Su primera pregunta proviene de la línea de Robert Hope con Scotiabank.

Sí. Permítame pasarle esto a Colin, pero quizás primero reconozcamos la posibilidad real de que realmente estemos ante —creo que es un cambio generacional, en sentido positivo, para la WCSB, la producción de petróleo y gas y la mejora de las infraestructuras. Y después de un par de décadas en las que, francamente, los productores han tenido las manos atadas por los gobiernos, los cambios propuestos por el gobierno de Canadá y de Alberta para liberar el crecimiento de la producción son realmente drásticos.

Dicho esto, hasta que los productores vean todos esos cambios propuestos y los implementen. Así que realmente están secuenciando o resecuenciando utilizando lo que consideran que serán las necesidades de su pipeline. Por lo tanto, se trata realmente de que nosotros personalicemos las soluciones para ellos. Pero Colin, quizás te pase la palabra para que profundices más en MLO2.

Sí. Sí, encantado. Y sí, estamos muy entusiasmados con el próximo entorno normativo. Hemos abogado por ello durante años en nombre de la industria y de los canadienses y, francamente, de todos los norteamericanos. Y debería ser un gran viento de cola para el sistema super vigente. Ya lo hemos construido e integrado, algo con lo que usted está familiarizado.

Sin embargo, los productores y los gobiernos todavía se encuentran en una fase de MOU no vinculante, lo cual es aceptable. No obstante, es probable que transcurran algunos trimestres para concretar las negociaciones, convertirlo y tramitar su implementación legal. Por lo tanto, no prevemos que los productores comiencen a alcanzar un FID significativo para el crecimiento de la producción todavía. Y el punto complementario es que tampoco esperamos que los productores realicen compromisos vinculantes y sujetos a FID para nuevos gasoductos hasta que eso ocurra.

Ahora hay un orden de operaciones, ¿verdad? Política de producción, canales de producción. Hemos hablado de ello durante muchos trimestres y, al parecer, se respetará ese orden de operaciones.

Nuestra respuesta competitiva a eso, Rob, para responder específicamente a tu punto sobre MLO2, es que estamos desagregando y resecuenciando segmentos de nuestra ruta MLO2, y ahora nos centraremos primero en los segmentos de acceso al mercado de Chicago South. Esto desplazará eficazmente los barriles de salida existentes más al sur, hacia centros de refinado de PADD II y PADD III más bajos y múltiples opciones de exportación de la Costa del Golfo de EE. UU. Ampliaremos las secciones de downstream. Esto seguirá requiriendo un capital significativo, pero el alcance es más sencillo y nos proporcionará mejores resultados económicos inicialmente.

Ahora, la sección de downstream que precede a la sección de upstream, si se quiere, simplemente creará un pequeño desequilibrio en el sistema, pero prevemos que esto será temporal hasta que la parte de la línea principal se optimice o amplíe más adelante. No obstante, creemos que esto será manejable para todos.

Y, por lo tanto, tenemos muchas opciones. Contamos con numerosos diseños, alcances y cifras de optimización de Mainline, como hemos comentado. Y si en 2028 hay una falta de margen derivada de este ligero retraso, lo solucionaremos con MLO2 o con otro diseño y alcance de MLO para la industria.

Sí, creo que en realidad, Rob, es un ajuste más personalizado para los productores porque, y yo diría que también para los inversores en muchos aspectos. Y creo que lo veréis en los próximos trimestres.

Y como dice Colin, generemos algunos con esa resecuenciación o pivotando parte de esa rigidez en la línea principal, y así estaremos listos para resolver ese problema de cuello de botella para nuestros clientes a medida que este también cobre relevancia.

Sí, claro. Es decir, esto es... agradezco la pregunta. Quiero decir, una marea creciente debería elevar todos los barcos, y ya tenemos unos $130 mil millones de enterprise value preconfigurados para esto. Por lo tanto, sí tenemos cierta capacidad latente en la zona regional, como usted señaló, aunque habrá algunos cuellos de botella en ciertas partes de esa red.

Consideremos que tenemos 7 líneas troncales que alimentan Fort McMurray hasta Edmonton y Hardisty. Como recordatorio, contamos con socios indígenas para el 11% de las mismas.

Pero —por lo tanto, habrá algunas oportunidades de inversión inmediatas. Estamos en conversaciones activas con varios productores sobre esa base. Y prevemos obtener algunas FID sobre capital incremental a corto plazo, pero también existe cierta apalancamiento operativo en el sistema, Rob, en respuesta a tu pregunta y comentario.

Sí. Es un punto muy bueno, Rob, y no olviden, obviamente, Norlite, Southern Lights, las instalaciones de diluyentes allá arriba también, eso... veremos cómo evoluciona todo esto, pero va a ser una oportunidad para nosotros interconectada con eso.

Su siguiente pregunta es de Spiro Dounis, de Citi.

Sí. Creo que depende de en qué posición nos encontremos. Obviamente, en el negocio de Liquids, obtenemos los mejores rendimientos sobre nuestro capital, dada la magnitud de la huella, por así decirlo, y la capacidad, como acaba de mencionar Colin, de utilizar cierta apalancamiento operativo allí. Y también en el lado de las gas pipelines. Y hay una diferencia entre Canadá y United States.

Pero miren, en toda la base, estamos intentando elevarla si podemos añadir 100 puntos básicos en el retorno sobre el capital empleado. Y ese es el objetivo, y estamos progresando bien en ello. Eso es increíblemente valioso. Y, por lo tanto, no se trata solo de los ingresos, sino también de los múltiplos de valoración.

Obviamente, eso influye en ello, dado nuestro tamaño, nuestra capacidad para comprar tuberías, nuestra capacidad para comprar compresores e incluso nuestra capacidad en el lado de la distribución para comprar medidores dado el volumen. Por lo tanto, no es una sola cosa; es en todos esos frentes. Y creo que la naturaleza de la mayoría de los proyectos que nos veis construir son brownfield, lo cual también ayudó. Así que sí, 100 puntos básicos sobre el enterprise value obviamente crean una oportunidad real.

Miren, eso es más difícil de lograr con los elementos puramente regulados, como la empresa de distribución, pero asegurándonos de que realmente obtenemos nuestra tasa de rendimiento regulada en cada una de esas áreas. Y sé que Michele y su equipo han hecho un buen trabajo elevando eso para garantizar que lo reciban íntegramente. Puede que en la mente de los inversores sea, bueno, por supuesto que van a hacer eso, pero en realidad eso no ocurre de forma automática. Por lo tanto, todas esas piezas y dado el tamaño de la base, ese movimiento de 100 puntos básicos es extremadamente valioso para nosotros.

Matthew está aquí. Así que se lo cedo a Matthew.

Sí. Gracias por la pregunta. Este es realmente un gran ejemplo de cómo estamos viendo, como mencionó Greg, la demanda de gas en toda nuestra huella en Gas Transmission ahora mismo para todo tipo de requisitos. Quiero decir, parte de eso es obviamente energía y centros de datos, y otra parte es simplemente ponerse al día en cuanto a el retraso y la construcción de infraestructura.

Y creo que Beacon y New England son probablemente el mejor ejemplo de ello, donde todo el mundo sabe que hemos necesitado más capacidad de gasoductos hacia allí durante bastante tiempo. Actualmente estamos trabajando en la mejora de Algonquin allí, que es un proyecto de 70.000 dólares al día basado en el interés que recibimos para Beacon, lo cual sería otra fase, como usted mencionó. De hecho, esperaríamos que eso fuera varias veces el tamaño de lo que estamos trabajando actualmente en una fase.

Usted habló de diferentes fases. Y hay un reconocimiento real que hemos encontrado en la respuesta a la apertura de la convocatoria sobre la necesidad de esa capacidad para la asequibilidad y la fiabilidad con el fin de reducir las emisiones por la quema de petróleo, así como la energía y los costes energéticos en general. Disponemos de estudios que sugieren que, dependiendo de la magnitud de este proyecto, podría ahorrar a los clientes de las empresas de servicios públicos más de $1 billion al año en New England. Por lo tanto, es muy, muy convincente. Y estamos muy satisfechos de que nuestros clientes y todas las partes interesadas allí reconozcan su importancia. Así que es algo que definitivamente vamos a perseguir comercialmente aquí, ya que la necesidad es muy fuerte.

Por supuesto, hay muchos obstáculos que superar. Y como todos sabéis, la obtención de permisos es el factor número uno allí. Por tanto, mantendremos obviamente nuestra disciplina mientras avanzamos en esto y nos aseguraremos de que el riesgo de permisos sea muy manejable. Pero vemos esto como un proyecto muy prometedor, uno de los muchos que habrá en todos nuestros sistemas de aquí en adelante.

Y Spiro, creo que el otro... creo que Matthew lo ha explicado bien, pero su último punto es —y esto también responde a tu primera pregunta— que poseemos una excelente capacidad regulatoria en la forma en que gestionamos estos procesos, asegurándonos de no asumir riesgos desmedidos y superando rápidamente las audiencias y los trámites regulatorios.

Eso también contribuye a mejorar nuestros rendimientos, ¿verdad? Cuanto antes podamos pasar de los contratos y la regulación a poner ese efectivo en marcha, más crítico es. Y estamos viendo eso en todos nuestros negocios. Pero este proyecto será muy importante para nosotros.

Su próxima pregunta proviene de la línea de Manav Gupta con UBS.

Claro. Ve con Matthew. Sí, tienes razón. Bueno, antes que nada, gracias por el cumplido. Creo que los equipos de Gas Transmission han dado un paso importante sucesivamente a través de WhiteWater, que es de lo que creo que estás hablando.

Pero estoy seguro, Matthew, de que quieres abordar la estrategia de LNG y almacenamiento allí, porque todo eso está muy vinculado a la Permian.

Sí. Muchas gracias por la pregunta. Es algo que hemos analizado estratégicamente y en lo que hemos avanzado de forma muy intencionada en los últimos años. Obviamente, nuestra posición en los activos de WhiteWater y ahora la sanción de esta segunda fase en Bay Runner, lo cual es fantástico. Hay mucho más por hacer en esos activos en términos de expansión. Y no se trata solo de las tuberías principales, sino que también existe potencial de expansión de almacenamiento, por ejemplo, en esa zona.

Y también aguas abajo, y esa es probablemente la próxima gran oportunidad, es cuando ese gas llega más o menos a Corpus o principalmente al mercado de Houston. ¿A dónde va a partir de ahí? Y tenemos la capacidad de mover ese gas con nuestra infraestructura de Texas Eastern en y a través del área de la Gulf Coast, y ese gas va a querer seguir moviéndose más hacia el este para diversos propósitos, industriales y, como mencionó Greg, LNG. Por lo tanto, estamos persiguiendo un montón de cosas en ese frente.

Y finalmente, en cuanto al almacenamiento. Hemos hablado de nuestra expansión de almacenamiento. Y el trimestre pasado, anunciamos la expansión de Tres Palacios, que recibe gran parte de ese gas. Contamos con casi 50 Bcf al día de expansión en nuestras propias instalaciones de almacenamiento de Gulf Coast de propiedad total. Por lo tanto, hay muchas oportunidades allí, y reconocemos y agradecemos que haya mencionado ese punto.

Manav, la otra... sí, es una gran pregunta. No les sorprenderá que esta sea una estrategia de replicación que Matthew y, antes que él, Cynthia y Allen —quien dirige el negocio de Power ahora— han construido durante mucho tiempo. Pero es una replicación de la estrategia de Colin y su equipo, tal como desarrollamos desde el agua en Ingleside y luego volvimos al lado del petróleo para Gray Oak y esas tuberías, y seguimos analizando esas oportunidades.

Así que esto ha funcionado bien. Así es como se construye un super sistema. Así es como se ve un buen super sistema. Y vamos a seguir haciéndolo tanto en el sector de petróleo como en el de gas. Por tanto, creo que los próximos trimestres tendrán elementos emocionantes en ambos frentes.

Sí. Creo que absolutamente. Y creo que desde el Enbridge Day, hace apenas 14 o 15 meses, hemos alcanzado el FID de 3.500 millones, 3.400 millones de dólares en renovables. Pero sé, Allen, que también tienes muchos otros planes.

Sí. Manav, gracias por la pregunta. Gran parte del mérito también es de Matthew, quien realmente impulsó este negocio. En este momento, como pueden ver en la diapositiva, tenemos más de 1,5 gigas en construcción. Y gran parte de eso es con Meta, como mencionaste, también con AT&T, Toyota y otros. Así que son clientes de primer nivel que realmente estamos captando. Y creo que eso se puede atribuir a la marca Enbridge, a nuestro tamaño y escala, al fin y al cabo.

Además, en cuanto al safe harbor, hemos obtenido aproximadamente otros, llamémoslo, 1.5 gigs de oportunidad allí, lo que nos da mucho tiempo mientras creo que se soluciona este tema del crédito fiscal. Creo firmemente que —y he hablado con muchos otros en la industria que tienen la misma opinión— que incluso una vez que se superen las oportunidades de safe harbor —las oportunidades fiscales de safe harbor— existen formas de hacer que estos proyectos sean rentables sin los créditos fiscales incluso en un entorno de aranceles porque, francamente, son necesarios.

Para satisfacer la demanda de electricidad que existe, va a ser necesario contar con renovables para complementar lo que probablemente será principalmente gas natural, que es lo que acabará cubriendo gran parte de esa demanda, pero las renovables también van a desempeñar un papel fundamental. Y es por eso que estamos tan entusiasmados con este negocio y por qué forma parte de la cartera.

Sí. Y también hace referencia a esa estrategia de "todo lo anterior". Por lo tanto, agradezco sus comentarios sobre las renovables. Pero no olvidemos que esta empresa, Enbridge, desde, repito, el Investor Day, está construyendo o ha sancionado 10.5 gigavatios de infraestructura energética.

Y a lo que me refiero con eso es que tienen la parte de renovables de la que acabamos de hablar. Pero no olvidemos que en Utility estamos construyendo la línea T15, que soporta unos 2,5 gigavatios de potencia en North Carolina. El proyecto SESH que anunciamos, AGT first round, Tennessee Ridgeline, que llegará a finales de año. La línea 31 en Louisiana. Vector, del cual poseemos el 60%. Esos proyectos, en total, suman 10,5 gigavatios, apoyando principalmente el suministro eléctrico.

Así que es todo eso a la vez. A la gente le interesa menos el color de sus electrones o de sus moléculas. Lo necesitan desde una perspectiva de asequibilidad y desde una perspectiva de crecimiento industrial. Y creo que estamos cumpliendo con eso y habrá más por venir.

Su próxima pregunta nos la hace Maurice Choy, de RBC Capital Markets.

No creo que sea ninguna de las dos cosas, pero lo veo como —como dije, quiero decir, lo veo como la geopolítica de la volatilidad y la psicología de la sanción de proyectos, ¿verdad? Solo piensen en los últimos 6 meses: hemos visto el WTI pasar de $63 a $113, volver a $69 y luego a $92. Y en los últimos 30 días, ha pasado de estar por debajo de $70 a estar por encima de $90, para volver a bajar de $80, y ahora, creo que lo he consultado esta mañana, pero está algo por encima de $80.

Así que el Estrecho de Ormuz ha pasado de estar abierto a cerrado, y ahora quizás esté abierto en un 20% o en un 80%. Y luego se ha visto cómo los gobiernos han tomado medidas bastante drásticas en cuanto a su postura política, etcétera, y a eso hay que añadirle el factor de Venezuela. Por lo tanto, creo que se puede apreciar que existe un contexto bastante complejo para que los productores, refinerías, exportadores y oleoductos se comprometan plenamente con proyectos a gran escala.

Pero no nos equivoquemos, eso se debe a que las necesidades son más apretadas. Miren las refinerías. Las refinerías en North America están funcionando en los altos 90. Todo esto indica que necesitan más capacidad. Van a necesitar más capacidad de oleoductos y luego, por supuesto, exportaciones desde North America.

Hasta que superemos esa fase de volatilidad, la gente se va a centrar en pedirme soluciones personalizadas que pueda utilizar, y yo iré gestionando las soluciones a mayor escala a medida que avancemos. Así que, Colin, quizás quieras añadir algo a eso.

Sí. Creo que... ¿qué ha cambiado? Creo que simplemente el ritmo de implementación de las políticas ha tardado un poco más. Todo es positivo. Y como hemos dicho, hemos estado abogando por ello, pero simplemente toma un poco de tiempo detallarlo para ponerlo en un documento y los productores se están comportando con disciplina, lo cual respeto. Creo que lo lograrán. Simplemente nos hemos precipitado un poco aquí, pero hemos iniciado esas conversaciones y hay mucho apoyo para el Mainline egress.

Creo que van a ver más oportunidades vinculadas a esto y también deben pensar en la Gulf Coast. Y lo gran es esto: ¿cuáles son los dos mejores lugares para estar en Norteamérica cuando se tiene este entorno? Son la Permian y la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá, ¿y dónde está el negocio de petróleo de Enbridge? Justo ahí, atendiendo PADD II y PADD III y el 75% de la capacidad de refinado en Norteamérica.

Así que sí, esto... no creo que sea tanto un cambio. Es simplemente, como dice Colin, el disparo de salida para la carrera y llegar a la meta.

Sí. Así que creo que nos sentimos bastante cómodos con nuestros niveles de apalancamiento, como usted señaló, un 5,1x para el trimestre, al cierre del trimestre. Pero si se ajusta por FX dentro de ese rango de 4,5x a 5x, y tiene razón en que en realidad tendremos un número bastante decente de proyectos entrando en servicio hacia finales de este año y luego una gran parte de ellos, digamos, en la segunda mitad del próximo año. Por lo tanto, creo que nos mantendremos cerca del límite superior de ese rango durante ese periodo de tiempo, pero estamos cómodos con que, con las palancas que tenemos, ya sea solo por el flujo de caja que estamos generando, ya sea por —tenemos cierta capacidad híbrida, posibles ventas de activos, monetización, cosas por el estilo—, deberíamos ser capaces de gestionarlo bien dentro de ese rango.

Así que estamos entusiasmados por seguir ampliando esta cartera. Lo otro que diría —mencionando esa cartera de la que hemos hablado mucho— es que está justo en nuestro camino desde una perspectiva de riesgo-recompensa y en el núcleo de nuestro negocio, lo cual es fantástico. Por lo tanto, nos sentimos muy cómodos con el apalancamiento que tenemos y con las herramientas que disponemos para gestionarlo a medida que avancemos.

Sí. Quiero decir, supongo que eso se determinará en parte por otras oportunidades que consigamos en ese periodo. Si empezamos a asegurar proyectos de mayor envergadura en los próximos tiempos, es probable que no haya mucho capital en '26, pero podría haber algo de capital en la última parte de '27.

Así que no estoy seguro de que estaremos en la parte inferior, pero debería bajar naturalmente a medida que lleguen los flujos de caja. Sin embargo, eso dependerá un poco de la cantidad de capital que veamos. Y la verdad es que estamos viendo muchas oportunidades. Veremos cómo evolucionan esas en el próximo tiempo, pero nos sentimos muy cómodos con nuestra capacidad para mantener eso a medida que avancemos.

Su próxima pregunta proviene de la línea de Jeremy Tonet con JPMorgan.

Sí. Bueno, es una buena pregunta. Y quizás esa diapositiva, creo que es una buena diapositiva para que los inversores la miren, la diapositiva #4, en la que, como dice, hemos sancionado 9 mil millones hasta la fecha, lo cual es un gran comienzo para nuestro objetivo de hasta 20 mil millones para 2027.

Pero si pudiera observar el otro gráfico, esperaría que empezara a ver más en el lado de Gas Transmission y, obviamente, en el de Liquids, un buen salto en renovables y Gas Distribution; quizás estos vayan un poco más adelantados, pero algunos de los proyectos en el lado del gas tardan un poco más.

Y sí, como mencionó Matthew, Beacon va a dar servicio a los clientes de allí, pero es importante para los productores de energía de esa zona. Puede que lo haya mencionado, pero creo que les hemos dicho a las personas, incluso el Gobernador de Massachusetts ha sugerido que los productores independientes de energía se inscriban en proyectos como los de Enbridge.

Y luego, en el sureste, verán oportunidades por allí. Como saben, gran parte del crecimiento en esa zona está vinculado a la energía, pero también al crecimiento industrial y a los centros de datos. Por lo tanto, abarca todos los sectores.

Y luego... pero esperaría ver que una parte significativa del crecimiento futuro provenga del lado del gas para servir no solo a la generación de energía, no solo al LNG, no solo al almacenamiento, sino también al relocalización industrial (onshoring). Por lo tanto, es una oportunidad para el gas en todos estos ámbitos. No sé, Matthew, ¿quieres añadir algo a esto?

Sí, por supuesto. Gracias, Jeremy. Es un momento muy emocionante para el negocio de Gas Transmission. Y me refiero a que, como sabéis, en Enbridge no anunciamos proyectos hasta que están completamente definidos, pero hay mucha actividad en toda nuestra presencia operativa. Y no es solo energía, y no necesariamente energía para centros de datos. Gran parte se encuentra dentro de las áreas de servicio de las empresas de servicios públicos. Y esos son —algunos de nuestros clientes favoritos son las grandes empresas de servicios públicos reguladas.

Me refiero a que, cuando observas lo que está ocurriendo en toda nuestra zona de influencia, Greg mencionó el sureste, y si te fijas en lo que está pasando en Florida, por ejemplo, tenemos un gran interés en 2 de los 3 gasoductos de allí. Hablamos del noreste, de Texas Eastern y de toda la costa del Golfo. Así que vemos este movimiento en todas las áreas.

Prevemos superar nuestras expectativas en Gas Transmission. Parte de ello podría ser significativo, por supuesto, ya que algunos proyectos, como dijo Greg, dependerán de los plazos de los clientes, pero hay conversaciones muy activas en curso y somos optimistas en que vamos a contribuir con más de nuestra parte proporcional durante los próximos 6 a 12 meses en Gas Transmission. Así que las perspectivas son muy buenas en ese ámbito.

Y Michele, no quiero... a veces creo que olvidamos a la empresa de distribución y cuánto está creciendo su base de activos regulados, atendiendo a todos esos clientes. Pero, ¿quieres hablar de eso, particularmente en los U.S.?

Claro. Es decir, estamos muy contentos con las utilities de EE. UU. y hemos estado muy satisfechos con el crecimiento que estamos viendo en ellas. De hecho, estamos pronosticando un crecimiento de la base de tarifas muy superior al 8% en las utilities, y eso oscila en cualquier punto por encima del 5% en Ohio, donde realmente lo veíamos más como un mercado de estabilidad.

Ahora estamos viendo un gran crecimiento vinculado a los centros de datos y cosas similares, llegando hasta el 19% en North Carolina. Hemos hablado de algunos de los proyectos más importantes, como nuestro Moriah Energy Center, el proyecto T15 para dar servicio a Duke y las conversiones de carbón a gas.

Pero tal como sugirió Greg, estamos viendo una relocalización industrial, crecimiento en la fabricación; el crecimiento residencial se ha mantenido sólido en todos los ámbitos. Y no puedo pasar por alto Utah, donde vemos un crecimiento de la base de tarifas de aproximadamente el 8%, y es allí donde ya nos hemos conectado a varios data centers.

Muy bien; como puedes ver, Jeremy, justo al otro lado y definitivamente el gas es un gran foco, y ya hemos hablado de Liquids y Renewables.

Sí, creo que eso es probablemente justo. Podemos volver a hablar con usted sobre los detalles de eso, Jeremy. Pero sí, simplemente se está intensificando ahora hasta finales de año.

Sí. Como saben, a medida que introducimos el gas, es importante asegurarse de que todo funcione correctamente, que la compresión sea la adecuada. Es simplemente la fase de escalada general. Creo que para finales de año estarán a pleno rendimiento, Matthew.

Como sabemos, hay mucho gas para extraer de la Permian. Y eso —lo previmos— y seguirá siendo así.

Así que sí, yo sostendría que, en el momento en que estas cosas se activen por completo, lo estarán al máximo. Así que, en realidad, de eso es de lo que se tratará. Así que háganos esa pregunta a medida que lleguemos a finales de año, sobre qué tan lleno está, y creo que la respuesta será que está lleno y, por lo tanto, esto es lo otro que tenemos entre manos.

Su siguiente pregunta es de Robert Catellier, de CIBC Capital Markets.

Sí, Robert, muy buen apunte. Y, de hecho, a medida que la cuenca crezca en 1, 2, 3 o 4 millones de barriles al día, que es la ambición, esto supone un cambio de paradigma importante. Por lo tanto, se necesitará diluyente para permitirlo. Has dado en el clavo.

Y la buena noticia es que Enbridge cuenta con una cadena de valor completa para importar condensado en Southern Lights y Norlite, y existe un margen significativo en ambos activos antes del looping, ¿cierto? Por lo tanto, seguiremos comercializando esos activos e incluso consideraremos otras soluciones para incorporarlas en un contexto de orden de bateo. Así que tenemos un plan estratégico completo para ello y somos líderes en ese espacio.

Sí, por supuesto. En primer lugar, tiene razón en que recibimos el informe del personal a principios de julio y estamos muy satisfechos con su postura. Es constructiva. Vamos a iniciar las negociaciones de acuerdo. Hay una audiencia programada para finales de septiembre, pero somos bastante optimistas en cuanto a que podemos llegar a un buen punto de acuerdo. La legislación específica a la que se refiere, cuando la revisamos, creo que es muy representativa de la preocupación de la gente sobre la asequibilidad, y hablaré de ello en un momento.

La legislación en sí, la forma en que se presentó, incumplió algunos plazos especialmente relevantes para poder aprobarse. Por lo tanto, no la vemos como una amenaza específica, pero sí creo que debemos mantenernos muy enfocados en el aspecto de la asequibilidad, ya sea en Ohio o en cualquiera de nuestras jurisdicciones. En Ohio, somos los que tenemos el menor coste de servicio, como hemos comentado muchas veces. Es decir, en comparación con las otras 3 LDCs, somos entre un 40% y un 70% más bajos, especialmente una vez que se incluye el coste de las materias primas, ya que hemos invertido muchísimo para asegurar que tengan acceso a las mismas.

Pero como Enbridge Gas en su conjunto, realmente nos preguntamos —y Greg ya hizo referencia a esto antes— cómo podemos aprovechar nuestra escala, nuestro tamaño y nuestro poder de compra para seguir impulsando la asequibilidad para nuestros clientes. No hay duda de que hemos realizado algunas encuestas en todas nuestras áreas de concesión, tanto en Canadá como en EE. UU. Y los residentes de esas regiones se describen a sí mismos no solo como frustrados, sino como enfadados por el coste de las cosas; más del 80% están enfadados por el coste de las cosas. Por lo tanto, nos corresponde a nosotros, como empresas de servicios públicos que prestan servicio a nuestras comunidades, centrarnos en ello.

Y también es a través de las cosas que hemos comentado, y creo que en la última conferencia de resultados hablamos de nuestra inversión en almacenamiento como ejemplo. El almacenamiento de Ontario este invierno le ahorró a nuestros clientes, por el simple hecho de tener ese almacenamiento, 200 millones de dólares. En Ohio, les ahorró 100 millones de dólares en costes evitados porque no tuvieron que comprar en el pico de la temporada. Por eso estamos extremadamente enfocados en ello. E incluso en las regiones donde estamos creciendo, como North Carolina, creemos firmemente en ese principio de que el crecimiento financia el crecimiento, y lo estamos viendo.

No pretendo ser de ninguna manera, ni en ningún sentido, despectivo con esa legislación, pero no vemos que esa parte en particular esté ganando tracción; sin embargo, las preocupaciones generales sobre la asequibilidad que estamos observando son, sin duda, algo en lo que estamos centrados.

Su siguiente pregunta es de Aaron MacNeil, de TD Cowen.

Sí. Como he dicho, tenemos margen en ambas tuberías sin necesidad de duplicarlas. Por lo tanto, se trata simplemente de compresión o bombeo. Al igual que con el resto de nuestra estrategia, tenemos la intención de implementarlo por partes según sea necesario. Podrán verlo en nuestras notas aclaratorias aquí.

Recientemente hemos pasado Southern Lights de un modelo de coste de servicio a un modelo de contrato con un retorno con tendencia al alza, si me permito tomar un término del pasado, e indexadores, y incorporaremos capacidad según sea necesario.

Del mismo modo, en cuanto a Norlite, trabajaremos con nuestro socio en ello. A menudo, la conversación sobre el diluyente se fusiona con la conversación sobre las reuniones regionales con los transportistas. Con frecuencia, ellos desean adquirir ambas soluciones en conjunto, y podemos ofrecerles esos paquetes combinados si eso resulta útil en las perspectivas de comercialización.

Pero, para ser justos, esto vuelve a los otros problemas de los que hemos hablado. Quiero decir, la producción va a ser el motor cuando eso se ponga en marcha. Por lo tanto, a medida que tengamos mayor claridad sobre la legislación de políticas, su implementación real y, posteriormente, cuando nuestros clientes tomen decisiones sobre inversiones reales en el crecimiento de la producción, eso será lo que impulse el crecimiento. Así que no estamos intentando —no estamos intentando eludir tu pregunta, Aaron—, pero creo que ese es el próximo hito que hay que vigilar.

Sí y sí. Sí, la oferta nacional será insuficiente a medida que se materialice esta ambición, y hay varias partes que se están volcando en esta ambición ahora mismo. Por lo tanto, la oferta nacional de condensate será insuficiente y necesitaremos importar más.

Y nosotros —incluso más allá de eso— creemos que —como aludí anteriormente— se requerirán soluciones de importación adicionales. Por ejemplo, si recuerdan lo de Northern Gateway hace 12 años, contemplamos una línea de importación de diluente complementario. Así que hemos estado pensando en esta ecuación y en este problema durante mucho tiempo. Estamos en ello.

Todavía no. Reservaremos eso para una declaración de FID, pero es significativo. Para ser justos, no es tan grande como MLO2, pero —me refiero al capital— el rendimiento es desproporcionadamente atractivo.

Su siguiente pregunta es de Sam Burwell, de Jefferies.

Por determinar. Quiero decir, honestamente, podría ser cualquiera de esas opciones. Pero creo que planteas una distinción importante, que es, quiero decir, ¿tiene que tener el mismo alcance exacto que MLO2 como solución? No es necesario. Podría ser una versión diferente. Tenemos muchos MLOs diseñados. Podemos gestionar ese desequilibrio en el ínterim.

Pero respecto al otro punto, también podríamos incluir en la próxima negociación de Mainline una expansión de capital. Aquí todo es posible. Y creo que, como mencionó Greg antes, disponemos de varias soluciones. Seguiremos siendo ágiles. Queremos que esto esté orientado al cliente. Y en algún momento habrá una solución. No es una cuestión de si ocurrirá, sino de cuándo.

Es muy probable que la Mainline se amplíe en 136 puntos en algún momento, como -- y es posible que tengamos una etiqueta para ello. Puede que no tengamos una etiqueta para ello. Quizás sea una solución digital. Hay mucho -- hay 7 tuberías en el derecho de vía, de 36 a 48 pulgadas. Existe la posibilidad de cruzar tuberías. Hay todo tipo de soluciones aquí. Así que solo les pido a todos que mantengan cierta paciencia y agilidad, y seguiremos dando servicio a la cuenca.

Sí. Y no olvidemos que estamos añadiendo 180.000 barriles al día con nuestro MLO1 y el proyecto SIC, que creo que es la única salida de la cuenca con FID en una década.

Y no olvidemos tampoco la zona más al sur. Nuestros productores siempre están buscando otras formas de llegar al mercado. Y sí, Mainline y las tuberías orientadas al mercado, pero también tenemos Ingleside. Por lo tanto, si se puede encontrar una manera de que los productores lleguen a diferentes mercados y no sean simplemente tomadores de precios, también estamos analizando esa opción.

Así que creo que todo esto está vinculado a esa volatilidad geopolítica y a la psicología de las sanciones a proyectos, lo cual considero que es una ventaja para los grandes actores mundiales cuando disponen de múltiples opciones diferentes; sé que antes solías hablar de ello como una navaja suiza, pero resulta que en realidad tenemos varias navajas suizas, ya sea en el lado líquido del norte o del sur, en el lado del gas e incluso ahora también en el lado de la distribución. Así que sí, mantente atento, Sam.

¿Puedo ofrecer un punto de vista más? [ininteligible] la oferta presiona bastante en este tipo de amenaza en la salida. Y uno de los momentos de revelación, creo, que el mercado está observando a través de este conflicto iraní y el cuello de botella de Hormuz es el producto... en el lado de la demanda.

Así que las escasez de productos a nivel mundial, las refinerías, que estaban ajustadas al 75% de la capacidad de refinado de EE. UU. Las refinerías están siendo presionadas enormemente para suministrar ese producto, no solo para EE. UU., sino a nivel mundial.

Y nuestra creencia emergente es que el kit de refinado de EE. UU. probablemente se revalorice al alza. Por lo tanto, creo que eso es un aspecto positivo, una aparición en la ecuación de oferta y demanda en la esquina.

Sí, es un buen color. Si quitas 5 millones o 6 millones de barriles diarios de capacidad de refinado a través de Ormuz y luego sumas la situación rusa —esa guerra que la gente pensaba que duraría semanas y que ahora ha durado más que la Primera Guerra Mundial—, es posible que ese suministro no regrese muy rápido e, incluso cuando lo haga, sí, las capacidades de refinado de Norteamérica han tenido la oportunidad de quedar fuera de la contienda, por así decirlo, y cuentan con grandes cuencas, múltiples grandes cuencas, de las cuales tirar. Así que sí, creo que ese contexto macroeconómico también es excelente.

Su siguiente pregunta es de Benjamin Pham, de BMO.

Sí. Creo que es justo. En cuanto a los proyectos recontratados, bueno, una vez más, se está viendo que S&P acaba de actualizar sus previsiones de demanda de gas para Norteamérica hasta 2040, lo que las ha elevado significativamente. Por lo tanto, la infraestructura sigue siendo difícil de construir. Así que, cada vez que procedemos a la recontratación, las tarifas son tan buenas, si no mejores.

Texas Eastern, que es como el abuelo de los oleoductos en EE. UU., siempre tiene una recontratación del 100%. Creo que solo una vez en los últimos 10 años hemos bajado al 99%, y vendimos ese porcentaje adicional en cargas de barcos. Así que, incluso en cuanto a capacidad, lograr que la gente firme de nuevo no es un problema, y cuando podemos hacerlo con mejores rendimientos.

Y como puedes ver en el apartado de almacenamiento, Ben, nuestros ingresos por almacenamiento han subido bastante bien en los últimos 3 o 4 años. Y cualquier cosa que se presente para renovación ahora, estamos viendo tarifas más altas que las que contratamos originalmente.

Ahora, con respecto a su proyección hasta finales de la década, sí, ya veremos. Quiero decir, y repito, esperamos alcanzar el FID a través de '26 y '27 hasta los $20 mil millones. El conjunto de oportunidades es más bien de $50 mil millones. Así que sí, eso es lo que nos da confianza en ese crecimiento del 5% hasta finales de la década.

Así que no creo que nos vaya a faltar oportunidad. La cuestión será cuáles ofrecen los mejores rendimientos para nuestros accionistas y los mejores resultados para nuestros clientes. Y no queda mucho espacio en blanco por llenar, estoy totalmente de acuerdo con eso.

Sí. Quizás solo añadiría, Ben, un par de cosas. Una es que, sí, hablamos mucho en estas llamadas sobre nuevas oportunidades, y eso es positivo. Queremos hablar de todas ellas. Pero definitivamente deberías centrarte en el hecho de que la dirección siempre se enfoca en optimizar los rendimientos de nuestros activos base, ya sea que Michele obtenga los rendimientos que necesitamos en las empresas de servicios públicos, o bien las renovaciones de los diversos casos de tarifas que tenemos. Así que es un objetivo prioritario continuar con ello. Y en un mercado donde nuestros activos son requeridos y necesarios, creo que estamos en una buena posición cuando eso sucede.

En cuanto a la cuestión del "white space", creo que es justo decir que —recordad, a medida que añadimos EBITDA al negocio, nuestra capacidad también aumenta—. Habéis visto cómo hemos pasado de, creo, hace unos 3 o 4 años, de unos 7.000 o 8.000 millones de dólares de capital en un año, a que ahora estemos en los 10.000 a 11.000 millones. Si incorporamos los proyectos adecuados con los rendimientos correctos, cumpliendo el presupuesto y los plazos, esa cifra seguirá aumentando, lo que continuará incrementando casi ese "white space" que tenemos y que pretendemos completar en la parte final de la década.

Así que los años '26 y '27 están bastante comprometidos desde una perspectiva de capital. Y para ser francos, los importes que nosotros... los proyectos en los que vamos a tomar la decisión de inversión final (FID) durante el próximo periodo, probablemente requieran gasto en parte en '27, pero luego en '28 y '29. El objetivo aquí es seguir aportando claridad a ese crecimiento y extenderlo aún más. Por tanto, nos sentimos muy optimistas respecto al crecimiento y a los activos base.

Sí. Gracias, Ben. Soy Matthew. Así que ese es otro aspecto positivo. No lo habíamos mencionado, así que agradezco que lo hayas planteado. Y como bien has reconocido, acabamos de comenzar la construcción y de poner la primera piedra del proyecto Sunrise Expansion de 4.000 millones de dólares, que es un proyecto excelente.

Lo que estamos viendo en general a nivel macro, más allá de eso y en torno a ello, es simplemente un renovado apoyo en un nivel que no habíamos visto en mucho tiempo para el gas natural en todo Canadá y, por supuesto, en British Columbia, y también un impulso para exportar más gas desde la costa de British Columbia, para lo cual estamos muy bien posicionados, ya sea mediante ampliaciones en, como mencionaste, T-North y T-South o —como probablemente sepas— tenemos un gasoducto de LNG totalmente autorizado en British Columbia.

Así que, con la estructura comercial adecuada y los rendimientos correctos, estamos viendo un tremendo —renovado— interés comercial en ello. Y como dije, el apoyo de las partes interesadas para ello. También existe una mayor posibilidad de proyectos tan atractivos en el oeste de Canadá. Así que, sí, estamos viendo definitivamente un repunte en el conjunto de oportunidades allí.

Ben, solo para añadir, no olvides que también estamos incorporando una gran expansión en nuestro almacenamiento de Aitken Creek, la única instalación de almacenamiento que existe en British Columbia. Y a medida que se contrate eso, vemos también un potencial de crecimiento muy positivo allí. Así que creo que, más allá de lo que dijo Matthew, creo que en realidad estamos en 8 mil millones de dólares en proyectos.

Y si miran hacia la costa oeste, solo hay un oleoducto que recorre todo el trayecto de norte a sur, y somos nosotros.

Y, por último, pero no menos importante, particularmente en el entorno actual en Canadá. Hemos estado pensando en esto durante mucho tiempo y estamos actuando con antelación en British Columbia; tenemos unas 38 naciones que poseen una parte de ese oleoducto de la costa oeste, y esa capacidad de involucrar proyectos indígenas y del sector privado es un componente realmente crítico en British Columbia, y ya lo tenemos establecido. Así que sí, BC es excelente, me gustaría obtener mejores rendimientos allí, pero eso queda en manos de nuestro equipo regulatorio para que lo resuelvan.

Con esto concluye la sesión de preguntas y respuestas. Devuelvo la palabra a Marlon Samuel para sus comentarios finales.

Perfecto. Gracias, y 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 llamada de hoy. Gracias por su asistencia. Ya pueden desconectarse.