COMUNICADO DE
PRENSA
A Responsible Care” Company
Methanex Corporation
1800 – 200 Burrard St.
Vancouver, BC Canada V6C 3M1
Investor Relations: (604) 661-2600
http: / /www.methanex.com
Para publicación inmediata
METHANEX INFORMA MEJORES RESULTADOS EN EL CUARTO TRIMESTRE – LA PLANTA DE EGIPTO REGISTRA SU PRIMERA
PRODUCCION DE METANOL
26 DE ENERO 2011
Para el cuarto trimestre de 2010, Methanex informó un EBITDA Ajustado* de $71.3 millones y una utilidad neta de $27.9 millones ($0.30 por
acción sobre base diluida). Esto se compara con un EBITDA Ajustado! de $57.3 millones y una utilidad neta antes de partidas extraordinarias
de $10.6 millones ($0.11 por acción sobre base diluida) para el tercer trimestre 2010. Para el año terminado al 31 de Diciembre 2010,
Methanex informó un EBITDA Ajustado’ de $266.7 millones y una utilidad neta de $101.7 millones ($1.09 por acción sobre base diluida) y
resultado neto antes de partidas extraordinarias $79.5 millones ($0.85 por acción sobre base diluida). El resultado neto para el tercer
trimestre de 2010 y año terminado al 31 de diciembre de 2010 incluye una utilidad después de impuesto de $22.2 millones relacionada con la
venta de la planta de la compañía ubicada en Kitimat, Canadá.
El Sr. Bruce Aitken, Presidente y CEO de Methanex comentó, “Los precios del metanol aumentaron durante el cuarto trimestre y esto
conllevó a mejores flujos de efectivo y de utilidades. Estamos decepcionados con la producción en el 2010 ya que fue inferior a la esperada, y
nuestro potencial de ganancias, se mejora sustancialmente cuando somos capaces de operar nuestras plantas a tasas más altas. A este
respecto, me complace informar que el Proyecto de Egipto registró su primera producción de metanol la semana pasada y que el reinicio de
la planta de Medicine Hat, Alberta está planificada para principios del segundo trimestre de 2011. Con la incorporación de estas dos plantas
de producción, estamos bien posicionados para aumentar nuestra capacidad de producción y de ingresos este año.”
El Sr. Aitken concluyó, “Aunque los precios del metanol se han moderado suavemente a principios del primer trimestre de 2011, estos se
Mantiene todavía en niveles fuertes. Con US$194 millones de efectivo en caja, sin obligaciones de refinanciamiento a corto plazo y con una
línea de crédito no girada, estamos bien posicionados para seguir invirtiendo para hacer crecer a la Compañía.”
Se ha programado una conferencia telefónica para el 27 de enero de 2011 a las 12.00 a.m. EST (9:00 a.m. PST) para revisar los resultados
del cuarto trimestre. Para acceder a la conferencia telefónica, digite al operador de conferencia diez minutos antes del inicio de la llamada al
(416) 695-6616, o gratis al (800) 565-0813. Durante catorce días estará disponible una versión de la conferencia en el (416) 695-5800, o
gratis al (800) 408-3053. El número clave de seguridad para la versión grabada es 4012032. Habrá una difusión simultánea de audio de la
conferencia, a la que se puede tener acceso desde nuestro sitio Web en www.methanex.com. La versión web estará disponible en nuestro
sitio web durante tres semanas después de la conferencia.
– more –
Methanex es una sociedad abierta domiciliada en Vancouver y es el mayor proveedor mundial de metanol para los principales mercados
internacionales. Las acciones de Methanex están registradas para ser transadas en la Bolsa de Comercio de Toronto en Canadá bajo el
símbolo “MX”, en el Nasdaq Global Market en los Estados Unidos bajo el símbolo “MEOH” y en la Bolsa de Comercio de Santiago en Chile
bajo el símbolo “Methanex”. Se puede visitar Methanex en línea en www.methanex.com.
ADVERTENCIA SOBRE INFORMACION DE PROYECCIONES FUTURAS
Este comunicado de prensa del Cuarto Trimestre de 2010 contiene declaraciones de proyecciones futuras respecto de nosotros y de la
industria química. Refiérase a la Advertencia sobre Información de Proyecciones Futuras en la Discusión y Análisis de la Administración del
Cuarto Trimestre de 2010 adjunto, para mayor información.
1 El EBITDA Ajustado es una medición no GAAPs que no tiene un significado estandarizado prescrito por los principios contables
Canadienses generalmente aceptados (GAAP), y por lo tanto, es improbable que pueda ser comparable con mediciones
similares presentadas por otras compañías. Refiérase a Información Complementaria – Mediciones Suplementarias no GAAP,
incluidos en la Discusión y Análisis de la Administración del Cuarto Trimestre de 2010 que se adjunta, para la descripción de
cada medición suplementaria no GAAP y la conciliación con la medición GAAP mas comparable.
Hfin-
Para mayor información contactar:
Jason Chesko
Director de Relaciones con Inversionistas
Tel: 604.661.2600
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 2
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
merma Dex Información de Acciones Información Inversionistas
A Responsible Care” Company Las acciones ordinarias de Methanex Corporation Se puede tener acceso a todos los
Reporte Interino están registradas para ser transadas en la Bolsa de informes financieros, noticias de
Para los tres meses Comercio de Toronto bajo el símbolo MX, en prensa e información corporativa en
4 terminados Nasdaq Global Market bajo el símbolo MEOH y en Nuestro sitio Web
31 de Diciembre 2010 €l mercado de valores de Santiago en Chile bajo el WWw.methanex.com.
símbolo comercial de Methanex.
Contacto de Información
Methanex Investor Relations
1800 – 200 Burrard Street
Vancouver, BC Canadá V6C 3M1
Al 26 de enero 2011 la Compañía
tenía 92.669.257 acciones ordinarias
emitidas y vigentes y opciones de
acciones a ser ejercidas por
3.229.753 acciones ordinarias
Agentes de Traspasos é: Registros
CIBC Mellon Trust Company
320 Bay Street
Toronto, Ontario, Canada M5H 4A6
: e E-mail: investOmethanex.com
Toll free in North America:
adicionales | :
1-800-387-0825 Methanex Toll-Free:
1-800-661-8851
DISCUSION Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN DEL CUARTO TRIMESTRE
Excepto cuando se indique lo contrario, todos los montos de moneda se expresan en dólares de los Estados Unidos.
Las Discusiones y Análisis de la Administración del Cuarto Trimestre de 2010, de fecha 26 de Enero 2011, deben ser leídos en conjunto con
los Estados Financieros Consolidados Anuales del año 2009 y la Discusión y Análisis de la Administración que se incluye en la Memoria
Anual de Methanex 2009. La Memoria Anual de Methanex de 2009 y la información adicional relacionada con Methanex están disponibles en
SEDAR en www.sedar.com y en EDGAR at_www.sec.gov.
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ millones, excepto cuando se indique) 2010 2010 2009 2010 2009
Producción (miles de tons) 913 895 955 3.540 3.543
Volumen de ventas (miles de toneladas)
Metanol producido 831 885 880 3.540 3.764
Metanol comprado de terceros 806 792 467 2.880 1.546
Ventas comprometidas * 151 101 152 509 638
Total volumen de ventas 1.788 1.778 1.499 6.929 5.948
Methanex, precio de referencia promedio antes de descuentos ($ po 407 334 327 356 252
Precio promedio realizado ($ por ton) * 348 286 282 306 225
EBITDA ajustado * 71,3 57,3 72,9 266,7 141,8
Flujo de caja de actividades operacionales 10,4 48,0 35,7 152,9 110,3
Flujo de caja de actividades operacionales antes de cambios
en capital de trabajo no en efectivo * 77,0 53,1 74,2 251,6 128,5
Resultado operacional* 41,2 45,9 40,9 157,6 24,2
Utilidad neta 27,9 32,8 25,7 101,7 0,7
Utilidad neta antes de items inusuales 27,9 10,6 25,7 79,5 0,7
Utilidad neta básica por acción ordinaria 0,30 0,36 0,28 1,10 0,01
Utilidad neta básica por acción ordinaria antes de items inusuales4 0,30 0,11 0,28 0,86 0,01
Utilidad neta diluida por acción ordinaria 0,30 0,35 0,28 1,09 0,01
Utilidad neta diluida por acción ordinaria antes de items inusuales4 0,30 0,11 0,28 0,85 0,01
Información de acciones ordinarias (millones de acciones):
Promedio ponderado de acciones ordinarias 92,3 92,2 92,1 92,2 92,1
Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias 94,0 93,3 93,1 93,5 92,7
Número de acciones ordinarias en circulación, final del período 92,6 92,2 92,1 92,6 92,1
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DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
1 Las ventas comprometidas representan volumen comercializado sobre base comprometida. Este ingreso se incluye en
resultados cuando se devenga.
2 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.
3 El precio promedio realizado se calcula como ventas neta de comisiones devengadas, dividido por el volumen total de
ventas de metanol producido y comprado.
4 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.
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DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
RESUMEN DE PRODUCCION
Capacidad 2010 2009] T4 2010 T3 2010 T4 2009
(miles de toneladas) Anual * Producción Producción Producción Producción Producción
Chile 1, Il, Ill and IV 3.800 935 942 208 194 265
Atlas (Trinidad) (63.1% interest) 1.150 884 1.015 266 284 279
Titan (Trinidad) 900 891 764 233 217 188
Nueva Zelanda ? 900 830 822 206 200 223
6.750 3.540 3.543 913 895 955
La capacidad de producción de nuestras plantas podría ser superior a la capacidad nominal original,
ya que a través del tiempo, estas cifras se han ajustado para reflejar eficiencias operativas
permanentes en estas instalaciones.
La capacidad de producción de Nueva Zelanda representa sólo 0,9 millones de toneladas al año de la
planta Motunui que reiniciamos a fines de 2008. La capacidad operativa práctica dependerá en parte en
la composición de la materia prima del gas natural y puede ser menor que la capacidad especificada en
el cuadro anterior. También tenemos una capacidad adicional de producción potencial que se encuentra
actualmente ociosa en Nueva Zelanda (consulte la sección de Nueva Zelanda en la página 3 para más
información).
Chile
Seguimos operando nuestras plantas de metanol en Chile muy por debajo de la capacidad instalada. Esto se debe principalmente a
reducciones de suministro de gas natural desde Argentina – refiérase a la Discusión y Análisis de la Administración incluido en nuestro
Informe Anual 2009 para obtener más información.
Durante el cuarto trimestre de 2010 la producción de nuestras plantas de metanol en Chile fue de 208.000 toneladas, comparado con
194.000 toneladas durante el tercer trimestre de 2010. La mayor producción durante el cuarto trimestre de 2010 fue principalmente el
resultado de mayores entregas de gas natural de la empresa de energía estatal, Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) debido a que la
demanda de gas natural para fines residenciales fue menor en la estación cálida en el hemisferio sur. Actualmente estamos operando con
una planta en Chile. La tasa de producción de nuestra planta en Chile depende principalmente de la demanda de gas natural para uso
residencial, que es mayor en el invierno del hemisferio sur, las tasas de producción de los actuales pozos de gas natural, y el nivel de las
entregas de gas natural desde nuevas actividades de desarrollo y exploración en el sur Chile.
Nuestra meta es aumentar progresivamente la producción en nuestras plantas en Chile con gas natural suministrado por los proveedores en
Chile. Nosotros estamos buscando oportunidades de inversión con ENAP, Geopark Chile Limited (Geopark) y otros para ayudar a acelerar la
exploración y el desarrollo de gas natural en el sur de Chile. Estamos trabajando con ENAP para el desarrollo de gas natural en el bloque
Dorado Riquelme en el sur de Chile. Bajo este convenio, financiamos una participación del 50% en el bloque y al 31 de Diciembre 2010
hemos contribuido aproximadamente $86 millones. Durante los últimos años, hemos proporcionado a Geopark $57 millones (de los cuales
$32 millones aproximadamente han sido pagados al 31 de Diciembre 2010) para apoyar y acelerar las actividades de exploración y desarrollo
de gas natural en el sur de Chile. Geopark ha aceptado abastecernos con todo el gas natural procedente del bloque Fell en el sur de Chile
bajo un contrato de suministro exclusivo de diez años que comenzó en 2008. Durante el cuarto trimestre de 2010 aproximadamente el 60%
de la producción total de nuestras plantas en Chile fue producida con gas natural de los bloques Fell y Dorado Riquelme.
Además existen otras actividades de inversión para apoyar a acelerar la exploración y el desarrollo de gas natural en las zonas del sur de
Chile. A fines de 2007, el gobierno de Chile completó el proceso de licitación
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MANAGEMENT”S DISCUSSION AND ANALYSIS
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. Hasta la fecha, dos empresas que participaron en el proceso de licitación han comunicado que hay
descubrimientos de gas y esperamos que las primeras entregas de gas de estos nuevos hallazgos en el 2011. Nosotros estamos
participando en un consorcio en dos bloques de exploración bajo esta ronda de licitación – en los bloques Tranquilo y Otway. El consorcio
comprende Wintershall, GeoPark, y Pluspetrol cada una con una participación del 25% e International Finance Corporation (IFC), miembro
del World Bank Group, y Methanex cada uno con una participación del 12.5%. El operador de ambos bloques es GeoPark. Al 31 de diciembre
de 2010, hemos contribuido aproximadamente $2 millones por nuestra proporción de los costos de exploración asociados con estos bloques.
Nosotros no podemos asegurar que 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.
Trinidad
Nuestra participación en las plantas de metanol de Trinidad representa aproximadamente 2,0 millones de toneladas anuales de producción a
costo competitivo. Durante el cuarto trimestre de 2010 estas plantas registraron una producción de 499,000 toneladas comparado con
501,000 toneladas en el tercer trimestre de 2010.
Nueva Zelanda
Nuestras plantas de Nueva Zelanda registraron una producción de 206,000 toneladas durante el cuarto trimestre de 2010, comparado con
200.000 toneladas durante el tercer trimestre de 2010. Actualmente tenemos contratos de gas natural con una serie de proveedores de gas lo
que nos permitirá continuar operando la planta de Motunui de 900.000 toneladas anuales durante 2011 y 2012.
Actualmente tenemos 1,4 millones de toneladas por año de capacidad ociosa en Nueva Zelanda, incluyendo una segunda 0,9 millones
toneladas anuales de la planta de Motunui y de 0,5 millones toneladas anuales de Waitara Valle. Estas plantas tienen el potencial de
aumentar la producción en Nueva Zelanda en función de la dinámica de la oferta y de la demanda de metanol y la disponibilidad de materia
prima del gas natural a un precio económicamente razonable.
Egipto
La construcción de la planta de metanol 1,3 millones de toneladas en Egipto se encuentra terminada y la etapa de marcha blanca está
también prácticamente terminada. En enero de 2011, la planta registró la primera producción de metanol y esperamos que la producción se
acelere durante el primer trimestre de 2011. Somos propietarios del 60% de la planta y nosotros comercializaremos el 100% de la producción
de metanol.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 4
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Medicine Hat
Actualmente estamos trabajando en el reinicio de nuestra planta de 470.000 toneladas por año de metanol en Medicine Hat, Alberta, Canadá,
que está programada para iniciar operaciones a principios del segundo trimestre de 2011. Para apoyar el reinicio, hemos dado inicio a un
programa de compra de gas natural en el mercado de gas de Alberta. Hasta la fecha hemos comprado gas natural suficiente para satisfacer
el 80% de nuestras necesidades cuando la planta funcione a su capacidad total durante el período comprendido entre el inicio hasta octubre
de 2012. La planta ha estado inactiva desde 2001 y el costo de capital estimado para reiniciar la planta es de aproximadamente $40 millones,
de los cuales se han incurrido $10 millones en 2010 y $ 30 millones serán incurridos en el primer trimestre de 2011.
ANALISIS DE RESULTADOS
Nuestras operaciones consisten en un solo segmento de operación – la producción y venta de metanol. Además del metanol que producimos
en nuestras plantas, también compramos y re-vendemos metanol producido por otros y vendemos metanol sobre la base de comisión.
Nosotros analizamos los resultados de todas las ventas de metanol en conjunto, excluyendo los volúmenes de ventas a base de comisiones.
Los impulsores claves de los cambios en nuestro EBITDA Ajustado para las ventas de metanol son el precio promedio realizado, el volumen
de ventas y costos base caja.
Para un análisis en mayor profundidad sobre las definiciones y cálculos utilizados en nuestro análisis de EBITDA Ajustado, referirse a la
sección Como Analizamos Nuestro Negocio.
Para el cuarto trimestre de 2010, registramos un EBITDA Ajustado de $71.3 millones y una utilidad neta de $27.9 millones ($0.30 por acción
en base diluida). Esto se compara con un EBITDA Ajustado de $57.3 millones y una utilidad neta de $32.8 millones ($0.35 por acción en base
diluida) y un resultado neto antes de ítems extraordinarios de $10.6 millones ($0,11 por acción en base diluida) para el tercer trimestre de
2010 y un EBITDA Ajustado de $72.9 millones y una utilidad neta de $25.7 millones ($0.28 por acción en base diluida) para el cuarto trimestre
de 2009.
Para el año terminado al 31 de diciembre de 2010, registramos un EBITDA Ajustado de $266.7 millones y una utilidad neta de $101.7
millones ($1.09 por acción en base diluida) y un resultado neto antes de ítems extraordinarios de $79.5 millones ($0,85 por acción en base
diluida). Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2010, registramos una utilidad después de impuestos de $22,2 millones
relacionados con la venta de terrenos e instalaciones en Kitimat, Canadá. Esto se compara con un EBITDA Ajustado de $141.8 millones y
Una utilidad neta de $0.7 millones (0.01 por acción en base diluida) para el año terminado al 31 de diciembre de 2009.
Una conciliación entre resultado neto y resultado neto antes de partidas extraordinarias es la siguiente:
(8 millones) T4 2010 2010
Resultado neto $ 27.9 $ 101.7
Utilidad en venta de activos de Kitimat – (22.2)
Resultado neto antes de items extraordinarios $ 27.9 $ 79.5
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DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
EBITDA Ajustado
El aumento del EBITDA Ajustado fue el resultado de cambios en lo siguiente:
T4 2010 T4 2010 2010
comparado con comparado con comparado con
($ millones) T3 2010 T4 2009 2009
Precio promedio realizado $ 101 $ 106 $ 520
Volumen de ventas (2 24 62
Total costos base caja (85) (132) (457)
$ 14 $ (2 $ 125
Precio promedio realizado
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ por ton, excepto cuando se indique lo contrario) 2010 2010 2009 2010 2009
Methanex precio de referencia promedio antes de descuento 407 334 327 356 252
Methanex precio promedio realizado 348 286 282 306 225
Descuento promedio 14% 14% 14% 14% 11%
1 El precio de referencia promedio antes de descuento de Methanex representa el promedio de nuestros precios de lista sin
descuentos en América del Norte, Europa y el Asia Pacífico ponderados por volumen de ventas. En www.methanex.com se
encuentra información de precios históricos y vigentes.
Durante 2010, el crecimiento de la demanda del metanol fue alto con aumentos principalmente de la demanda impulsada por los derivados
tradicionales y energéticos en Asia (especialmente en China). Al entrar al cuarto trimestre de 2010, las condiciones del mercado eran
estrechas, ya que la demanda era fuerte y había una serie de interrupciones planificadas y no planificadas a través de la industria del
metanol. Como resultado, hubo un aumento en los precios spot y por contrato del metanol en el cuarto trimestre (refiérase a la sección
Fundamentos de la Oferta/Demanda en la página 8 para más información). Nuestro precio promedio de referencia sin descuentos para el
cuarto trimestre de 2010 fue de $407 por tonelada en comparación con $334 por tonelada para el tercer trimestre de 2010. Nuestro precio
promedio realizado para el cuarto trimestre 2010 fue $348 por tonelada, comparado con $286 por tonelada en el tercer trimestre 2010 y esto
aumentó los ingresos por ventas en $101 millones.
Como resultado de los factores descritos anteriormente, hemos experimentado precios e ingresos significativamente más altos del metanol
en el 2010 en comparación con 2009. Nuestro precio de venta promedio realizado para el cuarto trimestre de 2010 fue de $348 por tonelada,
comparado con $282 por tonelada en el cuarto trimestre de 2009 y esto aumento los ingresos por ventas en $106 millones. Nuestro precio de
venta promedio realizado para el año terminado 31 de diciembre de 2010 fue de $306 por tonelada, comparado con $225 por tonelada en el
mismo periodo en 2009 y esto aumento los ingresos por ventas en $520 millones.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 6
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Volumen de ventas
El volumen total de ventas de metanol, excluyendo el volumen de ventas a comisiones en el cuarto trimestre de 2010 fue menor comparado
con el tercer trimestre de 2010 en 40,000 toneladas y esto dio como resultado un menor EBITDA Ajustado de $2 millones. El volumen total de
ventas de metanol, excluyendo las ventas a comisiones para los tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de 2010 fueron mayores que
los periodos comparables en el 2009 en 290.000 toneladas y 1.110.000 toneladas respectivamente. Esto dio como resultado un mayor
EBITDA Ajustado para el cuarto trimestre de 2010 y año terminado al 31 de Diciembre de 2010 en comparación con los mismos períodos en
2009 de $24 millones y $62 millones, respectivamente. Hemos aumentado los volúmenes de ventas en 2010 en comparación con 2009
principalmente en antelación del aumento de oferta de metanol de Egipto y nuestras otras plantas productivas.
Total costos base caja
El principal impulsor de los cambios en nuestros costos totales base caja son los cambios en el costo de metanol que producimos en
nuestras plantas y los cambios en el costo de metanol comprado a terceros. Nuestras plantas productivas están respaldadas por contratos de
compras de gas natural, cuyas condiciones de precios incluyen un componente base y uno variable. El componente variable se ajusta en
relación a los cambios en el precio del metanol por sobre precios predeterminados al momento de la producción. Nosotros complementamos
nuestra producción con metanol producido por terceros a través de contratos de abastecimiento libre de metanol y en el mercado spot para
satisfacer las necesidades de los clientes y apoyar a nuestros esfuerzos de marketing en los principales mercados mundiales. Hemos
adoptado la política de inventario primero en entrar primero en salir y por lo general tardamos entre 30 y 60 días en vender el metanol que
producimos o compramos. En consecuencia, los cambios en el EBITDA Ajustado producto de los cambios en los costos de gas natural y de
metanol comprado dependerán de los cambios de precios en el metanol y la programación de los flujos de inventario.
El impacto en el EBITDA ajustado producto de los cambios en nuestros costos base caja se explican a continuación:
T4 2010 T4 2010 2010
comparado con comparado con comparado con
($ millones) T3 2010 T4 2009 2009
Costos del gas natural de ventas de metanol producido $ (13) $ (22) $ (98)
Proporción de las ventas de metanol comprado (4) (30) (89)
Costos del metanol comprado a terceros (47) (56) (223)
Compensación basada en acciones (10) (12) (20)
Otros, netos (11) (12) (27)
Disminución en EBITDA $ (85) $ (132) $ (457)
Costos del gas natural de las ventas de metanol de producción propia
Los costos de gas natural de las ventas de metanol de producción propia en el cuarto trimestre de 2010 y año terminado el 31 de Diciembre
de 2010 fueron más altos que en los períodos comparables en el 2009 principalmente debido a precios más altos del metanol.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 7
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Proporción de las ventas de metanol comprado
El costo de metanol comprado está directamente vinculado al precio de venta de metanol en el momento de la compra y el costo de metanol
comprado es generalmente más alto que el costo de metanol producido. En consecuencia, un aumento en la proporción de las ventas de
metanol comprado resulta en un aumento en nuestra estructura de costo global para un período determinado. La proporción de las ventas de
metanol comprado en el cuarto trimestre de 2010 y año terminado al 31 de diciembre de 2010 fue más alta para todos los períodos
comparables como se indica en el cuadro anterior.
Costos del metanol comprado a terceros
Los costos del metanol comprado a terceros fueron mayores para el cuarto trimestre de 2010 y año terminado el 31 de diciembre de 2010 en
comparación con todos los períodos señalados en el cuadro anterior, principalmente como resultado de los precios más altos de metanol.
Compensación basada en acciones
Nosotros otorgamos premios basados en acciones como un elemento de compensación. Los premios basados en acciones concedidos
pueden incluir opciones sobre acciones, unidades de acciones diferidas, unidades de acciones restringidas, unidades de acciones de
rendimiento, derechos sobre la revalorización de acciones o derechos en revalorización de acciones tándem.
Para las opciones sobre acciones, el costo se mide sobre la base de una estimación del valor justo en la fecha de la concesión y este valor
justo a la fecha de la subvención es reconocido como gasto de compensación durante el período de años de servicios relacionados. En
consecuencia, los gastos de compensación basada en acciones asociados a las opciones sobre acciones no varían significativamente de un
período a otro.
Las unidades de acciones diferidas, restringidas y de rendimiento son premios equivalentes a acciones comunes nocionales que se pueden
canjear por efectivo en el momento de su devengo en base al valor de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y no son diluidas
para los accionistas. Las unidades de acciones de rendimiento tienen una característica adicional en donde el número definitivo de unidades
que se devengan será determinado por el retorno total para los accionistas de la Compañía en relación a un objetivo predeterminado durante
el período de devengamiento. El número de unidades que en última instancia se devengará, será en el rango de 50% a 120% de la
subvención original. Los derechos de revalorización de las acciones y los derechos de revalorización de las acciones tandem son las
unidades que le otorgan a su tenedor el derecho a recibir un pago en efectivo al momento de ejercer el derecho por la diferencia entre el
precio de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y el precio de ejercicio que se determina en la fecha de la concesión. Para las
unidades de acciones diferidas, restringidas y de desempeño, el valor justo se mide inicialmente en la fecha de la adjudicación en base al
valor de mercado de las acciones ordinarias. Los derechos de revalorización de acciones y derechos de revalorización de tándem se miden
en función del valor intrínseco, la cantidad por la cual el valor de mercado de las acciones ordinarias excede el precio de ejercicio. Para todos
los premios basados en acciones, el valor inicial y cualquier cambio posterior en el valor debido a cambios en el valor de mercado de las
acciones ordinarias se reconoce en resultados durante el período de años de servicios relacionados para la proporción de los años de
servicio prestados en cada fecha de presentación de informes. Por consiguiente, la compensación basada en acciones asociadas a estos
premios basados en acciones puede variar considerablemente de un periodo a otro como consecuencia de los cambios en el precio de la
acción.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 8
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Los gastos de compensación basada en acciones en el cuarto trimestre de 2010 fueron de $17 millones en comparación con $7 millones en
el tercer trimestre de 2010. El aumento en la compensación basada en acciones de $10 millones durante el cuarto trimestre de 2010 se debió
principalmente al impacto del aumento en el precio de las acciones durante el cuarto trimestre de $24.49 por acción a $30,40 por acción. Esto
dio lugar a un cargo más alto de $4 millones aproximadamente por un aumento en el valor justo de las unidades de acciones diferidas,
restringidas y por desempeño y un mayor cargo de $3 millones aproximadamente en relación con el valor de los derechos de la revalorización
de acciones y derechos en revalorización de las acciones tándem que no tenían un valor contable con anterioridad al cuarto trimestre de
2010. Además, el aumento en el precio de la acción resultó en un cargo más alto de $3 millones aproximadamente debido a un aumento en
el número estimado de unidades de acciones de rendimiento que finalmente se devengaran.
Otros, neto
Para el cuarto trimestre de 2010 en comparación con el tercer trimestre de 2010 y el cuarto trimestre de 2009, los costos de flete y otros
costos de logística fueron superiores en $7 millones, en comparación con los dos períodos principalmente como resultado de una menor
recuperación de los gastos de retorno y mayores costos de combustible. Los gastos de venta, generales y administrativos también fueron
superiores en $4 millones y $5 millones, respectivamente, como consecuencia principalmente del aumento de los costos de los empleados y
otros gastos.
Para el año terminado el 31 de diciembre 2010 en comparación con 2009, los costos de flete y otros costos de logística fueron superiores en
$16 millones como resultado principalmente de una menor recuperación de los gastos de retorno y mayores costos de combustible. Los
gastos de venta, generales y administrativos también fueron superiores en $11 millones como resultado principalmente del aumento de los
costos de los empleados y otros gastos.
Depreciación y Amortización
La depreciación y amortización ascendió a $30 millones en el cuarto trimestre de 2010, comparado con $34 millones en el tercer trimestre de
2010 y $32 millones en el cuarto trimestre de 2009. La depreciación y amortización fue de $131 millones para el año terminado el 31 de
diciembre de 2010 en comparación con $118 millones para el mismo periodo en 2009. El aumento en los gastos de depreciación y
amortización en el 2010 comparado con el 2009 se debió principalmente a cargos relacionados con el agotamiento de nuestra inversión en
activos de petróleo y gas en Chile. Al recibir la aprobación final del gobierno de Chile en el tercer trimestre de 2009, adoptamos la
metodología de reconocimiento total del costo para contabilizar los costos de exploración de petróleo y gas asociado con nuestra
participación del 50% en el bloque Dorado Riquelme en el sur de Chile (refiérase a la sección Resumen de Producción en la página 2 para
obtener más información). Bajo estas normas de contabilidad, las inversiones en efectivo en el bloque se capitalizan inicialmente y luego se
registran en resultados a través de cargos por agotamiento sin movimiento de efectivo, a medida que se produce el gas natural del bloque.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 9
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Gastos Financieros
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ millones) 2010 2010 2009 2010 2009
Gastos financieros antes de intereses capitalizadc $ 16 $ 16 $ 15 $ 62 $ 59
Menos intereses capitalizados (10) (10) (9) (38) (32)
Gastos financieros $ 6 $ 6 $ 6 $ 24 $ 27
Los intereses capitalizados corresponden a costos de intereses capitalizados durante la construcción y marcha blanca de la planta de
metanol de 1,3 millones toneladas anuales en Egipto.
Intereses y Otros Ingresos (Gastos)
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ millones) 2010 2010 2009 2010 2009
Intereses y otros ingresos (gasto) $ 4 $ (1 $ – $ 3 $ –
Los intereses y otros ingresos en el cuarto trimestre de 2010 ascendieron a $4 millones comparado con gasto de $1 en el tercer trimestre de
2010 y $0 en el cuarto trimestre de 2009. El aumento de los intereses y otros ingresos durante el cuarto trimestre de 2010 en comparación
con el tercer trimestre de 2010 y el cuarto trimestre de 2009 se debió principalmente al impacto de los cambios en los tipos de cambio.
Impuesto a la Renta
En el cuarto trimestre de 2010 registramos un gasto por impuesto de $11.2 millones en comparación con un gasto por impuesto de $5.9
millones en el tercer trimestre de 2010 y un gasto de impuesto de $9.0 millones en el cuarto trimestre de 2009. La tasa efectiva de impuestos
para el cuarto trimestre de 2010 fue de aproximadamente 29% en comparación con aproximadamente el 36% para el tercer trimestre de
2010.
La tasa de impuesto en Chile y Trinidad, donde generamos una proporción importante de nuestras utilidades antes de impuesto es de 35%.
Nuestra planta Atlas en Trinidad tiene una exención parcial de impuesto a la renta hasta el año 2014. En Chile la tasa de impuesto consiste
en un impuesto de primera categoría que se paga en dos tramos, el primero cuando se genera la renta y el segundo tramo de impuesto
cuando se distribuyen las utilidades desde Chile. El segundo tramo de impuesto se registra inicialmente como gasto de impuesto a la renta
diferido y posteriormente se reclasifica a impuesto a la renta corriente cuando se distribuyen utilidades.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 10
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
FUNDAMENTOS DE LA OFERTA/DEMANDA
Durante el año 2010, el crecimiento de la demanda de metanol fue fuerte, aumentando en un 14% hasta un total de 45 millones de toneladas,
aproximadamente. El aumento de la demanda se ha visto impulsado principalmente por los derivados tradicionales y derivados de energía en
Asia (sobre todo en China). Más recientemente, hemos visto también mejoras en la demanda de derivados tradicionales en otras regiones
como Europa y América del Norte.
Los derivados tradicionales representan alrededor de dos tercios de la
demanda mundial de metanol y se correlacionan con la producción Methanex Precios Regionales de Referencia Sin
industrial. Descuentos *
o % o Ene Dic Nov Oct
Los derivados energéticos representan alrededor de un tercio de la (US$ por ton) 2011 2010 2010 2010
demanda mundial de metanol y en los últimos años, los altos precios de la
+ : A Estados Unidos 449 459 442 359
energía han impulsado el crecimiento de una fuerte demanda de metanol 2
ON – : Europa 428 367 379 385
en aplicaciones de energía, como mezcla de gasolina y el DME, o
Asia 460 460 445 345
principalmente en China. La mezcla de metanol en la gasolina en China ha 7 7
1 Los descuentos de nuestros precios de referencia se
ofrecen a clientes sobre la base de factores diversos.
aplicación es apoyada por los recientes cambios normativos en ese país. 2 £325 para T1 2011 (T4 2010 – €277) convertido a
sido particularmente fuerte y creemos que el crecimiento futuro en esta
Por ejemplo, una M85 (o 85% de metanol) norma nacional entró en vigencia dólares de los Estados Unidos.
el 01 de diciembre 2009, y esperamos una M15 (o el 15% de metanol)
norma nacional, que sea liberada en el año 2011. Creemos que la demanda potencial por derivados de energía será más fuerte en un
entorno de precios más alto de la energía.
Al comenzar el cuarto trimestre de 2010, las condiciones del mercado eran estrechas, ya que la demanda era fuerte y había una serie de
interrupciones de producción planificados y no planificados en toda la industria del metanol. Como resultado, hubo un fuerte aumento de los
precios del metanol spot y por contratos en el cuarto trimestre. A comienzo del primer trimestre de 2011, los precios spot del metanol se
moderaron ligeramente. Nuestro precio promedio antes de descuentos para enero de 2011 es de $450 por tonelada aproximadamente, y
hemos anunciado recientemente una disminución del precio de lista sin descuento de Methanex de $23 por tonelada en América del Norte
para febrero. También esperamos ver que los precios por contrato en Asia disminuyan en Febrero.
El próximo incremento de la capacidad a escala mundial aparte de China es la planta de 1,3 millones toneladas anuales en Egipto, que se
encuentra actualmente en la fase de comisionamiento (marcha blanca) y registró su primera producción de metanol en este mes. Aparte de
de esta, hay escaso incremento de nueva capacidad productiva fuera de China esperada para los próximos años. Nuestra planta de 470.000
de toneladas en Medicine Hat, se espera que reinicie sus operaciones en abril de 2011. También hay una planta de 0.85 millones de
toneladas que se espera reinicie operaciones en Beamount, Texas, y una planta de 0.7 millón de toneladas en Azerbaiyán, y esperamos que
la producción de ambas plantas entren al mercado en 2012.
A fines de Diciembre de 2010, el Ministerio de Comercio de China (MOFCOM) emitió su Determinación Final de su investigación sobre las
denuncias de productores nacionales de metanol de los derechos antidumping y recomendó impuestos de alrededor del 9% que se impondrá
a las importaciones de los productores existentes en Nueva Zelanda, Malasia e Indonesia. Sin embargo, citando circunstancias especiales, la
Comisión de Aranceles Aduaneros del Consejo de Estado decidió suspender la aplicación de las medidas antidumping que permite que el
metanol proveniente de los tres países ingrese a China sin la imposición de derechos adicionales. En el caso de que se levante la
suspensión, no esperamos que haya un impacto significativo en los fundamentos de la oferta/demanda de la industria y nosotros volveremos
a alinear nuestra cadena de suministro.
METHANEX CORPORATION NFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 11
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL
El flujo de efectivo proveniente de actividades operacionales antes de cambios en capital de trabajo en el cuarto trimestre de 2010 fue de $77
millones comparado con $53 millones en el tercer trimestre 2010, y $74 millones en el cuarto trimestre de 2009.
Durante el cuarto trimestre de 2010, pagamos dividendos trimestrales de $0.155 por acción o $14 millones.
Durante el cuarto trimestre de 2010, el total de planta y equipos relacionados con los costos para la nueva planta de metanol en Egipto
fueron de $21 millones. EMethanex tiene financiamiento con garantías limitadas por un monto de $530 millones que al 31 de diciembre de
2010 estaba totalmente girado. El primer pago de capital de este financiamiento de $16 millones se efectuó el 30 de septiembre 2010.
Durante el tercer trimestre de 2010, vendimos nuestro terreno y las instalaciones de terminales de la planta de Kitimat, Canadá y recibimos el
ingreso producto de la venta de $32 millones en el cuarto trimestre de 2010.
Tenemos un acuerdo con ENAP para participar en la exploración y desarrollo de gas natural en el bloque de hidrocarburos Dorado Riquelme
en el sur de Chile. Bajo este acuerdo, nosotros financiamos una participación del 50% en el bloque, y hemos contribuido $86 millones a la
fecha. Nosotros esperamos efectuar contribuciones adicionales dentro de los próximos años con el objeto de alcanzar plenamente el
potencial del bloque. Estas contribuciones se basarán en los presupuestos anuales establecidos por ENAP y Methanex, de conformidad con
el Acuerdo de Operación Conjunta que rige este desarrollo.
Tenemos acuerdos con GeoPark bajo los cuales hemos proporcionado $57 millones de financiamiento para apoyar y acelerar las actividades
de desarrollo y exploración de gas natural de GeoPark en el sur de Chile. Durante el cuarto trimestre de 2010, GeoPark pagó $15 millones
provenientes del financiamiento de la deuda con lo cual los pagos acumulados de este financiamiento ascienden a $32 millones al 31 de
diciembre 2010. No tenemos ninguna otra obligación de proporcionar financiamiento a GeoPark.
Nosotros operamos en una industria de productos básicos altamente competitiva y creemos que es apropiado mantener un balance general
conservador y mantener flexibilidad financiera. Nuestro saldo de efectivo disponible al 31 de diciembre de 2010 fue de $194 millones.
Nosotros tenemos un sólido balance general, no tenemos requerimientos de re-financiamiento en el corto plazo y una línea de crédito no-
girada de $200 millones proporcionada por entidades financieras altamente clasificadas, que vence a mediados del año 2012. Nosotros
invertimos nuestra caja solo en instrumentos financieros altamente clasificados, con vencimientos de hasta tres meses o menos, para
asegurar la preservación del capital y una liquidez apropiada. Nuestro programa de desembolsos para mantenciones de bienes de capital
planificado para mantenciones mayores, rotaciones de plantas y cambios de catalizadores para las operaciones existentes, se estima
actualmente que ascendería a $80 millones, aproximadamente, para el o, – ,
La clasificación de solvencia para nuestros pagarés no
eríodo y hasta fines del 2012. Asimismo, recientemente anunciamos
p y : garantizados al 31 de diciembre 2010 fue la siguiente:
nuestra intención de reiniciar nuestra planta de metanol de 470.000 Standard 8 Poor’s Rating Services BBB- (estable)
Moody’s Investor Services Bal (estable)
un costo de capital estimado para reiniciar la planta de aproximadamente Las clasificaciones de solvencia no constituyen
$40 millones, de los cuales $10 millones fueron incurridos en 2010 y $30 recomendaciones para comprar, mantener o vender
millones serán incurridos en el primer trimestre de 2011. valores y no analizan los precios de mercado o
conveniencia para un inversionista determinado. No
Creemos que estamos bien posicionados para a cumplir con nuestras existe ninguna seguridad que estas clasificaciones
obligaciones financieras y continuar efectuando inversiones para hacer seguirán vigentes durante un periodo determinado o que
crecer la Compañía. sean revisadas o totalmente revocadas por una agencia
de clasificación a futuro.
toneladas por año en Medicine Hat a principios del segundo trimestre con
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 12
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
PERSPECTIVA A CORTO PLAZO
La demanda de metanol en el 2010, tanto para usos tradicionales como de energía en Asia (especialmente China) ha sido fuerte y más
recientemente también ha habido aumentos de la demanda de derivados tradicionales en otras regiones, incluyendo América del Norte. Esta
fuerte demanda combinada con un número importante de cortes de producción planificados y no planificados en toda la industria del metanol
dio como resultado un fuerte aumento de los precios spot y por contratos del metanol en el cuarto trimestre. A comienzos del primer
trimestre, aunque la demanda de metanol sigue siendo fuerte, hemos visto que los precios del metanol se han moderado, pero se mantienen
en niveles altos.
Nosotros anticipamos un aumento significativo en nuestra capacidad de producción en 2011. El proyecto de Egipto de 1,3 millones de
toneladas al año está en las etapas finales de la puesta en marcha y registró la primera producción de metanol la semana pasada. También
estamos trabajando en el reinicio de nuestra planta de 470.000 toneladas por año en Medicine Hat, Alberta, que también esperamos que
comience la producción a principios del segundo trimestre de 2011. Con la incorporación de estos dos centros de producción, estamos bien
posicionados para incrementar nuestra capacidad de producción y los ingresos este año.
El precio del metanol en última instancia dependerá de la fortaleza de la economía mundial, las tasas de producción de la industria, los
precios mundiales de la energía, la tasa de reestructuración de la industria y la fortaleza de la demanda mundial. Nosotros creemos, que
nuestra posición financiera y flexibilidad financiera, la sobresaliente red de suministro global y la posición de bajos costos, proporcionarán una
base sólida para que Methanex continúe siendo líder en la industria del metanol y siga invirtiendo para hacer crecer a la Compañía.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 13
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS
Para los tres meses terminados al 31 de Diciembre de 2010, no se efectuaron cambios en nuestro sistema de control interno sobre los
reportes financieros que hayan afectado materialmente, o que sea razonablemente probable que afecten materialmente nuestro sistema de
control interno sobre los informes financieros.
CAMBIOS PREVISTOS A LOS PRINCIPIOS DE CONTABILIDAD GENERALMENTE ACEPTADOS DE CANADA
International Financial Reporting Standards, (IASB)
El Comité de Normas Contables de Canadá (Canadian Accounting Standard Board) confirmó el 1? de enero 2011 como la fecha oficial de
convergencia para que las empresas públicas Canadienses comiencen la adopción de las 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 lASB también seguirá emitiendo nuevas normas contables durante el año 2011,
y por lo tanto, 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.
Nosotros hemos establecido un equipo de trabajo para administrar la convergencia a las IFRS. Además, hemos establecido una estructura de
proyecto de gobierno formal que incluye al Comité de Auditoria, Finanzas y de Riesgos, la alta dirección, y 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.
En el año 2008, comenzamos nuestro 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
progresando según el calendario previsto y continuamos de acuerdo al plan para la finalización y emitiremos nuestro primer estado financiero
consolidado interino de acuerdo a IFRS según lo requerido por el IASB comenzando con el primer trimestre que termina el 31 de marzo de
2011, con cifras comparativas para el 2010. Vamos a continuar proporcionando información actualizada sobre el estado del proyecto y su
impacto en los estados financieros en nuestro informe de Discusión y Análisis de la Administración de 2010. Un resumen del estatus de los
elementos claves del plan de transición es el siguiente:
Políticas contables y decisiones de implementación
+ Actividades claves:
Identificación de las diferencias entre los PCGA de Canadá y las políticas de contabilidad NIIF
? Selección de las políticas de las NIIF en curso
? Selección de la NIIF 1, Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF 1”) opciones
Desarrollo del formato de los estados financieros
2 Cuantificación de los efectos del cambio inicial en la NIIF 1 revelaciones y estados financieros de 2010
METHANEX CORPORATION NFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 14
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Estatus:
? Hemos identificado diferencias entre nuestras políticas contables bajo los PCGA de Canadá y las opciones de políticas contables bajo
NIIF, tanto en forma continua como con respecto a determinadas opciones disponibles en la convergencia, de acuerdo con la NIIF 1
2 Hemos contratado a los auditores externos de la Sociedad, KPMG LLP, para discutir nuestra propuesta de políticas contables NIIF
para asegurar una interpretación uniforme de las NIIF en todas las áreas
? Seguimos monitoreando los cambios en las políticas contables emitidas por el IASB y el impacto de esos cambios en nuestras
políticas contables bajo IFRS
2 Hemos desarrollado un proceso para recopilar en paralelo los resultados de 2010 de acuerdo a NIIF para propósitos de información
comparativa en 2011
” Vea las secciones correspondientes a continuación para un análisis de las exenciones opcionales bajo IFRS 1 que la Compañía
espera elegir en la convergencia a las NIIF, los cambios en las políticas contables que la administración considera más importantes
para la Compañía, y una visión general de los ajustes esperados a los estados financieros en la convergencia a las NIIF.
Infraestructura: experiencia de informes financieros y comunicaciones
Actividades claves:
? Desarrollo de experiencia en IPRS
Estatus:
* Hemos proporcionado capacitación para los empleados claves y la alta dirección
2 En 2009, tuvimos una sesión de información sobre NIIF con el Comité de Auditoría, Riesgos y Finanzas que incluía una revisión en
profundidad de las diferencias entre los PCGA de Canadá y las NIIF, una revisión del calendario de implementación, una visión
general de las actividades del proyecto hasta la fecha y un análisis preliminar de las áreas de impacto más significativas de las NIIF
2 En 2010, llevamos a cabo sesiones de información sobre las NIIF con el Comité directivo de las NIIF, el Comité de Auditoría,
Finanzas y de Riesgos, y el Directorio que incluía una revisión en profundidad de los cambios de las políticas contables en la
convergencia a las NIIF, una discusión de las exenciones opcionales según IFRS 1, Adopción por primera vez de las Normas
Internacionales de Información Financiera que la compañía espera elegir en la convergencia a las NIIF, y una visión general de los
ajustes esperados a los estados financieros en la transición a las NIIF
2 En 2010, se celebró una Conferencia externa de un Día para el Inversionista, que incluyó una presentación a los accionistas, a los
analistas investigadores, y otros miembros de la comunidad de inversionistas sobre los impactos esperados importantes de la
transición a las NIIF
? Seguiremos proporcionando capacitación adicional y actualizaciones para los empleados claves, la alta dirección, el Comité de
Auditoría, Riesgos y Finanzas, el Directorio y otras partes interesadas a través de todo el proceso de convergencia
Infraestructura: Tecnología de la información y sistemas de datos
Actividades claves:
Identificación de los requerimientos de los sistemas para los períodos de conversión y posterior a la conversión
Estatus:
? Hemos evaluado el impacto sobre los requerimientos de sistemas para la convergencia y los períodos posteriores a la convergencia y
esperamos que no habrá un impacto significativo en las aplicaciones derivadas de la transición a las IFRS
Actividades comerciales: Convenios financieros
Actividades claves:
2 Identificación del impacto sobre los convenios financieros y las relaciones financieras
2 Cumplimiento con cualquier renegociación/cambio requerido
Estatus:
” Los requerimientos de convenios financieros en nuestras relaciones de financiamiento se miden sobre la base de los PCGA
canadienses vigentes al inicio de las diversas relaciones, y la convergencia a las IFRS por lo tanto no tendrán ningún impacto en
nuestros requerimientos actuales de financiamiento
? Nosotros mantendremos un proceso para compilar nuestros resultados financieros sobre una base histórica de PCGA de Canadá y
supervisar los requerimientos de convenios financieros hasta el término de nuestras relaciones financieras actuales
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 15
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Actividades comerciales: Acuerdos de compensación
+ Actividades claves:
2 Identificación del impacto sobre los acuerdos de compensación
2 Evaluación e implementación de los cambios necesarios
+ Estatus:
? Hemos identificado las políticas de compensación que se basan en indicadores derivados de los estados financieros
? Como parte del proyecto de transición, nos aseguraremos de que los acuerdos de compensación incorporen los resultados de las
NIIF, de conformidad con los principios generales de indemnización de la compañía
* Tenemos planificado tener una sesión de información para capacitar al Comité de Recursos Humanos de la Junta acerca de los
impactos previstos de la transición a las NIIF sobre los acuerdos de compensación.
Actividades de control: Control interno sobre los informes financieros
+ Actividades claves:
? Para todos los cambios de políticas contables identificados, evaluar el diseño y la efectividad de los cambios respectivos en los
Controles Internos sobre los Estados Financieros (“CIEF”)
2 Implementación de los cambios apropiados
+ Estatus:
2 Hemos identificado los cambios requeridos en los procesos contables que resultan de la aplicación de las políticas contables IFRS;
estos cambios no son considerados significativos
2 Como parte del proyecto de convergencia completaremos el diseño, implementación y documentación de los cambios en los procesos
contables que resultan de la aplicación de políticas contables IFRS
Actividades de Control: controles de revelación y procedimientos
+ Actividades claves:
? Para todos los cambios de políticas contables identificados, evaluar el diseño y la efectividad de los cambios respectivos en los
Controles de Revelación y Procedimientos (‘DC8P”)
2 Implementación de los cambios apropiados
+ Estatus:
2 Hemos seguido proporcionando actualizaciones del proyecto de IFRS en los documentos de información trimestral y anual.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 16
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
NIF 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera
La adopción de las NIIF exige la aplicación de la NIIF 1, Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera,
que ofrece orientación para la entidad en la adopción inicial de las NIIF. La NIIF 1 le otorga a las entidades que adoptan las NIIF por primera
vez una serie de exenciones opcionales y excepciones obligatorias, en ciertas áreas, con respecto al requisito general para la aplicación
retroactiva plena de las NIIF. Las siguientes son las exenciones opcionales disponibles bajo NIIF 1 que la Compañía espera elegir en la
transición a las NIIF. La Compañía continúa examinando todas las exenciones de la NIIF 1 e implementará las que determine más
apropiadas a nuestras circunstancias en la convergencia a las NIIF. La lista descrita a continuación y los comentarios no deben considerarse
como una lista completa de la NIIF 1, que estén disponibles para la Compañía como resultado de la convergencia a las NIIF.
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. La Compañía 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 anteriores a la fecha de transición a IFRS.
Beneficios a los Empleados
Tenemos planes de beneficios definidos de pensiones en Canadá y Chile. La IFRS 1 proporciona la opción de reconocer todas las ganancias
y pérdidas actuariales acumuladas en planes de beneficios definidos de pensiones existentes a la fecha de transición de inmediato en
utilidades retenidas, en lugar de seguir difiriendo y amortizando con cargo a los resultados de las operaciones. Actualmente, la Compañía
tiene la intención de elegir esta exención en virtud de IFRS 1. Al 1* de enero de 2010 esto resulta en una disminución de las utilidades
retenidas de $16 millones, una disminución de otros activos de $10 millones y un aumento de otros pasivos a largo plazo de $6 millones. En
comparación con los PCGA de Canadá, habrá un menor gasto de pensiones en el futuro como consecuencia de este reconocimiento
inmediato en utilidades retenidas de estas pérdidas actuariales en la convergencia a las NIIF.
Valor Justo o Revalorización del Costo Estimado
La NIIF 1 proporciona una opción para permitir al que adopta las NIIF por primera vez la opción de utilizar el valor determinado en
revalorización según PCGA anteriores como costo el atribuido a una partida de activo fijo, siempre y cuando que la revalorización en términos
generales sea comparable con el valor justo o el costo o el costo depreciado según las NIIF. Consideramos que los castigos de ciertos
activos de acuerdo a GAAP canadiense como una “revalorización ampliamente comparable al valor justo” y elegiremos el valor castigado
como el costo para efectos de las NIIF. El valor libro según las NIIF de los activos en la convergencia a las NIIF es por tanto consistente con
el valor libros según PCGA de Canadá a la fecha de convergencia.
Pagos de Transacciones Basados en Acciones
La NIIF 1 permite una excepción para la aplicación de la NIIF 2, Pagos Basados en Acciones, para los instrumentos de acciones concedidos
antes del 7 de noviembre 2002 y los concedidos, pero totalmente devengados antes de la fecha de convergencia a las NIIF. En
consecuencia, esperamos elegir esta exención y aplicaremos la NIIF 2 para las opciones de acciones concedidas después del 7 de
noviembre 2002 que no se encuentran plenamente devengadas al 1 de enero de 2010.
METHANEX CORPORATION NFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 17
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
Cambios en las Obligaciones por Retiro de Activos
Bajo NIIF, es necesario determinar la mejor estimación de las obligaciones por retiro de activos para todas las plantas, mientras que de
acuerdo a los PCGA de Canadá las obligaciones por retiro de activos no fueron reconocidas con respecto a los activos de vida indefinida o
indeterminada. Además, según las IFRS un cambio en la tasa de descuento basada en el mercado se traducirá en un cambio en la medición
de la provisión. Nosotros optaremos por aplicar la exención de la NIIF 1 para efectos de medir las obligaciones por retiro de activos al 1 de
enero de 2010 en conformidad con los requerimientos de la NIC 37 Provisiones, estimando el monto que se habría registrado en el activo fijo
cuando la obligación surgió por primera vez y descontar la obligación a la fecha de transición, a esa fecha usando nuestra mejor estimación
de la tasa de descuento histórico libre de riesgo. Al 1? de enero de 2010, los ajustes a los estados financieros para reconocer las obligaciones
de retiro de activos en la transición a las NIIF se reconocen como un aumento de otros pasivos a largo plazo de aproximadamente $5
millones y un aumento al activo fijo de aproximadamente $1 millón, y el saldo remanente se registra como una disminución de las utilidades
retenidas para reflejar el gasto de depreciación y acumulación de intereses desde la fecha en que el pasivo surgió por primera vez.
Activos – Petróleo y Gas
Para el que adopta por primera vez y que ya ha empleado previamente el método del costo total en la contabilización de los gastos de
exploración y desarrollo de petróleo y gas natural, la NIIF 1 establece una exención que permite a las entidades medir esos activos a la fecha
de transición a los valores determinados según los PCGA anteriores de la entidad. Nosotros vamos a elegir de acuerdo a la NIIF 1 mantener
el valor libro según GAAP canadiense de los activos de gas y petróleo al 1 de enero de 2010 como nuestro saldo en la convergencia a las
NIF.
Importantes Impactos en la Convergencia a las NIIF
La Compañía ha completado su evaluación inicial de los impactos de la transición a IFPRS. Basándose en un análisis de PCGA de Canadá e
IFRS en vigencia al 31 de Diciembre de 2010, hemos identificado varias diferencias significativas entre nuestras políticas contables actuales y
aquellas previstas a ser aplicadas en la preparación de estados financieros consolidados de acuerdo a IFRS. En la determinación de lo que
constituye un impacto significativo para nuestros estados financieros consolidados, hemos identificado lo siguiente:
+ Áreas de diferencias entre IFRS y GAAP Canadiense que tienen un impacto significativo el día de apertura de transición de los estados
financieros.
+ Áreas de diferencias entre las NIIF y los PCGA de Canadá, que presentan un mayor riesgo de impacto potencial futuro en los estados
financieros.
+ Áreas de posibles cambios futuros a las NIIF que podría tener un impacto significativo en los estados financieros,
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.
METHANEX CORPORATION INFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 18
DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
El ¡ASB está procediendo actualmente en proyectos relacionados con la consolidación y contabilidad de empresas conjuntas. El lASB está
revisando la definición de “control”, que es un criterio contable para la consolidación. Adicionalmente, se esperan cambios futuros de las 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 consolidación o de valor proporcional no
da lugar a ningún cambio en los resultados netos o patrimonio, pero resultaría en un impacto significativo de presentación.
El impacto que estos proyectos puedan tener sobre las conclusiones relacionadas con el tratamiento contable de nuestra participación en
joint ventures es actualmente desconocido. Seguimos monitoreando los cambios en las políticas contables emitidas por la I¡ASB en este
ámbito.
Leases
Los PCGA de Canadá exigen que cuando un acuerdo que en su inicio sólo puede cumplirse mediante el uso de un activo o activos
específicos, y que conlleva el derecho a 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, y por tanto
debe ser registrado como un activo con su correspondiente pasivo. Sin embargo, los GAAP canadienses contienen disposiciones cascadas
que eximen de estos requerimientos a los contratos celebrados antes de 2004.
Los IFRS tienen requerimientos 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, celebrados con anterioridad a 2004, que son considerados como contratos de lease financiero en virtud de estas normas. En
consecuencia, los contratos de suministro de oxígeno deberán ser contabilizados como lease financiero desde la fecha original del lease.
Nosotros medimos el valor de estos contratos de arrendamiento financiero y aplicamos la contabilidad de leasing financiero retroactivamente
desde el inicio 1 de enero de 2010 para determinar el impacto en la fecha de adopción de las NIIF. Al 1 de enero de 2010 esto resulta en un
aumento de activo fijo de $62 millones y de otros pasivos a largo plazo de $74 millones con una correspondiente disminución en las utilidades
retenidas de $12 millones. En comparación con los PCGA de Canadá, este tratamiento contable se traducirá en menores costos de operación
y un mayor cargo por intereses y depreciación sin un impacto significativo en los resultados netos.
Como parte de su proyecto de conversión global, el lASB y el Financial Accounting Standards Board (FASB) de los EE.UU. emitió en agosto
de 2010 un Borrador de Cambios en conjunto que propone que todos los contratos de leasing tendrían que ser reconocidos en el balance
general. Tenemos una flota de buques de ultramar bajo acuerdos de fletamento por tiempo contratado, con plazos de hasta 15 años. Las
normas propuestas requerirían que estos acuerdos de fletamento por tiempo contratado sean registrados en el balance general lo que
resultaría en un aumento sustancial de nuestros activos y pasivos. Estos Directorios esperan emitir una norma final a mediados de 2011 con
una fecha de aplicación probable de la norma no antes de 2012. Nosotros seguimos monitoreando los cambios en políticas contables
emitidas por el lASB en este ámbito.
Deterioro de Activos
En caso de existir una indicación de que un activo ha perdido valor, se debe realizar una prueba de deterioro. Bajo los GAAP canadienses,
esta es una prueba de deterioro que consiste 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
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existe tal indicación, la entidad deberá estimar el monto recuperable de los activos mediante la realización de una prueba de deterioro de un
solo 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 en parte por
el requisito previsto en la NIC 36, Deterioro de Activos de 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
hemos concluido que la adopción de estas normas no dará lugar a un cambio del valor libro de nuestros activos en la convergencia a IFRS.
Provisiones
Bajo los GAAP canadienses, se requiere registrar una provisión en los estados financieros cuando el pago en cuestión es considerado
“posible” y puede ser estimado 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 un rango 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 se valoricen a valor
presente cuando son materiales.
Hemos revisado nuestras posiciones y concluimos que no hay ajustes a nuestros estados financieros en la transición a las NIIF derivados de
la aplicación de las NIIF reconocimiento de provisiones y medición.
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Resumen de los Ajustes Previstos a los Estados Financieros en la Convergencia a las NIIF
El siguiente cuadro proporciona un resumen de los ajustes esperados en nuestro balance en la convergencia a las NIIF.
Conciliación del Balance general de apertura a la fecha de Convergencia ($ millones) 1 Enero, 2010
Total Assets per Canadian GAAP $ 2,923
Leases (a) 62
Beneficos de los Empleados (b) (10)
Obligaciones por Retiros de Activos (Cc) 1
Costos de Financiamiento (d) 8
Total Activos según IFRS $ 2,985
Total Pasivos según GAAP Canadiense $ 1,687
Leases (a) 74
Beneficos de los Empleados (b) 6
Obligaciones por Retiros de Activos (Cc) 5
Costos de Financiamiento (d) 3
Posiciones de Impuestos Inciertas (e) 5
Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes de Convergencia (f) (8)
Reclasificación de Interés Minoritario (g) (136)
Total Pasivos según IFRS $ 1,637
Total Patrimonio según GAAP Canadiense $ 1,236
Leases (a) (12)
Beneficos de los Empleados (b) (16)
Obligaciones por Retiros de Activos (Cc) (4)
Costos de Financiamiento (d) 5
Posiciones de Impuestos Inciertas (e) (5)
Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes de Convergencia (f) 8
Reclasificación de Interés Minoritario (g) 136
Total Patrimonio según IFRS $ 1,348
Total Pasivos y Patrimonio según IFRS $ 2,985
Los elementos descritos arriba en la conciliación del balance de apertura entre PCGA de Canadá y las NIIF se describen a continuación.
(a) Leases
Para obtener una descripción de esta partida de conciliación, vea el análisis en relación con los Impactos Significativos en la Convergencia a
las NIF.
(b) Beneficios de los Empleados
Para obtener una descripción de esta partida de conciliación, vea el análisis bajo NIIF 1 Adopción por primera vez de las Normas
Internacionales de Información Financiera más arriba.
(c) Obligaciones por Retiros de Activos
Para obtener una descripción de esta partida de conciliación, vea el análisis bajo NIIF 1 Adopción por primera vez de las Normas
Internacionales de Información Financiera más arriba.
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(d) Costo de Financiamiento
La NIC 23 establece el tratamiento contable y la elegibilidad de los costos financiamiento. Hemos suscrito contratos de swap de tasas de
interés para cubrir la variabilidad en los pagos de intereses base LIBOR en nuestros créditos con garantías limitadas de Egipto. Bajo los
PCGA de Canadá, las liquidaciones en efectivo de estos swaps durante la construcción se registran en Otros Ingresos Integrales Acumulados
(AOCI). Bajo NIIF, las liquidaciones en efectivo durante la construcción se registran bajo activo fijo (AF). En consecuencia, se produce un
aumento del activo fijo, de $8 millones aproximadamente, un aumento de Otros Ingresos Integrales Acumulados por $5 millones
aproximadamente (nuestra porción del 60%) y un aumento en interés minoritario de aproximadamente $3 millones al 1 de enero de 2010.
(e) Posiciones de Impuestos Inciertas
La NIC 12 establece criterios de reconocimiento y medición para una posición tributaria adoptada o que se espera será adoptado en una
declaración de impuestos. Al 1 de enero de 2010, esto dio lugar a un aumento en el pasivo por impuesto a la renta y una disminución de las
utilidades retenidas de aproximadamente $5 millones en comparación con los PCGA de Canadá.
(f) Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes de la Convergencia
Este ajuste representa el efecto de impuesto producto de los ajustes relacionados con las diferencias contables entre los PCGA de Canadá y
las NIIF. Al 1 de enero de 2010 esto se ha traducido en una disminución de pasivos por impuestos diferidos y un aumento de las utilidades
retenidas de aproximadamente $8 millones.
(9) Reclasificación de Interés Minoritarios desde Pasivos
Tenemos una participación del 60% en EMethanex, la empresa egipcia a través de la cual hemos desarrollado el proyecto de metanol de
Egipto. Nosotros contabilizamos esta inversión usando el método contable de consolidación que se traduce en reconocer 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”… Bajo los PCGA de Canadá, el interés minoritario se clasifica como un pasivo, sin embargo bajo las NIIF la participación
de interés minoritario se clasifica como patrimonio, pero se presenta por separado en el patrimonio. Al 1% de enero de 2010, esta
reclasificación resulta en una disminución de pasivos y un aumento del patrimonio neto de aproximadamente $136 millones.
La discusión anterior sobre las elecciones de la NIIF 1, los cambios significativos en las políticas contables, y ajustes a los estados
financieros en la convergencia a las NIIF se proporciona para permitir a los lectores obtener una mejor comprensión de nuestro plan de
cambios a las NIIF y los consiguientes efectos potenciales sobre nuestros estados financieros consolidados. Los lectores están advertidos,
sin embargo, que puede ser inapropiado utilizar dicha información para cualquier otro propósito. Las NIIF emplean un marco conceptual que
es similar a los PCGA de Canadá, sin embargo, existen importantes diferencias en algunas materias de reconocimiento, medición y
revelación. Con el fin de permitir a los usuarios de los estados financieros a entender mejor estas diferencias y los cambios resultantes en
nuestros estados financieros, hemos proporcionado una descripción de las excepciones significativas de la NIIF 1 que tenemos la intención
de elegir, una descripción de los impactos significativos relacionados con el proyecto de transición a las NIIF, así como la conciliación
presentada anteriormente entre los PCGA de Canadá y las NIIF para el total de activos, total de pasivos y patrimonio neto. Si bien esta
información no representa la adopción oficial de las NIIF, proporciona una indicación de las principales diferencias identificadas hasta la fecha
sobre la base de la orientación actual de las
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DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
NIIF, en relación con nuestras políticas contables de GAAP canadienses en la convergencia. Esta discusión refleja nuestros supuestos y
expectativas más recientes; pueden surgir circunstancias, tales como cambios en las NIIF, los reglamentos o las condiciones económicas, lo
que podría cambiar estos supuestos o expectativas. Cualquier modificación posterior a la elección de las exenciones de la NIIF 1, la
selección de las políticas contables según las NIIF y los ajustes relacionados a los estados financieros estarían sujetos a la aprobación del
Comité de Auditoría, Finanzas y Riesgo y a la auditoría de KPMG LLP, antes de ser ultimado. En consecuencia, la discusión anterior está
sujeta a cambios.
INFORMACIÓN ADICIONAL -MEDICIONES NO-GAAPS COMPLEMENTARIAS
Además de proporcionar mediciones preparadas de acuerdo con principios contables generalmente aceptados en Canadá (GAAP
Canadiense), presentamos ciertas mediciones complementarias no GAAP. Estas son EBITDA Ajustado, resultado operacional y flujo de
efectivo de actividades operacionales antes de cambios en el capital de trabajo sin movimientos de fondos y resultado neto diluido por acción
ordinaria antes de partidas extraordinarias. Estas mediciones no tienen un significado estandarizado estipulado por GAAP Canadiense y, por
lo tanto, es improbable que sean comparables con mediciones similares presentadas por otras compañías. Creemos que estas mediciones
son útiles para evaluar el desempeño de la operación y liquidez del negocio de la Compañía. Estas mediciones deberían considerarse
además de, y no como sustituto de, resultado neto, flujo de caja y otras mediciones de desempeño financiero y liquidez informados de
acuerdo con GAAP Canadiense.
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EBITDA Ajustado
Esta medición complementaria no GAAP es proporcionada para ayudar a nuestros lectores a evaluar nuestra habilidad para generar flujo de
efectivo operacional. Creemos que esta medición es útil para evaluar el rendimiento y destacar tendencias sobre una base global. También
creemos que el EBITDA Ajustado es utilizado frecuentemente por analistas e inversionistas al comparar nuestros resultados con los de otras
compañías. El EBITDA Ajustado difiere de las mediciones mas comparables bajo GAAPs, flujo de efectivo de actividades operacionales,
principalmente porque no incluye cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos, otros desembolsos de caja relacionados con
actividades operacionales, gastos de compensación basados en acciones, otros ítems sin movimiento de caja, gastos financieros, intereses y
otros ingresos (gastos) e impuesto a la renta corriente.
El cuadro siguiente muestra una conciliación de flujo de efectivo de actividades operacionales con EBITDA Ajustado:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ miles) 2010 2010 2009 2010 2009
Flujo de efectivo de actividades operacionales $ 10,403 $ 47,986 $ 35,733 $ 152,882 $ 110,257
Más (menos):
Cambios en capital de trabajo sin movmiento de fl 66,614 5,161 38,482 98,706 18,253
Otros desembolsos en efectivo 163 1,766 327 6,051 11,302
Compensaciones en acciones recuperación (gasto (17,468) (6,913) (4,598) (31,496) (12,527)
Otros ¡temes sin movimiento de efectivo 707 (4,303) (1,374) (7,897) (7,639)
Gastos financieros 5,875 6,027 6,217 24,238 27,370
Intereses y otros ingresos (gastos) (3,752) 1,187 (18) (2,779) 403
Impuesto a la renta 8,782 6,379 (1,880) 27,033 (5,592)
EBITDA Ajustado $ 71324 $ 57,290 $ 72,889 $ 266,738 $ 141,827
En la tabla siguiente se muestra una conciliación del ingreso neto con los resultados netos antes de partidas extraordinarias y el cálculo de
las utilidades diluidas por acción antes de partidas extraordinarias:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Sep 30 Dic 31 Dic 31 Dic 31
($ miles) 2010 2010 2009 2010 2009
Utilidad neta $ 27,867 $ 32,810 $ 25,718 $ 101,733 $ 738
Utilidad en la venta de los activos de Kitimat – (22,223) – (22,223) –
Utilidad neta antes de partidas inusuales $ 27,867 $ 10,587 $ 25,718 $ 79,510 $ 738
Promedio ponderado diluido del número de acciones 93,951,536 93,330,104 93,069,657 93,503,568 92,688,510
Utilidad (pérdida) neta diluido por acción ordinaria antes
itemes inusuales 0.30 0.11 0.28 0.85 0.01
Resultado Operacional y Flujo de Efectivo de Actividades Operacionales antes de Capital de Trabajo sin movimiento de fondos
El resultado operacional y el flujo de efectivo de actividades operacionales antes de cambios en el capital de trabajo sin movimiento de
fondos son conciliados con mediciones conforme a GAAP Canadiense en nuestros estados consolidados de resultados y estados
consolidados de flujo de efectivo, respectivamente.
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DISCUSIÓN Y ANALISIS DE LA ADMINISTRACIÓN
INFORMACIÓN FINANCIERA TRIMESTRAL (NO AUDITADA)
El siguiente es un resumen de información financiera seleccionada para los ocho trimestres anteriores:
Tres Meses Terminados
Dic 31 Sep 30 Jun 30 Mar 31
($ miles, excepto montos por acción) 2010 2010 2010 2010
Ventas $ 570,337 $ 480,997 $ 448,543 $ 466,706
Utilidad neta 27,867 32,810 11,736 29,320
Utilidad neta antes de itemes inusuales 27,867 10,587 11,736 29,320
Utilidad neta básica por acción ordinaria 0.30 0.36 0.13 0.32
Utilidad neta básica por acción ordinaria antes de ¡temes inusuale: 0.30 0.11 0.13 0.32
Utilidad diluida por acción ordinaria 0.30 0.35 0.13 0.31
Utilidad diluida por acción ordinaria antes de itemes inusuales 0.30 0.11 0.13 0.31
Tres Meses Terminados
Dic 31 Sep 30 Jun 30 Mar 31
($ miles, excepto montos por acción) 2009 2009 2009 2009
Ventas $ 381,729 $ 316,932 $ 245,501 $ 254,007
Utilidad (pérdida) neta 25,718 (831) (5,743) (18,406)
Utilidad (pérdida) neta antes de items inusuales 25,718 (831) (5,743) (18,406)
Utilidad (pérdida) neta básica por acción ordinaria 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Utilidad (pérdida) neta básica por acción ordinaria antes de items 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Utilidad (pérdida) neta diluida por acción ordinaria 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Utilidad (pérdida) neta diluida por acción ordinaria antes de items 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
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ADVERTENCIA SOBRE INFORMACION DE PROYECCIONES FUTURAS
Esta Discusión y Análisis de la Administración (“MD£A”) del Cuarto Trimestre 2010, así como los comentarios formulados durante la
conferencia telefónica con inversionistas del Cuarto Trimestre de 2010, contienen 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.
De manera muy particular y sin limitaciones, cualquier declaración en relación a las siguientes son declaraciones de proyecciones futuras:
e demanda esperada para el metanol y sus derivados,
+ nueva oferta de metanol esperada y el calendario para la
puesta en marcha de la misma,
e fechas de cierres esperados (ya sea temporal O
permanente) o re-inicio de oferta metanol existente
(incluyendo nuestras propias plantas), incluyendo, sin
limitación, la programación de cortes planificados para
mantenimiento,
e precios esperados del metanol y energía,
e tasas de producción esperadas de nuestras plantas,
incluyendo nuestras plantas de Chile y la nueva planta de
metanol en Egipto planificada para iniciar sus actividades en
el primer trimestre de 2011,
e niveles esperados de suministro de gas natural a nuestras
plantas,
e capitales comprometidos por terceros hacia exploración
futura de gas natural en Chile y Nueva Zelanda, resultados
previstos de la exploración de gas natural en Chile y Nueva
Zelanda y el calendario de la misma,
e gastos de capital esperado, incluyendo gastos de capital
para apoyar la exploración y desarrollo de gas natural en
Chile y Nueva Zelanda y el reinicio de nuestras plantas
ociosas de metanol,
costos de operación esperados, incluyendo la materia prima
de gas natural y los costos de logística,
tasas de impuesto esperadas,
flujos de caja esperados y capacidad de generación de
ingresos,
fecha de término prevista, y costos para completar nuestro
proyecto de metanol en Egipto y la reapertura del proyecto
Medicine Hat,
disponibilidad de facilidades de crédito comprometidas y
otro financiamiento,
estrategia de distribución a los accionistas y distribuciones
esperadas a los accionistas,
viabilidad comercial de, o capacidad para ejecutar,
proyectos futuros o expansiones de la capacidad de
producción,
fortaleza financiera y capacidad para hacer frente a
compromisos financieros futuros,
actividad económica mundial o regional
(incluyendo niveles de producción industrial), y
esperada
acciones esperadas de los gobiernos, proveedores de gas,
los juzgados y tribunales, o de terceros.
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:
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e oferta, demanda y precio de metanol, derivados de metanol, gas
natural, petróleo y petróleo sus derivados,
e tasas de producción de nuestras plantas, incluyendo nuestras
plantes Chilenas y la nueva planta de metanol en Egipto
planificada para iniciar producción en el primer trimestre de 2011,
e éxito de la exploración de gas natural en Chile y Nueva Zelanda,
e recepción de consentimientos o aprobaciones de terceros,
incluyendo sin limitación, aprobaciones gubernamentales en
relación con derechos de exploración de gas natural, derechos de
comprar gas natural, o el establecimiento de nueva normativa
para combustibles,
e costos de operación incluyendo materia prima de gas natural y
costos de logística, costos de capital, tasas de impuesto, flujos de
efectivo, tasa de cambio y tasas de interés,
fecha de término y costo de nuestro proyecto de metanol en
Egipto y el proyecto de reapertura de Medicine Hat,
disponibilidad de facilidades de crédito comprometidas y otro
financiamiento,
actividad económica mundial y regional (incluyendo niveles de
producción industrial),
ausencia de desastres naturales importantes o pandemias
mundiales,
ausencia de cambios negativos importantes en las leyes O
reglamentos, y
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 producción y comercialización de metanol y con llevar a cabo
exitosamente importantes proyectos de inversión de capital en diversas jurisdicciones, incluyendo sin limitación:
e las condiciones en la industria del metanol y otras industrias,
incluyendo las fluctuaciones en la oferta, la demanda y el precio
de metanol y sus derivados, incluyendo la demanda de metanol
para usos energéticos,
e el precio del gas natural, petróleo y derivados del petróleo,
e el éxito de la exploración de gas natural y las actividades de
desarrollo en el sur de Chile y Nueva Zelanda y nuestra habilidad
para obtener cualquier cantidad de gas adicional en esas
regiones o en otras regiones en términos comercialmente
aceptables,
e la fecha de puesta en marcha y el costo para completar nuestro
nuevo proyecto de metanol de joint venture en Egipto,
e la habilidad de llevar a cabo iniciativas y estrategias corporativas
exitosamente,
acciones de los competidores y proveedores,
acciones de los gobiernos y las autoridades gubernamentales
incluyendo la implementación de políticas y otras medidas que
podrían tener un impacto en la oferta o demanda de metanol o
sus derivados,
cambios en las leyes o reglamentos,
restricciones de importación o exportación, medidas antidumping,
aumento de derechos aduaneros, impuestos y regalías de
gobierno, y otras acciones por parte de los gobiernos que pueden
afectar negativamente a nuestras operaciones,
condiciones económicas mundiales, y
otros riesgos descritos en nuestro reporte Discusión y Análisis de
la Administración de 2009 y en esta Discusión y Análisis de la
Administración del Cuarto Trimestre 2010.
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.
COMO 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 ajustados antes de intereses, impuestos,
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depreciaciones y amortización (EBITDA Ajustado) (ver Mediciones Complementarias No GAAP en la página 16 para una conciliación de
mediciones más comparable con GAAP), gastos financieros, intereses y otros ingresos e impuesto a la renta. Además del metanol que
producimos en nuestras plantas (“metanol producido- Methanex”), 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, los 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
COSTO
VOLUMEN
El cambio en nuestro EBITDA Ajustado como resultado de cambios en el precio promedio realizado, 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.
El cambio en nuestro EBITDA Ajustado como resultado de cambios en costos base caja se calcula como la diferencia de un
período a otro en costos base 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 base caja por
cada tonelada de metanol de producción propia, Methanex-producido y el costo base caja por cada tonelada de metanol
comprado. El costo base caja por cada tonelada de metanol de Methanex de producción propia incluye costos fijos absorbidos
base caja por tonelada y costos variables base caja por tonelada. El costo base caja por cada tonelada de metanol comprado
consiste principalmente del costo del metanol mismo. Además, el cambio en nuestro EBITDA Ajustado como consecuencia de
los cambios en los costos base caja incluye los cambios de un periodo a otro de los costos fijos de producción no absorbidos,
gastos consolidados de venta, gastos generales y administrativos y gastos fijos de almacenamiento y los costos de transporte.
El cambio en EBITDA Ajustado como resultado de cambios en el volumen de 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 en el período anterior es el margen promedio ponderado por tonelada de
metanol de Methanex de producción propia y de metanol comprado. El margen por tonelada de metanol de Methanex de
producción propia se calcula como el precio de venta por tonelada de metanol producido menos costos fijos absorbidos base
caja por tonelada y costos variables base caja por tonelada. El margen por tonelada para el metanol comprado se calcula
como el precio de venta por tonelada de metanol, menos el costo de metanol comprado por tonelada.
También vendemos metanol sobre la base de comisión. Las ventas sobre base de comisión representan volúmenes comercializados en base
a una comisión relacionada con el 36,9% de la planta de metanol de Atlas en Trinidad de la que no somos dueños.
METHANEX CORPORATION NFORME CUARTO TRIMESTRE 2010 PAGE 28
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Methanex Corporation
Estados de Resultado Consolidados (no auditado)
(miles de dólares, excepto número de acciones ordinarias)
Ventas
Costo de ventas y gastos operacionales
Tres Meses Terminados
Años Terminados
Dic 31 Dic 31
2010 2009
$ 570,337 $ 381,729
(499,013) (308,840)
Dic 31 Dic 31
2010 2009
$ 1,966,583 $ 1,198,169
(1,699,845) (1,056,342)
Depreciación y amortización (30,165) (31,993) (131,381) (117,590)
Utilidad venta activos de Kitimat – – 22,223 –
Resultado operacional antes de los siguientes itemes 41,159 40,896 157,580 24,237
Intereses financieros (nota 6) (5,875) (6,217) (24,238) (27,370)
Intereses y otros ingresos (gastos) 3,752 18 2,779 (403)
Utilidad (pérdida) antes de impuestos 39,036 34,697 136,121 (3,536)
Impuesto (gasto) recuperación:
Corriente (8,782) 1,880 (27,033) 5,592
Diferido (2,387) (10,859) (7,355) (1,318)
(11,169) (8,979) (34,388) 4,274
Utilidad (pérdida) neta $ 27,867 $ 25,718 $ 101,733 $ 738
Utilidad (pérdida) neta por acción ordinaria:
Básica $ 0.30 $ 0.28 $ 1.10 $ 0.01
Diluida $ 0.30 $ 0.28 $ 1.09 $ 0.01
Promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes:
Básica
Diluida
Número de acciones ordinarias vigentes al final del periodo
Vea las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.
METHANEX CORPORATION 2010 FOURTH QUARTER REPORT
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
92,347,561 92,108,242
93,951,536 93,069,657
92,632,022 92,108,242
92,218,320 92,063,371
93,503,568 92,688,510
92,632,022 92,108,242
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Methanex Corporation
Balance General Consolidado (no auditado)
(miles de dólares)
Dic 31 Dic 31
2010 2009
ACTIVOS
Acivos circulantes:
Efectivo y efectivo equivalente $ 193,79 $ 169,788
Cuentas por cobrar 320,027 257,418
Inventarios 230,322 171,554
Gastos pagados por anticipado 26,877 23,893
771,020 622,653
Activo fijo (nota 3) 2,213,836 2,183,787
Otros activos 85,303 116,977
$ 3,070,159 $ 2,923,417
PASIVOS Y PATRIMONIO
Pasivos circulantes:
Cuentas por pagar y provisiones $ 250,730 $ 232,924
Porción del corto plazo de oligaciones a largo plazo (nota 5) 49,965 29,330
Porción del corto plazo de otros pasivos a largo plazo 13,395 9,350
314,090 271,604
Obligaciones a largo plazo (nota 5) 896,976 884,914
Otras obligaciones a largo plazo 128,502 97,185
Impuestos diferidos 307,865 300,510
Interés minoritario 146,099 133,118
Patrimonio:
Capital 440,092 427,792
Excedente aportado 26,308 27,007
Utilidades retenidas 850,691 806,158
Otras pérdidas integrales acumuladas (40,464) (24,871)
1,276,627 1,236,086
$ 3,070,159 $ 2,923,417
Vea las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.
METHANEX CORPORATION 2010 FOURTH QUARTER REPORT
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS PAGE 22
Methanex Corporation
Estados Consolidados de Patrimonio (no auditado)
(miles de U.S. dólares, excepto número de acciones ordinarias)
Otros Ingresos
Número de (pérdidas)
Acciones Capital Excedente Utilidades Integrales Total
Ordinarias Pagado Aportado Retenidas Acumulados] Patrimonio
Saldos 31 de Diciembre 2008, 92,031,392 |$ 427,265 $ 22,669 $ 862,507 $ (24,025) |s 1,288,416
Resultado neto – – – 738 – 738
Gasto por compensación para
opciones de acciones “ – 4,440 – – 4,440
Emisión de acciones al ejercer
opciones de acciones 76,850 425 – – – 425
Reclasificación de fecha de
otorgamiento, valor justo al
ejercicio
de opciones sobre acciones – 102 (102) – – –
Dividendos pagados – – – (57,087) – (57,087)
Otros ingresos itegrales – – – – (846) (846)
Saldos 31 de Diciembre 2009 92,108,242 427,792 27,007 806,158 (24,871) 1,236,086
Resultado neto – – – 73,866 – 73,866
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 1,804 – – 1,804
Emisión de acciones al ejercer
opciones de acciones 124,975 1,400 – – – 1,400
Reclasificación de fecha de
otorgamiento, valor justo al
ejercicio
de opciones sobre acciones – 522 (522) – – –
Dividendos pagados – – – (42,869) – (42,869)
Otros ingresos itegrales – – – – (17,965) (17,965)
Saldos 30 Septiembre 2010 92,233,217 429,714 28,289 837,155 (42,836) 1,252,322
Resultado neto – – – 27,867 – 27,867
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 560 – – 560
Emisión de acciones al ejercer
opciones de acciones 398,805 7,837 – – – 7,837
Reclasificación de fecha de
ejercicio
de opciones sobre acciones – 2,541 (2,541) – – –
Dividendos pagados – – – (14,331) – (14,331)
Otros ingresos itegrales – – – – 2,372 2,372
Saldos 31 de Diciembre 2010 92,632,022 |5 440,092 $ 26,308 $ 850,691 s (40,464) |s 1,276,627
Vea las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.
Estados Consolidados de Ingresos (Pérdida) Integr
(miles de dólares US) Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
Resultado neto s 27,867 $ 25,718 $ 101,733 $ 738
Otras utilidades (pérdidas) integrales, neto de impuesto:
Cambio en valor justo de contratos forwards de monedas – 118 – 36
Cambio en valor justo de contratos swap de tasa de interés (nota 11 2,372 229 (15,593) (882)
2,372 347 (15,593) (846)
Ingresos (pérdidas) integrales $ 30,239 $ 26,065 $ 86,140 $ (108)
Vea las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.
METHANEX CORPORATION 2010 FOURTH QUARTER REPORT
PAGE 24
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
Methanex Corporation
Estados de Flujo de Efectivo Consolidado (no auditado)
(miles de dólares)
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES OPERACIONALES
Utilidad (pérdida) neta $ 27,867 $ 25,718 $ 101,733 $ 738
Agregar (deducir):
Depreciación y amortización 30,165 31,993 131,381 117,590
Utilidad venta activos de Kitimat – – (22,223) –
Impuesto diferido 2,387 10,859 7,355 1,318
Compensaciones basadas en acciones gastos 17,468 4,598 31,496 12,527
Otros (707) 1,374 7,897 7,639
Otros pagos de efectivo, incluye compensaciones en acciones (163) (327) (6,051) (11,302)
Flujo de efectivo de actividades opercionales antes de lo anteri 77,017 74,215 251,588 128,510
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (nota (66,614) (38,482) (98,706) (18,253)
10,403 35,733 152,882 110,257
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES FINANCIERAS
Pagos de dividendos (14,331) (14,277) (57,200) (57,087)
Fondos de obligaciones con garantías limitadas – 14,000 67,515 151,378
Contribuciones de capital interés minoritario 7,429 6,235 23,376 45,103
Pagos de obligaciones con garantías limitadas (7,628) (7,329) (30,991) (15,282)
Fondos de emisión de acciones al ejercer opciones de accione: 7,837 – 9,237 425
Pago de otras obligaciones a largo plazo (1,421) (1,189) (21,681) (11,157)
Costos financieros – (217) – (1,949)
(8,114) (2,777) (9,744) 111,431
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSION
Fondos venta activo fijo 31,771 – 31,771 –
Activo fijo (21,972) (10,713) (58,154) (60,906)
Egipto Planta en construcción (21,138) (38,890) (85,996) (261,646)
Activos: Petróleo y Gas (5,403) (5,282) (24,233) (22,840)
GeoPark, pagos (finaciamiento) 14,531 (13,582) 20,227 (9,285)
Cambios en cuentas de reservas obligaciones proyecto 372 185 372 5,229
Otros activos (307) – (769) (2,454)
Cambios en capital de trabajo sin movimientos de fondos (nota 10) (2,350) (28,428)
(334) (60,604) (119,132) (280,330)
Aumento (disminución) en efectivo y efectivo equivalente 1,955 (27,648) 24,006 (158,642)
Efectivo y efectivo equivalente, i o del periodo 191,839 197,436 169,788 328,430
Efectivo y efectivo equivalente, término del periodo $ 193,794 $ 169,788 $ 193,794 $ 169,788
INFORMACION SUPLEMENTARIA FLUJO DE EFECTIVO
Intereses pagados $ 5,326 $ 4,669 $ 57,880 $ 52,767
Impuestos pagados, neto de devoluciones $ 159 $ (2,723) $ 9,090 $ 6,363
Vea las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.
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CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS PAGE 22
Methanex Corporation
Notas a los Estados Financieros Consolidados (no auditados)
Cifras expresadas en miles de dólares, excepto cuando se indica lo contrario
1.
Bases de presentación:
Estos estados financieros consolidados interinos han sido preparados en conformidad con principios
contables generalmente aceptados en Canadá, sobre una base consistente con los estados financieros
consolidados anuales más recientes. Estos principios de contabilidad son diferentes en algunos aspectos
de aquellos generalmente aceptados en los Estados Unidos y las diferencias significativas se describen y
concilian en la nota 13. Estos estados financieros consolidados interinos no incluyen todas las notas de
revelaciones requeridas por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Canadá para los
estados financieros anuales y por lo tanto deben leerse en conjunto con los estados financieros anuales
consolidados incluidos en la Memoria Anual de Methanex Corporation 2009.
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 monto de inventarios incluido en el costo de ventas y
gastos operacionales y depreciación y amortización durante los tres meses y año terminado al 31 de
diciembre 2010 fue $452 millones (2009 – $295 millones) y $1,604 millones (2009 – $997 millones),
respectivamente.
Activo fijo:
Depreciación Valor Libro
Costo Acumulada Neto
31 de diciembre de 2010
Planta y equipos $ 2.618.802 $ 1.475.323|$ 1.143.479
Planta en construcción en Egipto 942.045 – 942.045
Activos – petróleo y gas 92.634 20.092 72.542
Otros 116.203 60.433 55.770
$ 3.769.684 $ 1.555.848 | $ 2.213.836
31 de diciembre de 2009
Planta y equipos $ 2591480 $ 1.384.939|$ 1.206.541
Planta en construcción en Egipto 854.164 – 854.164
Activos – petróleo y gas 68.402 4.560 63.842
Otros 127.623 68.383 59.240
$ 3.641.669 $ 1.457.882 | $ 2.183.787
METHANEX CORPORATION 2010 INFORME CUARTO TRIMESTRE
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PAGE 26
4. Participación en el Joint Venture en Atlas:
La Compañía tiene una participación del 63.1% en el joint venture de Atlas Methanol Company (Atlas).
Atlas es dueña de una planta productora de 1.7 millones de toneladas de metanol al año en Trinidad. En
los estados financieros consolidados se incluyen los siguientes valores que representan la participación
proporcional de la Compañía en Atlas:
Dic 31 Dic 31
Balance General Consolidado 2010 2009
Efectivo y efectivo equivalente $ 10.675 $ 8.252
Otros activos circulantes 80.493 72.667
Activo fijo 231.978 240.290
Otros activos 12.548 12.920
Cuentas por pagar y provisiones 24.049 22.380
Deuda a largo plazo, incluye porción corto plazo (nota 5) 79.577 93.155
Impuestos diferidos 20.571 18.660
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
Estado de Resultados Consolidado 2010 2009 2010 2009
Ventas $ 56.008 $ 55.305 $ 180.314 $ 194.314
Gastos (48.662) (44.337) (165.282) (158.611)
Utilidad antes de impuesto 7.346 10.968 15.032 35.703
Impuesto a la renta (1.679) (3.204) (3.469) (6.127)
Utilidad neta $ 5.667 $ 7.764 $ 11.563 $ 29.576
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 2010 2009 2010 2009
Flujo de efectivo de actividades operacionales $ 16.397 $ (1.950) $ 25.080 $ 36.166
Flujo de efectivo de actividades financieras (7.016) (7.016) (14.032) (14.032)
Flujo de efectivo de actividades de inversión (1.881) 185 (8.625) (3.568)
5. Pasivos a largo plazo:
Dic 31 Dic 31
2010 2009
Pagarés no garantizados
8.75% vencimiento 15 de agosto 2012 $ 199.112 $ 198.627
6.00% vencimiento 15 de agosto 2015 148.908 148.705
348.020 347.332
Atlas créditos con garantías limitadas 79.577 93.155
Egipto créditos con garantías limitadas 499.706 461.570
Otros créditos con garantías limitadas 19.638 12.187
946.941 914.244
Menos pagarés con vencimiento corto plazo (49.965) (29.330)
$ 896.976 $ 884.914
METHANEX CORPORATION 2010 INFORME CUARTO TRIMESTRE
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5. Pasivos a largo plazo ) continuación:
La Compañía cuenta con financiamiento con garantías limitadas por $530 millones para su proyecto de
joint venture para construir una planta de metanol en Egipto de 1.3 millones de toneladas al año. Al 31
de Diciembre de 2010 la Compañía ha girado totalmente el financiamiento con garantías limitadas de
Egipto y el 30 de septiembre de 2010 ha comenzado el pago de este financiamiento haciendo el primer
pago de capital de las 24 cuotas semestrales.
6. Intereses financieros:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
Gastos financieros antes de intereses capitalizados $ 15.684 $ 15.378 $ 62.313 $ 59.800
Menos: intereses capitalizados relacionado con el
proyecto Egipto (9.809) (9.161) (88.075) (82.430)
Gasto financiero $ 5.875 $ 6.217 $ 24238 $ 27.370
Los intereses durante la construcción de la planta de metanol de 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 de joint venture para
construir una planta de metanol en Egipto de 1.3 millones de toneladas al año. La Compañía ha firmado
contratos swap de tasas de interés para intercambiar los pagos de intereses base LIBOR por una tasa de
interés promedio fija del 4,8%, más un margen sobre aproximadamente el 75% del financiamiento con
garantías limitadas de Egipto para el período hasta el 31 de marzo 2015. Para los tres meses y año
terminado al 31 de Diciembre de 2010, los costos por intereses relacionados con este proyecto de $9.8
millones, (2009 – $9.2 millones) y $38.1 millones (2009 – $32.4 millones) relacionados con este
proyecto fueron capitalizados, incluyente del interés del swap.
7. Utilidad neta por acción ordinaria:
La siguiente es una conciliación del promedio ponderado del número de acciones ordinarias en
circulación:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
Denominador utilidad neta básica por acción ordinaria 92.347.561 92.108.242 92.218.320 92.063.371
Efecto de opciones de acciones diluida 1.603.975 961.415 1.285.248 625.139
Denominador utilidad neta diluida por acción ordinariae 93.951.536 93.069.657 93.503.568 92.688.510
METHANEX CORPORATION 2010 INFORME CUARTO TRIMESTRE
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PAGE 28
8. Compensación basada en acciones:
a) Opciones de acciones:
(1), Opciones de acciones vigentes:
Acciones ordinarias reservadas para planes de opciones vigentes al 31 de Diciembre de 2010:
Opciones Denominadas en CAD
Opciones Denominadas en USD
Acciones en Ponderado de Acciones en Ponderado de
Opciones Ejercicio Opciones Ejercicio
Vigentes al 31 de Diciembre 2009 55.350 $ 7,58 4.998.242 $ 18,77
Otorgadas – – 89.250 25,22
Ejercidas (10.000) 3,29 (114.975) 11,89
Anuladas (7.500) 3,29 (32.155) 15,52
Vigentes al 30 de septiembre 2010 37.850 $ 9,56 4.940.362 $ 19,07
Otorgadas – – – –
Ejercidas (35.600) 9,56 (363.205) 20,65
Anuladas – – (2.900) 13,19
Vigentes al 31 de Diciembre 2010 2.250 $ 9,56 4.574.257 $ 18,95
En el siguiente cuadro se presenta información respecto
vigentes al 31 de Diciembre de 2010:
Opciones Vigentes al
31 de diciembre 2010
de planes de opciones de acciones
Opciones ejercibles al
31 de diciembre 2010
Promedio
Ponderado Número de Precio Número de Precio
Remanente Opciones de promedio Opciones de promedio
Contractual Acciones ponderado de Acciones ponderado de
Rango de Precio de Ejercicio Vida (años) Vigentes ejercicio Ejercibles ejercicio
Opciones denominadas en CAD
$9.56 0,2 2.250 $ 956 2.250 $ 956
Opciones denominadas en USD
$6.33 to 11.56 4,9 1.356.780 $ 6,53 479.570 $ 6590
$17.85 to 22.52 2,0 1.256.000 20,27 1.256.000 20,27
$23.92 to 28.43 3,8 1.961.477 26,69 1.529.168 26,39
3,6 4.574.257 $ 18,95 3.264.738 $ 21,17
(ii) Gastos por compensación relacionados con opciones de acciones:
Para el período de tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de 2010, el gasto por
compensación relacionado con opciones de acciones incluido en el costo de ventas y gastos de
operación fue de $0,6 millones (2009 – $0,7 millones) y $2.4 millones (2009 – $4.4 millón),
respectivamente.
METHANEX CORPORATION 2010 INFORME CUARTO TRIMESTRE
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
PAGE 29
8. Compensación basada en acciones (continuación):
b) Derechos de apreciación de acciones y derechos de apreciación de tándem de valores:
Durante 2010, el plan de opciones de acciones de la Compañía fue enmendado para incluir los
derechos de apreciación de tándem de acciones (“TSARs”) y un nuevo plan fue presentado para los
derechos de apreciación de acciones (“SARs”). Un SAR, le confiere al tenedor el derecho a recibir un
pago en efectivo equivalente a la diferencia entre el precio de mercado de las acciones ordinarias de
la Compañía y el precio de ejercicio. Un TSAR le confiere
al tenedor la elección entre ejercer la
opción sobre acciones ordinarias o renunciar a la opción a cambio de un pago en efectivo
equivalente a la diferencia entre el precio de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y el
precio de ejercicio. Todos los SARs y los TSARs otorgados tienen un plazo máximo de siete años con
un tercio que se devenga cada año a partir de la fecha de concesión.
(i) SARs y TSARs vigentes:
SARs y TSARs vigentes al 31 de diciembre 2010:
SARs Denominados en USD TSARs Denominados en USD
Número de Precio de Número de Precio de
Unidades ejercicio Unidades ejercicio
Vigentes al 31 de Diciembre 2009 > $ > – $ –
Otorgadas 394.065 25,22 735.505 25,19
Ejercidas – – – –
Anuladas (3.000) 25,22 – –
Vigentes al 30 de Septiembre de 201( 391.065 $ 25,22 735.505 $ 25,19
Otorgadas – – – –
Ejercidas – – – –
Anuladas (2.100) 25,22 – –
Vigentes al 31 de Diciembre de 2010 388.965 $ 25,22 735.505 $ 25,19
1Al 31 de Diciembre 2010 ningún SARs o TSARs vigentes son ejercibles.
para los TSARs vigentes.
METHANEX CORPORATION 2010 INFORME CUARTO TRIMESTRE
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
La Compañía tiene acciones ordinarias reservadas
PAGE 30
8. Compensación basada en acciones (continuación):
(ii) Gasto por compensación relacionado con SARs y TSARs:
Los gastos de compensación para SARs y TSARs se miden inicialmente en base a su valor
intrínseco y es reconocido en el período de años de servicios respectivo. El valor intrínseco se
mide por la diferencia entre el precio de mercado de las acciones ordinarias de la compañía y el
precio de ejercicio de una unidad. Los cambios en el valor intrínseco se reconocen en resultados
por la proporción de los años de servicios prestados en cada periodo de reportes financieros. El
valor intrínseco al 31 de diciembre 2010 fue $5.8 millones comparado con el pasivo registrado
de $3.4 millones. La diferencia entre el valor intrínseco y el pasivo registrado de $ 2.4 millones
será reconocido al promedio ponderado del período de servicio restante de aproximadamente
2.2 años. Para los tres meses y año terminado al 31 de Diciembre 2010, los gastos de
compensación relacionados con SARs y TSARs incluido en el costo de ventas y gastos de la
operación fue $3.4 millones (2009 – cero).
Cc) Unidades de acciones diferidas, restringidas y rendimiento:
Unidades de acciones diferidas, restringidas y por desempeño vigentes al 31 de Diciembre de 2010,
son las siguientes:
Unidades de Unidades de| Unidades de
Acciones) Acciones| Acciones de
Diferidas Restringidas| Rendimiento
Vigentes al 31 de Diciembre 2009 505.176 22.478 1.078.812
Otorgadas 47.902 29.500 404.630
Otorgadas a cambio de dividendos 11.313 1.032 23.067
Rescatadas (10.722) – (326.840)
Anuladas – – (10.099)
Vigentes al 30 de Septiembre 2010 553.669 53.010 1.169.570
Otorgadas 699 – –
Otorgadas a cambio de dividendos 2.819 233 5.848
Rescatadas – (6.639) –
Anuladas – – (5.801)
Vigentes al 31 de Diciembre 2010 557.187 46.604 1.169.617
El cargo por compensación respecto de unidades de acciones diferidas, restringidas y por
desempeño se mide inicialmente al valor justo, basándose en el valor de mercado de las acciones
ordinarias de la Compañía, y se reconoce a lo largo de los años de servicio respectivos. Los cambios
en el valor justo se reconocen en resultados por la proporción de los años de servicio transcurridos
en cada fecha de reporte. El valor justo de unidades de acciones diferidas, restringidas y de
rendimiento al 31 de Diciembre de 2010 fue de $53.8 millones, comparado con la obligación
registrada de $43.8 millones. La diferencia entre el valor justo y la obligación registrada de $10.0
millones se reconocerá durante el período de servicio promedio ponderado que reste, de
aproximadamente 1,5 años.
Para los tres meses y aío terminado al 31 de Diciembre de 2010, el gasto por compensación
relacionado con unidades de acciones diferidas, restringidas y de desempeño incluido en el costo de
venta y gastos operacionales fue $13.5 millones (2009 $3.9 millones) y $25.7 millones (2009 – $8.2
millón), respectivamente. Este incluye un gasto de $11.7 millones (2009 – $2.4 millón), y $16.3
millones (2009 – $0.9 millón) relacionado con el efecto del cambio en el precio de las acciones de la
Compañía para los tres meses y año terminado al 31 de Diciembre 2010, respectivamente.
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9. Planes de Retiro:
El gasto total neto de los planes de pensiones de contribuciones definidas y beneficios definidos de la
Compañía durante el periodo de tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de 2010 fue de $2.4
millones (2009- $2.7 millones) y $9.3 millones (2009 – $10.7 millones), respectivamente.
10. Cambios en el capital de trabajo que no representan flujo de efectivo:
Los cambios en los flujos de efectivo, relacionados con cambios en el capital de trabajo que no
representan movimientos de flujos para el período de tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de
2010, fueron los siguientes:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
Disminución (aumento) en capital de trabajo sin movimiento de fondos:
Cuentas por cobrar $ (1952) $ (14.660) $ (62.609) $ (43.999)
Inventarios (44.608) (54.937) (58.768) 6.083
Gastos anticipados (6.540) (1.630) (2.984) (7.053)
Cuentas por pagas y provisiones 14.331 38.279 17.806 (2.445)
(38.769) (32.948) (106.555) (47.414)
Ajustes de partidas que no afectan caja (26.033) 2.144 5.499 733
Cambios en capital de trabajo que no representa flujo de
efectivo $ (64.802) $ (30.804) $ (101.056) $ (46.681)
Estos cambios se relacionan a las siguientes actividades:
Operacional $ (66.614) $ (38.482) $ (98.706) $ (18.253)
Inversión 1.812 7.678 (2.350) (28.428)
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo $ (64.802) $ (30.804) $ (101.056) $ (46.681)
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11. Instrumentos financieros:
En el cuadro siguiente se presenta el valor libro de cada categoría de activos y pasivos financieros y su
rubro en el balance general:
Dic 31 Dic 31
2010 2009
Activos financieros:
Mantenidos para la venta:
Efectivo y efectivo equivalente $ 193.794 $ 169.788
Provisión incobrable del proyecto, saldo incluido en otros activos 12.548 12.920
Préstamos y cuentas por cobrar:
Cuentas por cobrar incluyendo porción corto plazo Geopark 316.070 249.332
GeoPark financiamiento incluido en otros activos 25.868 46.055
$ 548.280 $ 478.095
Pasivos financieros:
Otros pasivos financieros:
Cuentas por pagar y provisiones $ 250.730 $ 232.924
Deuda a largo plazo, incluye porción corriente 946.941 914.244
Pasivos financieros mantenidos para la venta:
Instrumentos derivados designados como cobertura de flujo de
caja 43.488 33.185
Instrumentos derivados – 99
$ 1.241.159 $ 1.180.452
Al 31 de diciembre 2010, todos los instrumentos financieros de la Compañía 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 del proyecto incluido 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. La Compañía
ha designado estos swaps de tasas de interés como cobertura de flujo de caja.
Estos contratos swap de tasa de interés tienen un monto nocional vigente de $368 millones al 31 de
Diciembre de 2010. El monto nocional disminuye durante el periodo esperado de pago. Al 31 de
Diciembre 2010 estos contratos swap de tasa de interés, tienen un valor justo negativo de $43.5
millones (al 31 de diciembre 2009 – $33.2 millones), registrados en otros pasivos a largo plazo. El valor
justo de estos contratos swap de tasa de interés fluctuará hasta su vencimiento y los cambios en el valor
justo han sido registrados bajo el rubro otros ingresos integrales.
12. Pasivo Contingente:
La Dirección del Servicio de Impuesto Interno de Trinidad y Tobago (BIR) emitió un resolución en 2009
en contra de nuestra subsidiaria Methanex Trinidad (Titan) 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 terminó en 2005. El impacto del monto en disputa al 31 de Diciembre 2010
es de US$26 millones aproximadamente de impuesto corriente y US$23 millones de impuestos futuros,
excluyendo cargos por intereses.
La Compañía ha presentado una objeción a esta resolución. En base a los méritos del caso e
interpretaciones legales, la administración cree que su posición debe ser mantenida y en consecuencia
no se ha registrado ninguna provisión en los estados financieros.
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13. Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Estados Unidos:
La Compañía aplica los principios de contabilidad generalmente aceptados en Canadá (“GAAP
Canadiense”), los que difieren en algunos aspectos de aquellos aplicados en los Estados Unidos y de las
normas que estipula la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos (GAAP de EE.UU.
Las diferencias significativas entre GAAP Canadiense y GAAP de EEUU, con respecto del estado de
resultados consolidado de la Compañía para el período de tres meses y año terminado al 31 de
Diciembre de 2010 y 2009, son las siguientes:
Tres Meses Terminados Años Terminados
Dic 31 Dic 31 Dic 31 Dic 31
2010 2009 2010 2009
Utilidad (pérdida) neta de acuerdo a GAAP Canadiense $ 27.867 $ 25.718 $ 101.733 $ 738
Más (menos) ajustes por:
Depreciación y amortización * (478) (478) (1.911) (1.911)
Compensaciones basadas en acciones b (307) (37) (4.202) (130)
Posiciones inciertas de impuestos “ (857) (341) (1.929) (2.136)
Efecto tributario de ajustes anteriores a 167 167 669 669
Utilidad (pérdida) neta de acuerdo a U.S. GAAP $ 26392 $ 25029 $ 94.360 $ (2.770)
Información por acción de acuerdo a U.S. GAAP:
Utilidad (pérdida) neta básica por acción $ 0,29 $ 0,27 $ 102 $ (0,03)
Utilidad (pérdida) neta diluida por acción $ 0,28 $ 0,27 $ 101 $ (0,03)
Las diferencias significativas entre los GAAP Canadienses y los GAAP de EE.UU., con respecto al estado
de otros resultados integrales consolidados de la Compañía para el período de tres meses y año
terminado al 31 de diciembre de 2010 y 2009, son las siguientes:
Tres Meses Terminados
Diciembre 31, 2010 Dic 31, 2009
GAAPs
Canadienses Ajustes U.S. GAAP U.S. GAAP
Utilidad (pérdida) neta $ 27.867 $ (1475) $ 26.392 $ 25.029
Variaciones en valor justo de contratos forward de moneda,
neto de impuesto – – – 118
Variaciones en valor justo de swap de tasa de interés, neto
de impuesto 2.372 – 2.372 229
Variaciones relacionadas con pensiones, neto de impuesto – (1.344) (1.344) 124
Ingreso integral $ 30.239 $ (2.819) $ 27.420 $ 25.500
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13. Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Estados Unidos (continuación):
Años Terminados
Diciembre 31, 2010 Dic 31, 2009
GAAPs
Canadienses Ajustes U.S. GAAP U.S. GAAP
Utilidad (pérdida) neta $ 101733 $ (7.373) $ 94.360 $ (2.770)
Variaciones en valor justo de contratos forward de moneda,
neto de impuesto – – – 36
Variaciones en valor justo de swap de tasa de interés, neto
de impuesto (15.593) – (15.593) (882)
Variaciones relacionadas con pensiones, neto de impuesto – (296) (296) 1.253
Ingreso (pérdida) integral $ 86.140 $ (7.669 $ 78.471 $ (2.363)
a) Combinación de negocios:
b)
9)
El 1” de Enero de 1993, la Compañía realizó una combinación de negocios con una empresa de
metanol ubicada en Nueva Zelanda y Chile. Bajo GAAPs Canadienses, la combinación de negocios se
contabilizó usando el método de unificación de intereses. Bajo GAAP de EE.UU. la combinación de
negocios se hubiere contabilizado como una compra y la compañía identificada como la adquirente.
De acuerdo con U.S. GAAP un aumento en el cargo por depreciación de $0.5 millón (2009 – $0.5
millón) y $1.9 millón (2009 – $1.9 millón), fue registrado para los tres meses y año terminado al 31
de Diciembre 2010, respectivamente.
Plan de compensaciones basado en acciones:
Durante 2010, la Compañía concedió 394.065 derechos de apreciación de acciones (“SAR”) y
735.505 derechos de apreciación de acciones tándem (“TSAR”). Un SAR, confiere al tenedor el
derecho a recibir un pago en efectivo equivalente a la diferencia entre el precio de mercado de las
acciones ordinarias de la Compañía y el precio de ejercicio basado en el precio de cierre a la fecha de
la concesión. Un TSAR confiere al tenedor una elección entre el ejercer opciones sobre acciones
regulares o renunciar a la opción por un pago en efectivo equivalente a la diferencia entre el precio
de una acción común y el precio de ejercicio. Consulte la nota 8 para más detalles sobre SARs y
TSARs.
Bajo los PCGA canadienses, ambos SARs y TSARs se contabilizan según el método de valor
intrínseco. El valor intrínseco se mide por la diferencia entre el precio de mercado de las acciones
ordinarias de la Compañía y el precio de ejercicio. Al 31 de Diciembre de 2010, los gastos de
compensación relacionados con el SARs y TSARs de acuerdo a los PCGA canadienses fue $3.4
millones ya que el precio de mercado fue mayor que el precio de ejercicio. Bajo los PCGA de EE.UU.,
los SARS y TSARs tienen que ser valorados por el método del valor justo. Los cambios en el valor
justo se reconocen en resultados en proporción a los años de servicio transcurridos en cada fecha de
presentación de informes. La Compañía utiliza el modelo de precios de opciones de Black-Scholes
para determinar el valor justo de SARs y TSARs y esto ha resultado en un aumento en el costo de
ventas y gastos de operación de $0.3 millón y $4.2 millones para los tres meses y año terminado al
31 de Diciembre 2010, respectivamente.
Contabilización de posiciones inciertas de Impuestos a la Renta:
Para registrar las posiciones inciertas de impuestos los PCGA de EE.UU. establecen una escala para
reconocer y atributos de medición para reconocer y medir en los estados financieros una posición
tributaria tomada, o que se espera tomar, en una declaración de impuesto. De acuerdo con PCGA de
EE.UU. un cargo de $0.9 millón (2009 – $0.3 millón) y $1.9 millón (2009 – $2.1 millón) fue
registrado para los tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de 2010, respectivamente.
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13. Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Estados Unidos (continuación):
d) Contabilización de impuesto a la renta:
Las diferencias de impuesto a la renta incluyen el efecto de impuesto a la renta de los ajustes
relacionados con las diferencias contables entre los GAAPs Canadienses y de EE UU.. De acuerdo a
GAAPs de EE UU, un aumento a resultados neto de $0.2 millón (2009 – $0.2 millón) y $0.7 millón
(2009 – $0.7 millón) fue registrado por los tres meses y año terminado al 31 de Diciembre de 2010.
e) Planes de pensión de beneficio definidos:
A partir del 1 de enero 2006 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 de acuerdo a GAAPs Canadienses se reclasifican a otros ingresos integrales acumulados.
De acuerdo a U.S. GAAP una disminución a otros ingresos integrales de $1.3 millón (2009 – $0.1
millón aumento) y $0.3 millón (2009 – $1.3 millón aumento) fue registrado para los tres meses y
año terminado al 31 de Diciembre 2010.
f) Participación en Atlas joint venture:
Los GAAPs de EE UU. requieren que se contabilicen los intereses en joint venture bajo el método de
valor patrimonial. Los GAA Canadienses requieren la consolidación proporcional de participaciones
en joint venture. La Compañía no ha realizado ningún ajuste en esta conciliación por esta diferencia
de principio contable debido a que el impacto de aplicar el método de valor patrimonial no resulta
en ningún cambio en los ingresos 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.
9) Interés Minoritario:
Los GAAPs de EE UU. requieren que la participación en la propiedad de las filiales en poder de
terceros que no sean la matriz sea claramente identificada, etiquetada, y presentada en el rubro
patrimonio en los estados financieros, pero separado del patrimonio de la matriz. En virtud de esta
norma, la Compañía debería reclasificar el interés minoritario al rubro patrimonio en el balance
general consolidado. La Compañía no ha registrado ningún ajuste en esta conciliación por esta
diferencia en principio contable, ya que resulta en una reclasificación de balance y no impacta el
resultado neto u otros ingresos integrales como se revela en la conciliación.
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Methanex Corporation
Historial trimestral (no auditado)
AAF
2010 T4 T3 T2 Tr 2009] Ta T3 T2 Tí
VOLUMEN DE VENTAS METANOL
(miles de toneladas)
Producido por la Compañía 3,540| 831 885 900 924 3,764| 880 943 941 1,000
Metanol comprado 2,880| 806 792 678 604 1,546| 467 480 329 270
Ventas base comisiones * 509| 151 101 107 150 638 152 194 161 131
6,929 1,788 1,778 1,685 1,678 5,948 1,499 1,617 1,431 1,401
PRODUCCION DE METANOL
(miles de toneladas)
Chile 935| 208 194 229 304 942 265 197 252 228
Titan, Trinidad 891| 233 217 224 217 764| 188 188 165 223
Atlas, Trinidad (63.1%) 884| 266 284 96 238 1,015| 279 257 275 204
Nueva Zelanda 830 206 200 216 208 822 223 202 203 194
3,540| 913 895 765 967 3,543 955 844 895 849
PRECIO PROMEDIO REALIZADO DEL METANOL ?
(S/tonelada) 306 348 286 284 305 225| 282 222 192 199
(8/galón) 0.92 1.05 0.86 0.85 0.92 0.68 0.85 0.67 0.58 0.60
INFORMACION POR ACCION ($ por acción)
Utilidad (pérdida) neta básica $ 1:10 0.30 0.36 0.13 0.32 0.01 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Utilidad (pérdida) neta diluida $ 109 0.30 0.35 0.13 0.31 0.01 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Ventas base comisión representan volúmenes comercializados sobre una base de comisión. Los ingresos por comisión se incluyen en ventas cuando se devengan.
2 El precio promedio realizado se calcula como venta, neto de comisiones ganadas, dividido por el volumen total de ventas de producción propia y
metanol comprado.
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METHANEX CORPORATION 2010 FOURTH QUARTER REPORT
QUARTERLY HISTORY
Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=4b3c369696e6c1bcbcde7c5a634d8ae4VFdwQmVFMVVRWGhOUkVGNVRXcEpkMDUzUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
