Qué dijo la dirección de Methanex Corporation en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido antes de un segundo trimestre excepcional

Methanex cerró el primer trimestre de 2026 con un precio medio realizado de 351 dólares por tonelada y ventas de metanol producido de aproximadamente 2,2 millones de toneladas, lo que generó un EBITDA ajustado de 220 millones de dólares y un ingreso neto ajustado de 23 millones. La compañía destinó los flujos de caja operativos a amortizar 60 millones de dólares del crédito a plazo, cerrando el período con cerca de 380 millones en caja. La producción total en participación accionaria fue de 2,4 millones de toneladas, ligeramente superior a la del trimestre anterior. En Chile, una rotura de tubería de terceros ocurrida a finales del cuarto trimestre se resolvió a comienzos del primero, aunque la dirección advirtió que prevé parar una planta chilena a mediados del segundo trimestre por la menor disponibilidad de gas durante el invierno del hemisferio sur.

La guerra en Oriente Medio transforma el mercado mundial del metanol

El elemento dominante de la llamada fue el conflicto en Oriente Medio, iniciado en febrero y escalado en el segundo trimestre, que ha retirado del mercado aproximadamente 20 millones de toneladas anuales de suministro regional. La dirección señaló que los precios han subido con rapidez a nivel global: fuera de China se sitúan entre 550 y 650 dólares por tonelada. En China, las tasas de operación de las plantas de metanol-a-olefinas (MTO) han bajado desde el 85-90 % del cuarto trimestre de 2025 hasta cerca del 70 % en el primer trimestre, sostenidas principalmente por el consumo de inventarios. Con base en los precios contractuales de abril y mayo, la compañía estima un precio medio realizado de entre 500 y 525 dólares por tonelada para esos dos meses, y espera un aumento significativo del EBITDA ajustado en el segundo trimestre. La compañía también advirtió que los mayores costos de gas natural —vinculados a precios más altos del metanol— y de flete marítimo llegarán con retraso contable al tercer trimestre, con un impacto estimado de entre 30 y 40 millones de dólares. Con los ingresos esperados, la dirección planea amortizar el crédito a plazo de aproximadamente 290 millones de dólares en el segundo trimestre y luego dirigir la mayor parte del flujo de caja libre al bono que vence en 2027.

Lo que preocupa a los analistas: duración del shock, activos marginales y costos

El turno de preguntas giró en torno a tres ejes. El primero fue la duración del shock de oferta: varios analistas cuestionaron si el mercado espera una recuperación demasiado rápida del suministro desde Oriente Medio. La dirección sostuvo que la normalización será prolongada dada la complejidad de restaurar infraestructura de gas, plantas y cadenas logísticas, con tiempos de tránsito marítimo de 25 a 30 días desde el Golfo. El segundo eje fueron los activos marginales: Trinidad, cuyo contrato de gas vence en septiembre, enfrenta negociaciones difíciles con la NGC, y la dirección admitió abiertamente que contempla tanto un acuerdo a corto plazo como el cierre de las plantas. En Nueva Zelanda, el anuncio de OMV de cerrar el campo Maui a finales de año amenaza con hacer inviable la operación de la planta local. Ambos activos representan menos del 5 % del EBITDA recurrente. El tercer eje fue la estructura de costos: el CFO Dean Richardson aclaró que en un entorno de precios más altos, la mayor parte de los beneficios se generaría en Estados Unidos, lo que reduciría la proporción de impuestos pagados en efectivo gracias a las pérdidas fiscales acumuladas por la integración de OCI, acercando la tasa efectiva de caja al 50 % del 25 % de tasa nominal.