swap) los pagos de intereses base LIBOR a una tasa fija de 4,8% en promedio más un
margen sobre aproximadamente 75% de la deuda con garantías limitada de Egipto para
el periodo 28 de septiembre 2007 al 31 de marzo 2015. El valor justo de los flujos de
caja de tasas de interés swap fue de $33.2 millones negativo al 31 de diciembre 2009. El
cambio en el valor justo del swap de tasa de interés asumiendo un cambio de 1% en las
tasas de interés en línea con la curva de retorno seria $16.1 millones al 31 de diciembre
2009. Para deuda a tasa de interés fija, un cambio de 1% en la tasa de interés resultaría
en un cambio en el valor justo de la deuda de $13.9 millones.
Para deuda con tasa de interés variable sin cobertura, un cambio de 1% en al tasa
LIBOR resultaría en un cambio en el pago de interés anual, $1.4 millones.
Riesgo de tasa de cambio moneda extranjera
Las operaciones internacionales de la Compañía la exponen a riesgos cambiarios de
moneda extranjera en el curso normal de sus negocios. Por lo tanto, la Compañía ha
establecido una política que entrega un marco de trabajo para la administración de
monedas extranjeras, estrategias de coberturas y define los instrumentos de coberturas
aprobados. La Compañía revisa todas las exposiciones significativas a monedas
extranjeras que emanan de las actividades operacionales y de inversión y cubre la
exposición cuando lo considera necesario.
La moneda dominante en la cual la Compañía conduce los negocios es el dólar de los
Estados Unidos, que es también nuestra moneda de reporte.
El metanol es un producto químico global que se transa en dólares de USA. Sin
embargo, en ciertas localidades, el precio de transacción se fija, ya sea sobre base
trimestral o mensual en moneda local. Por consiguiente, una proporción de las ventas de
la Compañía se transa en dólares canadienses, euros y en menor grado en otras
104
monedas. Durante el período en el que se fija el precio en moneda local hasta el
momento que el monto correspondiente es recibido, la compañía esta expuesta a bajas
en el valor de esas monedas comparado con el dólar de USA. La Compañía también
compra cantidades variables de metanol para lo cual la moneda de transacción es el
euro y en menor grado otras monedas. Adicionalmente, algunos costos operacionales
subyacentes y gastos de capital de la Compañía se incurren en otras monedas. La
Compañía esta expuesta a los aumentos en dichas monedas que pudiera tener el efecto
de aumentar el costo de ventas y gastos operacionales y gastos de capital equivalente
en dólares de USA. La Compañía ha optado por no administrar en forma activa estas
exposiciones por el momento, excepto por la exposición neta de las ventas en Euro, que
hemos cubierto por medio de contratos forward de moneda cada trimestre cuando el
precio del metanol es establecido.
Al 31 de diciembre 2009, la compañía registra un activo de capital de trabajo neto de
$25.5 millones en monedas diferentes al dólar de USA. Cada 10% de aumento
(disminución) del valor del dólar de USA en contra de esas monedas disminuirá
(aumentará) el valor del capital de trabajo neto y flujo de efectivo antes de impuesto en
$3.0 millones.
(6) Riesgo de Liquidez:
El riesgo de liquidez es el riesgo que la Compañía pudiera no tener fondos suficientes para
cumplir con sus obligaciones, tales como liquidación de deuda financiera y obligaciones por
leasing financiero y pagos a los proveedores. La Compañía mantiene liquidez que se ajusta
en consideración a cambios en las condiciones económicas, riesgos subyacentes inherentes
a sus operaciones y requerimientos de capital para mantener y aumentar las operaciones. Al
31 de diciembre 2009, la Compañía mantiene $170 millones de efectivo y efectivo
equivalente. Adicionalmente, la Compañía tiene una línea de crédito no girada de $200
millones que vence en mayo de 2012, proporcionada por instituciones financieras altamente
clasificadas…
Además de las fuentes de liquidez mencionadas arriba, la Compañía monitorea
constantemente las opciones de financiamiento disponibles en el Mercado de capitales,
como también las tendencias en la disponibilidad y costos de tales financiamientos, con el
objetivo de mantener flexibilidad financiera y limitar los riesgos de refinanciamiento.
(c) Riego de crédito:
El riesgo de crédito de la contraparte, es el riesgo que el beneficio financiero de contratos
con una contraparte específica se pierda, en caso que la contraparte no cumpla con sus
obligaciones de acuerdo al contrato Esto incluye cualquier monto de efectivo adeudado a la
Compañía por aquellas contrapartes, menos cualquier monto adeudado por la Compañía a
la contraparte, siempre y cuando exista el derecho legal de compensación y también, incluye
el valor justo de contratos con contrapartes individuales que están registrados en los estados
financieros.
Riesgo de crédito mercantil
El riesgo de crédito mercantil es definido como una pérdida inesperada de efectivo y
utilidades, en caso que el cliente no sea capaz de pagar sus obligaciones a tiempo, o si
el valor de la garantía entregada decae. La Compañía ha implementado una política de
crédito que incluye aprobaciones para nuevos clientes, evaluaciones de crédito anuales
de todos los clientes y aprobaciones específicas por cualquier exposición más allá de de
los límites aprobados. La Compañía, emplea una variedad de alternativas de mitigación
del riesgo, incluyendo ciertos derechos contractuales en el caso de deterioro en la
Calidad de crédito del cliente y varias formas de garantías bancarias y de la matriz y
105
cartas de crédito para mejorar el riesgo de crédito a una clasificación de riesgo
equivalente a algo mejor que la clasificación de la contraparte por si sola. Históricamente
las pérdidas por crédito mercantil han sido mínimas. Sin embargo, en el entorno
económico actual el riesgo de crédito mercantil ha aumentado.
Efectivo y equivalente de efectivo
Con el fin de administrar los riesgos de crédito y de liquidez la Compañía invierte solo en
instrumentos altamente clasificados, que tienen vencimientos de hasta tres meses.
También se establecen límites en base al tipo de inversión, la contraparte y la
clasificación del crédito.
Instrumentos financieros derivados
Con el objeto de administrar el riesgo de crédito, la Compañía solo toma instrumentos
financieros derivados con contrapartes con una alta clasificación de inversión.
Planes de retiro:
(a) Planes de pensiones de beneficios definidos:
La Sociedad tiene planes de pensiones de beneficios definidos no contributivos que
cubren a algunos empleados. La Sociedad no proporciona ningún beneficio posterior a
la jubilación significativo salvo los planes de beneficios de pensiones. Información
relacionada con los planes de beneficio de pensiones definidos de la Sociedad, en total,
es la siguiente:
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Obligaciones devengadas de beneficios:
Saldo, comienzo del año $ 50.020 $ 66.751
Costo corriente de servicio 2.271 2.295
Costo de intereses sobre obligaciones acumuladas de beneficios 3.088 3.272
Pagos de beneficios (7.602) (5.809)
Ganancia por reducción (709) (844)
Pérdidas (ganancias) actuariales 4.266 (1.537)
Pérdidas (ganancias) por diferencia de cambio 10.309 (14.108)
Saldo, fin de año 61.643 50.020
Valor justo de activos del plan:
Saldo, comienzo del año 31.864 44.097
Retornos anuales de activos del plan 4.271 (5.086)
Aportes 8.555 7.201
Pagos de beneficios (7.602) (5.809)
Pérdidas (ganancias) por diferencia de cambio 5.015 (8.539)
Saldo, fin de año 42.103 31.864
Posición no financiada 19.540 18.156
Pérdidas actuariales no amortizadas (15.758) (16.899)
Obligaciones devengadas de beneficios, neto $ 3.782 $ 1.257
La Sociedad tiene un acuerdo de jubilación no financiado para sus empleados en Chile que
106
será financiado al momento de la jubilación de acuerdo a la ley chilena. Al 31 de Diciembre
de 2009, las obligaciones de beneficios devengadas, neto está formado por $19,8 millones
registrado en otras obligaciones de largo plazo por los acuerdos de jubilación no financiado
en Chile y $16,0 millones registrado en otros activos por los planes de beneficios definidos
en Canadá y Europa.
107
Los planes de beneficios definidos de la Sociedad para los años terminados al 31 de
diciembre de 2009 y 2008 son como sigue:
PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Gasto plan de pensiones de beneficios netos definidos:
Costo corriente de servicio $ 2.271 $ 2.295
Costo de intereses beneficio devengado 3.088 3.272
Retornos actuales de activos del plan (4.271) 5.086
Liquidación y término del beneficio 1.521 958
Pérdidas (ganancias) actuariales 3.557 (2.381)
Otros 481 (3.793)
$ 6.647 $ 5.437
La Sociedad usa una fecha de medición para sus planes de pensiones de beneficios
definidos que es el 31 diciembre. Los informes actuariales para los planes de pensiones de
beneficio definidos de la Sociedad fueron preparados por actuarios independientes para
efectos de financiamiento al 31 de diciembre 2007 en Canadá. Los siguientes informes
actuariales para fines de financiamiento para los planes de pensiones definidos de Canadá
están programados para el 31 de diciembre 2010.
Los supuestos actuariales utilizados para determinar los planes de pensión con beneficios
definidos son los siguientes:
2009 2008
Obligación de beneficio al 31 de diciembre:
Promedio ponderado de tasa de descuento 5,86% 6,14%
Tasa de aumento de compensación 4,14% 4,16%
Gasto neto para el año que terminó el 31 de Diciembre:
Promedio ponderado de tasa de descuento 6,08% 5,81%
Tasa de aumento de compensación 4,54% 4,62%
Tasa esperada de retorno sobre activos por plan 7,00% 7,00%
La asignación de activos para los activos definidos de planes de beneficios al 31 de
diciembre de 2009 y 2008 es la siguiente:
AL 31 DE DICIEMBRE 2009 2008
Acciones 63% 61%
Bonos 34% 35%
Efectivo y otros valores de corto plazo 3% 4%
Total 100% 100%
(0) Planes de pensiones de aportes definidos:
La Sociedad tiene planes de pensiones de aportes definidos. Las obligaciones de
financiamiento de la Sociedad bajo los planes de pensiones de aportes definidos se limitan a
pagos regulares al plan, basándose en un porcentaje de utilidades por empleado. El gasto
neto total en pensiones para los planes de pensión de aporte definido cargados a
operaciones durante el año terminado al 31 de diciembre de 2009 fue de $2,6 millones (2008
– $2,5 millones).
108
Compromisos y contingencias:
(a) Contratos de compras, acepte-pague y compromisos relacionados:
La Sociedad tiene compromisos bajo contratos de abastecimiento de gas natural acepte-
pague para comprar cantidades anuales de suministros de materia prima y pagar la
capacidad de transporte relacionada con estos suministros hasta 2034. El compromiso
mínimo estimado bajo estos contratos, excluyendo contratos de abastecimiento de gas
natural de Argentina es el siguiente:
2010 2011 2012 2013 2014 En adelante
$ 177.233 $ 141.186 $ 145.341 $ 150.253 $ 150.722 $ 1.497.567
(b) Argentina contratos de suministro de gas natural:
La Sociedad tiene contratos de suministro de gas natural con proveedores Argentinos de
fuentes Argentinas para una porción significativa de la capacidad de las plantas en Chile.
Estos contratos tienen fecha de término entre 2017 y 2025 y representan un compromiso
futuro total de aproximadamente $1 billón al 31 de Diciembre, 2009. Desde Junio 2007, el
abastecimiento de gas natural de Argentina ha sido totalmente cortado para las plantas en
Chile en respuesta a diversas acciones del gobierno argentino incluyendo el aumentado
significativo de aranceles sobre exportaciones de gas natural Bajo las circunstancias
actuales la Compañía no espera recibir gas natural desde Argentina.
(c) Compromisos por leasing operacionales:
La Sociedad tiene pagos futuros mínimos de arriendo bajo leasing operacionales
relacionados principalmente con el fletamento de naves, instalaciones de terminales, espacio
de oficinas y equipos, como sigue:
2010 2011 2012 2013 2014 En adelante
$ 131.404 $ 121.340 $ 114.722 $ 103.474 $ 94.617 $ 467.369
(a) Egipto – proyecto de metanol:
La Compañía es dueña del 60% de Egyptian Methanex Methanol Company S.A.E.
(“EMethanex”), que es la compañía que está desarrollando el proyecto de 1.3 millones de
toneladas de metanol anuales en Damietta en el Mar Mediterraneo en Egipto. EMethanex ha
asegurado financiamiento con garantías limitadas por $530 millones. La compañía espera
que las operaciones comerciales de esta planta comiencen a principios del 2010, y la
compañía comprará y venderá el 100% del metanol de esta plana. Nosotros estimamos que
el total de costo de capital pendiente, incluyendo intereses capitalizados relacionados al
financiamiento del proyecto y capital de trabajo, para completar la construcción de la planta
de metanol de Egipto sea de $93 millones aproximadamente. Esto excluye gastos de capital
pendiente registrado en cuentas por pagar al 31 de Diciembre 2009 de aproximadamente
$28 millones. Estos desembolsos serán financiados con efectivo provenientes de las
Operaciones y efectivo disponible y fondos de accionistas minoritarios y fondos de deuda con
garantías limitadas. Al 31 de diciembre 2009 nuestro proporción del 60% de futuras
109
contribuciones de capital, incluyendo intereses capitalizados relacionados al financiamiento
del proyecto y excluyendo capital de trabajo, se estima en $20 millones aproximadamente.
La inversión en EMethanex se registra bajo el método de consolidación. Esto resulta en
reconocer el 100% de los activos y pasivos de la entidad egipcia en nuestro balance. El
interés minoritario se presenta como interés minoritario en el balance general consolidado de
la Compañía.
(e) Metanol comprado:
Al 31 de Diciembre 2009 la Compañía se ha comprometido a comprar metanol bajo
contratos tome-pague por 450,000 toneladas aproximadamente para 2010, 380,000
toneladas para los años 2011 y 2012, y aproximadamente 200,000 toneladas para 2013. El
precio bajo estos contratos es con referencia a los precios de la industria a la fecha de
compra.
Principios de contabilidad generalmente aceptados de Estados Unidos:
La Sociedad aplica los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá
((GAAP de Canadá”) que son diferentes en ciertos aspectos de aquellos aplicables en
Estados Unidos y de las prácticas prescritas por la Comisión estadounidense de Bolsas y
Valores (“GAAP de EE.UU.”). Las diferencias importantes entre los GAAP de Canadá y los
GAAP de EE.UU. con respecto a los estados financieros consolidados de la Sociedad y
para los años que terminaron el 31 de Diciembre de 2009 y 2008 son las siguientes:
110
2009 2008
GAAP DE
Balance consolidado condensado al 31 de Diciembre GAAP DE CANADA GAAP DE US CANADA GAAP DE US
(As adjusted (As adjusted
ACTIVOS – note (1(0)) – note (1(0))
Activos circulantes $ 622.653 $ 622.653 | $ 736.326 $ 736.326
Activo fijo (a) 2.183.787 2.214.366 1.899.059 1.931.548
Otros activos (d) (g) 116.977 122.055 163.642 162.620
$ 2.923.417 $ 2.959.074
Pasivos y Patrimonio
Pasivos corrientes (c) $ 271.604 $ 277.309
Deuda de largo plazo (g) 884.914 899.632
Otros pasivos de largo plazo (d) 97.185 103.303
Impuestos a la renta diferidos (d) (f) 300.510 309.559
Interés minoritario (h) 133.118 –
Patrimonio:
Acciones de capital (a) (b) 427.792 833.959
Capital pagado adicional (b) – 26.939
Excedente aportado (b) 27.007 –
Utilidades retenidas 806.158 414.230
Otros resultados integrales pérdida acumula: (24.871) (38.975)
Interés minoritario (h) – 133.118
$2.799.027 $2.830.494
$ 258.699 $ 262.267
766.675 777.582
97.441 102.411
299.192 309.021
88.604 –
427.265 832.790
– 23.112
22.669 –
862.507 474.089
(24.025) (39.382)
– 88.604
1.236.086 1.369.271
1.288.416 1.379.213
$ 2.923.417 $ 2.959.074
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS PARA LOS AÑOS QUE
TERMINARON EL 31 DE DICIEMBRE DE
Resultado neto de conformidad con los GAAP de Canadá $
Agregar (deducir) ajustes de:
Depreciación y amortización (a)
Compensaciones basadas en acciones (b)
Incertidumbres en impuestos (c)
Efecto del impuesto a la renta de los ajustes anteriores (f)
$2.799.027 $2.830.494
2009 2008
(Ajustado
– nota 1(0))
738 $ 168.753
(1.911) (1.911)
(130) 347
(2.136) (2.892)
669 669
Resultado neto conforme con GAAP de EE.UU. $
Información por acción de conformidad con GAAP de EE.UU.:
te
Resultado básico neto por acción
te
Resultado neto diluido por acción
(2.770) $ 164.966
(0,03) $ 1,75
(0,03) $ 1,74
111
2009 2008
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADO INTEGRALES PARA GAAP
EL AÑO TERMINADO AL 31 DICIEMBRE CANADIENSE AJUSTES US GAAP US GAAP
(As adjusted –
note (Lo)
Resultado Neto $ 738 $ (3.508) $ (2.770) $ 164.966
Cambios en valor justo de contratos
forwad de cambio, neto de impuesto 36 – 36 9
Cambio en valor justo de contratos
swap de tasa de interés, neto de impuesto (882) – (882) (18.841)
Cambio relacionada con pensiones, neto de – 1.253 1.253 (1.960)
Ingreso integral $ (108) $ (2.255) $ (2.363) $ 144.174
2009 2008
ESTADOS CONSOLIDADOS ACUMULADOS DE OTROS
RESULTADOS INTEGRALES PARA LOS AÑOS TERMINADOS GAAP
31 DICIEMBRE CANADIENSE AJUSTES US GAAP US GAAP
(Ajustado – nota
1(0))
Saldo, inicio del año $ (24.025) $ (15.357) $ (39.382)| $ (18.590)
Cambio en valor justo de contratos de cambio
forward, neto de impuesto 36 – 36 9
Cambios en valor justo de contratos swap de
tasa de interés, neto de impuesto (882) – (882) (18.841)
Cambios relacionados con pensiones, neto c – 1.253 1.253 (1.960)
Resultado integral $ (24.871) $ (14.104) $ (38.975)| $ (39.382)
(9 Combinación de negocios:
Con vigencia al 1% de enero de 1993, la Sociedad combinó su negocio con un negocio de
metanol ubicado en Nueva Zelanda y Chile. Bajo los GAAP de Canadá, se registró la
combinación de negocios utilizando el método de combinación de intereses. Bajo los GAAP
de EE.UU, la combinación de negocios habría sido contabilizada como una compra
identificando a la Sociedad como adquirente. Para efectos de los GAAP de EE.UU., el activo
fijo al 31 de Diciembre de 2009 ha aumentado en $30,6 millones (2008 – $32,5 millones) para
reflejar la combinación de negocios como una adquisición. Para el año que terminó el 31 de
Diciembre de 2009, se ha registrado un ajuste para aumentar el gasto por depreciación en
$1,9 millones (2008 – $1,9 millones) de conformidad con los GAAP de EE.UU.
(9) Remuneración basada en acciones:
En 2001 antes de la fecha de implementación efectiva para la contabilización a valor justo de
opciones de acciones para efectos de GAAP Canadienses, la Sociedad otorgó 946.000
opciones de acciones que fueron contabilizadas como plan variable bajo US GAAP porque el
precio de ejercicio de las opciones de acciones es denominado en una moneda diferente a la
moneda funcional de la Compañía en donde el empleado es compensado. Según el método
del valor intrínseco para US GAAP, la fecha de la medición final de las opciones de planes
de opciones variables es la más antigua de la fecha de ejercicio, la fecha de nulidad y la
fecha de caducidad. Antes de la fecha de medición final, los gastos de compensación se
miden como la cantidad en que el precio de cotización de las acciones ordinarias de la
empresa supera el precio de ejercicio de las opciones de acciones, en cada fecha de
reporte. Los gastos de compensación se reconocen proporcionalmente durante el período de
devenga miento. Durante el año terminado al 31 de diciembre 2009, un ajuste de aumento
de los gastos operacionales por $ 0,1 millones (2008 – disminución de $0,3 millones) se
112
registró de conformidad con los US GAAP.
(n) Contabilización de posiciones inciertas de impuestos:
El FASB ASC tópico 740, Impuesto a la Renta (ASC 740) prescribe una escala para el
reconocimiento y medición de las posiciones tributarias tomadas en las declaraciones de
impuesto. Durante el año terminado al 31 de diciembre 2009, asustes para aumentar el
gasto de impuesto por $2.1 millones (2008- $2.9 millones) se registraron de acuerdo con
ASC 740.
(1) Planes de pensiones de beneficio definidos:
Los GAAPs de EE.UU. requieren que la Compañía mida el financiamiento de los beneficios
por planes de pensiones definidos a la fecha de balance y reconozca las diferencias no
registradas de exceso o déficit de financiamiento, como un activo o pasivo, registrando el
cambio en patrimonio, en otros ingresos integrales. Bajo U.S. GAAPs todos los montos
diferidos por pensiones se incluyen en otros resultados integrales acumulados. Al 31 de
Diciembre 2009, el impacto para la Compañía de la aplicación de esta norma es la
reclasificación de gastos actuariales no reconocidos de acuerdo a GAAP Canadiense de
$15.7 millones (2008 – $16.9 millones, neto de impuesto recuperable de $1.6 millones (2008
– $1.5 millones, a otras pérdidas integrales acumuladas.
(1) Participación en la asociación Atlas:
Los GAAPs de EE UU. requieren que se contabilicen los intereses en joint venture bajo el
método de valor patrimonial. Los GAAPs Canadienses requieren la consolidación
proporcional de participaciones en joint venture. La Compañía no ha realizado un ajuste en
esta conciliación por esta diferencia de principio contable debido a que el impacto de aplicar
el método de valor patrimonial proporcional no resulta en ningún cambio en los resultados
netos, o en el patrimonio de los accionistas. Esta discrepancia con los GAAPs de EE UU. es
aceptada para los emisores privados extranjeros bajo las prácticas que estipula la Securities
and Exchange Commission de EE.UU.
(kJ) Contabilización de impuestos a la renta:
Las diferencias en el impuesto a la renta incluyen el efecto del impuesto a la renta de ajustes
relacionados con diferencias contables entre GAAP de Canadá y GAAP de EE.UU. Durante
el año terminado el 31 de Diciembre de 2009, esto produjo un ajuste para aumentar el
resultado en $0,7 millones (2007 – $0,7 millones)
(Y Costos financieros diferidos:
De acuerdo a GAAP Canadienses la Compañía debe presenta las obligaciones de largo
plazo netas de costos de financiamiento diferido. Bajo US GAAP, la compañía es requerida
presentar las obligaciones a largo plazo y costo de financiamiento asociado sobre una base
bruta. Al 31 de diciembre 2009 y 2008, la Compañía presenta un ajuste para aumentar otros
activos y obligaciones de largo plazo en $14.7 y $10.9 millones respectivamente de acuerdo
con US GAAP.
(m) Interés Minoritario:
Con fecha de aplicación 1 de enero de 2009, US GAAP requiere que la participación en la
propiedad de las filiales en poder de terceros que no sean la matriz sean claramente
identificados, etiquetados, y presentado en el rubro patrimonio en los estados financieros,
pero separado del patrimonio de la matriz. En virtud de esta norma, la Compañía esta
113
obligada a reclasificar el interés minoritario al rubro patrimonio en el balance general
consolidado. Este ajuste también ha sido registrado en el balance general comparativo.
114
Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=7b00ad85160a0088dc602e5f0b636916VFdwQmVFMUVRVEJOUkVGNlRXcEJlazFCUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
