Document of  The World Bank  FOR OFFICIAL USE ONLY  Report No: 130328‐CV  IMPLEMENTATION COMPLETION AND RESULTS REPORT  Loan Number 8115‐CV  ON A  LOAN  IN THE AMOUNT OF EURO 40.2 MILLION  (US$53.5 MILLION EQUIVALENT)  TO THE  REPUBLIC OF CABO VERDE  FOR A  CABO VERDE ‐ RECOVERY AND REFORM OF THE ELECTRICITY SECTOR PROJECT  January 30, 2019  Energy and Extractives Global Practice  Africa Region  CURRENCY EQUIVALENTS   (Exchange Rate Effective March 29, 2018)    Currency Unit  =    Cabo Verde Escudo (CVE)  CVE 93.63   =  US$1  US$1.18   =  Euro 1      FISCAL YEAR  July 1 ‐ June 30    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS  AfDB  African Development Bank  AID  Average Interruption Duration  CPS  Country Partnership Strategy  DPO  Development Policy Operation  EIB  European Investment Bank  EIRR  Economic Internal Rate of Return  ESIA  Environmental and Social Impact Assessment  ESMF  Environmental and Social Management Framework  ESMP  Environmental and Social Management Plan  EU  European Union  FIRR  Financial Internal Rate of Return  GDP  Gross Domestic Product  GoCV  Government of Cabo Verde  HFO  Heavy Fuel Oil  ICB  International Competitive Bidding  ICR  Implementation Completion and Results Report  ISR  Implementation Status and Results Report  JICA  Japan International Cooperation Agency  M&E  Monitoring and Evaluation  NPV  Net Present Value  O&M  Operation and Maintenance  PAD  Project Appraisal Document  PDO  Project Development Objective  PIU  Project Implementation Unit  PRSC  Poverty Reduction Support Credit  RPP  Revenue Protection Program   WTP  Willingness‐to‐pay                              Regional Vice President: Hafez Ghanem  Country Director: Louise Cord  Senior Global Practice Director: Riccardo Puliti  Practice Manager: Charles Joseph Cormier  Task Team Leader(s): David Vilar Ferrenbach    TABLE OF CONTENTS  DATA SHEET ........................................................................................................................... 1 I. PROJECT CONTEXT AND DEVELOPMENT OBJECTIVES ........................................................ 5  A. CONTEXT AT APPRAISAL ........................................................................................................... 5  B. SIGNIFICANT CHANGES DURING IMPLEMENTATION ................................................................. 9  II. OUTCOME ...................................................................................................................... 13  A. RELEVANCE OF PDOs .............................................................................................................. 13  B. ACHIEVEMENT OF PDOs (EFFICACY) ........................................................................................ 14  C. EFFICIENCY ............................................................................................................................. 16  D. JUSTIFICATION OF OVERALL OUTCOME RATING ..................................................................... 17  E. OTHER OUTCOMES AND IMPACTS (IF ANY) ............................................................................. 17  III. KEY FACTORS THAT AFFECTED IMPLEMENTATION AND OUTCOME ................................ 18  A. KEY FACTORS DURING PREPARATION..................................................................................... 18  B. KEY FACTORS DURING IMPLEMENTATION .............................................................................. 19  IV. BANK PERFORMANCE, COMPLIANCE ISSUES, AND RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME .. 22 A. QUALITY OF MONITORING AND EVALUATION (M&E) ............................................................. 22  B. ENVIRONMENTAL, SOCIAL, AND FIDUCIARY COMPLIANCE ..................................................... 23  C. BANK PERFORMANCE ............................................................................................................. 24  D. RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME ........................................................................................ 26  V. LESSONS AND RECOMMENDATIONS .............................................................................. 26  ANNEX 1. RESULTS FRAMEWORK AND KEY OUTPUTS ............................................................ 28  ANNEX 2. BANK LENDING AND IMPLEMENTATION SUPPORT/SUPERVISION ......................... 35  ANNEX 3. PROJECT COST BY COMPONENT............................................................................. 37  ANNEX 4. EFFICIENCY ANALYSIS ............................................................................................ 38  ANNEX 5. BORROWER, CO‐FINANCIER AND OTHER PARTNER/STAKEHOLDER COMMENTS ... 42  ANNEX 6. SUPPORTING DOCUMENTS (IF ANY) ...................................................................... 43  ANNEX 7. MAP ...................................................................................................................... 44  The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)        DATA SHEET      BASIC INFORMATION   Product Information  Project ID  Project Name  CAPE VERDE ‐  Recovery and Reform of the Electricity   P115464  Sector Project  Country  Financing Instrument  Cabo Verde  Investment Project Financing  Original EA Category  Revised EA Category  Partial Assessment (B)  Partial Assessment (B)  Organizations  Borrower  Implementing Agency  Ministry of Finance  Unidade de Gestao de Projectos Especiais  Project Development Objective (PDO)    Original PDO  The proposed main development objectives of the Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (RRESP) are  to increase electricity generation in the Islands of Sao Vicente and Santiago and to assist ELECTRA to reduce  electricity losses in Santiago Island.      Page 1 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) FINANCING      Original Amount (US$)   Revised Amount (US$)  Actual Disbursed (US$)  World Bank Financing          53,500,000  53,443,429  51,633,307  IBRD‐81150  Total    53,500,000  53,443,429  51,633,307  Non‐World Bank Financing        Borrower/Recipient  5,000,000  5,000,000  1,800,000  Total  5,000,000  5,000,000  1,800,000  Total Project Cost  58,500,000  58,443,429  53,433,307        KEY DATES      Approval  Effectiveness  MTR Review  Original Closing  Actual Closing  19‐Jan‐2012  23‐May‐2012  14‐Sep‐2015  30‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018       RESTRUCTURING AND/OR ADDITIONAL FINANCING      Date(s)  Amount Disbursed (US$M)  Key Revisions  20‐May‐2015  44.20  Reallocation between Disbursement Categories  14‐Sep‐2016  49.93  Change in Results Framework  Change in Loan Closing Date(s)  Change in Implementation Schedule  29‐Sep‐2017  50.94  Change in Loan Closing Date(s)  Reallocation between Disbursement Categories      KEY RATINGS      Outcome  Bank Performance  M&E Quality  Moderately Satisfactory  Moderately Satisfactory  Substantial    Page 2 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) RATINGS OF PROJECT PERFORMANCE IN ISRs      Actual  No.  Date ISR Archived  DO Rating  IP Rating  Disbursements  (US$M)  01  27‐Jun‐2012  Satisfactory  Satisfactory  .45  02  27‐Mar‐2013  Satisfactory  Satisfactory  1.86  03  29‐Nov‐2013  Satisfactory  Satisfactory  2.71  04  25‐Jun‐2014  Satisfactory  Satisfactory  24.41  05  19‐Dec‐2014  Satisfactory  Satisfactory  42.89  06  19‐Jun‐2015  Satisfactory  Satisfactory  45.03  07  18‐Feb‐2016  Satisfactory  Satisfactory  48.51  08  28‐Sep‐2016  Satisfactory  Moderately Satisfactory  49.98  09  06‐Apr‐2017  Moderately Satisfactory  Moderately Satisfactory  50.24  10  23‐Oct‐2017  Moderately Satisfactory  Moderately Satisfactory  50.94    SECTORS AND THEMES      Sectors  Major Sector/Sector  (%)    Energy and Extractives    97  Non‐Renewable Energy Generation  77  Public Administration ‐ Energy and Extractives  9  Energy Transmission and Distribution  7  Other Energy and Extractives  4      Water, Sanitation and Waste Management     3  Water Supply  3      Themes    Major Theme/ Theme (Level 2)/ Theme (Level 3)  (%)    Page 3 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Private Sector Development  17    Jobs  17    Job Creation  17        Urban and Rural Development  84    Urban Development  67    Urban Infrastructure and Service Delivery  67      Rural Development  17    Rural Infrastructure and service delivery  17            ADM STAFF  Role  At Approval  At ICR  Regional Vice President:  Obiageli Katryn Ezekwesili  Hafez M. H. Ghanem  Country Director:  Habib M. Fetini  Louise J. Cord  Senior Global Practice Director:  Jamal Saghir  Riccardo Puliti  Practice Manager:  Subramaniam Vishwanathan Iyer  Charles Joseph Cormier  Task Team Leader(s):  Fabrice Karl Bertholet  David Vilar Ferrenbach  ICR Contributing Author:    David Vilar Ferrenbach                   Page 4 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) I. PROJECT CONTEXT AND DEVELOPMENT OBJECTIVES    A. CONTEXT AT APPRAISAL    Context  1. Located in the Atlantic Ocean about 500 km off the coast of Senegal, Cabo Verde had a population  of about 500,000 in 2010 and its gross domestic product (GDP) was US$1.65 billion. Cabo Verde had very  limited natural resources and all fuel products were imported. Its main competitive advantage resides in  tourism; hence, services are the predominant economic sector.   2. By  the  time  of  appraisal  in  2011,  good  governance,  political  stability,  and  sound  economic  management, including the responsible use of donor support and the adoption of effective social sector  strategies, had produced impressive results. The average GDP growth rate was 6.0 percent from 2000  through 2010, and per capita GDP grew from US$1,215 to US$3,323 for the same period. Furthermore,  poverty  had  fallen  substantially  (from  37  percent  in  2002  to  26.7  percent  in  2006)  and  health  and  education indicators had consistently improved. In response to the global economic contraction of 2008,  the  Government  of  Cabo  Verde  (GoCV)  implemented  a  countercyclical  fiscal  policy  driven  by  a  combination of tax cuts and increased public investment. The World Bank supported this agenda through  two  lending  operations:  the  Seventh  Poverty  Reduction  Support  Credit  (PRSC  VII,  P122669)  and  the  Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464).   3. The PRSC VII supported the resumption of the Government’s structural reforms efforts at a time  when the Government was shifting its focus from macroeconomic management toward effecting further  improvements in public sector efficiency and overall good governance. In this context, the Government’s  public  investment  program  needed  to  be  targeted  toward  the  alleviation  of  binding  infrastructure  constraints  to  stimulate  private  sector‐led  growth  and  tax  receipts.  Restoring  the  financial  viability  of  state‐owned enterprises was also critical to avoid the accumulation of contingent liabilities.  4. Despite  its  good  macroeconomic  performance,  Cabo  Verde’s  infrastructure  and  basic  services  were insufficient to meet the demands and opportunities of a rapidly growing economy. Furthermore,  power supply was costly and unreliable. The total capacity installed was about 116 MW, including 25 MW  of  wind  power  and  7.5  MW  solar.  The  energy  generated  in  2010  was  318.4  GWh.  The  peak  demand  recorded  in  2010  was  in  Praia  (Santiago)  with  24  MW.  In  this  context,  it  was  essential  to  expand  the  generation  of  power  supply,  improve  the  efficiency  and  operational  profitability  of  the  state‐owned  national power and water utility company (Empresa Publica de Electricidade e Água, ELECTRA), and adapt  to  a  rapidly  changing  environment.  Reducing  ELECTRA’s  reliance  on  government  support  would  leave  fiscal  space  for  much‐needed  social  services  without  endangering  debt  sustainability  and  growth  objectives  of  the  Government.  The  biggest  issue  affecting  ELECTRA’s  profitability  was  a  high  level  of  electricity losses, technical and non‐technical, especially in Praia, Santiago, where it exceeded 36 percent  in 2010. However, the tariff allowed a significant percentage of losses, reducing the incentive of the utility  to  improve  losses.  By  the  end  of  2010,  ELECTRA’s  financial  situation  was  precarious,  operating  losses  represented  10.5  percent  of  revenue,  and  its  financial  debt  to  equity  ratio  was  8.4,  reflecting  an  unsustainably high level of debt. A Performance Management Contract between the Government and the  Board  of  ELECTRA  was  signed  establishing  the  roles,  responsibilities,  and  obligations  of  the  parties  regarding the performance of the company and the support that the GoCV had to provide to achieve it.  Page 5 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) 5. In 2010, to address ELECTRA’s shortcomings the GoCV proposed an overall strategy around three  pillars:   (a) Investment plan. The first pillar included a series of key investments over a five‐year period  to  allow  significant  expansion  of  electricity  services  needed  to  achieve  the  sustained  7  percent annual growth rate considered by the GoCV’s economic transformation agenda. A  key  objective  was  to  reduce  generation  costs  through  the  implementation  of  a  sizeable  power  station  per  island  and  doing  away  with  the  existing  small  and  inefficient  power  stations. Graduating power plants to heavy fuel oil (HFO)‐based generation instead of diesel  will also reduce generation costs. These investments would be complemented by renewable  generation, mostly wind.   (b) Improving ELECTRA’s operational performance. This pillar focused on enhancing the utility’s  operational performance and, therefore, its financial position and operational sustainability.  To this end, business and financial plans were prepared to address ELECTRA’s shortcomings.  These  plans  aimed  at  achieving  a  systematic  reduction  of  electricity  losses,  improving  collection and the overall quality of service, as well as the financial position of the utility.   (c) Sector reform. The third pillar of the GoCV strategy consisted of reforming the electricity  and water sectors by restructuring and unbundling ELECTRA along geographical lines. This  envisioned establishing two subsidiaries (north and south) and a holding company. It was  expected  that  the  creation  of  ELECTRA  South  would  provide  the  southern  region  with  a  dedicated  management  team  and  greater  accountability,  thus  addressing  the  large  performance gap between the north (where ELECTRA’s management was located) and south  (where the main consumption was accounted).   6. Rationale for Bank Assistance. The World Bank’s overarching objective for its 2009–2012 Country  Partnership Strategy (CPS) (report number: 47750‐CV) for Cabo Verde was to help the Government sustain  high levels of growth and reduce underemployment, poverty, and inequality. The World Bank’s strategy  aimed to provide selective assistance in three key pillars: (a) promoting good governance and public sector  capacity, (b) improving competitiveness and the investment climate for private sector‐led growth, and (c)  strengthening human capital and social inclusion. The development objectives of the project were fully  consistent with the first two pillars of the CPS. By supporting improved electricity sector governance, and  corporate governance and performance for ELECTRA, the project was designed to contribute directly to  pillar 1. Also, reducing generation costs and improving the reliability of power supply was expected to  contribute  to  pillar  2,  as  well  as  toward  a  financially  viable  power  sector  that  would  facilitate  the  development of the private sector.   7. The World Bank’s involvement in the project was complementary to the support of other donors  (Japan International Cooperation Agency [JICA] and African Development Bank [AfDB])1 in strengthening  the sector’s transmission and distribution infrastructure and was expected to leverage its comparative  advantage of extensive experience in power generation, the commercial operation of power utilities, and  sector  reform.  The  Government  benefitted  from  the  financing  of  the  Austrian  Government2  to  install  1 JICA and AfDB financed the Projecto de Desenvolvimento dos Sistemas de Transporte e Distribuição de Electricidade em 6 Ilhas.  These investment projects were independent from the project  2 The Austrian Government provided financing to ELECTRA for a water desalinization plant in Praia and included the water  storage facility.  Page 6 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) water storage and this permitted increasing the installed capacity of the power plant in Mindelo financed  by the World Bank’s project. ELECTRA also received support from the European Investment Bank (EIB) and  the Government of Portugal to improve its operational performance through the financing of the activities  for the loss reduction strategy and complemented the World Bank’s financing in this area and increased  the impact of the strategy.  Theory of Change (Results Chain)  8. The Project Development Objectives (PDOs) are rightly reflected in its expected outcomes, which  are  to  increase  electricity  generation  and  reduce  electricity  losses.  These  outcomes  were  directly  addressed  by  the  project’s  interventions  which  consisted  of  supporting  priority  power  generation  investments  and  ELECTRA’s  loss  reduction  plan,  as  well  as  the  Government’s  efforts  in  improving  the  utility’s reform and sector governance. These interventions included, in addition to the financing of power  infrastructure investments that had a direct impact on reducing generation costs through the switch from  diesel‐based  generation  to  HFO‐based  generation,  a  set  of  technical  assistance  activities  tailored  to  facilitate  the  implementation  of  all  project  components  and  support  the  said  reform  and  institutional  strengthening.  The  intermediate  results  selected  to  measure  the  project’s  progress  in  meeting  its  outcome included quantitative measures of the additional generating capacity supported by the project,  reduction of variable energy costs, the number of meters installed, and a set of technical and commercial  performance indicators.   9. It is noted that although some expected outcomes, such as those associated with the reform of  the sector, have a medium‐ to long‐term nature, the project’s proposal envisioned meeting all outcomes  during the implementation period.  Figure 1. Theory of Change    Page 7 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Project Development Objectives (PDOs)  10. The objectives of the project were to increase electricity generation in the islands of Sao Vicente  and Santiago and to assist ELECTRA to reduce electricity losses in the Island of Santiago.3  Key Expected Outcomes and Outcome Indicators  11. Achievement of the PDOs was to be assessed using the following key objectives: (a) to increase  electricity generation in the islands of Sao Vicente and Santiago and (b) to reduce electricity losses in the  Island of Santiago.4  12. To increase electricity generation in the islands of Sao Vicente and Santiago, the project outcomes  were the construction of a 20 MW HFO power plant in Santiago Island, the construction of a 5.5 MW HFO  power  plant  in  Sao  Vicente  Island,  and  the  provision  of  additional  water  storage  capacity  in  Santiago  Island.  The  key  outcome  indicators  related  to  this  objective  were  (a)  net  electricity  generated  in  Sao  Vicente  Island  and  in  Santiago  Island  and  (b)  direct  project  beneficiaries,  including  the  percentage  of  female beneficiaries.  13. To reduce electricity losses in the island of Santiago, the project activities were the provision of  metering  equipment  at  the  transmission  and  distribution  system  and  the  provision  of  an  automatic  metering  management  system.  The  medium‐  to  long‐term  outcome  expected  from  the  GoCV  sector  reform  program  was  to  transform  ELECTRA  into  an  operationally  efficient  and  financially  autonomous  utility,  which  would  be  able  to  raise  financing.  For  that,  the  project  supported  the  monitoring  of  the  Performance Management Contract between the Government and ELECTRA and the technical assistance  to design and implement key reforms of ELECTRA. The key outcome indicator related to this objective was  total electricity system losses per year in Santiago island.   Components  14. The project had four components that remained the same until project closing.   Component 1: Priority Investments in Electricity and Water (IBRD US$42.5 million)   Extension of Palmarejo power plant in Praia (island of Santiago) through the installation of two 10  MW HFO‐fired generating units of electricity.   Extension of Lazareto power plant in Mindelo (island of Sao Vicente) through the installation of  one 5.5 MW HFO‐fired generating unit of electricity.   Additional water storage capacity in Palmarejo through the construction and installation of two  water storage reservoirs and related interconnecting pipes at Palmarejo power plant.   3 PDO as stated in the Legal Agreement.  4 The key expected outcomes are the original as stated in the Project Appraisal Document (PAD).  Page 8 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Component 2: Support ELECTRA’s Loss Reduction Plan (IBRD US$5.5 million and GoCV US$0.5 million)  15. This  project  component  would  finance  a  series  of  loss  reduction  activities  aimed  at  enhancing  ELECTRA’s operational performance in the short term.   Subcomponent 2.1. Improve ELECTRA’s ability to measure energy balances at different levels of  the electricity transmission and distribution chain including the provision of metering equipment.   Subcomponent 2.2. Support for reducing electricity distribution losses by preventing meter and  metering installation tampering including the provision and installation of metering technology.   Subcomponent  2.3.  Support  to  ensure  proper  management  and  optimization  of  the  remote  metering capabilities installed in the existing system through the design and implementation of  an automatic metering management system.  Component 3: Support to ELECTRA’s Reform and Sector Governance (IBRD US$1.5 million)   Support activities related to electricity sector reform and reorganization of ELECTRA, including the  provision of technical assistance to complete the design, and implement key reform steps in the  electricity and water sectors.   Support  for  monitoring  the  Performance  Management  Contract,  including  the  provision  of  technical assistance.  Component 4: Project Implementation, Communication, and Monitoring and Evaluation (IBRD US$1.5  million and GoCV US$1.5 million)   Support  the  Project  Implementation  Unit  (PIU)5  of  the  Ministry  of  Finance  for  effective  implementation and supervision of the project, including the provision of technical assistance,  training, audits and design, and carrying out communication activities to disseminate ELECTRA’s  reform.   Support  ELECTRA  for  effective  supervision  of  Components  1  and  2  of  the  project  through  the  provision of technical assistance.   B. SIGNIFICANT CHANGES DURING IMPLEMENTATION     Revised PDOs and Outcome Targets and Indicators   16. No changes were made to the original PDOs.   17. The project was approved on January 19, 2012 and became effective on May 23, 2012. The project  underwent  three  Level  II  restructurings  aimed  at  adapting  it  to  changing  conditions  and  enabling  the  project to be completed successfully. These restructurings were as follows:   5 The Unidade de Gestão de Projetos Especiais (UGPE).  Page 9 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) (a) May 20, 2015, to reallocate funds among disbursement categories increasing the funds for  works  and  non‐consulting  services  (category  2)  while  decreasing  funds  for  categories  1  (goods) and 5 (unallocated) in response to the need to further expand the Lazareto power  plant  because  of  the  growing  electricity  demand  in  Sao  Vicente  Island  and  the  gradual  closure of an old electricity power plant. The reallocation was possible because of project  cost savings on Component 2. ELECTRA received financing of Euro 6 million grant from the  EIB and Euro 3 million credit from the Government of Portugal. This additional funding was  meant  to  finance  the  investments  under  Component  2:  Subcomponent  2.1  (focused  on  improving ELECTRA’s ability to measure energy balances at different levels of the electricity  transmission and distribution including through the provision of metering equipment) and  Subcomponent  2.2  (reducing  electricity  distribution  losses  by  preventing  meter  and  metering installation tampering, including through the provision and installation of metering  technology).   (b) September 8, 2016, to extend the closing date by one year—to  September 30, 2017—to  accommodate  time  required  for  the  implementation  of  the  loss  reduction  plan  and  restructuring  study  for  ELECTRA  which  experienced  delays,  mainly  because  of  ELECTRA’s  difficulties to lay out and implement a clear loss reduction strategy and the new Government  (elected in March 2016) changing the scope of the proposed restructuring of ELECTRA; and  to  adjust  the  Results  Framework  to  more  accurately  reflect  the  selected  indicators  and  values in view of updated data and sector evolution. The outcome targets and indicators for  net  generated  electricity,  electricity  losses,  and  the  number  of  direct  beneficiaries  were  revised  as  follows:  (i)  reduction  of  electricity  generation  because  the  demand  forecast  predicted the creation of tourism resorts, which did not materialize because of the effect of  the global economic crisis; (ii) delays in the implementation of the loss reduction plan meant  that effects on reduction of losses will be seen only after project closing; (iii) improvement  of average interruption duration (AID) as a result of investments conducted in the network  with other financing; (iv) dropping the installation of water storage because it was financed  by another donor; and (v) updating the project implementation plan to reflect the schedule  of activities to be completed by the new closing date;   Table 1. Changes on PDO Indicators  PDO Indicators  Original End Target  Revised End Target  Electricity Generated, net in Sao Vicente Island (GWh/year)   97.00  67.80  Electricity Generated, net in Santiago Island (GWh/year)  267.77  202.50  Electricity system losses in Santiago Island (percentage)  18.20  30.90  Direct project beneficiaries (number)  335,534  362,502  Intermediate Results Indicators      Average Interruption Duration (AID) in Praia (hr)  48.76  36.00  Electricity Collection Rate in Santiago Island  96.70  79.700  Overall energy losses (ELECTRA wide) (percentage)  16.30  24.2  (c) September 29, 2017, to extend the closing date by an additional six months to allow the  completion of the Revenue Protection Program (RPP), which experienced delays in launching  the  bidding  process  because  of  changes  in  the  energy  sector  following  the  change  of  Government, and the restructuring study, which was delayed because the new Government  redefined the scope of the study; and to reallocate the loan proceeds between categories to  Page 10 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) allow ELECTRA to finance the structuring studies. These two remaining activities were key to  the improvement of ELECTRA's operational and commercial performance and allowed the  World Bank to continue the accompanying sector reform, thus helping ensure sustainability  of the progress achieved.   Table 2. Additional Funding from Other Donors to the Project  Funding from Other Donors  Component  EURO  Comment  Government of Austria  Component 1  200,000  Investments redesigned to use available  budget.  EIB  Component 2  6,000,000  Financed additional activities related to the  loss reduction strategy  Government of Portugal  Component 2  3,000,000  Financed additional activities related to the  RPP  JICA  Component 1  27,400,000  No impact on the project activities.  AfDB  Component 1  9,280,000  No impact on the project activities.  18. Table 3 summarizes the revision of indicators during the implementation period. All changes were  effective after the second restructuring in September 2016.   Table 3. Changes to the Indicators   Change in  Indicator  Comment  Indicator  Electricity generated, net in Sao  From 97 GWh  Original estimates were made according to a demand  Vicente island and net in  to 67.8 GWh in  forecast study predicting significant increase in demand  Santiago island (PDO indicators)  Sao Vicente  from the tourism sector which did not materialize due to  From 267.77  the effect of the global economic crisis  GWh to 202.5  GWh in  Santiago  Electricity system losses per  Delays in implementing this component had not yielded  year in Santiago Island, total  From 18.2% to  results in 2016. Besides, a one‐year extension period  (PDO indicator)  30.9%  would not be sufficient to see the significant reduction in  losses to be achieved with project activities  Direct project beneficiaries  From 335,534  Baseline and target values reset due to updated data as a  (PDO indicator)  to 362,502  result of improved IT systems  Average Interruption Duration  From 48.7 hours  Because of the large investments that ELECTRA carried  (AID) in Praia (Component 3)  per year to 36  out to strengthen the grid, financed by JICA and the AfDB.  (intermediate indicator)  hours per year  Electricity collection rate in  Baseline and target values reset due to updated data as a  From 96.27% to  Santiago Island (Component 3)  result of improved IT systems  79.7%  (intermediate indicator)  Residential meters installed in  Change Praia  Revised to reflect the installation of residential meters  Praia (intermediate indicator)  for Santiago  across Santiago Island, including Praia.  Island  Overall energy losses (ELECTRA  From 16.3% to  Same comment as losses in Santiago Island (PDO  wide) (intermediate indicator)  24.9%  indicator)  Additional water storage  Financed by another donor (Austrian Government)  capacity in Praia (intermediate  Deletion  indicator)  Page 11 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Change in  Indicator  Comment  Indicator  End target value date has been  All end‐target  To align them with the new closing date  updated for all indicators  dates  Revised Components  19. No changes  or revision of the project  components  were made during  project implementation.  Budget  reallocation  between  Components  1  and  2  was  approved  to  accommodate  additional  funding  from other donors to the sector as shown in table 4.  Table 4. Changes to Budget per Component  Project Components  Original Amount  Actual Amount  (US$, millions)  (US$, millions)  Component 1: Priority Investments in Electricity and Water  42.50  46.05  Component 2: Support ELECTRA’s Loss Reduction Plan  6.00  2.36  Component 3: Support to ELECTRA’s Reform and Sector  1.50  1.35  Governance  Component 4: Project Implementation, Communication, and  3.00  3.39  Monitoring and Evaluation  Total  53.00  53.16  Table 5. Changes on Budget According to Disbursement Category  Disbursement Categories  Original amount  Revised amount  (Euro, millions)  (Euro, millions)  Goods  4.20  1.831500  Works and non‐consulting services  31.95  35.708000  Consulting services  2.20  2.353364  Project Preparation Advance  0.40  0.307136  Unallocated  1.45  0.000000  Total  40.20  40.200000  Other Changes 20. The  additional  water  storage  capacity  in  Palmarejo  was  cancelled  as  this  subcomponent  was  funded  by  another  donor’s  project.  (Government  of  Austria).  This  allowed  doubling  the  extension  of  capacity in the Lazareto power plant from the original 5.5 MW to 11 MW in two units.   21. Co‐financing  from  the  GoCV  covered  running  costs  of  the  PIU  and  only  US$1.8  million  were  disbursed out of the initial US$5 million committed at appraisal.  Rationale for Changes and Their Implication on the Original Theory of Change  22. The  changes  described  earlier  had  positive  and  negative  implications  in  the  original  Theory  of  Change of the project.    Positive. On one hand, the financing of the water storage facility and the meters by other  donors allowed the project to use the savings to increase the capacity of the HFO power  Page 12 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) plant in Sao Vicente Island, thus improving the long‐term outcome of improving reliability of  supply.    Negative. On the other hand, the change of the Government, and the change of the Board  of Directors of ELECTRA, delayed the implementation of ELECTRA’s loss reduction strategy  and  the  definition  of  the  restructuring  of  ELECTRA.  These  delays  resulted  in  a  limited  reduction  of  loses  in  Santiago  Island  during  the  project  period.  However,  the  long‐term  outcome  of  improving  the  technical  and  financial  performance  of  ELECTRA  could  be  achieved specially because the budget support operations of the World Bank and European  Union  (EU)  include  triggers  and  indicators  directly  related  to  loss  reduction  of  ELECTRA.  These  two  operations  will  put  the  incentive  to  reduce  losses  in  the  Ministry  of  Finance’s  hands,  which  will  convey  enough  action  to  yield  the  expected  results  on  ELECTRA’s  performance.   II. OUTCOME A. RELEVANCE OF PDOs  Assessment of Relevance of PDOs and Rating  Rating: High  23. The  PDO  at  appraisal  was  relevant  to  achieve  the  Government’s  vision  to  achieve  economic  transformation based on its strategic and natural assets. Pillar 2 of the CPS for FY09–FY12 was to focus on  improving competitiveness and the investment climate for private sector‐led growth. Increasing electricity  generation in the islands of Sao Vicente and Santiago and assisting ELECTRA in reducing electricity losses,  increasing reliability, and reducing generation costs  and  tariffs, was essential to ensure an investment  climate  conducive to private sector  development.  New  generation plants  that were installed switched  from diesel‐based to HFO‐based generation, which permitted reduced generation costs and thus, reduced  tariffs  by  around  35  percent  throughout  the  project  implementation  period.  The  affordability  of  poor  households and the competitiveness of the economy were both positively affected by this tariff decrease.  24. The  latest  CPS  for  FY15–FY17  contemplates  two  programmatic  pillars  complementary  to  the  Government’s  development  strategy:  (a)  enhancing  macro  fiscal  stability  to  set  the  foundation  for  sustained  growth  and  (b)  improving  competitiveness  and  private  sector  development.  The  lower  generation  costs  and  more  reliable  electricity  service  achieved  through  the  project  are  essential  in  ensuring  an  investment  climate  conducive  to  private  sector  development.  Furthermore,  the  ongoing  effort of reducing major electricity losses in Santiago—a problem yet to be solved in the country’s largest  power  market—is  essential  to  ensure  ELECTRA’s  financial  and  operational  sustainability,  reduce  the  utility’s reliance on government support and, subsequently, contribute toward fiscal stability. The project  set  the  foundations  to  reduce  losses  and  two  budget  support  operations  (World  Bank  and  EU)  have  planned triggers or indicators related to loss reduction, which puts the incentive in the right institution,  Ministry of Finance, to achieve the desired results.    25. In the Cabo Verde Strategic Plan for Sustainable Development 2017–2021 (Plano Estratégico de  Desenvolvimento Sustentavel), the priorities for the energy sector are to (a) carry out systematic planning  of investments needed in all segments of the electricity supply chain to respond to demand according to  the  applicable  standards  on  quality  and  reliability,  (b)  reduce  cost  of  electricity  service  provision  and  improve the commercial performance of ELECTRA, and (c) increase the share of renewables in the energy  Page 13 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) mix. The project has been relevant to support these priorities because the generation capacity installed  improved the reliability of supply allowing the penetration of additional renewable energy power plants.  It also directly contributed to reduction of the tariff by around 35 percent owing to the switch from diesel‐ based generation to HFO‐based generation. The loss reduction and sector reform activities have set the  foundations  for  yield  improvements  in  the  coming  years  because  they  have  been  picked  up  by  other  operations  such  as  the  budget  support  operations  of  the  World  Bank  and  EU,  in  2019,  that  will  have  triggers and indicators related to loss reduction and improved performance of the utility.  B. ACHIEVEMENT OF PDOs (EFFICACY)  Assessment of Achievement of Each Objective/Outcome  Rating: Substantial  26. The project’s objectives were to (a) increase electricity generation in the islands of Sao Vicente  and  Santiago  and  (b)  assist  ELECTRA  to  reduce  electricity  losses  in  the  island  of  Santiago.  To  do  so,  it  included four components that encompassed a set of World Bank interventions to support infrastructure  investments,  the  purchase  of  metering  equipment,  and  associated  technical  assistance.  The  project  successfully achieved the objectives related to electricity generation but failed to meet the reduction of  electricity losses by project closing. As three out of four PDO indicators were met or surpassed and the  remaining indicator was not met, overall, the assessment of achievement of the PDO is rated Substantial.  27. To increase electricity generation in the islands of Sao Vicente and Santiago, the project included  a component to implement priority investments in electricity and water in the two islands: construction  of a 20 MW HFO power plant in Santiago Island and the construction of a 5.5 MW HFO power plant in Sao  Vicente  Island  and  the  provision  of  additional  water  storage  capacity  in  Santiago  Island.  Key  outcome  indicators related to this objective were: Net electricity generated in Sao Vicente Island and in Santiago  Island;  and  Direct  Project  beneficiaries,  including  the  percentage  of  female  beneficiaries.  The  project  successfully constructed 22.3 MW HFO power plant in Santiago Island and 11 MW HFO power plant in Sao  Vicente Island. The water storage system was not constructed under the project because another donor6  provided finance for this activity, which provided cost savings for the additional capacity installed in Sao  Vicente Island.   28. The project’s achievement in increasing electricity generation in Sao Vicente and Santiago is also  reflected  in  the  number  of  direct  beneficiaries,  341,188  by  end  March  2018,  which  account  for  94.1  percent of the target (but the original target was met and surpassed). Furthermore, the percentage of  female  beneficiaries  met  the  expected  outcome.  Besides,  the  project  was  instrumental  in  minimizing  power system outages (number of outages in Santiago Island was reduced from 36 in 2013 to 6 in 2017)  and meeting the power supply needs of a rapidly growing economy. The net electricity generated by the  project‐supported extensions in the Palmarejo and Lazareto power plants exceeded the end targets by  19.4 and 16.7 percent, respectively. Also, a more reliable power supply in Praia helped improve the quality  of service considerably as the AID was reduced to less than a third of the baseline values, thus surpassing  the corresponding intermediate indicator target (AID in Praia was reduced from 69 hours in 2011 to 20  hours in 2017, the target was 36 hours). The project achieved all the targets related to these indicators.  Taking into account the targets before the restructuring, the indicators were almost met and the targets  after restructuring the indicators were met or exceeded. Moreover, these investments allowed the power  sector  in  Cabo  Verde  to  integrate  higher  renewable  energy  generation,  which,  in  turn,  contributed  to  6 Government of Austria.  Page 14 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) lowering the electricity costs of the country. Furthermore, this component was implemented 18 months  ahead of original project closing date. Therefore, the achievement of the objective to increase electricity  generation in the islands of Sao Vicente and Santiago is rated High.  29. To reduce electricity losses in the island of Santiago, the project outcomes were the provision of  metering  equipment  at  the  transmission  and  distribution  system  and  the  provision  of  an  automatic  metering  management  system.  The  medium‐  to  long‐term  outcome  expected  from  the  GoCV  sector  reform  program  was  to  transform  ELECTRA  into  an  operationally  efficient  and  financially  autonomous  utility,  which  would  be  able  to  raise  financing.  For  that,  the  project  supported  the  monitoring  of  the  Performance Management Contract between the Government and ELECTRA and the technical assistance  to design and implement key reforms of ELECTRA. The key outcome indicator related to this objective was  total electricity system losses per year in Santiago Island. The project’s intervention to assist ELECTRA in  reducing electricity losses in Santiago did not meet its expected target by the closing date. In fact, losses  in  Praia  increased  by  1.9  percent  compared  to  the  2011  baseline  value.  This  component  experienced  considerable delays associated with uncertain ownership, institutional weaknesses, and the absence of  adequate  data  and  instrumentation.  The  utility  lacked  incentives  to  reduce  losses  because  the  tariff  allowed a significant amount of losses close to the real losses. The activity eventually started in 2016,  when it was redesigned, including an RPP, with the direct support of the World Bank team. By project  closing, the plan was already under way, equipment had been  procured, and  an adequately equipped  monitoring  unit  was  established  in  ELECTRA  and  is  effectively  working.  Hence,  it  is  expected  that  the  benefits of this component will materialize soon. The project, however, succeeded in including, in the two  budgets, support operations (World Bank and EU) that will be implemented in 2019 and indicators and  prior actions on loss reduction. The project did not achieve the targets related to this indicator using the  values  prior  and  post  restructuring.  Therefore,  the  achievement  of  the  objective  to  assist  ELECTRA  to  reduce electricity losses in the island of Santiago is rated Negligible.  Table 6. Pre‐restructuring and Post Restructuring Achievement of PDO and Intermediate Outcomes      Pre‐restructuring  Post Restructuring  Indicators  Baseline  Original  Actual  %  Revis Actual  %  End  Achieved  ed  Achiev target  End  ed  Targe t  PDO indicators        Electricity generated, net in Sao  66.0  97.00  79.09  82.0  67.80  79.09  116.7  Vicente Island (GWh/year)   Electricity generated, net in  198.5  267.77  241.80  90.0  202.5 241.80  119.4  Santiago Island (GWh/year)  0  Electricity system losses per year  34.4  18.2  36.30  < 0  30.9  36.3  < 0  in Santiago Island, total  (percentage)  Direct project beneficiaries  327,056  335,534  341,18 102.0  362,5 341,18 94.1  (number)  8  02  8  Female beneficiaries (percentage)  52.0  52.0  52.0  100.0  52.0  52.0  100.0  Intermediate indicators        Average interruption duration  69.67  48.7  20.23  235.0  36.0  20.23  146.83  Electricity collection rate  78.3  96.27  92.94  96.5  79.7  92.94  116.6  Overall energy losses  27.1  16.3  27.3  < 0  24.2  27.3  < 0  Page 15 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Table 7. Project Performance and Ratings of Split Rating    Before Restructuring  After Restructuring  Relevance of Objective  High  High  Efficacy (PDO)  Moderate  Substantial  (i) to increase electricity generation in the islands of      Sao Vicente and Santiago  Substantial  High  (ii) to assist ELECTRA to reduce electricity losses in      the island of Santiago  Negligible  Negligible  Efficiency  Substantial  Substantial  Outcome ratings  Moderately Satisfactory  Moderately Satisfactory  Final outcome rating  Moderately Satisfactory  30. It is noted that some outcome targets, as well as a few baseline values, were modified during the  project’s  second  restructuring  (September  2016)  with  a  view  to  update  the  baseline  data  and  reflect  better the evolution of the power sector. A split evaluation of the performance has been conducted (table  7).  The  ratings  have  not  changed  before  and  after  the  restructuring  because  the  major  change  of  the  outcome target on the loss reduction indicator was not achieved either after restructuring.    Justification of Overall Efficacy Rating   31. Overall, the project’s performance in achieving its PDOs is considered Substantial. The project met  or surpassed most of its development objectives targets. However, the loss reduction plan suffered major  delays and its impact could not be seen by project closing but is expected to be achieved over the next  year through the Development Policy Operation (DPO) under preparation. The project’s contribution in  increasing  electricity  generation  is  expected  to  be  sustainable  because  all  installations  are  based  on  a  sound and proven technology and ELECTRA has the required experience and a good operating record.   C. EFFICIENCY  Assessment of Efficiency and Rating  32. The project’s design and implementation paid special attention to the efficient use of resources.  It benefited from the organization of a previous power project (Energy and Water Sector Reform Project)  that  had  helped  in  establishing  a  capable  management  unit.  Further,  the  project  yielded  very  high  economic returns as foreseen at appraisal. The choice of technology for the power plants extension—HFO  thermal generation—was confirmed to be the least‐cost solution (the only feasible alternative considered  was  diesel‐based  power  plants),  as  well  as  a  reliable  power  supply  that  makes  possible  the  efficient  operation  of  complementary  renewable  energy  sources  (wind  and  solar).  Consequently,  the  project’s  rating for efficiency is Substantial.   33. The  extensions  of  the  Palmarejo  and  Lazareto  power  plants,  which  comprised  the  largest  component of the project—86 percent of the total cost—were efficiently procured and implemented and  are operating satisfactorily since their  commissioning date in  mid‐2015. The  International Competitive  Bidding (ICB) process was smooth and there were no cost overruns during implementation. Following the  appraisal’s approach, the project’s ex post economic analysis focused on this component, producing the  following  results:  economic  internal  rates  of  return  (EIRRs)  of  39.3  percent  and  39.7  percent  and  net  present  values  (NPVs)  of  US$59.8  million  and  US$46.9  million,  for  the  Palmarejo  and  Lazareto  power  plants, respectively. These results compare to EIRRs of 56 percent and 42 percent and NPVs of US$107.4  Page 16 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) million  and  US$26.4  million  estimated  at  appraisal  for  the  same  power  plants.  The  lower  economic  indicators are explained by a level of energy losses higher than what was expected (principally for Praia),  as  well  as  lower  economic  savings  in  avoided  self‐generation,  as  the  prices  of  fuel  were  lower  than  foreseen. On the other hand, as expected, the larger expansion of the Lazareto power plant, from 5.5 MW  to 11 MW, yielded a much higher NPV.    34. While the main power infrastructure component was highly profitable in economic terms, other  soft components (ELECTRA’s loss reduction and reform, that accounted for 6.9 percent of the total cost)  were not that efficient, as they were affected by institutional uncertainty and procurement delays (see  annex 4. Efficiency Analysis).   D. JUSTIFICATION OF OVERALL OUTCOME RATING  35. A  Moderately  Satisfactory  rating  is  assigned  based  on  the  high  relevance  of  the  project’s  objectives, the substantial achievement of PDOs (efficacy), and the substantial efficiency based on the  high  economic  returns  yielded  by  the  main  investment  component.  Increased  electricity  generation  capacity in the two main islands of the country was necessary to meet the growing demand of the country  (6 percent per year on average, but nearly 15 percent in Praia) and a customer base that almost tripled in  10 years. At project approval, outages had a duration of 69 hours in 2011 and decreased to 20 hours in  2017, because of the increased generation financed by the project. At project approval, losses in Santiago  Island were already a challenge (35 percent in 2009) and the GoCV succeeded in leveraging the World  Bank  financing  to  attract  other  donors  to  finance  a  comprehensive  loss  reduction  strategy.  The  investments of the project under Component 2 laid a solid foundation for allowing the utility to effectively  reduce losses. Besides, two upcoming budget support operations or DPOs by the World Bank and the EU  have included triggers and indicators related to loss reduction and will place the incentives for success in  the right place, with the Ministry of Finance.  E. OTHER OUTCOMES AND IMPACTS (IF ANY)  Gender  36. Component  1:  Priority  Investments  in  Electricity  and  Water,  was  aimed  at  benefiting  a  large  number  of  mostly  residential  electricity  consumers  that  included  an  important  share  of  women.  Accordingly, one of the PDO indicators of the Results Framework implied monitoring the number of direct  beneficiaries, including the percentage of women. The end target of 52 percent female beneficiaries was  met.  Institutional Strengthening  37. The project had a positive impact in strengthening institutions through the activities carried out  in all components, including financial and safeguards management and procurement. The main entities  that benefited were the PIU, ELECTRA, and, to a lesser extent, the Ministry of Energy. At the technical  level, ELECTRA and the PIU benefited from the studies related to the feasibility studies of the power plants,  the  implementation  reports  of  the  owner’s  engineer,  the  overall  strategy  for  loss  reduction,  and  the  annual audits of ELECTRA related to the performance indicators. The Ministry of Energy benefited from  the assistance to analyze the restructuring options of ELECTRA and the implications in terms of attracting  private sector participation and regulation required before advancing on the privatization of the utility.  Page 17 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) III. KEY FACTORS THAT AFFECTED IMPLEMENTATION AND OUTCOME    A. KEY FACTORS DURING PREPARATION  38. Preparation activities were carried out during a period characterized by the increasing threat of a  power supply crisis,7 hence there was considerable pressure on government entities, ELECTRA, and donors  alike, in delivering results as soon as possible. Within this context, the GoCV’s main priority was to expand  the  power  generating  capacity.  Accordingly,  the  project’s  design  allocated  a  significant  amount  (83  percent  of  IBRD’s  loan  allocation)  in  supporting  these  priority  investments  (Component  1),  while  also  including  resources  to  support  two  areas  associated  with  the  sector  and  operation’s  sustainability,  ELECTRA’s electricity losses reduction plan and the reform of the power sector, but with no clear path to  achieve  the  objectives  related  to  ELECTRA’s  improvement  and  reform.  The  presence  of  this  sense  of  urgency resulted in a well‐defined investment component and a more open scope of the reform and utility  improvement activities. Besides these manifested priorities, key factors affecting the preparation stage  were the following:   Realistic objectives. The PDOs were, and still are, highly relevant and were clearly stated  and they were reasonable, although the loss reduction objective was ambitious and could  only be achieved by a strong ownership of the utility to achieve it. The objectives responded  appropriately to the requirements of Cabo Verde’s power sector by the time of appraisal.    The  design  clearly  distinguished  the  project’s  four  components  and  their  logic  in  complementing  each  other  through  a  combination  of  infrastructure  and  sustainability  interventions.    The Results Framework was well designed, in the sense that it covered the right areas to be  assessed and chose measurable indicators. However, the indicators aimed at measuring the  achievements  of  Component  2  were  ambitious.  Overly  ambitious  targets—that  contemplated loss reductions starting from the first year of implementation and down to  half by the end of this period—indicate that the Results Framework design did not capture  the  complexities  of  reducing  losses  drastically  without  combined  support  from  the  Government and technical and operational ownership of the utility to implement it.    Risk and mitigation. The PAD discussed a set of critical risks and controversial aspects which  were considered to range from low to moderate. While it correctly identified a moderate  risk associated with ELECTRA’s financial performance and its possible impact on the project’s  sustainability,  it  did  not  recognize  any  risks  stemming  from  the  complexity  and  political  economy of the loss reduction challenge and the need of ownership of the Government on  the project’s commercial and reform components.    Lack of capacity of the GoCV to coordinate donor support to the sector on time that could  allow greater impacts of the project and leverage higher donor support.  7 During 2000–2006, a period when ELECTRA was under the control of a private consortium, there was no investment in new  generating capacity. Consequently, the power service gradually deteriorated and by 2010 it was expensive and unreliable.    Page 18 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) B. KEY FACTORS DURING IMPLEMENTATION  39. The PIU, originally established in 1999 to carry out an IDA‐/Global Environment Facility‐financed  project  (Energy  and  Water  Sector  Reform  and  Development  Project  [P040990])  and  subsequently  strengthened  and  entrusted  with  the  responsibility  of  implementing  projects  of  different  donors,  was  responsible  for  implementing  the  project  with  full  fiduciary  responsibility.  The  PIU  was  supported  in  implementing Components 1 and 2 by ELECTRA to ensure adequacy of technical parameters of the power  plants, with the support of an owner’s engineer for the control and supervision of works.   40. The  implementation  arrangements  established  the  roles  and  responsibilities  of  the  PIU  and  ELECTRA.  The  organizational  capacity  and  human  resources  available  in  the  PIU  were,  in  general,  adequate. The project became effective with no delays and there were no fiduciary issues (except for the  delay of one procurement activity). The social and environmental safeguards activities were conducted  following the World Bank policies and all appropriate mitigation measures were taken without affecting  project implementation.   41. Project  implementation  was  uneven,  ranging  from  a  highly  efficient  implementation  of  Component  1:  the  extension  of  the  power  plants  in  Palmarejo  and  Lazareto,  that  were  installed  and  commissioned on time, without cost overruns and are operating satisfactorily since 2015, to Component  2: ELECTRA’s loss reduction plan, which experienced major delays and by the time of project closing had  yet to achieve a positive outcome. The delays in implementing this component was because it was given  a lower level of priority by ELECTRA’s management team in 2012, when the sector was facing a power  supply emergency situation. Moreover, the utility  asked for additional  time to finalize  the  commercial  recovery plan that had to be more comprehensive to include additional financing provided by the EIB and  the Government of Portugal for this activity. Component 3: ELECTRA’s reform and sector governance, had  a mixed performance. On one hand, the horizontal unbundling of ELECTRA was made effective during the  early stage of implementation but, on the other hand, other subcomponents, such as the monitoring of  the performance contract, were cancelled with the change of Government in 2016, when the performance  contract was closed. This section focusses mainly on Components 2 and 3, and the factors that affected  their implementation.   Support to ELECTRA’s Loss Reduction Plan (Component 2)  42. In  contrast  with  the  progress  of  Component  1,  the  loss  reduction  plan  suffered  from  the  consequences  of  limited  ownership  by  the  management  of  ELCECTRA.  Besides,  the  tariff  calculation  accounted  for  around  23  percent  of  losses,  which  were  paid  by  customers,  drastically  reducing  the  financial losses for ELECTRA. Indeed, in the first years of project implementation, ELECTRA management  gave lower priority to this component because the sector was facing a power supply emergency. At the  same time, ELECTRA requested additional time to finalize the commercial recovery plan (loss reduction  strategy) to include additional financing provided by the EIB and the Government of Portugal. Accordingly,  it was rated Moderately Unsatisfactory because in the early stages of implementation (since November  2013) it was continuously delayed. By project closing the loss reduction plan had gained momentum but  had yet to yield a positive outcome. The most salient events of this process are as follows:    During the first three years of implementation, Component 2 did not achieve any progress.  Because of the power supply emergency situation, the focus of the GoCV and ELECTRA was  to implement Component 1 of the project and alleviate the power generation needs.   Page 19 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)  By late 2014, the GoCV decided to use Euro 6 million from the EIB to co‐finance ELECTRA’s  loss reduction strategy  (meter quality control laboratory for ‘ELECTRA SUL’ and ‘ELECTRA  NORTE’; reinforcement of low voltage networks’ prepaid meters; power limiters; and grid  management systems in Santiago, Sao Vicente, and Sal Islands). Consequently, an important  part of IBRD loan proceeds (Euro 2.9 million) was reallocated to support additional power  expansion, thus reducing the World Bank’s leverage on this component.    Under IBRD loan proceeds, by early 2015, ELECTRA had redefined its commercial strategy  and proceeded with a first bidding process for prepaid meters and its commercial system  and  postpaid  meters.  The  bidding  was  not  successful  as  two  bids  were  disqualified,  and  ELECTRA  did  not  accept  the  results  on  technical  grounds.  The  process  was  therefore  cancelled.    In April 2015, a law reinforcing the penalization of electricity fraud was passed, thus lifting a  legal constraint in the effort to reduce electricity theft, which is an important achievement.    A  second  bidding  process  for  meters,  with  revised  technical  specifications,  was  called  in  February 2016 under IBRD loan proceeds. A contract was awarded in July 20168 and delivery  date was expected to be by late February 2017.    In September 2016, a second project restructuring adjusted the formal targets for the loss  reduction indicators to correct the original overoptimistic values and reflect realistic targets.    Between mid‐2016 and early 2017, the World Bank missions engaged directly with ELECTRA  and  the  PIU  in  strengthening  the  loss  reduction  strategy.  Following  discussions  with  ELECTRA, the project proceeded to finance a consultant to help ELECTRA define an RPP and  a loss reduction action plan.9 The final report was presented in October 2016 and was used  by ELECTRA  to prepare its loss reduction strategy.  This proved to be a turning point as a  strengthened plan and the quality of the dialogue helped the component gain the required  momentum.  Subsequently,  a  new  bidding  process  was  called  in  January  2017  and  the  contract  for  the  RPP  was  awarded  in  May  2017.  Commissioning  was  finalized  by  project  closing.    As part of the strengthened loss reduction plan, in September 2017, ELECTRA established a  revamped anti‐fraud unit in Santiago. The unit has 26 staff divided into legal, technical, and  commercial  specialists  and  is  screening  the  city  of  Praia  for  potential  fraud,  inspecting  clients,  cutting  off  clients  who  do  not  pay,  and  managing  debt  repayments  and  the  legal  process to penalize electricity fraud.  8 For the purchase of 10,000 standard meters and 700 remote meters.  9 The RPP seeks to secure revenues (billing), by monitoring the utility’s largest clients, using Advanced Metering Infrastructure  and the establishment of a Metering Control Center within the Commercial Department to monitor consumption of large and  medium clients. The first phase of the RPP focuses on ELECTRA’s largest clients, accounting for approximately 40 percent of its  revenues. The loss reduction plan action seeks to address the issues identified in the management of the revenue cycle  (metering, billing, and collection) for all electricity consumers served by the company. This includes reengineering of all  commercial processes and activities supported by a state‐of‐art commercial management system and the effective  implementation of action plans for sustainable reduction of commercial losses in all segments of the ELECTRA’s market. Page 20 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Support to ELECTRA’s Reform and Sector Governance (Component 3)   43. This component financed a study on the geographical restructuring of ELECTRA. The geographical  restructuring  of  ELECTRA  (creating  a  holding  company  and  two  subsidiaries—ELECTRA  NORTE  and  ELECTRA SUL) was implemented subsequently in 2014 but led to several operational difficulties including  delays  in  closing  the  audited  accounts.  At  the  request  of  the  GoCV,  the  project  was  restructured  in  September 2016 to finance a new study on options for organizational restructuring of ELECTRA, with a  view to (a) assess the organizational structure, (b) define in detail the new organizational structure, and  (c) prepare a detailed road map for its effective implementation. This study was completed by project  closing. In 2019, the GoCV will apply the proposed road map to privatize the company in 2020.  44. Although the project did not finance the elaboration of the performance contract, Component 3  also financed the monitoring of the performance contract between ELECTRA and the Government until  the  end  of  2015,  when  upon  the  change  of  Government  and  subsequent  changes  in  the  utility’s  management, the contract was cancelled. After a period of uncertain commitment, the GoCV has revealed  a renewed interest in implementing a new performance contract. The new contract was negotiated and  agreed upon by the involved parties in March 2018 and was signed in October 2018.   45. Table 8 summarizes the factors that affected preparation and implementation and the role played  by the different parties.   Table 8. Factors Affecting Project Preparation and Implementation and the Role of Key Stakeholders  Factor  Role of Government and/or Implementing Entities and the World Bank  Project Preparation  Project prepared under  Joint effort of the Government and the World Bank in delivering the project while  the threat of a power  addressing key strategic issues, resulting in  supply crisis.   Timely delivery of the project, although there was an extended project  preparation period (31 months from concept note to Board approval) and   Shortcomings in the design of Component 2: Loss reduction plan, and the Results  Framework because of the lack of prioritization amidst a power supply crisis in  Santiago Island.   Project Implementation  Efficient implementation  ELECTRA and the PIU worked efficiently in securing a smooth ICB procurement  of Component 1: Priority  process. The power plants were implemented with no delays or cost overruns and,  Investments in Electricity  subsequently, have operated satisfactorily. The World Bank provided 100%  and Water  financing and technical assistance.   Major delays in the  Weak commitment of the GoCV and ELECTRA during the first three years of  implementation of  implementation. The World Bank team was directly involved in redesigning the loss  Component 2: Support to  reduction plan and regaining momentum.   ELECTRA’s Loss Reduction  Plan  Legal framework was  The GoCV passed a law reinforcing the penalization of electricity fraud, thus lifting  weak in penalizing  a legal constraint in the effort to reduce electricity theft.   electricity fraud  Change of Government   After a period of uncertain commitment, the new administration revealed a  renewed interest in implementing Component 3: Support to ELECTRA’s Reform and  Sector Governance, preparing and negotiating a new Performance Management  Page 21 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Factor  Role of Government and/or Implementing Entities and the World Bank  Contract. The World Bank maintained continuous dialogue with the new  administration.     IV. BANK PERFORMANCE, COMPLIANCE ISSUES, AND RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME    A. QUALITY OF MONITORING AND EVALUATION (M&E)    M&E Design  46. The  number  of  indicators  was  limited  to  four  PDO‐level  indicators,  plus  nine  intermediate  indicators  that  were  designed  to  monitor  the  progress  achieved  by  the  project’s  three  components.  Overall, the set of indicators reflected well the project’s objectives and the targets established by the M&E  framework were measurable. However, the indicator related to increased generation could be measured  in GW instead of GWh, which was out of control of the project. Besides, the target for PDO Indicator 2  (Electricity system losses in Santiago Island), plus one related intermediate indicator (Overall energy losses  [ELECTRA wide]), were overly optimistic as they did not appear to capture an appropriate evolution of the  target  according  to  the  time  line  of  the  project  activities.  This  problem  was  addressed  by  the  second  project restructuring which adjusted the Results Framework in view of the implementation delays. Other  indicators were also adjusted in the restructuring in September 2016 (see section I.B. Significant Changes  During Implementation) to take stock of the evolution of the sector (less electricity demand because of  slower tourism development than forecasted).   47. Considering these shortcomings, the M&E design rating is Moderate.   M&E Implementation   48. With the exception of the electricity losses indicators, which were amended, the M&E framework  provided a set of indicators suitable to measure the progress made in achieving the PDO, that is, it directly  measured the ‘theory of change’ inherent to the project. As stipulated in the loan agreement, the PIU  supplied quarterly progress reports to the World Bank, including the update of results indicators which  were mostly provided by ELECTRA. This progress was regularly reflected in 10 Implementation Status and  Results Reports (ISRs) produced by the World Bank team during implementation. It appears, however,  that M&E performance was uneven and there were difficulties in obtaining timely and reliable data from  ELECTRA during the last year of implementation. For that reason, M&E was downgraded to Moderately  Unsatisfactory in the last two ISRs. Despite the delays, data were available and accurate, which helped  the  task  team  identify  challenges  and  restructure  the  project  accordingly.  The  complete  and  timely  availability  of  data  for  the  preparation  of  this  Implementation  Completion  and  Results  Report  (ICR)  confirmed the PIU’s view that this shortcoming has been overcome.   49. The M&E implementation rated is Substantial.  M&E Utilization  50. The M&E results were used to inform management and place adequate emphasis on the main  issues of concern. Regular sharing of quarterly monitoring data with the GoCV and the World Bank’s teams  also helped facilitate discussions around restructurings and other key decisions. For example, the non‐ Page 22 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) achievement  of  the  targets  related  to  the  utility’s  loss  reduction  because  of  implementation  delays  informed the GoCV and the World Bank team to propose the second restructuring and adjust the targets.  The indicators related to ELECTRA’s performance have been used to audit the performance contract of  the  Board  of  Directors  of  ELECTRA  with  the  Government.  The  results  permitted  elaborate  the  new  performance contract signed in 2017 with the new Government and the new Board of Directors.  Justification of Overall Rating of Quality of M&E  51. A  couple  of  moderate  shortcomings  were  identified  in  the  M&E  design  and  the  M&E  implementation  but  were  overcome  through  project  restructuring  and  improvement  of  the  utility  response to provide data. For this reason, the M&E rating is Substantial.   B. ENVIRONMENTAL, SOCIAL, AND FIDUCIARY COMPLIANCE  a. Social and Environmental Safeguards.   52. The project was rated category B and triggered only one World Bank safeguard: Environmental  Assessment (OP/BP 4.01), in light of the interventions of Component 1; the extension of the Palmarejo  and Mindelo power plants and the construction of an additional water storage in Palmarejo (which was  cancelled). Although, the potential social and environmental impact of these investments was perceived  as minimal, site‐specific, and easy to manage, appropriate mitigation measures were taken. The GoCV  prepared  stand‐alone  Environmental  and  Social  Impact  Assessments  (ESIAs)  for  each  investment,  including Environmental and Social Management Plans (ESMPs) for each case. Also, an Environmental and  Social Management Framework (ESMF) was prepared. The ESMF and the three ESIAs were disclosed both  in‐country and at the World Bank’s InfoShop before appraisal.   53. The overall coordination of environmental and social safeguards was carried out by ELECTRA. To  this end, ELECTRA appointed appropriate staff from the early stages of implementation thus complying  with a legal covenant. The PIU was responsible for the overall compliance of the project with national and  World Bank safeguard policies and closely monitored the project in this respect. The World Bank missions  often included environmental and social safeguards specialists who carried on additional supervision and  provided useful support.   54. No  problems  or  incidents  were  reported  during  implementation.  Accordingly,  the  project  was  rated satisfactory for Overall Safeguard Compliance and Environmental Assessment throughout the entire  period.   b. Financial Management and Audits.   55. Overall,  the  financial  management  arrangements  were  suitable.  Centralization  of  project  administration  in  the  hands  of  qualified  and  experienced  staff  in  the  PIU  led  to  satisfactory  financial  management. The project consistently provided timely and reliable financial information. External audits  did not identify reportable conditions nor qualified opinions. Financial monitoring reports were delivered  on time and recommendations were implemented on an ongoing basis.   Page 23 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) c. Procurement  56. The  PIU  took  the  lead  of  the  project’s  procurement  activities  being  responsible  for  overall  planning, calling for bids, and actively participating in the evaluation of bids. At appraisal, an assessment  carried  out  on  the  PIU’s  procurement  capabilities  revealed  a  set  of  shortcomings,  including  (a)  administrative and financial procedures that did not take into account the latest World Bank guidelines,  (b) problems with the safety of archives, and (c) the need to update the knowledge of the PIU’s staff on  procurement  matters.  Accordingly,  corrective  measures  were  taken  to  address  these  shortcomings,  including training on the World Bank’s latest procurement procedures.   57. ELECTRA  participated  in  all  procurement  activities  involving  goods  and  services  destined  to  benefit the utility, including the largest contract supported by the project: the extension of the power  plants in Palmarejo and Lazareto. The ICB process for this main contract benefited from the assistance of  international expertise in preparing the technical specifications. ELECTRA approved the specifications and  participated in the evaluation committee. The contracts were signed at the ministry level.    58. Overall, procurement activities went smoothly and did not encounter any problem except for one,  procurement of meters, where technical specifications had to be redone, thus causing a delay of one year  in ELECTRA’s loss reduction plan (section III B).   59. The World Bank reviewed the status of the portfolio every six months. The project’s procurement  performance  was  rated  between  Satisfactory  and  Moderately  Satisfactory  throughout  the  period  of  implementation. Downgrades to Moderately Satisfactory were always justified on account of delays in  activities other than the power plants contracts.   C. BANK PERFORMANCE  Quality at Entry  Rating: Moderately Satisfactory   The project design involved a sound assessment and a proposal that directly addressed two  concerns of high relevance for the power sector: avoiding a potential shortage of power that  could  have  had  a  severe  impact  on  the  country’s  economy  and  improving  ELECTRA’s  commercial performance, in particular the problem of high electricity losses in Santiago.   The project’s Component 1: Priority Investments in Electricity and Water, was timely and  correctly designed. The choice of extending HFO thermal generation in both power plants  was supported by a thorough least‐cost analysis, as well as by appropriate economic and  financial analyses and suitable safeguards preparatory work. However, the team could have  better coordinated other donor activities in the sector to avoid changing the scope of the  investments.   Project  preparation  took  advantage  of  lessons  learned  in  similar  projects.  However,  it  appears that two specific lessons were not incorporated successfully into the design of the  project;  the importance of promoting  ownership of reform activities and the  need to set  realistic goals for power reform to succeed. As seen in section III, weak ownership and overly  optimistic  goals  appeared  to  have  been  among  the  causes  explaining  major  delays  in  implementing the loss reduction plan and the reform of the sector.   Page 24 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)  M&E arrangements were appropriate, with the exception of the targets for ELECTRA’s loss  reduction plan that were corrected by the second restructuring of the project.    The World Bank made a careful assessment of the critical risks that could affect the project’s  performance, including risks associated with ELECTRA’s financial performance, but failed to  recognize  the  uncertain  ownership  of  government  entities  on  Components  2  and  3.  The  team could not clearly identify where to put the incentives for loss reduction and improving  performance  which  is  not  usually  the  utility  but  the  Government  and  in  particular  the  Ministry of Finance that aims to reduce fiscal deficits and risks.       Quality of Supervision  Rating: Moderately Satisfactory   The World Bank actively  supervised the project,  the frequency  of missions was adequate  (eight in six years) and the World Bank team engaged effectively with the PIU and ELECTRA,  always keeping focus on the project’s development outcomes.   Major delays in ELECTRA’s loss reduction plan—attributed to weak ownership, institutional  weaknesses, limited information, and the need to adapt the plan’s design—were addressed  commendably by the World Bank team that provided direct support in redesigning the plan,  including the RPP component.   The  World  Bank’s  flexibility  during  supervision  facilitated  the  following:  (a)  adapting  the  project’s interventions to the efforts of other donors (for example, the cancelation of the  water storage in Palmarejo and further extension of Lazareto power plant) and, therefore,  improving  the  project’s  economic  performance  and  (b)  amendment  to  the  Results  Framework  to  incorporate  updated  information  and  adjust  loss  reduction  targets  thus  providing  a  more  realistic  and  useful  M&E  framework.  However,  the  team  could  also  consider  downsizing  the  ambition  of  the  PDO,  in  particular  on  the  loss  reduction  part,  diminishing the impact of this objective, and, therefore, proposing a Level 1 restructuring of  the project.   Performance ratings were objective and clearly justified. Downgrades on specific areas (for  example,  M&E  and  procurement,  often  temporary)  were  useful  in  drawing  attention  to  implementation shortcomings and allocating the required resources for their improvement,  especially  in  the  last  two  years  of  project  implementation,  when  the  team  succeed  in  revamping activities under Component 2. The team also succeeded in placing the incentives  with  the  right  party,  the  Ministry  of  Finance,  influencing  the  inclusion  of  loss  reduction  triggers and targets in two upcoming budget support operations (World Bank and EU).    Supervision  of  fiduciary  and  safeguard  aspects  was  satisfactory,  both  in  the  quantity  of  resources allocated and quality of supervision and advice/support.  Justification of Overall Rating of Bank Performance  60. Considering the preparation and supervision ratings, an overall rating of Moderately Satisfactory  is assigned.   Page 25 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) D. RISK TO DEVELOPMENT OUTCOME  61. The project’s development outcomes were to increase the electricity generated in Santiago and  Sao Vicente and reduce electricity losses in Santiago.   62. As noted in section II, the power plants extended in Palmarejo and Lazareto have been operating  commercially since 2015. Since then, the two power plants have performed according to the expected  technical standards. Such performance is consistent with the plant’s sound and proven technology and an  implementation process characterized by high technical and safety standards. The sustainability of this  component  is  guaranteed  by  a  five‐year  maintenance  service  contract  provided  by  the  supplier  and,  beyond that period, ELECTRA’s good record and technical expertise in operating this type of plants. Hence,  the likelihood that this outcome is not maintained in the future is low or negligible.    63. While the loss reduction plan experienced major implementation delays and did not achieve any  results by project closing, it is expected that it will yield positive results soon. By the closing date the plan  had  been  redesigned,  procurement  activities  were  mostly  completed,  and  ELECTRA  had  already  established a team to monitor losses and take corrective action. This being the first effort of this sort,  there is still uncertainty on the magnitude and timing of this outcome, but two upcoming budget support  operations (World Bank and EU) have included loss reduction as triggers or indicators, providing more  assurance to achieve this objective. Consequently, the risk to this development outcome is Moderate to  Substantial.      V. LESSONS AND RECOMMENDATIONS  64. Cabo  Verde’s  power  project  illustrates  the  frequent  imbalance  between  infrastructure  development and improving a utility’s commercial performance. The project’s experience suggests that  critical performance components, such as the electricity losses reduction plan, should be backed by a  stronger  Government  formal  commitment  and  setting  the  incentives  to  the  right  institutions.  The  infrastructure component was implemented efficiently, with no delays or cost overruns. In contrast, the  losses reduction and reform components suffered major delays and neglect during a long period and, at  project closing, had not achieved positive outcomes. It is evident that the power expansion component  was the top priority for the Government and ELECTRA, while their ownership on the losses reduction plan  was weak. Besides, the tariff was almost cost reflective and a significant amount of losses were allowed  on  the  tariff  and  the  regulator  did  not  send  signals  on  the  tariff  to  improve  losses  or  efficiency,  disincentivizing the utility to act promptly on this area. Given this weak ownership, which also contrasted  with  the utility’s satisfactory performance in almost all areas except electricity losses, this component  could have been supported by a more formal Government commitment. Upon the absence of a DPO, early  progress  in  the  loss  reduction  plan—such  as  its  design  completion  or  initial  procurement—could  have  been set as preconditions to specific steps of the project’s Procurement Plan. The project’s experience  highlights the need to effectively start during the early stage of implementation to be able to break the  inertia and achieve positive outcomes by project closing. To this end it is necessary to comply with the  following steps: (a) involve the utility in the plan’s design, (b) complete a well‐designed plan at appraisal  or  early  implementation,  based  on  reliable  and  detailed  information,  (c)  avail  the  required  instrumentation, that is, a state of the art metering infrastructure, (d) overcome any legal constraints that  could impede the penalization of electricity theft, and (e) prepare a reasonable timetable that takes into  account the progress made in the previous steps. It is worth noting that steps cannot be skipped and,  Page 26 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) most important, any loss reduction effort cannot progress without the firm commitment of authorities to  directly confront its causes.  65. Overall, project performance contracts for state‐owned enterprises have a mixed record and  their  success  relies  on  the  Government’s  unambiguous  commitment  to  oversight  and  improved  performance. Besides the selection of appropriate management objectives, a well‐designed management  contract should (a) incorporate suitable incentives based on verifiable and realistic targets that capture  the areas of desired improvement; (b) exclusively focus on factors within the control of the management;  and (c) ensure the availability of capable human resources, including suitable managerial capacity and  training of the utility.   .    Page 27 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 1. RESULTS FRAMEWORK AND KEY OUTPUTS         A. RESULTS INDICATORS    A.1 PDO Indicators            Objective/Outcome: To increase electricity generation in the island of Sao Vicente  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Electricity generated, net in  Gigawatt‐hour  66.01  97.00  67.80  79.09  Sao Vicente island  (GWh)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Mar‐2018    Electricity generated, net in  Gigawatt‐hour  198.52  267.77  202.50  241.80  Santiago island  (GWh)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Mar‐2018      Comments (achievements against targets): Achievement: 116.6% 80% of capacity factor        Objective/Outcome: To assist ELECTRA to reduce electricity losses in the Island of Santiago  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Electricity system losses per  Percentage  34.40  18.20  30.90  36.30  year in Santiago Island, total    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Mar‐2018    Page 28 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)   Comments (achievements against targets): Achievement: 117%        Objective/Outcome: To increase electricity generation in the islands of Sao Vicente and Santiago  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Direct project beneficiaries  Number  327056.00  335534.00  362502.00  341188.00    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Mar‐2018    Female beneficiaries  Percentage  52.00  52.00  52.00  52.00    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Mar‐2018      Comments (achievements against targets): Achievement: 94% People with access in Santiago and Sao Vicente islands.        A.2 Intermediate Results Indicators        Component: To increase electricity generation in the islands of Sao Vicente and Santiago  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Average Interruption  Hours  69.67  48.73  36.00  20.23  Duration (AID) in Praia  (Component 3)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Comments (achievements against targets): Achievement: 180%      Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Formally Revised   Actual Achieved at  Page 29 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)   Target  Completion  Increased generation  Megawatt  0.00  5.50  5.50  11.00  capacity in the Island of Sao  Vicente (Component 1)    30‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Sep‐2017    Increased generation  Megawatt  0.00  20.00  20.00  22.30  capacity in the Island of  Santiago (Component 1)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  29‐Sep‐2017      Comments (achievements against targets): Achievement : 200%      Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Reduction in the variable  Percentage  0.00  17.00  17.00  33.90  costs of electricity generated  in Santiago island    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018  (Component 1)    Comments (achievements against targets): Achievement: 199%        Component: To assist ELECTRA to reduce electricity losses in the Island of Santiago  Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Electricity Collection Rate in  Percentage  78.30  96.27  79.70  92.94  Santiago Island (Component  3)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Page 30 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)   Comments (achievements against targets): Achievement: 116%      Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Average Interruption  Hours  69.67  48.73  36.00  20.23  Duration (AID) in Praia  (Component 3)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Comments (achievements against targets): Achievement: 180%      Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Sector Financial and  Yes/No  N  Y  Y  N  Performance Monitoring in  Place    30‐Nov‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Comments (achievements against targets):       Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Percentage of network  Percentage  0.00  100.00  100.00  100.00  metered (at the feeder level)  in order to implement the    30‐Nov‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018  loss reduction plan  (Component 2)    Comments (achievements against targets): Achievement: 100%  Page 31 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)       Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Residential meters installed  Number  0.00  16000.00  16000.00  16100.00  in Santiiago (of which  prepaid) (Component 2)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Comments (achievements against targets): Achievement: 100%      Formally Revised   Actual Achieved at  Indicator Name  Unit of Measure  Baseline  Original Target  Target  Completion  Overall energy losses  Percentage  27.10  16.30  24.20  27.30  (ELECTRA wide) (Component  3)    31‐Dec‐2011  31‐Dec‐2011  14‐Sep‐2016  30‐Mar‐2018    Comments (achievements against targets): Achievement: 112.8%                     Page 32 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) B. KEY OUTPUTS BY COMPONENT      Objective/Outcome 1: To increase electricity in the Islands of Santiago and Sao Vicente and to assist ELECTRA to reduce electricity losses in  Santiago Island  1. Electricity generated, net in Santiago and Sao Vicente Islands   Outcome Indicators  2. Electricity system losses per year in Santiago Island, total  3. Direct project beneficiaries, of which female (percentage)  Component 1  1. Increased generation capacity in the islands of Santiago and Sao Vicente  2. Additional water storage capacity in Praia  3. Reduction in the variable costs of electricity generated in Santiago Island.  Component 2  1. Percentage of network metered (at the feeder level) in order to implement the  Intermediate Results Indicators  loss reduction plan  2. Residential meters installed in Santiago  Component 3  1. Overall energy losses (ELECTRA wide)  2. Electricity Collection Rate in Santiago Island  3. Average Interruption Duration (AID) in Praia  4. Sector Financial and Performance Monitoring in Place Component 1  1. Extension of Palmarejo power plant in Praia, two 10 MW HFO‐fired generating  units   2. Extension of Lazareto power plant in Mindelo, two 5.5 MW HFO‐fired generating  Key Outputs by Component  units  (linked to the achievement of the Objective/Outcome 1)  3. Additional water storage capacity in Palmarejo – output cancelled  Component 2  1. Improve ELECTRA’s ability to measure energy balances at different levels of the  electricity transmission and distribution chain  Page 33 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) 2. Support for reducing electricity distribution losses by preventing meter and  metering installation tampering including the provision and installation of metering  technology  3. Support to ensure proper management and optimization of the remote  metering capabilities installed in the existing system through the design and  implementation of an automatic metering management system  Component 3  1. Support activities related to electricity sector reform and reorganization of  ELECTRA  2. Support for monitoring the Performance Management Contract  Component 4  1. Support the PIU for effective implementation and supervision of the project  2. Support ELECTRA for effective supervision of Part A and B of the project  including the provision of technical assistance      Page 34 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)   ANNEX 2. BANK LENDING AND IMPLEMENTATION SUPPORT/SUPERVISION    A. TASK TEAM MEMBERS    Name  Role  Preparation  Fabrice Karl Bertholet  Sr Financial Analyst  Karen Bazex  Sr. Energy Specialist   Kouyate Mamadou Lami  Team Member  Cherif Moez  Team Member  Philippe Durand  Team Member  Stephane Garnier  Team Member  Amadou Konare  Social Safeguards Specialist  Jeanine Speakman  Team Member  Manuel Berlengiero  Team Member  Bouzaher Nourredine  Consultant  Mamadou Mansour Mbaye  Consultant  Than Lu Ha  Team Member  Supervision/ICR  David Vilar Ferrenbach  Task Team Leader(s)  Mamata Tiendrebeogo  Procurement Specialist(s)  Maimouna Mbow Fam  Financial Management Specialist  Marie‐Claudine Fundi  Team Member  Amadou Konare  Social Safeguards Specialist  Rahmoune Essalhi  Team Member  Cheikh A. T. Sagna  Social Safeguards Specialist  Fatou Fall Samba  Team Member  Ahmed Fall  Environmental Safeguards Specialist        B. STAFF TIME AND COST  Staff Time and Cost  Stage of Project Cycle  No. of staff weeks  US$ (including travel and consultant costs)  Preparation  FY09  8.479  46,189.02  FY10  30.722  277,257.27  FY11  11.664  93,858.77  FY12  17.113  137,619.89  Total  67.98  554,924.95    Supervision/ICR  Page 35 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) FY12  5.410  31,882.90  FY13  8.650  56,563.34  FY14  10.126  55,753.89  FY15  25.525  145,589.30  FY16  16.110  102,528.04  FY17  6.443  47,056.34  FY18  8.873  88,810.09  FY19  6.400  43,511.14  Total  87.54  571,695.04               Page 36 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 3. PROJECT COST BY COMPONENT      Amount at  Actual at Project  Percentage of Approval  Components  Approval  Closing (US$,  (US$, millions)  (US$, millions)  millions)  Component 1. Priority Investments in  42.50  46.05  108.4  Electricity and Water  Component 2. Support ELECTRA’s Loss  6.00  2.36  39.3  Reduction Plan  Component 3. Support ELECTRA’s  1.50  1.35  90.0  Reform and Sector Governance  Component 4. Project Implementation,  Communication and Monitoring and  3.00  3.39  113.0  Evaluation  Total Baseline Cost  53.00  53.16    Preparation Project Advance  0.50  0.40  80.0  refinancing  Contingencies  5.00  0.00  0.00  Total  58.50  53.56  91.6      Page 37 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 4. EFFICIENCY ANALYSIS  Economic Analysis  1. Following  the  approach  at  project  appraisal,  the  economic  analysis  focuses  on  Component  1:  Priority Investments in Electricity and Water, which included the extensions of the Palmarejo power plant,  in  Praia,  Santiago,  and  the  Lazareto  power  plant  in  Mindelo  (island  of  Sao  Vicente).  This  component  accounted for 86 percent of the project’s total cost.   2. The ex post EIRR of the Palmarejo and Lazareto power plants are 39.3 percent and 39.7 percent,  and their NPV US$59.8 million and US$46.9 million, respectively, based on a 10 percent discount rate that,  as at appraisal, is considered to be the economic opportunity cost of capital in Cabo Verde. These results  compare  to  EIRRs  of  56  percent  and  42  percent,  and  NPVs  of  US$107.4  million  and  US$26.4  million  estimated at appraisal for the same power plants. The lower economic indicators (lower than the PAD’s)  achieved  by  the  project  are  attributed  to  a  level  of  energy  losses  higher  than  what  was  foreseen  (principally for Praia)10 and lower savings in avoided self‐generation, as the prices of fuel faced a declining  trend during project implementation and the initial years of operation. On the other hand, the expansion  of the Lazareto power plant from 5.5 MW to 11 MW, yielded more favorable economic indicators, namely  a higher NPV.   3. The project’s positive economic outcome is robust as indicators remain favorable upon increases  in the main uncertain variable: fuel prices.   Table 4.1. Project Economic Analysis  Power Plant  PAD Estimates  Actual Results  EIRR  NPV  Base Case  +10 Fuel Price  (%)  (US$,  EIRR  NPV  EIRR  NPV  millions)  Palmarejo  56.0  107.4  39.3  59.8  36.0  67.6  Lazareto  42.0  26.4  39.7  46.9  37.4  51.2  Palmarejo Power Plant  4. Costs. The analysis includes the actual investment cost of US$25.47 million for an expansion of  22.5 MW in the HFO power plant, excluding taxes and duties. It also includes the annual operation and  maintenance (O&M) costs of the power plant, as well as O&M costs of the associated transmission and  distribution facilities, plus the cost of fuel. Relevant assumptions include   O&M annual costs; 3 percent, 1 percent, and 2 percent of generation, transmission, and  distribution investment costs, respectively;  10 The ex post analysis followed the PAD’s approach. In doing so, all energy losses, technical and commercial, were considered  as actual economic losses. However, commercial losses (energy delivered but not paid for) is not strictly an economic loss, but a  financial loss, since the resource is being used. Excluding commercial losses for the economic analysis, that is, assuming losses  of 15 percent and 12 percent for Palmarejo and Lazareto, respectively, the EIRRs for the two plants would be 54.1 percent and  41.9 percent and their NPVs US$96.1 million and US$50.9 million.   Page 38 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464)  Fuel consumption: 210 gr per kWh;   HFO fuel price: US$530 per ton (delivered in the power plant); and   Investment costs in transmission and distribution are considered sunk costs.   5. Benefits. The estimation of low voltage consumers’ willingness‐to‐pay (WTP) follows the PAD’s  approach,  that  is,  WTP  is  estimated  as  a  weighted  average  of  low  voltage  tariff  (60  percent)  and  the  avoided  cost  of  self‐generation  (30  percent),  resulting  in  US$0.36  per  kWh.  Other  assumptions  in  computing benefits are    Plant factor: 57 percent, equivalent to an annual generation of 98.9 GWh;    Auxiliary consumption: 4 percent of gross generation; and   Energy losses, technical, and commercial: 30 percent   Table 4.2.Palmarejo Power Plant ‐ Costs and Benefits (US$, thousands)  Year  Capital Cost  O&M  Fuel  Total  Net   Total  Net  Generation  Transmission  Cost  Cost  Energy  Benefitsa  Benefits  and  (GWh)  Distribution  0  10,217  0.0  0.0  0  10,217  0  0  ‐10,217  1  15,256  0.0  0  0  15,256  0  0  ‐15,256  2  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  3  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  4  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  5  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  6  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  7  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  8  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  9  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  10  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  11  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  12  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  13  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  14  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  15  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  16  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  17  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  18  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  19  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  20  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328    21  0.0  0.0  1,364  12,782  14,146  67.11  21,475  7,328  NPV  29,667  IERR  25.8%  Note: a. For a WTP of US$0.32 per kWh.  Page 39 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Lazareto Power Plant  6. Costs. The analysis includes the actual investment cost of US$19.65 million for an expansion of 11  MW in the HFO power plant, excluding taxes and duties. It also includes the annual O&M costs of the  power plant, as well as O&M costs of the associated transmission and distribution facilities, plus the cost  of fuel. All additional assumptions are similar to those for Palmarejo.   7. Benefits. The estimation of low voltage consumers’ WTP follows the PAD’s approach, resulting in  US$0.36 per kWh. Other assumptions in computing benefits are    Plant factor: 57 percent, equivalent to an annual generation of 54.9 GWh;   Auxiliary consumption: 4 percent of gross generation; and   Energy losses, technical, and commercial: 15 percent   Table 4.3. Lazareto Power Plant ‐ Costs and Benefits (US$, thousands)  Year  Capital Cost  O&M  Fuel Cost  Total Cost  Net   Total  Net  Generation  Transmission  Energy  Benefitsa  Benefits  and  (GWh)  Distribution  0  7,860  0.0  0.0  0  7,860  0  0  ‐7,860  1  11,791  0.0  0  0  11,791  0  0  ‐11,791  2  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  3  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  4  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  5  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  6  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  7  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  8  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  9  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  10  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  11  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  12  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  13  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  14  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  15  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  16  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  17  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  18  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  19  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  20  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398    21  0.0  0.0  914  7,030  7,944  44.82  14,342  6,398  NPV  28,129  IERR  29.0%  Note: a. For a WTP of US$0.32 per kWh.  Page 40 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) Financial Analysis  8. The financial analysis replicates the economic analysis with the following exceptions:   Fuel prices incorporate taxes    Benefits are a function of low level tariffs, without any consideration of avoided costs.   9. The financial internal rates of return (FIRRs) of the Palmarejo and Lazareto power plants are 25.8  percent and 29.0 percent, and their NPVs US$29.7 million and US$28.1 million, respectively. These results  compare to FIRRs of 38 percent and 28 percent and NPVs of US$61 million and US$14 million estimated  at  appraisal  for  the  same  power  plants.  As  for  the  economic  analysis,  the  lower  financial  indicators  achieved  by  the  project  are  attributed  to  a  level  of  energy  losses  higher  than  what  was  foreseen  (principally for Praia). The considerably higher NPV achieved by the Lazareto power plant investment is  explained by the implementation of a second 5.5 MW generating unit, as opposed to a single unit foreseen  at appraisal.   Table 4.4. Project Financial Analysis  Power Plant  PAD Estimates  Actual Results  EIRR  NPV  Base Case  +10 Fuel Price  (%)  (US$,  FIRR  NPV  FIRR  NPV  millions)  Palmarejo  38.0  61.0  25.8  29.7  21.4  20.6  Lazareto  28.0  14.0  29.0  28.1  26.0  23.1      Page 41 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 5. BORROWER, CO‐FINANCIER AND OTHER PARTNER/STAKEHOLDER COMMENTS    No comments received.          Page 42 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 6. SUPPORTING DOCUMENTS (IF ANY)    Loan Agreement (Recovery and Reform of the Electricity Sector Project) between Republic of Cabo Verde  and International Bank for Reconstruction and Development. February 3, 2012.   Ministry of Economy and Competitiveness; Extension of the Palmarejo Power Plant. Environmental and  Social Impact Assessment and Environmental and Social Management Plan (ESMP). Final Report.  June 2011.  Ministry  of  Economy  and  Competitiveness;  Mindelo  Power  Plant  Expansion.  Environmental  and  Social  Impact Assessment and Environmental and Social Management Plan (ESMP). Final Report. June  2011.  Performance Agreement Management Contract between Cabo Verde Government and Electra’s Board.  November 18, 2014.  Unidade De Gestão de Projetos Especiais (UGPE); Projecto de Recuperação e Reforma do Sector Eléctrico  ‐ Relatório de Encerramento do Projecto. Marco 2018.   World Bank Country Partnership Strategy for the Republic of Cabo Verde for FY09–FY12. March 25, 2009.   World Bank Project Appraisal Document on a Proposed Loan in the Amount of Euro 40.2 Million (US$53.5  million equivalent) to the Republic of Cabo Verde for a Recovery and Reform of the Electricity  Sector Project, December 2011.  World Bank Project Restructuring documentation issued from January 2012 to September 2016.  World Bank Aide Mémoire for the Project’s Supervision Missions, 2012–2017.   World Bank Project Implementation Status and Results Reports (ISRs), 2012–2018.  World Bank Country Partnership Strategy for the Republic of Cabo Verde for FY15–FY17. November 18,  2014.   World  Bank  Revenue  Protection  Program  (RPP)  supported  by  Advanced  Metering  Infrastructure,  PowerPoint presentation. April 2018.         Page 43 of 44 The World Bank CABO VERDE - Recovery and Reform of the Electricity Sector Project (P115464) ANNEX 7. MAP        Page 44 of 44