Qué dijo la dirección de Methanex Corporation en la llamada del Q4 2025

Un trimestre presionado por precios y paradas no planificadas

Methanex cerró el cuarto trimestre de 2025 con un precio realizado promedio de 331 dólares por tonelada y ventas de producción propia de aproximadamente 2,4 millones de toneladas, lo que generó un EBITDA ajustado de 180 millones de dólares y una pérdida neta ajustada de 11 millones. La dirección explicó que el resultado fue inferior al esperado por la combinación de un precio más bajo, costos fijos no absorbidos derivados de paradas en plantas —incluida una falla en un gasoducto de terceros en Chile que provocó la pérdida de unas 75.000 toneladas de producción en diciembre— y gastos de integración asociados a la adquisición de los activos de OCI completada en 2025. La compañía cerró el año con 425 millones de dólares en caja y reembolsó 75 millones del préstamo a plazo denominado Term Loan A durante el trimestre.

En Chile, ambas plantas operaron a plena capacidad durante la mayor parte del trimestre aprovechando gas de Chile y Argentina, pero la rotura de un gasoducto externo en diciembre limitó el suministro. La dirección indicó que el problema fue resuelto a principios de 2026 y que espera sostener la operación completa hasta abril. En Egipto, la producción mejoró respecto al tercer trimestre tras limitaciones estacionales de gas, aunque la compañía advirtió que podrían persistir restricciones, especialmente en verano. En Nueva Zelanda, la disponibilidad estructural de gas sigue siendo difícil, y la guía de producción para 2026 es inferior a 500.000 toneladas.

Conflicto en Medio Oriente domina el panorama para 2026

La dirección dedicó una parte significativa de la llamada a los efectos del conflicto regional sobre el mercado de metanol. Irán aporta entre 9 y 10 millones de toneladas anuales al mercado internacional, y la suma de Arabia Saudita, Omán, Qatar, Baréin y otros productores de la región añade otro volumen similar. Methanex estima que entre 15 y 20 millones de toneladas del comercio internacional de metanol están actualmente afectadas. Como consecuencia, el precio spot en China ha superado los 300 dólares por tonelada y en Europa se acerca a los 400 dólares. Para el primer trimestre de 2026, la compañía estima un precio realizado de entre 330 y 340 dólares por tonelada, aunque advirtió que el verdadero ajuste se reflejará en los contratos del segundo trimestre.

Respecto a Egipto —relevante por su exposición al gas de Israel—, el CEO confirmó que el flujo de gas desde Israel hacia Egipto se ha interrumpido prácticamente por completo. La planta sigue operando gracias a que es temporada baja de demanda en la red egipcia y a que el gobierno ha incrementado las importaciones de GNL, pero la compañía monitorea el riesgo de manera continua. La guía de producción para Egipto en 2026 es de entre 500.000 y 600.000 toneladas, equivalente a una tasa de operación inferior al 80%.

La prioridad de asignación de capital para 2026 es destinar el flujo de caja libre al reembolso del Term Loan A, del que quedan 300 millones de dólares pendientes tras pagos adicionales realizados desde enero.

Turno de preguntas: integración de OCI, costos y Nueva Zelanda

Los analistas pusieron el foco en si la adquisición de OCI está generando el valor prometido. La dirección reconoció que, a un precio de 350 dólares por tonelada, la compañía había proyectado algo más de 1.000 millones de dólares de EBITDA consolidado, pero que los precios actuales —unos 20 dólares por tonelada por debajo— y el hecho de no haber realizado aún los 30 millones de dólares en sinergias previstas explican la brecha. La compañía espera concretar esas sinergias a lo largo de 2026 y reflejarlas plenamente en 2027. También se preguntó por la estructura de costos, y la dirección señaló que el flete marítimo fue más elevado por una cadena de suministro más larga durante los trimestres recientes, y que espera que esos costos se normalicen conforme avance la reconversión de la cartera de clientes.

Sobre Trinidad, la dirección confirmó que opera únicamente la planta Titan y que el contrato de gas vence en septiembre de 2026. Las negociaciones de renovación ya han comenzado. En cuanto al desarrollo del campo Dragon en Venezuela como posible fuente de gas para Trinidad, la dirección fue cautelosa: indicó que ese campo por sí solo no cubre el déficit de oferta, que otros campos también requieren desarrollo y que los precios comerciales del gas deberán ser viables para el metanol a largo plazo. Sobre Nueva Zelanda, el CEO advirtió que incluso en los períodos de mayor disponibilidad de gas solo se opera una planta a tasas inferiores a las óptimas, y que el futuro de las operaciones depende del desarrollo de nuevos campos y del apoyo gubernamental.