[Instrucciones del operador] Su primera pregunta es de Sam Burwell, de Jefferies.

Sí, creo que es justo. Creo que el consenso de TheStreet probablemente sigue siendo de un 3%. Como hemos dicho, estamos muy seguros de alcanzar la cifra del 5%. Obviamente, esa capacidad crece con el crecimiento del EBITDA. Y a medida que incorporamos más proyectos, creo que eso concuerda, ¿verdad? Así que, a medida que invertimos más capital, se necesita más capacidad. Tenemos más capacidad con el crecimiento del EBITDA. Así que no estoy seguro, Pat, no sé si hay algo más que añadir al respecto.

Sí. Quiero decir, creo que siempre hemos asumido que si ponemos en marcha los proyectos a tiempo, dentro del presupuesto y con buenos rendimientos, esa capacidad seguiría creciendo. Y eso ya estaba contemplado o reconocido cuando pensamos en nuestra tasa de crecimiento hasta finales de la década. Y, como ha dicho Greg, cada vez estamos más seguros, gracias a la cartera de proyectos de bajo riesgo y gran rentabilidad, de que podremos cumplirlo. Así que no creo que sea necesario explicarle a TheStreet que disponemos de una capacidad considerable de cara al futuro.

Como dije, nos sentimos cómodos con el crecimiento del 5%. Supongo que... ¿qué otras dinámicas estamos observando? Obviamente, respecto a cómo estábamos hace un año, la situación de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá parece positiva, con más producción allí, una mejor actitud de los gobiernos respecto a la competitividad de Canadá y un crecimiento de la producción. Así que supongo que eso podría crear algunas oportunidades. Y ya se está viendo en MLO1 y MLO2. Y, como hemos dicho, la posibilidad de un MLO3. En cuanto al transporte de gas, creo que acabáis de oírnos decir hoy que veréis más FIDs durante el próximo año y también hacia 2027. En distribución de gas, planteas un buen punto. Creo que cuando compramos esos activos de distribución de gas en los EE. UU., preveíamos un crecimiento de la base de activos regulados (rate base) del tipo 8% hasta finales de la década, y ahora se acerca al 10%. Además, no me sorprendería que superáramos nuestra estimación de CapEx de energía que presentamos en el último Investor Day, y ya se está viendo a medida que los clientes buscan electrones. No me importa de qué color sea el electrón; buscan electrones, y hoy hemos anunciado acuerdos con Meta y con los MAG 7. Todo eso influye. Estamos moviendo un barco enorme, por supuesto, con $20 billion de ingresos y un valor de empresa de unos cientos de miles de millones de dólares. Pero creo que vas por el buen camino y, de hecho, me complace ver que TheStreet busca más allá del 5%, preguntándose cómo vamos a llegar a ese 5%.

Bueno, creo que dejaré que Colin intervenga, pero me parece que hay varios aspectos al respecto. Primero, sigue habiendo necesidad de crudo pesado en la costa del Golfo, y no lo subestimamos, incluso si vemos la entrada de barriles de Venezuela; creo que el consenso inteligente es que sean quizás 400,000 o 500,000 barriles.

Se sigue viendo la exportación de crudo canadiense. Pero seguimos observando un aumento en la utilización de la línea principal. Como hemos mencionado, en todos los meses excepto tres de los últimos 12, experimentamos prorrateos, y creo que el inicio de los prorrateos importantes se remonta incluso a antes de que TMX comenzara a operar en enero y febrero. Así que creo que los productores prefieren dirigirse hacia el sur primero, Colin.

Sí. Eso creo. Sam, creo que tu planteamiento es aproximadamente correcto. Y tal vez, en algún momento, haya una solución en la costa oeste de una manera más significativa.

Pero mientras tanto, y en este entorno de incertidumbre, creo que nuestra estrategia histórica de expandir la línea principal de forma iterativa es una fórmula ganadora y encaja con la necesidad de los clientes, tanto en el lado de la oferta como en el de la demanda, para intentar encontrar certidumbre.

Y MLO2 resuelve ese cuello de botella de salida que surgirá en 2028. Por tanto, su ventaja es que estará operativo en el '28.

Pero creo que su planteamiento es, en líneas generales, correcto. Solo sigan de cerca ese diagrama de Gantt sobre el crecimiento de la oferta en Canadá y las desinversiones que estamos completando.

La siguiente pregunta proviene de la línea de Rob Hope, de Scotiabank.

Sí. Quiero decir, Pat puede complementar esto, pero creo que nos sentimos muy optimistas al respecto. Rob, incluso sumando esos proyectos, no todos se ejecutan de forma instantánea, ¿verdad? Incluso nuestro backlog actual de $39 billion se extiende hasta un horizonte temporal de 2033. Así que encaja perfectamente en ese marco.

Y recuerden, esa capacidad también crecerá a medida que crezca el EBITDA, ¿de acuerdo? Para expresarlo en términos generales, cada dólar que aumentemos en EBITDA generará una capacidad de deuda de entre $4 y $5. Así que creo que nos sentimos muy optimistas al respecto.

Dicho esto, siempre estamos buscando la recirculación de capital. Ya vieron que lo hicimos el año pasado de una manera muy inteligente y que creo que ayuda a nuestro negocio en su conjunto, como en el proyecto Dawn, donde vendimos el 12.5% del oleoducto de la Costa Oeste a unas 35 o 40 naciones indígenas. Así que analizamos oportunidades de ese tipo.

Por tanto, me siento muy bien con nuestra situación desde la perspectiva del balance general. Pero sí, siempre busco la recirculación de capital para ayudar a crear ese colchón y permitirnos seguir aumentando la cartera de proyectos.

Bueno, creo que es una combinación de todo lo anterior. La única otra cuestión que añadiría respecto al MLO3 es que lo que realmente necesitamos ver es un cambio en la política de Canadá que cumpla con los deseos articulados por el Primer Ministro de aumentar la producción de petróleo y gas. Se está hablando de esos cambios de forma bastante abierta. Y eso es lo que debe ocurrir primero, ¿verdad? Primero el crecimiento de la producción y, en segundo lugar, los oleoductos. Así que creo que ese es un elemento fundamental.

Pero Colin, sé que aún no hemos dado muchos detalles sobre la Línea 3, o MLO3, ¿pero quieres hablar de ello?

Sí. Digamos MLO3, aunque probablemente se podría llamar MLO126 porque hemos ampliado la línea principal muchas veces. Simplemente simplificamos la numeración para que sea más sencilla para los participantes actuales. Pero —y hay— estamos desarrollando múltiples opciones para MLO3: pequeña, mediana o grande, dependiendo de las necesidades de la industria. Respecto a Venezuela, escuchen, es pronto y, ciertamente, el resultado a largo plazo allí es incierto. Pero veremos con qué rapidez Venezuela aumenta su producción y luego tendremos que evaluar qué parte de ese crecimiento de la oferta llega a la Costa del Golfo de EE. UU. En su mayor parte se transporta en VLCC, y es muy posible que parte de esa oferta permanezca en el mercado global para abastecer a las refinerías que históricamente lo han hecho, aunque quizás a un precio más alto para ese país. Creo que ese es uno de los objetivos. Además, recuerda, Rob, que probablemente haya otros 400,000 barriles diarios de capacidad de refinación de crudos pesados en la Costa del Golfo de EE. UU. por encima de lo que se utiliza hoy. Y tampoco olvides la inevitabilidad de las reexportaciones de crudo canadiense desde la Costa del Golfo de EE. UU. a una escala significativa con el tiempo. Así que, escuchen, la Costa del Golfo de EE. UU. es el mejor mercado mundial de refinación de pesados y el crudo canadiense es un elemento esencial de su dieta. Por tanto, creo que todo seguirá funcionando bastante bien en general.

Sí. Rob, yo diría que hay múltiples formas de ganar. Es una buena pregunta. Creo que Colin ha expuesto algunas muy buenas aquí. Y la cuestión de Venezuela es un complemento para los crudos pesados canadienses, no un sustituto.

Otra cosa en la que creo que deberías pensar es que, si hay más de ese equipo en la Costa del Golfo utilizado con pesados canadienses, tal vez eso signifique que se necesite menos crudo ligero de Permian en la Costa del Golfo, lo que significaría que probablemente una mayor parte de esos barriles ligeros se exportaría. ¿Adivina de dónde se exportan? Desde Ingleside.

Así que creo que esto realmente subraya la 'navaja suiza', como le gusta llamar a Colin, del super sistema que hemos creado allí abajo, para encontrar formas de que el sistema de líquidos de Enbridge gane en todos los escenarios.

La siguiente pregunta es para Theresa Chen, de Barclays.

Sí. Recordad que tenemos participaciones en Cactus y Gray Oak. Por tanto, esas líneas están experimentando cierta expansión. De hecho, parte de la expansión de Gray Oak continuará el próximo año.

Recordad que hemos añadido capacidad de almacenamiento en Ingleside. Y luego, por supuesto, el año pasado adquirimos más espacio en muelle. Así que creo que estamos en buena posición.

Y, de hecho, optimizar la utilización de los VLCC, Aframax y Suezmax en el muelle adecuado, por así decirlo, para que se utilicen plenamente tanto los muelles de VLCC como los muelles más pequeños. Así que, Colin, ¿hay algo más que añadir al respecto?

Sí. No, es una pregunta muy aguda, Theresa. Tenemos mucho margen de crecimiento en Ingleside, ¿verdad? Adquirimos muelles colindantes de Flint Hills. Tenemos mucho margen de capacidad permitida en los muelles. Tenemos mucho terreno. Actualmente seguimos construyendo tanques. Podríamos hacer más de eso, y estamos a tres cuartas partes de la expansión de Gray Oak y también podemos hacer más allí. Así que esa es una gran oportunidad a largo plazo que seguiremos aprovechando durante muchos años a medida que el Permian vuelva a crecer.

¿Se refiere a la competitividad de nuestras tarifas en las expansiones, básicamente?

Sí, ahora le entiendo. Así que, no, no creo que haya mucho que discutir aquí. Nuestras tarifas de transporte son competitivas. Tienen que serlo. A menudo se determinan en función de los costes, ¿verdad?, especialmente a medida que repercutimos parte de esas tarifas entre todos los transportistas de la línea principal. Y recuerde que nuestras expansiones son optimizaciones y, por tanto, son intrínsecamente eficientes. Así que esas tarifas deberían ser rentables y muy competitivas.

Y para aportar contexto, Theresa, y para mayor claridad, MLO2 es una ruta completa. También llega hasta el Golfo. Así que sí, se beneficia tanto del tirón de la demanda y el empuje de la oferta en PADD II, como de todo el trayecto hasta el Golfo.

Y creo que esa es una de las grandes ventajas de los MLO: son ampliaciones incrementales modestas que permiten a los productores observar el mercado a medida que se desarrolla y contar con esa salida de seguridad, manteniendo al mismo tiempo una vigilancia estrecha sobre el aspecto geopolítico. Esa es una de las grandes ventajas frente a, por ejemplo, comprometerse con un gran proyecto greenfield que probablemente sería posterior a 2028.

Su siguiente pregunta proviene de la línea de Aaron MacNeil, de TD Cowen.

Aaron, quiero decir, esto ha estado ocurriendo durante 30 o 40 años, ¿verdad? En toda mi carrera, creo que hemos visto una fuerte demanda de la línea principal por una gran variedad de razones. No voy a enumerarlas todas aquí.

Pero creo que en los últimos dos años, la oferta canadiense probablemente ha sorprendido al consenso al alza en cierta medida. Se han producido diversas optimizaciones, como las que están realizando nuestros clientes en el upstream; son de muy alta rentabilidad, ciclo rápido y con una economía atractiva, simplemente para sacar más provecho de sus instalaciones actuales; básicamente están revalorizando su infraestructura. Y creo que eso probablemente ha sorprendido al consenso, y quizás a nosotros también un poco, pero creo que hemos mantenido mucha convicción en nuestra tesis en todo momento.

Y es, en parte, por lo que diseñamos el acuerdo de peaje de la línea principal tal como lo hicimos, para poder captar clientes y participar en parte de ese crecimiento. Pero a medida que esto continúe y, como dijo Greg, con suerte, el acuerdo político canadiense continúe y se acelere ante la posible amenaza competitiva de Venezuela, podremos ver más de esto.

Creo que la otra cuestión, Aaron, es que aquí hay una buena lección, y has tocado un punto importante sobre el oeste de Canadá. Siempre hemos tenido una fuerte convicción, como dice Colin, pero creo que el otro aspecto macroeconómico que el mercado parece subestimar es el poder de la consolidación y de esos grandes productores uniéndose, y su capacidad, por tanto, para extraer mejores resultados económicos y, de hecho, producción a un ritmo rentable.

Y esa lección debe tenerse en cuenta cuando pensemos en el Permian, donde, como sabes, hemos visto una gran consolidación por parte de los mejores actores del planeta en términos de producción de petróleo. Y espero plenamente que encuentren formas de aumentar esa producción a ritmos rentables, lo cual, de nuevo, creo que es positivo para Enbridge Systems, tanto al norte como al sur. Así que sí, buen punto.

Bueno, Matthew está aquí y está consultando sus notas. Así que le daré paso.

Sí. Gracias por la pregunta. Creo que la visión general es que todo el mundo está empezando a coincidir en que los problemas más importantes en el sector energético hoy en día para la gente común, que son la asequibilidad y la fiabilidad, se van a resolver con el gas natural. Por tanto, vemos un horizonte de largo plazo. Creo que hay una enorme falta de oferta acumulada de capacidad de gasoductos en todo el país. Y ese es el punto de partida.

Y a eso hay que sumarle la demanda de energía y los centros de datos de los que todo el mundo habla. Y, por supuesto, las tendencias de exportación y nuestra intención de duplicar las exportaciones desde la Costa del Golfo. Por tanto, estamos extremadamente bien posicionados en todos esos frentes. Esta mañana hemos hablado de algunas de las expansiones en el Permian, el aumento de capacidad de Eiger y la extensión de Bay Runner. Pero creo que también pueden esperar, como ha insinuado Greg, que sumemos crecimiento a nuestra tabla de GTM en varios frentes a corto plazo.

No sé si lo habéis visto, pero acabamos de concluir una temporada abierta para Vector hacia Wisconsin; hay mucha más demanda allí de energía y gas natural para la distribución de servicios públicos. Texas LNG1, proyecto en el que estamos muy involucrados, ha logrado grandes avances recientemente tanto en acuerdos de compra (offtake) como en financiación. Es posible que hayáis leído algo al respecto. Además, el apetito por la demanda de almacenamiento es voraz en la Costa del Golfo. Tenemos más oportunidades de expansión allí a corto plazo. Así que estas son solo algunas de las cosas que creo que estaremos comentando muy pronto y que se sumarán a nuestra tabla de crecimiento a corto plazo.

A largo plazo, cuando se analizan todas nuestras regiones a lo largo de todo el país, desde el noreste hasta el sureste y prácticamente todos los puntos intermedios, vemos muchísimas oportunidades en el noreste; tenemos una expansión relativamente pequeña en curso en Algonquin, pero hay apetito para una gran expansión allí. Y se está empezando a ver un desbloqueo en materia de permisos y la comprensión de que simplemente no tiene sentido que el 40% de la generación de energía provenga del petróleo —quemar petróleo durante una ola de frío o con el gas a $150—, y nosotros somos la solución a eso.

Y en el sureste, simplemente por el crecimiento demográfico y, obviamente, el crecimiento económico, contamos con un par de gasoductos hacia esa zona. Hemos estado ampliando SESH y tenemos Sabal Trail. Así que sí, estamos viendo oportunidades fantásticas en todo el país. Y creo que pueden esperar ver crecimiento de nuestra parte allí en el corto plazo y durante muchos años en el futuro.

Creo que, desde la perspectiva de la asignación de capital, también nos permite a Pat y a mí asegurarnos de elegir los proyectos que realmente proporcionen los mejores rendimientos y ser muy selectivos con las regiones. Y si no alcanzan los rendimientos que van a mantener o acelerar nuestra tasa de crecimiento, no tenemos por qué asignar capital allí. Así que es una configuración bastante buena tanto desde la perspectiva del inversor como desde la perspectiva de la asignación de capital.

Su siguiente pregunta proviene de la línea de Maurice Choy, de RBC Capital Markets.

Sí, gracias por la pregunta, Maurice. Creo que nuestra visión es que, dada la cantidad de oportunidades que tenemos por delante, es probable que el promedio aumente a medida que avancemos, ya sean nuestros proyectos renovables de los que hemos hablado —que estarían en el rango medio de los dos dígitos—, proyectos de alta calidad con una sólida rentabilidad en GTM. No hemos tenido tantos proyectos líquidos entrando en servicio como los que tendremos en los próximos 3 o 4 años, y esos son algunos de nuestros proyectos más sólidos a medida que avanzamos, para luego ser compensados, por supuesto, por la división de servicios públicos (utility).

Por tanto, creo que tenemos mucha confianza en que podemos seguir mejorando la rentabilidad, no solo mediante los proyectos que estamos aprobando, sino también optimizando los activos base que tenemos como organización, ya sea a través de lo que hemos hecho con los volúmenes de la línea principal, o mediante costes y tecnología. Así que creo que es un enfoque doble: no solo la rentabilidad de los nuevos proyectos, sino también la de los activos base.

Creo que la otra cuestión que tenemos en cuenta es también la rentabilidad ajustada al riesgo, porque obviamente la división de servicios públicos no obtiene rentabilidades similares. Pero incluso ahí, hemos visto en algunos casos de revisión de tarifas recientes que se consiguen niveles de capital y ROE ligeramente superiores.

Así que creo que intentamos equilibrar ambas cuestiones, lo cual es una de las razones por las que se puede aumentar el dividendo durante 30 años sólidos sin preocuparse por sufrir vaivenes debido a los ciclos geopolíticos, económicos o políticos.

Bueno, no he oído nada sobre esto último. Pero, obviamente, ha habido muchas señales e indicios. Creo que lo que estamos buscando son, en realidad, acciones concretas. Por tanto, el MOU entre el Gobierno de Alberta y el Gobierno de Canadá fue muy alentador. Eso fue hace ya varios meses y el mundo sigue cambiando, ¿verdad? Así que creo que no se trata tanto de las señales y los discursos, sino más bien de las acciones y los resultados, que es lo que creo que buscan nuestros clientes, lo que buscan nuestros inversores y lo que buscamos nosotros. Así que sí, las señales son muy positivas y también lo son los comentarios del Primer Ministro sobre el crecimiento del petróleo y el gas natural.

En cuanto al respaldo, es un punto interesante. Supongo que se podría decir que existen mecanismos como las garantías de préstamos para ciertos grupos de interés. No veo que eso ocurra para los actores del sector privado. Pero en algunos de estos proyectos que son realmente grandes, se va a necesitar algún tipo de compromiso de política estable y quizás un respaldo hasta que se construyan, por así decirlo. Pero también hacemos eso en el noreste. Nuestros clientes de servicios públicos del noreste, en el noreste de Estados Unidos, dados algunos de los altibajos que hemos visto allí en materia de políticas, no vamos a asumir el riesgo financiero del desarrollo de los proyectos.

Estamos bastante contentos de asumir el riesgo de construirlos una vez que recibimos la aprobación. Pero no vamos a asumir el riesgo de que se detengan antes de que entren en servicio o, francamente, incluso antes de la FID, porque en algunos de estos proyectos se gastan cientos de millones de dólares antes de obtener siquiera la aprobación regulatoria.

Sí, es exactamente así. En muchos proyectos, y cuanto mayor es el proyecto que se pretende desarrollar, hablamos de muchos años, ¿verdad?, en los que pueden producirse cambios en las políticas y en la política. No creo que los inversores o las empresas de infraestructuras deban asumir todo ese riesgo de desarrollo en jurisdicciones que históricamente han planteado desafíos.

Como mencionaba, si observamos el noreste de Estados Unidos, hemos tenido proyectos en los que habríamos invertido varios cientos de millones de dólares y, con un simple trazo de pluma, el proyecto no sigue adelante. Lo vieron con Northern Gateway. Invertimos $600 million, entre capital de los accionistas y de los clientes, y nos quitaron el suelo bajo los pies. Por tanto, ese no es el tipo de riesgo que queremos asumir en este momento. No es necesario, teniendo todas las demás oportunidades.

Su siguiente pregunta es de Jeremy Tonet, de JPMorgan.

Sí. Creo que nos sentimos bastante cómodos identificando las oportunidades asociadas a la energía en GTM y GDS. Creo que, al analizar GTM, a veces se le pasa por alto. Pero ya sea la Line 31 en Louisiana, el proyecto construido por AGT, SESH o el proyecto de TVA, todas ellas son vías de gran envergadura para participar en el sector energético.

En cuanto a GDS, como habéis visto esta mañana, estamos hablando de un potencial de infraestructura de gas de 5 Bcf para el crecimiento de la demanda de energía. Y eso se suma a proyectos como la infraestructura de energía de más de 1 gigawatt que implementamos para Duke. Ya nos habéis visto hacer cosas similares en Ohio o en el centro de datos Novva en Utah. Así que creo que hay formas de operar allí.

Y luego, lo que es importante, por supuesto, el lado de las renovables. Y volveré a esto: no creo que la mayoría de nuestros clientes estén tan centrados en el color del electrón hoy en día. Creo que se centran en el electrón, y en los aproximadamente 3 gigawatts que hemos contratado en los últimos dos años. Llevamos mucho tiempo reflexionando sobre esto.

En 2022, adquirimos Tri Global, que cuenta con una excelente trayectoria en grandes proyectos renovables que ya estamos poniendo en servicio. Y no se puede pedir mejores clientes que Meta, Amazon y Google, con todos los cuales estamos operando. Por tanto, no prevemos entrar en el negocio de las IPP de gas.

Es decir, quizá haya algunas oportunidades a medida aquí y allá, pero nos gustan los contratos a largo plazo que logramos en renovables, contratos de 15 o 20 años, que difieren de los contratos que se ven habitualmente en el mundo de las IPP, que suelen ser de una década aproximadamente. Por tanto, el perfil de riesgo se ajusta mejor a nuestra estrategia actual. Y Allen está aquí, es posible que quiera añadir algo al respecto.

Claro. Habla Matthew. Creo que el almacenamiento, no solo en B.C., sino en toda nuestra presencia geográfica, es un tema principal. Y el crecimiento de la demanda continúa, obviamente, por el GNL y también por el lado de la energía.

En cuanto al almacenamiento, actualmente hay una expansión significativa en curso en B.C., en Aitken, de 40 Bcf. El mercado allí es muy atractivo. Y en Canadá, gran parte de ello se basará en los factores que han impulsado el almacenamiento en B.C., que es el apetito por el GNL que ha dinamizado el mercado local. Y, por supuesto, buscamos un sólido apoyo de las partes interesadas y del gobierno para aumentar las exportaciones de GNL desde Canadá. Se ha hablado de la expansión de LNG Canada, tal vez una segunda fase, y de otros proyectos.

Así pues, vemos un fuerte crecimiento orgánico en las tarifas que estamos obteniendo y, por supuesto, simplemente por la expansión. Al combinar ambos factores, estamos expandiendo nuestra capacidad de almacenamiento entre un 20% y un 30%. Y cuando sumamos eso al aumento constante de las tarifas de almacenamiento derivado de estas tendencias fundamentales por las que pregunta, prevemos un gran crecimiento orgánico en nuestro negocio de almacenamiento durante los próximos años.

Otra cosa, Eli y Matthew, en la que creo que estaréis de acuerdo, es que estamos viendo una contratación muy interesante; a ver, los contratos de almacenamiento suelen estar en el rango de 2 a 5 años, pero estamos viendo que gran parte de nuestro almacenamiento también se está contratando a largo plazo, en algunos casos, hasta una década. Por tanto, se ajusta al perfil de riesgo y, en cierto modo, al perfil de rentabilidad.

Y como bien señalas, creo que Aitken Creek suele pasarse por alto. Me refiero a que es la única apuesta importante de almacenamiento de gas que tienes en la Columbia Británica en un momento en el que, como habéis visto en la Costa del Golfo, con la llegada de los proyectos de LNG, representa una oportunidad muy emocionante para nosotros. Así que agradezco la pregunta.

Su próxima pregunta es de Robert Catellier, de CIBC.

Sí, Rob, gracias por tu pregunta. Creo que lo que estamos esperando son dos hitos importantes que llevan tiempo en el horizonte y que se aproximan. El plazo de abril, en el que creo que el Gobierno de Alberta y el de Canadá están intentando llegar a una solución sobre la rigurosidad del cargo por carbono industrial, etcétera, en esos asuntos. Eso va a ser sumamente importante para que nuestros clientes y productores puedan evaluar si Canadá es lo suficientemente competitivo para seguir viendo el tipo de crecimiento que hemos estado experimentando. Ese es el punto clave.

Seguimos asesorándoles, junto con otros actores del sector como SOBO, TMX, etcétera, sobre las oportunidades de oleoductos hacia la Costa Oeste. Pero, de nuevo, esto es meramente desde una perspectiva de asesoramiento. Por tanto, creo que aún quedan bastantes cuestiones por venir. No obstante, me fijaría en abril para ver si realmente surge una solución competitiva al problema del carbono para los productores canadienses.

Robert, perdón, solo quería añadir algo. Creo que hay muchos titulares en los medios que sitúan al oleoducto de la Costa Oeste como una de las 'P' y a las vías de transporte como una segunda 'P'. Pero lo que se está cubriendo muy poco es la tercera 'P', que creo que es lo que Greg mencionaba: aumentar la producción para abastecer un oleoducto en la Costa Oeste. Y creo que esas son las señales clave en la ecuación que todos deberíamos estar vigilando.

Y de nuevo, Rob, lo positivo es que, mientras tanto y mientras esperamos, creo que tenemos excelentes soluciones para nuestros clientes en MLO1 y 2. Y si logran acertar con esto, obviamente con la 3, y sabemos que más adelante podrían surgir oleoductos adicionales en otras direcciones.

Pero, repito, creo que la opción de salida de seguros que ofrecemos es importante para nuestros clientes hasta que el panorama esté un poco más despejado, por así decirlo, respecto a esa 'P' de producción que mencionó Colin.

Claro. Rob, habla Matthew. No hay grandes novedades al respecto. Seguimos según lo previsto para entrar en servicio a finales de 2027.

Hemos avanzado bien en la construcción recientemente. El proyecto está aproximadamente al 60% de su ejecución. 12 de los 14 módulos ya se encuentran en el emplazamiento. Así que solo nos quedan un par, y en diciembre instalaremos un nuevo flotel.

Por tanto, todo sigue según lo previsto y no hay novedades sobre costes o la entrada en servicio.

Su siguiente pregunta es de Manav Gupta, de UBS.

Claro, Manav. Y es una buena observación, ¿verdad? Se habla mucho de crudo pesado y poco de ligero. Así que MLO2 es una solución para eso. Se encarga del ligero, como usted ha mencionado, a través de la ruta, y del pesado en la línea principal. Y tiene toda la razón. Ese es el camino: moveríamos los ligeros por la línea principal y luego invertiríamos un oleoducto transfronterizo que actualmente fluye de sur a norte para que fluya de norte a sur y conectarlo con el Dakota Access Pipeline, que tiene capacidad disponible, de modo que este crudo canadiense no desplazaría la capacidad de los productores de Bakken. Por tanto, encaja perfectamente en ese activo infrautilizado que es el DAPL, del cual poseemos una parte, y luego mueve ese crudo ligero hacia Patoka y de vuelta hacia Chicago para abastecer a esos mercados de refinado de PADD II y, probablemente, a más mercados de los que abastece hoy. Así que hay varios beneficios mutuos implícitos aquí, Manav.

Soy Matthew. Creo que ha dado en el clavo. Si observa la volatilidad que han tenido algunos de los precios de la electricidad en ciertas regiones de prácticamente todo el país, eso va a seguir empeorando a menos que tengamos más almacenamiento, obviamente, y capacidad de gasoductos. Esas son algunas de las grandes oportunidades. Creo que el almacenamiento en sí dependerá de la geología. Y somos muy optimistas al respecto, razón por la cual nos estamos expandiendo. Vamos a alcanzar los 120 Bcf de almacenamiento tanto en la Costa del Golfo como en B.C. en los próximos 2 años. Esas son posiciones excelentes y, como mencioné, con potencial de mayor expansión. Estamos viendo tarifas de almacenamiento que respaldan unos resultados y rentabilidades sólidos. Creo que la duración de los contratos también se está extendiendo, lo cual es positivo. Además, la base de clientes se está diversificando aún más. Por lo tanto, esto encaja cada vez mejor con nuestro modelo de negocio en Enbridge: contratos más largos, rentabilidades sólidas de doble dígito y una exposición baja o nula a las materias primas. Tenemos una buena posición actual y esperamos realizar más expansiones en ese sentido.

Creo que Michele podría añadir algo. A veces se olvida que también tenemos una buena posición de almacenamiento no regulado en nuestro negocio de Distribución de Gas en la región de los Grandes Lagos. Y, obviamente, es un área donde se observa tanto el crecimiento industrial como el de los centros de datos.

Sí, es correcto. Es decir, tenemos unos 300 Bcf de almacenamiento solo en la región de los Grandes Lagos, en Ontario, y tenemos otros 50 aproximadamente. Creo que de esos 290, tenemos unos 110 no regulados en Dawn y 180 regulados. Luego tenemos otros 60 Bcf en Ontario. Y, por supuesto, tenemos Wexpro, que es un activo importante en Utah; todo ello está ayudando mucho en cuanto a la asequibilidad, en relación con lo que decía Matthew sobre la volatilidad. Es decir, Dawn registró precios muy estables en las últimas semanas, mientras veíamos cómo las cosas se encarecían en otros lugares.

Pero en términos de capacidad de expansión, estamos analizando todos los sistemas de GDS para buscar más almacenamiento. Creemos que es increíblemente importante para nuestros clientes. Y en la parte no regulada, seguimos avanzando poco a poco. Añadimos 1 Bcf el año pasado. Vamos a añadir 4 Bcf a Dawn este año. Tenemos varios proyectos en fase de desarrollo. Vemos mucho potencial para seguir sumando a eso, bajo la misma dinámica que Matthew comentó sobre los contratos a largo plazo y los buenos contratos; exactamente lo que nos gusta.

La siguiente pregunta es de Ben Pham, de BMO.

Ben, si su pregunta es si adquiriríamos activos adicionales, quiero decir, supongo que podríamos considerarlo, pero no es algo que estemos buscando en este momento. Tenemos una buena cartera de pedidos pendientes, como dijo Allen.

Y después de 2028, veremos en qué situación nos encontramos respecto a si los precios de la energía suben y/o si hay cambios en la política y demás, pero el escenario actual es favorable para los próximos años y para el resto de la década.

Pero, específicamente en cuanto a la transmisión eléctrica, no veo que vayamos a volver a ese sector; solo estuvimos allí un breve periodo y la venta salió bien. Sin embargo, la transmisión eléctrica tiene un perfil de riesgo muy distinto y, actualmente, no buscaría oportunidades en ese ámbito para Enbridge.

Con esto damos por terminada la sesión de preguntas y respuestas. Cedo la palabra a Marlon Samuel para sus comentarios finales.

Excelente. Gracias, agradecemos su continuo interés en Enbridge. Como siempre, nuestro equipo de Relaciones con Inversores estará disponible tras la llamada para cualquier pregunta adicional que puedan tener. Una vez más, gracias y que tengan un buen día.

Con esto concluye la conferencia telefónica de hoy. Gracias por su participación. Ya pueden desconectarse.