Document of  The World Bank  FOR OFFICIAL USE ONLY  Report No: PAD2530     INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION  PROJECT APPRAISAL DOCUMENT  ON A  PROPOSED GRANT  IN THE AMOUNT OF SDR 28.4 MILLION  (US$41 MILLION EQUIVALENT)  TO THE  REPUBLIC OF THE GAMBIA   FOR THE  GAMBIA ELECTRICITY RESTORATION AND MODERNIZATION PROJECT  May 2, 2018        Energy and Extractives Global Practice  Africa Region      This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of  their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.  CURRENCY EQUIVALENTS  (Exchange Rate Effective February 28, 2018)    Currency Unit =  Gambian Dalasi (GMD)  US$1 =  GMD 47.39  US$1 =  SDR 1.44589      FISCAL YEAR  January 1 ‐ December 31    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS  AWPB  Annual Work Plan and Budget  BADEA  Banque Arabe pour le Développement Economique en Afrique (Arab Bank for  Economic Development in Africa)  BESS  Battery Electricity Storage System  CAPEX  Capital Expenditure  CIF  Climate Investment Funds  CPI  Climate Policy Initiative  DA  Designated Account  DPO  Development Policy Operation  DSCR  Debt Service Coverage Ratio  DSM  Demand‐Side Management  EBITDA  Earnings Before Interest, Tax, Depreciation, and Amortization  EIB  European Investment Bank  EMS  Energy Management System  EPC  Engineering, Procurement, and Construction  ERR  Economic Rate of Return  ESIA  Environmental and Social Impact Assessment  ESMF  Environmental and Social Management Framework  ESMP  Environmental and Social Management Plan  EU  European Union  FIMIS  Financial Management Information System  FIRR  Financial Internal Rate of Return  FM  Financial Management  FMA  Financial Management Assessment  GBA  Greater Banjul Area  GDP  Gross Domestic Product  GERMP  Gambia Electricity Restoration and Modernization Project  GESP  Gambia Electricity Support Project  GHG  Greenhouse Gas  GMD  Gambian Dalasi   GoTG  Government of The Gambia  GRM  Grievance Redress Mechanism  GRS  Grievance Redress Service  GWh  Gigawatt Hours   HFO  Heavy Fuel Oil  HV  High Voltage  IC  Individual Consultant  IFI  International Financial Institution  IFMIS  Integrated Financial Management Information Systems  IFR  Interim Financial Report  IMF  International Monetary Fund  IMS  Information Management System  IPF  Investment Project Financing  IPP  Independent Power Producer  IT  Information Technology  KPI  Key Performance Indicator  kWh  Kilowatt Hour  LCPDP  Least Cost Power Development Plan  LED  Light‐Emitting Diode  LFO  Light Fuel Oil  M&E  Monitoring and Evaluation  MIS  Management Information System  MoFEA  Ministry of Finance and Economic Affairs  MoPE  Ministry of Petroleum and Energy  MoU  Memorandum of Understanding  MV  Medium Voltage  MVA  Megavolt Amper   MW  Megawatt  MWp  Megawatt Peak  NAWEC  National Water and Electricity Company  NDP  National Development Plan  NEA  National Environment Agency  NGO  Nongovernmental Organization  NPV  Net Present Value  O&M  Operations and Maintenance  OE  Owner’s Engineer  OMVG  Organisation pour la Mise en Valeur du Fleuve Gambie (Gambian River Basin  Organization)  OPEC  Organization of the Petroleum Exporting Countries  PAP  Project‐Affected Person  PDO  Project Development Objective  PEFA  Public Expenditure and Financial Accountability  PFM  Public Financial Management  PIM  Project Implementation Manual  PIU  Project Implementation Unit  PPA  Power Purchase Agreement  PPF  Project Preparation Fund  PPSD  Project Procurement Strategy for Development  PSP  Private Sector Participation  PURA  Public Utilities Regulatory Authority  PV  Photovoltaic  QCBS  Quality‐ and Cost‐Based Selection  RAP  Resettlement Action Plan  RFB  Request for Bid  RFP  Request for Proposal  RFQ  Request for Quotation  RPF  Resettlement Policy Framework  SC  Steering Committee  SCADA  Supervisory Control and Data Acquisition  SDR  Special Drawing Rights   SE4ALL  Sustainable Energy for All  SENELEC  Société Nationale d'Éléctricité du Sénégal (National Electricity Utility of  Senegal)  SOE  State‐owned Enterprise  SPD  Standard Procurement Document  SVC  Social Value of Carbon  STC  Standard Testing Condition  T&D  Transmission and Distribution  ToR  Terms of Reference  VAWG  Violence Against Women and Girls  VRE  Variable Renewable Energy  WAPP  West African Power Pool  WTP  Willingness to Pay      Regional Vice President: Makhtar Diop  Country Director: Louise J. Cord  Senior Global Practice Director: Riccardo Puliti  Practice Manager: Charles Joseph Cormier  Task Team Leader(s): Chris Trimble, Manuel Jose Millan Sanchez  THE GAMBIA   GAMBIA ELECTRICITY RESTORATION AND MODERNIZATION PROJECT      TABLE OF CONTENTS    I.  STRATEGIC CONTEXT ........................................................................................................ 1  A. Country Context .................................................................................................................. 1  B. Sectoral and Institutional Context ...................................................................................... 3  C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes ............................................... 10  II.  PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES ............................................................................. 11  .................................................................................................................................... 11  A. PDO  B. Project Beneficiaries .......................................................................................................... 11  ............................................................................................. 11  C. PDO‐Level Results Indicators  III.  PROJECT DESCRIPTION ................................................................................................... 12  .......................................................................................................... 12  A. Project Components  B. Project Cost and Financing ................................................................................................ 22  C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design ...................................................... 22  IV.  IMPLEMENTATION ......................................................................................................... 24  A. Institutional and Implementation Arrangements ............................................................. 24  B. Results Monitoring and Evaluation ................................................................................... 25  C. Sustainability ..................................................................................................................... 25  ................................................................................................................. 26  D. Role of Partners  V.  KEY RISKS ....................................................................................................................... 26  .............................................................. 26  A. Overall Risk Rating and Explanation of Key Risks  VI.  APPRAISAL SUMMARY ................................................................................................... 29  A. Economic and Financial Analysis ....................................................................................... 29  B. Technical ............................................................................................................................ 31  C. Financial Management ...................................................................................................... 31  D. Procurement ..................................................................................................................... 32  E. Social (including Safeguards) ............................................................................................. 33  F. Gender ............................................................................................................................... 33  G. Citizen Engagement .......................................................................................................... 35  H. Environment (including Safeguards) ................................................................................. 36  I. Safeguard Implementation Arrangements......................................................................... 37  J. World Bank Grievance Redress .......................................................................................... 39  VII. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING ..................................................................... 40  ANNEX 1: TECHNICAL DETAILS ............................................................................................... 55  ANNEX 2: FIDUCIARY ARRANGEMENTS ................................................................................. 61  ANNEX 3: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN ........................................................................ 75  ................................................................... 77  ANNEX 4: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS  ANNEX 5: COUNTRY MAP .................................................................................................... 111         The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)      BASIC INFORMATION   BASIC INFO TABLE  Country(ies)  Project Name  Gambia, The  Gambia Electricity Restoration and Modernization Project  Project ID  Financing Instrument  Environmental Assessment Category  Process  Urgent Need or  Investment Project  P163568  B ‐ Partial Assessment  Capacity Constraints  Financing  (FCC)    Financing & Implementation Modalities  [  ] Multiphase Programmatic Approach (MPA)  [  ] Contingent Emergency Response Component (CERC)  [  ] Series of Projects (SOP)  [✓] Fragile State(s)  [  ] Disbursement‐linked Indicators (DLIs)  [✓] Small State(s)  [  ] Financial Intermediaries (FI)  [  ] Fragile within a non‐fragile Country  [  ] Project‐Based Guarantee  [  ] Conflict   [  ] Deferred Drawdown  [  ] Responding to Natural or Man‐made Disaster  [  ] Alternate Procurement Arrangements (APA)     Expected Approval Date  Expected Closing Date  15‐May‐2018  31‐Dec‐2023  Bank/IFC Collaboration  No    Proposed Development Objective(s)    The Project Development Objectives are to (i) improve the operational performance of the Project Implementing  Entity; and (ii) improve the capacity of the Project Implementing Entity to dispatch variable renewable electricity.      Components    i The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Component Name   Cost (US$, millions)    On‐grid solar PV with storage     28.40    Transmission and distribution (T&D) restoration and modernization     77.30    Urgent institutional support for sector turnaround     15.80    Organizations    Borrower:    Ministry of Finance and Economic Affairs   Implementing Agency:   National Water and Electricity Company NAWEC     PROJECT FINANCING DATA (US$, Millions)    SUMMARY   ‐NewFin1 Total Project Cost  121.50  Total Financing  121.50  of which IBRD/IDA   41.00  Financing Gap  0.00      DETAILS   ‐NewFinEnh1 World Bank Group Financing       International Development Association (IDA)  41.00            IDA Grant  41.00  Non‐World Bank Group Financing       Counterpart Funding  1.50            Borrower  1.50       Other Sources  79.00            EC: European Commission  17.00            EC: European Investment Bank  62.00       IDA Resources (in US$, Millions)  ii The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Credit Amount  Grant Amount  Total Amount   National PBA  0.00  41.00    41.00  Total      0.00    41.00    41.00      Expected Disbursements (in US$, Millions)    WB Fiscal Year          2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Annual           0.15     2.25     3.72     6.40     9.45     9.61     9.42  Cumulative           0.15     2.40     6.12    12.52    21.97    31.58    41.00         INSTITUTIONAL DATA     Practice Area (Lead)  Contributing Practice Areas  Energy & Extractives      Climate Change and Disaster Screening  This operation has been screened for short and long‐term climate change and disaster risks    Gender Tag    Does the project plan to undertake any of the following?  a. Analysis to identify Project‐relevant gaps between males and females, especially in light of  Yes  country gaps identified through SCD and CPF  b. Specific action(s) to address the gender gaps identified in (a) and/or to improve women or  Yes  men's empowerment  c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)  Yes    SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)   Risk Category  Rating    1. Political and Governance   High    2. Macroeconomic   High    iii The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 3. Sector Strategies and Policies   Substantial    4. Technical Design of Project or Program   Substantial    5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   High    6. Fiduciary   Substantial    7. Environment and Social   Moderate    8. Stakeholders   Moderate    9. Other   Moderate    10. Overall   High      COMPLIANCE   Policy  Does the project depart from the CPF in content or in other significant respects?  [  ] Yes      [✓] No    Does the project require any waivers of Bank policies?   [  ] Yes      [✓] No      Safeguard Policies Triggered by the Project  Yes  No    Environmental Assessment OP/BP 4.01  ✔     Performance Standards for Private Sector Activities OP/BP 4.03    ✔   Natural Habitats OP/BP 4.04    ✔   Forests OP/BP 4.36  ✔     Pest Management OP 4.09    ✔   Physical Cultural Resources OP/BP 4.11    ✔   Indigenous Peoples OP/BP 4.10    ✔   Involuntary Resettlement OP/BP 4.12  ✔     Safety of Dams OP/BP 4.37    ✔   Projects on International Waterways OP/BP 7.50    ✔   Projects in Disputed Areas OP/BP 7.60    ✔   iv The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Legal Covenants    Sections and Description  No later than three (3) months after the Effective Date, the Recipient shall cause its existing accounting software  (FIMIS) to be customized by an expert firm engaged under terms of reference acceptable to the Association to take  account of the Project’s design and components, Schedule 2, Section IV.1 of Financing Agreement      Sections and Description  No later than six (6) months after the Effective Date, the Recipient shall recruit an external independent auditor for  the Project with qualifications and experience, and under terms of reference, acceptable to the Association,  Schedule 2, Section IV.2 of Financing Agreement      Sections and Description  The Recipient shall ensure that the Project Implementing Entity, at all times during the implementation of the  Project, maintain a positive Debt Service Coverage Ratio, Schedule 2, Section IV.4. of Financing Agreement      Sections and Description  NAWEC is publicly disclosing on a quarterly basis, within 30 days of the end of each quarter, the balance of the  escrow account established for the purposes of funding costs related to the Operations and Maintenance of the  solar plant financed through the Project.      Sections and Description  No later than nine (9) months after the Effective Date, the Recipient shall recruit the Owner’s Engineer with  qualifications and experience, and under terms of reference, acceptable to the Association, Schedule 2, Section IV.3  of Financing Agreement      Sections and Description  No later than three (3) months after the effective date, the Recipient shall establish, and thereafter maintain  throughout the implementation of the Project, a steering committee, with a composition, mandate, and resources  satisfactory to the Association, Schedule 2, Section I.A.1.(a) of Financing Agreement      Sections and Description  The Recipient shall ensure that the Project Implementing Entity regularly collects, compiles and submits to the  Association on a semester basis reports in form and substance satisfactory to the Association on the status of  compliance with the Safeguards Instruments, Schedule 2, Section I.E.4 of Financing Agreement        Conditions    v The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Type  Description  Effectiveness  The Subsidiary Agreement has been executed on behalf of the Recipient and the Project  Implementing Entity.       Type  Description  Effectiveness  The Recipient has adopted a Project Implementation Manual acceptable to the Association.       Type  Description  Effectiveness  The Project Implementing Unit has been established within the Project Implementing Entity  and staffed in accordance with Section I.A.2 of Schedule 2 of the Agreement.       Type  Description  Disbursement  Under Category 1, until the Co‐financing Agreement has been executed and delivered, and  all conditions precedent to its effectiveness or to the right of the Recipient to make  withdrawals thereunder (other than the effectiveness of this Agreement) have been fulfilled.                   vi The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   I. STRATEGIC CONTEXT    A. Country Context  1. The December 2016 presidential election marked a major political transition for The Gambia, ending  22 years of rule by the former President. The inauguration of the new regime led by President Adama  Barrow is the first democratic transfer of power since The Gambia achieved independence in 1965. It  ends a period of diplomatic isolation and strained relations with The Gambia’s sole neighbor, Senegal,  and  the  reestablishment  of  strong  diplomatic  ties  with  regional  and  international  trading  partners  is  expected  to  accelerate  economic  growth.  Furthermore,  peaceful  parliamentary  elections  on  April  6,  2017, have led to an absolute majority for the new Government, providing a strong mandate for reforms.  The  Government  prepared  an  Accelerated  National  Response  Plan  for  July–December  2017  and  a  National Development Plan (NDP) for 2018–2020 ahead of a donor roundtable.  2. The Gambia’s gross domestic product (GDP) growth rate fell from 4.3 percent in 2015 to 2.2 percent in  2016, mainly driven by exogenous shocks caused by erratic rainfalls and the spillover effects of the  regional  Ebola  crisis.  Given  the  economic  importance  of  the  rain‐dependent  agricultural  sector,  GDP  growth is highly sensitive to climatic shocks. In 2016, an unusually short rainy season resulted in a sharp  drop in agricultural production, boosting food price inflation and driving up the consumer price index.  The  political  crisis  in  2016  compounded  these  already  difficult  conditions,  disrupting  transit  trade,  manufacturing,  and  mining  activities.  In  the  tourism  sector,  which  accounts  for  about  a  fifth  of  GDP,  political  uncertainty  slowed  tourist  arrivals  by  20  percent,  and  the  total  number  of  tourist  arrivals  remained below its pre‐Ebola levels.   3. Poverty  has  remained flat since 2010  and is associated  with low  endowment in human  capital  and  assets.  Due  to  the  poor  macroeconomic  performance  and  lack  of  growth  in  per  capita  incomes,  the  proportion  of  the  population  living  in  poverty—measured  using  the  national  poverty  line—remained  unchanged between 2010 and 2015, at about 48 percent. In absolute terms, however, the number of  poor grew from 0.79 million in 2010 to 0.93 million in 2015. Inequality has improved however, with the  Gini  coefficient  dropping  from  0.56  in  2012  to  0.35  in  2015.  Marked  improvements  have  also  been  achieved in terms of literacy, especially among the youth (15–24 years) whose literacy rates doubled  from 31.8 percent in 2010 to 67.2 percent in 2015. The quality and availability of basic health services is  a concern especially in poor and hard‐to‐reach rural areas, partly driven by the lack of electricity, which  limits the services that can be offered.  4. The  new  administration  is  confronting  the  legacy  of  unsustainable  macro‐fiscal  policies,  weak  governance, and inefficiencies in public sector management. The new Government inherited large fiscal  and  external  imbalances,  a  massive  public  debt  stock,  and  costly  domestic  debt  service  obligations,  compounded by high contingent liabilities stemming primarily from the National Water and Electricity  Company  (NAWEC)  and  several  loss‐making  state‐owned  enterprises  (SOEs).  Analyses  by  the  Government of The Gambia (GoTG) and the World Bank have revealed weaknesses in the financial and  operational  performance  of  The  Gambia’s  13  commercial  SOEs,  which  suffer  from  poor  internal  governance, inadequate external oversight, and a dysfunctional financial relationship with the broader  public sector. The new administration has uncovered evidence that the previous regime illegally diverted  SOE  funds  from  their  intended  purposes,  undermining  SOE  finances  and  weakening  public  revenue  collection.   1 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 5. Contingent  liabilities  generated  by  SOE‐related  external  borrowing  and  government  guarantees  to  SOEs have increased significantly in recent years. NAWEC is the most highly indebted SOE, with a stock  of over US$220 million debt taken out by or on behalf of NAWEC, some with local banks at a very high  debt service  cost. At end‐2016, external borrowing  on behalf of  SOEs, driven  by the disbursement of  existing loans, reached GMD 5.7 billion, or 13.5 percent of GDP. NAWEC accounted for 51 percent of the  SOE sector’s total outstanding external debt. A combination of on‐ and off‐budget support to NAWEC  represents a substantial fiscal drain on public resources. In 2015 and 2016, government fuel purchases  on behalf of NAWEC cost US$20 million per year. The Government is also currently servicing about one‐ third of NAWEC’s debt contracted. Nevertheless, NAWEC is defaulting on its debt service obligations,  including  a  bond  consolidating  its  liabilities  to  commercial  banks  (the  ‘NAWEC  bond’),  which  has  weakened  the  banking  sector,  and  led  the  Government  to  include  in  the  revised  2017  budget  the  payment of these debt service arrears at end‐2016.  6. The  new  administration  is  committed  to  strengthening  fiscal  and  debt  sustainability,  reforming  its  public  sector,  and  boosting  inclusive  growth,  with  the  support  of  its  development  partners.  It  has  started implementing critical structural reforms with financial and technical support by the World Bank,  the International Monetary Fund (IMF), and other development partners.1  This support will provide fiscal  space  to  the  authorities  to  strengthen  the  country’s  budgetary  and  fiscal  position  and  help  address  underlying debt vulnerabilities, including high debt service costs and contingent liabilities from SOEs.   7. Following the change in Government, there are high expectations among the population for rapidly  improved  energy  services,  leading  to  demonstrations  in  response  to  increasing  power  cuts.  The  Gambia’s inadequate energy supply is a binding constraint on inclusive growth and competitiveness, and  businesses in general often report unreliable and expensive electricity as one of the major constraints of  growth, especially hotels, who are forced to depend on expensive backup generators. Though reform of  the energy sector is a key priority for the authorities, the new Government inherited a grid with limited  installed capacity, which suffered from years of underinvestment in maintenance. The installed capacity  of the grid is 99 MW (of which 88 MW is in Greater Banjul Area [GBA]), which relies on heavy fuel oil  (HFO).  However,  available  capacity  in  the  GBA  deteriorated  to  44  MW  in  November  2017,  against  a  demand of 70 MW (not counting suppressed demand), leading to widespread blackouts, with some parts  of the GBA reporting only two to three hours of power per day. NAWEC is not financially viable, driven  to a large extent by significant debt service costs that account for approximately 25 percent of revenues.2  This means NAWEC is not able to perform basic maintenance activities let alone make the investments  required to upgrade and expand the electricity system. As a result, the electricity infrastructure is aging  and breaks down frequently, further exacerbating the sector’s financial issues. Within the power sector,  there is an urgent need to significantly reduce power cuts and meet the expectation of the population  that a change in Government would lead to improved service delivery in the short term.   1 Following the transition, The Gambia’s development partners responded swiftly to the country’s urgent financing needs. In June  2017,  the  World  Bank  approved  a  US$56  million  Emergency  Development  Policy  Operation  (DPO,  P163285)  which  aimed  to  support  the  strengthening  of  the  fiscal  position  of  the  Government  of  The  Gambia  (GoTG)  while  restoring  the  provision  of  essential public services. This was the first in a series of DPOs. The European Union (EU) also approved a Budget Support Program  of €25 million, and the IMF disbursed US$16.1 million under its Rapid Credit Facility.  2 For the debt being serviced, if the total accrued debt were being serviced, the debt service costs would be substantially  higher. 2 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 8. This  project  is  being  processed  under  Paragraph  12  of  World  Bank  Policy  on  Investment  Project  Financing (IPF), which allows condensed procedures to be applied in cases where there are capacity  constraints  because  of  fragility  or  specific  vulnerabilities  (including  for  small  states).  The  proposed  Gambia  Electricity  Restoration  and  Modernization  Project  (GERMP)  is  designed  to  support  the  implementation  of  immediate  priority  investments  to  restore  the  delivery  of  electricity  services  in  targeted municipal and regional areas and complement fiscal stabilization efforts. The operation will also  support  the  turnaround  of  NAWEC.  In  addition  to  the  power  crisis  mentioned  above,  The  Gambia  experiences  capacity  constraints  because  of  country‐level  fragility,  and  country‐level  governance  constraints. The Gambia’s Country Policy and Institutional Assessment rating of 2.9 classifies it as fragile  (as it is below the 3.2 threshold), and as noted in the recent 2017 Fragility Risk and Resilience Assessment  for The Gambia, there is some evidence that fragility indicators are worsening.  B. Sectoral and Institutional Context  9. The  key  stakeholders  of  the  Gambian  electricity  sector  are  NAWEC,  the  Ministry  of  Petroleum  and  Energy  (MoPE),  the  Ministry  of  Finance  and  Economic  Affairs  (MoFEA),  and  the  Public  Utilities  Regulatory Authority (PURA). Electricity, water, and sewerage services in The Gambia are provided by  NAWEC,  a  vertically  integrated  electricity  public  utility  that  handles  generation,  transmission,  and  distribution of electricity and the distribution of water. The MoPE is responsible for the implementation  of Government policy in relation to electricity supply and distribution and renewable energy. PURA was  established in 2001 and conducts tariff reviews and recommends tariff adjustments to the MoFEA, which  evaluates the financial implications and provides advice to the President for final decision.  10. The 2014 National Energy Policy and the Electricity Act provide the legal context for the development  of the Gambian electricity sector. The Electricity Act was enacted to promote cost‐effective generation,  transmission, and distribution of electricity, set standards for electricity services, determine appropriate  tariffs,  and  enable  a  transition  to  a  private  investor  controlled  and  operated  electricity  sector.  The  decision on when this transition should take place is at the discretion of the Cabinet. The role of the  private sector in the electricity sector has so far been limited, with the first Independent Power Producer  (IPP) failing.3   11. The Energy Sector Road Map, approved by the Cabinet in October 2017, casts a vision to modernize  the energy sector for a new Gambia, and move toward 24/7 access for all Gambians. It identifies around  US$600  million  of  short‐  and  medium‐term  investments  (over  nine  years)  needed  to  modernize  the  energy system. A Least Cost Power Development Plan (LCPDP) is at the heart of the road map, in addition  to  a  review  of  required  investments  in  transmission  and  distribution  (T&D),  as  well  as  institutional  changes required to attract reasonably priced IPPs to the sector. The road map objectives are presented  in three phases, outlined in Figure 1. The priority is to restore generation in the GBA as quickly as possible.  The second phase (2018–2020) includes closing the generation gap and investments in T&D. The third  phase aims to scale generation to 300 MW of available capacity by 2025 including capacity through the  interconnection with the West African Power Pool (WAPP) regional grid and transition toward universal  access.   3 In 2006, NAWEC entered into a power purchase agreement (PPA) with the Global Electrical Group Ltd. for the 26 MW HFO  Brikama power plant. In 2013, the PPA was terminated and assets were transferred to NAWEC due to structural issues with the  financial and fuel supply arrangements. The sovereign guarantees have not been called.  3 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 1. Energy Sector Road Map Objectives    12. The first phase of the road map implementation is under way with generation capacity in the GBA  expected to double from 44 MW in November 2017 to 87 MW by April 2018, medium voltage (MV)  interconnection  with  Senegal  in  border  towns,  and  a  communication  campaign  with  customers.  NAWEC has signed a PPA to import up to 10 MW from the national electricity utility in Senegal, Société  Nationale d'Éléctricité du Sénégal (National Electricity Utility of Senegal, SENELEC). New cross‐border MV  lines are enabling the first power imports from Senegal. One line has already been constructed enabling  some border towns such as Farafenni now getting 24/7 power for the first time. Other lines are under  construction with support from the Gambia Electricity Support Project (GESP, P152659). These imports  will benefit isolated centers in the Northern Bank region of The Gambia, which are not yet connected to  the  grid  in  the  GBA.  The  World  Bank  is  also  supporting  other  measures  in  the  GBA  including  the  replacement of all street lights with light‐emitting diode (LED) bulbs to reduce demand in the GBA and  an emergency communications plan to communicate with customers on the power outages and plans to  address the crisis. NAWEC has also started to engage customers through social media for the first time  with high levels of engagement and has plans to scale up communication activities further.   13. Two major disruptions will help the GoTG scale up generation capacity over the medium to long term  and introduce renewable energy.   - Imports from the WAPP. Regional power trade represents a significant opportunity for The Gambia  to import low‐cost and renewable power from its neighbors in the WAPP. With financing from the  World Bank and other donors, the Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Gambie (Gambian  River Basin Organization, OMVG) interconnection is expected to be commissioned in 2020, which  will immediately give The Gambia the ability to import hydroelectricity from Guinea.4 Imports into  4 Initially, 14 MW is expected to come from the Guinea Kaleta Hydropower Plant (commissioned in 2015), and an additional 45  4 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) The Gambia will initially be based on long‐term power purchases contracts, but the World Bank is  also supporting the establishment of a power market in the WAPP, similar to day‐ahead markets  that  have  been  established  in  other  power  pools.5  The  GoTG  has  expressed  a  preference  for  imported electricity if it is the lowest cost, so long as it has the capacity to generate up to 50 percent  of energy needs domestically due to national energy security concerns.  - Solar  photovoltaic  (PV)  and  storage.  Global  solar  prices  declined  by  approximately  50  percent  between 2011 and 2016 and continue to fall considerably. The cost of battery storage is also falling  dramatically (approximately 50 percent between 2016 and 2018), which could be important for The  Gambia to help with grid integration in the short term. The average annual solar global horizontal  irradiation  is  approximately  2,100  kWh  per  square  meter,  which  is  comparable  to  areas  such  as  southern France. Solar is the least cost form of renewable energy in The Gambia and is therefore  the focus of domestic renewable energy in the road map. The provisional target is to reach 60 MW  of solar power by 2025. Additional studies are needed to determine the optimal amount of storage,  given land and network absorption constraints. The integration of solar PV into the grid will be eased  through  its  combination  with  battery  storage,  although  despite  the  downward  trend,  battery  storage costs remain prohibitively high for solar to be considered for baseload energy.  14. The LCPDP identified a path to scale up generation capacity to 300 MW by 2025 taking these factors  into account. All the existing generation assets are aged second‐hand HFO/diesel engines that have been  installed  for  an  extended  life.  Moreover,  the  scarcity  of  utility  resources  has  not  allowed  for  proper  maintenance of the existing assets. Combined, these issues mean that the generation efficiency is very  low, with high specific consumption and very frequent breakdowns. The installation of new generation  assets to provide baseload to the system, with high efficiency and reliability, is a priority to secure the  future of the power sector in the country. The primary sources of new generation are HFO and imports  for baseload and solar for providing lowest cost electricity during the day. The next plant for baseload  generation in the least cost option is an HFO plant, but the GoTG is considering substituting that with a  solar plant with storage/hybrid solution, provided the incremental costs are covered with concessional  funds such as the Green Climate Fund. Gas‐to‐power was also explored as a potential source of baseload  energy, but more work needs to be done to confirm the viability and timing of potential opportunities.  In February 2018, a two‐year contract was signed for the purchase of 30 MW of HFO rental power. The  potential path to 300 MW can be found in Figure 2.           MW is expected from the Guinea Souapiti Hydropower Plant as soon as 2022. Other countries such as Côte d’Ivoire and Nigeria  are already entering into long‐term export contracts where interconnectors exist, and Ghana may also be willing to sell  electricity given its oversupply.  5 A key factor for imports will be the import price and the ability of countries in the region to build regional capacity. At global  oil prices in summer 2017, the cutoff for imports to be financially competitive with HFO is approximately US$0.12–0.13 per  kWh. 5 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 2. Potential Power Generation Expansion through to 2025 in The Gambia    Source: Energy Sector Roadmap, 2017.  15. In  parallel,  substantial  investments  in  T&D  infrastructure  will  be  necessary  to  absorb  new  energy,  reduce  T&D  losses,  and  extend  the  distribution  network  throughout  the  country.  The  Gambian  distribution  system  (below  66  kV)  is  plagued  with  inefficiencies  at  the  distribution  level  while  the  transmission system (66 kV and above) is nonexistent. These factors lead to high technical losses and  unfeasible electricity transport over long distances. The rehabilitation of the existing distribution network  and  the creation of a transmission backbone  (supported  by  the  forthcoming  OMVG 225 kV line from  Soma to Brikama) will allow the reduction of losses  and  the unification of  the country power system  under a unique interconnected grid. Scaling T&D infrastructure to meet growth projections is estimated  to  require  US$133  million  by  2025,  which  will  come  through  public  finance.  Currently,  several  transmission projects are under way, which will improve the performance of the grid.   16. An  extension  of  the  distribution  network  in  the  provinces  (outside  the  GBA)  will  enable  expanded  access and improved electricity services.  The creation of a single more reliable network which can be  supplied from different sources will help expand access to quality electricity services. In addition, a local  MV cross‐border connection, initially with a volume of imports up to 10 MW from Senegal will facilitate  the supply from the Senegalese grid owing to a PPA between NAWEC and SENELEC.   17. With  only  47  percent  of  Gambians  having  an  electricity  connection,  increasing  energy  access  is  an  important objective. Given the size of the country, it is likely that the majority of the population could  eventually be electrified through grid connections, which remains the least cost means to provide tier 4  level of service 6 and is the focus of the regional access project under preparation (P164044) expected in  FY2019, in which The Gambia is eligible to participate. This regional access will also be supported by the  investments in distribution under this project.   6 Defined as more than 1250 kWh per year. For more information, see  https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/24368/Beyond0connect0d000technical0report.pdf?sequence =1&isAllowed=y   6 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 18. Cost  recovery  is  estimated  to  be  approximately  80  percent.  As  mentioned  in  Table  1,  the  cost  of  electricity supply in The Gambia is estimated at approximately US$0.32 per kWh in 2017 on a cash‐needs  basis (that is, cash needed to cover immediate operating costs and debt servicing of the utility), one of  the highest in Sub‐Saharan Africa. Total cost of supply is estimated to be as high as US$0.39 per kWh in  2017  including  operating  costs  and  all  capital  expenditure  (CAPEX)  obligations  (many  of  which  are  serviced by the GoTG, not NAWEC). These estimates compared to average tariffs were US$0.26 per kWh.  The cost recovery ratio has recently gone up due to decreases in oil prices and improvements in the fuel  supply contracts to NAWEC. However, this effect has been partially offset by a 40 percent depreciation  of the GMD against the U.S. dollar since early 2012. As a result, NAWEC accrues losses of GMD 50–80  million per month, or approximately US$15–25 million per year. Fully paying its fuel bills and meeting its  debt service obligations alone would entirely absorb its GMD 200 million in monthly revenue (of which,  approximately one‐third would be debt servicing), leaving no resources for other basic operating costs  (personnel, maintenance, and so on).   Table 1. Snapshot of Electricity Sector Performance  Parameter  Value  Electricity Access rate   47% (2014) 7  Number of electricity customers  187,000 (Nov 2017)  Installed capacity  Country: 99MW of which 54MW is available (November 2017)  Banjul: 88MW of which 44 MW available (November 2017)  Peak Demand  Approximately 70MW, but generation requirement for up to 150MW  given suppressed demand (2017)  Energy mix  100% HFO (2017)  Share of private sector in generation  0% (2017)  Average cost of service (cash needs)  $0.32 / kWh (2017 estimate)  Average tariff  $0.22 / kWh (2014), $0.26 / kWh (2017)  Average T&D losses  22% (2017)  Electricity bill collection rate  88% (2016)  Utility debt (electricity water and sewerage)  Stock of debt is is approximately GMD 10 billion (approximately US$220  million), or 4 × annual turnover     19. Cost  and  revenue  data  from  NAWEC  are  rough  estimates,  as  the  utility  does  not  have  separated  accounts for its electricity, water, and sewage activities. The separation of accounts, to be implemented  by the Service Contractor and expected to be initiated during 2018, will ensure more accurate figures on  cost recovery and increase transparency on costs and cross‐subsidies. A review of the tariff structure is  planned with support of the World Bank‐funded Integrated Financial Management Information Systems  Project (IFMIS, P132881). The review will also assess, among other issues, the potential for an automatic  pass through mechanism for fuel prices and exchange rates and the allowed T&D losses.  20. The turnaround of NAWEC into an efficient, creditworthy, financially viable utility is a critical success  factor in achieving the road map objectives. To attract reasonably priced IPPs, and maximize finance for  development, the turnaround of NAWEC is critical to manage high levels of risk presented by the current  lack of financial viability. Likewise, to avoid the risk of interruptions in the supply of electricity through  imports due to nonpayment, NAWEC needs to be able to meet any contractual commitments in relation  to  import  purchase  agreements  and  have  sufficient  resources  to  adequately  maintain  its  assets  and  7 Source: Sustainable Energy for All (SE4ALL) Global Tracking Framework.  7 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) implement much‐needed investment projects. Through the support of a debt sustainability consultant  financed through the GESP, a financial recovery plan has been developed and agreed with the MoFEA in  a Memorandum of Understanding (MoU) signed in March 2018. The main elements of the plan to achieve  NAWEC solvency include the following:    Debt restructuring. It is estimated that over US$220 million (GMD 10 billion equivalent) debt has been  taken out by or on behalf of NAWEC, equal to four times the utility’s revenue. The actions identified  in the MoU will convert the debt to the GoTG to equity and will remove many of the key loans from  NAWEC’s balance sheet so that the MoFEA will service the debts on NAWEC’s behalf. With respect to  future debt, under the IMF debt sustainability framework, SOEs including NAWEC are prevented from  taking any non‐concessional debt. Therefore, any funding for NAWEC will have to be a grant or highly  concessional fund.   Competitive  fuel  supply.  If  NAWEC  continues  to  operate  HFO  plants,  fuel  cost  is  the  most  critical  operating  expense.  Under  the  former  Government,  excessive  fuel  costs  were  a  major  burden  to  NAWEC,  based  on  excessive  premiums  and  global  oil  price  reductions  not  being  be  passed  onto  NAWEC.  Since  the  establishment  of  the  new  Government,  NAWEC  has  issued  its  first  short‐term  competitively tendered fuel contract that helped reduce the suppliers’ premium for shipping, storage,  and delivery from US$150 to US$90 or below per metric ton, contributing to a saving of approximately  US$1.5 million per year (approximately 3–4 percent of annual revenues). The MoU commits NAWEC  to procure the most competitive price possible on its fuel purchases.8   Reduced technical and commercial losses. Network distribution losses have reduced in recent years  from 27 percent to 22 percent. It is estimated that of the 22 percent losses, 14 percent are technical  and 8 percent are commercial. Bill collection losses represent additional commercial losses. Technical  and commercial losses therefore remain well above international norms, especially for such a small  system. NAWEC’s target is to reduce T&D network losses to 15 percent by 2025, or an approximately  1 percentage point reduction per year. This  target  will  be challenging  to achieve in parallel  to  the  substantial grid expansion plans. Key issues to be addressed, include  o Reduced technical losses. World Bank financing through the ongoing GESP will help reduce  T&D  technical  losses  through  investments  in  substations  for  technical  losses  reduction.  However, additional investments will be required to reach the 15 percent target. Part of the  scope  of  the  Service  Contractor  is  to  develop  a  T&D  loss  reduction  plan  for  NAWEC,  identifying investments and systems needed to manage losses effectively.   o Reduced commercial losses.  There are several activities planned or under way to reduce  commercial losses.   1. Addressing poor bill collection rates from public sector entities: As of end‐2016, total  receivables stood at GMD 1.2 billion, of which approximately 50 percent was held by  the  central  government,  street  lighting,  and  various  municipalities  (about  US$12  million). As part of the World Bank’s second DPO (P164545), the GoTG has agreed  that  electricity  consumption  for  critical  public  facilities  such  as  hospitals,  security  (military, police, prisons, and so on), and public street lighting will remain on credit  meters  and  invoices  will  be  settled  directly  at  regular  intervals  and  government  8 A new competitive fuel contract was signed in December 2017, supported through a US$45 million credit facility offered by  the Islamic Development Bank which became effective in December 2017.  8 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) arrears will be cleared. It is expected that all other public sector entities will transition  to prepayment meters if they have not done so already.  2. Installation of new prepayment meters for residential customers and smart meters  for large customers (whose voltage level does not permit the use of prepaid meters):  These meters will replace old credit meters which have lost calibration and are easily  tampered.  3. The Service Contractor will develop a revenue protection program to identify other  areas of commercial losses and associated mitigation methods.    21. Beyond these short to medium‐term measures, diversification of the energy mix is also important. The  Gambia remains 100 percent dependent on HFO which has a substantial impact on NAWEC’s financial  position. Generation depends on imported liquid fuel and with no automatic pass through mechanism,  which  is  difficult  to  implement  given  already  cost‐prohibitive  tariffs.  As  a  result,  NAWEC  remains  vulnerable to price and exchange rate shocks. The transition to imports and renewable energy outlined  in the road map will help reduce this risk exposure over the medium term.   22. Implementation of the abovementioned measures will be supported through the proposed project,  but substantial risks remain to the goal of achieving financial viability. Taking the measures outlined  earlier  into  account,  the  updated  financial  model  for  NAWEC  indicates  that  a  positive  Debt  Service  Coverage Ratio (DSCR)9 could be achieved in 2018 (see Annex 4 for more details). There are, however,  substantial risks to this being achieved. In particular, it is critical for the GoTG to remain committed to  the LCPDP and in particular to the opportunity presented by the OMVG interconnection which will allow  a fundamental shift in the landscape of The Gambia’s power sector to lower cost of baseload energy.   23. Finally, NAWEC and the Government are expected to sign a performance contract, which is in addition  to the NAWEC service contract. To underpin the turnaround described earlier, a performance contract  is expected to be signed between the MoFEA and the NAWEC Board of Directors. The MoFEA expects to  sign a performance contract with all SOEs, and NAWEC is expected to be the first. A precise timeline has  not been set, but it is likely to be in place for 2018–2019. This performance contract will define clear  targets for indicators such as plant availability, technical losses, bill collection rates, and fuel efficiency of  generation, with appropriate incentives to meet those targets. Such incentives are currently lacking. For  example, NAWEC’s current tariff structure allows for T&D losses of 20 percent, while actual losses total  approximately 22 percent, and it provides no incentives for NAWEC’s management to meet targets. The  international  experience  underscores  the  importance  of  using  incentives  in  performance  contracts,  including executive bonuses for achieving targets and salary reductions or other sanctions for failing to  achieve targets. The contract would also include commitments from the GoTG, such as an agreement for  the  settlement  of  government  arrears  to  NAWEC,  which  is  expected  to  be  part  of  the  DPO  under  preparation (P164545).   9 DSCR is the ratio of Cash Available for Debt Service to Debt Service for a fiscal year, where ‘Cash Available for Debt Service’ is  calculated as Earnings Before Interest, Tax, Depreciation, and Amortization (EBITDA) +/− Changes in Working Capital +/−  Corporate Tax +/− CAPEX +/− Dividends, and ‘Debt Service’ is calculated as principal repayments and interest due on financial  obligations for the calculation period.   9 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Box 1. Related projects  The proposed project is well aligned with existing and pipeline projects financed by the World Bank as follows.  1. Gambia Electricity Support Project (P152659, US$18.5 million, approved April 2016).  The project is well  advanced,  providing  basic  investment  support  to  NAWEC,  including  new  generators,  emergency  fuel  purchases, reinforcement in distribution substations, and prepayment meters.   2. OMVG  Interconnection  Project  (P146830,  IDA  US$47  million,  approved  April  2015).  The  project  will  connect The Gambia to the WAPP, enabling HV imports, and provide the Western Transmission Backbone  from Soma to Brikama.   3. ECOWAS  Regional  Electricity  Access  Project  (Phase  1)  (P164044,  pipeline,  budget  to  be  confirmed,  expected  FY19).  The  project  will  build  on  the  OMVG  project  to  enable  low‐cost  access  through  grid  densification. The project is expected to enable The Gambia to achieve 80 percent to 100 percent access  rates.   4. Regional Off Grid Electrification Project (P160708, pipeline, budget to be confirmed, expected FY19). This  project for West Africa and Sahel countries is expected to accelerate the deployment of stand‐alone PV  systems for households, public services such as schools and health clinics, and productive uses.   The proposed project is also well aligned and coordinated with, and draws lessons from, the broader World Bank  portfolio, in particular the DPO under preparation:  5. DPO series. The Gambia Emergency DPO closed on December 31, 2017 (P163285, US$56 million) focused  on NAWEC’s competitive fuel contract. The FY2018–2019 Gambia DPO series under preparation (P164545,  US$20 million for FY18; a total of US$50 million is expected in the series) focuses on energy as one of the  key sectors. As discussed earlier, the series will support increased bill collection from public entities and  the NAWEC performance contract.  6. Integrated Financial Management and Information System Project  Additional financing  (P132881, US$5  million, approved in September 2013) which among other activities is financing audits of five key SOEs  including NAWEC. This will inform the strategic priorities for NAWEC, and will support technical assistance  to PURA to update the tariff methodology and tariff model.   Finally, the project is well aligned with the active pipeline projects from other donors. Table 3 outlines ongoing  projects from other donors. There is effective coordination between donors active in the energy sector, achieved  through  regular  donor  meetings.  The  strategic  road  map  was  also  developed  through  a  consultative  process  involving all donors engaged in the sector.    C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes  24. The  project  will  contribute  to  the  World  Bank  Group’s  twin  goals  to  end  poverty  and  boost  shared  prosperity.  ‘Directions  for  the  World  Bank  Group’s  Energy  Sector’  (Report  No.  79597,  2013),  describes how energy is an important engine of economic growth, on which both poverty reduction and  shared  prosperity  depend.  Inclusive  economic  growth  is  the  single  most  effective  means  of  reducing  poverty  and  boosting  prosperity.  Most  economic  activity  would  be  challenging  without  energy.  The  proposed  project  will  support  The  Gambia  in  reaching  its  goals  of  increasing  access  to  reliable  and  competitively  priced  electricity,  which  is  essential  for  business  development,  job  creation,  income  generation, and international competitiveness. The proposed project will also help improve the financial  position of NAWEC through reduced dependence on expensive HFO‐based generation.   10 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 25. The  project  will  directly  maximize  finance  for  development  by  contributing  to  an  enabling  environment  for  competitiveness  and  sustainability  through  development  of  power  infrastructure  needed to expand electricity access for households and supply of reliable and efficient power supply, all  of which are vital for promoting and sustaining economic growth and reducing poverty. By expanding the  capacity  of  the  generation,  transmission,  and  distribution  network,  the  project  will  contribute  to  enhancing  energy  services  which  is  the  key  objective  of  the  Government’s  development  agenda.  As  described earlier, the proposed project directly contributes to achieving the GoTG energy sector road map  and the NDP.  26. The proposed project is aligned with the DPO series, which aims to support the restoration of  macroeconomic stability and key enablers of inclusive growth.  The DPO series (P164545) is structured  around  two  pillars.  Pillar  I  focuses  on  enhanced  debt  and  public  sector  management.  It  consists  of  measures to strengthen debt management, address the debt overhang, and support fiscal consolidation  through improved human resource management and enhanced SOE regulation and monitoring, primarily  NAWEC. Pillar II seeks to reinvigorate key enablers of economic growth in critical sectors, particularly in  energy, information and communication technology, and possibly transport and agriculture.  27. This operation is also fully consistent with the high‐level objectives of the African Development  Bank  and  the  World  Bank  Group.  The  African  Development  Bank’s  2013–2016  Second  Joint  Program  Framework for The Gambia (JPF‐2) (Report No. 72140‐GM) was approved by the World Bank Board in  March 2013. Pillar I in the JPF‐2, in particular, includes a focus on developing key supporting infrastructure,  such as the energy and water sectors. Moreover, the World Bank’s Country Engagement Note FY2018‐ 2020  (under  preparation),  includes  the  “strengthen  access  to  lower‐cost  sustainable  energy,  including  renewables” in its Objective 1, Pillar (ii).  II. PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES   A. PDO  28. The Project Development Objectives (PDO) are to (i) improve the operational performance of the  Project Implementing Entity; and (ii) improve the capacity of the Project Implementing Entity to dispatch  variable renewable electricity.  B. Project Beneficiaries  29. The project beneficiaries are current and future electricity consumers, including grid‐connected  households as well as businesses which will benefit  through improved electricity service. Beneficiaries  include  both  men  and  women  in  grid‐connected  households  equally.  Additional  generation  and  transmission  capacity  developed  under  the  proposed  project  will  help  increase  productivity,  spur  economic growth, and contribute to The Gambia’s effort to reach universal access to electricity.   C. PDO‐Level Results Indicators  30. The PDO level indicators are the following (section VII presents the full Results Framework):  1. Improve operational performance:   o Distribution losses in the Greater Banjul Area (percentage)  11 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) o Power outages in the Greater Banjul Area (number per month)  2. Dispatch variable renewable electricity:   o Generation dispatched from variable renewable generation (solar) (GWh)  o Installation of a supervisory control and data acquisition (SCADA) system (Yes/No)    III. PROJECT DESCRIPTION    A. Project Components  31. The  project  will  support  the  country’s  first  utility‐scale  solar  PV  plant,  upgrades  to  the  T&D  infrastructure needed to absorb variable energy and imports, and extension of the distribution backbone  throughout the country. Despite the strong potential of solar power described earlier, there is no utility‐ scale  solar  PV  in  The  Gambia.  The  GERMP  will  finance  a  10–20  MWp  plant,  upgrade  the  transmission  backbone  from  Brikama  including  a  new  dispatch  center,  which  will  increase  the  ability  for  the  GBA  network to absorb intermittent energy from solar and imports from the OMVG interconnector. The T&D  component will also extend the distribution network to integrate the MV system into one for the country.   The  project  components  are  described  in  the  following  paragraphs,  with  a  summary  of  project  costs  provided in Table 2. Technical design details can be found in Annex 1.  Component 1: On‐grid solar PV with storage (component cost US$28.4 million equivalent; IDA grant  US$1.7 million, EIB credit US$26.7 million)  32. This  component  will  finance  a  greenfield  10–20  MWp  solar  PV  plant,  potentially  including  a  battery electricity storage system (BESS) to adapt output to demand profile and minimize grid absorption  concerns (see Annex 1 for details). The utility‐scale solar PV plant proposed under this project will consist  of preparation, financing, construction, and 20 years of operation of PV greenfield solar power generation  of between 10 and 20 MWp in the GBA. The economic analysis is prepared based on the assumption of  16  MWp.  The  total  actual  electricity  output  capacity  will  be  between  8  MVA  and  16  MVA  and  an  aggregated active output between 7.5 MW and 15 MW. According to the first theoretical assessment, the  solar generation project plant will generate between 14 GWh and 28 GWh in the first year of operation,  with  slight  reduction  in  the  following  years  during  the  20  years  of  expected  operation  due  to  the  degradation of solar panels (about 0.3 percent per year).  33. The  options  for  PV  generation  will  be  selected  between  two  configurations:  (a)  option  A:  one  single plant, likely to be connected in Brikama area or (b) option B: a series of three–five smaller plants  scattered through the GBA with same total capacity. For option A (a single plant for the whole capacity)  the proposed site is in Brikama, located 20 km from Banjul city. The GoTG would facilitate the area for the  plant  installation,  with  a  surface  of  between  30  ha  and  60  ha,  allowing  available  space  for  future  expansion. The terrain has been defined and its topography is appropriate for a PV plant, being flat and  with proper road accesses.  For option B (several smaller plants with the same total capacity) the proposed  sites will be in the GBA. The GoTG would facilitate the areas for the plant installation, with appropriate  surfaces according to  the  sizes of the  plants. The terrains will have to be identified  during investment  development. In principle, this second option might finance generation that would be located closer to  12 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) demand centers meaning reduced losses and reduced impact of grid absorption issues. However, it would  increase the number of sites and operation and maintenance (O&M) requirements.  34. A solar feasibility study is being carried out by an experienced consulting firm, which will provide  a comparative analysis for both options. The study is expected to be finished by the end of 2018, by which  point the GoTG will have selected the preferred option, and then the design and procurement process  will be carried out for that option. The size of storage to be installed in capacity and volume (MW/MWh)  will also be defined by the feasibility analysis that will consider the existing situation of the GBA system  including the optimization of the demand‐supply balance.  35. Existing studies include an EU‐financed grid stability analysis that assesses the capacity of the grid  to absorb solar intermittent generation. This analysis concludes that a hybrid system (PV+storage) with  an adequate smart control (SCADA) can allow a relatively important amount of variable renewable energy  (VRE) into the Gambian grid. Incorporating smart elements for the coordination of the total generation of  the system provides a qualitative improvement in the operation of the system as a whole as well as on  the margin for integration of PV into the system. Main conclusions of the study are described in Annex 1.  36. The solar facilities will also be provided with energy storage for several different purposes:  o Provide stability to the GBA grid by smoothing solar generation;  o Protect the solar generation from grid fluctuations;  o Allow that part of the solar generation during daylight to be used in peak times (normally in  evenings in the GBA); and  o Provide  additional  ancillary  services  to  the  weak  GBA  system,  mainly  in  voltage  and  frequency regulation.    37. The project/s will likely include some minimal associated infrastructures (minor access roads, and  interconnection  lines  to  connect  the  solar  plant  to  the  grid).  The  plant  will  comprise  a  series  of  polycrystalline  or  monocrystalline  PV  modules  installed  on  fixed  steel  structures.  Modules  will  be  connected in strings, and the strings will be connected to the inverters. In any option, the sites will be  protected from intrusion by a fence. Considering the geographical situation of the GBA, logistics will not  be complicated. All the equipment can be delivered by road on truck containers from the port of Banjul  (25 km) or Dakar (300 km).  Contractual structure for Component 1  38. The plant financed under this component (PV+storage) will be developed through a supply and  installation contract with an international contractor. The component will also include a period of 20 years  of O&M to be split in two phases (Figure 4). The first phase of the O&M contract (three years) will be  financed by the project under this component, with a full warranty for the plant provided by the same  contractor  and  securing  adequate  performance  and  O&M  through  Engineering,  Procurement,  and  Construction (EPC) payments retention. During this first phase, NAWEC will establish an escrow account  and will use the revenues collected from sales from the solar plant to build reserves within the escrow  account to ensure the availability of resources for proper O&M and replacement of equipment to maintain  13 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) the performance of the plant and help ensure sustainability. As part of the citizens engagement efforts,  the balance of the escrow account will be published quarterly on the NAWEC website. NAWEC will have  flexibility on the downstream O&M before project closure. One option is for the second phase of the O&M  contract (17 years) to be financed by NAWEC through the escrow account, perhaps complemented by  NAWEC’s own staff. The project will support the Borrower to understand what models and approaches  have  been  used  in  other  parts  of  the  world,  potentially  through  learning  trips  financed  through  Component 3.  Figure 4. Proposed Contractual Scheme for the Solar Plant EPC+O&M  Construction contract O&M contract Escrow  (Financed by GERMP) (Financed by NAWEC from escrow account) account Engineering and Construction Guaranteed O&M O&M period 1 year 3 years 17 years NTP PA FA EEL Revenues for energy (NAWEC) NTP: Note to proceed PA: Provisional Acceptance NAWEC  FA: Final Acceptance accounts EEL: End of Economic Life   39. O&M  costs  are  expected  to  include  all  required  items:  spare  parts,  PV  operation  cost,  battery  operation  cost,  insurance,  and  battery  replacement  every  5–7  years.  According  to  international  benchmarks,  the  annual  O&M  costs  is  estimated  at  1  percent  of  the  total  CAPEX,  without  including  batteries replacement. This periodic cost, every 5–7 years, is estimated at around 8 percent of the total  CAPEX.  However,  due  to  market  and  technology  evolution,  battery  costs  are  expected  to  decline  drastically in the coming years. Annual O&M cost for the plant lifetime (20–30 years) factoring the periodic  battery replacement cost is estimated, conservatively, at around 3 percent of total CAPEX.  40. The final structure of the EPC+O&M contract and the escrow account mechanism will be designed  and agreed with the GoTG and NAWEC before the plant procurement process. The structure should be  clearly specified within the bidding documents for bidders to assess the whole and definitive concept of  the contracts. The EPC+O&M contract will incorporate performance guarantees to optimize the quality of  the equipment and works during installation and a bonus scheme to enforce rigorous O&M execution by  the contractor. During the O&M period, the contractor will be required to train NAWEC staff on O&M of  this  type  of  plant,  including  energy  storage.  This  capacity  building  along  with  the  accompanying  infrastructure investment will pave the way for the future development of renewable energy. In effect, it  will allow NAWEC to eventually develop future plants by themselves or to better assess future contracts  under private sector participation (PSP).   41. Expected generation cost. The mentioned feasibility study will provide an accurate study of plant  cost  based  on  international  benchmarks  and  Gambian  market  assessment.  However,  from  recent  estimation  and  international  information  the  estimated  cost  can  be  assessed  at  a  high  level.  Figure  5  shows a preliminary estimation depending on generation size (MWp) and storage size (MWh). The basis  14 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) for that calculation is US$1.15 million per MWp for the solar generation and US$0.6 million per MWh for  the storage.  Figure 5. Preliminary CAPEX Estimation Depending on Generation Size (MWp) and Storage Size (MWh)    Source: WB estimates from latest benckmark prices for solar and storage.    42. Connection to the Gambian grid. In option A, the plant will be connected to the existing grid (33  kV) or the future line that will be also financed by this project (132 kV). The ongoing feasibility study will  define  the  exact  characteristics  of  the  grid  connection.  In  option  B,  the  ongoing  feasibility  study  will  provide the details once the locations are defined in coordination with the GoTG. The feasibility study will  also  recommend  the  appropriate  measures  for  plant  grid  integration.  Those  measures  will  be  implemented in the plant design.   Component  2:  Transmission  and  distribution  (T&D)  restoration  and  modernization  (component  cost  US$77.3 million equivalent: of which IDA grant US$25.1 million, EIB credit US$33.6 million, and EU grant  US$18.6 million)  43. This  component  will  finance  T&D  upgrades  necessary  to  (a)  absorb  the  additional  generation  capacity; (b) prepare for future capacity expansion including the OMVG and other pipeline projects;(c)  help reduce T&D losses and power cuts; (d) extend the distribution network throughout the country; and  (e) enable future grid extension. The investment under this component will be analyzed in detail through  a feasibility study being financed under the GERMP project preparation fund (PPF).   44. The most important transmission system is in the GBA with 330 km of 33 kV transmission lines  and five 33/11 kV substations, supplied by two large power stations in Kotu and Brikama. The provincial  15 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) mini‐grids  are  each  limited  to  a  main  growth  center  and  its  surroundings.  This  type  of  grid  with  its  33/11/0.4 kV voltage levels is classified as the T&D system. The small size and the limited area of these  mini‐systems results in constraints that affect the reliability and supply security for the customers. The  expansion of these systems is not obvious as the limited size of the power stations poses some constraint  to the development of the systems, while the management and maintenance of the facilities is a challenge  which affects both the operation of the system and the control of the losses.  45. Following recent studies,10 there have been several recommendations to solve the challenges by  downgrading the 33 kV and subsequent voltages to a distribution voltage and introducing a higher voltage  with  new  HV/MV  substations  which  would  serve  as  injection  points  on  the  distribution  grid.  Further  investments are required to complement the existing network and to reinforce the grid to cope with the  additional generation identified in the Energy Sector Road Map with the view to strengthen and prepare  the network for future development and absorption of renewable energy as well as to reduce T&D losses.  Details  about  the  T&D  pipeline  and  the  financing  is  included  in  Annex  1.11  Component  2  will  support  various elements in the road map through the following subcomponents.  46. Subcomponent 2.1: New Kotu‐Brikama line (subcomponent cost US$11.6 million: of which IDA  grant US$11.6 million). This subcomponent will finance a new HV transmission line between the two main  power  plants  in  the  GBA.  This  will  likely  be  a  132  kV  line  around  30  km,  prepared  for  double  circuit.  Brikama is expected to become the main hub for power supply in the country, with existing generation,  proposed new developments, and the connection to the 225 kV transmission network from the OMVG.  The major demand center of the country is around Kotu. The Kotu‐Brikama connection is therefore critical.  However, the current connection between these two centers (supply and demand) is very weak and only  supported by 33 kV lines. This link therefore poses a risk to the development of the main economic area  of  the  country  and  future  developments  of  power  generation  in  Brikama,  expected  to  be  under  PSP  schemes. The upgrade of the Kotu‐Brikama line is therefore a critical short‐term investment needed to  enable access, improve service quality for the GBA customers, expand the ability of the network to absorb  VRE, and reduce T&D losses by transferring the supply from existing HFO plants to the HV lines instead of  the existing 33 kV lines.       10 AEC Kuwait. 2015. “Feasibility Study for National Transmission Line and Dispatch Center of The Gambia.”  Government of The Gambia. 2017. “The Gambia Electricity Sector Roadmap – High Level Update.”  11 Various projects are being undertaken on the interconnected grid and in the provinces. These will improve the performance  of the grid and are expected to be completed in the period through to 2020 including: (i) GESP investments ‐ completion  expected in 2018; (ii) India distribution in the GBA ‐ completion expected in 2019; and (iii) OMVG 225 kV, which will provide a  ‘Western’ backbone for the country ‐ completion expected as soon as 2020; this interconnection with Senegal and the WAPP  countries will create new substations in Soma and Brikama and will introduce a new voltage in the country (225 kV). 16 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 6. Projected Network to Link Kotu with Brikama in the GBA, 2025  Mi l e 5 Kotu Power Pl ant Mi l e 2 Kotu Bi ji lo S/S 33 kV upgrade/ rehabilitate Wi l lingara S/S 132 or 225 kV new New 132 or 225 kV line New Wi llingara Existing Power Plant Existing S/S  33 kV Bri ka ma Existing 33 kV line OMVG S/S Future 33 kV line Medi na Bri kama Future OMVG S/S  Power Pl ant 225/132/33  kV   47. Transmission  lines.  The  project  will  finance  two  transmission  lines  that  will  be  defined  by  the  feasibility  study.  The  study  will  propose  the  optimal  technical  design  of  the  conductors  (for  example,  assess 225 kV instead of 132 kV or if a double circuit is necessary) and ground wire. Optical fiber will be  included in the line for telecommunication. It is expected that these lines will be above ground aerial lines,  but  some  sections  may  need  to  be  underground  to  mitigate  social  and  environmental  impacts.  As  illustrated in Figure 6, this subcomponent is expected to include the following: (i) 18 km 225 kV or 132 kV  single or double circuit transmission line from Brikama power station to the Jabang substation; and (ii)  11.5 km 225 kV or 132 kV single or double circuit transmission line from the Jabang substation to Kotu  power station.  48. Substations. The project will finance the construction of three new substations that will serve the  new lines to be constructed: (a) a new 132 kV Jabang substation; (b) a new 132 kV Brikama substation;  and (c) a new 132 kV Kotu substation. The substation capacities will be defined through the feasibility  study, but will have the following indicative features: (i) Voltage class: 132/33 kV; (ii) 132 kV outgoing line:  To be defined by study in coordination with NAWEC. Preliminarily, two outgoing lines, one in the current  stage  and  the  other  in  the  future  stage,  which  apply  sectionalized  single  bus  connection;  (iii)  33  kV  outgoing line: To be defined by study in coordination with NAWEC Preliminarily, 10 outgoing lines in the  future stage and six outgoing lines in the current stage, which apply sectionalized single bus connection;  and (iv) Reactive compensation: To be defined by the study in coordination with NAWEC.  49. Subcomponent 2.2: Improved service quality (subcomponent cost US$13.7 million: of which IDA  grant US$8.7, EIB credit US$4.9 million). This subcomponent will finance a new integrated dispatch center  with SCADA (controlling generation and transmission), including training on SCADA, and switch gear; and  upgrades to existing primary and secondary substations, and switchgear. Together, these investments will  help NAWEC track and improve the overall quality of supply in the GBA as well as the provinces when they  are connected. The SCADA system is essential to facilitate integration of renewable energy (both from  17 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) domestic solar and imported hydro), without which there is a high risk of stranded assets. If the instability  cannot be managed, the operator will have recourse to HFO‐peaking plants to make up the shortfall.  50. The  feasibility  study  will  analyze  and  propose  an  optimal  configuration  for  the  new  National  Control Center of The Gambia, which will consist primarily of two components: (a) the computer system  providing the SCADA/Energy Management System (EMS) functionalities and its necessary auxiliary (that  is: uninterruptible power supply, standby generator). The system is open, efficient, and highly secured  with modern management tools for power generation and transmission systems and is using state‐of‐the‐ art techniques in the field; and (b) modern buildings secured and adapted to a modern control center in  real time. The Gambia National Control Center will comprise three main systems, which are illustrated in  Figure  7:  (a)  Primary  Control  System;  (b)  Program  Development  System;  and  (c)  Dispatcher  Training  System.  Figure 7. Preliminary Scheme for the SCADA/EMS System    Source: Study financed by Arab Bank for Economic Development in Africa (BADEA).  51. The  feasibility  study  will  also  propose  the  rehabilitation  and  upgrades  needed  on  the  existing  primary distribution substations (up to six) and assess the need to upgrade the 425 secondary substations  in the GBA, including necessary measures for rehabilitating the ones that are not fully operational. These  activities will then be financed through the project, which will further help improve reliability and reduce  distribution losses.  18 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 52. Subcomponent  2.3:  Distribution  backbone  in  the  provinces  (subcomponent  cost  US$48.5  million:  of  which  IDA  grant  US$1.2  million,  EIB  credit  US$28.7  million,  EU  grant  18.6  million).  This  subcomponent  will  finance  the  interconnection  of  the  existing  isolated  MV  networks  scattered  throughout  the  country,  including  a  submarine  cable  in  the  Greater  Banjul  Area.  The  extension  of  the  distribution  network  in  the  provinces  (outside  the  GBA)  will  enable  extended  access  and  improved  electricity services. Currently, the distribution network in the provinces  consists of a series of isolated  grids supplied by small diesel groups.   53. The  connection  of  the  different  isolated  grids  will  allow  the  creation  of  a  single  more  reliable  network  (Figure  3)  that  can  be  supplied  from  different  sources,  either  national  generation,  MV  local  imports from Senegal, or HV imports from the regional pool, most of which is expected to come from  hydropower. The submarine cable will help increase overall stability of the grid through the creation of an  MV loop. The substations will need to handle the change in capacity between the distribution network in  the GBA (33 kV) and the provinces (30 kV). In addition, a local MV cross‐border connection with Senegal  will facilitate the supply from the Senegalese grid owing to specific PPAs between NAWEC and SENELEC.  Some low voltage lines may also be financed if there is a need and budget available.   54. This  interconnection  will  consist  of  up  to  400  km  of  MV  lines  and  approximately  10  primary  substations. The potential beneficiaries of this interconnection would be the population of all provinces  outside the GBA, equivalent to approximately 37 percent of the population (around 690,000 inhabitants  and 59,000 households). A specific feasibility study will be conducted to identify the exact scope of the  different interconnection projects.  55. Subcomponent  2.4:  Customer  connections,  demand‐side  management  (DSM),  and  loss  reduction  activities  (subcomponent  cost  US$3.6  million:  of  which  IDA  grant  US$3.6  million).  This  subcomponent  will  finance  investments  to  enable  NAWEC  to  connect  new  customers  through  the  provision of at least 31,000 prepayment meters (sufficient to provide a stock of meters for 2019 and 2020),  a  meter  testing  lab,  and  DSM  activities  such  as  the  supply  and  installation  of  LED  bulbs  to  replace  incandescent  bulbs  in  government  offices  and  street  lights  in  the  GBA  and  provinces  as  well  as  DSM  equipment. This subcomponent will also finance equipment needed to identify and reduce T&D losses at  NAWEC, such as Advanced Metering Infrastructure.   Component  3:  Urgent  institutional  support  for  sector  turnaround  (component  cost  US$15.8  million  equivalent: of which IDA grant US$14.3 million, counterpart funds US$1.5 million)  56. This  component  will  finance  key  activities  related  to  urgent  activities  to  restore  the  sector,  improve operational performance of NAWEC, and support project implementation.  57. Subcomponent 3.1: NAWEC turnaround (subcomponent cost US$7.4 million: of which IDA grant  US$7.4  million).  The  GERMP  will  finance  various  activities  designed  to  support  the  turnaround  of  NAWEC’s operational performance, such as the following:   19 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) o A  NAWEC  Service  Contractor  (contract  activated  in  November  2017).  The  GERMP  will  finance a three‐year service contract which will be a critical support to strengthen NAWEC’s  technical, financial, and managerial capacity. This activity was originally expected under the  GESP but following a project restructuring will now be financed through the GERMP. Among  other things, the Service Contractor activities include:  1. Preparation of an organization audit and proposals for restructuring of NAWEC;  2. Preparation of a business plan for NAWEC, including performance targets, which  will form the basis of the NAWEC performance contract;  3. Design and installation of a new information technology (IT) system to integrate  accounting, billing, payroll, stock, and other accounting functions;  4. Separation  of  financial  and  commercial  accounts  (electricity  from  water  and  sewerage);  5. Creation  of  a  customer  call  center  to  take  citizen  feedback  and  respond  to  questions/concerns;  6. Preparation of a revenue protection program; and  7. Preparation of a T&D loss reduction program.    o New IT system for NAWEC. A separate contract will be issued for the installation of the new  IT system. The IT system will streamline NAWEC’s operations, integrating all the processes  into one single system. It will also improve the internal and external reporting for NAWEC  management and decision making and enable the process of separation of electricity, water,  and sewerage accounts. This activity was originally expected under the GESP but following a  project restructuring will now be financed through the GERMP.  o Communication  and  citizen  engagement  campaigns  regarding  the  power  crisis  in  The  Gambia to engage with customers on the reasons for the crisis and efforts being taken to  address  it  and  to  encourage  citizen’s  awareness  and  support  for  residential  conservation  measures.  Some  activities  will  be  financed  through  the  GERMP  PPF.  The  emergency  communications campaign forms a critical part of NAWEC’s citizen engagement activities.  The PPF has enabled NAWEC’s first use of social media including the creation of a NAWEC  Facebook page which has had very high levels of engagement, especially from the youth.  The activity will also support the establishment of regular press briefings and the creation of  a TV campaign to maintain an open channel for dialogue between customers and NAWEC.  o Capacity‐building activities for NAWEC technical management and staff. Training activities  will include, but not be limited to, technical areas such as:  1. Procurement,  project  management,  and  contract  management  of  renewable  plants;  2. O&M of solar plants potentially through learning trips and south‐south exchange;  3. Operations of HV lines;   4. Grid  management  and  SCADA  in  a  diversified  generation  pool  with  VREs  and  reduced T&D losses;  20 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 5. Citizen engagement and community outreach;   6. Preparation of IPPs and PPA negotiations; and  7. Energy sector planning including planning software.    58. Subcomponent 3.2: Strategic support for the energy sector (subcomponent cost US$2.6 million:  of which IDA grant US$2.6 million). The activities under this subcomponent include the following:   o Strategic studies for the sector including a new master plan which will form the basis of the  next iteration of the strategic road map expected in 2019 (see Box 2) and others such as the  preparation of a formal grid code for the Gambian electricity sector.   o Technical assistance to the MoPE, MoFEA, and Office of the President, including activities  such  as  the  provision  of  energy  advisers,  support  for  the  institutional  reorganization  of  MoPE, and preparation for IPPs.  o Auditor for the MoFEA‐NAWEC performance contract. As discussed earlier, the MoFEA is  expected  to  sign  a  performance  contract  with  NAWEC.  The  GERMP  will  finance  an  independent third‐party consultant to validate the key performance indicators (KPIs). The  GERMP  will  also  support,  as  needed,  technical  assistance  to  the  sector  to  develop  the  capacity to effectively monitor the performance contract, likely within the MoFEA.     Box 2. Preliminary Scope of Activities in the Proposed Power Sector Master Plan  1. A detailed demand forecast based on a geographic information system.  2. A solar optimization study to map solar sites, start the process of land banking, and assess the optimal  expansion of solar, given grid and space constraints, and identify any institutional, regulatory, or legal  updates that might be necessary.   3. A gas‐to‐power options study with an assessment of options including developing a gas‐to‐power  regional project with Senegal, importing gas from Senegal such as through a gas pipeline, and  developing the possibility of domestic gas and therefore the option of a bridge solution in The Gambia.  4. An update to the LCPDP, which incorporates output from the previously mentioned components.  5. A T&D master plan.  6. Synthesis paper summarizing all the findings (and which would become the new road map).      59. Subcomponent  3.3:  Project  preparation  and  implementation  support  (subcomponent  cost:  US$5.7  million;  IDA  grant  US$4.2  million,  counterpart  funds  US$1.5  million).  The  activities  in  this  subcomponent include the following:   o Owner’s Engineer (OE) to assist NAWEC in project implementation. The project will finance  an  OE  to  supervise  the  execution  of  Components  1  and  2.  The  OE  will  also  provide  procurement assistance to the Project Implementation Unit (PIU).  21 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) o PIU costs including additional capacity‐building activities such as intensive training courses  and south‐south learning on safeguards and procurement, consultants to assist at critical  parts of project implementation, a project vehicle, and IT equipment for the PIU.  o Key studies for project preparation including preparation of feasibility studies and tendering  documents.   o Preparation of safeguards instruments such as the Environmental and Social Management  Framework  (ESMF)  and  the  Resettlement  Policy  Framework  (RPF)  financed  through  the  GERMP PPF, as well as any Environmental and Social Management Plan (ESMP) documents,  and Resettlement Action Plan (RAP) documents that are subsequently required.  o Implementation of safeguards instruments, including the actions identified in the ESMF and  RPF.  The  estimated  cost  of  compensation  is  US$1.5  million  (to  be  confirmed  during  the  preparation  of  the  RAPs)  and  will  be  financed  through  counterpart  financing.  This  component  will  also  support  the  creation  of  a  functional  Grievance  Redress  Mechanism  (GRM).    B. Project Cost and Financing  60. European  Investment  Bank  (EIB)/EU  cofinancing.  The  GERMP  leverages  US$60  million  financing from the EU and the EIB as joint cofinancers. In the case of the cofinancing, the EU is expected  to on‐grant US$17 million to the EIB, and the EIB will then supervise project implementation on behalf  of the EU. In the spirit of donor cooperation, it is expected that the World Bank will handle procurement  supervision on the EIB’s behalf for activities cofinanced between IDA and the EIB.   61. PPF.  Preparation  of  GERMP  benefits  from  a  PPF  of  US$3.65  million  which  financed  several  critical  activities  including  feasibility  studies,  safeguards  studies,  and  emergency  communication  activities. Table 2. Summary of Project Costs and Financing  Counter‐ IDA  EIB  EU  Total Cost  part  Financing  financing  financin % IDA  Project Components  (US$,  Funding  (US$,  (US$,  g (US$,  Financing  millions)  (US$,  millions)  millions)  millions)  millions)  1. On‐grid solar PV with storage  28.40  1.70  26.70  0.00  0.00  6  2. Transmission and Distribution (T&D)  77.30  25.00  33.7  18.6  0.00  32  restoration and modernization  3. Urgent institutional support for sector  15.80  14.30  0.00  0.00  1.50  100  turnaround  Total  121.50  41.00  60.40  18.60  1.50  34  Note: All cost estimates include a contingency of 4.4 percent.  C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design  62. The project design has drawn lessons from the ongoing GESP (P152659). The implementation of  the GESP is progressing well, with disbursements ahead of schedule in the first year of effectiveness. The  22 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) GESP, approved on May 10, 2016, was the World Bank’s first energy IPF project in The Gambia and the  first  project  with  NAWEC.  It  has  provided  several  lessons  for  the  design  of  the  GERMP,  including  the  following:  o The need to have a dedicated PIU. The GESP PIU comprises NAWEC staff who have other  roles within NAWEC. This sometimes led to implementation delays. To avoid this issue  with  the  GERMP,  which  is  a  much  larger  project,  one  of  the  proposed  effectiveness  conditions  is  that  NAWEC  should  have  all  PIU  staff  dedicated  to  the  project  full  time  before project effectiveness to ensure successful implementation.   o Procurement  capacity.  The  procurement  process  will  be  critical  in  this  project  with  complex procedures and contracts to be negotiated. The project will provide reinforced  assistance to the Project Management Team to carry out these activities. During GESP  implementation the support of experienced individual consultants (ICs) has provided a  significant  boost  to  procurement  activities,  and  it  has  been  one  of  the  key  elements  contributing to the good implementation pace of that project. The same approach will be  adopted for the GERMP.  63. O&M contract combined with the EPC contract for Component 1.  There are two lessons that  motivate combining an O&M contract with the EPC contract for Component 1.  o Incentive  for  quality  design.  The  EPC  contractor  will  be  responsible  for  the  detailed  engineering design of the system and procurement of the materials. The global solar PV  market has expanded rapidly in recent years, with many panels being of an inferior quality  and not designed to function in an intense environment like The Gambia which is subject  to high humidity in the rainy season and frequent dust storms from the Sahara Desert.  Having a long‐term O&M contract will align incentives for the EPC contractor to procure  high‐quality equipment which minimizes the risk of failure during the operations phase.  The proposed structure considers a two‐phase approach for the O&M, one for three years  in which the contractor should fully guarantee the equipment and a second phase of 17  years  in  which  the  subsequently  selected  contractor  will  have  a  fixed  fee  plus  a  performance bonus. This structure will ensure the accountability of the contractor during  the first phase and will incentivize proper O&M during the whole economic life of the  plant.  Throughout  all  this  period,  the  contractor  will  be  required  to  provide  a  fair  and  properly sized performance bond.  o Utility‐scale  solar  PV  will  be  a  new  technology  for  NAWEC.  Experience  from  other  countries  illustrates  the  risks  of  introducing  a  new  technology  to  a  system  where  the  utility does not have experience. For example, the World Bank financed two new HFO  engines  in  Guinea  Bissau  in  2012  (Guinea‐Bissau:  Emergency  Electricity  and  Water  Rehabilitation  Project  P120910).  The  electricity  utility  had  previously  used  diesel‐fired  engines. Without adequate experience, the engines were broken beyond repair within  two  years  instead  of  the  typical  economic  life  of  25–30  years.  The  contract  for  the  installation of the solar PV plant will therefore be accompanied by an O&M contract for  the whole life of the plant (20 years). During this period, the contractor would be required  to train NAWEC staff on O&M for this type of plants.   23 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 64. The project has been designed in accordance with other planned investments to maximize its  impact.  Component  2  will  support  the  preparation  of  The  Gambia  power  system  to  connect  with  the  OMVG system, expected as soon as 2020, and to increase access pursuant to the regional access project.   65. Project design also considers broad lessons from the World Bank’s experiences in the energy  sector in Sub‐Saharan Africa, particularly small countries facing a power crisis. For example, given limited  implementation capacity, procurement contracts for generation expansion activities will be structured as  turnkey contracts (design and installation).  IV. IMPLEMENTATION    A. Institutional and Implementation Arrangements  66. Implementation arrangements  are summarized in Figure 8. NAWEC will be  the implementing  agency of the GERMP, assuming all fiduciary responsibilities and responsibilities for reporting to the World  Bank. A GESP PIU is established within NAWEC, including the key functions of project coordinator and  procurement  specialist,  as  well  as  financial  management  (FM)  officer,  a  generation  engineer,  a  transmission and distribution engineer, two safeguards specialists, project accountant, and a monitoring  and evaluation (M&E) specialist. NAWEC has experience in hosting an implementation unit with the GESP  and the PIU has received specific training in World Bank fiduciary rules and guidelines.  Figure 8. Implementation Arrangements    67. The OE financed under Component 3 will provide support to the implementation of GERMP in  the form of highly qualified power engineers to assist in matters and ensure that the project meets the  World Bank requirements on procurement and social and environmental safeguards, occupational health  24 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) and safety issues and conduct the supervision of investments under Components 1 and 2. The OE will  therefore help avoid design errors and keep the project on schedule. However, the ultimate responsibility  for project management will lie with the PIU.   68. The Steering Committee (SC) established under the GESP will be expanded for the GERMP given  the scale‐up in the scope and complexity of activities. The new SC is expected to include representation  of various ministries at the Permanent Secretary level. The SC will include the MoPE, MoFEA, Ministry of  Local  Government,  Office  of  the  President,  PURA,  National  Environmental  Agency,  and  NAWEC.  it  will  advise on strategic questions related to the GERMP’s implementation. The SC will meet at least quarterly  and will monitor project progress and planning for subsequent periods.  69. The roles and responsibilities of the GERMP PIU will be spelled out, including that of the OE, and  implemented in accordance with the Project Implementation Manual (PIM), which will be completed by  NAWEC before effectiveness. The Service Contractor will also provide inputs on technical, financial, and  commercial aspects to complement the monitoring of the project outcomes.  B. Results Monitoring and Evaluation  70. Data for monitoring project outcomes and results indicators (see Section VII) will be generated  by  the  implementing  agency  (NAWEC),  with  the  support  of  the  OE.  Updates  on  progress  on  results  indicators will be reported through biannual progress reports. The PIU will include an M&E specialist to  track the indicators and provide support for data collection. Most of the main indicators are aligned with  key specific parameters of the sector that are generated and monitored monthly. For other indicators,  such as power outages, NAWEC does not have a measurement procedure. For these cases, the PIU will  work with the Service Contractor to define a suitable procedure and to periodically measure progress on  those indicators.  C. Sustainability  71. The sustainability of the Gambian power sector, including the investments under the GERMP,  will depend upon (a) the financial health of NAWEC and its ability to generate sufficient revenues to fully  cover  its  expenditures  and  (b)  the  GoTG’s  continued  commitment  to  support  a  comprehensive  power  sector reform program to be undertaken in the coming years. The actions for this power sector reform  were initiated by the GESP and DPO series and will be continued through this project.  72. Cost recovery in the electricity sector will be essential for sustainability and the phasing out of  financial support from the GoTG. Investments in the power sector under the GERMP are  designed to  promote  cost  recovery  through  cheaper  generation  capacity  and  increased  efficiency  (improved  transmission capacity) and to promote public access.  73. NAWEC’s financial and operational performance will ensure the long‐term sustainability of the  electricity sector. This utility should be managed and operated by experienced and professional operators  with an incentive to maintain, upgrade, and keep infrastructure/systems running smoothly. Component  3 intends to promote the appropriate managerial and organizational changes within the company through  private sector expert assistance.  25 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) D. Role of Partners  74. Components  1  and  2  of  the  project  will  be  jointly  cofinanced  with  the  EIB  and  the  EU.  Procurement supervision of activities jointly cofinanced with the EIB will likely be delegated to the World  Bank through a Principle of Collaboration Agreement similar to that used in other cofinanced projects.  World Bank safeguards policies will apply to such activities. For other activities cofinanced by the EIB and  the EU (namely the distribution lines in Component 2), the EIB procurement policies will apply.   75. The World Bank has coordinated with other donors to ensure complementarity in interventions.  Specifically, the update of the power sector road map, supported by the World Bank and approved by the  Cabinet in October 2017, has been a key document to define a clear path for the power sector in The  Gambia, where all the actors can team up to coordinate and collaborate in restoring the sustainability of  the sector. Table 3 summarizes the various interventions of each donor (ongoing and pipeline).   Table 3. Donor Activity in the Gambian Energy Sector (ongoing and planned)  Donor  Activities  African Development Bank   Exploring physical investments in mini‐grids and grid  extension, and institutional support    Legal advisory service to develop standard PPA documents,  and so on  BADEA and the Organization of the   US$21 million cofinancing by BADEA (US$12 million) and  Petroleum Exporting Countries (OPEC)  OPEC (US$9 million) for expansion of the Kotu power plant.  Fund for International Development   11 MW HFO engine, on track to be commissioned in early  2018  ECOWAS Bank for Investment and   US$30 million line of credit. Financing for a rural  Development  electrification extension project, including a 5 MW HFO  engine plus access connecting 36 villages  EU and EIB   GERMP cofinanciers   Preparing off‐grid solar PV project for schools and health  clinics  Islamic Development Bank   US$25 million. Financing a new 20 MW HFO plant at  Brikama, expected to be commissioned in early 2019   US$25 million. Credit Facility for HFO purchase by NAWEC  India Exim Bank   US$22.5 million. Financing T&D expansion and rehabilitation  project in the GBA  Kuwaiti Fund   US$25 million. Financing the two substations in The Gambia  for the OMVG interconnection project  United Nations Development Programme   Financed a feasibility study on rural hybrid systems  (solar/diesel)    V. KEY RISKS    A. Overall Risk Rating and Explanation of Key Risks  76. The  overall  project  risk  rating  is  High.  There  remain  several  challenges,  such  as  the  overall  governance  risk  in  The  Gambia;  capacity  of  the  public  utility,  NAWEC,  to  manage  transactions;  and  26 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) technical  risks,  such  as  generation  and  transmission  capacity  bottlenecks.  The  key  risks  and  proposed  mitigation measures are discussed below.  77. Political and governance risks: High. As a state‐ owned company, NAWEC is exposed to political  and governance risks which could affect the project. While political and governance risks in The Gambia  remain elevated, the new Government has made progress with the introduction of a fiscal stabilization  program  and  reform  measures  to  define  institutional  arrangements  that  enhance  transparency  and  accountability  in  public  sector  procedures  and  promote  PSP.  Mitigation:  This  risk  is  being  closely  monitored  by  the  World  Bank  in  coordination  with  the  IMF  and  the  wider  donor  community.  The  governance risk is partly mitigated through the introduction of a competitive HFO fuel supply, supported  through  the  GESP  and  the  first  DPO,  and  the  updated  Energy  Sector  Road  Map.  The  high‐level  commitment of the GoTG to the energy sector, and the new NAWEC Board appointed in May 2017, will  also mitigate the risk on political and governance.  78. Macroeconomic risks: High. Downside risks remain high at this critical moment of The Gambia’s  transition. Enormous investments in infrastructure and human capital are needed to unleash the growth  potential, but may lead to unsustainable debt levels if they do not yield expected returns. Mitigation: The  GoTG  is  committed  to  proactive  debt  restructuring  with  the  support  of  development  partners,  fiscal  discipline, reducing the reliance on domestic financing, and maintaining a flexible exchange rate regime.  They intend to implement reforms of the public sector, rationalize agencies, and pursue ongoing reforms  of SOEs, which are a key source of fiscal risks, and further streamline the civil service and security forces  based  on  the  recently  completed  audits.  They  aim  to  rebuild  private  sector  confidence  by  signaling  a  return to consistent and predictable fiscal and monetary policies. This risk is being closely monitored by  the World Bank in coordination with the IMF and the wider donor community.   79. Sector strategies and policies risk: Substantial. The GERMP is built on the confidence created by  the GESP. The project will deepen confidence for longer‐term engagement for sector reform. To revive  the electricity sector in The Gambia from its presently poor operational and commercial conditions, it is  critical that the GoTG remains politically committed to a long‐term reform vision with a coherent sector  wide  strategy,  as  articulated  in  the  Energy  Sector  Road  Map.  The  success  of  this  project  depends  on  continued  commitment  from  the  political  leadership  in  The  Gambia  and  the  support  of  NAWEC’s  management, as well as their willingness to consider lessons learned at the sectoral level. Mitigation: This  risk will be supported through the second DPO, which will have  as one of its triggers the creation and  effectiveness of the Energy Sector Road Map taskforce. The project also includes a Legal Covenant related  to NAWEC sustaining a DSCR of more than one, which is a key element to ensure NAWECs financial health.  80. Technical  design  of  project  risk:  Substantial.  Although  the  project  will  use  well‐established  technologies and presents no unusual construction or operational challenges, the variety of technologies  and the physical dispersion of investments may create challenges during implementation: (a) solar PV and  batteries systems have never been implemented by NAWEC at utility scale (and this will be one of the first  such projects in the Africa region); (b) specific sites will be identified during project implementation and  securing land for construction of solar plants can often create delays; (c) the new line will imply a new  voltage level in the country (132 kV), whose maximum current level is 33 kV; and (d) there is little global  experience  in  deploying  solar  technology  in  emergency  situations.  Mitigation:  The  PIU  will  ensure  continued coordination with the OE for Components 1 and 2. Component 3 will finance a feasibility study  27 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) whose scope will include the identification of land options for the site of the solar plant. It will also support  technical training and capacity building for NAWEC and PURA on installation and O&M of these systems.  81. Institutional  capacity  for  implementation  and  sustainability  risk:  High.  The  project  presents  complex and diverse types of components that will require extensive efforts in the implementation by the  existing NAWEC PIU. While NAWEC has some experience with the GESP and multilateral donors, it does  not  have  experience  handling  procurement  of  such  large‐scale  projects  or  experience  in  the  implementation  of  RAPs,  whose  implementation  will  be  necessary  before  construction  can  start.  This  poses a high risk for Subcomponent 2.1 in particular—the new Kotu‐Brikama transmission line—as a 30‐ meter  right‐of‐way  will  have  to  be  cleared  which  at  times  runs  through  densely  populated  areas.  Mitigation:  (a) requirement of  dedicated staff in  the key PIU functions (procurement, safeguards, and  FM);  (b)  appointment  of  the  Service  Contractor  providing  support  in  fiduciary  aspects  of  project  implementation; (c) prioritization of procurement activities to ensure the most urgent activities happen  first (especially the Kotu‐Brikama line, followed by the solar plant to address generation shortages); (d)  recruitment of an OE, assisting in the supervision of works and also providing support in strengthening  occupational health and safety practices; (e) retention of the option to construct some sections of the line  underground  to  mitigate  the  social  and  environmental  impacts;  and  (f)  implementation  of  a  strong  capacity‐building  program  for  the  PIU  and  NAWEC  staff  in  procurement  and  safeguards  and  close  supervision of safeguard aspects.   82. Fiduciary risk: Substantial. Although NAWEC has been implementing the GESP, and other projects  financed by other bilateral and multilateral donors, there is still a need for building a fully experienced  implementing agency for IDA‐financed projects.  Mitigation: The PIU will be staffed with additional and  dedicated procurement and FM staff. During implementation, the PIU will be also supported by World  Bank staff and individual consultants with expertise in different fiduciary responsibilities (procurement,  FM, social and environmental safeguard).  83. Environment and social risks: Moderate. As described above, the project is being prepared under  Condensed Procedures, including the deferral of safeguards requirements to project implementation. This  increases the safeguards risks on the project, although the project is categorized as a Category B project,  meaning the social and environmental impacts are not expected to be large.  Mitigation: (i) framework  documents have been prepared and disclosed; (ii) PIU will have two dedicated environmental and social  safeguard specialists; and (iii) a Safeguards Action Plan has been agreed (see Table 4).   84. Climate and disaster risks (Other): Moderate. The project has been screened for risks related to  climate change and disaster risk management. There is a moderate potential impact of climate‐related  disasters on the plant site and network upgrade activities. The GBA is subject to strong winds and heavy  precipitation,  particularly  in  the  rainy  season  (approximately  July–September  each  year),  which  could  delay construction or affect the operations of the network upgrades. These aspects will be monitored  during project implementation and works planned accordingly. The project implementation area is also  coastal and so vulnerable to rising sea levels.   28 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) VI. APPRAISAL SUMMARY    A. Economic and Financial Analysis  Rationale for public sector provision/financing  85. As discussed earlier, given the urgency, Component 1 is being implemented through a publicly  funded  EPC  contract  at  the  request  of  the  GoTG.  While  an  IPP  process  was  considered  for  capacity  addition, and is the direction that the GoTG would like to go, the sector does not have any experience in  launching competitively procured IPPs or with VRE. The public financing approach was therefore preferred  for  several  reasons:  (a)  the  urgency  of  the  power  crisis  demands  that  additional  capacity  be  added  as  quickly  as  possible  and  (b)  the  need  for  the  public  sector  to  support  the  first  investment  into  VRE  for  demonstration effect. In particular, this component seeks to build global experience in deploying solar  energy in emergency situations. So far, the solar industry does not have a strong track record to deploy in  emergency situations, although there is one good recent example in Yemen. In parallel, the World Bank  Group will work with development partners to build the capacity of the Gambian institutions to launch  competitive IPPs and to improve the financial health of NAWEC as the offtaker.   86. The World Bank’s financing will leverage significant additional donor funds. Externalities and some  benefits from developing renewable energy sources are often difficult to reflect in tariffs compared to  those of thermal power and this results in undervaluation and discouragement in capital‐intensive low‐ carbon technology investment with ripple effects. As a result, public action is warranted to correct for  market failures or incorporate externalities and spillover effects whether linked to financing or not.    87. Research undertaken by the Climate Policy Initiative (CPI) for the Climate Investment Funds (CIF)  shows  that  public  financing  is  instrumental  in  the  early  stage  of  solar  PV  scale‐up  and  could  result  in  substantial cost reductions in the early stages of the technology’s adoption. Governments have a key role  to  play  in  ensuring  initial  support,  with  gradual  phase  out  of  incentives  as  costs  fall,  and  properly  remunerating the flexibility of the solar PV technology.  Value added of World Bank's support  88. The World Bank’s support is essential in lowering financing cost and reducing risk perception by  investors. According to the World Bank’s Energy Directions Paper (2013), the World Bank support to high‐ cost low‐emission projects is justified when “client countries may be willing to pay the incremental costs  of cleaner energy if other significant developmental co‐benefits exist” and if the project offers a ‘strategic  potential  for  the  future  …  to  pilot  and  scale  up  technologies  that  are  relatively  new  in  their  markets’.  Moreover,  World  Bank  support  is  useful  to  enhance  the  interest  for  these  projects  from  other  international financial institutions (IFIs) by sharing the benefit of its thorough due diligence process.   89. The World Bank Group has a key role to play in supporting the country in transitioning from pure  public sector to private sector financing as the program scales up and the technology matures. According  to the World Bank Group Climate Change Action Plan (April 2016), crowding in private funding to expand  access to renewables requires a significant volume of concessional finance. The action plan indicates that  the World Bank Group will focus on crowding in private sector funding for clean energy and on de‐risking  renewable energy investments. The World Bank Group can help The Gambia access innovative financing  29 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) mechanisms  that  will  leverage  public  support  to  obtain  more  financing  from  the  private  sector,  particularly on the debt side, without unduly increasing the financing cost.   Summary of economic and financial analysis  90. The project is economically viable. The economic rate of return (ERR) obtained for the GERMP is  16.1 percent with a net present value (NPV) of US$178.6 million. The ERR increases to 18.7 percent and  19.3 percent respectively once local environmental impacts and greenhouse gas (GHG) impacts are taken  into account. The corresponding increased NPVs are US$208 million and US$216 million.   91. The  main  costs  are  the  respective  investment  in  each  component.  The  main  benefits  of  the  investments are as follows:  o For Component 1, utility‐scale solar PV, the main benefits are the avoided cost of HFO‐ based generation and the associated GHG emissions. The investment in the solar PV will  help  reduce  the  average  cost  of  supply,  but  the  impact  is  relatively  minor  given  the  relatively small contribution to the overall energy mix.   o For Component 2, T&D upgrades, the main benefits of the investments in rehabilitation  of the T&D network is an expansion in the capacity of the GBA network to absorb VRE and  imports from the OMVG interconnectors, a lower level of transmission losses to transmit  this  energy  to  load  centers,  and  improved  service  quality  (avoided  cost  of  unserved  energy).   92. A sensitivity analysis is conducted on each subcomponent to identify the switching value of key  input  variables  at  which  the  NPV  of  the  subcomponent  becomes  zero.  The  analysis  confirms  that  the  investments are robust even under extreme assumptions. Further details are presented in Annex 4.   93. The project is also financially viable. The financial internal rate of return (FIRR) obtained for the  GERMP is 10.2 percent, with an NPV of US$71.8 million.  94. NAWEC  itself  has  a  path  to  financial  viability.  The  results  from  the  financial  model  forecast  indicate  that  while  NAWEC’s  situation  will  continue  to  be  fragile  in  2018–2020,  it  will  start  improving  considerably  in  2021  when  the  current  ratio  turns  positive.  However,  this  depends  on  successful  implementation of the measures outlined above to turn around the performance of NAWEC.  95. From 2018 to 2021, the operating margins are positive with the positive impact of the financial  leverage coming from the profitability of the investments. The profit margins, the return on assets and on  equity, are negative from 2015 to 2019, becoming positive in 2020. Afterwards, these ratios rise, showing  that  the  profitability  of  NAWEC  and  its  financial  viability  substantially  improve.  From  2015  to  2019,  NAWEC revenues cannot cover the expenses. This deficit is principally due to the cost of the sales as HFO  and light fuel oil (LFO) baseload plants have poor specific consumption and low availability. However, from  2018  to  2020  the  financial  viability  of  NAWEC  is  expected  to  improve  significantly  due  to  the  commissioning of the OMVG and the impact of the GERMP. As noted earlier, there remain substantial  risks to NAWEC’s path to financial viability, in particular to the ability of the GoTG to implement the LCPDP,  and the outcome of negotiations between NAWEC and the MoFEA on the proposed debt restructuring.   30 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 96. GHG  accounting  was  conducted  for  this  project  as  part  of  the  economic  analysis.  Overall,  Component 1 will lead to a net emissions reduction of 337,981 tCO2 over the economic lifetime of 25  years. Component 2 will lead to a net emissions reduction of 24,259 tCO2 over the economic lifetime of  40 years. The assumptions behind this analysis are detailed in Annex 4.  B. Technical  97. The project will use well‐established technologies but they may present some construction and  operational challenges for NAWEC. Being new technologies in The Gambia, these challenges may create  difficulties during implementation. The project has foreseen specific activities to minimize the challenges  and to provide the implementing entities with all the required training and capacity building, in particular:   Component 1.  The plant definition and bidding process will be supported by a specialized  feasibility study done by an expert firm financed under Component 3. Construction will be  supervised by the OE. The contract for the plant construction will include an O&M contract  for  at  least  20  years.  An  appropriate  payment  and  performance  scheme  will  be  defined  before the procurement process to ensure an optimal design, installation and O&M by the  contractor, and timely and fair payments from NAWEC.   Component  2.  The  new  132  kV  line  and  associated  substations  will  be  defined  with  the  support  of  a  specialized  feasibility  study  completed  by  an  expert  firm  financed  under  Component 3. Line and substations construction will be supervised by the OE. In parallel,  Component  3  will  support  capacity‐building  activities  for  NAWEC  staff  on  operating  and  maintaining 132 kV lines and substations.   98. As  part  of  the  project's  implementation  arrangements,  and  as  is  common  for  these  types  of  projects,  an  OE  firm  will  be  contracted.  This  firm  will  help  ensure  that  execution  is  carried  out  in  accordance with the applicable terms of reference (TOR) and international best practices.  C. Financial Management  99. A financial management assessment (FMA) of NAWEC was carried out in November 2017. The  objective of the assessment was to determine whether NAWEC has acceptable FM arrangements in place  to  ensure  that  the  project  funds  will  be  used  only  for  intended  purposes,  with  due  attention  to  considerations  of  economy  and  efficiency.  The  assessment  complied  with  the  Financial  Management  Manual for World Bank‐financed investment operations effective March 1, 2010 and revised on February  10, 2017.  100. The PIU of the ongoing GESP (P152659) established within NAWEC will handle the fiduciary tasks  of the GERMP. The FM arrangements for this project will be based on the existing arrangements in place  under the GESP. The overall performance of the GESP’s FM is Satisfactory. Staffing has remained adequate  and proper books of accounts and supporting documents have been kept with respect to all expenditures.  NAWEC is familiar with the World Bank FM requirements. The unaudited IFRs for the ongoing project are  also submitted on time and acceptable to IDA.  101. The FM risk for the GERMP  is rated Substantial. It is considered that the FM satisfies the World  Bank’s minimum requirements under the World Bank Policy and Directive on IPF effective in 2017. To  31 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) accommodate  the  project  within  the  existing  FM  system,  the  following  measures  should  be  taken:  (a)  update of the existing PIM including FM procedures before effectiveness; (b) appointment of a dedicated  FM  officer  before  effectiveness;  (c)  customization  of  accounting  software  Financial  Management  Information System (FIMIS) to take account of new project design and components by three months after  effectiveness; and (d) recruitment of an external auditor by six months after effectiveness.  See Annex 2  for full details on FM.  D. Procurement  102. The Borrower will carry out procurement for the proposed project in accordance with the World  Bank’s Procurement Regulations for IPF Borrowers ‘Procurement in IPF, Goods, Works, Non‐Consulting,  and Consulting Services’ (Procurement Regulations) dated July 2016, revised November 2017, under the  ‘New Procurement Framework (NPF)’; the ‘Guidelines on Preventing and Combating Fraud and Corruption  in Projects Financed by IBRD Loans and IDA Credits and Grants’, dated October 15, 2006 and revised on  July 1, 2016; and other provisions stipulated in the Financing Agreements.   103. As part of the preparation of the project, the Borrower (with technical assistance from the World  Bank)  prepared  a  Project  Procurement  Strategy  for  Development  (PPSD),  which  described  how  procurement activities will support project operations for the achievement of PDOs and deliver value for  money (VfM). The main procurement activities as defined in the PPSD under this project would include  (a)  design,  supply,  installation,  and  O&M  of  PV  power  plant(s);  (b)  design,  supply,  and  installation  of  equipment and materials for the upgrade of HV transmission line; (c) design, supply, and installation of  equipment and SCADA; (d) supply and installation of equipment for upgrade of primary and secondary  substations;  (e)  procurement  and  deployment  of  Management  Information  System  (MIS)  integrated  system for NAWEC; (f) supply and replacement of approximately 2,500 light bulbs and 31,000 meters; and  (g) selection of firms for technical assistance and ICs to support NAWEC to implement the projects.    104. The  PPSD  considered  institutional  arrangements  for  procurement;  roles  and  responsibilities;  thresholds, procurement methods, and prior review; and the requirements for carrying out procurement.  It also includes a detailed assessment and description of NAWEC capacity for carrying out procurement  and managing contract implementation, within an acceptable governance structure and accountability  framework. Other issues considered include the behaviors, trends, and capabilities of the market (that is,  market analysis) to respond to the Procurement Plan.  105. NAWEC  will  be  the  implementing  agency  of  the  GERMP,  assuming  all  fiduciary  (FM  and  procurement)  responsibilities  and  responsibilities  for  reporting  to  the  World  Bank.  The  GESP  PIU  established within NAWEC will carry out the project activities. The procurement manager of NAWEC is in  charge of procurement for the GESP and will play the same role in the GERMP. NAWEC has experience in  hosting the implementation unit of the GESP and the PIU has received specific training in World Bank  fiduciary rules and guidelines. However, the assessment identified weaknesses, in particular, the lack of  procurement capacity and the lack of a dedicated procurement specialist to the team. To mitigate this  risk, the project will finance procurement technical assistance to the project (which was a success factor  within  the  GESP)  and  provide  additional  procurement  training.  In  addition,  the  project  will  require  a  dedicated procurement specialist within the PIU.   106. It is expected that the World Bank will handle procurement supervision on the EIB’s behalf for  activities  cofinanced  between  IDA  and  the  EIB  (the  solar  plant  in  Component  1  and  T&D  activities  in  32 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Subcomponents 2.2 and 2.3). This will be enabled through the signature of a Principles of Collaboration  agreement, which will authorize the EIB to delegate procurement supervision to IDA. A similar agreement  has  been  established  for  a  jointly  co‐financed  energy  project  in  Senegal,  so  it  is  expected  that  the  agreement for the GERMP could be quickly signed.   107. See Annex 2 for full details on procurement.  E. Social (including Safeguards)  108. The project is classified as Category B (partial assessment) as per the World Bank’s operational  policy  on  Environmental  Assessment  (OP/BP  4.01)  and  has  triggered  OP/BP  4.12  (involuntary  resettlement) to address the potential social impacts of this project.  109. Since the project sites for establishment of the solar PV plant and the T&D line routing are yet to  be finalized, the project has prepared framework documents (RPF and ESMF), consulted upon and cleared  by  the  World  Bank.  The  RPF  was  necessary  because  there  is  a  high  probability  of  some  economic  displacement due to the land required for the solar plant and the right‐of‐way to be established for the  HV  transmission  line.  The  RPF  was  published  on  the  World  Bank  website  and  the  NAWEC  website  on  January 9, 2018. The ESMF was published on the World Bank and NAWEC websites on February 12, 2018.  110. The RPF will guide future development of RAPs, which will be prepared once the project sites are  known and finalized. The RAPs will be prepared in accordance with the social safeguards requirements of  the cofinanciers as well as The Gambia’s relevant laws.   111. With respect to the solar plant, economic displacement is likely to be at the Jambur site, one of  the sites being considered as a potential site for the PV plant. The main negative social impacts are on  livelihoods and income—employment, crop losses, tree losses, building losses, minor land take (solar site,  partial impact on housing plots), loss of revenue, and loss of community and individual equipment. With  respect to the HV transmission line, the layout of the proposed line (length, map, and range) will need to  be  defined  while  minimizing  the  impacts  on  communities’  assets  and  livelihoods.  Land  acquisition  will  have to comply with national and World Bank social safeguard policies and must be documented.   112. NAWEC  will  initiate  consultations  with  communities  and  establish  appropriate  stakeholder  participation and document disclosure during the preparation and implementation of the RAPs. According  to World Bank safeguards policies, the RAPs will need to be implemented before the start of civil works  F. Gender  113. The  GoTG  recognizes  gender  equality  and  women  empowerment  as  a  key  factor  for  the  attainment  of  social  and  economic  development.  As  a  result,  a  number  of  measures  were  taken  to  mainstream  women  in  the  development  process:  a  significant  development  is  the  1997  Constitution,  which seeks to promote equality between women and men. It provides for the rights of women and equal  treatment with men including equal opportunities in political, economic, and social activities. The new  National Gender Policy which updates the National Policy for the Advancement of Women (1999–2009)  marks the beginning of a new policy implementation period from 2010 to 2020. The country gender profile  was  initiated  at  the  request  of  the  GoTG  as  part  of  a  wider  effort  to  promote  gender‐responsive  policies/programs.  33 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 114. Despite efforts to move the national gender agenda forward, gender‐based inequalities persist in  many  areas  in  The  Gambia.  In  2010,  The  Gambia  was  ranked  151  out  of  169  countries  in  the  Human  Development  Index  and  151  on  the  Gender  Inequality  Index.12  Women  make  up  the  majority  of  the  poor/extremely poor as they occupy a low socioeconomic status.13 Poverty discrepancies among men  and  women  are  largely  the  result  of  women’s  limited  access  to  productive  resources  such  as  land,  technologies  and  innovations,  and  energy.  According  to  the  2008  Light  Poverty  Report,  93  percent  of  urban  and  99  percent  of  rural  households  use  firewood  or  charcoal  as  fuel  for  cooking,  and  only  2.9  percent of the rural population possesses a modern stove. The national energy policy does not explicitly  address gender considerations in its design, planning, and interventions.  115. Evidence  shows  that  access  to  electricity  for  socially  marginalized  groups  such  as  women  and  youth,  especially  widows  and  those  with  no  formal  education,  presents  opportunities  for  income‐ generating activities that can help empower them economically. Providing affordable access may require  addressing these groups’ ability to pay for the installation costs and tariffs. The project will explore specific  ways in which the proposed components can reduce the identified gender gaps in the energy sector in  The Gambia. The project plans to address the gender gaps identified above through interventions such  as: (a) organizing gender‐sensitive communications campaigns and outreach activities targeted to women  and other vulnerable groups about the services provided by the project and consultations with women to  promote their involvement in project design and interventions particularly related to the pricing system;  (b) providing women technical skills training, for example, in SCADA, to facilitate their employment in the  energy sector; (c) facilitating the recruitment of female staff in electricity restoration and modernization  activities, as frontline service providers for the customer call center or as promoters and sales agents for  off‐grid  products;  and  (d)  collecting  sex‐disaggregated  data  through  the  customer  service  satisfaction  survey and adopting gender‐sensitive and sex‐disaggregated indicators to monitor progress and assess  the  impact  of  the  gender‐targeted  interventions.  These  indicators  will  be  included  in  the  Results  Framework and the PIM will set up mechanisms and measures to collect and report sex‐disaggregated  and gender‐relevant data and results.   116. The  project  will  also  set  in  place  mechanisms  to  prevent  potential  exacerbation  of  sexual  exploitation and abuse, a type of gender‐based violence which may increase when outside workers are  brought to work in the restoration and modernization process. This influx of male workers may increase  the demand for sex work and increased use of drugs and alcohol, which are known drivers for violence  against women and girls (VAWG). As a result, women in the project community may be subject to higher  rates  of  VAWG  with  possible  increases  in  the  prevalence  of  sex  trafficking,  disease  transmission,  and  sexual, physical, or verbal violence. The influx of workers may also lead to increase in violence that women  in  the  communities  face  within  the  households.  Men  suspicious  of  women  speaking  to  other  men,  jealously, and increased perceptions of risk and insecurity may lead to women experiencing violence from  their partners and women and girls experience limitation in their mobility. The project will emphasize the  importance of having internal prevention and response systems and policies (sexual harassment policies,  anonymous  reporting  mechanisms,  and  code  of  conduct  for  the  contractor  for  example)  in  place  and  building staff capacity to recognize and address these issues at the project level during implementation.  The project will also explore the option of mapping key health, justice, psychosocial, and safety service  12 United Nations Development Programme’s 2010 Global Human Development Report 2010.  13 http://www.afdb.org/fileadmin/uploads/afdb/Documents/Project‐and  Operations/GAMBIA%20Gender%20Profil%20final%20(2).pdf 34 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) providers to be able to refer women reporting violence to the complete range of services needed to heal  them  from  their  experiences.  The  project  will  identify  young  women  and  girls  and  provide  livelihood  activities  coupled  with  safe  spaces  to  prevent  violence  and  create  safe  places  for  reporting  violence  related to the project. Implementing the gender‐targeted interventions may require appointing a gender  focal point in NAWEC and facilitating training on gender and energy for MoPE and NAWEC staff to provide  them with skills to analyze and respond to the gender dynamics that influence the access, use, and impacts  of energy services.   G. Citizen Engagement  117. The  project  has  included  the  principles  of  citizen  engagement  from  the  preparation  stage,  in  particular  through  the  development  and  implementation  of  an  emergency  communications  campaign  supported  through  the  PPF.  Multiple  channels  for  citizen  feedback  and  inquiry  were  opened  during  preparation, have become quite popular with customers, and will continue to be operational throughout  the project. The project will further support citizen engagement through the creation of an effective call  center, quarterly publication of the solar plant O&M escrow balance and utility KPIs which form part of  the performance contract, and the GRM described later. Citizen engagement indicators are included in  the results matrix.  118. Citizen  engagement  will  be  facilitated  by  clearly  identifying  beneficiaries  (men  and  women,  communities,  nongovernmental  organizations  (NGOs),  small  and  medium  enterprises,  and  local  and  central  administration)  during  preparation,  implementation,  and  evaluation.  Throughout  the  project,  citizens will be consulted and opportunities will be provided to collaborate with the project and participate  in the sustainability of the investments.  119. The  GRM  is  a  critical  part  of  the  project’s  citizen  engagement  efforts.  During  preparation  and  implementation, complaints may arise with respect to breach of laws, project‐affected persons (PAPs) on  landownership  and  land  use  issues,  pollution  nuisance,  and  choice  of  beneficiaries  among  others.  A  project‐level GRM is outlined in the RPF and the ESMF. It is designed to be a mechanism that is trusted by  all relevant partners including the PAPs. It will facilitate the redress of any grievance and conflict that may  arise  from  the  project  and  will  be  supported  by  the  NAWEC  social  and  environmental  specialists.  The  grievance  mechanism  process  should  complement  and  facilitate  access  to  independent  judicial  or  administrative  remedies  outside  the  specific  context  of  the  GERMP  and  will  resolve  grievances  immediately using traditional and administrative mechanisms or the law courts at national, regional, and  community levels. The PIU will be notified of any disputes in the project zone. Project field staff should  work  closely  with  the  communities  and  the  community  leaders  to  clarify  and  resolve  any  misunderstanding  that  could  give  rise  to  conflicts.  Where  the  dispute  cannot  be  resolved  at  the  community  level,  the  affected  persons  or  party  shall  be  advised  to  lodge  a  complaint  with  the  GRM  committee. The PIU will develop a clear plan and procedures for the GRM, including complaint collection  and  processing  procedures,  reporting  formats,  database/records  specifications,  and  committee  membership using guidelines provided in Chapter 7 of the RPF and the ESMF. Public participation and  consultation  will  be  a  key  part  of  the  process  at  all  times  to  promote  understanding  and  prevent  unnecessary complaints and disputes. Component 3 includes technical assistance to NAWEC to establish  the GRM, which is expected before project effectiveness.   120. In  addition,  a  combination  of  social  consultations,  public  hearings,  satisfaction  surveys,  social  audits,  community  organization  and  empowerment,  and  additional  capacity  building  for  citizen  35 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) engagement for the client will be developed and delivered during the project to foster a participatory and  inclusive national dialogue on energy issues and service delivery.  H. Environment (including Safeguards)  121. The project is expected to have substantial positive benefits such as improved standard of living  and higher possibility of income‐generating activities due to consistent and reliable electricity supply. The  use of renewable energy will contribute to the reduction of GHG emissions and other air pollutants. The  main  environmental  aspects  under  this  project  are  related  to  the  setting  up  of  solar  PV  plants  and  construction and improvement of T&D lines.   122. The most critical risk associated with setting up solar PV plants is the land siting. Final sites will be  determined per the results of the solar feasibility study. Current land use and ownership of these sites will  need to be managed as per the social safeguards requirements. During construction of the plant, the main  risks will be associated with health and safety of workers and of the community. In the long term, there  will be environmental issues related to the maintenance and management of waste from these plants,  especially when the panels reach the end of productive life.  123. The route of the transmission line will be determined during project implementation. There is a  risk that it could come close to some designated forests (Bijilo Kabafita, Bamba, and Salagi forest parks)  and therefore will have an impact on these forests, either due to clearance of trees or disturbances to the  wildlife  and  the  rich  avifauna,  if  not  properly  managed.  The  forest  parks  have  diverse  birds,  including  resident  and  migratory  inter‐African  and  Palearctic  species.  Mitigation  measures  could  include  appropriate routing and wiring of the transmission lines and  design of poles.  When selecting  the final  route, the Borrower will therefore make every effort to avoid routing through forested areas, provided  the proposed routing would not significantly increase the number of PAPs.  124. Other generic impacts of upgrading and construction of T&D lines are related to excavations and  earthworks, vegetation clearance of localized grass and trees, location of transmission poles and risk of  erosion  based  on  the  site‐specific  topography,  and  sourcing  of  construction  materials  and  waste  generation. This activity can also have potential social impacts during works, including risk to public and  community health and safety, inconveniences such as disruption of services, pollution due to emissions  to air, water, and land, and noise of works. Labor influx can have potential risk to local communities and  will need to be well managed. Such a linear project can have possible impacts on local cultural property  (places of worship, spiritual or culturally sensitive sites, graves, chance archaeological finds, and so on).   125. The Kotu and Brikama III power plants are not considered to be associated facilities as they have  three  existing  transmission  lines  and  do  not  need  the  new  line  being  financed  under  this  project  to  evacuate their power.   126. The project is classified as Category B (partial assessment) as per the World Bank’s operational  policy on Environmental Assessment (OP/BP 4.01). The World Bank Group’s Environmental, Health and  Safety guidelines and electric power transmission distribution guidelines will also apply. Two operational  policies  related  to  environment  have  been  triggered  for  this  project—OP/BP  4.01  (Environmental  Assessment) and OP/BP 4.36 (Forests) to address the potential environmental impacts of this project and  the proximity of the routing near designated forest parks.   36 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 127. The  ESMF  outlines  potential  impacts  and  requirements  that  may  lead  to  alternatives  being  considered and best options chosen shall eventually be fully addressed in Environmental and Social Impact  Assessment (ESIA) studies once the site‐specific subprojects are known. The ESIAs shall include an ESMP  that  will  specifically  identify  all  potential  impacts  and  mitigation  measures,  costs,  responsibilities  for  mitigation  and  monitoring.  Consultations  with  the  various  stakeholders  along  the  routing  of  the  transmission  lines  have  been  adequately  conducted  and  documented.  A  mechanism  for  setting  up  a  Grievance  Redressal  Mechanism  has  been  detailed  along  with  guidance  for  preparing  and  monitoring  ESMPs. The ESMF builds in a requirement for capacity building and an independent environmental audit  to be undertaken during project implementation.  I. Safeguard Implementation Arrangements  125. Preparation of site‐specific safeguards instruments will be deferred to during project  implementation, according to the Safeguards Action Plan summarized in Table 4. This is permitted as the  project is being prepared under Paragraph 12 under World Bank Policy for IPF. For the activities that  require an ESIA, bidding documents will not be advertised until the ESIA has been completed.     126. Institutional capacity to handle environmental and social safeguards is inadequate in the PIU of  the existing project. The GERMP PIU will designate two full‐time specialists in the PIU, who will be  provided with intensive training and learning through study tours and abridged training courses. Added  support will be provided by the OE, while the project will consider twinning arrangements with national  universities. The World Bank team will continue to provide ongoing safeguards training to the PIU team  and the engineers associated at the regional and local levels.     127. Implementation and monitoring of safeguards also needs to be strengthened. In The Gambia,  the National Environment Agency (NEA) is supported by focal points at the regional level to monitor the  implementation of environmental and social safeguard measures. However, there are constraints in the  practical implementation of environmental and social safeguard measures including (a) existence of  administrative delays in the application of laws and regulations; (b) insufficient logistical resources and  competent human resources for environmental and social monitoring; (c) lack of qualified human  resources in the multisectoral working group on environmental impact assessment. The NEA will also be  included in the capacity‐building activities of this project, along with the other relevant stakeholders    Table 4. Safeguards Action Plan  Expected  Action  Responsible  Delivery Date  ESIA for the solar plant         ToRs drafted  NAWEC  Done  Consultant recruited  NAWEC  May 2018  First draft of ESIA/ESMP  NAWEC consultant  July 2018  Final draft of ESIA/ESMP (to be included in the  NAWEC consultant  August 2018  bidding documents)  Implementation of the ESMP  Solar plant contractor  2019           RAP for the solar plant         ToRs drafted  NAWEC  May 2018  37 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Expected  Action  Responsible  Delivery Date  Consultant recruited  NAWEC  July 2018  First draft of RAP  NAWEC consultant  September 2018  Final draft of RAP  NAWEC consultant  October 2018           ESIA for the Kotu‐Brikama transmission line         ToRs drafted  NAWEC  Done  Consultant recruited  NAWEC  Done  First draft of ESIA/ESMP  NAWEC consultant  June 2018  Final draft of ESIA/ESMP  NAWEC consultant  July 2018  Implementation of the ESMP  Transmission line  2019  contractor           RAP for the Kotu‐Brikama transmission line         ToRs drafted  NAWEC  Done  Consultant recruited  NAWEC  Done  First draft of RAP  NAWEC consultant  June 2018  Final draft of RAP  NAWEC consultant  July 2018  Works will start after compensation has been  Transmission line  2019  completed  contractor           Implementation of RAP for the Kotu‐Brikama        transmission line and the solar plant  Draft ToRs for RAP implementation support  NAWEC  May 2018  Recruit consultant (NGO or firm) to support with  NAWEC  July 2018  implementation of RAPs  Allocation of RAP implementation funds into an  MOFEA  August 2018  escrow account  Compensation of PAPs  NAWEC/NEA  January 2019             ESIA for the distribution lines to connect isolated     centers   ToRs drafted  NAWEC  January 2019  Consultant recruited  NAWEC  February 2019  First draft of ESIA  NAWEC consultant  May 2019  Final draft of ESIA  NAWEC consultant  June 2019           RAP for the distribution lines to connect isolated  NAWEC  2019  centers   ToRs drafted  NAWEC  January 2019  Consultant recruited  NAWEC  February 2019  First draft of RAP  NAWEC consultant  May 2019  Final draft of RAP  NAWEC consultant  June 2019  38 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Expected  Action  Responsible  Delivery Date           Implementation of RAP for the distribution lines        Recruit NGO to support with RAP implementation  NAWEC  June 2019  Allocation of RAP implementation funds into an  MOFEA  July 2019  escrow account   Compensation of PAPs  NAWEC/NEA  December 2019               Capacity‐building activities for the PIU and  NAWEC staff   Safeguards training for NAWEC PIU staff,  World Bank  May 2018  technical staff, and directors and relevant  stakeholders such as NEA and Department of  Forestry by World Bank specialists  Twinning arrangements with the university of The  NAWEC   May 2018   Gambia to explore opportunities for cross‐ learning   Environmental and social PIU team and engineers  NAWEC/World Bank  Q3 2018  at the provincial power stations will undertake a  study tour to see sound environmental and social  management systems in a well‐functioning power  utility  PIU environmental and social team to attend a  World Bank  Q4 2018  short regional/international course (2–3 weeks)  on environmental and social management   Ongoing technical support from technical Service  NAWEC  Ongoing   Contractor  GRM activation support  NAWEC / World Bank  Q2 2018    J. World Bank Grievance Redress  128. Communities and individuals who believe that they are adversely affected by a World Bank (WB)  supported project may submit complaints to existing project‐level grievance redress mechanisms or the  WB’s Grievance Redress Service (GRS). The GRS ensures that complaints received are promptly reviewed  in order to address project‐related concerns. Project affected communities and individuals may submit  their complaint to the WB’s independent Inspection Panel which determines whether harm occurred, or  could  occur,  as  a  result  of  WB  non‐compliance  with  its  policies  and  procedures.  Complaints  may  be  submitted at any time after concerns have been brought directly to the World Bank's attention, and Bank  Management has been given an opportunity to respond. For information on how to submit complaints to  the  World  Bank’s  corporate  Grievance  Redress  Service  (GRS),  please  visit  http://www.worldbank.org/en/projects‐operations/products‐and‐services/grievance‐redress‐service.  For  information  on  how  to  submit  complaints  to  the  World  Bank  Inspection  Panel,  please  visit  www.inspectionpanel.org.   .    39 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) VII. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING             Results Framework    Project Development Objective(s)    The Project Development Objectives are to (i) improve the operational performance of the Project Implementing Entity; and (ii) improve the capacity of the  Project Implementing Entity to dispatch variable renewable electricity.      RESULT_FRAME_TBL_PDO            Unit of  PDO Indicators by Objectives / Outcomes  DLI  CRI  Baseline  End Target  Measure              Improve the operational performance of the Project Implementing Entity  Transmission and Distribution losses in the Greater Banjul Area        Percentage 22.00  20.50  Technical distribution losses        Percentage 14.00  13.00  Non‐technical distribution losses        Percentage 8.00  7.50  Power outages in the GBA        Number  536.00  300.00  Improve the capacity of the Project Implementing Entiy to dispatch variable renewable electricity  Gigawatt‐ Generation dispatched from variable renewable generation (solar)        hour  0.00  20.00  (GWh)  Installation of a SCADA system        Yes/No  N  Y      40 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) RESULT_FRAME_TBL_IO            Unit of  Intermediate Results Indicators by Components  DLI  CRI  Baseline  End Target  Measure              On‐grid Solar PV with storage  Installed solar generation capacity        Megawatt  0.00  20.00  Transmission & Distribution (T&D) Restoration and Modernization  Transmission lines constructed or rehabilitated        Kilometers  0.00  30.00  Transmission substations constructed or extended        Number  0.00  3.00  Distribution substations constructed or extended        Number  0.00  10.00  Kilovolt‐ Increase in transmission capacity        Amphere(K 0.00  90,000.00  VA)  Urgent Institutional Support for Sector Turnaround  Number of prepayment meters installed        Number  0.00  31,000.00  Effective customer call center established and producing gender        Yes/No  N  Y  disaggregated data  Percentage of customer call center staff who are female        Percentage  0.00  50.00  Percentage of grievances processed from total grievance received        Percentage  0.00  100.00  on the project  percentage of grievances submitted by female clients that were        Percentage  0.00  100.00  processed  NAWEC have published reports on beneficiary feedback, including  gender disaggregated data, and how it has been incorporated into        Yes/No  N  Y  the project  41 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Number of staff trained on SCADA disaggregated by gender        Number  0.00  40.00  Number of male        Number  0.00  28.00  Number of female        Number  0.00  12.00  Number of gender‐sensitive communications campaigns and  outreach activities conducted that target women and include        Number  0.00  10.00  separate consultations with women  Training on gender and energy provided to staff of the ministry of        Yes/No  N  Y  energy and NAWEC  Number  People with new or improved access        0.00  1,680.00  (Thousand)  Separation of NAWEC accounts        Yes/No  N  Y      Monitoring & Evaluation Plan: PDO Indicators    Indicator Name  Transmission and Distribution losses in the Greater Banjul Area  Percentage of GWH lost between the point of dispatch onto the distribution grid (33 kV and below) and  Definition/Description  the point sold to end customers.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect generation and sales data from relevant NAWEC departments as inputs to calculate losses.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      42 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Technical distribution losses  Proportion of total losses which are technical i.e. resulting from the technical condition of the NAWEC  Definition/Description  network.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Owners Engineer to estimate the breakdown of technical / non‐technical losses based on available  Methodology for Data Collection  substation metering.    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Non‐technical distribution losses  Definition/Description  Proportion of total network losses which are non‐technical, including electricity theft.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Owners Engineer to estimate the breakdown of technical / non‐technical losses based on available  Methodology for Data Collection  substation metering.    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      43 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Power outages in the GBA  Average number of outages per month at the primary and secondary substation level in the GBA, which  Definition/Description  provides a measure of service quality.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU will collect service quality data from the NAWEC T&D team based on substation operational data.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Generation dispatched from variable renewable generation (solar)  Definition/Description  Measures GWH dispatched from solar variable renewable generation i.e. not just generated.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Generation data collected from the solar plant operator.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      44 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Installation of a SCADA system  SCADA system will be installed as part of the dispatch center and will allow NAWEC to control energy  Definition/Description  flows from different sources onto the transmission and distribution system.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    This is a yes / no indicator according to successful implementation of the contract to install the SCADA  Methodology for Data Collection  system.    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection          Monitoring & Evaluation Plan: Intermediate Results Indicators    Indicator Name  Installed solar generation capacity  Definition/Description  Mega Watt peak of installed solar capacity  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Identify the MWp of solar PV installed through the project.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      45 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Transmission lines constructed or rehabilitated  Definition/Description  Measures the KM of High Voltage transmission lines constructed.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect data from the Owners Engineer status reports.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Transmission substations constructed or extended  Definition/Description  Number pf primary substations constructed as part of the new Kotu‐Brimaka transmission line.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect data from the Owners Engineer status reports.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      46 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Distribution substations constructed or extended  Definition/Description  Number of distribution substations constructed in the provinces.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect data from Owners Engineer status reports.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Increase in transmission capacity  Definition/Description  Difference in transmission capacity within the NAWEC network compared to the baseline.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect data from Owners Engineer status reports.  Methodology for Data Collection    Owner's Engineer  Responsibility for Data Collection      47 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Number of prepayment meters installed  Definition/Description  Number of prepayment meters purchased and installed for low voltage customers through the project.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Collect meter installation data from responsible unit within NAWEC.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Effective customer call center established and producing gender disaggregated data  Service Contractor will support the creation of a customer call center to handle customer enquiries and  Definition/Description  complaints. Effective means that the phone lines are functioning 24/7 and issues are dealt with on a  timely basis.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    This is a yes / no indicator based on the existence of an effective customer call center within NAWEC.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      48 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Percentage of customer call center staff who are female  Definition/Description  Proportion of total call center staff who are female.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to collect data from the NAWEC Human Resources Department.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Percentage of grievances processed from total grievance received on the project  Indicator will track the percentage of grievances addressed through the grievance redress mechanism  Definition/Description  established through the project.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Grievance data to be collected from the complaints registry maintained by the PIU.    Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      49 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  percentage of grievances submitted by female clients that were processed  Proportion of grievances processed which are female. This indicator is designed to identify if there is  Definition/Description  equality in the treatment of grievances received between male and female.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to collect gender disaggregated grievance data.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      NAWEC have published reports on beneficiary feedback, including gender disaggregated data, and how it  Indicator Name  has been incorporated into the project  NAWEC have published reports on beneficiary feedback, including gender disaggregated data, and how it  Definition/Description  has been incorporated into the project.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    Based on existence of reports published by NAWEC summarizing beneficiary feedback.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      50 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Number of staff trained on SCADA disaggregated by gender  Definition/Description  Number of men and women trained to use the SCADA system in the lifetime of the project.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track data on staff training on SCADA.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  Number of male  Definition/Description  Number of staff trained in SCADA which are male  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track training data.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      51 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Number of female  Definition/Description  Number of staff trained in SCADA which are female  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track training data.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Number of gender‐sensitive communications campaigns and outreach activities conducted that target  Indicator Name  women and include separate consultations with women  Definition/Description  Number of communications campaign in total throughout the duration of the project.  in Total  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track of communications campaigns financed through the project.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      52 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Training on gender and energy provided to staff of the ministry of energy and NAWEC  Definition/Description  Training on gender and energy provided to staff of the ministry of energy and NAWEC.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track data on training provided through the project.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      Indicator Name  People with new or improved access  Number of people who have a new grid connection to electricity, or have an improved quality of service.  Definition/Description  Estimated by number of residential customers (baseline 160000) and assume that NAWEC meets its  target of adding 10,000 customer per year, and an average of eight people per household.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    PIU to track number of people who get access through the lifetime of the project.  Methodology for Data Collection    NAWEC  Responsibility for Data Collection      53 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Indicator Name  Separation of NAWEC accounts  Definition/Description  Separation of financial accounts into business units of electricity, water and sewerage.  Annual  Frequency    NAWEC  Data Source    This is a yes / no indicator based on the existence of separated financial accounting for NAWEC's  Methodology for Data Collection  different business units.    NAWEC  Responsibility for Data Collection                    54 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   ANNEX 1: TECHNICAL DETAILS  Republic of The Gambia: Gambia Electricity Restoration and Modernization Project     This annex includes some additional technical details that are intended to clarify specific components and  subcomponents:   Component 1  o Conclusions of the Gambian grid study for integrating solar generation  o PV technology principles  o Storage options for PV generation   Component 2   o T&D investments identified in the Energy Sector Road Map    Conclusions of the Gambian Grid Study for Integrating Solar Generation  1. The  existing  studies  for  installation  of  the  solar  PV  plant  include  an  EU‐financed  grid  stability  analysis that assesses the capacity of the grid to absorb solar intermittent generation.   2. The capacity of integration of VRE into the Gambian system will depend on both the requirements  and capabilities of the PV plants to be installed and the improvements on the power system operation  (methods and tools) and the transmission system (facilities, flexibility, and complementary devices). The  higher  the  target  of  integration  of  VRE,  the  higher  the  requirements  of  improvements  of  each  of  the  mentioned agents will be to make it feasible.  3. The analysis performed in the study describes four different configuration scenarios that result in  different amounts of solar generation to be integrated in the grid.  4. Scenario 1 ‐ Basic connection of PV plant. This scenario sets the lower level of integration of PV  energy into the power system. This scenario analyzes the idea of the connection of PV plants without  relevant changes or improvements on dispatching and network operation. The study recommends that  the maximum PV capacity to be integrated into the system under this scenario is very minimal, limited to  about 70 percent of the spinning reserve (1.3 MW for a spinning reserve provided by one 6 MW HFO  engine).  5. Scenario 2 ‐ Conventional hybrid scheme (engines HFO/diesel+PV). This scenario analyzes the  integration  of  the  PV  plants  as  an  equivalent  conversion  of  the  existing  HFO/diesel  generators  into  a  scheme  of  a  hybrid  plant  with  a  mix  of  PV  generation.  The  study  recommends  that  the  maximum  PV  capacity to be installed by each generation node/station is as follows:  o 25 percent of the capacity of the hybrid diesel plants  o 1.3  MW  additional  capacity  per  the  capacity  of  the  generation  node  to  regulate  the  intermittence of the hybrid plants in the generation node  o Maximum of half of the HFO/diesel plants is recommended to be hybridized  55 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) o For  example,  for  a  total  of  70  MW  of  diesel  to  be  installed,  the  maximum  amount  of  PV  integration in this scheme is 11.35 MW (35 MW × 25% + 2 × 1.3 MW).    6. Scenario  3  ‐  Storage  hybrid  scheme  (engines  HFO/diesel+PV+energy  storage).  This  scenario  analyzes the improvement of the scheme in scenario 2 by incorporating a storage device in the hybrid  unit. The study recommends the following:  o The  maximum  PV  capacity  to  be  installed  by  each  generation  plant  is  33  percent  of  the  capacity of the hybrid diesel plants  o All the diesel plants are candidates to be hybridized   o Considering,  for  example,  a  total  of  70  MW  of  HFO/diesel,  the  maximum  amount  of  PV  integration in this scheme is 23.1 MW (70 MW × 33 percent)   o The feasibility of the effective implementation of this scheme of integration depends on the  accuracy  and  effective  design  of  the  online  intelligence  of  integration  of  the  three  components of the hybrid plant (HFO/diesel‐PV‐battery);   o The existing diesel plants are old and most probably the automation of their control may  demand a bigger effort for customization of the control to the actual technical constraints  of the plants  o In any case, it is not a reason to discard this alternative of integration but a reason for taking  care of the challenging process  o Clearly, this level of integration of the PV generation in the Gambian system is achieving the  limits considering installations and modifications of individual plants  o This scenario can also be reproduced by providing the spinning reserve from HFO/diesel with  energy storage    7. Scenario 4 ‐ Integral generation dispatch (storage hybrid+smart devices). The incorporation of  smart  elements  for  the  coordination  of  the  total  generation  of  the  system  provides  a  qualitative  improvement in the operation of the system as a whole as well as in the margin for integration of PV into  the system. The study recommends the following:  o The maximum PV capacity to be installed by each plant is 45 percent of the capacity of the  hybrid group of diesel plants  o All the diesel plants are candidates to be hybridized   o Considering a total of 70 MW of HFO/diesel the maximum amount of PV integration in this  scheme is 31.5 MW (70 MW × 45 percent)   o This scenario can be also reproduced by providing the spinning reserve from HFO/diesel with  energy storage    PV Technology Principles  8. Solar  PV  absorbs  direct  normal  irradiance,  diffuse  horizontal  irradiance,  and  reflected  components, all of which sum up making the global horizontal irradiance. PV cells directly convert this  solar  energy  into  electricity  through  the  PV  effect.  When  PV  material  receives  a  photon,  it  can  be  absorbed, reflected, or transmitted. In the case where it is absorbed, and if the energy of photon is greater  56 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) than the band gap of the semiconductor, an electron can be released and removed through the help of  the p‐n junction of the material. The electron is free to flow as current through the creation of an electric  field between the n‐type and p‐type semiconductors. While there are many types of PV cells available  today,  the  two  main  types  are  (a)  crystalline  silicon  and  (b)  thin  film.  Crystalline  silicon  cells  currently  dominate  the  market  with  a  share  of  approximately  90  percent,  while  thin  film  is  represented  by  approximately a 10 percent share.  9. The performance of a PV cell, module, or array can be visualized with an I‐V curve that describes  the  maximum  power  point  for  given  weather  conditions,  that  is,  the  PV  panel’s  rated  power  under  specified conditions, usually standard testing conditions (STCs). STC means that the solar panels are tested  with an irradiance of 1,000 W/m2 under cell temperature conditions of 25°C and assuming an airmass of  1.5. Airmass is the optical path length for light through the Earth’s atmosphere with the airmass at the  equator being 1. There are two main parameters that significantly affect the performance of a PV panel:  (a)  solar  irradiance  and  (b)  ambient  temperature.  It  is  very  important  that  these  two  parameters  are  considered when designing a PV array.  10. A PV plant consists of several PV strings connected in parallel to a centralized inverter (Figure 1.1).  The inverter is necessary because the power output is direct current and must be converted to alternating  current. Each PV string consists of a number of PV modules connected in series, each with a bypass diode.  The bypass diode is included to protect the system from irregular irradiation or partial shading. Connecting  PV modules in series increases the voltage of the system and connecting the PV strings in parallel increases  the current of the system.      57 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Figure 1.1. Simplified PV Plant Configuration      11. The PV plant can also include a BESS to compensate for the fluctuations of the solar resource and  extend the operating hours of the system, resulting in improved capacity factor and flexibility (see Figure  1.2).  Figure 1.2. Simplified PV plant+BESS configuration    Storage Options for PV Technologies  12. Due  to  high  capital  and  maintenance  cost  and  current  technical  limitations,  such  as  lifetime,  capacity,  and  self‐discharge  rates,  BESSs  have  not  been  used  yet  at  a  large  scale  in  utility‐scale  applications. The successful implementation of a BESS at a large scale combined with PV might represent  58 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) a potential breakthrough for the future large‐scale diffusion of solar electricity generation. However, so  far, large‐scale application of these batteries can be found only for grid ancillary services of frequency  control and spinning reserve.   13. The main types of batteries available are the following: lead‐acid, nickel cadmium, nickel metal  hydride,  lithium  ion,  sodium  sulfur,  and  flow  batteries.  Lead‐acid  may  represent  the  most  mature  technology and is currently being used in PV applications. Nickel cadmium is a mature technology at the  appliance level, but its use for high‐capacity applications is also being explored. Compared to lead‐acid,  nickel cadmium offers longer life cycles, higher energy densities, and lower maintenance requirements  but its main drawbacks include the use of toxic heavy metals, its large dimensions, and high self‐discharge  rates. A utility‐scale application of this technology is represented by the battery park deployed in Alaska,  which is able to provide 27 MW for 15 minutes or 46 MW for 5 minutes for grid support services such as  spinning reserve, frequency regulation, and reactive power support. Nickel metal hydride can be seen as  an advancement of the nickel cadmium by being more environmentally friendly and presenting 25–30  percent higher energy densities. Its main drawbacks are high self‐discharge rates and scarce availability  of the battery materials. Sodium sulfur batteries are high temperature devices which operate in the 300– 350°C range. They are mainly employed for stationary applications. The largest system to date is the newly  built 350 MW battery park in the United Arab Emirates by the Amplex Group, used for grid stabilization  and support purposes. Flow batteries are a modern concept currently under study. Unlike conventional  batteries, flow batteries use electrolyte solutions stored in external tanks, making these batteries highly  scalable according to the chosen dimensions of the tanks. They feature high efficiency, short response  times,  symmetrical  charge  and  discharge,  and  quick  cycle  inversion.  On  the  other  hand,  low  energy  densities, toxicity of the materials, and early stage of development make these batteries more likely to  play a role in small‐scale applications in the future.  14. Lithium  ion  batteries  are  the  most  promising  technology  for  large‐scale  storage  applications.  Although usually confined to the portable electronics market, their characteristic makes them extremely  attractive for renewable energy application in the medium term. In fact, their storage efficiency reaches  almost 100 percent and they feature the highest energy density among all. The implementation at a very  large scale is already a commercial reality with plenty of facilities around the globe. Recently, a 100 MW‐ 4 hours lithium ion facility has been announced to be developed in California to provide peak load support  in replacement of gas‐fired power plants.  Required T&D investments in The Gambia  15. The T&D network should expand according to the growing demand and the increasing number of  new customers that are connected to the grid. Table 1.1 outlines the projects that have been identified  for growing the Gambian grid to reach near‐universal access. A total of US$133.13 million in funding is  required. US$57.65 million of this financing has been proposed, leaving a US$75.48 million funding gap.  Projects  that  do  not  have  a  financier  identified  include  the  Soma‐Bansang  line  and  substations  and  distribution in the provinces. For stability reasons, appropriate design principles need to be technically  implemented (n‐1 principle) throughout, which is currently not the case.  59 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 1.1. T&D Pipeline  Estimated  Investment  Financing  Source of  Area  Characteristics  Cost (US$,  Notes  Project  Status  Financing  millions)    Backbone ‐  Soma ‐ Basseh  132 kV transmission line,  19.25  Gap  Estimates done in  east  approximately 175 km  BADEA study ‐ need to  be reviewed  Backbone ‐  OMVG line  Transmission line, 225 kV, 145  25.00  Committed  World  Contract price  west  km  Bank/OMVG  Backbone ‐  Soma  225/33kV substation  8.65  Committed  Kuwait  Contract price  west  substation  Fund/OMVG  (OMVG)  Backbone ‐  Brikama  225/33kV substation  8.65  Committed  Kuwait  Contract price  west  substation  Fund/OMVG  (OMVG)  Backbone ‐  Kotu‐Brikama  Transmission line, 132 kV  4.88  Proposed  World  Estimate  west  double circuit, approximately  Bank/EIB/EU  30 km with new substations in    New Willingara          Total  66.43  backbone      Dispatch  10.00  Proposed  World  Estimate  center  Bank/EIB/EU  GBA  Kotu   Substation upgrade  3.00  Proposed  World  Estimate  Bank/EIB/EU  GBA  GBA  33/11 kV lines, 33/0.4 kV pole  14.20  Committed  India Exim  GBA expansion, 2014  distribution  mounted inline substation   network            Total GBA  27.20  Cross‐border  30 kV cross‐ Three transmission lines (cross‐ 1.10  Proposed  World  SENELEC/NAWEC 2017  border  border), 30 km  Bank/GESP    Provinces  Substations  Farafeni, Bansang, Bassee, and  13.40  Gap  Estimates done in  Soma  BADEA study ‐ need to      be reviewed  Provinces  33/11 kV lines, 33/0.4 kV pole  25.00  Gap  Estimate for  mounted inline substation   connecting north bank          ‐ study required    Total provinces  39.50            Total T&D  133.13          Committed or proposed  57.65            Financing gap  75.48      60 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) ANNEX 2: Fiduciary Arrangements   Republic of The Gambia: Gambia Electricity Restoration and Modernization Project  Financial Management  1. An FMA of NAWEC was carried out in November 2017. The objective of the assessment was to  determine whether NAWEC has acceptable FM arrangements in place to ensure that the project funds  will be used only for intended purposes, with due attention to considerations of economy and efficiency.  The assessment complied with the Financial Management Manual for World Bank‐financed investment  operations effective March 1, 2010 and revised on February 10, 2017.  2. NAWEC will be the implementing agency of the GERMP, assuming all fiduciary responsibilities and  responsibilities  for  reporting  to  the  World  Bank.  NAWEC  is  characterized  by  poor  FM  performance  identified on core aspects such as accounting and auditing (delay in auditing of 2015 and 2016 NAWEC  financial statement).  3. The PIU of the ongoing GESP (P152659) has been established within NAWEC and will handle the  fiduciary  tasks  of  the  GERMP.  The  FM  arrangements  for  this  project  will  be  based  on  the  existing  arrangements in place under the GESP. The overall performance of the GESP’s FM is Satisfactory. Staffing  has remained adequate and proper books of accounts and supporting documents have been kept with  respect to all expenditures. NAWEC is familiar with the World Bank FM requirements. The unaudited IFRs  for the ongoing project are also submitted on time and acceptable to IDA.  4. The overall risk for the GERMP is rated Substantial. It is considered that the FM satisfies the World  Bank’s minimum requirements under the World Bank Policy and Directive on IPF effective in 2017. To  accommodate the project in the existing FM system, the following measures should be taken: (a) update  of the existing PIM including FM procedures before effectiveness; (b) appointment of a dedicated finance  officer before effectiveness; (c) customization of the accounting software (FIMIS) to take account of new  project design and components by three months after effectiveness; and (d) recruitment of an external  auditor by six months after effectiveness.  Country Issues   5. Real  GDP  growth  is  estimated  at  2.2  percent  in  2016  and  3  percent  in  2017,  reflecting  weak  agricultural output, foreign exchange scarcity, and the impact of the political turmoil on tourism. The news  authorities are focused on restoring macroeconomic stability and reducing the potential for fiscal shocks  from domestic and external debt of SOEs. In the particular case of NAWEC (project implementing entity),  it is highly indebted; for years, collected revenues have not covered accrued costs forcing the utility to  expand its debt to cover short‐term operating costs. In November 2016, the GoTG agreed on short‐term  measures to address NAWEC’s financial viability challenges.   6. The  GoTG,  committed  to  improving  its  public  financial  management  (PFM)  system,  used  the  findings  of  the  2010  country  financial  accountability  assessment  and  2014  Public  Expenditure  and  61 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Financial Accountability (PEFA) report to put in place a comprehensive PFM reform program. The PFM  Reform Strategy (2010–2014)  helped streamline PFM reform activities and mobilize resources. Reforms  to date have resulted in significant improvements in a number of areas including (a) implementation of  an  IFMIS;  (b)  clearance  of  a  significant  backlog  of  financial  statements;  (c)  strengthening  of  the  independence and supervision and control function of the Central Bank; and (d) improved information on  public debt. Overall, the key PFM reforms have helped enhance accountability and transparency in the  use and management of public resources and control of SOEs.   2. Risks and Mitigation Measures  Residual Risk  Risk  Risk Rating  Risk Mitigation Measure  Rating  Country level  H  PFM reforms currently implemented will  H  2014 PEFA identified some weaknesses  mitigate these risks. However, as the  in credibility of the budget, fiscal  project is implemented by NAWEC, the  discipline, efficient service delivery, and  country PFM issues will not directly impact  strategic allocation resources  project performance.  Entity level  S  The FM Procedures Manual will be  M  Poor FM performance of NAWEC;  updated and roles and responsibilities will  weaknesses identified on core aspects  be clearly defined. Dedicated FM specialist  such as planning, budgeting. and audit  familiar with World Bank procedures will  (delay in the recruitment of external  be appointed. Internal audit staff will be  auditors)  trained in World Bank FM and  procurement policies, roles, and  responsibilities.   Project level:  S  PIU is established within NAWEC, including  M  Project resources may not be used for  the key functions of project coordinator  the intended purposes and   and procurement specialist, as well as FM  weak coordination among all  officer, technical specialists,  stakeholders  environmental and social specialist,  project accountant, and M&E specialist.  NAWEC has experience in hosting the  implementation unit of the GESP and the  PIU has received specific training in World  Bank fiduciary rules and guidelines.   The SC will facilitate the coordination of  the project.  Control risks  S    M  Budgeting  S  The PIM will detail the budget preparation  M  Delay in preparing annual work plan and  and execution including close monitoring  budget (AWPB) and lack of budget  of variances.  monitoring; unreliable budget forecast  62 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Residual Risk  Risk  Risk Rating  Risk Mitigation Measure  Rating  Accounting  S  Accounting software use for ongoing  M  Delay in recording project transactions;  project will be customized to cover the  lack of an accounting software adequate  bookkeeping of the new project. A  for project FM  dedicated finance officer will be  appointed.  Internal control  S  Rely on NAWEC internal control system  M  Delay in the implementation of  and ensure that the project is under  recommendations of the internal  oversight of the SC. NAWEC’s Internal  auditor and the external auditor  Audit Department is well staffed and has  an annual audit plan approved by the audit  committee. The audit committee was set  up in 2015 and meet on a quarterly basis.  Funds flow  M  Training will be provided if necessary on  M  Difficulties in the timely submission of  World Bank disbursement procedures  acceptable Withdrawal Applications  after project effectiveness.  may delay funds mobilization  Reporting and monitoring  S  The accounting software will be  M  Delays in the submission of agreed IFRs  customized to fit project needs and  and annual financial statements  generate useful information and financial  statements.  Auditing  S  Recruitment of qualified, experienced, and  M  Delay in external auditor’s recruitment  independent external auditors with TOR  and delay in submission of the audited  acceptable to IDA under the oversight of  financial statements  the National Audit Office.  Overall Risk:  H    S  Note: H = High; S = Substantial; M = Moderate; L = Low.  7. The overall risk is High while the residual risk rating is Substantial.  8. The following actions need to be taken to enhance the FM arrangements for the project.   Table 2.2. FM Action Plan  Action  Responsible  Deadline and Conditionality  Update PIM to take account of new project  NAWEC  Before effectiveness  Customize accounting software (FIMIS) to take  NAWEC  Three months after effectiveness  account of new project   Appoint a dedicated FM Specialist  NAWEC  Before effectiveness  Recruit an external independent auditor   NAWEC  Six months after effectiveness        63 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Internal control system  9. The project will rely on the existing internal control system comprising an Accounting Policies and  Procedures  Manual,  May  2012,  an  Internal  Audit  Department,  and  an  Internal  Audit  Manual.  These  manuals were reviewed and are acceptable to the World Bank. The Accounting Policies and Procedures  Manual, May 2012, defined the policy and procedures, among others, for the following domain: ethics,  fixed asset, cash and bank accounting, financial reporting, and budgeting.  10. The project will follow FM procedures defined in the Accounting Policies and Procedures Manual,  May 2012, and the Internal Audit Manual. It may develop specific procedures if needed.   11. The Internal Audit Department will oversee the internal control system and produce an internal  control review report. The project will furnish to the World Bank, no later than 30 days following the end  of  each  quarter,  a  copy  of  the  internal  control  review  report  that  summarizes  the  key  findings  of  the  reviews completed during the quarter.  12. The FM staff of the project comprises a finance officer, who is NAWEC’s permanent staff, will be  appointed in the PIU, and will be fully dedicated to project activities. According to the workload, additional  staff can be acquired.  Planning and budgeting  13. The PIU will prepare a detailed AWPB, which should be approved by the project SC. The PIU will  submit the approved AWPB to the World Bank, for no‐objection, before the end of previous calendar year.  Accounting  14. Accounting  standards.  Project  accounts  will  be  maintained  on  a  cash  basis,  supported  with  appropriate  records  and  procedures  to  track  commitments  and  to  safeguard  assets.  Annual  financial  statements  will  be  prepared  by  NAWEC  in  accordance  with  Gambia  Accounting  Standards.  These  standards are close to the Generally Accepted Accounting Principles.  Interim financial reporting  15. The unaudited IFRs are prepared every quarter and submitted to the World Bank regularly (for  example, 45 days after the end of each quarter) on time. The frequency of IFR preparation as well as its  format and content will remain unchanged.  Annual financial reporting   16. NAWEC  will  produce  annual  financial  statements,  and  these  statements  will  comply  with  the  Gambian law and World Bank requirements. Financial statements may comprise   Project presentation and project developments and progress during the year to provide  context to (or other explanations of) financial information reported  64 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)  Statement of sources and uses of funds which recognizes all cash receipts, cash payments,  and cash balances   Statement of commitments   Accounting policies adopted and explanatory notes   A  management  assertion  that  project  funds  have  been  expended  for  the  intended  purposes as specified in the relevant Financing Agreements  Auditing  17. NAWEC will submit two reports: (a) audit report on NAWEC consolidated financial statements and  (b) audit report on the World Bank‐financed project accounts. Management Letters will also be issued  and submitted together with the audit reports to IDA not later than six months after the end of each fiscal  year. A single opinion on the audited project financial statements in compliance with the International  Federation  of  Accountants  will  be  required.  In  addition,  a  Management  Letter  will  be  required.  The  Management  Letter  will  contain  auditor  observations  and  comments  and  recommendations  for  improvements in accounting records, systems, controls, and compliance with financial covenants in the  Financial  Agreement.  NAWEC  should  recruit  a  technically  competent  and  independent  auditor  by  six  months after the project effective date.  Table 2.3. Audit Report Requirements  Report  Deadline  Responsible  NAWEC audit report and the World Bank‐financed  Six months after the end of the year  NAWEC  project audit reports (two financial statement audit  reports including Management Letter)    18. The  project  will  comply  with  the  World  Bank  disclosure  policy  of  audit  reports  and  place  the  information provided on the official website within one month of the report being accepted as final by  the team.  Fund flow arrangements   19. Disbursements  under  the  project  will  be  carried  out  in  accordance  with  the  provisions  of  the  Disbursement Guidelines for IPF dated February 2017, the Disbursement and Financial Information Letter,  and  the  Financing  Agreement  (see  table  2.4).  The  disbursement  methods  will  be  indicated  in  the  Disbursement Letter. A Designated Account (DA) will be opened at the Central Bank of The Gambia and  managed by NAWEC. The DA will be held in U.S. dollars. The DA ceiling is indicated in the Disbursement  Letter.    Disbursements  for  goods,  works  or  non‐consulting  services  and  consulting  services  contracts  procured  in  the  international  market  through  open  competition,  limited  competition  or  through  no  competition, will be made only through Direct payment or Special Commitment disbursements method.    65 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 2.4 Disbursement Table  Category  Amount of the  Percentage of  Financing Allocated  Expenditures to be  (expressed in SDR)  Financed (inclusive of  Taxes)  (1) Goods, works, non‐consulting services, and  2,240,000   6%  consulting services for Part 1, Part 2(b)(ii), and 2(c) of  the Project  (2) Goods, works, non‐consulting services, consulting  23,620,000   100%  services, and Operating Costs for Part 2(a), 2(b)(i),  2(d), and Part 3 of the Project  (3) Refund of Project Preparation Advance   2,540,000  Amount payable pursuant  to Section 2.07(a) of the  General Conditions  TOTAL AMOUNT  28,400,000       20. The  DA  will  be  replenished  through  the  submission  of  Withdrawal  Applications  on  a  quarterly  basis by NAWEC. Replenishment (requests for reimbursement) and reporting on the use of advances will  be  accompanied  by  a  Statement  of  Expenditure  providing  information  on  payments  for  eligible  expenditures  and  records  required  by  the  World  Bank  for  specific  expenditures  in  the  Disbursement  Letter. All supporting documentation will be retained at NAWEC and must be made available for periodic  review by World Bank’ missions and external auditors.  21. Based on the outcome of the FM risk assessment, the following implementation support plan is  proposed.  The  objective  of  this  plan  is  to  ensure  that  the  project  maintains  a  satisfactory  FM  system  throughout its life.                    66 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 2.1. Implementation Support and Supervision Plan        67 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 2.5. FM Implementation Support Plan  FM Activity  Frequency  Desk reviews    IFR review  Quarterly  Audit report review of the program  Annually  Review of other relevant information such as interim internal control Continuous as they become available  systems reports  On‐site visits    Review of overall operation of the FM system (implementation  Biyearly  support mission)  Monitoring of actions taken on issues highlighted in audit reports,  As needed  auditors’ Management Letters, internal audits, and other reports  Transaction reviews   As needed  Capacity‐building support    FM training sessions  During implementation and as and when  needed    1. Procurement    Applicable procurement regulations   22. Procurement under the proposed project will be carried out in accordance with the World Bank’s  Procurement  Regulations,  dated  July  1,  2016,  revised  November  2017;  ‘Guidelines  on  Preventing  and  Combating Fraud and Corruption in Projects Financed by IBRD Loans and IDA Credits and Grants’, revised  as of July 1, 2016; and the provisions stipulated in the Financing Agreement.  23. As  part  of  the  preparation  of  the  project,  the  Borrower  (with  support  from  the  World  Bank)  prepared  a  PPSD  which  describes  how  fit‐for‐purpose  procurement  activities  will  support  project  operations  for  the  achievement  of  project  development  objectives  and  deliver  Value  for  Money.  The  procurement  strategy  is  linked  to  the  project  implementation  strategy  at  the  country  level  ensuring  proper sequencing of the activities. They consider institutional arrangements for procurement; roles and  responsibilities; thresholds, procurement methods, and prior review, and the requirements for carrying  out procurement. They also include a detailed assessment and description of state government capacity  for carrying out procurement and managing contract implementation, within an acceptable governance  structure  and  accountability  framework.  Other  issues  considered  include  the  behaviors,  trends  and  capabilities of the market (i.e. Market Analysis) to inform the procurement plan. The activities also require  strong  technical  capability  to  prepare  proper  technical  specifications  to  avert  lack  of,  or  inadequate,  market  response.  This  capability  –  or  a  plan  to  enhance  is  considered  in  the  strategies.  Also,  special  arrangements like direct contracting, Force Account, or civil servants needs, results based arrangements,  need for prequalification, if any, are addressed. The strategy includes a summary on: Procurement Risk,  Mitigation Action Plan, Procurement Implementation Support and Supervision plan.   68 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 24. The regulations are designed to support a modern, fit‐for‐purpose Procurement Framework. The  regulations detail many options to tailor individual procurement processes to meet the operational needs  under  the  project  and  to  deliver  the  right  results.  The  main  procurement  activities  under  this  project  would  include  (a)  design,  supply,  installation,  and  O&M  of  PV  power  plant(s);  (b)  design,  supply,  and  installation of equipment and materials for the upgrade of HV transmission line; (c) design, supply, and  installation of equipment and SCADA; (d) supply and installation of equipment for upgrade of primary and  secondary  substations;  (e)  procurement  and  deployment  of  Management  Information  System  (MIS)  integrated system for NAWEC; (f) supply and replacement of approximately 2,500 light bulbs and 31,000  meters; and (g) selection of firms for technical assistance and ICs to support NAWEC to implement the  projects. The procurement arrangements under the project are made in accordance with the provisions  of the Procurement Regulations to ensure that the correct procurement approach is used to deliver the  right results. By designing the right procurement approach, there is far more likelihood of the right bidders  participating, better bids being received, and an overall increased chance of achieving VfM.  25. The regulations are guided by the core procurement principles of VfM, economy, integrity, fit for  purpose,  efficiency,  transparency,  and  fairness.  The  regulations  support  these  core  procurement  principles by providing many choices for the Borrower to design the right approach to market.   26. Standard Procurement Documents (SPDs) issued by the World Bank to be used by Borrowers for  IPF‐financed projects include the General Procurement Notice, Specific Procurement Notice, Request for  Expression of Interest, Request for Proposals (RFPs), and Request for Bids (RFBs). These documents will  be used for works, goods, consulting, and non‐consulting services to be procured through international  open competitive bids and for consulting services contracts. In addition, the implementing agencies will  use Standard Bid Evaluation Forms for procurement of goods, works, and non‐consulting contracts, and  the Sample Form of Evaluation Report for selection of consultants. Procurement requirements should be  simple, especially in a context of low government capacity.  National procurement procedures and legislative framework  27. When approaching the national market, as shall be agreed in the Procurement Plan, the country’s  own procurement procedures may be used. The World Bank has reviewed the SPDs for procurement of  goods  and  works  under  national  competitive  bidding  and  has  found  them  acceptable  in  terms  of  consistency with the World Bank’s procurement principles. Hence, national open competitive bids shall  follow the procedure set forth in the Public Procurement Directive, provided that such procedure shall be  subject  to  the  following  requirements  as  provided  in  Section  5  Paragraph  5.4  of  the  Procurement  Regulations:   Open advertising of the procurement opportunity at the national level   The procurement is open to eligible firms from any country   The RFBs/RFPs document shall require bidders/proposers to submit bids/proposals to present a  signed acceptance at the time of bidding, to be incorporated in any resulting contracts, confirming  application  of,  and  compliance  with,  the  World  Bank’s  Anticorruption  Guidelines,  including  without limitation to the World Bank’s right to sanction and the World Bank’s inspection and audit  rights  69 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)  Contracts with an appropriate allocation of responsibilities, risks, and liabilities   Publication of contract award information   Rights for the World Bank to review procurement documentation and activities   An effective complaint handling mechanism   Maintenance of records of the procurement process    28. Other national procurement arrangements (other than national open competitive procurement)  that  may  be  applied  by  the  Borrower  (such  as  Limited/Restricted  Competitive  Bidding,  Request  for  Quotation  [RFQ],  Shopping,  Local  Bidding,  and  Direct  Contracting),  shall  be  consistent  with  the  World  Bank’s  core  procurement  principles  and  ensure  that  the  World  Bank’s  Anticorruption  Guidelines  and  Sanctions Framework and contractual remedies set out in its Legal Agreement apply.  Procurement oversight and monitoring arrangements  29. Mandatory thresholds for prior review for the proposed project based on procurement risk levels  of the project are provided in Table 2.6. Based on the risk level of the project, procurement above the  applicable thresholds as provided in Table 2.5 shall be subject to prior review and shall be included in the  Procurement  Plan.  Such  procurement  activities  shall  use  the  World  Bank’s  SPDs.  For  contracts  to  be  awarded  using  Direct  Selection,  the  Borrower  shall  submit  to  IDA,  for  its  review  and  ‘no‐objection’,  a  sufficiently detailed justification, before inviting the firm to negotiations.   Table 2.6. Thresholds for Procurement Approaches and Methods (US$)  Short List of National  Consultants  Prior Review  Open  Open  Category  RFQ  (US$ millions)  International  National  Engineering and  Consulting  Construction  Services  Supervision  Works  10,000,000  <3,000,000  <200,000  >200,000      Goods, IT, and non‐ 2,000,000  <300,000  <100,000  >100,000      consulting services  Consultants (firms)  1,000,000        200,000  200,000  ICs  300,000              Assessment of the agency’ capacity to implement procurement   30. A simplified procurement capacity assessment of the implementing agencies was updated by the  World  Bank  using  the  template  attached  to  ‘Situations  of  Urgent  Need  of  Assistance  or  Capacity  Constraints  –  Simplified  Procurement  Procedures’.  Based  on  this  assessment  and  the  procurement  environment of this project and other external factors such as political instability, the procurement risk  factor  is  high.  The  assessment  reviewed  the  organizational  structure  for  implementing  the  proposed  project and staff responsible for procurement in the PIU. The assessment also considered the legal aspects  and procurement practices, procurement cycle management, organization and functions, record keeping,  70 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) planning,  and  the  procurement  environment.  Procurement  systems  of  the  PIU  were  assessed  to  determine  at  what  extent  planning,  bidding,  evaluation,  contract  award,  and  contract  administration  arrangements and practices provide a reasonable assurance that the project will achieve intended results  through its procurement processes and procedures. In addition, the fiduciary systems assessment also  considers how project systems would handle the risks of fraud and corruption, including by providing a  complaint mechanism, and how such risks are managed and/or mitigated.  31. NAWEC will be the implementing agency of the GERMP, assuming all fiduciary responsibilities and  responsibilities  for  reporting  to  the  World  Bank.  The  GESP  PIU  established  within  NAWEC  will  be  responsible for carrying out the project activities. The procurement manager of NAWEC is in charge of  procurement for the GESP. NAWEC has experience in hosting the implementation unit of the GESP and  the PIU has received specific training in World Bank fiduciary rules and guidelines.  32. While procurement under the GESP and the PPF are largely on track, there are certain areas of  concern to be addressed in the course of preparation of the GERMP.    A  major  concern  is  adequacy  of  organizational  arrangements  for  project  procurement  work.  Specifically, the PIU is not staffed with fully dedicated project personnel, which created significant  implementation issues.   There  is  already  a  pattern  of  delays  related  to  untimely  provision  of  information  by  technical  teams. It seems that project procurement may not always be a high‐priority activity for NAWEC  technical  departments,  while  input  of  these  departments  is  on  the  critical  path  of  the  procurement process.   Lack  of  prioritizing  and  organizational  issues  mentioned  above  result  in,  among  other  things,  formal and hands‐on procurement training not being sufficiently effective.   There is no well‐established system or clear track record of handling complaints by NAWEC.   Considering complexity and the fact that it will be relatively new technologies for NAWEC (PV and  132 kV) to deal with under the GERMP, it seems necessary to enhance existing capacity.     33. Need  for  hands‐on  support.  Provided  that  capacity  deficiencies  are  addressed  by  adequate  organizational  measures  and  proper  staffing  of  the  PIU,  the  World  Bank’s  support  can  be  limited  to  standard  supervision  activities,  including  assistance  in  providing  training  for  NAWEC  procurement  personnel.   Procurement risk analysis  34. The  PPSD  prepared  for  the  project  contains  a  risk  analysis  and  the  procurement  risks  were  identified. Based on the identified risks, measures are proposed to be put in place to mitigate the risks  associated. These are summarized in Table 2.7.  Procurement objective  35. The implementation of the listed measures will help reduce the risk substantially and reach the  following identified objectives:   71 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)  Increased competition to achieve maximum reduction of the overall project cost. The objective  is to obtain at least three bids from qualified contractors for each package/lot for PV, T&D, and  IMS   Cost overruns shall not be more than 15 percent of the initial cost estimate for each lot   At least 80 percent of responses from technical teams are received within the maximum  response time set by NAWEC management   At least 80 percent of all contracts are awarded within the initial bid/proposal validity time (that  is, without extending validity period)   At least 80 percent of all contracts are completed within the initial time schedule  72 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 2.7. Main Identified Risks and Mitigation Measures  Risk Description  Severity and Impact on  Description of Mitigation  Risk  the Project  Owner    Market  Lack of interest in  Substantial  NAWEC (PIU and technical team), with  Bidders  participation in bidding  the assistance of international  among contractors for  consultants (T&D and Service  T&D/information  Contractor), will prepare technical  management system (IMS)  requirements/specifications attractive  due to small size of the  to sufficient number of qualified  country market  bidders, while ensuring quality of the  final product.  In addition, proper packaging will be  used to increase attractiveness of the  contracts.    NAWEC capacity  Delays in obtaining input  Substantial  NAWEC’s top management will issue  NAWEC  from technical teams  internal instructions setting the rules  of information exchange, including  standards for response time.  Delays/poor quality due to  Substantial  Project procurement function will be  NAWEC  inadequate organizational  performed by fully dedicated  arrangements of  procurement staff/consultants  procurement function and  reporting directly to the PIU head.  procurement skills gap  Lack of experience in  High  PV and T&D specifications and  NAWEC  preparing PV and HV T&D  requirements will be prepared by  specifications ‐ risk of poor  international consultants (under solar  quality of bidding  feasibility study contract).  documents resulting in  potential reduction of  competition and/or delays  at evaluation and contract  negotiations stage  Inadequate requirements  High  IMS definition and technical  NAWEC  for IMS due to lack of  requirements will be produced by  experience of NAWEC with  international consultants (under  modern comprehensive IMS   Service Contractor contract).  Delays/problems in contract  Substantial  Specialized training will be provided  NAWEC  implementation of PV due  to NAWEC technical personnel.  to lack of experience with  the technologies        73 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Procurement Plan  36. The Borrower has prepared the PPSD which formed the basis for a Procurement Plan for the first  18 months of the project life and which also provides the basis for the procurement methods. This plan  was agreed between the Borrower and the project team and will be available at the PIU. It will also be  available in the project’s database and in the World Bank’s external website. The Procurement Plan will  be updated by the project team annually or as required to reflect the actual project implementation needs  and improvements in institutional capacity.  37. The procurement arrangements for the high or substantial risk contracts within the project are  provided in Table 2.8.   Table 2.8. Procurement Arrangements for the High or Substantial Risk Contracts  Estimated  World  Contract Title, Description, and  Procurement  Selection  Evaluation  Cost (US$,  Bank  Category  Approach/Competition  Methods  Method  millions)  Oversight  On‐grid PV solar plant(s) plus  28  Prior  International  RFB, post  Lowest  storage  qualification  evaluated cost  T&D upgrades  19  Prior  International  RFB, post  Lowest  Lot 1: Construction of 132 KV  qualification  evaluated cost  transmission line from Brikama  to Kotu and of three new  primary substations    Lot 2: National dispatch  center/SCADA/EMS  Upgrade of primary and  5  Post  International  RFB, post  Lowest  secondary substations  qualification  evaluated cost  IT system for NAWEC  3  Prior  International  RFB, post  Combined  qualification  technical and  financial score  Meter laboratory  0.5  Post  International  RFB, post  Lowest  qualification  evaluated cost  Prepayment meters (31,000  0.95  Post  International  RFB, post  Lowest  meters)  qualification  evaluated cost  Feasibility study for solar PV  0.3  Prior  International  QCBS  Rated  plus storage plant  criteria+cost  Feasibility study for Kotu‐ 0.55  Prior  International  QCBS  Rated  Brikama T&D  criteria+cost  OE  1  Prior  International  QCBS  Rated  criteria+cost  Service Contractor  2  Prior  International  QCBS  Rated  criteria+cost  Note: QCBS = Quality‐ and Cost‐Based Selection.    74 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) ANNEX 3: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN  Republic of The Gambia: Gambia Electricity Restoration and Modernization Project    Strategy and Approach for Implementation Support  1. The implementation support plan includes periodic missions with regular client interaction from  both  field‐and‐headquarters‐based  World  Bank  staff  in  between  missions.  During  project  supervision, the team will use the PDO and the Section VII results framework as primary lenses  for monitoring progress, evaluating impact and effectiveness, and adjusting the project activities.    2. Implementation support will initially focus on advancing the preparation and implementation of  the  investment  activities  and  NAWEC’s  improvement  plans.  Thus,  the  World  Bank  expects  an  intensive  supervision  agenda  during  the  first  two  years.  The  World  Bank  team  will  include  headquarters and country office‐based staff, as well as consultants.    3. The detailed support from the World Bank team during project supervision is outlined below:   Environmental  and  social  safeguards.  The  World  Bank  safeguards  team  will  provide  implementation  support  for  (i)  implementation  of  safeguards  requirements  through  regular  supervision  missions,  including  visits  to  the  project  sites;  (ii)  reviewing  of  environmental  monitoring  reports  and  following  up  on  any  safeguards  issues  that  may  arise  during  project  implementation  with  NAWEC  and  relevant  government  authorities;  and  (iii)  training  on  safeguards to NAWEC staff.   Procurement and technical.  The World Bank team will provide implementation support for: (i)  reviewing  procurement  documents,  including  technical  specifications,  and  providing  timely  feedback and ‘no objection’; (ii) monitoring procurement progress against the Procurement Plan  developed by NAWEC; and (iii) procurement training on World Bank guidelines to the PIU. The  project  will  involve  the  procurement  of  goods  and  works  contracts  through  international  competitive bidding and service contracts through QCBS.   FM. The World Bank team will provide implementation support for reviewing the project's FM  system, including but not limited to accounting, reporting, and internal controls.   Implementation  progress.  The World Bank will closely monitor  the overall progress of project  implementation, including the rehabilitation and major overhaul of identified thermal generation  engines in Kotu and Brikama power stations.        75 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Implementation Support Plan and Resource Requirements   4. The proposed implementation support requirements are listed in the tables below.  Table 3.1: Implementation Support Requirements to be Provided by the World Bank  Time  Focus  Skills Needed  Resource Estimate  Years 1  Monitor and assist in the procurement of  Procurement specialist  1  to 4  main contracts  Solar generation engineer  1  T&D engineer  1  Monitor FM implementation and  FM specialist  1  disbursement  Supervise safeguards implementation  Environmental and social  1+1  safeguards specialists  Monitor project management and supervise  Team leader   1  project implementation progress  Operations officer  0    Table 3.2. Skills Mix Required  Number of Staff  Skills Needed  Number of Trips  Comments  Weeks  Team leader  10  4  Based in region  Power engineer  5  2  Washington, DC  Procurement specialist  4  2  Based in region  FM specialist  4  2  Based in region  Environmental specialist  4  2  Washington, DC  Social specialist  3  2  Based in region  Gender specialist  2  2  Based in region  Total  32  16    76 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) ANNEX 4: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS    REPUBLIC OF THE GAMBIA: Gambia Electricity Restoration and Modernization Project    Introduction  1. The  economic  and  financial  analysis  is  consistent  with  the  revised  2016  GEEDR  guidelines  on  economic analysis of power sector projects, the guidelines on Carbon accounting and the Social Value of  Carbon in Project Appraisal, and World Bank guidelines for economic analysis of investment operations.  2. Economic and financial analysis is conducted on Components 1 and 2, the investment components  of the project. Economic and financial analysis is not conducted on Component 3.   Rationale for Public Sector Provision/Financing  3. As discussed earlier, given the urgency, Component 1 is being implemented through a publicly  funded  EPC  contract  at  the  request  of  the  GoTG.  While  an  IPP  process  was  considered  for  capacity  addition, and is the direction that the GoTG would like to go, the sector does not have any experience in  launching competitively procured IPPs or with VRE. The public financing approach was therefore preferred  for  several  reasons:  (a)  the  urgency  of  the  power  crisis  demands  that  additional  capacity  be  added  as  quickly  as  possible  and  (b)  the  need  for  the  public  sector  to  support  the  first  investment  into  VRE  for  demonstration effect. In particular, this component seeks to build global experience in deploying solar  energy in emergency situations. So far, the solar industry does not have a strong track record to deploy in  emergency situations, although there is one good recent example in Yemen. In parallel, the World Bank  Group will work with development partners to build the capacity of the Gambian institutions to launch  competitive IPPs and to improve the financial health of NAWEC as the offtaker.   4. The World Bank’s financing will leverage significant additional donor funds. Externalities and some  benefits from developing renewable energy sources are often difficult to reflect in tariffs compared to  those of thermal power and this results in undervaluation and discouragement in capital‐intensive low‐ carbon technology investment with ripple effects. As a result, public action is warranted to correct for  market failures or incorporate externalities and spillover effects whether linked to financing or not.    5. Research undertaken by the CPI for the CIF shows that public financing is instrumental in the early  stage  of  solar  PV  scale‐up  and  could  result  in  substantial  cost  reductions  in  the  early  stages  of  the  technology’s adoption. Governments have a key role to play in ensuring initial support, with gradual phase  out of incentives as costs fall, and properly remunerating the flexibility of the solar PV technology.  Value Added of World Bank’s Support  6. The  World  Bank’s  support  is  essential  in  lowering  the  financing  cost  and  reducing  the  risk  perception by investors. According to the World Bank’s Energy Directions Paper (2013), the World Bank  support to high‐cost low‐emission projects is justified when “client countries may be willing to pay the  77 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) incremental  costs  of  cleaner  energy  if  other  significant  developmental  co‐benefits  exist[.]”  and  if  the  project offers a “strategic potential for the future … to pilot and scale up technologies that are relatively  new  in  their  markets[.]”.  Moreover,  World  Bank  support  is  useful  to  enhance  the  interest  for  these  projects from other international financial institutions (IFIs) by sharing the benefit of its thorough due  diligence process.  7. The World Bank Group has a key role to play in supporting the country in transitioning from pure  public sector to private sector financing as the program scales up and the technology matures. According  to the World Bank Group Climate Change Action Plan (April 2016), crowding in private funding to expand  access to renewables requires a significant volume of concessional finance. The action plan indicates that  the World Bank Group will focus on crowding in private sector funding for clean energy and on de‐risking  renewable energy investments. The World Bank Group can help The Gambia access innovative financing  mechanisms  that  will  leverage  public  support  to  obtain  more  financing  from  the  private  sector,  particularly on the debt side, without unduly increasing the financing cost.   Summary of Economic and Financial Analysis  8. The project is economically viable. As summarized in Table 4.0 below, the ERR obtained for the  GERMP  is  16.1  percent  with  an  NPV  of  US$178.6  million.  The  ERR  increases  to  18.7  percent  and  19.3  percent  once  local  environmental  impacts  and  GHG  impacts  are  taken  into  account,  respectively.  The  corresponding increased NPVs are US$208 million and US$216 million.   Table 4.0 – summary of economic analysis  Component  ERR  NPV  Component 1  23.8%    Sub‐component 2.1  35.4%    Sub‐component 2.2  13.7%    Sub‐component 2.3  11.5%    Sub‐component 2.4  44.8%    US$178,572,14 Total net economic benefits  16.1%  0   US$208,030,65 Total net economic benefits with local environment benefits  18.7%  1   Total net economic benefits with local environment benefits and GHG  benefits  19.3%  $215,990,944     9. The main benefit of the investments is the utility‐scale solar PV rehabilitation and the avoided  cost  of  HFO‐based  generation.  The  main  benefit  of  the  investments  in  the  rehabilitation  of  the  T&D  network is an expansion in the capacity of the GBA network to absorb VRE and imports from the OMVG  interconnectors with a lower level of transmission losses to transmit this energy to load centers. The main  costs are the respective investments in each component.   78 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 10. A sensitivity analysis is conducted on each subcomponent to identify the switching value of key  input  variables  at  which  the  NPV  of  the  subcomponent  becomes  zero.  The  analysis  confirms  that  the  investments are robust even under extreme assumptions.   11. The project is also financially viable. The FIRR obtained for the GERMP is 10.2 percent, with an  NPV of US$71.8 million.  12. NAWEC itself has a path to financial viability. Once under implementation, the results from the  financial model forecast indicate that while NAWEC’s situation will continue to be fragile in 2018–2020, it  will start improving considerably in 2021 when the current ratio turns positive. However, this depends on  successful implementation of the measures outlined earlier to turn around the performance of NAWEC.  13. From 2018 to 2021, the operating margins are positive with the positive impact of the financial  leverage coming from the profitability of the investments. The profit margins, the return on assets and on  equity, are negative from 2015 to 2019, becoming positive in 2020. Afterward, these ratios rise, showing  that  the  profitability  of  NAWEC  and  its  financial  viability  substantially  improve.  From  2015  to  2019,  NAWEC revenues cannot cover the expenses. This deficit is principally due to the cost of the sales, because  HFO and LFO baseload plants have poor specific consumption and low availability. However, from 2018  to 2020, the financial viability of NAWEC is expected to improve significantly due to the commissioning of  the OMVG and the impact of the GERMP.  Discount Rate  14. There is much debate about the appropriate value of the discount rate. The World Bank has now  issued  new  guidelines  on  the  choice  of  discount  rate,  which  is  grounded  in  the  principles  of  welfare  economics (based on the Ramsey formula). This states that the discount rate may be taken as twice the  expected long‐term average growth rate in per capita income.  15. The Gambia’s real GDP growth rates show high volatility, with sharp variations from year to year.  The Gambia’s GDP growth rate fell from 4.3 percent in 2015 to 2.2 percent in 2016 because of the difficult  political transition and exogenous shocks. The most recent World Bank Global Economic Prospects expect  mid‐term growth at approximately 3 percent, while the latest IMF Forecast expected an average long‐ term growth rate of 4.8 percent  16. Population growth rate has averaged 3 percent and is expected to continue at this rate. In the  absence of significant improvement in economic performance, a per capita GDP growth rate forecast of 3  percent would seem prudent, leading to a 6 percent discount rate under the default assumptions of the  latest World Bank guidelines for the choice of discount rates.   17. The discount rate presently used by the LCPDP for power sector planning is 10 percent. The World  Bank guidelines recommend that a sensitivity analysis be conducted over a range of discount rates, which  is provided in the following paragraphs.      79 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Economic Analysis for Component 1  18. The baseline assumptions for the economic analysis of Component 1 are summarized in Table 4.1:   Table 4.1. Technical Assumptions Used for the Economic Analysis of Component 1  Assumption  Unit  Value  Capacity factor  %  21  Economic life  Years  25  Average annual degradation  %  0.30  Performance ratio  %  80  Capacity  MW  10  Cost per installed MW solar  US$  1,300,000  Cost per MWh installed battery (lithium ion)  US$  400,000  Battery replacement cost (years 8 and 16)  US$  3,000,000  Hours of storage  Hours  1.5  Annual operating expenditure (OPEX) without battery  % of CAPEX  1  replacement  CAPEX calculations  Cost of solar PV plant  US$  16,250,000  Cost of solar PV for storage  US$  4,836,310  Cost of battery storage  US$  6,000,000  Total investment cost  US$  27,086,310  Contingency  US$  1,354,315  Total  US$  28,440,625  OPEX calculations  Annual OPEX estimate  US$  270,863  Technical calculations  Total solar PV capacity  MWp  16.22  Installed PV for storage  MW  3.0  Storage   MWh  15  Generation (year 1)  MWh  23,871  Total units generated over life of asset  MWh  575,777  Local environmental pollution assumptions  Local environmental pollution parameters for HFO  Particulate  kg/MWh  0.6  SOx  kg/MWh  8.6  NOx  kg/MWh  1.5  Social values of local environmental pollution  Particulate  US$/kg  32.2  SOx  US$/kg  16.2  NOx  US$/kg  10.77  80 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Economic Benefit ‐ Avoided Cost of Unserved Energy (Willingness to Pay)  19. The  main  economic  benefit  considered  before  environmental  benefits  is  the  avoided  cost  of  unserved energy, estimated by Willingness to Pay (WTP). As discussed in the main text, The Gambia is  experiencing extreme power shortages with customers only having two‐three hours of supply per day in  October 2017. In this context, it is appropriate to estimate the economic benefits according to the avoided  cost of unserved energy (as opposed to avoided cost of fossil fuel consumption, or some other approach  to estimate economic benefits).   20. For  the  economic  analysis,  it  would  be  ideal  to  estimate  the  WTP  for  kWh  consumption  using  nonlinear  demand  curves.  Indeed,  the  WTP  in  this  context  is  likely  to  be  extremely  high,  because  customers are at the very low end of the demand curve. In the absence of a demand curve, the WTP is  estimated by the cost of diesel self‐generation, which can be considered as a revealed WTP because many  of the customers who can afford a backup generator do indeed invest in one. Table 4.2 summarizes the  calculations  to  estimate  the  cost  of  self‐generation,  which  is  US$0.36  per  kWh.  This  is  likely  an  underestimate of the true WTP.   Table 4.2. Self‐generation Cost    Assumption  Unit  Value  Diesel genset  1  Peak load  kW  3  2  Overall efficiency  %  80  3  Unit size  kW  3.8  4  Installed engine cost (excluding taxes)  US$/kW  100  5  Installed capital cost  US$  375  6  Life of engine  Years  15  7  Annualized capital cost  US$  49  8  Annual O&M  %  5  9  Annual operating cost  US$  16.875  10  Rebuild cost  %  10  11  Rebuild cost  US$  37.50  12  Rebuild frequency  Years  5.0  13  Annualized rebuild cost  US$  9.89  14  Total annual O&M  US$  26.77  15  Annualized total cost (excluding fuel)  US$  76.07  Diesel fuel  16  Daily use  Hours/day  15  17  Yearly use  Days/year  350  18  Heat rate  L/kWh  0.36  19  Fuel consumption  L/hour  1.08  20  Annual fuel use  L  5,670  81 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)   Assumption  Unit  Value  21  Financial cost of diesel  US$/L  1.00  22  Annual fuel cost  US$  5,670  23  Total annual cost  US$  5,746  24  Total equivalent energy  kWh  15,750  25  Cost per KWh  US$/kWh  0.36    The Counterfactual HFO Plant  21. The  World  Bank  guidelines  for  economic  analysis  require  that  the  economic  benefits  of  a  proposed project are to be compared against a set of mutually exclusive alternatives. In the case of power  generation projects, this is difficult because the alternatives often have different technical characteristics.  For example, while a HFO plant could be sized in such a way as to produce exactly the same hourly patterns  of MW and GWh as a proposed solar PV plant, in practice, an HFO plant would never be operated in such  a way, making an attempted direct comparison of levelized costs unreliable. Moreover, VRE options (such  as wind and PV) may impose additional grid integration costs, and the capacity benefit of VRE may be  limited.   22. It is customary in the case of power sector projects to establish economic benefits of a proposed  project  by  using  capacity  expansion  optimization  models  to  identify  the  optimum  sequence  of  sector  expansion  with  and  without  the  proposed  project.  A  solar  plant  will  have  both  capacity  and  energy  benefits, particularly when the solar project is provided with storage, so as to better match its output to  the daily and seasonal load curve. With the dramatic fall in PV and storage prices, a solar project that  consists of a mix of PV and BESS offers new opportunities for design optimization that transforms a highly  variable source (PV alone) into one that provides capacity as well as energy benefits.  23. The difficulty with such least‐cost planning models of this kind is that they are not very well suited  for risk assessment. The LCPDP is least cost only for the particular set of input assumptions provided, but  a risk assessment needs to assess project performance under very wide ranges of uncertainties, for which  simpler spreadsheet models are preferable. Nevertheless, the insights gained from The Gambia’s LCPDP  capacity expansion model runs establish a credible baseline for the usual economic and financial analysis  and about which alternative scenarios are readily analyzed.  24. In any event, in the presence of a mix of different types of thermal generation, a solar project will  displace a mix of liquid fossil fuels (HFO and diesel) of varying GHG emission intensity. The 10 MW solar  PV plant will help avoid 24 GWh generation from HFO per year. The technical assumptions for a 3 MW  HFO plant are shown in Table 4.3.       82 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.3. Technical Assumptions for HFO Generation  Parameter  Unit  Value  Investment cost  US$ per installed MW  1,600,000   Construction time  Years  2   OPEX  % of CAPEX  2%  Specific consumption  Tons of HFO/MWh  0.3  Source: Gambia Electricity Sector Roadmap, October 2017.  Global Fuel Prices  25. As shown in Figure 4.1, oil prices have dropped dramatically in 2014–2015, but are forecast to  remain relatively stable through to 2030 around US$60 per barrel. Historical data show there is a close  correlation  between  global  crude  oil  prices  and  HFO  prices  (see  Table  4.4  for  regression  results).  This  relationship  is  used  to  translate  the  World  Bank  crude  oil  price  forecast  into  an  HFO  price  forecast.  A  US$100 per ton shipping and transport cost is added to the global prices, which is equivalent to the price  obtained by NAWEC in the most recent competitive fuel supply tender. Note the World Bank price forecast  has a gap between 2025 and 2030, and does not go past 2030. A linear relationship is assumed between  2025 and 2030. Beyond 2030, prices are assumed to remain constant.   Table 4.4. Regression Results: 3.5% HFO on Brent  Standard  HFO  Coefficient  t  P > t  95% Confidence Interval  Error  Brent  5.012413  0.1575  31.82  0  4.697675  5.327152  _cons  32.87686  15.93282  2.06  0.043  1.037668  64.71605  Note: P = probability; t = students t distribution.      83 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.1. Fuel Price Forecast (Nominal U.S. Dollars)  Crude oil, avg Total HFO cost $120 $700 $100 $600 Crude Oil cost (per barrel) $500 HFO Cost (per ton) $80 $400 $60 $300 $40 $200 $20 $100 $0 $0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030   Source: Crude oil forecast taken from World Bank Commodity Outlook, October 2017; HFO forecast  calculated by task team.  26. At such low oil prices, it is more difficult for renewable energy projects to compete with thermal  generation than just a few years ago. Fortunately, capital costs for PV and BESS have also fallen (and much  faster  than  wind),  as  the  learning  curve  benefits  anticipated  previously  have  in  fact  materialized.  Moreover, solar projects serve as an excellent hedge against any future fossil fuel price increases—which  many experts believe are inevitable once global economic growth resumes, or if international markets are  disrupted by unfavorable geopolitical circumstances in the Middle East.  27. There are wide ranges of opinions about the future evolution of international fossil fuel prices.  These are tested in the sensitivity analysis. However, for the baseline forecast, the World Bank’s most  recent forecast is used, because this reflects the institutional position.14  Carbon Accounting for Economic Analysis  28. The  new  Guidelines  for  Economic  Analysis  of  power  sector  investment  projects  require  the  calculation of economic returns   Before externalities;   Including local externalities (in this case the benefit of avoided local air pollution from HFO‐fired  generation); and  14 These nominal price forecasts are used in the financial and distributional analysis. However, they are converted into  constant 2017 prices for the economic analysis.  84 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568)  Including  local  and  global  externalities  (that  is,  taking  into  account  the  global  social  value  of  carbon (SVC), shown in Table 4.5).15   Table 4.5. SVC    2015  2020  2030  2040  2050  Low  15  20  30  40  50  Base  30  35  50  65  80  High  50  60  90  120  150  Source: Social Value of Carbon in Project Appraisal, Guidance Note to World Bank Group  Staff, September 2014.  29. The calculation of the avoided lifetime carbon emissions follows easily from the displaced thermal  generation. For the carbon reporting requirements, the World Bank recommends the use of the so‐called  harmonized grid emission factors to comply with common reporting agreements among IFIs and donors.  The  value  for  The  Gambia  is  682  g/kWh  (which  applies  just  to  combustion).  This  value  is  so  obviously  incorrect  that  it  was  not  used  for  project  appraisal,  and  it  would  grossly  overstate  the  actual  GHG  emissions reduction performance of Component 1. Indeed, the technology‐specific emission factor in the  IFI‐harmonized emission factor database is just 587 g/kWh for oil reciprocating engines.   30. The total emission factor for the HFO counterfactual is therefore 587 g/kWh. Using these emission  factors and a 25‐year life of Component 1, the avoided lifetime carbon emissions calculates to 337,981  tons of CO2.   Local Environmental Impacts  31. HFO is the dirtiest of the fossil fuels, and its local environmental impact is large, having 0.6 g/kWh  particulate and 8.6 g/kWh SOx emissions (based on the assumption of 2 percent Sulphur content), and  NOx  emissions  may  be  based  on  an  emission  factor  of  1.5  g/kWh.  These  assumptions  lead  to  a  total  lifetime reduction of particulate of 345 tons, SOx of 2,475 tons and NOx of 864 tons.  Results  32. Table 4.6 shows the results of the calculations of economic returns:   The  expected  ERR  before  consideration  of  environmental  benefits  is  23.8  percent,  above  the  LCPDP hurdle rate of 10 percent (and the Ramsey formula discount rate of 6 percent).    The  value  of  the  avoided  local  environmental  pollution  and  GHG  emissions  against  the  HFO  counterfactual, assessed at the World Bank’s estimate of the SVC, increases the economic returns  to 34.8 percent.      15 These are stated in constant 2014 U.S. dollars. They need to be adjusted to the price level of the economic analysis, namely  2017.  85 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.6. Summary of Economic Analysis Results on Component 1  ERR summary  ERR  23.8%  ERR with local environment benefits  32.9%  ERR with environment benefits  34.8%  NPV summary  NPV  US$53,244,659  NPV with local environment benefits  US$82,703,171  NPV with environment benefits  US$90,663,464    Switching Values  33. The switching value of an input assumption is the value that brings the ERR to the hurdle rate  (NPV to zero). The full set of calculated switching values are shown in Table 4.7. These illustrate that the  results of the economic analysis for Component 1 are robust even under extreme conditions.   Table 4.7. Switching Values for the Economic Analysis of Component 1  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Component 1  US$, millions  1.3  28.5  A cost overrun of this magnitude is extremely  construction cost ‐  per MW  unlikely.  panels  Component 1  US$,  300  6,294  A cost overrun of this magnitude is extremely  construction cost ‐  thousands  unlikely.  storage  per MWH  Annual energy  GWh  23.9  9  While PV output may well vary by a few percentage,  generation from  a reduction of this magnitude would imply a  Component 1  catastrophic failure rate of the project.   WTP  US$ per kWh  0.35  0.135  While it is likely that customer WTP will reduce over  time as supply constraints are eased, it is highly  unlikely that the WTP would be so low.    Financial Analysis of Component 1  34. The  financial  analysis  uses  the  same  baseline  cost  assumptions  as  the  economic  analysis.  The  benefits considered in the financial analysis are the avoided cost of generating the same MWh using the  counterfactual, the 3 MW HFO plant.   Results  35. The results are summarized in Table 4.8. It reveals an FIRR of 10 percent, higher than the 6 percent  hurdle rate, and an NPV of US$10.2 million.   86 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.8. Summary of Financial Analysis Results on Component 1  FIRR  10.0%  NPV  US$10,186,126    Switching Values  36. The switching values are also tested for the financial analysis. The full set of calculated switching  values are shown in Table 4.9. These illustrate that the results of the financial analysis for Component 1  are also robust even under extreme conditions.   Table 4.9. Switching Values for the Financial Analysis of Component 1  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Component 1  US$, millions  1.3  6.5  A cost overrun of this magnitude is extremely  construction cost ‐  per MW  unlikely.  panels  Component 1  US$,  300  1,415  A cost overrun of this magnitude is extremely  construction cost ‐  thousands  unlikely.  storage  per MWH  Counterfactual  US$, millions  1.6  n.a.  The sensitivity analysis illustrates that even if the  construction cost ‐  per MW  HFO plant was free of charge, the NPV would  HFO plant  remain positive. This is because the driving cost of  the HFO plant is the fuel price, not the investment  price. A similar result is achieved with the O&M cost  assumption.   HFO fuel cost  % below  100  72  There is substantial uncertainty on global fuel price  baseline  forecasts. The sensitivity analysis suggests that if  forecast  fuel prices are more than 30percent below forecast,  the NPV would be reduced to zero. While oil prices  at these levels are possible, the current consensus is  that oil prices are likely to rise, not fall, over the life  of the project.     Economic Analysis of Component 2  37. As described in the project description, Component 2 included several subcomponents, with a  range  of  economic  benefits.  Each  subcomponent  and  the  specific  assumptions  used  in  the  economic  analysis of each component are detailed in the following paragraphs. In all cases, the analysis assumes  annual O&M costs equivalent to 1 percent of CAPEX costs.   87 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Subcomponent 2.1: New Kotu‐Brikama transmission line  38. The main benefit of the line is increased capacity to absorb energy being injected into the system,  including new sources of renewable generation such as solar included in Component 1, as well as imports  from the OMVG interconnection. The alternative to this line would be a series of lower‐capacity lines, like  the 33 kV lines currently being used. To have a similar transmission capacity, four 33 kV lines would be  needed,  which  would  have  much  larger  transmission  losses.  The  main  economic  benefit  of  this  subcomponent, therefore, is the reduced transmission losses achieved through the higher voltage line.  Additional benefits not included in the economic analysis include the benefit of securing one right of way  instead of four.   39. The feasibility study will determine the load expected to be taken by the new line. In the absence  of a detailed feasibility study, the following simplifying assumptions are taken. Energy transferred in the  new line will be at least 259 GWh per year. This preliminary estimation is based on half of the expected  generation and injection at Brikama in the future. This will be at least 50 MW, and assuming an average  load  of  50  percent  for  the  line,  it  will  make  259  GWh/year.  Actual  volumes  will  likely  be  substantially  higher.  40. Specific assumptions applied to this subcomponent are detailed in Table 4.10.   Table 4.10. Assumptions on Subcomponent 2.1  Assumption  Unit  Value  T&D loss reduction  %  2.5  GWh through the new line  GWh/year  259.00  Unit cost of a 33 kV line  US$/km  25,000   km per line  km  35  Number of 33 kV lines needed  Number  4  Economic life  Years  40  Calculations for Subcomponent 2.1  Cost of an equivalent 4×33 kV lines  US$  3,500,000   Substation cost  US$  2,166,667   Total cost of alternative  US$  5,666,667     Results ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.1  41. The results are summarized in Table 4.11. The analysis indicates an ERR of 35 percent and an NPV  of US$26 million.       88 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.11. Summary of Economic Analysis Results on Subcomponent 2.1  ERR  35.4%  NPV  US$26,132,422    42. The assumptions for the GHG analysis on Subcomponent 2.1 are  The climate type of land is assumed as subtropical/forest with an emission factor of 323 tCO2/ha;   Corridor width for a 132 kV line is 27 m and the length is 30 km;   5,000 m2 land cleared for each substation; and   There are three substations that will be constructed.  43. Applying these assumptions, Subcomponent 2.1 will lead to a net emissions reduction of 24,259  tCO2 over the economic lifetime of 40 years.  Sensitivity ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.1  44. The  results  are  tested  for  sensitivity  to  input  assumptions.  The  critical  assumption  is  the  transmission loss reductions that could be achieved through a HV line. The switching value indicates that  transmission loss reductions compared to the alterative of using 33 kV lines would have to fall as low 0.52  percent, which is highly unlikely.   Table 4.12. Switching Values for Subcomponent 2.1  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Transmission loss  %  2.5  0.52  A 2.5percent loss reduction is already conservative.  reduction  Transmission loss reduction through higher voltage  lines is a well‐established fact from experience  around the world. It would be highly unusual for  loss reductions to fall as low as 0.5percent.  GWh through the  GWh  259  54  259 GWH is already a very conservative assumption  new line  for energy to be passed through the new line. With  the pipeline of generation envisaged in the road  map, as well as imports through the OMVG  interconnection, it is highly unlikely that energy  transmitted through the new line would be as low  as 54 GWh per year.   Investment costs  US$/km  25,000  n.a.  The sensitivity analysis shows that even in the event  for alternative  that the alternative lines could be provided at zero  lines  cost, the higher voltage lines would still be a better  option due to the reduced transmission losses.     89 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Results ‐ Financial Analysis of Subcomponent 2.1  45. The  financial  analysis  uses  the  same  baseline  cost  assumptions  as  the  economic  analysis.  The  benefits considered in the financial analysis are the increased tariff revenues for NAWEC. The results are  summarized in Table 4.13. The analysis indicates an ERR of 25 percent and an NPV of US$16.5 million.  Table 4.13. Summary of Financial Analysis Results on Subcomponent 2.1  FIRR  25%  NPV  US$16,511,188    Subcomponent 2.2: Improved service quality  46. The new dispatch center with SCADA and upgrades to the primary and secondary substations will  enable NAWEC to improve the quality of supply in the GBA. This will lead to reduced frequency  and duration of outages. This would allow the economic benefit of avoiding the cost of unserved  energy. However, there is no baseline data available for System Average Interruption Frequency  Index  (SAIFI)  or  System  Average  Interruption  Duration  Index  (SAIDI)  because  NAWEC  does  not  have the systems or technology in place to track these indicators, never mind a forecast of how  these would be improved through the project investments. A conservative assumption therefore  used is that the lines will help avoid 2 hours of blackouts per week in the electricity system, which  is likely to be a very conservative assumption.   Table 4.14. Assumptions on Subcomponent 2.2  Assumption  Unit  Value  Reduction in outages per week  Hours  2  Economic life  Years  40  Average GWh dispatched to the system per hour  GWh/hour  0.06    Results ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.2  47. The results are summarized in Table 4.15. The analysis indicates an ERR of 13.7 percent and an  NPV of US$14.6 million.  Table 4.15. Summary of Economic Analysis Results on Subcomponent 2.2  ERR  13.7%  NPV  US$14,621,643    90 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Sensitivity ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.2  48. The sensitivity analysis to identify the switching values for key parameters in Subcomponent 2.2  indicates  that  the  results  are  robust.  Even  when  delivering  modest  results,  the  dispatch  center  and  substation upgrades will be economically viable.   Table 4.16. Switching Values for Subcomponent 2.2  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Hours of reduced  Hours/week  2  1  While there is no baseline SAIFI and SAIDI data  outages  available, the analysis shows that even if the new  dispatch center and substation upgrades could  reduce system outages by at least 1 hour per week,  it would be economically viable. In reality, it is likely  to deliver much higher benefits once installed.   GWh delivered on  GWh/hour  0.06  0.03  The results indicate that even if the system only  the electricity  delivers 30 MWh per hour, it would still be  system  economically viable. The actual energy delivered  through the system today is already higher than  this, before considering system expansion plans.     Results ‐ Financial Analysis of Subcomponent 2.2  49. Similar to Subcomponent 2.1, the base case cost assumptions for Subcomponent 2.2 are the same  as the economic analysis. The financial benefits are estimated according to the additional tariff revenue  to be collected by NAWEC through the reduction in unserved energy, which is assumed to be the energy  sold. The results are summarized in Table 4.17. The analysis indicates an FIRR of 9 percent and an NPV of  US$5.7 million.  Table 4.17. Summary of Financial Analysis Results on Subcomponent 2.2  FIRR  9%  NPV  US$5,770,141    Subcomponent 2.3: Distribution backbone in the provinces  50. The primary benefit of the MV backbone subcomponent is to reduce the cost of supply in the  provinces. This would be achieved through connections to the national grid, which would allow currently  isolated centers to access electricity either generated domestically at a larger scale/lower cost or through  MV or HV imports. The LCPDP results suggest the cost of generation (including imports at the point of  entry into the national grid) will be US$0.118 per kWh on average, compared with the estimated cost of  generation in the provinces of US$0.25 per kWh.   91 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 51. The  economic  analysis  of  Subcomponent  2.3  highlights  the  importance  of  the  regional  access  project  under preparation. This project will enable the delivery of lower‐cost  electricity to  households  connected through that project.   Table 4.18. Assumptions on Subcomponent 2.3  Assumption  Unit  Value  Total consumption in the provinces  MWh  15,174  Cost of isolated generation (HFO+diesel)  US$/kWh  0.25   Cost of generation on interconnected grid  US$/kWh  0.12   Calculations on Subcomponent 2.3  Total consumption per year for beneficiaries of Subcomponent 2.3 (2016)  MWh  10,622  Demand increase per year  %  10.0  Total consumption per year for beneficiaries of Subcomponent 2.3 (2021)  MWh  17,107  Assumed transmission losses on MV network  %  18  Cost of electricity delivered on interconnected grid  US$/kWh  0.14     Results ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.3  52. The results are summarized in Table 4.19. The analysis indicates an ERR of 11.5 percent and an  NPV of US$87.8 million.  Table 4.19. Summary of Economic Analysis Results on Subcomponent 2.3  ERR  11.5%  NPV  US$87,825,512     Sensitivity ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.3  53. The sensitivity analysis tested various input parameters for Subcomponent 2.3. The results are  summarized in Table 4.20, which show that the backbone investments are robust to various price points  for generation on the interconnected and isolated systems.   92 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.20. Switching Values for Subcomponent 2.3  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Cost of generation  US$/kWh  0.12  0.173  The sensitivity analysis suggests that if the cost of  on the  generation on the interconnected grid is above 17.3  interconnected  U.S. cents per kWh, the backbone would not be  grid  economically viable. Given the existing PPAs signed  for imports, and projects in the pipeline for  imported hydro as well as the potential for gas to  power, it is highly unlikely the cost of generation on  the interconnected grid would reach this high price.   Average  US$/kWh  0.25  0.183  While the cost of generation in isolated centers  household  could reduce over time as renewables are  consumption  introduced, it is unlikely they would drop below  $0.18 given the lack of economies of scale.     Results ‐ Financial Analysis of Subcomponent 2.3  54. The base‐case cost assumptions for Subcomponent 2.3 are the same as the economic analysis.  The financial analysis of the subcomponent is conducted according to the impact on NAWEC financials,  namely the revenues expected from sales using the MV backbone. The results are summarized in Table  4.21. The analysis indicates an FIRR of 9 percent and an NPV of US$34.7 million.  Table 4.21. Summary of Financial Analysis Results on Subcomponent 2.3  FIRR  9%  NPV  US$34,700,073     Subcomponent 2.4: Customer connections, demand‐side management (DSM), and loss reduction  activities  55. This subcomponent will finance 31,000 prepayment meters and a meter testing lab. This will help  NAWEC protect its revenues compared to the alternative of using credit meters, where collection rates  average 90 percent, plus the additional cost of additional staff required to service credit meters such as  meter readers. The assumptions of the analysis are summarized in Table 4.22:   Table 4.22. Assumptions on Subcomponent 2.4  Assumption  Unit  Value  Number of meters financed through the project  Number  31,000  Cost per prepaid meter  US$  30  Cost per credit meter (that is, the counterfactual)  US$  20  O&M on credit meters  %  2  93 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Assumption  Unit  Value  Meter lab cost  US$  645,000   Prepaid meter collections  %  100  Credit meter collections for residential households  %  90  Assumed meters in the GBA  %  50  Assumed meters in provinces  %  50  Average household consumption ‐ urban 2015  kWh/month  108  Rural household consumption as a % of urban  %  60  Annual household consumption growth  %  5  Economic life  Years  20  Average tariff for residential customers  GMD/kWh  11.00  Exchange rate  GMD/US$  47.00  Calculations on Subcomponent 2.4  Assumed consumption per household ‐ urban (2020 base year)  kWh/month  138  Assumed consumption per household ‐ rural (2020 base year)  kWh/month  83  Consumption per year for GBA households with new meters  MWh  2,143  Consumption per year for provincial households with new meters  MWh  1,286  Total consumption per year for households with new meters  MWh  3,429  Average tariff for prepaid customers  US$/kWh  0.23     Results ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.4  56. The results are summarized in Table 4.23. The analysis indicates an ERR of 44.8 percent and an  NPV of US$2.07 million.  Table 4.23. Summary of Economic Analysis Results on Subcomponent 2.4  ERR  44.8%  NPV  $2,069,016     Sensitivity ‐ Economic Analysis of Subcomponent 2.4  Table 4.24. Switching Values for Subcomponent 2.4  Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Baseline  kWh/month  138  23  While the growth of efficient appliances will help  household  limit household consumption, it is unlikely that  consumption ‐  urban households would consume less than 23  urban  kWh/month on average. In 2015, the average urban  residential NAWEC customer consumed 108 kWh  per month on average.   94 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Baseline  Switching      Assessment  Assumption  Value  Baseline  kWh/month  83  14  While the growth of efficient appliances will help  household  limit household consumption, it is unlikely that rural  consumption ‐  households would consume less than 23  rural  kWh/month on average. The SE4ALL estimates that  subsistence consumption is 30 kWh.  Annual  %  5  −10.5  Similarly, while efficient appliances will help limit  consumption  the consumption growth, it is highly unlikely to fall  growth  by 10 percent per year.     Results ‐ Financial Analysis of Subcomponent 2.4  57. The base‐case cost assumptions for Subcomponent 2.4 are the same as the economic analysis.  The financial analysis of the subcomponent is conducted according to the impact on NAWEC financials,  namely the revenues expected from sales using the prepaid meters, against the cost of supplying that  electricity. The results are summarized in Table 4.25. The analysis indicates an FIRR of 33 percent and an  NPV of US$7.1 million.  Table 4.25. Summary of Financial Analysis Results on Subcomponent 2.4  FIRR  33%  NPV  US$7,072,616    Financial Analysis of NAWEC  NAWEC’s Financial Situation in Recent Years  58. This  financial  analysis  refers  to  the  three‐year  period  between  FY2014  and  FY2016.  The  assessment was performed on the basis of the following financial statements: FY2014 (final draft of audited  report  dated  January  19,  2016),  FY2015,  and  FY2016—draft  unaudited  financial  statements.  The  company´s  accounts  provide  consolidated  results  for  all  its  activities  with  very  limited  information  regarding each of the business segments (that is, electricity and water and sewerage). Consequently, this  analysis is mostly performed at a consolidated level.  59. The  financial  analysis  is  organized  following  the  structure  of  NAWEC’s  financial  statements,  commencing with the main accounts of the Income Statement, followed by Balance Sheet accounts, and  ending  with  a  Cash  Flow  analysis.  The  analysis  and  comments  are  mainly  focused  on  issues  that  raise  concern  or  accounts  that  display  unusual  behavior  with  the  objective  of  leading  the  reader  toward  a  critical assessment of the company’s financial issues.  95 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.26. Historical Financial Highlights  GMD, millions  2016  2015  2014  Revenues  2,716  2,685  2,127  Cost of sales  (1,526)  (1,955)  (2,044)  Gross profit  1,189  730  83  Gross margin  44%  27%  4%  Operating expenses  (505)  (736)  (867)  Interest expense  (297)  (264)  (194)  Foreign exchange losses  19  868  509  Net profit/(loss)  142  (668)  (986)  Trade receivables  1,187  1,037  614  Total assets  6,519  6,148  5,893  Total long‐term debt  8,762  8,740  6,183  Bank overdraft  376  129  153  Total liabilities  10,658  10,482  8,959  Equity  (4,145)  (4,334)  (3,067)  EBITDA  736  792  45  Debt/EBITDA  12  11  142  EBITDA/interest expense  1%  (31%)  (29%)  Note: EBITDA = Earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization.  1  Income Statement  1.1  Revenues  60. NAWEC is the sole provider of electricity and water and sewerage services in The Gambia. The  company does not have any investments or interests in any other activity within or outside the country.  Consequently, NAWEC´s revenues depend fully on (a) the company´s technical and financial capacity to  provide good quality electricity and water and sewerage services to the Gambian population; (b) its ability  to charge appropriate tariffs for its services; and (c) its ability to collect its receivables as and when due.  1.1.1  Revenue Breakdown  61. NAWEC´s revenues are classified into three categories: billing, service connections, and service  extensions. The company’s financial statements do not provide a breakdown for electricity, water, and  sewerage.  96 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.2. NAWEC Revenues (2016)    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  62. Billing  (that  is,  invoiced  consumption)  is  the  main  source  of  revenue  for  NAWEC  with  a  99.1  percent share of total revenues, while service connections and extensions make a marginal contribution.  1.1.2  Other Income  63. NAWEC  uses  this  account  to  register  revenues  from  other  operating  activities  such  as  reconnection  fees,  meter  transfers,  surcharges,  and  water  in  bulk,  which  together  make  a  small  contribution to the company’s total revenues (1 percent in FY2016).  64. Notably, water in bulk contributed only GMD 117,000 (or US$2,700) in FY2016, the largest amount  contributed during the period under review. This amount leads to the question of how NAWEC recovers  some of the costs of the water business.  1.1.3  Electricity and Water Tariffs  65. The electricity and water tariffs set by the PURA of The Gambia are differentiated by the customer  segment  (domestic,  commercial,  hotel/club/industries,  agriculture,  area  councils,  and  the  Central  Government).  66. NAWEC’s  revenues  for  FY2014  reflect  the  tariff  regime  prevailing  for  the  period  from  2012  to  January of 2015, while the company’s revenues for FY2015 and FY2016 reflect the current tariffs that were  set in February of 2015. There are no tariffs and therefore no revenues associated with public lighting.  67. Tariffs are not subject to annual adjustment by inflation and are not structured to absorb neither  the variation in fuel costs nor the impact of currency depreciation. The inflation rate increased by 14.54  97 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) percent between 2015 and 2017 (Central Bank of The Gambia, 2017). Further, there is no fixed term for  tariff review.  1.1.4  Historical Performance of NAWEC’s Revenues  68. Figure 4.3 illustrates the evolution of NAWEC’s revenues for 2014–2016, expressed in GMD and  in U.S. dollars. Figures expressed in U.S. dollars reflect the impact of currency depreciation, with the GMD  oscillating between 39 and 43 per U.S. dollar during the period under analysis.  Figure 4.3. Historical Revenues    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  69. As observed in Figure 4.3, despite the structural issues with the tariffs, NAWEC’s revenues display  a positive growth trend. The 39 percent increase in revenues between FY2014 and FY2015 is explained by  the conclusion of the repair works at Brikama II and the resulting increase in electricity production and  delivery. The slight increase in revenues in FY2016 versus FY2015 is the result of a 64 percent increase in  electricity production in the provinces and a 29 percent increase in production at Kotu, which was partially  offset by a 52 percent reduction in production at Brikama II.  1.2  Cost of Sales  1.2.1  Breakdown  70. NAWEC’s cost of sales includes all the costs and expenses that are directly associated with the  provision  of electricity, water, and sewerage services, including new or extended connections. Figure 4.4  illustrates the breakdown of NAWEC’s cost of sales for FY2016.  98 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.4. NAWEC Cost of Sales (2016)  Oil & lubricants,  Service  Chemicals, 0.1% Service  5.6% extensions ‐ connections ‐ Generator Parts,  water, 2.1% Service  water, 0.2% 9.5% connections ‐ electricity, 2.9% Service  extensions ‐ electricity, 0.2% Discount on  scratch cards,  Light Fuel Oil,  0.1% 19.8% Network  Heavy Fuel Oil,  maintenance,  59.3% 0.0%   Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  71. NAWEC’s figures indicate that electricity generation and delivery require over 97 percent of the  company’s total cost of sales. The vast majority of the costs (79 percent) are allocated to fuel purchases  while maintenance of power plants (that is, spare parts and lubricants) represent 15 percent. In contrast,  water and sewerage take only 3 percent of the company’s total cost of sales.  72. NAWEC’s  financials  do  not  include  a  cost  allocation  for  network  maintenance,  be  it  spares  or  services, for either electricity or water and sewerage although the line item is specifically included in the  company’s accounts.   1.2.2  Historical Performance  73. NAWEC’s cost of sales for the period under review is illustrated in Figure 4.5:  99 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.5. Historical Cost of Sales    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  74. Figure 4.5 indicates a positive trend of cost reductions during the period. The 25 percent decrease  in cost of sales between FY2014 and FY2016 is mostly the result of an 18 percent reduction in cost of fuel  combined with an 80 percent reduction in spares, which were partially offset by a 14 percent increase in  oils  and  lubricants  and  a  105  percent  increase  in  service  extensions  for  electricity.  Figure  4.4  shows  a  breakdown of most recent costs. All the above were despite the negative impact of currency depreciation.  1.3  Gross Margin  75. This ratio measures the share of revenues that is allocated to cover cost of sales and thus the  percentage of revenues that remains available to cover all the other costs and expenses of a company.  Table 4.27 indicates NAWEC’s gross margin for the period under review.  Table 4.27. Gross Margin 2014–2016 (GMD, millions)    FY2016  FY2015  FY2014  Revenues  2,716  2,685  2,127  Cost of sales  1,526  1,955  2,044  Gross margin  56%  73%  96%    76. NAWEC’s  positive  gross  margin  evolution  highlights  the  weight  that  fuel  costs  have  in  the  company’s cost structure and the importance of managing fuel purchases in an efficient manner to enable  the company to cover all other costs and expenses, including financing costs.  1.4  Operating Expenses  77. NAWEC’s Income Statement does not include this account which customarily includes line items  such as general and administrative expenses, operation and maintenance, customer services, and other  costs and expenses, which do not classify as cost of sales. Instead, NAWEC’s Income Statement presents  a single line item named administration costs under which a large variety of items are gathered, several  100 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) of which are not of an administrative nature, such as pipes and fitting, cement, timber, sand and gravel,  and miscellaneous debtors write‐off.  78. Total administration costs display an apparent trend of reduction with GMD 505 million in FY2016,  GMD  736  million  in  FY2015,  and  GMD  867  million  in  FY2014.  The  most  important  components  are  personnel expenses, which account for 44 percent of the total amount, followed by O&M and general  expenses, which account for 19 percent and 15 percent of the total, respectively.  79. The GMD 231.5 million reduction between FY2015 and FY2016 is mostly due to GMD 166.6 million  of own consumption, which were classified under administrative costs in FY2015 but these were likely  reclassified to cost of sales in FY2016, and a change in provisions for trade debtors, which amounted to  GMD  61.3  million in FY2015 but amounted to zero in FY2016  and  in  FY2014.  Once  again,  extraordinary  items such as those just mentioned are included but not explained in the notes.  1.5  Earnings before Interest, Tax, Depreciation, and Amortization  80. EBITDA represents the operational cash flow of the company, because it eliminates accounting and  financing effects that may distort financial results. The EBITDA margin is the ratio between EBITDA and  revenue. It represents the percentage of revenue that becomes operational income. NAWEC’s historical  EBITDA and EBITDA margin are illustrated in Figure 4.6.  Figure 4.6. Historical EBITDA      Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  81. The sharp difference between the results for FY2014 and FY2015 reflects two main issues: (a) the  GMD  558  million  difference  in  revenues  caused  by  lower  levels  of  electricity  production  in  FY2014  (approximately 10 percent lower production than in FY2015) and (b) the GMD 249 million reduction in  fuel costs in FY2015 versus FY2014. The moderately lower EBITDA for FY2016 versus FY2015 despite the  higher revenues and lower costs in FY2016 is mostly explained by the difference in the amount of the  grants registered for each year: GMD 514 million in FY2015 versus GMD 22 million in FY2016. An EBITDA  margin of 27 percent would be a healthy figure for a company with low CAPEX needs and minimal financial  obligations. In the case of NAWEC, however, this figure is insufficient to satisfy the company’s CAPEX needs  and an oversized amount of financial obligations.  101 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 1.6  Interest Expense  82. This  line  item  reflects  the  cost  impact  of  NAWEC’s  interest  payments  associated  with  the  company’s financial indebtedness. The amounts for the period under review and its relation to EBITDA  are indicated in Table 4.28:  Table 4.28. Historical Interest Expense (GMD, millions)    FY2016  FY2015  FY2014  Interest expense  297  272  194  EBITDA  736  792  45  EBITDA/interest expense (x)  2.47  2.92  0.23    83. The ratio of EBITDA to interest expense gives an indication of a company’s ability to pay its debt  service  obligations  as  and  when  due.  A  ratio  of  5x  indicates  that  a  company  has  a  significant  level  of  leverage.  The  analysis  of  NAWEC’s  historical  interest  expense  versus  EBITDA  clearly  indicates  that  the  company has a heavy interest expense burden and is aggressively leveraged.  84. In this context, it is important to keep in mind that (a) NAWEC is not current in its debt service  obligations, including the NAWEC Bond; (b) the GoTG has forgone payment of debt service associated  with NAWEC’s debt with the Government; and (c) the GoTG has assumed direct payment of a significant  amount  of  NAWEC’s  debt.  Consequently,  the  figures  in  NAWEC’s  financial  statements  cannot  be  considered  as  fully  reflective  of  the  company’s  true  situation  in  terms  of  debt  service  but  are  a  mere  indication of the trend, in the knowledge that the amount of interest expense should have been higher  and therefore the ratio of EBITDA to interest expense is even lower.  1.7  Foreign Currency Impact  85. This  line  item,  which  is  not  customarily  the  focus  of  major  analysis  in  other  companies,  is  of  particular  importance  for  NAWEC  given  that  the  company’s  largest  cost  item  (fuel)  and  the  major  components  of  its  CAPEX  are  negotiated  and  paid  in  foreign  currency.  The  size  of  the  impact  is  self‐ explanatory with negatives of GMD 509 million in FY2014, GMD 867 million in FY2015, and GMD 18.5  million in FY2016, which had a significant adverse impact on the company’s final results for each fiscal  year with the exception of FY2016 when the reduced negative number was a major factor for NAWEC’s  positive results in that year.  1.8  Profit/Loss after Tax  86. During the period under review, NAWEC’s Income Statement displays a turn to improvement with  net profit of GMD 142 million in FY2016 after a loss of GMD 622 million in FY2015 and a loss of GMD 986  million in FY2014. These results, however, reflect the combined effect of several factors, which are not all  intrinsic to the business, such as (a) incomplete payment of debt service obligations and exceptionally low  negative impact of foreign exchange losses in FY2016; (b) GMD 285 million of other income in FY2015,  102 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) which is not fully explained; and (c) exceptionally low electricity production and revenues combined with  exceptionally high fuel costs in FY2014.  87. In  principle,  net  income  is  either  reinvested  in  the  company  or  paid  out  to  shareholders  as  dividends. In NAWEC’s case, the company, for several years, has not generated funds to reinvest or to pay  out  dividends  to  its  shareholder,  and  instead,  the  accumulation  of  losses  has  eliminated  the  value  of  equity, as will be analyzed in the relevant section of this report.  2.  Balance Sheet  2.1  Assets  2.1.1  Cash  88. NAWEC’s financial statements indicate an improved cash position during the period under review.  It should be noted, however, that concurrently and in contrast with the higher cash balances, the company  displays high levels of bank overdrafts outstanding for each fiscal year, as summarized in Table 4.29.  Table 4.29. Historical Balance Sheet (GMD, millions)    FY2016  FY2015  FY2014  Cash in banks  65.9  95.7  196.5  Bank overdraft  153.3  128.2  376.3  Difference  87.4  32.5  179.8    89. The review of this information in conjunction with the company’s Cash Flow Statement leads to the  conclusion that NAWEC is financing its cash balances with bank overdrafts. These facilities are contracted  at interest rates of 22 percent to 25 percent, resulting in unnecessary financing costs.  2.1.2  Inventory  90. NAWEC’s inventory mostly comprises spares required for electrical and water equipment and fuel  and lubricants. Figure4.7 illustrates NAWEC’s inventory breakdown for FY2016.  103 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.7. Inventory breakdown (2016)    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  91. Our  analysis  found  that  the  amount  related  to  water  equipment  spares,  which  is  the  largest  component of inventory, increased from GMD 44 million in FY2014 to the current GMD 137 million in  FY2015 and remained unchanged in FY2016. The same comment applies to fuel and lubricants, which is  the second largest component of the inventory and remained unchanged at GMD 106.5 million between  FY2015  and  FY2016.  The  same  behavior  is  observed  for  the  line  items  vehicle  spares,  stationery,  and  provisions for obsolescence. In fact, the only line item that shows a year‐on‐year change between FY2015  and FY2016 is electrical spares, which increased from GMD 62.5 million to GMD 64.5 million.  92. For a company in NAWEC’s situation, the funds applied to purchase inventory goods that are not  being used within the year of acquisition are funds that could have been applied to satisfy  other  urgent  payment  needs  of  the  company.  An  efficient  use  of  cash  for  inventories  would  lead  to  a  reduction  of  financing costs.  2.1.3  Trade and Other Receivables  93. The  most  significant  item  in  this  account  is  trade  receivables,  which  amounted  to  GMD  1.187  million  (approximately  US$24  million)  in  FY2016.  This account displays a significant increase between  FY2014 and FY2015 from GMD  614  million  to  GMD  1,037  million,  and  a  modest  increase  of  GMD  150  million between FY2015 and 2016. The notes do not provide any explanation for the exceptional change  in FY2015.  94. NAWEC’s receivables are equivalent to 44 percent of the company’s revenues for FY2016 and to  100  percent of the company’s gross profit for the same year. This is equivalent to say that NAWEC  has  foregone the result of a full year of revenues net of cost of sales to customers that are unwilling to pay.  The  most  recent  information  received  from  NAWEC  indicates  that  GMD  641  million,  equivalent  to  54  percent  of  receivables,  are  past  due  accounts  owed  by  Government  entities,  such  as  ministries,  local  councils, and other departments. The balance of GMD 546 million is yet to be supported.  104 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 2.2  Liabilities  2.2.1  Debt  95. NAWEC  registers,  in  its  accounts,  a  total  debt  of  GMD  9,138  million  for  FY2016,  indicating  an  increasing trend from the GMD 8,867 million in FY2015 and the GMD 6,336 million in FY2014. According  to NAWEC’s financial statements in FY2015, the company increased its indebtedness with the GoTG by 52  percent or GMD 910 million. It also increased its indebtedness with BADEA and the OPEC Fund by GMD  252 million.  96. Approximately 90 percent of the company’s debt is long term, while the balance corresponds to  the current portion of long‐term debt (6 percent) and bank overdrafts (4 percent). The vast majority of  NAWEC’s debt is contracted on concessional terms with ample grace periods and low interest rates. In  contrast,  bank  overdrafts  are  highly  onerous  with  interest  rates  ranging  between  22  percent  and  24  percent, burdensome monthly amortization schedules, and collateral requirements. The breakdown of  debt on NAWEC’s books is illustrated in Figure 4.8.  Figure 4.8. Debt Breakdown (2016)    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  97. NAWEC’s  financial  indebtedness  is  mostly  applied  to  finance  CAPEX,  with  a  smaller  portion,  represented  in  GoTG  debt,  being  required  to  finance  payments  to  other  creditors.  NAWEC’s  CAPEX  includes water and sewerage projects as well as rural electrification investments. These are all projects  that are essential for the community and reflect Government policy, but do not generate enough revenues  to repay the debt contracted for them and, consequently, imply a permanent subsidy from NAWEC’s own  operation.  98. Based  upon  the  company’s  financial  statements  for  FY2016,  NAWEC’s  debt/EBITDA  ratio  is  summarized in Table 4.30.  105 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Table 4.30. Historical Debt/EBITDA Ratio (GMD, thousands)    2016  2015  2014  Total debt  9,138  8,867  6,336  EBITDA  736  792  46  Ratio (x)  12  11  138    99. This ratio is intended to illustrate the number of years that it would take for a company to pay its  debt if all funds from operations are applied to pay it and no additional investments are made. A result  higher  than  5.5x  indicates  that  a  company  is  highly  leveraged,  while  a  ratio  between  2.5x  and  3.5x  indicates an affordable level of indebtedness. As illustrated in Table 4.30, NAWEC’s indebtedness level,  according to the figures provided in FY2016, is twice as high as the 5.5x threshold that warns about high  leverage levels.  2.3  Net Worth  100. This  concept  intends  to  determine  whether  a  company’s  total  assets  are  sufficient  to  pay  the  company’s total liabilities and thus establish whether a company is solvent, or not. Table 4.31 illustrates  NAWEC’s net worth and solvency situation.  Table 4.31. Historical Net Worth (GMD, thousands)    2016  2015  2014  Total assets  6,519  6,147  5,893  Total liabilities  10,658  10,434  9,577  Difference  (4,139)  (4,287)  (3,684)    101. The  figures  4.7  and  4.8  show  NAWEC’s  inventory  and  debt  breakdown  and  help  illustrate  the  factors underlining NAWEC’s situation of insolvency. This situation would be even deeper if the company’s  accounts  would  reflect  the  totality  of  the  financial  liabilities,  which  are  currently  attributed  to  the  company in MoFEA’s records. In the face of insolvency, it is indispensable to restructure NAWEC’s balance  sheet to reduce its liabilities to a manageable and affordable level.  2.4  Equity  102. NAWEC’s equity amounts to GMD 68.5 million. No additional contributions were made during the  period under review. As a consequence of the company’s negative results during the past several years,  NAWEC’s equity account displays a negative value since 2011. The values for the period under review are  illustrated in Figure 4.9.  106 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Figure 4.9. Historical Equity    Source: NAWEC Historical Financial Analysis (2017)  103. According to Figure 4.9, as owner of NAWEC, the GoTG’s investment has lost all value and, absent  a substantial equity injection, the GoTG is not expected to recover the investment due to the size of the  accumulated losses.  2.5  Cash Analysis  2.5.1  Working Capital  104. Working capital is a key principle of financial analysis because it gives an indication of the cash  required  to  cover  financing  shortfalls  of  the  day‐to‐day  operation  of  a  company.  It  is  customarily  calculated taking uses of funds (inventory and receivables) and deducting sources of funds (trade payables  and tax payables). If the balance is positive, working capital needs to be financed.  3.  Cash Flow Statement  105. A  company’s  cash  flow  statement  provides  the  information  with  respect  to  how  the  company  obtains the cash it needs and how that cash is used.  106. Cash  from  operations.  Historically  NAWEC’s  cash  from  operations  was  negative,  which  is  consistent with the losses registered in the company’s Income Statement. However, in FY2016, this trend  was reversed and, for the first time since FY2010, NAWEC posted a positive result in its Income Statement  (which is analyzed in the relevant section) and also registered a positive amount of GMD 510 million in its  cash from operations. This is the combined result of the year’s net profit plus a lower impact of grants, a  lower increase of receivables, a dramatic reduction of payables, and a lower increase in inventory.   107. Cash from (used in) investing activities. This account is intended to reflect the funds applied by a  company in new investments or asset acquisitions. In NAWEC’s case, it reflects the amounts invested in  CAPEX during the period under review, which increased from GMD 293 million in FY2014 to GMD 368  million in FY2015 and GMD 390 million in FY2016.   107 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 108. Cash from financing (to) activities. This account is intended to reflect the loan disbursements and  grants received during the year, as well as any amounts applied to repay debt. It is worth noting that in  the case of NAWEC, this account displays drastic changes between fiscal years, particularly with respect  to loans, with only GMD 23 million of disbursements in FY2016, which contrast with GMD 2,556 million in  FY2015  and  GMD  1,252  million  in  FY2014,  years  in  which  the  company  had  extremely  high  operating  losses.  109. Cash at the end of the year. This line item is intended to indicate the balance of the cash that was  either  not  used  by  a  company,  or  the  amount  of  the  shortfall  to  be  covered  with  cash  reserves  from  previous years. In the case of NAWEC, the company registers a negative cash balance at the end of the  year since at least FY2009. The cumulative negative amount as of FY2016 is GMD 186.4 million.   NAWEC’s Financial Recovery Plan  110. As discussed in the main text, the GESP has financed technical assistance for NAWEC to develop  a financial recovery plan, which includes actions such as restructuring some key debts, and the improved  operational  performance  of  NAWEC.  This  resulted  in  the  signing  of  an  MoU  between  the  MoFEA  and  NAWEC in March 2018. With the implementation of the actions identified in the MoU, NAWEC’s financial  debt  will  be  reduced  in  an  amount  in  excess  of  GMD  7.2  billion  (over  US$154  million).  This  could  be  achieved through, among others, conversion of GoTG debt to equity, and the transfer of key loans such  as the NAWEC Bond from NAWEC’s books to the MoFEA’s books.   111. The  technical  assistance  also  allowed  an  update  of  the  NAWEC  financial  model  to  identify  the  impacts of these measures, as well as other measures such as the impact of the GERMP investments, and  others  measures  expected  in  the  road  map  such  as  the  diversification  of  the  energy  mix.  The  key  assumptions used in the financial model are summarized in Table 4.32.   Table 4.32. Financial Model Key Assumptions   Assumption  Value  Demand growth  Low 1.5%; Base Case 3.5%; High 5%  GDP growth  3.5% average  Inflation  4.7% average  Generation installed capacity  2018: 102 MW  2020: 203 MW  2022: 225 MW  Electricity tariff adjustment index  Inflation  Water and sewerage tariff adjustment index  GDP growth  Revenue collection rate  90%  Current losses (technical and commercial)  Electricity: 22%  Water: 39%  O&M ‐ generation  Variable cost: US$5/MWh; Fixed cost: US$29/MWh  O&M ‐ water  Variable cost: US$0.06/m3; Fixed cost: US$757,306  108 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) Assumption  Value  O&M ‐ sewerage  Variable cost: US$0.33/m3; Fixed cost: US$112,404  Fuel cost basis  HFO: US$68.4/MWh; LFO: US$91.06/MWh  Power purchase prices  HFO IPPs: US$120/MWh   OMVG: US$130/MWh  CAPEX ‐ generation  Road Map 2017 – (Scenario 3A)  CAPEX ‐ T&D  US$88 million (2018–2035)    112. The business‐as‐usual scenario illustrates that a positive DSCR is not expected until 2022. This is  illustrated in Table 4.33.  Table 4.33. Debt Service Obligations Forecast (Business‐as‐Usual Scenario) (GMD, thousands)  NAWEC’s Debt and Debt Service (2018–2022) ‐ Business as Usual    2018 P  2019 P  2020 P  2021 P  2022 P  Debt outstanding at start of FY  8,962,417  9,646,630  10,955,840  11,428,712  10,767,544  Principal  919,593  914,957  817,673  884,673  955,609  Interest  283,711  281,160  277,474  256,890  224,766  Total debt service  1,203,304  1,196,117  1,095,147  1,141,563  1,180,376  Cash available for debt service  592,637  137,670  836,996  651,603  1,345,633  Balance/(shortfall)  (610,667)  (1,058,447)  (258,151)  (489,960)  165,257  DSCR (x)  0.49  0.12  0.76  0.57  1.14    113. In contrast, a positive DSCR could be achieved as soon as 2018, if all the measures identified in  the MoU are put into action. The results of successful implementation of the financial recovery plan are  presented in table below. The Company would have sufficient funds to pay its debt service obligations.   Table 4.34. Debt Service Obligations Forecast (Financial Recovery Scenario) (GMD, thousands)  NAWEC’s Debt and Debt Service (2018–2022) ‐ Financial Recovery Plan    2018 P  2019 P  2020 P  2021 P  2022 P  Debt outstanding at start of FY  2,734,331  3,405,401  5,207,405  5,958,407  5,940,813  Principal  132,845  168,688  154,647  159,522  222,535  Interest  39,680  59,687  81,981  89,024  87,984  Total debt service  172,525  228,376  236,628  248,547  310,520  Cash available for debt service  290,564  458,554  1,044,109  1,309,998  2,078,000  Balance/(shortfall)  118,039  230,178  807,481  1,061,451  1,767,480  DSCR (x)  1.68  2.01  4.41  5.27  6.69    109 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) 114. However, there remain substantial risks to NAWECs path to financial viability. These include   Fuel  cost  risk.  it  is  important  to  notice  that,  despite  the  multiple  actions  taken  to  improve  NAWEC’s ability to service its financial debt, a negative variation in any of the most fundamental  assumptions and, in particular, fuel costs (price and exchange rate) could have a negative impact  on the company and thus result in a DSCR below 1.0x. Although the most common response to  this type of risk would be to incorporate an automatic  pass‐through element into the tariff that  would adjust revenues to reflect higher costs, in the case of The Gambia, considering the already  high level of the tariffs and the poverty level of the vast majority of the population, a pass‐through  mechanism could be difficult to implement. This, therefore, underscores the importance of the  GoTG to implement the LCPDP and continue to identify other options to reduce the cost of supply,  such as through additional renewable energy and imports.    Revenue protection. The sustainability of the company is at stake if revenues are not protected.  A  comprehensive  Financial  Recovery  Strategy  will  not  take  NAWEC  to  a  sustainable  financial  recovery if the company continues to lose 20 percent or more of its revenues each year due to  losses, unpaid invoices, and unbilled services. Further, a tariff increase without a drastic reduction  in losses would represent a penalization to customers. In particular, timely collection of payables  from Government entities is critical, which is expected to be supported through the measures  identified in the current DPO series.    NAWEC FM. The actions required from NAWEC’s management imply substantial changes to the  way in which the company was managed in the past, including administrative, financial, technical,  and commercial issues. Without these changes the company is not viable. This include  o Financial  information.  Proper  management  requires  timely  and  accurate  information. It is essential for NAWEC to adopt international/industry practices  to manage its financial accounts and day‐to‐day information. This will allow the  company  to make decisions on time and on the basis of accurate  information.  This is expected to be supported through the new MIS being financed through  the GERMP; and  o Financial planning. NAWEC’s ongoing investment needs require careful financial  planning and funding strategies. Further, the company must be cautious and not  pursue investment plans that exceed its financial capacity. Paying debt service as  and when due must always have priority over new investments. Projects should  be  financed  with  a  combination  of  the  cash  generated  by  the  company’s  operation  and  financing  facilities  that  fit  the  project’s  repayment  capacity.  Conversely, projects should not be implemented if proper funding is not secured.   NAWEC performance. It will be critical for NAWEC to achieve its operational performance targets.  Achieving these targets will be supported through the Service Contractor and backed up by the  performance contract expected to be signed between the MoFEA and NAWEC.      110 The World Bank Gambia Electricity Restoration and Modernization Project (P163568) ANNEX 5: COUNTRY MAP      Source: World Bank              111