CAPITULO V

EL SECTOR ELECTRICO

David Reinstein y Juan Miguel Cayo

1. Introducción

1. Las políticas energéticas tienen un importante rol en la agenda del Gobierno de la República Dominicana. A pesar de que el país disfruta de una economía en crecimiento y estable, con un PIB per cápita de US$ 4.406,4 (2007), y un poder de compra (PPP) relativamente alto en América Latina, el sector eléctrico constituye un área a resolver para mejorar la competitividad, lograr la reducción de pobreza y consolidar un crecimiento económico sostenible. Esta Nota de Política busca proporcionar una perspectiva balanceada sobre los temas relevantes en el sector eléctrico. 2. Diagnóstico

2.1 Antecedentes del Sector

2. Antes de la reforma de los 90, el sector eléctrico se encontraba en manos de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), propiedad del estado y verticalmente integrada. Sus operaciones se caracterizaron por grandes pérdidas de energía, bajo cobro de facturas, mal funcionamiento y mantenimiento deficiente, con un servicio que padeció cortes y racionamientos frecuentes, todo lo cual fundamentó la reforma del sector. 3. La rápida expansión del sector fue el reflejo del gran crecimiento que experimentó el país. La demanda total de electricidad se elevó a una tasa anual del 7,5% entre 1992-2001, mientras que el crecimiento del PIB fue del 5,9%. Como la capacidad de generación no era suficiente para cubrir la demanda en los picos, con constantes restricciones del suministro y apagones masivos, el gobierno estimuló a productores de energía independientes (IPP, por sus siglas en inglés) a firmar contratos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con la CDE. Estos contratos, dieron origen a altos precios de electricidad. 4. En 1998-99 se desagregó el sector y se crearon cinco empresas (dos generadoras y tres distribuidoras) vendiéndose con éxito el 50% de estas tres últimas. Para resolver los continuos y permanentes problemas de falta de capacidad instalada y de constantes apagones, se promulgó la Ley General de Reforma de la Empresa Pública, que proporcionó el marco para la privatización y reestructuración del sector. Entre 1998 y1999, bajo el primer gobierno de Leonel Fernández, el monopolio de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) fue disuelto en una serie de compañías de generación. EGE Haina y EGE Itabo, que operaban las plantas de generación térmica, fueron privatizadas. Se crearon y privatizaron tres compañías de distribución: EdeNorte (Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte), EdeSur (Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur) y EdeEste (Empresa Distribuidora de Electricidad del Este).

5. La Ley de Electricidad de 2001, inspirada en reformas realizadas en otros países de la región, instauró el marco regulador integral. Se otorgó al sector privado la generación y la distribución, y se reservó al Estado la transmisión y la generación hidroeléctrica. La presencia operativa del Estado en el sector se hace a través de tres entidades: la corporación de servicios públicos antiguamente integrada CDE (que mantuvo los contratos con los productores de energía independientes –IPP-), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y la Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID).

6. Se estableció además un nuevo conglomerado de empresas, la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), para que asumiera la propiedad de ETED y EGEHID y sustituyera a la CDE. Inicialmente, el gobierno pensó en transferir sus activos para administrar las empresas como una inversión bajo un fondo en fideicomiso independiente de las entidades reguladoras del sector, en lugar de usar su titularidad como instrumento potencial para las políticas del sector. Sin embargo, este cambio no se realizó. La Ley y sus normas complementarias de 2002 incluyeron la creación de una agencia reguladora autónoma, la Superintendencia de Electricidad (SIE).1 También se crearon la Comisión Nacional de Energía (CNE), como órgano coordinador de la política energética, y un mercado mayorista bajo la responsabilidad de un Organismo Coordinador (OC). 7. Debido a nuevas inversiones, entre fines de 2000 y mediados de 2003, la capacidad de generación efectiva experimentó un aumento del 43%. También se registraron mejoras en la red de distribución, con una reducción provisional de apagones y de pérdidas en distribución y un incremento en la eficacia operativa. El suministro de energía no atendido disminuyó al 11% de la demanda potencial en 2002, por debajo del 40% de 1991. En ese período, se estima que el déficit de capacidad para afrontar la demanda cayó del 30 al 16%. 8. En el 2002 estalló la peor crisis eléctrica, con hasta 20 horas de racionamiento, y se renegociaron los PPAs mediante el llamado “Acuerdo de Madrid” con una extensión hasta el 2016. Ante el incremento de precios del petróleo, el gobierno congeló las tarifas y se comprometió a compensar los costos a los generadores con recursos del Tesoro (hasta US$ 20 millones por mes). El Gobierno no tuvo los recursos para compensar a los IPPs y acumuló una deuda de US$ 179 MM (Sept. 2002), no pudiendo cumplir sus compromisos por el congelamiento tarifario. Por su parte, las EDEs no podían solventar el shock petrolero. En 2003, condiciones desfavorables y una fuerte presión política llevaron al gobierno a readquirir las acciones de Unión Fenosa en las empresas de distribución privatizadas EdeNorte y EdeSur. Desde su renacionalización, estas empresas han experimentado un deterioro en su eficacia operativa.                                                             1 Bajo el ámbito de la SIE también quedó establecida la Oficina de Protección al Consumidor (PROTECOM).

2.2 Estructura del Sector 9. La CDEEE es un agente importante del sector, reuniendo a todas las compañías de generación, transmisión y distribución del gobierno y los programas oficiales asociados:

• Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, EGEHID. • Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, ETED. • Unidad de Electrificación Rural y Suburbana, UERS. • Programa de Reducción de Apagones, PRA. • 50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, EdeNorte. • 50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, EdeSur. • 50% del conglomerado público de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este,

EdeEste. 10. La Comisión Nacional de Energía (CNE) está encargada de definir las políticas energéticas. Una de sus mayores responsabilidades es la elaboración del Plan Nacional de Energía. En 2004 se presentó el Plan para el período 2004-15, así como el Plan Indicativo de Generación de Electricidad (PIEGE) para 2006-20. La distribución está en manos de las empresas a través de CDEEE y del Fondo Patrimonial de las Empresas. El 86% de la capacidad de generación está en manos privadas (excluyendo la autogeneración) y el 14% es de propiedad pública. La capacidad de generación está compartida por diferentes empresas de la siguiente manera:

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Fuente: Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad

2.3 Estado Actual

11. La CDEEE, la CNE y la SIE diseñaron el Plan al que se hizo referencia para alcanzar la autosuficiencia. Sus objetivos principales son: (i) lograr que el sector sea financieramente sostenible; (ii) reducir los precios para los consumidores finales; y (iii) promover el uso eficiente de la energía. Para el mediano plazo, el Plan recomienda la renegociación de los contratos con los generadores, la construcción de plantas a carbón, el desarrollo de planes de transmisión, el aumento de la capacidad hidroeléctrica, la promoción de fuentes de energía renovable, una revisión de los subsidios cruzados y el fortalecimiento de la Superintendencia de Electricidad (SIE). 12. Actualmente existe un proyecto de asistencia técnica para el sector eléctrico de US$ 11 millones para 2004-10 con US$ 7,3 millones de fondos del Banco Mundial. Sus propósitos son: (i) fortalecer al gobierno como regulador y la protección del consumidor, (ii) mejorar la formulación e implementación de políticas, (iii) diseñar la red de transmisión y el mercado eléctrico mayorista, (iv) aumentar la calidad y cantidad de electricidad para los pobres y (v) proteger el medio ambiente. También se han ejecutado varias de las reformas de segunda generación del programa para el sector eléctrico a través de un fondo de US$ 150 millones que financió el Banco Mundial para el período 2005/08. Este programa, que constó de dos préstamos basados en políticas, y de un préstamo de inversión en distribución, apoyó la estrategia para la recuperación del sector eléctrico. Dirigido a: i) reducir pérdidas y mejorar la calidad del servicio, especialmente mediante la reducción de los apagones masivos; ii) establecer condiciones para el sostenimiento financiero de las empresas; y iii) aumentar el porcentaje de población con acceso a la electricidad. 13. El sector atraviesa un momento muy complicado por la confluencia de factores como indisponibilidad de varias plantas de generación, falta de dinero para el pago a los generadores de los compromisos asumidos, escalada de los precios del petróleo y problemas más estructurales, como robo de energía y no pago del servicio por los consumidores, lo que agrava el panorama de gestión eficiente de las empresas de distribución eléctrica. Toda esta confluencia de factores impacta negativamente la sostenibilidad del sector.

14. En 2008 el sector tuvo un fuerte impacto sobre el presupuesto fiscal. El shock de precios del petróleo incrementó dramáticamente los costos de generación y las necesidades de transferencias para cubrir la brecha tarifa-costos. La volatilidad de los precios resultó en una brecha tarifaria creciente y mayores costos, ocasionando que los recursos del Tesoro destinados al sector eléctrico alcanzaren el 3% del PIB. 15. Las tarifas están entre las más altas de América Latina y el Caribe, lo que plantea desafíos a la competitividad y a la equidad social. Operan para ello diversos factores: dependencia de combustibles importados, frágil ambiente institucional, dificultades para demandar a grandes deudores morosos, altos precios negociados inicialmente en contratos de compra de energía con los generadores, elevados riesgos para los generadores (como el impago o pago atrasado de las empresas de distribución y/o del gobierno), bajo índice de recuperación de efectivo (CRI, por sus siglas en inglés) y altos costos operativos en la distribución. 16. La política de subsidiar de forma cruzada las tarifas residenciales, con aumentos desproporcionados en las comerciales e industriales, se traduce en precios más altos para estos consumidores en comparación con los residenciales. En 2007, la tarifa residencial media fue de US$ 0,160 por Kwh. (el promedio ponderado de América Latina y el Caribe fue de US$ 0,115 en 2005), mientras que la tarifa industrial media fue de US$ 0,230 (el promedio ponderado de esa misma región fue de US$ 0,107 por Kwh. en 2005), mientras que la tarifa comercial media llegó a US$ 0,290 por Kwh. 17. Se estima que los subsidios superaron los US$ 1000 millones en 2008. La necesidad de subsidios ha crecido por el aumento de los precios de los combustibles con tarifas constantes. Los subsidios se canalizan a través de dos mecanismos principales: el Programa de Reducción de Apagones (PRA) y el Fondo de Estabilización de la Tarifa FET., diseñado para reducir el impacto de los precios del combustible. La carga financiera se transfiere a las empresas de distribución que se han visto imposibilitadas para cubrir sus costos por los combustibles en aumento, una baja eficiencia y una base limitada de clientes a los que se les puede cobrar para financiar el subsidio cruzado. 18. El PRA fue establecido en 2001, inicialmente diseñado por dos años pero se fue ampliando para suplir la ausencia de una alternativa para resolver los apagones y el subsidio a la población de menores recursos. Su objetivo es la asignación de subsidios a los pobres según su distribución geográfica y la realización de apagones rotativos de forma más organizada. Actualmente, el subsidio tiene un techo que llega a los 700 Kwh.-mes, lo que incentiva el consumo innecesario y tiene un efecto negativo en los balances de las empresas. Cerca del 80% de los usuarios residenciales de áreas externas al PRA entran en esta categoría. El consumo de la población realmente necesitada del subsidio está muy por debajo de este nivel (100-120 Kwh.-mes). El criterio geográfico, con el cual se han aplicado los subsidios, ha incentivado la mudanza de muchos consumidores a dichas áreas, elevando la energía que se despacha con un efecto muy negativo en los balances operacionales de las empresas de distribución. 19. El sector ha permanecido en una crisis sostenida desde 2002 y, por tanto, la planeación, estrategia y políticas deben apuntar a lograr su consolidación y sostenibilidad.

Las crisis han demostrado ser (a) cíclicas en aspectos como los relacionados con los precios de los combustibles y los altos costos fiscales, y (b) permanentes, como baja calidad del servicio, ineficiencia empresaria e improvisaciones. Una mirada retrospectiva desde los años 80 y una cuidadosa planeación del sector sugieren que la estrategia y las políticas deberían responder a: a) lograr la consolidación de las reformas introducidas en años anteriores, b) lograr la sostenibilidad del sector para responder en forma oportuna y eficiente a la futura demanda, c) incrementar la inversión en generación.

3. Desafíos

3.1. Fortalecimiento institucional

20. El desafío clave es la consolidación del esquema actual para fortalecer y recuperar la credibilidad del sector. La República Dominicana aprobó las leyes y creó las instituciones necesarias para mejorar la eficiencia y el desempeño del sector, como por ejemplo, la posibilidad de introducir el capital privado. Aún esas reformas no han podido mostrar los resultados esperados debido a decisiones que a veces son contradictorias con la filosofía que fundamentó la introducción de las mismas. Para consolidar el esquema y los enormes avances logrados en materia legislativa, estas decisiones deben fortalecer acciones gerenciales e institucionales que permitan recuperar la credibilidad de los inversionistas y asumir por parte de los consumidores la responsabilidad y madurez para con los prestadores del servicio eléctrico.

21. El sector privado parece haber perdido la confianza en las instituciones del sector y busca garantizar sus inversiones por medio de contratos directos con el Estado debido a la poca credibilidad en los organismos de regulación y control, lo que lleva al incumplimiento de los compromisos por parte de los agentes del sector, como es el caso de CDEEE en el tema del pago a los generadores de electricidad. 3.2 Racionalización de tarifas 22. La actual crisis financiera e insostenibilidad del sector se puede enfrentar reduciendo la vulnerabilidad a la alta volatilidad de los precios del petróleo. Como fue necesario firmar varios contratos en momentos de crisis, estos resultaron en acuerdos o fórmulas de remuneración que no solamente arrancaron con un precio muy alto para los combustibles, sino que quedaron indexados con fórmulas de ajuste o mecanismos que incentivan el aumento de precios para mejorar la rentabilidad de los generadores, mientras que no tienen mecanismos de alivio para los consumidores en el caso de que los precios de los combustibles disminuyan. Esto resulta a su vez, en la inexistencia de incentivos para instalar nueva generación o a mejorar la eficiencia de las plantas, por cuanto la rentabilidad para los inversionistas disminuiría. 23. Constituyen también desafíos importantes y fundamentales el mejorar las cobranzas y todo el tema de focalizar los subsidios (evaluación del Programa de Reducción de Apagones - PRA).

3.3. Pérdidas técnicas y comerciales 24. Es importante continuar con los esfuerzos para reducir gradualmente las pérdidas técnicas y comerciales. Éstas, incluyendo el hurto de electricidad, se incrementaron en forma consistente de 10,7% en 1990 a 21,6% en el año 2000 (Gráfica 1). A partir de entonces se han venido reduciendo gradualmente como resultado de medidas para mejorar la medición y la recuperación de cartera de las empresas, las que incluyen la tercerización de la medición y el cobro de facturas con incentivos para prevenir el fraude, el desarrollo de sistemas remotos de medición y la mejora de la calidad de los servicios de suscripción, medida, facturación y recolección de pagos (por ejemplo, utilizando bancos comerciales para facilitar los pagos), y conexión y desconexión remota de los consumidores una vez se identifican los fraudes.

Gráfica 1 – Pérdidas Totales de las Distribuidoras (CDEEE)

Un ejemplo de reducción de pérdidas es Codensa en Bogotá, Colombia. En 1997 las pérdidas técnicas y comerciales eran del 24%. La empresa redujo sus pérdidas a 10% en tres años y actualmente son del 8,6%. Codensa inició su estrategia focalizándose en los barrios de menores ingresos que era donde estaban ubicados la mayoría de usuarios sin medidores o con conexiones ilegales (aproximadamente 400.000). Se trabajó con la población de manera de explicar la naturaleza de los trabajos y los beneficios que acarrearían (conexiones mejoradas, mejor servicio, y iluminación pública en las calles) alcanzando acuerdos escritos y firmados sobre derechos y obligaciones de los usuarios. Sólo las comunidades dispuestas a cooperar se beneficiaron del programa. Al cabo de tres años se legalizaron 349.000 usuarios con un costo de US$76,4 millones (un promedio de aproximadamente US$ 220 por usuario). Adicionalmente se establecieron programas para la normalización del servicio y el control de fraude en barrios seleccionados (369,000 usuarios a un costo de US$ 35 millones, US$ 95 por usuario), y para grandes clientes (8,000 usuarios a un costo de US$ 2.8 millones, $350 por usuario). Los ingresos adicionales por reducción de pérdidas fueron equivalentes a los ingresos brutos del 2000, año en que se completó el programa. Codensa continúa previendo pérdidas al crear incentivos que generen lealtad, tales como proveer crédito para comprar electrodomésticos o instructivos acerca de medidas de ahorro energético. Como resultado, los usuarios de ingresos bajos prefieren usar los servicios de Codensa que de otras empresas. Otro ejemplo es Albania. Allí se lograron reducir las ineficiencias en el uso de la electricidad y aumentaron los ingresos del sector. El programa tuvo tres componentes: a) un Plan de Acción para reducir pérdidas mediante mejor gestión en las labores de medición, corte y

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4. Alternativas de Política 27. La consolidación supone acciones en cuatro áreas que se interrelacionan mutuamente y pueden contribuir a alcanzar en el mediano plazo la sostenibilidad del sector: (i) racionalización tarifaria; (ii) reducción de pérdidas; (iii) reducción de costos operacionales; y (iv) focalización de subsidios en la población más pobre. 4.1 Racionalización del esquema tarifario 28. El descongelamiento de las tarifas reduciría la crisis al disminuir el déficit fiscal, dando señales a los consumidores. Un congelamiento de las tarifas hace que el Estado asuma el déficit o faltante con un alto impacto en la estabilidad macroeconómica. La racionalización tarifaria resultaría en una mejora sustancial en las finanzas del sector. Esa racionalización debería mejorar la cobertura de costos a través de toda la cadena de producción de electricidad. Esto permitiría contratar nueva generación por mecanismos competitivos y utilizar nuevas tecnologías, como el aprovechamiento de un mayor volumen de gas natural en la generación y una adecuada remuneración de la transmisión y la distribución. 29. El rezago tarifario se podría enfrentar con una decisión inmediata de incrementar las tarifas en una proporción acorde a las posibilidades. Con los actuales bajos niveles de precios de los combustibles líquidos, un incremento de las tarifas permitiría al sector alcanzar una situación de relativa solvencia en el corto plazo, con pagos a las empresas de generación de acuerdo con el Plan de Ajuste acordado, estableciendo un esquema de pago eficiente. Lo anterior facilitaría la implementación de un nuevo orden tarifario para encarar el problema en el largo plazo. 4.2 Reducción de pérdidas en distribución y transmisión 30. Se hace necesario mejorar la eficiencia operativa del sector. Existen varios proyectos de inversión para incrementar el nivel de medición de la electricidad que se entrega al mercado, así como el recobro de las empresas de distribución. Es también preciso introducir un plan de mejora de la eficiencia para que el incremento en el CRI no sea absorbido por las ineficiencias en su administración. Los indicadores de gestión de las empresas deben ser definidos por la Superintendencia de Electricidad, al mismo tiempo que se deberían implementar mecanismos de control y seguimiento a la gestión administrativa, financiera y técnica de esas empresas. 31. Otra necesidad es poner en funcionamiento el reglamento de la ley contra el fraude para incrementar el pago de la electricidad por parte de grandes consumidores comerciales e industriales. En 2002 el gobierno creó, por Decreto No. 748 El Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF). Su principal objetivo era ayudar a las empresas de distribución en su esfuerzo por eliminar el fraude. Los resultados hasta el momento han sido modestos. El avance mayor se realizó en 2007 con la modificación de la Ley de Electricidad, convirtiendo en delito al fraude eléctrico (conexiones ilegales, no pago, etc.) y penalizando con multas y/o condenas de prisión a quienes no la cumplan. La ley no ha sido reglamentada y el

fraude continúa en altas proporciones, aún por parte de la población con suficiente capacidad de pago.

4.3. Reducción de Costos Operacionales

32. Es necesario mejorar la eficiencia de las empresas adoptando políticas de mejoramiento de su capacidad gerencial:

• Profesionalización de la gestión, superando consideraciones políticas y organizacionales. • Reducción de costos y gastos administrativos y operacionales, con seguimiento a través

de indicadores para la mejora continua (número de empleados por consumidor, eficiencia del sistema de cobro, desconexiones por fraude, etc.). Las Figuras 3 y 4 (anexo) contienen datos comparativos de eficiencia utilizados en empresas de distribución de energía en varios países de Centro América y el Caribe.

• Perfeccionamiento de la coordinación entre todos los niveles gerenciales y administrativos de las instituciones, eliminando la duplicación de funciones y la superposición de responsabilidades.

• Inversión en áreas cruciales como el mantenimiento de las redes de distribución, mejoras en los sistemas de facturación y administración de las empresas.

• Implementación de esquemas competitivos de suministro de energía por parte de los actuales y nuevos generadores, evitando transacciones en momentos de crisis que resultan en mayores costos y que requieren excepciones a las normas de adquisición de bienes y servicios que garantizan procesos competitivos y transparentes.

• Planificación financiera que permita regularizar los pagos a los actuales generadores al mismo tiempo que se asumen compromisos con nuevos inversionistas.

4.4. Políticas de diversificación energética 33. Debería considerarse la adopción de políticas de eficiencia energética nacional y de diversificación de la matriz energética para disminuir la actual dependencia del petróleo y sus derivados, reducir costos y un uso más intenso de energías renovables y la electrificación rural. 4.5 Rehabilitación de plantas de generación 34. La República Dominicana posee el mayor terminal de LNG operacional en el área. Una rápida negociación para hacer un mejor aprovechamiento de la inversión realizada por el propietario de esa terminal permitiría, en muy corto plazo, incentivar una mayor utilización del gas natural. Esto facilitaría adelantar un plan de rehabilitación de algunas plantas de generación hoy obsoletas y de mantenimiento muy costoso.

4.6 Institucionalidad del sector para la reducción de los costos de transacción 35. Una mayor institucionalidad dándole mayor claridad y operatividad eliminaría costos de transacción y permitiría facilitar la toma de decisiones y planificación estratégica de la matriz energética. Ello podría requerir:

• Redefinición de roles y responsabilidades de cada uno de los actores que intervienen en el proceso de definición de política energética, planeación del sector, implantación de las políticas, materialización de las inversiones y el proceso de control y vigilancia de las actuaciones de los agentes y actores del sector.

• Diálogo horizontal entre entidades del sector para la coordinación y cooperación. • Diálogo vertical entre los niveles de gobierno nacional y regional. • Incorporación explícita a las políticas públicas de la relación entre energía, recursos

naturales y ambiente3.

4.7 Focalización de los Subsidios en la Población más Pobre 36. Es necesario reformar el esquema del Programa de Reducción de Apagones (PRA) de manera que los subsidios sean dirigidos hacia la población más pobre. Para ello, es necesario rediseñar el sistema de subsidios y racionamiento, prosiguiendo con la tarea en curso de reducir gradualmente los subsidios cruzados con el objetivo final de limitarlos a hogares con un consumo mensual que sea sustancialmente menor al actual. 5. Conclusiones 37. Las conclusiones de la presente nota de política energética para la República Dominicana se pueden resumir en la necesidad de adelantar en el corto y mediano plazo acciones tendientes a lograr la consolidación de las reformas introducidas en años anteriores, construyendo una mejor y más eficiente institucionalidad para la formulación, ejecución, regulación y evaluación de la política energética. En el largo plazo, sería conveniente persistir en los esfuerzos por lograr la sostenibilidad del sector para responder en forma oportuna y eficiente a la futura demanda de electricidad. Adicionalmente, y de manera de atender en mayor medida a consideraciones de equidad, debería revisarse el esquema de subsidios vigente.

                                                            3 En 2005 la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARN) firmaron un acuerdo de cooperación mutua para la implementación de una estrategia ambiental basada en la participación activa del sector privado, la CNE y la SEMARN a través de la formación de auditores ambientales certificados por una firma internacional, los que serán responsables de verificar el cumplimiento por las compañías energéticas de las regulaciones ambientales y certificar que están sujetas a los planes de manejo ambiental definidos en la licencia concedida por la SEMARN. La CNE verificará que los proyectos de desarrollo del sector responden al Plan definido por esa entidad.

Bibliografía

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