Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011     Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in       Pakistan    July 2011  Policy Note     Chris Trimble (PRMPR)  Nobuo Yoshida (PRMPR)  Mohammad Saqib (SASDE)                      World Bank Report Number: 62971-PK  2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   Abbreviations  ADB  Asian Development Bank  AEDB  Alternative Energy Development Board  BISP  Benazir Income Support Program  CHASHNUPP  Chashma Nuclear Power Plant  CPPA  Central Power Purchasing Agency   DISCO  distribution company  ED  Excise Duty  FATA  Federally Administered Tribal Areas  FBS  Federal Bureau of Statistics  GDP  gross domestic product  GENCO  generation company  GOP  government of Pakistan  GST  general sales tax  HDIP  Hydrocarbon Development Institute of Pakistan  IBT  incremental block tariff  IPP  independent power producer  KANUPP  Karachi Nuclear Power Plant  KESC  Karachi Electricity Supply Company  kWh  kilowatt hours  MWP  Ministry of Water and Power   NEPRA  National Electric Power Regulatory Authority  NEPRA  National Electrical Power Regulatory Authority  NTDC  National Transmission and Dispatch Company  NYSE  New York Stock Exchange  PBP  PEPCO Business Plan  PEPCO  Pakistan Electric Power Company   PPIB  Private Power Infrastructure Board  PSIA  Poverty and Social Impact Analysis  PSLM  Pakistan Social and Living Standards Measurement Survey  Rs  rupee  T&D  Transmission and Distribution   TDS  tariff differential subsidy  TFC  term finance certificates  TOU  time of use  tWh  terawatt hours  WAPDA  Water and Power Development Authority          Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011     Contents  1  Executive Summary ............................................................................................................................... 1  2  Introduction .......................................................................................................................................... 3  3  Overview of Pakistan’s Electricity Sector .............................................................................................. 4  4   Fiscal Burden of Subsidy ..................................................................................................................... 11  5   Benefit Analysis ................................................................................................................................... 13  6   . Scenario Analysis  ................................................................................................................................ 16  7  Transition Paths—The Political Economy of Policy Changes .............................................................. 18  8  . Summary of Findings and Policy Implications  .................................................................................... 19  References .................................................................................................................................................. 22  Annexes ....................................................................................................................................................... 23  Annex 1—Technical Notes on Benefits Analysis Methodology .............................................................. 23  Annex 2—Industry Governance and Structure ....................................................................................... 25  Annex 3—Electricity Supply and Demand .............................................................................................. 27  Annex 4—Electricity Tariff Setting Process ............................................................................................. 28  Annex 5—Slab Benefits Tariff Reform .................................................................................................... 29      Acknowledgments   The authors would like to acknowledge the helpful feedback and guidance provided by Jose Lopez Calix  and Richard Spencer in earlier drafts of this paper, and the significant contributions from Kazim Saeed  and Rashid Aziz. The authors would also like to thank Beatriz Arizu de Jablonski and Jose Cuesta Leiva for  acting  as  peer  reviewers  for  this  paper,  and  Asif  Faiz,  Eric  David  Manes,  Richard  Alan  Cunningham,  Anjum Ahmad, and Shahzad Sharjeel for their helpful comments, which helped enrich the analysis of the  paper.  The  authors  would  like  to  thank  Gina  Wiatrowski  for  her  editing,  and  Debra  Cubitt  and  Nelly  Obias for their administrative support. This report was financed by PRMPR window of the Multiâ€?Donor  Trust  Fund  for  Poverty  and  Social  Impact  Analysis,  provided  by  Germany,  Great  Britain,  Norway,  Netherlands and Switzerland.            Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    1  Executive Summary     The  global  oil  crisis  of  2008  increased  the  fiscal  burden  of  maintaining  generous  subsidies  that  have  existed for decades. More recently, these subsidies have been the driving force of ever more precarious  fiscal  imbalances.  In  response,  the  government  of  Pakistan  increased  electricity  tariffs  significantly  in  nominal  terms,  but  a  challenge  of  such  adjustments  is  how  to  minimize  their  impact  on  the  poor  and  vulnerable. Using household survey data, this report studies the distributional and fiscal implications of  the recent tariff adjustments, more specifically adjustments between March 2008 and March 2011, to  inform policy dialogue on the provision and targeting of electricity subsidies.    The  analysis  shows  that  given  the  current  cost  of  electricity  supply,  the  March  2011  tariff  structure  would  improve  the  benefit  incidence  of  electricity  subsidies  for  residential  users  and  reduce  fiscal  burden significantly in comparison to March 2008.  For example, our estimations suggest the share of  electricity  subsidies  for  the  richest  20  percent  of  the  population  declined  from  nearly  40  percent  in  March 2008 to 29 percent in March 2011. Despite this improvement, the richest households remain the  greatest beneficiaries of the subsidies. Also, while the fiscal burden of electricity subsidies increased in  nominal terms during the same time period, it declined by almost 60 percent in real terms.  However, the analysis also reveals the fragile nature of the above improvements. For example, despite  the improvement in benefit incidence, the biggest beneficiaries of the electricity subsidies would still be  the richest 20 percent of population. Also, even under the March 2011 tariff structure, we estimate that  over  90  percent  of  residential  electricity  consumers  are  net  subsidy  recipients;  or  in  other words,  less  than 10 percent of consumers pay more than the costâ€?recovery level.   More importantly, the significant improvement in benefit incidence and fiscal implications can be largely  attributed to a reduction  in real cost of supply as a result of reduction in oil  prices since  March 2008.  According to our scenario analyses, if the average cost returned to the March 2008 level in real terms,  almost all the improvements in benefit incidence and fiscal burden would be lost.    The results of the benefits incidence and scenario analyses have a number of policy implications for the  fiscal burden of subsidies, and their ability to protect the poor and vulnerable efficiently.  First, in the short run, these results underpin the importance of proper implementation of the fuel price  adjustment policy, in place since August 2009. With oil prices now resurging, and the fiscal burden and  benefits  incidence  so  dependent  on  cost  of  supply,  continuing  these  adjustments  will  help  prevent  deterioration in fiscal burden of the subsidies.   Second,  beyond  fuel  price  adjustments,  it  is  more  important  to  move  tariff  rates  further  toward  the  costâ€?recovery  level,  along  with  revisions  on  tariff  structure.  Despite  multiple  increases  in  tariff  rates  since March 2008, the March 2011 tariff structure was still far from a costâ€?recovery level. As global oil    1    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   prices  resurge,  more  drastic  and  timely  tariff  adjustments  will  be  necessary  to  make  significant  improvements in the fiscal and distributional implications of electricity subsidies.   One  option  to  achieve  this  could  be  revisions  of  the  tariff  structure.  With  less  than  10  percent  of  electricity  consumers  facing  marginal  tariff  rates  higher  than  the  average  cost  of  electricity  supply,  it  may be possible to simplify the tariff structure (for example, to three or four slabs instead of five) and  reevaluate  existing  slab  thresholds  so  that  more  consumers  are  within  a  costâ€?recovery  slab.  Special  attention will be needed to understand how the poor might be protected from such changes; some poor  households consume a relatively large amount of electricity, for example, we estimate that approximate  25 percent of the poorest quintile consume more than 100 kilowatt hours [kWh] per month.  Third,  related  to  the  tariff  structure,  the  Rs  75  minimum  charge  for  lifeline  users  needs  careful  reconsideration. Because of the minimum charges, the average cost of electricity for many lifeline users  is  far  higher  than  other  users,  even  though  their  marginal  rate  is  the  lowest.  Having  a  lifeline  tariff  is  ineffective alongside the Rs 75 minimum charge.  Fourth, given their poor targeting performance, we suggest electricity subsidies should be reevaluated  as a means for providing social protection. Despite improvements in the distribution of subsidy benefits,  rich households still receive a disproportionate share. Alternative policy instruments such as a targeted  conditional cash transfer program will likely be more efficient in protecting the poor. In this situation, a  package  of  policy  instruments  could  be  considered,  including  the  gradual  transition  from  subsidies  to  conditional  cash  transfers.    Recent  experiences  in  the  region,  such  as  in  the  Islamic  Republic  of  Iran,  could provide good examples for Pakistan.  Finally, it is important to recognize this analysis focuses on the distributional and fiscal implications of  the  recent  tariff  adjustments,  and  does  not  include  a  thorough  analysis  on  political  feasibility.  We  recognize  that  the  political  economy  realities  of  the  power  sector  in  Pakistan—where  electricity  subsidies  have  become  a  social  norm—make  any  adjustment  on  tariffs  extremely  difficult.  The  government will need to consider especially carefully potential public unrest resulting from continuing  blackouts,  versus  public  unrest  from  rising  tariffs,  and  the  key  role  that  wellâ€?planned  transition  paths  and public communication programs could have in mitigating such unrest. This is not the first report to  flag the critical nature of the energy sector or the possible technical solutions. While this report offers a  refreshed  analysis  with  the  latest  data  available,  it  is  only  one  piece  of  the  much  broader  analysis  necessary to identify and design politically feasible and implementable policy changes.         2    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    2  Introduction  Pakistan’s electricity sector is in crisis: extended periods of blackouts persisted in 20101 and circular debt  is  increasing  (see  Box  1).  Despite  investments  in  generation  capacity,  electricity  demand  continues  to  exceed  supply,2  with  blackouts  as  long  as  8–10  hours  per  day  in  cities  and  sometimes  double  that  in  rural areas, and is widely recognized as a severe obstacle to growth and poverty reduction. In November  2010, the government was forced to rent the world’s largest power ship to boost generation capacity.3  Meanwhile, the government of Pakistan’s (GOP) inability to finance its commitment to fund subsidies,  inefficiencies of the sector entities including low collections, delays in determination and notifications,  and increased cost of fuel imports contribute to an increasingly severe circular debt problem.   While  significant  reforms  including  tariff  increases  have  been  implemented,  further  adjustments  are  needed to stem the electricity crisis. This policy note presents two analyses based on the latest tariffs  available (from March 2011), with the specific objective of informing forthcoming policy discussions on  revising the tariff structure: i) an analysis of the fiscal burden and how this should change given recent  tariff  changes,  and  ii)  a  benefits  incidence  analysis  to  understand  how  efficient  subsidies  are  as  a  mechanism for protecting poor households.    Box 1: Intercorporate Debt (Circular Debt) Circular  debt  is  created  in  the  power  sector  when  endâ€?customers  (both  public  and  private)  do  not  fully  pay  their electricity bills to distribution companies and the GOP is not able to fully furnish its commitment to fund  subsidies paid to distribution companies. As a result, the distribution companies are unable to pay their power  purchase  cost  to  CPPA/singleâ€?buyer,  who  is  in  turn  unable  to  fulfill  its  obligation  to  power  generation  companies.  And  the  power  generation  companies  (public  sector  generating  companies  [GENCOs],  Karachi  Electricity Supply Company [KESC], and independent power producers [IPPs]) fail to pay fuel suppliers. The fuel  suppliers in turn default on their payment to refineries, gas producers, and international fuel suppliers.  The term ‘circular debt’ is based on the fact that the two gas utilities, Pakistan State Oil, and major oil and gas  producers are also in government ownership. Because the government is partially responsible, we are cautious  to  use  the  term  ‘circular  debt,’  as  it  is  commonly  known;  we  think  the  term  ‘intercorporate  debt’  is  more  accurate in this sense.  According  to  the  Ministry  of  Finance, net  intercorporate debt  on  April  16,  2010,  was Rs  115  billion (US$1.34  billion), down from Rs 216 billion (US$2.5 billion) on June 30, 2009, due to federal government support in the  form of subsidy and payment of FATA arrears.   In addition to inefficient revenue collection and the high dependence on imported oil (and associated price  volatility in 2009 and 2010), the system of electricity subsidies in particular is a major cause of the  intercorporate debt issue. This includes the inability for distribution companies (DISCOs) to pass on the cost of  electricity to customers, along with an inability of the government to pay the tariff differential subsidy (TDS),  the difference between the applied tariff and the determined tariff) in a timely manner.                                                                1  Examples from local media: http://www.dawn.com/2010/12/26/12â€?hourâ€?loadsheddingâ€?beliesâ€?pepcoâ€?claim.html and   http://tribune.com.pk/story/57959/electricityâ€?shortageâ€?14â€?hoursâ€?inâ€?theâ€?dark/.  2  A difference that peaked at 5,000MW in summer of 2010—see Annex 3.  3  See http://www.dawn.com/2010/11/22/turkishâ€?shipâ€?toâ€?provideâ€?electricityâ€?toâ€?karachiâ€?rajaâ€?ashraf.html.    3    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   3  Overview of Pakistan’s Electricity Sector  This  section  provides  an  overview  of  some  of  the  key  elements  of  the  electricity  sector  in  Pakistan  as  they  relate  to  the  benefits  incidence  analysis.  Additional  background  information  on  the  electricity  sector can be found in the annexes of this report.   The residential sector is the most significant for electricity consumption  Figure 1  Pakistan Electricity Consumption by  This paper focuses on electricity consumed by  Sector (FY10, Public Utilities Only) residential  households,  the  most  significant  Source: Pakistan Energy Yearbook 2010. sector  for  electricity  consumption  in  Pakistan.  Residential consumption accounted for almost  6.7% 50  percent  of  electricity  consumption  in  FY10  13.0% Residential (Figure 1).    Commercial 46.1% Oil has replaced natural gas as the key source  Industrial of energy for electricity  Agriculture 26.7% Over  twoâ€?thirds  of  electricity  production4  in  Other FY10  came  from  fossil  fuels,  mostly  from  oil.  Around  30  percent  came  from  hydropower,  7.5% and  3  percent  from  nuclear  power  (Figure  2).  There  has  been  a  major  shift  toward  oil  fuel  and away from lowerâ€?cost domestic natural gas (Figure 3). Pakistan's oil sector (22 MTOE [million tons of  oil  equivalent])  is  small  compared  to  global  oil  supplies  of  85  million  barrels  (BBL)/day  (4,300  MTOE),  meaning Pakistan has had to import significant quantities of the oil needed for electricity generation.  Figure 2          Figure 3  Electricity Generation, FY10 Fuel Mix in Thermal generation 80% Gas 70% Furnace Oil 75% Coal 60% 68% 0% Hydro 50% 57% 55% Gas 52% 51% 29% 40% 47% 46% 29% 44% 43% 30% 32% 20% 24% Oil 10% 39% 0% FY05 FY06 FY07 FY08 FY09 FY10 Nuclear (Jul â€? 3% Dec)                                                                                4  95.6 terrawatt hours (TWh) in FY10, up from 91.8 TWh in FY09 (Pakistan Energy Yearbook 2010, HDIP)    4    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    This shift has happened at the same time as a period of volatile oil prices (Figure 4). As concern rises  over increasing oil prices, one of the key issues we explore in this paper is the impact on the benefits  incidence and fiscal burden if oil prices were to return to 2008 levels.   Figure 4  Consumer Tariffs, Fuel Price Adjustments, and Crude Oil Prices Source: NEPRA, NYSE, and World Bank analysis. 12.0 160.0 140.0 10.0 120.0 8.0 100.0 US$ / barrel Rs / KwH 6.0 80.0 60.0 4.0 GOP Notified Estimated Avg. Tariff 40.0 Consumer tariff with monthly fuel price adj 2.0 Nepra Determined Estimated Avg. Tariff 20.0 Crude Oil Prices (US $ / barrel) 0.0 0.0 Augâ€?08 Octâ€?08 Augâ€?09 Octâ€?09 Augâ€?10 Octâ€?10 Febâ€?08 Aprâ€?08 Junâ€?08 Decâ€?08 Febâ€?09 Aprâ€?09 Junâ€?09 Decâ€?09 Febâ€?10 Aprâ€?10 Junâ€?10 Decâ€?10 Febâ€?11   With crude oil production limited to 64,948 barrels per day (equivalent to 0.065 million barrels per day)5  and low refining capacity, imports of crude oil and oil products accounted for 83 percent of oil supplies  during FY10. The high dependence on imported oil for electricity production places considerable strain  on the economy by raising the external current account deficit and worsening the country's balance of  payments  position  (compared  to  domestic  gas  and  hydropower).  This  is  despite  huge  potential  in  (significantly lowerâ€?cost) hydropower: current generating capacity is 6,500 MW, although a recent study  by  the  Asian  Development  Bank  (ADB)  estimates  this  could  be  as  high  as  54,000  MW.6  Moreover,  hydropower used to hold a much larger share of the energy mix: in 1985, hydropower accounted for 52  percent of power, compared to 29 percent in FY10.  Brief description of electricity tariff structure in Pakistan  For residential customers, Pakistan’s electricity tariff adopts an incremental block tariff (IBT) structure,  where a unit price increases in the amount of electricity use. There are many rationales for the IBT in  Pakistan,  but  the  main  one  is  to  protect  lifeline  (or  extremely  small)  users.7  For  example,  as  of  March  2008,  an  electricity  user  was  charged  Rs  1.4  per  kilowatt  hour  up  to  50  kWh  per  month.  Above  this                                                               5  Pakistan Energy Yearbook 2010, Table 2.2.  6  Integrated Energy Sector Recovery Report and Plan, October 2010, ADB (http://www.adb.org/documents/reports/energyâ€? recoveryâ€?report/default.asp?p=pakpubs&p=pakmain).  7  Another is that it enables crossâ€?subsidization between highâ€?volume customers and lowâ€?volume customers, although this will  be limited in Pakistan given the low volume of consumption in the higher slabs (see Figure 6).     5    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   amount, the user faced a charge of Rs 3.08 per kilowatt hour for the first 100 kWh per month; then Rs  4.08 until 300 kWh; then Rs 6.53 until 700 kWh; and finally Rs 7.79 for use above that level (see Table 1).  There  is  also  a  minimum  charge  of  Rs  75  for  a  singleâ€?phase  connection  and  Rs  150  for  a  3â€?phase  connection applied to all customers (including lifeline customers).8    Table 1  Electricity Tariff Structure for Residential Users, Nominal Prices (March 2008 and March 2011)    Notified consumer tariffs (Rs/kWh)  kWh/month  March 08  March 11    % increase   Up to 50  1.40  1.87  34  0–100  3.08  4.45  44  101–300  4.08  6.73  65  301–700  6.53  10.65  66  Above 700  7.79  13.29  74  Average cost of electricity supply (Rs/kWh)  8.21  9.57  Source: Pakistan Electric Power Company (PEPCO).   Note: The March 2011 tariff notification also imposes a 2 percent surcharge levied on all  consumers/consumer categories except for residential consumption up to 300 kWh. In May, this  surcharge was raised to 4 percent and aims to minimize the fiscal burden of subsidies.                                                                     8  Timeâ€?ofâ€?use (TOU) tariffs constitute a small portion, and although the deadline to replace TOU meters for sanctioned loads  above 5 kW is June 30, residential consumers are not a top priority for the meter replacement program by the DISCOs.    6    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Figure 5  Average Tariff for Varying Levels of Electricity  Consumption, in March 2008 Prices Source: World Bank analysis 9.0 8.0 Average Tariff (Rs / kWh) 7.0 6.0 5.0 Subsidy  4.0 3.0 Average Tariff with March 2008 tariff structure 2.0 Average Tariff with March 2011 tariff structure 1.0 Unit Cost of electricity Supply (Mar 2008) Unit Cost of electricity Supply (March 2011) 0.0 25 50 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Electricity Consumption (kWh per month)     Figure  5  illustrates  the  average  tariff  at  different  levels  of  electricity  consumption,  and  how  this  has  changed  in  real  terms  between  March  2008  and  March  2011.  Note  that  while  tariffs  have  increased  across  all  slabs  in  nominal  terms,  they  have  changed  in  real  terms  only  at  the  highest  levels  of  consumption.  This  means  that  the  tariff  structure  has  generally  become  more  progressive,  as  higher  levels of consumption have become more expensive.9   It  also  means  that  notwithstanding  the  nominal  increases,  there  have  been  no  real  increases  in  the  electricity  tariff  for  approximately  96  percent  of  all  electricity  consumed  by  households  (60  percent  consumed in the 1–100 kWh/month block and 36 percent consumed in the 101–300 kWh/month block,  see Figure 6).10  Cost of electricity supply  The  difference  between  the  average  cost  of  supply  and  the  unit  price  of  supply  represents  a  level  of  subsidy. For this reason, the average cost of supply is a critical component in the estimation of subsidies  and a benefits analysis. For this analysis, we use Pakistan Electric Power Company (PEPCO) data for our  cost of supply. This includes generation cost as well as distribution margin.   The average cost of electricity supply for both industrial and residential users in March 2008 was Rs 8.21  per kilowatt hour, and Rs 9.57 per kilowatt hour by March 2011.11 However, in real terms, the cost of  electricity supply fell to Rs 6.36 per kilowatt hour. We estimate the subsidy for the average consumer is  Rs 2.90 per unit of electricity consumed under the March 2011 tariff structure.                                                                    9  See Annex 5 for a description of the March 2011 slab benefits tariff reform.  10  Based on estimates from PSLM consumption data, may differ from supply data  11  It is unclear how these costs would change with new generation capacity.    7    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   Figure 6  Electricity Consumption by Block  (as % total) Source: World Bank analysis 70.0% 60.0% 50.0% 40.0% 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% 0â€?100 100â€?300 300â€?700 >700   Crossâ€?subsidization  In March 2008, unit prices for all slabs were lower than the average cost, which implies that all levels of  electricity  consumption  yielded  a  subsidy.  This  means  there  was  no  crossâ€?subsidization  taking  place  between highâ€?volume and lowâ€?volume customers in March 2008 (often seen in other contexts of IBT).   As noted above, this changed by March 2011, with the price of electricity now greater than the cost of  supply in the two highest slabs. However, this does not reduce the fiscal burden significantly: as Figure 6  illustrates, the extent of crossâ€?subsidization is minimal due to the low volume consumed at the higher  slabs. We estimate  that only 4  percent of total  electricity consumption in 2008 was from  the  top  two  slabs.          8    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Subsidy contributions to the fiscal deficit  The rising cost of electricity generation, along with the high technical and commercial losses of DISCOs,  meant  notified  tariffs  were  not  able  to  cover  costs.  In  turn,  the  fiscal  difficulties  faced  by  the  government in covering this difference have been a growing source of financial strain.   Figure 7  Pakistan Power Subsidies: Budget versus Actual (as % GDP) Source: World Bank analysis 1.40% 1.20% Budget 1.00% Actual 0.80% 0.60% 0.40% 0.20% 0.00% FY07 FY08 FY09 FY10 FY11   The cost of the electricity subsidy totaled Rs 180 billion in FY10, or 1.2 percent of gross domestic product  (GDP), significantly higher than the 0.5 percent of GDP included in the budget (see Figure 7). Over the  last five years, the actual cost of subsidies has been greater than budgeted, although the actual cost as a  percentage of GDP has varied.  There  are  a  number  of  explanations  for  this  continual  overspend,  most  of  which  are  the  result  of  underlying  policy  choices  that  have  not  been  followed  or  implemented.  As  an  example,  the  initial  projected gap for FY10 was Rs 110 billion (July 2009 PEPCO Business Plan), of which Rs 55 billion was  budgeted as tariff differential subsidy and the remaining was to be covered through quarterly increases  of 6 percent, 12 percent and 6 percent, applicable at the beginning of second, third, and fourth quarters,  respectively.  In  addition,  variation  in  fuel  price  and  mix  were  to  be  covered  through  monthly  adjustments.  Despite  an  approximate  6  percent  increase  in  October,  and  an  approximate  12  percent  further increase in January, and notification of monthly fuel price adjustments by NEPRA (the National  Electrical  Power  Regulatory  Authority)12  tariff  differential  subsidies  jumped  to  Rs  188  billion.13  Factors  that contributed to this difference include:   i) Additional gas (assumed while estimating financial gap) was not provided to the power  sector  and  its  exclusion  from  NEPRA  Determinations  raised  the  level  of  determined  tariffs.                                                               12  See Annex 2 for an overview of the governance structure of Pakistan’s power sector.  13  Ministry of Water and Power January 2011 presentation.    9    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   ii) Delay in determination and notification also had financial implications.  iii) NEPRA  Determinations  included  carryover  cost  of  Rs  51  billion  not  factored  into  the  initial estimate (this emerged as a result of delay in determination and notifications).  iv) Monthly adjustments did not include the impact of T&D losses on the power purchase  price, which was transferred to quarterly determinations.  v) All of the above factors raised the determined rates. Consumerâ€?end tariffs, on the other  hand, remained below the stipulated levels.  The government has allocated a subsidy of Rs 87 billion in the budget for FY11 that includes Rs 40 billion  for interest payment on the Terms Financing Certificate (TFC), Rs 10 billion for and Rs30 billion for tariff  differential subsidies.14 However, it is expected the cost of subsidies in FY11 will be at least as high as the  Rs 180 billion in FY10 (including TFC, FATA, and others).                                                                   14  Breakdown of subsidy recipient, for example, residential versus commercial, is unavailable.    10    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    4   Fiscal Burden of Subsidy  As discussed above, the subsidy provided by the government has created a significant fiscal burden. We  estimate how this burden should change with the March 2011 tariff structure relative to March 2008 for  a given level of consumption, and disaggregate the change by the three adjustments described in Box 2.  Box 2: Key Changes in Tariffs and Subsidies Between March 2008 and March 2011, there have been three major changes to tariffs and subsidies:  ï‚· Tariff increases: The government has increased tariffs for all slabs, especially at the higher levels of usage. The  unit price increased by 34 percent for the first slab and by around 65 percent for the third, fourth, and fifth  slabs as of March 2011 (Table 1). As a result, the unit prices for the fourth and fifth slabs are now higher than  the average cost estimate.   Related to this is the introduction of fuel price adjustments: tariff increases were implemented to adjust for  changes in fuel prices. This has helped to shelter the government from fuel price shocks. This has meant that  the tariff that consumers pay is different from government notified tariffs since August 2009 (Figure 5).  ï‚· General  sales  tax  (GST)1  exemptions  removed:  As  of  2008,  the  effective  rate  of  GST  for  electricity  consumption  was  zero.  GST  was  charged  on  electricity  consumption,  but  a  100  percent  exemption  meant  it  was  reimbursed.  The  exemption  was  terminated  in  FY09,  except  for  lifeline  and  1–100  unit  customers.  The  same status still continues, that is, 1–100 unit customers are exempted from GST, but the rate the GST was  charged has been increased to 17 percent for FY11. This reduced the net subsidy further.  ï‚· The cost of electricity supply has fallen in real terms (see Figure 5), mainly due to the impact of lower oil prices  compared to March 2008 (Figure 4). As we describe below, this has a major impact on the cost and distribution  of benefits in of the subsidies paid by the government.   Note,  in  December  2010,  NEPRA  also  proposed  a  change  to  the  tariff  structure  by  reducing  slab  benefits.  This  would mean customers only benefit from two slabs (see Annex 5 for description). This proposal was not approved  by the government (decided in March 2011).       The  new  tariff  structure  along  with  the  return  of  GST  to  electricity  bills  mean  that  the  overall  subsidy  being paid by the government has dramatically decreased.  We estimate total subsidies paid would be  reduced  by  almost  60  percent  by  March  2011  compared  to  March  2008,  if  all  tariff  reform  measures  were properly implemented and consumption remained constant.         11    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   Figure 815  The Real Fiscal Burden of Subsidy Descreased after March 2008 Source: World Bank analysis 100% 57 percent decrease  90% in fiscal burden (in  80% â€?42%  real terms) between  70% March 2008 and  60% March 2011  50% â€?2% â€?13% 40% 30% 20% 10% 0% March 2008 Lower cost of  Tarriff increases GST & ED March 2011 electricity supply     Figure 8 illustrates how this reduction is disaggregated between the three major changes highlighted in  Box 2.  The majority of the reduced burden is achieved through the reduction in real cost of production.  The lower cost of production in real terms relative to March 2008 is primarily driven by lower oil prices  (Figure  4).  Tariff  increases  and  the  slab  reform  (yet  to  be  notified  by  the  government)  account  for  a  relatively  small  proportion  of  the  reduction,  and  the  removal  of  GST  exemptions  accounts  for  approximately one quarter of the reduced burden.    This result is not consistent with forecasts that subsidies will remain at Rs 180 billion in FY11. There are a  number of possible explanations for this. First, our analysis is in real terms. When inflation adjusted, the  actual FY11 number will be substantially lower than Rs 180 billion. In real terms, the cost of subsidy in  March  2008  prices  could  be  as  low  as  Rs  120  billion.  Second,  our  result  is  based  on  applying  the  proposed tariff structure to March 2008 consumption levels, while consumption has actually increased  (Annex 3), and perhaps more than the 10–15 percent forecasted by NEPRA. Third, our analysis is based  on  the  proposed  tariff  reforms,  which  have  not  come  into  effect  and  would  help  to  reduce  the  fiscal  burden. Fourth, it is not clear whether the reported Rs 180 billion forecast for the total spending for the  electricity  sector  includes  not  only  subsidies  but  also  other  expenses,  like  distribution  costs  and  industrial uses.                                                                     15  GST = General Sales Tax and ED = Excise Duty    12    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    5   Benefit Analysis  One  of  the  main  arguments  for  providing  subsidies  is  the  social  protection  they  provide  for  poor  households.  Given  the  high  cost  of  providing  these  subsidies  and  the  fiscal  burden  it  is  placing  on  the  government, it is especially important to understand how the benefits are distributed among different  income  quintiles  to  assess  the  efficiency  in  targeting  poor  households.  A  benefits  incidence  analysis  allows  us  to  estimate  how  the  benefits  provided  through  subsidies  are  distributed  among  different  income groups in Pakistan. The key objectives of this analysis are: i) to understand how well the subsidy  is  targeted  to  the  intended  beneficiaries  and  ii)  how  much  leakage  there  is  from  these  intended  beneficiaries to others.    Figure 9  Benefits Incidence for Electricity Subsidy as of March 2008 and  March 2011 Proportion of benefits received in March 2008 Proportion of benefits received in March 2011 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Poorest Quintile 2nd 3rd 4th Richest Quintile Source: World Bank staff estimations using PSLM 2007/08 with the tariff structure in Table 1; Federal Bureau of Statistics (FBS).  Note:  March 2011 adjusted for inflation, using March 2008 as a baseline. The inflation rate is calculated from monthly general  Consumer Price Index figures available in the FBS, and both tariff rates and average costs are converted to those at March 2008  prices by it. See methodology on real price adjustment in Annex 1.    Figure 9 summarizes the preliminary results of the benefit incidence analysis for March 2008 and March  2011. Although Pakistan’s tariff structure provides a low price to small users, poor households (HHs) are  not the biggest beneficiaries of the electricity subsidy. It is clear that the biggest beneficiaries from the  subsidy were the richest 20 percent of population in both March 2008 and March 2011. The poorest HHs  on the other hand, one of the main targets of the IBT structure, only receive approximately 10 percent  of the subsidies paid by the government.   It is also clear that after controlling for inflation, the cumulative impact of the three major changes in  tariff and subsidies over 2008–11 had a sizeable impact on the benefit incidence, which affected richest    13    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   20 percent of the population the most. According to our estimates, the share of benefits to the richest  20 percent of population was 38 percent of total subsidy in March 2008, but declined to 30 percent in  March  2011.  This  reduction  in  the  benefit  to  the  richest  20  percent  of  the  population  was  distributed  among HHs in all other lower income quintiles, each receiving a 2–3 percent increase in their share of  the  benefits.  For  example,  the  benefit  incidence  of  the  poorest  20  percent  of  the  population  was  9  percent in March 2008 and increased slightly to 11.3 percent by March 2011.     This means that the electricity IBT remains a relatively inefficient method to protect poor HHs. Despite  the changes discussed, the majority of the subsidies still go to the richest 40 percent of HHs in Pakistan.  To  be  sure,  the  subsidies  received  by  poor  HHs  will  offer  some  degree  of  protection,  but  for  the  government, this comes at a cost of transferring significant resources to richer HHs that arguably do not  need the same degree of protection. The question then emerges: Why is the poor’s benefit incidence so  limited even if the government adopts the IBT? There may be a number of explanations.   One explanation is an ineffective lifeline tariff. The minimum charge of Rs 75 and the low cutâ€?off point  for lifeline users (50 kWh per month) mean that it is very difficult for lowâ€?income HHs to benefit from  the  lifeline  tariff.  For  example,  a  household  consuming  10  kWh  per  month,  using  March  2011  prices,  might expect to be charged Rs 18.7, but end up being charged Rs 75 because of the minimum charge  rule.  Effectively,  their  average  tariff  becomes  Rs  7.5  per  kWh  (almost  the  same  rate  as  the  100–300  slab). Indeed, using the March 2011 tariff, it is only at consumption of 40 kWh that the charge is greater  than Rs 75, meaning only HHs that consume between 40 and 50 kWh will benefit from the lifeline tariff.  Figure 10  Pakistan HH Electricity Consumption, by Quintile  (2008) Source: World Bank staff estimations using PSLM 2007/08 data. 100% 90% 80% >700 kWh 70% 300â€?700 kWh 60% 100â€?300 kWh 50% 40% 50â€?100 kWh 30% <50 kWh 20% 10% Zero electricity 0% Poorest  2nd  3rd  4th  Richest  20% quintile quintile quintile 20%   The second and related explanation is that the tariff structure doesn’t match the consumption behavior  of  poor  HHs.  Over  50  percent  of  the  poorest  HHs  in  Pakistan  with  an  electricity  connection  consume  between 50 and 100 kWh per month (see Figure 10). This means that having a lifeline tariff for less than  50 kWh of consumption is an ineffective way of protecting the poorest HHs.     14    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Thirdly, the slab benefit structure means that all HHs, including rich HHs, receive significant subsidies for  the first 300 kWh of electricity consumption, not just poor HHs. Given that rich HHs typically consume  more electricity, there will always be a significant proportion of the cost of subsidies that will go to rich  HHs,  so  long  as  the  price  paid  by  the  customer  for  electricity  below  300  kWh  is  less  than  the  cost  of  supply. The proposed slab benefit reform will help address this issue in part, but more needs to be done  to efficiently target the poor. For example, 300 kWh is a relatively high level of electricity consumption;  Figure 10 illustrates that relatively few HHs consume more than this. Further analysis could improve the  slab boundary definition to optimize crossâ€?subsidization.  A  fourth  explanation  could  be  that  household  electricity  consumption  is  not  highly  correlated  with  household expenditure per capita (or per adult equivalent). This limited correlation is related to the fact  that poor HHs tend to be larger than rich ones. As a result, even if each member from a poor household  consumes less electricity than each member of a rich HH, the total HH electricity consumption of poor  HHs  can  be  as  large  as  that  of  rich  HHs.  In  other  words,  the  difference  in  HH  size  reduces  correlation  between HH expenditure per capita and HH electricity consumption.  Also, the distribution of electricity  consumption is very similar between the poorest three quintiles. Even for the third quintile, more than  10 percent of the population consumes less than 100 kWh per month. Meanwhile, over 50 percent of  rich HHs consume 100–300 kWh, meaning they receive a subsidy because the tariff for this slab is still  lower than the cost of supply.  Finally,  this  result  is  true  for  many  IBT  systems,  or  indeed  any  subsidy  delivered  indirectly  (another  example is subsidies delivered through reduced price of food staples), because it removes the discretion  from the HH on what they should spend the subsidy on, and in addition creates leakages. Nonetheless,  the IBT system remains popular for its simplicity, ease of application, and low cost of administration.        15    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   6   Scenario Analysis  In  this  section,  we  briefly  forecast  the  impact  of  two  scenarios: cost  of  electricity  supply  increasing  to  2008  levels,  and  the  proposed  policy  of  only  one  previous  slab  benefit  being  implemented.  Figure  11  illustrates that the main contributor to the reduced fiscal burden is reduction of the cost of supply. We  analyze  the  scenario  where  fuel  prices  rise  to  those  seen  in  2008  and  assume  that  the  fuel  price  adjustment  policy  was  not  properly  implemented.  We  also  analyze  the  proposed  policy  change  to  reduce slab benefits (mentioned in Box 2 and described in more detail in Annex 5) to understand how  much benefit such a policy could provide.  Main contributor: Reduction in costs of supplying electricity  The average cost in March 2011 was 23 percent less than that of March 2008. But recently, global oil  prices have increased significantly (see Figure 4) and the fear of another round of the global oil crisis is  rising. Since Pakistan relies heavily on oil and gas for electricity generation, the global oil price increase  will raise the cost of generating electricity.  The results are summarized in Figure 11. It shows that if the average cost returned to the March 2008  level,  almost  all  improvements  in  benefit  incidence  would  be  lost.  In  other  words,  most  of  improvements  in  benefit  incidence  can  be  attributed  to  cost  reduction.  Similarly,  we  also  know  from  Figure  8  that  the  reductions  in  the  real  fiscal  burden  would  be  significantly  eroded  were  the  cost  of  electricity to rise to 2008 levels.  Figure 11  Scenarios: Benefits Incidence for Electricity Subsidy  Source: World Bank analysis Proportion of benefits received in March 2008 Proportion of benefits received in March 2011 Scenario 1: March 2011 with only one previous slab benefit Scenario 2: March 2011 with 2008 cost of supply 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Poorest Quintile 2nd 3rd 4th Richest Quintile     16    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Proposed slabs benefit reform would help, but not significantly  We also analyze the impact of introducing the slab benefits discussed in Box 2 and Annex 5. The results  illustrated  in  Figure  11  show  that  further  gains  in  the  benefits  incidence  are  possible  through  this  mechanism: the proportion of benefits going to the poor would increase to 12 percent and the richest  20  percent  would  receive  less  benefit.  Our  analysis  of  the  fiscal  burden  suggests  similarly  modest  improvements to the real fiscal burden of subsidies when implementing this policy: we found the fiscal  burden  would  decrease  a  further  3  percent,  significantly  less  than  the  42  percent  reduction  resulting  from fuel prices drops.    This improvement, achieved through implementation of the slab benefits reform, is less significant than  the risk posed through fuel price s, suggesting the priority focus from a policy standpoint in comparing  these scenarios alone should be on the cost of fuel.     Caveats for the above analysis  The results of this benefits analysis and fiscal burden of subsidies analysis have a number of limitations  we need to acknowledge:16   ï‚· Limited to firstâ€?order effects: Our analyses are based on 2007–08 electricity consumption data  (PSLM  2007/08),  which  implies  that  changes  in  consumption  patterns  are  assumed  to  be  insignificant over a twoâ€?toâ€?three year period. Admittedly, this is a strong assumption, but given  that  total  electricity  consumption  did  not  change  drastically  (see  Figure  13),  it  is  not  overly  unrealistic. To improve the precision of the above analysis, it will be highly recommended if the  same  analysis  is  repeated  by  using  newer  data  when  they  become  available  to  have  a  more  accurate estimate of secondâ€?order changes, including changes in consumption patterns.   ï‚· Limitations  in  using  household  survey  data  to  estimate  electricity  consumption:  Household  survey data are often used to analyze the poverty and distributional impact of electricity tariff  adjustments.17  However,  there  are  some  limitations  in  this  approach,  and  Pakistan  is  no  exception.  For  example,  there  are  some  data  irregularities  in  the  PSLM  expenditure  data;  for  example,  reported  electricity  expenditure  that  is  not  consistent  with  the  tariff  structure.  This  may be the result of misreporting (that is, survey data based on respondent recall rather than  actual  electricity  bills)  or  other  components  in  the  electricity  bill  beyond  consumption,  for  example, arrears. Such data irregularities are unavoidable when estimating consumption using  expenditure  data  due  to  both  sampling  and  nonsampling  errors,  although  our  crossâ€?checks  suggest these issues are not significant in the case of Pakistan.  For example, in the case of IESCO  (one  of  the  key  DISCOs  in  Pakistan),  arrears  payments  as  a  percentage  of  total  payments  received  were  6.8  percent  for  June  2008,  a  relatively  small  proportion  of  overall  household  electricity expenditure.                                                                16  See Annex 1 for a full description of the methodology, assumptions, and limitations.  17  An approach that remains common within electricity poverty and social impact analysis; for example, see Tajikistan (IMF  2005, Coady), Lebanon (World Bank 2009), Serbia (World Bank 2010), and Albania (World Bank 2010)    17    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   7  Transition Paths—The Political Economy of Policy Changes  Our analysis is restricted to the distributional and fiscal implications of tariff changes, both of which are  made possible through household survey analysis. It does not include a number of important analyses  necessary  before  any  policy  decisions  are  taken  by  the  government.  Before  discussing  policy  implications  in  the  following  section,  this  section  very  briefly  makes  the  point  that  political  economy  considerations  in  particular  are  critical  before  policy  decision  are  made.  The  nature  of  the  policy  implications  we  describe  below  would  represent  major  changes  in  a  system  where  subsidies  have  become the social norm, and could not be implemented without addressing the structures of economic  and political power. Because it is such a contentious issue within Pakistan, the government will need to  consider  carefully  the  balance  between  potential  public  unrest  as  a  result  of  continuing  blackouts,  versus the potential for public unrest for rising tariffs.   As part of this, transition paths are an especially important basic framework to consider as the winner  and  losers  of  specific  reforms  are  identified.  For  example,  it  will  be  extremely  difficult  for  the  GOP  to  implement  tariff  increases  or  changes  in  the  tariff  structure  without  a  significant  increase  in  performance of the electricity sector (that is, reduced blackouts) to justify the increases and make them  more palatable to the public. Even poor households may be willing to pay marginally higher tariffs if the  power supply were reliable, and it could be that higher tariffs may actually generate less public outcry  than an electricity supply that continues to deteriorate. Therefore, any tariff increases should be phased  in alongside significant investment in the physical generating capacity in Pakistan and an effective public  education and communications campaign to explain the complementary nature of the changes.   Similarly,  moving  to  a  costâ€?recovery  approach  and  removing  subsidies  completely  could  be  complemented  with  a  cash  transfer  program.  An  example  of  how  this  can  make  policy  changes  more  feasible is from neighboring Iran. Under its economic reform plan,18 Iran recently replaced fuel and food  subsidies with a cash transfer program. This was also complemented with a significant public education  and communications program explaining the nature of the changes and what households in Iran could  expect.  The  success  of  this  policy  reform  could  provide  an  important  example  to  the  government  of  Pakistan,  who  could  adopt  a  similar  approach  and  ensure  a  similar  public  communications  program  is  used to link the cash transfers with the tariff increases.   Finally,  the  relationship  between  the  consumption  behavior  of  rich  households  and  conservation  and  efficiency  may  be  an  important  factor  to  consider.  One  of  the  tenets  of  the  policy  implications  we  highlight  is  that  there  are  benefits  of  increasing  tariffs,  more  for  those  who  consume  more  and  can  reduce  consumption.  If  the  pricing  signal  leads  to  better  management  and  use  of  electricity,  it  will  reduce  power  generation  needs,  lower  costs,  and  reduce  the  gap  between  supply  and  demand.   International experiences (for example, Brazil and Chile) on special pricing for consumers during “power  crisisâ€? shortages could be useful for GOP to assess and tailor (as possible) their own pricing measures.   Subsidizing  300  kWh  consumers  is  contrary  to  promoting  conservation  and  efficiency  in  a  shortage  situation.                                                                 18  For more information, see http://www.brookings.edu/opinions/2011/0303_iran_salehi_isfahani.aspx.    18    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    8  Summary of Findings and Policy Implications   This paper studies the distributional and fiscal implications of recent electricity tariff adjustments. The  government  of  Pakistan  has  revised  the  tariff  structure  significantly  since  March  2008.  The  analysis  indicates  that  more  than  90  percent  of  electricity  consumption  remains  subsidized.  The  benefit  incidence would improve significantly and the fiscal burden of total electricity subsidies for residential  users  would  decline  as  much  as  60  percent  with  the  March  2011  tariff  structure  adjustments.    For  example, the share of subsidies for the richest 20 percent of population would decline from almost 40  percent to almost 30 percent.   However, decomposition of contributors for the subsidy reduction clearly indicates the main contributor  is by far cost reduction, which accounts for more than 40 percent of the 60 percent reduction in the real  fiscal burden. The contribution of tariff adjustments is just over 2 percent. This is worrisome particularly  because  oil  prices  are  resurging  and  Pakistan’s  electricity  generation  still  relies  largely  on  oil  and  gas.  Also, the benefit incidence would deteriorate significantly if the average cost increases.   These results suggest that further tariff adjustment will be necessary to reduce the fiscal burden of the  electricity  subsidies  and  improve  the  benefit  incidence.  Some  of  the  key  policy  implications  of  this  narrowly  focused  analysis  follow.  Because  this  is  a  poverty  and  social  impact  analysis,  we  pay  special  attention to the impact and policy implications as they relate to the poorest households.   ï‚· First, proper implementation of the fuel price adjustment policy is crucial: Since August 2009,  GOP  has  had  a  monthly  tariff  adjustment  to  reflect  changes  in  fuel  prices.  However,  as  some  examples  in  this  paper  have  highlighted,  proper  implementation  of  power  sector  policies  has  often  been  lacking  or  reversed.  As  fuel  prices  appear  to  be  resurging,  it  is  important  for  the  government  to  remain  committed  to  this  policy  to  avoid  deterioration  of  the  real  fiscal  gains  made over the last three years.     ï‚· Second, move toward a costâ€?recovery approach: Despite fuel prices adjustments, the electricity  sector  in  Pakistan  remains  far  from  a  costâ€?recovery  level.  With  global  oil  prices  resurging,  the  risk of the gains described above being eroded is high. Likewise, many middleâ€? and highâ€?income  households receive subsidy benefits. This makes subsidies an inefficient mechanism to protect  the  poor  and  vulnerable.  There  are  two  approaches  GOP  could  take  to  move  toward  cost  recovery:  o Tariff increases: Despite increases in nominal terms, tariffs have only increased in real  terms  for  the  top  two  slabs.  More  aggressive  increases  would  help  to  make  more  significant  gains  in  distributional  impacts  and  reduce  fiscal  burden.  Price  signals  could  also help to reduce consumption, especially among richer households that may be more  able  to  cut  consumption,  which  could  in  turn  help  reduce  overall  electricity  demand  (price elasticity of demand is typically higher for richer households).   o Simplify tariff structure by removing slab benefits so that households are charged the  same  rate  for  all  units  of  electricity  according  to  their  level  of  consumption.  The  structure of the slabs can then be revised by raising the 100–300 kWh slab tariff to the    19    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   cost of supply (a more economically efficient approach), thus the crossâ€?subsidy from the  >300 kWh slab entirely goes to the <100kWh consumer. This would help target the poor  in a way that does not rely on the natural fluctuations in cost that result from changes in  fuel and other input costs and generation mix.  o Reassess slab thresholds and/or reduce the number of slabs: Only the top 4 percent of  electricity consumers pays a price of electricity greater than cost, and this occurs in the  top two slabs. It therefore makes sense to reassess the thresholds as they are currently  defined. One option would be to merge the top two slabs and create a new threshold  somewhere within the 100–300 slab. Exactly where a new threshold would be defined  should  be  the  outcome  of  further  analysis  of  population  consumption  patterns.  For  example, 25 percent of households in the bottom quintile consume between 100 kWh  and  300  kWh  per  month,  so  it  is  important  to  understand  the  extent  to  which  the  creation  of  a  threshold  would  impact  these  households,  analysis  that  is  beyond  the  scope of this paper.     ï‚· Third, better target the poor: Two changes of the tariff structure may require reconsideration if  subsidies are to be used as a means to protect the poor.   o Removing  the  Rs  75  minimum  charge  for  lifeline  users:  It  is  illogical  to  have  a  lifeline  tariff with a minimum charge. As described in our analysis, the Rs 75 minimum charge  (which  exists  to  recover  the  cost  of  customer  service)  renders  the  lifeline  tariff  redundant as a means to protect poor households. If a policy objective is to protect the  poor through a lifeline tariff, this minimum charge should be removed.   o Possibly extend lifeline tariff to 100 kWh per month: Over 50 percent of the poorest 20  percent of the population consume between 50 and 100 kWh per month (Figure 10). To  improve the targeting of a lifeline tariff, it should be targeted aligned with consumption  patterns. According to our analysis, it would therefore make sense to extend the lifeline  tariff  to  100  kWh  per  month.  Such  a  policy  change  would  require  further  analysis  of  energy  consumption  of  poor  households  to  understand  the  electricity  needed  per  appliance, and which appliances poor households typically need and use, to understand  if 100 kWh is a fair threshold. Further analysis would also be required to understand the  fiscal impact of reduced tariff collection for this group, and how this would be offset by  possible increases in other slabs.     ï‚· Fourth, the GOP may need to reconsider the role of electricity tariffs for social assistance. Even  with  the  tariff  increases  between  2008  and  2011,  Pakistan’s  richest  households  still  receive  a  disproportionate  share  of  the  benefits  from  electricity  subsidies.  The  richest  40  percent  of  households—who  arguably  do  not  need  subsidy  support—still  receive  over  50  percent  of  the  subsidies.  Even  if  further  tariff  adjustments  are  made,  there  is  a  limit  in  improving  benefit  incidence.  According  to  the  World  Bank  (2011),  the  benefit  incidence  of  the  Benazir  Income  Support  Program  (BISP)  scorecard  is  significantly  more  efficient  in  targeting  the  poor  than  the  electricity subsidies. So, marginal improvements in tariff adjustment will not be able to achieve    20    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    the same impact as the BISP scorecard can. It is true that if electricity subsidies are cut, poor and  vulnerable  households  will  suffer.  But  if  the  electricity  subsidy  cut  is  combined  with  a  wellâ€? targeted conditional cash transfer program like BISP, it is possible to improve benefit incidence  while reducing the fiscal distress. A more efficient allocation of resources would mean charging  at least at cost, and then compensating poor households through a wellâ€?targeted cash transfer  program.  Choosing  this  approach  will  require  careful  thought.  First,  it  will  likely  be  more  acceptable  to  the  public  if  subsidies  are  phased  out  over  time,  for  example,  a  5â€?toâ€?10â€?year  period.  Second,  replacement  of  subsidies  with  a  conditional  cash  transfer  program  would  require  a  careful  communications  and  public  education  program  to  ensure  households  understand how the policy changes will affect them and what cash transfers they can expect to  receive in return.  To conclude, the implications discussed in this section should be considered in the context of the narrow  scope  of  the  analysis.  We  focus  on  benefits  incidence  of  subsidies  in  the  electricity  sector  at  the  microlevel and their fiscal implications. We acknowledge the need for a broader, more comprehensive  analysis  of  the  electricity  sector  in  Pakistan  before  any  policy  choices  are  made.  This  future  analysis  would include:   i. A  macroanalysis  of  the  inefficiencies  in  the  physical  generation,  distribution  and  transmission system, and collection rates. These may deliver significant gains of a similar or  potentially greater magnitude than those proposed in this paper.   ii. A thorough political economy and stakeholder analysis to identify the winner and losers of  policy changes.  iii. Go beyond residential electricity and include a wider analysis of nonresidential energy use.  iv. Estimate the secondâ€?order effects of tariff changes.  Such  analyses  could  be  the  topic  of  a  further  poverty  and  social  impact  analysis,  and  their  results  will  likely change the list and prioritization of policy implications.           21    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   References  Coady, D., F. Gassmann, I. Klytchnikova, 2005, “An evaluation of the welfare impacts of electricity tariff  reforms and alternative compensating mechanisms,â€? Maastricht Graduate School of Governance,  Working paper MGSoG/2006/WP2005/00.  World Bank, 2009, “Social Impact Analysis â€? Electricity and Water Sectors,â€? Washington, DC.  World Bank, 2010, “Electricity tariffs and protection of vulnerable households in Albania:   An overview of recent reforms,â€? Washington, DC (Mimeo).  World Bank, 2011, “Electricity reforms and energy affordability in Serbia,â€? The World Bank, Washington,  DC (Mimeo).  World Bank, 2011, Structural underpinnings of poverty in Pakistan: Sustainable Growth and Poverty  Reduction, Washington, DC (Forthcoming).        22    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Annexes  Annex 1—Technical Notes on Benefits Analysis Methodology  We  estimate  the  HH  subsidy  using  average  cost  of  electricity  supply  data  with  the  2007/08  PSLM  HH  survey  (through  the  reported  HH  electricity  expenditure).  This  relies  on  making  a  number  of  assumptions, which are discussed in the following methodology:  The PSLM survey includes 15,509 HHs. Of this, 1,897 (12 percent) do not consume any electricity. We  assume they do not receive any subsidy and drop them from the sample. For the remaining 13,612 HHs,  we  remove  a  further  1,611  observations  (10.4  percent)  whose  reported  electricity  expenditure  is  not  possible given the March 2008 tariff structure. For example, it is not possible to spend less than Rs 75  given the minimum charge rule in place. Unless a household spends exactly Rs 75, it is also not possible  to spend less than Rs 157, because of the cost structure of the second slab, that is, 51 kWh * 3.08 = Rs  157. We assume these observations are due to either reporting error, or that they are illegal users (and  so shouldn’t be counted as part of a subsidy analysis).   For  the  remaining  12,001  HHs,  we  estimated  the  March  2008  subsidy  by  subtracting  the  cost  of  electricity supply.   S = C – E  C = U * Q  Q = E / F  S = subsidy  C = cost of supply  E = electricity expenditure  U = unit cost of supply19  Q = quantity of electricity consumed  F = tariff    We estimate electricity consumption from expenditure data. PSLM 2007/08 data do not have electricity  consumption,  but  do  cover  expenditures.  As  a  result,  we  need  to  estimate  electricity  consumption  by  combining  electricity  expenditure  and  the  tariff  structure.    The  following  procedure  was  carried  out:  First,  from  the  tariff  structure  of  March  2008,  we  calculated  ranges  of  electricity  expenditures  that  should  belong  to  each  slab.  For  example,  if  a  HH’s  monthly  electricity  expenditure  is  Rs  50,  their  electricity  consumption  belongs  to  the  first  slab  and  the  marginal  tariff  is  Rs  1.4.  Second,  once  we  identify  the  slab  that  a  HH  belongs  to,  we  apply  the  variable  tariff  for  each  segment  of  electricity  consumption. For example, if a HH’s monthly expenditure is Rs 1,500, then this HH belongs to the fourth  slab and the HH’s consumption is thus estimated as (1,500–1,124)/6.53 + 300.                                                               19  Note the figures used are Rs 8.21 per kWh for March 2008 and Rs 9.47 per kWh.    23    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   Note the GST was not removed from electricity expenditure because of the 100 percent GST subsidy in  place FY07–08.  For  this  PSIA,  we  focus  on  the  firstâ€?order  effect  of  tariff  changes.    More  specifically,  given  the  only  available  consumption  data  are  PSLM  2007/08,  we  assume  that  HHs  do  not  change  electricity  consumption since 2007/08 despite the fact that the electricity tariff has been changed. It is likely that  HHs do respond to revisions of the tariff structure by changing their electricity consumption; so we must  update the analysis as soon as the next round of household survey data become available.   The IBT structure and average unit cost of electricity supply for  March 2011  were applied to estimate  March 2011 HH expenditure and cost of supply, respectively.   Real price adjustments  We adjusted both IBT and unit cost of electricity supply for inflation to enable comparability by keeping  March  2008.  To  do  this,  we  applied  the  monthly  inflation  rate  to  the  March  2011  and  calculated  backwards  to  March  2008.  The  nominal  to  real  price  reduction  works  out  to  be  approximately  33  percent over this time period.20  To estimate the March 2011 subsidy, we applied a 17 percent GST for users consuming more than 100  kWh per month, and a 1.5 percent excise duty to March 2011 electricity expenditures to calculate net  subsidy:  S2011 = C – E  N2011 = S – T  N2011 = net subsidy  T = taxes                                                                     20  See http://www.statpak.gov.pk/depts/fbs/statistics/price_statistics/monthly_price_indices/mpi7/cpi_details.pdf (pages 14– 16).    24    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Annex 2—Industry Governance and Structure  Pakistan's  power  sector  has  historically  been  served  by  two  vertically  integrated  entities:  the  Pakistan  Water and Power Development Authority (WAPDA), which was established in 1958 and provides service  to the whole of Pakistan except Karachi and its environs, which are served by the Karachi Electric Supply  Company (KESC), established in 1913.  WAPDA's  Strategic  Plan  (Plan),  approved  by  the  GOP  in  1992,  provided  the  roadmap  of  the  future  structure of Pakistan power sector. The Plan envisaged staged transition from the monopoly operations  of  WAPDA  to  a  competitive  electricity  market  by  requiring  the  GOP  to  restructure  WAPDA  into  decentralized business units, with efficiency improvement as one of the primary goals.  Figure A.1  Pakistan Power Sector Players GOVERNMENT OF PAKISTAN Pakistan Atomic  Ministry of  Energy  NEPRA PRIVATE SECTOR Water and Power Commission WAPDA AEDB PEPCO PPIB CHASHNUPP IPPs Mega Dams 4 GENCOs KANUPP KESC SPPs Water Projects 9 DISCOs CPPs NTDC CPPA   Note: AEDB=Alternative Energy Development Board, CHASHNUPP=Chashma Nuclear Power Plant, DISCO=distribution company,  GENCO=generating  company,  IPP=independent  power  producer,  KANUPP=Karachi  Nuclear  Power  Plant,  KESC=Karachi  Electricity Supply Company, NEPRA=National Electrical Power Regulatory Authority, NTDC=National Transmission and Dispatch  Company,  PEPCO=Pakistan  Electric  Power  Company,  PPIB=Private  Power  Infrastructure  Board,  WAPDA=Water  and  Power  Development Authority.  Source: World Bank diagram      25    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   In 1998, WAPDA split into two distinct entities: WAPDA and Pakistan Electric Power Company (PEPCO).  WAPDA's  new  mandate  is  the  development  and  operation  of  water  resources,  including  hydropower.  PEPCO is responsible for public sector thermal plants and for transmission and distribution companies.21   The government established the National Electric Power Regulatory Authority (NEPRA) in 1998. NEPRA is  tasked  with  regulating  all  aspects  of  the  sector,  including  tariff  setting  and  ensuring  the  sector’s  longâ€? term  health  and  sustainability.  See  Figure  A1  for  an  overview  of  the  current  structure  of  the  power  sector.    Public sector versus private sector  Under the 1994 power policy, the government was conscious of the fact that the required investment  could  not  be  provided  by  the  public  sector  alone.  It  restructured  and  opened  the  sector  to  private  investment. The Private Power and Infrastructure Board (PPIB) was created to facilitate investment. As a  result, over 3,000 MW of new private thermal power generation was constructed.  In 2003, hydropower was also opened to private investment. As part of its strategy to enhance energy  security,  the  government  also  set  up  the  Alternative  Energy  Development  Board  (AEDB)  to  encourage  investment in alternate energy.   The government also embarked on a program of privatization, which has generally been slow in moving  forward, but has had some successes. For example, two public sector power companies—KESC and the  Kot Adu Power Company—have been transferred to private ownership.    By  FY10,  the  private  sector  accounted  for  46  percent  of  installed  capacity  and  49  percent  of  actual  generation.        “Load shedding has been routine and it is the extent of load shedding which is seen as the only measure  of the performance of the electricity sector. The current situation is certainly the worst of all timesâ€?  NEPRA, State of the Industry Report 2010                                                                     21  It was announced in September 2010 that PEPCO would be disbanded (http://news.dawn.com/wps/wcm/connect/dawnâ€? contentâ€?library/dawn/theâ€?newspaper/business/pmâ€?okaysâ€?powerâ€?sectorâ€?reformsâ€?pepcoâ€?toâ€?beâ€?disbandedâ€?byâ€?octâ€?31â€?990), but  the details of the new structure were still to be determined at the time of writing this paper (see  http://ftpapp.app.com.pk/en_/index.php?option=com_content&task=view&id=126127&Itemid=1 for more details).     26    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Annex 3—Electricity Supply and Demand  At the end of FY10 (June 30, 2010), the installed capacity for electricity in Pakistan was 21,593 MW. Due  to  inefficiencies,  especially  in  thermal  production  (resulting  from  power  plant  age,  auxiliary  consumption,  and  fuel  availability),  actual  available  capacity  was  on  average  17,743  MW  in  FY10.  Considering the seasonal variation that affects hydrogeneration, net average generating capacity in FY11  is forecasted to vary from 14,959 MW in the winter to 18,036 MW in the summer.   According  to  NEPRA’s  estimates,  this  supply  of  electricity  has  consistently  fallen  short  of  demand  by  2,000 – 4,000 MW in recent years, a trend NEPRA forecasts to persist (Figure A2) despite investments to  increase  generation  capacity.22  These  shortages  are  disrupting  the  daily  lives  of  Pakistani  citizens  and  restraining opportunities for growth, employment creation, and social development.  Figure A2  Electricity Supply and Demand in Pakistan, 2007–14 Forecast  (MW)   Source: NEPRA 35,000  30,000  Electricity Demand  25,000  (MW) 20,000  Electricity Supply  15,000  (MW) 10,000  5,000  â€? 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014   The  significant  gap  between  supply  and  demand  of  electricity  heightens  the  importance  of  reliable  generation and the efficient allocation of proâ€?poor targeted subsidies.                                                                     22  State of Industry Report 2010, NEPRA,  http://nepra.org.pk/Publications/State%20of%20Industry%20Reports/State%20of%20Industry%20Report%202010.pdf.    27    2011  Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan   Annex 4—Electricity Tariff Setting Process  At the upper level, there are two steps in Pakistan’s electricity tariff setting process:23   ï‚· First,  NEPRA  determines  detailed  tariff  schedules  for  the  entire  fiscal  year  based  on  tariff  petitions submitted by the DISCOs. NEPRA’s determinations are generally based on the cost of  service to customers, and adjusted for distribution losses. This means the average tariff for bulkâ€? level  industrial  customers  should  be  generally  lower  than  the  average  tariff  for  retailâ€?level  household customers, and that DISCOs  with higher losses generally have higher tariffs. NEPRA  notified  monthly  fuel  cost  adjustments  to  its  annually  determined  tariffs  from  August  2009  to  June 2010. These monthly adjustments were delayed since the ordinance which enabled them  expired  before  the  requisite  legislation  could  be  enacted.  This  is  now  being  referred  to  the  Ministry of Water and Power for notification, which has increased the processing lag.   ï‚· Second, the government notifies tariffs to be charged by the DISCOs. Two government policy  priorities  prevail  in  these  tariff  notifications  and  delineate  subsidy  policy:  i)  the  same  tariff  is  maintained for a given customer category across the country’s DISCOs (‘uniform tariffs’ policy)  and  ii)  industrial  and  commercial  customers  crossâ€?subsidize  domestic  and  agricultural  customers.24     Figure A3. Service Areas of DISCO  GOP  tariffs  have  generally  been  lower  than  NEPRAâ€?determined  tariffs  and  the  government  commits  to  pay  the  difference  between  NEPRAâ€? determined  and  governmentâ€?notified  tariffs  as  subsidies paid to the DISCOs (see map of DISCOs  in Figure A3).   The government froze tariffs between November  2003  and  February  2007  at  2003  levels  despite  NEPRA  determination  reflecting  the  increasing  cost  of  generation.  Subsequent  tariff  increases  did not make up for the shortfall, while crude oil  and  gas  prices  globally  hiked.  Between  FY04  and  FY08,  the  price  of  imported  furnace  oil,  which  represents  about  oneâ€?third  of  the  fuel  mix  for  power  generation,  increased  by  76  percent.  Gas  prices  also increased by 78 percent compared to 2005 levels.                                                                23  As outlined in section 16 of the Tariff Standards and Procedures Rules  http://nepra.org.pk/Legislation/Rules/Tariff%20Standards%20and%20Procedures%20Rules%201998.PDF   24  It is unclear the extent to which crossâ€?subsidization occurs. For example, for the March 2011 tariff structure, the rate for  above 700 units is the highest among all tariff categories. Further, the variable energy charge for the 301–700 unit residential  slab is more than the B1 (small) and B2 (medium) industrial tariffs, meaning further analysis would be required to clarify the  extent of crossâ€?subsidization.    28    Rethinking Electricity Tariffs and Subsidies in Pakistan  2011    Annex 5—Slab Benefits Tariff Reform  In December 2010, NEPRA completed the determination process for FY11 (period covering July 2010 to  June 2011). One of the important proposals in these determinations was related to slab benefits: benefit  of only one previous slab would be given to the customers, meaning consumption will be divided into a  maximum  of  two  slabs  and  their  corresponding  rates  will  apply.  On  the  March  2011  notifications,  the  GOP did not approve these proposals, but we explain in more detail here what they would have meant.   In  2008,  all  users,  irrespective  of  their  final  amount,  were  charged  Rs  3.08  for  the  first  100  kWh.  For  example, a user with the final consumption of 800 kWh per month was charged Rs 3.08 kWh for the first  100  kWh.  However,  had  the  proposed  slab  benefits  been  approved,  for  users  of  the  second  or  above  slabs, only the rates of their slab and one slab lower can be applied. For instance, the users in the fifth  slab are charged Rs 10.86 for the first 700 kWh and Rs 13.56 for the rest, while the users in the fourth  slab  are  charged  Rs  6.73  for  the  first  300  kWh  and  Rs  10.86  for the  rest.  Such  a  change  increases  the  average tariff rate further (as Figure A4 illustrates).  The effect of this change on the average tariff is illustrated in Figure A4. The impact is most significant at  the  300  and  700  kWh  intervals.  As  Figure  A4  illustrates,  this  can  be  considered  a  progressive  reform,  because the most significant increase occurred at the higher levels of consumption (see Figure 10, which  illustrates how few poor households consume at these high levels).  Figure A4  Average Tariff for Varying Levels of Electricity  Consumption, Before and After Slab Benefits Tariff Reform Source: World Bank analysis 14.0 12.0 Average Tariff (Rs / kWh) 10.0 8.0 6.0 4.0 Before slab benefits tariff reform 2.0 After slab benefits tariff reform 0.0 25 50 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Electricity Consumption (kWh per month)       29  Â