METHANEX CORPORATION 2011-04-04 T-19:20

200

Annual Report

METHANEX

Methanex Corporation es:
El proveedor de metanol más grande del mundo para

los principales mercados internacionales en América
del Norte, Asia Pacífico, Europa y América Latina.

El Metanol es:

un químico líquido versátil que se produce predominantemente a partir de gas natural y se utiliza como materia prima en
la fabricación de una gran gama de productos de consumo e industriales tales como materiales para la construcción,
espumas, resinas y plásticos. Además, alrededor de un tercio de la demanda de metanol es para el sector de la energía.
Ha habido un crecimiento fuerte de la demanda de metanol para la mezcla directa en combustibles para el transporte,
dimetil éter (DME) y el biodiesel. El metanol también se utiliza para producir el éter de metilo butilo terciario (MTBE), un
componente de la gasolina.

Contenido

0%2 Aspectos Financieros Relevantes 2010

03 Mensaje del Gerente General a los Accionistas

% Mensaje del Presidente del Gobierno Corporativo
07 Discusión y Análisis de la Administración
33 Estados Financieros Consolidados

4 Notas a los estados Financieros Consolidados

Plantas Productivas Mundiales
Los centros mundiales de producción de Methanex están estratégicamente posicionados para abastecer a todos los mercados globales más

importantes.

Methanex Chile
El complejo de producción de Punta Arenas en el sur de Chile produce metanol para los clientes en América del Norte, América Latina, Europa
y Asia

Methanex New Zealand
Nuestras plantas de producción en Nueva Zelanda abastecen metanol principalmente a clientes en Japón, Corea del Sur y China.

Methanex Trinidad
Nuestras dos plantas en Trinidad, Titan y Atlas (Methanex 63,1% de participación), abastece principalmente a mercados de América del Norte
y europeos de metanol.

Methanex in Egypt

Nuestra nueva planta en Egipto (joint venture con el Gobierno de Egipto y uno de los inversores regionales – Methanex participación
del 60%), que tuvo su primera producción a comienzos de 2011, está situado en el Mar Mediterráneo, y abastecerá metanol
principalmente a los mercados europeos

Methanex Canada
Estamos reiniciando nuestra planta de Medicine Hat, Alberta, en 2011. La planta, que ha estado ociosa desde 2001, suministrará metanol a los
clientes en América del Norte.

Cadena de Abastecimiento Mundial

Methanex tiene una extensa cadena de suministro global y red de distribución de terminales e instalaciones de almacenamiento a
través de Asia, América del Norte, América Latina y Europa. La subsidiaria 100% de propiedad de Methanex, Waterfront Shipping,
opera la flota de tanques oceánicos de metanol más grande en el mundo. La flota forma una perfecta red de transporte dedicada a
mantener un flujo ininterrumpido de metanol en movimiento a terminales de almacenamiento y a las plantas de los clientes de todo el
mundo. Para obtener más información sobre Waterfront Shipping, por favor visite www.wfs-cl.com

Nuestro Compromiso de Conducta Responsable

Methanex es una empresa con Conducta Responsable). La Conducta Responsable es el paraguas bajo el cual Methanex y otros
productores químicos líderes administran los asuntos relacionados con salud, seguridad, medio ambiente, educación comunitaria y
participación, así como la preparación para emergencias. El compromiso total con Conducta Responsable es una parte integral de la
Cultura corporativa global de Methanex.

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Aspectos Financieros Relevantes 2010 (US$ millones, excepto cuando se indique lo contrario)

2010 2009 2008 2007 2006
Operaciones
Ventas 1,967 1,198 2,314 2,266 2,108
Resultado neto 102 1 169 373 482
Resultado antes de ítems inusuales (después de
impuestos)” 80 1 169 373 456
Flujo de efectivo de actividades operacionales”? 252 129 235 491 622
EBITDA Ajustado? 267 142 330 649 799
Retorno Modificado en Capital Empleado (ROCE)? 8.0%] 1.2% 13.6% 25.4% 32.6%
Monto por Acción Diluido (US$ por acción)
Resultado neto 1.09 0.01 1.78 3.65 4.40
Resultado antes de ítems inusuales (después de
impuestos) * 0.85 0.01 1.78 3.65 4.17
Posición Financiera
Caja y equivalente de caja 194 170 328 488 355
Total activos 3,070 2,923 2,799 2,862 2,453
Deuda Largo-plazo, incluye porción corriente 947 914 782 597 487
Deuda a capital* 40%] 40% 36% 30% 29%
Deuda neta a capital? 35%] 35% 25% 7% 10%
Otra Información
Precio promedio realizado (US$ por ton)? 306 225 424 375 328
Total volumen de ventas (000s tons) 6,929 5,948 6,054 6,612 6,995
Ventas de productos producidos (000s tons) 3,540 3,764 3,363 4,569 5,310
Adjusted EBITDA Weighted Average
(US$ millicers) Shares Outstanding (millions)
y
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Regular Dividends Per Share (uss) Share Price Performance
(Indexed at December 31)
pl – Methanex (US$, NASDAQ)
– $4 500 Chemicals Index
7
3
5 -.
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1 EBITDA Ajustado, flujo de efectivo de actividades operacionales, resultado antes de ítems inusuales (después de impuesto) y
resultado diluido antes de ítems inusuales (después de impuesto) por acción son medidas no-GAAP. Refiérase a la página 45
para una conciliación de estos montos con medidas directas GAAP más comparables.

2 El término “flujo de efectivo de actividades operacionales” es este documento se refiere a flujos de caja de actividades
operacionales antes de cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo.

? Definido como utilidad antes de intereses (después de impuestos) dividido por el capital promedio productivo empleado. El
capital productivo empleado promedio es la suma de activos totales promedio menos el promedio de pasivos corrientes que
no devengan intereses. Los activos totales promedio excluyen los proyectos en desarrollo (planta en construcción en Egipto)
y efectivo en exceso de $50 millones. Además, utilizamos una base de costo de depreciación media estimada para el cálculo
de nuestros activos promedio en uso durante el período.

1 Se define como la deuda total dividido por el total del patrimonio neto y la deuda total.

5 Se define como la deuda total menos efectivo y efectivo equivalente, dividido por el total del patrimonio neto y el total de
deuda menos efectivo y efectivo equivalente.

$ El precio promedio realizado se calcula como ventas, netas de comisiones ganadas, dividido por el volumen total de ventas de
metanol producido y comprado

Para aspectos financieros destacados adicionales e información adicional acerca de Methanex, refiérase a nuestro 2010
Factbook disponible en www.methanex.com.

Mensaje del Presidente a los Accionistas

Aspectos destacados 2010
Durante el año nosotros:

= terminamos la construcción y comenzó la puesta en marcha de la planta 1,26 millones las toneladas por año de Egipto,

= reaccionamos rápidamente a los cambios del mercado de gas natural en América del Norte y comenzamos un proyecto para
reiniciar nuestra capacidad ociosa en Medicine Hat, Alberta,

= logramos un rendimiento excepcional de salud y seguridad, sin accidentes de los empleados a través de nuestra organización, por
primera vez en nuestra historia, y 2010 fue también el cuarto año consecutivo en el que no hubo excesos ambientales importanes,

= aumentamos los volúmenes de ventas en un 16 por ciento en 2010 y nos colocamos para lograr un mayor crecimiento en 2011,
= mantuvimos un sólido balance general sin dejar de invertir en iniciativas estratégicas que agregan valor,
= reportamos $102 millones de utilidades netas, una mejora sustancial con respecto a 2009, y

= continuamos promoviendo el uso de metanol en aplicaciones de energía, incluyendo el inicio de un programa piloto para
introducir la mezcla de metanol en el combustible en Trinidad y avanzamos nuestro proyecto de éter dimetil (DME) de joint
venture en Egipto.

Estimados Accionistas,

En 2010, el mercado mundial de metanol, se recuperó significativamente de los efectos de la desaceleración económica de 2009. La
demanda de metanol subió en alrededor del 13 por ciento y cerró el año en niveles récord, y los precios del metanol mejoraron. Estos
factores contribuyeron a las fuertes ganancias en 2010.

Vemos un potencial considerable para el crecimiento en las ganancias en el 2011 y más allá. Nuestra planta en Egipto se encuentra en
la fase de puesta en marcha y produjo metanol por primera vez en enero de 2011, y nuestra planta Medicine Hat, Alberta está en
camino para reiniciar sus actividades a principios del segundo trimestre de este año. Las perspectivas de suministro de gas en Nueva
Zelanda también siguen mejorando y planificamos reiniciar una segunda planta en ese país en el próximo año. A más largo plazo,
prevemos un aumento sustancial en nuestra producción en Chile, donde la actividad de exploración de gas se espera que aumente a lo
largo de los próximos años con la probabilidad de una mayor disponibilidad materia prima de gas natural para nuestras plantas.

Las perspectivas de la oferta y la demanda para nuestra industria es también muy positiva. La recuperación de las economías globales
y el creciente uso del metanol en la mezcla de combustible y en otras aplicaciones de energía se espera impulsen una fuerte demanda
para su crecimiento, y hay limitada oferta nueva de metanol que se espera se ponga en línea durante los próximos años.

Esto es, en efecto, un momento muy emocionante para nuestra Compañía.

Análisis de la Industria

Al comenzar 2010, la demanda mundial de metanol, se ha recuperado a los niveles previos a la recesión, impulsada por la fuerte
demanda en Asia y, en particular, de China. Durante todo el año, la historia fue muy parecida. Fuertes tasas de producción industrial
en China continúan impulsando altas tasas de crecimiento en los derivados químicos tradicionales y China aumentó su adopción de
metanol en aplicaciones de energía. La demanda de metanol en 2010 también mejoró en otras regiones, incluyendo América Latina,
Europa y América del Norte, en línea con la recuperación de la producción industrial. En general, la demanda mundial de metanol,
creció acerca de un 13 por ciento en 2010 a aproximadamente 45 millones de toneladas, y terminó el año en un nivel récord.

A pesar de la adición de tres nuevas plantas de escala mundial fuera de China durante el año, la demanda y la oferta se equilibraron
estrechamente y los precios del metanol fueron fuertes. Una serie de interrupciones planificadas y no planificadas en distintas regiones
contribuyeron a la tensión del mercado y altos precios. En particular, plantas de metanol en China continúan operando en niveles de
utilización bajos debido a varios factores, incluyendo la economía, las restricciones de materias primas, gestión de las interrupciones y
controles ambientales.

Creemos que el futuro de la industria del metanol es también muy positivo. Hay poca oferta nueva que se espera ingrese al mercado
durante los próximos años y el crecimiento de la demanda se espera que sea fuerte. China es cada vez más opta por elegir al metanol
como fuente de energía alternativa para reducir la dependencia del país del petróleo crudo importado. Los altos precios del crudo en
los últimos años han reforzado esta tendencia. El uso en China del metanol en la mezcla de combustible aumentó nuevamente en
2010, con el apoyo de los programas patrocinados provinciales, y hay aun mucho más potencial de crecimiento. El año pasado,
China se convirtió en el mayor mercado del mundo, tanto para la energía y como para los automóviles, y como un país en desarrollo,
el uso per cápita de los automóviles en China se espera que crezca de forma espectacular. En 2009, se introdujeron normas nacionales
por el uso de M85 y M100 (85 por ciento y 100 por ciento de mezcla de metanol) y esperamos que el Gobierno de China introduzca
un estándar nacional de M15 en 2011, lo que debería ser un catalizador para hacer crecer aún más la mezcla de combustible de

metanol en China. La demanda de DME (dimetil éter) en China en 2010 también fue fuerte y cerró el año en niveles récord. El DME
es producido a partir de metanol y se mezcla con gas licuado y petróleo.

Producto que China continúa demostrando el éxito de los combustibles derivados del metanol, también en muchos otros países están
considerando el uso del metanol en las aplicaciones de la energía. Australia, Irán, Pakistán y Malasia están estudiando actualmente el
uso del metanol en la gasolina, y nosotros estamos involucrados en un proyecto para probar la mezcla de combustible de metanol en
Trinidad. También nos hemos comprometidos con varios productores de metanol renovable para ayudar a desarrollar mercados que
reconozcan las características únicas del metanol producido a partir de materias primas renovables. Por otra parte, también existe
potencial de crecimiento en la industria del DME fuera de China, es así como Indonesia, Japón, Suecia, Irán, India todos están
estudiando o desarrollando DME proyectos, y en 2010 hemos seguido avanzando en nuestro proyecto de joint venture en Egipto.

Otro desarrollo reciente de interés es el uso de metanol para producir olefinas, que una vez más, está siendo liderado por China, con la
primera planta comercial de metanol-olefinas que se puso en marcha en Baotou en 2010. Históricamente, hemos visto que estos
proyectos están plenamente integrados y, por tanto, se podría esperar que tengan poco impacto en el mercado que comercializa el
metanol. Sin embargo, algunos proyectos están siendo considerados que requieren la compra de metanol comercializado. Estos
proyectos consumen una gran cantidad de metanol y hay una serie de proyectos en desarrollo en varios países. Esta industria por lo
tanto podría tener un impacto importante en la futura demanda de metanol.

Revisión de la Compañía

Como líder mundial de metanol, una de las principales ventajas competitivas que ofrecemos a los clientes es el abastecimiento global
seguro. Sostenemos esta ventaja, garantizando la competitividad de los costos de nuestros activos, manejando nuestras plantas de
forma confiable, administrando eficientemente nuestra cadena de suministro y de operaciones de transporte marítimo, y centrándonos
en la excelencia operacional en todos los aspectos de nuestras operaciones. Es en este contexto en el que deseo revisar nuestro
desempeño en 2010.

Análisis de las Operaciones

Nuestro equipo de marketing mundial hizo un trabajo excelente logrando un crecimiento de los volúmenes de ventas de un 16 por
ciento en 2010, y estamos posicionados para hacer crecer aún más nuestro volumen de ventas en 2011. Nuestra organización de
comercialización fue también eficaz en la administración de nuestra cadena de suministro y operaciones de transporte marítimo a
pesar de los desafíos tales como el retraso en el proyecto de Egipto y menor producción que la prevista en nuestras operaciones en
Chile.

Para medir el desempeño de nuestras operaciones productivas, hacemos un seguimiento de un factor de confiabilidad que registra el
tiempo en funcionamiento de nuestras plantas, excluyendo el mantenimiento planificado y eventos fuera de nuestro control. En 2010,
alcanzamos una tasa de confiabilidad global de la compañía del 95 por ciento, que creemos estuvo por encima de la media del sector,
pero ligeramente por debajo del desafiante objetivo del 97 por ciento que teníamos fijado para nosotros mismos. Hemos perdido el
objetivo, porque nuestra planta Atlas en Trinidad operó a una tasa de confiabilidad del 82 por ciento para el año debido a una
interrupción imprevista de 60 días en el segundo trimestre. Si bien esto fue decepcionante, fue un evento poco común para nosotros.
Logramos una tasa de confiabilidad media general de la compañía del 97 por ciento en los últimos cinco años y contamos con
procesos integrales implementados con el objeto de reducir al mínimo la probabilidad de interrupciones no planificadas. Aparte de la
planta de Atlas, todos nuestros otros activos cumplieron o excedieron nuestro objetivo de confiabilidad en 2010. Nuestra segunda
planta en Trinidad, Titán, operó en el 99 por ciento de confiabilidad, mientras que nuestras operaciones en Nueva Zelanda y Chile
operaron al 97 por ciento y 100 por ciento de confiabilidad, respectivamente.

La ética de Conducta Responsable está firmemente arraigada en la cultura de nuestra empresa, es una parte integral de todo lo que
hacemos y un elemento clave para nuestra posición de liderazgo en la industria del metanol. El Cuidado Responsable es la iniciativa
mundial voluntaria de la industria química bajo la cual las empresas trabajan para mejorar continuamente su salud, seguridad y medio
ambiente. A través de nuestra membresía en las asociaciones de la industria química que están comprometidas con la Conducta
Responsable, nosotros apoyamos activamente la implementación de la Conducta Responsable en lugares donde actualmente no existe.
En Methanex, la Conducta Responsable es el paraguas bajo el que gestionamos temas relacionados con la salud, la seguridad, el medio
ambiente, participación de la comunidad, responsabilidad social, la seguridad y la preparación para emergencias en cada una de
nuestras instalaciones y ubicaciones. Nuestra política de Responsabilidad Social da las directrices para los programas vinculados con
la empresa y cuestiones relacionadas con el gobierno corporativo, compromiso de los empleados, y la inversión social.

Hacemos un seguimiento de muchos indicadores líderes y rezagados en la evaluación de nuestro desempeño de Cuidado Responsable.
Una medida importante y universal relacionada con la seguridad del sitio es la tasa de frecuencia de lesiones registrables (RIFR), que
se define como lesiones registrables por cada 200.000 horas de exposición, donde las horas de exposición son el número total de horas
trabajadas. En 2010, no tuvimos lesiones de los empleados registradas (cero RIFR) a través de nuestra organización, por primera vez
en la historia de la compañía, que se compara con el promedio de la industria canadiense de 0,50 para las empresas comparables.
También hemos trabajado duro para mejorar el desempeño de seguridad de los contratistas. Me complace informar que gracias a los
cambios en la forma en que gestionamos los contratistas, mejoramos nuestro desempeño en seguridad en 2010, con un RIFR resultante
de 0,85 (en promedio de la industria canadiense de comparación fue de 1.02). En mi carta del Informe Anual de 2009, hablé del
incidentes a principios de 2010 en la planta en construcción de Egipto que resultó en la muerte de dos contratistas de terceros. Hemos
hecho todo lo posible para maximizar el aprendizaje de ese trágico suceso y hemos compartido nuestros hallazgos y lecciones
aprendidas dentro y fuera de Methanex. Me complace informar que el proyecto de Egipto tuvo un notable historial de seguridad en lo
que resta de 2010.

Le damos una gran importancia en minimizar el impacto de nuestras operaciones sobre el medio ambiente. En 2010, continuamos con
nuestro excelente historial medioambiental sin incidentes significativos por un cuarto año consecutivo. También reconocemos la
importancia de hacer un uso eficiente de los recursos y minimizar las emisiones. En 2010, adoptamos una política de gases de efecto
invernadero que formaliza nuestro compromiso con la gestión de las emisiones. El año pasado también se completó la construcción y
puesta en marcha de un parque eólico de 2,55 megavatios, que actualmente abastece de electricidad a nuestro sitio de la planta en el
sur de Chile, disminuyendo así nuestra dependencia del gas natural para la producción de electricidad. Nosotros nos esforzamos
continuamente para aumentar la eficiencia energética de nuestras plantas y flota marina, que no sólo reduce los costos sino que
también reduce las emisiones de CO,. Hemos reducido la intensidad de las emisiones de CO, en nuestras operaciones de fabricación
en un 33 por ciento entre 1994 y 2010 a través de la rotación de activos, la confiabilidad mejorada de las plantas, la eficiencia
energética y gestión de las emisiones. También tenemos como objetivo reducir el CO, emitido por nuestras operaciones marinas, y
entre 2002 y 2010, hemos reducido nuestra intensidad de CO, (toneladas de CO, del combustible quemado por tonelada de producto
desplazado) de las operaciones marinas en un 17 por ciento.

Rendimiento Financiero

Los precios más altos de metanol conllevaron a mejores resultados financieros en 2010. Vendimos 6,93 millones de toneladas de
metanol y generamos $2.0 mil millones en ingresos, $267 millones en EBITDA y $102 millones en resultado neto. Mientras que el
EBITDA y el resultado neto se incrementaron de manera significativa, los resultados de 2010 son aún modestos en relación a las
ganancias potenciales de nuestra Compañía.

Tenemos objetivos disciplinados en torno a la asignación de capital, y medimos esto con un Retorno Modificado del Capital Empleado
(ROCE) objetivo del 12 por ciento. En los últimos cinco años, hemos superado nuestro objetivo y el ROCE ha promediado un 16 por
ciento. Sin embargo, el ROCE de 2010 de un 8 por ciento estaba por debajo del objetivo. Estamos también enfocados en entregar un
mejor resultado para los accionistas en 2011, con el apoyo de iniciativas de crecimiento específicas para aumentar la producción y los
ingresos.

Históricamente, hemos buscado un equilibrio entre la reinversión del capital en nuestro negocio y la distribución de excedentes de caja
a los accionistas. Durante los últimos años, influenciado por la crisis financiera, nos hemos centrado en mantener un sólido balance
general y en completar las iniciativas estratégicas, tales como el Proyecto de Egipto. Estamos también asignando capital en Chile,
Medicine Hat y Nueva Zelanda para aumentar la producción, y el enfoque en estos proyectos sigue siendo una prioridad en 2011. Los
proyectos implican el reinicio de capacidad ociosa y la inversión de capital en cada caso es modesta en relación con valores de
reposición de activos, lo que los convierte en excelentes inversiones. A medida que comienzan a generar flujo de caja, Methanex
debería estar en una posición más fuerte para aprovechar una excelente posición de devolver el exceso de efectivo a los accionistas.
Hemos aumentado nuestro dividendo en seis veces desde su implementación en 2002, y hemos reducido las acciones en circulación de
173 millones en 2000 al nivel actual de 93 millones.

Por último, el precio de nuestro acción cerró el año en US$30,40 y se revalorizó un 56 por ciento en 2010, superando fuertemente el
Indice Químico de S8zP 500, que se incrementó en un 19 por ciento en 2010. Teniendo en cuenta los dividendos, una inversión en
Methanex logró un rendimiento total del 88 por ciento en los últimos cinco años, también se compara favorablemente con el Indice
Químico de SéP 500, que logró un rendimiento total del 57 por ciento durante el mismo período. A pesar del buen desempeño del
precio de la acción, creo que todavía hay mucho más potencial de crecimiento dado nuestras iniciativas para aumentar la producción y
el flujo de efectivo que estos proyectos tienen el potencial de generar.

Análisis de las iniciativas de crecimiento

Nuestra prioridad clave durante los próximos años es aumentar la producción. Si bien los niveles de producción fueron inferiores a los
previstos en 2010, hemos hecho avances significativos durante el año y estamos en condiciones de aumentar la producción en el
futuro. El aumento en los niveles de producción ayudará a fortalecer nuestra posición de liderazgo en el mercado, reducir costos y
generar flujo de caja fuerte para los accionistas.

En primer lugar, después de algunos retrasos en la construcción, nuestra 60 por ciento participación conjunta en la planta de metanol
de Egipto produjo por primera vez a principios de 2011. El proceso de puesta en marcha coincidió con el período de protestas
generalizadas contra el gobierno y los disturbios civiles en Egipto. Para la seguridad y la tranquilidad de nuestros empleados, tomamos
la decisión de cerrar temporalmente la oficina de El Cairo y restringir las actividades de puesta en marcha en el sitio de la planta de
Damietta. A medida que las condiciones se estabilizaron, con tranquilidad y seguridad hicimos volver a todos nuestros empleados y
reanudamos el proceso de puesta en marcha. A pesar de que nos sentimos frustrados por la demora en la construcción, estamos muy
contentos de darle la bienvenida a este activo de primera clase en nuestra cadena de suministro. Esto representa una importante fuente
de suministro para nuestros clientes. La planta de 1,26 millones de toneladas, de la que somos dueños del 60 por ciento, está
respaldada por un contrato de gas natural de largo plazo y tiene una posición de costo muy competitiva que se traducirá en excelentes
retornos para los accionistas a largo plazo.

En el tercer trimestre de 2010, reaccionamos con rapidez a los cambios del mercado de gas natural de Norte América y anunciamos
los planes para reiniciar nuestra planta ociosa de 0.470.000 toneladas en Medicine Hat, Alberta. La brecha cada vez mayor entre el
valor del petróleo crudo y los precios del gas natural del Norte de América ha hecho que la economía de esta planta sea muy atractiva.
Mientras esa brecha continúe, esperamos que la planta genere un importante flujo de caja.

Las perspectivas para nuestras operaciones en Nueva Zelandia también han mejorado constantemente. A finales de 2008, trasladamos
la producción de una planta de 0.500.000 toneladas a una de nuestras plantas más grandes de 0.850.000 toneladas. Tomamos esta
acción basados en la mejora en el suministro de gas natural que se había desarrollado en ese país. Esta tendencia ha continuado, con
programas exitosos de exploración de petróleo y de gas en Nueva Zelanda que conduce a una mejor relación entre las reservas y la
producción en los próximos años. Creemos que la mejora en el abastecimiento de gas natural y perspectivas de la demanda nos
permitirá aumentar la producción en Nueva Zelanda, y actualmente estamos trabajando en asegurar el suministro de gas adicional para
permitir el reinicio de una segunda planta.

Por último, nuestros resultados en Chile han sido decepcionantes en los últimos años, ya que no hemos alcanzado nuestros objetivos
de aumentar el suministro de gas y las tasas de operación de la planta. Los bloques de exploración de gas en los que se han
comprometido inversión de capital – el bloque de GeoPark Fell y el bloque Dorado Riquelme, donde tenemos un joint venture con
ENAP – han seguido informando resultados positivos, sin embargo, estas entregas de gas nuevas fueron compensados por la
disminución de otros yacimientos en la región. Además, si bien ha habido un creciente nivel de actividad de desarrollo, aún no hemos
recibido ninguna cantidad de gas de los nueve bloques adjudicados por el Gobierno de Chile a las empresas de exploración en el
proceso de licitación internacional anterior.

Las perspectivas a corto plazo para el suministro de gas en Chile siguen siendo un reto; sin embargo, no hemos cambiado nuestra
visión sobre el potencial a largo plazo para el desarrollo de gas en el sur de Chile. Esperamos empezar a recibir entregas de gas a
finales de este año de dos nuevos bloques que formaban parte de la ronda de licitación internacional 2008. Anticipamos que alrededor
de 175 pozos serán perforados en el sur de Chile en el próximo par de años, lo que es más del doble de la actividad que tuvo lugar en
la región en los últimos dos años. Basado en el aumento significativo de la actividad y el éxito visto hasta la fecha, estamos optimistas
de que podemos aumentar considerablemente nuestra tasa de operación en Chile. Lo que hemos aprendido es que los plazos para la
exploración y desarrollo de gas natural en esta región son mucho más largos que lo previsto inicialmente.

Mirando hacia el Futuro…

Este es un momento muy emocionante para nuestra empresa y nuestra industria. El crecimiento de la demanda de metanol se espera
que sea fuerte, apoyado por el mayor uso de metanol en aplicaciones de energía. La recuperación en curso en las economías mundiales
también debería conducir a una mayor demanda de metanol en derivados químicos tradicionales. Con poca capacidad productiva
nueva prevista que entre en el mercado durante los próximos años, estamos bien posicionados con los proyectos en los que estamos
centrados para aumentar la producción en nuestros sitios existentes. A medida que la producción de estos proyectos esté en línea,
nuestros flujos de efectivo y las ganancias deberían aumentar de manera espectacular, nuestra posición de liderazgo en el mercado se
verá reforzada y la posición de costo total de nuestros activos mejorará.

Aparte de esto, seguiremos centrándonos en la excelencia operacional en todos los aspectos de nuestro negocio, incluyendo la
operación de nuestras plantas de forma confiable, sin comprometer la salud, la seguridad y el medio ambiente, optimizando aún más
nuestra cadena de suministro y garantizando una gestión financiera prudente de la Compañía. Como líder del mercado mundial,
seguiremos fomentando el uso de metanol en aplicaciones de energía para apoyar el crecimiento continuo y fuerte de las ventas.

Para terminar, me gustaría dar las gracias a todos nuestros talentosos empleados, por sus contribuciones estelares durante otro año de
retos y oportunidades. Por último, en nombre del Directorio y de nuestros empleados, agradezco a ustedes, nuestros accionistas, por su
continuo apoyo.

Bruce Aitken
Presidente €. Gerente General

Mensaje del Presidente a los Accionistas

Estimados Accionistas,

Como esta es mi primera carta a los accionistas, es muy apropiado para comenzar por reconocer la valiosa orientación y sólida ética de
gobierno corporativo que Pierre Choquette, nuestro ex Presidente, inculco en la cultura de su Directorio y en toda la Compañía. En
nombre del Directorio, me gustaría dar las gracias a Pierre por su liderazgo y por continuar prestando sus servicios como Director.

Evaluación del Rendimiento del Directorio

Anualmente evaluamos el desempeño del Directorio a través de un proceso de evaluación integral. Cada Director completa una
autoevaluación, una evaluación de todos sus pares Directores, una evaluación del desempeño del Presidente, así como una evaluación
de cómo el Directorio y cada Comité están funcionando. Después de esto, cada director y yo nos reunimos para discutir uno a uno los
resultados. Este año fue mi primera oportunidad para llevar a cabo estas sesiones, y mientras el debate se centró en los resultados de la
evaluación, este también brindó la oportunidad de explorar numerosos otros temas, incluyendo las preferencias y las expectativas de
los Directores y sus ideas para mejorar la eficacia del Directorio.

El proceso de evaluación profundizó nuestra comprensión de lo que el Directorio hizo bien en 2010 y donde se puede mejorar. Con
este conocimiento, hemos desarrollado los objetivos del Directorio para el próximo año y vamos a revisar estos objetivos en cada
reunión del Directorio de 2011. La evaluación también incluyó varias preguntas para evaluar los valores y ética Directorio, así como la
participación del Director en el desarrollo de estrategia y gestión del riesgo, todos los cuales se anotan cada año para proporcionar una
referencia para la mejora continua. En mi opinión, la pregunta que se les hade a los Directores para clasificar el desempeño del
Directorio de Methanex con respecto a otros Directorios que ellos asisten es importante. La opinión más generalizada es que tenemos
un muy alto nivel de funcionamiento del Directorio. Si bien es gratificante saber esto, puedo asegurarles que su Directorio sigue
comprometido con la mejora continua de su desempeño.

Compensación de Ejecutivos

La compensación de Ejecutivos sigue siendo el foco de atención. En la Junta General del año pasado, se aprobó una propuesta de los
accionistas solicitando la institución de una recomendación de voto, “opinión del pago”. Como resultado, los accionistas votarán sobre
la resolución opinión en el pago por primera vez en la reunión de este año.

Creemos que el voto sobre opinión del pago es de un valor limitado, ya que los accionistas sólo pueden votar o “no” en apoyo de
nuestro enfoque de la remuneración de los ejecutivos como se describe en nuestra circular informativa. Seguimos creyendo que una
práctica de mejor y más significativa práctica de gobierno es la búsqueda de puntos de vista más completo y más profundo
compromiso de los accionistas. En consecuencia, realizaremos nuestra segunda encuesta anual basado en la web para recibir
retroalimentación constructiva e integral de los accionistas (la encuesta está disponible en nuestro sitio web en www.methanex.com).
Todos los comentarios se proporcionan al Presidente del Comité de Recursos Humanos y se discutirá en una reunión del comité.
Creemos que nuestro programa de compensación para ejecutivos se alinea a la administración con los objetivos corporativos y que
compensa a la administración equitativamente. Le animamos a emitir su voto sobre “opinión del pago”, y también esperamos recibir
sus comentarios a través de nuestra encuesta por Internet en relación con la base de remuneración de los ejecutivos.

Tom Hamilton
Presidente del Directorio

Discusión y Análisis de la Administración

INDEX
7 Visión General del Negocio 23 Estimaciones Contables Criticas
8 Nuestra Estrategia 24 Cambios Anticipados a Principios Contables Canadienses Generalmente
9 Como Analizamos Nuestro Negocio Aceptados
10 Aspectos Financieros Destacados 29 Cambios Anticipados a Principios Contables Canadienses Generalmente
10 Resumen de Producción Aceptados
11 Resultados de Operaciones 30 Información Financiera trimestral (No auditada)
15 Liquidez y Fuentes de Capital 30 Información Anual Seleccionada
19 Factores de Riesgos y Administración del Riesgo 30 Controles y Procedimientos

31 Declaraciones de Proyecciones Futuras

Esta Discusión y Análisis de la Administración está fechada el 24 de marzo de 2011 y debería leerse en conjunto con nuestros estados
financieros consolidados y con las correspondientes notas para el año terminado al 31 de diciembre 2010. Nuestros estados financieros
consolidados están preparados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Canadá (GAAP de Canadá). Para
nuestros informes utilizamos el dólar de los Estados Unidos como nuestra moneda de reporte. Excepto donde se indique lo
contrario, todos los montos en dólares están expresados en dólares de Estados Unidos

Los GAAPs Canadienses difieren en algunos aspectos de los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos
(GAAPs de EE.UU.). En la nota 20 de nuestros estados financieros consolidados se describen las diferencias significativas entre los
GAAPs de Canadá y los GAAPs de Estados Unidos. El Accounting Standards Board canadiense confirmó el 1 de enero 2011 como la
fecha de convergencia para que las empresas canadienses abiertas comiencen a utilizar las Normas Internacionales de Información
Financiera (NIIF), emitidas por el International Accounting Standards Board. En consecuencia, emitiremos nuestro primer estados
financieros interinos consolidados de acuerdo con las NIIF a partir del primer trimestre que termina 31 de marzo 2011 con resultados
financieros comparativos para el 2010 (para obtener más información refiérase a los Cambios Previstos a los Principios de
Contabilidad canadiense Generalmente Aceptados en la sección, en la página 37).

Al 18 de marzo de 2011 teníamos 92. 715.072 acciones ordinarias emitidas y vigentes y opciones de acciones que se pueden ejercer por
3.987.749 acciones ordinarias adicionales.

Información adicional sobre Methanex, incluyendo nuestro Informe de Información Anual, está disponible en el sitio web de la Bolsa
de Valores Canadiense, SEDAR en www.sedar.com y en Estados Unidos Bolsa de Valores (SEC) EDGAR en www.sec.gov.

VISIÓN GENERAL DEL NEGOCIO

El metanol es un químico líquido producido principalmente del gas natural y también es producido del carbón, especialmente en
China. Aproximadamente dos tercios de todo la demanda del metanol es utilizada en la producción de derivados químicos
tradicionales incluyendo formaldehído, ácido acético y una variedad de otros productos químicos que constituyen a su vez la base de
una gran cantidad de otros derivados químicos cuya demanda está influenciada por los niveles de actividad económica global. El
tercio restante de la demanda de metanol proviene del sector energético. Ha habido un crecimiento de demanda del metanol en
aplicaciones energéticas tales como mezclas directas para gasolina y éter dimetilo (DME), que puede ser mezclado con gas licuado de
petróleo para su uso doméstico en la cocina y la calefacción, y también como un sustituto del petróleo. El metanol también se usa para
producir biodiesel y metil-terbutiléter (MTBE) que es un componente de la gasolina

Somos el mayor proveedor mundial de metanol para los mercados internacionales más importantes de Asia Pacífico, América del
Norte, Europa y América Latina. Nuestra capacidad de producción total anual, incluidas las participaciones en las plantas de
propiedad conjunta, es de aproximadamente 7,93 millones de toneladas y se encuentran en Chile, Trinidad, Nueva Zelanda, Egipto y
Canadá (para más información ver la sección de Resumen de la producción en la página 13). Tenemos los derechos de
comercialización para el 100% de la producción de nuestras plantas de propiedad conjunta en Trinidad y Egipto, y esto nos
proporciona abastecimiento de metanol adicional de 1,17 millones de toneladas por año. Además del metanol producido en nuestras
plantas, nosotros compramos metanol producido por otros bajo contratos de metanol de toma libre y en el mercado spot. Esto nos da
flexibilidad en la gestión de nuestra cadena de suministro y al mismo tiempo satisfacer las necesidades de los clientes y apoyar
nuestros esfuerzos de marketing.

10

2010 Visión General de la Industria €. Proyecciones

El metanol es un producto básico global y nuestros ingresos se ven significativamente afectados por las fluctuaciones en el precio del
metanol, que es directamente afectado por el equilibrio entre la oferta y la demanda de metanol. La demanda del metanol está
impulsada principalmente por los niveles de la producción industrial, precios de la energía y la fortaleza de la economía mundial.

Durante 2010, la industria del metanol experimento un crecimiento fuerte de la demanda con una demanda total de aproximadamente
45 millones de toneladas, lo que representa un aumento del 13% con respecto al 2009. El aumento de la demanda fue impulsada
principalmente por la demanda tanto de derivados tradicionales como los relacionados con la energía en Asia, particularmente China.
También hubo aumentos en la demanda de los derivados del metanol tradicionales en otras regiones, incluyendo Europa, América
Latina y América del Norte.

Los derivados relacionados con la energía actualmente representan aproximadamente un tercio de la demanda mundial de metanol, y
en los últimos años los altos precios de la energía han impulsado el crecimiento fuerte de demanda de metanol en aplicaciones de
energía, como las mezclas de gasolina y el DME en China. Durante 2010, la mezcla de metanol en la gasolina en China fue
particularmente fuerte y continúa con el apoyo de las normas introducidas por el gobierno nacional y provincial. Hay una serie de
programas patrocinados provincialmente para la mezcla de combustible de metanol y más programas están en desarrollo. En 2009, se
introdujeron normas nacionales para el uso de M85 y M100 (85 por ciento y 100 por ciento mezclas de metanol) y esperamos que el
Gobierno de China establezca un estándar nacional de M15 en 2011, lo que debería ser un catalizador adicional para hacer crecer aún
más la mezcla de combustible de metanol en China. Actualmente China es el mercado más grande de energía y automóviles en el
mundo y, como país en desarrollo, el uso per cápita de los automóviles y la demanda para combustibles del transporte se espera que
crezca significativamente con el tiempo. La demanda de DME en China en 2010 fue también fuerte y terminó el año en niveles récord.

Las condiciones de la industria del metanol se balancearon apretadamente en el 2010, sustentado por un fuerte crecimiento de la
demanda mundial de metanol y limitaciones de la oferta. Mientras que tres nuevas plantas de escala mundial (en Brunei, Omán y
Venezuela) con una capacidad combinada total de 2,8 millones de toneladas al año se pusieron en marcha en 2010, también hubo
algunos cierres de plantas de capacidad de alto costo y un número de interrupciones planificadas y no planificadas a través de la
industria. Estos factores, combinados con el continuo entorno de precios de la energía más altos, conllevaron a equilibrar las ajustadas
condiciones de mercado y el fuerte entorno de precios del metanol a lo largo de 2010. Nuestro precio promedio antes de descuentos en
el 2010 fue $356 por tonelada, comparado con $252 por tonelada en 2009, y nuestro precio promedio realizado para el año 2010 fue
de $306 por tonelada, comparado con $225 por tonelada en 2009.

En el futuro, producto que China continúa demostrando el éxito de metanol para el uso de la energía, otros países también están
considerando el uso de metanol en aplicaciones de energía. Australia, Irán, Pakistán y Malasia están estudiando actualmente el uso de
metanol en la gasolina, y nosotros estamos involucrados en un proyecto para probar la mezcla de combustible de metanol en Trinidad.
También estamos trabajando con varios productores de metanol renovable para ayudar a desarrollar mercados que reconozcan las
características únicas del metanol producido a partir de materias primas renovables. Por último, también existe un potencial de
crecimiento en la industria del DME fuera de China, y es así como Indonesia, Japón, Suecia, Irán, Egipto y la India todos están
estudiando o desarrollando proyectos de DME.

Otro desarrollo reciente que también está siendo liderado por China es el uso del metanol para producir olefinas, con la puesta en
marcha de la primera planta de metanol-olefinas comercial en Baotou en 2010. Tradicionalmente, hemos visto estos proyectos como
plenamente integrados y por lo tanto con poco impacto en el mercado de metanol comercializado. Sin embargo, algunos proyectos
están siendo considerados que requieren la compra de metanol comercializado. Estos proyectos de metanol a olefinas consumen una
gran cantidad de metanol y hay una serie de proyectos en desarrollo en varios países. Esta industria por lo tanto podría tener un
impacto significativo en la demanda futura del metanol comercializado.

Anticipamos un aumento significativo en nuestra capacidad de producción en 2011 de la planta de 1,26 millones de toneladas por año
de Egipto y la reanudación de nuestras plantas de 0.470.000 toneladas al año de Medicina Hat. También estamos centrados en tener
acceso a gas natural para aumentar la producción en nuestros sitios existentes en Chile y Nueva Zelanda durante los próximos años
(para más información ver la sección de Resumen de la producción en la página 13). Más allá de nuestras propias adiciones de
capacidad, hay pocas adiciones de capacidad mundial de metanol fuera de China esperada para los próximos años. Hay una planta de
0.850.000 toneladas en Beaumont, Texas y una planta de 0.700.000 toneladas en Azerbaiyán y anticipamos que la producción de estas
dos plantas entrará en el mercado durante el período 2012-2013.

La demanda de metanol a nivel mundial continúa siendo fuerte, apoyada por el crecimiento continuo de metanol en las aplicaciones de
la energía, y la recuperación adicional de las economías globales debería dar lugar a una mayor demanda de derivados tradicionales
del metanol. Con pocas adiciones de capacidad productiva que se espera entren en el mercado durante los próximos años, creemos que
estamos bien posicionados con el aumento de la producción prevista de nuestros sitios existentes. En la medida que la producción de
estos sitios mejore, creemos que nuestra posición de liderazgo en la industria se verá reforzada, la posición de costo total de los activos
mejorará y tendremos un potencial de crecimiento significativo de nuestros flujos de efectivo y ganancias.

11

El precio del metanol en última instancia dependerá de la fortaleza de la recuperación económica, las tasas de operación de la
industria, los precios mundiales de la energía, la tasa de reestructuración de la industria y la fortaleza de la demanda mundial. Creemos
que nuestra posición financiera y flexibilidad financiera, sobresaliente red de suministro global y la posición competitiva de costos
proporcionará una base sólida para que Methanex seguir siendo el líder en la industria del metanol e invertir para hacer crecer la
Compañía.

NUESTRA ESTRATEGIA

Nuestro principal objetivo es crear valor, manteniendo y mejorando nuestro liderazgo en la producción, comercialización y
distribución global de metanol a nuestros clientes. Nuestra simple estrategia definida claramente – liderazgo mundial, bajo costos y
excelencia operacional – nos ha ayudado a alcanzar este objetivo.

Global Leadership

El Liderazgo Global es un elemento clave de nuestra estrategia, con especial atención a mantener y mejorar nuestra posición como el
principal proveedor de la industria mundial de metanol, mejorar nuestra capacidad para ofrecer de manera rentable el abastecimiento
de metanol a nuestros clientes y apoyar el crecimiento de la demanda mundial de metanol tanto para usos tradicionales en energía
como derivados de metanol relacionadas con la energía.

Somos el mayor proveedor de metanol a los principales mercados internacionales de Norteamérica, Asia-Pacífico, Europa y
Latinoamérica. Nuestro volumen de ventas en 2010 representa aproximadamente el 15% del total de la demanda mundial y el volumen
de ventas creció un 16% desde 5.95 millones de toneladas en 2009 hasta 6.930.000 toneladas en 2010. Nuestra posición de liderazgo
nos ha permitido jugar un importante rol en la industria, incluyendo la publicación de los precios de referencia de Methanex que se
utilizan generalmente en los principales mercados como la base de fijación de precios para la mayoría de nuestros contratos con los
clientes y que creemos mejora la transparencia del mercado.

La ubicación geográfica de los diversos sitios de producción nos permite entregar metanol de forma rentable a los clientes en los
principales mercados globales, mientras que nuestra distribución global y la infraestructura de abastecimiento, que incluye una flota
especial de buques oceánicos y la capacidad de terminal en todos los principales mercados internacionales, nos permite aumentar el
valor para los clientes, proporcionando un suministro fiable y seguro.

Un componente clave de nuestra estrategia de liderazgo global es un enfoque en el fortalecimiento de nuestra posición de activos y el
aumento de la producción en nuestros sitios. Esperamos una mayor producción en 2011 con la puesta en marcha de la planta de
producción de 1,26 millones de tonelada de metanol al año en Egipto y la reanudación de nuestra planta de 0.470.000 toneladas al año
de Medicine Hat, Alberta. Ambas plantas están bien situadas y proporcionarán mayor seguridad de suministro para nuestros clientes.
Nuestras plantas de metanol en Chile representan 3,8 millones de toneladas de capacidad de producción anual y desde mediados de
2007 hemos operado el sitio significativamente bajo su capacidad instalada. Esto se debe principalmente a cortes del suministro de gas
natural desde Argentina (ver el Resumen de la Producción – sección de Chile en la página 14). Nuestro objetivo es aumentar
progresivamente la producción en nuestro sitio en Chile con el gas natural de proveedores en Chile mediante el apoyo a la aceleración
del desarrollo de gas natural en el sur de Chile. Estamos también enfocados en tener acceso a oferta adicional de gas natural para
aumentar la producción en Nueva Zelanda, donde actualmente tenemos 1,35 millones de toneladas de capacidad de producción anual
ociosa, aproximadamente.

Otro componente clave de nuestra estrategia de Liderazgo Global es nuestra capacidad para complementar nuestra producción de
metanol con la compra de metanol de terceros para darnos la flexibilidad en nuestra cadena de suministro y seguir cumpliendo los
compromisos con los clientes. Nosotros compramos a través de una combinación de contratos de metanol de entrega libre y compras
spot. Administramos el costo de metanol comprado a terceros aprovechando nuestra infraestructura de cadena de suministro global, lo
que nos permite comprar metanol en la región más rentable, manteniendo al mismo tiempo la seguridad global de la oferta. Hicimos
crecer nuestros niveles de ventas y de compras en 2010 en antelación del aumento de la producción de la planta de Egipto. Sin
embargo, esperamos que el metanol comprado represente una proporción menor de nuestro volumen de ventas global con un aumento
de la producción en Egipto y Canadá en 2011.

La región de Asia Pacífico sigue liderando el crecimiento de la demanda mundial de metanol y hemos invertido y desarrollado nuestra
presencia en esta importante región. Tenemos capacidad de almacenamiento en China y Corea, que nos permite administrar de manera
rentable el suministro a los clientes en esta región. Contamos con oficinas en Hong Kong, Shanghai, Beijing, Corea y Japón para
mejorar el servicio al cliente y el posicionamiento de la industria en la región. Esto también nos permite participar y mejorar el
conocimiento del alto crecimiento del mercado de metanol en rápida evolución en China y otros países asiáticos. Nuestra creciente
presencia en Asia también nos ha ayudado a identificar varias oportunidades para apoyar el desarrollo de aplicaciones para el metanol
en el sector de la energía.

12

Con China, que continúa demostrando el éxito de metanol para su uso en los mercados energéticos, otros países también están
considerando el uso de metanol en las aplicaciones de energía y estamos involucrados en un proyecto para probar la mezcla de
combustible de metanol en Trinidad. También estamos trabajando con varios productores de metanol renovable para ayudar a
desarrollar mercados que reconozcan las características únicas de metanol producido a partir de materias primas renovables. También
continuamos avanzando en nuestro proyecto conjunto de DME en Egipto.

Bajos Costos

Una estructura de bajo costo es un elemento importante de ventaja competitiva en una industria de productos básicos y es un elemento
clave de nuestra estrategia. Nuestro enfoque en todas las decisiones comerciales importantes se guía por nuestro esfuerzo de mejorar
nuestra estructura de costos, ampliar los márgenes y entregar valor agregado a los accionistas. Los componentes más importantes de
nuestros costos son el gas natural como materia prima y los costos de distribución asociadas con la entrega de metanol a los clientes.

Nuestras instalaciones de producción en Trinidad representan 2,05 millones de toneladas por año de capacidad de producción de
costos competitivos. Estas instalaciones están bien situadas para abastecer los mercados en América del Norte y Europa, y están
sustentadas por acuerdos de compra de gas natural ”tome-o-pague”, donde el precio del gas varía con los precios del metanol.

Como se describe anteriormente, nosotros esperamos un aumento de nuestra capacidad de producción en 2011 de la planta de metanol
nueva en Egipto y la reanudación de nuestra planta Medicine Hat, Alberta. También estamos centrados en tener mayor acceso a gas
natural para aumentar la producción en nuestros sitios existentes en Chile y Nueva Zelanda. Creemos que estas iniciativas mejorarán
aún más nuestra estructura de costos competitiva y nuestra capacidad para ofrecer de manera rentable metanol a los clientes (para
obtener más información sobre todos nuestros sitios de producción consulte la sección Resumen de la producción en la página 13).

El costo para distribuir el metanol de las instalaciones de producción a los clientes es también un componente importante de nuestros
costos operativos. Estos incluyen los costos de transporte marítimo, las instalaciones de almacenamiento del mercado y la distribución
en el mercado. Estamos enfocados en la identificación de iniciativas para reducir estos costos, incluyendo la optimización del uso de
nuestra flota de barcos para reducir costos y aprovechar las condiciones que prevalecen en el mercado del transporte marítimo
mediante la variación del tipo y duración del mandato de los contratos de buques al mar. Estamos continuamente investigando las
oportunidades para mejorar aún más la eficiencia y la rentabilidad de la distribución de metanol de nuestras instalaciones de
producción a los clientes. También buscamos oportunidades para mejorar nuestra posición global de activos mediante la celebración
de intercambios de productos con otros productores de metanol para reducir los costos de distribución.

Excelencia Operacional

Mantenemos un enfoque de excelencia operacional en todos los aspectos de nuestro negocio. Esto incluye la excelencia en nuestros
procesos de fabricación y la cadena de suministro, marketing y ventas, recursos humanos, prácticas de gobierno corporativo y gestión
financiera.

Con el fin de diferenciarnos de nuestros competidores, nos esforzamos por ser el mejor operador en todos los aspectos de nuestro
negocio y por ser el proveedor preferido de nuestros clientes. Creemos que es de vital importancia la confiabilidad del abastecimiento
para el éxito de los negocios de nuestros clientes, y nuestra meta es entregar confiabilidad en la entrega del metanol y a costos
razonables. Tenemos un compromiso con la Conducta Responsable (un enfoque de minimización de riesgos desarrollado por la
Asociación Industrias Químicas de Canadá) y la usamos como el paraguas bajo el que gestionamos temas relacionados con la salud, la
seguridad, el medio ambiente, participación de la comunidad, responsabilidad social, la seguridad y preparación para emergencias en
cada una de nuestras instalaciones y ubicaciones. Creemos que nuestro compromiso con la Cuidado Responsable nos ayuda a reducir
el riesgo de paros imprevistos e incidentes de seguridad y lograr un excelente historial medioambiental global. En 2010 no registramos
lesiones de los empleados a ser informadas en toda la organización, así como la mejora de desempeño de seguridad de los contratistas,
resultando en un desempeño de seguridad global que supera el promedio de la industria canadiense de compañías comparables.

La administración del producto es un componente vital de nuestra cultura de Cuidado Responsable y guía nuestras acciones a través
del ciclo de vida completo de nuestro producto. Nosotros aspiramos a los más altos estándares de seguridad para minimizar el riesgo a
nuestros empleados, clientes y proveedores, así como al medio ambiente y las comunidades en las que hacemos negocios.
Promovemos el uso y manejo seguro del metanol en todo momento a través de una variedad de iniciativas de salud interna y externa,
de seguridad y ambiental, y trabajamos con colegas de la industria para mejorar los estándares de seguridad y cumplimiento
normativo. Podemos fácilmente compartir nuestros conocimientos técnicos y de seguridad con las partes interesadas claves, incluidos
los clientes, usuarios finales, proveedores, proveedores de logística y las asociaciones industriales en el mercado de metanol y
aplicaciones del metanol a través de la participación activa en seminarios de la industria local e internacional y conferencias, e
iniciativas de educación en línea.

Como una extensión natural de nuestra ética de Conducta Responsable, tenemos una política de Responsabilidad Social que alinea
nuestro gobierno corporativo, compromiso de los empleados y el desarrollo, la participación comunitaria y estrategias de inversión
social con nuestros valores fundamentales y la estrategia corporativa.

13

Nuestra estrategia de excelencia operativa incluye la gestión financiera de la Compañía. Operamos en una industria de productos
básicos altamente competitiva. En consecuencia, creemos que es importante mantener la flexibilidad financiera y hemos adoptado un
enfoque prudente a la gestión financiera. Al 31 de diciembre de 2010, tuvimos un sólido balance general con un saldo en efectivo de
$194 millones, una línea de crédito no girada de $200 millones y no tenemos compromisos de refinanciamiento hasta mediados de
2012. Creemos que estamos bien posicionados para cumplir con nuestros compromisos financieros y continuar invirtiendo para hacer
crecer nuestro negocio.

COMO ANALIZAMOS EL 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,
depreciaciones y amortización (EBITDA Ajustado) (ver Mediciones Complementarias No GAAP en la página 45 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 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.

COSTOS El cambio en nuestro EBITDA Ajustado como resultado de cambios en costos base caja se calcula como la diferencia de

BASECAJA – ¡y 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.

VOLUMEN 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.

14

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.

ASPECTOS FINANCIEROS DESTACADOS

($ MILLONS, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) _- 2010 2009
Producción (miles de tons): 3,540 3,543
Volumen de ventas (miles de tons):
Methanol producido 3,540 3,764
Methanol comprador a terceros 2,880 1,546
Ventas commisionadas* 509 638
Total volumen de ventas 6,929 5,948
Methanex precio de referencia promedio antes de descuentos ($ por ton)? 356 252
Precio promedio realizado ($ por ton)? 306 225
Ventas 1,967 1,198
EBITDA Adjustado* 267 142
Flujo de caja de actividades operacionales 153 110
Flujo de caja de actividades operacionales antes de cambios capital de trabajo sin movimiento de caja 252 129
Resultado neto 102 1
Resultado neto antes de ítems inusuales* 80 1
Utilidad neta básica por acción ($ por acción) 1.10 0.01
Utilidad neta la por acción ($ por acción) 1.09 0.01
Utilidad neta diluida por acción antes de ítems inusuales ($ por acción)* 0.85 0.01
Información acciones ordinarias (millones de acciones):
Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación 92 92
Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias en circulación 94 93
Número de acciones ordinarias en circulación 93 92

1 Las ventas comisionadas representan volumen comercializado sobre base comprometida. Este ingreso se incluye en resultados cuando se devenga.

2El precio de referencia promedio antes de descuentos de Methanex representa nuestro precio promedio de referencia sin descuentos publicado 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

3El precio promedio realizado se calcula como ventas, neta de comisiones devengadas, dividido por el volumen total de ventas de metanol producido y
comprado.

% 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 la sección Mediciones
Complementarias no GAAP en la página 45 para una descripción de cada medición no GAAP y una conciliación con la medición GAAP más similar.

RESUMEN DE PRODUCCION
El siguiente cuadro detalla la capacidad productiva anual y la producción de nuestras plantas que operaron durante el 2010 y 2009:

ANNUAL
PRODUCTION

(MILES DE TONELADAS) capaciryY 2010 2009
Chile 1, 11, Illand IV 3,800 935 942
Atlas (Trinidad) (63.1% participación) 1,150 884 1,015
Titan (Trinidad) 900 891 764
Nueva Zelanda? 850 830 822
Egipto (60% participación)? 760 – –
470 – –

7,930 3,540 3,543

1 La capacidad de producción anual de nuestras instalaciones de producción puede ser superior a la capacidad nominal original, con el tiempo, estas cifras han
sido ajustadas para reflejar las eficiencias operativas en curso en estas instalaciones.

2 La producción anual de Nueva Zelanda sólo representa nuestra 0,85 millones toneladas anuales de la planta Motunui que se reinició a finales de 2008. La
capacidad operativa práctica depende en parte de la composición de la materia prima de gas natural y puede diferir de la capacidad indicada anteriormente.
También tenemos capacidad de producción adicional potencial que se encuentra actualmente abandonada en Nueva Zelanda (refiérase a la sección de Nueva
Zelanda en la página 14 para más información).

3 Estas dos plantas se prevé que comenzarán la producción en 2011. La planta de metanol de Egipto produjo metanol por primera vez en enero de 2011 y

estamos a punto de completar el reinicio de nuestra planta Medicine Hat, Alberta (consulte las secciones de Egipto y Medicine Hat en la página 15 para más

información).

Chile

Nuestras plantas de metanol en Chile produjeron 0,94 millones de toneladas de metanol en el 2010 y 2009. Desde 2007, hemos
operado nuestras plantas de metanol en Chile, muy por debajo de la capacidad instalada debido principalmente a cortes del suministro
de gas natural desde Argentina. En junio de 2007, nuestros proveedores de gas natural de Argentina cortó todo el suministro de gas a
nuestras plantas en Chile en respuesta a diversas acciones por parte del gobierno argentino, incluyendo la imposición de un gran
aumento de los impuestos de exportación de gas natural. En las circunstancias actuales, no esperamos recibir ningún suministro

15

adicional de gas natural desde Argentina. Como resultado de los problemas de abastecimiento de gas natural de Argentina, toda la
producción de metanol en nuestras plantas en Chile desde junio de 2007 se ha producido con gas natural de Chile.

Nuestro objetivo es aumentar progresivamente la producción en nuestro sitio Chile con el gas natural de proveedores de Chile.
Estamos buscando oportunidades de inversión con la empresa estatal de energía Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), GeoPark
Chile Limitada (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 el acuerdo, financiamos
el50% de participación en el bloque y, al 31 de diciembre de 2010, hemos contribuido aproximadamente $ 86 millones. En los últimos
años, hemos proporcionado $57 millones en financiamiento a GeoPark (de los cuales aproximadamente $32 millones habían sido
repagados al 31 de diciembre de 2010) para apoyar y acelerar las actividades de exploración y desarrollo de gas natural de GeoPark en
el sur de Chile. GeoPark ha acordado proveernos con todo el gas natural proveniente del bloque Fell, en el sur de Chile en virtud de un
acuerdo de suministro exclusivo de diez años que comenzó en 2008. Aproximadamente el 60% de la producción total en nuestras
plantas de Chile está siendo producida con gas natural suministrado por los bloques Fell y Dorado Riquelme.

Otras actividades de inversión están también apoyando la aceleración de actividades de exploración y desarrollo de gas natural en las
zonas del sur de Chile. A fines de 2007, el gobierno de Chile completó el proceso de licitación internacional para asignar áreas de
exploración de gas natural y petróleo que están cerca a nuestras plantas, e informó de la participación de varias compañías
internacionales de petróleo y gas. Bajo las condiciones de estos acuerdos producto del proceso de licitación existen compromisos
mínimos de inversión. Hasta la fecha, dos empresas que participaron en la licitación han informado de descubrimientos de gas y
esperamos las primeras entregas de gas de estos nuevos hallazgos a partir de 2011. Estamos participando en un consorcio de dos
bloques de exploración en esta ronda de licitación – los bloques Tranquilo y Otway. El consorcio está integrado por Wintershall,
Geopark y Pluspetrol cada uno con una participación del 25% y la Corporación Financiera Internacional, miembro del Grupo del
Banco Mundial, y Methanex cada uno con una participación del 12,5%. GeoPark es el operador de ambos bloques.

Nuestras plantas de metanol en Chile produjeron 0,94 millones de toneladas de metanol en 2010 y 2009. Durante 2010, las entregas de
gas natural de ENAP fueron menores que en el 2009 principalmente como resultado de la disminución de la capacidad de entrega de
los pozos existentes y esto se vio compensado por el aumento de las entregas de gas natural desde el bloque Dorado Riquelme en el
2010 en comparación con 2009. Al entrar en 2011, estábamos operando una planta a aproximadamente el 65% de su capacidad
productiva en nuestro sitio de Chile y las perspectivas a corto plazo para el suministro de gas en Chile sigue siendo un reto. Aunque se
han realizado inversiones importantes en los últimos años en la exploración y el desarrollo de gas natural en el sur de Chile, los plazos
para un aumento significativo en el suministro de gas a nuestras plantas son mucho más largos de lo previsto originalmente. Como
resultado, esperamos que haya presión a corto plazo respecto del suministro de gas en el sur de Chile que podría afectar la tasa de
operación de nuestro sitio en Chile, sobre todo en los meses de invierno del hemisferio sur, cuando la demanda de energía residencial
está en su apogeo.

Para obtener más información refiérase a los Factores de Riesgo y Gestión de Riesgos – sección de Chile en la página 27.

Trinidad

Nuestra participación patrimonial de las plantas de metanol en Trinidad representa aproximadamente 2,05 millones de toneladas de la
capacidad de producción anual a costos competitivos. Las plantas Titan y Atlas en Trinidad están bien situadas para abastecer los
mercados en América del Norte y Europa, y están sustentadas por contratos “take-or-pay de compra de gas natural que expiran en
2014 y 2024, respectivamente, donde el precio del gas varía con los precios del metanol. Estas plantas produjeron un total de 1,78
millones de toneladas ambos en 2010 y 2009. Tanto para el 2010 y 2009, operamos estas plantas por debajo de la capacidad operativa,
debido a las actividades de mantenimiento planificadas y no planificadas. Durante 2010, hemos experimentado un corte en nuestras
plantas de Atlas, que duró 60 días, aproximadamente.

Nueva Zelanda

Nuestras plantas de Nueva Zelanda proporcionan capacidad a costos competitivos y están respaldadas por contratos de suministro de
gas natural de corto plazo. Para 2010 y 2009, produjimos 0,83 millones de toneladas de una planta de 0.850.000 toneladas al año en
nuestras instalaciones Motunui en Nueva Zelanda. Tenemos contratos de gas natural con una serie de proveedores de gas que nos
permitirá seguir operando la planta de 0.850.000 de toneladas por año de Motunui hasta el año 2012. También tenemos capacidad
ociosa adicional de 1,38 millones de toneladas por año en Nueva Zelanda, incluyendo una segunda planta de 0.850.000 toneladas al
año de Motunui y una planta de 0.530.000 toneladas al año en nuestro sitio cercano en Waitara Valle. Estas instalaciones proporcionan
el potencial para aumentar la producción en Nueva Zelanda en función de la dinámica de la oferta y la demanda y la disponibilidad de
materia prima del gas natural a precio económico.

Creemos que ha habido una mejora continua en las perspectivas de suministro de gas natural en Nueva Zelanda y nos hemos
focalizado en tener acceso a la oferta adicional de gas natural para aumentar la producción en Nueva Zelanda. Nosotros continuamos

16

buscando oportunidades para obtener gas natural a un precio económico con los proveedores en Nueva Zelanda para apoyar el reinicio
de una segunda planta. Estamos también buscando oportunidades de exploración y desarrollo de gas natural en el área cercana a
nuestras plantas con el objetivo de obtener un suministro a precios competitivos a largo plazo. Durante 2010, entramos en un acuerdo
con Kea Exploración (Ceos), una compañía de desarrollo y exploración de petróleo y gas, para explorar áreas de la cuenca de Taranaki
en Nueva Zelanda que están cerca de nuestras plantas. Según el acuerdo, el financiamiento será compartido al 50% por ambas partes,
y tendremos derecho a todas las entregas de gas natural de nuestra participación a un precio que es competitivo para nuestras otros
plantas en Trinidad, Chile y Egipto. Durante 2010, gastamos aproximadamente $10 millones en actividades de exploración con Kea.
Según el acuerdo, no hay compromisos de inversión mínima y las contribuciones futuras serán acordadas por las partes en forma
permanente.

Egipto

La nueva planta de metanol de 1,260,000 toneladas al año en Egipto se encuentra en la fase de puesta en marcha y produjo el primer
metanol en enero de 2011. La puesta en marcha coincidió con las protestas generalizadas contra el gobierno y los disturbios civiles en
Egipto. Por la seguridad y la tranquilidad de nuestros empleados, tomamos la decisión de cerrar temporalmente la oficina de El Cairo
y restringir las actividades de puesta en marcha de la planta de Damietta, Egipto. Cuando las condiciones se estabilizaron, volvimos a
abrir nuestra oficina en El Cairo y la planta de Damietta reanudó sus operaciones para continuar con el proceso de puesta en marcha.

Tenemos una participación del 60% en la planta y tenemos los derechos de comercialización para el 100% de la producción. Esta
planta está sustentada por contratos de compra de gas natural take-or-pay, donde el precio del gas varía con los precios del metanol.
Creemos que esta planta de metanol mejorará aún más nuestra estructura de costos y nuestra posición en el mercado y está bien
situada para abastecer el mercado Europeo.

Medicine Hat

En septiembre de 2010, se tomó la decisión de reiniciar la planta ociosa de 0.470.000 toneladas año en Medicine Hat, Alberta, Canadá.
En apoyo de la reanudación, hemos iniciado un programa de compra de gas natural en el mercado del gas de Alberta, y para finales de
2010 se había contratado un volumen suficiente de gas natural para satisfacer aproximadamente el 80% de nuestras necesidades
operando a la capacidad instalada para el período comprendido entre el inicio y octubre de 2012. Estamos a punto de completar el
reinicio de este proyecto con una producción prevista para comenzar en el segundo trimestre de 2011.

RESULTADOS OPERACIONALES

($ MILLONES) 200 2009

Estado de resultados consolidado:
Ventas $ 1,9967 $ 1,198
Costo de ventas y gastos operacionales (1,700) (1,056)
EBITDA ajustado * 267 142
Utilidad en la venta de activos de Kitimat 22 –
Depreciación y amortización (131) (118)
Resultado operacional” 158 24
Gastos financieros (24) (27)
Intereses y otros ingresos 2 =-
Impuesto a la renta recuperación (gasto) (34) 4
Resultado neto $ 102 $ 1

1 Estos ítems son mediciones que no están de acuerdo a GAAPs y que no tienen un significado estandarizado de acuerdo a principios de contabilidad
generalmente aceptado en Canadá (GAAP) y por lo tanto, no son comparables con mediciones similares presentadas por otras empresas. Refiérase
a las Mediciones Complementarias que no están de acuerdo a GAAP de la página 45 para una descripción de cada medición no GAAP y una
conciliación con la medición GAAP más comparable.

Para el año 31 de diciembre de 2010, registramos un EBITDA ajustado de $267 millones y una utilidad neta de $102 millones (1,09
dólares por acción en base diluida) y resultado neto de $80 millones ($0,85 por acción en base diluida) una ganancia antes y después
de impuestos de $22 millones en relación con la venta de terreno y las instalaciones del terminal de Kitimat, Canadá. Esto se compara
con un EBITDA ajustado de $142 millones y un ingreso neto de $1 millón ($ 0,01 por acción en base diluida) para el año terminado el
31 de diciembre 2009.

La siguiente discusión en las páginas 16-20 proporciona una descripción de los cambios en ingresos, EBITDA ajustado, depreciación
y amortización, gastos financieros, intereses y otros ingresos, e impuestos para 2010 en comparación con 2009.

17

Ventas

Existen muchos factores que afectan nuestros niveles de ingresos por ventas mundiales y regionales. El negocio del metanol es un
producto básico mundial que se ve afectado por los fundamentos de la oferta y la demanda. Debido a la diversidad de los productos
finales en los que se usa el metanol, la demanda de metanol depende en gran medida de los niveles de la producción industrial, el
costo de la energía y los cambios en las condiciones económicas generales, las que pueden variar en los mercados internacionales más
importantes de metanol.

Methanex Average Realized Price 2009 – 2010

400

2 300 –

c

2

3

L 20
100

2009 2010

Los ingresos por ventas para 2010 fueron de $2,0 mil millones, comparado con $1,2 mil millones en 2009. El aumento en las ventas
fue principalmente debido a precios del metanol más altos en 2010, comparado con el 2009.

Al comenzar el 2010, la demanda mundial de metanol, se había recuperado a los niveles previos a la recesión. Durante 2010, la
demanda mundial de metanol fue de 45 millones de toneladas, un aumento del 13% con respecto 2009. Esto se debió principalmente
al crecimiento de la demanda de los derivados tradicionales y otros relacionados con la energía en Asia (especialmente China).
También hubo aumentos en la demanda de los derivados del metanol tradicionales en otras regiones, incluyendo Europa, América
Latina y América del Norte. En previsión de la puesta en marcha de la planta de metanol en Egipto, hicimos crecer nuestro volumen
de ventas totales en aproximadamente un 16%, desde 5.95 millones de toneladas en 2009 a 6,93 millones toneladas en 2010, y esto
aumento nuestros ingresos por ventas en aproximadamente $0,2 mil millones.

Las condiciones de la industria del metanol se balancearon apretadamente en 2010, sustentado por un fuerte crecimiento de la
demanda mundial y las restricciones de suministro. Mientras que tres nuevas plantas de escala mundial (en Brunei, Omán y
Venezuela) con una capacidad combinada total de 2,8 millones de toneladas al año comenzaron operaciones en 2010, también hubo
algunos cierres de capacidad de alto costo y un número de cortes planificados y no planificados a través de la industria. Estos factores,
combinados con el continuo entorno de precios más altos de la energía, conllevaron a condiciones de mercado apretadas y un entorno
de precios del metanol fuerte a lo largo de 2010. Nuestro precio promedio realizado en 2010 fue de $306 por tonelada, comparado con
$225 por tonelada en 2009, y esto aumento nuestras ventas en aproximadamente $0,6 mil millones.

La industria del metanol es altamente competitiva y los precios se ven afectados por los fundamentos de la oferta y la demanda.
Nosotros publicamos los precios de referencia sin descuentos para cada mercado de metanol importante y ofrecemos descuentos a
otros clientes sobre la base de varios factores. Nuestro precio de referencia promedio sin descuentos publicado para el año 2010 fue
$356 por tonelada, comparado con $252 por tonelada en 2009. Nuestro precio realizado venta promedio fue de aproximadamente 14%
y 11% más bajo que el precio promedio de referencia sin descuento publicado en 2010 y 2009, respectivamente.

Hemos entrado en contratos a largo plazo para una parte de nuestro volumen de producción con ciertos clientes internacionales, donde
los precios son fijos o vinculados a los costos más un margen. Las ventas bajo estos contratos representan aproximadamente el 8% de
nuestros volúmenes de ventas totales en 2010 en comparación con el 19% de nuestros volúmenes de ventas totales en 2009. La
diferencia entre el precio promedio de referencia promedio sin descuentos y nuestro precio promedio realizado se espera que
disminuya durante los períodos de precios más bajos.

18

Distribución de Ingresos por Ventas
La distribución de los ingresos para el 2010 y 2009 fue la siguiente:

($ MILLONES, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) 200 2009
Canadá $ 142 7% $ 106 9%
Estados Unidos 470 24% 355 30%
Europa 454 23% 198 17%
China 351 18% 195 16%
Corea 216 11% 136 11%
Otros Asia 127 6% 83 7%
América Latina 207 11% 125 10%

s 1,967 100% $ 1,198 100%

Los principales cambios en la distribución de nuestros ingresos en 2010 respecto a 2009 fue un aumento en la proporción de los
ingresos obtenidos en Europa y Asia y una disminución en la proporción de los ingresos obtenidos en América del Norte. Esto se debe
principalmente al crecimiento de los volúmenes de ventas en Europa y China, con volúmenes de ventas que se mantuvieron
relativamente planos en América del Norte en 2010 en comparación con 2009. Los ingresos en Europa aumentaron como proporción
de los ingresos totales en 2010 en comparación con 2009 en un 6%, principalmente como resultado de nuestra iniciativa de aumentar
las ventas en esa región en antelación a la puesta en marcha de la planta de metanol de 1,26 millones de tonelada al año en Egipto.
También creció el volumen de ventas en China, lo que resulta en un aumento del 2% en la proporción de los ingresos totales obtenidos
en China en 2010 en comparación con 2009. China sigue desempeñando un papel importante en la industria del metanol como un
importante productor y consumidor. Una parte clave de nuestra estrategia de liderazgo global es aumentar nuestra presencia en China
y en la región Asia-Pacífico.

EBITDA Ajustado

Nosotros revisamos los resultados de operaciones mediante el análisis de los componentes de nuestro EBITDA Ajustado. Además del
metanol que producimos en nuestras plantas, también compramos y revendemos el metanol producido por otros y vendemos metanol
sobre una base de comisiones. Analizamos los resultados de todas las ventas de metanol en conjunto. Los impulsores principales de
cambio en nuestro EBITDA Ajustado son el precio promedio realizado, el volumen de ventas y costos base caja (consulte la sección
Cómo Analizamos Nuestra Negocio en la página 12 para más información).

En el 2010 el EBITDA Ajustado fue de $267 millones comparado con $142 millones en 2009. El aumento en el EBITDA Ajustado de
$125 millones fue el resultado de:

($ MILLONES) 2010 VS. 2009
Precio promedio realizado $ 520
Volumen de ventas 62
Total costos base caja! (457)
Aumento en EBITDA Ajustado $ 125

1 Incluye costos base caja respecto al metanol producido en nuestras plantas y metanol comprado a terceros, como asimismo gastos de
ventas, administrativos y generales consolidados y los costos de almacenaje y transporte fijos.

Precio Promedio Realizado

Nuestro precio promedio realizado para el año terminado al 31 de Diciembre 2010 fue $306 por tonelada comparado con $225 por
tonelada en 2009, y esto aumentó nuestras ventas en $520 millones (refiérase a la sección de Ingresos en la página 16 para mayor
información).

Volumen de Ventas

Los volúmenes totales de ventas de metanol, excluyendo los volúmenes de ventas en comisión, para el año terminado el 31 de
diciembre 2010 fueron 1.11 millones de toneladas más altos que en 2009, que resulto en un mayor EBITDA ajustado de $62 millones.

Total Costos base Caja

El principal impulsor de los cambios en los costos totales de efectivo son los cambios en el costo del metanol que producimos en
nuestras instalaciones y los cambios en el costo de metanol comprado de terceros. Nuestras plantas de producción se sustentan en
acuerdos de compra de gas natural con las condiciones de precios que incluyen un componente base y uno variable. Nosotros
complementamos nuestra producción con metanol producido por terceros a través de contratos de compras libres de metanol y
compras en el mercado spot para cubrir las necesidades del cliente y apoyar nuestros esfuerzos de comercialización en los mercados
mundiales. Hemos adoptado el método de inventarios primero en entrar, primero en salir, y por lo general toma entre 30 y 60 días para
vender el metanol que producimos o compramos. En consecuencia, los cambios en el EBITDA ajustado como resultado de cambios en

19

los costos del gas natural y metanol comprado dependerán de los cambios en los precios del metanol y el calendario de flujos de los
inventarios.

Los costos base caja del metanol producido y comprado fueron mayores en $457 millones en 2010 en comparación con 2009. Los
principales cambios en costos base caja fueron los siguientes:

($ MILIONES) 2010 VS. 2009
Costos de gas natural en ventas de metanol producido $ 98
Costos metanol comprado 223
Proporción de metanol comprado en las ventas 90
Compensación en base a acciones 19
Otros, neto 27
Aumento en total costos base caja $ 457

Costos de gas natural en ventas de metanol producido

El gas natural es la materia prima principal en nuestras plantas de producción de metanol y es el componente más importante de
nuestra estructura de costos. Los contratos de suministro de gas natural para nuestras plantas de producción en Chile, Trinidad y
Nueva Zelanda incluyen los componentes del precio base y variable para reducir nuestra exposición al riesgo de precios de productos
básicos. El componente de precio variable de cada contrato de gas se ajusta con una fórmula relacionada con los precios del metanol
por encima de un cierto nivel. Creemos que esta relación de precios les permite a estas plantas ser competitivas en todo el ciclo de
precios del metanol. Los precios promedios del metanol más altos en 2010 incrementaron los costos de gas natural por tonelada para el
metanol producido y esto aumentó el costo base caja en aproximadamente $98 millones en comparación con 2009. Para obtener
información adicional acerca de nuestros acuerdos de gas natural, consulte la sección del Resumen de las Obligaciones Contractuales
y Compromisos Comerciales en la página 24.

Costos metanol comprado

Un elemento clave de nuestra estrategia corporativa es el liderazgo mundial, y como tal hemos construido una posición de liderazgo
en cada uno de los principales mercados mundiales, donde se vende el metanol. Nosotros complementamos nuestra producción con
metanol comprado por medio de contratos de toma libre de metanol y en el mercado spot para cubrir las necesidades del cliente y
apoyar nuestros esfuerzos de comercialización en los mercados mundiales. En la estructuración de los acuerdos de toma libre,
buscamos oportunidades que ofrezcan sinergias con nuestra cadena de suministro existente y posición en el mercado. Nuestra fuerte
cadena de suministro global nos permite aprovechar las oportunidades únicas para agregar valor a través de los ahorros de costos de
logística y comprar metanol en la región de más bajo costo. El costo de metanol comprado consiste principalmente en el costo del
propio metanol, que está directamente relacionado con el precio del metanol en el momento de la compra. Los precios promedios más
altos de metanol en el 2010 aumentó el costo de metanol comprado por tonelada y esto aumentó el costo base caja en
aproximadamente $223 millones en comparación con 2009.

Proporción de metanol comprado en las ventas

El costo de metanol comprado está directamente vinculado al precio de venta del metanol al momento de la compra y el costo del
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 año 31 de diciembre de 2010 fue más alta en comparación con 2009 y esto aumento los
costos base caja en $89 millones. El aumento en la proporción de las ventas de metanol comprado en 2010 en comparación con 2009
se debió principalmente al aumento en los volúmenes de ventas en antelación a la puesta en marcha de la planta de metanol de Egipto.
Cuando las plantas de Egipto y Medicine Hat comiencen producción en 2011, se espera que la proporción de metanol comprado
disminuya.

Compensación basada en acciones

Otorgamos premios basados en acciones como un elemento de compensación. Los premios basados en acciones concedidos incluyen
las opciones sobre acciones, derechos sobre revalorización de acciones o derechos sobre revalorización de acciones tándem, unidades
de acciones diferidas, unidades de acciones restringidas y unidades de acciones de rendimiento.

Para las opciones sobre acciones, el costo se mide sobre la base de una estimación del valor justo en la fecha de concesión y este valor
justo de la fecha de concesión es reconocida como gasto de compensación durante el período de los servicios relacionados. En
consecuencia, los gastos de compensación basada en acciones asociadas a opciones sobre acciones no varían significativamente de un
período a otro. A partir de 2010, otorgamos derechos sobre revalorización de acciones (SAR) y derechos sobre la revalorización de
acciones tándem (TSARs) para reemplazar las concesiones de opciones sobre acciones como resultado de nuestra iniciativa para
reducir la dilución para los accionistas. SARs y TSARs son unidades que otorgan a su tenedor el derecho a recibir un pago en efectivo

20

al ejercer por la diferencia entre el precio de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y el precio de ejercicio, que se
determina a la fecha de la concesión. Los SARs y TSARs se miden en función al valor intrínseco, que se define como la cantidad por
la cual el valor de mercado de las acciones ordinarias excede el precio de ejercicio.

Las unidades de acciones diferidas, restringidas y de rendimiento son las subvenciones de acciones comunes nocionales que se pueden
canjear por efectivo en el momento de su devengamiento en base al valor de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y no
son dilutivas para los accionistas. Las unidades de acciones de rendimiento tienen una característica adicional en donde el número
máximo de unidades que se devengan será determinado por el retorno total de los accionistas de la Compañía en relación a un objetivo
predeterminado durante el período de devengo. El número de unidades que en última instancia se devengarán, será en el rango de 50%
a 120% de la concesión original. Para las unidades de acciones diferidas, restringidas y por desempeño, el valor justo es medido
inicialmente a la fecha de la concesión y, posteriormente, se remide en función del valor de mercado de las acciones ordinarias.

Para todos los premios basados en acciones, con la excepción de las opciones sobre 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 servicio relacionado para la proporción del servicio que ha sido prestado en cada fecha de presentación. 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.

Los gastos de compensación basada en acciones para el año terminado el 31 de diciembre 2010 fueron de $31 millones en
comparación con $12 millones para 2009. El aumento de la compensación basada en acciones de $19 millones durante el 2010 se
debió principalmente al impacto del aumento en el precio de las acciones durante el año de $19,49 por acción a $30,40 por acción.
Esto dio lugar a un cargo más alto de aproximadamente $13 millones por un aumento en el valor justo de las unidades de acciones
diferidas, restringidas y por desempeño y un mayor cargo de aproximadamente $3 millones en relación con el valor de la SARs y
TSARs. Además, el aumento en el precio de la acción resultó en un cargo más alto de aproximadamente $3 millones debido a un
aumento en el número estimado de unidades de acciones que finalmente se devengarán.

Otros, neto

Nuestra inversión en la distribución global y la infraestructura de suministro incluye una flota especial de buques oceánicos.
Utilizamos estos buques para aumentar el valor para los clientes, proporcionando un suministro confiable y seguro y para optimizar
los costos de la cadena de suministro global. Debido a la reducción significativa de los niveles de producción en Chile desde mediados
de 2007, hemos tenido exceso de capacidad de transporte marítimo que está sujeto a los costos fijos de tiempo chárter. Hemos tenido
éxito en la mitigación de algunos de estos costos mediante la celebración de sub-charters y acuerdos de retorno con terceros. Sin
embargo, el exceso de capacidad en el mercado petrolero mundial durante los últimos dos años ha hecho más difícil mitigar estos
costos. Para el año terminado el 31 de diciembre 2010 en comparación con 2009, los flete marítimos y otros costos de logística fueron
superiores en $16 millones principalmente como resultado de una menor recuperación de los gastos de retorno y mayores costos de
combustible.

Los gastos de venta, generales y administrativos aumentaron en $11 millones en 2010 en comparación con 2009, como resultado de
mayores costos asociados con la capacitación de los empleados, viajes y otras iniciativas junto con el impacto negativo del
debilitamiento del dólar de EE.UU. en 2010, sobre costos incurridos en otras monedas. Los gastos de venta, generales y
administrativos volvieron a niveles más normales en 2010 tras aplazamientos y reducciones de gasto en 2009 como resultado de la
recesión económica.

Depreciación y Amortización

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 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 a fines 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 13 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.

Gastos Financieros

($ MILLONES) 2010 2009
Gastos financieros antes de intereses capitalizados s 62 $ 60
Menos intereses capitalizados relacionados con la planta de Egipto en construcción (38) (33)
Gastos financieros $ 24 $ 27

21

Los gastos financieros antes de intereses capitalizados en el año 2010 fueron $62 millones en comparación con $60 millones en 2009.
Los gastos financieros antes de intereses capitalizados fueron mayores en 2010 principalmente como resultado de mayores saldos de
deuda relacionada con nuestro proyecto de metanol en Egipto. Tenemos líneas de créditos con garantías limitada de $530 millones
para esta planta de metanol de 1,26 millones tonelada al año que estamos desarrollando con socios. Los intereses relacionados con el
proyecto se capitalizan.

Intereses y Otros Ingresos
Los intereses y otros ingresos para el año terminado el 31 de diciembre 2010 fueron de $2 millones, comparado con cero para 2009. El
aumento de los intereses y otros ingresos durante el año 2010 en comparación con 2009 se debió principalmente al impacto de los
cambios en los tipos de cambio.

Impuesto a la Renta

Registramos un gasto de impuesto a la renta de $34 millones para el año terminado el 31 de diciembre 2010 en comparación con una
recuperación de impuesto a la renta de $4 millones para 2009. La tasa efectiva de impuestos para el año terminado el 31 de diciembre
2010 fue de aproximadamente 25%. Entre los ingresos antes de impuestos para el año 2010 se incluye una ganancia antes y después
de $22,2 millones en la venta de nuestros terrenos y activos del terminal en Kitimat, Canadá. Excluyendo este ítem, la tasa efectiva de
impuestos para el año 2010 fue de aproximadamente 30%.

La tasa de impuesto estatutario en Chile y Trinidad, en donde ganamos una proporción sustancial de nuestras utilidades antes de
impuesto, es de 35%. Nuestra planta Atlas en Trinidad tiene una exención parcial de impuesto a la renta corporativo hasta el año 2014.
En Chile, la tasa de impuesto consiste en un impuesto de primera categoría que se paga cuando se devengan las utilidades y un
impuesto de segunda categoría que se paga cuando las utilidades se distribuyen desde Chile. El impuesto de segunda categoría
inicialmente se registra como gasto de impuesto a la renta diferido y posteriormente se reclasifica a gasto corriente de impuesto a la
renta cuando las ganancias se distribuyen. Por consiguiente, el índice gasto de impuesto a la renta del año / gasto total de impuesto a la
renta depende en gran medida del nivel de retiros de efectivo distribuido desde Chile

Para mayor información con respecto a impuestos a la renta, refiérase a la nota 13 de nuestros estados financieros consolidados del
2010.

22

LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

($ MILLONES) – 2010 2009
Flujo de Caja de Actividades Operacionales:

Flujo de caja en actividades operacionales 1 s 252 $ 128
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (99) (18)
153 110

Flujo de Caja Actividades de Inversión:
Activo fijo (58) (61)
Planta Egipto en construcción (86) (262)
Petróleo y gas (24) (23)
Geopark- financiamiento, neto 20 (9)
Ingresos por venta de activos 32 –
Otros, neto (1) 3
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos (2) (28)
(119) (880)

Flujo de Caja Actividades Financieras:
Pago de dividendos (57) (57)
Recursos deuda con garantías limitadas 68 151
Contribuciones de capital interés minoritario 23 45
Pago de deuda con garantías limitadas (31) (15)
Liquidación contratos swap tasa de interés (16) (6)
Recursos en emision de opciones de acciones 9 –
Otros, neto (6) (6)
(10) 112
Aumento (disminución) de efectivo y efectivo equivalente 24 (158)
Efectivo y efectivo equivalente, fin de año $ 19 $ 170

1 Antes de cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo.

Aspectos destacados Flujo de Caja

Flujo de Caja de Actividades Operacionales

Los flujos de efectivo de actividades operativas para el año terminado al 31 de diciembre de 2010, fueron $153 millones en
comparación con $110 millones para 2009. El cambio en los flujos de efectivo de actividades operacionales se explica por los cambios
en el EBITDA Ajustado después de excluir los gastos no monetarios, tales como gastos de compensación basada en acciones y otras
partidas (neto cualquier de pago en efectivo), y los cambios en los gastos por intereses, intereses y otros ingresos, impuestos corrientes
y Capital de trabajo no monetario. El siguiente cuadro muestra un resumen de estos elementos para 2010 y 2009.

($ MILLONES) – 2009
EBITDA Ajustado $ 267 $ 142
Gasto por compensación basado en acciones 31 12
Otros pagos no en efectivo (neto de pagos de efectivo) 2 (4)
Gasto por interés (24) (27)
Interés y otros ingresos 3 –
Impuestos corrientes (27) 6
252 129

Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de fondos:
Cuentas por cobrar (62) (43)
Inventarios (55) 5
Gastos anticipados (3) (7)
Cuentas por pagar y provisiones 21 26
(99) (19)
Flujo de Caja de Actividades Operacionales s 153 $ 110

23

Flujos de efectivo de las actividades operacionales antes de cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo para el año
terminado al 31 de diciembre de 2010, fueron $252 millones en comparación con $129 millones para 2009. El EBITDA Ajustado fue
mayor en $125 millones para el año terminado el 31 de diciembre 2010 en comparación con 2009 y este fue el principal impulsor del
aumento de los flujos de efectivo de las operaciones antes de cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (vea la sección
EBITDA ajustado en la página 17 para una discusión de los cambios en el EBITDA Ajustado). Los gastos de compensación basado en
acciones sin movimiento de efectivo incluidos en el EBITDA Ajustado para el año 31 de diciembre de 2010 fue más alto en
comparación con 2009 en $19 millones, debido principalmente al impacto del aumento de precio de nuestras acciones durante el año
2010 (vea la sección Compensación basada en acciones en la página 18 para más información). Los flujos de efectivo de actividades
operacionales fueron inferiores en $33 millones para el año terminado el 31 de diciembre 2010 en comparación con 2009 debido al
aumento de los impuestos corrientes, como resultado de mayores niveles de ingresos en 2010.

Para el año terminado el 31 de diciembre 2010, el capital de trabajo sin movimiento de efectivo aumentó $99 millones, resultando en
una disminución en los flujos de efectivo de actividades operacionales. Los principales cambios en el capital de trabajo sin
movimiento de efectivo para el año 2010 fueron aumentos en cuentas por cobrar e inventarios de $62 millones y $55 millones,
respectivamente, compensado por un aumento en las cuentas por pagar y provisiones de $21 millones. El aumento en las cuentas por
cobrar se debió principalmente al impacto de los precios más altos del metanol y volúmenes de ventas más altos en cuentas por cobrar
al 31 de diciembre 2010 en comparación con diciembre 31, 2009. El aumento en los inventarios también fue principalmente debido al
impacto de los precios más altos de metanol en inventario final tanto de metanol producido y comprado, así como mayores volúmenes
de saldos del inventario al 31 de diciembre 2010 en comparación con diciembre 31, 2009. Durante 2010, el volumen total de ventas
creció en aproximadamente un 16% de 5.95 millones de toneladas en 2009 a 6.93 millones de toneladas en 2010, y como resultado,
tenemos un mayor volumen de cuentas por cobrar y mayor inventario al 31 de diciembre 2010 en comparación con el 31 de diciembre
De 2009 para apoyar a estas ventas. El aumento de las cuentas por pagar y provisiones al 31 de diciembre 2010 en comparación con el
31 de diciembre 2009 se debió principalmente al impacto de los precios más altos de metanol en cuentas por pagar de gas natural y el
Calendario de otros pagos.

Flujo de Caja Actividades de Inversión

En 2010, nuestras prioridades para la asignación de capital fueron el financiamiento para terminar el proyecto de metanol en Egipto, el
apoyo de desarrollo de gas natural en Chile y la inversión para mantener la confiabilidad de las plantas existentes.

Durante 2010, las adiciones de activo fijo, que incluyen mantención mayor, catalizador y otros gastos de capital, fueron de $58
millones. Esto incluye aproximadamente $12 millones asociados con las actividades de mantenimiento mayor en nuestras
instalaciones de Trinidad con el resto de los gastos de capital de aproximadamente $27 millones correspondientes principalmente a los
costos de mantenimiento en nuestras plantas en Chile y Nueva Zelanda. En 2010, aproximadamente $10 millones se incurrieron
también en la reanudación de nuestra planta Medicine Hat, Alberta. Incluido en las adiciones de activo fijo para el 2010 hay $9
millones para la adquisición de un buque de alta mar que adquirimos a través de una participación del 50% en un joint venture.

Durante 2010, el total de gastos de capital fueron de $86 millones para el desarrollo y la construcción de la planta de metanol de 1,26
millones de toneladas al año en Egipto.

Tenemos un acuerdo con ENAP para invertir en exploración y desarrollo de gas natural en el bloque de exploración Dorado Riquelme
en el sur de Chile. Según el acuerdo, financiamos un 50% de participación en el bloque y recibiremos el 100% del gas natural
producido en el bloque. En 2010, contribuimos $24 millones y al 31 de diciembre de 2010, hemos hecho contribuciones totales de
aproximadamente $86 millones.

También tenemos acuerdos con GeoPark bajo los cuales hemos proporcionado $57 millones en financiamiento para apoyar y acelerar
las actividades de exploración y de desarrollo de gas natural de GeoPark en el sur de Chile. Durante 2010, GeoPark ha pagado
aproximadamente $20 millones de este financiamiento, de los cuales $15 millones fue financiado a través de fondos de un
financiamiento de la deuda, totalizando pagos acumulados de $32 millones al 31 de diciembre de 2010. No tenemos ninguna otra
obligación de proporcionar financiamiento a GeoPark.

Durante 2010, vendimos nuestros terrenos y las instalaciones de terminales del sitio de Kitimat, Canadá y recibimos ingresos de

esta venta de $32 millones.

Estamos buscando oportunidades de exploración y desarrollo de gas natural en Nueva Zelanda. Durante 2010, entramos en un acuerdo
con Kea para explorar las áreas de la cuenca de Taranaki en Nueva Zelanda cerca de nuestras plantas. Según el acuerdo, el
financiamiento será compartido al 50% por ambas partes, y tendremos derecho a todas las entregas de gas natural de nuestra
participación a un precio que es competitivo para nuestras plantas en Trinidad, Chile y Egipto. Durante 2010, gastamos
aproximadamente $10 millones en actividades de exploración con Kea.

Durante 2010, vendimos nuestra participación del 20% de Xinneng (Zhangjiagang) Energy Co. Ltd, una compañía que posee una
planta de producción de DME en China, por aproximadamente $10 millones al Grupo de ENN sin ganancia o pérdida en la venta.
Según el acuerdo, seguiremos suministrando todos los requerimientos de metanol para la planta de DME en virtud de un acuerdo de
suministro exclusivo.

24

Flujo de Caja Actividades Financieras

Durante 2010, hemos pagado nuestro dividendo trimestral regular de $0.155 por acción y los pagos totales de dividendo ascienden a
$57 millones, la misma cantidad que en 2009.

Somos propietarios del 60% de la planta de metanol de 1,26 millones de toneladas por año en Egipto y contabilizamos esta inversión
mediante el método de consolidación, lo que resulta en incluir el 100% de los activos y pasivos en nuestros estados financieros con
interés de los otros inversionistas en el proyecto presentados como “interés minoritario”. Tenemos créditos de garantía limitada por un
total de $530 millones para la planta de metanol en Egipto. Durante 2010, un total de $58 millones de esta deuda con recurso limitado
fue girado para las actividades de construcción y un total de $23 millones fue financiado con aportes de capital de nuestros socios en
el proyecto. Al 31 de diciembre de 2010, el monto total de $530 millones ha sido girado bajo este acuerdo. Los fondos restantes de la
deuda con recurso limitado de $10 millones se refieren a un préstamo obtenido para la adquisición de un buque de alta mar durante el
año 2010.

Hemos pagado $15 millones en capital de la deuda sin garantías limitadas de Atlas y otras en cada año de 2010 y 2009. El 30 de
septiembre de 2010, también hicimos el primer pago de la deuda principal de $16 millones del crédito sin garantías limitadas de
Egipto.

La deuda sin garantías limitadas de Egipto devengará intereses a la tasa LIBOR más un margen. Hemos entrado en contratos de swap
de tasas de interés para swap los pagos de interés base-LIBOR por una tasa promedio total de interés fijo del 4,8%, más un margen
sobre aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitadas de Egipto para el período 31 de marzo de 2015 (consulte la
sección de Instrumentos Financieros en la página 26 para más información). Las liquidaciones de caja asociadas con estos contratos
swap de tasa de interés durante 2010 y 2009 fueron de aproximadamente $16 millones y $6 millones, respectivamente.

Durante 2010, recibimos recursos por $9 millones en la emisión de 0,5 millones de acciones comunes al ejercer opciones de acciones.

Liquidez y Capitalización

Mantenemos políticas financieras conservadoras y nos enfocamos en mantener nuestra solidez y flexibilidad financiera a través de una
gestión financiera prudente. Nuestros objetivos al administrar nuestra liquidez y capital son para proporcionar flexibilidad y capacidad
financiera para cumplir con nuestros objetivos estratégicos, proporcionar una rentabilidad adecuada a los accionistas de acuerdo con el
nivel de riesgo, y devolver superávit de efectivo por medio de una combinación de dividendos y recompras acciones

El siguiente cuadro proporciona información sobre nuestra posición de liquidez y capitalización al 31 de diciembre de 2010 y 31 de
diciembre de 2009, respectivamente:

($ MILLONES, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) – O 2009
Liquidez:

Efectivo y efectivo equivalente $ 194 $ 170

Línea no girada con garantías limitadas- Egipto – 58

Líneas de crédito no utilizadas 200 200
Total liquidez $ 394 $ 428
Capitalización:

Pagarés no garantizados $ 348 $ 347

Endeudamiento con garantías limitadas, incluyendo porción corto plazo 599 567
Deuda total 947 914
Interés minoritario 146 133
Patrimonio 1,277 1,236
Capitalización total s 2,370 $ 2,283
Total deuda a capital 40% 40%
Deuda neta a capital? 35% 35%

1 Definida como deuda total dividida por la capitalización total.
2 Definida como deuda total menos efectivo y efectivo equivalente, divido por la capitalización total menos el efectivo y efectivo equivalente

Nosotros administramos nuestra liquidez y estructura de capital y hacemos ajustes a la luz de cambios en las condiciones económicas,
los riesgos inherentes a nuestras operaciones y los requerimientos de capital para mantener y hacer crecer nuestro negocio. Las
estrategias que empleamos incluyen la emisión o el pago de pasivos corporativos generales, la emisión de deuda para proyecto, el
pago de dividendos y la recompra de acciones.

25

Nosotros no estamos sujetos a ningún tipo de requerimiento de capital y no tenemos compromisos de vender o emitir acciones
ordinarias, excepto en virtud de las opciones de acciones vigentes de los empleados

Operamos en una industria altamente competitiva y creemos que es conveniente mantener un balance general conservador y mantener
flexibilidad financiera. Al 31 de Diciembre 2010 tenemos un sólido balance general con un saldo de efectivo de $194 millones y
contamos con un crédito no girado de $200 millones y no tenemos requerimientos de refinanciamiento hasta mediados del 2012.
Nosotros solo invertimos en instrumentos altamente clasificados que tienen vencimientos de hasta tres meses para asegurar el
mantenimiento del capital y liquidez apropiada

Al 31 de diciembre de 2010, nuestra deuda a largo plazo incluye $350 millones en documentos no garantizados ($200 millones que
vencen en 2012 y $150 millones que vencen en 2015), $514 millones relacionado con la deuda con garantías limitadas de Egipto y
$81 millones relacionados con nuestra deuda con garantías limitadas de Atlas.

Tenemos provisiones de ciertas clausulas de incumplimiento y mora en nuestras obligaciones de deuda a largo plazo, incluyendo
ciertas condiciones de la deuda con garantías limitadas de Egipto asociada con la finalización de la construcción de la planta y la
puesta en marcha. También tenemos cláusulas que podrían restringir el acceso créditos aprobados. Para obtener información adicional
con respecto a la deuda a largo plazo, vea la nota 8 de nuestros estados financieros consolidados.

Nuestros gastos previstos de mantenimiento del capital dirigida a reparaciones mayores, rotaciones y cambios de catalizador para las
operaciones en curso se estiman aproximadamente en $80 millones para el período y hasta el final de 2012.

El costo de capital estimado para reiniciar la planta de Medicine Hat es de aproximadamente $40 millones, de los cuales $10 millones
fueron incurridos en 2010 y los restantes $30 millones se espera que se incurran en el primer semestre de 2011.

Como se mencionó anteriormente, estamos focalizado en lograr mayor acceso a gas natural para aumentar la producción en nuestros
plantas existentes en Chile y Nueva Zelanda. Estamos trabajando con ENAP en el bloque Dorado Riquelme en el sur de Chile y con
Kea, en la cuenca de Taranaki en Nueva Zelanda. Para 2011, esperamos que nuestra participación en el total de las contribuciones para
la exploración y el desarrollo de petróleo y gas en Chile y Nueva Zelanda sea de aproximadamente $ 60-70 millones.

Creemos que estamos bien posicionados para cumplir con nuestros compromisos financieros y continuar invirtiendo para hacer crecer
nuestro negocio.

Resumen de Obligaciones Contractuales y Compromisos Comerciales
A continuación se muestra un resumen de los montos y fechas estimados de los flujos de caja relacionados con las obligaciones
contractuales y compromisos comerciales al 31 de diciembre 2010:

($ MILLONES) 2011 2012-2013 2014-2015 AFTER 2015| TOTAL
Pagos de deuda a largo plazo $ 50 309 254 352| $ 965
Obligaciones por intereses deuda a largo plazo 57 81 48 54 240
Pagos de otras obligaciones a largo plazo 21 34 4 46 105
Gas natural y otros 237 390 262 1,424 2,313
Obligaciones leasing operativo 142 241 162 409 954

$ 507 1,055 730 2,285| $ 4,577

Esta tabla no incluye costos de gastos de mantención de capital planificados, costos por contratos de compras de consumo libre de
metanol u otras obligaciones con vencimientos originales de menos de un año. Tenemos contratos de suministro gas natural de
Argentina con proveedores argentinos por una parte significativa de la capacidad de nuestras plantas en Chile. Estos contratos tienen
fechas de vencimiento entre 2017 y 2025 y representan un compromiso futuro potencial de aproximadamente $1 mil millones al 31 de
diciembre de 2010. Hemos excluido estas obligaciones de compra potenciales de la tabla anterior. Desde junio de 2007, nuestros
proveedores de gas natural de Argentina han cortado todo el suministro de gas a nuestras plantas en Chile, en respuesta a diversas
acciones del Gobierno argentino, incluyendo la imposición de un gran aumento en los impuestos sobre las exportaciones de gas
natural. En las circunstancias actuales, no esperamos recibir más suministro de gas natural de Argentina.

Pagos de Deudas a Largo Plazo y Obligaciones de Intereses

Tenemos $200 millones de pagarés no garantizados que vencen en el año 2012 y $150 millones de pagarés no garantizados que
vencen en el año 2015. El resto de los pagos por deuda representan el total del pago esperado de capital relacionado con el proyecto en
Egipto, y nuestra participación proporcional en los pagos de capital relacionado con el endeudamiento con garantías limitadas del
financiamiento de Atlas. Las obligaciones por intereses relacionadas con deudas a largo plazo con tasa de interés variable, han sido
calculadas utilizando las tasas de interés vigentes al 31 de diciembre de 2010. Para mayor información, consulte la nota 8 de nuestros
estados financieros consolidados 2010.

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Pagos de otras Obligaciones a Largo Plazo
Los pagos de otras obligaciones a largo plazo representan fechas de pagos contractuales o, si no se conocen las fechas, hemos
calculado el plazo de pago basándonos en las expectativas de la administración.

Gas Natural y Otros

Tenemos compromisos bajo contratos “tome-pague” (“take-or-pay”) para comprar cantidades anuales de gas natural y pagar por la
capacidad de transporte relacionada con estos suministros. También tenemos contratos “tome-pague” para comprar oxígeno y otros
requerimientos de materias primas. “Tome-pague” significa que estamos obligados a pagar por el suministro, aún cuando no
aceptemos la entrega. Tales compromisos son normales en la industria del metanol. Estos contratos generalmente estipulan una
cantidad que está sujeta a condiciones “tome-pague” que es inferior a la cantidad máxima a la que tenemos derecho. Los montos
presentados en la tabla representan sólo las cantidades mínimas “tome – pague.

La mayoría de los contratos de suministro de gas natural para nuestros activos en Chile, Trinidad y Nueva Zelanda, y los contratos de
suministro de gas natural para la nueva planta de metanol en Egipto son contratos tome-pague, expresados en dólares de Estados
Unidos e incluyen componentes de precio base y variable para reducir el riesgo de precio del producto. El componente variable del
precio de cada contrato de gas se ajusta mediante una fórmula relacionada con los precios del metanol sobre un cierto nivel. Creemos
que esta relación de precios hace que estas plantas sean competitivas en todos los puntos del ciclo de precio del metanol y proporciona
a los proveedores de gas un atractivo retorno. Los montos que se muestran en la tabla por estos contratos representan sólo el
componente precio base.

En apoyo de la reanudación de la planta de Medicine Hat, hemos iniciado un programa de compra de gas natural en el mercado de gas
en Alberta y hemos contratado un volumen suficiente de gas natural para satisfacer el 80% de nuestras necesidades cuando
funcionemos de acuerdo a la capacidad instalada para el período comprendido entre la puesta en marcha y octubre de 2012. En el
cuadro anterior, hemos incluido estos compromisos de gas natural y los volúmenes y los precios contractuales.

Las obligaciones por contratos de suministro de gas natural para nuestras plantas en Chile incluidas en la tabla anterior se relacionan
con contratos de gas natural con ENAP que es la compañía de energía estatal chilena. Estos contratos representan actualmente
alrededor del 20% de las necesidades de gas natural para nuestras plantas en Chile que operan de acuerdo a la capacidad instalada.
Estos contratos tienen un componente base y un componente de precio variable que son determinados con referencia al promedio
publicado de los últimos 12 meses de los precios de metanol en la industria de metanol y tiene fecha de vencimiento desde 2017 a
2025. Bajo estos contratos con ENAP, tenemos el derecho de recibir cantidades de compensación de gas en caso que ENAP no
entregue las cantidades de gas que esta obligado a entregar. En los últimos años, ENAP ha entregado menos que la cantidad total de
gas natural que esta obligado contractualmente a entregar en virtud de los contratos anteriores.

Tenemos un acuerdo con ENAP para acelerar la exploración y desarrollo de gas natural en el bloque de exploración Dorado Riquelme.
Según el acuerdo, financiaremos una participación en el bloque del 50% y nos hemos comprometido a tomar todo el gas natural
producido en el bloque Dorado Riquelme. También tenemos un acuerdo con Geopark para comprar todo el gas natural producido por
Geopark en el Bloque Fell en el sur de Chile por un período de 10 años. El precio bajo estos contratos tiene un componente base y uno
variable determinado con referencia a un promedio de 3 meses de los precios del metanol en la industria. No podemos determinar la
cantidad de gas natural que será comprado en virtud de estos contratos en el futuro y, en consecuencia, no se ha incluido ningún monto
en la tabla anterior.

En Trinidad, también tenemos contratos de suministro “tome-pague” de gas natural, oxígeno y otros requerimientos de materias
primas y estos han sido incluidos en la tabla anterior. El componente variable de nuestros contratos de gas natural en Trinidad está
determinado por el promedio de precios del metanol publicado cada trimestre y el precio base aumenta en el tiempo. Los contratos de
suministro de gas natural y oxígeno para Titán y Atlas vencen en el 2014 y 2024, respectivamente

En Nueva Zelanda, tenemos contratos de suministro “tome-pague” que tienen un componente de precio variable y han sido incluidos
en el cuadro anterior. Estos contratos son con un número de proveedores, que en conjunto con algunas compras de gas natural spot,
nos permiten seguir operando nuestra planta de 0.85 millones de toneladas por año en Motunui hasta fines de 2012.

Tenemos un acuerdo de suministro de gas natural take-or-pay por 25 años para nuestra planta de metanol de 1,26 millones de
tonelada que hemos construido en Egipto. La planta se encuentra en la fase de puesta en marcha y el primer metanol producido ocurrió
en enero de 2011. En marzo de 2011, EGAS (el proveedor de gas para EMethanex) nos pidió entablar negociaciones sobre el acuerdo
de suministro de gas sobre la base de una declaración gubernamental de 2008, sobre fijación de precios de gas natural. La Compañía
se reunió con EGAS en relación con este tema y sobre la base de estas discusiones, no creemos que este tema se traducirá en un
impacto material adverso en los resultados esperados de las operaciones de la planta de Egipto o en nuestra situación financiera.
Cualquier resultado final de este tema será sometido a la ratificación de diversas partes.

Tenemos los derechos de comercialización para el 100% de la producción de nuestras plantas de propiedad conjunta (la planta de
Atlas en Trinidad en el que tenemos una participación de 63.1% y la nueva planta en Egipto en el que tenemos una participación del

27

60%), que se traduce en compromisos de compras adicionales de 1,17 millones de toneladas por año de suministro de metanol cuando
estas plantas operen a plena capacidad. Al 31 de diciembre de 2010, también tenemos compromisos de compra anual de metanol con
otros proveedores en virtud de contratos de toma libre de aproximadamente 0.38 millones de toneladas para 2011 y aproximadamente
0,27 millones de toneladas para el año 2012. La fijación de precios en virtud de los compromisos de compra relacionadas con nuestro
derechos de comercialización del 100% de nuestras plantas de propiedad conjunta y los compromisos de compra con otros
proveedores se asocian al precio de referencia al momento de la compra o venta, y, en consecuencia, no se han incluido en el cuadro
anterior.

Compromisos de Leasing Operacional
La mayoría de estos compromisos están relacionados con los convenios de fletamento de buques con plazo de hasta 15 años. Estos
buques de fletamento cumplen con la mayoría de nuestros requerimientos de embarques oceánicos.

Acuerdos Fuera del Balance

Al 31 de diciembre de 2010, no tenemos ningún acuerdo fuera del balance general, como lo definen los reguladores de valores
aplicables en Canadá y Estados Unidos, que tenga, o pueda tener, un efecto material actual o futuro en nuestros resultados
operacionales o posición financiera.

Instrumentos Financieros

Un instrumento financiero es cualquier contrato que da origen a un activo financiero para una parte y un pasivo financiero o
instrumento de capital para la otra parte. Los instrumentos financieros son medidos ya sea al costo amortizado o valor justo. Las
inversiones, préstamos y créditos y otros pasivos financieros mantenidas hasta su vencimiento son medidos al costo amortizado. Los
activos y pasivos financieros y activos financieros disponibles para la venta mantenidos para comercialización se miden valor justo a
la fecha de balance. Cada cierto tiempo firmamos contratos de instrumentos financieros derivados para limitar nuestra exposición a la
volatilidad de los tipos de cambio y tasas de interés variable, y para contribuir a los logros de estructura de costo y metas de ingresos.
Mientras permanezcan vigentes, el valor justo de los instrumentos financieros derivados fluctuará basado en los cambios en los tipos
de cambio y tasas de interés variable. Los instrumentos financieros derivados son clasificados como mantenidos para comercialización
y se registran en el balance general a valor justo a menos que estén liberados. Los cambios en el valor justo de instrumentos derivados
financieros se registran en resultados a menos que sean designados como coberturas de flujo de caja

El siguiente cuadro muestra el valor registrado de cada una de nuestras categorías de activos y pasivos financieros y la cuenta de
balance relacionada al 31 de diciembre de 2010 y el 31 de diciembre de 2009, respectivamente:

($ MILLONES) _- 2010 2009
Activos financieros:
Mantenidos para la venta:

Efectivo y efectivo equivalente s 194 $ 170

Pro n incobrable, saldo incluido en otros activos 12 13
Préstamos y cuentas por cobrar:

Cuentas por cobrar, excluye porción corto plazo financiamiento GeoPark 316 249

GeoPark financiamiento, incluye porción corto plazo 26 46

$ 548 $ 478

Pasivos financieros:
Otros pasivos financieros:

Cuentas por pagar y provisiones s 251 $ 233

Deuda a largo plazo, incluye porción corriente 947 914
Pasivos financieros mantenidos para la venta:

Instrumentos derivados designados como cobertura de flujo de caja 43 33

s 1,241 $ 1,180

Al 31 de diciembre 2010 todos los instrumentos financieros se registran en el balance general a su costo amortizado con la excepción
de efectivo y efectivo equivalente, instrumentos financieros derivados y provisión de incobrables incluida en otros activos que se
registran a valor justo

La línea de crédito con garantías limitadas de Egipto está sujeta a un interés tasa LIBOR más un delta. La Compañía ha firmado
contratos swap de tasa de interés, que cubren los pagos de interés base LIBOR por una tasa LIBOR fija de 4,8% en promedio más un
delta, sobre aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitada de Egipto para el periodo hasta 31 de marzo 2015,

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Estos contratos swap de tasa de interés tienen un monto nocional vigente de $368 millones al 31 de diciembre 2010. El monto
nocional disminuye durante el periodo esperado de pago del crédito con garantías limitadas de Egipto. Al 31 de diciembre 2010 estos
contratos swap de tasa de interés, tienen un valor justo negativo de $43 millones (al 31 de diciembre 2009 – $33 millones negativo),
registrados en otros pasivos a largo plazo. El valor justo de estos contratos swap de tasa de interés fluctuará hasta su vencimiento. Los
cambios en el valor justo de instrumentos financieros designados como cobertura de flujo de caja han sido registrados bajo el rubro
otros ingresos integrales,

FACTORES DE RIESGO Y MANEJO DE RIESGO

Estamos sujetos a riesgos que requieren un manejo prudente. Creemos que los siguientes riesgos, además de aquellos que se describen
en el capítulo Estimaciones Contables Críticas en la página 35, están dentro de los más importantes para entender los problemas que
enfrenta nuestro negocio y nuestro enfoque en el manejo de los riesgos.

Seguridad en el Suministro y Precio del Gas Natural

Nosotros usamos el gas natural como la principal materia prima para producir el metanol y representa una parte importante de nuestros
costos operacionales. Por consiguiente, nuestros resultados de las operaciones dependen en gran medida de su disponibilidad y
seguridad del suministro y en el precio del gas natural. Si por cualquier motivo no podemos obtener suficiente gas natural para
cualquiera de nuestras plantas en términos comercialmente viables, o si experimentamos significativas interrupciones en el suministro
del gas natural contratado, podríamos vernos forzados a reducir la producción o cerrar plantas, lo que tendría en efecto adverso en
nuestros resultados operacionales y posición financiera.

Chile

Tenemos cuatro plantas de metanol en Chile, con una capacidad de producción total de 3,8 millones de toneladas por año. A pesar de
que tenemos contratos de suministro de gas natural de largo plazo vigentes que nos da derecho a recibir la mayoría de nuestro
requerimiento total de gas natural en Chile de proveedores en Argentina, estos proveedores han suspendido todo el suministro de gas a
nuestras plantas en Chile desde mediados de junio de 2007 en respuesta a diferentes acciones del gobierno argentino, incluyendo la
imposición de un gran aumento de los impuestos sobre las exportaciones de gas natural desde Argentina. Desde entonces hemos
venido operando nuestras plantas en Chile muy por debajo de la capacidad de producción total. No tenemos conocimiento de ningún
plan por parte del gobierno de la Argentina para eliminar o reducir este impuesto sobre las exportaciones. En las circunstancias
actuales, no esperamos recibir más suministro de gas natural desde Argentina.

En los últimos años, ENAP, nuestro principal proveedor en Chile, nos ha entregado menos cantidad de gas que la cantidad total de gas
natural que estaba comprometido a entregarnos, debido principalmente a la disminución de las tasas de producción de los pozos
existentes. El déficit en el suministro de gas natural de ENAP es generalmente mayor en el invierno del hemisferio sur debido a la
necesidad de satisfacer la creciente demanda de usos residenciales en la región. Estamos dedicamos a buscar suministro adicional de
gas para nuestras plantas en Chile de los proveedores en Chile, como se explica en más detalle en el Resumen de la Producción –
sección de Chile en la página 14 del presente documento. Estamos buscando oportunidades de inversión con ENAP, GeoPark y otros
para ayudar a acelerar la exploración y el desarrollo de gas natural en el sur de Chile. Además, el Gobierno de Chile completó el
proceso de licitación internacional en 2007 para asignar áreas de exploración de gas natural que se encuentran cerca de nuestras
plantas y anunció la participación de varias organizaciones internacionales de petróleo y gas.

Al comenzar el 2011, estábamos operando una planta al 65% aproximadamente de su capacidad en nuestro sitio de Chile. La tasa de
operación futura de nuestro sitio 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 campos de gas natural, y el nivel de las entregas de gas natural
de las actividades de exploración y desarrollo en sur de Chile. No podemos ofrecer garantías con respecto a las tasas de producción de
los actuales campos de gas natural o que, ENAP, GeoPark u otros tendrán éxito en la exploración y desarrollo de gas natural o que
vamos a obtener mayor cantidad de gas natural de proveedores en Chile en términos comercialmente aceptables. Como resultado, no
podemos ofrecer garantías sobre los cambios en el nivel de suministro de gas natural o que seremos capaces de abastecernos de gas
natural suficiente para operar las plantas en Chile y que esto no tendrá un impacto negativo en nuestros resultados de operaciones y
posición financiera.

Trinidad

El gas natural para nuestras dos plantas de producción de metanol en Trinidad, con una capacidad de producción anual de 2.05
millones anuales, es suministrado bajo contratos a largo plazo con The National Gas Company of Trinidad and Tobago Limited. Los
contratos para Titán y Atlas vencen en el 2014 y 2024, respectivamente. Aunque Titán y Atlas están ubicados cerca de otras reservas
de gas natural en Trinidad, a los cuales creemos que podríamos tener acceso después que expiren estos contratos, no podemos
garantizar que podríamos tener acceso ha dicho gas natural bajo contratos a largo plazo en términos comercialmente viables.

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Nueva Zelanda

Tenemos tres plantas en Nueva Zelanda, con una capacidad total de producción de hasta 2,23 millones de toneladas por año. Dos
plantas están situadas en Motunui y la tercera se encuentra en Waitara Valle. En el año 2004 dejamos dos de nuestras plantas en
Motunui ociosas, pero seguimos operando la planta de Waitara Valle. Como resultado de mejoras en la disponibilidad de gas natural y
capacidad de entrega en octubre de 2008, se reinició la planta Motunui de 0.85 millones toneladas por año y se declaró ociosa la planta
Waitara Valle de 0.53 millones toneladas por año. Actualmente, nuestra segunda planta de Motunui y nuestra planta Waitara Valle
tienen el potencial de aumentar la producción en Nueva Zelanda en función de la dinámica de la oferta y demanda y la disponibilidad
de gas natural en condiciones comercialmente aceptables.

Durante los últimos años ha habido un aumento en las actividades de exploración y desarrollo de gas natural en Nueva Zelanda,
resultando en una mejora en las perspectivas de disponibilidad y suministro de gas. Tenemos una gama de proveedores de gas con
contratos a corto plazo, actualmente tenemos cantidades de gas natural suficiente para operar la planta de Motunui hasta el 2011 y
2012. Nosotros continuamos buscando oportunidades para obtener gas natural a un precio económico con los proveedores en Nueva
Zelanda para sustentar y apoyar el reinicio de una segunda planta. Estamos también buscando oportunidades de exploración y de
desarrollo de gas natural en el área cercana a nuestras plantas y hemos firmado un acuerdo con Kea, una compañía de de exploración y
desarrollo de petróleo y gas, para explorar las áreas de la cuenca de Taranaki en Nueva Zelanda. Sobre la base de las mejores
perspectivas para el gas natural en Nueva Zelanda, estamos optimistas de que podemos garantizar el suministro de gas adicional en
Nueva Zelanda y reiniciar más capacidad productiva que en el futuro.

Las operaciones futuras de cada una de nuestras plantas de Nueva Zelanda dependen del abastecimiento de la industria y la demanda y
disponibilidad de gas natural en términos comercialmente viables y el éxito de las actividades de exploración y desarrollo en curso. No
podemos garantizar que seremos capaces de asegurar abastecimiento de gas adicional para nuestras plantas en condiciones
comercialmente viables o que las actividades de exploración y desarrollo en Nueva Zelanda serán exitosas.

Egipto

El gas natural para la planta de 1,26 millones de toneladas por año en Egipto, que produjo metanol por primera vez en enero de 2011,
se suministra bajo un único contrato a largo plazo con la empresa estatal Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS). El gas será
suministrado a esta planta de la misma red de gas que entrega suministros de gas a usuarios industriales en Egipto, así como a la
población egipcia en general y, en consecuencia, el suministro de gas natural en virtud del presente contrato a largo plazo se podría ver
afectado por la oferta y la demanda de gas natural en Egipto. No puede haber ninguna garantía de que no vamos a experimentar cortes
del suministro de gas natural, que podría tener un impacto adverso en nuestros resultados de operaciones y condición financiera.

Consulte también la sección de Operaciones Extranjeras en la página 31.

Canadá

Estamos a punto de completar el proyecto para reiniciar nuestra planta ociosa de 0.470.000 toneladas al año en Medicine Hat, Alberta,
Canadá. En apoyo de la reanudación, que se espera en el segundo trimestre de 2011, se inició un programa de compra de gas natural
en el mercado de gas en Alberta y hemos contratado un volumen suficiente de gas natural para satisfacer el 80% de nuestras
necesidades cuando operemos de acuerdo a su capacidad para la período comprendido entre el inicio hasta octubre de 2012. El
mercado del gas de Alberta ofrece volúmenes importantes de gas natural en un mercado competitivo, donde los precios pueden
fluctuar.

La operación futura de nuestra planta de Medicine Hat depende de nuestra capacidad para garantizar el gas natural suficiente en
términos comercialmente aceptables. No puede haber ninguna garantía de que seremos capaces de asegurar el gas natural suficiente
para nuestras plantas de Medicine Hat en condiciones comercialmente aceptables.

Precio Cíclico del Metanol y Oferta y Demanda del Metanol

El negocio del metanol es una industria de productos básicos altamente competitiva y los precios se ven afectados por los principios
básicos de oferta y demanda. Los precios del metanol históricamente han sido, y se espera que sigan así, caracterizado por un
movimiento cíclico importante. Se espera que se construyan nuevas plantas de metanol lo que aumentará la capacidad de producción
general. También puede haber suministro de metanol adicional disponible en el futuro si se ponen en funcionamiento las plantas de
metanol que han estado cerradas, se realizan expansiones importantes en las plantas existentes o se elimina el cuello de botella en otras
para aumentar su capacidad de producción. Históricamente, las plantas de más alto costo se han cerrado o dejado inactivas cuando los
precios del metanol están bajos, pero nadie puede asegurar que esta tendencia se mantenga en el futuro. La demanda por metanol
depende en gran parte de los niveles de producción industrial y de los cambios en las condiciones económicas generales y precios de
la energía.

Nosotros no podemos predecir los niveles futuros de oferta y demanda, las condiciones de mercado, la actividad económica mundial, o
precios de la energía, todos los cuales se ven afectados por un número de factores que están fuera de nuestro control. Debido a que el
metanol es el único producto que producimos y comercializamos, una reducción en el precio del metanol tendría un efecto adverso en
los resultados de nuestras operaciones y condiciones financieras.

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Condiciones Económicas Globales

La recesión económica mundial que comenzó a finales de 2008 agregó riesgos e incertidumbres significativos para nuestro negocio,
incluyendo riesgos e incertidumbres relacionados con el impacto sobre la oferta y la demanda mundial de metanol, su impacto en los
precios del metanol, los cambios en los mercados de capitales y sus correspondientes efectos en nuestras inversiones, nuestra
capacidad para acceder a créditos existentes o futuros y un mayor riesgo de incumplimiento de los clientes, proveedores y
aseguradores. Si bien la economía mundial ha mejorado y la demanda del metanol y de los precios metanol se han recuperado, no
puede haber ninguna garantía de que esta recuperación se mantenga.

Riesgo de Liquidez

Tenemos una línea de crédito no girada de $200 millones que vence en el año 2012. Este financiamiento es proporcionado por
instituciones financiera altamente clasificadas y nuestra capacidad para acceder a este financiamiento está sujeto a ciertos índices
financieros incluyendo un EBITDA/índice de cobertura de intereses y un índice deuda/capitalización.

Al 31 de diciembre de 2010, nuestra deuda a largo plazo incluye $350 millones en documentos no garantizados ($200 millones con
vencimiento en 2012 y $150 millones con vencimiento en 2015), $514 millones relacionado con el crédito con garantías limitadas de
Egipto y $81 millones en relación con el crédito con garantías limitadas de Atlas. Los convenios que rigen estos créditos sin garantías
se aplican a la Sociedad y sus filiales excluyendo el joint venture de Atlas y de las entidades de Egipto (“subsidiarias con recurso
limitado”) e incluyen restricciones a derechos de garantías y en transacciones de ventas y lease back, o de fusión o consolidación con
otra empresa o la venta de todos o sustancialmente todos los activos de la Compañía. El contrato también contiene disposiciones
habituales por defecto. Los créditos con garantías limitadas de Atlas y Egipto, se describen como recurso limitado, ya que están
garantizados únicamente por los activos de las empresas Joint Venture Atlas y la entidad de Egipto, respectivamente. En
consecuencia, los prestamistas del crédito con recurso limitado no tienen ningún recurso a la Compañía o sus otras filiales. Los
créditos con garantías limitadas de Atlas y Egipto tienen convenios consuetudinarios y disposiciones por defecto que sólo se aplican a
estas entidades, incluyendo restricciones de la contracción de endeudamiento adicional y la obligación de cumplir ciertas condiciones
antes del pago de dinero en efectivo u otras distribuciones. Los créditos con garantías limitadas de Egipto deuda también requieren
que ciertas condiciones asociadas con la finalización de la construcción de la planta y 1 puesta en marcha se cumplan a más tardar el
30 de septiembre de 2011. Estas condiciones incluyen una prueba de la confiabilidad de la planta de 90 días y la finalización de
determinados registros de títulos de propiedad e hipotecas relacionadas que requieren acciones por parte de entidades de gobierno.

Para obtener información adicional con respecto a la deuda a largo plazo, vea la nota 8 de nuestros estados financieros consolidados de
2010.

No podemos dar garantías de que vamos a poder tener acceso a nuevo financiamiento en el futuro o que las instituciones financieras
que proporcionan la facilidad de crédito tendrán la capacidad de honrar futuros giros. Además, el incumplimiento de cualquiera de las
cláusulas o disposiciones por defecto podría restringir nuestro acceso al crédito o resultar en la aceleración del pago del capital
pendiente de pago y los intereses devengados sobre la deuda a largo plazo. Cualquiera de estos factores podría tener un efecto material
adverso en los resultados de nuestras operaciones, nuestra habilidad para buscar y completar las iniciativas estratégicas o sobre nuestra
condición financiera.

Riesgos de Crédito de los Clientes

La mayoría de nuestros clientes son grandes fabricantes o distribuidores petroquímicas mundiales o regionales y algunos son
altamente apalancados. Nosotros monitoreamos la situación financiera de nuestros clientes de cerca, sin embargo algunos clientes
pueden no tener la capacidad financiera para pagar por el metanol en el futuro, y esto podría tener un efecto adverso en nuestros
resultados de las operaciones y posición financiera. Aunque las pérdidas por créditos no han sido históricamente significativas, este
riesgo sigue existiendo.

Demanda de Metanol

Demanda del Metanol – General

El metanol es un producto básico mundial y los clientes basan sus decisiones de compra principalmente en el precio a la fecha de
entrega del metanol y la confiabilidad del suministro. Algunos de nuestros competidores no son dependientes de los ingresos de un
solo producto y algunos tienen mayores recursos financieros que nosotros. Nuestros competidores también incluyen empresas de
propiedad estatal. Estos competidores pueden estar en mejores condiciones que nosotros para resistir la competencia de precios y la
volatilidad de las condiciones del mercado.

Los cambios en el medio ambiente, en las leyes de salud y seguridad, reglamentos o requerimientos pueden tener un impacto en la
demanda del metanol. La Agencia de Estados Unidos, Protección Ambiental (EPA) está actualmente evaluando la clasificación de
carcinogenicidad del metanol como parte de una revisión de un informe sobre químicos bajo Integrated Risk Information System
(IRIS). El metanol actualmente no está clasificado bajo IRIS. Un proyecto de evaluación en borrador para el metanol que fue

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publicado por la EPA en enero de 2010 clasifica el metanol como “posiblemente carcinógeno para los seres humanos”. A partir de
junio de 2010, la evaluación de la EPA de metanol se ha puesto “en espera”. Aunque la EPA mantiene el objetivo público para el
segundo trimestre de 2011, no podemos determinar en este momento, cuando la evaluación de metanol se reanudará, si el proyecto de
clasificación actual se mantendrá en la evaluación final o si esto conducirá a otras agencias de gobierno a reclasificar el metanol.
Cualquier reclasificación podría reducir la demanda de metanol futuro, que podría tener un efecto adverso en nuestros resultados de
operaciones, situación financiera o precio de nuestras acciones.

Demanda de Metanol para la Producción de Formaldehído

En 2010, la demanda de metanol para la producción de formaldehido representó aproximadamente el 34% de la demanda mundial. El
mayor uso de formaldehído es como componente de urea-formaldehído y resinas de fenol-formaldehído, que son utilizados como
adhesivos para la madera contrachapada, tableros de partículas, tableros de fibra orientada, medio de fibras de densidad y otros
productos de madera reconstituida, o de ingeniería. También existe una demanda para el formaldehído como materia prima para
plásticos de ingeniería y en la fabricación de una variedad de otros productos, incluidos los elastómeros, pinturas, productos de
construcción, las espumas de poliuretano y productos automotrices.

La clasificación actual de carcinogenicidad de la EPA IRIS para el formaldehído es “probable que sea un cancerígeno para los
humanos.” Sin embargo, la EPA está revisando esta clasificación del formaldehído como parte de un estándar de revisión de productos
químicos. La fecha estimada de la evaluación final del formaldehído actualmente se ha fijado para el tercer trimestre de 2011.

En mayo de 2009, el Instituto Nacional del Cáncer (NCI) publicó un informe sobre los efectos en la salud de la exposición laboral al
formaldehído y un posible vínculo con la leucemia, mieloma múltiple y enfermedad de Hodgkin. El informe del NCI concluyó que
puede haber un mayor riesgo de cáncer de la sangre y médula ósea en relación con una medida de exposición máxima de
formaldehído. El informe del NCI es la primera parte de una actualización del estudio NCI de 2004 que indicaba posibles vínculos
entre la exposición al formaldehído y el cáncer de la nasofaringe y la leucemia. La segunda parte del estudio, que se centra en el
cáncer de la nasofaringe y otros tipos de cáncer, debería aparecer en la literatura revisada por pares en 2011. La Agencia Internacional
para la Investigación sobre el Cáncer también recientemente concluyo que hay suficientes pruebas en humanos de una asociación
causal de formaldehído con leucemia.

El Informe del Departamento de Salud y Servicios Humanos (HHS) de los EE.UU. del Programa Nacional de Toxicología (NTP)
sobre carcinógenos (RoC) clasifica actualmente al formaldehído como “que razonablemente se pueda anticipar que sea carcinogénico
en seres humanos.” Esta clasificación es actualmente siendo revidada. En abril de 2010, el NTP dio a conocer un borrador del informe
para el formaldehído con la clasificación “Conocido por ser un Carcinógeno Humano”. La clasificación final será confirmada cuando
el NTP emita su RoC 12. En este momento, la fecha de lanzamiento, que se esperaba originalmente en diciembre de 2010, es incierta.

En 2010, las ley Formaldehyde Standards for Composite Wood Products Act delos EE.UU. entró en vigor. La legislación establece
nuevas normas nacionales de emisión para el formaldehído en varios productos de madera. Estas normas requieren una reducción de
los estándares de emisiones del formaldehído utilizado en contrachapado de madera, tableros de partículas y tableros de fibra de
densidad media que se venden en Estados Unidos Sin embargo, la mayoría de los productores estadounidenses se cree que tienen la
tecnología para cumplir con los requisitos de las nuevas emisiones y que no esperamos un impacto significativo en la demanda de
metanol para el formaldehído en los Estados Unidos.

No podemos determinar en este momento si la EPA, el HHS u otros gobiernos o agencias de gobierno reclasificaran el formaldehído o
que límites se podían imponer sobre las emisiones de formaldehído en los Estados Unidos o en otros lugares. Cualquier de esas
acciones podría reducir la demanda de metanol para uso futuro en la producción de formaldehído, que podría tener un efecto adverso
en nuestros resultados de operaciones y la condición financiera.

Demanda de Metanol en la Producción de MTBE

En el 2010, la demanda del metanol para la producción de MTBE representó aproximadamente el 13% de la demanda global de
metanol. El MTBE se utiliza principalmente como una fuente de octano y como un oxigenante en la gasolina para reducir emisiones
dañinas de los vehículos.

Hace varios años, preocupaciones ambientales y la adopción de medidas legislativas relacionadas con la gasolina que fluye en el
suministro de agua de los tanques de almacenamiento subterráneo de gasolina en los Estados Unidos llevaron a la eliminación de
MTBE como aditivo de la gasolina en los Estados Unidos. Creemos que el metanol no se ha utilizado en los Estados Unidos desde
2007 para hacer MTBE en la mezcla de combustible doméstico. Sin embargo, aproximadamente 0.65 millones de toneladas por año
de metanol se utilizó en 2010 para producir MTBE en los Estados Unidos para mercados de exportación donde la demanda por
MTBE se mantiene en niveles altos. A pesar de que actualmente esperamos que la demanda de metanol para la producción de MTBE
en los Estados Unidos para 2011 permanezca estable o disminuya ligeramente, podría disminuir sustancialmente si la demanda de
exportación se viera afectada por cambios en la legislación o en las políticas,

Además, el EPA de Estados Unidos esta preparando una revisión del IRIS sobre los efectos en la salud humana del MTBE, incluyendo
su potencial cancerigeno, y su informe final se espera que sea publicado en el tercer trimestre del 2011.

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La Unión Europea emitió una evaluación de riesgo final sobre MTBE en el 2002 que permitió seguir usando el MTBE, aunque fueron
recomendadas muchas medidas de reducción de riesgo relacionadas con el almacenaje y manejo de combustible. Los esfuerzos de los
gobiernos en estos años en algunos países principalmente en la Unión Europea y América Latina para promocionar bio-combustibles y
combustibles alternativos por medio de legislación y políticas tributarias están poniendo presiones competitivas sobre el uso del
MTBE en gasolina en esos países. Sin embargo, debido a la fuerte demanda de MTBE en otros países, hemos observado creimiento en
la demanda de metanol para la producción de MTBE. No podemos asegurar de que esto continuará.

Aunque la demanda de MTBE se ha mantenido fuerte fuera de los Estados Unidos, no podemos garantizar de que se apruebe una
nueva legislación y prohíba o restrinja el uso de MTBE o el fomento de alternativas al MTBE, o que la percepción negativa del
público no se desarrolle fuera de los Estados Unidos, cualquiera de las cuales dará lugar a una mayor disminución de la demanda
mundial de metanol para uso en MTBE. La disminución de la demanda de metanol para uso en el MTBE podría tener un efecto
adverso en nuestros resultados de las operaciones y posición financiera

Operaciones Extranjeras

La mayoría de nuestras operaciones e inversiones están ubicadas fuera de Norteamérica, incluyendo Chile, Trinidad, Nueva Zelanda,
Egipto, Europa y Asia. Estamos también sujetos a los riesgos inherentes a operaciones extranjeras, tales como: pérdida de ventas, de
activo fijo a causa de expropiación, restricciones de exportaciones o importaciones, medidas de proteccionismo nacional,
nacionalización, guerra, insurrección, terrorismo y otros riesgos políticos; aumentos en gravámenes, impuestos y royalties
gubernamentales y renegociación de contratos con entidades gubernamentales; como también cambios en las leyes y políticas u otras
acciones impuestas por los gobiernos que puedan afectar adversamente nuestras operaciones. Muchos de estos riesgos relacionados
con operaciones en el extranjero también pueden existir para nuestras operaciones domésticas en América del Norte.

A finales de enero de 2011, hubo protestas generalizadas contra el gobierno y disturbios civiles en Egipto. Para la seguridad y la
tranquilidad de nuestros empleados, tomamos la decisión de cerrar temporalmente la oficina de El Cairo y restringir las actividades de
puesta en marcha de la planta de Damietta, Egipto. Cuando las condiciones mejoraron, volvimos a abrir nuestra oficina en El Cairo y
la planta de Damietta reanudó sus operaciones para continuar con la puesta en marcha del proceso. Nosotros no podemos asegurar que
desarrollos futuros en Egipto, incluyendo cambios del gobierno o más disturbios civiles u otros trastornos, no tendrían un impacto
adverso en la puesta en marcha de la planta o en las operaciones en curso o sobre las condiciones o la ejecución de nuestro gas natural
u otros contratos con entidades gubernamentales.

Debido a que nuestros ingresos provienen sustancialmente de la producción y venta por subsidiarias fuera de Canadá, el pago de
dividendos, de otros pagos en efectivo, o retiros de estas subsidiarias, pueden estar sujetos a restricciones o controles de cambio en la
transferencia de fondos desde o hacia los respectivos países, o pueden resultar en la imposición de gravámenes sobre dichos pagos o
retiros.

Hemos organizado en parte nuestras operaciones extranjeras basándonos en ciertos supuestos acerca de diferentes leyes tributarias
(incluyendo ganancias de capital y retención de impuestos), tipo de cambio de moneda extranjera, leyes de repatriación de capital, y
otras leyes relevantes de una variedad de jurisdicciones extranjeras. Aunque creemos que dichos supuestos son razonables, no
podemos garantizar que la tributación extranjera u otras autoridades lleguen a la misma conclusión. Más aún, si tales jurisdicciones
extranjeras cambiaran o modificaran tales leyes, podríamos sufrir impuestos y consecuencias financieras adversas.

La moneda dominante en la que hacemos negocios en los Estados Unidos es el dólar, que es también nuestra moneda de reporte. Los
componentes más significativos de nuestros costos son el gas natural como materia prima y los embarques marítimos, y esencialmente
todos estos costos son incurridos en dólares de Estados Unidos. Algunos de los costos operativos y gastos de capital subyacentes, sin
embargo, se han contraído en otras monedas, principalmente el dólar Canadiense, el peso chileno, el dólar de Trinidad y Tobago, el
dólar Neozelandés y el Euro y la libra Egipcia. Estamos expuestos a aumentos en el valor de estas divisas que podrían tener el efecto
de aumentar el equivalente en dólar de Estados Unidos en los costos de ventas y gastos operativos e inversiones de capital. Una parte
de nuestros ingresos se obtiene en euros y en libras esterlinas. Estamos expuestos a la disminución del valor de estas divisas,
comparadas con el dólar de Estados Unidos, lo que podría tener el efecto de disminuir el equivalente en dólar de Estados Unidos de
nuestros ingresos.

En junio de 2009, el Ministry of Commerce (MOFCOM) de China inició una investigación antidumping contra las importaciones de
metanol desde Nueva Zelanda, Arabia Saudita, Indonesia y Malasia. A finales de diciembre de 2010, el Ministerio de Comercio emitió
su Resolución Definitiva y recomendó que derechos aduaneros de aproximadamente 9% se imponga 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 Chino decidió suspender la aplicación de las medidas anti-dumping, lo que permitirá al
metanol de estos tres países para ingresar a China sin la imposición de derechos adicionales. En el caso de que se levante la

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suspensión, no esperamos que ningún impacto significativo en el suministro de la industria y los fundamentos de la demanda y
nosotros alinearíamos nuestra cadena de suministro. No podemos dar garantías de que la suspensión no se levantará o que el gobierno
chino no impondrá impuestos u otras medidas en el futuro que podría tener un efecto adverso en nuestros resultados de operaciones y
posición financiera.

El metanol es un producto comercializado a nivel mundial que se produce por muchos productores en las plantas situadas en muchos
países alrededor del mundo. Algunos productores y comercializadores pueden tener contactos directos o indirectos con países que
pueden, de vez en cuando, estar sujetos a sanciones comerciales internacionales u otras prohibiciones similares (“países sancionados”).
Además del metanol que producimos, compramos metanol a terceros bajo contratos de compra o en el mercado spot para cumplir con
nuestros compromisos con los clientes y también participamos en intercambios de productos con otros productores y
comercializadores. Creemos que estamos cumpliendo con todas las leyes aplicables con respecto a las ventas y compras de metanol y
a los intercambios de productos. Sin embargo, como resultado de la participación de los países sancionados en nuestra industria, no
podemos dar garantías de que no vamos a estar expuestos a riesgos de reputación o de otra índole que puedan tener un impacto
adverso sobre los resultados de nuestras operaciones, nuestra situación financiera o el precio de nuestras acciones.

Riesgos Operacionales

Riesgos de Producción

La gran parte de nuestros ingresos se derivan sustancialmente de la venta de metanol que producen nuestras plantas. Nuestro negocio
está sujeto a los riesgos a que se exponen las instalaciones operacionales de producción de metanol, tales como fallas no previstas en
los equipos, interrupciones en el suministro de gas natural y otras materias primas, fallas energéticas, actividades de mantención
planificadas más prolongadas que las previstas, pérdida de instalaciones portuarias, desastres naturales o cualquier otro evento,
incluyendo sucesos no anticipados fuera de nuestro control, que podrían ocasionar un cierre prolongado en cualquiera de nuestras
plantas, o impedir nuestra capacidad de entrega de metanol a nuestros clientes. Un prolongado cierre de plantas en cualquiera de
nuestras instalaciones principales podría tener un efecto adverso en nuestros resultados de las operaciones y la situación financiera.

Riesgo de Precios de Productos Comprados

Además de la venta de metanol producido en nuestras plantas, también compramos metanol producido por otros en el mercado spot y
a través de contratos de compras con el fin de cumplir con nuestro compromiso con los clientes y apoyar nuestros esfuerzos de
marketing. Hemos adoptado el método de contabilización de inventarios primero en entrar, primero en salir y por lo general se toma
entre 30 y 60 días para vender el metanol que compramos. En consecuencia, tenemos el riesgo de hacer pérdidas en la reventa del
producto en la medida en que los precios del metanol disminuyan a partir de la fecha de compra hasta la fecha de venta. Crecimos
nuestros niveles de ventas en 2010 en previsión del aumento de la producción de la planta de Egipto y hemos seguido cumpliendo con
nuestros compromisos con los clientes mediante el aumento de la cantidad de metanol que compramos. Las pérdidas no realizadas, de
de ser aplicable en las ventas de metanol comprado pueden tener un efecto adverso sobre nuestros resultados de las operaciones y
posición financiera.

Riegos de Distribución

El exceso de capacidad en nuestra flota de buques como consecuencia de un prolongado cierre de plantas u otro evento podría también
tener un efecto adverso en nuestros resultados de las operaciones y posición financiera. Debido a la significativa reducción en los
niveles de producción en nuestras instalaciones en Chile desde mediados de 2007, hemos tenido exceso de capacidad de transporte
marítimo que está sujeto a tiempo fijo fletamento. Hemos tenido éxito en la mitigación de algunos de estos costos mediante la
introducción de sub-fletamento y convenios con terceros para retornos, a pesar de que la reciente recesión ha hecho más difícil para
mitigar estos costos debido al considerable exceso de capacidad del transporte marítimo. Si no somos capaces de mitigar estos costos
en el futuro, o si sufriéramos cualquier otro trastorno en nuestro sistema de distribución, esto podría tener un efecto adverso en
nuestros resultados de las operaciones y posición financiera.

Riesgos de Pólizas de Seguro

Aunque mantenemos pólizas de seguros para operaciones y construcción, incluyendo la interrupción de negocio y retraso en puesta en
marcha, no podemos garantizar que no vamos a incurrir en pérdidas más allá de los límites, o fuera de la cobertura de las pólizas de
seguros o que las aseguradoras serán financieramente capaces de cumplir con los siniestros futuros. De vez en cuando, varios tipos de
pólizas de seguros para las empresas en la industria química y petroquímica no han estado disponibles en condiciones comercialmente
viables, o, en algunos casos, no han estado disponibles. No podemos garantizar que en el futuro seremos capaces de mantener las
coberturas existentes o que las primas no aumentarán sustancialmente.

Puesta en Marcha Planta de Egipto
La planta de metanol de 1,26 millones de tonelada por año de Egipto se encuentra en la fase de puesta en marcha y el metanol
producido por primera vez ocurrió en enero de 2011. No podemos dar ninguna garantía de que la planta comenzará la producción

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comercial en el calendario previsto, o en otra fecha, o que la planta funcione a su capacidad prevista o de forma sostenida. Esto podría
tener un impacto adverso sobre nuestra condición financiera y resultados previstos de las operaciones.

Reinicio Planta Medicine Hat

Creemos que nuestras estimaciones de los costos del proyecto y la finalización prevista para el reinicio de nuestra planta de metanol
de 0.470.000 toneladas al año en Medicine Hat son razonables. Sin embargo, no podemos dar ninguna garantía de que las
estimaciones de gastos no se superen o que la instalación comenzará la producción comercial en el horario previsto, en todo caso, o
que las instalaciones funcionan a su capacidad prevista o de forma sostenida. Esto podría tener un impacto adverso sobre nuestra
condición financiera y resultados previstos de las operaciones.

Nuevos Proyectos de Capital

Como parte de nuestra estrategia de fortalecer nuestra posición como líder global en la producción y comercialización de metanol,
intentamos seguir buscando nuevas oportunidades para mejorar nuestra posición estratégica en la industria del metanol. Nuestra
habilidad para identificar, desarrollar y completar exitosamente nuevos proyectos de capital está sujeta a una cantidad de riesgos,
incluyendo encontrar y seleccionar ubicaciones favorables para nuevas instalaciones donde haya suficiente gas natural y otras materias
primas disponible a través de contratos a largo plazo bajo términos comercialmente aceptables, obteniendo proyectos u otros
financiamientos en condiciones satisfactorias, desarrollando y no excediendo costos estimados de proyectos aceptables, construyendo
y completando los proyectos dentro de los programas contemplados y otros riesgos asociados normalmente al diseño, construcción y
puesta en marcha de los grandes proyectos industriales complejos. No podemos garantizar que podremos identificar y desarrollar
nuevos proyectos de metanol.

Regulaciones Medioambientales

Los países en los que operamos tienen leyes y regulaciones a las cuales estamos sujetos, que rigen el medioambiente y administran los
recursos naturales, como también el manejo, bodegaje, transporte y eliminación de material de desecho peligroso. También estamos
sujetos a las leyes y regulaciones que rigen las emisiones, importación, exportación, uso, descarga, almacenamiento, eliminación y
transporte de sustancias tóxicas. Los productos que usamos y producimos están sujetos a regulaciones bajo varias leyes de salud,
seguridad y medioambiente. El no dar cumplimiento a estas leyes y regulaciones puede ocasionar órdenes de trabajo (citaciones),
multas, requerimientos judiciales, responsabilidades civiles y sanciones criminales.

Como resultado de las auditorías internas y externas periódicas, creemos que cumplimos materialmente con todas las leyes
ambientales, sanitarias y de seguridad y regulaciones a las que nuestras operaciones están sujetas. Las leyes y regulaciones que
protegen el medioambiente se han hecho últimamente más estrictas y pueden, en ciertas circunstancias, imponer responsabilidad
absoluta a una persona por daños ambientales, sin importar si es por negligencia o falta de parte de dicha persona. Estas leyes y
regulaciones también nos pueden exponer a responsabilidades en la conducción o condiciones causadas por otros, o por nuestros
propios actos que cumplen con las leyes aplicables al momento en que los actos se sucedieron. Hasta la fecha, las leyes y reglamentos
ambientales no han tenido un efecto material adverso en nuestros gastos de capital, las ganancias o la posición competitiva. Sin
embargo, el operar plantas de fabricación de químicos y la distribución de metanol nos exponen a riesgos en conexión con el
cumplimiento de dichas leyes y no podemos garantizar que no incurriremos en considerables costos o responsabilidades.

Creemos que reducir al mínimo las emisiones y los residuos de las actividades de nuestro negocio es una buena práctica empresarial.
El dióxido de carbono (CO 2) es un importante subproducto del proceso de producción de metanol. La cantidad de CO2 generada por
el proceso de producción de metanol depende de la tecnología de producción (y por lo tanto a menudo la edad de la planta), materia
prima y de cualquier exportación de hidrógeno por producto. Nos esforzamos continuamente para aumentar la eficiencia energética de
nuestras plantas, que no sólo reduce el uso de energía, sino que también minimiza las emisiones de CO2. Hemos reducido la
intensidad de las emisiones de CO2 en nuestras operaciones de fabricación en un 33% entre 1994 y 2010 a través de rotación de
activos, la fiabilidad mejoradas de plantas, y la eficiencia energética y gestión de las emisiones. La eficiencia de la planta, y por lo
tanto las emisiones de COZ2, es altamente dependiente de un diseño particular de la planta de metanol, por lo que nuestro nivel de
emisiones de CO2 puede variar de año en año dependiendo de la combinación de activos que está en funcionamiento. También
reconocemos que el CO2 es generado por nuestras operaciones marítimas, y en ese sentido, medimos el consumo de combustibles de
los buques marítimos basado en el volumen del producto transportado. Entre 2002 y 2010, hemos reducido nuestra intensidad de CO2
(toneladas de CO2 del combustible quemado por tonelada de producto desplazado) de las operaciones marinas en un 17%. También
apoyamos activamente los esfuerzos mundiales de la industria para reducir voluntariamente el consumo de energía y las emisiones de
CO2.

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Estamos en la fabricación de metanol Chile, Trinidad y Nueva Zelanda y hemos construido una nueva planta en Egipto. Además,
actualmente estamos trabajando en reiniciar nuestras plantas de fabricación en Medicine Hat, Canadá, con el inicio previsto de la
producción para el segundo trimestre de 2011. Todos estos países han firmado y ratificado el Protocolo de Kyoto. En el marco del
Protocolo de Kyoto, las naciones en desarrollo de Chile, Trinidad y Egipto actualmente no estan obligadas a reducir Gases de Efecto
Invernadero (GHGs), sin embargo, Canadá y Nueva Zelanda están clasificadas como países industrializado Anexo 1 y están obligados
a las reducciones en el marco del Protocolo de Kyoto en el primer periodo de compromiso (2008-2012).

Medicine Hat se encuentra en la provincia de Alberta, que cuenta con un reglamento de reducción de GEI establecido que se espera
que aplique a la planta en 2011. El reglamento exige a las plantas establecidas reducir la intensidad de las emisiones hasta en un 12%
de su valor de referencia establecido intensidad de emisiones. La “intensidad de emisiones” se entiende que es la cantidad de gases de
efecto invernadero GHGs, emitido por una planta por unidad de producción de esa planta. Con el fin de cumplir con la obligación de
reducción, una planta puede optar por realizar mejoras de reducción de emisiones o puede optar por comprar o netear créditos de
compensación o créditos del “Fondo para la Tecnología” por CDN $15 por tonelada de CO2 equivalente. Sobre la base de la
intensidad de las emisiones previstas para la planta de Medicine Hat, no creemos que, cuando se aplique, el costo será importante.

Nueva Zelanda aprobó una legislación para establecer un régimen de emisiones (ETS), que tuvo efecto a partir del 1 de julio 2010. El
ETS impone un precio del carbono a los productores de combustibles fósiles, incluido el gas natural, que se espera, a su vez
aumentaría los costos de gas natural que Methanex compra en Nueva Zelanda. Sin embargo, como una compañía expuesta al trading,
Methanex tendrá derecho a una asignación gratuita de unidades de emisiones para compensar parcialmente los mayores costos y la
legislación prevé cierta moderación adicional de cualquier exposición al costo residual hasta fines de 2012. En consecuencia, no
creemos que estos costos serán importantes, a finales de 2012. Sin embargo, después de esta fecha, las características de moderación
se espera que sean removidas, nuestra elegibilidad para la asignación gratuita de unidades de emisiones se reducirán progresivamente
y es muy probable que tengamos que pagar el aumento de los costos. No podemos cuantificar con exactitud el impacto en nuestro
negocio a partir de 2012 y por lo tanto no podemos dar garantías de que las ETS no tendrán un impacto material adverso en nuestros
resultados de operaciones y la situación financiera después de 2012.

No podemos ofrecer garantías sobre el cumplimiento permanente con la legislación vigente o que las futuras leyes y reglamentos a los
que estamos sujetos que rigen el medio ambiente y la gestión de los recursos naturales, así como la manipulación, transporte,
almacenamiento y eliminación de materiales peligrosos o residuos no van a tener un efecto adverso en nuestros resultados de
operaciones o la situación financiera.

Procedimientos Legales

La Junta de Hacienda de Trinidad y Tobago, emitió una liquidación en contra de nuestra subsidiaria de propiedad absoluta, Methanex
Trinidad (Titán) Unlimited, en relación con los ejercicios financieros 2003 y 2004. La liquidación está relacionada con los impuestos
diferidos de la depreciación deducidos de impuestos durante una exención fiscal de cinco años que terminó en 2005. El monto en
litigio al 31 de diciembre de 2010 es de aproximadamente $26 millones en impuestos corrientes y $23 millones en impuestos
diferidos, sin cargos de intereses.

La Compañía ha presentado una objeción a la liquidación y sobre la base de los méritos del caso y la interpretación jurídica, creemos
que nuestra posición prevalecerá. Sin embargo, no podemos ofrecer garantías de que la liquidación final no tendrá un efecto adverso
sobre los resultados de nuestras operaciones y posición financiera.

ESTIMACIONES CONTABLES CRÍTICAS

Creemos que las siguientes políticas y asuntos contables seleccionados son importantes para entender estimaciones, supuestos e
incertidumbres que afectan los montos informados y revelados en nuestros estados financieros consolidados y sus correspondientes
notas. Ver en nota 1 en nuestros estados financieros consolidados 2010 para nuestras políticas contables significativas.

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Activo Fijo

Nuestro negocio es intensivo en capital y ha requerido y continuara requiriendo, inversiones significativas en activo fijo. Al 31 de
diciembre de 2010, el valor libro neto de nuestro activo fijo era de $2,214 millones. Nosotros estimamos la vida útil del activo fijo, y
esto se usa como base para registrar la depreciación y amortización. La recuperabilidad del activo fijo se mide comparando el valor
libro neto de un activo con los flujos de caja futuros no descontados que se espera se generen del activo sobre su vida útil estimada. Se
reconoce un cargo por pérdida de valor en los casos en que el flujo de caja futuro esperado no descontado de un activo sea menor que
el valor libro neto del activo. El cargo por pérdida de valor es igual al monto por el cual el valor libro neto del activo excede su valor
justo. El valor justo se basa en los valores de mercado, si están disponibles, o alternativamente utilizando flujos de caja futuros
esperados descontados.

Nosotros probamos nuestros activos de larga duración por recuperabilidad siempre que los acontecimientos o cambios en las
circunstancias indican que el importe en libros pudiese no ser recuperado. Ejemplos de tales acontecimientos o cambios en las
circunstancias relacionadas con nuestros activos de larga vida incluyen, pero no se limitan a: un cambio adverso importante en el
grado o la forma en que el activo esta siendo usado o su condición física, un cambio significativo en el precio o la disponibilidad de
gas natural como materia prima necesaria para la fabricación de metanol, un cambio adverso significativo en los factores jurídicos o
en el clima del negocio que puede afectar el valor del activo, incluyendo una acción adversa o evaluación por un gobierno extranjero
que impacta el uso del activo, o una pérdida operacional o de flujo de efectivo en el periodo actual combinado con una historia de
pérdidas operacionales o de flujo de efectivo, o una proyección o pronóstico que demuestra continuas pérdidas asociadas con el uso
del activo. Para efectos de reconocimiento y medición de la pérdida por deterioro, nosotros agrupamos los activos de larga vida con
otros activos y pasivos para formar un “grupo de activos”, en el nivel más bajo en los flujos de efectivo identificables son
independientes de los flujos de efectivo de otros activos y pasivos. En la medida en que nuestras plantas de metanol en un lugar
determinado son interdependientes como resultado de una infraestructura común y/o materias primas procedentes de fuentes
compartidas que pueden ser trasladados dentro de una zona de las plantas, nosotros agrupamos los activos basados en las localidades
para efectos de determinar deterioro.

Hay dos variables claves que afectan nuestra estimación de los flujos futuros de efectivo: (1) el precio de metanol y (2) el precio y la
disponibilidad de materia prima de gas natural. Las estimaciones de los precios del metanol a corto plazo se basan en la oferta actual y
la demanda y los precios actuales de metanol. Las estimaciones de los precios del metanol a largo plazo se basan en nuestro punto de
vista respecto del suministro a largo plazo y demanda y se consideran muchos factores, incluyendo pero no limitado a, las
estimaciones de las tasas globales de producción industrial, precios de la energía, cambios en las condiciones económicas generales,
capacidad mundial de producción de metanol futura, tasas de operación de la industria y la estructura global de costos del sector.
Nuestra estimación del precio y de la disponibilidad de gas natural toma en cuenta las condiciones actuales contratadas, así como los
factores que creemos son relevantes para la oferta en virtud de estos contratos y fuentes de gas natural suplementarias. Otros
supuestos incluidos en nuestra estimación de flujos futuros de efectivo incluyen el costo estimado incurrido para mantener las
instalaciones, estimaciones de los costos de transporte y otros costos variables incurridos en la producción de metanol en cada período.
Los cambios en estos supuestos afectarán nuestras estimaciones de flujos futuros de efectivo y podría afectar nuestras estimaciones de
la vida útil de los activos fijos. En consecuencia, es posible que nuestros resultados operativos futuros pudieran verse afectados
negativamente por deterioro de activos o por cambios en las tasas de depreciación y amortización relacionados con el activo fijo.

Obligaciones por Retiros de Activos

Registramos obligaciones por retiro de activos a su valor justo cuando se incurre para aquellos recintos donde se puede determinar una
estimación razonable de su justo valor. Al 31 de diciembre de 2019 hemos devengado $16 millones para obligaciones por retiro de
activos. Existen incertidumbres inherentes debido a que las actividades de restauración tendrán lugar en el futuro y puede haber
cambios en las regulaciones gubernamentales y medioambientales, como también en tecnología de retiro y costos. Es difícil estimar
los costos futuros de estas actividades ya que nuestro estimado de valor justo se basa en las regulaciones y tecnología de hoy. Debido a
estas incertidumbres relacionadas con la estimación del costo y oportunidad de futuras actividades de restauración de los recintos, los
costos futuros podrían diferir considerablemente de los montos estimados.

37

Impuesto a la Renta

Los activos y pasivos por impuesto diferido se determinan usando tasas de impuesto promulgadas para los efectos de pérdidas
operativas netas y diferencias temporarias entre las bases libros y las bases de tributarias de activos y pasivos. Registramos una reserva
de valuación de activos por impuestos diferidos, cuando corresponde, para reflejar la incertidumbre de la realización de beneficios
tributarios futuros. Al determinar la adecuada reserva por valuación, se hacen ciertos juicios relacionados con el nivel de ingresos
tributables futuros esperados y estrategias de planificación tributaria disponible y su impacto en el uso de pérdidas acumuladas y otras
deducciones de impuesto a la renta. Al hacer este análisis, consideramos rentabilidad y volatilidad histórica para evaluar si creemos
que es más probable que no, que las pérdidas existentes y otras deducciones de impuesto a la renta serán utilizadas para compensar
futuros impuestos. Nuestra gerencia revisa rutinariamente estos juicios. Al 31 de diciembre de 2009, tenemos activos de impuesto
diferido de $205 millones que están compensados sustancialmente por una reserva de valuación de $143 millones. La determinación
de los impuestos a la renta requiere el uso de juicios y estimaciones. Si los juicios o estimaciones prueban ser inexactos, o si cambian
ciertas tasas de impuesto o leyes, nuestros resultados operacionales y posición financiera podrían sufrir un impacto considerable

Inventarios

Los Inventarios se valorizan al menor entre costo, determinado sobre la base primero en entrar primero en salir, o valor neto de
realización estimado. El costo de nuestro inventario, para el metanol de producción propia como también el comprado de terceros, se
ve impactado por los precios del metanol vigentes a la fecha de producción o adquisición. El valor neto de realización de los
inventarios dependerá de los precios cuando el metanol se venda. Existen incertidumbres inherentes en la estimación de precios
futuros de metanol y, por tanto, el valor neto de realización de nuestro inventario. Los precios del metanol están influenciados por los
fundamentos de la oferta y la demanda, la producción industrial, los precios de la energía y la fortaleza de la economía mundial.

Contabilización de Petróleo y Gas

Nosotros aplicamos el método contable de costo total para contabilizar nuestra inversión en el bloque Dorado Riquelme. Bajo este
método, se capitalizan todos los costos, incluyendo los costos internos y los costos de retiro de activos, directamente asociados con la
adquisición, exploración y desarrollo de las reservas de gas natural. Los costos son consumidos y se amortizan utilizando la unidad de
método de producción basado en la estimación de las reservas probadas. Los costos capitalizados sujetos a consumo incluyen los
costos futuros estimados a ser incurridos en el desarrollo de las reservas probadas. Los costos de los proyectos importantes de
desarrollo y los costos de adquisición y evaluación de importantes propiedades no comprobadas se excluyen de los costos sujetos a
consumo hasta que se determine si las reservas probadas son atribuibles a las propiedades, o ha ocurrido deterioro. Los costos que se
han deteriorado se incluyen en los costos sujetos a agotamiento y amortización.

Bajo la contabilidad de costo total, una evaluación de deterioro (“prueba límite”) se realiza sobre una base anual para todos los activos
petroleros y de gas. La pérdida por deterioro se reconoce en resultados cuando el valor libro de activos petroleros y de gas no es
recuperable y el valor libro excede su valor justo. El valor libro no es recuperable si el valor libro excede la suma de los flujos de caja
de las reservas probadas no descontados. Si la suma de los flujos de caja es menor que el valor libro, la pérdida por deterioro se mide
como la cantidad en que el valor libro exceda la suma de los flujos de caja descontados de las reservas probadas y probables.

Instrumentos Financieros Derivados

De vez en cuando tomamos instrumentos financieros derivados para limitar nuestra exposición a la volatilidad de las diferencias de
cambio y la volatilidad de las tasas de interés variable y para contribuir a lograr la estructura de costo y las metas de ingresos. La
valorización de instrumentos financieros derivados es una estimación contable crítica debido a la compleja naturaleza de estos
productos, el grado de juicio necesario para valorizar adecuadamente estos productos y el impacto potencial de tales valorizaciones en
nuestros estados financieros. Los instrumentos financieros derivados son clasificados como mantenidos para comercialización y se
registran en el balance general a su valor justo. Los cambios en el valor justo de los instrumentos financieros derivados se registran en
resultados a menos que estos instrumentos estén diseñados como coberturas de flujo de caja, en cuyo caso la porción efectiva del
cambio en el valor justo se registra en otros resultados integrales. Al 31 de diciembre de 2010, el valor justo de nuestros instrumentos
financieros derivados utilizados para limitar nuestra exposición a la volatilidad de diferencias de cambio y la volatilidad de tasas de
interés variable se aproxima a su valor libro negativo de $43 millones. Hasta su vencimiento, el valor justo de los instrumentos
financieros derivados fluctuará basado en los cambios en las tasas de cambio y tasas de interés variable, que han sido volátiles en el
actual entorno económico.

38

CAMBIOS PREVISTOS A LOS PRINCIPIOS DE CONTABILIDAD GENERALMENTE ACEPTADOS DE CANADA

International Financial Reporting Standards

El Comité de Normas Contables de Canadá confirmó el 1? de enero 2011 como la fecha oficial de convergencia para que las empresas
públicas Canadienses comiencen la adopción de 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 IASB 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. Un resumen del estatus de los
elementos claves del plan de transición es el siguiente:

Políticas contables y decisiones de implementación
xx 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

2 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

Cuantificación de los efectos del cambio inicial en la NITF 1 revelaciones y estados financieros de 2010

xx Estatus:

Hemos identificado diferencias entre nuestras políticas contables bajo los PCGA de Canadá y las opciones de políticas
contables bajo NIF, tanto en forma continua como con respecto a determinadas opciones disponibles en la convergencia, de
acuerdo con la NIF 1

Hemos contratado a los auditores externos de la Sociedad, KPMG LLP, para discutir nuestra propuesta de políticas contables
NITF 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

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
NIF.

39

2 Infraestructura: experiencia de informes financieros y comunicaciones

xx Actividades claves:
2 Desarrollo de experiencia en IFRS

Estatus:

2 Hemos proporcionado capacitación para los empleados claves y la alta dirección

2 En 2009, tuvimos una sesión de información sobre NIF 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 NITF

En 2010, llevamos a cabo sesiones de información sobre las NIF con el Comité directivo de las NIF, 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 NIF, 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 NIE, y una visión general de
los ajustes esperados a los estados financieros en la transición a las NIIF

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

Infraestructura: Tecnología de la información y sistemas de datos

xx Actividades claves:

2 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

n Estatus:

2 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

2 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

Actividades comerciales: Acuerdos de compensación

A Actividades claves:
2 Identificación del impacto sobre los acuerdos de compensación
2 Evaluación e implementación de los cambios necesarios

A Estatus:
2 Hemos identificado las políticas de compensación que se basan en indicadores derivados de los estados financieros

o Como parte del proyecto de transición, nos aseguraremos de que los acuerdos de compensación incorporen los resultados de las

NITF, de conformidad con los principios generales de indemnización de la compañía

o 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 NIF sobre los acuerdos de compensación

40

Actividades de control: Control interno sobre los informes financieros

A Actividades claves:
2 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:

o 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

o 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:

2 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 (“DC£Pxx)

2 Implementación de los cambios apropiados

n Estatus:
2 Hemos seguido proporcionando actualizaciones del proyecto de IFRS en los documentos de información trimestral y anual.

NIIF 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera

La adopción de las NIIF exige la aplicación de la NHF 1, Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información
Financiera, que ofrece orientación para la entidad en la adopción inicial de las NIUF. La NIIF 1 le otorga a las entidades que adoptan
las NIUF 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 NHUF 1 que la
Compañía espera elegir en la transición a las NITF. La lista descrita a continuación y los comentarios no deben considerarse como una
lista completa de la NIF 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 ha adoptado 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, para el año terminado al 31 de Diciembre de 2010, esto se ha traducido en un aumento de
los ingresos netos por aproximadamente $1 millón como consecuencia de gastos de pensión más bajos debido al reconocimiento
inmediato a las utilidades retenidas de estas pérdidas actuariales en la transición a las NIF. Al 31 de diciembre de 2010, esto dio lugar
a una disminución de patrimonio neto de aproximadamente $16 millones, una disminución en otros activos de $11 millones y un
aumento en otros pasivos a largo plazo de $6 millones.

41

Valor Justo o Revalorización del Costo Estimado

La NIIF 1 proporciona una opción para permitir al que adopta las NIF 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 NIF. 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 NIF 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, hemos elegido 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.

Cambios en las Obligaciones por Retiro de Activos

Bajo NIF, 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 hemos elegido 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 NIF 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.

En comparación con los PCGA de Canadá al 31 de diciembre de 2010, el reconocimiento de obligaciones por retiro de activos resulta
en un aumento a otros pasivos a largo plazo de aproximadamente $8 millones y un aumento al activo fijo de aproximadamente $4
millones, con una disminución correspondiente en el patrimonio y un impacto no significativo en los ingresos netos.

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 hemos elegido 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 NITF.

Importantes Impactos en la Convergencia a las NIIF

La Compañía ha completado su evaluación inicial de los impactos de la transición a IFRS. 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 NIF 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.

42

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. En la transición a las NIIF, hemos optado por seguir
aplicando la consolidación proporcional en la contabilización de nuestro interés en Atlas.

El IASB está procediendo actualmente en proyectos relacionados con la consolidación y contabilidad de empresas conjuntas. El IASB
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 IASB 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 $61 millones y de otros pasivos a largo plazo de $74 millones con
una correspondiente disminución en las utilidades retenidas de $13 millones.

En comparación con los PCGA de Canadá, para el año 31 de diciembre de 2010, este tratamiento contable dio como resultado en
costos operativos más bajos e intereses más altos y cargos por depreciación más altos con un impacto no significativo a los ingresos
netos. Al 31 de diciembre de 2010, esto dio lugar a un aumento en activo fijo $55 millones y otros pasivos a largo plazo de $69
millones, con una disminución correspondiente en patrimonio de $14 millones.

Como parte de su proyecto de conversión global, el IASB 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 2014. Nosotros seguimos monitoreando los
cambios en políticas contables emitidas por el IASB 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 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 al 31 de diciembre 2010.

43

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 NITF y al 31
de Diciembre 2010 derivados de la aplicación de las NIF reconocimiento de provisiones y medición.

Pagos basados en acciones

Durante el año 2010, otorgamos derechos sobre la revalorización de acciones (SAR) y derechos sobre la revalorización de acciones
tándem (TSARs) en relación con nuestro plan de incentivos a los empleados de compensación a largo plazo. Un SAR le da al tenedor
el derecho a recibir un pago en efectivo igual al importe por el cual el precio de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía
supera el precio de ejercicio de una unidad. Un TSAR le da el titular la elección entre el ejercer una opción sobre acciones regulares o
renunciar a la opción de por un pago en efectivo equivalente al importe por el cual el precio de mercado de la acción ordinaria de la
Compañía supera el precio de ejercicio de una unidad. Todos los SARsy los TSARs tienen un plazo máximo de siete años con un
tercio que se devenga cada año después de la fecha de la concesión.

Bajo los PCGA de Canadá, ambos los SARsy los TSARs son valoradas por el método de valor intrínseco. El valor intrínseco
relacionado con los SARsy los TSARs se mide por el monto por el precio de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía
supera el precio de ejercicio de una unidad. Los Cambios en el valor intrínseco de cada período se reconocen en resultados para la
proporción del servicio que se ha prestado en cada fecha de presentación de informes. Bajo NIIF, los SARsy los TSARs tienen que ser
valorizados por el método del valor justo. El valor justo relacionado con los SARsy los TSARs se mide utilizando un modelo de
valoración de opciones. Los cambios en el valor justo determinado mediante el modelo de valoración de opciones cada período se
reconocen en resultados por la proporción del servicio que se ha prestado en cada fecha de presentación de informes.

El valor justo determinado mediante un modelo de valoración de opciones será más alto que el valor intrínseco debido al valor del
tiempo incluido en el valor justo. En consecuencia, se espera que la diferencia entre el cargo contable bajo NIF en comparación con
los PCGA de Canadá sería mayor al inicio de la vida de un SARsy los TSARs, esta diferencia disminuiría a medida que pasa el tiempo
y el cago contable total última instancia, será el mismo a la fecha de ejercer.

Los SARsy los TSARSs fueron concedidas en marzo de 2010, y por lo tanto, no se requiere ningún ajuste a nuestros estados
financieros al 1 de enero de 2010. La diferencia en el método de valor justo según las NIIF en comparación con el método de valor
intrínseco bajo los PCGA de Canadá, es la principal razón para la disminución en los ingresos netos de aproximadamente $5 millones,
el aumento en otros pasivos a largo plazo de aproximadamente $6 millones y la disminución correspondiente en patrimonio para el año
terminado el 31 de diciembre 2010, respectivamente.

44

Resumen de los Ajustes Previstos a los Estados Financieros
El siguiente cuadro proporciona un resumen de los ajustes esperados en nuestro balance en la convergencia a las NIIF al 1 de enero de
2010 y 31 de Diciembre 2010:

($ MILLONES) January 1, 2010 December 31, 2010
Total Activos según GAAP Canadienses $ 2,9923 $ 3,070
Leases (a) 61 55
Beneficios de los Empleados (b) (10) (11)
Obligaciones por Retiros de Activos (c) 1 4
Costos de Financiamiento (d) 8 24
Total activos según IFRS $ 2,984 $ 3,142
Total Pasivos según GAAP Canadienses $ 1,687 $ 1,794
Leases (a) 74 69
Beneficios de los Empleados (b) 6 6
Obligaciones por Retiros de Activos (c) 5 8
Costos de Financiamiento (d) 3 10
Posiciones de Impuestos Inciertas (e) 5 7
Pagos basados en acciones (f) – 6
Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes de Convergencia (g) (8) (9)
Reclasificación de Interés Minoritario (h) (136) (156)
Total Pasivos según IFRS $ 1,637 $ 1,733
Total Patrimonio según GAAP Canadienses $ 1,236 $ 1,277
Leases (a) (13) (14)
Beneficios de los Empleados (b) (16) (16)
Obligaciones por Retiros de Activos (c) (4) (4)
Costos de Financiamiento (d) 5 14
Posiciones de Impuestos Inciertas (e) (5) (7)
Pagos basados en acciones (f) – (6)
Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes (g) 8 9
Reclasificación de Interés Minoritario (h) 136 156
Total Patrimonio según GAAP Canadienses $ 1,347 $ 1,409
Total pasivos y Patrimonio según IFRS $ 2,984 $ 3,142

La siguiente tabla presenta un resumen de los ajustes a nuestro estado de resultados para el año terminado en diciembre 31, 2010:

($ MILLONES) 2010

Resultado neto según GAAP Canadienses $ 102
Beneficios de los Empleados (b) 1
Posiciones de Impuestos Inciertas (e) (2)
Pagos basados en acciones (f) (5)
Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes (g) 1

Resultado neto según IFRS $ 98

Los elementos descritos arriba en la conciliación del balance general y estado de resultados 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 más arriba.

(b) Beneficios de los Empleados
Para obtener una descripción de esta partida de conciliación, vea el análisis bajo NIF 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 NIF 1 Adopción por primera vez de las Normas
Internacionales de Información Financiera más arriba.

(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

45

Integrales Acumulados (AOCI). Bajo NITE, 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 y $24 millones aproximadamente, un aumento de Otros Ingresos
Integrales Acumulados por $5 millones y $14 millones aproximadamente (nuestra porción del 60%) y un aumento en interés
minoritario de aproximadamente $3 millones y $10 millones al 1 de enero de 2010 y 31 de Diciembre 2010 respectivamente sin efecto
en las utilidades.

(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. Para el año 31 de
diciembre de 2010, esto se ha traducido en una disminución del resultado neto por $2 millones con un aumento correspondiente a los
pasivos de impuestos.

(f) Pagos en Base de Acciones
Para obtener una descripción de esta partida de conciliación, vea el análisis bajo Impactos Significativos en la convergencia a NIIF
más arriba.

(9) Impacto del Impuesto Diferido de Ajustes

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. Para el año 31 de diciembre de 2010, esto se ha traducido en un aumento del
resultado neto por $1 millones con una disminución pasivos de impuestos diferidos.

(h) 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 NIE 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 y $156 millones al 1 de enero de 2010 y 31 de Diciembre de 2010, respectivamente.

La discusión anterior sobre las elecciones de la NIF 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 NIF 1 que tenemos la intención de elegir, una descripción de los impactos significativos relacionados con el
proyecto de transición a las NIF, así como la conciliación presentada anteriormente entre los PCGA de Canadá y las NITF para el total
de activos, total de pasivos y patrimonio neto. – Si bien esta información no representa la adopción oficial de las NHF, proporciona
una indicación de las principales diferencias identificadas hasta la fecha sobre la base de la orientación actual de las NITF, en relación
con nuestras políticas contables de GAAP canadienses en la convergencia y al 31 de Diciembre 2010. Esta discusión refleja
nuestros supuestos y expectativas más recientes; pueden surgir circunstancias, tales como cambios en las NITE, 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 NIF y los ajustes relacionados a los estados financieros
estarían sujetos a la aprobación del Comité de Auditoría, Finanzas y Riesgo, antes de ser ultimado. En consecuencia, la discusión
anterior está sujeta a cambios.

46

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. 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.

Resultado antes de partidas extraordinarias y Utilidad Neta Diluida antes de Partida Extraordinarias por Acción

Estas medidas complementarias no-GAAP se proporcionan para ayudar a los lectores en la comparación de los resultados de un
ejercicio a otro sin el impacto de las partidas extraordinarias que son considerados por las administraciones no operacionales y/o no
recurrentes. El ingreso diluido antes de partidas extraordinarias por acción se ha calculado dividiendo la utilidad neta antes de partidas
extraordinarias por el número promedio ponderado diluido de acciones ordinarias en circulación.

En la tabla siguiente se muestra una conciliación del resultado neto y los resultados netos antes de partidas extraordinarias y el cálculo
del resultado neto diluido antes de partidas extraordinarias por acción:

($ MILLONES, EXCEPTO NUMERO DE ACCIONES O MONTOS POR ACCION) A) O 2009
Resultado neto $ 101.7 $ 0.7
Utilidad en ventas de activos de Kitimat (22.2) –
Resultado neto antes de partidas extraordinarias $ 79.5 $ 0.7
Promedio ponderado diluido del número de acciones ordinarias (millones) 93.5 92.7
Resultado neto diluido por acción antes de partidas extraordinarias $ 0.85 $ 0.01

47

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:

($ MILLONES) 2010 2009
Flujo de efectivo de actividades operacionales s 153 $ 110
Más (menos)::
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de flujos 99 19
Otros desembolsos en efectivo 6 1
Compensaciones en acciones (31) (12)
Otros ítems sin movimiento de efectivo (8) (8)
Gastos financieros 24 27
Intereses y otros ingresos (3) –
Impuesto a la renta – corriente 27 (5)
EBITDA Ajustado $ 267 $ 142

Resultado Operacional y Flujo de efectivo de Actividades Operacionales antes de Cambios en Capital de Trabajo
sin movimiento de Fondos

Resultado Operacional y Flujo de efectivo de Actividades Operacionales antes de Cambios en Capital de Trabajo sin movimiento de
Fondos son conciliadas con mediciones de GAAP Canadiense en nuestro estado de resultado consolidado y estado de flujo de efectivo
consolidado, respectivamente.

INFORMACIÓN FINANCIERA TRIMESTRAL (No auditada)
TRES MESES TERMINADO

($ MILLONES, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) DIC 31 SEP 30 JUN 30 MAR 31
2010

Ventas s 570 $ 481 $ 449 $ 467
Resultado neto 28 33 12 29
Utilidad neta antes de itemes inusuales 28 11 12 29
Utilidad neta básica por acción 0.30 0.36 0.13 0.32
Uu lad neta básica por acción ordinaria antes de itemes inusuales 0.30 0.11 0.13 0.32
Uu lad 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
2009

Ventas $ 382 $ 317 $ 246 $ 254
Utilidad (pérdida) neta 26 (1 (6) (18)
Utilidad (pérdida) neta por acción 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)
Utilidad (pérdida) neta diluida por acción 0.28 (0.01) (0.06) (0.20)

Una discusión y análisis de nuestros resultados para el cuarto trimestre de 2010 se incluye en la Discusión y Análisis de la
Administración (“MDé8zA”) del Cuarto Trimestre 2010 archivada con Canadian Securities Administrators and the U.S. Securities and
Exchange Commission y se incorpora aquí como referencia.

INFORMACION SELECCIONADA ANUAL

($ MILLONES, EXCEPTO CUANDO SE INDIQUE LO CONTRARIO) _ 2010 2009 2008
Ventas $ 1,967 $ 1,1198 $ 2,314
Resultado neto 102 1 169
Utilidad neta básica por acción 1.10 0.01 1.79
Uu lad diluida por acción ordinaria 1.09 0.01 1.78
Uu ad diluida por acción ordinaria antes de ítems inusuales 0.85 0.01 1.78
Dividendos declarados por acción en efectivo 0.620 0.620 0.605
Total activos 3,070 2,923 2,799
Total pasivos largo -plazo 1,025 982 864

48

CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS

Controles y Procedimiento de Divulgación

Los controles y procedimiento de divulgación son aquellos controles y procedimientos que se diseñan para asegurar que la
información requerida a ser revelada en las presentaciones bajo las regulaciones vigentes de valores, es registrada, procesada,
resumida e informada dentro de periodos específicos. Al 31 de Diciembre de 2010, bajo la supervisión y con la participación de
nuestra administración, inclusive nuestro Gerente General y el Gerente de Finanzas, efectuamos una evaluación de la eficacia del
diseño y operación de los controles y procedimientos de revelación de la Compañía. Basándose en esta evaluación, el Gerente General
y el Gerente de Finanzas han concluido que nuestros controles y procedimientos de divulgación son efectivos.

Informe Anual de la Administración del Control Interno sobre los Informes Financieros

La gerencia es responsable de establecer y mantener un sistema de control interno adecuado sobre la información financiera. El
control interno sobre la información financiera incluye aquellas políticas y procedimientos que (1) están relacionadas con la
mantención de los registros que, con un detalle razonable, en forma exacta y razonablemente reflejan las transacciones y usos de
nuestros activos; (2) entrega una certeza razonable que todas las transacciones son registradas apropiadamente para permitir la
preparación de los estados financieros de acuerdo con principios contable generalmente aceptados, y que nuestros ingresos y
desembolsos son efectuados de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores; y (3) provee una seguridad razonable
respecto de la prevención o detección oportuna de compras no autorizadas, uso o disposición de nuestros activos que pudieran tener un
efecto material sobre los estados financieros.

El diseño de cualquier sistema de control interno y procedimientos se basa en parte en ciertos supuestos sobre la probabilidad de
eventos futuros. No puede existir seguridad de que algún diseño pueda tener éxito en lograr sus objetivos bajo condiciones potenciales
futuras, sin importar cuán remotos sean.

Bajo la supervisión y con la participación de nuestra gerencia, nuestro Gerente General y el Gerente de Finanzas,la administración
llevó a cabo una evaluación de la eficacia de nuestro control interno sobre la información financiera al 31 de diciembre 2010,
basándose en el marco de trabajo descrito en el Marco Integrado de Control Interno emitido por el Comité de Organizaciones
Auspiciadores de la Comisión Treadway, (COSO). Basándose en nuestra evaluación, bajo este marco de trabajo, la administración
concluyó que nuestro control interno sobre la información financiera era efectivo a dicha fecha.

KPMG LLP (“KPMG”), empresa de contadores públicos independientes registrados, quienes auditaron y opinaron sobre nuestros
estados financieros, han emitido su reporte de certificación respecto de la efectividad de nuestro sistema de control interno sobre los
informes financieros al 31 de diciembre 2010. Esta certificación se incluye en la página 2 de nuestros estados financieros
consolidados.

Cambios en los Controles Internos sobres la Información Financiera
No ha habido cambios durante el año terminado al 31 de diciembre de 2010 en los controles internos sobre informes financieros que
haya afectado materialmente, o que sea razonablemente probable que afecten los controles internos sobre dichos informes financieros.

49

DECLARACIONES PROYECTADAS FUTURAS

Esta Discusión y Análisis de la Administración del 2010, contiene declaraciones de proyecciones futuras respecto de nosotros y de la
industria química. Las declaraciones que incluyen las palabras “cree,” “espera,” “puede,” “sería,” “debería,” “busca,” “intenta,”
“planea,” “estima,” “anticipa,” o la versión negativa de tales palabras u otros términos comparables y afirmaciones similares de

declaraciones de naturaleza futura o de proyecciones futuras identifican declaraciones de proyecciones futuras.

”

Más en particular y sin limitación, cualquier declaración en relación a las siguientes son declaraciones de proyecciones futuras:

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,

fecha de cierre esperada (ya sea temporal o permanente) o re-inicio de oferta metanol existente (incluyendo nuestras propias
plantas), incluyendo, sin limitación, la calendarización de cortes planificado por mantenimiento,

precios esperados del metanol y energía,

niveles previstos y el calendario de suministro de gas natural a nuestras plantas, incluyendo, sin limitación, los niveles de suministro
de gas natural de las inversiones en exploración y desarrollo de gas natural en Chile y Nueva Zelanda y la disponibilidad de gas
natural a un precio económico en Chile, Nueva Zelanda y Canadá,

capitales comprometidos por terceros hacia exploración futura de gas natural en Chile y Nueva Zelanda,

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,

tasas de producción esperadas de nuestras plantas, incluyendo nuestras plantas de Chile y la nueva planta de metanol en Egipto que
estrá actualmente en la etapa de puesta en marcha y el reinicio de nuestra planta Medicine Hat esperado para el segundo trimestre de
2011,

costos de operación esperados, incluyendo la materia prima de gas natural y los costos de logística,
tasas de impuestos esperados o resoluciones de disputas tributarias,
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,
capacidad para cumplir con los convenios relacionados con nuestras obligaciones de deuda a largo plazo, incluyendo, sin limitación,
la deuda con garantías limitadas de Egipto que tiene condiciones asociadas con la finalización operacional de la planta y las
hipotecas relacionadas que requieren acciones por parte de entidades gubernamentales,
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,
impacto esperado de las medidas reglamentarias, incluidas las evaluaciones de carcinogenicidad de metanol, formaldehído y MTBE,
la imposición de límites de emisión de formaldehído y legislación relacionada con las emisiones de CO2 en Nueva Zelanda y
Canadá,

e actividad económica mundial o regional esperada (incluyendo niveles de producción industrial),
acciones esperadas de los gobiernos, proveedores de gas, los juzgados y tribunales, o de terceros, y

impacto esperado en nuestros resultados de operaciones en Egipto y nuestra situación financiera como consecuencia de las medidas
adoptadas por el Gobierno de Egipto y sus organismos.

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:

E oferta, demanda y precio de metanol, derivados de metanol, gas natural, petróleo y petróleo sus derivados,
éxito de la exploración de gas natural en Chile y Nueva Zelanda y nuestra capacidad para conseguir a un precio económico
gas natural en Chile, Nueva Zelanda y Canadá,

tasas de producción de nuestras plantas, incluyendo nuestras plantas Chilenas y la nueva planta de metanol en Egipto que
actualmente está en la etapa de puesta en marcha y el reinicio de la planta Medicine Hat esperada para el segundo trimestre de 2011,

50

recepción de consentimientos o aprobaciones de terceros, incluyendo sin limitación, aprobaciones gubernamentales de derechos de
propiedades e hipotecas relacionadas en relación con derechos de exploración de gas natural, derechos de comprar gas natural, o el
establecimiento de nueva normativa para combustibles,

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,

capacidad para cumplir con los convenios relacionados con nuestras obligaciones de deuda a largo plazo, incluyendo, sin limitación,
la deuda con garantías limitadas de Egipto que tiene condiciones asociadas con la finalización operacional de la planta y las
hipotecas relacionadas que requieren acciones por parte de entidades gubernamentales,

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 y capacidad de ejecutar 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:

= 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,
el precio del gas natural, petróleo y derivados del petróleo,
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 de Chile y Nueva Zelanda y Canadá en términos comercialmente aceptables,

la fecha de puesta en marcha y el costo para completar nuestro nuevo proyecto de metanol de joint venture en Egipto,
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 o contratos existentes,

condiciones económicas mundiales, y

otros riesgos descritos en nuestro reporte Discusión y Análisis de la Administración de 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.

51

RESPONSABLES DEL INFORME FINANCIERO

Los estados financieros consolidados y toda la información financiera contenida en el informe anual son de responsabilidad de la
gerencia. Los estados financieros consolidados han sido preparados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados
de Canadá y, donde corresponda, han incorporado estimaciones basadas en el mejor juicio de gerencia.

La gerencia es responsable de establecer y mantener controles internos adecuados sobre el proceso de informes financieros. Bajo la
supervisión y con la participación de nuestra gerencia, incluyendo al Gerente General y Gerente de Finanzas, realizamos una
evaluación de la efectividad de nuestros controles internos sobre el proceso de informes financieros basándose en el marco de control
interno establecido en Control Interno – Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones Auspiciadoras de la Comisión de
Treadway. Basado en nuestra evaluación, nuestra gerencia concluyó que el sistema de controles internos sobre el proceso de informes
fue efectivo al 31 de Diciembre de 2010.

El Directorio es responsable de garantizar que la gerencia cumpla sus responsabilidades respecto de los informes financieros y del
control interno, y es responsable de la revisión y aprobación de los estados financieros consolidados. El Directorio lleva a cabo esta
responsabilidad principalmente mediante el Comité de Auditoría, Finanzas y Riesgos (el Comité).

El Comité está compuesto de cinco directores que no tienen la posición de gerentes, todos los cuales son independientes como lo
definen las normas vigentes en Canadá y en Estados Unidos. El Comité es nombrado por el Directorio para ayudarle a cumplir su
responsabilidad supervisora respecto a: la integridad de los estados financieros de la Compañía, comunicados de prensa y presentación
de información a entes reguladores de mercado; proceso de informes financieros; sistemas de controles internos contables y
financieros; calificaciones profesionales e independencia del auditor externo; desempeño de los auditores externos; procesos de
administración de riesgos; planes financieros; planes de pensión; y cumplimiento de la Compañía con las políticas éticas y los
requisitos legales y regulatorios.

El Comité se reúne regularmente con la gerencia y los auditores de la Compañía. KPMG LLP, Contadores Externos, para discutir
situaciones de control internos y asuntos importantes sobre informes financieros y de contabilidad. KPMG tiene acceso total e
irrestricto al Comité. KPMG ha auditado los estados financieros consolidados y la eficacia de los controles internos sobre los informes
financieros. Se incluye la opinión de ellos en el Informe Anual.

lar e

A. Terence Poole Bruce Aitken lan Cameron
Presidente del Comité de Auditoría, Presidente y Vice Presidente Ejecutivo, Gerente Desarrollo
Finanzas y Riesgos Gerente General Corporativo y Gerente de Finanzas

March 24, 2011

52

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los Accionistas y Directorio de Methanex Corporation

Hemos auditado los balances generales consolidados de Methanex Corporation (la “Sociedad”) al 31 de Diciembre de 2010 y 2009 y
los estados consolidados de resultados, patrimonio, resultados integrales y flujos de efectivo para los años terminados en esas fechas.
Estos estados financieros son de responsabilidad de la administración de la Sociedad. Nuestra responsabilidad consiste en expresar
una opinión sobre estos estados financieros basados en nuestras auditorias.

Efectuamos nuestras auditorias de conformidad con las normas de auditoría generalmente aceptadas de Canadá y las normas de la
Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades Públicas (Estados Unidos). Estos estándares requieren que planifiquemos y
realicemos la auditoría para obtener seguridad razonable que los estados financieros no contienen errores materiales. Una auditoría
incluye examinar, en base a pruebas, evidencia que respalda los montos y revelaciones de los estados financieros. Una auditoría
también incluye la evaluación de los principios contables aplicados, y las estimaciones significativas hechas por la gerencia, como
asimismo evaluar la presentación general de los estados financieros. Creemos que nuestra auditoría entrega una base razonable para
nuestra opinión.

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados referidos anteriormente presentan razonablemente, en todos los aspectos
materiales, la posición financiera de la Compañía al 31 de diciembre del 2010 y 2009, y los resultados de sus operaciones y flujos de
caja por los años terminados en esas fechas de acuerdo con principios contables canadienses generalmente aceptados.

También hemos auditado, de conformidad con las normas de la Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades Públicas (Estados
Unidos), la eficacia de los controles internos de la Sociedad sobre los informes financieros al 24 de Marzo de 2011, basándose en los
criterios establecidos en el Control Interno – Marco Interno emitido por el Comité de Auspicio de Organizaciones de la Comisión
Treadway (COSO), y nuestro informe de fecha 24 de marzo de 2011 expresó una opinión sin salvedades sobre la efectividad de los
controles internos de informes financieros de la Compañía.

kPaó “P_
An

Chartered Accountants
Vancouver, Canada
24 de Marzo 2011

53

INFORME DE LOS CONTADORES PÚBLICOS REGISTRADOS INDEPENDIENTES
A los Accionistas y Directorio de Methanex Corporation

Hemos auditado los controles internos sobre los informes financieros de Methanex Corporation (“la Sociedad”) al 31 de Diciembre
2010, basándose en los criterios establecidos en Control Interno – Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones
auspiciadores de la Comisión Treadway (COSO). La administración de la Sociedad es responsable de mantener controles internos
efectivos sobre los informes financieros y por la evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los informes financieros que
se incluye en la sección titulada “Informe Anual de la Administración sobre Controles Internos de Reportes Financieros” que se
incluye en el Análisis y Discusión de la Administración. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre la efectividad

de los controles internos de la compañía sobre los informes financieros basados en nuestra auditoría.

Efectuamos nuestra auditoria de conformidad con los estándares de la Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades Públicas
(Estados Unidos). Aquellos estándares requieren que nosotros planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad
razonable de si controles internos efectivos sobre informes financieros se mantuvieron en todos los aspectos materiales. Nuestra
auditoría incluyó la obtención de la comprensión de controles internos sobre informes financieros, evaluación de riesgos que una
debilidad material pudiere existir, y probar y evaluar el diseño y efectividad de su operación de controles internos, sobre la base del
riesgo evaluado. Nuestra auditoria también incluyó la ejecución de otros procedimientos en la medida que se consideraron necesarios.
Creemos que nuestra auditoría entrega una base razonable para nuestra opinión.

El control interno de una sociedad sobre informes financieros es un proceso diseñado para entregar una seguridad razonable con
respecto a la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de los estados financieros para efectos externos de
conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados. El control interno de una Sociedad sobre informes financieros
incluye aquellas políticas y procedimientos que (1) digan relación con la mantención de registros que, en detalle razonable, reflejan
exactamente las transacciones y usos de los activos de la sociedad; (2) entregan una seguridad razonable de que las transacciones se
han registrado según sea necesario para permitir la preparación de los estados financieros de conformidad con los principios de
contabilidad generalmente aceptados, y que los ingresos y gastos de la sociedad se han realizado de conformidad con las
autorizaciones de la gerencia y los directores de la sociedad; y; (3) entregan una seguridad razonable sobre la prevención o la
detección oportuna de la adquisición, uso o enajenación de los activos de la sociedad sin la autorización debida, que podrían tener un
efecto importante en los estados financieros.

Debido a las limitaciones inherentes, los controles internos sobre informes financieros podrían no impedir ni detectar errores.
Además, las proyecciones de una evaluación de la eficacia a periodos futuros están sujetas al riesgo de que el control se convierta
inadecuado debido a los cambios de las condiciones, o que el grado de cumplimiento con las políticas o procedimientos se pueda
deteriorar.

En nuestra opinión, la sociedad mantuvo, en todos los aspectos materiales, controles internos efectivos sobre informes financieros al
31 de Diciembre de 2010, basándose en los criterios establecidos en Controles Internos- Marco Integrado emitido por el Comité de
Organizaciones Auspiciadoras de la Comisión Treadway (COSO).

También hemos efectuado una auditaría de conformidad con las normas de auditoría generalmente aceptados en Canadá y normas de
la Junta Supervisora de Contabilidad de Sociedades Públicas (Estados Unidos) sobre los balances generales consolidados 31 de
Diciembre de 2010 y 2009 y los estados consolidados de resultados, patrimonio, utilidad (pérdida) integrales y flujos de efectivo para
los años terminados en esas fechas y nuestro informe de fecha 24 de Marzo de 2011 expresa una opinión sin salvedades sobre dichos
estados financieros consolidados.

xxPnó “el _
a

Chartered Accountants
Vancouver, Canada
21 de Marzo 2011

54

Balance General Consolidado

(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)

AL 31 DE DICIEMBRE – 20 2009
ACTIVOS
Activos circulantes:
Efectivo y efectivo equivalente $ 193,794 $ 169,788
Cuentas por Cobrar (nota 3) 320,027 257,418
Inventarios 230,322 171,554
Gastos anticipados 26,877 23,893
771,020 622,653
Activo fijo (nota 5) 2,213,836 2,183,787
Otros activos (nota 7) 85,303 116,977
$ 3,070,159 $ 2,923,417
PASIVOS Y PATRIMONIO
Pasivos circulantes:
Cuentas por pagar y provisiones $ 250,730 $ 232,924
Obligaciones largo plazo con vencimiento en el corto plazo (nota 8) 49,965 29,330
Otros pasivos largo plazo con vencimiento en el corto plazo (nota 9) 13,395 9,350
314,090 271,604
Obligaciones largo plazo (nota 8) 896,976 884,914
Otros pasivos largo plazo (nota 9) 128,502 97,185
Impuesto diferido (nota 13) 307,865 300,510
Interés minoritario 146,099 133,118
Patrimoni
Capital
25,000,000 acciones preferentes autorizadas sin valor par o nominal
Autorización ilimitada de acciones ordinarias sin valor par o nominal
Acciones ordinarias emitidas y vigentes a1 31 de Diciembre 2010 era 92,632,022 (2009 – 92,108,242) 440,092 427,792
Sobreprecio en venta de acciones 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

Compromisos y contingencias (notas 13 al 19)

Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.

Aprobado por el Directorio:

LH ais

A. Terence Poole Bruce Aitken
Director Director

55

Estados Consolidados de Resultados

(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)

PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DICIEMBRE 2010 2009
Ingresos por ventas 1,966,583 $ 1,198,169
Costo de ventas y gastos de la operación (1,699,845) (1,056,342)
Depreciación y amortización (131,381) (117,590)
Utilidad en la venta de activos de Kitimat (nota 2) 22,223 –
Resultado operacional 157,580 24,237
Intereses financieros (nota 11) (24,238) (27,370)
Intereses y otros ingresos (gastos) 2,779 (403)
Utilidad (pérdida) antes de impuestos 136,121 (3,536)
Impuestos a la renta (nota 13):

Corriente (27,033) 5,592
Diferido (7,355) (1,318)
(34,388) 4,274

Resultado neto 101,733 $ 738
Utilidad neta básica por acción ordinaria 110 $ 0.01
Utilidad neta diluida por acción ordinaria 109 $ 0.01
Promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes (nota 1(k)) 92,218,320 92,063,371
93,503,568 92,688,510

Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias vigentes (nota 1(k))

Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados .

56

Estados de Patrimonio Consolidado

(Miles de dólares americanos, excepto número de acciones ordinarias)

Número de Capital Sobreprecio en Otras pérdidas
Acciones ventas de Utilidades integrales
Ordinarias acciones Retenidas acumuladas| Total Patrimonio
Saldos, 31 Diciembre 2008 92,031,392 427,265 $ 22,669 $ 862,507 $ (24,025) | $ 1,288,416
Resultado neto – – – 738 – 738
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 4,440 – – 4,440
Emisión de acciones ejercicio de
opciones de acciones 76,850 425 – – – 425
Reclasificación de fecha valor
equitativo al ejercer opciones de
acciones – 102 (102) – – –
Pago dividendos – – – (57,087) – (57,087)
Otras pérdidas integrales – – – – (846) (846)
Saldos, 31 Diciembre 2009 92,108,242 427,792 27,007 806,158 (24,871) 1,236,086
Resultado neto – – – 101,733 – 101,733
Gasto por compensación para
opciones de acciones – – 2,364 – – 2,364
Emisión de acciones ejercicio de
opciones de acciones 523,780 9,237 – – – 9,237
Reclasificación de fecha valor
equitativo al ejercer opciones de
acciones – 3,063 (3,063) – – –
Pago dividendos – – – (57,200) – (57,200)
Otras pérdidas integrales – – – – (15,593) (15,593)
Saldos, 31 Diciembre 2010 92,632,022 440,092 $ 26,308 $ 850,691 $ (40,464) | $ 1,276,627
See accompanying notes to consolidated financial statements.
Estados Consolidado de Utilidad (Pérdidas) Integrales
(Miles de dólares americanos)
PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DICIEMBRE – 200 2009
Resultado neto $ 101,733 $ 738
Otros ingresos (pérdidas) integrales:
Cambios en el valor justo de contratos de moneda forward, neto de impuestos – 36
Cambio en el valor justo de contratos swap de tasa de interés, neto de impuesto (nota 16) (15,593) (882)
(15,593) (846)
$ 86,140 (108)

Ingresos (pérdidas) integrales

Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.

57

Estados Consolidados de Flujo de Efectivo

(Miles de dólares americanos)

2010

PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DICIEMBRE 2009
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES OPERACIONALES
Resultado neto $ 101,733 $ 738
Agregar (deducir) ítems sin movimiento de efectivo:
Depreciación y amortización 131,381 117,590
Utilidad en la venta de activos de Kitimat (22,223) –
Impuestos diferidos 7,355 1,318
Compensaciones basadas en acciones 31,496 12,527
Otros 7,897 7,639
Otros pagos en efectivo, incluyendo compensaciones basadas en acciones (6,051) (11,302)
Flujo de efectivo de actividades operacionales antes de lo indicado a continuación 251,588 128,510
Cambios en capital de trabajo sin movimiento de efectivo (nota 14) (98,706) (18,253)
152,882 110,257
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES FINANCIERAS
Dividendos pagados (57,200) (57,087)
Obligaciones con garantías limitadas 67,515 151,378
Pagos de obligaciones con garantías limitadas (30,991) (15,282)
Contribuciones de capital accionistas minoritarios 23,376 45,103
El n de acciones por ejercicio de opciones de acciones 9,237 425
Liquidación de contratos swap de tasa de interés (15,682) (6,386)
Otros, neto (5,999) (6,720)
(9,744) 111,431
FLUJO DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSION
Venta de activos 31,771 –
Venta de activo fijo (58,154) (60,906)
Planta en construcción en Egipto (85,996) (261,646)
Activos petróleo y gases (24,233) (22,840)
GeoPark pagos (financiamiento) 20,227 (9,285)
Movimiento en provisiones en deudas de proyectos 372 5,229
Otros activos, neto (769) (2,454)
Cambios en capital de trabajo no-monetario (nota 14) (2,350) (28,428)
(119,132) (880,330)
Aumento (Disminución) de efectivo y efectivo equivalente 24,006 (158,642)
Efectivo y efectivo equivalente a principios de año 169,788 328,430
Efectivo y efectivo equivalente a fines de año s 193,794 $ 169,788
INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA FLUJO DE EFECTIVO
Intereses pagado $ 57,880 $ 52,767
Impuestos pagados, neto de reembolsos $ 9,090 $ 6,363

Ver notas que acompañan los estados financieros consolidados.

58

Notas a los Estados Financieros Consolidados

(Los montos se muestran en miles de dólares US, excepto donde se señale)
Años terminados 31 de Diciembre 2010 y 2009

1. Políticas contables significativas:

(a) Bases de presentación:

Estos estados financieros consolidados se preparan de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Canadá.
Estos principios contables son distintos en algunos aspectos de aquellos generalmente aceptados en Estados Unidos, y las diferencias
significativas se describen y concilian en Nota 20.

Estos estados financieros consolidados incluyen los estados financieros de Methanex Corporation, de las subsidiarias con propiedad y
de las subsidiarias en donde existe el control y la proporción de los estados financieros en entidades controladas en forma conjunta
(colectivamente la Sociedad). En aquellas entidades en donde la sociedad tiene el control aún cuando no tenga la propiedad, se incluye
la proporción que no está bajo control en los estados financieros y representa la participación de los accionistas que no tienen el
control en los activos netos de la sociedad.. En conformidad con la Guía Contable No.15, Consolidación de entidades con
participación variable, la Sociedad también consolida las entidades de interés variable cuando es la primera beneficiaria, según lo
definido. Cuando la sociedad no tiene el control, pero ejerce una influencia significativa sobre la entidad, la Sociedad aplica el método
de valor patrimonial. Todas las transacciones y balances significativos entre empresas relacionadas han sido eliminados. La
preparación de estos estados financieros consolidados requiere de estimaciones y supuestos que afectan a los montos informados y
revelados en los estados financieros y sus notas. Las políticas que requieren de estimaciones significativas se describen a
continuación. Los resultados reales podrían diferir de aquellas estimaciones.

(b) Moneda del informe y conversión de moneda extranjera:

La mayor parte de los negocios de la Compañía se transan en dólares de Estados Unidos y, por lo tanto, estos estados financieros
consolidados han sido medidos y expresados en esa moneda. La sociedad convierte partidas monetarias expresadas en moneda
extranjera a los tipos de cambio vigentes a las fechas del balance y los ingresos y gastos a tipos de cambio promedios del año. Las
utilidades y pérdidas cambiarias se incluyen en resultados.

(c) Efectivo equivalentes:
Los equivalentes de efectivo incluyen valores con vencimiento a tres meses o menos desde la fecha de compra.

(d) Cuentas por cobrar:

La Compañía da crédito a sus clientes en el curso normal de sus negocios. La Compañía realiza evaluaciones de créditos de sus
clientes en forma continua y mantiene provisiones por potenciales pérdidas. La Compañía registra provisiones por cuentas incobrables
o castiga el monto por cobrar hasta su valor neto estimado de realización. Las pérdidas por crédito históricamente han estado dentro
del rango de las expectativas de la gerencia.

(e) Inventarios:
Los inventarios se valorizan al más bajo, entre el costo y el valor neto realizable estimado. El costo es determinado sobre la base
primero en entrar primero en salir e incluye costos directos de compra, costos de producción y de transporte.

(f) Activo fijo:

El activo fijo se registra al costo. Los intereses incurridos durante la construcción se capitalizan al costo del activo hasta que el activo
esté en operaciones en la forma esperada por la administración. Las reparaciones de rutina y mantenimiento se cargan a gastos cuando
se incurren. A intervalos regulares, la Compañía lleva a cabo un paro programado y la inspección (cambio) en sus plantas para realizar
trabajos importantes de mantenimiento y reposición de catalizador. Los costos asociados con estos paros se capitalizan y se amortizan
en el período hasta el próximo paro programado.

La depreciación y amortización generalmente se determina en base lineal, o en el caso de las operaciones de Nueva Zelanda, sobre la
base unidades de gas consumido, a tasas calculadas para amortizar el costo del activo fijo desde el inicio de las operaciones
comerciales a lo largo de sus vidas útiles estimadas hasta su valor residual estimado.

La sociedad periódicamente revisa el valor libro de sus activos para evaluar la pérdida de valor cuando existen circunstancias que
indican que el valor de un activo pudiese no ser recuperable. Si se determina que los flujos no descontados de un activo son menores
que su valor libro, el activo se castiga hasta su valor justo.

59

(g) Otros activos:

Los derechos de comercialización y producción se capitalizan en otros activos y se amortizan e incluyen en gastos de depreciación y
amortización sobre una base apropiada para cargar el costo de los activos a resultados.

Los costos financieros relacionados con líneas de financiamiento no giradas se capitalizan en otros activos y se amortizan como gasto
financiero durante el periodo de la línea de crédito. Los costos financieros relacionados con financiamiento para proyectos se
capitalizan en otros activos hasta que el financiamiento del proyecto es totalmente girado. Una vez que el financiamiento del proyecto
es totalmente girado, estos costos se reclasifican para presentar la obligación de largo plazo neta de costos financieros. Los honorarios
financieros incluidos en otros pasivos de largo plazo se amortizan como gasto financiero durante el periodo de vigencia del crédito
sobre una base de interés efectiva.

(h) Obligaciones por retiro de activos:

La Sociedad reconoce obligaciones por retiros de activos para aquellas faenas donde se puede determinar razonablemente una
estimación definitiva del valor justo de la obligación. La Sociedad estima el valor justo determinando el costo actual de mercado
requerido para liquidar la obligación de retiro de activo y ajusta por la inflación hasta la fecha esperada de los gastos, y descuenta este
monto a valor presente a la fecha en que la obligación se incurrió originalmente. Puesto que la obligación se registra inicialmente a su
valor presente, se aumenta cada período, hasta la fecha estimada de liquidación. El gasto resultante se denomina gasto de acreción y se
incluye en el costo ventas y gastos de la operación. . Las obligaciones de retiro de activos no son reconocidas con respecto a activos
con vida útil indefinida o indeterminable puesto que el valor justo de las obligaciones de retiro de activos no puede ser estimado
razonablemente, debido a las incertidumbres de la ocurrencia de los gastos. La Sociedad revisa las obligaciones de retiro de activos
periódicamente y ajusta la obligación según sea necesario para reflejar los cambios en los flujos de caja futuros estimados y los
tiempos que subyacen a la medición del valor justo.

(i) Beneficios futuros de los empleados:

Las obligaciones devengadas por beneficio de pensión y gastos relacionados para planes de pensión de beneficios definidos se
determinan utilizando rendimientos actuales de bonos de mercado para medir la obligación de beneficio de pensión devengada. Los
ajustes a esta obligación devengada y el valor justo de los activos del plan que emanan de cambios en los supuestos actuariales,
experimentan utilidades y pérdidas, y enmiendas al plan que superen 10% del valor mayor entre la obligación devengada y el valor
justo de los activos del plan se amortizan con cargo a resultados sobre una base lineal, durante la vida útil restante promedio estimada
del grupo de empleados. El costo de planes de beneficios definidos de aporte se reconoce en resultados sobre base devengada.

(¡) Stock-based compensation:

La empresa otorga premios basados en acciones como un elemento de compensación. Los premios basados en acciones concedidos
por la Compañía puede incluir las opciones sobre acciones, derechos revalorización de las acciones tándem, derechos de
revalorización de las acciones, unidades de acciones diferidas, unidades de acciones restringidas o unidades de acciones de
rendimiento.

Para las opciones de acciones concedidas por la Compañía, el costo del servicio recibido se mide sobre la base de una estimación del
valor justo en la fecha de la concesión. El valor justo de la fecha de la concesión es reconocida como gastos de compensación durante
el período de servicio relacionado con el correspondiente aumento en el excedente aportado. Al ejercer las opciones de acciones, el
importe recibido, junto con los gastos de compensación previamente registrados como excedente aportado, se abona al capital de
acciones. La Compañía utiliza el modelo de precios de opciones de Negro-Scholes para estimar el valor justo de cada opción de
acciones en la fecha de la concesión.

Los derechos sobre la revalorización de acciones son unidades que otorgan a su tenedor el derecho a recibir un pago en efectivo al
ejercer 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. Los derechos de apreciación de acciones tándem le da al tenedor una elección entre ejercer una opción de
acciones normal o un derecho sobre la revalorización de acciones. Los derechos de revalorización de acciones y los derechos de
revalorización de acciones 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. Los cambios en el valor intrínseco se reconocen en resultados para la proporción del servicio
que ha prestado en cada fecha de presentación de informes.

Las unidades de acciones diferidas, restringidas y de rendimiento son premios de acciones comunes nocionales que se pueden canjear
por dinero en efectivo basado en el valor de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y no son diluyen para los accionistas.
Las unidades de acciones de rendimiento tienen una característica adicional donde el número final de unidades que se devengan será
determinado por el retorno total de los accionistas de la Compañía en relación a un objetivo predeterminado durante el período de
devengo. El número de unidades que en última instancia se devengará, estará en el rango del 50% al 120% de la concesión original. El
valor justo de las unidades de acciones diferidas, restringidas y de rendimiento se mide inicialmente en la fecha de la concesión basada
en el valor de mercado de las acciones ordinarias de la Compañía y se reconoce en resultados durante el período de los servicios
relacionados. Los cambios en el valor justo se reconocen en resultados por la proporción del servicio que se ha prestado en cada fecha
de presentación de informes.

60

Información adicional relacionada con el plan de opciones de acciones, los supuestos utilizados en el modelo de fijación de precios de
opciones de Negro-Scholes, los derechos de revalorización de las acciones tándem, los derechos de revalorización de acciones y las
unidades de acciones diferidas, restringidas y por desempeño de la Compañía se describen en la nota 10.

(k) Ingreso neto por acción ordinaria:

La Sociedad calcula el ingreso neto básico por acción ordinaria dividiendo el resultado neto por el número promedio ponderado de acciones
ordinarias vigentes y calcula el resultado neto diluido por acción ordinaria bajo el método de acciones propias readquiridas. Bajo el
método de acciones propias readquiridas, el promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes para calcular el resultado neto
diluido por acción supone que el total del ingreso por recibir al ejercer las opciones de acciones diluidas y la porción no reconocida del
valor justo de las opciones de acciones se aplica a la recompra de acciones ordinarias al precio promedio de mercado para el período.
Una opción de acciones se puede diluir solamente cuando el precio promedio de mercado de acciones ordinarias durante el período
supera el precio de ejercicio de la opción de acciones. El ingreso neto diluido por acción ordinaria se calcula sin el efecto de los
derechos de revalorización de acciones tándem.

Una conciliación del promedio ponderado de acciones ordinarias vigentes es la siguiente:

PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2 2009
Denominador para resultado neto básico por acción ordinaria 92,218,320 92,063,371
Efecto de opciones accionarias diluidas 1,285,248 625,139
Denominador para resultado neto diluido por acción ordinaria 93,503,568 92,688,510

Al 31 de diciembre de 2010, 1.590.270 opciones de acciones (2009 – 3.487.764 opciones de acciones) fueron excluidas del cálculo del
promedio ponderado de acciones ordinarias diluida ya que su efecto habría sido anti-dilutivo.

(I) Reconocimiento de Ingresos:

Los ingresos por ventas se reconocen basándose en las condiciones contractuales individuales cuando el título y riesgo de pérdida del
producto se traspasa al cliente, lo que ocurre generalmente al momento en que se realiza el embarque. Los ingresos por ventas se
reconocen al momento de la entrega en la ubicación del cliente si la Sociedad retiene el título el riesgo de pérdida durante el
embarque. Para el metanol embarcado a consignación, los ingresos se reconocen cuando el cliente consume el metanol. Para el
metanol vendido en base a comisión, el ingreso proveniente de la comisión se incluye en ventas cuando se devenga.

(m) Instrumentos Financieros:

Los instrumentos financieros deben clasificarse en una de cinco categorías y dependiendo de la categoría, será medido a su costo
amortizado o valor justo. Las inversiones que se mantienen hasta su vencimiento, préstamos y cuentas por cobrar y otras obligaciones
financieras, se miden a su costo amortizado. Los activos y pasivos financieros mantenidos para su comercialización, y los activos
financieros disponibles para la venta se miden a la fecha de balance a su valor justo. Los cambios en el valor justo de activos y pasivos
financieros mantenidos para su comercialización se reconocen en resultados, a diferencia del cambio en el valor justo de los activos
financieros disponible para la venta se reconocen en otros resultados integrales hasta que el activo se elimina o experimenta pérdida de
valor, en cuya caso los montos serán registrados en resultados. La Compañía clasifica su efectivo y efectivo equivalente como
mantenido para la venta. Las cuentas por cobrar se clasifican como préstamos y cuentas por cobrar. Las cuentas por pagar y
provisiones, obligaciones de largo plazo, netas de costos financieros, y otras obligaciones de largo plazo se clasifican como otras
obligaciones financieras.

Bajo estas normas, los instrumentos financieros derivados, incluyendo derivados subyacentes, se clasifican como mantenidos para la
venta y se registran en el balance a valor justo, a no ser que estén exentos. La Compañía registra todos los cambios en valor justo de
los instrumentos financieros derivados en resultados, a menos que, los instrumentos sean designados como cobertura de flujo de caja.
La Compañía entra en, y designa como cobertura de flujo de caja ciertos contratos swap de tasa de interés para cubrir la exposición de
variación de tasa de interés variable en sus obligaciones con garantías limitadas. La Compañía entra en, y designa como cobertura de
flujo de caja ciertos contratos forward de venta de moneda para cubrir la exposición de cambio sobre ventas anticipadas. La Compañía
evalúa en la fecha inicial y continuamente si las coberturas son y continúan siendo efectivas para compensar cambios en los flujos de
caja de las transacciones cubiertas. La porción efectiva de cambios en los valores justos de estos instrumentos de coberturas se
reconocen en otros resultados integrales. La porción inefectiva de cambios en los valores justos de estos instrumentos de coberturas se
reconocen en resultados inmediatamente.

(n) Impuestos a la renta:

Los impuestos a la renta diferidos se contabilizan utilizando el método de activos y pasivos. El método de activos y pasivos exige que
los impuestos a la renta reflejen las consecuencias esperadas de diferencias temporales entre los montos libros de activos y pasivos y
sus bases tributarias. Los activos y pasivos de impuestos a la renta diferidos se determinan para cada diferencia temporal basándose en
tasas tributarias actualmente promulgadas o sustancialmente promulgadas que se espera que estén en vigencia cuando los elementos
subyacentes de ingresos o gastos se espera se realicen. El efecto de cambio en las tasas tributarias o en la legislación tributaria se
reconoce en el período de promulgación efectiva. Los beneficios tributarios futuros, tales como saldos de pérdidas acumuladas no por
concepto de capital, se reconocen en la medida en que la obtención de tales beneficios se considera más que probable.

61

La Sociedad devenga impuestos que serán pagados en las fechas de distribuciones desde sus filiales cuando es probable que se
repatríen las utilidades.

La determinación de los impuestos a la renta exige el uso de criterio y estimaciones. Si ciertos criterios o estimaciones demuestran ser
inexactos, o si ciertas tasas tributarias o leyes cambian, los resultados de las operaciones de la Compañía y la posición financiera
podrían verse impactados en forma importante.

(0) Gastos de exploración de petróleo y gas natural y gastos de desarrollo:

La Compañía aplica el método reconocimiento del costo total para contabilizar la inversión en el bloque Dorado Riquelme relacionada
con gastos de exploraciones y desarrollo. De petróleo y gas. Bajo este método, se capitalizan todos los costos, incluyendo los costos
internos y los costos de retiro de activos, directamente asociados con la adquisición, exploración y desarrollo de las reservas de gas
natural. Los costos son consumidos y se amortizan utilizando la unidad de método de producción basado en la estimación de las
reservas probadas. Los costos capitalizados sujetos a castigos incluyen los costos futuros estimados a ser incurridos en el desarrollo de
las reservas probadas. Los costos de los proyectos importantes de desarrollo y los costos de adquisición y evaluación de importantes
propiedades no comprobadas se excluyen de los costos sujetos a consumo hasta que se determine si las reservas probadas son
atribuibles a las propiedades, o ha ocurrido deterioro. Los costos que se han deteriorado se incluyen en los costos sujetos a
agotamiento y amortización.

Bajo la el método de contabilización del costo total, una evaluación de deterioro (“prueba límite”) se realiza sobre una base anual para
todos los activos petroleros y de gas. La pérdida por deterioro se reconoce en resultados cuando el valor libro no es recuperable y el
valor libro excede su valor justo. El valor libro no es recuperable si el valor libro excede la suma de los flujos de caja de las reservas
probadas no descontados. Si la suma de los flujos de caja es menor que el valor libro, la pérdida por deterioro se mide como la
cantidad en que el valor libro exceda la suma de los flujos de caja descontados de las reservas probadas y probables. La Compañía
efectuó la prueba límite máxima anual para su inversión en el bloque Dorado Riquelme y concluyó que nos existía deterioro al 31 de
diciembre de 2010.

(p) Cambios anticipados en los principios contables generalmente aceptados de Canadá:

El Comité de Normas Contables de Canadá confirmó el 1 de enero 2011 como la fecha oficial de convergencia para que las empresas
públicas Canadienses comiencen con la adopción de las Normas Internaciones de Contabilidad (IFRS), según las ha emitido el
International Accounting Standards Board (IASB). En consecuencia, vamos a emitir nuestro primer estados financieros
consolidados interinos de acuerdo con las NIIF emitidas por el IASB a partir del primer trimestre terminado al 31 de marzo de 2011,
con resultados financieros comparativos para el año 2010. Tras la adopción de las NIIF, la Compañía ya no conciliará los estados
financieros con los PCGA de EE.UU., como se presenta en la nota 20.

2. Utilidad en la venta de activos de Kitimat:

Durante el año 2010 la Compañía ejerció la opción de vender los activos Kitimat el terreno y terminal en la suma total de $31.8
millones. El valor neto libro relacionado con los activos vendidos era $9,6 millones, resultando en el reconocimiento de una utilidad
de $22,2 millones en 2010.

3. Cuentas por cobrar:
2010

AL 31 DE DICIEMBRE II 2009
Comerciales $ 257,945 $ 191,002
Impuesto al valor agregado y otros impuestos por recuperar 43,495 56,264
Porción circulante financiamiento de GeoPark (nota 7) 8,800 8,086
Otros 9,787 2,066

$ 320,027 $ 257,418

4. Inventarios:

Los inventarios se valorizan al más bajo, entre el costo, determinado en base primero en llegar primero en salir, y el valor neto
realizable estimado. Sustancialmente todos los inventarios son metanol de producción propia y adquirida de terceros. El monto de
inventario incluido en el costo de las ventas y gastos operacionales y depreciación y amortización durante el año terminado el 31 de
diciembre de 2010 fue $1,604 millones (2009 – $997 millones).

62

5. Activo fijo:

DEPRECIACION VALOR
AL 31 DE DICIEMBRE COSTO ACUMULADA LIBRO

2010
Planta y equipos $ 2,618,802 $ 1,475,323| $ 1,143,479
Planta en construcción – 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

2009
Planta y equipos $ 2,591,480 $ 1,384,939| $ 1,206,541
Planta en construcción – 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

6. Participación en el joint venture Atlas:

La Sociedad tiene una participación de 63,1% en el joint venture en Atlas Methanol Company (Atlas). Atlas posee una planta de
producción de metanol de 1,7 millones de toneladas al año en Trinidad. Se incluyen en los estados financieros consolidados los
siguientes montos que representan la participación proporcional de la Compañía en Atlas:

BALANCES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE – 2 2009
Efectivo y efectivo equivalente $ 10,675 $ 8,252

Otros activos circulantes 80,493 72,667
Activo fijo 231,978 240,290
Efectivo con restricción para provisión incobrables 12,548 12,920
Cuentas por pagar y provisiones 23,934 22,380
Deuda de largo plazo, incluyendo vencimientos corrientes (nota 8) 79,577 93,155
Impuestos diferidos 21,189 18,660
ESTADOS CONSOLIDADOS DE RESULTADOS PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DE DICIEMBRE – 2010 2009
Ventas $ 180,314 $ 194,314

Gastos (165,282) (158,611)
Resultado antes de impuestos 15,032 35,703

Impuestos (3,972) (6,127)
Resultado neto $ 11,060 $ 29,576

ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE – 2010 2009
Flujos de efectivo proveniente de actividades operacionales $ 25,080 $ 36,166

Flujos (egresos) de efectivo proveniente de actividades financieras (14,032) (14,032)
Flujos (egresos) de efectivo proveniente de actividades de inversión (8,625) (3,568)

63

7. Otros activos:

AL 31 DE DICIEMBRE — 200 2009
Derechos de comercialización y producción, neto de amortización acumulada (a) s 11,600 $ 19,099
GeoPark financiamiento (b) 17,068 37,969
Planes definidos de pensión de beneficios (nota 18) 16,007 16,003
Efectivo con restricciones (note 6) 12,548 12,920
Costos de financiamiento diferido, neto de amortización acumulada (c) 1,791 9,725
Otros 26,289 21,261

$ 85,303 $ 116,977

(a) Marketing and production rights, net of accumulated amortization:
Para el año que terminó el 31 de diciembre de 2010, la amortización de derechos de comercialización y producción incluida en la
depreciación y amortización fue de $7,5 millones (2009 – $8,0).

(b) GeoPark financiamiento:

En los últimos años, la Compañía proporcionó a GeoPark Chile Limitada (Geopark) $57 millones (de los cuales $32 millones se han
pagado al 31 de diciembre de 2010) en financiamiento para apoyar y acelerar las actividades de exploración y desarrollo de gas natural
de GeoPark en el bloque Fell, en el sur Chile. GeoPark aceptó abastecer a la compañía con todo el gas natural proveniente del bloque
Fell, en virtud de un acuerdo de suministro exclusivo de diez años. Al 31 de diciembre de 2010, el saldo pendiente es de $25,9
millones, de los cuales $8,8 millones, que representa la porción corriente, se ha registrado en cuentas por cobrar.

(c) Costos de financiamiento diferido, neto de amortización acumulada:

Para el año que terminó el 31 de diciembre de 2010, la amortización de honorarios financieros diferidos incluido en gastos financieros
fue de $0,8 millones (2009 – $0,6). Durante 2010, la Compañía giró completamente la deuda con recurso limitado de Egipto y
reclasificó el saldo correspondiente a los gastos financieros diferidos incluidos en otros activos a deuda a largo plazo.

8. Obligaciones a largo plazo:

AL 31 DE DICIEMBRE 200 2009
Documentos no garantizados:
(i) 8.75% vence 15 de agosto de 2012 (retorno efectivo 8,88%) $ 199,112 $ 198,627
(ii) 6.00% vence 15 de agosto de 2015 (retorno efectivo 6,10%) 143,908 148,705
348,020 347,332
Atlas crédito con recurso limitado (participación proporcional 63,1% ):
(1 Préstamo bancario comercial con intereses pagaderos dos veces al año a tasa LIBOR más un margen que
fluctúa entre 2,25% a 2,75% anual. El capital se paga en doce pagos semestrales que comenzaron en Junio
de 2005 – 7,071
(ii) Documentos garantizados con una tasa de interés y pagos semestrales de 7,95% anual. El capital será
pagado en nueve pagos semestrales a partir de Diciembre de 2010. 55,476 62,064
(iii) Bonos senior con tasa con una tasa de interés de 8,25% anual y pagos de intereses semestrales. El capital
será pagado en cuatro cuotas semestrales a partir de junio 2015. 14,816 14,769
(iv) Préstamos subordinados con una tasa de interés base LIBOR más margen que fluctúa entre 2,25% a 2,75%
por año. El capital será pagado en 19 cuotas semestrales a partir de Diciembre de 2011. 9,285 9,251
79,577 93,155

Egipto: Obligaciones con garantías limitadas:
Cuatro préstamos con intereses pagaderos semestralmente con tasas basada en LIBOR más un margen de

1,0% a 1,7% anual. El capital será pagado en 24 cuotas semestrales que comenzaron en septiembre de 2010. 499,706 461,570
Otras deudas con garantías limitadas 19,638 12,187
Total deuda largo-plazo* 946,941 914,244
Menos vencimientos circulantes (49,965) (29,330)

$ 896,976 $ 884,914

1 La deuda total se presenta neta de las honorarios financieros diferidos de $18.5 millones al 31 de diciembre de 2010 (2009 – $14,7 millones).

La deuda con garantías limitada de Egipto devengará intereses a la tasa LIBOR más un margen. La Compañía ha firmado contratos
swap de tasas de interés para proteger los pagos de intereses basados en LIBOR por un tasa fija promedio acumulada del 4,8%, más un
margen para aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitada de Egipto para el período hasta el 31 de marzo de 2015

Las otras deudas con garantías limitadas incluye una deuda con garantías limitada con un plazo remanente de aproximadamente nueve
años con intereses pagaderos a tasa LIBOR más 0.75% y otra deuda con garantías limitadas con un plazo remanente de
aproximadamente seis años y medio con intereses pagaderos a tasa LIBOR más 2,8%. El capital de ambas de estas obligaciones
financieras se paga en cuotas iguales trimestralmente.

64

Para el año terminado al 31 de diciembre 2010 el abono sin movimiento de efectivo, sobre una base de interés efectivo, de estos costos
financieros diferidos fue de $1.1 millones (2009 – $1.2 millones) y se incluyen en gastos financieros.

Los pagos mínimos de capital en total y en cada uno de los cinco años siguientes son como sigue:

2011 $ 49,552
2012 251,041
2013 58,368
2014 54,136
2015 200,114
Posteriormente 352,274

$ 965,485

Los convenios que rigen los documentes sin garantías de la Compañía afectan a la Compañía y a sus filiales excluyendo el joint venture Atlas y la entidad Egipto
(“subsidiarias garantías limitadas”) e incluyen restricciones sobre garantías y transacciones de venta y lease back, o de una fusión o
consolidación con otra empresa o la venta de todos o sustancialmente todos los activos de la Compañía. El contrato también contiene
disposiciones habituales por defecto.

La Compañía tiene $ 200 millones de deuda sin garantías del banco renovable proporcionada por instituciones financieras altamente
clasificadas que vence en mayo de 2012 y que contiene disposiciones de provisiones e incumplimiento, además de las de los
documentos sin garantías como se describe anteriormente. Los convenios importantes y las disposiciones por incumplimiento de estos
convenios son:

a) la obligación de mantener un índice de EBITDA a cobertura de intereses superior a 2:1 y una relación entre deuda y
capitalización menor o igual al 50%, calculado sobre una base promedio de cuatro trimestres de conformidad con las definiciones en
el contrato de crédito que incluyen ajustes relacionados con las filiales recurso limitado,

b) acto de incumplimiento si el pago de cualquier deuda de $10 millones o más de la Sociedad y sus filiales, excepto para las
filiales con garantías limitadas es acelerado por el acreedor, y

Cc) acto de incumplimiento si se produce el incumplimiento de cualquier otra deuda de $50 millones o más de la Sociedad y sus
filiales, excepto para las filiales con garantías limitadas que permite al acreedor a exigir el pago inmediato.

Las deudas con garantías limitadas de Egipto y Atlas se describen como de garantías limitadas, ya que solo están garantizadas por los
activos de la entidad de Egipto y del Joint venture de Atlas, respectivamente. En consecuencia, los prestamistas de los créditos con
garantías limitadas no tienen ningún recurso contra la Compañía o sus otras filiales. Las deudas con garantías limitadas de Atlas y
Egipto, tienen convenios consuetudinarios y las disposiciones por defecto que sólo se aplican a estas entidades, incluidas las
restricciones de la contracción de endeudamiento adicional y la obligación de cumplir ciertas condiciones antes del pago de dinero en
efectivo u otras distribuciones. La deuda con garantías limitadas de Egipto también requiere del cumplimiento con ciertas condiciones
asociadas con la finalización de la construcción de la planta y puesta en marcha a más tardar el 30 de septiembre de 2011. Estas
condiciones incluyen una prueba de confiabilidad de la planta de 90 días y la finalización de determinados registros de títulos de
propiedad e hipotecas relacionadas que requieren acciones por parte de entidades gubernamentales.

El incumplimiento de cualquiera de los convenios o disposiciones de incumplimiento de la deuda a largo plazo antes señalada podrían
dar lugar a un incumplimiento bajo el contrato de crédito que permita a los prestamistas no financiar las futuras solicitudes de
préstamos y acelerar la fecha de vencimiento del capital y los intereses devengados de los préstamos pendientes.

Al 31 de diciembre de 2010, la administración cree que la Compañía cumple con todos los pactos y las disposiciones de
incumplimiento mencionados anteriormente.

9. Otras obligaciones a largo plazo:
2010

AL 31 DE DICIEMBRE AAA 2009
Obligaciones por retiro de activos (a) s 16,241 $ 16,134
Obligaciones leasing financieros (b) 10,755 15,921
Obligaciones por compensaciones basadas acciones (nota 10 (b) and 10 (c)) 47,250 21,411
Valor justo de instrumentos financieros derivados (nota 16) 43,488 33,284
Convenios de retiro de Chile (nota 18) 24,163 19,785
141,897 106,535

Menos vencimientos a corto plazo (13,395) (9,350)
s 128,502 $ 97,185

65

(a) Obligaciones por retiro de activos:

La Sociedad ha devengado por concepto de obligaciones de retiro de activos en relación con aquellas plantas donde se puede hacer
una estimación razonablemente definitiva del valor justo de la obligación. Debido a las incertidumbres en la estimación de costos
futuros y la sincronización de los desembolsos en relación con las plantas identificadas los montos actuales pueden diferir de los
montos estimados. Durante el año terminado al 31 de Diciembre de 2010, gastos de efectivo aplicados contra las obligaciones de
retiro de activos acumulados fue $0.2 (2009 $0.0 millones). Al 31 de Diciembre de 2009, el monto total no descontado de flujos de
caja estimados requeridos para cumplir con la obligación era de $17,0 millones (2009 – $17,8 millones).

(b) Obligaciones leasing financiero:

Al 31 de diciembre de 2010, la Sociedad tiene una obligación de leasing financiero relacionada con un barco de carga oceánico. Los
pagos de leasing mínimos futuros en total y hasta su vencimiento 2012 es $10.8 millones, neto de $6.4 millones por costos de intereses
imputados de ejecución.

10. Compensaciones basada en acciones:

La Sociedad proporciona remuneración basada en acciones a sus directores y ciertos empleados a través del otorgamiento de opciones
de acciones, derechos de revaporización de acciones tandem, derechos de revalorización de acciones y unidades de acciones diferidas,
restringidas o de rendimiento.

(a) Opciones de acciones:
Al 31 de diciembre de 2010, la Sociedad tenía 2,495,458 acciones ordinarias reservadas para futuros otorgamientos de opciones de

acciones y derechos de revaporización de acciones tandem según el plan de opciones de acciones de la Compañía.

(i) Opciones de acciones de incentivo:

El precio de ejercer cada opción de acción de incentivo es igual al precio de mercado cotizado de las acciones ordinarias de la
Sociedad a la fecha del otorgamiento. Las opciones otorgadas con anterioridad a 2005 tienen un plazo máximo de 10 años, la mitad de
las opciones se devengan un año después de la fecha del otorgamiento y con un devengo adicional de un cuarto de las opciones al año
en los dos años posteriores. A partir de 2005, todas las opciones otorgadas tienen un plazo máximo de 7 años, confiriéndose que un
tercio de las opciones se devenga cada año después de la fecha del otorgamiento.

Las acciones ordinarias reservadas para las opciones vigentes de acciones de incentivo al 31 de diciembre de 2010 y 2009 son las
siguientes:

OPCIONES DENOMINADAS EN CAD! OPCIONES DENOMINADAS EN USD

PROMEDIO] PROMEDIO

NUMERO PONDERADO|] NUMERO PONDERADO

DE OPCIONES PRECIO DE DE OPCIONES PRECIO DE

ACCIONES EJERCICIO] ACCIONES EJERCICIO

Vigentes al 31 diciembre 2008 76,450 $ 6.95 3,743,117 $ 23.27
Otorgadas – – 1,361,130 6.33
Ejercidas (20,100) 5.26 (21,750) 8.72
Anuladas (1,000) 5.85 (84,255) 20.46
Vigentes al 31 diciembre 2009 55,350 7.58 4,998,242 18.77
Otorgadas – – 89,250 25.22
Ejercidas (45,600) 8.19 (478,180) 18.54
Anuladas (7,500) 3.29 (35,055) 15.33
Vigentes al 31 diciembre 2010 2,250 $ 9.56 4,574,257 $ 18.95

1 Todas las opciones denominadas en CAD están vigentes y se pueden ejercer al 31 de diciembre, 2010.

La información en relación con las opciones de acciones de incentivo vigentes al 31 de diciembre, 2010 es la siguiente:
OPCIONES EJERCIBLES AL 31 DE

OPCIONES VIGENTES AL 31 DE DICIEMBRE2010| DICIEMBRE 2010
PROMEDIO
PONDERADO PROMEDIO| PROMEDIO
VIDA CANTIDAD DE PONDERADO| CANTIDAD DE PONDERADO
CONTRACTUAL OPCIONES PRECIO] OPCIONES PRECIO
RANGO DE PRECIOS AL EJERCER RESTANTE VIGENTES EJERCICIO| EJERCIBLES EJERCICIO
Opciones denominadas en USD
$ 6.33 to 11.56 4.9 1,356,780 $ 6.53 479,570 $ 6.90
$ 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

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(ii) Supuestos de valor justo:
El valor justo de cada otorgamiento de opción de acciones se estimó en la fecha del otorgamiento utilizando el modelo de
determinación de precios de opciones Black Scholes con los siguientes supuestos:

PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DE DICIEMBRE – o 2009
Tasa de interés libre de riesgos 1.7% 1.8%
Rendimiento esperado de dividendos 2% 2%
Vida esperada de opciones 4 years 5 years
Volatilidad esperada 47% 44%
Rechazos esperados 5% 5%
Promedio ponderado valor justo de opciones otorgadas (US$ por acción) $7.59 $2.06

Para el año terminado el 31 de diciembre de 2010, el gasto por compensación relacionado con opciones de acciones fue de $2,4
millones (2009 – $4,4 millones).

(b) Derechos de revalorización de acciones y derechos de apreciación de acciones tándem:

Durante 2010, el plan de opciones de acciones de la Compañía fue enmendado para incluir los derechos de apreciación de acciones
tándem (“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 TSARSs vigentes:
SARs y TSARs vigentes al 31 de diciembre 2010:

Derechos Revalorización Acciones

Derechos Revalorización Acciones] Tandem

NUMERO PRECIO] NUMERO PRECIO

DE UNIDADES EJERCICIO| DE UNIDADES EJERCICIO

Vigentes al 31 de Diciembre 2009 – $ – – $ –
Otorgadas 394,065 25.22 735,505 25.19
Ejercidas – – – –
Anualadas (5,100) 25.22 – –
Vigentes al 31 de Diciembre 2010 388,965 $ 25.22 735,505 $ 25.19

(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 el año terminado al 31 de
Diciembre 2010, los gastos de compensación relacionados con SARs y TSARSs incluido en el costo de ventas y gastos de la operación
fue $3.4 millones (2009 – cero).

(c) 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:

NÚMERO DE NÚMERO DE NÚMERO DE

UNIDADES DE UNIDADES DE UNIDADES DE

ACCIONES ACCIONES ACCIONES DE

DIFERIDAS RESTRINGIDAS RENDIMIENTO

Vigentes al 31 de Diciembre 2008 411,395 12,523 1,057,648
Otorgadas 125,858 15,200 396,470
Otorgadas a cambio de dividendos 24,543 1,354 52,789
Rescatadas (56,620; (6,599′ (395,420)
Anuladas – – (32,675)
Vigentes al 31 de Diciembre 2009 505,176 22,478 1,078,812
Otorgadas 48,601 29,500 404,630
Otorgadas a cambio de dividendos 14,132 1,265 28,915
Rescatadas (10,722) (6,639; (326,840)
Anuladas – – (15,900)
Vigentes al 31 de Diciembre 2010 557,187 46,604 1,169,617

67

El valor justo de las unidades de acciones diferidas, restringidas y por desempeño se mide inicialmente al valor de la fecha del
otorgamiento, 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 las unidades de acciones diferidas, restringidas y de rendimiento al 31 de Diciembre de
2010 fue de $53.8 millones, (2009 – $26.7 millones) comparado con la obligación registrada de $43.8 millones (2009 – $21.4
millones). La diferencia entre el valor justo y la obligación registrada al 31 de Diciembre de 2010 de $10.0 millones se reconocerá
durante el período de servicio promedio ponderado que reste, de aproximadamente 1,5 años.

Para el año terminado al 31 de Diciembre de 2010, el gasto por compensación relacionado con unidades de acciones diferidas,
restringidas y de desempeño fue $25.7 millones (2009 – $8.2 millón). Este incluye un gasto $16.3 millones (2009 – $0.9 millón)
relacionado con el efecto del cambio en el precio de las acciones de la Compañía para año terminado al 31 de Diciembre 2010.

11. Gastos en intereses:

PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE – 200 2009
Gasto en intereses antes de intereses capitalizados $ 62,313 $ 59,799
Menos intereses capitalizados proyecto en construcción en Egipto (38,075) (32,429)
Gasto por intereses $ 24,238 $ 27,370

Los intereses incurridos durante la construcción y la etapa de puesta en marcha de la planta de metanol en Egipto se capitalizan hasta
que la planta esté en operaciones en la forma planificada por la administración. La Compañía cuenta con financiamiento con garantías
limitadas por $530 millones para su proyecto joint venture para construir una planta de 1.26 millones de toneladas anuales de metanol
en Egipto. La compañía ha firmado contratos de swap de tasas de interés para proteger los pagos de interés base LIBOR por un
promedio global de tasa fija del 4,8%, más un margen para aproximadamente el 75% de las obligaciones con garantías limitadas de
Egipto para el período hasta el 31 de marzo 2015. Para el año terminado al 31 de diciembre 2000 los costos de intereses de $38.1
millones (2009 – $32.4 millones) relacionados con este proyecto fueron capitalizados, incluyendo intereses por swaps.

12. Información Segmentada:
Las operaciones de la Sociedad consisten en la producción y venta de metanol, que constituye un solo segmento operacional.

Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2010 y 2009, las ventas atribuidas a regiones geográficas, basándose en la
ubicación de los clientes, son las siguientes:

ESTADOS AMERICA
UNIDOS CANADA EUROPA CHINA COREA OTROS ASIA LATINA TOTAL
Ventas
2010 $ 469,494 $ 142,347 $ 454,130 $ 350,578 $ 216,232 $ 127,242 $ 206,560| $ 1,966,583
2009 $ 354,605 $ 106,437 $ 198,205 $ 195,315 $ 135,479 $ 83,039 $ 125,089| $ 1,198,169

Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, el valor libro neto del activo fijo por país es como sigue:

NUEVA
EGIPTO CHILE TRINIDAD ZELANDA CANADA COREA OTROS TOTAL
Activo Fijo
2010 $ 942,045 $ 658,412 $ 461,247 $ 86,491 $ 15,596 $ 14,038 $ 36,007| $ 2,213,836
2009 $ 854,164 $ 687,313 $ 488,655 $ 86,730 $ 17,101 $ 14,840 $ 34,984| $ 2,183,787

13. Impuesto a la renta y otros impuestos:

(a) Impuesto a la renta cargado a resultados:

La Sociedad opera en varias jurisdicciones tributarias y por lo tanto sus ingresos están sujetos a diversas tasas de impuestos. El gasto
por impuestos a la renta difiere de los montos que se obtendrían aplicando la tasa de impuesto a la renta de Canadá a los resultados del
año respectivo antes de impuestos. Estas diferencias son las siguientes:

AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE – o 2009
Tasa de impuesto legal de Canadá 28.5% 30.0%
Gasto (recuperación) por impuestos a la renta calculado con tasa impositiva legal de Canadá $ 38,794 $ (1,060)
Aumento (disminución) en los impuestos provenientes de:
Aumento (disminución) en los impuestos provenientes de: 5,982 (5,499)
Pérdidas tributarias liberadas anteriormente y diferencias temporarias (13,173) –
Otros 2,785 2,285
Total income tax expense (recovery) s 34,388 $ (4,274)

68

(b) Impuesto diferido neto por impuesto a la renta:
El efecto tributario de las diferencias temporales que dieron origen a futuras obligaciones de impuesto a la renta y futuros activos de
impuesto diferidos es el siguiente:

AL 31 DE DICIEMBRE 2010 2009

Obligaciones por impuestos diferidos:
Activo fijo $ 232,558 $ 234,162
Otros 136,967 121,668
369,525 355,830

Activo por impuestos diferidos:

Pérdidas tributarias acumuladas non-capital 98,392 126,014
Activo fijo 7,622 17,842
Otros 98,561 74,310
204,575 218,166
Valuación activo diferido por impuestos a la renta (142,915) (162,846)
61,660 55,320
Pasivos diferido por impuestos a la renta netos $ 307,865 $ 300,510

Al 31 de Diciembre de 2010, la Sociedad tenía pérdidas tributarias acumuladas que no eran de capital disponibles para efectos
tributarios de aproximadamente $172 millones en Canadá y aproximadamente $102 millones en Nueva Zelanda. En Canadá estas
pérdidas vencen en el período 2014 a 2015, inclusive. En Nueva Zelanda las pérdidas acumuladas no tienen una fecha de
vencimiento.

(c) Contingencia tributaria:

El Servicio de Impuesto Interno de Trinidad y Tobago emitió una resolución en contra nuestra subsidiaria Methanex Trinidad (Titán)
Unlimited, en relación al año financiero 2003 y 2004. La resolución tiene relación con el impuesto diferido por 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 y en base a los méritos del caso y la interpretación legal, la administración
cree que su posición debe ser mantenida.

14. Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo:

Las variaciones en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo para los años terminados al 31 de diciembre de 2010 y 2009 fueron
las siguientes:

AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE – 2009
Aumento (disminución) capital de trabajo sin movimiento de efectivo:
Cuentas por cobrar s (62,609) $ (43,999)
Inventarios (58,768) 6,083
Gastos anticipados (2,984) (7,053)
Cuentas por pagar y provisiones 17,806 (2,445)
(106,555) (47,414)
Ajustes por ítems que no tienen movimiento de efectivo 5,499 733
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo con efecto de efectivo s (101,056) $ (46,681)
Estos cambios dicen relación con las siguientes actividades::
Operas s (98,706) $ (18,253)
Inversión (2,350) (28,428)
Cambios en el capital de trabajo sin movimiento de efectivo s (101,056) $ (46,681)

15. Revelaciones Patrimoniales:

El objetivo de la Compañía al administrar su liquidez y su patrimonio es resguardar la habilidad de la Compañía para mantenerse
como empresa en marcha, proveer capacidad financiera y flexibilidad para cumplir con sus objetivos estratégicos, proveer una
rentabilidad adecuada a los accionistas de acuerdo al nivel de riesgo, y devolver cualquier exceso de caja por medio de pago de
dividendos y recompra de acciones.

69

2010

AL 31 DE DICIEMBRE ii -__- 2009
Liquidez:
Efectivo y efectivo equivalente s 193,794 $ 169,788
Egipto, Financiaminento con garantías limitadas no girado – 58,048
Líneas de crédito no giradas 200,000 200,000
Total liquidez $ 393,794 $ 427,836
Capitalización:
Documentos no garantizados s 348,020 $ 347,332
Créditos con garantías limitadas, incluyendo porción corto plazo 598,921 566,912
Total deuda 946,941 914,244
Interés minoritario 146,099 133,118
Patrimonio 1,276,627 1,236,086
Total capitalización $ 2,369,667 $ 2,283,448
Total deuda a capitalizació. 40% 40%
Deuda neta a capitalización? 35% 35%

1 Deuda total dividida por capitalización total.

? Deuda total menos efectivo y efectivo equivalente dividido por capitalización total menos efectivo y efectivo equivalente.

La Compañía administra su liquidez y estructura de capital, efectuando los ajustes correspondientes de acuerdo a los cambios en las
condiciones económicas, el riesgo inherente a sus operaciones y requerimientos de capital con el fin de mantener y hacer crecer sus
operaciones. Las estrategias adoptadas por la Compañía incluyen la emisión o recompra de obligaciones de la corporación, la emisión
de deuda para financiar proyectos, el pago de dividendos y la recompra de acciones propias.

La Compañía no está sujeta a ningún requerimiento legal de capital y no tiene compromisos de vender o emitir acciones ordinarias
excepto por las opciones de acciones vigentes de los empleados.

La línea de crédito no girada por un monto de $200 millones es proporcionada por entidades financieras altamente clasificadas, vence
en mayo 2012 y está sujeta a ciertas restricciones y otros cumplimientos. La Nota 8 proporciona más detalles sobre los convenios
financieros y otros.

16. Instrumentos financieros:

Los instrumentos financieros se valorizan a su costo amortizado o valor justo. Las inversiones, préstamos y documentos por cobrar
mantenidos hasta su vencimiento y otros pasivos financieros se valorizan a costo amortizado. Los activos y pasivos financieros
mantenidos para la venta y activos financieros disponibles para la venta se valorizan a la fecha de balance a valor justo. Los
instrumentos financieros derivados se clasifican como mantenidos para ser comercializados y se registran en el balance general a valor
justo, a menos que estén exentos. Los cambios en el valor justo de los instrumentos financieros derivados se registran en resultados, a
menos que el instrumento esté designado como cobertura de flujo de caja.

En el cuadro siguiente se presenta el valor libro de cada categoría de activos y pasivos financieros y su rubro en el balance general:

AL 31 DE DICIEMBRE – o 2009
Activos financieros:
Activos financieros mantenidos para la venta:
Efectivo y efectivo equivalente? $ 193,794 $ 169,788
Provisión incobrable, saldo incluido en otros activos* 12,548 12,920
Préstamos y cuentas por cobrar:
Cuentas por cobrar, excluye porción corriente del financiamiento de GeoPark 316,070 249,332
Financiamiento GeoPark, incluye porción corto plazo (nota 7) 25,868 46,055
Total activos financieros’ $ 548,280 $ 478,095
Pasivos financieros:
Otros pasivos financieros:
Cuentas por pagar y provisiones s 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
Total pasivos financieros $ 1,241,159 $ 1,180,452

1 El efectivo y efectivo equivalente y provisión incobrable se valorizan a su valor justo basado en precios cotizados en mercados activos para
activos idénticos y los swaps de tasa de interés de Egipto designado como cobertura de flujo de efectivo se miden a valor justo sobre la base
de los precios cotizados en mercados no activos recibidos de las entidades pares.

2 El valor libro de los activos financieros representa la exposición máximo nivel al riesgo de créditos a 31 de diciembre 2010.

70

La deuda con garantías limitadas de Egipto está sujeta a un interés tasa LIBOR más un delta. La Compañía ha firmado contratos swap
de tasa de interés, que cubren los pagos de interés base LIBOR por una tasa promedio fija de 4,8% más un delta, sobre
aproximadamente el 75% de la deuda con garantías limitadas de Egipto para el periodo 28 de septiembre 2007 al 31 de marzo 2015.

Al 31 de diciembre 2010, estos contratos swap de tasa de interés tienen un monto nocional vigente de $368 millones. El monto
nocional disminuye durante el periodo de pago. Al 31 de diciembre 2010 estos contratos swap de tasa de interés, tienen un valor justo
negativo de $43.5 millones (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. Los cambios en el valor justo de instrumentos financieros designados como
cobertura de flujo de caja han sido registrados bajo el rubro ingresos integrales.

El valor justo de los instrumentos financieros derivados de la Compañía como se indicó anteriormente se determina en base a precios
de mercado recibidos de terceros y ajustado por el riesgo de crédito.

La Compañía está expuesta a pérdidas relacionadas con créditos en caso de incumplimiento por terceros tenedores de instrumentos
financieros derivados, pero no espera que ninguno de éstos deje de cumplir con sus obligaciones. La empresa sólo se relaciona con
entidades altamente clasificadas, por lo general las instituciones financieras principales. La Compañía está expuesta al riesgo de
crédito cuando hay un valor justo positivo de instrumentos financieros derivados a la fecha de presentación de informes. El monto
máximo que estaría en riesgo si los contratantes de instrumentos financieros derivados con valores justos positivos no cumpliera con
los contratos fue cero al 31 de diciembre de 2010 (2009 – cero).

El valor libro de los instrumentos financieros de la Compañía se aproxima al valor justo, excepto por los siguientes:

2010 2009

AL 31 DE DICIEMBRE == VALORLIBRO VALOR JUSTO VALOR LIBRO VALOR JUSTO
Deuda largo-plazo s 946,941 $ 951,388 $ 914,244 $ 840,577

No hay mercado para documentos con garantías limitadas el valor justo se estima con referencia a precios actuales de mercado para
documentos con condiciones y características similares. El valor justo de los documentos sin garantías fue calculado con referencia a
un número limitado de pequeñas transacciones al final de 2010 y 2009. El valor justo de los documentos no garantizados de la
Compañía fluctuara hasta su vencimiento.

17. Administración del Riesgo Financiero:
(a) Riesgo de mercado:
Las operaciones de la Compañía consisten en la producción y venta de metanol. Las fluctuaciones del Mercado pueden dar origen a
riesgos significativos de flujo de caja y volatilidad en los resultados de la Compañía. Tanto sus operaciones mercantiles a través del
mundo, como también sus actividades financieras y de inversión, se ven afectadas por los cambios en los precios del metanol y del gas
natural, y las tasas de interés y de cambio de monedas. La Compañía busca administrar y controlar estos riesgos en primer lugar por
medio de sus actividades financieras y operacionales habituales y para este fin utiliza instrumentos financieros derivados como
cobertura de estos riesgos cuando lo estima apropiado. Esta no es una lista exhaustiva de todos los riesgos, tampoco las estrategias de
administración de riesgos los eliminaran.
Riesgo de precio del metanol
La industria del metanol es una industria de comodity altamente competitiva y los precios del metanol fluctúan sobre la base de los
fundamentos de la oferta y la demanda, como también de otros factores. Por lo tanto, es importante mantener flexibilidad
financiera. La Compañía ha adoptado un enfoque prudente en la administración financiera, manteniendo un sólido balance general,
incluyendo liquidez de respaldo.
Riegos del precio del gas natural
El gas natural es la materia prima primaria en la producción de metanol y la Compañía ha firmado contratos de largo plazo de
abastecimiento de gas natural, para sus plantas productivas en Chile, Trinidad y Egipto, y contratos de un plazo menor de
abastecimiento de gas natural para sus operaciones en Nueva Zelanda. Estos contratos de abastecimiento de gas natural incluyen
componentes de precio base y variable, con el fin de reducir la exposición al riesgo de precio del comodity. El componente de
precio variable es ajustado por medio de formulas relacionadas con el precio del metanol por sobre cierto nivel.
Riesgo de la tasa de interés
El riesgo de la tasa de interés, es el riesgo que la Compañía sufra pérdidas financieras debido a los cambios en el valor de un activo
O pasivo, o en el valor de flujos da caja futuro debido a los movimientos de las tasas de interés.

La exposición al riesgo de la tasa de interés de la Compañía se relaciona principalmente con obligaciones de deuda de largo plazo.
Aproximadamente, la mitad de este endeudamiento esta sujeto a tasas fijas de interés. La Compañía también busca limitar este
riesgo por medio del uso de swaps de tasas de interés, que le permite cubrir los cambios en los flujos de caja intercambiando tasas
de interés variables por tasas de interés fijas.

71

AL 31 DE DICIEMBRE – o 2009
Deuda con tasa de interés fija:

Documentos no garantizados $ 348,020 $ 347,332
Atlas, deuda con garantías limitadas (63.1% participación proporcional) 70,292 76,833

s 418,312 $ 424,165

Deuda con tasa de interés variable:

Atlas, deuda con garantías limitadas (63.1% participación proporcional) s 9,285 $ 16,322
Egipto, líneas de crédito con garantías limitadas 499,706 461,570
Otras líneas de crédito con garantías limitadas 19,638 12,187

s 528,629 $ 490,079

La Compañía ha firmado contratos swaps de tasa de interés para cubrir la variabilidad en los pagos de intereses base LIBOR de su
línea de crédito con garantías limitadas de Egipto, descrito en la nota 16. El monto nocional disminuye durante el periodo de pagos.
El impacto general de estos contratos es intercambiar (swap) los pagos de intereses base LIBOR a una tasa fija de 4,8% en
promedio más un margen sobre aproximadamente 75% de la deuda con garantías limitada de Egipto para el periodo hasta 31 de
marzo 2015. El valor justo de los flujos de caja de tasas de interés swap fue de $43.5 millones negativo al 31 de diciembre 2010. El
cambio en el valor justo del swap de tasa de interés asumiendo un cambio de 1% en las tasas de interés en línea con la curva de
retorno seria $15.0 millones al 31 de diciembre 2010 (2009 – $16.1 millones). Estos swaps de tasas de interés han sido designados
como coberturas de flujos de efectivo, lo que resulta en que la porción efectiva de los cambios en su valor justo se registra en otros
resultados integrales.

Para deuda a tasa de interés fija, un cambio de 1% en la tasa de interés resultaría en un cambio en el valor justo de la deuda de
$11.5 millones al 31 de diciembre 2010 (2009 – $13.9 millones).

Para deuda con tasa de interés variable sin cobertura, un cambio de 1% en al tasa LIBOR resultaría en un cambio en el pago de
interés anual, $1.6 millones al 31 de diciembre 2010 (2009 – $1.4 millones).

Riesgo de tasa de cambio moneda extranjera

Las operaciones internacionales de la Compañía la exponen a riesgos cambiarios de moneda extranjera en el curso normal de sus
negocios. Por lo tanto, la Compañía ha establecido una política que entrega un marco de trabajo para la administración de monedas
extranjeras, estrategias de coberturas y define los instrumentos de coberturas aprobados. La Compañía revisa todas las exposiciones
significativas a monedas extranjeras que emanan de las actividades operacionales y de inversión y cubre la exposición cuando lo
considera necesario.

La moneda dominante en la cual la Compañía conduce los negocios es el dólar de los Estados Unidos, que es también nuestra
moneda de reporte.

El metanol es un comodity químico global que se transa en dólares de USA. Sin embargo, en ciertas localidades, el precio de
transacción se fija, ya sea sobre base trimestral o mensual en moneda local. Por consiguiente, una proporción de las ventas de la
Compañía se transa en dólares canadienses, euros y en menor grado en otras monedas. Durante el período en el que se fija el precio
en moneda local hasta el momento que el monto correspondiente es recibido, la compañía esta expuesta a bajas en el valor de esas
monedas comparado con el dólar de USA. La Compañía también compra cantidades variables de metanol para lo cual la moneda
de transacción es el euro y en menor grado otras monedas. Adicionalmente, algunos costos operacionales subyacentes y gastos de
capital de la Compañía se incurren en otras monedas. La Compañía esta expuesta a los aumentos en dichas monedas que pudiera
tener el efecto de aumentar el costo de ventas y gastos operacionales y gastos de capital equivalente en dólares de USA. La
Compañía ha optado por no administrar en forma activa estas exposiciones por el momento, excepto por la exposición neta de las
ventas en Euro, que hemos cubierto por medio de contratos forward de moneda cada trimestre cuando el precio del metanol es
establecido.

Al 31 de diciembre 2010, la Compañía registra un activo de capital de trabajo neto de $74.3 millones (2009 – $25.5 million) en
monedas diferentes al dólar de USA. Al 31 de diciembre 2010 cada 10% de aumento (disminución) del valor del dólar de USA en
contra de esas monedas disminuirá (aumentará) el valor del capital de trabajo neto y flujo de efectivo antes de impuesto en $7.0
millones, (2009 – $3 millones).
(b) Riesgo de Liquidez:
El riesgo de liquidez es el riesgo que la Compañía pudiera no tener fondos suficientes para cumplir con sus obligaciones, tales como
liquidación de deuda financiera y obligaciones por leasing financiero y pagos a los proveedores. La Compañía mantiene liquidez que
se ajusta en consideración a cambios en las condiciones económicas, riesgos subyacentes inherentes a sus operaciones y
requerimientos de capital para mantener y aumentar las operaciones. Al 31 de diciembre 2010, la Compañía mantiene $194 millones
de efectivo y efectivo equivalente. Adicionalmente, la Compañía tiene una línea de crédito no girada de $200 millones que vence en
mayo de 2012, proporcionada por instituciones financieras altamente clasificadas.

Además de las fuentes de liquidez mencionadas arriba, la Compañía monitorea constantemente las opciones de financiamiento
disponibles en el Mercado de capitales, como también las tendencias en la disponibilidad y costos de tales financiamientos, con el
objetivo de mantener flexibilidad financiera y limitar los riesgos de refinanciamiento.

72

Las salidas de efectivo esperadas de pasivos financieros desde la fecha del balance general a la fecha de vencimiento del contrato son
las siguientes:

VALOR FLUJO DE CAJA 1AÑO MAS DE

AL 31 DE DICIEMBRE LIBRO CONTRACTUAL O MENOS 1-3 AÑOS 3 -5AÑOS 5 AÑOS
Cuentas por pagar y otros* $ 219,731 $ 219,731 219,731 – – –
Deuda largo-plazo? 946,941 1,158,761 90,868 366,152 295,278 406,463
Egypt swap de tasa de interes 43,488 46,488 15,398 23,791 7,299 –
$ 1,210,160 $ 1,424,980| $ 325,997 $ 389,943 $ 302,577 $ 406,463

1 Excluye impuestos e intereses devengados.
2 Los flujos de efectivo contractuales incluyen los pagos contractuales de intereses relacionados con las obligaciones de deuda. Las tasas de
interés sobre la deuda a tasa variable se basan en las tasas vigentes en 31 de diciembre 2010.

(c) Riego de crédito:

El riesgo de crédito de la contraparte, es el riesgo que el beneficio financiero de contratos con una contraparte específica se pierda, en
caso que la contraparte no cumpla con sus obligaciones de acuerdo al contrato. Esto incluye cualquier monto de efectivo adeudado a la
Compañía por aquellas contrapartes, menos cualquier monto adeudado por la Compañía a la contraparte, siempre y cuando exista el
derecho legal de compensación y también, incluye el valor justo de contratos con contrapartes individuales que están registrados en los
estados financieros.

Riesgo de crédito mercantil

El riesgo de crédito mercantil es definido como una pérdida inesperada de efectivo y utilidades, en caso que el cliente no sea capaz
de pagar sus obligaciones a tiempo, o si el valor de la garantía entregada decae. La Compañía ha implementado una política de
crédito que incluye aprobaciones para nuevos clientes, evaluaciones de crédito anuales de todos los clientes y aprobaciones
específicas por cualquier exposición más allá de de los límites aprobados. La Compañía, emplea una variedad de alternativas de
mitigación del riesgo, incluyendo ciertos derechos contractuales en el caso de deterioro en la calidad de crédito del cliente y varias
formas de garantías bancarias y de la matriz y cartas de crédito para mejorar el riesgo de crédito a una clasificación de riesgo
equivalente a algo mejor que la clasificación de la contraparte por si sola. Históricamente las pérdidas por crédito mercantil han
sido mínimas y al 31 de Diciembre 2010 las cuentas por cobrar en forma sustancial estan clasificadas como corriente.

Efectivo y equivalente de efectivo

Con el fin de administrar los riesgos de crédito y de liquidez las políticas de inversión de la Compañía indican los tipos de
instrumentos, la exposición máxima de la contraparte y los rangos mínimos de los créditos. La Compañía solo invierte solo en
instrumentos altamente clasificados, que tienen vencimientos de hasta tres meses.

Instrumentos financieros derivados

Las políticas de la Compañía de cobertura especifican objetivos y estrategias para llevar a cabo operaciones de cobertura. Las
políticas también incluyen los tipos de derivados elegibles, las aprobaciones de requeridas de las transacciones, así como la
exposición máxima de la contraparte y calificaciones mínimas de crédito. La Compañía no utiliza instrumentos financieros
derivados con fines especulativos.

Con el objeto de administrar el riesgo de crédito, la Compañía solo toma instrumentos financieros derivados con contrapartes con
una alta clasificación de inversión. Las transacciones de cobertura son revisadas, aprobadas y debidamente documentadas, de
conformidad con las políticas.

18. Planes de retiro:

(a) Planes de pensiones de beneficios definidos:

La Sociedad tiene planes de pensiones de beneficios definidos no contributivos que cubren a algunos empleados. La Sociedad no
proporciona ningún beneficio posterior a la jubilación significativo salvo los planes de beneficios de pensiones. Información
relacionada con los planes de beneficio de pensiones definidos de la Sociedad, en total, es la siguiente:

73

2010

AL 31 DE DICIEMBRE AAA 2009
Obligaciones devengadas de beneficios:
Saldo, comienzo del año $ 61,643 $ 50,020
Costo corriente de servicio 2,329 2,271
Costo de intereses sobre obligaciones acumuladas de beneficios 3,540 3,088
Pagos de beneficios (3,220) (7,602)
Ganancia por reducción – (709)
Pérdidas actuariales 2,204 4,266
Foreign exchange loss 3,576 10,309
Saldo, fin de año 70,072 61,643
Valor justo de activos del plan:
Saldo, comienzo del año 42,103 31,864
Retornos anuales de activos del plan 2,993 4,271
Aportes 1,229 8,555
Pagos de beneficios (3,220) (7,602)
Ganancias por diferencia de cambio 2,273 5,015
Saldo, fin de año 45,378 42,103
Posición no financiada 24,694 19,540
Pérdidas actuariales no amortizadas (16,531) (15,758)
Obligaciones devengadas de beneficios, netos s 8,163 $ 3,782

La Sociedad tiene un acuerdo de jubilación no financiado para sus empleados en Chile que será financiado al momento de la
jubilación de acuerdo a la ley chilena. Al 31 de Diciembre de 2010, las obligaciones de beneficios devengadas, neto está formado por
$24,2 millones registrado en otras obligaciones de largo plazo por los acuerdos de jubilación no financiado en Chile y $16,0 millones
registrado en otros activos por los planes de beneficios definidos en Canadá y Europa. El beneficio devengado para los planes de
jubilación no financiados en Chile se paga cuando un empleado se retira de acuerdo con la normativa chilena.

Los planes de beneficios definidos de la Sociedad para los años terminados al 31 de diciembre de 2010 y 2009 son como sigue:
2010

PARA LOS AÑOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE 2009
Gasto plan de pensiones de beneficios netos definidos:
Costo corriente de servicio $ 2,329 $ 2,271
Costo de intereses beneficio devengado 3,540 3,088
Retornos actuales de activos del plan (2,993) (4,271)
Liquidación y término del beneficio – 1,521
Pérdidas actuariales 2,204 3,557
Otros 64 481
$ 5,144 $ 6,647

La Sociedad usa una fecha de medición para sus planes de pensiones de beneficios definidos que es el 31 diciembre. Los informes
actuariales para los planes de pensiones de beneficio definidos de la Sociedad fueron preparados por actuarios independientes para
efectos de financiamiento al 31 de diciembre 2007 en Canadá. Los siguientes informes actuariales para fines de financiamiento para
los planes de pensiones definidos de Canadá están programados para el año terminado 2011 y fechado 31 de diciembre 2010.

Los supuestos actuariales utilizados para determinar los planes de pensión con beneficios definidos son los siguientes:

2010 2009

Obligación de beneficio al 31 de diciembre:

Promedio ponderado de tasa de descuento 5.43% 5.86%

Tasa de aumento de compensación 4.15% 4.14%
Gasto neto para el año que terminó el 31 de Diciembre:

Promedio ponderado de tasa de descuento 5.91% 6.08%

Tasa de aumento de compensación 4.44% 4.54%

Tasa esperada de retorno sobre activos por plan 7.00% 7.00%
La asignación de activos para los activos definidos de planes de beneficios al 31 de diciembre de 2010 y 200 es la siguiente:
AL 31 DE DICIEMBRE – 2 2009
Acciones 47% 46%
Bonos 25% 24%
Efectivo y otros valores de corto plazo 28% 30%
Total 100% 100%

74

(b) Planes de pensiones de aportes definidos:

La Sociedad tiene planes de pensiones de aportes definidos. Las obligaciones de financiamiento de la Sociedad bajo los planes de
pensiones de aportes definidos se limitan a pagos regulares al plan, basándose en un porcentaje de utilidades por empleado. El gasto
neto total en pensiones para los planes de pensión de aporte definido cargados a operaciones durante el año terminado al 31 de
diciembre de 2010 fue de $3,4 millones (2009 – $3,3 millones).

19. Compromisos y contingencias:

(a) Contratos de compras, acepte-pague y compromisos relacionados:

La Sociedad tiene compromisos bajo contratos de abastecimiento de gas natural acepte-pague para comprar cantidades anuales de
suministros de materia prima y pagar la capacidad de transporte relacionada con estos suministros hasta 2034. El compromiso mínimo
estimado bajo estos contratos, excluyendo contratos de abastecimiento de gas natural de Argentina es el siguiente:

2011 2012 2013 2014 2015 POSTERIOR
$ 237,104 $ 240,107 $ 149,787 $ 150,260 $ 112,014 $ 1,423,921

(b) Argentina contratos de suministro de gas natural:

La Sociedad tiene contratos de suministro de gas natural con proveedores Argentinos de fuentes Argentinas para una porción
significativa de la capacidad de las plantas en Chile. Estos contratos tienen fecha de término entre 2017 y 2025 y representan un
compromiso futuro total de aproximadamente $1 billón al 31 de Diciembre, 2010. Desde Junio 2007, el abastecimiento de gas natural
de Argentina ha sido totalmente cortado para las plantas en Chile en respuesta a diversas acciones del gobierno argentino incluyendo
el aumentado significativo de aranceles sobre exportaciones de gas natural Bajo las circunstancias actuales la Compañía no espera
recibir gas natural desde Argentina

(c) Compromisos por leasing operacionales:
La Sociedad tiene pagos futuros mínimos de arriendo bajo leasing operacionales relacionados principalmente con el fletamento de
naves, instalaciones de terminales, espacio de oficinas y equipos, como sigue:

2011 2012 2013 2014 2015 POSTERIOR
$ 141,984 $ 125,545 $ 115,279 $ 95,687 $ 65,979 $ 408,501

(d) Metanol comprado:

Tenemos los derechos de comercialización para el 100% de la producción de nuestras plantas de propiedad conjunta (la planta de
Atlas en Trinidad en el que tenemos una participación de 63.1% y la nueva planta en Egipto en el que tenemos una participación del
60%) que se traduce en compromisos de compra de un adicional de 1,17 millones de toneladas por año de suministro de metanol toma
libre cuando estas plantas operan a plena capacidad. Al 31 de Diciembre 2010 la Compañía se ha comprometido a comprar metanol
bajo contratos toma libre por 375,000 toneladas aproximadamente para 2011 y 286,000 toneladas para el año 2012. El precio en
virtud de los compromisos de compra relacionadas con nuestro 100% de los derechos de comercialización de nuestras plantas de
propiedad conjunta y los compromisos de compra con otros proveedores tienen referencia a los precios en el momento de la compra o
venta, y, en consecuencia, no se han incluido en el cuadro anterior.

75

20. Principios de contabilidad generalmente aceptados de Estados Unidos:
La Sociedad aplica los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá (“GAAP de Canadá”) que son diferentes en
ciertos aspectos de aquellos aplicables en Estados Unidos y de las prácticas prescritas por la Comisión estadounidense de Bolsas y
Valores (“GAAP de EE.UU.”). Las diferencias importantes entre los GAAP de Canadá y los GAAP de EE.UU. con respecto a los
estados financieros consolidados de la Sociedad y para los años que terminaron el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 son las siguientes:

2010 2009
GAAP DE GAAP DE GAAP DE GAAP DE
CANADA USA CANADA USA
BALANCE CONSOLIDADO CONDENSADO AL 31 DE DICIEMBRE
ACTIVOS
Activos circulantes 771,020 $ 771,020 622,653 $ 622,653
Activo fijo (a) 2,213,836 2,242,503 2,183,787 2,214,366
Otros activos (d) (g) 85,303 91,873 116,977 122,055
3,070,159 $ 3,105,396 2,923,417 $ 2,959,074
PASIVOS Y PATRIMONIO
Pasivos corrientes (c) 314,090 $ 321,724 271,604 $ 277,309
Deuda de largo plazo (g) 896,976 915,521 884,914 899,632
Otros pasivos de largo plazo (b) (d) 128,502 137,068 97,185 103,303
Impuestos a la renta diferidos (d) (f) 307,865 316,304 300,510 309,559
Interés minoritario (h) 146,099 – 133,118 –
Patrimonio:
Acciones de capital (a) (b) 440,092 846,635 427,792 833,959
Capital pagado adicional – 26,056 – 26,939
Excedente aportado 26,308 – 27,007 –
Utilidades retenidas 850,691 451,390 806,158 414,230
Otros resultados integrales pérdida acumulada (d) (40,464) (55,401) (24,871) (38,975)
Interés minoritario (h) – 146,099 – 133,118
1,276,627 1,414,779 1,236,086 1,369,271
3,070,159 $ 3,105,396 2,923,417 $ 2,959,074
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS PARA LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE 2010 2009
Resultado neto de conformidad con los GAAP de Canadá 101,733 $ 738
Agregar (deducir) ajustes de:
Depreciación y amortización (a) (1,911) (1,911)
Compensaciones basadas en acciones (b) (4,202) (130)
Incertidumbres en impuestos (c) (1,929) (2,136)
Efecto del impuesto a la renta de los ajustes anteriores (f) 669 669
Resultado neto conforme con GAAP de EE.UU. 94,360 $ (2,770)
Información por acción de conformidad con GAAP de EE.UU.:
Resultado neto diluido por acción 102 $ (0.03)
Resultado neto diluido por acción 101 $ (0.03)
2010 2009
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADO INTEGRALES PARA EL AÑO GAAP DE GAAP DE GAAP DE
TERMINADO AL 31 DICIEMBRE CANADA AJUSTES USA USA
Resultado Neto 101,733 $ (7,373) 94,360 $ (2,770)
Cambios en valor justo de contratos forwad de moneda, neto de impuesto – – – 36
Cambios en valor justo de swap de tasa de interés, neto de impuesto (15,593) – (15,593) (882)
Cambio relacionada con pensiones, neto de impuesto (d) – (833) (833) 1,253
Ingreso (pérdida) integral 86,140 $ (8,206) 77,934 $ (2,363)
2010 2009
ESTADOS CONSOLIDADOS ACUMULADOS DE OTROS RESULTADOS CANADIAN
INTEGRALES PARA LOS AÑOS TERMINADOS 31 DICIEMBRE SAAP _ADIUSTMENTS US GAAP US GAAP
Saldo, inicio del año (24,871) $ (14,104) (38,975) $ (89,382)
Cambio en valor justo de contratos de cambio forward, neto de impuesto – – – 36
Cambios en valor justo de contratos swap de tasa de interés, neto de
impuesto (15,593) – (15,593) (882)
Cambios relacionados con pensiones, neto de impuesto (d) – (833) (833) 1,253
Resultado integral acumulado (40,464) $ (14,937) (55,401) $ (38,975)

76

(a) Combinación de negocios:

Con vigencia al 1* de enero de 1993, la Sociedad combinó su negocio con un negocio de metanol ubicado en Nueva Zelanda y Chile.
Bajo los GAAP de Canadá, se registró la combinación de negocios utilizando el método de combinación de intereses. Bajo los GAAP
de EE.UU, la combinación de negocios habría sido contabilizada como una compra identificando a la Sociedad como adquirente. Para
efectos de los GAAP de EE.UU., el activo fijo al 31 de Diciembre de 2010 ha aumentado en $28,7 millones (2009 – $30,6 millones)
para reflejar la combinación de negocios como una adquisición. Para el año que terminó el 31 de Diciembre de 2010, se ha registrado
un ajuste para aumentar el gasto por depreciación en $1,9 millones (2008 – $1,9 millones) de conformidad con los GAAP de EE.UU.
(b) Compensación basada 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 TSARSs 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 TSARSs 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 TSARSs 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 TSARSs 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.

(c) 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 $1.9 millón (2009 – $2.1 millón) fue registrado para año terminado al 31 de
Diciembre de 2010.

(d) Planes de pensión de beneficio definidos:

Los GAAPs de EE.UU. requieren que la Compañía mida el financiamiento de los beneficios por planes de pensiones definidos a la
fecha de balance y reconozca las diferencias no registradas de exceso o déficit de financiamiento, como un activo o pasivo, registrando
el cambio en patrimonio, en otros ingresos integrales. Al 31 de Diciembre 2010, el impacto para la Compañía de la aplicación de esta
norma es el reconocimiento de pérdidas por gastos actuariales diferidos no reconocidos de acuerdo a GAAP Canadiense de $16.5
millones (2009 – $15.7 millones, neto de impuesto recuperable de $1.6 millones (2009 – $1.6 millones) a pérdidas acumulados
integradas con la correspondiente disminución en otros activos de $12.0 millones (2009 – $9.6 millones), y un aumento en otros
pasivos a largo plazo de $4.5 millones (2009 – $6.1 millones).

(e) Interest in Atlas joint venture:

Los GAAPs de EE UU. requieren que se contabilicen los intereses en joint venture bajo el método de valor patrimonial. Los GAAPs
Canadienses requieren la consolidación proporcional de participaciones en joint venture. La Compañía no ha realizado un ajuste en
esta conciliación por esta diferencia de principio contable debido a que el impacto de aplicar el método de valor patrimonial
proporcional no resulta en ningún cambio en los resultados netos, o en el patrimonio de los accionistas. Esta discrepancia con los
GAAPs de EE UU. es aceptada para los emisores privados extranjeros bajo las prácticas que estipula la Securities and Exchange
Commission de EE.UU. Detalles de la participación de la Compañía en Atlas se proporcionan en la nota 6.

(f) Contabilización de impuestos a la renta:

Las diferencias en el impuesto a la renta incluyen el efecto del impuesto a la renta de ajustes relacionados con diferencias contables
entre GAAP de Canadá y GAAP de EE.UU. Durante el año terminado el 31 de Diciembre de 2010, esto produjo un ajuste para
aumentar el resultado en $0,7 millones (2007 – $0,7 millones).

(g) Costos financieros diferidos:

De acuerdo a GAAP Canadienses la Compañía debe presenta las obligaciones de largo plazo netas de costos de financiamiento
diferido. Bajo US GAAP, la compañía es requerida presentar las obligaciones a largo plazo y costo de financiamiento asociado sobre
una base bruta. Al 31 de diciembre 2010 la Compañía presenta un ajuste para aumentar otros activos y obligaciones de largo plazo en
$18.5 (2009 – $14.7 millones) de acuerdo con US GAAP.

(h) Interés Minoritario:
US GAAP requiere que la participación en la propiedad de las filiales en poder de terceros que no sean la matriz sean claramente
identificados, etiquetados, y presentado en el rubro patrimonio en los estados financieros, pero separado del patrimonio de la matriz.

En virtud de esta norma, la Compañía esta obligada a reclasificar el interés minoritario al rubro patrimonio en el balance general
consolidado. Este ajuste también ha sido registrado en el balance general comparativo.

77

DIRECTORIO

Tom Hamilton

Chairman of the Board.

Board member since May 2007

Bruce Aitken

President and CEO of
Methanex Corporation.

Board member since July 2004

Howard Balloch

Chair of the Public Policy Committee.
Member of the Corporate Governance
and Human Resources Committees.
Board member since December 2004

Pierre Choquette

Member of the Audit, Finance € Risk,
Responsible Care and Human
Resources Committees.

Board member since October 1994

Phillip Cook

Chair of the Responsible Care
Committee. Member of the Audit,
Finance €. Risk and Public Policy
Committees.

Board member since May 2006

Robert Kostelnik

Member of the Corporate Governance,
Public Policy and Responsible Care
Committees.

Board member since September 2008

Douglas Mahaffy

Member of the Corporate Governance,
Human Resources and Public Policy
Committees.

Board member since May 2006

A. Terence Poole

Chair of the Audit, Finance €. Risk
Committee. Member of the

Corporate Governance and Public
Policy Committees.

Board member since September 2003
and from February 1994 to June 2003

John Reid

Chair of the Human Resources
Committee. Member of the Audit,
Finance €. Risk and Responsible Care
Committees.

Board member since September 2003

Janice Rennie
Member of the Audit, Finance € Risk,

Human Resources and Responsible Care Committees.

Board member since May 2006

Monica Sloan

Chair of the Corporate Governance
Committee. Member of the Human
Resources and Responsible Care
Committees.

Board member since September 2003

78

EUIPO EJECUTIVO DE LIDERAZGO
Bruce Aitken

President and

Chief Executive Officer

lan Cameron

Senior Vice President,
Corporate Development
and Chief Financial Officer

John Floren
Senior Vice President,
Global Marketing and Logistics

John Gordon
Senior Vice President,
Corporate Resources

Michael Macdonald
Senior Vice President,
Global Operations

Randy Milner

Senior Vice President,
General Counsel

and Corporate Secretary

Paul Schiodtz
Senior Vice President,
Latin America

Harvey Weake
Senior Vice President,
Asia Pacific

(ANIMAN AN
[ATRAS UCLA

CS

Web Site Investor Relations Inqui

Sales inquiries:

Annual General Meeting

Shares Listed

NE EN)

A Responsible Care* Company

Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=833015ccb85ec22308e486126a17b2ffVFdwQmVFMVVRVEJOUkVFeFRtcE5NVTEzUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909