Document of  The World Bank  FOR OFFICIAL USE ONLY      Report No: ICR00005338    IMPLEMENTATION COMPLETION AND RESULTS REPORT  ON A LOAN    IN THE AMOUNT OF US$ 3750 MILLION    TO THE     ESKOM HOLDINGS LIMITED       GUARANTEED BY THE REPUBLIC OF SOUTH AFRICA    FOR THE    ESKOM INVESTMENT SUPPORT PROJECT      February 28, 2022                    Energy and Extractives Global Practice  Eastern and Southern Africa Region This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of  their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.  CURRENCY EQUIVALENTS  (Exchange Rate Effective March 26, 2021)    Currency Unit =   South African Rand (R)  R 15.01 =  US$1  R 1 =  US$0.066      ESKOM’s FISCAL YEAR  April 1 – March 31    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS      AfDB  African Development Bank  BESS  Battery Energy Storage System  BSP  Battery Storage Program  CAPEX  Capital Expenditure  CCGT  Combined Cycle Gas Turbine  CSP  Concentrated Solar Power  CPF  Country Partnership Framework  CPS  Country Partnership Strategy  CTF  Clean Technology Fund  DCCSF  Development and Climate Change Agenda: A Strategic Framework for the World Bank Group  DME  Department of Mineral Resources and Energy  EAF  Energy Availability Factor  EIRR  Economic Incremental Rate of Return  EISP  Eskom Investment Support Project  ERR  Economic Rate of Return  ERSP  Eskom Renewables Support Project  ESKOM  Eskom SOC Holdings Limited   FGD  Flue Gas Desulphurization  FIDIC  Fédération Internationale Des Ingénieurs‐Conseils (International Federation of Consulting  Engineers)  FIRR  Financial Internal Rate of Return  GDP  Gross Domestic Product  GEF  Global Environmental Facility  GHG  Greenhouse Gas  GoSA  Government of South Africa  HSE  Health, Safety, and Environmental  ICR  Implementation and Completion Results Report  IRP  Integrated Resource Plan  IPP  Independent Power Producer  ISR  Implementation Status and Results Report  LNG  Liquefied Natural Gas  M&E  Monitoring and Evaluation  MCPP  Medupi Coal‐Fired Power Plant  MET  Medupi Execution Team  MTPY  Million Tons Per Year  NERSA  National Electricity Regulator of South Africa  NPV  Net Present Value  O&M  Operation and Maintenance  OEM  Original Equipment Manufacturer  PAD  Project Appraisal Document  PCLF  Planned Capacity Loss Factor  PDO  Project Development Objective  PFMA  Public Financial Management Act  PPPFA  Preferential Procurement Policy Framework Act  PV  Photovoltaic  REIPPP  Renewable Energy Independent Power Producer Programme  SAPP  Southern Africa Power Pool  SDR  Safeguards Diagnostic Review  SVC  Social Value of Carbon  TA  Technical Assistance   UCLF  Unplanned Capacity Load Factor  UCS  Use of Country Systems  URS  User Requirement Specifications  WACC  Weighted Average Cost of Capital  WTP  Willingness to Pay    Regional Vice President: Hafez M. H. Ghanem  Country Director: Marie Francoise Marie‐Nelly  Acting Regional Director: Ashish Khana  Practice Manager: Julia M. Fraser  Task Team Leader(s): Franz Gerner, Frederic Verdol  ICR Main Contributor: Joel J. Maweni  TABLE OF CONTENTS  DATA SHEET ............................................................................................................................1  I. PROJECT CONTEXT AND DEVELOPMENT OBJECTIVES ........................................................ 7  A. CONTEXT AT APPRAISAL ........................................................................................................... 7  B. SIGNIFICANT CHANGES DURING IMPLEMENTATION (IF APPLICABLE) ...................................... 20  II. OUTCOME ...................................................................................................................... 22  A. RELEVANCE OF PDOs .............................................................................................................. 22  B. ACHIEVEMENT OF PDOs (EFFICACY) ........................................................................................ 25  C. EFFICIENCY ............................................................................................................................. 30  III. KEY FACTORS THAT AFFECTED IMPLEMENTATION AND OUTCOME ................................ 37  A. KEY FACTORS DURING PREPARATION..................................................................................... 37  B. KEY FACTORS DURING IMPLEMENTATION .............................................................................. 40  IV. BANK PERFORMANCE, COMPLIANCE ISSUES, AND RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME .. 44 A. QUALITY OF MONITORING AND EVALUATION (M&E) ............................................................. 44  B. ENVIRONMENTAL, SOCIAL, AND FIDUCIARY COMPLIANCE ..................................................... 45  C. BANK PERFORMANCE ............................................................................................................. 50  D. RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME ........................................................................................ 53  V. LESSONS AND RECOMMENDATIONS .............................................................................. 54  ANNEX 1. RESULTS FRAMEWORK AND KEY OUTPUTS ............................................................ 59  ANNEX 2. BANK LENDING AND IMPLEMENTATION SUPPORT/SUPERVISION ......................... 68  ANNEX 3. PROJECT COST AND FINANCING PLAN ................................................................... 71  ANNEX 4. EFFICIENCY ANALYSIS ............................................................................................ 74  ANNEX 5. BORROWER, CO‐FINANCIER AND OTHER PARTNER/STAKEHOLDER COMMENTS ... 98  The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) DATA SHEET  BASIC INFORMATION Product Information  Project ID  Project Name  P116410  Eskom Investment Support Project  Country  Financing Instrument  South Africa  Investment Project Financing  Original EA Category  Revised EA Category  Full Assessment (A)  Full Assessment (A)  Organizations  Borrower  Implementing Agency  ESKOM Holdings SOC Limited  ESKOM  Project Development Objective (PDO)  Original PDO  The project development objective (PDO) of the Eskom Investment Support Project for South Africa is to enhance  its power supply and energy security in an efficient and sustainable manner so as to support both economic growth  objectives and South Africa's long-term carbon mitigation strategy.  PDO as stated in the legal agreement  The  objective of the Project is enabling the Borrower to enhance its power supply and energy security in an  efficient and sustainable manner so as to support both economic growth objectives and the long‐term carbon  mitigation strategy of the Guarantor.  Page 1 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) FINANCING  Original Amount (US$)   Revised Amount (US$)  Actual Disbursed (US$)  World Bank Financing  3,750,000,000  3,159,610,781  3,159,610,781  IBRD‐78620  Total  3,750,000,000  3,159,610,781  3,159,610,781  Non‐World Bank Financing  0  0  0  Borrower/Recipient  4,736,770,000  9,208,000,000  9,208,000,000  MULTIPLE DONORS  350,000,000  77,000,000  77,000,000  Bilateral Agencies  2,361,250,000  3,257,000,000  3,257,000,000  (unidentified)  Foreign Multilateral  2,663,800,000  2,427,000,000  2,427,000,000  Institutions (unidentified)  Total  10,111,820,000  14,969,000,000  14,969,000,000  Total Project Cost  13,861,820,000  18,128,610,781  18,128,610,781  KEY DATES  Approval  Effectiveness  MTR Review  Original Closing  Actual Closing  08‐Apr‐2010  31‐May‐2010  30‐Jun‐2014  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  Page 2 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) RESTRUCTURING AND/OR ADDITIONAL FINANCING  Date(s)  Amount Disbursed (US$M)  Key Revisions  11‐Dec‐2014  2033.48  Reallocation between Disbursement Categories  07‐Jul‐2015  2300.73  Change in Results Framework  Change in Components and Cost  Change in Loan Closing Date(s)  Change in Financing Plan  Reallocation between Disbursement Categories  Change in Legal Covenants  Change in Implementation Schedule  07‐Dec‐2018  3027.61  Change in Results Framework  Change in Components and Cost  Change in Loan Closing Date(s)  Change in Safeguard Policies Triggered  Change in Legal Covenants  Change in Procurement  Change in Implementation Schedule  Other Change(s)  27‐Dec‐2019  3073.61  Change in Results Framework  Change in Components and Cost  Change in Loan Closing Date(s)  Reallocation between Disbursement Categories  Change in Procurement  Change in Implementation Schedule  25‐Jun‐2020  3108.43  Cancellation of Financing  Reallocation between Disbursement Categories  30‐Jun‐2020  3108.43  KEY RATINGS  Outcome  Bank Performance  M&E Quality  Moderately Unsatisfactory  Moderately Unsatisfactory  Modest  RATINGS OF PROJECT PERFORMANCE IN ISRs  Actual  No.  Date ISR Archived  DO Rating  IP Rating  Disbursements  (US$M)  01  18‐Jun‐2010  Satisfactory  Satisfactory  0  Page 3 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 02  28‐Mar‐2011  Satisfactory  Satisfactory  361.61  03  01‐Dec‐2011  Satisfactory  Moderately Satisfactory  569.14  04  11‐Jul‐2012  Satisfactory  Moderately Satisfactory  968.61  05  12‐Apr‐2013  Moderately Satisfactory  Moderately Unsatisfactory  1134.62  06  25‐Oct‐2013  Unsatisfactory  Unsatisfactory  1332.85  07  08‐May‐2014  Unsatisfactory  Unsatisfactory  1465.53  08  02‐Dec‐2014  Unsatisfactory  Unsatisfactory  2033.48  09  08‐Jun‐2015  Unsatisfactory  Unsatisfactory  2292.00  Moderately  10  30‐Dec‐2015  Unsatisfactory  2460.15  Unsatisfactory  Moderately  11  10‐Jul‐2016  Unsatisfactory  2639.77  Unsatisfactory  Moderately  12  18‐Jan‐2017  Unsatisfactory  2786.60  Unsatisfactory  Moderately  13  26‐Jul‐2017  Unsatisfactory  2857.10  Unsatisfactory  Moderately  14  30‐Mar‐2018  Unsatisfactory  3027.61  Unsatisfactory  Moderately  15  02‐Nov‐2018  Moderately Unsatisfactory  3027.61  Unsatisfactory  16  18‐Apr‐2019  Moderately Satisfactory  Moderately Unsatisfactory  3048.24  17  11‐Nov‐2019  Moderately Satisfactory  Moderately Unsatisfactory  3073.61  18  27‐Apr‐2020  Moderately Satisfactory  Moderately Unsatisfactory  3073.61  19  17‐Aug‐2020  Moderately Satisfactory  Moderately Unsatisfactory  3108.43  Moderately  20  12‐Feb‐2021  Moderately Unsatisfactory  3131.79  Unsatisfactory  Moderately  21  03‐Aug‐2021  Moderately Unsatisfactory  3131.79  Unsatisfactory  Page 4 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) SECTORS AND THEMES  Sectors  Major Sector/Sector  (%)  Energy and Extractives   100  Renewable Energy Biomass  2  Renewable Energy Geothermal  2  Energy Transmission and Distribution  80  Renewable Energy Solar  2  Renewable Energy Wind  2  Other Energy and Extractives  12  Themes  Major Theme/ Theme (Level 2)/ Theme (Level 3)  (%)    Private Sector Development  30    Jobs  30  Job Creation  30  Urban and Rural Development  60    Urban Development  30  Urban Infrastructure and Service Delivery  30  Rural Development  30  Rural Infrastructure and service delivery  30  Environment and Natural Resource Management  10    Climate change  10  Mitigation  10  ADM STAFF  Role  At Approval  At ICR  Regional Vice President:  Obiageli Katryn Ezekwesili  Hafez M. H. Ghanem  Country Director:  Ruth Kagia  Marie Francoise Marie‐Nelly  Director:  Inger Andersen  Ashish Khanna  Page 5 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Practice Manager:  Subramaniam Vishwanathan Iyer  Julia M. Fraser  Task Team Leader(s):  Reynold Duncan, Pankaj Gupta  Franz Gerner, Frederic Verdol  ICR Contributing Author:  Joel J. Maweni  Page 6 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) I. PROJECT CONTEXT AND DEVELOPMENT OBJECTIVES A. CONTEXT AT APPRAISAL Context  1. At  the  end  of  2008,  the  Government  of  South  Africa  (GoSA)  requested  the  World  Bank  to participate in financing, alongside the African Development Bank (AfDB) and other agencies, a 4,800 MW coal‐fired power plant that was already under construction at Medupi in the country’s Limpopo Province. South  Africa  was  experiencing  acute  power  shortages,  which  peaked  in  early  2008  and,  together  with  a global financial crisis, had serious adverse impacts on the economy, including a 1.7 percent gross domestic product  (GDP)  contraction  in  the  first  quarter  of  2008,1  a  record  decline  of  about  26  percent  in  mining sector output, job losses, and business closures. 2. Annual  GDP  growth had averaged a steady 4.1 percent during  the previous decade (1999–2008) driven in part2 by increasing electricity consumption. Electricity demand had grown faster (> 6 percent per year) than GDP. South Africa’s high growth of electricity demand3 arose from the capital‐intensive nature of  its  manufacturing  and  mining  industries;  the  country’s  rapid  urbanization;  and  the  successful electrification program, which had increased access from 34 percent in 1993 to about 81 percent in 2007. 3. The  growth  in  electricity  demand  was,  however,  not  accompanied  by  significant  investments  in new generation capacity.  As a result, reserve margins declined from 15 percent to about 6 percent by the end of 2007. By early 2008, peak demand exceeded generation capacity, leading to severe shortages and load  shedding.  The  private  sector  had  not  stepped  in  to  compensate  for  the  lack  of  public  sector investment.  This  was  for  a  variety  of  reasons,  including  perceptions  of  high  risks  given  the  slow  pace  of structural and policy reforms and low electricity prices in South Africa. In addition, traditional investors in the  power  industry  had  withdrawn  from  emerging  markets  following  the  bankruptcy  of  the  US  energy company, Enron, in 2001. 4. In 2001 the GoSA had, based on a policy decision, prohibited Eskom from adding new generation capacity  in  the  expectation  that  the  private  sector  would  do  so.  By  2004/05,  when  it  became  apparent that the anticipated private sector response was not forthcoming and power deficits would occur around 2007, Eskom started planning for new capacity generation expansion. In 2005, Eskom’s Board of Directors approved a procurement and contracting plan for the construction of the Medupi Coal‐fired Power Plant (MCPP). The original plan was to finance the project through international commercial debt and Eskom’s internal  cash  generation.  However,  the  2007/08  global  financial  crisis  reduced  Eskom’s  access  to international  commercial  debt.  At  the  same  time,  Eskom’s  internal  cash  generation  was  reduced  due  to 1 According to a 2009 study by Deloitte, nearly 1 percent of the reduction in GDP could be attributed to electricity shortages.  2  A  record  of  sustained  macroeconomic  prudence  and  a  supportive  global  environment  and  quality  infrastructure,  including  adequate and reliable electricity supply, had contributed to that growth.  3 According to the Project Appraisal Document (PAD) (page 10) GDP per unit of electricity consumed in South Africa in 2006 was  only 60 percent that of the average upper‐middle‐income country, 40 percent of Brazil, and 30 percent of Mexico; in fact, it was  at par with the average low‐income country.  Page 7 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) the macroeconomic downturn. Therefore, Eskom and the GoSA sought funding from the World Bank and  other international financial institutions.4  5. The  project’s  economic  and  developmental  rationale  was  clear.  The  concern  was  that  power shortages  would  hold  back  the  economy’s  recovery,  which  was  critical  for  job  creation,  especially  in  the mining,  manufacturing,  and  informal  sectors.  Although  the  average  economic  growth  during  the preceding  decade  was  reasonable,  the  benefits  were  not  widely  shared,  and  there  was  a  sense  of increasing  inequality  and  non‐inclusion.  The  then  current  GoSA’s  development  strategy  placed  more emphasis  on  shared  and  inclusive  growth  than  had  been  the  case  in  previous  administrations.  The availability  of  adequate,  reliable,  and  affordable  electricity,  among  other  infrastructure  services,  was considered an essential link between growth and broader economic and social development. The impact of  providing  electricity  access  was  demonstrated  by  studies  conducted  by  the  Department  of  Mineral Resources  and  Energy  (DMRE)  in  2008/09  in  the  Limpopo,  KwaZulu  Natal,  and  Eastern  Cape  provinces. These studies pointed to significant benefits among the electrified communities, including improvements in educational outcomes for women and girls, income generation opportunities, and job creation. 6. The  economic  and  developmental  rationale  of  the  project  was  not  just  confined  to  South  Africa but to the entire subregion, many of whose countries (Botswana, Namibia, Eswatini, and Zimbabwe) were dependent  on  electricity  imports  from  South  Africa.  These  countries  were  severely  affected  by  South Africa’s power shortages of 2008. In addition, because the South  African economy was about two‐thirds of the Southern African subregional economy, slow growth in that country affected the whole subregion, particularly through trade flows and labor remittances. 7. The  GoSA  had  responded  to  the  energy  crisis  by  assigning  high  priority  to  electricity  generation capacity  expansion  in  the  short  term.  Eskom  prepared  a  five‐year  US$50  billion  program  to  increase  the power  generation  capacity  by  about  5,000  MW  or  12.5  percent  of  the  existing  capacity.  The  MCPP  was included  as  part  of  the  least‐cost  Integrated  Expansion  Plan.  The  analysis  of  alternative  baseload generation options indicated that coal was the only feasible option in the short term. The alternatives to coal were renewable energy sources (wind power and concentrated solar power [CSP]), hydro, diesel, and combined cycle gas turbine (CCGT) fueled with liquefied natural gas (LNG). None of these, however, could be  developed  in  the  short  term  to  meet  the  generation  capacity  expansion  needs  because  (a)  wind  was not suitable for baseload operations due to its intermittency; (b) hydropotential was limited; (c) while CSP had great potential and could be used for baseload operations, the technology had not yet matured, and funding  was  not  available  to  cover  its  incremental  costs  above  thermal  options;  and  (d)  diesel  was prohibitively expensive. 8. Having decided that coal was the only feasible alternative for meeting power demand in the short term,  Eskom  reviewed  alternative  coal  power  plant  technologies  in  2006.5  The  alternatives  were subcritical,  supercritical,  ultrasupercritical  pulverized  coal;  fluidized  bed  combustion;  and  integrated gasification combined cycle. The choice of technology was determined based on the criteria of efficiency, carbon  emissions,  maturity  of  technology,  and  operational  risks.  Supercritical  technology  has  higher 4 The AfDB’s Board approved a loan of US$2.63 billion equivalent on November 25, 2009. The AfDB loan was provided to finance  some of the already committed and procured contracts for the MCPP, specifically the boiler and turbine contracts.   5  At  appraisal,  the  World  Bank  undertook  an  extensive  review  of  alternatives,  as  documented  in  the  economic  analysis  section  and efficiency analysis, annex 4.  Page 8 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) efficiency  (35–38  percent)  and  lower  usage  of  coal  per  unit  of  electricity  produced  (lower  emissions)  compared  to  subcritical  technology  under  similar  ambient  conditions.  Therefore,  supercritical  was  a  better alternative to subcritical technology in use by Eskom at the time. Fluidized bed combustion, while  more  advanced  and  less  polluting,  had  no  boiler  size  units  in  the  range  needed  by  Eskom.  Ultra‐ supercritical  technology,  while  more  efficient  than  supercritical  (40–42  percent),  had  no  significant  operating track record at  the  time and  had higher capital  costs than supercritical technology. Integrated  gasification  combined  cycle  also  had  no  operational  track  record  and  was,  therefore,  considered  risky.  Hence, supercritical technology was selected as the most viable option for both Medupi and Kusile power  plants.   9. However,  despite  the  clear  developmental  impacts  of  the  project,  three  critical  issues  had  to  be considered in the World Bank’s decision to support the project: (a) the MCPP would burn coal, the biggest emitter  of  greenhouse  gas  (GHG)  emissions  per  unit  of  energy  produced  of  all  other  electricity  sources; (b) implementation  of  most  of  the  project  components  had  already  begun  and  that  of  the  main component, the MCPP had reached an advanced stage; and (c) the World Bank had no prior involvement in  the  sector6  and  therefore  the  Eskom  Investment  Support  Project  (EISP)  would  become  the  first  large‐ scale project supported by the World Bank in South Africa and in its energy sector. 10. Coal‐fired power generation. The World Bank’s decision on whether to finance a coal‐fired power plant had to be consistent with the institution’s commitment to supporting the global agenda on climate change and with its energy sector policies. Although the World Bank adopted a definitive policy position on  financing  coal  in  July  20137,  after  the  EISP  was  approved  in  2010,  its  commitment  to  promoting  low carbon  investments  was  clear  from  earlier  documents.  In  2007,  the  World  Bank  produced  the  ‘Clean Energy  for  Development  Investment  Framework:  The  World  Bank  Group  Action  Plan,  March  28,  2007’. This report included clean coal as a low carbon technology for power generation. The following year, the World  Bank  produced  a  technical  report,  ‘Development  and  Climate  Change  Agenda:  A  Strategic Framework  for  the  World  Bank  Group  (DCCSF)’.  This  report  laid  out  strict  criteria8  for  the  World  Bank’s support of coal‐fired power plants. 11. While the World Bank’s climate change policies for the energy sector were evolving, South Africa had  also  taken  serious  steps  to  address  climate  change  concerns,  including  by  (a)  developing  a  climate change response strategy (2004) outlining an array of mitigation and adaptation measures; (b) committing to  implement  economywide  emissions  targets  by  2020  and  2025  under  the  Copenhagen  Accord  (2009); (c) assigning, as part of its response to the energy crisis, high priority to energy efficiency, investments in renewable energy, and the use of economic and regulatory instruments to stabilize GHG emissions in the medium term and reduce them in the long term; and (d) approving at the Cabinet level (2008) a long‐term mitigation scenario, which envisaged a gradual shift away from coal toward nuclear and renewable energy with  a  view  to  ensuring  that  carbon  emissions  from  all  sources,  including  electricity  generation,  would peak during 2020–25 and plateau for a decade before declining thereafter. The country had taken other 6  The  World  Bank’s  only  involvement  was  as  an  implementing  agency  of  a  small  Global  Environmental  Facility  (GEF)  grant— Renewable Energy Market Transformation.  7 “Towards a Sustainable Energy Future for All: Direction for the World Bank Group Energy Sector”. 2013  8 The  criteria  included  demonstration  of  the  developmental  impact,  including  improving  energy  security,  reducing  power  shortages, or increasing access for the poor; provision of assistance for development of low carbon energy sources; optimization  of  energy  sources,  including  energy  efficiency  and  conservation;  non‐availability  of  funding  support  from  donors  to  cover  the  incremental costs of other viable technologies; and an approach for incorporating environmental externalities in project analysis.   Page 9 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) steps  pointing  to  a  strong  commitment  to  low  carbon  growth  such  as  the  approval  of  renewable  energy  feed‐in  tariffs  by  the  National  Electricity  Regulator  of  South  Africa  (NERSA)  on  October  29,  2009,  to  facilitate  private  sector  investment  in  clean  energy,  and  the  decision  by  Eskom  to  use  supercritical  or  ultrasupercritical technology for new coal power plants.   12. Based on the GoSA’s commitment to pursue a low carbon growth strategy for its energy sector, a broader  scope  was  designed  to  include  renewable  energy  plants  (comprising  a  pilot  CSP  plant  and  wind power  plant)  and  a  renewable  energy  development  and  energy  efficiency  technical  assistance  (TA) component. 13. The World Bank assessed the consistency of the project with the DCCSF report and concluded that it  met  all  the  following  criteria:  (a)  demonstrated  developmental  impact  including  improving  overall energy security and reducing power shortage or access for the poor; (b) provision of assistance to identify and  prepare  low  carbon  projects;  (c)  optimization  of  energy  sources  by  considering  the  possibility  of meeting  the  country’s  needs  through  energy  efficiency  (both  supply  and  demand)  and  conservation;  (d) full  consideration  of  viable  alternatives  to  the  least‐cost  (including  environmental  externalities)  options and  when  additional  financing  from  donors  for  their  incremental  cost  is  not  available;  (e)  design  of  the MCPP  to  use  the  best  appropriate  available  technology  to  allow  for  high  efficiency  and  therefore  lower GHG emissions; and (d) incorporation of environmental externalities in project analysis. 14. An external panel of experts was appointed in October 2009 to review and advise the World Bank on  the  application  of  the  DCCSF  criteria.  The  panel  concluded  that  “South  Africa  is  facing  an  immediate shortage  of  electric  power  that  has  already  crippled  its  economy.  Hence,  as  a  transition  strategy  in  the near term we accept that it is necessary to build additional coal‐fired electric  power units. But this must be coupled to a longer‐term strategic shift to an economy based upon a low carbon energy supply.” 15. In  2013,  the  World  Bank  published  a  new  energy  sector  policy—'Towards  a  Sustainable  Energy Future for All: Directions for the World Bank’s Energy Sector’. The policy stated that the World Bank would provide  financial  support  for  greenfield  coal  power  generation  projects  only  in  rare  circumstances  and cited,  as  examples,  countries  with  no  feasible  alternatives  to  coal  for  meeting  basic  needs  and  lacking financing for coal power generation. The policy endorsed the use of the criteria established by the DCCSF used by the World Bank in assessing the consistency of the EISP with the World Bank’s policy position on financing coal only in rare circumstances. 16. World  Bank  involvement  in  the  EISP  started  after  project  implementation  had  already  begun. Implementation  of  the  project  started  in  December  2005  when  Eskom’s  Board  of  Directors  approved  a procurement and contracting plan for the construction of the Medupi and Kusile power plants. There was an  urgency  to  move  ahead  swiftly  with  the  projects  given  that  power  shortages  were  expected  to  occur around 2007. 17. By  2009,  when  the  World  Bank  started  preparing  the  project,  its  implementation  was  well advanced.  The  project  design  and  implementation  arrangements  were  decided;  contracts  for  about  24 out of 38 packages for the MCPP, including for the 2 largest packages for the boilers and steam turbines,9 had already been awarded; procurement of other packages was in progress; and Eskom had prepared an 9 These two packages constituted more than 50 percent of the total estimated cost of the MCPP.   Page 10 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Environmental  and  Social  Impact  Assessment  and  Environmental  Management  Plan  and  on  September  21, 2006, received a conditional approval from the Department of Environmental Affairs and Tourism to  proceed with the construction and operation of the MCPP.   18. The  World  Bank  undertook  several  due  diligence  reviews,  including  with  the  aid  of  external independent  third  parties,  regarding  the  acceptability  of  the  project  design  and  implementation arrangements,  procurement,  and  environmental  and  social  safeguards  for  its  financing  support.  This specifically involved the following due diligence work: (a) Project  design  and  implementation  arrangements.  The  World  Bank  engaged  an independent US consulting firm (the technical due diligence consultant), to advise if Eskom had used good engineering practices as a basis for the design of the power plant; possessed the  engineering,  procurement,  and  construction  management  capability  to  successfully complete  the  project;  and  had  the  operation  and  maintenance  (O&M)  capability  to  safely operate the plant while meeting the country’s regulatory environmental requirements.  The consultant’s  review  concluded  that  (i)  the  design  of  the  plant  was  based  on  Eskom’s  user requirement  specifications  (URS)  which  met  or  exceeded  performance,  reliability,  and availability  requirements  of  similar  coal‐fired  power  plants  in  operation  or  under construction at the time; (ii) overall plant design, steam cycle optimization, and plant layout were consistent with current engineering design practices and that the MCPP’s performance was expected to be similar to state‐of‐the‐art supercritical power plants elsewhere; and (iii) Eskom  had  assembled  a  capable  team  to  execute  the  construction  of  the  MCCP.  The consultant noted, however, that supercritical power plants required well‐trained and skilled staff  and  that  the  size  of  the  client’s  O&M  staff  was  small  relative  to  the  size  of  the  plant. Because  detailed  engineering  investigation  of  the  boiler  design  was  undertaken  by  the contractors,  investigation  of  its  adequacy  was  the  responsibility  of  Eskom’s  project management team with the support of their embedded technical engineer, PB Power of the United Kingdom. (b) Contracts  awarded  and  in  progress.  In  addition  to  conducting  technical  due  diligence, consultant  assessed  whether  Eskom  had  followed  good  procurement  practices,  obtained competitive  prices,  and  complied  with  both  its  own  policies  and  procedures  and  South Africa’  regulations.  The  consultant  reviewed  only  the  main  contracts  for  boilers  and  steam turbines  and  indicated  that  the  balance  of  the  contracts  awarded  up  to  that  point  were reviewed by Ernst & Young at the request of Eskom. Ernst & Young’s findings confirmed that the processes used were fair and consistent with Eskom’s project guidelines. The World Bank also engaged an individual expert to review all the awarded MCPP contracts that had already been signed and were proposed for World Bank financing.10 Both the technical due diligence consultant and the individual expert  concluded that, overall, the  procurement process was transparent,  fair,  and  consistent  with  Eskom’s  policies  and  procedures  and  with  the  South African regulatory requirements. The two most consequential deviations between the World Bank’s  procurement  guidelines  and  the  process  followed  by  Eskom  that  were  identified  by 10 For the MCPP, the World Bank was asked to finance about US$1.8 billion of contracts that had already been awarded or  bidding was in progress. Outstanding procurement for only about US$0.6 billion was to be conducted following the World  Bank’s policies and procedures.   Page 11 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) the  individual  expert  were  (i)  the  absence  of  provisions  on  fraud  and  corruption  and  audit  rights  in  the  contract  documents  and  (ii)  the  requirement  for  public  agencies,  including  Eskom, to seek local content and skills development targets as key evaluation criteria in their  tenders.  The  requirement  for  use  of  local  content  and  skills  targets  in  contract  bid  evaluations  was  in  accordance  with  the  Accelerated  and  Shared  Growth  Initiative  (ASGI‐ SA).11  The  technical  due  diligence  consultant  also  benchmarked  the  plant  costs  and  found  them  (excluding  flue  gas  desulphurization  [FGD]  unit)  to  be  comparable  to  the  US  market  and  to  the  lower  end  of  the  European  market,  but  above  the  cost  of  plants  constructed  or  under construction in India and China, based on an average industry schedule of four years  from  order  to  operation.12  Based  on  the  overall  positive  findings  by  both  consultants  and  Eskom’s  agreement  to  retrofit  the  contracts  with  fraud  and  corruption  and  audit  rights  clauses,  the  World  Bank  Board  granted  the  management’s  request  for  a  one‐time  policy  exception  to  allow  the  financing  of  contracts  which  had  been  awarded  following  South  Africa’s procurement policies and procedures and Eskom to retain the local content and skills  development provisions in its tendering for the remaining contract packages.   (c) Environmental  and  social  safeguards.  On  the  safeguards  side,  most  environmental  impact assessments and environmental management plans had similarly been completed when the World Bank started preparation of the EISP. South Africa was previously selected to pilot the use of country systems (UCS) for safeguards. A small project—Development, Empowerment, and Conservation of the iSimangaliso Wetland Park and Surrounding Region Project funded by the Global Environment Facility (approved in 2009)—was the first project to use country systems for safeguards in South Africa. The World Bank conducted a Safeguards Diagnostic Review (SDR), which confirmed the appropriateness of using country systems for the EISP. 19. First  large‐scale  project  with  new  client  and  new  operating  environment.  The  third  factor  that weighed  heavily  on  the  World  Bank’s  decision  to  support  the  project  was  the  large  scale  of  the  project with  a  new  borrower  and  an  unfamiliar  operating  environment.  The  World  Bank,  on  one  hand,  and  the GoSA  and  Eskom,  on  the  other  hand,  were  not  familiar  with  each  other’s  policies  and  procedures  for project  implementation.  The  World  Bank  was  unfamiliar  with  South  Africa’s  legal  and  regulatory framework as it related to the energy sector and the application of the framework to environmental and social safeguards and procurement. The World Bank had no knowledge and experience of Eskom’s project management capabilities. Eskom had no recent experience with implementation of a project of the scale of the EISP, its most recent power plant having been commissioned about 15 years before. 20. The  World  Bank’s  analysis  and  due  diligence  carried  out  with  the  support  of  third  parties concluded that the EISP was consistent with the World Bank’s existing policies on climate change, Eskom had the capability to implement and operate the MCPP (despite Eskom not having implemented a project of  the  scale  of  the  MCPP  in  more  than  a  decade),  the  activities  carried  out  to  that  point,  including  the plant design, environmental and social safeguards, and procurement were conducted in accordance with Eskom’s  sound  policies  and  procedures,  South  Africa’s  regulatory  framework,  and  good  international 11 ASGI‐SA is an initiative and policy of the GoSA, initiated in 2004, to accelerate economic growth by 6 percent and halve poverty  and unemployment by 2014.  12  No  similar  plants  had  been  or  were  under  construction  in  Africa.  Those  in  India  and  China  were  not  representative  because  they were based on local South East Asian suppliers.   Page 12 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) practices.  The positive outcomes of the due diligence assessments were reinforced by the global ranking  of  Eskom  as  a  premier  power  utility  organization  at  the  time,  and  by  the  strong  reputation  that  South  Africa’s legal and regulatory framework enjoyed globally.    21. Given  the  positive  outcomes  of  the  due  diligence  the  Bank’s  decision  to  support  the  EISP  was based on: (a) the EISP’s perceived strong developmental impacts; (b) the conclusion that coal was the only feasible  alternative  to  address  the  problem  of  power  shortages  in  the  short  term,  and  the  selection  of supercritical  technology  by  the  Eskom  as  the  best  available  option;  (c)  the  GoSA’s  commitment  to  low carbon  development  of  the  electricity  sector  as  demonstrated  by  its  agreement  to  include  renewable energy  and  energy  efficiency  in  the  project  design;  (d)   the  opportunity  for  the  World  Bank,  through  its participation in the EISP, to strengthen the GoSA’s strategy for low carbon growth of the electricity sector by  both  financing  and  leveraging  financing  by  other  development  partners  of  renewable  energy  and energy  efficiency  components,  including  coverage  of  incremental  costs  of  CSP;  and  (e)   the  opportunity for the World Bank to share knowledge and experience with Eskom and the GoSA on renewable energy, thus facilitating its uptake. 22. In addition, as lender of last resort, the World Bank’s support to cover the large financing gap for Eskom  and  the  GoSA  during  a  global  financial  crisis  was  considered  critical.  It  was  expected  to  signal  to other potential financiers the credibility of Eskom’s investment program. The project was also considered a first critical step in establishing a long‐term engagement with an important development partner in the region. 23. Having  decided  to  support  the  EISP  the  World  Bank  committed  substantial  human  and  financial resources  throughout  the  project  cycle  from  preparation  through  completion.  This  included  the involvement of senior World Bank management in consultations with officials at the highest levels of the South  African  Government  during  the  project  preparation  process  and  at  various  junctures  during  its implementation,  and  the  intensive  work  carried  out  by  staff  to  ensure  adequate  due  diligence  during preparation and the implementation support provided until project completion. 24. The World Bank Group’s Country Partnership Strategy (CPS) for South Africa was prepared in 2008 for  FY08–12.  Although  the  CPS  focused  primarily  on  knowledge  sharing  and  technical  support,  it  was designed  to  flexibly  respond  to  emerging  demand‐driven  client  needs.  This  was  the  case  with  the  EISP, which was incorporated into the World Bank’s support strategy through the CPS Progress Report prepared in parallel with the project and issued in FY10. 13 Theory of Change (Results Chain)  25. The  project  was  aimed  at  addressing  the  problem  of  inadequate  generation  capacity  causing electricity shortages which, in turn, were reducing economic growth and employment and slowing down implementation  of  the  rural  electrification  program.  This  program  was  instrumental  in  addressing  the problem of inequality and non‐inclusive growth through the creation of economic opportunities and jobs and  the  delivery  of  better  educational  and  health  outcomes.  In  addition,  the  project  was  to  support  the objective  of  reducing  South  Africa’s  high  carbon  intensity  of  energy  production  by  (a)  adding  4,800  MW 13 The Project Concept Note was reviewed by a World Bank‐wide Operations Committee meeting on September 21, 2009.  Page 13 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) of  generation  capacity  based  on  more  efficient  supercritical  technology14  compared  to  conventional  subcritical  technology,  (b)  implementing  two  renewable  energy  plants  (Sere  wind  power  plant  and  Upington  CSP),  (c)  undertaking  demand  management  measures  and  improving  the  efficiency  of  existing  coal  plants,  and  (d)  enabling  the  development  of  additional  renewable  energy  capacity  by  the  private  sector.15   26. The results matrix (PAD, annex 3) provides data on the process through which project inputs were to  be  converted  into  outputs  and  translated  into  intermediate  and  outcome  indicators,  with  the  latter being  set  at  the  level  of  the  desired  outcomes.  From  these  data  the  Implementation  Completion  Report (ICR) has derived a logical framework or theory of change mapping three groups of activities (construction of  the  MCPP,  construction  of  renewable  energy  power  plants,  and  implementation  of  renewable  and energy  efficiency  activities)  to  their  relevant  outputs,  outcome  indicators,  Project  Development Objectives (PDOs), and long‐term goals as shown in figure 1. 27. The theory of change shows that successful implementation of project activities was expected to provide  the  following  outcomes:  increased  supply  and  security  of  energy  provided  efficiently  and  in  a sustainable  manner  and  contributions  to  economic  growth  and  the  country’s  low  carbon  mitigation strategy. Several critical risks were identified, and risk management measures were developed (PAD, page 41). The main risks and the corresponding management measures were as follows: (a) The Borrower’s lack of familiarity with the World Bank processes and policies. Because this was  the  first  Investment  Financing  Project  to  South  Africa  and  Eskom  after  a  long  hiatus, there  was  concern  about  the  World  Bank’s  processes  and  procedures,  especially  regarding loan  conditionalities.  In  addition  to  the  due  diligence  undertaken  at  appraisal,  the  risk  was to  be  managed  through  country  dialogue  around  the  CPS  engagement,  open  knowledge sharing on World Bank policies and procedures, and timely quality responses to client needs. (b) Reputational risk to the World Bank for supporting a coal‐fired power plant given its public commitment to the global climate agenda. To mitigate this risk, a communication strategy was designed targeted at stakeholders in South Africa and the international community with clear messages about (i) the developmental impact of the project for both South Africa and the  subregion;  (ii)  South  Africa’s  commitment  to  low  carbon  development  as  evidenced  by its  international  commitments  under  the  Kyoto  Protocol  and  Copenhagen  Accord  and  its own  long‐term  mitigation  scenario  ;  (iii)  Eskom’s  choice  of  supercritical  technology  for  the MCPP; (iv) the inclusion of significant low carbon renewable energy investments and energy efficiency  as  integral  parts  of  the  EISP;  (v)  Eskom’s  commitment,  included  as  a  covenant  in the Loan Agreement, to install the FGD units at the MCCP to ensure compliance with South Africa’s  emission  standards;  and  (vi)  approval  of  feed‐in  tariffs  for  renewable  energy  in  the efforts to mobilize private sector investment in renewable energy. (c) Adequacy  of  measures  to  mitigate  SO2  emissions  from  the  MCPP  to  ensure  consistency with the World Bank’s environmental health and safety guidelines for new thermal power plants  and  South  Africa’s  proposed  emissions  standards  for  new  plants.  The  proposed 14  The  MCPP  was  expected  to  discharge  less  carbon  emissions  compared  to  subcritical  technology  which  was  the  dominant  technology in Eskom’s portfolio of coal‐fired power plants.  15 This was an acknowledged contribution of the project but was not part of the Results Framework.  Page 14 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) mitigation  measure  was  for  Eskom  to  retrofit  each  unit  of  the  MCPP  with  an  FGD  unit.  A  schedule  for  commissioning  of  the  FGD  units  was  included  as  a  covenant  in  the  Loan  Agreement.  (d) Reduced  impact  on  low  carbon  development  that  could  result  from  delays  in  attracting private sector investment  in renewables. The  project was expected to play a  catalytic role in  attracting  these  investments  through  the  demonstrative  effects  of  its  renewable  power plants and the provision of associated transmission infrastructure. (e) Sensitivity around the UCS on the first large investment in the country. To manage the risk, the World Bank reviewed South Africa’s legal and regulatory framework and Eskom’s policies and  procedures  for  safeguards.  The  World  Bank  found  that  South  Africa  and  Eskom  had  a robust system in place for management of environmental and social safeguards, except for a  few  areas  that  are  described  in  section  III  B  (Environmental,  Social,  and  Fiduciary Compliance), including the related risk management measures. (f) Reputational risk related to procurement. Allegations of fraud and corruption could arise in relation  to  contracts  awarded  before  the  World  Bank’s  participation  in  the  project.  If  such cases arose, the World Bank reserved the right to refuse to finance such contracts and cancel the related amounts from the loan funds or obtain reimbursement if the disbursements had already been made on the contracts. In fact, the previous contact awarded to Hitachi (before the World Bank got involved in the project), who then subcontracted the fabrication of boiler pressure parts to DB Thermal Company, did result in a fraud case after the World Bank had started participating in the project and resulted in large additional costs and schedule impact on the first three units. 28. The  theory  of  change  assumed  that  the  above  risks  would  be  effectively  managed  according  to the  identified  risk  management  measures.  However,  some  of  the  risk  mitigation  measures,  such  as  the FGD  installation  for  sulfur  dioxide  emissions,  were  not  as  effective  or  implemented  as  timely  as anticipated. Page 15 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Figure 1. Theory of Change at Appraisal  ACTIVITIES OUTPUTS OUTCOME  INDICATORS PDO PDO L‐T GOALS CONSTRUCT   4, 764 MW  INSTALLED  MW  MEDUPI  POWER  MEDUPI  PLANT CAPACITY AS A %   ENHANCE  PLANT  2,224 KM OF PEAK  DEMAND POWER SUPPLY  TRANS.  LINES AND ENERGY  SECURITY  Energy supply from  EFFICIENTLY  AND ENERGY   SUPPORT  L‐T BUILD  RE PLANTS  RE MW  CAPACITY SUSTAINABLY  SERE  WIND SUPPLIED  FROM   SUPPORT LOW CARBON   CCCons • 100 MW  WIND  UPINGTON  CSP RE CARBON  MITIGATION  • 200 MW  CSP  MITIGATION  STRATEGY STRATEGY  SUPPORT  ENERGY   64 KM  MAJUBA   CO2 EMISSIONS  ECONOMIC RAIL SIDING  AND  DISCHARGED  GROWTH EFFICIENCY  & TA  COAL PLANTS  TA YARD  (KG/KWH)  OF   RE & EE  TA   RE & EE  TA ELECTRICITY PLANNED ACTIVITIES INTENDED RESULTS Project Development Objectives (PDOs)  29. As  stated  in  the  Loan  Agreement:  “The  objective  of  the  Project  is  enabling  the  Borrower  to enhance its power supply and energy security in an efficient and sustainable manner so as to support both economic  growth  objectives  and  the  long‐term  carbon  mitigation  strategy  of  the  Guarantor.”  16  In  the PAD,  it  is  stated  as  “The  Project  Development  Objective  (PDO)  is  to  enable  Eskom  Holdings  to  enhance power supply and energy security in an efficient and sustainable manner so as to support both economic growth objectives and the long‐term carbon mitigation strategy of South Africa.” 30. The PDO had four parts as follows: (a) to enhance its power supply and energy security; (b) in an efficient and sustainable manner; (c) to support [both] economic growth objectives; and (d) the long‐term carbon mitigation strategy of the Guarantor. 31. The  first  and  second  objectives  (enhancing  power  supply  and  energy  security  in  an  efficient  and sustainable manner) were at project level; the third, a long‐term high‐level objective; and the fourth, both a  project‐level  and  long‐term  objective.  These  objectives  were  to  be  achieved  by  (a)  investing  in supercritical coal‐fired and renewable energy power plants to increase system generation capacity (MW) by about 12.5 percent, (b) increasing the amount of coal transported by more efficient rail than road, and (c) implementing both demand‐ and supply‐side efficiency measures. 16 There are slight differences in the wording of the PDO between the PAD and the Loan Agreement, but these are more semantic  than substantive.  Page 16 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 32. The  PAD  did  not  explain  the  meaning  of  the  second  objective  (…in  an  efficient  and  sustainable manner…) and how it was to be achieved. By reviewing various parts of the PAD (including figure 6, page 28), the ICR has interpreted the ‘efficient’ part to refer to (a) the project’s contribution to sector efficiency using  efficient  supercritical  coal‐fired  power  plant  technology  at  the  MCPP,  (b)  the  partial  shift  of  coal transportation  from  road  to  rail  which  was  expected  to  result  in  reduced  unit  transportation  costs  (US$ per ton of coal transported), (c) the TA provided to support Eskom’s efforts to reduce the heat rate of the existing coal fleet by 1 percent on average, and (d) the TA to support Eskom in scaling up the solar water heater and time of day metering. Arguably, ‘efficiency’ could have been defined to also include an efficient project schedule of four years to completion consistent with power sector industry standards. This aspect is, however, captured in the efficiency evaluation through the economic rate of return (ERR) analysis and is not dealt with through the evaluation rating of efficacy. 33. The  ‘sustainable’  part  of  the  objective  is  assumed  to  refer  to  (a)  the  increased  use  of  domestic renewable  energy  sources—from  both  the  wind  and  solar  power  plants  which  were  part  of  the  project and from other renewable energy investments enabled by the project  (b) the environmental benefits and the reduction in carbon emissions that were expected to result from the partial shift from road to rail coal transportation for the Majuba Power Plant and (c) the slowing down of Eskom’s carbon emission due to the use of supercritical compared to subcritical technology.17 34. Support  for  carbon  mitigation  strategy.  The  causal  relationship  between  the  operation  of renewable  energy  plants  constructed  under  the  project  and  the  carbon  mitigation  objective  through reductions in carbon emission was clear and direct and was quantified and so was the effect of the partial shift  of  coal  transportation  from  road  to  rail.  Improvements  in  efficiency  upgrades  of  the  existing  coal‐ fired  power  plants  were  also  to  contribute  to  emissions  reductions.  The  ICR  interprets  the  project  as contributing  to  both  project‐specific  impacts  and  the  country’s  high‐level  and  long‐term  low  carbon mitigation strategy. 35. Support  for  economic  growth  objectives.  Key  macroeconomic  variables  such  as  growth  rates, fiscal balances, and employment creation had shown a close association to the level of energy provision. The projects aimed to improve the provision of power for the economy to support viability of the mining; manufacturing;  and  micro,  small,  and  medium  enterprises  (MSMEs)  sectors  that  are  the  engines  for economic growth and employment creation.  In 2008, the rate of increase in access to electricity (critical for  employment  creation  in  informal  sectors)  slowed  down  due  to  power  shortages.  However,  the objective  of  supporting  economic  growth,  a  high‐level  objective  was  not  specified  in  the  project  at appraisal. Key Expected Outcomes and Outcome Indicators  36. At  appraisal,  the  outcome  indicators  were  specified  for  two  of  the  four  expected  outcomes  as follows: (a) for enhanced  security of supply ‐ installed  capacity as  a percentage of peak  demand and  the GWh  (amount)  of  energy  generated  from  renewable  energy  sources  and  (b)  for  contribution  to  carbon mitigation ‐  carbon  emissions  discharged  per  unit  of  electricity  (per  kWh).  No  indicators  were  specified for  the  project’s  expected  contribution  to  the  outcomes  on  efficient  and  sustainable  supply  and  on 17  Since  the  conclusion  reached  was  that  coal  was  the  only  alternative  for  developing  the  required  generation  capacity  quickly  supercritical technology was superior to subcritical technology from an efficiency and environmental perspective.  Page 17 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) support  to  economic  growth  objectives.  Table  1  presents  the  indicators  and  associated  targets  as  at  appraisal and after project restructuring.  Table 1: Expected Outcomes, Indicators, and Targets at Appraisal and after Restructuring  At Appraisal  As Restructured  PDO  Outcome Indicator  Target  Outcome Indicator  Target  Enhanced power  Installed capacity  Installed capacity at  Generation capacity  4,800 MW  supply and energy  (MW) as a percentage  124.6 percent of  installed and  security   of peak demand   peak demand (2015)  commissioned at  Medupi (MW)  Energy supply from  520 GWh per annum  Generation capacity  100 MW  renewable energy  (2015)  installed and  (GWh)  commissioned from RE  (MW)  Enhanced power  No indicators or targets were set at appraisal or during restructuring  supply and energy  security in an  efficient and  sustainable manner  Support to low  Carbon emissions  Carbon emissions  Direct CO2 emissions  238,000  carbon mitigation  discharged per unit of  discharged per unit  avoided under the  MT  strategy  electricity (kg/kWh)  of electricity ‐ 0.950  project (in metric tons)  kg/kWh (2015)  Support to economic  growth objectives of  No indicators or targets were set at appraisal or during restructuring  the Government  Note: RE = Renewable energy.  Components  37. The project had three components: (a) Component A for construction of the 6 x 800 MW Medupi Coal‐fired Power Plant and associated transmission lines, (b) Component B for investments in renewable energy power plants, and (c) Component C for investments and TA for in energy efficiency and renewable energy development. 38. Total project costs were estimated at US$13.86 billion18 and the actual costs were US$18.1 billion. Detailed project costs and financing plans as at appraisal and at loan closure are provided in annex 3. The following provides a summary of the project cost breakdown by component and IBRD financing. (a) MCPP  (Component  A)  (Estimated  cost19  US$12,048  million,  actual  cost  US$17,474  million; estimated  IBRD  Loan  US$3,040  million,  actual  IBRD  disbursed  US$2,866  million).  This component  comprised  a  6  x  794  MW  coal‐fired  power  plant  based  on  supercritical technology. 18 Total estimated project costs included US$10 million to finance the front‐end fee on the IBRD Loan (about US$9 million) and a  Clean Technology Fund (CTF) management fee (about US$1 million). These costs are not included in project component costs.  19 The total cost estimates were inclusive of development costs, contingencies, and financing costs.  Page 18 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) (b) Renewable Energy Power Plants (Component B) (Estimated cost20 US$1,227 million, actual cost  US$252  million;  estimated  IBRD  Loan  US$260  million;  actual  IBRD  Loan  US$23  million; estimated  CTF  US$350  million21,  actual  CTF  US$77  million22).  The  component  comprised  a 100 MW Sere wind power plant and a 100 MW CSP plant at Upington. The Sere wind power plant  was  prepared  as  a  first  phase  of  a  two‐phase  200  MW  project  in  the  Western  Cape Province. The first phase under this project was expected to generate about 219 GWh when completed.  The  Upington  Power  Plant  was  to  be  implemented  on  a  design,  construct,  and commission  basis  in  the  Northern  Province.  It  was  to  be  implemented  on  a  pilot  basis  to provide  benchmarks  for  cost  and  performance  on  a  utility  scale  basis  in  a  region  that  has abundant soler resources. (c) Energy  Efficiency  Investments  (Component  C)  (Estimated  cost  US$576  million,  actual  cost US$402  million;  estimated  IBRD  financing  US$441  million;  actual  financing  IBRD  Loan US$270  million).  The  component  consisted  of  both  sector  investments  and  TA.  Included  in this  component were three subcomponents. The first was construction of  the  Majuba Rail, which  would  be  more  cost‐efficient  and  environmentally  better  than  road  for  coal transportation to the Majuba Power Plant.  The project also included a new rail yard layout for faster coal off‐loading. The second subcomponent was TA for assessing opportunities for coal‐fired  power  plant  efficiency  improvements  to  support  Eskom’s  objective  of  reducing the average heat rate of its fleet by 1 percent by 2012. The third subcomponent provided TA to  support  implementation  of  the  Upington  CSP  and  provide  technical,  financial,  and  legal advisory services to Eskom to develop domestic or cross‐border renewable projects. 39. The  financing  plan  at  project  appraisal  included  US$350  million  in  loans  from  the  Clean Technology Fund (CTF) of which US$250 million was to be channeled through the World Bank and US$100 million through the African Development Bank.   The Grant Agreement (TF 10690) for the US$250 million was  later  linked  to  the  Eskom  Renewables  Support  Project  (P122329)  approved  by  the  Bank  on  October 27,  2011,  and  the  financing  was  used  for  activities  under  both  the  EISP  and  the  ERSP.   About  US$  34.9 million was disbursed under the EISP by loan closing date. 40. Disbursement of the IBRD Loan totaled US$3,159 million compared to the committed amount of US$3,750 million. The difference of US$591 million was canceled. The first cancellation of US$320 million was made after the June 2020 project restructuring indicated  that the loan would not be fully disbursed by  loan  closure,  and  the  final  cancelation  of  the  balance  of  US$271  million  was  made  on  November  8, 2021,  after  the  expiration  of  the  disbursement  period.  The  breakdown  of  the  total  undisbursed  funds compared  to  appraisal  estimates  was  as  follows:  MCPP  (Component  A)  ‐  US$183  million,  Renewable Energy  (Component  B)  ‐  US$237  million,  and  Energy  Efficiency  Investments  (Component  C)  ‐  US$171 million. 20  The  costs  for  the  component  were  inclusive  of  development  costs  and  associated  transmission  lines  required  to  connect  the  plants to the Eskom grid and to allow other renewable projects in the area to be connected as well.  21  US$249  million  of  the  CTF  was  allocated  to  the  CSP  component  and  later  to  the  Battery  Energy  Storage  System  (BESS)  subcomponents,  which  replaced  CSP  during  the  2018  project  restructuring,  but  the  BESS  could  not  be  implemented  during  the  life of this project.  22 Of which US$35 million was channeled through the World Bank and US$42 million through the African Development Bank.  Page 19 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) B. SIGNIFICANT CHANGES DURING IMPLEMENTATION (IF APPLICABLE) Revised PDOs and Outcome Targets23   41. The  project  underwent  five  restructurings,  all  of  which  took  place  at  Level  2,  that  is,  they  were approved  by  the  Regional  Vice‐President  or  Country  Director.  None  of  the  restructurings  involved revisions to the PDOs, but three of the restructurings on July 7, 2015, December 7, 2018, and December 27,  2019,  included  changes  to  the  outcome  indicators,  target  values,  and  due  dates.  Table  2  provides  a summary of the project restructurings and their rationale. Table 2. Summary of Project Restructurings  Date  Restructuring  Rationale for Restructuring  Paper Document  December 11,  RES17080  Rationalize and simplify disbursement categories, reallocate funds  2014  among categories, and update disbursement schedule   July 7, 2015  RES19126  Rationale was to update several parameters in view of huge actual  delays foreseen to completion. The updates included a closing date  extension of about 50 months and revisions to the implementation  schedule, project costs and financing plan, project outcome indicators  and targets, disbursement schedules, loan allocation among  disbursement categories, economic analysis, and legal covenants.  December 7, 2018  RES32580  The reasons for the restructuring were to replace CSP with the battery  energy storage system (BESS) and allow more time for  implementation of interim measures to address SO2 emissions  exceedances before installation of the FGD units at the MCPP. The  Results Framework was amended to include the MW storage capacity  of the BESS as an intermediate outcome indicator in place of the  former MW capacity indicator of CSP.  December 27,  RES39035  The rationale for this restructuring was to extend the loan closing  2019  date by six months to allow completion of the components that had  fallen behind (the transmission lines for the MCPP, the Majuba Rail,  and the BESS component) and support Eskom’s restructuring road  map. The changes included revisions of target end dates to the new  loan closing date.  June 25, 2020  RES42516  This restructuring was to cancel US$320 million24 that was projected  to remain unused by the loan closing date. The amount arose from  projected savings on the transmission lines and the Majuba Rail  components and US$100 million previously allocated for the  restructuring of Eskom, which was no longer feasible to complete  within the remaining time before loan closure.  23 A split evaluation was not carried out because (a) there was no change in project objectives; (b) the scope and ambition of the  operation  did  not  change;  and  (c)  according  to  the  Project  Restructuring  Paper  dated  July  7,  2015,  the  change  in  the  indicators  and related targets was done to “clarify the PDO outcomes” or to “better capture the project’s achievements.”  24 A further US$270 million of undisbursed funds was canceled on November 8, 2021, following expiration on October 31, 2021,  of the grace period for disbursements.  Page 20 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Revised PDO Indicators  42. During the project restructuring on July 7, 2015, both indicators for enhanced power supply and energy  security  were  revised  from  (a)  installed  capacity  (MW)  as  a  percentage  of  peak  demand  to generation capacity installed and commissioned at Medupi (MW) and (b) energy supply from renewable energy (GWh) to generation capacity installed and commissioned from RE (MW). The indicator for carbon mitigation  was  revised  from  carbon  emissions  discharged  per  unit  of  electricity  (kg/kWh)  to  direct  CO2 emissions avoided under  the project in  metric tons.  The revisions to the PDO indicators are summarized in  table  1.  According  to  the  Restructuring  Paper  of  July  7,  2015,  the  changes  were  made  to  “clarify  the PDO  outcome  indicators”  (page  5)  or  “to  better  capture  project  achievements”  (page  47).  The intermediate  indicators  related  to  the  MCPP  and  renewable  energy25  that  had  originally  been  stated  as added generation capacity were revised and restated in terms of implementation progress (for example, percentage  of  construction  completed). During  the  next  project  restructuring  on  December  7,  2018,  the target for the outcome indicator associated with the renewable energy plants was further revised to drop the contribution from CSP, which was being replaced by the BESS. The third restructuring, which affected the Results Framework, was undertaken on December 27, 2019, and aligned the target dates for achieving indicator target values with the loan closing date. Revised Components  43. There  were  a  few  but  significant  changes  to  the  project  components.  The  main  change  was  the replacement, during the project restructuring on December 7, 2018, of the Kiwano26 CSP plant with a grid‐ scale Battery Storage Program (BSP)—later referred to as the battery energy storage system (BESS). 44. The decision to substitute the CSP plant with the BESS was taken after long procurement delays27 and after Eskom received non‐responsive bids for CSP. CSP was conceived as a learning pilot when there was  no  private  sector  involvement  in  renewable  energy  in  South  Africa.  The  World  Bank,  by  packaging renewable energy as an integral part of the EISP and providing technical support to the GoSA, facilitated a substantial uptake of renewable energy, especially under the successful Renewable Energy Independent Power  Producer  Programme  (REIPPP).28  Thus,  by  2018,  the  private  sector  had  taken  interest  in  CSP technology  and  was  about  to  launch  a  CSP  of  its  own.29  There  was,  therefore,  no  compelling  reason  for Eskom to implement a CSP anymore. The BESS, on which there was no private sector initiative, was a more interesting  alternative  to  CSP  as  it  was  expected  to  provide  energy  storage  capacity  to  facilitate  the integration of other renewable energy plants, especially private sector plants to the grid. The BESS was to be  implemented  in  two  phases  with  the  first  phase  being  funded  by  the  IBRD  Loan  under  this  project. 25 The added generation storage capacity expected from the BESS was included at the level of an intermediate indicator.  26 The original name at appraisal was Upington but was later renamed.  27  There  were  multiple  reasons  for  the  delayed  procurement  of  CSP,  including  (a)  long  time  taken  for  the  financing  partners  to  agree  on  a  procurement  strategy  and  for  all  the  partners  to  agree  with  Eskom  on  the  technology  to  be  adopted  and  (b)  almost  one‐year delay in getting the National Treasury’s decision on a waiver of the Preferential Public Procurement Policy, and so on.   28  By  the  end  of  2018,  about  4,000  MW  had  been  installed  under  the  REIPPP  in  South  Africa  (Restructuring  Paper,  Report  No.  RES32580 of December 7, 2018). This has increased to about 6,000 MW as of mid‐2021.  29 Around the time the EISP was prepared, the World Bank had started piloting CSP in other countries, including in Morocco where  the project was structured as a public‐private sector operation and turned out to be successful.  Page 21 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Other  financing  was  to  be  provided  by  concessional  loans  under  the  World  Bank’s  Eskom  Renewables  Support Project (ERSP) (P122329), approved October 27, 2011; CTF; and AfDB.  45. During  the  December  27,  2019,  restructuring,  a  further  change  was  made  to  the  description  of the investments in renewable energy and energy efficiency component to incorporate support to Eskom in implementing unbundling reforms. A total of US$100 million was reallocated for that activity. However, the allocation was canceled during the last project restructuring on June 25, 2020, because, with only one year left before loan closing and without any specific proposal for implementation, there was no realistic prospect that the funding would be used. 46. Component  A for the MCPP also included about 2,244 km of 765 kV and/or 400 kV transmission lines  (and  associated  substations)  to  evacuate  power  from  the  power  plant  to  the  electricity  grid.  The scope  of  the  transmission  lines  activities  was  designed  with  broad  network  flows  and  stability considerations  in  mind  and  was  not  limited  to  the  needs  for  integrating  the  MCPP.  The  scope  was  later revised  due  to  internal  cash  constraints  within  Eskom  to  a  level  necessary  to  effectively  integrate  the MCPP to the grid while maintaining technical requirements according to the grid code. Hence, the lengths of the lines were revised to about 1,020 km during the 2019 project restructuring. The revised lengths of the lines were included in the Results Framework as an intermediate indicator. Other Changes  None  Rationale for Changes and Their Implication on the Original Theory of Change  47. The  theory  of  change  remained  substantively  the  same  after  project  restructurings  as  it  was  at appraisal, but all three outcome indicators were revised as shown in table 1 and discussed above. The ICR supplements  the  efficacy  evaluation  (section  II  B)  by  using  alternative  indicators  on  the  project’s contribution to the system energy generation. II. OUTCOME A. RELEVANCE OF PDOs 48. As described at the beginning of the ICR, the World Bank’s preparation of the EISP started in 2009 following a request by the GoSA for financing support for urgent implementation of the MCPP. The project was the most feasible option in the short term for addressing a severe energy crisis, which was adversely affecting  economic  growth  and  employment  and  posed  a  serious  threat  to  economic  recovery  after  the 2007/08 global financial crisis. 49. The  EISP  was  prepared  during  the  period  of  the  FY08–12  World  Bank  CPS  for  South  Africa.  The CPS had the dual objectives of supporting the Government’s national growth and development programs and  collaborating  with  regional  partners  on  key  regional  development  issues.  The  World  Bank’s  support strategy  was  organized  under  two  pillars  for  (a)  Urban  and  Rural  Development  focusing  on  urban  and municipal  development,  land  reform,  agriculture,  private  sector  development,  environment,  and Page 22 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) infrastructure  and  (b)  Regional  Integration  through  outward  investment,  regional  communities,  and  knowledge sharing. Improved service delivery was a cross‐cutting theme.  50. The  FY08–12  CPS  was  prepared  before  the  2008/09  global  financial  crisis  at  a  time  when  South Africa  had  easy  access  to  finance  and  as  a  result  consisted  entirely  of  demand‐driven  advisory  services and  analytics  and  TA.  The  EISP  was,  therefore,  not  part  of  the  lending  program  under  the  original  CPS. When  the  power  crisis  emerged,  the  World  Bank  assessed  that  addressing  power  shortages  was  critical for  South  Africa’s  economic  recovery  and  the  whole  Southern  Africa  subregion.  Ending  power  shortages was  also  essential  for  broader  developmental  outcomes  as  increased  access  to  reliable  and  affordable electricity  would  stimulate  entrepreneurship  and  job  creation  in  the  informal  sector.  Thus,  the  PDO  was supportive of the CPS’s overall objective of supporting national growth and development programs. A CPS Progress  Report,  dated  March  1,  2010,  was  prepared  in  parallel  with  the  EISP.  The  progress  report30 included  and  described,  in  some  detail,  the  EISP  activities  and  objectives  under  the  Urban  and  Rural Development  pillar’s  infrastructure  sub‐objective.  The  results  matrix  (Progress  Report,  page  26)  stated the issues to be addressed by the EISP as the backlog of unmet investment needs, which had precipitated an energy crisis and the high costs of infrastructure due to the international financial crisis. The outcomes to be delivered by the EISP were identified as increased power generation capacity and a gradual shift to a low carbon trajectory. 51. The  World  Bank’s  subsequent  CPS  for  FY14–17  reaffirmed  the  importance  of  the  then  ongoing EISP stating explicitly that the “IBRD strategy will be centered on knowledge and technical cooperation….  the  implementation  of  the  ongoing  lending  program  in  energy  and  the  environment.”  The  CPS  was  anchored  in  the  Government’s  National  Development  Plan’s  objectives  of  eliminating  poverty,  reducing  inequality,  and  improving  job  creation.  The  CPS’s  particular  focus  was  organized  around  three  engagement  areas  to  (a)  promote  increased  competition  and  improved  business  environment  for  sustainable  growth,  (b)  strengthen  the  performance  of  MSMEs  and  skills  development  to  support  job  creation,  and  (c)  improve  the  infrastructure  investment  framework  and  selected  infrastructure  services.  Under the three pillars were included eight program areas, including energy which fell under the pillar of  promoting investments.   52. The  FY14–17  CPS  further  confirmed,  as  a  continuing  priority,  support  to  South  Africa’s collaboration  and  cooperation  with  partners  on  the  Southern  Africa  Power  Pool  (SAPP)  and  the  planned energy schemes such as the Inga Hydropower Program in the Democratic Republic of Congo and the Kudu gas‐based  power  generation  in  Namibia,  among  others.  These  were  all  highlighted  as  strategic  priorities for  the  SAPP  countries  in  the  EISP  PAD.   The  CPS  results  matrix  confirmed  (pages  29  and  30)  the  energy sector developmental issues addressed by the EISP, and the CPS outcomes as described above and in the PAD. 53. The FY14‐17 CPS was revised in the Performance and Learning Review of November 2016 at which time  it  was  also  extended  by  one  year  through  FY18.    There  was  a  three‐year  gap  before  the  current country program (FY2022‐26) was approved on July 22, 2021.  The first two years gap was due to the need to  align  the  policy  dialogue  with  the  electoral  cycle  of  the  May  2019  national  elections  and  to  build consensus with the new leadership.  The additional one‐year gap arose due to the Covid ‐19 pandemic. 30  The  CPS  was  used  flexibly  to  allow  program  priorities  to  be  shaped  through  an  annual  business  planning  exercise  led  by  the  GoSA.  Page 23 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 54. The  current  CPF  is  structured  around  three  strategic  focus  areas  to  (a)  promote  increased competition and improved business environment for sustainable growth, (b) strengthen MSME and skills development  to  support  job  creation,  and  (c)  improve  the  infrastructure  investment  framework  and selected infrastructure services. Energy is covered through the first and third focus areas as follows: (a) Objective  1.2:  Greater  climate  change  resilience  and  environmentally  sustainable investments  in  selected  sectors.  The  emphasis  is  on  supporting  South  Africa  in implementing its Integrated Resource Plan (IRP) (2019) to achieve a secure and sustainable energy  mix  by  decommissioning  and/or  repurposing  Eskom’s  old  coal‐fired  power  plants, installing battery storage facilities to support grid integration of renewables, and increasing the share of renewables in the electricity generation mix. (b) Objective 3.2: Improved infrastructure services by selected state‐owned enterprises. This could  include  advisory  services  for  the  design  and  implementation  of  sector  reforms; financing of initiatives selected by the GoSA; and targeted support to Eskom on topics such as  unbundling,  debt  management,  and  technical,  operational,  and  financial  deficiencies, which contribute to power shortages. 55. The CPF’s represents a continuation of the focus on enhancing energy supply and security, albeit with  more  emphasis  on  climate  change‐related  initiatives  and  sector  reforms  and  reduction  of institutional, operational, and financial deficiencies faced by Eskom.  The emphasis on renewable energy and  decommissioning/repurposing  of  Eskom’s  old  coal‐fired  power  plants  represents  progress  in  the manner in which South Africa plans to meet future energy needs with clean energy based on the maturing of the renewable energy technologies and reductions in costs that make them competitive with fossil fuel fired  power  generation.    Energy  security  remains  a  key  objective  of  the  GoSA  as  demonstrated  by  its inclusion  as  one  of  the  eight  priorities  in  the  GoSA’s  Economic  Reconstruction  and  Recovery  Plan announced on October 15, 2020. 56. The  overall  assessment  of  relevance  of  the  PDO  is  based  on  three  considerations:  (a)  the alignment of the PDOs with the World Bank’s CPS/CPF for South Africa at project closure; (b) the country context for the project, that is, whether the project’s objectives were outcome oriented and appropriately pitched  for  the  development  status  and  capacity  of  the  country;  and  (c)  the  World  Bank’s  historical experience in the country and sector. 57. Regarding  alignment,  the  project,  on  one  hand,  and  all  three  strategy  instruments  (FY08–FY, FY14–17,  and  FY22–26),  on  the  other  hand,  identified  the  problem  of  power  shortages  and  high  carbon intensity of electricity generation as significant developmental issues. The project activities and objectives are specifically described in CPS FY08–12 (as updated by the Progress Report in 2010) and CPS FY14–17. 58. The  World  Bank  had  no  historical  experience  in  the  energy  sector  in  South  Africa31  to  provide  a reference point for setting the operation’s objectives. However, due diligence carried out at appraisal by 31  Except  for  a  small  GEF  grant  implemented  by  the  World  Bank  as  executing  agent  for  GEF—Renewable  Energy  Market  Transformation (US$6 million).  Page 24 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) the  World  Bank  team  and  by  third  parties  indicated  that  the  objectives  were  set  at  the  right  level  and  were within the capacity of Eskom to achieve, although the latter turned out to have been an inaccurate  assessment during project implementation. Further, the objectives—increasing power supply and energy  security,  supporting  economic  objectives,  and  the  GoSA’s  carbon  emissions  mitigation  strategy—were  outcome oriented, although there were some deficiencies in the selection of indicators.   59. Based  on  these  factors  the  relevance  of  the  PDOs  is  Substantial.  This  is  because  there  is  strong alignment of the EISP objectives with both the CPF at project closure (FY14‐17, extended to FY2018) and the FY22–26 CPF which came into effect three weeks after the loan closed. B. ACHIEVEMENT OF PDOs (EFFICACY) Assessment of Achievement of Each Objective/Outcome  Objectives 1 and 2: Enhancing power supply and energy security in an efficient and sustainable  manner  60. Objectives  1  and  2  are  combined  for  evaluation  purposes  because  they  share  a  common  results chain, that is, the same activities (the MCPP, renewable energy, TA for development of renewable energy and  energy  efficiency,  and  the  Majuba  Rail  components)  were  expected  to  support  achievement  of  the two objectives. 61. The  assessment  of  efficacy  is  based  on  the  outcome  indicators  and  targets  as  formally  revised during  the  project  restructuring  in  2015  and  2018  because  the  revisions  did  not  change  the  scope  or ambition  of  the  project  to  warrant  a  split  evaluation.  In  addition,  the  evaluation  incorporates  other metrics  that  strengthen  the  assessment  of  the  project’s  contribution  to  enhanced  power  supply  and energy  security  beyond  the  installation  and  commissioning  of  additional  generation  capacity.  These include energy availability factors (EAFs) and energy generated by the power plants completed under the project and capacity savings accruing from demand‐side management measures. The MCPP’s contribution to power supply and energy security  62. The  revised  outcome  indicators  and  targets  for  these  two  objectives  were  generation  capacity installed  and  commissioned  at  Medupi  (target  of  4,800  MW) and generation  capacity  installed  and commissioned from Sere wind power plant (target of 100 MW). The total additional generation capacity target  of  4,900  MW  (4,800  MW  from  the  MCPP  and  100  MW  from  the  Sere  wind  power  plant)  was installed and commissioned. 63. The completion and commissioning of the MCPP units was considerably delayed. The MCPP was implemented  over  11  years  (2010–2021)32  compared  to  the  estimated  implementation  period  of  five years at appraisal. Table 3 compares the estimated commissioning dates at appraisal to the actual dates. 32  The  last  unit  to  enter  commercial  operation  (Unit  #1)  was  commissioned  on  July 31,  2021,  one  month  after  loan  closure.  One  section of the associated transmission lines will only be completed by 2022, resulting in an overall implementation period of 12  years for the project.   Page 25 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 3. Estimated and Actual Commissioning Years for the MCPP   Capacity Commissioned in MW33 Unit #  2012  2013  2014  2015  2016  2017  2018  2019  2020  2021  Total   According to the PAD    1  –  –  –  800  –  –  –  –  –  –  800  2  –  –  800  –  –  –  –  –  –  –  800  3  –  –  800  –  –  –  –  –  –  –  800  4  –  800  –  –  –  –  –  –  –  –  800  5  –  800  –  –  –  –  –  –  –  –  800  6   800  –  –  –  –  –  –  –  –  –  800  Total according to the PAD  800  1600  1,600  800  0  0  0  0  0  0  4,800  Actual     1  –  –  –  –  –  –  –  –  –  794  794  2  –  –  –  –  –  –  –  794  –  –  794  3  –  –  –  –  –  –  –  794  –  –  794  4  –  –  –  –  –  794  –  –  –  –  794  5  –  –  –  –  –  794  –  –  –  –  794     6 –  –  –  794  –  –  –  –  –  –  794  Total actual  –  –  –  794  –  1,588  –  1,588  –  794  4,764  64. The  first  and  last  unit  (Unit  #6  and  Unit  #1)  to  enter  commercial  operation  did  so  three  and  six years  later  than  estimated  at  appraisal,  respectively.  The  key  reasons  for  the  delays  were  plant  design shortcomings (including basic and latent defects), poor performance by contractors, project management constraints  on  the  part  of  Eskom  given  the  scale  of  the  project,  slow  decision‐making  by  the  GoSA agencies, disruptive labor, community disputes, and the impact of the COVID‐19 pandemic in 2020. These are discussed in detail in section III (Factors Affecting Project Implementation) and their impacts through increased costs and delayed revenues are captured in the economic analysis (section II C). 65. Not only did the project experience long delays, but serious design and construction defects were encountered. These and subsequent O&M inefficiencies and lack of spare parts affected the performance of  the  plant  resulting  in  low  plant  reliability  and  outputs.  The  primary  defects  were  first  noticed  after commissioning of the first unit (Unit #6) in 2015. The main problems were with the boiler components— too small furnaces, air heaters, pulverizers, gas side erosion, and pulse‐jet fabric filters (PJFF)—all of which had the effect of reducing energy availability and increasing unplanned capacity loss factors (UCLFs). 66. A  program  of  remedying  the  defects  was  instituted,  which  comprised  agreement  on  design changes between Eskom and the contractor followed by optimization, testing, and implementation of the changes  on  a  unit‐by‐unit  basis,  evaluation  of  the  outcomes,  and  eventual  rollout  to  all  units,  if  the changes  were  successful.  In  the  case  of  unsuccessful  design  changes,  the  options  were  to  rework  the design  changes  and  repeat  the  cycle  with  the  contractor  or  for  Eskom  to  do  it  alone  or  with  another contractor. A cost sharing arrangement was worked out between Eskom and the boiler original equipment manufacturer (Mitsubishi Hitachi Power System ‐ MHPS and later Mitsubishi Heavy Industries ‐MHI). The 33  The  estimate  of  800  MW  per  unit  at  appraisal  was  the  nominal  gross  output,  whereas  the  actual  capacity  added  of  794  MW  per unit was the final contracted gross output based on the contractors’ detailed heat rate calculations. Therefore, the difference  between the two figures does not indicate a deviation between expected and actual output.  Page 26 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) process was first applied to Unit # 3 in 2020 and the successful design changes were rolled out the same  year to Units 1, 2, 4, and 6 and to Unit #5 in 2021. Implementation of remedial measures has meant taking  the  units  out  of  operation  for  75–90  days  at  a  time.  Implementation  of  the  plan  agreed  between  Eskom  and the contractor is continuing and according to Eskom it will take four to five years (or longer) to cure  the remaining latent defects.   67. The combined impact of the latent defects on the downtime of the equipment for implementation of  curative  measures  and  the  unplanned  downtimes  due  to  sudden  plant  failures  or  operational inefficiencies34 (arising from shortages of spare parts and skilled staff) have resulted in high planned and unplanned capability loss factors and low EAFs, as shown in table 4. Table 4. Energy Availability and Capacity Loss Factors for the MCPP35  2016  2017  2018  2019  2020  2021  Energy availability factor (EAF)  59  76  77  60  65  58  Planned capacity loss factor (PCLF)  24  18  13  11  5  18  Unplanned capacity loss factor UCLF)  17  7  10  29  30  24  Source: EISP Closing Report, page 31.  68. The plant’s EAFs have varied between 58 percent and 77 percent with an overall declining trend. The  EAFs  compare  to  an  international  standard  of  92  percent  for  similar  power  plants,  which  is  also Eskom’s own URS for the plant. Even if the URS target is adjusted for defects (5.4 percent) and tube failures (1.7 percent), according to Eskom’s own calculations, the expected EAF of 85 percent would still be higher than  the  current  EAF  of  about  58  percent  in  2021.  In  addition,  the  plant’s  EAFs  are  comparable  to  much older power plants in the system and lower than the newer Kusile and Matimba power plants with EAFs of about 70 percent and 88 percent, respectively. 69. The combined generation loss from the UCLF and the PCLF should be 8 percent based on Eskom’s URS and international benchmarks for similar power plants. However, the UCLF alone accounted for about 30  percent  in  2020.  The  PCLF,  which  accounts  for  generation  losses  due  to  downtime  for  preventative maintenance,  was  also  high,  ranging  from  5  percent  to  24  percent.  Eskom  understands  that,  in  the immediate  term,  reductions  in  the  UCLF  are  possible  and  plans  to  achieve  them  by:  (a)  increasing  the number of qualified O&M staff, (b) strengthening operational procedures to ensure safety of people and equipment,  and  (c)  undertaking  strategic  procurement  of  spare  parts  and  materials  to  ensure  their availability when needed. This should proceed in parallel with expeditious measures to remedy the plant defects. 70. Normally,  on  multiunit  projects,  the  availability  statistics  improve  as  experience  is  gained  from unit  to  unit.  However,  due  to  the  embedded  latent  defects  primarily  with  the  boiler  design  and  Eskom’s 34  In  August  2021,  an  explosion  was  reported  at  Unit  #4.  The  incident  occurred  during  repair  work  by  Eskom  staff  during  which  appropriate procedures were reportedly not followed.   35  EAF  is  the  ratio  of  the  amount  of  energy  generated  during  a  given  period  to  the  reference  electricity  generation  (or  expected  maximum output) during the same period. A typical industry standard is 85 percent after the first year of operation (shakedown  period)  for  a  coal‐fired  power  plant;  PCLF  =  ratio  of  planned  electricity  losses  during  a  given  period  to  the  reference  electricity  generation  (or  expected  maximum  output)  during  the  same  period.  A  typical  industry  standard  is  10  percent;  UCLF  =  ratio  of  unplanned energy losses during a given period to the reference electricity generation (or maximum expected generation) during  the same period. A typical industry standard is 5 percent.  Page 27 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) inability to fix the defects on each subsequent unit (due to schedule and no defect fixes available in time),  the  impact  of  the  latent  defects  remained  embedded  on  almost  all  units  except  portions  of  the  last  two  units.  71. Transmission lines. The associated transmission lines totaling 1,020 km as revised during project restructuring  (December  2019)  were  substantially  completed  by  project  closing  date,  except  for  two sections  for  a  total  of  101km  on  which  works  were  in  progress  at  the  time  of  project  closure.  As  of  the beginning  of  February  2022,  the  Medupi‐Borutho  400  kV  (Section  A)  (24  km)  had  been  delayed  pending clearance  of  defects  and  of  trees  that  needed  to  be  trimmed.  Challenges  were  encountered  due  to  the lack  of  access  in  the  absence  of  the  landowner  from  the  country  and  commissioning  was  expected  by March  30,  2022.    Regarding  the  second  section,  the  Masa‐Ngwedi  765  kV  about  61  percent  of  tower erection  and  93  percent  of  stringing  and  regulation  was  complete  at  the  beginning  of  February  2022. Completion of the transmission line was expected in May and energization in August 2022.  The delayed completion of these transmission lines does not affect the evacuation of power from the MCPP. 72. The  actual  energy  generation  by  the  MCPP  remains  substantially  below  the  expected  design outputs  and  industry  benchmarks,  and  energy  output  increases  are  dependent  on  the  curation  of  latent defects  and  on  improvements  in  operational  efficiencies,  which  will  take  several  years  to  implement. Nonetheless, the outcome indicator target for generation capacity has been installed and commissioned, the  plant  contributes  a  significant  15  percent  of  the  system  energy  generated  (about  20,  000  GWh  net output)36 and is the lowest carbon emitter in Eskom’s fleet of coal‐fired power plants.  Without the plant’s contribution  to  total  system  energy  generation  power  outages  would  be  much  worse.   In  addition,  the availability  of  the  MCPP  has  provided  Eskom  with  the  flexibility  to  decommission/repurpose  some  its inefficient and high carbon emitting coal power plants. Renewable energy’s contribution to power supply and energy security  73. The  Sere  wind  power  plant  was  commissioned  on  March  31,  2015,  slightly  behind  the  original schedule.  The  average  annual  net  output  is  329  GWh,  which  is  higher  than  the  217  GWh  estimated  at appraisal as the plant is operating at about 38 percent capacity factor compared to 25 percent estimated at appraisal. Thus, the plant has exceeded appraisal expectations by contributing about 50 percent more output than expected. An additional 200 MW was expected to be added by the BESS program. The BESS program  encountered  multiple  implementation  problems,  including  delays  in  obtaining  investment  and regulatory  approvals,  an  unsuccessful  first  bid  process  leading  to  a  revision  of  the  implementation approach,  and  a  retendering  that  is  currently  in  progress.  Implementation  of  the  BESS  program  is continuing  with  financing  by  the  ERSP  CTF  funding  of  phase  1  if  restructured,  the  AfDB,  and  the  New Development Bank. Investments and TA for energy efficiency and renewable energy development component’s contribution to  power supply and energy security  36 Other metrics considered for evaluation of the objective of increased power supply and energy security included the incidence  of blackouts before and after the project came into operation and the ratio of installed capacity to peak demand. These have not  been used because of the (a) problem of attribution for systemwide indicators; (b) irregular pattern of power blackouts, and (c)  discrepancy between the prevailing high ratios of installed capacity to peak demand (100 percent) and recurrent power shortages  due to system wide equipment failures and other operational challenges.  Page 28 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 74. Implementation  of  efficiency  upgrades  of  existing  coal‐fired  power  plants  based  on  studies financed by the project was expected to contribute to improved supply‐side operational efficiencies.37 By 2013,  Eskom  had  completed  efficiency  upgrades  at  three  coal  power  stations  (Hendrina,  Kendal,  and Matimba) and design studies for seven power plants. Eskom reported cumulative total capacity savings of 4,  557  MW  against  a  target  of  3,171  MW  from  supply‐  and  demand‐side  efficiency  measures.  Further efficiency  upgrades  of  more  power  plants  appear  to  have  been  constrained  by  limited  opportunities  for taking units offline. All components’ contributions to efficiency and sustainability   75. Efficiency and sustainability. Eskom’s Carnot thermal efficiency target for the MCPP is 38 percent. Based on structured field testing for almost all units, the MCPP’s actual thermal efficiency is slightly higher and compares favorably to 30–35 percent for the rest of the subcritical coal‐fired power plants in Eskom’s portfolio.  When  Medupi  was  developed,  it  was  expected  to  meet  incremental  demand  of  at  least  4 percent per year. However, given the much lower demand growth in recent years, the plant is displacing older coal‐fired power plants, which are less cost‐efficient. Because the plant is the lowest carbon emitter in Eskom’s coal fleet, its displacement of other coal‐fired power reduces Eskom’s total emissions—hence its contribution to sustainability. As noted, the efficiency upgrades of some of the existing coal‐fired power plants  and  demand‐side  efficiency  measures  yielded  about  4,557  MW  in  total  capacity  savings.  The  coal transportation  cost  reduction  has  not  been  realized  and  neither  have  the  expected  environmental benefits  that  were  expected  to  result  from  a  partial  shift  of  coal  transportation  from  road  to  rail38.  The Majuba  Rail  is  now  set  to  enter  commercial  operation  in  2022  beyond  the  project’s  closure  on  June  31, 2021. 76. Overall, the efficacy of objectives 1 and 2 is deemed Modest in light of: (a) the renewable energy activities fully achieved their capacity (100 MW Sere wind power plant) and energy expectations; (b) the technical assistance activities made substantial contributions to the PDO; and (c) the MCPP delivered fully on potential capacity (4,764 MW), but only partially on actual energy output (significantly low availability energy  factors  relative  to  both  Eskom’s  target  and  international  benchmarks,  and  significant  unplanned outages that account for 28 percent of time on average over the past three years in particular constrained the ability of the project to fully contribute to the energy security).  Yet, despite these shortcomings and the challenges of addressing latent defects the MCPP is contributing a significant 15 percent of the power system  generation,  thus  helping  to  alleviate  power  shortages,  is  the  lowest  carbon  emitter  in  Eskom’s fleet of coal power plants and is enabling Eskom to start work on decommissioning/repurposing its most inefficient  coal  power  plants.  Thus,  on  balance,  considering  both  the  shortcomings  and  these  positive aspects and the substantial contributions of the Sere wind power subcomponent, the demand and supply 37  Eskom  did  not  use  the  US$20  million  of  the  IBRD’s  original  allocation  to  support  efficiency  upgrades  of  but  used  its  own  resources. Part of the funds were reallocated to support Eskom’s unbundling reforms, but this activity could not be implemented  before the loan closing date, in consequence of which this reallocation was canceled.  38 In  December  2019  a  fire  started  on  the  incline  conveyer  belt  system  from  the  rail  offloading  facility,  thereby,  disrupting  coal  supplies by existing rail line and shifting the load to road transportation. The repair work was undertaken and the   first Majuba coal train (since the fire in December 2019) successfully offloaded in early October 2021  Page 29 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) side  efficiency  measures,  the  overall  efficacy  rating  for  objectives  1  and  2  (enhancing  power  supply  and  energy security in an efficient and sustainable manner) is deemed Modest.   Objective 3: Supporting the GoSA’s economic growth objectives  77. No  indicators  or  targets  were  provided  for  this  high‐level  objective.  The  underlying  objective  in developing  the  project  was  to  increase  availability  of  adequate  and  reliable  electricity  so  that  industry, manufacturing, and MSMEs would grow and create jobs and access would be expanded to the remaining 20  percent  of  the  population  without  access.  Therefore,  this  objective  is  assessed  with  reference  to  the success  of  the  project  in  increasing  energy  availability  to  the  customers.  Because  the  objectives  of enhancing power supply and energy security in an efficient and sustainable manner are rated Modest for efficacy, so is the rating of the objective of supporting the GoSA’s economic growth goals. Objective 4: Supporting the GoSA’s long‐term carbon mitigation strategy for South Africa  78. The  aim  of  this  objective  was  to  support  the  reduction  in  the  carbon  intensity  of  electricity generation.  Initially,  achievement  of  this  objective  was  to  be  measured  by  a  reduction  in  the  carbon emissions  discharged  per  unit  of  electricity  with  a  target  of  0.950  kg  per  kWh  by  project  closure.  The indicator  was  replaced  by  the  volume,  in  metric  tons  of  CO2  reductions  by  project  end  (with  a  target  of 238,000  MT).   According  to  the  Results  Framework,  the  actual  reduction  in  CO2  emissions  was  315,330 MT.  However,  the  achievements  would  have  been  even  higher  had  the  BESS  and  the  Majuba  Rail components become operational by project closure or soon thereafter and had the Medupi plant’s EAFs been higher resulting in displacement of more output from less‐efficient coal‐fired power plants. 79. Given that the target was exceeded a rating of High would be expected. However, because of the non‐completion of two other activities  (the BESS and the Majuba Rail)  that were expected to contribute to this target the objective is rated Modest. Justification of Overall Efficacy Rating   80. The overall efficacy rating is Modest based on a Modest rating for Objectives 1 and 2 (enhancing power supply and energy security in an efficient and sustainable manner), a Modest rating for Objective 3  (supporting  the  GoSA’s  economic  growth  objectives),  and  a  Modest  rating  for  Objective  4  (supporting the GoSA’s long‐term carbon mitigation strategy for South Africa). The detailed justification for the rating of the three individual objectives (with Objectives 1 and 2 rated together as one) is provided above. C. EFFICIENCY 81. At project appraisal, the project’s economic and financial analysis was conducted for the following four  subprojects:  (a)  Medupi  Coal  Power  Project,  (b)  Sere  Wind  Power  Project,  (c)  Kiwano  Concentrated Solar Power Plant, and (d) Majuba Rail Subproject. 82. The main aspects covered by the economic analysis at appraisal were assessments of (a) whether additional base load capacity was required and whether the Medupi Power Project represented the least‐ cost option for meeting that requirement and what its economic incremental rate of return (EIRR) would be;  (b)  the  economic  viability  of  the  Sere  wind  power  and  Kiwano  CSP  projects  using  the  EIRR  and  net Page 30 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) present value (NPV) analysis, primarily; and (c) the economic viability of the Majuba Rail Project based on  the EIRR and NPV analysis.  83. Eskom’s least‐cost expansion plan had demonstrated that the MCPP was the least‐cost alternative option  for  meeting  South  Africa’s  demand  for  electricity  in  the  short  term.  The  World  Bank’s  economic analysis confirmed this by comparing Medupi to alternatives such as renewable energy, diesel generation and LNG, and imports from the region. The analysis indicated high shadow prices of carbon as a switching value for alternatives to the MCPP except for the Inga Hydropower Project in the Democratic Republic of Congo,  which  showed  a  switching  value  of  US$7  per  metric  ton  of  carbon.  The  incremental  costs  of renewable energy capacity needed to substitute the MCPP would be high given the intermittency nature of renewables and beyond Eskom’s capacity to finance even with some support from carbon finance and concessional  sources.  Although  an  LNG  option  having  lower  carbon  emissions  than  the  MCPP  and  Inga would  have  been  a  competitive  option,  neither  could  be  implemented  speedily  to  deliver  the  required energy in the short term. Moreover, the huge uncertainties over the Inga hydropower project expansion in  the  Democratic  Republic  of  Congo  and  the  need  for  an  additional  high  voltage  direct  current transmission corridor through Angola and Namibia would have been unacceptably risky. 84. The World Bank Inspection Panel.  In 1993 the World Bank’s Board of Directors established “The Inspection Panel” – an independent complaints mechanism for people and communities who believe that they have  been  or  are  likely  to  be  adversely  affected  by  a  World  Bank‐funded  project.   The  Inspection  Panel  (IP) responds  to  complaints  from  project‐affected  people  alleging  harm  because  the  Bank  has  not  complied with  its  environmental  and  social  policies  and  procedures.  It  focuses  on  the  Bank's  actions  and  does  not investigate  individuals or borrowers, nor does its mandate extend to allegations related to procurement or  corruption.    On  April  6,  2010,  the  IP  received  a  ‘Request  for  Inspection’  related  to  the  project.  The request  covered  a  wide  range  of  issues39,  including  that  the  World  Bank  had  not  adequately  analyzed alternatives  to  coal.  The  IP  issued  its  findings  in  a  report  (No.64977‐ZA)  dated  November  21,  2011.   The World  Bank  Management  response  dated  March  12,  2012,  stated  that  the  PAD  had  gone  beyond  the identification of the “least cost” options for meeting electricity needs, thereby satisfying requirements for analysis of alternatives in projects of this type. 85. The  above  description  of  the  work  carried  out  to  analyze  the  alternatives  to  the  MCPP  confirms the  ICRs’  agreement  with  management’s  response  to  the  Inspection  Panel.   The  IP’s  findings  related  to safeguards matters and the manner in which they have been handled during project implementation are discussed  in  Section  IV:  Bank  Performance,  Compliance  Issues  and  Risk  to  Development  Outcome, Subsection B:  Environmental, Social and Fiduciary Compliance. 86. A summary of the economic returns at appraisal is shown in table 5. The aggregate NPV is US$15.9 billion and the ERR is 22.7 percent. 39 In addition to the issue of alternatives to coal the other issues covered in the Inspection Panel request included: impacts on  health due to air quality, water resources, livelihoods, cultural heritage and practices, influx of laborers, involuntary  resettlement, and associated coal mining. The other issues are evaluated in the sections on safeguards and other impacts.  Page 31 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 5. Economic Returns at Appraisal  Component  ERR (%)  NPV @10 Percent (US$, millions)  A ‐ Medupi Coal  24.0  15,727  B ‐ Wind  10.7  9.2  B ‐ CSP  1.8  –266 C ‐ Majuba Railway  19.0  437  Project as a whole  22.7  15,907  Source: PAD, annex 9, table 14.  87. When the net increases in GHG emissions are considered, based on a carbon valuation of US$29 per  ton  of  CO2,40  the  economic  returns  of  the  project  were  found  to  decrease.  The  bulk  of  the  impact  is attributable  to  the  Medupi  Coal  Project,  whose  returns  are  negatively  affected  as  it  is  the  only  carbon emitting  project  component.  The  economic  returns  of  the  wind,  CSP,  and  Majuba  Railway  Project components  all  increased  slightly  (table  6).  When  GHG  emission  damage  costs  were  included,  the aggregate NPV reduced from US$15.9 billion to US$12.9 billion (using 10 percent as the discount rate). Table 6. Economic Returns, including CO2 Valued at US$29/ton  Component   ERR (without GHG)  ERR (with GHG)  Change in EIRR  NPV   (%)  (%)  (US$, millions)  A ‐ Medupi Coal  24.0  21.5  –2.5 12,585  B ‐ Wind  10.7  14.1  3.4  54  B ‐ CSP  1.8  4.0  2.2  –206 C ‐ Majuba Railway  19.0  19.6  0.6  457  Project as a whole  22.7  20.5  –2.2 12,890  88. As stated in section I, the  CSP Project  was replaced by a BESS pilot project during the December 7, 2018, project restructuring. However, implementation of the first phase, which was to be supported by this  project,  could  not  start  before  the  project  closed  on  June  30,  2021.  Therefore,  no  economic  or financial  analysis  was  conducted  for  the  BESS  in  this  ICR  as  it  will  now  be  implemented  under  separate financing. 89. The  revised  economic  analysis  at  project  closure  has  incorporated  the  following  new developments in economic analysis of power projects and other information that was not available at the time  of  project  appraisal:  (a)  the  World  Bank’s  guidance  note  on  the  shadow  price  of  carbon  that  was issued  in  2017;  (b)  the  World  Bank’s  Energy  Practice  guidance  on  economic  analysis  of  power  sector investment projects issued in 2016 and the OPCS41 guidance on economic analysis issued in 2013, which require the calculation of NPV without externalities, with local externalities and with both local and global externalities; and (c) research data on the valuation of local environmental costs of air pollution published by the World Bank in 2015. 40 As noted in annex 4 of the PAD, in the year of appraisal this value was already much higher than that used in other World Bank  energy sector projects. The mandatory World Bank guidance had not been issued at the time.  41 OPCS = Operations Policy and Country Services.  Page 32 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 7. Revised Economic Returns at Project Closure  Baseline  With Low SVC  With High SVC  NPV   NPV   NPV   Component  ERR (%)  (US$, millions)  ERR (%)  (US$, millions)  ERR (%)  (US$, millions)  Medupi  12.9   17,744   12.5   15,485   12.2   13,333   Sere Wind  17.1   220   19.4   275   21.6   331   Majuba  < 0  –185 <0  –184 < 0  –184 Whole project  12.8   17,779   12.5   15,576   12.2   13,480   Note: SVC = Social value of carbon.  90. The  project’s  overall  ERR  is  re‐estimated  at  12.8  percent  compared  to  the  appraisal  estimate  of 22.7  percent.  This  significant  reduction  of  the  project’s  economic  returns  is  attributable  largely  to  those of the MCPP—its largest component. The reduction in the ERR for the MCPP is due to a capital expenditure (CAPEX) increase of some 25 percent, an extended contract period (about six years delay), and failure to meet expected energy generation in the early years of operation up to project closure. 91. It is noted that the impact of GHG emissions is small, in part because GHG emissions in the early years of the MCCP have decreased (as plant has replaced coal generation from old inefficient coal plants). Even  at  the  high  value  of  the  SVC  (according  to  World  Bank  guidelines),  the  decrease  in  the  ERR  is  just, from  12.9  percent  to  12.2  percent,  and  the  impact  of  local  environmental  damage  costs  based  on estimates from studies published after appraisal is also relatively small—less than a 0.1 percent decline in the ERR. 92. The  economic  returns  of  the  Sere  wind  project  (17.1  percent)  have  increased  significantly  over the  10.7  percent  at  appraisal.  This  is  due  to  much  higher  energy  generation  than  estimated  at  appraisal (329  GWh  per  year  compared  to  219  GWh),  an  efficient  construction  schedule  of  three  years  instead  of the expected four years, and lower capital costs than the PAD estimate. 93. At appraisal, the economic returns of the Majuba Railway Project were estimated at 19 percent. At project completion, the returns are significantly lower, though the extent of the decline is due to three problems.  The  first  is  the  inordinate  delay  in  project  completion,  with  start  of  operations  now  only expected  by  2022.  The  second  is  the  smaller  differential  between  the  existing  rail  freight,  and  the  now expected Majuba Rail rate, from R 140 per ton at appraisal to the now estimated rate of only R 45 per ton. When combined with the dramatic decrease of the coal use at Majuba, stated by Eskom to now be just 8 million tons per year (mtpy) instead of the appraisal expected volume of 13 mtpy, the economic returns are negative. The forecasted reduced coal consumption at Majuba is based on Eskom’s production plans which  consider,  amongst  other  factors,  declining  or  stagnant  system  demand,  a  decreasing  electricity market share for Eskom as the penetration of renewable energy increases, and Majuba’s competitiveness vis‐a vis other Eskom power plants in the system42. 94. At 14 mtpy, Eskom’s financial internal rate of return (FIRR) of the Majuba Rail Project component is a highly satisfactory 14.1 percent, and an ERR of 8.9 percent, substantially above the 6 percent default discount rate suggested by the latest  World Bank guidance.  At  8 mtpy,  the leveraged  Eskom FIRR drops 42 Eskom states that energy availability factors for its entire fleet of coal fired power plants have been declining, including that  of the Majuba Power Plant which stood at 72 percent in 2021, accounting for a coal burn of 12.5 mtpy.  Page 33 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) from  69.5  percent  estimated  at  appraisal  to  just  5.5  percent.  This  is  unsatisfactory  because  it  is  below  Eskom’s weighted average cost of capital (WACC). The ERR at this utilization of Majuba is negative.  Assessment of Efficiency and Rating  95. The  efficiency  assessment  is  based  on  both  the  ERR  and  overall  efficiency  of  project implementation.  The  efficiency  of  implementation  assesses  the  efficiency  of  resource  use  in  project implementation. 96. Economic  analysis.  The  economic  analysis  concludes  that  although  the  project’s  overall  ERR  of 12.8 percent is much lower than the appraisal estimates of 22.7 percent, it remains above the 10 percent hurdle  rate  used  at  appraisal  and  is  substantially  above  the  World  Bank’s  guidance  discount  rate  of  6 percent.  The  main  reason  for  the  decrease  in  economic  returns  is  the  problems  at  the  MCPP:  cost overruns, protracted delays, and poor operational performance in the first few years of operation. Hence, the  MCPP’s  revised  ERR  is  much  lower  at  12.9  percent  compared  to  the  appraisal  estimate,  while  the Majuba  Rail  revised  ERR  is  negative  compared  to  19.1  percent  at  appraisal.  Only  the  Sere  wind  power plant was completed below budget and has an ERR above the appraisal estimate—17.1 percent compared to 10.7 percent. The fourth project, the BESS, is still at the bidding stage and will be implemented under separate financing and has therefore not been included in the economic analysis. 97. Efficiency of resource use. The assessment of efficiency of use of resources compares the unit of generation costs (US$ per kW) of the MCPP and Sere wind power plant to industry comparators. The cost per  kW  for  the  MCPP  is  about  US$4,000  compared  to  an  industry  comparator  of  US$3,50043  in  2021 nominal prices. The comparator costs include wet FGD whereas the MCPP cost are without FGD. Adjusting for  the  FGD  would  mean  a  significant  cost  difference  between  the  two,  thus  confirming  the  inefficient implementation  of  the  MCPP.  The  Sere  Wind  Project’s  capital  cost  is  about  US$2,700  per  kW  compared to  industry  comparator  of  US$2,600  per  kW.44  Thus,  the  project  was  implemented  efficiently  with outcomes comparable to industry standards. 98. In  addition  to  the  unit  cost  of  the  MCPP,  the  implementation  delay  of  about  six  years  involved substantial additional resources by both Eskom and the World Bank that are not captured in the revised ERRs, including the costs of staff time and other resources. 99. The  project  is  rated  Modest  for  efficiency  for  the  following  reasons:  (a)  while  the  overall  ERR remains  robust  and  above  the  cost  of  capital,  two  subprojects  were  not  completed–one  is  deferred  for completion  under  another  operation  and  the  second  one  will  only  be  completed  next  year  with  an expected  negative  ERR  and  (b)  the  unit  costs  for  one  of  the  two  completed  subprojects  (the  MCPP)  are significantly higher than the industry comparator for similar plants, while the wind project is competitive relative to comparators. 43 Adapted from the new coal‐fired power plant performance and cost estimate, Sargent and Lundy LLC 2009.  44 Adapted from the 2019 Cost of Wind Renewable Energy Review, National Renewable Energy Laboratory.  Page 34 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) D. JUSTIFICATION OF OVERALL OUTCOME RATING 100. The  outcome  of  the  project  is  rated  Moderately  Unsatisfactory  because  the  PDO’s  relevance  to the World Bank Group’s CPF at project closure (FY14‐17, extended to FY2018) and the FY22–26 CPF which came  into  effect  three  weeks  after  the  loan  closed  is  deemed  Substantial,  their  efficacy  is  rated  Modest because they were only partly achieved, and the project’s efficiency was below expectations for the sector and, therefore rated, Modest. 101. The detailed justifications for each of the three performance dimensions (relevance, efficacy, and efficiency)  have  been  described  in  the  relevant  sections  above.  It  is  important  to  note  the  dominant impact of the MCPP in the outcomes of three of the four objectives (that is, enhancing power supply and energy  security  (Objectives  1  and  2)  and  supporting  economic  growth  (Objective  3),  which  are  all  rated Modest.  While  the  MCPP  has  achieved  its  outcome  indicator  target  of  generation  capacity  installed  and commissioned,  is  making  significant  contributions  to  the  system  generated  energy,  is  the  lowest  carbon emitter  among  Eskom’s  coal‐fired  power  plants,  and  is  providing  Eskom  the  flexibility  to decommission/repurpose  its  most  inefficient  coal  power  plans,  its  below‐expected  energy  outputs  and substantial  defects,  which  will  take  many  years  to  address,  have  lowered  the  project’s  overall  efficacy rating  to  Modest.  In  addition,  it  has  contributed  to  an  efficiency  rating  of  Modest  due  to  its  longer implementation duration and higher costs per kW than comparator plants in other countries. E. OTHER OUTCOMES AND IMPACTS (IF ANY) Gender  102. At project preparation, it was noted that the rate of electricity connections had decreased in prior years due to the shortages of power and yet studies conducted by the DMRE in 2008/09 in the Limpopo, KwaZulu  Natal,  and  the  Eastern  Cape  Provinces  pointed  to  significant  benefits  among  the  electrified communities—including opportunities for productive uses of electricity and better education and health outcomes for women and girls. Although no specific statistics are available, in line with global experience, women and girls benefit when support, such as that provided by Eskom to schools and health centers, is made  available.  In  addition,  during  project  restructuring  in  July  2015,  an  indicator  of  project  direct beneficiaries,  of  whom  50  percent  would  be  female,  was  introduced  in  the  Results  Framework.  From  a baseline of 35,608, the total number of beneficiaries was expected to increase to 4,584,283 by December 31, 2019. The actual number of beneficiaries as of July 20, 2020, was 3,600,000. Institutional Strengthening  103. This  was  the  World  Bank’s  first  major  project  with  Eskom.  The  donor  partnership  in  support  of Eskom  was  acknowledged  in  Eskom’s  ICR  as  an  effective  method  for  the  exchange  of  knowledge  and experience.  The  large  scale  of  the  project,  while  challenging,  also  offered  many  opportunities  for development  of  skills  within  Eskom  in  project  management  and  contract  management,  monitoring  and evaluation (M&E), and stakeholder engagement with communities. 104. Although  Eskom  witnessed  the  departure  of  many  staff  who  had  benefited  from  the  experience on the project, the benefits remained largely within the economy as many moved to private sector jobs. Page 35 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 105. In addition to Eskom, contracting opportunities were made available to local businesses and many succeeded. In addition, Eskom offered entrepreneurial development programs in the project communities and supported schools and clinics with equipment and supplies, thus helping strengthen local institutions for broader development. Mobilizing Private Sector Financing  106. The  CSP  component  was  to  pilot  CSP  technology  with  a  view  to  provide  learning  for  subsequent private sector development of this technology. However, due to the delays in the CSP Project, the private sector  started  working  on  the  technology  before  the  pilot  could  be  implemented,  which  in  part contributed  to  Eskom’s  decision  to  abandon  the  pilot.  By  the  time  Eskom  started  on  the  BESS  in  2018, about  4,000  MW  of  renewable  energy  capacity  was  already  online  under  the  REIPPP.  Some  of  the  BESS sites were to be located around REIPPP plants to motivate more private sector investment in renewable energy  by  making  it  a  dispatchable  resource  through  battery  storage.  The  World  Bank’s  participation  in the  EISP  was  instrumental  in  supporting  the  GoSA’s  development  of  renewable  energy,  particularly through the  REIPPP, through which renewable  energy capacity increased  to about 6,000 MW as of 2021 compared  to  almost  zero  in  2009  when  the  World  Bank  started  its  involvement  in  South  Africa’s  energy sector.  The  energy  supply  enabled  directly  through  this  project  and  indirectly  through  the  World  Bank’s technical support to the GoSA has also facilitated private sector investments in industries that depend on electricity for productive activities. 107. In  addition,  the  building  of  transmission  lines  around  the  Sere  wind  power  plant  is  also  to facilitate  private  sector  investment  in  renewable  energy  by  facilitating  the  integration  of  their  plants  to the grid. Poverty Reduction and Shared Prosperity  108. The EISP’s footprint on poverty reduction and shared prosperity in the project area and the wider national community is significant even though there are no income metrics designed to demonstrate this. The significance of the project’s impacts can be inferred from the (a) numbers of people employed by the project  disaggregated  by  gender,  age,  and  geographic  areas  of  origin;  (b)  entrepreneurial  development initiatives  spearheaded  by  Eskom  and  contractors,  including  the  contractor  and  supplier  development programs supported by Eskom; and (c) socioeconomic initiatives by Eskom. 109. Employment impacts. When the employment statistics were first collected in 2013, the number of  contractor  employees  at  site  totaled  about  16,797,  of  whom  about  43  percent  were  from  the  project area  (Lephalale  and  Waterberg),  66  percent  were  youth,  and  7  percent  were  female.  The  numbers gradually  decreased  as  the  project  neared  completion  and  by  December  2020,  2,949  contractor employees  remained,  of  whom  56.0  percent  were  from  the  project  area,  73.5  percent  were  youth,  and 11.2  percent  were  female.  Between  2013  and  2018,  Eskom,  contractors,  local  authorities,  and  others formed the Medupi Leadership Initiative to support an exit strategy for demobilized workers. The Medupi Leadership Initiative enhanced  the  employment  prospects of the  demobilized  workers and other people in  the  local  communities  by  providing  training  and  support.  Contractors  contributed  more  than  R  24 million  to  build  and  equip  training  centers  and  about  4,616  (that  is,  more  than  Eskom’s  3,071  target  for local skills development) were trained of whom about 60 percent were from the project area – Province of Limpopo. Page 36 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 110. Entrepreneurship  development.  Through  the  Local  Enterprise  Development  Program,  144  local business  owners  were  trained,  including  116  at  Eskom’s  Contractors  Academy  and  another  28  at IKUKASA45. The Medupi Project, in collaboration with Mitsubishi Hitachi Power Systems Africa, established the  Lephalale  Business  Development  Center  operated  by  Black  Umbrella,  a  nonprofit  organization.  The center closed due to financing constraints but may reopen in future. 111. Socioeconomic  initiatives.  Through  its  corporate  social  investment  program,  Eskom  made substantive contributions to the well‐being of people in the project area by investing about R 145 million that benefited about 80,000 people. Investments in social infrastructure and services delivery included a mobile  clinic,  equipping  and  expansion  of  six  clinics,  pediatric  treatment  services  to  more  than  6,000 children  annually,  and  extensive  training  in  31  schools  covering  about  620  staff  members.  Beneficiaries continue to benefit from the established infrastructure even though Eskom’s funding has now ceased with the completion of the project. 112. On  complaints  made  to  the  Inspection  Panel  regarding  the  project’s  impacts  on  livelihoods  and poverty  reduction  the  Panel  had  found  that  the  links  between  the  MCPP  and  poverty  were  not systematically addressed.  It also found  that the  project’s impact  on agriculture and tourism was  difficult to  predict.  As  described  above,  Eskom  made  substantial  efforts  to  support  local  infrastructure development, especially to schools and clinics, and worked with contractors and other industry to support entrepreneurial  development  in  the  project  area.  Eskom  also  supported  wastewater  treatment  capacity building in Lephalale. Other Unintended Outcomes and Impacts  113. There have been several unintended impacts in the areas surrounding the project area, including increased  levels  of  traffic,  dust,  and  noise,  especially  in  the  nearby  Marapong  area.  The  impacts  were generally  due  to  the  development  of  the  areas  and  were  not  necessarily  related  to  the  project.  Eskom helped relieve pressure on infrastructure services such as wastewater treatment plant in Lephalale, which Eskom  has  supported  through  capacity  building,  and  through  support  to  social  facilities  and  services (schools and health clinics). Eskom also built its own waste treatment plant at the Matimba power station to relieve the pressure on the Lephalale plant. III. KEY FACTORS THAT AFFECTED IMPLEMENTATION AND OUTCOME A. KEY FACTORS DURING PREPARATION 114. The  project’s  MCPP  component  was  largely  prepared  before  the  World  Bank  was  invited  by  the Government  to  participate  in  its  financing.  Initially  the  Government’s  interest  was  in  external  financing support for the MCPP and the  Kusile coal‐fired  power plant. The  need  to  meet  the World Bank’s criteria for  financing  a  coal‐fired  power  project  influenced  the  project’s  eventual  structure  and  composition. However,  because  the  MCPP  was  already  under  implementation,  there  was  limited  scope  for  changing the  project’s  design,  major  contracts  that  had  been  awarded,  or  Eskom’s  implementation  arrangements that  were  already  in  place  as  major  changes  would  have  disrupted  the  GoSA’s  plan  for  meeting  urgent 45 A local entrepreneurs development center  Page 37 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) power  needs.  Nevertheless,  the  World  Bank  appraised  the  project  following  its  policies  and  procedures  and conducted due diligence which resulted in some changes on environmental and social safeguards and  procurement.  The  ICR’s  assessment  of  quality  at  entry  reviews  the  standard  issues  normally  covered  by  ICRs in this section with due attention to the due diligence conducted during project preparation.  (a) Realism of project objectives. The project objectives were clearly defined and articulated in the  PAD  and  Loan  Agreement.  They  were  appropriately  targeted  at  addressing  two  key developmental  issues—acute  power  shortages  and  the  carbon  intensity  of  electricity production  in  South  Africa.  The  only  shortcoming  was  pitching  the  project’s  support  to  the economy—a high‐level objective—as a project objective. (b) Project design. The project design was reasonable in terms of the structure of components, operational logic, and sequencing of activities, except for the expectation that an unproven, risky,  and  costly  technology—CSP—would  contribute  to  project  outcomes.  Including  the activity  as  a  pilot  was  consistent  with  the  World  Bank’s  efforts  to  explore  the  potential  for CSP,  which  it  was  pursuing  in  other  countries  such  as  Egypt  and  Morocco.46   As  a  learning pilot, the activity’s outcome could have been limited to lessons learned. The technical design of  the  MCPP  is  a  separate  specific  issue,  which  is  addressed  in  detail  in  the  subsection  on factors that affected the project during implementation. (c) Results  Framework  and  monitoring  plan.  The  Results  Framework  had  three  outcome indicators  and  eight  intermediate  outcome  indicators  and  clearly  indicated  the  data collection  instruments,  responsibilities,  frequency  of  reporting,  and  use  of  the  collected data.  All  the  indicators  had  baseline  values  and  targets.  Eskom  was  to  provide  the  data  on all  three  outcome  indicators  through  its  annual  reports  and  the  data  on  intermediate indicators  through  either  its  annual  reports  or  the  project’s  quarterly  progress  report. However,  a  significant  shortcoming  was  the  misalignment  of  the  indicators  with  the objectives  in  that  they  would  measure  system  performance  regarding  the  ratio  of  installed capacity to peak demand and regarding carbon intensity of electricity production. (d) Adequacy of risk and mitigation measures identification. A thorough identification of risks and mitigation measures was carried out during the project preparation process. These are summarized  in  section  I  under  theory  of  change.  The  identification  of  risks  and  mitigation measures may have missed some important ones that could have been picked up from the due diligence analysis, as described in the next paragraph. (e) Technical due diligence. The technical due diligence consultant hired by the World Bank to assess  the  quality  of  project  preparation  concluded  that  the  MCPP  project  design  was conducted  in  accordance  with  current  engineering  practices  and  that  the  plant’s performance  could  be  expected  to  be  comparable  to  similar  state‐of‐the‐art  projects.  In retrospect, serious design issues which later plagued project implementation and operation were  missed.  The  use  of  the  ‘virtual’  design  from  another  plant  (Majuba)  in  a  different location  with  defunct  building/design  codes  and  some  of  the  early  design‐related implementation  problems  were  known  at  the  time.  This  could  have  resulted  in  an  early identification  of  design  risks  and  mitigation  measures.  The  consultant  assessed  Eskom’s 46 The Morocco CSP was designed to be implemented under public‐private partnership arrangements, which provide for sound  risk sharing arrangements between the public and private sectors and satisfactorily achieved its outcomes.   Page 38 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) capability  to  be  appropriate  for  the  implementation  and  operational  needs  of  the  MCPP.  However,  an  important  qualification  was  made  regarding  the  size  of  the  staffing  for  the  operational phase, which the consultant considered to be small for the size of the plant. This  could have been flagged as an important risk and appropriate risk mitigation measures put  in place for the implementation phase.  (f) Procurement due diligence. The consultant who carried out the technical due diligence also assessed  whether  the  procurement  that  had  already  been  carried  out  followed  Eskom’s policies  and  procedures  and  complied  with  South  Africa’s  regulations.  The  conclusion  was that  not  only  had  the  procurement  processes  complied  with  Eskom’s  and  the  country’s policies  and  regulations,  but  they  were  consistent  with  international  good  practices.  The processes were fair and transparent and were carried out with due regard to economy and efficiency resulting in costs comparable to similar projects in the United States and the lower end of the European market for similar projects. The consultant noted that the bidding was carried  out  at  a  time  when  the  market  for  coal  power  plants  was  largely  sold  out  (2006), resulting  in  less  competition  for  the  boiler  and  turbine  packages.  As  a  result,  the  same contractors  for  the  boiler  and  turbine  packages  had  also  been  awarded  contracts  for  the same  packages  for  the  Kusile  coal‐fired  power  plant  resulting  in  the  largest  world  record contract  award  and  load  on  the  original  equipment  manufacturers  (OEMs),  which  should have  been  flagged  as  an  onerous  duty  which  could,  and  did,  cause  schedule  and  design weakness. Assessment of the capacity of the contractors to implement both sets of contracts concurrently may not have been adequately detailed. A detailed review of all the contracts proposed  for  World  Bank  financing  also  concluded  that  the  bidding  was  carried  out  in accordance with principles of fairness and transparency and with due attention to economy and  efficiency.  As  a  result  of  the  due  diligence,  the  Board  agreed,  on  an  exceptional  basis, for  the  World  Bank  to  finance  contracts  that  were  awarded  without  following  the  World Bank’s  guidelines  and  to  the  application  of  South  Africa’s  local  content  requirements  to future contracts under the project. (g) Environmental  and  social  safeguards  due  diligence.  The  World  Bank  selected  South  Africa as a pilot for the UCS for environmental and social safeguards. The EISP was to be the second project to use country systems in South Africa under the World Bank’s pilot program.47 The World  Bank  conducted  an  SDR  to  assess  the  equivalence  of  South  Africa  and  Eskom’s systems for safeguards to the World Bank’s operational policies and procedures, assess their acceptability for application to the EISP, and agree with the Borrower on gap‐filling measures for  addressing  any  identified  deviations.  The  SDR  was  applied  to  four  of  the  World  Bank’s safeguards  policies  that  were  applicable  to  the  EISP:  Environmental  Assessment  (OP/BP 4.01),  Natural  Habitats  (OP/BP  4.04),  Physical  and  Cultural  Resources  (OP/BP  4.11),  and Involuntary  Resettlement  (OP/BP  4.12).  These  were  the  same  policies  that  were  assessed for  the  iSimangaliso  Project.  The  SDR  concluded  that  there  were  few  minor  gaps  or ambiguities in the language of the South African legal framework with respect to these four policies.  However,  the  SDR  further  concluded  that  the  gaps  were  fully  addressed  and internalized  through  Eskom’s  own  policies  and  practices,  except  for  the  involuntary 47 UCS was first applied in South Africa to the GEF‐funded Development, Empowerment, and Conservation of the iSimangaliso  Wetland Park and Surrounding Region Project, approved in 2009.   Page 39 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) resettlement  which lacked  a legal requirement for the preparation and public  disclosure of  resettlement  action  plan  and/or  frameworks  as  well  as  documentation  of  the  impacts  of  resettlement.  The  SDR  also  supported  the  installation  of  the  FGD  units  at  Medupi  for  the  plant to meet the country’s SO2 emission limits.  115. Thus,  project  preparation  was  detailed  and  covered  all  important  aspects,  but  some  significant issues  related  to  the  project  objectives/design/Results  Frameworks  and  risks  were  not  adequately addressed.  Regarding  the  project  design,  (a)  the  formulation  of  the  PDO  could  have  excluded  the  high‐ level  objective  of  economic  growth,  (b)  the  contribution  of  the  pilot  component  for  CSP  to  the  project outcomes  could  have  been  knowledge  generation  and  lessons  learned,  and  (c)  the  original  outcome indicators  could  have  been  designed  to  better  target  project‐specific  rather  than  systemwide  impacts. Regarding  risks,  the  due  diligence  had  flagged  inadequacy  of  Eskom’s  staffing  plans  for  operation  of  the plant,  but  this  was  not  captured  in  the  risk  identification  and  mitigation  measures  for  proactive management during implementation. It also appears that the implementation of the MCPP in parallel with the  Kusile Project (a large project of  the same size as the MCPP) with  the same contractors for the large contract packages (boilers and turbines) did not trigger a risk alert and a performance mitigation strategy during  the  World  Bank’s  project  preparation.  Finally,  implementation  issues  related  to  the  technical design and initial construction48 were already evident during the World Bank’s project preparation phase but do not appear to have been adequately factored into the implementation support strategy. B. KEY FACTORS DURING IMPLEMENTATION 116. Other than the Sere wind power plant, which was completed almost on time and within budget, all other activities were considerably delayed and some, such as installation of the FGD units at the MCPP, the Majuba Rail, and the transmission lines, are yet to be completed. Factors Subject to the Government and Eskom’s Control  117. The main factors which affected implementation were as follows: (a) MCPP  plant  design  shortcomings.  When  it  became  apparent  that  power  deficits  would occur  around  2007,  Eskom  started  planning  for  new  capacity  generation  expansion.  Driven by  the  urgency,  Eskom  used  a  virtual  design  based  on  the  Majuba  power  plant,  which  was constructed  about  10  years  earlier.  Thus,  the  MCPP  civil  works  and  plant  designs,  various outdated codes and standards, and some of the procurement and initial construction were based  on  the  Majuba  power  plant.  When  subsequent  investigations  and  site  excavations indicated  the  need  for  deeper  foundations  and  reinforcement  for  the  turbines  and  boilers, some of the foundation work that had already been done had to be excavated and modified. This  set  back  the  implementation  schedule  by  about  one  and  half  years  and  increased project  costs.  On  the  equipment  side,  the  boiler  contractor  had  fabricated  and  shipped components to the site and structural construction of the boilers had started by the time the Bank  began  preparing  the  project.  When  Eskom  finally  modified  their  designs  and specifications to meet the specific needs for the MCPP, the contractors had to modify their 48 This observation relates to the virtual design of the plant, which resulted in some civil works structure for the equipment and  steel structures for the boilers having to be pulled down and replaced.   Page 40 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) steel  designs  and  some  vendors  had  to  do  the  same  and  resubmit  their  bids.  Some  of  the  steel  structures  that  had  been  erected  for  Unit  #6  had  to  be  pulled  down  and  replaced  by  modified  designs.  Eskom  continued  to  refine  its  specifications  and  request  contractors  for  equipment  design  and  quality  modifications.  The  changes  caused  significant  cost  increases  and schedule delays.   (b) Eskom’s  contracting  strategies.  The  MCPP  had  numerous  contract  packages—more  than 400  at  peak  for  the  MCPP  and  associated  transmission  lines.  This  posed  a  huge  contract management  challenge  for  Eskom,  which  did  not  have  an  owner’s  engineer  for  the  MCPP. Instead  of  an  independent  owner’s  engineer,  Eskom  had  opted  to  establish  Medupi Execution Teams (METs), in which it integrated personnel provided by a consulting firm for various  contract  packages/activities.  The  model  did  not  work  as  effectively  as  expected. Eskom  suffered  from  a  continuous  loss  of  experienced  experts  to  the  private  sector,  which exacerbated the challenges of effective construction and contract management. (c) Performance  of  contractors  and  subcontractors.  A  local  subcontractor  to  the  boiler contractor did not follow the required weld procedure specifications in the manufacture of the boiler tubes to be able to handle the high temperatures and pressures of the supercritical boiler.49  This  caused  thousands  of  boiler  welds  and  major  steam  separator  vessels  and connections  to  be  replaced  in  Units  #6,  5,  and  4,  resulting  in  about  nine  months  delay.  A World Bank supervision mission’s visit to the project site in June 2013 summarized the root causes of the boiler problems as inadequate: (i) early source inspection and thorough review of  welding  quality  assurance  records;  (ii)  prequalification  of  contractors  and  their subcontractors  for  local  pressure  part  fabrication;  and  (iii)  training  and  supervision  of  local contractors and subcontractors, which is essential to ensure the success of localization with quality outputs. There were also problems with the boiler protection system and the control and  instrumentation  equipment  by  another  contractor,  which  failed  most  of  their  factory acceptance  tests  and  site  acceptance  tests.  The  contractors  had  used  their  own specifications instead of Eskom’s and were unable to improve despite Eskom’s intervention over  nine  months.  The  problem  with  the  control  and  instrumentation  equipment  had  the impact  of  delaying  other  contracts  in  the  schedule,  thus  contributing  to  further  overall delays. Eskom had to bring in another contractor to partner with the original contractor for the boiler protection system and the equipment to be remanufactured. This ended up with a  different  control  design  and  instrumentation  and  OEM  on  each  of  the  three  plants groupings (Units #6, 5, and 4 and Units# 3, 2, and 1), which has taken years to meld together. On other activities, contractual performance issues resulted in a rebidding of the remaining works  on  three  sections  of  transmission  lines.  Similarly,  several  contractual  problems delayed completion of the Majuba Rail yard, connection of the yard to the new rail line, and commissioning of the new coal train service. (d) Plant  defects  at  the  start  of  plant  operation.  Soon  after  commissioning  of  Unit  #6  boiler plant,  defects  started  to  emerge  one  by  one.  Due  to  contractor’s  resistance,  it  took  Eskom more than two years to get them to negotiate a resolution. Hence, execution of the agreed 49 Procedures are written according to specific code and are laboratory tested and certified by an international independent  authority.  Page 41 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) remedial plan started only in 2020. A bespoke agreement was reached on October 6, 2020,50  between  Eskom  and  the  contractor  on  how  to  implement  remedial  actions  and  on  a  50/50  percent formula for cost sharing pending the resolution of responsibilities through contract‐ level  discussions  or  eventually  through  arbitration,  if  necessary.51  In  the  meantime,  further  delays  arose  due  to  the  sale  of  the  boiler  contractor’s  shares  in  Medupi  to  their  holding  company, which took time to settle the obligation for the defect issues.   (e) Regarding the boiler defects, the admitted root cause of all the defects as studied by Eskom, is the boiler furnace, which is too small for the combustion of South African coal. The South African coal exhibits a delayed combustion characteristic (well known in the industry), which requires  a  larger  furnace  to  reduce  gas  temperatures  to  the  other  heat  transfer  surfaces. Most boiler OEMs with experience knew about the South African coal needs and the normal practice  to  pretest  the  coal  in  the  boiler  OEM  testing  facilities  to  develop  proper  design calculations.  The  MHPS  had  claimed  to  Eskom  that  they  in  fact  had  done  their  early  design due  diligence  but,  if  so,  the  small  furnace  should  not  have  occurred.  Compounding  all  this was that the MHPS subcontracted the basic boiler design to Steinmueller and the air heater design  and  PJFF  design  to  Balke‐Durr  (both  now  defunct).  These  were  major  subcontracts, which require engineering compatibility and are difficult to manage and may have been one reason  for  the  design  mismatches  for  the  unique  South  African  coal.  Furthermore,  though the  World  Bank  requested  confirmation  from  Eskom  and  the  contractor  that  the  quality  of South  African  coal  had  been  considered  in  the  detailed  design  of  the  boilers,  no documentation  was  ever  provided  to  the  World  Bank.  Had  this  been  done,  the  too  small furnaces could have been identified to at least institute some design remedies. Now, all 12 units at Medupi and Kusile have the same small furnace—a situation that cannot be rectified. (f) Governance.  During  project  preparation,  opposition  to  the  project  by  some  civil  society groups  had  raised  concerns  about  governance  in  the  energy  sector.  During  the  project implementation period, there were successive turnovers of senior staff in key oversight roles in  the  project.  These  changes  at  senior  executive  levels,  combined  with  the  departure  of many  technical  experts  after  the  project  was  approved,  weakened  Eskom’s  capacity  to implement  the  project.  Unfortunately,  the  departure  of  skilled  personnel  to  the  private sector is continuing and constitutes a risk to sustainability to efficient operation of the new power  plant.  External  auditors  started  issuing  an  audit  qualification  on  Eskom’s  financial statements  in  relation  to  some  irregular  expenditures—a  development  that  added  to  the perception of a governance crisis in Eskom. The audit qualification is issued every year until the  related  contracts  expire  or  the  National  Treasury  decides  to  condone  the  contracts  as requested by Eskom. (g) Legal  and  regulatory  framework.  Delays  in  decision‐making  by  the  GoSA  agencies significantly  delayed  project  implementation.  The  key  decisions  related  to  approvals required  under  the  Public  Financial  Management  Act  (PFMA)  for  contract  awards;  waivers on  the  application  of  the  Preferential  Public  Procurement  Policy  Act  (PPPA)  (2000);  and licensing  and  permitting  decisions,  including  environmental  water  use  licenses.  In  several cases,  awards  of  contract  had  to  await  approvals  under  the  PFMA.  Regarding  the  PPPA,  an 50 The contractor had started implementing some of the remedial actions on the first three units.  51 The contractor attributes some of the problems to Eskom’s O&M (including staffing) deficiencies.  Page 42 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) agreement  was  reached  with  the  GoSA  for  World  Bank‐financed  contracts  to  be  exempted  from the provisions of the act. However, from December 7, 2012, exemptions were ceased  unless  special  waivers  were  granted.52  The  impact  was  to  put  on  hold  bidding  for  several  packages on which procurement had not commenced (CSP, the second phase of the Medupi  transmission  lines,  and  Majuba  Rail).  The  request  for  a  waiver  was  launched  with  the  National  Treasury  in  December  2012,  but  the  waiver  was  granted  11  months  later  in  November 2013.   (h) Environmental  and  social.  Resettlement  and  right‐of‐way  issues  contributed  to  the  delays for both the transmission lines and the Majuba Rail components. The resettlement issue for two  families  that  has  been  outstanding  for  more  two  years  is  only  now  nearing  final resolution. Factors Subject to the World Bank’s Control  118. Adequacy  of  supervision.  The  World  Bank’s  supervision  inputs  were  generally  adequate.  The World Bank supervised the project at least twice a year and had team leaders and other senior staff based in Pretoria for most of the project’s duration. Both senior World Bank management and the project team engaged  Eskom  and  high‐level  GoSA  officials  on  many  occasions  to  discuss  implementation  issues  and remedial actions for the delays. However, the effectiveness of the supervision efforts was not enough to achieve  resolution  of  the  main  project  implementation  issues.  This  was,  perhaps,  because  in  the  early years, there was a hesitancy by Eskom to be more open to the World Bank on the progress and status of the main issues. In addition, familiarity with each other’s policies and procedures took time to develop as did  the  working  relationship.  Thus,  the  issue  of  Eskom’s  capability  to  implement  a  project  of  such complexity in the face of continual staff changes at the top and at technical levels remained unaddressed. 119. Adequacy for reporting. Reporting on the project progress, issues, and proposed remedial actions was  of  high  quality  internally  within  the  World  Bank  and  from  Eskom  to  the  World  Bank.  Joint  missions with the AfDB were complementary and generally targeted the right issues. Factors outside the Control of the Government and Eskom  120. The World Bank team estimated that labor disputes and bad weather combined delayed project completion  by  more  than  a  year.  For  example,  during  February  and  March  2013,  there  was  industrial action  at  Medupi  over  wages,  benefits,  and  issues  of  post‐construction  transition  support  for  labor.  A partnership  agreement  was  reached  between  Eskom,  labor  unions,  and  the  main  contractor  and  yet  by July of the same year, further unrest had erupted. 52 Without the waivers the bidding would not have complied with the World Bank’s policies. For example, the PPPA would have  certain structures for transmission lines to have 100 percent local content.  Page 43 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) IV. BANK PERFORMANCE, COMPLIANCE ISSUES, AND RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME A. QUALITY OF MONITORING AND EVALUATION (M&E) M&E Design  121. The  project  M&E  system  agreed  with  Eskom  during  project  preparation  comprised  quarterly progress  reports,  an  annual  report,  and  quarterly  interim  unaudited  financial  statements.  The intermediate and outcome indicators were to be monitored through either the quarterly progress report or  the  annual  report.  The  borrower  established  a  Medupi  Environmental  Monitoring  Committee,  which met every quarter and had minutes of its meetings distributed to key stakeholders. The World Bank had an observer status at these meetings. Reports and the responsibilities for data collection are provided in the Results Framework (annex 3 of the PAD). During the project restructurings, changes were made to the Results  Framework,  especially  in  the  July  7,  2015,  restructuring  when  major  changes  were  made  to  the outcome  and  intermediate  outcome  indicators.  These  were  later  incorporated  into  Eskom’s  quarterly progress reports. 122. In  addition  to  reporting  on  the  indicators,  the  quarterly  progress  reports  were  also  intended  to highlight  implementation  issues  and  challenges  as  well  as  progress  of  various  components.  Eskom  was responsible  for  preparing  both  reports  but  liaised  with  the  DME  regarding  the  indicator  for  renewable energy  supply.  The  Eskom  project  coordinator  was  responsible  for  overall  project  monitoring  and preparation of reports. 123. The  World  Bank  also  produced  biannual  Implementation  Status  and  Results  Reports  (ISRs)  to inform management of the status the project and issues requiring their needing their attention. A version of  the  ISR  was  publicly  disclosed.  Management  and  the  project  team  provided  regular  updates  to  the Board on the status of the project. 124. Overall,  the  design  of  the  M&E  system  had  significant  shortcomings  regarding  monitoring indicators (two out of three—installed capacity as a percentage of peak demand and carbon emissions in kgs  per  unit  of  electricity),  which  were  initially  set  to  measure  systemwide  performance  instead  of measuring  impacts  that  could  be  unambiguously  attributed  to  the  project.  These  were  subsequently revised  during  restructuring  and  better  aligned  to  outcomes  but  set  at  an  intermediate  position  in  the results chain. M&E Implementation  125. According  to  Eskom,  in  the  initial  stages  of  the  project,  there  was  a  lack  of  clarity  regarding reporting expectations from Eskom. This was later clarified, and a common reporting format was agreed for the World Bank and other financiers. The project files indicate that regular reports were submitted to the World Bank. Page 44 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) M&E Utilization  126. The  quarterly  progress  reports  provided  the  basis  for  the  implementation  support  missions discussions  with  Eskom.  The  use  of  a  common  report  format  facilitated  the  joint  missions  by  the  World Bank  and  other  financiers  and  appear  to  have  helped  in  focusing  all  parties  on  the  key  issues  including project delays, cost increases, and latent defects at the MCPP. However, as noted earlier, the action plans were not always implemented timely, if at all, and some problems remained unresolved for long periods. Justification of Overall Rating of Quality of M&E  127. The  design,  implementation,  and  utilization  of  the  M&E  system  is  rated  Modest.  The  Modest rating  is  because  there  were  significant  shortcomings  in  the  design  of  the  system  indicators  and  in  its utilization.  The  shortcoming  on  the  M&E  utilization  was  because  of  the  limited  impacts  of  the  reporting in addressing key problems that arose during project implementation. B. ENVIRONMENTAL, SOCIAL, AND FIDUCIARY COMPLIANCE 128. This project was based on the UCS for safeguards. The two safeguard policies triggered at project appraisal  were  OP/BP  4.0  (Piloting  the  Use  of  Borrower  Systems  to  Address  Environmental  and  Social Safeguards  Issues  in  Bank‐Supported  Projects)  and  OP/BP  7.50  (Projects  on  International  Waterways). OP/BP 7.50 was not eligible for the UCS, and the project needed to follow the World Bank’s policy rather than use the country systems. Four of the five safeguard policies relevant to the project were eligible for the UCS. These were Environmental Assessment (OP/BP 4.01), Natural Habitats (OP/BP 4.04), Physical and Cultural  Resources  (OP/BP  4.11),  and  Involuntary  Resettlement  (OP/BP  4.12).  The  Indigenous  Peoples (OP/BP  4.10)  policy  was  later  triggered  during  the  restructuring  of  the  project  in  December  2018  due  to the presence of indigenous peoples in one site proposed for the BESS. 129. An  SDR  was  carried  out  to  determine  equivalence  of  the  four  policies  with  the  World  Bank’s systems  and  the  acceptability  of  the  country  systems  with  respect  to  these  policies  and  determine  gaps between  country  systems  and  the  World  Bank’s  policies  and  agree  with  Eskom  on  gap‐filling  measures. The SDR reviewed the South Africa legal system as it related to the four policies proposed for the UCS and all the environmental impact assessments and environmental management plans that were prepared for Medupi, Kusile, the Sere wind power plant, and the Kiwano CSP. The SDR concluded that the South African systems  were  fundamentally  equivalent  to  the  objectives  of  OP/BP  4.0  with  respect  to  the  three environmental policies and partially equivalent with respect to the policy on Involuntary Resettlement. 130. The  main  specific  safeguards  issues  identified  by  the  SDR  and  the  environmental  and  social assessments and the actual outcomes during implementation are shown in table 8. Table 8. Comparison of Safeguards Issues at Appraisal to Implementation Outcomes  Issue Identified during Project Preparation  Implementation Outcome  Environmental  Management  The Department of Environmental Affairs  Air emissions standards were promulgated by  of air quality  (DEA) was planning to issue emission  South Africa on March 31, 2010, requiring the  regulations for existing power plants. Thus, at  existing power plants to meet specified  the time of appraisal, the national legal  minimum emissions standards by April 2015  Page 45 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Issue Identified during Project Preparation  Implementation Outcome  framework was uncertain on the emission  and then meet more stringent emissions  limits that would apply to the project.  standards by April 2020.   The main issue for Medupi is SO2 emissions  for which the current allowable limit is 3,500  mg per Nm3 while its daily emissions are in  the 3,000–4,000 mg per Nm3 range.  In February 2014, Eskom applied to the DEA  for a postponement of compliance time  frames. The DEA approval required Eskom to  meet the existing plant standard for SO2 of  3,500 mg per Nm3 in 2020 and the new plant  standard of 500 mg per Nm3 starting in 2025.  On March 27, 2020, Eskom and other parties  operating similar equipment (e.g., Sasol)  were granted a higher limit of 1,000 mg per  Nm3 starting in 2025 by the DFFE53. However,  Eskom has since applied for still a higher limit  of 4,000 mg per Nm3 by 2030.  Eskom will be unable to comply with the new  standard of 500 mg per Nm3 without  installing the FGD units.  Retrofitting each MCPP unit with an FGD was  Eskom submitted a program for FGD  assessed to be the most effective method of  installation as required by the Loan  complying with emission standards and was  Agreement.  agreed with Eskom in the Loan Agreement.  Due to delayed completion of the MCCP, the  Agreement between the World Bank and  Loan Agreement was first amended in July  Eskom according to Loan Agreement for (a)  2015 to require (a) Eskom to provide the  Eskom to submit to the World Bank a  World Bank with a program for installation of  program for installation of the FGD units by  the FGD units by June 30, 201354 and  June 30, 2013, and to implement it  implement it thereafter; (b) the first unit to  thereafter; (b) the first unit to be installed no  be installed no later than six years after  later than six years after commercial  commercial operation of the unit and  operation of the unit and March 31, 2018;  September 30, 2021; (c) remaining units to be  and (c) remaining units to be installed  installed sequentially thereafter such that the  sequentially thereafter such that the final unit  final unit would be installed no later than  would be installed no later than December  December 31, 2025.  31, 2021.  At project closure, Eskom submitted an  action plan indicating that the first FGD unit  53 Eskom has stated that the limit of 1,000 mg  per Nm3 starting in 2025 was a regulatory change and was not a result of an  application for exemption by the company.  54 When the project was restructured on July 7,2015 Eskom had partially met the loan requirement on submission of a program  for installation of FGD units and the loan amendment did not revise the due date.  Page 46 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Issue Identified during Project Preparation  Implementation Outcome  will be commissioned in the first quarter of  2026 and the last one in the first half of 2027.  The World Bank is committed to monitoring  implementation of the FGD to completion.  Available water supply was not adequate to  The Mokolo‐Crocodile Water Augmentation  meet the power plants’ needs at full capacity  Project (phase 2) water is expected to deliver  with the operation of all the FGD units. Eskom  water, including for Medupi, by 2026 when  was to seek an allocation from the  the first FGD unit is expected to come on  Department of Water Affairs under the  stream. If a delay appears likely, a study on  planned Mokolo‐Crocodile River Water  contingency plans will be carried out in 2022– Augmentation Project.  2023. In the meantime, Eskom is awaiting  issuance of the water use license by the  Department of Water Affairs.  Disposal of  Ash in the form of coal waste was to be  solid waste  disposed of in engineered ash storage  facilities with the minimum amount of water  necessary to avoid dust formation.  Physical and  Graves found on the route for the Majuba  Eskom handled the issue in accordance with  cultural  Rail  the provisions of the South Africa Heritage  resources  Act, which was found to be consistent with  the World Bank’s OP/BP 4.04 on Natural  Habitats.  Projects on  Water for the MCPP was to be sourced from  Notification requirements were met at the  International  tributaries of the Limpopo river, which  project preparation stage (2010) and no  Waterways   borders South Africa and Zimbabwe and flows  concerns have since been expressed.  through Mozambique and therefore riparian  states had to be notified.  Natural  Several sensitive natural features such as  Managed through adjustment of rail line  Habitats  springs and seeps found on the Majuba Rail  routing of the Majuba Rail  route.  Eskom analyzed alternative alignments for  transmission lines based on inputs from  public consultations to avoid critical natural  habitats areas.  Social  Absence of regulatory requirement for  Eskom had audits carried out on all  Safeguards  preparation and public disclosure of  resettlement actions that had occurred and  resettlement action plans and/frameworks.  publicly disclosed a Resettlement Policy  No requirement in South Africa’s regulations  Framework (2009) for future activities under  for implementing agencies to document and  the project.  publicly disclose the impacts of their  resettlement actions.  Eskom’s practice of acquiring land on a willing  buyer‐willer seller basis at market prices was  confirmed.  For the MCPP, Eskom purchased two game  farms and only one laborer had to be  relocated at the farm owner’s expense.  Page 47 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Issue Identified during Project Preparation  Implementation Outcome  For transmission lines, Eskom continued its  practice of selecting corridors that avoid or  minimize the need for relocation of  households or farm structures and avoid  adverse effects on livelihoods or economic  activities and carrying out land valuation to  determine appropriate compensation for  acquisition of right‐of‐way for construction  and maintenance.  No major issues were encountered during  implementation, except for some delays in  obtaining environmental licenses.  131. The 2011 Inspection Panel (IP) Report identified a number of what it considered as shortcomings related  to  safeguards.  These  “shortcomings”  and  the  manner  in  which  they  were  addressed  in  this  ICR were as follows: (a) The IP found that the equivalence analysis under the SDR did not adequately identify the gaps between  the  World  Bank’s  policy  requirements  and  South  Africa’s  legislation  and  that  the acceptability  analysis  did  not  assess  the  capacity  and  implementation  track  record  of  key regulatory  institutions.  This  ICR  concluded  that  no  significant  issues  arose  regarding  South Africa’s regulatory framework for safeguards except  for the regulation of SO2.  The DEA has appropriate frameworks and tools for management of both project‐specific and cumulative impacts. (b) The  IP  found  shortcomings  in  the  assessment  of  air  quality  issues  and  development  of responsive measures in  that no consideration was given to impacts of future projects in the area.   However,  the  ICR  noted  that:  (i)  in  anticipation  of  further  residential  and  industrial development  in  the  region  around  Medupi  on  15  June  2012  the  DEA  Minister  declared  the Waterberg–Bojanala  Priority  Area  (WBPA)  as  the  third  National  Priority  Area  (DEA,  2012a) for pollution control after the IP had issued its report on November 21, 2011 – a declaration that enabled more extended scrutiny and monitoring; (ii)  the World Bank closely monitored Eskom’s compliance with emissions regulations, particularly for particulate matter and SO2; and  (iii)  Eskom  complied  with  the  regulations  for  SO2,  but  only  because  it  received  an exemption  and  will  continue  to  seek  exemptions  until  it  has  installed  the  FGD.  Regarding particulate matter, limits were exceeded on a regular basis but have come down recently. (c) The  IP  found  inadequate  consideration  of  the  project’s  direct,  indirect,  and  cumulative impacts  on  availability  and  quantity  of  surface  and  groundwater  resources  and  that consideration of impacts was not based on a risk‐averse approach.  The IP determined that the  World  Bank’s  assessment  of  the  project  prior  to  Board  approval  was  too  narrowly focused  on  ensuring  that  Medupi  had  a  reliable  source  of  water  supply  and  that  impacts related to the plant were  managed, but paid insufficient attention to the  potential impacts on  quantity  and  quality  of  surface  and  groundwater  resources  for  other  users  and  the environment  and  in  particular  was  not  satisfied  that  these  impacts  were  adequately Page 48 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) addressed in the documentation  related to MCWAP Phase 1 and Phase 2, the expansion of  the operations of the Grootegeluk Mine, and additional river‐bed sand excavation from the  Mokolo  River  for  Medupi.    The  ICR  noted,  however,  that  the  ESIA  had  determined  the  required  water  use  licenses  and  the  relevant  conditions,  and  that  during  project  implementation  Eskom  had  hired  various  consultants,  including  the  Institute  for  Ground  Water  Studies  of  the  University  of  Free  State,  to  monitor  surface  and  underground  water  resources.  The  monitoring  revealed  that  underground  water  tended  to  be  widely  variable  and of generally poor quality due to natural causes rather than project‐level activities. Eskom  also has a long‐term plan for monitoring surface water flows in the Medupi area.  132. At project closure, the two main outstanding safeguards issues were implementation of Eskom’s action plan for installation of the FGD units at the MCPP, starting with the first unit in 2026 and completing the installation of all units by 2027 and completion of arrangements for the resettlement of two families affected by the Majuba Rail Project. The World Bank is committed to monitoring implementation of these actions until they are satisfactorily completed. 133. Overall, safeguards issues have been well managed and rated Moderately Satisfactory in the last ISRs. Fiduciary  134. Financial management was rated Moderately Satisfactory for most of the project implementation period and remained so at project closure. The only issue is the continuing audit qualification of Eskom’s financial  statements.  The  basis  for  the  audit  qualification  is  that  the  auditors  are  unable  to  confirm whether  the  accounts  fully  record  all  irregular  expenditures  associated  with  contracts  that  they  had previously deemed irregular. The audit qualification has been issued for the past four years and will cease once  the  relevant  contracts  have  been  closed  or  the  National  Treasury  has  condoned  them.  Eskom  has been pursuing condonation with the National Treasury, but the latter has not yet issued a decision on the matter. There were no overdue audit reports at the time of loan closure. Procurement  135. The bulk of the contracts were already awarded before the World Bank was invited to participate in  financing  the  project.  The  World  Bank  carried  out  due  diligence  on  the  awarded  contracts  to  ensure that they were awarded in a transparent  manner and in accordance with the principles of economy and efficiency.  The  World  Bank’s  Board  gave  a  one‐time  exception  from  application  of  the  World  Bank’s procurement policies and guidelines to allow these contracts to be financed by the World Bank given the urgent  need  to  proceed  with  the  project.  The  World  Bank’s  fraud  and  corruption  and  right  to  audit provisions were incorporated into all such Medupi‐related contracts. It was also agreed that outstanding consultant contracts were to be awarded in accordance with the World Bank’s guidelines. 136. For the contracts that were bid after the World Bank’s decision to participate in project financing, there  were  several  procurement  issues.  There  were  delays  in  bidding  and  contract  awards  due  to  the requirements  to  meet  the  GoSA’s  regulatory  approvals  under  the  PFMA  and  PPPA.  For  example,  on  the Majuba  Rail  Project,  the  issuance  of  bidding  documents  for  the  main  civil  works  contract  was  delayed while the PFMA prenotification approval was awaited, and the contract award had to also wait for about Page 49 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) three months for approval under the PFMA. There were a few cases of non‐responsive bids (transmission  lines, one package on the Sere Wind Project, and CSP) that resulted in retendering, except for CSP, which  Eskom  decided  to  drop.  Procurement  for  CSP  was  affected  by  the  challenge  of  coordination  among  the  five financiers to agree on a procurement strategy and on procurement documents consistent with each  agency’s  policies  and  procedures,  delayed  granting  of  a  waiver  under  the  PPPA,  and  receipt  of  only  two  non‐responsive bids.   137. There was one case in which the World Bank concluded that the selection of an owner’s engineer on  the  Majuba  Rail  Project  had  not  been  brought  to  successful  conclusion  for  reasons  beyond  Eskom’s control.  An  Iranian‐South  Africa  joint  venture  was  selected  for  the  contract  award,  but  the  issue  arose that Eskom would not be able to make payments to an Iranian firm due to international sanctions against Iran.  As  a  result,  the  World  Bank  was  not  able  to  finance  the  contract  but  concluded  that  there  were legitimate reasons to agree to Eskom’s request for reallocation of the loan proceeds. 138. Following completion of all procurement activities, the procurement rating at project closure was rated Moderately Unsatisfactory due to the outstanding procurement of the BESS. C. BANK PERFORMANCE Quality at Entry  139. The World Bank was requested to support financing of the project after Eskom had already started implementing  it  and,  therefore,  the  engineering  design  was  completed  for  the  MCPP,  several  contracts were  awarded,  and  some  environmental  impact  assessments  were  completed  while  others  were  in progress. 140. The  World  Bank  had  to  conduct  due  diligence  on  processes  that  had  already  been  completed  to determine  eligibility  for  World  Bank  financing.  These  included  (a)  due  diligence  of  contracts  that  were awarded for the MCPP, which accounted for about 58 percent of financing allocated to all contracts under this  component;  (b)  seeking  of  an  independent  review  of  the  technical  design  of  the  plant;  and  (c) conducting of an SDR to determine the equivalence of South Africa’s country systems to the World Bank’s polices and their acceptability for use with the project. 141. There were some apparent shortcomings in the preparation of the project as follows: (a) PDO, design, and Results Framework. There were some shortcomings in the PDO in that it conflated  project‐level  objectives  with  high‐level  objectives.  Specifically,  the  project’s contribution to economic growth objectives related to a higher‐level outcome to which the project’s  contribution  could  not  be  easily  assessed  objectively.  The  project  design  included a  CSP  activity  as  a  pilot  but  set  the  expectation  that  it  would  contribute  to  the  objective  of enhanced power supply and energy security and reduction of carbon emissions, which was ambitious for a technology that had not reached maturity at the proposed scale. The original project  indicators  were  set  to  measure  systemwide  outcomes  rather  than  project‐specific outcomes  (installed  capacity  as  a  percentage  of  peak  demand  and  carbon  intensity  of electricity). The indicators, as revised at restructuring, measure project‐specific impacts but require use of supplemental measures to properly capture outcomes. Page 50 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) (b) Assessment of Eskom’s implementation capacity. The World Bank’s assessment, supported by  the  due  diligence  by  an  external  consulting  firm,  concluded  that  Eskom  had  adequate capabilities to manage and operate the MCPP. Several facts suggest that there were risks in this assessment as follows: (i) Eskom had not implemented a project of such scale for at least a decade; (ii) the MCPP was being implemented in parallel with Kusile, another equally large project;  (iii)  the  external  due  diligence  had  noted  that  the  planned  staffing  for  the operational  phase  was  small  relative  to  the  size  of  the  plant;  and  (iv)  Eskom’s  decision  to manage  construction  and  contract  management  through  METs,  which  included  personnel from  an  external  project  management  consulting  team  instead  of  having  in  independent owner’s  engineer.  These  factors  should  have  triggered  a  risk  identification  and  mitigation measures.  The  World  Bank  could  have  insisted  on  the  need  for  Eskom  to  retain  an independent  owner’s  engineer,  especially  given  that  the  MET  model  had  not  been  used  in recent times on a project of this scale and complexity. (c) UCS.  The  SDR  concluded  that  (i)  the  MCPP  did  not  meet  ambient  air  quality  emission standards  under  the  South  African  regulations  without  installation  of  the  FGD  equipment and (ii) there was an absence in the South African regulatory framework and Eskom’s policies and procedures of a requirement to prepare and publicly disclose resettlement action plans and/or  frameworks  and  for  implementing  agencies  to  document  their  evaluations  of  the impacts  of  resettlement  actions.  Appropriate  gap‐filling  measures  were  identified  and agreed  with  Eskom.  With  hindsight,  the  specification  of  the  FGD  (a  complex  and  water‐ intensive  technology)  as  the  only  option  for  ensuring  compliance  with  SO2  emissions standards could have diverted attention from other easier‐to‐implement solutions. Because the South African regulations on air emission were changing, it was not clear against which emission  standards  the  MCPP  was  to  be  assessed  and  whether  compliance  with  South African regulations would guarantee alignment with the World Bank’s Environment, Health and Safety Guidelines (EHSG). The World Bank could have considered seeking agreement on the MCPP complying with the higher of the South African emission standards and the World Bank’s EHSG. 142. The  World  Bank’s  overall  performance  at  entry  was  Moderately  Unsatisfactory  as  there  were significant  shortcomings  regarding  (a)  the  PDOs,  project  design,  and  Results  Framework;  (b)  the assessment  of  Eskom’s  implementation  capability  and  the  design  of  risk  and  mitigation  response measures;  and  (c)  the  management  strategy  for  ensuring  that  the  project  would  comply  with  the  World Bank’s  standards  for  EHSG  even  if  South  African  regulations  became  lax  or  exceptions  were  granted  to Eskom (as happened in practice). While extensive preparation work was undertaken  by the  World Bank, including various due diligence assessments, the identified shortcomings were significant and had adverse impacts on the overall project outcome. Quality of Supervision  143. Several  features  of  the  supervision  work  show  a  strong  implementation  focus.  However,  other aspects  reflect  the  problem  of  overcoming  the  legacy  of  the  project’s  preparation  deficits.  Both  aspects are summarized as follows: Page 51 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) (a) Overall  adequacy  of  supervision  inputs.  The  PAD  contains  a  credible  implementation support  plan  (PAD,  annex  6),  which  detailed  the  timing  of  supervision  missions,  skills composition,  timing  for  the  midterm  review,  and  proposed  budget  allocation.  The  project had  three  task  team  leaders  over  a  period  of  about  11  years,55  two  were  based  in  South Africa for an extended period. The task team leader at project preparation had two tenures during  the  implementation  period.  The  core  team  remained  reasonably  stable  during  the task  team  leader  transitions.  As  the  implementation  issues  increased,  adjustments  were made  to  augment  the  team  by  adding  (i)  a  senior  procurement  specialist  based  in  South Africa  in  addition  to  the  lead  procurement  specialist  based  in  Washington,  DC;  (ii)  a  senior energy  specialist  to  focus  on  the  Medupi  transmission  lines  activities;  and  (iii)  a  specialized engineering  consultant  to  provide  technical  solutions  to  implementation  problems.  The continuity in task team leadership and stability of the core team membership helped ensure a  continuity  of  approach  on  issues  from  the  World  Bank’s  side,  including  overall  good cooperation and problem discussions for solutions with the AfDB. (b) Supervision  of  safeguards.  The  World  Bank’s  supervision  of  safeguards  was  Satisfactory. Substantive  annexes  detailing  status  of  safeguard  issues  and  actions  agreed  with  Eskom  or proposed by the World Bank for follow‐up were standard features of Aide Memoires. (c) Project  reporting.  The  project  supervision  records—Aide  Memoires,  ISRs,  ad  hoc management  memos,  and  presentations—indicate  high‐quality  project  implementation support. ISRs were filed regularly at intervals of six to nine months. (d) Coordination with the AfDB on the MCCP. The AfDB financed the major boiler and turbine contracts for the MCPP and, therefore, the World Bank worked closely with them to present a uniform approach with Eskom. Initial problems arose from the use of virtual instead of site‐ specific  designs;  these  were  known  at  the  time  the  World  Bank  prepared  the  project. However,  it  was  only  until  boiler  defects  were  discovered  in  Unit  #6  in  2015  that  the  issue started  to  get  focused  attention  from  the  World  Bank.  Had  the  World  Bank  and  the  AfDB coordinated  a  risk  assessment  based  on  what  was  known  at  the  time  of  the  World  Bank’s preparation  of  the  project,  and  when  the  boiler  issue  was  first  detected  remedial  actions could, perhaps, have been identified and implemented before the installation of Unit #6 was completed or before other units were completed. (e) The World Bank’s proactivity. Based on quarterly progress reports submitted by Eskom, the World  Bank  team  regularly  discussed  action  plans  for  addressing  problems  encountered under  the  various  components  at  different  times.  Eskom’s  acceptance  of  the  World  Bank team’s concerns and recommendations on various implementation issues was initially low, but  this  improved  over  time  as  both  parties  became  more  familiar  with  each  other’s operating procedures and practices.  Apart from the issue of the MCPP defects, progress was slow regarding implementation of the FGD, CSP, BESS, and Majuba Rail.56 All these activities were delayed, in part due to delays in getting approvals under the PFMA and the Preferential Procurement  Policy  Framework  Act  (PPPFA)  No.5  of  2000  or  from  the  National  Energy Regulator of South Africa. The World Bank team engaged at high levels within the GoSA on these  issues,  but  problems  were  not  fully  resolved.  Cancelation  of  any  or  all  these 55 From Board approval, excluding the preparation period.  56 A project that had an estimated ERR of about 19 percent is now ending up with a negative return due to excessive delays. Page 52 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) components, which were an integral part of the justification for the World Bank’s support of  a  coal‐fired  power  project,  would  have  undermined  the  rationale  for  the  World  Bank’s  support  for  the  project.  Invoking  the  legal  remedy  of  suspension  of  disbursements  was  considered due to Eskom’s noncompliance with the obligation to submit plans to the World  Bank  for  implementation  of  the  FGD.  However,  the  World  Bank’s  senior  management  was  unwilling  to  approve  this  measure,  which  would  have  been  immensely  disruptive  to  the  implementation of the ongoing contracts and to the World Bank’s long‐term engagement in  the sector.  (f) Eskom’s implementation capacity. The World Bank team witnessed the problems faced by Eskom  in  effectively  managing  construction,  contract  administration,  and  transitions  to commercial operation for individual units at Medupi. This was due to the limited resources and  few  available  experts  relative  to  the  size  of  the  tasks.  As  the  problems  increased,  it became  evident  that  the  model  of  integrated  consulting  services  in  the  METs  was  not effective and/or Eskom did not have enough qualified and experienced staff relative to the tasks. Eskom was continuing to lose experienced staff to the private sector. The World Bank could have insisted on Eskom hiring an owner’s engineer to coordinate all contracts on the MCPP in concert with the embedded engineer—if not at the beginning of the project at least when problems were mounting during project implementation. Justification of Overall Rating of Bank Performance  144. Overall  World  Bank  performance  is  rated  Moderately  Unsatisfactory.  This  is  based  on  a Moderately Unsatisfactory rating for both quality at entry and supervision. Performance at entry is rated Moderately Unsatisfactory as there were significant shortcomings regarding; (a) PDOs, project design, and Results  Framework;  (b)  assessment  of  Eskom’s  implementation  capability  and  the  design  of  risk  and mitigation response measures; and (c) management strategy for ensuring that the project would comply with  the  World  Bank’s  standards  for  EHSG  even  if  South  African  regulations  became  lax  or  exemptions were  granted  to  Eskom  (as  happened  in  practice).  The  World  Bank’s  supervision  inputs  were  generally adequate  with  reasonable  continuity  of  task  team  leadership,  adequate  and  timely  monitoring  and reporting, understanding of the defects with suggestions made (some of which Eskom acknowledged and complimented  the  World  Bank  on),  and  appropriate  team  skills  composition.  The  World  Bank’s  overall performance during implementation is Moderately Unsatisfactory, as there were significant shortcomings regarding the lack of early coordination with the AfDB to investigate the causes of the initial boiler issues; the slow pace at which the World Bank was able to gain the position of trusted adviser to Eskom; low level of  success  in  resolving  the  problem  of  slow  decision‐making  within  the  GoSA’s  agencies,  which  impeded implementation  of  several  project  activities;  and  the  lack  of  impact  of  the  World  Bank’s  advice  for  the resolution of  Eskom’s limited project implementation capabilities relative  to the scale and complexity of the MCPP. D. RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME 145. Risks  to  development  outcome  refer  to  the  risks  that  the  outcomes  that  have  been  achieved  at project  closure  may  not  be  sustained.  The  project  has  partially  achieved  its  key  objectives  of  enhancing power supply and energy security and supporting the country’s carbon mitigation strategy, but significant Page 53 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) risks  remain  that  the  outcomes  may  not  be  sustained  or  enhanced  by  improving  performance  of  the  MCPP.  The risks are both strategic and operational.  146. The  continual loss of expertise to  the  private sector  during  the project implementation  period is a limiting factor to Eskom’s ability to efficiently operate, not only the MCPP, but other plants in its fleet. Thus,  at  a  strategic  level,  Eskom  requires  a  strong  plan  for  hiring  and  retaining  specialized  staff  for  the operation and maintenance of its facilities.  Eskom is also focusing its efforts on implementing a plan for curing the MCPP’s latent defects in parallel with measures to reduce UCLFs, which would, in turn improve EAFs.  To realize this goal Eskom needs a strategic plan to determine the allocation of responsibilities and costs  for  fixing  the  plant  defects  between  itself  and  the  contractor.    Execution  of  the  strategy  needs  to continue  and  reach  completion  as  quickly  as  possible  to  enable  the  MCPP  to  generate  energy  at  levels consistent  with  its  design  purpose.    Without  implementation  of  effective  solutions,  the  risk  exists  that with the age of the plant, the EAFs my fall even further below Eskom and industry targets. 147. At the operational level inadequacies of procurement and chain supply management procedures to ensure the availability of critical spare parts and financial constraints are limiting Eskom’s maintenance of Eskom’s power system as a whole, including the MCPP, thus contributing to the power outages.  Eskom if fully aware of these risks and is working to develop solutions. 148. Despite these serious risks to development outcomes of the EISP, the World Bank’s engagement in  the  sector  over  the  past  11  years  has  helped  strengthen  working  relations  with  client  partners  in  the sector  and  in  the  GoSA  and  has  built  a  strong  foundation  for  further  cooperation.  As  a  result,  the  GoSA and  Eskom  have  shown  interest  in  working  with  the  World  Bank  on  new  initiatives,  such  as  the decarbonization/repurposing  of  existing  old  coal‐fired  power  plants,  and  on  broader  sector  and  Eskom‐ specific reforms. V. LESSONS AND RECOMMENDATIONS 149. The preparation and implementation of the EISP offers a large number of lessons for South Africa, the  World  Bank  and  other  interested  stakeholders.  The  ICR  reflects  only  the  main  lessons  and  discusses them under several categories as described below: Decisions by financiers to participate in projects involving technical and policy complexity  (a) Balancing  trade‐offs  in  the  face  of  conflicting  policies  is  essential  for  reaching  credible decisions:  The  EISP  posed  a  dilemma  to  the  World  Bank  whether  to  support  a  coal‐fired power plant  at a time when it had just committed  to the global agenda on climate change and  its  policy  position  on  financing  coal  generation  plants  was  evolving.  The  costs  of participating  in  the  financing  of  a  carbon  emitting  project  were  carefully  weighed  against the  perceived  developmental  benefits  of  the  project  to  South  Africa  and  its  regional neighbors,  and  the  potential  for  the  World  Bank  to  influence  the  development  of  clean energy  in  South  Africa  through  this  engagement.    Use  was  made  of  external  experts  to ensure that management decision was based on objective analysis of the costs and benefits, thus lending credibility to the final decision to finance the EISP. Page 54 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) (b) Rushed preparation of projects identified as urgent can lead to larger problems than those they  are  designed  to  solve:    The  Medupi  and  Kusile  projects  were  rushed  responses  to counter  the  looming  power  crisis  due  to  poor  generation  capacity  planning.   As  a  result, short‐cuts, such as the use of a “virtual design” from another plant implemented more than ten  years  before  were  used  for  the  MCPP  and  these  turned  out  to  be  unsuitable  for  the project.    The  project  that  was  rushed  to  deliver  energy  in  five  years  was  completed  only eleven  years  later  and  even  then,  is  delivering  power  at  levels  well  below  targets  and industry benchmarks.   The World Bank and other financiers should undertake more in‐depth due  diligence  analysis  on  “urgent”  projects  than  usual  to  ensure  that  normal  standards  of preparation adequacy are reached and that implementation timeframes are feasible. (c) The  World  Bank  should  seek  changes  in  project  design  and  project  management arrangements,  if  suggested  by  due  diligence,  before  committing  to  participating  in ongoing  operations.  When  the  Bank  was  invited  to  participate  in  the  MCPP  Eskom  had already  decided  on  project  design  and  project  management  arrangements.  The  due diligence  produced  generally  satisfactory  conclusions,  but  also  identified  specific  issues such as the small size of Eskom’s project operations staff relative to the size of the project. The World Bank was aware of the limitation of Eskom’s project management arrangements, and specifically the  decision not to  use  a FIDIC engineer.  However, the Bank  did not insist on  changes  to  these  aspects  at  project  preparation,  perhaps  because  Eskom  had  already committed  to  the  arrangements.    However,  the  purpose  of  due  diligence  is  to  provide information  for  financiers  to  decide  whether  to  participate  or  not  and/or  to  seek  changes needed  for  participation.  In  this  case  compromising  on  these  essential  conditions  for successful  project  outcomes  contributed  to  the  eventual  implementation  and  outcome shortfalls. Lessons on procurement and contract management   (d) Complex  projects  with  numerous  contract  packages  present  difficult  coordination challenges  even  for  the  most  sophisticated  borrowers  and  more  so  when  a  new technology is involved and there is an urgency to implement the project. Using an owner’s engineer according  to Fédération Internationale Des Ingénieurs‐Conseils (FIDIC) conditions of  contract  is  advisable  in  such  circumstances  and  normally  provides  better  results.  An alternative  approach  to  multiple  contracts  is  a  turnkey  approach,  which  is  less  demanding on the owner’s project management capabilities. This approach is preferred by US utilities and in many countries. The MCPP had about 38 main contracts and more than 400 contracts at  peak  when  subcontractors  are  included.  Instead  of  an  owner’s  engineer,  Eskom’s approach was to set up METs comprising the company’s staff and embedded personnel of a  project  management  firm  retained  for  the  purpose.  The  model  did  not  work  well  as  was expected  partly  because  the  embedded  consulting  personnel  had  no  formal  authority equivalent  to  that  of  a  FIDIC  engineer  and  because  of  the  lack  of  adequate  qualified  and experienced staff in Eskom. (e) A basic criterion for selection  of contractors, among several others, is  to ensure that the contractor  has  adequate  capacity  to  carry  out  the  specific  task  in  question  after considering  the  contractor’s  total  commitments.  Eskom  was  implementing  the  MCPP  in Page 55 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) parallel with another large plant of the same size—4,800 MW Kusile coal‐fired power plant.  Thus, Eskom was implementing two plants for a total capacity of 9,600 MW (12 x 800 MW  units). Some of the contractors for the main contracts, such as the contractor for the boiler  package,  were  awarded  contracts  for  all  the  12  units—an  unusual  practice  in  the  power  industry with a huge load  on the contractor’s ability  to perform,  which, in fact, turned out  to  materialize  with  some  inferior  design  and  poor  response  performance.  This  unusually  heavy  workload  for  a  single  contractor  probably  accounted  for  the  contractor’s  performance problems on the MCPP’s boiler package.   (f) Detailed  knowledge  of  industry  design  standards  and  specifications  for  equipment through  own  staff  and/or  through  experienced  external  engineering  consultant  services is  critical  for  ensuring  that  specifications  are  consistent  with  the  industry’s  capacity  to deliver.  Eskom  prepared  detailed  bidding/contract  specifications  with  the  objective  of reducing quality problems based on many years of special experience with coal‐fired plants. However,  some  OEMs  have  standard  designs  for  their  equipment,  which  are  either expensive  or  not  possible  to  change.  The  case  with  the  instrumentation  and  controls  was an example, where the OEM just refused to comply with Eskom’s specifications. Eskom then canceled  the  contract,  causing  huge  delays  and  a  mix  of  controls  in  the  plant  to  this  day. Other  contractors,  especially  local  ones,  realized  that  they  could  not  meet  Eskom’s specifications and did not bid, leading to few bids being received for some packages. In such cases,  Eskom  could  have  requested  waivers  under  the  Public  Procurement  Preferential  Act on local content requirements and used international bidding procedures. A further problem was  that  due  to  shortage  of  experienced  staff  and  complexity  of  Eskom’s  project management  arrangement,  some  deviations  from  specifications  were  not  detected  early, which made making changes difficult and costly and contributed to delays. (g) Preferential treatment of local contractors to build local capacity and employment is not always the best option. This should be assessed for each project depending on the urgency and  complexity  of  the  project  as  trade‐offs  may  be  required  between  a  focus  on  building local  capacity  and  skills  and  one  on  speedy  completion  and  quality.  This  would  result  in avoiding the impacts to both the project and the contractors who lost resources, some even facing  bankruptcy.  Local  preferential  treatment  also  requires  that  local  contractors  are properly  trained  in  relevant  disciplines—bidding,  project  and  contract  management,  and financing. Lessons from implementation experience  (h) Understanding  and  securing  agreement  with  the  borrower  and  government  agencies  on the  timelines  for  critical  decisions  on  their  part  is  essential  for  successful  project implementation.  Even  though  the  World  Bank  had  no  prior  experience  of  working  with Eskom  and  the  South  African  Government,  it  would  have  been  possible  to  review  the processes  and  timelines  for  key  approvals  or  authorizations  needed  for  implementing  the project  activities,  such  as  those  required  under  the  PFMA  or  for  licensing  of  renewable investments  by  NERSA.  Specific  decision  timelines  could  then  have  been  negotiated  with the GoSA agencies for key activities and incorporated in implementation action plans. Page 56 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) (i) Complex  projects  involving  multiple  financing  agencies  require  substantial  coordination to  among  the  financiers  to  ensure  common  approaches  on  implementation  issues  and consistent advice to the Borrower. The coordination of efforts works best when financiers take a holistic view of the project and are able to share views on all project components and not confine their inputs to own‐financed activities.  This approach enables optimizing of use of  expertise  available  within  the  financiers’  teams  to  address  implementation  issues.   Had the World Bank and the AfDB coordinated a risk assessment based on what was known at the  time  of  the  World  Bank’s  preparation  of  the  project,  remedial  actions  could  perhaps have been identified and implemented before the installation of Unit #6 was completed. (j) For  large,  complex  operations  requiring  a  long‐term  engagement  between  the  World Bank  and  the  borrower,  a  multi‐phase  programmatic  approach  may  be  tailored  to  the borrower’s  capacity.  This  approach  provides  the  borrower  a  degree  of  certainty  on availability  of  financing  while  simultaneously  providing  flexibility  for  adaptation  as conditions change. While this is a good approach, it was not feasible in this case given that almost  all  the  major  contracts  had  already  been  awarded  and  the  project  was  under implementation when the World Bank was invited to participate in its financing. (k) A  long‐term  engagement  in  a  sector  and  at  the  country  level  beyond  individual  projects can  provide  benefits  to  both  the  World  Bank  and  the  country  through  continual generation of new developmental initiatives. Despite its implementation problems and its moderately unsatisfactory outcome, the EISP has provided the platform to engage with the borrower,  leading  to  new  initiatives  such  as  those  on  decarbonization,  sector,  and  Eskom reforms. In contrast, the application of remedial measures to enforce compliance with the EISP loan covenants would have possibly led to disengagement and loss of opportunities for cooperation in these new sector development initiatives. Public‐Private Partnerships  (l) Carefully  prepared  and  packaged  public  sector  owned  renewable  energy  projects  can produce results comparable those of IPPs of the same vintage. The Sere wind power plant was constructed efficiently at lower cost than the budget due to careful micro‐siting, sound contracts  packaging,  and  use  of  an  independent  owner’s  engineer.  However,  the  CSP  was designed as a pilot technology that was not fully matured, with high capital costs and a low ERR,  thus  requiring  concessional  funding.  An  important  lesson  from  the  CSP  experience  is that  implementing  a  new  technology  even  on  a  pilot  basis  requires  careful  planning  and should not be attempted on a tight schedule. Use of country systems  (m) The  UCS  is  important  for  building  capacity  in  the  borrowers’  systems  to  improve effectiveness of public expenditures, but the UCS is not appropriate when the regulatory system  is  subject  to  frequent  changes  and/or  involves  substantial  discretion  for compliance exemptions and/or postponements. At the time of project appraisal, emission standards applicable to the MCPP were not available. The DEA promulgated the emissions standards on March 31, 2010 (just a week before Board approval of the EISP), requiring the Page 57 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) existing  power  plants  to  meet  specified  minimum  emissions  standards  by  April  2015  and  then  meet  more  stringent  emissions  standards  by  April  2020.  On  June  5,  2013,  Eskom  publicly disclosed its intention to request postponement or exemptions for compliance for  some of its power stations, including Medupi, indicating that it would be unable to comply  with SO2 emissions in 2015 or 2020. The current standard which Eskom should comply with  is 500 mg per Nm3 starting in 2025. However, Eskom applied for and was granted a higher  limit of 1,000 mg per Nm3 in April 2020 but has since applied for a still higher limit of 4,000  mg  per  Nm3  by  2030.  The  lack  of  constancy  in  emission  standards  made  it  difficult  during  implementation for the World Bank staff to know the applicable emission standards for the  MCPP.   Eskom  has noted  that this  needs to be  understood in the overall context in which  emission  standards  are  relatively  new  and  have  evolved  with  very  little  change  in  South  Africa.   While this is true for Medupi it  is also equally true that the 3,500  mg per Nm3, has  not changed  due  to Eskom’s request for postponement of  due date as the  company could  not  meet  the  2015  or  2020  dates.    A  more  fundamental  issue  is  the  potential  for  large  deviations  from  the  World  Bank’s  HSE  Guidelines  when  country  systems  allow  wide  discretion  for  regulatory  exemptions  and/or  postponements.  Given  the  potential  for  large  deviations  between  country  systems  and  the  World  Bank’s  HSE  Guidelines,  it  may  be  difficult  to  establish  equivalence  between  the  two  in  which  case  the  UCS  may  not  be  appropriate for this safeguards policy.   Page 58 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ANNEX 1. RESULTS FRAMEWORK AND KEY OUTPUTS  A. RESULTS INDICATORS A.1 PDO Indicators  Objective/Outcome: Enhance power supply and energy security  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Generation capacity installed  Megawatt  0.00  4,800.00  4,800.00  4,000.00  and commissioned (Medupi)  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  While all the units were commissioned by loan closure on June 30, 2021, except for the last unit which was commissioned in July 2021, the main shortfall  was the significantly lower than expected energy outputs and the substantial defects which will take time and additional resources to resolve. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Generation capacity installed  Megawatt  0.00  100.00  100.00  100.00  and commissioned from  renewable energy (Sere Wind  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Farm)  Page 59 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Comments (achievements against targets):  Target was fully achieved.  Objective/Outcome: Support longterm carbon mitigation strategy  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Direct CO2 emissions avoided  Metric ton  0.00  238,000.00  238,000.00  315,330.00  under the project (per year)  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  The target was exceeded. A.2 Intermediate Results Indicators  Component: Medupi Power Plant  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Direct project beneficiaries  Number  0.00  3,600,000.00  5,500,000.00  4,234,100.00  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Page 60 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Female beneficiaries  Percentage  50.00  50.00  50.00  50.00  Comments (achievements against targets):  The target was not met due to delays in commissioning the plant and due to its low energy availability factors. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Quarterly Medupi  Yes/No  No  Yes  Yes  Yes  Environmental Monitoring  Committee meetings held  31‐Mar‐2009  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  and minutes distributed.  Comments (achievements against targets):  Fully achieved. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Medupi construction  Percentage  0.00  100.00  100.00  99.95  progress rate towards  completion  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Page 61 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Comments (achievements against targets):  Not fully achieved due to delayed completion and COD of the last unit. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Number of units  Number  0.00  6.00  6.00  6.00  synchronized  31‐Mar‐2009  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Fully achieved. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Transmission lines completed  Kilometers  0.00  1,020.00  1,020.00  941.90  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Not fully achieved due to the delayed completion of two transmission line sections. Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Formally Revised   Actual Achieved at  Page 62 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Target  Completion  Transmission lines progress  Percentage  0.00  100.00  100.00  95.88  rate towards completion  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Not fully achieved due to delayed completion of two sections. The two sections are scheduled for commissioning in March and May 2022. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Number of units handed over  Number  0.00  6.00  6.00  5.00  to commercial operations  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Not fully achieved because COD was for the final unit delayed until July 2021.  Component: Renewable energy (Sere Wind Farm and Battery Storage)  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Number of wind turbines  Number  0.00  46.00  46.00  46.00  Page 63 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) erected  31‐Mar‐2009  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Fully achieved because plant was completed in 2015/16. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Progress rate towards  Percentage  0.00  100.00  100.00  100.00  completion (Sere Wind Farm)  31‐Mar‐2009  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Fully achieved.  Component: Support for low carbon energy efficiency comps., comprising the Majuba Railway for coal transportation & TA prog. for energy efficie ncy  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Progress rate towards  Percentage  0.00  100.00  100.00  97.50  completion for Majuba rail  project  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Page 64 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Not fully achieved and now scheduled for completion in 2022. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Number of studies for power  Number  0.00  7.00  7.00  7.00  plant efficiency  improvements completed  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Fully achieved. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Project generation capacity  Megawatt  0.00  3,171.00  3,171.00  4,557.00  savings  31‐Mar‐2009  31‐Dec‐2019  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Target exceeded. Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Formally Revised   Actual Achieved at  Page 65 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Target  Completion  Majuba coal transportation  Text  93.00  20.00  20.00  190.00  cost  31‐Mar‐2009  31‐Oct‐2015  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Not achieved. Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Energy Storage Capacity  Megawatt  1.00  200.00  200.00  0.00  Installed and Commissioned  27‐Nov‐2018  31‐Dec‐2020  30‐Jun‐2021  30‐Jun‐2021  Comments (achievements against targets):  Not achieved. Implementation has not started and activities will likely be supported under another project. Page 66 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) B. KEY OUTPUTS BY COMPONENT Objective/Outcome 1: Enhance power supply and energy security  1. Generation capacity installed and commissioned at Medupi  Outcome Indicators  2. Generation capacity installed and commissioned from Sere Wind Power 1. Medupi construction progress 2. Transmission lines constructed Intermediate Results Indicators  3. Transmission lines progress rate towards completion 4. Number of units handed over for commercial operation 5. Progress rate towards completion of Sere wind farm Key Outputs by Component  1. 4,764 MW generation installed and commissioned at Medupi (linked to the achievement of the Objective/Outcome 1)  2. 100 MW generation capacity added at Sere Wind Power Objective/Outcome 2: Support long‐term mitigation strategy   Outcome Indicators  1. Direct CO2 carbon emissions avoided under the project 1. Progress rate towards completion for Majuba rail project 2. Number of studies for power plant efficiency improvements completed Intermediate Results Indicators  3. Number of wind turbines 4. Progress rate towards completion of Sere wind farm project 5. Energy Storage Capacity Installed and Commissioned 1. Seven power plant efficiency studies completed Key Outputs by Component  2. 46 wind turbines installed (linked to the achievement of the Objective/Outcome 2)  3. 100 MW wind capacity added at Sere Page 67 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ANNEX 2. BANK LENDING AND IMPLEMENTATION SUPPORT/SUPERVISION  A. TASK TEAM MEMBERS Name Role  Preparation  Reynold Duncan  Lead Energy Specialist/Co‐Task Team Leader  Pankaj Gupta  Lead Financial Specialist/Co‐Task Team Leader  Suman Babbar  Consultant and Project Finance Advisor   Sandeep Mahajan  Lead Economist  Elzbieta Sieminska   Lead Procurement Specialist  V.S. Krishnakumar Regional Procurement Manager, Africa Region  Mark Walker  Chief Counsel, Africa Region  Edith Ruguru Mwenda   Sr. Counsel  Mohammed Bekhechi  Lead Counsel, Environment  Charles Di Leva  Chief Counsel, Environment  Juan Gaviria   Sector Leader  Pierre Pozzo de Borgo  Lead Transport Specialist  Harvey Himberg  Consultant/ Environmental Specialist   Harvey van Veldhuizen  Lead Environmental Specialist  Thomas Walton  Consultant/ Environmental Specialist  Frederick Edmund Brusberg  Lead Social Development Specialist  Mudassar Imran  Sr. Economist  Mustafa Zakir Hussain  Sr. Infrastructure Finance Specialist  Andrey Gurevich  Financial Analyst  Ahmad Slaibi  Young Professsional  Heather B. Worley  Communications Officer  Sarawat Hussain  Senior Communications Officer  Karan Capoor  Senior Financial Specialist   Gert Van Der Linde   Lead Financial Management Specialist  Modupe Adebowale   Senior Financial Management Specialist  Page 68 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Miguel Oliviera  Finance Officer  Andrew Asibey  Senior Monitoring and Evaluation Specialist  Armando Araujo  Consultant/ Procurement Advisor  Aman Sachdeva  Consultant/ Procurement Advisor  Peter Meier  Consultant/ Power Economics  Richard Bullock  Consultant/ Railway Economics  Vicktor Loksha  Consultan/CTF Financing  Susan Shilling  Program Assistant  Jemima Harlley  Program Assistant  Rita Ahiboh  Program Assistant  Supervision/ICR  Franz Gerner, Frederic Verdol  Task Team Leader(s)  Reynold Duncan  Task Team Leader  Paivi Koljonen  Task Team Leader  George Daniel, Chitambala John Sikazwe  Procurement Specialist(s)  Tandile Gugu Zizile Msiwa  Financial Management Specialist  Mabel Nomsa Mkhize  Procurement Team  Mary C.K. Bitekerezo  Social Specialist  Fowzia Hassan  Senior Operations Officer  Knut J. Leipold  Procurement Team  Blessing Manyanda  Procurement Team  Petrus Benjamin Gericke  Lead Transport Specialist  Jorge Luis Alva‐Luperdi  Counsel  China Chhun  Program Assistant  Brandon Enrique Carter  Environmental Specialist  Ines Perez Arroyo  Energy Analyst  Zandile Portia Ratshitanga  Senior External Affairs Officer  Gina Cosentino  Social Specialist  Lindiwe Dube  Procurement Team  Page 69 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Mokgabo Molibeli  Team Member  Gabriel Tafirenyika Ngorima  Social Specialist  Johanna Martina Whitfield  Environmental Specialist  Bruce Paley   Engineering Consultant   Peter Meier  Power Economist Consultant  Joel J. Maweni  ICR Lead Author/Consultant  B. STAFF TIME AND COST Staff Time and Cost  Stage of Project Cycle  No. of staff weeks  US$ (including travel and consultant costs)  Preparation  FY09  9.075  91,587.34  FY10  128.173  1,228,881.54  Total  137.25  1,320,468.88  Supervision/ICR  FY10  12.248  117,717.06  FY11  75.853  602,775.75  FY12  72.609  535,561.99  FY13  54.920  480,270.80  FY14  52.494  458,369.55  FY15  55.220  491,601.27  FY16  45.415  424,231.34  FY17  52.685  462,521.82  FY18  54.083  553,291.11  FY19  74.234  713,375.00  FY20  84.760  739,165.47  FY21  72.790     522,517.90  Total  707.311  6,101,399.06  Page 70 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ANNEX 3. PROJECT COST AND FINANCING PLAN  Table 3.1. Projects Costs by Component as at Appraisal Compared to Actual Costs  Project component  Estimated costs at  Actual costs at  Actual/Estimated  appraisal (US$ m)  completion (US$ m)  total costs to  completion57  as %  of estimated costs  at appraisal   Medupi Power Plant58  12,048  17,474  145.0  Renewable energy plants of which:  Sere wind power (100M)  445  252  56.0  Kiwano CSP   782 ‐ 0.0  1,227  252  20.6  Energy Efficiency Investments of which:  Majuba Rail  546  402  73.7  TA for coal power plant rehabilitation  20 ‐ 0.0  TA for development & implementation of  10 ‐ 0.0  domestic & cross border RE projects  576  402  69.8  IBRD front end fee and CTF management fee  10 ‐59  0.0  Totals  13,861  18,128  130.8  57 Costs at completion include some elements of estimated costs for activities that were not yet completed and for correction  of defects at the MCPP.  58  Note:  The  World  Bank  financing  of  the  Medupi  Power  Plant  included  the  main  civil  works,  associated  transmission  lines  for  integrating  the  plant  to  the  grid  and  power  plant  equipment  (other  than  the  main  boiler  packages  which  were  financed  by  the  African  Development  Bank).   The  other  plant  equipment  included  electrical  equipment  and  switchgear,  dust  and  coal  handing  equipment.   59 Included in Medupi Financing  Page 71 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 3.2. Project Financial Plan as at Appraisal Compared to Actual/ Revised Plan at Completion  Estimated at Appraisal  Actual/Revised costs to  Component/Financier  (US$ m)  completion (US$ m)  Medupi Power Plant  World Bank Loan     3,040                2,866   African Development Bank   ‐                2,418   China Development Bank   ‐                1,410   BNP (Coface)   ‐                   708   CACIB (Coface)   ‐     26   KfW (Hermes)   ‐                   982   Eskom     4,083                9,063   Unidentified per PAD Annex      4,925      ‐    Total Medupi Power Plant   12,048              17,474   Renewable energy of which:  Wind Power  African Development Bank Loan   ‐       9   African Development Bank CTF          ‐      42   World Bank Loan        110     23   World Bank CTF        100     35   AFD          ‐                    130   Eskom        135     13   Unidentified per PAD        100      ‐    Total for wind power        445                   252   CSP  IBRD        150      ‐    IBRD CTF        249      ‐    Eskom         383      ‐    Total for CSP        782      ‐    Total Renewable energy plants     1,227                   252   Energy Efficiency Investments of which:   Majuba Rail  IBRD  411                  270   Eskom  135                  132   Total Majuba Rail  546  402  TA for Coal Plants Rehabilitation  IBRD  20     ‐    Page 72 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Estimated at Appraisal  Actual/Revised costs to  Component/Financier  (US$ m)  completion (US$ m)  TA for dev. and implementation of domestic and  cross border RE projects  IBRD  10     ‐    Total Energy Efficiency Investments   576  402  IBRD front end fee and CTF management fee  10 TOTAL PROJECT COSTS & FINANCING  REQUIREMENT   13,861              18,128   Table 3.3. Summary of World Bank Financing  Components  Amount at  Actual at Project  Percentage of  Approval  Closing   Approval  (US$, millions)  (US$, millions)  Medupi power plant  3,040  2,857  93.9  Renewable energy (Sere Wind Farm and Battery  8.8  260  23  Storage Program)  Support for low carbon energy efficiency  61.2  comps., comprising the Majuba Railway for coal  441  270  transportation and TA program for energy  efficiency  Front‐end fee (IBRD) and manageemnt fee (CTF)  9  9  100.0  Total  3,750  3,159  84.2  Page 73 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ANNEX 4. EFFICIENCY ANALYSIS60  4.1  Key Assumptions for the ICR Economic Analysis  1. Electricity  demand  growth.  The  Department  of  Energy’s  2009  IRP  estimated  an  annual  demand growth of 2.3 percent for the following five years, which included the impact of expected price increases and demand‐side management measures. Indeed, much of the rationale for Medupi was grounded in the extended  power  cuts  observed  in  2008  and  the  perceived  need  to  avoid  debilitating  power  cuts  in  the short to medium term. By 2019, the demand should have been around 290 TWh, but instead it was only about 208 TWh.  There are several reasons for the  decline in  demand including  the sharp  tariff increases of  2010–2012,  apparent  greater  success  of  demand‐side  management  measures  than  had  been anticipated,  and  dramatically  lower  GDP  growth  than  the  4  percent  annual  growth  rate  expected  in  the 2009 IRP. 2. Benefit  valuation.  At  appraisal,  benefits  were  assessed  at  willingness  to  pay  (WTP),  based  on diesel self‐generation, consistent with the assumption that Medupi would be incremental. However, with demand  lower  than  expected,  for  the  first  few  years  the  MCPP  has  been  non‐incremental,  replacing existing coal generation at less efficient coal projects. While this has reduced the baseline benefits, it has increased the benefits associated with coal project externalities (both GHG and local air emissions).61 3. The appraisal economic analysis was US dollars at constant 2010 prices. The ICR re‐estimation of economic returns is again at this price level for consistent comparisons to the PAD appraisal estimates. 4. Externalities.  At  appraisal,  the  World  Bank  had  not  yet  issued  guidance  for  the  SVC.  The  World Bank team assumed a value of US$29 per ton CO2. The World Bank has since issued a guidance document (Shadow  Price  of  Carbon  in  Economic  Analysis:  Guidance  Note,  November  12,  2017),  which  is  applied  to the economic analysis in this ICR. At appraisal, there was considerable uncertainty regarding the valuation of local externalities and extrapolation of United States and European studies to South Africa, and hence only  the  GHG  emissions  impacts  were  monetized  and  included  in  the  calculation  of  economic  returns. Since appraisal, several South Africa‐specific studies  on the valuation of local environmental damages of coal  generation  and  coal  mining  have  been  published,  whose  results  have  been  now  reviewed  in  detail and their results used in the revised ICR economic analysis. 5. World  Bank  guidance  documents.  The  World  Bank’s  Energy  and  Extractives  Practice Department’s new guidance on economic analysis  of power sector investment projects issued in 2016,62 and  the  Operations  Policy  Department’s  guidance  on  economic  analysis,  issued  in  2013,63  now  require quantification of all relevant externalities and the calculation of NPV without externalities, NPV including local externalities, and NPV including both local and global externalities. That guidance is followed in this 60 The annex summarizes the detailed economic and financial analysis report prepared for the ICR, available in the project files.  61  The  background  report  discusses  this  in  more  detail:  the  economic  returns  based  on  non‐incremental  counterfactuals  (both  CCGT‐based  on LNG  and  renewables),  does  reduce  the  ERR  by  2–3  percent,  but the  returns are  still  above  the  opportunity  cost  of capital, or the discount rate of 6 percent based on recent World Bank guidance (see footnotes 52 and 53).  62 World Bank. 2016. Guidelines for Economic Analysis of Power Sector Investment Projects, GEEDR.  63 World Bank. 2013. OPSPQ, Investment Project Financing, Economic Analysis, Guidance Note.  Page 74 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ICR.  New  research  on  the  valuation  of  local  environmental  costs  of  air  pollution  was  published  by  the  World Bank in 2015, whose methodology is also followed in this ICR.  6. Impact of COVID‐19. Starting in April 2020, COVID‐19 depressed consumption and generation of electricity. Demand has since improved but remains low and uncertainties remain as to whether the low demand will persist and for how long. The ICR concludes that even if low demand persists into 2022 and 2023,  the  MCPP  is  unlikely  to  be  negatively  affected  because  the  MCPP  and  the  Kusile  power  plant  are the most efficient coal‐fired power plants in the power system. They will, therefore, displace less‐efficient plants under conditions of low demand. 7. Discount rate. The choice of discount rate is of central importance to the economic analysis as it determines  the  hurdle  rate  for  the  ERR;  that  is,  the  threshold  for  meeting  an  efficiency  rating  of satisfactory. At appraisal, the discount rate was set at 10 percent.64 This value was chosen for consistency with the long‐term mitigation study prepared for the DME in 2003. Several other discount rates have been used  in  South  Africa  over  the  years,  including  (a)  12  percent  by  for  calculating  the  feed‐in  tariff  for renewables  in  2009  and  its  most  recent  calculation  (in  its  MYPD4  decision)  of  the  real  WACC  (as  would apply  to  economic  analysis  conducted  at  constant  prices)  is  7.1  percent  and  (b)  guidance  of  8  percent issued  by  Department  of  Energy  for  the  2010  IRP.65  The  guidance  noted  that  the  “..discount  rate  should be set at a real (after inflation) rate of 8%, sensitivities should be calculated at 3% and 13%.” 8. The World Bank published its guidance on discount rates in 2016.66 This argues that for economic analysis, the discount rate should be anchored in welfare economics: application of the Ramsey formula under  the  assumption  of  a  value  of  2  for  the  elasticity  of  marginal  utility  of  consumption  results  in  a discount  rate  of  twice  the  rate  of  per  capita  economic  growth.  The  guidance  notes  that  across  all  World Bank countries, long‐term average per capita GDP growth rates have been around 3 percent, which value is suggested as a default (with a corresponding discount rate of 6 percent). 9. However, while South Africa’s per capita income growth ranged between 1 and 4 percent in 2000– 2010,  the  rate  has  dropped  sharply  since  then  and  has  been  negative  since  2015.  Even  under  the assumption of a 4 percent  GDP growth rate into  the future, given  a population  growth rate  of 1 percent (that has fallen from over 2 percent in  the 1980s to  the current 1.3 percent), the per  capita GDP  growth rate  would  be  around  3  percent,  which  calls  for  a  discount  rate  of  6  percent.  This  has  important implications  for  judging  the  ERR  of  the  EISP  (and  of  Medupi  in  particular).  Under  some  counterfactuals, the  ERR  of  Medupi  is  in  the  range  of  8  to  10  percent—so  lower  than  the  appraisal  threshold,  but comfortably  above  the  World  Bank  default  recommendation  of  6  percent  value  and  above  the  NERSA WACC‐based rate of 7.1 percent, or the IRP 2010 rate of 8 percent. 10. Valuation of global externalities. At the time of appraisal in 2009, there was no World Bank‐wide guidance  for  the  SVC  or  for  the  discount  rate  to  be  used.  Both  were  left  to  the  best  judgement  of  the project economist and task team leader. For the SVC, a constant value of US$29 per ton was used and for 64 PAD, Economic and Financial Analysis (annex 8).  65 http://www.energy.gov.za/IRP/irp%20files/IRP%20Parameter%20‐%20S3%20Discount%20Rate.pdf.  66 World Bank, OPSPQ. 2016. Discounting Costs and Benefits in Economic Analysis of World Bank Projects.  Page 75 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) the  discount  rate,  10  percent.67  For  the  ICR  re‐estimation  of  economic  returns,  the  SVC  values  in  the  guidance  document  of  2017  were  used.68  The  NPVs  and  ERR  are  presented  for  both  the  low  and  high  valuations in this guidance.   11. Opportunity  cost  of  water.  Water  consumption  at  Medupi  is  a  major  concern,  for  which  reason dry cooling rather than evaporative (wet) cooling is the chosen technology. Water shortage is also a major reason  for  the  delay  in  adding  the  FGD.  Clearly,  the  present  financial  cost  of  water  to  Eskom  does  not reflect  its  economic  opportunity  cost.  At  the  time  of  appraisal,  the  financial  cost  of  water  to  Eskom  was R0.3  per  m3.  For  sake  of  conservative  assumption,  at  appraisal  a  value  of  R  20  per  m3  was  used  in  the economic analysis of Medupi, though not further justified in the PAD. 12. After  the  PAD  issuance,  a  June  2010  study  by  Louw  and  van  Schalwyk69  estimated  the  marginal value  of  water  to  agriculture  at  R  20  per  m3,  which  matches  the  value  used  in  the  PAD.  For  the  ICR,  the detailed  report  assessed  the  opportunity  cost  of  water,  including  consumptive  water  use  in  coal  mining (also unlikely included in the financial cost of water to Eskom), at R 24 per m3, based on photovoltaic (PV)‐ powered, reverse osmosis desalination plus transportation cost from the Mozambique coast. 13. Local  environmental  impacts.  Power  generation  from  fossil  fuels  gives  rise  to  a  range  of  local environmental  damage  costs  that  need  to  be  included  if  the  true  social  cost  of  generation  is  to  be estimated.70 The key damage costs are (a) impacts associated with fossil fuel extraction, (b) damage costs of air pollutants, (c) heavy metal emissions, and (d) ash disposal at coal plants. 14. As noted, the local environmental externalities were not quantified for the PAD table of economic flows,  on  grounds  that  the  preliminary  results  of  an  ongoing  study  had  concluded  that  these  local externality  costs  were  small  when  compared  to  the  climate  change  damage  costs.  Moreover,  there  was no local data available other than simple extrapolations of damage cost estimates in the European Union and the United States. These were not considered sufficiently credible or reliable to be applied to actual conditions in South Africa. When that study was finally published in July 2010, with damages estimated as costs per kWh, this judgement was confirmed.71 15. However,  while  damage  costs  expressed  as  US$  per  kWh  may  be  appropriate  for  high‐level assessment in an IRP, they are of limited value at the project level. If one is to assess the benefits of highly efficient supercritical coal compared to the older coal projects in the Eskom fleet (that suffer further from low  efficiency  due  to  age)  or  the  benefits  of  pollution  control  devices  such  as  the  FGD,  the  relationship 67 See background report for further assessment of the consistency of SVC damage cost estimates and the discount rate used  for the cost‐benefit analysis. The guidance values are at constant 2017 US dollars and must be converted back into 2010  constant prices (at which level they appear as somewhat lower values than when at 2017 prices).  68 World Bank. 2017. Shadow Price of Carbon in Economic Analysis: Guidance Note.   69 Louw, D. B., and H. van Schalkwyk. 2010. “The Impact of Transaction Costs on Water Trade in a Water Market Allocation  Scheme.” Agricultural Economics Research 40 (4): 780–793.  70 For coal projects using open cycle and evaporative cooling, there are also a range of issues related to thermal effluents which  have potentially damaging impacts on fisheries and local ecosystems, particularly in shallow bays and estuaries. These are not  of concern at an inland dry‐cooled project such as Medupi.   71 Edkins, M. H. Winkler, A. Marquard, and R. Spalding‐Fecher. 2010. External Cost of Electricity Generation: Contribution to the  Integrated Resource Plan 2 for Electricity. Energy Research Center, University of Cape Town.  Page 76 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) between  emissions  and  technology  is  paramount.  Obviously,  if  the  FGD  reduces  SOx  emissions  by  90  percent but does little to reduce NOx, it follows that   Air emission damage costs must be considered on an individual pollutant level—separately for PM10, NOx, and SOX—and  Emissions  must  be  estimated  based  on  the  pollution  controls  being  applied  and,  on  the population,  affected:  emissions  from  uncontrolled  diesel  self‐generation  in  densely populated  urban  areas  (as  in  the  counterfactual)  will  be  much  higher  per  kWh  of  benefit than from a project in a relatively remote area with a tall stack (as at Medupi). 16. The  economic  and  financial  analysis  prepared  for  this  ICR  has  conducted  a  detailed  examination of  the  South  Africa‐specific  studies  over  the  last  decade  that  have  attempted  valuation  of  local  air pollution  damages  from  coal  projects,  including  all  the  criteria  pollutants  and  heavy  metal  emissions, particularly  mercury.  The  literature  reviewed  includes  studies  by  Greenpeace,  the  World  Bank Environment Practice, the 2019 IRP, and the peer‐reviewed academic literature relevant to South Africa. An  important  study  is  that  of  the  Kusile  project,  which  is  similar  in  design  to  the  MCPP,  prepared  by  the University  of  Pretoria  for  Greenpeace  Africa.72  Table  4.1  shows  the  results  of  this  review  of  externality valuations, as used in the ICR economic analysis for the MCPP. Table 4.1. Summary of Externality Calculations   R¢/kWh  US¢/kWh  Water use in mining  0.475  0.063  Water use at Medupi  1.35  0.18  Health damages from coal combustion (Kusile Greenpeace study)  0.7  0.09   (Edkins Study)  1.35  0.18  Mercury  0.1  0.013  Coal mining   0.293  0.039  Source: EISP ICR, Economic and Financial Analysis Background Report, November 2021.  17. Opportunity  cost  of  coal.  At  appraisal,  the  opportunity  cost  of  coal  to  Medupi  was  based  on  a netback calculated of the Richards Bay South African export price, adjusted for coal quality and domestic transportation  costs.  This  2009  forecast,  actuals,  and  the  latest,  October  2021  World  Bank  forecast  is shown in figure 4.1.73 72 University of Pretoria. 2011. The External Costs of Coal‐Fired Power Generation: The Case of Kusile. Report to Greenpeace Africa.  73  The  World  Bank  coal  price  forecast  is  for  Australian  coal,  FOB  Newcastle.  The  price  of  South African  coal  closely  tracks  that  of  Australian coal.  Page 77 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Figure 4.1. World Bank Forecast for Coal  Source: World Bank Commodity Markets Outlook, October 2021.  18. By October 2021, following the sharp increases in 2021, natural gas and coal prices are expected to  decline  in  2022  and  fall  further  in  2023,  as  demand  growth  eases  (especially  outside  Asia)  and production and exports increase, driven by the United States. Further price spikes are likely, however, as inventories  remain  low,  and  production  is  not  expected  to  materially  increase  until  2022.  More importantly for the economic analysis of the MCPP, the present price spike in international coal prices is matched by a corresponding price spike in oil (and gas): what matters is the relative price of coal to oil (or gas). 19. As shown in table 4.2, domestic coal prices are still significantly below that of export coal, though the differential has narrowed since appraisal. Table 4.2. Domestic and Export Price of Coal  Source: South African rand per ton from Department of Energy, South African Price Statistics, 2018.  Medupi prices from Eskom. Page 78 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 20. The  Eskom  price  forecast  for  Medupi  coal  for  FY21  is  R  505  per  ton,  which  value  is  used  in  the financial analysis and escalated to domestic inflation. 4.2  Economic and Financial Analysis of the Sere Wind Power Plant  21. Economic returns at appraisal. The following assumptions were applied to the economic analysis of the Sere wind power plant:  Benefits: US¢17.5 per kWh based on a weighted average consumer WTP  Transmission  and  distribution  losses  of  9.6  percent  in  2010  increasing  to  10.7  percent  by 2015 and 10.7 percent thereafter  Installed capacity of 100 MW load factor: 25 percent, with annual energy at 219 GWh  Counterfactual  for  GHG  emission  calculations:  Emission  factor  of  1.03  kg  CO2  per  kWh (based on the Eskom emission grid factor according to the Eskom 2009 annual report)  Additional  transmission  CAPEX  of  US$7  million,  plus  US¢2  per  kWh  for  transmission  and distribution cost74  Value of carbon at US$29 per ton constant  CAPEX of US$205 million (or US$2050 per kW)  O&M costs at 1.26 percent of CAPEX increasing by 1 percent per year in real terms  Economic life: 20 years. 22. Under these assumptions, the PAD baseline ERR was assessed at 10.9 percent, increasing to 14.4 percent when GHG emission benefits were considered (table 4.3). Table 4.3. Sere Wind Farm ERR at Appraisal (at constant 2010 prices)75  74 No basis for these assumptions was provided in the PAD.   75 At the time of the midterm review in 2015, the economic returns were re‐estimated at 11 percent based on a 34 percent load  factor and capital costs of US$293 million. The details of this recalculation could not be found in the available archives.  Page 79 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 23. Table 4.4 shows a comparison of the actual costs with those estimated at time of appraisal. While the  appraisal  estimates  shown  in  this  table  are  at  constant  2010  prices,  to  which  contingencies  and interest  during  construction  (IDC)  have  been  added,  the  actuals  are  in  nominal  dollars.  When  the  actual disbursements  are  converted  back  to  constant  2010  prices,  the  total  nominal  cost  (of  US$227  million)76 recalculates  to  US$210  million.  This  is  just  slightly  higher  than  the  US$205  million  estimated  in  the  PAD. In short, the Sere wind farm project has been efficiently implemented. Table 4.4. Project Costs and Financing  Project Component  Appraisal  Actuals  Percentage of  Estimate  Appraisal  Wind turbines and generators, towers, and other equipment  199  195  98  Civil works, roads, and buildings  18  4  24  132 kV lines and substations  58  8  14  Owner’s engineer  20  5  26  Owner’s development costs  15  15  97  Contingencies, 10% of base costs  25  0  —  IDC (excluding Eskom’s balance sheet financing costs)  18  16  91  Total cost of funding  353  243  69  Source: Eskom, Project Close‐Out Report: Sere Wind Farm, 2016, page 53.  24. The revised assumptions for the re‐estimation of economic returns for the ICR are as follows.77  OPEX:78 Based on the actual reported cost of R 320 per kW per year.  GHG emissions reduction valuation: Now based on the World Bank 2017 Guidance.  GHG  emission  factor:  Use  of  the  published  grid  Eskom  emissions  factor  overestimates  the emissions  under  the  counterfactual  used  to  assess  benefits—based  on  oil  self‐generation the emissions reduction is 0.6 kg per kWh, not 1.05 kg per kWh.79  CAPEX: Nominal expenditure US$227 million.  Construction disbursements: Three years (based on actuals).  Energy: Actuals to 2019, thereafter at average of the first four years.  Benefit estimate: Based on the revised estimate of WTP (as discussed in section 2.3).  Transmission  losses:  At  actuals,  then  10  percent  into  future  years  (the  actual  2018  rate  is reported at 9.7 percent. 25. Economic returns at completion. The economic flows at completion are shown in table 4.5. The ERR  before  externalities  has  increased  from  10.9  percent  at  appraisal  to  18.3  percent  (NPV  from  US$9 76 Subtracting IDC and financing costs of US$16 million from the total US$243 million.  77 The source for actual costs and generation is Eskom, Project Close‐Out Report: Sere Wind Farm, 2016; generation in subsequent  years from the Eskom annual reports,  78 OPEX = Operating expenses.  79 One could make the case that at the margin, wind power would reduce the most inefficient coal project, so an emissions factor  of around 0.9 kg per kWh. But that too would be inconsistent with the counterfactual used for benefit valuation.  Page 80 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) million  to  US$96  million).  The  ERR,  including  GHG  emission  reduction  benefits,  has  increased  from  14.1  percent to 21.1 percent at the low value of the SVC and to 23.4 percent at the high value.  Table 4.5. Economic Returns at Project Completion  26. The  10  percent  hurdle  rate  is  reached  in  2023  (after  eight  years  of  operation)—but  already  by 2022 at the low SVC and by 2021 at the high SVC (after six years of operation). Figure 4.2. ERR versus Year  27. The  reasons  for  the  higher  economic  returns  are  many.  The  change  is  calculated  for  each  input assumption, as shown in table 4.6. Page 81 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 28. Higher‐than‐expected  energy  and  efficient  construction  are  the  two  main  explanations  for  the  increase  in  economic  returns.  The  only  negative  factor  is  the  decline  in  benefit  valuation,  given  the  decrease in international oil prices over the last decade.80   Table 4.6. Explanation of the Increase in ERR at ICR  No.      NPV  ERR (%)  Change in  (US$, millions)  ERR (%)  1  At appraisal  As described in the PAD  16  10.9    2  Transmission  Slightly lower than expected  17  11.0  +0.1  and distribution  losses  3  Energy  Average energy now 329 GWh,  90  15.9  +4.9  higher than 219 GWh at appraisal.    The actual plant factor in the first  four years of operation is between  36 and 38 percent.   4  Benefit  Slightly lower over the 20 years of  64  14.9  –1.0  valuation  assumed life  5  OPEX  Based on actuals, somewhat lower  73  15.5  +0.6  than expected at appraisal  6  Transmission  Incremental transmission cost  74  15.7  +0.2  costs  evaluated on actual cost of service  analysis (fraction of total cost  attributable to transmission and  distribution)  7  At project  More efficient construction (3  98  18.3  +2.6  completion  years rather than 4 years), lower  CAPEX   8  Impact of  Sharply lower oil prices between  96  17.5  –0.8  COVID‐19  2020 and 2030 due to expected    pandemic‐induced global  economic contraction  29. The impact of the COVID‐19 pandemic has reduced the expected returns because of the lower oil  price forecasts, which affects the cost of diesel self‐generation that underpins the WTP: row (4) illustrates  the  impact  of  the  lower  oil  prices  in  the  October  2019  commodity  markets  outlook  oil  price  forecast;  however, in row (8) the latest forecast of October 2020 that has lower oil prices in 2020–2029 is used.   30. The ERR that includes GHG emission benefits is significantly higher due to the SVC estimates now  stipulated  in  the  November  2017  Guidance  (and  also  because  the  energy  generation  is  much  higher).  At  appraisal,  the  inclusion  of  GHG  emissions  reduction  benefit  increased  the  ERR  by  3.5  percent  (NPV  by  US$39  million).  At  project  completion,  the  ERR  increases  by  5.1  percent  at  the  high  SVC  (NPV  by  US$65  80 Sere started generation in 2016, when the average oil price had fallen to US$51per barrel from its peak in 2014 of US$104 per  barrel.  In  2017,  the  oil  price  had  fallen  to  US$43  per  barrel,  so  in  that  year  the  average  benefit  was  just  US¢16per  kWh,  lower  than the US¢17.5 per kWh assumed at appraisal.  Page 82 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) million)  compared  to  the  low  SVC.  Clearly,  the  wind  project  has  delivered  substantial  GHG  emission  reduction benefits.  31. The  Sere  wind  farm  appraisal  avoided  the  widespread  overestimation  of  the  wind  resource observed in the first cohort of private wind farms implemented in the so‐called round 1 of the REIPPPP. 32. Operational performance. The Sere wind farm has performed well, perhaps because of the O&M contract  awarded  to  an  experienced  operator  (Siemens).  A  good  measure  of  performance  is  availability. The South African average, as reported  by  the Lloyds Register study, is 97.6 percent (almost all of which are  independent  power  producers  [IPPs])  and  that  of  Sere  is  marginally  above  that  average  at  97.7.81  In other  words,  the  operational  performance  of  the  Eskom‐owned  Sere  is  on  par  with  the  performance  of IPPs commissioned at the same time. 33. Financial analysis. Because the Sere wind farm is an Eskom project, which is not implemented by a  separate  Eskom  business  unit  or  otherwise  ring‐fenced,  there  are  no  project  financials  that  identify revenue at the plant gate. At appraisal, the financial revenue was based on the tariff under the renewable energy  feed‐in  tariff  regime,  estimated  at  R  1.21  per  kWh  in  2010,  and  on  NERSA's  October  2009 announcement that it would allow the real WACC (12 percent) plus the rate of inflation (6 percent) to be covered, allowing an 18 percent FIRR: the R 1.11 per kWh was assumed to rise at the rate of inflation. 34. But  no  wind  projects  were  financed  on  this  basis,  because  shortly  after  the  PAD  finalization,  the Government announced that the system would be replaced by auctions. Four rounds between 2012 and 2015 enabled around 2,570 MW of wind projects and a gradually decreasing price.82 35. The  finances  of  the  Sere  wind  farm  were  ring‐fenced,  are  clearly  satisfactory,  sustainable,  and obviously  much  greater  than  estimated  at  appraisal.  To  yield  the  same  18  percent  return  on  Eskom’s equity  investment,  the  necessary  (internal  accounting)  tariff  is  50  percent  lower  than  estimated  in  the PAD. Thus, the main explanations can be summarized as follows:  Lower cost of debt than expected  Lower capital cost than expected  Much greater energy generation than expected. 4.3 Economic and Financial Analysis of the Medupi Power Project  36. The  Medupi  Coal  Project  accounts  for  the  major  share  of  the  EISP.  The  major  issue  for  the  re‐ estimation of economic and financial returns is the high construction cost overrun and associated delays and  following  synchronization  of  the  units,  the  difficulties  experienced  with  achieving  the  planned operational  performance  targets.  The  cost  overruns  are  summarized  in  table  4.7.  These  are  in  nominal terms and include the impact of inflation over the 16 years of construction (from start of construction in 2008 to 2022): increases in real terms are much smaller. 81 As reported in the Project Close‐Out Report in the first year of operation.  82  This  is  discussed  further  in  the  detailed  economic  and  financial  analysis  report.  That  report  presents  a  detailed  cash  flow  assessment of the Sere wind farm which is assessed on the same basis as an IPP.  Page 83 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 4.7 Medupi Cost Overruns  PAD  PAD  ECTC  Overrun  US$m ZARb ZARb Medupi EPC 10,000 75 other costs 797 6 10,797 81 132.2 63% IDC 1,251 9 44.6 374% total 12,048 90 176.8 96% IDC increase over CAPEX 12% 12% 34% Source: PAD, Annex 5: Project Costs. Actuals according to Eskom. Exchange rate R 7.5 = US$1.at project  appraisal date   Note: ECTC = Estimated costs to completion, EPC = Engineering, procurement, and construction    37. The  CAPEX  overrun  of  63  percent  is  at  the  high  end  of  the  World  Bank’s  experience  with  large  generation  projects:  comparable  cost  increases  have  been  observed  only  in  large  hydro  projects.  However, the increase in IDC of 375 percent over the appraisal estimate is unprecedented. IDC estimates  at  appraisal  typically  account  for  an  additional  10–15  percent  over  CAPEX  for  projects  with  long  construction time (as are typical for hydro projects). However, based on Eskom’s presentation, the share  of IDC at completion is 34 percent.   38. The current estimate of CAPEX is R 132.2 billion, in nominal terms, excluding the FGD component  that was included in the PAD CAPEX estimate. This is unchanged over the estimate at the time of the 2015  midterm review.   39. Given the various still unresolved issues and disputes, the R 9.2 billion allowance for contingencies  and liquidated damages for 2024 has been retained—though normally contingencies no longer appear in  ICRs  at  project  completion.  The  estimates  of  economic  and  financial  returns  are  to  that  extent  conservative.  40. Economic returns. The returns are calculated in three steps:  (a) Without externalities and without the FGD system: ERR 13.5 percent  (b) Including  local  externalities,  but  for  the  sake  of  conservative  calculation  excluding  the  benefits from the avoided environmental costs of self‐generation (indoor air pollution, diesel  self‐generation, and kerosene for lighting): ERR 13.2 percent  (c) Revised estimate with the FGD systems in place, ERR 12.9 percent. This is the estimate that  may be compared to the PAD economic return of 24 percent.  41. The main risk to the maintenance of satisfactory economic returns is the failure to reach the EAF  targets  (figure  4.3).  The  importance  of  reaching  the  EAF  target  as  soon  as  possible  to  maximize  the  economic returns is obvious: the later the EAF is reached, the lower the returns.  Page 84 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Figure 4.3. Sensitivity of Economic Returns to EAF  Table 4.8. ICR Economic Returns (at constant 2010 prices)  Page 85 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 42. As  noted,  the  counterfactual  for  the  economic  analysis  assumed  that  the  benefits  were  incremental  and  assessed  at  the  estimated  WTP.  However,  this  is  only  one  of  several  possible  counterfactuals and methodologies for assessing economic benefits. The other options are as follows:   Application  of  a  power  systems  planning  model.  This  is  the  preferred  methodology,  in  which  the  economic  benefits  of  a  project  are  assessed  by  comparison  of  the  NPVs  of  the  least‐cost  plan  with  and  without  the  candidate  project.  Certainly,  in  current  practice,  a  power  systems  investment  project  of  this  size  would  not  be  considered  by  the  World  Bank  without a power system planning study. The World Bank now has its own in‐house Electricity  Planning  Model  that  would  be  used  for  this  purpose  where  the  client  does  not  have  equivalent  modeling  capability. However,  Medupi  was  clearly  identified  in  the  least‐cost  plan in the 2008 IRP.   WTP based on the tariff. In theory, the tariff is the lower bound of the economic benefit to  consumers because it ignores the additional consumer surplus under the demand curve.   Comparison  with  the  next  best  project  delivering  equivalent  benefits.  Where  a  power  system planning model is not available, this is the most frequently used counterfactual.   43. WTP based on tariff. An analysis of the economic returns based on the tariff was presented in the  PAD.  Unsurprisingly,  this  assessment  found  that  returns  were  negative  at  the  average  tariff  as  it  existed  in 2009. Substantial increases were approved by the regulator—24.5 in FY11, 28 percent in FY12, and 25.9  percent  in  FY13  (nominal),  which  would  result  in  an  ERR  of  2.47  percent.  If  there  were  further  increases  in  FY14  and  FY15  by  12.5  percent  and  1  percent  above  inflation  thereafter,  the  appraisal  analysis  found  that  the  ERR  increases  to  8.1  percent  (all  before  adjustments  for  externalities).  The  point  of  this  assessment was to emphasize the importance of raising Eskom tariffs.  44. However, the reality was different: while tariffs in US dollar terms indeed doubled between 2009  and 2012—as expected—thereafter tariffs in nominal US dollar terms remained largely unchanged (figure  4.4), implying a decrease in real terms.  Figure 4.4. Actual versus Expected Tariffs US¢/kWh  20.0 18.0 16.0 14.0 12.0 Usc/kWh 10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 0.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 PAD assumption 10.8 12.1 13.6 14.5 15.4 16.4 17.5 Actual 2.5 2.5 2.6 2.3 3.1 4.4 5.5 6.1 6.1 5.8 5.3 5.1 6.1 6.2 6.0 PAD assumption Actual Page 86 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 45. Non‐incremental  counterfactual.  Although  no  ERR  calculations  were  presented  for  alternatives, the PAD did examine a range of levelized economic cost calculations for alternative generation options to confirm that Medupi constituted the least‐cost option. Table 4.9 shows the levelized cost comparisons in the  PAD,  which  includes  an  estimate  of  the  carbon  price  necessary  to  justify  the  alternative  in  question. The  next  best  alternative  to  Medupi  (other  than  Inge‐III)  is  CCGT‐LNG‐,  which  was  competitive  with Medupi at a carbon price of US$105 per ton CO2. Table 4.9. Levelized Cost and Carbon Shadow Prices  Source: PAD, annex 9, figure 3 and table 1.  46. The  detailed  background  report  re‐estimated  the  economic  returns  based  on  two  alternative counterfactuals.  Leaving  aside  the  Inge‐III  hydro  alternative,  which  could  not  reasonably  be  assumed  to have  been  implemented  to  the  same  timetable,  even  with  the  delays  encountered  at  Medupi,  the  next best alternative would have been gas‐fired CCGT‐based on LNG. This showed an ERR of 8.8 percent (albeit with the benefit of hindsight on LNG prices over the last decade). Against an all‐wind counterfactual, the ERR was estimated at 9,.2 percent. Both provide economic returns above the 6 percent discount rate. Impact of GHG Emissions  47. Eskom’s CO2 emissions have decreased, not increased, over the last decade. Energy from Medupi and  Kusile  is  displacing  coal‐fired  generation  from  the  remainder  of  Eskom’s  coal  fleet,  projects  whose GHG emissions are much higher than for these two modern, supercritical projects (figure 4.5). Page 87 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Figure 4.5. Eskom CO2 Emissions  Source: Eskom annual reports.  48. Table  4.10  shows  the  calculations  of  GHG  emission  valuation  on  economic  returns.  The  ERR decreases from 12.9 percent to 11.5 percent at the low value of SVC and to 10 percent at the high value of  SVC.  Under  the  more  realistic  counterfactual  that  reflects  the  displacement  of  coal  generation  at existing coal plants, the reduction in ERR is smaller—to 12.2 percent under the low SVC and 11.6 percent at the high SVC value. Table 4.10. Impact of GHG Emissions on Economic Returns  49. Financial returns. At appraisal, the return on Eskom’s equity was estimated at 18 percent. 50. At project completion, the following assumptions are used for the assessment of financial returns:  2021 tariff increase of 15 percent, as per the recent court ruling  Subsequent tariff increases at the rate of domestic inflation (that is, constant in real terms) Page 88 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410)  EAF:70 percent  Cost of Eskom balance sheet finance: 11.5 percent, principal repaid over 15 years starting in 2023. 51. The reduction in FIRR to 12.3 percent (table 4.11) over the appraisal estimate of 18 percent may be  seen  as  remarkably  small  given  the  much  higher‐than‐expected  burden  of  IDC,  construction  delays, and CAPEX overrun. The are several reasons for this.  In  the  absence  of  a  commitment  fee  (on  undisbursed  amounts),  there  is  no  direct  penalty for delay. Delays in issuing construction contracts also result in delays to disbursements.  Because  the  estimate  in  appraisal  already  assumed  a  50  percent  CAPEX  overrun  in  its estimate of FIRR, the actual CAPEX overrun in excess of this figure is quite small.  Interest costs are significantly lower than expected. Table 4.11. Financial Returns at Project Completion  Page 89 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 52. Table  4.12  provides  a  step‐by‐step  explanation  of  the  lower  FIRR.  By  far,  the  greatest  impact  is  the failure of NERSA to increase tariffs, as was expected at appraisal.  Table 4.12. Impact of Assumptions on Eskom FIRR        NPV  Equity  Change  (R, billions)  IRR (%)  in IRR    (%)  1  At appraisal  As described in the PAD  129.0  21.4  —  2  Exchange rate  Actual depreciation much higher than  131.0  19.9  –2.2  appraisal  3  Interest rate  Actuals (1–3%) lower than estimated at  144.0  21.7  1.8  appraisal (4%)  4  Tariff  Actuals significantly lower than forecast (with  –3.7  9.5  –12.2  2021 increase at 5%)  5  Latest tariff ruling  Actuals +15% increase in 2021  8.3  10.9  1.4  6  Construction    –0.8  9.9  –1.0  delay  7  Actual CAPEX  Because both delayed and high contingency in  29.9  12.7  2.8  actual  PAD CAPEX assumption, small net benefit  disbursements  8  Capital transfer  Small decrease in return is the cost of the  26.0  12.3  –0.4  from US$ to R  hedge: actual FOREX depreciation lower than  hedge breakeven  ‐  ICR estimate    26.0  12.%  —  53. Risk  assessment.  The  downside  risk  is  primarily  that  associated  with  the  tariff  adjustments.  The  latest tariff increase improved the financial returns at Medupi, but the track record is that significant tariff  increases are often followed by several years of small increases. The upside is in further improvements to  the  EAFs.  At  80  percent,  the  ERR  increases  to  13.6  percent,  and  the  NPV  doubles  from  R  24.9billion  to  R  45.5 billion.  54. Reality  check.  This  general  conclusion  of  financial  sustainability  can  be  confirmed  by  a  simple  calculation,  as  illustrated  in  table  4.13.  From  the  total  completed  financial  cost,  the  team  subtracts  principal  payments  already  made  to  the  end  of  2021  and  assumes  that  the  entire  remaining  cost  is  recovered over 20 years at 11 percent. At 70 percent EAF, the total cost is R 1.1 per kWh, which is below  the 2021 tariff.  Page 90 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 4.13. Reality Check  55. This  is  the  upper  bound  of  the  tariff  requirement  because  it  is  known  that  some  part  of  the remaining  debt  is  financed  at  lower  interest  rates.  Table  4.14  shows  a  sensitivity  analysis  of  the  tariff requirement as a function of the EAF and the interest rate. At the assumed current tariff of R 1.1 per kWh, the  green  cells  illustrate  the  combination  of  interest  rate  and  EAF  that  have  lower  requirements  (and imply financial sustainability). The unshaded cells indicate a revenue shortfall. At an 80 percent EAF, the cost of finance could be as high as 15 percent to stay within the sustainable zone. Table 4.14. Sensitivity Analysis: Required Tariff as a Function of EAF and the Interest Rate  Risk Assessment  56. The downside risk is primarily that associated with the tariff adjustments.  The latest tariff increase improved the financial returns at Medupi, but the track record is that significant tariff increases are often followed  by  several  years  of  small  increases.  The  upside  is  in  further  improvements  to  the  EAF.  At  80 percent the ERR increases to 13.6 percent, and the NPV doubles from R 24.9billion to R 45.5 billion. Conclusions on Medupi  57. An  excellent  project  with  high  economic  returns  at  appraisal  is  now  merely  a  good  project  with satisfactory  returns.   While  economic  returns  have  halved  from  24  percent  to  around  12  percent,  this  is still comfortably above the 10 percent hurdle rate assumed at appraisal, and under the new guidance for Page 91 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) discount  rates  in  economies  with  slow  per  capita  income  growth,  which  suggests  a  lower  6  percent  discount rate, the project remains good.  58. The main explanations for the decline in returns are the  25 percent increase in CAPEX (at constant prices);  Extended construction delays; and  Failure  to  meet  expected  energy  generation  in  the  early  years  of  operation  (unsatisfactory EAF). 59. The  main  risk  to  the  economic  returns  is  the  failure  to  quickly  achieve  the  EAF  target.  The  70 percent target used for the ICR estimate should be regarded as an absolute minimum: international best practice  suggests  that  such  supercritical  projects  should  have  EAFs  of  at  least  85–90  percent.  Indeed, increasing the EAF at Medupi will have especially positive environmental impacts, because this additional generation displaces generation and emissions from old coal projects whose efficiency is low and whose emissions per kWh are much lower. This has already been observed in Eskom’s aggregate GHG emissions, which have declined over the past five years. 4.4 Economic and Financial Analysis of the Majuba Rail Project   60. At appraisal, the economic and financial returns of the Majuba Rail Project were good, with a 42.9 percent (leveraged) FIRR to Eskom. The corresponding economic return was estimated at 19 percent. Page 92 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 4.15. Financial Returns at Appraisal  61. Table  4.16  shows  the  key  assumptions  for  the  economic  and  financial  analysis  of  the  Majuba Railway, at appraisal and at project completion. Table 4.16. Comparison of Assumptions, Appraisal versus Actual/ECTC  At Appraisal  At Project Completion  Change  Construction time  Years  4  11  +7 years delay Commercial operations date   2015  2022  +7 years delay CAPEX  R, millions,  3,531  4,904  1,372 (39%)  nominal  Coal consumption at Majuba  mtpy  13  8  –5 2024 freight differential versus old  R/ton  120  45  –75 rail  Page 93 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) At Appraisal  At Project Completion  Change  Results  Economic returns  ERR 19%  Negative  –19% Financial return to Eskom equity 43%  5.5%  –37.5% 62. Quite obviously, with a CAPEX overrun of 39 percent (in Rand terms) and a 13‐year construction time with 7 years delay, the economic and financial returns will be seriously affected. Moreover, with coal volumes  required  at  Majuba  estimated  to  be  almost  5  mtpy  lower  than  expected  at  appraisal  and  the freight rate differential between the Majuba and existing rail routes narrowed from R 120 per ton to R 45 per  ton,  it  is  hardly  surprising  that  economic  returns  under  these  conditions  are  negative.  The  financial return to Eskom of 5.5 percent is Moderately Unsatisfactory because it is below Eskom’s WACC.  As shown in  table  4.17,  total  coal  shipments  to  Majuba  over  the  past  decade  have  been  around  14  mtpy.  As communicated  by  Eskom,  the  8  mtpy  of  coal  now  expected  to  be  used  as  Majuba  appears  low  for  a relatively new project whose efficiency would normally be expected to be much higher than many of the older  Eskom  coal  projects.    However,  according  to  Eskom’s  forecasts  electricity  demand  will  remain relatively stagnant in the next ten years and Eskom’s market share will continue to decrease as the share of  IPP  generated  renewable  energy  increases.   These  factors  will  reduce  coal  burn  across  the  board  and so will declining plant performance and operational inflexibility of some plants, Majuba included. Table 4.17. Coal Shipments to Majuba (million tons/year)  2010  2011  2012  2013  2014  2015  2016  2017  2018  2019  2020  By rail   5.04    6.88    8.19    7.95    7.94    7.97    7.66    7.68    7.34    6.66    5.22   By truck   6.73    6.73    5.89    5.57    6.50    6.62    6.68    6.62    9.03    10.08    8.62   Total   11.77    13.61    14.08    13.52    14.44    14.59    14.34    14.30    16.37    16.74    13.84   Source: Eskom.  Page 94 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Table 4.18. Economic and Financial Returns, Majuba Rail Project, Eskom Coal Forecast of 8 mtpy  Page 95 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) 63. The  new  Majuba  Rail  link  has  a  capacity  of  about  21  million  tons,  more  than  the  demand  for Majuba  alone.  The  Majuba  Rail  yard  can  handle  the  additional  capacity  and  Eskom  is  now  looking  at options to use this additional capacity to transport coal to other power stations in the area such as Tutuka. It is therefore likely that even if the Majuba coal requirement is only 8 mtpy, significant additional benefits would accrue to Eskom by the general rationalization of Eskom’s coal supply in the region. If it is assumed that  an  additional  7  mtpy  can  benefit  from  the  line  with  a  saving  of  75  percent  of  the  cost  differential between the new and old routes, then the FIRR to Eskom changes from negative to 9 percent. 64. In  summary,  as  shown  in  table  4.19,  there  remains  high  uncertainty  over  the  economic  and financial returns of the project. The negative economic and financial returns based on the 8 mtpy estimate may well be overly pessimistic. Table 4.19. Scenario Assessment, Majuba Rail Project  Majuba  Counterfactual  Eskom  ERR,  ERR +  ERR +  Coal  FIRR (%)  Constant  GHG @  GHG @  Demand  2010 Prices  Low SVC  High SVC  (mtpy)  (%)  (%)  High Majuba coal demand  14  Rail and road  14.1  8.9  9.3  9.6  Eskom coal demand  8  Rail  5.5  Negative  Negative  Negative  +transportation credit 8  Rail  9.0  4.0  4.2  4.3  Eskom coal demand  8  50% rail, 50% road  13.1  7.0  7.4  7.7  4.5  Inspection Panel Findings  65. An  Inspection  Panel  investigation  report  issued  in  2011  in  response  to  objections  from  affected stakeholders  noted  several  issues  in  the  PAD.  These  issues,  and  the  relevant  ICR  evaluations,  can  be summarized as follows:83 (a) The  PAD  may  have  underestimated  the  costs  associated  with  the  damage  from  CO2 emissions (458).84 This was true but the much higher values of the SVC to be used for World Bank projects were not issued until 2015, and the US29per ton CO2 value used was high for its time. This issue has been addressed by the World Bank’s new guidelines for the SVC. The NPVs  and  ERRs  are  now  routinely  presented  for  the  stipulated  range  of  values:  this  is  no longer  left  to  the  task  team  leaders  and  project  economist  to  determine  (as  it  was  in  2009 at the time of appraisal). (b) The comparisons with other technologies were based on current costs, whereas the costs of CSP, wind, and PV are continuing to decline significantly relative to coal (459). Of course, that  was  true,  but  the  additional  power  was  needed  at  the  time,  and  hence  the  relevant costs of CSP, wind, and PV alternatives would have been those that would have been faced at that time. (c) The  economic  analysis  valued  neither  the  local  environmental  damages  nor  the  benefits from the avoidance of fossil fuels used in the absence of electricity from the project, (496, 497).  In  fact,  including  monetization  of  local  costs  and  benefits—even  based  on  the 83 See economic and financial analysis background report for detailed rejoinders.  84 These are references to the numbered paragraphs of the Panel’s investigation report.  Page 96 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) unreliable  valuations  available  at  that  time—would  have  made  little  difference  to  the  ERR  and  NPV.  Their  exclusion  at  appraisal  was  correctly  judged  to  be  immaterial  compared  to  other uncertainties likely to have much greater impact (as was indeed the case with CAPEX  and  construction  delays).  However,  the  Inspection  Panel’s  criticism  that  the  attempt  at  valuation should have been attempted remains valid, and one can say with confidence that  no  major  fossil‐fueled  project  would  today  be  presented  to  the  Board  in  the  absence  of  a  valuation of local externalities based on research and new World Bank guidelines on health  impact valuation.  (d) The opportunity cost of water required for the expansion of the Grootegeluk mine was not included in the analysis (499). The ICR reanalysis shows that when this is expressly included as a line item in the table of economic flows, the impact on returns is negligible. However, it would  have  been  better  for  this  to  have  been  expressly  included  (and  which  is  now  in  any event  required  under  the  new  2016  Guidance  on  Economic  Analysis  of  Power  Sector Projects) (e) The  risk  analysis  contained  an  inadequate  assessment  of  domestic  and  trans‐boundary externalities  (504).  The  main  trans‐boundary  issue  is  indeed  GHG  emissions,  but  this  issue has been addressed by the World Bank’s new Guidelines for the SVC. The NPVs and ERRs are now routinely presented for the stipulated range of values. This is no longer left to the task team leaders and project economist to determine (as it was in 2009 at the time of appraisal). 4.6   Conclusions  66. The ICR reanalysis shows that  When  all  the  World  Bank  guidance  and  regulations,  now  in  force,  are  applied,  the  project still  meets  the  hurdle  rate  for  economic  returns  and  financial  returns  that  exceed  Eskom’s WACC and  The  monetized  impacts  of  local  environmental  impacts,  or  the  opportunity  cost  of  water, based on reliable South Africa‐specific studies now available, would have made no material difference to the economic benefits at appraisal. Page 97 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ANNEX 5. BORROWER, CO‐FINANCIER AND OTHER PARTNER/STAKEHOLDER COMMENTS  The World Bank is grateful to Eskom  for supporting  preparation of the ICR by providing data  and comments  on  the  draft  report.  Eskom’s  comments  were  discussed  with  the  World  Bank  and  changes  were incorporated  in  the  final  report  except  in  a  few  areas  which  are  summarized  below.  These  comments are cross referenced to the relevant paragraphs in which these issues are discussed in the ICR.   The Bank is also grateful to the AfDB for their comments on the draft ICR which have been incorporated,  including the main ones which are also shown below. Comments by Eskom  ICR page,  Related text  Eskom’s Comments  para. ref.  42, para.  Furthermore, though the World Bank  The coal quality issue was known and included  117 (e)  requested information from Eskom and  at time of contract. This was communicated  the contractor that the quality of South  during supervision missions to the lenders. This  African coal had been considered in the  is covered in section 2.3.2. ‘High Reheater  detailed design of the boilers, no  Temperatures’ in the AfDB PCR Supplemental  documentation was ever provided to the  Report Rev.0.7 and in more detail when  World Bank. Had this been done, the too  discussing latent defects. It would be ideal if  small furnaces could have been  there was consistency across reports.  identified to at least institute some  design remedies. Now, all 12 units at  Medupi and Kusile have the same small  furnace—a situation that cannot be  rectified.  46, para.  On March 27, 2020, Eskom and other  This statement still sends an incorrect message  130  parties operating similar equipment  that Eskom and others like Sasol were granted  (e.g., Sasol) were granted a higher limit  new limits.  The new limit is not specifically for  of 1,000 mg per Nm3 starting in 2025 by  Eskom and the likes of Sasol, but a change in  the DFFE. However, Eskom has since  the MES themselves and therefore applicable  applied for still a higher limit of 4,000  to all in South Africa.  mg per Nm3 by 2030.  48,  Eskom complied with the regulations for  Eskom had not requested ‘exemption’, in the  para.131  SO2, but only because it received an  case of Medupi, an application was made only  (b)  exemption and will continue to seek  in terms of SO2 postponement from April 2020  exemptions until it has installed the  until March 2030 at 4000mg/Nm3 and  FGD.  thereafter to meet the new plant MES of  1000mg/Nm3.    Page 98 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) ICR page,  Related text  Eskom’s Comments  para. ref.  55,  Complex projects with numerous  This paragraph implies that Eskom did not have  para.149  contract packages present difficult  a FIDIC engineer on the project, which is  (d)  coordination challenges even for the  incorrect because there is a FIDIC engineer.  most sophisticated borrowers and  more so when a new technology is  involved and there is urgency to  implement the project. Using an  owner's engineer according to FIDIC  conditions of contracts is advisable in  such circumstances and normally  provides better results.  57‐58, para.  The current standard which Eskom  This statement is not correct as the change  149 (m)  should comply with is 500mg per  from 1,000mg was not an application by  Nm3  starting in 2025. However,  Eskom, but a regulatory change that was made  Eskom applied for and was granted a  by the Department of Forestry, Fisheries, and  higher limit of 1,000mg per Nm3 in  the Environment (DFFE).  Eskom’s application  April 2020 but it has since applied for  was for a limit of 4,000mg. It must be put in  a still higher limit of 4,000mg per  context that the emission standards in South  Nm3 by 2030  Africa are relatively new and therefore have  evolved, with very little change.  It has always  been 3500 for existing plant (like Medupi) and  500 for new plant and only the 500 changed to  1000.  94 – 96,  Concerns  on  projected  Majuba  coal  Background   Annex 4,  burn based on FY2022 Corporate Plan   paras. 62‐ i. The  World  Bank  has  raised  concerns  on  the 64   projected  coal  burn  for  Majuba  over  the next  10‐year  period  detailed  in  the document  named  “EISP  ICR  P116410  (DM Final  Version_11_17_2021).    World  Bank has  funded  the  Majuba  rail  project  with  a view  of  burning  about  14  MT  of  coal  per annum.  However,  the  latest  10  Year Production  Plan  dated  21  October  2020V5 which  was  used  for  FY2022  Corporate  Plan projects  the  average  of  8  MT  coal  burn  per annum. Page 99 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Majuba projected coal volumes  ii. Production plan is the integrated plan which takes  into  account  demand,  reserve requirements, plant parameters for existing and new build power plants, primary energy cost,  constraints  as  well  as  other  external supply  such  as  IPPs  and  Imports.  The  main objective  of  the  production  plan optimization is to meet demand at least cost taking into account all known constraints. iii. Over  the  past  11  years,  electricity  energy demand  has  decreased  from  239  TWh achieved  in  FY2009  to  219  TWh  achieved  in FY2021.  At  the  same  time,  the  energy contribution  from  Independent  Power Producers  has  increase  from  0  TWh  to  13.5 TWh.  The  decline  in  the  Eskom  sales  is expected to further decrease going forward. Furthermore, Eskom plant performance has deteriorated  from  about  85%  in  FY2009  to about  64%  in  FY2021.  Majuba  has  also contributed  to  this  decline  in  performance. Majuba’s EAF was 87% (12.5 mtpy) and only achieved 72% (12.8 mtpy) last financial year (FY2021). iv. With  the  stagnant  electricity  demand,  high penetration  of  renewables  and  inflexible power plant,  it is expected that most of  the power  plants  will  drop  production  in  the near  future.  Demand  volume,  demand profile as well as system availability dictates how  units  are  dispatched  to  meet  hourly demand.  Ideally  one  would  like  to  use  the cheaper  stations  to  the  maximum  and  only utilize the more expensive ones to meet the peaks  if  necessary.   This  would  work  if  the units  were  flexible  enough  to  be  taken  off when  not  required  and  only  synchronized when required for energy.  Our reality is that we  have  predominantly  baseload/load‐ following units which means even if you only need a unit, for maybe 3 hours in a day, you Page 100 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) are  forced  to  keep  that  unit  running  for  the  full  24  hours  even  during  the  periods  when  you  don’t  need  it.    The  upside  is  that  you  save  on  the  start‐up  costs  and  there  is  reduced  wear  on  units  by  not  starting  and  stopping often.  v. Majuba  is  not  among  the  cheapest  stations in the fleet and it’s  EAF is  projected to  drop from  77%  (FY2022)  to  68%  (FY2031)  which will have further impact on coal burn. This is further  compounded  by  inflexibility  of  the power plant and also the drop in the Eskom market share from 88% in FY2022 to 66% in FY2031.  This  is  subject  to  all  assumptions being met. Page 101 of 102 The World Bank Eskom Investment Support Project (P116410) Comments by the AfDB  (a) Our  understanding  is  that  there  is  sufficient  water  for  Medupi  at  full  operation  plus operations of first 3 FGD units. The water supply shortage risk will only affect the last three FGD units if MCWAP2 is not completed on time. (b) AfDB  queried  the  use  of  the  word  exception  rather  than  exemption  regarding  Eskom’s application for exemptions from regulatory SO2 limits. Page 102 of 102