WPS8287 Policy Research Working Paper 8287 Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries A Literature Review Joern Huenteler Istvan Dobozi Ani Balabanyan Sudeshna Ghosh Banerjee Energy and Extractives Global Practice Group December 2017 Policy Research Working Paper 8287 Abstract The financial viability of the power sector is a prerequi- International Monetary Fund on outcomes of their own site for attracting the investment needed to ensure reliable engagement also conclude that progress on cost recovery in energy supply, meet universal access targets, and hasten supported countries has been limited. Although the aggre- the clean energy transition. Adequate pricing of electricity gated view obscures fluctuation within individual countries to allow for cost recovery is also important to minimize over time, the available evidence suggests that countries the power sector’s negative macroeconomic, fiscal, environ- progressing toward cost recovery may find themselves mental, and social impacts. This paper takes stock of the backsliding within a few years. As for understanding the empirical and conceptual literature on the financial viability circumstances under which progress can be made, a handful and cost recovery of the power sector in developing coun- of studies point toward a correlation between sector reforms tries. Time-series data across countries are relatively scarce, and cost recovery, although few of the studies address obvi- but comparing the findings from 21 studies suggests that ous endogeneity problems. To provide more solid guidance under-recovery of costs remains pervasive despite decades for future efforts to improve cost recovery, more research is of efforts by governments and development institutions. needed on: (i) the determinants and enabling conditions of Large electricity subsidies continue to burden governments, progress on cost recovery; (ii) tariff reform sequencing; and especially in the Middle East, South Asia, Central Asia, (iii) institutional arrangements, policies, and regulations that and Sub-Saharan Africa. Reviews by the World Bank and enable countries to sustain cost recovery once it is reached. This paper is a product of the Energy and Extractives Global Practice Group. It is part of a larger effort by the World Bank to provide open access to its research and make a contribution to development policy discussions around the world. Policy Research Working Papers are also posted on the Web at http://econ.worldbank.org. The authors may be contacted at jhuenteler@worldbank.org. The Policy Research Working Paper Series disseminates the findings of work in progress to encourage the exchange of ideas about development issues. An objective of the series is to get the findings out quickly, even if the presentations are less than fully polished. The papers carry the names of the authors and should be cited accordingly. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this paper are entirely those of the authors. They do not necessarily represent the views of the International Bank for Reconstruction and Development/World Bank and its affiliated organizations, or those of the Executive Directors of the World Bank or the governments they represent. Produced by the Research Support Team Policy Research Working Paper 8287 Abstract The financial viability of the power sector is a prerequi- International Monetary Fund on outcomes of their own site for attracting the investment needed to ensure reliable engagement also conclude that progress on cost recovery in energy supply, meet universal access targets, and hasten supported countries has been limited. Although the aggre- the clean energy transition. Adequate pricing of electricity gated view obscures fluctuation within individual countries to allow for cost recovery is also important to minimize over time, the available evidence suggests that countries the power sector’s negative macroeconomic, fiscal, environ- progressing toward cost recovery may find themselves mental, and social impacts. This paper takes stock of the backsliding within a few years. As for understanding the empirical and conceptual literature on the financial viability circumstances under which progress can be made, a handful and cost recovery of the power sector in developing coun- of studies point toward a correlation between sector reforms tries. Time-series data across countries are relatively scarce, and cost recovery, although few of the studies address obvi- but comparing the findings from 21 studies suggests that ous endogeneity problems. To provide more solid guidance under-recovery of costs remains pervasive despite decades for future efforts to improve cost recovery, more research is of efforts by governments and development institutions. needed on: (i) the determinants and enabling conditions of Large electricity subsidies continue to burden governments, progress on cost recovery; (ii) tariff reform sequencing; and especially in the Middle East, South Asia, Central Asia, (iii) institutional arrangements, policies, and regulations that and Sub-Saharan Africa. Reviews by the World Bank and enable countries to sustain cost recovery once it is reached. This paper is a product of the Energy and Extractives Global Practice Group. It is part of a larger effort by the World Bank to provide open access to its research and make a contribution to development policy discussions around the world. Policy Research Working Papers are also posted on the Web at http://econ.worldbank.org. The authors may be contacted at jhuenteler@worldbank.org. The Policy Research Working Paper Series disseminates the findings of work in progress to encourage the exchange of ideas about development issues. An objective of the series is to get the findings out quickly, even if the presentations are less than fully polished. The papers carry the names of the authors and should be cited accordingly. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this paper are entirely those of the authors. They do not necessarily represent the views of the International Bank for Reconstruction and Development/World Bank and its affiliated organizations, or those of the Executive Directors of the World Bank or the governments they represent. Produced by the Research Support Team Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing  Countries: A Literature Review1  Joern Huentelera*, Istvan Dobozia, Ani Balabanyana, Sudeshna Ghosh Banerjeea  a Energy & Extractives Global Practice, The World Bank.  *Corresponding author: jhuenteler@worldbank.org; +1 202 458 8646. Keywords: Electricity pricing; electricity tariffs; cost recovery; electricity subsidies; financial viability;  developing countries; emerging markets  JEL codes: D12, L11, L94, L98, Q41 1 This paper is a product of the “Rethinking Power Sector Reform” knowledge program of the Energy & Extractives Global  Practice of the World Bank. Any views presented here are the authors alone and should not be attributed to the World Bank or  any other person or institution. The authors are very grateful for financial support from the Energy Sector Management  Assistance Program (ESMAP) and the Public Private Infrastructure Advisory Facility (PPIAF). Thanks are due to Vivien Foster,  Sheoli Pargal, and Chris Trimble acted as peer reviewers. Any shortcomings are the sole responsibility of the authors.  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Table of Content  TABLE OF CONTENT ............................................................................................................................................ 2  1. INTRODUCTION ......................................................................................................................................... 5  2. WHAT DO WE MEAN BY COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY? ........................................................ 7  3. 10  WHY DO COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY MATTER? .................................................................  3.1.  IMPACTS ON PROJECT AND SECTOR PERFORMANCE ...............................................................................................  10  3.2.  MACROECONOMIC, SOCIAL AND ENVIRONMENTAL IMPACTS ...................................................................................  12  3.3.  13  GAPS IN THE LITERATURE ..................................................................................................................................  4. HOW HAS THE THINKING ON COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY EVOLVED?  14  .................................  4.1.  PARADIGM SHIFTS IN THE LITERATURE ON COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY (1960S‐2010S) ...........................  14  4.2.  COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY IN THE 1990S’ POWER SECTOR REFORM PARADIGM ....................................  17  4.3.  18  GAPS IN THE LITERATURE ..................................................................................................................................  5. 19  HAVE COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY IMPROVED OVER TIME? ...............................................  5.1.  COST RECOVERY LEVELS IN DEVELOPING COUNTRIES ..............................................................................................  19  5.2.  21  GAPS IN THE LITERATURE ..................................................................................................................................  6. 28  WHAT ARE THE CHALLENGES TO ACHIEVEMENT OF COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY? ..............  6.1.  BASIS FOR DETERMINING PRICING ......................................................................................................................  28  6.2.  DESIGN OF TARIFF STRUCTURE  29  ...........................................................................................................................  6.3.  CONCERNS ABOUT IMPACTS ON AFFORDABILITY AND INFLATION ..............................................................................  30  6.4.  LINKAGES TO STRUCTURAL POWER SECTOR REFORM  34  ..............................................................................................  6.5.  SUSTAINING COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY .........................................................................................  34  6.6.  ADAPTATION TO NEW RENEWABLES AND DISTRIBUTED ENERGY ...............................................................................  36  6.7.  36  GAPS IN THE LITERATURE ..................................................................................................................................  7. 37  CONCLUSIONS ..........................................................................................................................................  40  BIBLIOGRAPHY ..................................................................................................................................................  47  ANNEX I: EMPIRICAL APPROACHES TO EVALUATE COST RECOVERY ...................................................................  49  ANNEX II: RECENT DATA ON COST RECOVERY LEVELS IN DEVELOPING COUNTRIES .............................................  2  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Tables  TABLE 1: IMPACTS OF UNDERPRICING OF POWER DISCUSSED AND EXPLORED IN THE LITERATURE .......................................................  13  TABLE 2: STYLIZED OVERVIEW OF PARADIGMS IN THE LITERATURE ON COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY, AND THEIR EVOLUTION  OVER TIME  16  ..............................................................................................................................................................  TABLE 3: ‘LADDER’ MODEL OF UTILITY FINANCIAL VIABILITY. .......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.  TABLE 4: MAJOR STUDIES OF COST RECOVERY AND FINANCIAL VIABILITY IN THE POWER SECTOR IN DEVELOPING COUNTRIES. ..................  23  TABLE 5: CLASSIFICATION OF STUDIES ACCORDING TO THEIR DATA COVERAGE (GEOGRAPHICAL AND TEMPORAL SCOPE) ........................  26  TABLE 6: CLASSIFICATION OF STUDIES BY APPLIED DEFINITION OF COST RECOVERY .........................................................................  26  TABLE 7: SHARE OF TOTAL HOUSEHOLD EXPENDITURES SPENT ON ELECTRICITY (KOJIMA ET AL., 2016) ..............................................  31  TABLE 8: MARGINAL WEIGHT OF ELECTRICITY IN THE CONSUMER PRICE INDEX (CPI) ......................................................................  33  TABLE 9: RELATIVE WEIGHT OF INDIRECT INFLATIONARY EFFECTS FOR DIFFERENT FUELS, AS INDICATED BY THE SHARES OF INDIRECT EFFECTS  OVER TOTAL EFFECTS.................................................................................................................................................  33  TABLE 10: FACTORS WITHIN AND OUTSIDE SECTOR CONTROL IN AUTOMATIC TARIFF ADJUSTMENTS  35  ...................................................  TABLE 11: FINANCIAL PERFORMANCE OF THE LEADING ELECTRICITY UTILITIES IN SELECTED DEVELOPING COUNTRIES ...........................  49  TABLE 12: INDIA: STATE‐LEVEL COST‐RECOVERY OF RESIDENTIAL TARIFFS IN 2010.  49  ......................................................................  TABLE 13: COST RECOVERY RATIOS IN SUB‐SAHARAN AFRICAN COUNTRIES IN 2014 (CONSTANT 2014 US$ PER KWH BILLED). ...........  49  TABLE 14: SUB‐SAHARAN AFRICA: BREAKDOWN OF HIDDEN COSTS, 2014 (% OF CURRENT GDP). .................................................  51  Figure  10  FIGURE 1: TARIFF COST RECOVERY AND QUALITY OF ELECTRICITY SUPPLY IN SUB‐SAHARAN AFRICA ...................................................  Boxes  BOX 1: COUNTRY EXPERIENCE ON IMPACTS OF SUSTAINED LACK OF FINANCIAL VIABILITY (THE WORLD BANK AND IEG, 2016). .............  11  BOX 2: COUNTRY‐LEVEL TRENDS IN COST RECOVERY AND KEY DRIVERS OF FLUCTUATION (VAGLIASINDI AND BESANT‐JONES 2013). .......  27  32  BOX 3: EMPIRICAL EVIDENCE FOR WTP FOR SELECTED COUNTRIES .............................................................................................  3  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Abbreviations and Acronyms  AC  AVERAGE COST  AICD  AFRICA INFRASTRUCTURE COUNTRY DIAGNOSTIC  CAPEX  CAPITAL EXPENDITURES  CPI  CONSUMER PRICE INDEX  ECA  EUROPE AND CENTRAL ASIA  ESMAP  ENERGY SECTOR MANAGEMENT AND ASSISTANCE PROGRAM  GDP  GROSS DOMESTIC PRODUCT  GHG  GREENHOUSE GASES  GST  GENERAL SALES TAX  IEA  INTERNATIONAL ENERGY AGENCY  IEG  INDEPENDENT EVALUATION GROUP  IMF  INTERNATIONAL MONETARY FUND  LRMC  LONG‐RUN MARGINAL COST  MC  MARGINAL COST  OPEX  OPERATING EXPENDITURES  PSP  PRIVATE SECTOR PARTICIPATION  QFD  QUASI‐FISCAL DEFICIT  VAT  VALUE‐ADDED TAX  WTP  WILLINGNESS TO PAY  4  1. Introduction 1. Financial viability of the power sector is a prerequisite for attracting the investment needed for universal access to affordable, reliable, and sustainable electricity and the transition towards clean energy (The  World  Bank  and  IEG,  2016,  2014a).  However,  chronic  poor  financial  performance  of  electricity utilities  is  pervasive  in  the  developing  world—resulting  from  underpricing,  excessive  losses,  and  bill collection failure—and has for decades been a main driver of investment shortfalls, power shortages, poor quality  of  supply.  Electricity  subsidies  needed  to  keep  utilities  afloat  have  long‐term  macroeconomic, fiscal, social ramifications, as they limit the fiscal resources available for other public services, including clean water, education, health and social protection (Komives et al., 2007; Saavalainen and ten Berge, 2006;  Sdralevich  et  al.,  2014).  Underpricing  of  electricity  also  increases  levels  of  pollution  and  other environmental impacts (Badiani et al., 2012; IEA et al., 2010; Monari, 2002; Rentschler and Bazilian, 2016). 2. Making electricity services financially viable and recovering the cost of service have long  been core objectives of power sector reform2 in developing countries (The World Bank, 1993a, 1993b). Public utilities’ limited ability to finance expansion of capacity to meet growing demand was a main argument for power sector reform in the developing world in the 1990s, and raising tariffs to cost recovery levels has therefore been a sine qua non of the ‘standard menu’ for power sector reform (ESMAP, 1999). In some cases, tariff reforms were part of a homegrown reform program to improve macro‐economic and service conditions.  In  many  other  countries,  raising  tariffs  was  a  condition  for  assistance  by  the  donors  and multilateral  institutions  to  reduce  the  fiscal  burden  from  the  power  sector  (The  World  Bank,  1996; Williams and Ghanadan, 2006). 3. Almost four decades have passed since Chile began its power sector reform efforts in the 1980s and three since the reform agenda swept through much of the rest of the developing world in the 1990s. Cost recovery and financial viability remain core objectives for institutions such as the World Bank in the power  sector.3  However,  overall  reform  outcomes  have  often  fallen  short  of  expectations  and  many countries have chosen to adopt hybrid reform models different from the standard prescription (Besant‐ Jones, 2006; Jamasb et al., 2015). A renewed debate among policy makers and in the literature is emerging on the validity of the ‘standard menu’ of the 1990s and the need for a new, more empirically grounded reform paradigm (Jamasb et al., 2015; Vagliasindi and Besant‐Jones, 2013; Williams and Ghanadan, 2006). As in the 1980s and 1990s, the financial performance of the power sector remains at the heart of this debate. 4. In parallel, especially in recent years, more advanced electricity markets, including in the OECD, have seen a renaissance of subsidies to the power sector as governments aim to stimulate the diffusion of  new  renewable  energy  technologies.  Zero‐marginal  cost  renewables  and  distributed  energy  are 2 Power sector reform is understood here as institutional and policy measures aimed at advancing power sector  commercialization, restructuring, regulation, privatization, tariff rebalancing, and liberalization.  3 For example, a recent review found that between 2000 and 2015, the World Bank included sector financial conditions in at  least 41 project loans in 25 different countries (total volume US$5,193mn) as well as 49 development policy loans covering 25  different countries (US$10,680mn) (The World Bank and IEG, 2016).  5  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  challenging the textbook model of power market reforms (IEA, 2016a). The IEA estimates that subsidies  to wind and solar in the power sector reached around US$120 billion in 2015 (IEA, 2016b). As utility‐scale  solar and wind power make inroads into power sectors outside the OECD, policy makers are grappling  with questions relating to their impact on sector financial performance and their treatment in electricity  pricing.  5. This paper aims to inform these debates in policy and academic circles.4 To this end, the paper takes stock of the conceptual and empirical evidence on cost recovery and financial viability of the power sector  in  the  developing  world,  synthesizes  the  literature’s  findings,  explores  how  the  focus  of  the literature has evolved over the past decades, and identifies what gaps remain and which hypotheses are emerging on the most important reform issues. Given the focus on technical aspects of cost recovery of electricity tariffs and the financial viability of utility services, the political economy of cost recovery and tariff reforms as well as broader aspects of tariff regulation, while important for cost recovery, are beyond the scope of this paper and have been addressed elsewhere. 6. The paper is organized as follows. After introducing the terminology and definitions used (Section 2),  the  paper  provides  an  overview  of  the  literature  that  addresses  cost  recovery  and  synthesizes  key developments over time in Section 3. The following three sections elaborate in more detail on specific themes of the literature: Impacts of under‐recovery of cost on sector and country performance (Section 4); empirical evidence on current trends of cost recovery in the developing world (Section 5); and lessons learned  from  reform  experience  (Section  6).  Each  of  these  four  sections  summarizes  key  findings  and recommendations and the gaps in the literature that call for further research. The last section summarizes the main conclusions (Section 7). 4 For a synthesis of the World Bank’s policy guidance on energy subsidy reform, see also the Energy Subsidy Assessment  Framework (https://www.esmap.org/node/3043).  6  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  2. What Do We Mean by Cost Recovery and Financial Viability? 7. The paper focuses on technical aspects of cost recovery of electricity tariffs, the financial viability of electric utility services, and the fiscal sustainability of subsidies for electric utility services. These three concepts are closely related and sometimes used interchangeably: one can easily image a scenario where underpricing of electricity leads to poor financial viability of a publicly owned utility, which is only restored through a government subsidy. But conceptually the terms are not identical. For the sake of clarity, the following paragraphs lay down how these concepts are defined and how they relate to each other. 8. ‘Cost recovery’ is understood as an attribute of electricity tariffs and is fulfilled when the average electricity tariff aligns with the average cost of service, usually measured as the ratio between tariffs and costs (often expressed as a percentage).5 For this paper, if not otherwise specified, tariffs refer to average tariffs across all consumers and costs are defined as ‘full cost of service’, including capital and associated operating  cost  of  generation,  transmission  and  distribution,  and  including  the  cost  of  financing  new investments to sustain the service over time. However, a range of definitions are in use in academic and policy circles and, as explored later in this review, the literature uses many different approximations and measures for both tariffs and costs in empirical studies. 9. ‘Financial viability’ is understood as an attribute of utility companies6 and is fulfilled when tariff revenues together with other sources of income are adequate to cover the cost of service. Cost recovery of tariffs is obviously a main determinant, but financial viability also depends on the adequacy of cash inflows and outflows (taking into account collection losses and availability of adequate financing) as well as the sustainability of the company’s balance sheet (most importantly, if the company’s debt and dues are under control). Therefore, while the two mutually reinforce each other and the literature sometimes uses them interchangeably, a utility can be financially viable even if cost recovery is below 100 percent, for example if tariffs are set below cost recovery level but reliable fiscal transfers are made to compensate. Further, analyses of financial viability in the literature often do not differentiate between revenues from electricity sales and revenue not related to the sale of electricity (e.g., government transfers); take input cost at financial value (e.g., fuels, capital, land or labor at subsidized prices); and count SOEs’ contribution to  the  government’s  revenues—e.g.,  in  the  form  of  taxes,  duties,  and,  for  SOEs  and  any  mandatory allocations from profits—as costs. When discussing the financial viability in sectors with multiple utility 5 Conceptually, cost recovery can be viewed from the perspective of the power utility/sector, fiscal perspective or overall  economic perspective. In each case, the full costs would be defined differently, and which perspective is appropriate depends  on the research question. Further, depending on the purpose, cost recovery may include “full costs” with any inefficiencies  (including excess losses) the power company/sector have or cost recovery assuming efficient operation of the company/sector.  The latter approach is ideally that taken by the regulators so as not to pass inefficiencies to consumers. Importantly, full cost  recovery of tariffs for the sector does not necessarily mean that all individual parts of the supply chain (generation,  transmission and distribution) recover their costs, depending on how tariffs are set for the different services. Furthermore,  some studies in the literature approximate tariffs with revenues and cost with actual cost incurred by the utilities, bringing the  concept of ‘cost recovery’ closer to the common understanding of ‘financial viability’.  6 Financial viability is also an attribute of investment projects and in fact early World Bank studies of financial viability in the  power sector were primarily interested in the ability of individual investments to make adequate returns. However, this view  has evolved (see Sections 3 and 4) and now the primary unit of analysis in the literature is the utility. This is reflected in the  term’s usage in this paper.  7  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  companies, the term can apply to each company separately or as an aggregate of all companies in the  sector.   10. While financial viability is  sometimes reported in  binary terms,  the reality –  particularly in the  developing world – is that there is a continuum of degrees of financial viability (Trimble et al., 2016).7  While it is indisputable that a utility unable to recover operating expenditures (OPEX) is not financially  viable, the ambiguity arises with capital expenditures (CAPEX), which can be measured in different ways.  Utilities may differ according to whether they are only able to recover the debt financing costs associated  with  their  existing  capital  expenditures  or  the  full  cost  of  capital  associated  with  current  and  planned  future capital expenditures (see Table 1).  Table 1: The ‘Ladder’ of financial viability  Level of Financial Viability  Comment  Level 1: Utility does not cover existing OPEX.   Financially unviable, loss‐making utility.  Level 2: Utility covers at least existing OPEX.  Utility dependent on government for capital investments.  Level 3: Utility covers existing OPEX plus concessional  Utility dependent on access to concessional financing.  financing costs on existing assets.  Level 4: Utility covers existing OPEX and full CAPEX for  CAPEX based on new replacement value of assets.  existing assets.  Level 5: Utility covering efficient OPEX and full CAPEX on  Future assets based on a least‐cost expansion plan.  existing and future assets.  Level 6: Utility covers efficient OPEX and full CAPEX on  Definition of financial viability that may be used in high‐ existing and future assets plus environmental externalities.  income economies.   Source: Trimble et al. (2016)  11. ‘Electricity  subsidies’  are  understood  as  an  attribute  of  the  sector  or  the  economy.  Electricity  subsidies  can  be  defined  as  deliberate  government  policy  actions  targeting  electricity  services  that  (i)  reduce the net cost of electricity or fuels purchased; (ii) reduce the cost of electricity production or service  delivery; or (iii) increase the revenues retained by the electricity producer or service provider (adapted  from Kojima, 2017). This means that electricity can be subsidized irrespective of whether or not the utility  itself incurs a visible cash shortfall, and irrespective of whether or not any visible cash waterfall is covered  by fiscal transfers from the budget (as opposed to commercial borrowing, deferred depreciation, etc.).  However,  empirically,  in  the  absence  of  good  ways  to  quantify  many  forms  of  implicit  and  indirect  subsidies, most estimates referred to in this literature review of electricity subsidies either apply relatively  simple  methodologies  comparing  the  full  cost  of  service  to  tariffs  or  revenues  (expressed  as  absolute  amount or percentage of GDP) or focus on direct budget transfers to utility companies.                                                               7 The first step along the ladder is to achieve cost recovery levels 2 or 3 to be able to maintain day‐to‐day operations. However,  given the substantial investments required to meet demand and reach universal access by 2030, and the limited availability of  concessional foreign financing, utilities should progress toward levels 4 and 5 in a reasonably short time frame (Kojima and  Trimble, 2016).  8  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  12. ‘Hidden cost’ and ‘quasi‐fiscal deficit’ are measures of implicit financial losses of the power sector. The quasi‐fiscal deficit is measured as the difference between the revenues that would be collected by a utility  applying  cost  recovery  tariffs  and  achieving  best  practice  levels  of  commercial  and  operational efficiency, and the revenues collected by the existing utility. In general, power utilities in most developing countries are state‐owned and can be considered quasi‐fiscal entities. Typically, these utilities display poor financial  performance  in  part  because  they  channel  a  variety  of  transfers  to  consumers  through underpricing, uncollected  bills and other inefficiencies (e.g., excessive network losses, including  theft). However, the total cost of such transfers is not reflected in the public budget because a large portion is ‘hidden cost’, i.e., implicit or involuntary (e.g., theft). The resulting financial gap in the public utility has been called in the literature quasi‐fiscal deficit, typically expressed as percentage of GDP, or hidden cost, expressed in absolute terms.8 The quasi‐fiscal deficit can usefully be disaggregated to clarify how much is attributable to underpricing, under‐collection or excessive distribution losses. 8 According to the most common definition, QFD is the difference between the actual revenue charged and collected at  regulated electricity prices and the revenue required to fully cover prudently incurred operating costs of service provision and  capital depreciation: QFD (as % of GDP) = Cost of Underpricing of Electricity + Cost of Nonpayment of Bills + Cost of Excessive  Technical Losses (Alleyne et al., 2013).  9  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  3. Why Do Cost Recovery and Financial Viability Matter?  13. Underpricing  of  electricity  is  popular  with  many  governments  and  voters,  because  it  has  immediate and  tangible impacts on  end‐consumers’ disposable income. Reform experience across the  globe  demonstrates  that,  once  introduced,  underpricing  is  difficult  for  governments  to  remove.  In  a  review of the World Bank’s lending to the power sector, Covarrubias (1996) found that electricity tariff  increases were the single most resisted conditionality linked to the institution’s projects. In view of this  limited  popularity,  much  of  the  literature  on  cost  recovery  and  financial  viability  has  been  devoted  to  establishing why these issues should matter to policy makers.  3.1. Impacts on Project and Sector Performance  14. The  ‘traditional’  argument  for  cost‐reflective  electricity  tariffs  applied  a  relatively  narrow  definition  of  cost  recovery  and  focused  on  the  effects  of  underpricing  on  the  financial  viability  of  investment projects and utilities (Munasinghe, 1979; The World Bank, 1977). Conceptually, underpricing  of electricity influences utility performance in three main ways. First, it limits the utility’s ability to finance  or  attract  investment  to  meet  new  demand  and  expand  access.  Second,  it  limits  the  utility’s  ability  to  maintain adequate O&M expenditures to extend the lifetime and increase performance of existing assets,  eventually  leading  to  poor  quality  of  supply  and  non‐compliance  with  service  standards.  Third,  if  not  immediately covered by budget transfers or other forms of government support, underpricing can lead to  the  accumulation  of  short‐term  liabilities  in  the  utilities’  balance  sheet,  burdening  it  with  escalating  interest payments and other impacts, which will eventually require a government bailout (The World Bank  and IEG, 2016). Historical examples of these impacts are provided in Box 1.  Figure 1: Tariff cost recovery and quality of electricity supply in Sub‐Saharan Africa  7 6 Namibia 5 South Africa Quality of 4 Kenya electricity supply Ethiopia Cote d’Ivoire index 3 Botsw ana Cameroon Mozambique Ghana Senegal 2 Tanzania Benin Nigeria 1 0 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 Tariff cost recovery ratio 9%)     Source: The World Bank /IEG (2016). Data are from WEF and Accenture (2012) and Briceño‐Garmendia and Shkaratan (2011).  Note: Quality of electricity supply is a survey‐based index that is part of the World Economic Forum’s Energy Architecture  Performance Index. The survey question used is “How would you assess the quality of the electricity in your country (lack of  interruptions and lack of voltage fluctuations)?” The scale ranges from 1 = insufficient and suffers frequent interruptions to 7 =  sufficient and reliable. Underlying data for the quality of electricity supply index are for 2012, and data for tariff cost recovery  ratios are from the mid‐2000s.  10  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Box 1: Country experience on impacts of sustained lack of financial viability (The World Bank and IEG, 2016)  The Dominican Republic in the early 2000s, experienced a vicious cycle with poor financial viability leading  to power blackouts that further undermined revenue collection and worsened financial viability. In 2002‐2004,  poor quality of service, permanent customer dissatisfaction and relatively high tariffs induced large‐scale theft  through illegal connections and nonpayment of bills by businesses and households. Cash collection fell to 48  percent of cost in 2004. As a result, generators were unable to pay for fuel purchases, leading to severe  blackouts. From mid‐2002 onwards, power cuts curtailed supplies by over 20 hours per day in large parts of  the country, particularly in poor neighborhoods. In 2004, unmet electricity demand rose to 25 percent (The  World Bank, 2005).  In India, despite considerable progress in other reform areas, including open access regulation and  liberalization of generation, power sector finances have deteriorated sharply in the past decade. In conjunction  with other factors, the poor financial situation brought the electricity sector to the brink of a supply crisis, with  massive grid failures in July 2012 interrupting electricity supply in the northern half of the country for two  consecutive days. Most of the state electric utilities have been caught in the “death spiral” of revenue gaps  and service shortfalls reinforcing each other. Sector‐wide financial losses stood at US$25 billion in 2011 (1.3  percent of GDP), more than twice (in real terms) than in 2003, and total debt stood at US$77 billion in 2011 (5  percent of GDP). Because they lose money on every unit of electricity sold, utilities are unable to procure  enough supply to meet demand. The peak electricity deficit by 2014 was as high as 10.5 percent and the  amount of unserved energy was 7.5 percent and consumers generally receive only unreliable service with  frequent supply interruptions (Pargal and Banerjee 2014).  In Bangladesh, the electricity sector’s financial performance deteriorated significantly after 2008, largely  due to tariffs significantly below cost recovery levels. Net losses of the national electricity utility (Bangladesh  Power Development Board/BPDB) increased from US$146 million (18 percent of operating revenue) in FY2008  to US$640 million (30 percent) by FY2013 – a 4.5‐fold jump in a half decade. Amid worsening sector finances,  the electricity deficit (peak demand minus maximum generation) widened from 1,439 MW in FY2008 to 1,949  MW in FY2013. In 2012, load shedding was equivalent to 12 percent of total installed generation capacity  despite the extremely rapid growth in expensive short‐term rental generation capacity (The World Bank and  IEG, 2014b).  In Senegal, a direct linkage could be observed in the 2000s between the electricity sector’s deepening  financial crisis and rapidly growing electricity shortages in terms of undelivered energy. In tandem with the 14‐  fold increase in SENELEC’s financial losses between 2004 and 2010, the undelivered energy jumped 12.5‐fold  during the same period. The increasingly severe energy shortages were the result of delays in needed  generation investments, poor operational efficiency and fuel supply difficulties faced by generators primarily  as a result of SENELEC’s downward financial spiral (The World Bank and IEG, 2013a, 2013b).  15. Empirical  studies  have  since  provided  ample  evidence  that  these  concerns  are  justified.  Cost recovery and financial viability indices have been shown to correlate with indices of quality of electricity supply (The World Bank and IEG 2016; see also Figure 1); generation costs (Bella et al., 2015); distribution losses  (Bella  et  al.,  2015);  and  low  scores  in  the  ease  of  doing  business  (Alleyne  et  al.,  2013).  When reviewing its programs to expand electricity access, the World Bank identified the financial viability of 11  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  power  utilities  as  one  of  the  key  drivers  of  performance  towards  universal  electricity  access,  as  most  countries  that  had  successfully  transitioned  to  the  high/universal  access  category  also  ensured  the  financial viability of power companies through the adoption of rational electricity tariffs and well‐designed  subsidy policy (The World Bank and IEG, 2014a).  16. Qualitative  country  experience  suggests  that  the  effect  of  poor  utility  financials  on  technical performance  can  be  material  and  cause  ‘death  spirals’  of  declining  operational  performance,  service quality and willingness to pay causing declining financial performance, and vice‐versa (see Box 1). 3.2. Macroeconomic, Social and Environmental Impacts  17. Over the last two to three decades, the literature has widened its conceptual focus in terms of effects considered, and has established that – beyond its detrimental effects on sector performance and service quality – the practice of subsidizing power can also have severe macroeconomic, distributional and environmental impacts (summarized in Table 2). 18. First, the literature is collecting an ever‐larger body of evidence that electricity subsidies are a drain on fiscal resources and can distort the economy (e.g., Coady et al. 2015; Devarajan et al. 2014). As many countries that underprice electricity also face high fiscal deficits, electricity subsidies are credited with  crowding  out  public  spending  on  health,  education  and  investment  and  possibly  threatening sustainability  of  public  debt.  Subsidies  encourage  overconsumption  because  underpricing  incentivizes inefficient  and  excessive  use,  as  evidenced  by  the  negative  correlation  between  electricity  tariffs  and electricity  use  per  US$  of  GDP  (IEA,  1999).  Further,  Devarajan  et  al.  (2014)  argue  that—by  skewing economic activity away from more labor‐intensive sectors towards resource‐intensive sectors—electricity subsidies also contribute to unemployment. 19. Second, it has been established that in most cases studied, the allocation of electricity subsidies is heavily skewed towards the rich, who consume more electricity than the poor (Arze del Granado et al., 2012; Komives et al., 2009, 2007, 2005; Laderchi et al., 2013; Mayer et al., 2015). That means electricity subsidies are not only inefficient in supporting the poor, but they also impose a much heavier burden on the public finances than more targeted social protection tools (e.g., Sdralevich et al., 2014). The case is obvious in countries with low coverage rates of electricity access, where electricity subsidies by design exclude most of the poorest households. However, even in high‐coverage countries electricity subsidies rarely  achieve  a  neutral,  let  alone  a  progressive  distribution  of  benefits  (Komives  et  al.,  2007).  This  is because,  due  to  their  higher  consumption,  the  rich  benefit  disproportionally  from  price  subsidies  for electricity,  and  most  electricity  subsidy  schemes  are  designed  to  exclude  very  few  households  from subsidies. 20. Third,  the  literature  has  provided  evidence  that—by  incentivizing  overconsumption— underpricing  of  electricity  also  increases  levels  of  pollution  and  other  environmental  impacts,  such  as groundwater over‐extraction and greenhouse gas (GHG) emissions (Badiani et al., 2012; IEA et al., 2010; Monari,  2002;  Rentschler  and  Bazilian,  2016).  Underpricing  removes  incentives  for  investing  in  energy efficiency and renewable energy (Rentschler and Bazilian, 2016), which is why the IEA (2016a) identifies removing electricity subsidies as a key measure to mitigate climate change. 12  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  21. Because  the  macroeconomic,  social  and  environmental  impacts  of  electricity  subsidies  closely  overlap with those relating to subsidies for petroleum and natural gas, the study of the fiscal, social and  environmental impacts of electricity subsidies is increasingly merging with the broader literature on ‘fossil  fuel subsidies’ or ‘energy subsidies’ (e.g., Kojima 2016), and electricity subsidies have become a central  subject of debate in the global advocacy on climate change (e.g., IEA et al. 2010, 2011).  Table 2: Impacts of underpricing of power discussed and explored in the literature  Class of impact  Impacts attributed to underpricing of power (with sample references)  Sector performance   Deteriorated quality of electricity supply (The World Bank and IEG, 2016)   Higher generation costs (Bella et al., 2015)   Higher distribution losses (Bella et al., 2015)   More cumbersome access to electricity for businesses (Alleyne et al., 2013)   More difficulties expanding energy access (The World Bank and IEG, 2014a)  Macroeconomic   Higher electricity consumption per GDP (IEA, 1999)   Higher fiscal deficits (Ahmed et al., 2013)   Slower growth (Devarajan et al., 2014)   Higher unemployment (Devarajan et al., 2014)  Social   Higher fiscal deficits (Araar and Verme, 2016)   The rich benefit disproportionally (Sdralevich et al., 2014)  Environmental   Over‐extraction of groundwater (Badiani et al., 2012; Monari, 2002)   Limited uptake of renewable energy (Bridl et al., 2014)   Higher pollutant emissions (Rentschler and Bazilian, 2016)   Higher GHG emissions (IEA et al., 2010)  3.3. Gaps in the Literature  22. Two gaps are apparent in the literature on the impacts of electricity underpricing. First, relatively  little attention has been paid to the dynamic interplay between pricing reforms and performance. How  long does it take for reform benefits to materialize? Is raising tariffs more palatable to the population  when they are explicitly linked to service quality improvements? How close to cost recovery does a utility  have to get to avoid the vicious cycle of deteriorating performance? Second, what characterizes cases of  power  sectors  that  have  performed  well  over  time  in  terms  of  performance  despite  persistent  under  recovery of costs, and what can be learned from these cases?      13  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  4. How Has the Thinking on Cost Recovery and Financial Viability Evolved?  4.1. Paradigm Shifts in the Literature on Cost Recovery and Financial Viability (1960s‐2010s)  23. This section briefly reviews the normative literature on cost recovery and financial viability, and  its  evolution  over  time.  The  literature  has  gone  through  a  sequence  of  paradigm  shifts  that  can  be  explained in view of the development of the broader sector reform policy prescriptions, economic context  and reform experience. The main findings are summarized in Table 2. The table summarizes, in a stylized  manner, the evolution of the main normative positions of the literature on various aspects relating to cost  recovery and financial viability, ranging from the main objectives of tariff reform to views on aggregate  electricity subsidies, cross‐subsidies and connection subsidies.  24. The literature up until the 1980s adopted a largely technical perspective on the issue and was  primarily motivated by the need to make projects viable and expand supply to meet growing demand, but  did not explicitly take into account social equity considerations. It started to look in earnest at the pricing  of utility services in the 1970s, at a time when the World Bank and borrower institutions were building  technical capacity to work on the economics of public sector projects.9 What emerged during the 1970s  was a prescription to follow a two‐step process. First, to determine the long‐run marginal cost of supply  (LRMC) that would need to be covered to expand the system, taking into account shadow prices for inputs  such as fuels, labor and capital.  Second, to adjust these for “non‐efficiency” objectives, including cross‐ subsidies to account for affordability limitations, fiscal transfers and subsidies to promote the expansion  of access (DeAnne and Alicbusan, 1989; Munasinghe, 1979; The World Bank, 1977). However, although  many  conducted  LRMC  studies,  few  countries  adopted  the  concept  in  their  tariffs  (The  World  Bank,  1990).10  25. In the 1990s, the literature grew increasingly normative—informed by the broader power sector  reform  policy  prescriptions  and  drawing  heavily  on  the  academic  literature  on  the  economics  of  infrastructure  and  network  industries—and  adopted  a  skeptical  stance  towards  any  form  of  subsidies  (with the sole exception of connection subsidies; ESMAP, 1999; The World Bank, 1993a, 1993b). Attracting  private sector investment and expanding fiscal space replaced expansion and social equity as dominant  objectives. LMRC was still accepted as an efficient pricing principle, but regulated competition was touted  as the ultimate state of reform and the main mechanism to achieve efficiency (The World Bank, 1994).  Much emphasis was put on corporatization and commercialization11 of sector operations—with implicit                                                               9 A critical World Bank report in 1972 had raised a number of issues relating to power sector regulation in borrower countries,  but the Bank in an internal report “stressed, as an obstacle to progress, the shortage of qualified people in the Bank and in  institutions to work on these problems” (The World Bank, 1975, p. 10).  10 The results of a survey in 1990 suggested that electricity tariffs in 1987 were not based on the marginal costs of supplying  electricity in nearly 80 percent of developing countries, even though the marginal costs had been studied in most countries.  Over 60 percent of developing countries had no intention of basing tariffs on marginal costs in the near future (The World Bank,  1990).  11 ESMAP (1999) described the process as follows: This first step in the reform process has two parts: (1) the removal of the  utility from the direct control that results from being, a part of a ministry and (2) the creation of an independent legal  corporation with the goal of behaving like a commercial company (maximizing profits, for example). This step makes it more  likely that costs can be reduced, efficiency improved, and tariffs raised towards covering costs (if necessary) so that the  company becomes more attractive to potential purchasers.”(p. 8)  14  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  subsidies replaced by explicit fiscal transfers—as intermediate step towards achieving cost recovery and  financial viability (e.g., The World Bank, 1993a).  26. Since  the  2000s,  the  literature’s  normative  view  on  cost  recovery  has  become  increasingly  pragmatic  and  context‐dependent,  in  three  main  ways.  First,  in  a  pragmatic  evolution  reflecting  near  complete  absence  of  take‐up  of  LMRC‐based  pricing,  the  literature  has  become  less  assertive  in  prescribing  pricing  principles  (Bacon  and  Besant‐Jones,  2002;  Besant‐Jones,  2006;  Williams  and  Ghanadan, 2006) and accepting of the clear  prevalence of average cost‐based cost‐of‐service  (rate‐of‐ return)  regulation  in  the  developing  world  (Kury,  2016).  In  Sub‐Saharan  Africa  in  particular,  research  suggests  that  the  recovery  of  average  operating  costs  is  the  driving  principle  behind  power  pricing  (Eberhard  et  al.,  2008).  Second,  cross  subsidies,  and  even  overall  underpricing,  while  viewed  with  skepticism with regard to their distributional effects, are evaluated in comparison to available alternatives  for  social  protection,  and  their  removal  is  recommended  only  with  careful  preparation  and  adequate  compensation (e.g., The World Bank, 2010).  Third, increasingly, reform recommendations explicitly take  into  account  the  political  economy  of  reforms,  recognizing  that  political  constraints  may  prevent  immediate and full adoption of cost recovery principles.  27. Notably, the literature’s focus on corporatization and commercialization, very prominent in the  1990s  as  stepping  stones  towards  cost  recovery,  has  almost  vanished  in  recent  decades.  This  may  be  because cost recovery is increasingly treated as a reform stream in itself, rather than being inextricably  linked to other reform steps as part of a broader ‘standard model’ of reform (see below). Subsidies for  connections to promote access are notably the only type of subsidies that are consistently considered  justified throughout the literature (Barnes and Foley, 2004; Barnes and Halpern, 2000; Crousillat et al.,  2010; The World Bank, 1994).  15  Table 3: Stylized overview of paradigms in the literature on cost recovery and financial viability, and their evolution over time  Theoretical  Normative view on  Normative view on  Main arguments for  Paradigm for  Normative view on  Time  perspectives in cost  aggregate  connection  Selected literature  tariff reform  pricing  cross‐subsidies  recovery analyses  underpricing  subsidies  AC plus  1950‐60s  reasonable rate of  Accommodating for  The World Bank (1972)  return  select consumer  Economics of public  Project/sector  groups to meet  sector projects  AC as a stepping  distributional  Anderson and Turvey (1974); The  performance;   1970s  stone towards  objectives  Skeptical, but  Financing capacity  World Bank (1975, 1977)  LRMC  pragmatic  expansion;   Social equity  Munasinghe (1979, 1980);  LRMC adjusted for  Skeptical, but  Munasinghe et al. (1989); DeAnne  1980s  non‐efficiency  pragmatic  and Alicbusan (1989); The World  objectives  Economics of utility  Bank (1983)  sectors & reform  LRMC as stepping  Attracting private  Accommodating  Adamantiades et al. (1995); The  stone towards  1990s  investment;   Very skeptical  Very skeptical  World Bank (1993a, 1993b, 1994,  competitive  Fiscal space  1996); ESMAP (1999)  pricing  Pragmatic,  Bacon and Besant‐Jones (2002);  Skeptical, but  2000s  Economics of  recognizing  Besant‐Jones (2006); Williams and  Sector  Skeptical, but  pragmatic  utility sectors &  prevalence of AC  Ghanadan (2006)  performance;   pragmatic, with  reform;  Pragmatic,  Fiscal space; Social  differentiated view  Williams and Ghanadan (2006);  Macroeconomics;  recognizing  equity;  on levels of financial  The World Bank (2010, 2013a);  Political economy;  prevalence of AC  Skeptical, but  2010s  Environmental  viability recovery  Jamasb, Nepal, and Timilsina  Environmental  and need for  pragmatic  benefits  (‘ladder’ model)  (Jamasb et al., 2015); Kojima and  economics  incremental  Trimble (2016)  reforms  16  4.2. Cost Recovery and Financial Viability in the 1990s’ Power Sector Reform Paradigm  28. Cost  recovery  was  and  remains  closely  linked  to  broader  normative  conceptions  about  power  sector reform since the debate emerged in the 1980s, for both OECD and non‐OECD countries. However,  the  stylized  reform  paradigms  in  OECD  and  non‐OECD  countries  differed  in  two  important  ways  that  explain  broader  differences  in  the  literature  on  power  sector  reform  between  the  two  clusters  of  countries.  29. The first difference relates to the relationship between cost recovery and reform. Among OECD  countries, reform momentum emerged in the 1980s and 1990s even though the electricity supply industry  in  most  of  these  countries  worked  well  technically  under  vertically  integrated,  largely  state‐owned  structures. Reform was motivated by the perception of (excessively) high prices, attributable to the cost‐ plus incentives of public utility regulation, and took place in the context of low demand growth. Financing  new  capacity,  if  at  all,  was  a  secondary  motive.  By  contrast,  in  most  non‐OECD  countries  (with  the  exception of transition economies),  excessively low prices made it unaffordable for the public sector to  finance power sector expansion to meet rapid demand growth (Kessides, 2012). A comprehensive review  by the World Bank in 1990 found that the average tariff level in the late 1980s in developing countries  was  just  over  half  the  average  level  in  OECD  countries  (The  World  Bank,  1990).  The  resulting  underinvestment was the main driver for reform, and reforms aimed to bring prices to cost recovery level  so as to attract the additional financing needed for sector expansion (Williams and Ghanadan, 2006). This  explains why many empirical studies on the impacts of power sector reform on pricing in OECD countries  measure reform success in terms of tariff reductions (e.g., Erdogdu, 2011; Nagayama, 2007), and yield  findings that are not immediately applicable to most non‐OECD country experiences, where cost recovery  or technical performance would be a better measures of success.  30. The second difference is that, in contrast to the OECD, pricing reforms in the developing world  relied much more on regulated prices (by the government or independent regulators). In the OECD, the  paradigm can be viewed as “competition where possible, regulation where not;” regulation was seen as  a  last  resort,  appropriate  only  where  competition  was  unlikely  to  be  applicable  (Besant‐Jones,  2006;  Littlechild, 2005). Consequently, there is relatively little focus on different options for regulated tariffs in  the  literature.  In  the  developing  world,  the  reform  paradigm  envisioned  a  much  more  central  and  permanent role for independent regulators in setting prices in view of limited energy access and realism  about speed of and practical limitations to full liberalization. Hence, the relatively strong focus on different  options  for  regulated  tariffs,  including  tariff  structures12  and  cross‐subsidies,  in  the  literature  on  developing countries.                                                                   12 The term tariff structure is used here to describe the composition of end‐consumer prices (e.g., one aggregate service tariff  compared to separate tariffs for generation, transmission and distribution) as well as the differentiation of end‐consumer tariffs  by consumer groups (do tariffs differ between groups and by how much?).  17  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  4.3. Gaps in the Literature  31. In view of the historical connection between cost recovery and the broader power sector reform  program,  the  normative  literature  has  relatively  little  detailed  prescriptions  for  the  synchronization  between levels of cost recovery and reform steps. What level of cost recovery is ‘necessary’ and ‘sufficient’  in different stages of power sector reforms? Is it a condition before embarking on other reforms (e.g. how  much progress the country needs to make before embarking on liberalization or introducing private sector  participation)?  What  level  of  financial  viability  is  ‘adequate’?  Can  reforms  entail  successful  outcomes  without cost recovery? These and related questions would need in‐depth, longitudinal case studies, as  well as quantitative studies using panel data, too few of which have been done in a systematic fashion.  18  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  5. Have Cost Recovery and Financial Viability Improved Over Time?  5.1. Cost Recovery Levels in Developing Countries  32. Considerable efforts have been directed at measuring cost recovery and financial viability in the  power sector in the descriptive empirical literature. An overview of major empirical studies is presented  in  Table  4.  Classifications  of  these  major  studies  according  to  the  data  coverage  (geographical  and  temporal  scope)  and  the  applied  definition  of  cost  recovery  are  presented  in  Table  5  and  Table  6,  respectively. Detailed results from most recent studies are reproduced in annex II.  33. Three major methodological trends can be observed in the descriptive empirical literature. First,  while  early  studies  relied  either  on  financial  statements  or  on  comparisons  between  average  unit  revenues and estimates of LRMC (Munashinghe et al., 1989; The World Bank, 1990, 1972), the literature  has  developed  an  increasingly  diverse  set  of  methodologies  to  assess  cost  recovery  and  electricity  subsidies (e.g., Briceño‐Garmendia and Shkaratan, 2011b; Trimble et al., 2016; Vagliasindi and Besant‐ Jones,  2013),  including  methods  that  rely  entirely  on  publicly available  information  (e.g.,  Coady  et  al.,  2015). These approaches vary according to the scope13 and level of cost recovery that is considered and  their  applicability  depends  on  the  nature  of  the  policy  question  that  is  being  addressed  in  any  given  analysis. Annex I presents a brief overview of the main empirical approaches (see also Kojima and Koplow  2015 for a review).  Second, while early studies focused mainly on the adequacy of tariffs and revenues  and their impact on the financial viability and fiscal burden of the power sector, newer studies also take  into account the adequacy of costs when measuring so‐called quasi‐fiscal deficits (QFD) (e.g., Petri et al.,  2002;  Saavalainen  and  ten  Berge,  2006;  Trimble  et  al.,  2016).  Besides  underpricing  of  electricity,  QFD  studies typically also take into account excessive losses, overstaffing and bill collection losses, allowing for  more  comprehensive  discussions  about  solutions.  Third,  while  early  studies  focused  on  cash  cost  and  shadow prices for inputs, more recent studies also take into account externalities due to pollution or GHG  (Coady et al., 2015).14  34. However, while much has changed in terms of empirical methodologies, relatively little progress  appears to have been made on aggregate in terms of cost recovery in the power sector in developing  countries  since  the  late  1980s.  Longitudinal  data  across  countries  are  relatively  scarce  (see  below  for  examples), but comparing the findings from 21 studies summarized in Table 4 over time suggests that  under‐recovery of costs remains pervasive despite decades of efforts by governments and development  institutions.  35. Historical  data  suggest  that  power  sectors  in  the  developing  world  were  financially  relatively  healthy in the 1950s, 1960s and 1970s (Munasinghe et al., 1989; The World Bank, 1972), before facing                                                               13 Two approaches, ‘price‐gap’ and QFD, were introduced to measure the implicit sector financial losses resulting from  underpricing and a set of hidden costs such as under‐collection, excessive grid losses and overstaffing. The main benefit of the  price‐gap technique is its relative simplicity. While it is more complex, the QFD method paints a more accurate picture on the  underlying financial weakness of the power sector, including its main drivers. See annex I for more details.  14 Notably, the more non‐cash items are included in cost recovery analyses, the larger the potential differences between results  for cost recovery and financial viability (which usually focus on items that appear in the utilities’ financial statements).  19  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  difficulties from the 1980s onwards: Whereas in 1979 the average of tariff in developing countries was  within half a US dollar cent per kilowatt‐hour of the OECD average, by 1988 the gap had widened to almost  US$ 0.04 per kilowatt‐hour, and the developing country average had slipped to half the OECD average  (The World Bank, 1990). In 1990, a major World Bank study of 60 developing countries found that by 1987,  the  weighted  average  level  of  tariffs  in  developing  countries,  at  US$0.043/kWh  in  constant  1986  US$  terms,  had  fallen  to  only  about  62  percent  of  the  level  required  to  cover  the  average  incremental  economic costs of the planned expansion of power systems during the 1990s. (Unweighted cost recovery  levels were notably higher, at 92 percent.) The study concluded that 23 of 60 countries were recovering  their LRMC (38 percent) and that conditions had deteriorated during the 1980s (The World Bank, 1990).  Among the covered regions (Asia, developing Europe, Middle East & North Africa and Sub‐Saharan Africa),  Sub‐Saharan Africa had the highest unweighted average cost recovery ratio (111 percent) and developing  Europe the lowest (73 percent).  36. The  situation  appears  to  not  have  significantly  improved  since  the  late  1980s.  The  IEA  (1999)  studied  China,  the  Russian  Federation,  India,  Indonesia,  the  Islamic  Republic  of  Iran,  South  Africa,  the  República  Bolivariana  de  Venezuela  and  Kazakhstan  in  1998  and  found  that  the  cost  recovery  ratio  averaged 62.3 percent. Foster and Yepes (2006) studied 83 OECD and non‐OECD countries worldwide in  the period 1994‐2002 and found that 15 percent of countries did not cover O&M costs while 59 percent  did not cover total cost. Similar results have been found for India: Mayer, Banerjee, and Trimble (2015)  found that, among 29 states, the average cost recovery was 68 percent in 2010 and 2 out of 29 states had  effective tariffs above average cost. Recent global snapshots of energy subsidies (e.g., Coady et al., 2015;  IEA,  2015)  also  suggest  that  electricity  subsidies  still  represent  a  major  fiscal  burden,  especially  in  the  Middle East, South Asia, Central Asia and Africa. The results of a total of 21 relevant studies on the issue  are summarized in Table 4.  37. Systematic reviews by the World Bank and the IMF of their own engagements also conclude that  little progress has been made towards cost recovery and financial viability in supported power sectors. A  recent World Bank/IEG study assessed the effectiveness of World Bank interventions during fiscal years  2000–15 in supporting client countries for improving the financial performance and long‐term viability of  their electricity sectors. The study concluded that sector outcomes from improved financial performance  attributable  to  World  Bank  support  were  sustained  in  only  few  cases  (including  Brazil,  Turkey,  and  Kazakhstan). The overall share of profitable utilities was found to have increased from 10 percent in 2000  to 35 percent in 2010, only to fall back to 25 percent in 2013, regarded as a “disappointing outcome”. A  review by the IMF of its engagement in post‐Soviet countries found that loan conditionality related to  electricity  sector  subsidies  “has  yielded  only  limited  progress  in  reducing  the  [sectors’]  financial  imbalances” (Saavalainen and ten Berge, 2006, p. 1).  38. Particularly concerning is the Sub‐Saharan Africa region, where cost recovery remains elusive for  many  countries  even  as  large  investments  are  needed  for  universal  electricity  access  and  tariffs  are  already very high relative to household income in international comparison. Whereas in the 1980s the  region had tariffs above long‐run marginal cost and higher cost recovery levels than other regions, more  recent studies paint a bleak picture. A major data collection effort completed in the mid‐2000s for the  Africa  Infrastructure  Country  Diagnostic  (AICD)  Power  Tariff  Database  (27  countries,  2004‐2008)  20  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  suggested that less than a third of the sample countries had tariffs sufficient to recover the full cost of  service, and that cost recovery levels had declined over the observation period. The study by Eberhard et  al. (2008) using the AICD database to look at cost recovery in 21 Sub‐Saharan African countries found that  despite  significant  tariff  increases  over  the  period  2001‐2005,  cost  recovery  actually  declined.  Most  recently, in 2016, a World Bank study of electric utilities in Sub‐Saharan Africa found that only two of 39  utilities were recovering their full cost, and that the average cost recovery level of tariffs was 66 percent  (Kojima and Trimble, 2016; Trimble et al., 2016). For the limited number of countries for which trend data  were available, quasi‐fiscal deficits improved or remained stable in several cases, and deteriorated in a  few others. However, the stagnant trend appears not entirely driven by the inability to raise tariffs: Tariffs  in Sub‐Saharan Africa in particular are among the highest in the developing world but still not sufficient  for  cost  recovery.  For  many  countries  in  Sub‐Saharan  Africa,  studies  have  identified  huge  cost  savings  potentials (Kojima and Trimble, 2016; Trimble et al., 2016), pointing towards the need to lower the cost  of supply in order to come closer to cost recovery.  39. Further studies are summarized in Table 4. Overall, the data suggest that cost recovery declined  in the 1980s from relatively sound levels and, since then, despite considerable reform efforts to break the  vicious cycle of financial underperformance and poor service delivery (Kojima, 2016), the track record of  improving cost recovery and financial viability of the power sector in developing countries is mixed at  best.  40. However, the aggregated view obscures fluctuation within individual countries over time. Box 2  provides some detail on selected country experiences, with a focus on reasons for major changes in cost  recovery  over  time.  The  World  Bank/IEG  study  noted  significant  improvements  followed  by  sharp  reversals of financial performance in a number of developing countries including those to which the World  Bank and other donors have provided considerable technical and financial support (The World Bank and  IEG, 2016). Longitudinal case studies such as Vagliasindi and Besant‐Jones (2013) show that countries that  had reached important milestones of cost recovery and financial viability fell back into dependence on  government  support  within  a  few  years  as  tariffs  did  not  track  conditions  outside  the  control  of  the  utilities,  such  as  droughts  and  the  need  to  rely  on  expensive  emergency  power  (in  particular  in  SSA),  inflation  (e.g.,  India),  exchange  rate  devaluations  (e.g.,  Indonesia  Argentina)  or  sudden  changes  in  the  availability of energy imports from neighboring countries (e.g., Botswana, Jordan).  41. As regards externalities, it has to be noted that while their measurement is gaining momentum,  very little of these external effects have been internalized in the market price of electricity even in OECD  countries. For example, a moderate carbon tax has been introduced to date only in a few countries.15 A  recent review by the IMF of global energy pricing practice also highlighted that consumption taxes for  energy services, including electricity, are not taxed at levels comparable to other consumer goods (Coady  et al., 2015).  5.2. Gaps in the Literature                                                               15 Among developing countries, only a few (India, South Africa and Costa Rica) have some form of limited carbon tax in place.   21  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  42. Two  main  gaps  in  the  literature  can  be  identified.  First,  while  aggregate  trends  can  be  pieced  together from the large number of studies on the subject, longitudinal or panel data on cost recovery of  the  type  collected  by  The  World  Bank  (1990)  for  the  1980s  are  still  relatively  scarce.  The  increasing  standardization of methods to measure cost recovery levels, such as quasi‐fiscal deficits and the price‐gap  approach, should make it easier for researchers to collect such data over time. Second, more explanatory  research  is  needed  on  the  enabling  conditions  for  reform  (e.g.,  is  rate‐of‐return  regulation  generally  yielding better cost recovery compared to “cost plus” or “price‐cap” approaches? does differentiation of  tariffs by consumer groups systematically affect overall cost‐recovery levels? are cross‐subsidies harmful  to overall efforts to establish cost‐recovery tariffs?). Such research would strongly benefit from better  longitudinal or panel data on cost recovery, financial viability and electricity subsidies accompanied by  qualitative information on tariff setting principles, tariff structures and the extent of cross‐subsidies. 22  Table 4: Major studies of cost recovery and financial viability in the power sector in developing countries.  #  Study  Coverage  Time  Main KPIs  Main findings  Observed trends  1  The World Bank  Argentina, Brazil,  1955‐1970  Rate of return on assets  All 10 analyzed utilities were  Significant improvements in 1960s  (1972)  Colombia, Ethiopia,  (based on utility financial  profitable during the observation  Ghana, Malaysia,  statements)  period, with return on assets mostly  Mexico, Singapore  in the 8‐9% range  2  Munasinghe,  Recipient utilities of  1966‐1984  Four financial ratios   Average rate of return for the period  Distinct deterioration  Gilling, and  123 World Bank power  (based on utility financial  1966‐85 was 7.9  In the trend of utilities’ financial  Mason (1989)  projects worldwide  statements)  ratios for the period 1973‐1985  3  The World Bank  60 developing countries  1979‐1988,  Comparison of existing tariffs  Tariffs on (weighted) average  Real average tariffs constant in  (1990)  worldwide, comparison  with LRMC  to LMRC with shadow prices  sufficient to recover 62% of LRMC;  1979‐1983, then fell sharply until  to OECD  for 1990s  average tariff level 55% of the  1988  average level in OECD countries  4  IEA (1999)  China, Russia, India,  1998  Price gap between tariffs and  Cost recovery ratio ranged between  n.a.  Indonesia, Iran, South  reference price (LRMC based  37% (Venezuela) and >100%  Africa, Venezuela,  on current fuel mix)  (Indonesia); average: 62.3%  Kazakhstan  5  Foster and Yepes  83 OECD and non‐OECD  1994‐2002  Average tariff compared to  15% of countries did not cover O&M  Slight real increase in tariffs in  (2006)  countries worldwide  global benchmark values  costs, 59% did not cover total cost;  some regions but no significant  strong correlation with income per  trend across sample  capita  6  Ebinger (2006)  20 countries in Eastern  2000‐2003  Disaggregated quasi‐fiscal  QFD between 0.00% (Belarus) and  Decline in the QFD in 17 out of 20  Europe and Central Asia  deficit: T&D Losses, collection  16.53% (Tajikistan) in 2003; mostly  countries between 2000 and  losses, underpricing  driven by underpricing (67%)  2003, by 48% (from $30B to $16B  overall.  7  Saavalainen and  8 countries in Eastern  2002  Disaggregated quasi‐fiscal  Cost recovery between 11.21% and  n.a.  ten Berge (2006)  Europe and Central Asia  deficit: T&D Losses, Collection  81.6%; QFD between 1.1% and 21.4%  losses, Underpricing  of GDP  8  Eberhard et al.  21 Sub‐Saharan African  2001–05  Average tariff revenues  Despite comparatively high power  Real tariffs almost doubled over  (2008)  countries  compared to average historical  prices only 57% of SSA countries  the period 2001 to 2005, but cost  cost, LRMC  recovered OPEXs; 36% recovered  recovery ratio declined  LRMC  23  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  #  Study  Coverage  Time  Main KPIs  Main findings  Observed trends  9  Briceño‐ 20 Sub‐Saharan African  2006  Disaggregated quasi‐fiscal  6 out of 20 countries recovered  n.a.  Garmendia et al.  countries  deficit: T&D Losses, Collection  average historic costs; hidden costs of  (2008)  losses, Underpricing  power mispricing amount to about 1%  of GDP or 60% of total hidden costs  10  Briceño‐ 27 Sub‐Saharan African  2004‐08  Average effective tariff and  80% countries recovered OPEX; 30%  n.a.  Garmendia and  countries  (latest  LRMC compared to OPEX  also recovered CAPEX; 38% recovered  Shkaratan (2011)  available)  (income statements) and  LRMC  CAPEX (LCOE benchmarks)  11  Vagliasindi and  19 developing countries  Late 1990s to  Cost recovery index   Cost recovery index correlated with  Tariffs increased over the period,  Besant‐Jones  worldwide + 3 Indian  late 2000s  (average revenue divided by  indices of competition and vertical  but cost recovery fluctuated. See  (2013)  states  average supply cost)  unbundling  Box 2 below for details  12  Alleyne et al.  Large sample of Sub‐ 2005‐2009  Disaggregated quasi‐fiscal  Average tariffs were of 70% of cost.  Average QFD constant at 1.7% of  (2013)  Saharan African  (latest year  deficit: T&D Losses, Collection  QFD was about 1.7 percent of 2009;  GDP between 2005‐06 and 2009‐ countries (unspecified)  available)  losses, Underpricing  half of which from underpricing  10  13  Mayer, Banerjee,  Residential electricity  2005, 2010  Average effective tariff (based  87% of residential consumption was  In real terms, the net cost of the  and Trimble  use in 29 states in India  on household surveys)  subsidized in 2010; average cost  average household subsidy in  (2015)  recovery was 68%; 2 out of 29 states  2010 was 70 times larger than in  had effective tariffs > average cost  2005  14  Khurana and  29 states in India  2003‐2011  Comparison of average billed  Cost recovery averaged 82% in 2003‐ Cost recovery fluctuated within a  Banerjee (2013)  tariff was higher than AC  2011; 7 states had tariffs below cost  band of 76–85%; with a low point  in 2003, 14 in 2011  in 2010  15  Bella et al. (2015)  32 countries in Latin  2011‐13  Price‐gap approach Pre‐tax  Electricity subsidies in LAC were  n.a.  America  (average)  subsidies (% of GDP)  almost as large as direct fuel  subsidies, on average 0.8% of GDP in  2011–13  16  IEA (2015)  40 non‐OECD countries  2012‐2014  Price gap approach (based on  All but four countries subsidize  Decline in total subsidies by 10.4%  worldwide  average cost of production)  electricity (excl. renewable energy  in 2012‐2014, 5 additional  subsidies)  countries reached cost recovery  17  Trimble et al.  39 countries in Sub‐ 2011‐2015  Disaggregated quasi‐fiscal  Average cash collected 57% was of  Most of the countries with low  (2016)  Saharan Africa  deficit: Collection losses; T&D  cost. 2 countries have a financially  QFDs improved over past decade,  losses; over staffing;  viable electricity sector; 19 countries  while most of the countries with  underpricing  cover OPEX; QFD average 1.5% of GDP  high QFDs remained high  24  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  #  Study  Coverage  Time  Main KPIs  Main findings  Observed trends  18  The World Bank  Utiliites in 40  2003‐2013  Utilities’ profitability (based on  10 out of 40 utilities were profitable;  Share of profitable utilities  and IEG (2016)  developing countries  utility financial statements)  2 out of 17 SSA utilities were  increased from 10% to 35% in  worldwide  profitable in 2000, 4 in 2013  2010, then fell to 25% in 2013  19  Coady et al.  153 OECD and non‐ 2013, 2015  Price‐gap approach (reference  79 out of 119 developing countries  Absolute decline of subsidies by  (2015)  OECD economies  price including consumption  had electricity subsidies in 2015,  36.5%; numbers of countries with  worldwide  taxes; excl. renewable energy  compared to 1 out of 34 ‘advanced  subsidies from 75% to 66%  subsidies  economies’ (Taiwan, China)  25  Table 5: Classification of studies according to their data coverage (geographical and temporal scope)    Geographical scope  Single country  Multiple countries  Snapshot(s)  Subsidy/Tariff reform study  Cross‐sectional study   Dube (2003)   Munasinghe and Warford (1982)   Trimble et al. (2011)   IEA (1999)   Ahmed et al. (2013)   WEC (2001)   Mayer et al. (2015)   Briceño‐Garmendia et al. (2008)   Lin and Li (2012)   Briceño‐Garmendia and Shkaratan (2011)   Malik and Al‐Zubeidi (2006)   Alleyne et al. (2013)   McDonald and Pape (2002)   Coady et al. (2015)   Walker et al(2014)   Trimble et al. (2016)   Bella et al. (2015)   Chattopadhyay and Jha (2014)   Laderchi et al. (2013)  Temporal   Petri et al. (2002)  scope   Saavalainen and ten Berge (2006)  Time series  Longitudinal case study  Panel‐data study   Mangwengwende (2002)   The World Bank (1972)   Komives et al. (2009)   Munasinghe et al. (1989)   Khurana and Banerjee (2013)   The World Bank (1990)   Ebinger (2006)   Foster and Yepes (2006)   Eberhard et al. (2008)   Ajodhia et al. (2012)   Vagliasindi and Besant‐Jones (2013)   IEA (2015)   The World Bank and IEG (2016)    Table 6: Classification of studies by applied definition of cost recovery    Cost accounting  Cash cost  Shadow prices  Shadow prices & externalities  OPEX   Briceño‐Garmendia et al.   Trimble et al. (2016)  n.a.  (2008)  OPEX +   The World Bank (1972)   Ebinger (2006)   Coady et al. (2015)  CAPEX   Munasinghe et al. (1989)   Foster and Yepes (2006)   Briceño‐Garmendia et al.   Trimble et al. (2016)  (2008)  Cost   Vagliasindi and Besant‐ coverage  Jones (2013)   The World Bank and IEG  (2016)  LRMC  n.a.   The World Bank (1990)  n.a.   Eberhard et al. (2008)   Briceño‐Garmendia and  Shkaratan (2011)        26  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Box 2: Country‐level trends in cost recovery and key drivers of fluctuation (Vagliasindi and Besant‐Jones 2013)  A World Bank study assessed cost recovery for a number of developing countries over time during the  2000s (Vagliasindi and Besant‐Jones 2013). Cost recovery was defined as the ratio of average revenue yield  divided by the average operating expenditure for all electricity distribution companies as a group in a given  country.  In Argentina, the cost recovery ratio for the power sector as a whole dropped sharply from a strong 2.5  2000 to 1.0 times in 2002, and hovered slightly above 1.0 thereafter. A significant proportion of total  operational costs was linked to the U.S. dollar under concession agreements. The sharp drop in cost recovery  in the early 2000s reflects the large devaluation of the Argentinian peso and the freezing of retail tariffs during  the 2000‐2002 economic crisis, illustrating the risk to cost recovery stemming from exchange rate fluctuations.  In Brazil, the power sector cost recovery index hovered around a value of 1.6 from 1999 to 2002, but  increased to between 2.3 and 2.5 from 2003 to 2005. The government had responded to a major drought in  2001‐2002 with large increases in tariffs. When hydropower availability recovered, tariffs remained high while  costs plummeted. These high levels of cost recovery made the Brazilian power market attractive to private  investors in generation capacity, which surged from 2002 onward compared to the much slower growth in  new capacity in the previous years.  In Chile, the privatized electricity distributors maintained a healthy margin of revenues over operating  costs that varied between 1.2 and 1.4 up to 2004 under the regulatory approach to tariff setting. However, this  margin declined to under 20 percent from 2005 because of the additional generation costs due to the  increased use of liquid petroleum fuels for power generation, illustrating the impacts that changes in the fuel  mix can have on cost recovery levels.  In South Africa, Eskom’s operating cost recovery ratio declined steadily from 1.53 in 1998 to 1.33 in 2003,  then increased to 1.53 in 2005, but has since declined to 1.09 in 2008. This long‐term decline—despite a  doubling in average revenue yield (in nominal price terms) over the same period—can be traced to heavy  investments in extending access to power supply to customers whose business was largely unprofitable for  Eskom.  In Zambia, inflation and insufficient adjustments of the historically low electricity tariff resulted in  deteriorating financial performance of the national utility ZESCO, as shown by the drop in cost recovery from  about 1.3 in 2003 to about 1.0 in 2006‐2007. This left the company without sufficient financial resources for  major expansion in access to electricity or system supply capacity.      27  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  6. What Are the Challenges to Achievement of Cost Recovery and Financial Viability?  43. As  discussed  above,  the  literature  is  relatively  unanimous  in  considering  financial  viability  of  electricity  service  providers  as  fundamental  for  the  sustainability  of  affordable  services  to  consumers,  including low‐income households. The literature also largely agrees on the scale of the problem and the  urgent  need  for  reform.  However,  there  are  considerable  differences  in  the  proposed  approaches  to  achieving financial viability, ranging from designing appropriate  tariffs through regulatory  pressure for  financial discipline to privatization (Besant‐Jones, 2006). This section reviews the literature’s conclusions  relating  to  reform  implementation,  focusing  on  pricing  principles,  tariff  structure,  barriers  to  reform,  reform  sequencing,  sustaining  cost  recovery  and  financial  viability,  and  potential  influences  of  new  renewable and distributed energy on reform considerations.  6.1. Basis for Determining Pricing  44. The  literature  recognizes  average  cost  (AC)  pricing  based  on  “revenue  requirements”  (also  referred  to  as  cost‐of‐service  regulation)  as  the  dominant  regulatory  practice  in  developing  countries  without competitive markets (Eberhard et al., 2008; Kury, 2016) and no longer takes a normative view on  different  pricing  principles.  In  addition  to  pragmatic  reasons,  in  particular  the  apparent  preference  of  governments and regulators for AC pricing (see also Section 4.1), this is due to practical drawbacks of the  conceptually superior pricing principles.  First, real LRMC of electricity are so complex to determine that  few countries have actually attempted to use it as a basis for tariff regulation.16  Second, energy utilities  under short‐term MC‐based pricing have struggled to finance long‐term system expansion (the ‘missing  money  problem’)  (Joskow,  2008).  This  may  limit  the  applicability  of  MC‐based  pricing  in  markets  with  rapid demand growth, as is the case in much of the developing world.  45. The core principle of cost‐of‐service regulation is that revenues earned should equal prudently  incurred actual costs of the electricity service provided plus a fair return. To determine the average rate  necessary  to  provide  adequate  revenues  (the  “revenue  requirement”),  regulators  divide  the  required  revenues by forecasted power sales. In other words, they work backwards, dividing the revenue they want  to achieve by the quantity they expect to sell to get the average price the utility needs. They later allocate  the revenues into customer charges and inclining or declining quantity schedules, and adjust prices up  and  down  to  various  customer  classes.  Setting  electricity  price  equal  to  the  AC  reflects  a  compromise                                                               16 The literature review has not found any developing country where actual electricity pricing is based on shadow pricing of the  resource costs in an integrated resource planning (IRP) context. The reasons are not entirely clear but the lack of necessary  data, time and skilled labor resources, particularly in less developed country context, may generally preclude the analysis of a  full economy‐wide model when electricity‐related pricing decisions are made. Political and social considerations might have  also played a role, considering that setting electricity tariffs at the economically efficient levels (using shadow pricing) might  have triggered politically and macro‐economically unacceptable hikes. Notably, LRMC may be higher than current average cost,  but not necessarily. Eberhard et al (2008) noted the likelihood that the observed (in mid‐2000s) average total cost in the SSA  power sector is higher than the average incremental cost of producing new power in the future. This is because past power  development in SSA has been done using mostly small‐scale and inefficient generation technologies, which could be  superseded as countries become able to trade power across national frontiers, thereby harnessing larger scale and more  efficient forms of generation.  28  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  between a desire for allocative efficiency—setting price near to MC—and the need for the utility (or sector  as a whole) to break even.  6.2. Design of Tariff Structure  46. While  electricity  subsidies  through  generalized  underpricing  are  likely  to  be  regressive,  better  targeting may be achieved through a careful design of the tariff structure. Most developing countries are  using  some  form  of  cross‐subsidization  between  consumer  groups  or  tariff  blocks,  with  the  aim  to  promote  desirable  social  goals  such  as  helping  disadvantaged  customers  and  providing  positive  externalities (including those associated with universal access to service) (Kessides, 2004).  47. Increasing  block  tariffs  (IBTs)  remain  the  most  common  tariff  structure  globally.  However,  although  use  of  IBTs  as  a  cross‐subsidy  mechanism  is  often  justified  on  social  grounds,  the  evidence  suggests  that  they  are  rarely  much  more  effective  at  targeting  resources  to  the  poor  than  a  straightforward, subsidized, linear volumetric tariff would be. In general, quantity‐based subsidies such  as IBTs tend to perform better in country situations where a higher percentage of poor households are  connected to the utility network. The most fundamental reason explaining the poor subsidy performance  is  that  the  access  rate  of  poor  households  is  typically  much  lower  than  the  access  rate  of  non‐poor  households. Another reason is that various common features of tariff structures often preclude smaller  consumers from benefiting from such subsidies. High fixed charges, if applied, mean that households that  consume very small quantities may face a much higher unit price than larger consumers despite the use  of an IBT tariff structure. For example, in India—where the vast majority of states use an IBT structure— 87 percent of subsidy payments go to above‐the‐poverty‐line households, instead of to the poor, and over  half of subsidy payments are directed to the richest two‐fifths  of households (Mayer et  al., 2015).17 A  further issue that has been identified is that poor households often share connections so that they are  able  to  split  high  up  front  connection  charges,  but  this  in  turn  raises  their  overall  consumption  level  preventing them from benefiting from increasing block tariffs. This situation is quite prevalent in Africa  (Kojima and Trimble, 2016).  48. The literature suggests that targeting performance can be considerably improved if first blocks  are  kept  relatively  small,  and  increasing  block  tariffs  are  replaced  with  volume  differentiated  ones,  whereby the concessional first block tariff only applies to those households whose entire consumption  falls within the first block (Komives et al., 2005; The World Bank, 2010). Subsidized connection charges  were generally found to be a reasonably effective approach to reaching the poor (Komives et al., 2005).                                                                 17 A major driver of these outcomes is inappropriate tariff design, in particular generous first blocks that have little to do with  subsistence consumption and are applied to all customers. Few states have targeted concessional tariffs to households below‐ the‐poverty‐line. In most states, all households are eligible for a subsidy on at least a portion of their monthly electricity  consumption. And, of course, a quarter of India’s households without electricity (comprising a relatively larger share of the  poor) are unable to take advantage of tariff subsidies (Mayer, Banerjee and Trimble 2015).  29  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  6.3. Concerns About Impacts on Affordability and Inflation  49. Tariff increases are the most resisted conditionality associated with World Bank lending in the  power sector (Covarrubias, 1996). Concerns of governments and the public often relate to affordability  and inflationary effects, specifically the impact of tariff reforms on poverty. However, as laid out below,  the  literature  does  not  provide  evidence  for  widespread  affordability  constraints.  Therefore,  targeted  measures  to  support  the  poor,  including  installing  individual  meters  and  subsidizing  installation,  encouraging  prepaid  metering  so  as  to  avoid  disconnection  and  reconnection  charges,  reformulating  lifeline blocks and rates as appropriate, and stamping out corruption to eliminate bribe‐taking, are better  suited than universal underpricing to address affordability concerns (Kojima et al., 2016).  50. Affordability of electricity is understood here as acceptable share of total household expenditures  spent on electricity. Since there is no objective measure for judging whether a particular household is  spending too much on, or consuming too little of, electricity service (Komives et al., 2005), the literature  has  developed  a  number  of  rules  of  thumb  for  affordability,  based  on  evidence  of  actual  household  behavior. These rules of thumb used in the literature include (i) having enough income to pay for all energy  needs no more than 5 percent of household income in tropical zones (where electricity, if available, is the  main energy expenditure) and 10 percent in temperate zones (where electricity and heating expenditures  are equally significant (e.g., Banerjee et al., 2008); and (ii) having enough income to pay no more than 5  percent for subsistence consumption. The definition of subsistence consumption is context‐specific, but  has  sometimes  been  defined  in  the  range  of  30  kWh  per  month  (Kojima  et  al.,  2016;  The  World  Bank/ESMAP/SREP, 2017) and 50 kWh per month (Briceño‐Garmendia and Shkaratan, 2011a).  51. Surveys  show  that  affordability  varies  across  regions  and  countries.  An  empirical  study  of  27  countries in Sub‐Saharan Africa analyzed household spending on electricity by quintile using data from  the  mid‐2000s  (Briceño‐Garmendia  and  Shkaratan,  2011a).  It  found  that  the  share  of  total  household  expenditure  allocated  to  electricity  was  below  3  percent  in  most  countries,  and  that  the  share  was  relatively stable across expenditure quintiles. The authors concluded that average effective tariffs were  affordable for 87 percent of households that currently have access to electricity, and fully cost‐reflective  tariffs would  have been affordable for 72 percent of this population.18 Data collected by  Kojima et al.  (2016),  shown  in  Table  7,  also  suggest  that  actual  average  household  expenditure  in  most  countries  remains  below  the  5  percent  threshold  even  for  poor  households  with  access  to  electricity  (which  on  average spend 3.6 percent of household budgets on electricity), but the data suggest that affordability  varies significantly between countries in Sub‐Saharan Africa.  52. The  generally  positive  picture  on  affordability  notwithstanding,  Briceño‐Garmendia  and  Shkaratan (2011) do find that many poor households in Sub‐Saharan Africa without access to electricity  would have problems affording electricity at current rates, let alone the full cost of service. Kojima et al.  (2016) find that in Sub‐Saharan Africa affordability challenges are aggravated by (i) a lack of lifeline rates  enabling  the  poor  to  use  grid  electricity  in  many  countries;  (ii)  the  sharing  of  meters  by  several                                                               18 The affordability threshold for subsistence level power consumption (50 kWh per month) was assumed to be 5 percent of the  total household budget.  30  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  households—denying them access to lifeline rates where they exist; (iii) high connection costs in many  countries; and (iv) demands from utility staff for bribes in some countries. As a result, they find that grid  electricity even at the subsistence level is out of reach for the poor in half the studied countries and even  more so once connection charges are considered. However, rather than through universal underpricing,  such constraints are better addressed through policies and subsidies targeted at the poor.  Table 7: Share of total household expenditures spent on electricity (Kojima et al., 2016)    53. Regarding consumers’ willingness to pay (WTP),19 studies find that consumers are willing to pay  significantly  more  than  existing—typically  below  cost  recovery—tariffs  if  they  will  be  provided  with  improved  electricity  service;  and  WTP  is  positively  correlated  with  income,  implying  that  better‐off  families’  show  higher  WTP  than  poorer  ones.  Box  3  summarizes  the  empirical  evidence  for  WTP  for  selected countries.                                                               19 WTP is generally understood in the literature as the maximum price at which a household would still be willing to use the  electricity service, and, as such, it provides a measure of affordability that avoids making possibly arbitrary value judgments  about how much households should be spending on electricity.   31  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Box 3: Empirical evidence for WTP for selected countries  In Ghana, where the quality of electricity service is poor, a recent study found that households are  prepared to pay on the average about US$0.27 per kWh, or about 150 percent of tariffs at the time of the  study. Since the mid‐1990s, steps have been taken to progressively increase tariffs, but they are still well below  cost recovery. The study therefore recommends that – based on strong WTP and positive income/WTP  correlation – the government implement a more aggressive tariff adjustment schedule (Twerefou, 2014).  In Tajikistan, despite periodic increases, electricity tariffs remain among the lowest in the world, far below  cost recovery levels. Power supply is highly unreliable with rampant blackouts, particularly during winter. The  power sector has been in a permanent deep financial crisis, which resulted in a large quasi‐fiscal deficit  estimated recently at US$180 million or 2.2 percent of GDP. Subsidies resulting from below cost electricity are  regressive and benefit industry and richer households more than the poorest groups. The weighted average  estimated WTP by consumers is US$0.07 per kWh, about three times the average tariff in 2013. Based on this  finding, in the interest of ensuring financial viability of the power sector, the main international donors advised  the government to undertake a more aggressive tariff restructuring along with much‐improved collection  rates. The minimal objective is to ensure the national utility’s ability to cover O&M expenses and debt servicing  from its cash flow on a yearly basis (The World Bank, 2014).  In Vietnam, retail tariffs are about 20 percent below cost recovery and they are the lowest in the region  (The World Bank and IEG, 2014c). Power shortages are a relatively regular occurrence; though reliability  metrics are particularly poor in rural areas. Electricity prices are implicitly subsidized through subsidized coal.  Surveys show high WTP for electricity service and especially for connections (The World Bank, 2011). At 1.8  percent in 2013, the share of electricity in the total household expenditure of the poor is low (The World Bank,  2013b). Given unreliable power supply, reliability is a bigger problem for foreign investors in the country than  the prospect of higher tariffs, as demonstrated by a recent enterprise survey. These companies are prepared  to accept higher tariffs as a key means of enhancing the currently inadequate functioning of the electricity  sector (Garg et al., 2015).   In India, survey results show that electricity supplies are generally poor, and households consider good  quality, uninterrupted service delivery a top priority. About 60 percent of the households who do not use  electricity identify access to electricity as their most important need. A recent WTP survey in the state of  Madhya Pradesh showed that households that use electricity are willing to pay nearly 20 percent more for  improved electricity service. At 0.34, the survey also found a positive income elasticity of WTP, implying that a  1 percent rise in household income results in a 0.34 percent increase in WTP. The policy relevance of this result  is that given strong economic and household income growth in the state, the WTP for electricity will  significantly increase in the future, allowing a more rapid transition to cost recovery tariffs (Gunatilake et al.,  2012).    54. Besides affordability, inflationary effects of tariff increases are an often‐voiced concern, but the  literature presents relatively little supporting empirical evidence. Cross‐country experience suggests that  the pass‐through of electricity price increases to headline inflation is very small given the marginal weight  32  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  of electricity in the consumer price index (CPI), as shown below (Table 8). For example, if electricity tariffs  were increased 10 percent, CPI will increase 0.04 percent in Kuwait and 0.3 percent in Peru and Mexico  (IMF 2015).  Table 8: Marginal weight of electricity in the consumer price index (CPI)  Country  Year  Electricity % of CPI  Bahrain  2006  1.27  Kuwait  2009  0.35  Saudi Arabia  2010  1.59  Brazil  2006  4.08  Korea, Rep.  2010  2.05  Malaysia  2010  2.88  Mexico  2010  2.81  Kuwait  2007  0.35  Poland  2005  4.42  Peru  2009  2.95    55. Potentially more significant are the indirect effects, given that electricity is a key input into the  production of most goods and services in the economy. These indirect effects can be gauged only with  general  equilibrium  models.  Recent  work  on  the  impact  of  energy  price  increases  in  the  Middle  East  confirms  that  the  indirect  effects  of  electricity  price  increases  on  consumer  welfare  via  general  price  increases are indeed higher than the direct effects, but overall inflationary effects are still modest (Verme,  2016). In the three countries for which indirect effects were estimated—Morocco, Tunisia and Jordan— indirect inflationary effects of electricity tariff reforms were 37‐41 percent of total inflationary effects (see  Table 9). That means, including indirect effects in estimates of the inflationary impacts of electricity tariff  reforms  increased  these  estimates  by  59‐69  percent.  For  diesel,  including  indirect  effects  increases  estimates of inflationary effects of price reforms by 335‐809 percent.  Table 9: Relative weight of indirect inflationary effects for different fuels, as indicated by the shares of indirect  effects over total effects  Country  Morocco  Tunisia  Jordan  Electricity  37  41  41  Gasoline  88  51  14  Diesel  88  89  77  Liquefied petroleum gas  n.a.  14  n.a.    56. The reviewed literature suggests that for the majority of the population in many countries, the  main political barrier to tariff reform is not affordability or inflationary concerns, but the political economy  33  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  of electricity subsidies (Inchauste and Victor, 2017; Kojima et al., 2014; Lee and Usman, 2017; Tongia,  2003;  Victor  and  Heller,  2007).  This  strengthens  the  case  for  institutional  reforms  that  depoliticize  electricity pricing, such as the introduction of automatic pricing mechanisms (see section 6.5).20  6.4. Linkages to Structural Power Sector Reform  57. Rigorous  explanatory  research  on  the  institutional  determinants  and  prerequisites  of  cost  recovery and financial viability is still limited. The few recent exceptions build on large databases, which  provide panel data sets of sector outcomes and reform indicators. These studies provide evidence that  sector reform is conducive to cost recovery and financial viability, as detailed below.  58. An empirical study (Vagliasindi and Besant‐Jones, 2013) covering 19 developing countries and 3  Indian states found that cost‐recovery was on average higher in systems with vertical unbundling, more  competition in the distribution sector, an autonomous regulator21 and a higher share of private sector  participation. In a regression analysis using the average tariff as dependent variable, too, private sector  participation and the introduction of an autonomous regulator were found to have a significantly positive  impact, indicating a stronger commitment to make tariffs more cost reflective under these conditions.   59. An empirical study covering the power sector of a number of SSA countries for the mid‐2000s  found  no  measurable  improvement  from  privatization  in  terms  of  cost  recovery  or  transmission  and  distribution losses (Eberhard et al., 2008).  60. A  more  recent  large‐scale  study  (Andrés  et  al.,  2013)  of  250  private  and  state‐owned  utilities  found that, in Latin America, private sector participation, the existence of a regulatory agency (especially  immediately after its creation), and good regulatory governance (measured using a composite index) had  a significantly positive effect on cost recovery (Andrés et al., 2013). The study also found that, on average,  distribution  utilities  with  private  ownership  outperformed  public  utilities,  with  clear  improvements  in  labor productivity, distribution losses, the quality of service (frequency and duration of interruptions) and  tariffs after the change of ownership.  61. While these studies provide valuable insights, only limited conclusions can be drawn about reform  sequencing, as none of the reviewed studies addresses concerns about endogeneity and reverse causality.  This means that—in those cases where significant effects were found—it is still unclear if cost recovery  enabled reforms, or vice versa. More research into these issues is needed.    6.5. Sustaining Cost Recovery and Financial Viability                                                               20 As noted above, a detailed review of the literature on the political economy of tariff reform is beyond the scope of this paper,  but is dealt with in detail in a separate literature review produced under the same project by the World Bank’s Energy &  Extractives Global Practice (Lee and Usman, 2017).  21 In the sample with autonomous regulator, the cost‐recovery index is 115.6 vs. 76.3 for the countries with no autonomous  regulator.  34  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  62. Large cost fluctuations are common in many power sectors, especially in those relying on tradable  fuels such as oil. Exchange rates and general inflation may introduce further cost fluctuations outside the  control of the sector. Countries with regulated tariffs have adopted different mechanisms to pass through  the fuel cost variability to rate payers on a regular basis, including regular tariff reviews and some form of  automatic adjustment, or a combination of the two.  63. Fuel  cost  pass‐through  mechanisms  for  electricity  are  adopted  by  a  large  number  of  OECD  countries and subnational jurisdictions with some form of cost‐plus or fixed‐rate‐of‐return regulation for  electric utilities, including in the United States, the Republic of Korea and Japan.22 Fuel cost pass‐through  mechanisms  come  under  different  names,  including  “fuel  surcharge”;  “fuel  and  power  purchase  cost  adjustment”; “fuel cost adjustment”, “fuel adjustment charges”; “fuel adjustment clause” or “power cost  adjustment”. The different names notwithstanding, the mechanisms all share the same functionality: to  pass  through  hard‐to‐control  changes  in  power  generation  or  purchasing  cost—in  order  to  mitigate  financial risks for the utilities and to encourage price‐responses in consumption—by adding one or more  adjustable  components  to  consumer  electricity  bills.  These  adjustments  usually  provide  for  price  decreases  as  well  as  price  increases.  Notably,  the  fuel  cost  adjustment  is  a  process  that  is  completely  separate from the normal tariff review (which often happens annually or quarterly), and the base tariff  remains the same during the tariff period. Ideally, these adjustment mechanisms are limited to factors  outside the control of the sector (see Table 10).  64. Remarkably, despite their widespread adoption, the academic literature has had relatively little  so say about automatic tariff adjustment mechanisms in the last 30 years. A significant body of literature  had emerged when they were first introduced in the United States in the 1970s and 1980s (Baron and De  Bondt, 1981; Michaels, 1994), but since then no major conceptual or empirical review has been published.  Table 10: Factors within and outside sector control in automatic tariff adjustments    Factors within control of sector  Factors outside control of sector   Transmission and distribution   Changes in fuel cost, including purchasing prices, taxes, fees,  losses  etc.  Main   CAPEX per unit of energy delivered   Inflation  factors   Dispatching and conversion   Currency devaluation  efficiency                                                                     22 Examples of utilities with such adjustment charges include DEWA (UAE), the Tennessee Valley Authority (TVA), USA; Duke  Energy, USA; TEPCO, Japan; KEPCO, Korea; EGAT, Thailand; LESCO, Pakistan; and many more.  35  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  6.6. Adaptation to New Renewables and Distributed Energy  65. There is evidence from OECD countries that technological change in the form of zero marginal  cost renewables and distributed energy may require new market mechanisms or regulatory frameworks  to sustain cost recovery and financial viability.  66. Two factors in particular merit further attention. First, especially in recent years, more advanced  electricity markets, including in the OECD, have seen a renaissance of subsidies in the power sector as  governments aim to stimulate the diffusion of new renewable energy technologies. The IEA estimates  that subsidies to wind and solar in the power sector reached around US$120bn in 2015, driven up by the  gap  between  relatively  high  (fixed)  costs  of  supply  and  falling  prices  on  the  spot  market  as  average  marginal cost declines (IEA, 2016b). So far, few developing countries seem to face a similar situation, but  this may change with growing procurement of renewable capacity under fixed‐price power purchasing  agreements. Second, the distributed nature of some new renewable energy technologies, especially solar  PV, may require new tariff structures in countries with large cross‐subsidies between consumer groups.  Net metering policies in particular, which allow consumers to ‘net out’ surplus electricity production fed  into  the  grid  from  their  electricity  bills,  appear  to  pose  a  problem  for  the  recovery  of  distribution  investments  (Eid  et  al.,  2014),  because  large‐scale  penetration  would  limit  the  ability  of  distribution  companies to recover fixed costs through volumetric charges, as is common practice today. New pricing  models for distribution are being explored in OECD countries to address these issues, including higher  fixed charges and time‐of‐use tariffs, but experiments are still at an early stage.  6.7. Gaps in the Literature  67. The pattern emerging from the reviewed literature is that, for the majority of the population in  most countries, inflationary concerns and affordability are not the main political barriers to tariff reform.  However, further research is needed in the following three areas to confirm this hypothesis.  First, with  regard to inflationary impacts of electricity tariff reforms, most findings in the literature are from ex‐ante  simulations, rather than actual ex‐post reform evaluations. Especially in markets with poor institutions,  actual pass through of energy prices to consumers may differ substantially from modeling results. Second,  rigorous research on willingness‐to‐pay, too, is still relatively scant, especially in countries with low levels  of  access  that  are  aiming  to  significantly  expand  connections.  Third,  in  a  related  point,  relatively  little  research has been done on the affordability of connection charges and appropriate government policies  to overcome the tension between the affordability of connections and the financial viability of utilities.  68. The  review  highlighted  that  while  we  have  a  relatively  deep  understanding  of  the  technical  aspects of tariff design, we still do not know much about how these are linked to the broader determinants  and prerequisites of cost recovery and financial viability, and the conditions under which cost recovery  and financial viability can be sustained. Broadly, more explanatory research is needed on issues such as  reform sequencing and the relationship between cost recovery and other power sector reforms, as well  as  the  institutional,  political,  and  technical  mechanisms  that  have  proven  effective  for  sustaining  cost  recovery and financial viability once it is reached. The latter include the regulatory practice of automatic  tariff adjustment mechanisms, which have been approved in many countries, but the implementation and  36  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  effectiveness of which has not yet been systematically explored. Lastly, we still know relatively little about  how  new  renewable  and  distributed  energy  affect  or  may  affect  regulatory  practice  in  developing  countries.  7. Conclusions  69. Financial viability of the power sector is a prerequisite for attracting the investment needed to  ensure  reliable  supply  as  well  as  achieve  universal  electricity  access  and  the  transition  towards  clean  energy. Adequate pricing of electricity to allow for cost recovery is also important to minimize the power  sector’s negative macroeconomic, fiscal, environmental, and social impacts. To this end, the paper takes  stock of the conceptual and empirical evidence on cost recovery and financial viability of the power sector  in the developing world, synthesizes the literature’s findings, explores how the focus of the literature has  evolved over the past decades, and identifies what gaps remain and which hypotheses are emerging on  the most important reform issues. The key conclusions and literature gaps emerging from the review are  as follows.  70. First, while cost‐reflective pricing of power was traditionally motivated by concerns about sector  performance and the ability to finance expansion, over the last two to three decades the literature has  established that the common practice of subsidizing power can also have severe macroeconomic, social  and environmental impacts. Because these concerns closely overlap with those relating to subsidies for  petroleum  and  natural  gas,  the  study  of  the  macroeconomic,  social  and  environmental  impacts  of  electricity subsidies is increasingly merging with the broader literature on energy subsidies, and electricity  subsidies have become a central subject of debate in the global advocacy on climate change.  71. Second,  despite the increasing awareness of the broad negative impacts of electricity subsidies,  the limited evidence available suggests that the aggregate level of cost recovery and financial viability in  developing countries has hardly improved between the late 1980s and the early 2010s. Large electricity  subsidies remain ubiquitous; although their magnitude varies significantly across regions, being especially  large in the Middle East, Central Asia, South Asia and Africa. This is true even if narrow measures of cost  recovery  and  electricity  subsidies  based  on  utilities’  financial  break‐even  are  used,  leaving  aside  the  accounting for shadow prices and externalities recommended by regulatory theory and reflected in more  recent measurements of electricity subsidies. However, the stagnant trend appears not entirely driven by  the  inability  to  raise  tariffs:  Tariffs  in  Sub‐Saharan  Africa  in  particular  are  among  the  highest  in  the  developing world but still not sufficient for cost recovery, pointing towards the need to lower the cost of  supply.  72. Third,  the  aggregated  view  obscures  fluctuation  within  individual  countries  over  time.  Longitudinal case studies show that some of the countries that had reached important milestones of cost  recovery and financial viability fell back into dependence on government support within a few years as  tariffs did not track conditions outside the control of the utilities, such as droughts and the need to rely  on expensive emergency power (in particular in SSA), inflation (e.g., India), exchange rate devaluations  (e.g.,  Indonesia  Argentina)  or  sudden  changes  in  the  availability  of  energy  imports  from  neighboring  countries (e.g., Botswana, Jordan). The aggregate trends also mask considerable cross‐subsidies between  37  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  consumer  groups.  Increasing‐block  tariffs  are  the  most  commonly  used  tariff  structure.  Prices  in  the  highest blocks are, in many cases, significantly above the cost of supply, and in some countries the largest  consumers pay more than consumers in most OECD countries (e.g., Jordan).  73. Fourth, the normative literature on cost recovery and financial viability has evolved over time— with  mounting  evidence  of  the  political  and  implementation  challenges  to  tariff  reform—to  become  increasingly  empirical  and  pragmatic.  Arguments  for  tariff  reform  are  increasingly  made  based  on  empirical evidence about the negative impacts of electricity subsidies, rather than based on economic  theory. The political economy of reforms is explicitly taken into account in technical analyses and advisory.  Cross‐subsidies, if designed appropriately, are seen as part of the distribution (and political) equation.  74. Fifth,  reflecting  the  increasingly  pragmatic  nature  of  the  literature,  the  dominant  paradigm  of  recommended pricing principles evolved from long‐run marginal cost in the 1980s and competitive pricing  in the 1990s to a more pragmatic view based on average cost‐based price regulation in recent years. This  is  in  line  with  the  considerable  evidence  that  shows  that  revenue  adequacy  has  become  the  driving  principle  behind  power  pricing  practices.  Shadow  prices  and  environmental  externalities,  although  prescribed by theory to reach economic efficiency, rarely feature in tariff recommendations or regulatory  practice; neither are consumption taxes at levels comparable to other consumer goods.  75. Sixth, the reviewed literature suggests that, for the majority of the population in most countries,  inflationary concerns and affordability are not the main political barriers to tariff reform. Even though  more  ex‐post  analyses  are  needed  on  these  issues  (see  Section  6.7),  this  strengthens  the  case  for  institutional  reforms  that  depoliticize  electricity  pricing,  such  as  the  introduction  of  automatic  pricing  mechanism. However, the generally positive picture on affordability notwithstanding, the literature points  out that many poor households in Sub‐Saharan Africa without access to electricity would have problems  affording electricity at current rates, let alone the full cost of service, and that affordability challenges are  aggravated by (i) a lack of lifeline rates enabling the poor to use grid electricity in many countries; (ii) the  sharing of meters by several households—denying them access to lifeline rates where they exist; (iii) high  connection  costs  in  many  countries;  and  (iv)  demands  from  utility  staff  for  bribes  in  some  countries.  However,  such  constraints  are  better  addressed  through  policies  and  subsidies  targeted  at  the  poor,  rather  than  through  universal  underpricing  that  benefits  all  customers  and  has  substantial  financial  impacts.  76. Seventh, the limited empirical literature on the impact of power sector reforms on utility finances  finds correlations between independent regulators, vertical unbundling, competition, and private sector  participation on the one side and tariffs and cost recovery on the other. However, the exact mechanisms  that  explain  these  relationships  remain  under‐researched.  Further,  the  literature  has  so  far  only  insufficiently addressed endogeneity issues, which suggests that only limited conclusions can be drawn  about the direction of causality.  77. Eighth, the recent diffusion of new renewable and distributed energy in power markets is posing  new challenges for regulators and policy makers concerned with cost recovery and financial viability. The  distributed nature of some new renewable energy technologies, especially distributed, on‐grid solar PV,  38  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  means that large‐scale penetration would limit the ability of distribution companies to recover fixed costs  through volumetric charges, as is common practice today, because many consumers would rely on the  grid only as a backup power source. Few developing countries appear to face these problems immediately,  but any new policy prescriptions on cost recovery and financial viability reforms would have to address  them in order to be appropriate in the long term.  78. The review highlights a number of important gaps in the literature that lend themselves to further  research. Most importantly, rigorous explanatory research on the factors that facilitate progress on cost  recovery, as well as the performance impacts of achieving financial viability is still limited. Such research  is  critical  to  inform  reform  programs  and  reform  sequencing.  In‐depth,  longitudinal  studies  of  country  experiences with tariff reforms and cost recovery and financial viability are also comparatively rare, and  more are needed to be able to speak with greater confidence about the extent to which cost recovery has  improved  over  time.  Such  qualitative  research  could  answer  some  of  the  more  complex  questions  on  reform:  Which  tariff  structures,  regulatory  practices  or  institutional  set‐ups  are  most  conducive  to  achieving and sustaining cost recovery and financial viability? What are some of the institutional, political,  and technical mechanisms that have proven effective in de‐politicizing the tariff revisions? What are the  pros and cons of various automatic tariff adjustment mechanisms, for instance, those where fuel costs  are passed through to consumers or those linked to inflation? Lastly, further research is needed into the  impact of new renewable and distributed energy on electricity pricing in developing countries.  39  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Bibliography  Adamantiades, A., Besant‐Jones, J., Hoskote, M., 1995. Power Sector Reform in Developing Countries and the Role  of the World Bank. Paper presented at the 16th Congress of the World Energy Council, Tokyo, October 8‐13,  1995, Tokyo, Japan.  Ahmed, F., Trimble, C., Yoshida, N., 2013. The Transition from Underpricing Residential Electricity in Bangladesh:  Fiscal and Distributional Impacts. The World Bank, Washington, DC.  Ajodhia, V., Mulder, W., Slot, T., 2012. Tariff Structures for Sustainable Electrification in Africa. European Copper  Institute (ECI), Arnhem, The Netherlands.  Alleyne, T., Coleridge, S., Hussain, M., 2013. Energy Subsidy Reform in Sub‐Saharan Africa: Experiences and  Lessons. International Monetary Fund (IMF), Washington, DC.  Anderson, D., Turvey, R., 1974. Economic Analysis of Electricity Pricing Policies: An Introduction. The World Bank,  Washington, DC. doi:10.1107/S0567739469000374  Andrés, L.A., Schwartz, J., Guasch, J.L., 2013. Uncovering the Drivers of Utility Performance: Lessons from Latin  America and the Caribbean on the Role of the Private Sector, Regulation, and Governance in the Power,  Water, and Telecommunication Sectors. The World Bank, Washington, DC. doi:10.1596/978‐0‐8213‐9660‐5  Araar, A., Verme, P., 2016. Subsidy Reforms in the Middle East and North Africa Region. The World Bank,  Washington, DC.  Arze del Granado, F.J., Coady, D., Gillingham, R., 2012. The Unequal Benefits of Fuel Subsidies: A Review of  Evidence for Developing Countries. World Dev. 40, 2234–2248. doi:10.1016/j.worlddev.2012.05.005  Bacon, R.W., Besant‐Jones, J., 2002. Global Electric Power Reform, Privatization, and Liberalization of the Electric  Power Industry in Developing Countries. Annu. Rev. Energy Environ. 26, 331–359.  doi:10.1146/annurev.energy.26.1.331  Badiani, R., Jessoe, K.K., Plant, S., 2012. Development and the Environment: The Implications of Agricultural  Electricity Subsidies in India. J. Environ. Dev. 21, 244–262. doi:10.1177/1070496512442507  Barnes, D., Foley, G., 2004. Rural Electrification in the Developing World: A Summary of Lessons from Successful  Programs. Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP),  Washington, DC.  Barnes, D.F., Halpern, J., 2000. Subsidies and Sustainable Rural Energy Services: Can we Create Incentives Without  Distorting Markets? Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP), Washington, DC.  Baron, D.P., De Bondt, R.R., 1981. On the design of regulatory price adjustment mechanisms. J. Econ. Theory 24,  70–94. doi:10.1016/0022‐0531(81)90065‐X  Bella, G. Di, Norton, L., Ntamatungiro, J., Ogawa, S., Samake, I., Santoro, M., 2015. Energy Subsidies in Latin  America and the Caribbean: Stocktaking and Policy Challenges. IMF Work. Pap. 15.  Besant‐Jones, J.E., 2006. Reforming Power Markets in Developing Countries: What Have We Learned? The World  Bank, Washington, DC.  Briceño‐Garmendia, C., Shkaratan, M., 2011a. Power Tariffs: Caught Between Cost Recovery and Affordability.  World Bank Policy Res. Work. Pap. 5904. doi:10.1596/1813‐9450‐5904  40  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Briceño‐Garmendia, C., Shkaratan, M., 2011b. Power Tariffs: Caught Between Cost Recovery and Affordability.  Policy Res. Work. Pap. doi:10.1596/1813‐9450‐5904  Briceño‐Garmendia, C., Smits, K., Foster, V., 2008. The Fiscal Costs of Infrastructure in Sub‐Saharan Africa. The  World Bank, Washington, DC.  Bridl, R., Kitson, L., Wooders, P., 2014. Fossil‐Fuel Subsidies: A barrier to renewable energy in five Middle East and  North African countries.  Chattopadhyay, D., Jha, S., 2014. The impact of energy subsidies on the power sector in Southeast Asia. Electr. J.  27, 70–83. doi:10.1016/j.tej.2014.04.007  Clements, B., Coady, D., Fabrizio, S., Gupta, S., Alleyne, T., Sdralevich, C., 2013. Energy Subsidy Reform: Lessons and  Implications. International Monetary Fund (IMF), Washington, DC.  Coady, D., Parry, I., Sears, L., Shang, B., 2015. How large are global energy subsidies? International Monetary Fund  (IMF), Washington, DC. doi:10.5089/9781513532196.001  Covarrubias, A., 1996. Lending for Electric Power in Sub‐Saharan Africa. The World Bank, Washington, DC.  Crousillat, E., Hamilton, R., Antmann, P., 2010. Addressing the Electricity Access Gap. The World Bank, Washington,  DC.  DeAnne, J., Alicbusan, A.P., 1989. Public Sector Pricing Policies: A Review of Bank Policy and Practice. The World  Bank, Washington, DC.  Devarajan, S., Mottaghi, L., Iqbal, F., Mundaca, G., Laursen, M., Vagliasindi, M., Commander, S., Chaal‐Dabi, I.,  2014. MENA Economic Monitor: Corrosive Subsidies. The World Bank, Washington, DC.  Dube, I., 2003. Impact of energy subsidies on energy consumption and supply in Zimbabwe. Do the urban poor  really benefit? Energy Policy 31, 1635–1645. doi:10.1016/S0301‐4215(02)00229‐X  Eberhard, A., Foster, V., Briceño‐Garmendia, C., Ouedraogo, F., Camos, D., Shkaratan, M., 2008. Underpowered :  The State of the Power Sector in Sub‐Saharan Africa, Background Paper 6, Africa Infrastructure Country  Diagnostic. The World Bank, Washington, DC.  Ebinger, J.O., 2006. Measuring Financial Performance in Infrastructure: An Application to Europe and Central Asia.  The World Bank, Washington, DC.  Eid, C., Reneses Guillén, J., Frías Marín, P., Hakvoort, R., 2014. The economic effect of electricity net‐metering with  solar PV: Consequences for network cost recovery, cross subsidies and policy objectives. Energy Policy 1–11.  doi:10.1016/j.enpol.2014.09.011  Erdogdu, E., 2011. The impact of power market reforms on electricity price‐cost margins and cross‐subsidy levels: a  cross country panel data analysis. Energy Policy. doi:10.1227/01.NEU.0000349921.14519.2A  Escay, J., 1990. Summary data sheets of 1987 power and commercial energy statistics for 100 developing  countries. The World Bank, Washington, DC.  ESMAP, 1999. Global Energy Sector Reform in Developing Countries: A Scorecard Public. Joint UNDP/World Bank  Energy Sector Management Assistance Project (ESMAP), Washington, DC.  Foster, V., Yepes, T., 2006. Is Cost Recovery a Feasible Objective for Water and Electricity?: The Latin American  41  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Experience. The World Bank, Washington, DC. doi:http://dx.doi.org/10.1596/1813‐9450‐3943  Garg, V., Bridle, R., Clarke, K., 2015. Energy Pricing, Energy Supply and FDI Competitiveness in Viet Nam: An  Assessment of Foreign Investor Sentiment. International Institute for Sustainable Development (IISD),  Geneva, Switzerland.  Gunatilake, H., Maddipati, N., Patail, S., 2012. Willingness to Pay for Good Quality, Uninterrupted Power Supply in  Rural Madhya Pradesh, India. Asian Development Bank (ADB), Manila, Philippines.  IEA, 2016a. Re‐powering Markets. International Energy Agency (IEA), Paris, France.  IEA, 2016b. World Energy Outlook 2016. International Energy Agency (IEA), Paris, France.  IEA, 2015. Energy Subsidies: Fossil Fuel Subsidy Database. International Energy Agency (IEA), Paris, France.  IEA, 1999. Looking at Energy Subsidies: Getting the Prices Right. International Energy Agency (IEA): World Energy  Outlook Insights, Paris, France. doi:http://dx.doi.org/10.1787/weo‐1999‐en  IEA, OPEC, OECD, Bank, W., 2011. Joint report by IEA , OPEC , OECD and World Bank on fossil‐fuel and other energy  subsidies: An update of the G20 Pittsburgh and Toronto Commitments, World. International Energy Agency  (IEA); Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC); Organization for Economic Cooperation and  Development (OECD); The World Bank, Paris, France.  IEA, OPEC, OECD, World Bank, 2010. Analysis of the scope of energy subsidies and suggestiongs for the G‐20  initiative. IEA, OECD, OPEC, World Bank, Paris, France.  Inchauste, G., Victor, D.G. (eds), 2017. The Political Economy of Subsidy Reform. The World Bank, Washington, DC.  doi:10.1596/978‐1‐4648‐1007‐7  IPCC, 2014. Climate Change 2014, Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth  Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change 46–51.  Jamasb, T., Nepal, R., Timilsina, G.R., 2015. A Quarter Century Effort Yet to Come of Age: A Survey of Power Sector  Reforms in Developing Countries. The World Bank, Washington, DC.  Joskow, P.L., 2008. Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design. Util. Policy 16, 159–170.  doi:10.1016/j.jup.2007.10.003  Kessides, I.N., 2012. The Impacts of Electricity Sector Reforms in Developing Countries. Electr. J. 25, 79–88.  Kessides, I.N., 2004. Reforming Infrastructure: Privatization, Regulation and Competitoin. The World Bank,  Washington, DC.  Khurana, M., Banerjee, S.G., 2013. Beyond Crisis: The Financial Performance of India’s Power Sector. The Wor,  Washington, DC.  Kojima, M., 2017. Guidance note on examination of energy subsidies with a focus on fossil fuel subsidies. The  World Bank, Washington, DC.  Kojima, M., 2016. Fossil Fuel Subsidy and Pricing Policies: Recent Developing Country Experience. The World Bank,  Washington, DC. doi:10.13140/RG.2.1.2940.8400  42  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Kojima, M., Bacon, R., Trimble, C., 2014. Political economy of power sector subsidies: a review with reference to  Sub‐Saharan Africa.  Kojima, M., Koplow, D., 2015. Fossil Fuel Subsidies: Approaches and Valuation. The World Bank, Washington, DC.  Kojima, M., Trimble, C., 2016. Making Power Affordable for Africa and Viable for Its Utilities. The World Bank,  Washington, DC.  Kojima, M., Zhou, X., Han, J.J., Wit, J. de, Bacon, R., Trimble, C., 2016. Who Uses Electricity in Sub‐Saharan Africa?,  World Bank Policy Research Working Paper 7889. The World Bank: Policy Research Working Paper 7889,  Washington, DC.  Komives, K., Foster, V., Halpern, J., Wodon, Q., 2005. Water, Electricity, and the Poor: Who Benefits from Utility  Subsidies? The World Bank, Washington, DC.  Komives, K., Halpern, J., Foster, V., Wodon, Q., Abdullah, R., 2007. Utility subsidies as social transfers: An empirical  evaluation of targeting performance. Dev. Policy Rev. 25, 659–679. doi:10.1111/j.1467‐7679.2007.00391.x  Komives, K., Johnson, T.M., Halpern, J.D., Aburto, J., Scott, J., 2009. Residential Electricity Subsidies in Mexico:  Exploring Options for Reform and for Enhancing the Impact on the Poor. The World Bank, Washington, DC.  Koplow, D., 2009. Measuring Energy Subsidies Using the Price‐Gap Approach: What does it leave out?  Kury, T., 2016. Establishing the Revenue Requirement. Public Utility Research Center, Gainesville, Florida.  Laderchi, C.R., Olivier, A., Trimble, C., 2013. Balancing Act: Cutting Energy Subsidies While Protecting Affordability.  The World Bank, Washington, DC.  Lee, A.D., Usman, Z., 2017. Connecting the other Power Grid: Literature Review on Political Economy for  Rethinking Power Sector Reform. The World Bank, Washington, DC.  Lin, B., Li, A., 2012. Impacts of removing fossil fuel subsidies on China: How large and how to mitigate? Energy 1–9.  doi:10.1016/j.energy.2012.05.018  Littlechild, S., 2005. Beyond Regulation. IEA/LBS Beesley Lectures on Regulation series XV, Paris, France.  Malik, A.S., Al‐Zubeidi, S., 2006. Electricity tariffs based on long‐run marginal costs for central grid system of Oman.  Energy 31, 1367–1378. doi:10.1016/j.energy.2005.11.010  Mangwengwende, S.E., 2002. Tariffs and subsidies in Zimbabwe’s reforming electricity industry: Steering a utility  through turbulent times. Energy Policy 30, 947–958. doi:10.1016/S0301‐4215(02)00049‐6  Mayer, K., Banerjee, S., Trimble, C., 2015. Elite Capture: Subsidizing Electricity Use by Indian Households. The  World Bank, Washington, DC. doi:10.1596/978‐1‐4648‐0412‐0  McDonald, D. a, Pape, J., 2002. Cost Recovery and the Crisis of Service Delivery in South Africa. Human Sciences  Research Council Publishers, Cape Town, South Africa.  Michaels, R.J., 1994. Fuel cost adjustments: An ideal whose time has gone. Electr. J. 7, 89. doi:10.1016/1040‐ 6190(94)90159‐7  Monari, L., 2002. Power Subsidies: A Reality Check on Subsidizing Power for Irrigation in India. The World Bank,  Washington, DC.  43  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Munashinghe, M., Gilling, J., Mason, M., 1989. A review of World Bank lending for electric power. The World Bank,  Washington, DC.  Munasinghe, M., 1980. An Integrated Framework for Energy Pricing in Developing Countries. Energy J. 1.  doi:10.5547/ISSN0195‐6574‐EJ‐Vol1‐No3‐1  Munasinghe, M., 1979. Electric Power Pricing Policy. The World Bank, Washington, DC.  Munasinghe, M., Gilling, J., Mason, M., 1989. A Review of World Bank Lending for Electric Power. The World Bank,  Washington, DC.  Munasinghe, M., Warford, J., 1982. Electricity Pricing: Theory and Case Studies. The World Bank, Washington, DC.  Nagayama, H., 2007. Effects of regulatory reforms in the electricity supply industry on electricity prices in  developing countries. Energy Policy 35, 3440–3462. doi:10.1016/j.enpol.2006.12.018  Pargal, S., Banerjee, S.G., 2014. More Power to India ‐ The Challenge of Electricity Distribution. The World Bank,  Washington, DC. doi:10.1596/978‐1‐4648‐0233‐1  Petri, M., Taube, G., Tsyvinski, A., 2002. Energy sector quasi‐fiscal activities in the countries of the former Soviet  Union.  Rentschler, J., Bazilian, M., 2016. Reforming fossil fuel subsidies: drivers, barriers and the state of progress. Clim.  Policy 3062, 1–24. doi:10.1080/14693062.2016.1169393  Saavalainen, T., ten Berge, J., 2006. Quasi‐Fiscal Deficits and Energy Conditionality in Selected CIS Countries,  Middle East. International Monetary Fund (IMF), Washington, DC.  Sdralevich, C., Sab, R., Zouhar, Y., Albertin, G., 2014. Subsidy Reform in the Middle East and North Africa: Recent  Progress and Challenges Ahead. International Monetary Fund (IMF), Washington, DC.  Sudeshna Banerjee, Wodon, Q., Diallo, A., Pushak, T., Uddin, E., Tsimpo, C., Foster, V., 2008. Access, affordability,  and alternatives: Modern infrastructure services in Africa. Washington, DC.  The World Bank, 2014. Tajikistan: Long Term Sustainable Energy Sector Strategy & Continuing Role of CAEWDP.  The World Bank, Washington, DC.  The World Bank, 2013a. Toward a sustainable energy future for all: Directions for the World Bank Group’s energy  sector. The World Bank, Washington, DC.  The World Bank, 2013b. World Bank Energy Sector Engagement in Vietnam. An Overview. The World Bank,  Washington, DC.  The World Bank, 2011. State and the People, Central and Local, Working Together: The Vietnam Rural  Electrification Experience. The World Bank, Was.  The World Bank, 2010. Subsidies in the Energy Sector: An Overview. The, Washington, DC.  The World Bank, 2005. Dominican Republic: Programmatic Power Sector Reform Loan. The World Bank,  Washington, DC.  The World Bank, 1996. Bank Lending for Electric Power in Africa: Time for a Reappraisal. The World Bank  Operations Evaluation Department, Washington, DC.  44  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  The World Bank, 1994. World Development Report 1994: Infrastructure for Development. The World Bank,  Washington, DC. doi:10.1016/S0305‐750X(98)90001‐8  The World Bank, 1993a. The World Bank’s Role in the Electric Power Sector.  The World Bank, 1993b. Power Supply in Developing Countries: Will Reform Work. The World Bank, Washington,  DC.  The World Bank, 1990. Review of electricity tariffs in developing countries durnig the 1980s. The World Bank,  Washington, DC.  The World Bank, 1983. Sector Support Strategy Paper: Electric Power. The World Bank, Washington, DC.  The World Bank, 1977. Cost Recovery Policies for Public Sector Projects: General Aspects. The World Bank:  Operational Manual Statement 2.25, Washington, DC.  The World Bank, 1975. Closing Report on Actions Relating to Recommendations of the Electric Power Evaluation  Report of March 1972. The World Bank Operations Evaluation Department, Washington, DC.  The World Bank, 1972. Operations Evaluation Report: Electric Power. The World Bank Operations Evaluation  Department, Washington, DC.  The World Bank/ESMAP/SREP, 2017. Rwanda ‐‐ Beyond Connections: Energy Access Diagnostic Report Based on  Multi‐Tier Framework. The World Bank / Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) / Scaling  up Renewable Energy Program (SREP), Washington, DC.  The World Bank, IEG, 2016. Financial Viability of the Electricity Sector in Developing Countries: Recent Trends and  Effectiveness of World Bank Interventions. The World Bank/Independent Evaluation Group, Washington, DC.  The World Bank, IEG, 2014a. World Bank Group Support to Electricity Access, FY2000‐2014. The World  Bank/Independent Evaluation Group, Washington, DC.  The World Bank, IEG, 2014b. Bangladesh: Rural Electrification and Renewable Energy Development; and Power  Sector Development Technical Assistance Project. The World Bank/Independent Evaluation Group,  Washington, DC.  The World Bank, IEG, 2014c. Project Performance Assessment Report. Socialist Republic of Vietnam. The World  Bank/Independent Evaluation Group, Washington, DC.  The World Bank, IEG, 2013a. Senegal: Electricity Sector Efficiency Enhancement Project and Energy Sector  Recovery Development Policy Credit Project. The World Bank/Independent Evaluation Group, Washington,  DC.  The World Bank, IEG, 2013b. Approach Paper: Evaluation of the World Bank Group’s Support for Electricity Access.  The World Bank/Independent Evaluation Group, Washington, DC.  Tongia, R., 2003. The Political Economy of Indian Power Sector Reforms. Stanford University Working Paper,  Stanford, CA.  Trimble, C., Kojima, M., Perez Arroyo, I., Mohammadzadeh, F., 2016. Financial Viability of Electricity Sectors in Sub‐ Saharan Africa Quasi‐Fiscal Deficits and Hidden Costs. The World Bank, Washington, DC.  Trimble, C., Yoshida, N., Saqib, M., 2011. Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan. The World Bank,  45  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Washington, DC.  Twerefou, D.K., 2014. Willingness to Pay for Improved Electricity Supply in Ghana. Mod. Econ. 5, 489–498.  Vagliasindi, M., Besant‐Jones, J., 2013. Power market structure: revisiting policy options. The World Bank,  Washington, DC.  Verme, P., 2016. Subsidy Reforms in the Middle East and North Africa Region A Review. The World Bank,  Washington, DC.  Victor, D.G., Heller, T.C., 2007. The Political Economy of Power Sector Reform ‐ The Experiences of Five Major  Developing Countries.  Walker, T., Sahin, S., Saqib, M., Mayer, K., 2014. Reforming Electricity Subsidies in Pakistan: Measures to Protect  the Poor. The World Bank, Washington, DC.  WEC, 2001. Pricing Energy in Developing Countries. World Energy Council (WEC), London, UK.  WEF, Accenture, 2012. The Global Energy Architecture Performance Index Report 2013. World Economic Forum  (WEF), Cologny, Switzerland.  Williams, J.H., Ghanadan, R., 2006. Electricity reform in developing and transition countries: A reappraisal. Energy  31, 815–844. doi:10.1016/j.energy.2005.02.008      46  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Annex I: Empirical Approaches to Evaluate Cost Recovery  Direct Measures of Utility Financial Performance  79. The simplest method for evaluating cost recovery is to rely on utilities’ financial statements (e.g.,  Escay 1990; The World Bank and IEG 2016). This approach has the benefit that the data are often readily  available, especially to a financier such as the World Bank. However, it also has obvious limitations, as it  tends to ignore indirect subsidies and ‘hidden cost’ (e.g., in the form of subsidized fuel or labor); results  cannot  be  easily  compared  across  countries  as  many  utilities  rely  on  country‐specific  accounting  standards;  and  issues  such  as  cross‐debts  between  public‐sector  entities  and  (explicit  or  implicit)  government bailouts can obscure the view on the utilities’ financial viability.  Price‐Gap Approach  80. A common approach to measuring implicit sector subsidies (stemming in part from underpricing)  is based on the price gap between the observed prices and a reference cost recovery price where costs  are reasonably and prudently incurred, including a normal return to capital across the sector value chain  (Clements et al., 2013). The reference prices are often estimated using the economic opportunity costs or  shadow prices for inputs of the power sector (such as labor, capital and fuel) instead of purely financial  costs  to  represent  the  true  economic  opportunity  costs  of  those  resources.  The  basic  formula  for  calculating price gaps is straightforward):  Price gap = Reference Price—End‐User Price  81. The price gap is often presumed to be the proxy for the aggregate distortionary impact of the  existing set of policies on observed prices within a given country.  82. The primary benefit of the price‐gap method is its relative simplicity compared with other implicit  subsidy estimation methods. This simplicity is particularly important in countries that lack the capability  or  will  to  provide  accurate  information  on  electricity‐related  government  policies.  Also,  the  ability  to  quantify  significant  pricing  distortions  quickly  across  countries  is  important  even  if  the  results  are  not  perfect.  Establishing  pricing  benchmarks  is,  however,  a  challenge  when  evaluating  a  commodity  like  electricity  for  which  there  is  no  representative  world  price.  Price‐gap  evaluations  have  generally  used  LRMC estimates as a proxy, assuming that the alternative supply would come via new construction rather  than imports. However, pegging the cost of new capacity in advance is never easy for capital projects in  the power sector in view of the number of assumptions involved about the future. Furthermore, price‐ gap  measures  are  often  seen  as  a  lower  band  estimate  of  the  implicit  subsidies  because  they  tend  to  underestimate the magnitude of the subsidy problem (Koplow, 2009).  Quasi‐fiscal Deficit  83. In general, power utilities in most developing countries are state‐owned and can be considered  quasi‐fiscal  entities.  Typically,  these  utilities  display  poor  financial  performance  in  part  because  they  channel a variety of transfers to consumers through underpricing, uncollected bills and other inefficiencies  (e.g., excessive network losses, including theft). However, the total cost of such transfers is not reflected  47  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  in the public budget because a large portion is implicit or involuntary (e.g., theft). The resulting financial  gap in the public utility has been called in the literature quasi‐fiscal deficit (QFD) or implicit financial loss.  According to the most common definition, QFD is the difference between the actual revenue charged and  collected  at  regulated  electricity  prices  and  the  revenue  required  to  fully  cover  prudently  incurred  operating costs of service provision and capital depreciation (Alleyne/Hussain 2013)23:  QFD = Cost of Underpricing of Electricity + Cost of Nonpayment of Bills + Cost of Excessive Line Losses  Measurement of Externalities  84. In the  past two decades, more attention has been  paid to  the estimation and inclusion of the  production externalities in the social (or external) cost of electricity. In the global literature, there is no  disputing the propriety or desirability of including externalities, when it is feasible. When prices do not  adequately  reflect  them  (as  usual),  the  monetary  value  assigned  to  the  typically  adverse  effect  (or  damages) is not “visible” in the sense that government and other decision makers, such as electricity utility  managers, may not recognize the full costs of their actions. When market failures like this occurs, there  may be a case for government intervention in the form of regulations, taxes, fees, tradable permits or  other  instruments  to  motivate  such  recognition.  Typically,  environmental  impacts  are  considered  production externalities. Among the electricity production externalities, the most intricate challenge is  the control of CO2 emissions (IPCC, 2014). The most immediate means to address the issue of the external  costs of fossil fuel generation are through carbon taxes or emissions trading.                                                                   23 In the literature, there are relatively minor variations of this generally accepted QFD formula. For example, Briceño‐ Garmendia et al. (2008) and Kojima and Trimble (2016) introduced overstaffing as an additional “hidden cost” item.  48  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Annex II: Recent Data on Cost Recovery Levels in Developing Countries  Table 11: Financial Performance of the Leading Electricity Utilities in Selected Developing Countries  Of which Utilities that were profitable  Region  Sample size  2000  2010  2013  Sub‐Saharan‐Africa  17  2  6  4  East Asia and Pacific  6  0  3  3  Eastern Europe and Central Asia  5  0  2  1  South Asia  6  1  1  1  Latin America & Caribbean  5  1  2  1  Middle‐East and North Africa  1  0  0  0  Total  40  4  14  10  Share of profitable utilities (%)     10%  35%  25%  Note: Where financial performance data were unavailable for the electricity sector as a whole, the national utility or equivalent  was used as a proxy. In most cases, the after‐tax net income was used as the indicator of financial performance.  Source: The World Bank /IEG (2016).  Table 12: India: State‐level Cost‐Recovery of Residential Tariffs in 2010.  State Cost recovery level Himachal Pradesh   < 25%  Tamil Nadu, Mizoram, Jharkhand, Kerala  25‐50%  Bihar, Nagaland, Tripura, Andhra Pradesh. West Bengal, Delhi, Rajasthan, Haryana, Manipur   51‐75%  Goa, Uttar Pradesh, Assam. Meghalaya, Karnataka, Madhya Pradesh, Gujarat, Orissa,  76‐100%  Uttarakhand, Maharashtra, Chhattisgarh, Punjab, Sikkim  Note: Average effective tariff is a household’s total monthly electricity expenditure divided by its electricity consumption. The  cost recovery index was obtained by dividing the average effective tariff by the average supply cost.  Source: Based on Mayer et al (2015) and The World Bank/IEG (2016).  Table 13: Cost Recovery ratios in Sub‐Saharan African Countries in 2014 (constant 2014 US$ per kWh billed).  OPEX  Total cost  Country  Tariff  OPEX  CAPEX  Total cost  recovery  recovery  Benin  $0.22  $0.21  $0.06  $0.27  1.04  0.81  Botswana*  $0.07  $0.13  $0.09  $0.22  0.54  0.32  Burkina Faso  $0.23  $0.23  $0.12  $0.35  1.00  0.67  Burundi  $0.10  $0.09  $0.09  $0.18  1.11  0.56  Cameroon  $0.12  $0.11  $0.07  $0.18  1.09  0.67  Cabo Verde  $0.42  $0.39  $0.11  $0.50  1.08  0.84  Central African Republic  $0.12  $0.10  $0.08  $0.18  1.20  0.67  Comoros  $0.21  $0.48  $0.11  $0.59  0.44  0.36  Congo, Rep.  $0.12  $0.06  $0.11  $0.17  2.00  1.09  Côte d'Ivoire  $0.13  $0.16  $0.07  $0.23  0.81  0.57  Ethiopia*  $0.04  $0.02  $0.16  $0.18  2.00  0.22  49  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  OPEX  Total cost  Country  Tariff  OPEX  CAPEX  Total cost  recovery  recovery  Gabon*  $0.21  $0.18  $0.07  $0.25  1.17  0.84  Gambia, The  $0.22  $0.33  $0.10  $0.43  0.67  0.51  Ghana  $0.11  $0.10  $0.05  $0.15  1.10  0.73  Guinea  $0.11  $0.22  $0.13  $0.35  0.50  0.31  Kenya  $0.15  $0.12  $0.11  $0.23  1.25  0.65  Lesotho*  $0.06  $0.02  $0.08  $0.10  3.00  0.60  Liberia  $0.50  $0.54  $0.12  $0.66  0.93  0.76  Madagascar  $0.16  $0.23  $0.08  $0.31  0.70  0.51  Malawi  $0.10  $0.07  $0.11  $0.18  1.43  0.56  Mali  $0.21  $0.27  $0.07  $0.34  0.78  0.62  Mauritania  $0.22  $0.26  $0.09  $0.35  0.85  0.63  Mauritius*  $0.19  $0.16  $0.07  $0.22  1.19  0.86  Mozambique  $0.08  $0.06  $0.06  $0.13  1.33  0.61  Niger  $0.17  $0.15  $0.05  $0.20  1.13  0.85  Nigeria  $0.09  $0.13  $0.07  $0.20  0.69  0.45  Rwanda  $0.21  $0.31  $0.11  $0.42  0.67  0.50  São Tomé and Princípe  $0.23  $0.43  $0.09  $0.52  0.53  0.44  Senegal  $0.24  $0.31  $0.08  $0.39  0.77  0.61  Seychelles*  $0.32  $0.26  $0.09  $0.35  1.23  0.91  Sierra Leone  $0.33  $0.34  $0.20  $0.54  0.97  0.61  South Africa  $0.06  $0.06  $0.08  $0.14  1.00  0.43  Sudan  $0.04  $0.06  $0.10  $0.15  0.67  0.27  Swaziland*  $0.11  $0.12  $0.07  $0.18  0.92  0.61  Tanzania  $0.13  $0.18  $0.08  $0.26  0.72  0.50  Togo  $0.28  $0.29  $0.05  $0.34  0.97  0.82  Uganda  $0.17  $0.13  $0.05  $0.18  1.31  0.94  Zambia  $0.05  $0.04  $0.04  $0.08  1.25  0.63  Zimbabwe  $0.09  $0.08  $0.09  $0.17  1.13  0.53                Median  $0.15  $0.16  $0.08  $0.23  0.93  0.65  Note: The cost recovery ratios in the last two columns were calculated by the author by dividing OPEX and CAPEX values,  respectively, by the tariff.  Source: Trimble et al. (2016).  50  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Table 14: Sub‐Saharan Africa: Breakdown of Hidden Costs, 2014 (% of current GDP).  Total hidden  Country  Bill collection  T&D Losses  Over‐staffing  Underpricing  costs  Benin  0.11  0.27  0.26  ‐0.29  0.36  Botswana  0.05  0.00  0.24  3.09  3.38  Burkina Faso  0.06  0.23  0.23  0.54  1.06  Burundi  0.37  0.21  0.06  0.20  0.85  Cameroon  0.08  0.43  0.23  0.11  0.85  Cabo Verde  0.52  1.37  0.00  ‐0.37  1.52  Central African Republic  0.08  0.22  0.16  ‐0.17  0.30  Comoros  1.21  1.45  0.30  0.71  3.67  Congo, Rep.  0.12  0.39  0.14  ‐0.10  0.54  Côte d'Ivoire  0.65  0.48  0.17  0.89  2.18  Ethiopia  0.25  0.36  0.05  1.16  1.82  Gabon  0.02  0.32  0.26  ‐0.18  0.42  Gambia, The  1.78  1.52  1.11  1.19  5.59  Ghana  0.10  0.31  0.19  ‐0.05  0.54  Guinea  0.65  0.39  0.13  0.92  2.08  Kenya  0.02  0.20  0.15  0.49  0.86  Lesotho  0.39  0.00  n/a  0.41  0.80  Liberia  0.06  0.21  0.08  ‐0.01  0.34  Madagascar  0.84  0.71  0.16  0.37  2.08  Malawi  0.35  0.95  0.36  1.54  3.21  Mali  0.04  0.47  0.19  0.67  1.37  Mauritania  0.61  0.55  0.24  0.58  1.98  Mauritius  0.04  0.00  0.41  0.18  0.63  Mozambique  0.05  0.27  0.34  0.26  0.92  Niger  0.21  0.16  0.21  ‐0.05  0.53  Nigeria  0.16  0.21  n/a  0.10  0.47  Rwanda  0.09  0.34  0.16  0.45  1.04  São Tomé and Príncipe  1.88  2.68  0.60  0.68  5.83  Senegal  0.37  0.53  0.38  1.30  2.58  Seychelles  0.07  0.20  0.29  ‐0.04  0.53  Sierra Leone  0.21  0.46  0.09  0.08  0.84  South Africa  0.17  0.00  0.47  4.12  4.76  Sudan  0.00  0.10  n/a  1.33  1.43  51  Cost Recovery and Financial Viability of the Power Sector in Developing Countries: A Literature Review  Total hidden  Country  Bill collection  T&D Losses  Over‐staffing  Underpricing  costs  Swaziland  0.04  0.04  0.41  0.93  1.42  Tanzania  0.08  0.33  0.08  1.22  1.71  Togo  0.56  1.19  0.30  ‐0.33  1.72  Uganda  0.01  0.17  0.08  ‐0.19  0.08  Zambia  0.14  0.12  0.62  0.99  1.87  Zimbabwe  1.35  0.62  0.75  3.20  5.92  Median  $0   0.32  0.21  0.45  1.37  Source: Trimble et al. (2016)    52