管理层的讨论与分析
附件 99.2
指数
| 6 | 业务概览 |
36 | 关键会计估计 |
||||||||
| 8 | 我们的策略 |
39 | 采用新会计准则 | ||||||||
|
9
|
可持续性
|
39 | 国际财务报告准则的预期变化 | ||||||||
|
10
|
财务亮点 |
40
|
非公认会计原则措施 |
||||||||
|
11
|
生产总结 |
42
|
季度财务数据（未经审计） |
||||||||
|
13
|
我们如何分析我们的业务 |
42
|
选定的年度信息 |
||||||||
| 13 | 财务业绩 |
43
|
控制和程序 |
||||||||
|
20
|
流动性和资本资源 |
44
|
前瞻性陈述 |
||||||||
|
26
|
风险因素与风险管理 |
||||||||||
本管理层的讨论和分析（“MD & A”）日期为2026年3月5日，应与我们截至2025年12月31日止年度的合并财务报表和随附的附注一并阅读。除另有说明外，本MD & A中列报的财务信息是根据国际会计准则理事会（“IASB”）颁布的国际财务报告准则（“IFRS”）编制的。我们使用美元作为报告货币，除另有说明外，所有货币金额均以美元表示。在本MD & A中，对“公司”的提及是指Methanex Corporation，对“Methanex”、“我们”、“我们的”和“我们”的提及是指公司及其子公司或其中任何一家根据上下文要求，以及它们各自在合资企业和合伙企业中的利益。
在本文件中，我们使用的非GAAP衡量标准和比率没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相比较。请参阅第40页的非GAAP措施部分，了解每项非GAAP措施的描述以及与最具可比性的GAAP措施的对账。
本MD & A中包含的部分甲醇历史价格数据和供需统计数据以及某些其他行业数据由公司从行业顾问或甲醇行业独立咨询和数据汇编机构定期发布的公认行业报告中得出，这些机构包括道琼斯旗下公司OPIS的Chemical Market Analytics、Tecnon OrbiChem Ltd.、Argus、ICIS、标普全球和Energy Aspects（EA）公司Methanol Market Services Asia。行业顾问和行业出版物普遍表示，所提供的信息是从被认为可靠的来源获得的。我们没有独立核实来自第三方来源的任何数据，也没有确定这些报告所依赖的基本经济假设。
截至2026年3月4日，我们有77,339，520股已发行和流通在外的普通股以及1,228，857股额外普通股可行使的股票期权。
有关Methanex的更多信息，包括我们的年度信息表格，可在我们的网站www.methanex.com、加拿大证券管理局的SEDAR +网站www.sedarplus.ca和美国证券交易委员会的EDGAR网站www.sec.gov上查阅。
业务概览
Methanex Corporation是全球最大的甲醇生产商和供应商，服务于全球各地的甲醇客户。该公司还生产和供应氨，主要服务于北美客户。
甲醇是一种透明的液体商品化学品，由天然气生产，也由煤炭生产，尤其是在中国。传统化学品需求约占全球甲醇需求的50%，用于生产传统的化学衍生物，包括甲醛、醋酸和多种其他化学品，这些化学品构成了种类繁多的工业和消费品的基础。能源相关应用的需求占全球甲醇需求的30%以上，包括甲基叔丁基醚（“MTBE”）、燃料应用（包括车用燃料、船用燃料和其他热应用）、二甲基醚和生物柴油等多个应用领域。甲醇制烯烃（“MTO”）需求占全球甲醇需求的比例不到20%。MTO工厂生产的轻烯烃广泛应用于包装、纺织品、塑料部件和汽车部件。
氨是现代生活中的关键化合物，在农业和工业中发挥着重要作用。大多数氨需求是通过用于生产肥料而产生的，但它也被用于塑料和纺织品的生产以及制冷。
我们是全球最大的甲醇生产商和供应商，服务于亚太、北美、欧洲和南美的客户。我们的年甲醇运营总产能，包括Methanex在共同拥有的工厂的权益，目前为1040万吨，位于美国、智利、特立尼达和多巴哥、新西兰、埃及和加拿大。除了我们工地生产的甲醇外，我们在甲醇承购合同下和现货市场上采购别人生产的甲醇。这使我们能够灵活地管理我们的供应链，同时继续满足客户需求并支持我们的营销工作。我们拥有埃及共同拥有的工厂100%产量的营销权，这为我们提供了额外的每年60万吨的甲醇承购供应，当天然气可用且工厂满负荷运转时。我们只销售我们共同拥有的位于德克萨斯州的NatGasoline工厂生产的份额。
我们每年的氨运营能力为30万吨，位于美国。
参考生产总结第11页的部分了解更多信息。
收购OCI Global的甲醇业务
2024年9月8日，Methanex宣布就以约20.5亿美元收购OCI Global（“OCI”）的国际甲醇业务（“OCI收购”）达成最终协议。该交易包括年产能为91万吨（“MT”）甲醇和34万吨氨的甲醇设施，以及合资企业Natgasoline LLC（“Natgasoline”）运营的第二个甲醇设施的50%权益，该设施的甲醇年产能为170万吨。该交易还包括一项低碳甲醇生产和营销业务，以及一项位于荷兰的闲置甲醇设施。
该公司于2025年6月27日成功完成收购，此后敲定了收购价格，包括11.8亿美元现金、债务和营运资本调整0.1亿美元和0.1亿美元、发行990万股Methanex普通股以及承担债务和租赁。
2025年行业综述&展望
甲醇作为全球大宗商品，我们的收益受甲醇价格波动影响明显，直接受到甲醇供需变化的影响。基于使用甲醇的终端产品的多样性，甲醇的需求受到多种因素的驱动，包括：全球和区域经济的实力、工业生产水平、能源价格、终端产品的定价、下游产能以及政府的法规和政策。甲醇行业供给受生产成本、甲醇行业开工率及甲醇行业产能变化影响。
需求
我们估计2025年全球甲醇需求小幅增长至略低于1亿吨，受亚洲和中国持续增长以及大西洋市场整体需求持平的推动。
长期来看，我们认为传统化学品需求受全球和区域经济实力以及工业生产水平的影响。甲醛、醋酸等甲醇衍生品在建筑行业的使用，意味着建筑和施工周期以及木制品生产水平、房屋开工和消费者支出是决定这类衍生品需求的重要因素。需求还受到汽车生产、耐用品生产、工业投资和环境与健康趋势以及新产品开发的影响.我们认为，能源相关应用的需求将受到能源价格、终端产品定价以及政府政策的影响，由于甲醇作为燃料的排放效益，这些政策在鼓励甲醇的新应用方面发挥着越来越大的作用。MTO生产商未来的开工率和甲醇消费量将取决于多个因素，包括其各种最终产品的定价、这些装置与其他产品的下游一体化程度、甲醇供应的可用性、包括石脑油在内的烯烃行业原料成本对相对竞争力的影响以及工厂检修计划。
作为全球能源转型的一部分，持续的监管变化以及其他因素导致人们对作为燃料的甲醇越来越感兴趣，因为它具有清洁燃烧的属性，如果由可再生原料制成，则有可能减少温室气体排放。
鉴于甲醇的环境效益、广泛的可用性、成本竞争力和易用性，人们对作为船用燃料的甲醇持续感兴趣。当由可再生资源制成时，甲醇可以大幅减少生命周期的碳排放，在某些情况下可以实现碳中和，为满足航运业的脱碳目标提供了一条面向未来的途径。来自海洋应用的实际甲醇消费量将取决于法规、相对于其他燃料的相对经济性以及其他因素。
甲醇也被用作汽车燃料，主要是在中国。甲醇可以少量与汽油混合用于现有车辆，也可以用于高比例混合，例如灵活燃料汽车中的M85或专用甲醇燃料汽车中的M100。中国对用于轻型卡车、重型卡车、矿用卡车和公共汽车的100%甲醇燃料（M100）的兴趣日益浓厚。我们测算，中国甲醇的车用燃料需求每年在130万吨以上。其他国家正处于采用甲醇作为车用燃料的评估或早期阶段。
在中国，包括炊具炉灶、工业锅炉、熔炉和窑炉在内的热应用每年对甲醇的需求总量超过700万吨。这种需求集中在管道天然气基础设施仍然不足的农村地区。
供应
甲醇由天然气生产，也由煤炭生产，特别是在中国。销售商品的成本受原材料供应和成本、运费、其他运营和维护成本以及政府政策的影响。
行业开工率继续受到贸易制裁、工厂技术问题以及结构性和季节性天然气限制的影响。与2024年相比，2025年甲醇行业的运行率更高，这得益于北美创纪录的运营水平和中国利用率的提高。2025年，中国产能新增约100万吨，马来西亚产能新增约180万吨。在伊朗，由于制裁带来的技术和融资挑战，正在开发的项目进展缓慢，现有甲醇工厂的开工率受到来自枯竭气田的可供气量下降的限制。如果影响伊朗和/或其他甲醇生产国的制裁得到缓解或取消，这可能会导致甲醇供应增加。在中国，由于环境法规和对没有下游整合的甲醇项目更具限制性的产业政策，产能增加已经放缓。预计这些产能增加将被关闭一些效率低下的老旧工厂部分抵消。预计中国新建的产能将服务于不断增长的国内需求，因为中国需要进口甲醇来满足这一需求。由于经济或原料方面的挑战，其他地方的项目开发仍然缓慢。
价格
甲醇业务是一个竞争激烈的大宗商品行业，未来甲醇价格最终将取决于全球和区域需求及甲醇行业供给的强弱。甲醇需求和行业供应受到上述几个因素的驱动。甲醇价格在历史上一直是，预计将持续是，以波动性和周期性为特征。
Methanex 2025年的平均实现价格为每吨361美元，而2024年为每吨355美元。
我们的战略
我们的首要目标是通过我们在全球生产、营销和向客户交付甲醇方面的领导地位来创造价值。为了实现这一目标，我们有一个简单、明确定义的战略：领导力、低成本和卓越运营。我们自豪地成为负责任关怀（由加拿大化学工业协会制定并得到联合国认可的一套可持续发展的运营伦理和原则）方面的领导者，并将战略重点放在管理与人员健康和安全、环境保护、社区参与、社会责任、可持续性、安全和应急准备相关的风险和主动计划上。
领导力
领导力是我们战略的关键要素。我们专注于通过我们作为全球甲醇行业领先的生产商和供应商的地位创造价值，提高我们安全且经济高效地向客户交付甲醇的能力，并支持传统和与能源相关的全球甲醇需求增长。
我们是领先的甲醇生产商和供应商，客户遍及亚太、北美、欧洲和南美。我们2025年950万吨的甲醇销量约占国际交易甲醇市场的20%。这一规模使我们能够灵活地在全球范围内满足客户需求。我们的领导地位也使我们能够在甲醇行业发挥重要作用，这包括发布每个地区使用的Methanex参考价格，作为我们客户合同的定价基础。
我们的生产基地和运输船队地理位置多样，使我们能够以经济高效的方式向全球客户交付甲醇。 我们继续投资于全球分销和供应基础设施re，其中包括全球最大的甲醇远洋油轮船队和国际所有主要港口的码头运力，使我们能够通过提供可靠和安全的供应来提高对客户的价值。
我们全球领先战略的另一个关键组成部分是我们能够用从第三方购买的甲醇来补充甲醇生产，从而使我们在供应链中具有灵活性，以满足客户的承诺。我们通过甲醇承购合约和现货采购相结合的方式采购甲醇。我们通过利用我们的全球供应链基础设施来管理采购甲醇的成本，这使我们能够在最具成本效益的地区采购甲醇，同时仍然保持供应的整体安全。
我们在全球战略地点拥有仓储能力和办事处，这使我们能够以具有成本效益的方式管理对客户的供应，并确保客户服务和行业定位。
成本低
低成本结构是大宗商品行业的重要竞争优势，是我们战略的关键要素。我们对重大业务决策的方法以改善成本结构和为股东创造价值的动力为指导。总成本中最重要的组成部分是用于原料的天然气以及与向客户输送甲醇相关的分销成本。
我们通过两种方式管理我们的天然气成本：通过固定价格合同和与甲醇价格挂钩的天然气合同。在北美，我们的目标是制定固定价格的天然气供应合同和金融对冲措施，覆盖我们近期约50%的天然气需求。我们在北美以外的生产设施在很大程度上受到天然气购买协议的支撑，其中天然气价格与甲醇价格挂钩。这种定价关系使这些设施能够在整个甲醇价格周期中具有竞争力。
我们的生产设施位置优越，可供应全球甲醇市场，我们采取长期的方式承包运力以满足客户的需求。尽管如此，将甲醇从生产地点分配给客户的成本是总运营成本的重要组成部分。其中包括海运、市场内储存设施和市场内分销的成本。我们专注于确定降低这些成本的举措，包括优化使用我们的船队、第三方回程安排以及通过改变远洋船舶合同的类型和期限来利用航运市场的普遍情况。我们还寻找机会，通过与其他甲醇生产商进行地理产品交换来利用我们的全球资产地位，以降低分销和运输成本。
可操作 卓越
我们在业务的各个方面都保持对卓越运营的关注。这包括在制造和供应链流程、营销和销售、负责任的关怀和财务管理方面的卓越表现。
为了与竞争对手区分开来，我们努力成为最好的运营商和客户的首选供应商。我们认为，供应的可靠性对于客户业务的成功至关重要，我们的目标是安全、可靠和经济高效地交付甲醇。我们对责任关怀的承诺推动我们坚持健康、安全、环保、产品管理和社会责任的最高原则。我们相信，这一承诺有助于我们实现出色的整体环境和安全记录，并使我们的社区参与和社会投资与我们的核心价值观保持一致。
产品管理是负责任的关怀文化的重要组成部分，并在我们产品的整个生命周期中指导我们的行动。我们以最高的安全标准为目标，将对员工、客户和供应商以及环境和我们开展业务所在社区的风险降至最低。我们通过内外部的多种健康、安全、环保举措，推动甲醇在任何时候的正确使用和安全处置，并与行业同事一起提高安全标准。我们通过直接沟通和积极参与当地和国际行业协会、研讨会和会议以及在线教育倡议，随时与关键利益相关者（包括客户、最终用户、供应商和物流供应商）分享技术和安全专业知识。
2025年，我们在财务管理方面的卓越运营战略使20.5亿美元的OCI收购交易得以成功完成。我们已经开始偿还用于为收购提供资金的定期贷款A融资，坚持我们在资本分配战略中优先考虑减少债务的承诺。我们继续通过定期分红向股东返还现金。截至2025年12月31日，我们仍处于强劲的流动性状况，通过我们的循环信贷额度拥有4.25亿美元现金和6亿美元未提取的备用流动性。我们根据经济状况的变化、我们运营中固有的潜在风险以及我们业务的资本要求，积极管理我们的流动性和资本结构。
可持续性
除了对负责任的关怀的承诺外，我们还将可持续发展纳入了我们的长期战略。我们优先考虑物质可持续性主题，即那些代表对环境或人的影响、显着影响我们的财务业绩或我们的利益相关者感兴趣的环境、社会或治理主题。我们的材料可持续发展主题是GHG排放和向低碳经济转型、气候变化/物理影响、过程安全、员工和承包商安全、产品管理、人们的做法以及社区和土著关系。
我们的执行领导团队全面负责确保我们的物质可持续性主题得到有效评估和管理。其中包括与我们的GHG排放以及向低碳经济转型相关的气候相关风险和机遇。执行领导团队将这些事项纳入基于场景的战略和业务规划活动，以支持我们业务的长期可持续性。
我们相信，拥有多元化的团队、公平的人员做法和包容的工作场所会带来更好的文化、更好的决策和更好的公司。我们的愿景是拥有一种包容的文化，在这种文化中，多样性受到重视，差异得到拥抱，每个人都有机会贡献、发展和进步。
2026年3月，我们发布了《2025年可持续发展报告》，与可持续会计准则委员会（SASB）和气候相关财务披露工作组（TCFD）保持一致，并包括一般性和特定主题的全球报告倡议组织（GRI）披露。《2025年可持续发展报告》可在https://www.methanex.com/sustainability查阅。
财务要点
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
产量（千吨）（归属于Methanex股东）
|
7,816 | 6,358 | ||||||
|
销量（千吨）
|
||||||||
|
甲醇-生产甲醇
|
7,512 | 6,094 | ||||||
|
外购甲醇
|
1,463 | 3,471 | ||||||
|
佣金销售
|
540 | 904 | ||||||
|
总销量1
|
9,515 | 10,469 | ||||||
|
Methanex平均非贴现公布价格（$每吨）2
|
588 | 508 | ||||||
|
平均实现价格（美元/吨）3 4
|
361 | 355 | ||||||
|
收入5
|
3,589 | 3,720 | ||||||
|
净收入（归属于Methanex股东）
|
80 | 164 | ||||||
|
调整后净收入4
|
148 | 252 | ||||||
|
经调整EBITDA4
|
808 | 764 | ||||||
|
经营活动产生的现金流量
|
1,016 | 737 | ||||||
|
每股普通股基本净收入（美元/股）
|
1.10 | 2.43 | ||||||
|
每股普通股摊薄净收益（美元/股）
|
0.93 | 2.39 | ||||||
|
调整后每股普通股净收入（美元/股）4
|
2.03 | 3.72 | ||||||
|
共同持股信息（百万股）
|
||||||||
|
普通股加权平均数
|
73 | 67 | ||||||
|
稀释加权平均普通股数量
|
73 | 68 | ||||||
|
已发行普通股数量，年底
|
77 | 67 | ||||||
1甲醇生产的甲醇代表我们在我们设施生产的数量中的权益份额，不包括与我们不拥有的Atlas设施的36.9%和埃及设施的50%相关的佣金基础上销售的数量。
2Methanex平均非贴现公布价格代表我们在北美、欧洲、中国和亚太地区的非贴现公布价格的平均值，由甲醇总销量加权。当前和历史定价信息可在www.methanex.com上查阅。
3公司在本文件通篇使用了平均实现价格（“ARP”）。ARP的计算方法是甲醇收入除以甲醇总销量。它被管理层用来评估每单位甲醇销售的实现价格，并且在收入可能随市场价格波动的周期性商品环境中具有相关性。
4公司在本文件通篇使用了调整后净收入、调整后每股普通股净收入和调整后EBITDA等术语。这些项目是非GAAP衡量标准和比率，没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。参考非公认会计原则措施第40页上的一节描述了每个非GAAP衡量标准以及与最具可比性的GAAP衡量标准的对账。
5收入包括氨和其他产品的销售，此外还包括甲醇的销售。
生产概要
下表详细列出了2025年和2024年我们设施的年度运营能力和实际生产情况：
|
（千吨）
|
年度运营 容量1 |
2025
生产
|
2024
生产
|
||||||||
|
美国
|
|||||||||||
| 盖斯马尔 | 4,000 | 3,330 | 2,529 | ||||||||
|
博蒙特2
|
910 | 466 | — | ||||||||
|
NatGasoline（50%权益）2
|
850 | 418 | — | ||||||||
|
智利
|
1,700 | 1,302 | 1,180 | ||||||||
|
特立尼达和多巴哥3
|
860 | 730 | 956 | ||||||||
|
新西兰4
|
860 | 507 | 670 | ||||||||
|
埃及（50%权益）
|
630 | 555 | 460 | ||||||||
|
加拿大（Medicine Hat）
|
560 | 508 | 563 | ||||||||
| 甲醇总产量 | 10,370 | 7,816 | 6,358 | ||||||||
|
博蒙特氨5
|
340 | 182 | — | ||||||||
1我们生产设施的年运营能力可能高于或低于原始铭牌产能，因为随着时间的推移，这些数字已经过调整，以反映这些设施的持续运营效率。由于多种因素，设施在任何一年的实际产量可能高于或低于运营能力，包括天然气可用性、原料成分、设施催化剂的年龄、周转和获得CO2来自某些设施的外部供应商。我们根据历史表现定期审查和更新我们的生产设施的运营能力。
2Beaumont和NatGasoline设施的年运营能力分别为910,000吨和850,000吨（50%权益）。2025年的实际产量反映了自2025年6月27日收购设施以来的生产量。
3特立尼达的运营能力包括Titan设施（100%权益）。Atlas设施（63.1%权益）被排除在外，因为它处于闲置状态（参考特立尼达和多巴哥以下部分。）
4新西兰的运营能力包括一个Motunui设施，另一个由于闲置而被排除在外（参考新西兰以下部分。）
5博蒙特氨设施的年运营能力为340,000吨。2025年的实际产量反映了自2025年6月27日收购该设施以来的生产量。
美国
我们的Geismar工厂在2025年生产了330万吨甲醇，而2024年为250万吨。Geismar工厂的产量在2025年有所增加，原因是Geismar 3工厂在2月下旬发生计划外停电后产量增加，并且对自热重整装置进行了维修，工厂于5月初成功重启。同样在2025年，Geismar 2工厂进行了计划中的周转。
继OCI收购于2025年6月27日完成后，Beaumont工厂生产了50万吨甲醇和20万吨氨，NatGasoline工厂生产了40万吨甲醇（Methanex份额）。参考风险因素与风险管理–美国第30页的部分了解更多信息。
智利
智利工厂2025年甲醇产量为130万吨，而2024年为120万吨。由于阿根廷的天然气供应量增加，智利的产量在2025年更高。我们自2008年以来首次在冬季满负荷运营一家工厂。生产得到与智利和阿根廷天然气生产商签订的固定天然气合同的支持，合同期限分别到2030年和2027年，这支撑了该场址全年约55%的天然气需求。此外，我们认为，南半球夏季月份天然气供应量的增加将使这两个工厂在非冬季期间开足马力运营。虽然预计生产的季节性将在短期内持续，但我们看到阿根廷的天然气供应总体上出现了积极的发展。参考风险因素与风险管理–智利第30页的部分了解更多信息。
特立尼达和多巴哥
2025年，我们在Titan工厂生产了70万吨甲醇，而2024年Titan工厂和Atlas工厂（Methanex 63.1%的权益或108.5万吨/年的产能）的组合产量为100万吨。由于阿特拉斯工厂于2024年9月闲置，特立尼达的产量在2025年有所下降。这与Titan工厂的重启同时进行，该工厂目前正根据其与特立尼达和多巴哥国家天然气公司（“NGC”）签订的为期两年的天然气供应协议运行，该协议将于2026年9月到期。参考风险因素和风险管理–特立尼达和多巴哥第30页的部分了解更多信息。
新西兰
在新西兰，我们在2025年生产了50万吨甲醇，而2024年为70万吨。未来的产量将取决于现有油井的性能、未来的上游开发以及向电力市场出售任何天然气以支持新西兰的能源需求。新西兰的天然气供应继续受到挑战，我们将继续与我们的天然气供应商和政府合作，以优化我们在该国的运营。参考风险因素与风险管理–新西兰第31页的部分了解更多信息。
埃及
我们在埃及运营年产130万吨的甲醇设施，在其中我们拥有50%的经济权益和100%生产的营销权。2025年，我们在埃及生产了110万吨甲醇（Methanex份额为0.6百万），而2024年为0.9百万吨（Methanex份额为0.5百万）。埃及的天然气供应受到几个因素的影响，包括国内产量水平、天然气进口和季节性需求波动。当天然气受到限制时，这可能会导致限气，特别是当气温升高导致季节性发电需求增加时。虽然这两年都受到开工率波动的影响，但2025年的产量更高，因为限气量更低，供应商能够管理国内需求，对工业工厂的影响更小。此外，2024年的生产还受到合成气压缩机机械故障导致的计划外停电的进一步影响。我们正在密切监测天然气市场，未来可能会继续出现限电，特别是在夏季月份，这取决于天然气供需动态。参考风险因素与风险管理–埃及第31页的部分了解更多信息。
加拿大
梅迪辛哈特2025年甲醇产量为50万吨，而2024年为60万吨。由于计划在第二季度顺利完成的周转，2025年的产量较低。参考风险因素与风险管理–加拿大第31页的部分了解更多信息。
展望
我们预计我们2026年的产量约为900万吨（Methanex利息）甲醇和30万吨氨。实际产量可能因季度而异，具体取决于天然气供应情况、周转情况、计划外停电和意外事件。
我们如何分析我们的业务
我们通过分析调整后EBITDA的组成部分的变化、股权报酬的按市值计价影响、折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他以及所得税来审查我们的财务业绩。
公司在本文件通篇使用了调整后EBITDA、调整后净收入、调整后每股普通股净收入和调整后债务等术语。这些项目是非GAAP衡量标准和比率，没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。参考非公认会计原则措施第40页上的一节描述了每个非GAAP衡量标准以及与最具可比性的GAAP衡量标准的对账。
除了我们工厂生产的甲醇，我们还采购和转售别人生产的甲醇，我们代销甲醇。我们一起分析所有甲醇销量的结果，不包括佣金销量。调整后EBITDA变化的关键驱动因素是平均实现价格、现金成本和销量，定义和计算如下：
| 价格 | 调整后EBITDA因平均实现价格变动而产生的变动，计算方法为不同时期甲醇售价的差额乘以当期甲醇总销量，不包括佣金销量。 | ||||
| 现金 成本 |
现金成本变动导致的调整后EBITDA变动，计算方法为每吨现金成本的不同时期的差额乘以当期甲醇总销量，不包括当期的佣金销量。每吨现金成本是每吨甲醇生产的甲醇的现金成本和每吨外购甲醇的现金成本的加权平均数。每吨甲醇生产的甲醇的现金成本包括每吨吸收的固定现金成本和每吨可变现金成本。外购甲醇每吨现金成本主要由甲醇本身成本构成。此外，由于现金成本的变化而导致的调整后EBITDA的变化包括不同时期未吸收的固定生产成本、合并销售、一般和管理费用以及固定存储和处理成本的变化。 | ||||
| 销售量 |
经调整EBITDA因销量变动而产生的变动，计算方法为甲醇总销量（不包括佣金销量）各期间的差额乘以上一期间的每吨毛利。上期每吨保证金为每吨甲醇-生产甲醇的加权平均保证金和每吨外购甲醇的保证金。甲醇生产的甲醇的每吨保证金计算为每吨甲醇的售价减去每吨吸收的固定现金成本和每吨可变现金成本。外购甲醇每吨保证金按每吨甲醇售价减去每吨外购甲醇成本计算。
|
||||
我们拥有Atlas甲醇设施63.1%的股份，并通过委托承购协议将其剩余36.9%的产量推向市场。我们与合作伙伴之间的合同协议确立了对Atlas的共同控制权。因此，我们采用权益会计法对这笔投资进行核算，这导致Atlas的净资产和净利润的63.1%分别在合并财务状况表和合并损益表中列报。我们拥有Natgasoline甲醇装置50%的股份。我们与合作伙伴之间的一项合同协议确立了对Natgasoline的共同控制权。因此，我们采用权益会计法对这笔投资进行会计处理，这导致NatGasolar 50%的净资产和净利润分别在合并财务状况表和合并损益表中单独列报。为了分析我们的业务，调整后的EBITDA、调整后的净收入、调整后的每股普通股净收入和调整后的债务包括一笔金额，分别代表我们在Atlas的63.1%股权份额和我们在NatGasolar的50%股权份额。我们对折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他费用以及所得税的分析与我们的综合损益表的列报方式一致，不包括与Atlas和NatGasoline相关的金额。
我们拥有年产126万吨埃及甲醇设施的50%，并通过委托承购协议将其剩余50%的产量推向市场。我们拥有Waterfront Shipping 60%的股份，该公司为Methanex提供服务，用于我们分销和物流成本中的海运部分。我们合并了Egypt和Waterfront Shipping，这导致100%的财务业绩包含在我们的财务报表中。非控股权益包含在公司的综合财务报表中，代表非控股股东在埃及甲醇设施和Waterfront Shipping的权益。为了分析我们的业务，调整后的EBITDA、调整后的净收入、调整后的每股普通股净收入和调整后的债务不包括与非控股权益相关的金额。
财务业绩
截至2025年12月31日止年度，我们报告归属于Methanex股东的净利润为8000万美元（稀释后每股普通股净利润为0.93美元），而截至2024年12月31日止年度归属于Methanex股东的净利润为1.64亿美元（稀释后每股普通股净利润为2.39美元）。归属于Methanex的净利润
与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度的股东人数有所下降，主要是由于财务成本增加、折旧和摊销增加、天然气销售净收益减少以及联营公司的亏损部分被较高的平均实现价格所抵消。
截至2025年12月31日止年度，我们报告的调整后EBITDA为8.08亿美元，调整后净收入为1.48亿美元（每股普通股调整后净收入2.03美元），而截至2024年12月31日止年度的调整后EBITDA为7.64亿美元，调整后净收入为2.52亿美元（每股普通股调整后净收入3.72美元）。
我们计算调整后EBITDA和调整后净收入的方法是，包括与我们在Atlas设施的权益份额（63.1%的权益）相关的金额，包括我们在NatGasoline设施的权益份额（50%的权益），并通过排除非控股权益的份额、由于我们的股价变化导致的基于股份的薪酬的按市值计价影响、包含在财务收入和其他费用中的天然气合同重估的按市值计价影响、我们的联营公司的库存流动与我们的所有权份额之间的任何时间不匹配，以及与特定已识别事件相关的某些项目的影响。对于2025年和2024年，由于费用的特定性质，以及为了更好地反映公司业务的经营业绩，资产减值费用的影响被排除在调整后EBITDA和调整后净利润之外。
Methanex股东应占净收入与调整后净收入的对账以及调整后稀释后每股普通股净收入的计算如下：
|
（百万美元，股份数量和每股金额除外）
|
2025
|
2024
|
||||||
|
归属于Methanex股东的净利润
|
$
|
80
|
$
|
164
|
||||
|
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响，税后净额
|
(20)
|
2
|
||||||
|
天然气合同重估的按市值计价影响，税后净额
|
3
|
(4)
|
||||||
|
资产减值费用，税后净额
|
82
|
90
|
||||||
|
联营公司收益调整，税后净额
|
3
|
—
|
||||||
|
调整后净收入
|
$
|
148
|
$
|
252
|
||||
|
稀释加权平均流通股（百万）
|
73
|
68
|
||||||
|
调整后每股普通股净收入
|
$
|
2.03
|
$
|
3.72
|
||||
我们的2025年和2024年合并损益表摘要如下：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
合并损益表：
|
||||||||
|
收入
|
$ | 3,589 | $ | 3,720 | ||||
|
销售成本和运营费用
|
(2,680) | (3,009) | ||||||
| 新西兰天然气销售净收益 | 39 | 103 | ||||||
|
埃及保险追偿
|
— | 59 | ||||||
|
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响
|
(27) | 2 | ||||||
| 调整后归属于联营公司的EBITDA | 49 | 82 | ||||||
|
不包括在调整后EBITDA中归属于非控股权益的金额
|
(162) | (193) | ||||||
| 经调整EBITDA | 808 | 764 | ||||||
|
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响
|
27 | (2) | ||||||
|
折旧及摊销
|
(446) | (386) | ||||||
|
财务费用
|
(220) | (133) | ||||||
|
财务收入及其他
|
26 | 12 | ||||||
|
所得税费用
|
(58) | (30) | ||||||
| 资产减值费用 | (71) | (125) | ||||||
|
联营公司收益调整1
|
(82) | (43) | ||||||
|
非控股权益调整2
|
96 | 107 | ||||||
|
归属于Methanex股东的净利润
|
$ | 80 | $ | 164 | ||||
|
净收入
|
$ | 145 | $ | 250 | ||||
1 这一调整是扣除折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他费用以及与我们在Atlas的63.1%权益和NatGasoline甲醇设施的50%权益相关的所得税，这些不包括在调整后EBITDA中，但包括在归属于Methanex股东的净利润中。
2 这一调整是与我们的非控股权益份额相关的折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他费用以及所得税部分的加回，该部分已在上述扣除，但不包括在归属于Methanex股东的净利润中。
收入
那里是影响我们全球和地区收入的许多因素。甲醇业务是受供需基本面影响的全球性大宗商品行业。基于使用甲醇的终端产品的多样性，甲醇的需求受到多种因素的驱动，包括：全球和区域经济的实力、工业生产水平、能源价格、终端产品的定价以及政府的法规和政策。2025年营收为36亿美元，2024年为37亿美元。可比收入反映了更高的平均实现价格，但与2024年相比，2025年的销量下降抵消了这一影响。
我们针对各甲醇销售区域发布区域非折现参考价，这些公布的价格根据行业基本面和市场情况每月或每季度进行审核修正。我们的大多数客户合同使用公布的Methanex参考价格作为定价基础，我们根据各种因素向客户提供折扣。我们在2025年的平均非贴现公布参考价格为每吨588美元，而2024年为每吨508美元。我们在2025年的平均实现价格为每吨361美元，而2024年为每吨355美元。
收入分配
2025年按客户所在地划分的收入地理分布导致对美国和欧洲的销售额与2024年相比有所增加，这反映出由于对这些地区加权的OCI收购导致产量增加。详情如下：
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | ||||||||||||
|
欧洲
|
$ | 932 | 26% | $ | 842 | 23% | ||||||||
|
美国
|
708 | 20% | 502 | 13% | ||||||||||
|
南美洲
|
509 | 14% | 479 | 13% | ||||||||||
|
中国
|
485 | 14% | 828 | 22% | ||||||||||
|
韩国
|
445 | 12% | 483 | 13% | ||||||||||
| 其他亚洲 | 338 | 9% | 402 | 11% | ||||||||||
|
加拿大
|
172 | 5% | 184 | 5% | ||||||||||
| $ | 3,589 | 100% | $ | 3,720 | 100% | |||||||||
调整后EBITDA（归属于Methanex股东）
2025年调整后EBITDA为8.08亿美元，而2024年调整后EBITDA为7.64亿美元，增加了4400万美元。我们调整后EBITDA变化的关键驱动因素是平均实现价格、销量和现金成本，如下所述（请参阅我们如何分析我们的业务第13页的部分了解更多信息）。
|
（百万美元）
|
2025年对比2024年 | ||||
|
平均实现价格
|
$ | 47 | |||
|
销量
|
(53) | ||||
| Geismar 3延迟成本 | 41 | ||||
| 新西兰天然气销售收益，扣除闲置期间的天然气和固定成本 | (59) | ||||
| 氨贡献 | 33 | ||||
|
总现金成本
|
35 | ||||
|
调整后EBITDA增加
|
$ | 44 | |||
平均实现价格
我们截至2025年12月31日止年度的平均实现价格为每吨361美元，而2024年为每吨355美元，这使调整后EBITDA增加了4700万美元（参考财务业绩–收入第15页的部分了解更多信息）。
销量
截至2025年12月31日止年度的甲醇销量（不包括佣金销量）从2024年的960万吨降至900万吨，这使调整后EBITDA减少了5300万美元。销量下降的原因是我们有意减少年度销售组合，以反映对2025年阿特拉斯和新西兰工厂产量预期的降低。销售量也可能因客户要求和库存水平以及可用的佣金销售量而逐年变化。
GESMAR 3延迟成本
随着Geismar3于2024年底启动，所有成本现在都是运营成本，因此2025年没有延迟成本，而2024年产生的延迟成本为4100万美元。
新西兰天然气销售收益，天然气和固定成本净额
自2024年第三季度以来，我们定期达成短期商业安排，向新西兰电力市场提供部分天然气，以支持该国的整体能源平衡。截至2025年12月31日止年度，调整后EBITDA中包含的总收益净额减去固定成本为3200万美元，而2024年为9100万美元。这些金额不包括销售期间未生产的甲醇所损失的保证金的影响以及所产生的额外供应链成本（如有）。
氨贡献
与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度与氨贡献相关的调整后EBITDA增加是由于2025年6月的OCI收购以及将博蒙特工厂的氨生产引入我们的业务。
现金总成本
我们总现金成本变化的主要驱动因素是甲醇生产的甲醇成本的变化以及我们从其他公司采购的甲醇成本（“采购的甲醇”）的变化。我们通过甲醇承购合同和现货市场采购，用别人生产的甲醇补充我们的生产，以满足客户的需求，支持我们在全球的营销努力。
我们采用先进先出的方法核算库存，我们生产或采购的甲醇一般需要30到60天才能销售出去。因此，由于甲醇生产和采购的甲醇成本的变化而导致的调整后EBITDA的变化主要取决于甲醇定价的变化和库存流动的时间。
在价格上涨的环境中，由于甲醇的采购和生产与销售，我们在给定价格下的利润率高于在稳定价格环境下。通常，当甲醇价格下降时，情况正好相反。
与2024年相比，由于2025年现金总成本的变化，调整后EBITDA的变化是由于以下原因：
|
（百万美元）
|
2025年对比2024年 | ||||
|
甲醇-生产甲醇成本
|
$ | (51) | |||
|
甲醇-生产甲醇销量占比
|
183 | ||||
|
外购甲醇成本
|
(18) | ||||
|
物流成本
|
(8) | ||||
|
埃及保险追偿
|
(30) | ||||
|
其他，净额
|
(41) | ||||
|
由于总现金成本的变化，调整后EBITDA增加
|
$ | 35 | |||
甲醇-生产甲醇成本
天然气是我们甲醇设施的主要原料，是甲醇生产的甲醇成本中最重要的组成部分。我们在北美采购天然气，并因我们在该地区的天然气需求的未对冲部分而面临天然气现货价格波动的风险。对于我们大约三分之一的产量，我们根据协议购买天然气，其中每个合同的独特条款包括基准价格和与甲醇价格挂钩的可变价格部分，以减少我们的商品价格风险敞口。各燃气合同可变价格部分采用与一定水平以上甲醇销售价格挂钩的公式进行调整。
与2024年相比，2025年甲醇生产的甲醇成本增加了5100万美元，这主要是由于甲醇实际价格的变化对我们天然气成本可变部分的影响、影响我们北美业务未对冲部分的现货天然气价格变化、库存流动的时间安排以及从库存出售的产品组合的变化。有关我们的天然气供应协议的更多信息，请参阅流动性和资本资源–合同义务和商业承诺摘要第23页的部分。
甲醇-生产甲醇销量占比
外购甲醇成本与购买时甲醇的售价直接挂钩，外购甲醇成本一般高于甲醇生产的甲醇成本。因此，甲醇生产的甲醇销售比例增加导致我们在特定时期的整体成本结构下降，而甲醇生产的甲醇比例下降将增加我们的成本结构。2025年甲醇生产的甲醇销售比例增加，原因是我们新收购的资产增加了产量，这降低了成本，并使2025年调整后EBITDA与2024年相比增加了1.83亿美元。
外购甲醇成本
我们企业战略的一个关键要素是全球领导地位，因此，我们在销售甲醇的每个地区都建立了领先的市场地位。我们通过甲醇承购合同和现货市场以采购的甲醇补充生产，以满足客户需求并支持我们在各区域内的营销工作。在构建采购协议时，我们寻找与我们现有供应链产生协同效应的机会，使我们能够在最具成本效益的地区采购甲醇。外购甲醇成本主要由甲醇本身的成本构成，直接关系到采购时的甲醇价格。2025年甲醇价格上涨以及库存流动和采购的时间安排增加了每吨采购甲醇的成本，与2024年相比，这使调整后EBITDA减少了1800万美元。
物流成本
我们在全球分销和供应基础设施方面的投资包括一支专门的远洋船队。我们利用这些船只通过提供可靠和安全的甲醇供应来提高客户的价值。此外，我们还承运第三方回程货物（如果有），以优化整体供应链成本。物流成本可能在不同时期有所不同，主要取决于我们每个生产设施的生产水平、由此对我们供应链产生的影响以及船用燃料成本的可变性。与2024年相比，2025年较高的物流成本使调整后EBITDA减少了800万美元。与2024年相比，2025年的物流成本有所增加，这主要是由于不同工厂的生产混合、包括我们的Geismar 3工厂在内的非计划中断造成的供应链效率低下、较长供应路线对海运的影响以及从第三方赚取的回程海运旅程的贡献较低。
埃及保险追偿
我们在2023年10月至2024年2月期间经历了埃及工厂的停电。3000万美元的保险追偿（Methanex份额）于2024年确认，为非经常性项目，导致2025年调整后EBITDA减少。
其他，净额
其他，净额与未吸收的固定成本、销售、一般和管理费用以及其他运营项目有关。截至2025年12月31日止年度，与2024年同期相比，其他成本增加4100万美元，主要是由于与2024年相比，2025年的未吸收成本增加，以及与OCI收购相关的交易成本和销售、一般和管理费用增加。
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响
我们授予以股份为基础的奖励作为补偿要素。授予的股份奖励包括股票期权、股份增值权、串联股份增值权、递延股份单位、限制性股份单位和业绩股份单位。对于所有以股份为基础的奖励，以股份为基础的补偿在相关归属期内按每个报告日已提供服务的比例确认。以股份为基础的薪酬包括一笔与授予日价值相关的金额，以及主要受公司股价驱动的股份奖励公允价值的后续变化所产生的按市值计价的影响。授予日价值金额计入调整后EBITDA和调整后净收益。基于股份的薪酬因我们的股价变动而产生的按市值计价的影响被排除在调整后的EBITDA和调整后的净收入之外，并分别进行分析。
|
（百万美元，股价除外）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
Methanex Corporation股价1
|
$ | 39.72 | $ | 49.94 | ||||
|
计入调整后EBITDA和调整后净收益的授予日公允价值费用
|
23 | 21 | ||||||
|
按市值计价的影响2
|
(27) | 2 | ||||||
|
股份补偿费用总额，税前
|
$ | (4) | $ | 23 | ||||
1Methanex Corporation于相应期间最后一个交易日在纳斯达克全球精选市场所报的美元股价。
2在报告所述期间，按市值计价对股份补偿的影响主要是由于Methanex Corporation股价的变化。
对于股票期权，成本采用Black-Scholes期权定价模型根据授予日的公允价值估计进行计量，该授予日公允价值在相关归属期内确认为补偿费用，不存在后续重新计量为公允价值的情形。
股份增值权（“SARS”）是一种非稀释性单位，授予持有人在行使时就公司普通股的市场价格与授予日确定的行使价格之间的差额收取现金付款的权利。串联股票增值权（“TSARs”）让持有人可以在行使定期股票期权或SAR之间做出选择。SARS和TSAR的公允价值每季度采用Black-Scholes期权定价模型重新计量，该模型考虑了公司普通股在每个季度最后一个交易日的市值。
递延、限制性和绩效股份单位是授予的名义普通股，可根据公司普通股的市场价值赎回为现金，对股东不构成稀释。每年授予的绩效份额单位反映了一项长期激励计划，其中单位可根据公司普通股的市场价值赎回为现金，并且对股东没有稀释性。单位归属于三年，包括两个绩效因素：（i）Methanex股票相对于特定市场指数的相对股东总回报率，以及（ii）所使用资本的三年平均回报率。相对总股东业绩因子由公司在授予日和每个报告日采用蒙特卡罗模拟模型计量确定公允价值。三年平均资本回报率绩效因子反映了历史期间的实际资本回报率和管理层对预测期的最佳估计，以确定预期归属的单位数量。
对于递延、限制性和绩效份额单位，作为对价收到的服务成本按授予日公司普通股的市场价值进行初始计量。授予日公允价值在归属期内确认为补偿费用并相应增加负债。递延、限制性和绩效份额单位在每个报告日根据公司普通股的市场价值重新计量，公允价值变动确认为在该日期已提供服务的比例的补偿费用。
该公司普通股在纳斯达克全球精选市场综合指数中的报价从2024年12月31日的每股49.94美元降至2025年12月31日的每股39.72美元。由于股价下跌以及由此对未偿还单位公允价值的影响，我们在2025年记录了与基于股份的薪酬相关的按市值计价的2700万美元的回收。
折旧及摊销
截至2025年12月31日止年度的折旧和摊销为4.46亿美元，高于截至2024年12月31日止年度的3.86亿美元。折旧和摊销增加是由于2025年甲烷生产产品的销售额高于2024年，以及增加了G3和OCI收购。
财务成本
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
资本化利息前的融资成本
|
$ | 220 | $ | 184 | ||||
|
减去资本化利息
|
— | (51) | ||||||
|
财务费用
|
$ | 220 | $ | 133 | ||||
财务成本主要包括借款利息和租赁债务，截至2025年12月31日止年度为2.2亿美元，而截至2024年12月31日止年度为1.33亿美元。融资成本较高主要是由于我们的定期贷款A信贷额度和2032年3月15日到期的6亿美元高级无抵押票据产生的融资费用，这些票据是为支持OCI收购而到位的（更多信息见我们的2025年综合财务报表附注8）。资本化利息与Geismar 3项目资本化的利息成本有关。截至2025年12月31日止年度没有资本化利息，而截至2024年12月31日止年度为5100万美元。Geismar 3于2024年10月完成商业性能测试，因此利息停止资本化。参考流动性和资本资源第20页部分了解更多信息。
财务收入及其他
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
| 供气合同按市值计价影响前的财务收入和其他 | $ | 30 | $ | 9 | ||||
| 天然气合同重估的按市值计价影响 | (4) | 3 | ||||||
| 财务收入及其他支出 | $ | 26 | $ | 12 | ||||
截至2025年12月31日止年度的财务收入和其他为2600万美元，而截至2024年12月31日止年度为1200万美元。与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的财务收入和其他较高，原因是外汇汇率变动的影响，现金余额赚取的利息收入增加，部分被天然气合同重估的按市值计价影响所抵消。
所得税
与2024年相比，我们2025年的所得税汇总如下：
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | ||||||||||||
| 根据合并损益表 |
调整后1 2
|
根据合并损益表 |
调整后1 2
|
|||||||||||
|
所得税前净收入
|
$ | 203 | $ | 175 | $ | 280 | $ | 325 | ||||||
|
所得税费用
|
(58) | (27) | (30) | (73) | ||||||||||
|
所得税后净收入
|
$ | 145 | $ | 148 | $ | 250 | $ | 252 | ||||||
|
实际税率
|
29% | 15% | 11% | 22% | ||||||||||
1调整后的有效税率是一种非公认会计原则的比率，计算方法为调整后的所得税费用或回收，除以调整后的税前净收入。
2调整后的税前净收入和调整后的所得税费用是非公认会计准则衡量标准。调整后的有效税率为非公认会计原则比率。这些不具有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。管理层使用这些来评估有效税率。这些措施和比率是有用的，因为它们更好地衡量了我们在我们经营所在的司法管辖区的基本税率。见非公认会计原则措施在第40页了解更多信息。
我们的大部分收入来自美国、新西兰、特立尼达和多巴哥、智利、埃及和加拿大。包括适用的预扣税，美国适用于Methanex的法定税率为26%，新西兰为28%，特立尼达和多巴哥为38%，智利为35%，埃及为32.5%，加拿大为23.8%。当收益很可能会被汇回时，我们会计提从我们的子公司进行分配时将产生的税款。由于Atlas和NatGasoline实体采用权益法核算，与Atlas和NatGasoline相关的任何所得税均计入联营公司收益，因此不计入总所得税，但计入调整后净收入的计算。
截至2025年12月31日止年度，基于调整后净收入的有效税率为15%的费用，而截至2024年12月31日止年度为22%。调整后的净收入指归属于Methanex股东的金额，不包括基于股份的薪酬的按市值计价影响以及与特定已识别事件相关的某些项目的影响。根据收益（亏损）来源和对美元的外汇波动对我们的税收余额的影响，不同时期的有效税率有所不同。在收入水平较低或亏损的时期，收入和亏损在各司法管辖区之间的分配可能导致所得税率不代表较长期的公司税率。此外，有效税率受到我们经营所在司法管辖区税收立法变化的影响。
下表显示了净收入与调整后税前净收入的对账，以及所得税费用与调整后所得税费用的对账：
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | ||||||
| 净收入 | $ | 145 | $ | 250 | ||||
| 调整为： | ||||||||
| 所得税费用 | 58 | 30 | ||||||
| 联营公司收益 | 38 | (38) | ||||||
| 应占联营公司税前收入 | (41) | 54 | ||||||
| 非控股权益的税前净收益 | (74) | (93) | ||||||
| 以股份为基础的薪酬的按市值计价影响 | (27) | 3 | ||||||
| 天然气合同重估的按市值计价影响 | 5 | (6) | ||||||
| 资产减值费用 | 71 | 125 | ||||||
| 调整后税前净收入 | $ | 175 | $ | 325 | ||||
| 所得税费用 | $ | (58) | $ | (30) | ||||
| 调整为： | ||||||||
| 计入我们应占联营公司调整后税项（回收）费用 | 6 | (15) | ||||||
| 取消非控股权益应占税务开支 | 9 | 6 | ||||||
| 以股份为基础的薪酬的按市值计算影响的税务费用 | 7 | — | ||||||
| 对天然气合同重估的按市值计价影响征税 | (2) | 1 | ||||||
| 资产减值费用税 | 11 | (35) | ||||||
| 调整后所得税费用 | $ | (27) | $ | (73) | ||||
有关所得税的更多信息，请参阅附注16我们的2025年合并财务报表。
流动性和资本资源
我们的合并现金流量表摘要如下：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
来自/（用于）经营活动的现金流量：
|
||||||||
|
非现金营运资本变动前经营活动产生的现金流量
|
$ | 869 | $ | 861 | ||||
|
与经营活动相关的非现金营运资金变动
|
147 | (124) | ||||||
| 1,016 | 737 | |||||||
|
来自/（用于）筹资活动的现金流量：
|
||||||||
|
向Methanex Corporation股东支付的股息
|
(54) | (50) | ||||||
|
已付利息
|
(198) | (169) | ||||||
| 发行长期债务所得款项净额 | 546 | 585 | ||||||
| 偿还长期债务和融资费用 | (216) | (322) | ||||||
| 偿还租赁债务 | (133) | (141) | ||||||
| 向非控股权益分派 | (69) | (41) | ||||||
|
与筹资活动有关的非现金营运资金变动
|
(2) | (66) | ||||||
| (127) | (204) | |||||||
|
来自/（用于）投资活动的现金流量：
|
||||||||
|
物业、厂房及设备
|
(99) | (101) | ||||||
|
在建Geismar工厂
|
— | (73) | ||||||
| 向联营公司减持股本所得款项 | 9 | 13 | ||||||
| 向联营公司偿还贷款 | — | 76 | ||||||
| 收购OCI甲醇业务，扣除收购现金 | (1,260) | — | ||||||
|
与投资活动有关的非现金营运资金变动
|
(7) | (15) | ||||||
| (1,356) | (100) | |||||||
|
现金及现金等价物增加（减少）额
|
(467) | 433 | ||||||
|
现金及现金等价物，年末
|
$ | 425 | $ | 892 | ||||
现金流亮点
经营活动产生的现金流量
截至2025年12月31日止年度经营活动产生的现金流量为10.16亿美元，而截至2024年12月31日止年度为7.37亿美元。经营活动产生的现金流量增加主要是由于营运资金的有利变化。
下表汇总了2025年和2024年的这些项目：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
净收入
|
$ | 145 | $ | 250 | ||||
|
扣除联营公司收益
|
34 | (38) | ||||||
|
加上从联营公司收到的股息
|
— | 32 | ||||||
|
加（减）非现金项目：
|
||||||||
|
折旧及摊销
|
446 | 386 | ||||||
| 所得税费用 | 58 | 30 | ||||||
|
股份补偿费用（回收）
|
(4) | 24 | ||||||
|
财务费用
|
220 | 133 | ||||||
| 3级衍生工具的按市值计价影响 | 4 | (3) | ||||||
| 资产减值费用 | 71 | 125 | ||||||
|
收到的利息
|
21 | 15 | ||||||
|
缴纳的所得税
|
(81) | (53) | ||||||
|
其他
|
(45) | (40) | ||||||
|
非现金营运资本变动前经营活动产生的现金流量
|
869 | 861 | ||||||
|
非现金营运资本变动：
|
||||||||
|
贸易和其他应收款
|
156 | 62 | ||||||
|
库存
|
54 | (12) | ||||||
|
预付费用
|
— | (3) | ||||||
|
应付账款和应计负债
|
(63) | (171) | ||||||
| 147 | (124) | |||||||
|
经营活动产生的现金流量
|
$ | 1,016 | $ | 737 | ||||
关于净利润、折旧摊销、所得税费用、股权激励费用（回收）和财务费用变动的讨论，请参考财务业绩第13页的部分。
截至2025年12月31日止年度，非现金周转资本变动使经营活动产生的现金流量增加1.47亿美元，而减少额为124截至2024年12月31日止年度的百万元。贸易和其他应收款在2025年有所减少，这使经营活动产生的现金流量增加了1.56亿美元，这主要是由于与2024年相比，2025年底的价格较低，部分被较高的销量所抵消。与2024年第四季度相比，2025年第四季度的库存有所减少，这是由于采购的甲醇价格和数量下降的影响，这使经营活动产生的现金流增加了5400万美元。与2024年相比，2025年的应付账款和应计负债有所减少，这主要是由于甲醇价格下降对采购甲醇数量的影响以及资本支出减少，经营活动产生的现金流减少了6300万美元。
筹资活动产生的现金流量
2025年的股息支付总额为5400万美元，而2024年为5000万美元，反映出这两年全年的季度股息为每股0.185美元，但在作为OCI收购的股权对价发行990万股普通股后，发行的普通股数量增加。
2025年利息支付总额为1.98亿美元，与$1692024年的百万美元，主要反映了年内较高的平均债务水平，包括从定期贷款A融资中提取5.5亿美元以支持OCI收购，其中2亿美元已在年底前偿还。公司在2027年12月之前没有债务到期，除了与我们的其他有限追索权债务融资相关的本金偿还的正常课程义务。
2025年，对非控股权益的分配，包括埃及实体的50%所有权和Waterfront Shipping不归属于Methanex的40%所有权，为6900万美元，而2024年为4100万美元。与2024年相比，2025年对非控股权益的分配增加主要是由于在埃及的分配时间。
投资活动产生的现金流量
2025年期间，我们的资本支出产生了9900万美元（2024年-1.01亿美元）的现金流出，这主要与Geismar、Medicine Hat和智利的计划周转有关。2024年的资本支出主要与Geismar和智利的计划周转以及Titan的重启有关。此外，$1,260万元以现金对价支付，扣除收购的现金，与OCI收购有关。
调整后债务
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
| 长期债务（流动和非流动） | $ | 2,753 | $ | 2,415 | ||||
| 租赁义务（流动和非流动） | 755 | 818 | ||||||
| 每份财务报表的债务和租赁债务总额 | $ | 3,508 | $ | 3,233 | ||||
| 调整为： | ||||||||
| 解除非控股权益的债务份额 | (89) | (99) | ||||||
| 解除非控股权益的租赁份额 | (218) | (250) | ||||||
| 计入应占联营公司债务 | 410 | — | ||||||
| 包括应占联营公司租赁 | 95 | 1 | ||||||
| 归属于Methanex股东的债务和租赁义务总额 | $ | 3,706 | $ | 2,885 | ||||
调整后债务是一种非GAAP衡量标准，没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相媲美。参考非公认会计原则措施第40页上的一节，介绍了每一项非公认会计原则措施。
流动性和资本化
当我们为OCI收购设立融资时，我们的目标是允许交易后的资产负债表去杠杆化。与这一目标一致，收购融资的结构允许灵活偿还，并且在收购完成后的六个月内，我们使用运营产生的现金偿还了2亿美元的定期贷款A。
下表提供了我们截至2025年12月31日和2024年12月31日的流动性和资本化状况信息：
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
流动性：
|
||||||||
|
现金及现金等价物
|
$ | 425 | $ | 892 | ||||
|
未提取信贷额度
|
600 | 500 | ||||||
|
流动性总额1
|
$ | 1,025 | $ | 1,392 | ||||
|
大写：
|
||||||||
|
无担保票据，包括流动部分
|
2,277 | 2,274 | ||||||
| 定期贷款A | 348 | — | ||||||
|
其他有限追索权债务便利，包括流动部分
|
128 | 141 | ||||||
|
总债务
|
2,753 | 2,415 | ||||||
|
非控股权益
|
283 | 288 | ||||||
|
股东权益
|
2,443 | 2,094 | ||||||
|
总资本
|
$ | 5,479 | $ | 4,797 | ||||
|
总债务资本化2
|
50% | 50% | ||||||
|
净债务与资本化比率3
|
46% | 39% | ||||||
1流动性总额包括现金和现金等价物，以及来自融资的任何未提取金额。总流动性是一种非公认会计原则的资本管理措施，见非公认会计原则措施在第40页了解更多信息。
2定义为总债务（包括其他有限追索权债务便利）除以总资本化。
3净债务资本化定义为总债务（包括其他有限追索权债务融资）减去现金和现金等价物除以总资本化减去现金和现金等价物。净债务与资本化比率是一种非公认会计准则资本管理措施。见非公认会计原则措施在第40页了解更多信息。
我们根据经济状况的变化、我们运营中固有的潜在风险以及业务的资本要求来管理我们的流动性和资本结构。总流动性是有用的，因为它说明了管理层可以在多大程度上立即获得用于运营和建设目的的现金，并表明如果这些设施的用途立即出现，我们的灵活性。净债务与资本化的比率是有用的，因为它说明了我们的融资结构对潜在贷方和投资者的相对风险。我们在管理流动性和资本结构方面采用的策略包括发行或偿还一般公司债务、发行项目债务、支付股息和回购股份。
我们不受任何法定资本要求的约束，也没有承诺出售或以其他方式发行普通股，除非根据已发行的员工股票期权和TSAR。
我们在竞争激烈的大宗商品行业经营，认为保持强劲的资产负债表和保持财务灵活性是合适的。截至2025年12月31日，我们的现金余额为4.25亿美元，其中包括与埃及相关的3600万美元现金和与按100%基准合并的Waterfront Shipping实体相关的3800万美元现金。我们只将现金投资于三个月或更短期限的高评级工具，以确保保本和适当的流动性。
截至2025年12月31日，我们可以获得6亿美元的承诺循环信贷额度，该额度由一个由高评级金融机构组成的银团提供。
我们在长期债务义务下有契约和违约条款，我们也有某些可能限制获得我们的信贷便利的契约。管辖公司的契约中规定的管辖无担保票据的契约适用于公司及其子公司，不包括埃及实体、Atlas合资实体和Natgasoline合资实体，包括对留置权、售后回租交易、与另一家公司合并或合并或出售我们全部或几乎全部资产的限制。这些契约还包含惯常的违约条款。信贷安排下的重要契诺及违约条文包括：
a）有义务维持EBITDA与净利息支出的最低利息覆盖率大于或等于2：1，按四季度追踪基准计算，以及融资债务与总资本化比率小于或等于60%，两者均按照信贷协议中包含对有限追索权子公司调整的定义计算；
b）如果债权人加速支付公司及其子公司的任何5000万美元或以上的债务，则违约，但有限追索权子公司除外；和
c）违约，如果发生的违约允许债权人要求偿还公司及其子公司的任何其他5000万美元或以上的债务，但有限追索权子公司除外。
这些融资部分由公司的某些资产担保，还包括其他惯例契约，包括对产生额外债务的限制。
契约中规定的管理公司和Methanex US Operations Inc.无担保票据的契约适用于公司、Methanex US Operations Inc.及其子公司，不包括埃及实体、Atlas合资实体和Natgasoline合资实体，包括对留置权、售后回租交易、与另一家公司合并或合并或出售公司全部或几乎全部资产的限制。这些契约还包含惯常的违约条款。
未能遵守上述长期债务安排的任何契诺或违约条款可能会导致适用的信贷协议项下的违约，这将允许贷方不为未来的贷款请求提供资金，加快任何未偿还贷款的本金和应计利息的到期日期，或限制现金或其他分配的支付。
截至2025年12月31日，管理层认为公司遵守了与长期债务义务相关的所有契约。
其他有限追索权债务融资涉及我们通过公司控制下的非全资实体拥有的一定数量的远洋船舶的融资。有限追索权债务融资被描述为有限追索权，因为它们仅由承担债务的实体的资产担保。因此，有限追索权债务融资的贷款人没有对公司或其其他附属公司的追索权。
合同义务和商业承诺摘要
截至2025年12月31日，与我们的合同义务和最低商业承诺相关的现金流量金额和估计时间汇总如下：
|
（百万美元）
|
2026 | 2027-2028 | 2029-2030 | 2030年后 |
合计
|
|||||||||||||||
|
长期债务偿还
|
$ | 41 | $ | 920 | $ | 868 | $ | 951 | $ | 2,780 | ||||||||||
|
长期债务利息义务
|
156 | 269 | 162 | 326 | 913 | |||||||||||||||
|
租赁义务
|
158 | 264 | 208 | 354 | 984 | |||||||||||||||
|
偿还其他长期负债
|
40 | 30 | 12 | 101 | 183 | |||||||||||||||
|
天然气及其他
|
387 | 548 | 413 | 666 | 2,014 | |||||||||||||||
|
其他承诺
|
99 | 41 | 19 | 2 | 161 | |||||||||||||||
| $ | 881 | $ | 2,072 | $ | 1,682 | $ | 2,400 | $ | 7,035 | |||||||||||
长期债务偿还和长期债务利息义务
我们有7亿美元的无担保票据将于2027年到期，7亿美元的无担保票据将于2029年到期，6亿美元的无担保票据将于2032年到期，3亿美元的无担保票据将于2044年到期。我们的定期贷款A融资，其中3.5亿美元在2025年12月31日仍未支付，包括两批，其中第一批的期限到2028年，第二批的期限到2029年。剩余的债务偿还代表与我们的有限追索权债务融资相关的本金偿还的正常过程义务。有关更多信息，请参阅说明8我们的2025年合并财务报表。
租赁义务
租赁义务是指在资产负债表上确认的使用权资产的合同付款日期和金额。大部分租赁义务是针对远洋船舶的。
偿还其他长期负债
其他长期负债的偿还代表合同约定的付款日期，或者，如果不知道时间，我们根据管理层的预期估计了偿还的时间。
天然气及其他
根据照付不议合同，我们承诺购买天然气、支付与天然气交付相关的运输能力以及为我们的运营工厂购买氧气和其他原料需求。照付不议是指无论是否提货，我们都有义务支付用品费用。这种承诺在甲醇行业很常见。这些合同通常提供的数量受照付不议条款的约束，低于我们有权购买的最大数量。上表披露的金额仅代表最低照付不议数量。
我们在新西兰、特立尼达和多巴哥、埃及的设施的天然气供应合同以及在智利的某些合同是以美元计价的照付不议合同，包括管理我们的商品价格风险敞口的基础和可变价格部分。每份天然气合约的可变价格部分通过与甲醇价格挂钩的公式进行调整。我们认为，这种定价关系使这些设施能够在整个甲醇价格周期中具有竞争力。表中为这些合同披露的金额仅代表最低照付不议承诺的基准价格部分。
我们还拥有多年固定价格天然气和可再生天然气合同和对冲，以管理天然气价格风险敞口，并为我们在盖斯马、博蒙特和梅迪辛哈特的生产设施提供供应。我们认为，北美的固定价格合同、对冲和长期天然气动态支持这些设施的长期运营。在上表中，我们将北美地区的Geismar、Beaumont和Medicine Hat的天然气承诺（未作为金融工具入账）包括在合约量和固定价格下。
我们对我们共同拥有的埃及工厂100%的产量拥有营销权，这导致在埃及满负荷运营时，每年最多可额外获得60万吨甲醇承购供应的采购承诺。截至2025年12月31日，公司还承诺为2026年从其他供应商采购约60万吨甲醇。这些采购承诺项下的定价参照采购或销售时的定价，因此，上表中没有包括任何金额。
上表不包括未向供应商承诺采购材料的计划资本维护或扩建支出的费用，因为这些支出可能会发生变化，或任何原始到期日不到一年的债务。
其他承诺
根据主要与IFRS 16范围之外的船舶租赁、码头设施、办公空间和设备相关的租赁，我们有未来的最低租赁付款。有关更多信息，请参阅说明22我们的2025年合并财务报表。
表外安排
截至2025年12月31日，根据加拿大和美国适用的证券监管机构的定义，我们没有任何对我们的经营业绩或财务状况产生或合理可能产生当前或未来重大影响的表外安排。
金融工具
金融工具是产生一方金融资产和另一方金融负债或权益工具的任何合同。金融工具要么以摊余成本计量，要么以公允价值计量。
在正常业务过程中，公司的资产、负债和预测交易（以美元报告）受到各种市场风险的影响，包括但不限于天然气价格和货币汇率。根据公司对风险的评估和减轻风险的可用替代方案，公司管理这些风险的时间框架和方式因项目而异。
该公司将衍生品作为其风险管理计划的一部分，以减轻与不断变化的市场价值相关的可变性。衍生金融工具的公允价值变动计入收益，除非这些工具被指定为现金流量套期，在这种情况下，公允价值变动计入其他综合收益，并在标的被套期交易在收益或存货中确认时重新分类至损益或累计其他综合收益。公司指定为现金流对冲某些衍生金融工具，以对冲其对天然气价格波动的风险敞口，并对冲其对某些外币计价交易波动的风险敞口。
在结算前，第2级衍生金融工具的公允价值将根据商品价格或外币汇率的变化而波动，第3级衍生金融工具的公允价值将根据可观察和不可观察估值模型输入值的变化而波动。
下表列示了截至2025年12月31日和2024年12月31日我们各类别金融资产和负债的账面价值及相关资产负债表项目：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
金融资产：
|
||||||||
|
以公允价值计量的金融资产：
|
||||||||
|
指定为现金流量套期的衍生工具1
|
$ | 108 | $ | 129 | ||||
|
燃气合约衍生工具公允价值2
|
25 | 23 | ||||||
|
不以公允价值计量的金融资产：
|
||||||||
|
现金及现金等价物
|
425 | 892 | ||||||
|
贸易和其他应收款，不包括应收税款
|
439 | 454 | ||||||
|
计入其他资产的受限现金
|
15 | 14 | ||||||
|
金融资产总额3
|
$ | 1,012 | $ | 1,512 | ||||
|
金融负债：
|
||||||||
|
以公允价值计量的金融负债：
|
||||||||
|
指定为现金流量套期的衍生工具1
|
$ | 36 | $ | 37 | ||||
|
不以公允价值计量的金融负债：
|
||||||||
|
贸易、其他应付款和应计负债，不包括应付税款
|
480 | 430 | ||||||
| 租赁义务，包括流动部分 | 755 | 818 | ||||||
|
长期债务，包括流动部分
|
2,753 | 2,415 | ||||||
| 土地抵押 | 27 | 27 | ||||||
|
金融负债总额
|
$ | 4,051 | $ | 3,727 | ||||
1北美天然气套期保值和被指定为现金流量套期保值的欧元外币套期保值，根据行业公认的估值模型和从活跃市场获得的投入，以公允价值计量。
2公司有多个以公允价值计量的天然气供应合同，属于公允价值等级的第3级。
3金融资产的账面值代表各报告期的最大信用风险敞口。
于2025年12月31日，除衍生金融工具外，所有金融工具均按摊余成本在综合财务状况表入账，除非获豁免，衍生金融工具均按公允价值入账。
衍生工具的公允价值是根据使用市场可观察输入值的行业公认估值模型确定的，并被归类为公允价值等级的第2级，以及那些使用被归类为第3级的重大不可观察输入值的公允价值。公司在综合财务状况表中列报的所有衍生工具合约的公允价值根据现值确定，并根据信用风险调整所使用的贴现率。指定为现金流量套期的衍生金融工具公允价值变动的有效部分记入其他综合收益。套期关系中远期合约的即期要素作为现金流量套期的公允价值变动计入其他综合收益。远期合约远期要素的公允价值变动作为套期关系中排除的远期要素记入其他综合收益。一旦商品套期保值结算，期间实现且未立即在损益表中确认的金额将从累计其他综合收益（权益）重新分类至存货并最终通过已售商品成本。已结算的外币套期保值，在该期间实现后直接从其他综合收益表重新分类至损益表。
该公司已签订被指定为现金流对冲的远期合同，以管理其对北美生产天然气价格变化的风险敞口。天然气在整个植物中都是可替代的。
该公司通过执行一些远期合同来管理其以欧元计价的销售的外汇敞口，该公司已将这些合同指定为其极有可能的预测欧元收款的现金流对冲。
关联交易
我们拥有Atlas甲醇设施的63.1%和Natgasoline甲醇设施的50%，并且与我们的合作伙伴的合同协议建立了共同控制，这导致我们将Atlas和Natgasoline作为股权投资进行核算。股权被投资方是关联方，随着Atlas的闲置，NatGasoline是我们最重要的关联方。参考笔记23至2025年合并财务报表，以获取我们关联交易的信息。
风险因素和风险管理
我们受制于需要审慎风险管理的风险。我们认为以下风险，除了在关键会计估计第36页的部分，成为了解我们业务面临的问题和我们的风险管理方法的最重要的一部分。我们的战略风险管理流程推动了我们主要战略风险的识别、衡量、优先排序和管理。董事会的审计、财务和风险委员会对公司的风险管理过程进行监督。
甲醇市场基本面
甲醇价格
甲醇业务是一个竞争激烈的大宗商品行业，未来甲醇价格最终将取决于全球和区域需求和甲醇行业供应的强弱，但也可能受到全球贸易争端和政府制裁等其他因素的影响。甲醇需求和行业供应受到如下几个因素的推动。甲醇价格在历史上一直是，并且预计将继续是，以波动性和周期性为特征。我们无法预测未来的甲醇价格，这是由我们无法控制的几个因素驱动的。由于甲醇是我们生产和销售的唯一产品，甲醇价格下跌对我们的经营业绩和财务状况有明显的负面影响。
甲醇需求
基于使用甲醇的终端产品的多样性，甲醇的需求受到多种因素的驱动，包括：全球和区域经济的实力、工业生产水平、能源价格、终端产品的定价、下游产能以及政府的法规和政策。此外，对气候变化以及向低碳经济过渡的时间和步伐的关注可能会影响对甲醇的需求，而甲醇的制造方式会产生GHG排放。基于替代产品可获得性、消费者偏好（包括对低碳或零碳排放产品的偏好）、政府监管或其他因素的甲醇需求变化可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大负面影响，无论能源价格或经济增长率如何。我们无法保证甲醇需求不会受到负面影响，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
能源价格
能源相关应用的需求占全球甲醇需求的30%以上，包括甲基叔丁基醚（“MTBE”）、燃料应用（包括车用燃料、船用燃料和其他热应用）、二甲基醚和生物柴油等多个应用领域。需求转化为甲醇制烯烃（“MTO”）仅占全球甲醇需求的不到20%。MTO工厂生产的轻烯烃广泛应用于包装、纺织品、塑料部件和汽车部件。
甲醇是甲醇制烯烃应用中生产轻烯烃的替代原料。MTO与乙烷、丙烷和石脑油制成的烯烃竞争，后者通常来自天然气和石油原料。甲醇价格相对于乙烷、丙烷和石脑油的价格可以冲击甲醇在该应用中的竞争力。烯烃及下游衍生产品价格也受其行业供需基本面影响。在低烯烃产品价格环境下，甲醇可能是生产烯烃中竞争力较低的原料，这可能会减少对甲醇的需求，或对甲醇价格造成负面压力。
甲醇还可用于生产MTBE（一种掺入汽油中以改善空气质量的氧化合物），直接与汽油混合并用于生产可与液化石油气（丙烷）混合的二甲醚。由于这种关系，甲醇需求对这些能源产品的定价很敏感，而后者又通常与全球能源价格挂钩。
我们无法保证能源价格不会对甲醇需求产生负面影响，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
全球经济增长率
传统化学品需求约占全球甲醇需求的50%，用于生产传统的化学衍生物，包括甲醛、醋酸和多种其他化学品，这些化学品构成了种类繁多的工业和消费品的基础。长期来看，我们认为传统化学品需求受全球和区域经济实力以及工业生产水平的影响。甲醛、醋酸等甲醇衍生品在建筑行业的使用，意味着建筑和施工周期以及木制品生产水平、房屋开工和消费者支出是决定这类衍生品需求的重要因素。需求还受到汽车生产、耐用品生产、工业投资和环境与健康趋势以及新产品开发的影响。全球或区域经济，特别是制造业和工业经济的任何放缓都会对甲醇的需求产生负面影响，并对甲醇价格产生不利影响。
甲醇供应
甲醇行业供给受生产成本、甲醇行业开工率及甲醇行业产能变化影响。甲醇由天然气生产，也由煤炭生产，特别是在中国。销售商品的成本受原材料的供应和成本、运费成本、其他运营和维护成本以及政府政策的影响。在其他条件相同的情况下，增加具有经济竞争力的甲醇供应，可以取代成本更高的生产商的供应，并对甲醇价格产生负面影响。该行业历来始终低于规定的产能，即使在甲醇价格高企的时期也是如此，这主要是由于计划内或非计划内的维护停工以及原料短缺和/或不经济的原料成本。甲醇行业供应可通过改善现有甲醇装置开工率来增加。甲醇行业产能可通过建设新的甲醇装置、重启闲置甲醇装置、或通过扩建或消除现有装置的瓶颈以提高其运行产能来增加。规划和建设一个新的世界级甲醇装置通常需要四到六年的时间跨度。典型的大多数大宗商品化学品，甲醇价格持续高企的时期鼓励生产商以最大速度运营，并鼓励建设新工厂和扩建项目，导致市场可能出现供过于求的情况。但从历史上看，许多已公布的产能新增量因多种原因未能建设完成。世界规模的甲醇设施的建设需要在较长的准备时间内投入大量资金，需要能够以适当的定价获得大量天然气或煤炭原料的地点，以及以具有成本效益和可靠的方式向客户推销和交付甲醇的能力。
行业开工率继续受到贸易制裁、工厂技术问题以及结构性和季节性天然气限制的影响。与2024年相比，2025年甲醇行业的运行率更高，这得益于北美创纪录的运营水平和中国利用率的提高。2025年，中国产能新增约100万吨，马来西亚产能新增约180万吨。在伊朗，由于制裁带来的技术和融资挑战，正在开发的项目进展缓慢，现有甲醇工厂的开工率受到来自枯竭气田的可供气量下降的限制。如果影响伊朗和/或其他甲醇生产国的制裁得到缓解或取消，这可能会导致甲醇供应增加。在中国，由于环境法规和对没有下游整合的甲醇项目更具限制性的产业政策，产能增加已经放缓。预计这些产能增加将被关闭一些效率低下的老旧工厂部分抵消。预计中国新建的产能将服务于不断增长的国内需求，因为中国需要进口甲醇来满足这一需求。由于经济或原料方面的挑战，其他地方的项目开发仍然缓慢。
我们无法保证甲醇供应增加不会超过未来需求增长水平，从而对甲醇价格造成负面压力。
宏观经济风险
全球经济状况
除了全球经济活动水平对甲醇需求和价格的潜在影响外，不断变化的全球经济状况也可能导致资本市场的变化。经济状况恶化可能会对甲醇的供应或需求、我们的投资产生负面影响，削弱我们获得现有或未来信贷的能力，并可能增加客户、供应商、保险公司和其他交易对手违约的风险。此外，与活跃的经济活动、供应链挑战或诸如战争、冲突或国际贸易关系等地缘政治事件相关的通胀压力，可能会对我们的成本结构或获得原料或物流服务产生负面影响。考虑到这些潜在影响，我们无法保证经济状况恶化或与活跃的经济活动相关的通胀压力不会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
全球运营
我们的业务和投资主要位于北美、埃及、智利、新西兰、特立尼达和多巴哥、欧洲和亚洲。我们面临全球业务固有的风险，这些风险在某些司法管辖区更为严重，例如因征用造成收入、财产和设备损失；进口或出口限制；反倾销措施；国有化、战争、叛乱、内乱、社会活动、破坏、恐怖主义和其他政治风险；增加关税、关税、税收和政府特许权使用费；与政府实体重新谈判合同；以及法律或政策的变化或政府可能对我们的运营产生不利影响的其他行动，包括对外国法律制度缺乏确定性，腐败等不符合法治的因素。上述许多与国外业务相关的风险，对于我们在北美的国内业务来说，也可能存在。我们还面临与地缘政治争端相关的潜在风险，包括：（i）我们经营、购买、销售或运输甲醇的国家之间的风险，（ii）与这些国家接壤的风险，例如跨越政治边界流动的水的权利，包括向我们埃及工厂供水的尼罗河，以及（iii）包括战争在内的重大地缘政治争端，例如乌克兰和俄罗斯之间的战争或中东冲突，我们的业务和我们销售的商品的全球化性质可能会受到多个国家和利益相关者的行动的负面影响。
公司致力于根据所有适用法律及其商业行为守则开展业务，但存在风险，即公司、其子公司或关联实体或其各自的高级职员、董事、雇员或代理人的行为可能违反其
法规和适用法律。任何此类违规行为都可能严重损害我们的声誉，并可能导致巨额民事和刑事罚款或处罚。此类对我们声誉的损害以及罚款和处罚可能会对公司的业务产生重大影响，并对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
由于我们的很大一部分收入来自加拿大境外子公司的生产和销售，这些子公司支付股息或支付其他现金付款或垫款可能会受到有关资金进出各自国家的限制或外汇管制，或导致对此类付款或垫款征税。
全球贸易
甲醇是一种全球贸易商品，在世界各地的设施生产。在多个司法管辖区，甲醇贸易须缴纳关税。从我们生产甲醇的国家在某些地区销售的甲醇目前被征收0%至15%的进口关税。此外，目前还对从美国进口到中国的甲醇征收35%的额外关税。在我们生产或销售甲醇的各个国家之间实施进一步的关税方面，也存在更高的不确定性和波动性。多年来，甲醇需求增长集中在某些高需求地区，同时我们的生产也更加集中在某些辖区。因此，我们面临与进入某些地区相关的潜在风险，因为关键地区的政府可能会征收关税、增加关税或实施其他贸易限制，这些可能会限制甲醇贸易往来于某些司法管辖区或导致其变得不经济。为避免此类限制的不经济后果而转移贸易流动，也可能以额外的成本创造更长的供应链路线。无法保证我们生产甲醇的国家将继续获得所有销售区域的准入，关税或关税不会增加，未来不会在其他司法管辖区征收关税或关税，或者我们将能够减轻未来关税或关税的影响（如果征收），或者未来的关税或关税不会产生重大的负面影响。
甲醇的一些生产商和营销商可能与可能不时受到国际贸易制裁或其他类似禁令的国家（“受制裁国家”）有直接或间接接触。受制裁国家生产的甲醇可能会以更低的价格出售给非制裁国家生产的甲醇，从而对我们生产的甲醇造成竞争性价格压力。除我们生产的甲醇外，我们根据采购合同或在现货市场上向第三方采购甲醇，以履行我们对客户的承诺，我们还与其他生产商和营销商进行产品交换。我们认为，我们在甲醇的销售和采购以及产品交换方面遵守了所有适用的法律。然而，由于受制裁国家参与我们的行业，我们无法保证我们不会面临可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响的声誉或其他风险。
大流行风险
如果出现大流行病，政府和卫生当局为应对而采取的措施可能会导致我们的业务、大宗商品行业、能源市场和更广泛的全球经济出现更大的不确定性。大流行应对措施可能导致全球制造业和一般经济活动大幅减少，进而导致供应限制和供应链中断，影响许多行业的供需平衡和库存水平。
大流行可能会增加我们对所确定的每一种风险的敞口和程度，无论是甲醇特有的、宏观经济的、金融的，还是操作的。影响的大小将取决于无法预测的未来发展，因此我们无法保证与大流行病有关的经济状况恶化不会对我们的业务结果和财务状况产生不利影响。
财务风险
税收风险
公司须在多个司法管辖区缴纳税款、关税、征费、政府特许权使用费和其他政府规定的合规成本，以及经济合作与发展组织（“经合组织”）制定的全球最低税。新的税收和/或提高确定这些金额的税率可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
我们组织我们的海外业务部分是基于对各种税法（包括资本利得、预扣税和转让定价）、外汇兑换和资本返还法律以及各种外国司法管辖区的其他相关法律的某些假设。虽然我们认为这些假设是合理的，但我们无法保证外国税务或其他当局会得出同样的结论。对先前税务申报的审计结果以及这些事件的最终确定可能会对公司产生重大影响。参考诉讼和法律程序有关当前法律事务的更多信息，请参见第36页。此外，如果这些外国司法管辖区要改变或修改这些法律，我们可能会遭受不利的税收和财务后果。
流动性风险
截至2025年12月31日，我们有4.25亿美元的现金余额，以及与一个高评级金融机构银团的未提取的6亿美元循环信贷额度，在OCI收购完成时增加了1亿美元。我们维持获得融资的能力取决于满足某些财务契约，包括EBITDA与净利息支出的利息覆盖率以及融资债务与总资本化比率。这两个比率均根据信贷协议中的定义计算，其中包括与公司有限追索权子公司相关的调整。
截至2025年12月31日，我们的长期债务包括22.77亿美元的无担保票据、3.48亿美元的已承诺非循环信贷额度以及1.28亿美元与远洋船舶的其他有限追索权债务相关（100%基础）。
契约中规定的管理公司和Methanex US Operations Inc.无担保票据的契约适用于公司、Methanex US Operations Inc.及其子公司，不包括埃及实体、Atlas合资实体和Natgasoline合资实体，包括对留置权、售后回租交易、与另一家公司合并或合并或出售公司全部或几乎全部资产的限制。这些契约还包含惯常的违约条款。
有关长期债务的更多信息，请参阅附注8我们的2025年合并财务报表。
我们无法保证我们将有足够的流动性为未来的资本项目提供资金，而不会产生额外的债务。此外，我们无法保证我们将能够在未来以商业上可接受的条款或根本无法获得资本，或者提供信贷便利的金融机构将有能力兑现未来的提款。此外，未能遵守上述长期债务融资的任何契约或违约条款可能导致适用的信贷协议项下的违约，这将允许贷方不为未来的贷款请求提供资金，加快任何未偿还贷款的本金和应计利息的到期日期，或限制现金或其他分配的支付。这些因素中的任何一个都可能对我们的经营业绩、我们追求和完成战略举措的能力或我们的财务状况产生重大负面影响。
与我们的债务相关的风险
我们监控我们的债务水平以获得最佳杠杆。我们在完成OCI收购后的杠杆比传统上更高，即使考虑到我们自完成后所做的偿还，并且要将其降至正常水平，需要我们的经营业务产生足够的现金来满足计划的债务偿还。我们无法保证我们的业务将按计划进行，我们的目标债务水平将在预期的时间表内实现。
外币风险
我们开展业务的主导货币是美元，这也是我们的报告货币。我们成本中最重要的组成部分是天然气原料和海运成本，基本上所有这些成本都是以美元产生的。然而，我们的一些基本运营成本、资本支出和购买甲醇是以美元以外的货币产生的，主要是加元、智利比索、特立尼达和多巴哥元、新西兰元、欧元、埃及镑、人民币和韩元。我们面临这些货币价值上涨的风险，这可能会导致销售成本、运营费用和资本支出的美元等值增加。我们收入的一部分是以人民币、欧元、加元以及在较小程度上以其他货币赚取的。与美元相比，我们面临这些货币价值下降的风险，这可能会降低我们收入的美元等值。
客户信用风险
我们的客户是全球或区域的大型石化制造商或分销商，一些客户的杠杆率很高，尽管我们过去没有经历过重大的信用损失。我们密切监控客户的财务状况；然而，一些客户可能没有未来支付甲醇的财务能力，这可能会从经营和财务状况上对我们的业绩产生不利影响。
保险风险
尽管我们维持运营和建设保险，包括业务中断保险，但我们无法保证我们不会发生超出此类保险范围或承保范围之外的损失，或者保险公司将在财务上有能力履行未来的索赔。化工和石化行业公司的各类保险有时无法以商业上可接受的条款提供，或在某些情况下无法提供。我们无法保证未来我们将能够维持现有的承保范围或保费不会大幅增长。
操作风险
天然气供应和价格安全
天然气是生产甲醇的主要原料，占我们运营成本的很大一部分。因此，我们的运营结果在很大程度上取决于供应的可用性和安全性以及天然气价格。如果出于任何原因，我们无法以商业上可接受的条款为我们的任何工厂获得足够的天然气，或者我们遇到合同天然气供应中断，我们可能会被迫减产或关闭这些工厂，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
美国
我们在路易斯安那州盖斯马尔有三个工厂在运营，年运营能力为400万吨。在德克萨斯州博蒙特，我们运营着一家工厂，年运营能力为90万吨甲醇，年运营能力为30万吨氨。
我们利用固定价格金融对冲和固定价格实物天然气供应协议的组合来管理我们北美设施的天然气价格风险。在美国，我们有固定价格的天然气供应合同和对冲在短期内到位大约50%，随着时间的推移而下降。我们的燃气需求余额是按月度和每日指数价格组合购买的。
由于对液化天然气进口和国内使用的需求增加，北美对天然气的需求正在增加。我们无法保证我们的签约供应商将能够履行其承诺，或者我们将能够以商业上可接受的条款获得额外的天然气，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
智利
我们与智利的Empresa Nacional del Petr ó leo（“ENAP”）和阿根廷的YPF S.A.（“YPF”）签订了智利工厂的长期天然气供应协议。在2025年期间，这些协议支持一家工厂全年满负荷运营。此外，在南半球夏季月份，天然气供应安排和相关的阿根廷出口许可支持了两家工厂的运营。2025年，这两家工厂在南半球夏季期间的七个月中基本上都以满负荷运转，一家工厂在今年剩余的五个月中以满负荷运转。
ENAP继续开发来自非常规储层的天然气，这支持了向我们设施的持续交付。在阿根廷，非常规水库的持续开发，加上运输能力的增加，提高了可供出口到智利的供应的可靠性。目前，我们与ENAP签订了到2030年的长期天然气供应协议，与YPF签订了到2027年底的长期天然气供应协议。这些天然气供应协议受交付或付款和照付不议条款的约束。
此外，在2025年期间，我们根据1月至4月和9月至12月的坚定供应协议，从四个不同的供应商那里收到了来自阿根廷的天然气。根据我们的智利和阿根廷供应协议，为我们的智利设施支付的天然气价格要么是固定的美元价格，要么是美元基础价格加上根据与高于指定阈值的甲醇价格挂钩的公式进行调整的可变成分。
尽管我们继续与智利和阿根廷的天然气供应商合作，以确保获得足够的天然气来维持我们在智利的业务，但我们无法保证我们的签约供应商将能够履行其承诺，我们将能够以商业上可接受的条件获得额外的天然气，阿根廷将授予未来向智利交付天然气的出口许可，或者智利和阿根廷的勘探和开发活动将成功，使我们能够满负荷运营或根本无法运营。这些因素可能会对我们的经营业绩或财务状况产生不利影响。
特立尼达和多巴哥
我们在特立尼达和多巴哥有两家工厂，Atlas（Methanex权益63.1%）和Titan，Methanex在特立尼达和多巴哥的权益代表运营产能为每年200万吨。根据2024年9月开始的为期两年的照付不议合同，我们Titan工厂的天然气由特立尼达和多巴哥国家天然气公司有限公司（“NGC”）提供。Titan的天然气销售协议是与NGC签订的照付不议合同，后者从上游天然气生产商购买天然气。该合约具有美元基数和可变价格成分，其中可变部分通过与一定水平以上的甲醇价格挂钩的公式进行调整。
我们在特立尼达和多巴哥的Atlas甲醇生产设施，我们在总产能中的份额为每年110万吨，于2024年9月闲置。
我们无法保证我们的签约供应商将能够履行他们的承诺，我们将能够以商业上可接受的条件获得额外的天然气，或者特立尼达和多巴哥的勘探和开发活动将获得成功，使我们能够满负荷运营或根本无法运营。这些因素可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
新西兰
我们在新西兰的Motunui有两个工厂，每个工厂的运行能力为每年0.86万吨甲醇。2024年9月，我们重组了在新西兰的业务，以支持一家工厂的运营，并闲置了其中一家Motunui工厂。位于附近Waitara Valley的第三家工厂于2021年第一季度无限期闲置。由于缺乏可用的天然气供应，这些工厂处于闲置状态。我们与多家天然气供应商签订了协议，条款长度可达2029年。新西兰的所有材料供气协议都是照付不议协议，包括美元基数和可变价格部分，其中可变价格部分通过与一定水平以上的甲醇价格挂钩的公式进行调整。我们认为，这种定价关系使新西兰甲醇生产在甲醇价格周期的所有阶段都具有竞争力。根据某些合同交付的数量取决于勘探和开发相关天然气田的成功。供应商上游开发活动没有交付预期的天然气生产结果，并导致根据我们的合同交付的天然气数量减少，天然气产量的持续下降将使在该国继续运营变得具有挑战性。
我们新西兰设施的未来运营取决于我们的签约供应商履行其承诺的能力以及该地区正在进行的勘探和开发活动的成功。我们无法保证我们的签约供应商将能够履行其承诺，或者新西兰的勘探和开发活动将成功，使我们能够满负荷运营或根本无法运营。我们无法保证我们将能够以商业上可接受的条件获得额外的天然气。这些因素可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
埃及
我们拥有50%股权的埃及年产130万吨甲醇工厂的25年照付不议天然气供应协议将于2035年到期。天然气支付的价格是基于美元基础价格加上一个可变价格部分，该部分通过与一定水平以上的甲醇价格挂钩的公式进行调整。根据合同，供气方有义务供应，我们有义务收取或支付，规定的年度天然气数量。此外，天然气供应协议有一种机制，当发生超过一定阈值的输气不足时，我们将获得部分补偿。天然气由供应埃及其他工业用户以及埃及普通民众的同一天然气输送电网基础设施供应给该设施。
我们的埃及设施过去曾在重大社会动荡和政府过渡期间经历过天然气限制，我们认为这导致了过去在开发天然气储备方面的限制。过去几年，发电用天然气需求大幅增加，而国内天然气供应下降，增加了对管道和液化天然气进口的依赖以满足需求。这导致了我们工厂最近的限气，特别是在夏季发电对天然气的需求达到顶峰的几个月。最近几段时间经历的限制可能会在未来发生。我们无法保证我们的签约供应商将能够履行其承诺，或者埃及的勘探和开发活动将获得成功，从而使我们能够满负荷运营或根本无法运营。这些因素可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
加拿大
我们已签订固定价格合同，到2031年为我们的梅迪辛哈特设施供应我们所需天然气的80-90 %。我们的燃气需求余额是根据合同以现货价格购买的。
我们无法保证我们的签约供应商将能够履行其承诺，或者我们将能够以商业上可接受的条款为我们的梅迪辛哈特设施获得额外的天然气，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
生产风险
我们的大部分收入来自销售我们工厂生产的甲醇，其中一家工厂也生产氨。我们的许多工厂已经运营了数十年，经过适当的维护，它们今天仍然能够安全、高效和经济高效地运营。我们的业务受制于经营甲醇和氨生产设施的风险，例如过程安全事件、设备故障、天然气和其他原料供应中断，包括氧气和水和蒸汽等公用事业、电力故障、比预期更长的计划维护活动、港口设施损失、自然灾害或任何其他事件，包括我们无法控制的意外事件，这些事件可能导致我们的任何工厂长时间停产或阻碍我们生产甲醇并向客户交付甲醇的能力。我们任何主要设施的工厂长时间停产都可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
基本建设项目
我们有效配置资本的能力，包括成功地确定、开发、建设、完成和启动资本项目的能力受到许多风险的影响，包括为新设施寻找和选择有利的地点，在这些设施中可以以可接受的商业条款获得足够的天然气和其他原料，以令人满意的条件获得项目或其他融资，在预期的预算和时间表内建设、完成和启动项目，以及其他常见的风险
与大型复杂工业项目的设计、施工、竣工、启动相关联。进一步的风险包括与碳密集型行业相关的不断演变的政府监管的影响，以及评估新工厂设计的技术可行性和预期运营，例如碳强度较低的设计。
我们无法保证，我们将能够有效地分配资金以识别或开发甲醇项目，或由于多种因素，对建设、竣工和启动的目标时间或估计成本或建设、完成和启动资本项目的能力或未来的产能运营能力的任何变化，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
新收购业务的整合
我们已成功完成OCI收购，并正在整合新业务，这涉及可能对我们的经营业绩和财务状况产生负面影响的各种风险。
未实现预期收益
存在OCI收购的部分或全部预期收益可能无法实现，可能需要更多成本才能实现，也可能不会在我们预期的时间段内发生。这些好处的实现可能受到若干因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。实现OCI收购的预期收益也将部分取决于管理层成功实现收购产生的协同效应的能力。
意外成本
收购OCI全球甲醇业务的决定在很大程度上是基于独立工程师和顾问做出的工程、环境、商业和经济评估，并直接由我们做出。这些评估包括一系列关于商品定价、非商品投入成本、工厂开工率和效率、市场利率、政府政策等因素的假设。其中许多因素都会发生变化，超出我们的控制范围，需要时间在整合过程中量化。所有这些评估都涉及工程、环境、商业和监管不确定性的衡量标准，这些不确定性可能导致收入低于预期或运营或资本支出高于预期。
就OCI收购而言，可能存在我们未能发现或在某些事件出现之前无法量化的负债。这些事件可能包括第三方或政府提出的争议及其随后的结论。任何重大负债的发现或量化都可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
管理业务组合的重大需求
由于我们的业务与OCI的全球甲醇业务相结合，已经并将继续对我们的运营和财务人员及系统提出重大需求。随着我们继续完成整合新业务的漫长过程，我们无法保证集体系统、程序和控制措施将足以支持新整合的业务。公司未来的经营业绩将受到我们的管理人员和关键员工管理不断变化的业务条件以及实施和扩展我们的运营和财务控制和报告系统的能力的影响。
巨大的整合成本
我们预计将产生与将收购的业务与我们的业务整合相关的大量成本和费用，并且可能还会产生额外的意外成本。任何预期消除重复成本和预期实现其他运营协同效应，可能会随着时间的推移抵消增量交易和与交易相关的成本，可能无法按预期实现，或者根本无法实现。
此外，在将收购的业务与我们现有的业务和资产整合时产生的意外成本或延迟可能会对我们的经营业绩和财务状况产生负面影响.
技术风险
以天然气为基础的甲醇生产新技术主要是增量技术，而不是转型技术。甲醇生产的替代原料和方法，包括利用可再生资源生产甲醇，目前已经存在，但目前在规模上没有经济竞争力。采用新的甲醇生产技术或甲醇衍生物，包括那些降低GHG排放强度的技术，可能会使我们的工厂随着时间的推移而降低竞争力或过时。此外，实施包括碳捕获和储存在内的减少GHG排放的技术可能会导致大量资本支出。
因此，我们无法保证甲醇生产中的新技术不会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
联合安排风险
我们的某些资产是共同持有的，受合伙和股东协议的约束。因此，有关这些资产的某些决定需要简单多数，而其他决定则需要业主100%的批准。此外，其中某些资产（远洋船舶）由不相关的第三方实体运营。这些资产的经营成果在某种程度上
取决于公司与其他共同所有人之间的业务关系和决策的有效性，以及这些第三方运营商成功运营和维护资产的专业知识和能力。虽然公司相信有审慎的治理和合同权利到位，但无法保证公司不会遇到与合作伙伴的纠纷。此类事件可能会影响这些资产的运营或现金流，进而可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
外购产品价格风险
除了销售我们工厂生产的甲醇外，我们还在现货市场上并通过采购合同采购他人生产的甲醇，以满足我们的客户承诺并支持我们的营销努力。我们对库存采用先进先出的核算方法，采购的甲醇一般需要30到60天才能销售出去。因此，我们对该产品的转售存在持有亏损的风险，其程度是从购买之日到销售之日甲醇价格下降。持有损失，如果有的话，在转售买入的甲醇可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
供应链风险
我们的生产通过各种管道、码头、海运、铁路和公路网运输，构成了我们的一体化供应链。这些网络，最终是我们的供应链，可能会因我们无法控制的方式而中断，或者存在运营限制或限制，可能会禁止向我们的客户安全及时地运输和分配甲醇，长期中断可能会对我们的经营业绩、财务状况和领导地位产生不利影响。
运力风险
由于工厂长时间停工或其他事件导致我们的海运船队运力过剩，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响，因为我们的船队需要承担固定的定期租船费用。如果我们的运力过剩，我们可能能够通过签订分租船合同或第三方回程安排来缓解部分过剩成本，尽管这种缓解的成功取决于更广泛的全球航运业的情况。如果我们的分销系统受到任何干扰，并且无法减轻这些成本，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
相反，如果我们为支持交付产品以满足我们的全球供应链需求而供应不足船队运力，我们可能会受到短期航运市场的市场利率风险敞口的影响，这可能会或可能不会导致成本增加，并可能从运营和财务状况方面对我们的业绩产生不利影响。
人才吸引和保留风险
我们甲醇装置的安全可靠运行，物流和配套功能依赖于一支技术熟练、经验丰富的员工队伍。我们在全球各地竞争熟练员工，在这些地方，劳动力市场条件可能具有高度竞争力。如果我们无法吸引、发展和留住一支技术熟练、经验丰富的员工队伍，或有效管理关键角色的继任，这可能会阻碍我们甲醇工厂的运营、优化物流并影响我们的日常运营，从而可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
网络安全风险
我们的业务流程依赖于与外部网络互联的信息技术（“IT”）系统，并且越来越多地由云中的第三方托管。外部网络的互联互通增加了网络攻击的威胁和网络安全的重要性。网络攻击正变得越来越复杂，尤其是在使用人工智能的情况下。特别是，如果网络攻击针对我们的生产设施、我们的供应链或其他关键基础设施网络，其结果可能会损害我们的工厂、客户、环境、人员以及我们在一段时间内履行客户承诺的能力。此外，针对我们系统（或我们所依赖的第三方）的定向攻击、关键IT系统故障或旨在保护我们IT系统的安全措施遭到破坏，包括试图转移金融资产或引入勒索软件以提取付款，可能会对我们的经营业绩、财务状况和声誉产生不利影响。我们此前一直是内部系统遭受网络攻击的对象，但这些事件并未对我们的运营结果产生重大负面影响。
我们有一个全面的程序来保护我们的资产，检测恶意活动并在发生网络安全事件时做出响应。这包括：对我们员工的网络教育；风险优先控制，以防范已知和新出现的威胁；将核心操作系统与我们的企业系统分开；提供自动化监控和警报的工具；事件响应规划和测试，以确保敏捷响应和备份和恢复程序，以恢复系统并恢复正常运营。我们可能需要投入额外资源，以继续修改或加强我们的保护措施，或调查和修复任何网络攻击的漏洞。
随着网络威胁形势的不断演变，我们调整或增加现有的控制措施，以保护组织。我们在正常业务过程中收集、使用和存储敏感数据，包括我们的员工和第三方的知识产权、专有商业信息和个人信息。尽管我们的安全措施到位，但我们的IT系统可能
容易受到网络攻击或破坏。此外，使用人工智能工具可能会增加我们面临的数据隐私和安全风险。任何此类违规行为都可能危及我们IT系统和/或网络上使用或存储的信息，因此，这些信息可能会被访问、公开披露、丢失或被盗。任何此类访问、披露或其他信息丢失都可能导致法律索赔或诉讼、保护个人信息隐私的法律规定的责任、监管处罚或其他负面后果，包括扰乱我们的运营和损害我们的声誉，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
声誉风险
对我们声誉的损害可能是由于实际或感知到的任何数量的事件的发生，并且可能包括任何负面宣传（例如，关于我们对环境、GHG排放、就业、健康或安全或过程安全事项的处理），无论是否真实。围绕气候变化和向低碳经济过渡的利益相关者预期存在增加的风险。与我们被视为促进（或阻碍）向低碳经济转型和应对气候变化的方式有关的这些利益相关者不断变化的看法产生了进一步的风险。2026年3月，我们发布了《2025年可持续发展报告》，与可持续会计准则委员会（SASB）和气候相关财务披露工作组（TCFD）保持一致，并包括一般性和特定主题的全球报告倡议组织（GRI）披露。2025年可持续发展报告可在https://www.methanex.com/sustainability查阅。我们的声誉可能会受到对碳密集型行业、石化行业，尤其是甲醇行业及其相关下游衍生品不断演变的看法的影响。尽管我们认为我们以审慎的方式开展业务，并且我们在保护我们的声誉方面很小心，但我们最终并不能直接控制别人对我们的看法。声誉损失可能导致获得资本和保险的机会减少、投资者信心下降、员工保留和人才吸引方面的挑战、阻碍我们推进项目的整体能力、难以获得许可，或在维持我们的社会经营许可方面增加挑战，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
气候相关风险
转型风险-监管
GHG立法
我们产生GHG排放，主要是作为二氧化碳（“CO2"），直接和间接地通过生产、分销和使用甲醇。GHG排放是碳氢化合物开发和提取过程中的副产品，包括甲醇生产中用作原料的天然气，以及甲醇生产过程中的副产品。在甲醇全球运输过程中消耗燃料时，也会产生GHG排放。《GHG协议企业标准》将公司的GHG排放分为三个‘范围’。范围1排放为自有或受控来源的直接排放。范围2排放为外购能源产生的间接排放。范围3排放是价值链中发生的所有其他间接排放（不包括在范围2中），包括上游和下游排放。
我们根据我们拥有运营控制权的资产和业务（包括甲醇生产和我们的海上业务）来监测和管理我们对范围1和范围2排放的GHG排放强度，定义为每单位生产或运输吨二氧化碳的当量释放量。甲醇生产过程产生的GHG排放量在很大程度上取决于许多因素，包括甲醇装置的设计、装置的可靠性以及天然气的可用性。同样，贸易航线的距离、运输货物的量，以及船舶技术和作业效率，都影响着我们海上作业的排放强度。因此，根据生产资产和船舶的组合及其各自的运营情况，每年的GHG排放量可能有所不同。
围绕气候变化和向低碳经济转型的公众态度继续演变。根据《联合国气候变化框架公约》范围内的《巴黎协定》，我们所在的许多国家已同意为减少GHG排放做出实质性努力和承诺，它们正在通过包括碳价在内的GHG法规来实施这些努力和承诺。我们在新西兰、加拿大、智利和荷兰（我们的设施在这些国家无限期闲置）的生产目前受GHG法规的约束，而我们在美国、特立尼达和多巴哥以及埃及的生产目前不受此类法规的约束。这些规定导致生产甲醇的额外成本。我们的许多竞争对手在没有征收GHG法规或碳税的国家生产甲醇，因此，我们经营所在国家的法规或碳税的进一步增加可能会对我们在甲醇行业内的竞争地位产生负面影响。此外，截至2024年1月，Waterfront Shipping受欧盟排放交易体系（ETS）的约束，其原点或目的地位于欧盟境内的航次的排放量为50%，两个欧盟港口之间的航次以及船舶位于欧盟港口内的航次的排放量为100%。在2025年，Waterfront Shipping需要购买和放弃70%的欧盟ETS信用额度，用于欧盟范围内的航运排放，并需要在2026年购买100%。此外，FuelEU海事法规要求，随着时间的推移，要求欧盟港口的航运部门所使用的燃料的年平均值-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-Tog-T我们开展业务或开展业务的国家/地区正在进行对政府GHG法规的审查和潜在变化，包括可能影响我们全球供应链高效管理的潜在碳边界调整机制。
我们无法保证，在我们开展业务或开展业务的司法管辖区，现有或引入新的GHG法规、碳税或其他与气候变化相关的举措的变化不会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
海运需求
欧盟（“EU”）（EU）的航运业法规和国际海事组织（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO））（IMO）（IMO）（IMO））（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（IMO）（于2025年1月1日生效的欧盟FuelEU海事法规包括2025年至2050年期间的多个脱碳目标，以降低船舶使用能源的GHG强度和整个航运业的绝对排放量，并增加对零排放和接近零排放燃料的吸收。根据欧盟法规，生物甲醇和e-methanol是可以被认定为“绿色燃料”的两种燃料。IMO的2023年GHG战略还旨在到2050年或前后实现国际航运的GHG净零排放，并推动零排放和接近零排放燃料的吸收。然而，在2025年末，IMO成员国投票决定推迟会议，考虑将净零框架通过一年。低碳甲醇是可用于遵守这些规定的几种潜在燃料之一。我们无法保证在采用清洁燃料法规方面不会出现进一步的延误，或者根据航运或清洁燃料法规，低碳甲醇将是需求的首选燃料。
物理冲击
气候变化给Methanex带来了许多潜在的风险和影响，这些风险和影响可能会随着时间的推移而增加。气候变化的预期影响可能会对我们的运营、我们的供应商或客户产生不利影响。气候变化的物理影响可能包括水资源短缺、海平面或河流水位变化、风暴模式和强度变化以及温度水平变化，任何这些变化的影响都可能是严重的。
Geismar、Beaumont、NatGasoline、Medicine Hat、埃及和新西兰的设施在甲醇生产过程中依赖淡水。淡水供应的潜在短缺或限制可能会影响这些地点的甲醇和氨生产，并可能影响对未来增长地点的考虑。我们的另外两个工厂，特立尼达和智利，依赖海水，并拥有用于甲醇生产过程的海水淡化设备。
我们的甲醇运输主要依靠船只将甲醇从我们的生产场地运往世界各地的客户。在从生产现场出口甲醇或通过船只或驳船向客户运送甲醇时，我们有时会遇到由于河流或运河水位高低造成的供应链物流延迟。高或低的河流水位影响我们的生产资产和供应链，更严重和频繁的风暴和天气事件可能对我们的运营能力和供应链产生重大不利影响。我们目前无法预测气候变化对我们的运营、供应商或客户的预期影响，这可能对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。
监管和合规风险
环境监管
我们运营所在的国家以及我们船只运营所在的国际和管辖水域都有我们受制于的现行法律、法规、条约和公约，这些法律、法规、条约和公约管辖环境和自然资源管理以及有毒或废料的处理、储存、运输和处置。我们还受制于排放和有毒物质的进口、出口、使用、排放、储存、处置和运输的法律法规。我们使用和生产的产品受到各种健康、安全和环境法律的监管。不遵守这些法律法规，可能会产生合规令、罚款、禁令、民事责任和刑事制裁。
有关保护环境的法律法规随着时间的推移变得更加严格，在某些情况下，可能会施加绝对责任，使一个人对环境损害承担责任，而不考虑该人的疏忽或过失。此类法律法规也可能使我们对他人的行为、或由他人造成的条件或我们自己的行为承担责任，即使我们在实施此类行为时遵守了适用的法律。迄今为止，环境法律法规尚未对我们的资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响。然而，运营石化制造厂和分销甲醇使我们面临与遵守此类法律相关的风险，我们无法保证我们未来不会产生重大成本或负债。
虽然我们有正式和主动的合规管理系统，但我们无法保证持续遵守现有立法，或我们未来受制于环境和自然资源管理以及危险或废料的处理、储存、运输和处置的法律法规不会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
政府法规政策–甲醇
生产或消费甲醇的任何国家的环境、健康和安全法律、法规或要求的变化都可能影响甲醇需求。甲醇受其所在国化学品管制法律的约束。
这些法律包括根据美国《有毒物质控制法》（“TSCA”）和欧洲《化学品注册、评估和授权》（“REACH”）以及《物质和混合物分类、标签和包装》（“CLP”）法规对化学物质和清单进行监管。
超过一定的吸入和摄入水平，甲醇对人体是有毒的。过去几年，美国环境保护署（“EPA”）评估了甲醇的致癌性，并发布了其声称不会对健康造成不利影响的最大摄入和吸入水平。虽然甲醇目前不在根据《有毒物质控制法》进行评估的化学品的优先名单上，但我们无法确定是否会维持目前与甲醇致癌性相关的分类，或者其他政府机构是否会采取与甲醇相关的行动。甲醇的任何进一步行动或重新分类都可能减少未来的甲醇需求，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
政府法规和政策–甲醇衍生产品
与甲醇类似，甲醇衍生的化工产品受其所在国的化学品管制法律的约束。这些法律包括根据美国《有毒物质控制法》（“TSCA”）和欧洲《化学品注册、评估和授权》（“REACH”）以及《物质和混合物分类、标签和包装》（“CLP”）法规对化学物质和清单进行监管。类似的政权存在于世界其他地区，包括中国、韩国和台湾。此外，我们的客户经营的一些国家，包括英国，已经采用了符合全球统一制度的化学品标签规则。其中许多外国监管制度正处于这些规则的多年执行期过程中。
在美国，美国环境保护署在TSCA下的风险评估程序发生变化，也可能导致对甲醛等甲醇衍生产品的额外限制或禁令。美国环保署发布2024年和2025年甲醛风险评估结果。这些正在接受美国环保署的审查。
2025年，全球用于生产甲醛的甲醇需求约占全球甲醇需求的25%，是最大的需求细分领域。甲醛的最大用途是作为脲醛和酚醛树脂的组分，用于胶合板、刨花板、定向刨花板、中密度纤维板和其他重组或工程木制品的粘合剂。甲醛作为工程塑料的原材料以及各种其他产品的制造也存在需求，包括弹性体、油漆、建筑产品、泡沫、聚氨酯和汽车产品。
TSCA下的评估可能会导致人们对甲醇衍生产品的担忧加剧，并可能导致对这些化学品的生产、处理、标签或使用提出额外要求或禁令。任何此类行动都可能减少未来用于生产甲醇衍生产品的甲醇需求，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
诉讼和法律程序
公司不时受到诉讼，并可能在未来涉及与其他当事人的纠纷，可能导致诉讼，该诉讼项下的索赔可能是重大的。在这些诉讼中可能会提出各种类型的索赔，包括但不限于违约、产品责任、人身伤害、税收、就业事宜以及与攻击、破坏或未经授权访问我们的信息技术和基础设施、环境破坏、气候变化及其影响、反垄断、贿赂和其他形式的腐败有关的索赔。公司无法预测任何诉讼的结果。辩护和和解费用可能是巨大的，即使对于没有任何依据的索赔也是如此。如果公司不能有利地解决这些纠纷，其业务、财务状况、经营业绩和未来前景可能会受到重大不利影响。
关键会计估计
我们认为，以下选定的会计政策和问题对于理解影响我们合并财务报表和相关附注中报告和披露的金额的估计、假设和不确定性至关重要。我们的某些会计政策，包括企业合并、折旧和摊销、资产账面价值的可收回性、所得税和金融工具的公允价值计量，要求我们对运营和甲醇价格以及天然气原料的价格和可用性做出假设。见更多关于风险因素和风险管理的讨论按区域在天然气供应和价格安全第30页的部分。有关我们的重大会计政策，请参阅我们2025年合并财务报表的附注2。
物业、厂房及设备
我们的业务属于资本密集型业务，已要求并将继续要求对物业、厂房和设备进行重大投资。截至2025年12月31日，我们的物业、厂房及设备的账面净值为52亿美元。
资本化
物业、厂房及设备初步按成本入账。采购设备成本包括直接归属于采购价格、交付和安装的支出。自建资产的成本包括材料和直接人工成本、使资产达到预定可使用位置和状态可直接归属的任何其他成本、拆除和拆除物品及恢复其所在场地的成本、以及满足一定标准的自建资产的借款成本。日常维修和保养费用在发生时计入费用。
截至2025年12月31日，我们已累计4200万美元，用于与甲醇生产场地退役和回收有关的场地恢复费用。这一估计存在固有的不确定性，因为修复活动将在未来进行，政府和环境法规可能会发生变化，清除技术和成本也会发生变化。由于我们对公允价值的估计是基于现行法规和技术，因此很难估计这些活动的未来成本。由于与估计未来场地恢复活动的成本和时间有关的不确定性，未来成本可能与估计的金额存在重大差异。
折旧及摊销
折旧和摊销一般按直线法计提，计算的费率是将不动产、厂房和设备自开始商业运营以来的成本在其估计可使用年限内摊销至估计残值。
公司的建筑物、厂房装置和安装中的机器的估计可使用年限，不包括与周转相关的成本，最初最长可达25年，具体取决于具体的资产组成部分和与之相关的生产设施。公司根据个别资产组成部分的实际寿命或经济寿命较短者确定其估计可使用年限。这些资产的实际寿命一般比经济寿命长。经济寿命主要取决于我们各种生产设施可用的天然气原料的性质。生产设施的估计使用寿命可能会根据周转、厂房翻新和可用气量不时调整。影响天然气原料供应性质的因素包括个别天然气供应合同的条款、通过公开市场获得天然气供应、影响天然气勘探和开发的区域因素以及确保天然气供应的预期价格。我们每年审查与每个生产设施相关的因素，以确定是否需要对估计使用寿命进行更改。
资产账面价值的可回收性
每当内部或外部的事件或情况变化表明账面值可能无法收回（“减值指标”）时，就对长期资产进行可收回性测试。与我们的长期资产相关的此类减值指标的例子包括但不限于：资产被使用的程度或方式或其物理状况发生重大不利变化；管理层对该资产的意图或战略发生变化，其中包括处置该资产的计划或在相当长一段时间内闲置该资产；我们的长期甲醇价格假设或制造甲醇所需的天然气原料的价格或可用性发生重大不利变化；可能影响资产价值的法律因素或商业环境发生重大不利变化，包括外国政府采取的影响资产使用的不利行动或评估；或当期经营或现金流量损失与经营或现金流量损失历史相结合，或显示与资产使用相关的持续损失的预测或预测。
当一项减值指标被识别时，长期资产的可收回性是通过比较一项资产或现金产生单位的账面价值与估计可收回金额（即其估计公允价值减销售成本或其使用价值两者中的较高者）来衡量的。公允价值减处置成本通过确定在当前市场条件下市场参与者之间有序交易出售资产所收到的价格，减去直接归属于处置的增量成本，不包括财务成本和所得税费用。使用价值通过计量现金产生单位在其预计使用寿命内预期产生的税前现金流量按税前折现率折现确定。如果账面价值超过估计可收回金额，则记录减值减记。资产或现金产生单位前期确认的减值减记，如果该资产或现金产生单位的价值后续因事件和情况的变化而有所恢复，则予以冲回。为了确认和计量减值减记或转回的目的，我们将长期资产与其他资产和负债组合在一起，形成一个可识别现金流量在很大程度上独立于其他资产和负债的现金流量的最低水平的现金产生单位。如果我们在特定地点的甲醇设施由于共同基础设施和/或可在设施地点内共享的共享来源的原料而相互依赖，我们将根据场地位置对我们的资产进行分组，以确定减值。
当存在减值指标时，有两个关键变量会影响我们对来自生产资产的未来现金流的估计：（1）甲醇价格和（2）天然气原料的价格和可用性。短期甲醇价格测算以当前供需基本面和当前甲醇价格为基础。长期甲醇价格估计是基于我们对长期供需的看法，并酌情纳入第三方假设、预测和市场可观察的价格。考虑了许多因素，包括但不限于对全球工业生产率的估计、能源价格、总体经济状况的变化、该行业进一步增加全球甲醇产能并获得
适当的资本回报率、行业开工率和全球行业成本结构。我们对天然气价格和可用性的估计考虑了当前的合同条款，以及我们认为与这些合同和补充天然气来源下的供应相关的因素。我们对未来现金流的估计中包含的其他假设包括维护设施所产生的估计成本、运输成本的估计以及每个时期生产甲醇所产生的其他可变成本。这些假设的变化将影响我们在测试减值时对未来现金流量的估计，并可能影响我们对物业、厂房和设备的使用寿命的估计。因此，我们未来的经营业绩可能会受到进一步的资产减值费用或与物业、厂房和设备相关的折旧和摊销率变化的不利影响。关于之前的减值费用，我们认为没有重大的事件或情况变化将支持其转回。
2025年，新西兰预测天然气状况的持续下降被确定为新西兰CGU的减值指标。对新西兰现金产生单位进行的减值测试产生了7100万美元（含税8200万美元）的非现金税前资产减值费用，以将新西兰资产的账面价值减记为零。
所得税
我们为我们经营所在的每个司法管辖区计算当期和递延税项准备金。所得税费用或追讨款项的实际金额在有关税务机关提交并接受纳税申报表之前并不是最终的，因此，公司可能欠税的最终金额可能与综合财务报表中确认的金额不同。年度纳税申报表的申报主要发生在财务报表发布之后，实际金额的最终确定可能在若干年内无法完成。交易可能会受到税务机关的质疑，公司的运营可能会在后续期间进行评估，这可能会导致大量额外的税收、罚款和利息。不确定的税务立场源于税法的复杂性以及税务机关对其的解释，最终是每个司法管辖区现有的司法制度。不确定的税务状况，包括利息和罚款，被确认和计量应用管理层的估计。鉴于其复杂性，管理层根据需要聘请第三方专家，用于解释税法、转让定价规定和确定其税务地位的最终解决方案。公司受制于可能对税收立法有不同解释的各税务机关，并在较长时间内解决事项。在评估不确定的税务状况时的判断差异可能导致在支付税款或结算税务评估的最终金额或时间方面存在重大差异。
递延所得税资产和负债是根据资产和负债的账面和计税基础之间的净经营亏损和暂时性差异的影响，使用已颁布或实质上已颁布的税率确定的。我们确认递延税项资产的范围是很可能获得可用于抵销该资产的应课税利润。在作出这一决定时，对预期未来应纳税所得额的水平和可用的税收筹划策略及其对使用现有亏损结转和其他所得税扣除的影响作出了某些判断。我们还考虑了历史盈利能力和波动性，以评估我们是否认为很可能会使用现有的亏损结转和其他所得税扣除来抵消以其他方式计算的未来应纳税所得额。管理层定期审查这些判断。截至二零二五年十二月三十一日，我们已确认递延税项资产为5.48亿美元与美国的非资本损失结转和其他暂时性差异有关。截至2025年12月31日，公司在美国有2.37亿美元的未确认可扣除暂时性差异。如果在确定我们的当期和递延税项拨备方面的判断或估计被证明是不准确的，或者如果某些税率或法律发生变化，或者在适用税收立法方面出现新的解释或指导，我们的经营业绩和财务状况可能会受到重大影响。
以公允价值计量的金融工具
该公司将衍生品作为其风险管理计划的一部分，以减轻与不断变化的市场价值相关的可变性。衍生金融工具的公允价值变动计入收益，除非这些工具被指定为现金流量套期，在这种情况下，公允价值变动计入其他综合收益，并在标的被套期交易在收益或存货中确认时重新分类至损益或累计其他综合收益。公司指定为现金流对冲某些衍生金融工具，以对冲其对天然气价格波动的风险敞口，并对冲其对某些外币计价交易波动的风险敞口。评估合同作为衍生工具、自用豁免的适用性、确定合同是否包含嵌入衍生工具待分离、金融工具和衍生工具的估值和套期有效性评估需要高度的判断，由于其复杂性和对我们财务报表的潜在影响而被视为关键会计估计。
公司与埃及国有企业埃及天然气控股公司持有2035年到期的长期天然气供应合同。天然气供应合同包括一个基准固定价格加上基于甲醇实现价格的溢价，用于供应该工厂剩余使用寿命的全部天然气容量。由于2022年的修订，该合同被视为以公允价值计量的衍生工具。
埃及天然气没有可观察到的、流动的现货市场或远期曲线。此外，埃及天然气的可观察价格有限，因为所有天然气购买和销售都受政府控制，观察到的价格根据生产的产量或使用量而有所不同。
由于等价或类似合同缺乏可观察的市场价格来计量公允价值，合同的公允价值采用蒙特卡洛模型进行估算。我们在建立模型输入和确定公允价值时考虑了市场参与者的假设，包括调整估值日的基础固定价格和基于甲醇的溢价，以考虑自合约开始以来的通货膨胀估计。
参考笔记19我们2025年合并财务报表的更多信息。
业务组合及采购价格分配
确定所收购的一组资产和承担的负债是否构成对业务或资产的收购，要求公司对所收购的资产和承担的负债是否包括构成IFRS 3 –企业合并（“IFRS 3”）中定义的业务所必需的投入、流程和产出作出某些判断。公司的结论是，于2025年6月27日结束的OCI收购确实构成了一项业务，这要求所收购的可识别资产和假定的负债按其在收购日期的公允价值确认。这些公允价值的确定涉及使用重大判断、估计和假设。采购价格分配中使用的关键假设和估计包括但不限于：收购设施的生产量，源自产能、气体效率、维护的计划停工期；甲醇和氨生产的原料成本，包括天然气成本；甲醇平均实现价格；用于确定未来现金流现值的贴现率；收购资产的预期使用寿命。
由于这些估计和假设中固有的不确定性，实际结果可能与采购价格分配中使用的结果不同。
采用新的会计准则
本公司已采纳修订IAS 21，汇率变动的影响关于一种货币兑换成另一种货币的可兑换性，自2025年1月1日开始的年度期间生效。该修订对公司的合并财务报表没有重大影响。
国际财务报告标准的预期变化
正在审查以下新的或经修订的准则或解释，这些准则或解释自2026年1月1日或之后开始的年度期间及以后年度生效，以确定潜在影响：修订IFRS 9，金融工具和IFRS 7，金融工具：披露关于金融工具分类计量及购电协议会计核算与IFRS 18，财务报表中的列报和披露关于更换国际会计准则第1号， 财务报表的列报.
IFRS 18，财务报表中的列报和披露引入了与损益表列报相关的新要求，加强了管理层绩效衡量标准的披露，并加强了财务信息的分类。该准则不影响财务报表中项目的确认或计量，它将影响某些信息的列报和披露，包括管理层定义的绩效衡量标准（“MPM”）。根据该准则，IFRS 18将被追溯应用，截至2026年12月31日止年度的比较信息将根据IFRS 18进行重述。根据公司的初步评估，除了要求的MPM列报变更和披露外，公司预计IFRS 18不会导致财务报表附注中披露的基础信息发生重大变化。
非公认会计原则措施
除了提供根据国际财务报告准则编制的措施外，我们还提出了某些在国际财务报告准则下不是定义术语的补充措施（非公认会计准则措施或比率）。这些是调整后的EBITDA、调整后的净收入（亏损）、调整后的每股普通股净收入（亏损）、调整后的所得税前净收入（亏损）、调整后的所得税费用、调整后的有效税率和调整后的债务。这些非公认会计准则财务指标和比率反映了我们在Atlas设施中63.1%的经济权益、我们在NatGasoline设施中50%的经济权益、我们在埃及设施中50%的经济权益以及我们在Waterfront Shipping中60%的经济权益，它们是有用的，因为它们可以更好地衡量我们的基本业绩，并有助于评估公司业务的经营业绩。对于我们的Atlas设施、埃及设施和Waterfront Shipping，我们完全代表我们的合作伙伴运营业务，尽管在经济利益中所占份额不足。对于Natgasoline设施，我们共同控制该设施，并承购我们的生产份额，以在我们的全球供应链中销售，因此该设施已大量整合到我们的业务中。这些措施，在我们的经济份额下，是对我们基本业绩的更好衡量，因为我们完全代表我们的合作伙伴运营业务，尽管在经济利益中的份额还不到全部。在将我们的业绩与其他公司的业绩进行比较时，证券分析师和投资者也经常使用调整后的EBITDA。
此外，公司还提出了非GAAP资本管理措施，具体而言，净债务与资本化和总流动性，这些措施有助于评估公司持续经营业务的流动性。总流动性是有用的，因为它说明了管理层可以在多大程度上立即获得用于运营和建设目的的现金，并表明如果这些设施的用途立即出现，我们的灵活性。净债务与资本化比率之所以有用，是因为它说明了我们的融资结构对潜在贷方和投资者的相对风险。这些衡量标准和比率没有国际财务报告准则规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相媲美。
这些衡量标准应作为根据国际财务报告准则报告的净收入、收入、现金流量和其他财务业绩和流动性衡量标准的补充而非替代考虑。
经调整EBITDA
调整后EBITDA是一种非GAAP财务指标，不同于最具可比性的GAAP指标，即归属于Methanex股东的净利润，因为它不包括财务成本、财务收入和其他、所得税费用、折旧和摊销、资产减值费用、天然气合同结算费用以及基于股份的薪酬的按市值计算的影响。调整后的EBITDA包括一笔金额，代表我们在Atlas设施中的63.1%份额，以及我们在NatGasoline设施中的50%份额，这些份额根据我们的联营公司的库存流动与我们的所有权份额之间的任何时间不匹配进行了调整，并且不包括我们控制但未完全拥有的实体中的非控股股东权益。
调整后的EBITDA和调整后的净收入不包括与我们的股价变化对SARS、TSAR、递延股份单位、限制性股份单位和业绩股份单位的影响相关的基于股份的薪酬的按市值计算的影响。与不计入调整后EBITDA和调整后净收益的股份薪酬相关的按市值计价影响按授予日价值与各期末记录的公允价值之间的差额计算。由于以股份为基础的奖励将在未来期间结算，单位的最终价值在授予日是未知的，因此在调整后EBITDA和调整后净收入中确认的授予日价值可能与总结算成本不同。
下表显示了归属于Methanex股东的净利润与调整后EBITDA的对账：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
归属于Methanex股东的净利润
|
$ | 80 | $ | 164 | ||||
|
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响
|
(27) | 2 | ||||||
|
折旧及摊销
|
446 | 386 | ||||||
|
财务费用
|
220 | 133 | ||||||
|
财务收入及其他
|
(26) | (12) | ||||||
|
所得税费用
|
58 | 30 | ||||||
| 资产减值费用 | 71 | 125 | ||||||
|
联营公司收益调整1
|
82 | 43 | ||||||
|
非控股权益调整2
|
(96) | (107) | ||||||
|
调整后EBITDA（归属于Methanex股东）
|
$ | 808 | $ | 764 | ||||
1 这一调整是扣除折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他费用以及与我们在Atlas的63.1%权益和NatGasoline甲醇设施的50%权益相关的所得税，这些不包括在调整后EBITDA中，但包括在归属于Methanex股东的净利润中。
2这一调整是与我们的非控股权益份额相关的折旧和摊销、财务成本、财务收入和其他费用以及所得税部分的加回，该部分已在上述扣除，但不包括在归属于Methanex股东的净利润中。
调整后净收入和调整后每股普通股净收入
调整后的净收入和调整后的每股普通股净收入分别是一种非公认会计原则的衡量标准和比率，因为它们不包括基于股份的薪酬的按市值计价影响、财务收入和其他费用中包含的天然气和其他合同重估的按市值计价影响、我们的联营公司的库存流动与我们的所有权份额之间的任何时间不匹配，以及与特定已识别事件相关的某些项目的影响。下表显示了Methanex股东应占净收入与调整后净收入的对账以及调整后每股普通股净收入的计算：
|
（百万美元，股份数量和每股金额除外）
|
2025 | 2024 | ||||||
|
归属于Methanex股东的净利润
|
$ | 80 | $ | 164 | ||||
|
以股份为基础的薪酬的按市值计价影响，税后净额
|
(20) | 2 | ||||||
|
天然气合同重估的按市值计价影响，税后净额
|
3 | (4) | ||||||
|
资产减值费用，税后净额
|
82 | 90 | ||||||
| 联营公司收益调整，税后净额 | 3 | — | ||||||
|
调整后净收入
|
$ | 148 | $ | 252 | ||||
|
稀释加权平均流通股（百万）
|
73 | 68 | ||||||
|
调整后每股普通股净收入
|
$ | 2.03 | $ | 3.72 | ||||
出于上述原因，管理层使用这些措施分析净收入和每股普通股净收入，并根据我们在Atlas、埃及和NatGasoline设施和Waterfront Shipping的经济利益进行调整。将按市值计价部分排除在基于份额的薪酬的影响之外是因为这些金额不被视为运营业绩的指示，并且可能在结算前的中间期间波动。排除埃及和新西兰天然气合同重估的影响是由于衍生工具的变化未实现，衍生工具的公允价值预计将在中间期间波动直至结算。排除资产减值费用是由于该项目不具有运营性质。
调整后债务
调整后的债务是一种非公认会计原则的衡量标准，因为它不包括归属于我们控制但未完全拥有的实体的非控股股东权益的长期债务和租赁义务，并包括一笔金额，代表我们在Atlas设施的63.1%份额和NatGasoline设施的50%份额。下表显示了总债务和租赁债务（流动和非流动）与调整后债务的对账：
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | ||||||
| 长期债务（流动和非流动） | $ | 2,753 | $ | 2,415 | ||||
| 租赁义务（流动和非流动） | 755 | 818 | ||||||
| 每份财务报表的债务和租赁债务总额 | $ | 3,508 | $ | 3,233 | ||||
| 调整为： | ||||||||
| 解除非控股权益的债务份额 | (89) | (99) | ||||||
| 解除非控股权益的租赁份额 | (218) | (250) | ||||||
| 计入应占联营公司债务 | 410 | — | ||||||
| 包括应占联营公司租赁 | 95 | 1 | ||||||
| 归属于Methanex股东的债务和租赁义务总额 | $ | 3,706 | $ | 2,885 | ||||
出于上述原因，管理层在调整了我们对Atlas、埃及和NatGasoline设施以及Waterfront Shipping的经济利益后，使用这一衡量标准来分析杠杆目标的进展情况。
季度财务数据（未经审计）
季度业绩因甲醇平均实现价格、销量和总现金成本而有所不同。
部分财务信息摘要如下：
|
三个月结束
|
||||||||||||||
|
（百万美元，每股金额除外）
|
12月31日
|
9月30日
|
6月30日
|
3月31日
|
||||||||||
| 2025 | ||||||||||||||
|
收入
|
$ | 969 | $ | 927 | $ | 797 | $ | 896 | ||||||
|
销售成本和运营费用
|
(770) | (748) | (581) | (581) | ||||||||||
|
归属于Methanex股东的净（亏损）收入
|
(89) | (7) | 64 | 111 | ||||||||||
|
每股普通股基本净（亏损）收入
|
(1.15) | (0.09) | 0.95 | 1.65 | ||||||||||
|
每股普通股摊薄净（亏损）收益
|
(1.15) | (0.09) | 0.93 | 1.44 | ||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
186 | 191 | 183 | 248 | ||||||||||
|
调整后净（亏损）收入1
|
(11) | 5 | 66 | 88 | ||||||||||
|
调整后的每股普通股净（亏损）收入1
|
(0.14) | 0.06 | 0.97 | 1.30 | ||||||||||
| 2024 | ||||||||||||||
|
收入
|
$ | 949 | $ | 935 | $ | 920 | $ | 916 | ||||||
|
销售成本和运营费用
|
(734) | (794) | (745) | (736) | ||||||||||
|
归属于Methanex股东的净利润
|
45 | 31 | 35 | 53 | ||||||||||
|
每股普通股基本净收入
|
0.67 | 0.46 | 0.52 | 0.78 | ||||||||||
|
每股普通股摊薄净收益
|
0.67 | 0.35 | 0.52 | 0.77 | ||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
224 | 216 | 164 | 160 | ||||||||||
|
调整后净收入1
|
84 | 82 | 42 | 44 | ||||||||||
|
调整后每股普通股净收入1
|
1.24 | 1.21 | 0.62 | 0.65 | ||||||||||
1公司在本文件通篇使用了调整后EBITDA、调整后净收入和调整后每股普通股净收入等术语。这些项目是非GAAP衡量标准和比率，没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。参考非公认会计原则措施第40页上的一节描述了每个非GAAP衡量标准以及与最具可比性的GAAP衡量标准的对账。
选定的年度资料
|
（百万美元，每股金额除外）
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||
|
总资产
|
$ | 7,283 | $ | 6,597 | $ | 6,427 | |||||
|
长期负债总额（不含递延所得税）
|
3,511 | 3,247 | 2,733 | ||||||||
|
收入
|
3,589 | 3,720 | 3,723 | ||||||||
|
净收入（归属于Methanex股东）
|
80 | 164 | 174 | ||||||||
|
调整后净收入1
|
148 | 252 | 153 | ||||||||
|
经调整EBITDA1
|
808 | 764 | 622 | ||||||||
|
每股普通股基本净收入
|
1.10 | 2.43 | 2.57 | ||||||||
|
每股普通股摊薄净收益
|
0.93 | 2.39 | 2.57 | ||||||||
|
调整后每股普通股净收入1
|
2.03 | 3.72 | 2.25 | ||||||||
|
每股普通股宣派现金股息
|
0.740 | 0.740 | 0.730 | ||||||||
1公司在本文件通篇使用了调整后EBITDA、调整后净收入和调整后每股普通股净收入等术语。这些项目是非GAAP衡量标准和比率，没有GAAP规定的任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。参考非公认会计原则措施第40页上的一节描述了每个非GAAP衡量标准以及与最具可比性的GAAP衡量标准的对账。
控制和程序
披露控制和程序
披露控制和程序（定义见经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）下的规则13a-15（f）和15d-15（f））以及NI 52-109，是那些旨在确保根据适用的证券法规要求在备案中披露的信息在规定的时间段内记录、处理、汇总和报告的控制和程序。截至2025年12月31日，在我们的管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，我们对公司披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。基于此评估，首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自该日期起生效。
管理层关于财务报告内部控制的年度报告
管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。财务报告内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性和根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。财务报告内部控制包括以下政策和程序：（1）与维护记录有关，这些记录以合理的细节准确和公平地反映我们资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许根据公认会计原则编制财务报表，并且我们的收支仅根据我们的管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的收购提供合理保证，使用或处置可能对财务报表产生重大影响的我们的资产。
财务报告内部控制存在固有局限性。财务报告内部控制是一个涉及人的勤勉和合规的过程，容易受到人为失败导致的判断失误和故障的影响。财务报告的内部控制也可以通过串通或不当的管理覆盖来规避。由于这些限制，存在财务报告内部控制无法及时预防或发现重大错报的风险。然而，这些固有的限制是财务报告过程的已知特征。因此，可以将保障措施设计到流程中，以减少，虽然不是消除这种风险。
管理层在评估中排除了公司于2025年6月27日收购的OCI收购中收购的实体（“被排除的实体”）的政策、程序和内部控制。被排除实体的总资产约占2025年12月31日合并总资产的21%。被排除实体的总收入代表尚未整合的业务部分，占截至2025年12月31日止年度合并总收入的6%。这一范围限制符合美国和加拿大的证券法。
在首席执行官和首席财务官的监督和参与下，管理层根据Treadway委员会发起组织委员会于2013年发布的《内部控制–综合框架》（“COSOF框架”）中规定的框架，对截至2025年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据其在该框架下的评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制在该日期是有效的。
毕马威会计师事务所是一家独立注册会计师事务所，对我们的合并财务报表进行审计和报告，已就截至2025年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性出具了鉴证报告。鉴证报告载于我们第49页的合并财务报表。
财务报告内部控制的变化
公司财务报告内部控制不存在于最近一个中期2025年12月31日期间发生的变化。截至2025年12月31日止年度，我们根据IFRS 3对购置会计实施了额外控制。除此之外，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对我们对财务报告的内部控制产生了重大影响，或者有合理可能产生重大影响。我们正在将收购的业务整合到我们的财务报告内部控制系统中。
前瞻性陈述
这份2025年管理层的讨论和分析（“MD & A”）包含有关我们和我们行业的前瞻性陈述。这些陈述与未来事件或我们未来的表现有关。除历史事实陈述外，所有陈述均为前瞻性陈述。包含“相信”、“预期”、“可能”、“将”、“应该”、“潜在”、“估计”、“预期”、“目标”、“目标”、“目标”、“计划”、“预测”或其他类似术语以及未来或前瞻性性质的类似陈述的陈述可识别前瞻性陈述。
更具体地说，但不限于，有关以下内容的任何陈述均为前瞻性陈述：
▪OCI收购的预期收益，包括与预期协同效应和商品多样化相关的收益，
▪预期的协同效应和Methanex在OCI收购完成后实现这种协同效应的能力，
▪对甲醇的预期需求，包括能源用途对甲醇的需求，及其衍生物，
▪预计新增甲醇供应或重启闲置产能及启动时机相同，
▪预计作为OCI收购的一部分而收购的资产的甲醇产量将增加，
▪预期的停车（临时或永久）或重启现有甲醇供应（包括我们自己的设施），包括但不限于计划中的维护中断的时间和长度，
▪预期甲醇和能源价格，
▪从贸易商或其他第三方采购甲醇的预期水平，
▪我们每个工厂的经济定价天然气供应的预期水平、时间和可用性，
▪第三方承诺对我们工厂附近未来天然气勘探和开发的资本，
▪我们的预期资本支出以及此类资本支出的预期时间和回报率，
▪我们工厂的预期开工率和产量，
▪预期运营成本，包括天然气原料成本和物流成本，
▪预期税率或解决税务纠纷，
▪预期现金流、现金余额、盈利能力、债务水平、减债和去杠杆计划以及股价，
▪承诺信贷安排和其他融资的可用性，
▪我们履行与我们的长期债务义务相关的契约的能力，
▪我们的股东分配策略和对股东的预期分配，
▪商业可行性和时机，或我们执行未来项目、工厂重启、产能扩张、工厂搬迁或其他商业举措或机会的能力，
▪我们的财务实力和履行未来财务承诺的能力，
▪预期的全球或区域经济活动（包括工业生产水平）和国内生产总值增长，
▪关税对全球经济活动和Methanex的潜在影响，
▪诉讼或其他纠纷、索赔和评估的预期结果，以及
▪政府、政府机构、天然气供应商、法院、法庭或其他第三方的预期行动。
我们认为，我们做出这种前瞻性陈述是有合理依据的。本文件中的前瞻性陈述基于我们的经验、我们对趋势的看法、当前状况和预期的未来发展以及其他因素。在得出这些前瞻性陈述中包含的结论或作出预测或预测时应用了某些重要因素或假设，包括但不限于有关以下方面的未来预期和假设：
▪Methanex在预期的时间范围内或完全实现OCI收购的预期战略、财务和其他利益的能力，
▪我们以商业上可接受的条件采购天然气原料的能力，
▪我们设施的开工率，
▪收到或签发与购买天然气权利有关的第三方同意书或批准书或政府批准书，
▪建立新的燃料标准，
▪运营成本，包括天然气原料和物流成本、资本成本、税率、现金流、外汇汇率和利率，
▪承诺信贷安排和其他融资的可用性，
▪我们维持Geismar 3工厂设计开工率的能力，
▪全球和区域经济活动（包括工业生产水平）和国内生产总值增长，
▪没有受到重大自然灾害的实质性负面影响，
▪没有受到法律或法规变化的实质性负面影响，
▪我们开展业务的国家的政治不稳定没有产生实质性的负面影响，以及
▪执行客户、天然气和其他供应商及其他第三方的合同安排和履行合同义务的能力。
然而，就其性质而言，前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与前瞻性陈述所设想的结果存在重大差异。风险和不确定性主要包括与生产和销售甲醇以及在各个司法管辖区成功开展重大资本支出项目相关的风险和不确定性，包括但不限于：
▪将根据OCI收购所购买的业务运营或资产整合到我们的业务和运营中的意外困难，
▪未能在预期的时间范围内或根本没有实现OCI收购的预期战略、财务和其他利益，
▪与OCI收购相关的意外成本或负债，
▪Methanex负债增加，
▪甲醇及其他行业的情况，包括甲醇及其衍生物的供应、需求和价格的波动，包括能源用途的甲醇需求，
▪天然气、煤炭、石油及石油衍生品价格，
▪我们以商业上可接受的条件获得天然气原料以支撑当前运营和未来产量增长机会的能力，
▪执行公司倡议和战略的能力，
▪竞争对手、供应商和金融机构的行动，
▪天然气输送系统内的条件可能会阻止我们的天然气供应要求的输送，
▪对天然气的竞争性需求，特别是在国内对天然气和电力的任何需求方面，
▪各国政府和政府当局的行动，包括但不限于实施可能影响甲醇或其衍生物的供应或需求的政策或其他措施，
▪法律或法规的变化，
▪进出口限制、反倾销措施、增加关税、税收和政府特许权使用费以及政府可能对我们的运营或现有合同安排产生不利影响的其他行为，
▪全球经济状况，以及
▪2025年MD & A中描述的其他风险。
考虑到这些因素和其他因素，投资者和其他读者被告诫不要过分依赖前瞻性陈述。他们不能代替行使自己的尽职调查和判断力。前瞻性陈述中暗示的结果可能不会发生，我们不承诺更新前瞻性陈述，除非适用的证券法要求。