Document of  The World Bank    FOR OFFICIAL USE ONLY  Report No: PAD2723       INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION  PROJECT PAPER  ON A  PROPOSED ADDITIONAL CREDIT  IN THE AMOUNT OF SDR 27.9 MILLION  (US$40 MILLION EQUIVALENT)  TO THE  REPUBLIC OF MADAGASCAR   FOR THE  ELECTRICITY SECTOR OPERATIONS AND GOVERNANCE IMPROVEMENT PROJECT   May 23, 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 April 30, 2018)    Currency Unit =   Malagasy Ariary (MGA)  MGA 3,230.49 =  US$1  US$1 =  SDR 0.69538128      FISCAL YEAR  January 1 – December 31    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS    ADER  Agence de Développement de l’Electrification Rurale/Rural  Electrification Development Agency  AF  Additional Financing  AGOA  African Growth and Opportunity Act  ARELEC  Autorité de Regulation de l’Electricité / Electricity Regulation  Authority  CMS  Commercial Management System  DCC  Distribution Control Center  DMS  Distribution Management System  DPO  Development Policy Operation  EBIT  Earnings Before Interest, Taxes,  EIRR  Economical Internal Rate of Return  EPC  Engineering Procurement Contract  ESIA  Environmental and Social Impact Assessment  ESMF  Environmental and Social Management Framework  ESMP  Environmental and Social Management Plan  ESOGIP  Electricity Sector Operations & Governance Improvement  Project  FM  Financial Management  FIRR  Financial Internal Rate of Return  GDP  Gross Domestic Product  GIS  Geographic Information System  GHG  Greenhouse Gas  GoM  Government of Madagascar  HFO  Heavy Fuel Oil  IFC  International Finance Corporation  IFR  Interim Financial Report  IP  Investment Plan  IPF  investment project financing  IPP  Independent Power Producer  IRM  Immediate Response Mechanism  ISR  Implementation Status and Results Report  JIRAMA  Jiro sy Rano Malagasy / National Electricity Utility  LCPDP  Least Cost Power Development Plan  LEAD  Least‐Cost Electricity Access Development  M&E  Monitoring and Evaluation  MIGA  Multilateral Investment Guarantee Agency  MIS  Management Information Systems  MWEH  Ministry of Water, Energy, and Hydrocarbons  NEP  New Energy Policy  NES  National Electrification Strategy  NPV  Net Present Value  PDO  Project Development Objective  PIM  Project Implementation Manual  PIP  Performance Improvement Plan  PIU  Project Implementation Unit  PPA  Power Purchase Agreement  RAP  Resettlement Action Plan  RPF  Resettlement Policy Framework (RPF)  RPP  Revenue Protection Program  SCADA  Supervisory Control and Data Acquisition  SREP  Scaling‐up Renewable Energy Program   STEM  Science, Technology, Engineering and Mathematics   VRE  Variable Renewable Energy  WBG  World Bank Group  WEF  World Economic Forum       Regional Vice President:Makhtar Diop  Country Director:Mark Lundell  Riccardo Puliti  Senior Global Practice Director: Practice Manager: Sudeshna Ghosh Banerjee  Miarintsoa Vonjy Rakotondramanana, Massan Elise  Task Team Leader(s): Akitani  The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318)        BASIC INFORMATION – PARENT (MG‐Electricity Sec Operations & Governance Improvement Project(ESOGIP) ‐  P151785)       Country  Product Line  Team Leader(s)  Madagascar  IBRD/IDA  Miarintsoa Vonjy Rakotondramanana  Project ID  Financing Instrument  Resp CC  Req CC  Practice Area (Lead)  P151785  Investment Project  GEE01 (9257)  AFCS2 (5547)  Energy & Extractives  Financing      Implementing Agency: JIRAMA, Ministry of Energy and Hydrocarbons      ADD FIN TBL1  Is this a regionally tagged  project?  No  Bank/IFC Collaboration     No  Original Environmental  Approval Date  Closing Date  Current EA Category  Assessment Category  22‐Mar‐2016  30‐Jun‐2020  Partial Assessment (B)  Partial Assessment  (B)  [  ] Situations of Urgent Need or Capacity Constraints  [  ] Financial Intermediaries (FI)  [  ] Series of Projects (SOP)  [  ] Project‐Based Guarantees  Development Objective(s)    The Project Development Objective is to improve the operational performance of the national electricity utility  (JIRAMA) and improve the reliability of electricity supply in the project area and, in the event of an eligible crisis or  emergency, to provide immediate and effective response to said eligible crisis or emergency.       Ratings (from Parent ISR)    Page 1 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) RATING_DRAFT_NO            Implementation  Latest ISR    27‐May‐2016  11‐Dec‐2016  25‐Jun‐2017  15‐Jan‐2018  Progress towards  achievement of PDO  S    S    S    S   Overall Implementation  Progress (IP)  S    S    MS    MS   Overall Safeguards  Rating  S    S    MS    MS   Overall Risk  H  H  H  H                BASIC INFORMATION – ADDITIONAL FINANCING (Madagascar Electricity Sector Operations and Governance    Improvement Project ‐ AF to ESOGIP ‐ P164318) ADDFIN_TABLE  Urgent Need or Capacity  Project ID  Project Name  Additional Financing Type  Constraints  P164318  Madagascar Electricity  Restructuring, Scale Up  No  Sector Operations and  Governance Improvement  Project ‐ AF to ESOGIP  Financing instrument  Product line  Approval Date  Investment Project  IBRD/IDA  14‐Jun‐2018  Financing  Projected Date of Full  Bank/IFC Collaboration    Joint Level  Disbursement  29‐Apr‐2022  Yes  Complementary or  Interdependent project  requiring active  coordination  Is this a regionally tagged project?  No  [  ] Situations of Urgent Need or Capacity Constraints  [  ] Financial Intermediaries (FI)  [  ] Series of Projects (SOP)  [  ] Project‐Based Guarantees  Page 2 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) [  ] Disbursement‐linked Indicators (DLIs)  [✔] Contingent Emergency Response Component  (CERC)  [  ] Alternative Procurement Arrangements (APA)     Disbursement Summary (from Parent ISR)    Net   Source of Funds  Total Disbursed  Remaining Balance  Disbursed  Commitments  IBRD         %    IDA    65.00    29.88    36.53  45 %    Grants         %       PROJECT FINANCING DATA – ADDITIONAL FINANCING (Madagascar Electricity Sector Operations and Governance    Improvement Project ‐ AF to ESOGIP ‐ P164318)            FINANCING DATA (US$, Millions)  PROJECT    SUMMARY   ‐NewFin1 Total Project Cost  40.00  Total Financing  40.00  of which IBRD/IDA   40.00  Financing Gap  0.00      DETAILS   ‐NewFinEnh1 World Bank Group Financing       International Development Association (IDA)  40.00            IDA Credit  40.00        Page 3 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) COMPLIANCE    Policy  Does the project depart from the CPF in content or in other significant respects?  [    ] Yes   [ ✔ ] No  Does the project require any other Policy waiver(s)?  [    ] Yes   [ ✔ ] No     INSTITUTIONAL DATA     Practice Area (Lead)  Energy & Extractives    Contributing Practice Areas      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 country gaps identified  through SCD and CPF    Yes    b. Specific action(s) to address the gender gaps identified in (a) and/or to improve women or men's empowerment    Yes    c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)    Yes      Page 4 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) PROJECT TEAM     Bank Staff  Name  Role  Specialization  Unit  Miarintsoa Vonjy  Team Leader (ADM    GEE07  Rakotondramanana  Responsible)  Massan Elise Akitani  Team Leader    GEE07  Sylvain Auguste  Procurement Specialist (ADM    GGOPF  Rambeloson  Responsible)  Maharavo Harimandimby  Financial Management    GGOAC  Ramarotahiantsoa  Specialist  Aissatou Diallo  Team Member    WFACS  Andrianjaka Rado  Social Safeguards Specialist    GSU20  Razafimandimby  Bonde Raharinoasy  Team Member    AFMMG  Ingrid Cesarine Meka  Team Member    WFACS  Jan Friedrich Kappen  Team Member    GEE01  Juliana Chinyeaka Victor  Team Member    GEE08  Kabir Malik  Team Member    GEE01  Kenta Usui  Team Member    GEE01  Leonard Ewang Ngumbah  Team Member    GEE08  Wolloh  Mariano Salto  Team Member    GEE01  Marie Louise Felicite Soue  Team Member    GEE07  Environmental Safeguards  Paul‐Jean Feno    GEN07  Specialist  Siobhan McInerney‐ Counsel    LEGAM  Lankford    Extended Team  Name  Title  Organization  Location              Page 5 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project   (P164318)  TABLE OF CONTENTS     I.  BACKGROUND AND RATIONALE FOR ADDITIONAL FINANCING ........................................ 7  II.  DESCRIPTION OF ADDITIONAL FINANCING ..................................................................... 17  III.  APPRAISAL SUMMARY ................................................................................................... 28  IV.  WORLD BANK GRIEVANCE REDRESS ............................................................................... 33  V.  SUMMARY TABLE OF CHANGES ...................................................................................... 34  VI.  DETAILED CHANGE(S) ..................................................................................................... 34  ..................................................................... 43  VII.  RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING  ANNEX 1: FINANCIAL MANAGEMENT ASSESSMENT REPORT ................................................. 51  ................................................................... 57  ANNEX 2: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS  ANNEX 3: MAP ...................................................................................................................... 63         Page 6 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) I. BACKGROUND AND RATIONALE FOR ADDITIONAL FINANCING  A. Introduction   1. This Project Paper seeks the approval of the Board of Directors to provide additional financing  (AF) for The Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project (ESOGIP‐ P151785) in the form of an additional IDA credit of SDR 27.9 million (US$40.0 million equivalent) to the  Republic of Madagascar and to extend the ESOGIP closing date by 18 months, bringing the closing date  to December 31, 2021 to allow sufficient time to complete the activities under the AF.  While the Project  Development Objective (PDO) will remain unchanged, the project results framework will be adjusted to  reflect the additional funds and time frame.  2. The parent project, approved by the World Bank Board of Directors on March 22, 2016, provides  IDA credit financing to achieve the project development objective (PDO) to improve the operational  performance  of  Jiro  sy  Rano  Malagasy  (JIRAMA),  improve  the  reliability  of  electricity  supply  in  the  project  area,  and  to  provide  immediate  and  effective  response  in  the  event  of  an  eligible  crisis  or  emergency.  Progress  towards  the  achievement  of  the  development  objective  and  implementation  progress of ESOGIP in the past 12 months have been rated as satisfactory and moderately satisfactory  respectively.  3. The  proposed  activities  of  the  AF  support  the  five  components  of  the  parent  project.  Component 1 (US$2.48 million) aims to improve electricity sector planning and financial sustainability  by  supporting  adoption  of  systematic  planning  of  the  optimum  (least‐cost)  investments  needed  to  develop  the  power sector  in  Madagascar  and  strengthening  in  a  sustainable  manner  the  capacity  of  Government agencies responsible for planning the power sector; Component 2 (US$12.56 million) aims  to  strengthen  operational  performance  and  governance  of  the  national  electricity  and  water  utility  JIRAMA  through  the  preparation  and  effective  implementation  of  a  performance  improvement  plan  (PIP) for the company, including organizational restructuring and competitive selection of a new top  management  team,  incorporation  of  Management  Information  Systems  (MIS)  to  enhance  efficiency,  transparency and accountability in operations, and implementation of a revenue protection program  (RPP) targeting large customers; Component 3 (US$48.62 million) aims to finance priority investments  to rehabilitate, reinforce and upgrade existing electricity transmission and distribution infrastructure;  Component 4 (US$1.34 million) supports project management; and Component 5 (US$0 million) refers  to contingent emergency response.  4. The  proposed  AF  aims  at  consolidating  and  scaling  up  significant  positive  impacts  on  power  sector performance achieved through implementation of ESOGIP by: (a) providing additional technical  assistance  to  ensure  full  implementation  of  the  PIP  of  JIRAMA,  in  particular  the  organizational  restructuring  of  the  company;  (b)  financing  the  upgrade  of  JIRAMA’s  dispatch  center  and  network  automation systems and rehabilitation and reinforcement of distribution networks, to improve quality  in electricity supply and allow the integration of variable renewable energy (VRE) generation; and (c)  financing  preparatory  studies  and  providing  technical  assistance  for  the  development  of  small  hydropower projects able to produce low‐cost electricity contributing to the reduction of generation  cost.   Page 7 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) 5. The activities of the proposed AF does not change the ESOGIP current safeguard classification  of  ‘B’.    However,  three  additional  policies  would  be  triggered  ‐    OP  4.04  (Natural  Habitat),  OP  4.36  (Forest) and OP 4.37 (Dam Safety) ‐ because of the AF support to the preparation of small hydro power  plants.   B. Country Context and Sector Context  6. The  recent  gross  domestic  product  (GDP)  per  capita  growth  trend  is  positive  but  poverty  remains pervasive. For a second year in a row, real GDP increased by an estimated 4.2 percent in 2017  compared to only 2.6 percent for the period 2011–2015.1 Recent economic growth was primarily driven  by construction activities related to the scale‐up of public investment and textile exports following the  reinstatement  of  Madagascar’s  eligibility  for  the  African  Growth  and  Opportunity  Act  (AGOA).2  For  2018, the growth rate is projected to increase to 5 percent. In 2012, only 30 percent of the population  in Madagascar lived above the national poverty line and 10 percent above the international poverty  line. Moreover, the country’s population growth of 2.78 percent per year imposes significant burden  on the capacity to deliver basic services, on the use of natural resources, and on per capita growth.  7. Madagascar’s social and economic development continues to be constrained by the lack of  reliable electricity services. Only 15 percent of the population had access to electricity in Madagascar  in 2016 (39 percent of the population in urban and peri‐urban areas and only about 5 percent of the  population in rural areas). The sector financial situation is weak, the quality of electricity services poor,  and access rates have not increased significantly in recent years. Consequently, Madagascar continues  to perform poorly on the Doing Business Report 2017’s ‘Getting Electricity’ indicator, ranking 185 out  of 190 countries, with applicants waiting an average of 450 days3 to get an electricity connection.  8. The Government adopted a “New Energy Policy” (NEP) and issued a Sector Policy Letter in  2015  to  scale  up  renewable  energy  generation  and  to  increase  the  electrification  rate.  The  NEP  encourages a rapid scale‐up of renewable energy including hydropower and solar generation, and the  development  of  public‐private  partnership  schemes  and  concessions.  Consistent  with  the  NEP,  the  sector policy letter for the period 2015–2030 highlights the Government of Madagascar (GoM) goal to  increase household electricity access in the country from 15 to 70 percent by 2030.   1 Madagascar’s annual population rate is estimated at 2.78 percent.  2 The AGOA is a United States Trade Act that enhances market access for Sub‐Saharan African countries , which improve the  rule of law, human rights, and respect for core labor standards. Madagascar lost AGOA eligibility in 2009, following the political  crisis, and regained it in 2014 after the return to constitutional order.  3 Doing Business Report 2017.  Page 8 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) 9. Madagascar’s  energy  mix  for  electricity  generation  is  dominated  by  expensive  thermal  sources. In 2016, about 58 percent of the country’s  Figure 1. System Losses (%) power  generation  came  from  low‐efficiency  generators  running  on  imported  fuel,  with  the  Losses in % remaining  42  percent  produced  by  hydropower  plants.  The  cost  of  thermal  generation  has  36 consistently  increased  in  recent  years  due  to  the  33 impact  of  expensive  directly  negotiated  power  30 purchase agreements (PPAs) for new thermal plants  27 signed  between  JIRAMA  and  independent  power  producers  (IPPs).  In  2016,  the  electricity  system  of  24 the  country  generated  1,651  GWh  with  a  peak  21 demand  of  342  MW.  JIRAMA  has  to  resort  to  state  18 subsidies  to  pay  for  fuel  purchase  invoices  and  energy  purchases  to  IPP,  adding  pressure  on  the  15 2012 2013 2014 2015 2016 already resource‐starved State.   Source: Electricity Regulatory Agency (Office de    Régulation de l’Eléctricité, ORE)     The electricity sector faces multiple challenges  10. First, JIRAMA’s cost‐revenue imbalance is substantial and unsustainable in the medium‐term.  JIRAMA  has  continuously  received  subsidies  from  the  GoM.  In  2017,  the  subsidy  amounted  to  approximately US$141 million. On  one  hand,  JIRAMA’s supply  cost  is  high  (estimated  at  US$0.30  per  kWh  in  2017)  due  to  dependence  on  expensive  thermal  generation  and  high  losses  in  supply  to  customers. On the other hand, the average revenue was only about US$0.15 per kWh billed in 2017,  requiring JIRAMA to rely on government subsidies. The operational performance of JIRAMA declined  over the last five to seven years, mainly because of poor management. System losses during the past  five  years  averaged  around  33  percent,  with  about  one‐third  of  electricity  produced  not  sold  to  JIRAMA’s customers. In January 2018, the GoM increased the average tariff of JIRAMA by 10 percent to  increase the utility’s revenue, to contribute to the objective of attaining financial equilibrium by 2020,  which, in addition to revenue increase, requires cost optimization and system efficiency enhancement.  The GoM has applied tariff adjustments during the past three years increasing the average tariff by 7.4  percent from 380 Ar/kWh in 2015 to 408 Ar/kWh in 2016. To continue the effort, the GoM increased  the tariff by an average of 7.5 percent in July 2017 and again by an average of 10 percent in January  2018.   11. Second, the electricity network infrastructure is in poor operational condition, with overload  and bottlenecks in several segments, as a consequence of long‐term underinvestment. Madagascar’s  power  grid  is  composed  of  three  main  networks:  Antananarivo,  Toamasina,  and  Fianarantsoa,  all  of  which are operated by JIRAMA. The interconnected network of Antananarivo is the largest system and  covers  about  60  percent  of  the  total  electricity  consumption  in  Madagascar.  Decades  of  underinvestment in grid extension and rehabilitation have led to a chronically overloaded grid, resulting  in low service quality and severely constraining the possibility to connect new consumers. The existing  Page 9 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) distribution networks in the capital city and in major towns of Madagascar were installed in the 1980s,  and have reached in most cases the end of their lifetimes.  12. Third,  Madagascar  will  need  significant  additions  of  generation  capacity  to  meet  rising  demand. The results of the Least Cost Power Development Plan (LCPDP) were discussed in a workshop  in February 2018. The findings show that an additional capacity of 339 MW, generating about 1,649  GWh/year, is needed in the Interconnected Network of Antananarivo by 2035 to balance the expected  2.5  times  increase  of  the  demand  underpinned  by  the  high  rate  of  population  growth  (about  2.8  percent/year),  public  works,  and  industrial  activities.  A  recent  World  Bank  assessment  of  expected  timelines  and  delays  in  the  development  of  hydropower  resources  in  the  country  showed  that  integration of solar generation and/or small hydropower into the main grid in the next two to four years  will  be  needed  to  satisfy  demand  at  an  affordable  cost.  Thus  far,  only  40  MW  of  grid‐connected  PV  projects  have  been  identified,  including  a  23  MW  Scaling  Solar  Initiative  implemented  jointly  by  the  World Bank and International Finance Corporation (IFC).   There are significant opportunities to transition to a lower carbon path and to strengthen the operation  and financial foundations of the sector   13. Madagascar  possesses  significant  potential  in  terms  of  renewable  resources  for  electricity  generation,  particularly  hydropower  with  a  potential  of  about  7.8  GW,  of  which  only  160  MW  is  currently exploited. There are about 1,500 untapped hydro sites ranging from 10 kW (or less) to 600  MW, located throughout the country. With an average solar irradiation of about 2,200 kWh/m²/year  and average wind speeds of up to 7 m/s in many parts of the country, Madagascar also has considerable  solar and wind energy resources. The results of the LCPDP indicate that Madagascar could diversify its  generation mix through the development of hydro and solar resources, complemented with thermal  generation using heavy fuel oil (HFO) to satisfy the short and  long‐term needs. The incorporation of  renewable generation capacity following competitive bidding processes could significantly reduce the  generation  cost.  However,  major  upgrades  in  grid  automation  and  dispatch  technologies,  including  Supervisory  Control  and  Data  Acquisition  (SCADA)  systems,  are  urgently  needed  before  significant  amounts of renewable energy can be injected into the grid. The current dispatching system operated  by JIRAMA is outdated, severely limiting the capacity of the networks to receive and transmit renewable  energy generation.   14. Madagascar  is  also  pursuing  the  preparation  of  the  Scaling‐up  Renewable  Energy  Program  (SREP) Investment Plan (IP) as complement to LCPDP – focusing on potential projects in areas which  are  not  covered  in  the  LCPDP.  The  SREP  IP  covers  two  main  components:  (a)  a  rural  electrification  through  the  development  of  small  hydro  and  if  possible  through  solar  mini‐grid  system;  and  (b)  hybridization  of  existing  thermal  plants  in  isolated  centers  of  JIRAMA  with  solar  generation.  The  IP  identifies about 15.8 MW of small hydro and about 39 MW of thermal‐solar hybridization projects. The  IP is expected to be presented to the SREP Sub‐Committee on June 6th, 2018 for approval.  15. The development of a small hydro generation project pipeline has advanced significantly. The  World  Bank  has  supported  an  assessment  of  Madagascar’s  small  (less  than  20  MW)  hydro  power  generation (“hydro”) sites. A small hydro atlas and pre‐feasibility studies of two priority sites (G407 and  SF196) were developed through an Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) funded  activity. The results of the pre‐feasibility study showed that there are 17 highly promising small hydro  Page 10 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) sites with a total installed capacity of about 160 MW. The study also recommended that small hydro  sites should be used more extensively to satisfy medium‐term demand because they allow for a more  decentralized generation footprint and can be developed within much shorter timeframes than large  hydro  projects.  In  addition,  standard  PPAs,  standard  Concession  Agreements,  and  Safeguard  Frameworks have been prepared to facilitate the development of these priority small hydro sites by the  private sector, given the scarcity of public resources.   16. Strengthening  the  operational  and  financial  performance  of  JIRAMA  is  at  the  heart  of  sustainable  development  of  the  power  sector  ‐  to  scale‐up  electrification  and  enable  private  investments  as  a  reliable  off‐taker.  With  the  support  of  the  World  Bank,  the  GoM  has  started  implementing measures to strengthen the management of the company, and to improve its operational  performance.  The  PIP  prepared  in  2016  is  currently  under  implementation.  It  includes  the  organizational  restructuring  of  the  company  and  appointment  of  top  managers  through  competitive  processes,  the  incorporation  of  an  integrated  MIS  to  support  efficient,  transparent  and  accountable  development  of  operations  in  key  business  areas,  and  the  implementation  of  a  RPP  to  reduce  non‐ technical losses. At present most of the Directors in the new organizational structure of JIRAMA have  been  appointed,  and  the  process  to  select  managers  at  lower  levels  is  progressing  satisfactorily.  However, in order to boost effectiveness of the new structure and management team, the company  needs to complement selection of its new management team with the immediate implementation of a  performance linked incentive program for management and employees at other levels. JIRAMA needs  short‐term financial support to implement that program, while the company moves towards achieving  operational and financial viability. From 2022 onwards, it is expected that JIRAMA would reach financial  equilibrium without Government subsidy.  The proposed project is a vital building block of the World Bank’s long‐term engagement to address the  sector’s challenges in a holistic manner  17. ESOGIP and the ESOGIP AF can potentially contribute to the financial turnaround of JIRAMA.  Five policy actions to reduce the subsidy requirement are considered: (a) 10 percent increase of tariff; (b)  system loss reduction from 35 percent to 24 percent (consistent with the project results framework); (c)  5 percent reduction in specific consumption of generation plants; (d), reduced rental generation cost; and  (e) integration of 40 MW solar IPPs in the generation mix ‐ all are a direct or indirect outcome from the  implementation  of  the  ESOGIP  project  and  its  AF.  Financial  analysis  demonstrates  that,  implementing  these  actions  could  reduce  the  subsidy  requirement  by  94  percent  (US$534  million)  over  five  years,  contributing significantly to JIRAMA’s financial turnaround and consequently GoM’s fiscal health.  18. The ongoing and planned investment project financing (IPFs) represent a conscious effort to  improve sector outcomes. The parent ESOGIP, the proposed ESOGIP AF, and the proposed Least‐Cost  Electricity  Access  Development  (LEAD‐  P163870)  are  complementary  and  their  implementation  is  sequential.  First,  the  ESOGIP  focuses  on  the  improvement  of  sector  governance,  restructuring  of  JIRAMA  to  improve  its  management,  and  the  rehabilitation  and  reinforcement  of  electricity  transmission and distribution infrastructure to reduce technical and commercial losses. The ESOGIP also  includes  a  significant  Technical  Assistance  component  that  has  financed,  among  other  studies,  the  LCPDP, that will set the course for generation and transmission planning in the medium term, and the  National  Electrification  Strategy  (NES)  that  will  lay  out  the  technical,  institutional,  and  financial  pathways  to  expanding  access,  and  the  tariff  study  that  will  determine  the  level  of  average  tariff  Page 11 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) necessary to cover costs in the short and long terms and how it will be distributed to different segments  of  consumers.  Second,  the  ESOGIP  AF  sustains  the  restructuring  of  JIRAMA  by  preparing  and  implementing a Human Resource Development Plan to increase the efficiency of the workforce; and  finances additional key transmission and distribution investments to facilitate the development of the  power sector in the medium and long term. Third, the proposed LEAD project (FY19) aims to implement  the national electrification strategy via grid densification and expansion of networks to increase on‐grid  electricity access rate in the country while supporting market‐driven standalone systems such as Solar  Home System to promote off‐grid electrification.   19. Madagascar showcases the use of World Bank Group (WBG) credit enhancement tools under  the ‘Scaling Solar’ umbrella to facilitate the first competitively procured grid‐connected solar project.  The  Scaling  Solar  initiative  brings  together  a  suite  of  WBG  services  and  instruments  under  a  single  engagement aimed at creating viable markets for solar power. Scaling Solar is an open, competitive and  transparent  approach  that  facilitates  the  rapid  development  of  privately‐owned,  utility‐scale  solar  PV  projects in sub‐Saharan Africa. The International Finance Corporation (IFC), World Bank, and Multilateral  Investment Guarantee Agency (MIGA) participated in drafting a set of template documents (mainly a PPA  and  a  Government  Support  Agreement  (GSA)).  The  World  Bank  is  expected  to  provide  partial  risk  guarantee(s)  backstopping  risks  for  a  project  comprising:  (a)  an  approximately  23  MWpAC  IPP  solar PV  power  plant;  (b)  up  to  10  MWh  of  battery  storage  infrastructure;  and  (c)  a  high‐voltage  (138  kV)  transmission line—with ownership of the latter being transferred to JIRAMA after commissioning.   20. A standalone Development Policy Operation (DPO) is being considered to support improving  transparency of public investment financing and governance in the energy sector. The DPO (FY19) will  be complemented by comprehensive technical assistance to help JIRAMA and Ministry of Water, Energy,  and  Hydrocarbons  (MWEH)  define  a  financial  recovery  trajectory  for  both  the  utility  and  the  power  sector  at  large.  The  World  Bank’s  technical  assistance  will  support  the  GoM’s  efforts  towards  the  financial  recovery  of  JIRAMA  by  defining  an  energy  subsidy  reduction  trajectory  and  enabling  policy  actions towards the long term financial viability of the power sector. Specifically, the financial recovery  technical assistance will prepare four outputs to support the Government’s subsidy reform efforts: (1)  Inventory  and  Review  of  Liabilities  of  JIRAMA;  (2)  Update  of  JIRAMA’s  Financial  Model;  (3)  JIRAMA  Financial Recovery Plan 2018–2023; and (4) Sector Fiscal Sustainability Plan 2018–2023.  C. Original Project Description and Performance  21. The  parent  project,  ESOGIP  (P151785),  was  approved  by  the  Board  on  March  22,  2016  and  became effective on August 24, 2016. The project closing date is June 30, 2020. The total financing of  the ESOGIP consists of an IDA Credit in the amount of SDR 47.1 million (US$65 million equivalent). The  PDO is to improve the operational performance of the national electricity utility (JIRAMA), to improve  the reliability of electricity supply in the project area, and in the event of an eligible crisis or emergency,  to provide immediate and effective response to said eligible crisis or emergency. The project has five  components:  (a)  Component  1:  Improving  electricity  sector  planning  and  financial  sustainability;  (b)  Component 2: Strengthening operational performance and governance of JIRAMA; (c) Component 3:  Investing  in  enhanced  reliability  of  electricity;  (d)  Component  4:  Project  management;  and  (e)  Component 5: Contingency emergency response.  Page 12 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) 22. Overall, the performance of the parent project has been satisfactory. The progress toward the  achievement  of  the  PDO  and  ‘Overall  Implementation  Progress’  have  been  rated  ‘Satisfactory’  or  ‘Moderately Satisfactory’ over the past 18 months as recorded in the project Implementation Status  and Results Reports (ISRs). The ratings of PDO and implementation progress, and the disbursement rate  of the Parent Project are as follows:  Table 1. Latest Performance of the Parent Project  ISR of December,11  ISR of June,25  ISR of January,15  Situation at    2016  2017  2018  end‐April 2018  PDO rating  Satisfactory  Satisfactory  Satisfactory  Satisfactory  Implementation  Satisfactory  Moderately  Moderately  Moderately  progress rating  Satisfactory  Satisfactory  Satisfactory  Disbursement ratio  1.52%  15.44%  34%  43%  23. Overall, project implementation is on track, despite initial delays in the preparation of sector  studies under Component 1. Progress has been satisfactory in implementation of Components 2 and 3  related to the PIP for JIRAMA. The reinforcement, rehabilitation and upgrade of existing transmission  and distribution networks has moved forward faster than scheduled. As of April 2018 (20 months after  the project effectiveness), the project has disbursed US$29.32 million equivalent ‐ about 44.1 percent  of  the  total  credit,  exceeding  the  planned  disbursements  for  the  same  period.  Commitments  are  expected to reach a cumulative amount of US$50 million (77 percent), with an estimated cumulative  disbursement of US$30 million (46.15 percent) by June 2018, which would be about US$9 million more  than the original planned disbursement for that period.  Components Description and Status   Component 1: Improving electricity sector planning and financial sustainability (US$2.48 million)  24. This  component  supports  improving  electricity  sector  planning  and  achieving  financial  sustainability through the provision of TA, capacity building, and consultancy services for: (a) preparation  of a LCPDP providing the roadmap for the development of least cost generation projects and associated  transmission  networks;  (b)  elaboration  of  a  NES  defining  the  technical,  institutional,  and  financial  arrangements to scale‐up sustainable provision of electricity services; (c) development of a tariff study to  address sector financial viability; (d)  strengthening capacity of public agencies responsible for least‐cost  planning and electrification; and (e) implementation of the LCPDP and NES.   25. The Government, with the support of the consultant hired to prepare the LCPDP, conducted a  workshop  in  February  2018  to  present  and  discuss  the  preliminary  results  of  the  plan  with  the  sector  stakeholders in the country. The study is being finalized and will be complemented by a financial analysis  to understand the fiscal impact of selected investments. It is expected that the GoM would approve the  LCPDP  by  June  2018.  The  preparation  of  NES  has  progressed  well.  The  key  reports  were  prepared  as  scheduled,  and  main  contents  and  findings  were  discussed  with  stakeholders  in  January  2018.  The  implementation of the tariff study has been on hold for several months, as it builds on the outcomes of  the LCPDP. The consultant will be able to resume implementation of the tariff study shortly, as soon as  the preparation of the LCPDP is completed. The performance of this component was rated Moderately  Satisfactory in the last ISR (January 2018).  Page 13 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Component 2: Strengthening operational performance and governance of JIRAMA (US$12.56 million)  26. This component  comprises of technical assistance, capacity building, consultancy services, and  financing  of  supply  and  installation  of  goods  and  services  to  strengthen  operational  performance  and  enhance governance of JIRAMA. It consists of preparation and implementation of the PIP, which provides  a roadmap for implementation of an optimal organizational structure for JIRAMA (including description  of functions and responsibilities of positions at the management level and definition of skills required for  each position), as well as the incorporation of a MIS to improve efficiency, transparency and accountability  in operations. The implementation of the organizational structure for JIRAMA is being carried out through  the selection of staff to occupy positions at the two top levels in the organizational structure below the  Director General, applying competitive and transparent processes. The contract for incorporation of MIS  includes  the  installation  of  a  commercial  management  system  (CMS),  an  integrated  distribution  management system (DMS), and an enterprise resource planning system (ERP), to be complemented with  the  update  of  respective  databases  supported  by  a  geographic  information  system  (GIS).  The  PIP  also  includes the implementation of a RPP to ensure sustainable reduction of non‐technical losses in supply  through systematic remote recording and monitoring of consumption of large users.  27. The  organizational  restructuring  of  JIRAMA  has  been  progressing  well.  The  new  organizational  structure of JIRAMA was approved by its Board of Directors in January 2017. The new Director General  was  appointed  in  March  2017  following  a  competitive  and  transparent  process.  The  hiring  of  24  top  managers (Deputy General Director, Principal Director, and Director) was launched in June 2017 and most  of the positions have been filled. The implementation of the contract for the installation of 8,500 smart  meters in RPP is at an advanced stage. All the 8,500 meters arrived in the country in September 2017. The  installation has commenced and the contractor is aiming to complete it by the end of June 2018. Finally,  the contract for incorporation of the integrated MIS is progressing. The IT equipment has arrived in the  country and the installation has started. JIRAMA is supervising works with the support of international  consultants. The performance of this component was rated Satisfactory in the last ISR (January 2018).   Component 3: Investing in enhanced reliability of electricity (US$48.62 million)  28. This  component  supports  (a)  the  reinforcement  of  an  existing  138/63  kV  substation  and  construction  of  63  kV  electricity  transmission  lines;  (b)  rehabilitation  and/or  upgrading  of  existing  distribution networks; (c) rehabilitation of auxiliaries of generation plants; and (d) the provision of TA  and equipment/logistics to support JIRAMA to finalize the design of the activities, to prepare the bidding  documents, to supervise the implementation of electricity transmission and distribution works, and to  implement part of the distribution works.   29. The implementation of the contract for the design of the 63 kV transmission lines of about 27 km  for looping the networks is completed and the draft bidding document for the construction of lines was  prepared.  The  implementation  of  contracts  for  the  procurement  of  power  transformers,  distribution  materials including cables and accessories, and concrete and wooden poles is at an advanced stage. Two  transformers, 60 MVA ‐ 138/63 kV, are being shipped. Most of the distribution equipment arrived in the  country  in  December  2017.  The  supply  of  4,000  concrete  poles  out  of  7,123  materialized  at  end  of  February 2018. The contract for supply of wooden poles was signed in February 2018. The performance  of this component was rated Satisfactory in the last ISR (January 2018).  Page 14 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Component 4: Project management (US$1.34 million)  30. This component finances the following:  (a) Project  management  support  to  MWEH  through  the  provision  of  TA,  training,  capacity  building, equipment, and supporting incremental operating costs related to the coordination  and implementation of project activities for Component 1 of the project, monitoring and  evaluation  (M&E),  implementation  of  safeguards  requirements,  and  assessment  of  the  impacts of the project activities, including the recruitment of project staff, the financing of  audits  and  financial  management  software,  and  purchasing  of  selected  office  and  IT  equipment; and  (b) Project  management  support  to  JIRAMA  through  the  provision  of  technical  assistance,  training, capacity building, equipment and supporting incremental operating costs related  to the coordination and implementation of project activities for Components 2 and 3 of the  project, M&E, implementation of safeguards requirements and assessment of the impacts  of  project  activities,  including  the  recruitment  of  social  and  environmental  safeguards  experts, the design and implementation of the customer satisfaction survey, and selected  office and IT equipment.  31. A firm specialized in social and environmental safeguards was hired and is supporting JIRAMA in  a continuous manner. In addition, an external auditor has been recruited to prepare the financial audit of  the project. A procurement specialist and an accountant were hired and are supporting the Ministry of  Water, Energy, and Hydrocarbons (MEEH). Selected training programs such as project identification and  preparation, sector planning, and project management are being developed by the ministry and JIRAMA  and will be implemented in the coming months. The customer satisfaction survey (the baseline) has been  completed.  The  Project  Implementation  Units  (PIUs)  purchased  IT  equipment  necessary  for  project  management.   32. The performance of this component was rated Satisfactory in the last ISR (January 2018).  Component 5: Contingency emergency response (US$0 million)  33. There has been no eligible crisis or emergency so far. The performance of this component is rated  Satisfactory.  D. Rationale for Additional Financing  34. In the course of the parent project implementation, the sector landscape has evolved to include  the  development  of  JIRAMA’s  new  Human  Resource  Plan,  opportunities  to  harness  lower  cost  of  electricity through solar PV and small hydro generation, and heightened momentum to scale‐up electricity  access.  In  this  context,  the  following  additional  needs  have  been  identified  to  ensure  that  the  project  achieves the PDO.   35. JIRAMA needs additional technical assistance to ensure fully successful implementation of its  organizational restructuring. With the support of the ESOGIP, the GoM has made substantial progress on  Page 15 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) the restructuring of JIRAMA. As explained above, a new organizational structure for the company was  adopted and a new Director General hired competitively, and the hiring of the utility’s top managers  was launched in June 2017 and most of the positions have been filled. To sustain this effort, JIRAMA  will need to implement a human resources development plan to fully integrate newly hired managers,  build  functional  teams,  train  staff  at  all  levels  in  the  systematic  use  of  the  information  systems  incorporated under the ESOGIP and other skills. The company will need to complement this with the  definition  and  implementation  of  performance‐based  incentive  systems  (including  the  payment  of  compensation)  to  increase  the  effectiveness  of  the  company’s  workforce,  complemented  by  a  retirement  and  voluntary  redundancy  plan  which  will  involve  severance  payments.  The  severance  payments are not financed by the World Bank.  As part of the AF, precedents on how to properly assess  risks involved when supporting corporate restructuring will be studied. All arrangements will be based  on  the  recommendations  arising  from  the  HR  development  plan  being  developed  under  the  Parent  Project.   36. JIRAMA’s dispatch and network automation systems needs to be updated to operate existing  facilities  and  ensure  integration  of  variable  renewable  energy  (VRE)  generation,  and  existing  distribution networks need to be rehabilitated and upgraded, to improve quality of electricity supply.  Current operating conditions include overloads and inadequate protection of a significant percentage of  network  equipment,  which  adversely  affect  quality  and  reliability  of  supply  and  require  immediate  correction.  Besides,  JIRAMA  will  need  to  substantially  increase  intermittent  solar  generation  capacity  while medium and large hydro sites are being developed to come online over the next five to ten years.  As JIRAMA’s current dispatch system is outdated and not able to absorb even small quantities of VRE, the  incorporation of adequate technology for system operations and dispatch, including SCADA and other  automation facilities, is an essential precondition for the integration of VRE into the grid. A state‐of‐art  SCADA  will  enable  proper  operation  of  new  generation  plants  and  transmission  and  distribution  infrastructure to be built to supply increasing demand, both in currently electrified areas and in those to  be served in the future. JIRAMA also needs to purchase equipment to improve performance in networks  maintenance.   37. Capacity building is needed to create a pipeline of investment‐ready small hydropower projects.  The development of small hydropower projects has been identified in the ESMAP‐funded study4 as the  solution  to  satisfy  the  shorter‐term  needs.  Such  projects  could  be  developed  as  public‐private  partnerships. The MWEH and JIRAMA would need to enhance their capacity to handle (a) the review of  several  technical  aspects  including  the  hydrology  and  geology  validation,  the  project  design,  and  the  Environmental and Social Impact Assessment (ESIA); and (b) the commercial and legal aspect of PPA. The  AF will provide financing to hire an international firm with technical, commercial, and legal experts to  assist the GoM and JIRAMA to (a) complete feasibility studies and ESIAs; (b) prepare tenders of bankable  projects to accelerate the implementation of priority small hydro sites; and (c) build capacity within the  MWEH and JIRAMA to facilitate the development of small hydro potential in the country. This activity will  help the MEEH to advance the preparation of the projects identified in the first component of the SREP  IP.  38. Transmission  and  distribution  networks  need  to  be  rehabilitated  and  reinforced  to  improve  quality of supply and create conditions for scaling up electricity access. Rehabilitation and reinforcement  4 See paragraph 15  Page 16 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) of existing transmission and distribution infrastructure are included in the parent project, but limited to  the most urgent situations. The AF will finance rehabilitation and reinforcement works in other areas to  complement the effort initiated under the parent project. The investments would allow JIRAMA to ensure  the connection of about 25,000 new customers who have already paid their connection fees, and to make  available  transmission  and  distribution  capacity  needed  to  implement  the  proposed  LEAD  Project  (P163870) and other electrification projects.  39. The AF to the ESOGIP is a Maximizing Finance for Development (MFD) enabling operation. The  project finances the installation of a dispatching center and distribution control center that would allow  utilities to absorb more electricity from existing and future private generation. This allows the evacuation  of solar energy of the 25 MW generation plant under the ongoing IFC Scaling Solar Initiative. In addition,  this would facilitate the integration of a large hydro project recommended in the LCPDP to be developed  with the private sector. The project also supports GoM to improve JIRAMA’s creditworthiness through the  implementation of a Management Improvement Plan including the rehabilitation and reinforcement of  transmission and distribution networks to reduce technical losses and the implementation of a RPP to  reduce commercial losses.  II. DESCRIPTION OF ADDITIONAL FINANCING  A. Description of New Activities  40. The activities under the proposed AF are aligned with the PDO of the parent ESOGIP project and  aim  to  consolidate  and  increase  the  expected  positive  impacts  from  implementation  of  each  of  its  components. The AF introduces new subcomponents and new activities under the components of the  parent project.  Component 1: Improving electricity sector planning and financial sustainability (SDR 2.43 million; IDA  US$3.5 million equivalent)   41. The  AF  will  support  a  new  activity  “Provision  of  technical  assistance,  capacity  building,  and  consultancy  service  for  the  development  of  small  hydro”  to  prepare  tenders  for  high‐priority  small  hydropower  plants  (assessed  under  the  ESMAP  funded  TA).  This  will  include  reviewing  pre‐feasibility  works  for  sites,  finance  detailed  engineering,  environmental  and  social  studies  needed  to  prepare  bankable feasibility studies, and provision of transaction support and advisory services required to ensure  competitive and transparent procurement processes. The component will also help to build capacity of  institutions  involved  in  sector  planning  (MWEH,  Electricity  Regulation  Authority  [ARELEC],  Rural  Electrification  Development  Agency  [ADER],  and  JIRAMA)  to  facilitate  the  development  of  small  hydro  potential in the country through incorporation of new tools (models for long, medium, and short‐term  planning) and intensive training in their application, adoption of arrangements to systematize and ensure  permanency to the planning process, and other related activities. Specifically, this component will use  consultancy services and trainings to implement the following activities:  (a) Feasibility studies and detailed layout design;  Page 17 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) (b) Environmental studies, as well as the Environmental and Social Management Plan (ESMP)  and the compensation and resettlement plan (CRP);  (c) Training in the establishment of different preliminary planning phases, and the processes for  awarding PPAs and Engineering Procurement Contract (EPC);  (d) Technical and financial evaluation and validation of studies and award of contracts to project  companies;  (e) Evaluation of the ecological, environmental, and social aspects of the proposed projects, in  accordance with international standards;  (f) Analysis and evaluation of financial risks;  (g) Negotiation and finalization of power purchase and/or concession agreements;  (h) Economic impacts of change on each scenario proposed;  (i) Strengthening of the capacity of staff at the MWEH and the sector institutions in technical  and financial evaluation of studies; and  (j) Small hydro project implementation manual.   Component 2: Strengthening operational performance and governance of JIRAMA (SDR 3.47 million;  IDA US$5.0 million equivalent)   42. The AF will support the preparation and implementation of a human resource development plan  and communication strategy for JIRAMA following the utility’s organizational restructuring and hiring of  new senior management. Specifically, this component will help JIRAMA to fully integrate newly hired staff,  build functional teams, train staff at all levels in the systematic use of the information systems instituted  under the ESOGIP, introduce performance‐based pay, increase the overall effectiveness of the company’s  workforce, and prepare a voluntary early retirement and redundancy plan to be implemented by JIRAMA  with  Government  funding  to  reduce  overstaffing.  The  component  would  primarily  fund  performance  based incentives in line with the recommendations of the HR development plan. It will also finance the  acquisition of some equipment and  tools for logistic support (office equipment, and so on) needed to  improve working conditions and achieve acceptable levels in staff productivity. Finally, the acquisition of  vehicles to support the mobility needs of commercial and maintenance departments will be also financed  to cover specific residual needs.  43. This Human Resource plan will be implemented in two phases. An immediate phase includes the  following activities:   (a) Plan for recruiting managers reporting directly to Directors (already recruited);  (b) The preparation of the manual for all JIRAMA operational procedures; and  (c) Plan for restructuring JIRAMA, including preparation of a possible voluntary retirement plan.  Page 18 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) 44. A second follow‐up phase with a firm experienced in utility management and operations. The firm  would support the new staff, through a hands‐on approach basis, to prepare the operational procedures  manual, provide mentoring, coaching and capacity building with a key objective of ensuring that the new  practices and processes are internalized and applied. The firm will propose the following activities:  (a) A proposed organizational chart with the required number of staff in all units and positions  and the respective job descriptions;  (b) Skills upgrading plan for new managers at JIRAMA;  (c) A performance‐based compensation plan; and  (d) M&E of performance.  45. This  component  will  also  finance  the  installation  of  auxiliary  IT  infrastructure  and  equipment  necessary  for  the  operating  of  the  Management  Information  System  (MIS)  which  implementation  is  ongoing under the parent project.  Component 3: Investing in enhanced reliability of electricity (SDR 20.51 million; IDA US$29.5 million  equivalent)  46. The AF will finance the reinforcement of existing distribution networks and the upgrade of the  dispatch system of JIRAMA to (a) improve reliability and flexibility in network performance and quality of  service provided to customers; and (b) enable the integration of intermittent renewable energy into the  grid. Activities in this component comprise the construction of a new dispatching center with state‐of‐ the‐art SCADA, and the procurement of network infrastructure equipment and of implementation works  (including supervision) for system improvements and upgrades, such as rehabilitation of existing old 5 kV  lines to operate at the current standardized medium voltage 20 kV, replacement of existing distribution  transformers and associated equipment by others with larger capacity, replacement of rotten wooden  poles and associated equipment in transmission and distribution lines. The component will also finance  purchase of mobile substations and equipment for network maintenance, including mobile equipment for  live‐line works. In addition, the component will support the rehabilitation of an existing transmission line.  Specifically, a new activity on the rehabilitation of the Antananarivo ‐Antsirabe 63 kV transmission lines  will be added.   Subcomponent 3.1. Rehabilitation of existing 138/63 kV substations and rehabilitation and construction  of existing 63 kV transmission lines (IDA US$3.0 million equivalent)  47. At present, almost 80 percent of the wooden poles of the 63 kV transmission line Antananarivo‐ Antsirabe are rotten. Frequent outages occur, leading to disruptions in the power supply to the city of  Antsirabe.  The  AF  will  finance  the  procurement  of  concrete  poles  and  63  kV  line  accessories,  and  the  rehabilitation works will be undertaken by JIRAMA.  48. This Subcomponent will also finance the implementation of safeguard mitigation measures such  as  sensitization  campaign,  cleaning,  and  waste  management  related  to  the  rehabilitation  of  the  Antananarivo‐Antsirabe transmission lines.  Page 19 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Subcomponent  3.2.  Rehabilitation  and/or  upgrading  of  distribution  network  (IDA  US$14.0  million  equivalent)   49. Poor  quality  service,  frequent  outages,  and  prolonged  power  disruptions  are  due  primarily  to  overloaded equipment and to failures in, and/or the absence of, protection devices and switchgear, in  addition  to  obsolete  line  components.  The  AF  will  finance  the  following  activities  under  this  subcomponent:  (a) Increasing equipment capacity (transformers, circuit breakers, line);  (b) Replacing and installing  protection and switchgear equipment,  as well as line accessories  (circuit breakers, switches, isolating spark gaps, fuses, line accessories);  (c) Acquiring mobile medium voltage/low voltage substations;   (d) Acquiring testing, measurement, and analysis devices for equipment and networks (such as  protective relays, cables, transformers…);  (e) Replacing rotten wooden poles with concrete poles; and  (f) Installing overhead lines and upgrading to 20 kV at selected distribution substations.  50. The subcomponent includes supplies and works with about 255 km of cables and bare conductors,  5,000 concrete  poles, 6,000 wooden  poles, 160 transformers, 300 circuit breakers, 200 isolating spark  gaps,  and  160  line‐switches.  In  addition,  this  subcomponent  will  support  JIRAMA  to  improve  its  maintenance  workshop.  The  key  activity  is  to  repair  the  defective  distribution  transformers  for  fast  reincorporation to the network. The subcomponent will finance the procurement and installation of a  rewinding machine, measuring equipment, processing devices, mobile workshop, and test platform. The  subcomponent  will  also  help  JIRAMA  to  improve  network  maintenance  and  reduce  the  duration  of  planned outages for maintenance, by financing acquisition of equipment for maintenance, in particular  under the live‐line modality.  51. This Subcomponent will also finance the implementation of safeguard mitigation measures such  as  a  sensitization  campaign,  cleaning,  and  waste  management  related  to  the  rehabilitation  and/or  reinforcement of distribution networks.  Subcomponent 3.3. New dispatching center and new distribution control center for the Antananarivo  interconnected network (IDA US$12.5 million equivalent)  New dispatching center (IDA US$7.5 million equivalent)  52. JIRAMA needs to upgrade its control and supervisory system (SCADA) to equip it with modern  technology  required  to  operate  the  power  system  meeting  international  standards  on  quality  and  reliability in service delivery under current conditions and those resulting from implementation of new  generation and transmission projects, including those using intermittent renewable resources.  Page 20 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) 53. To  integrate  renewable  energy  resources,  particularly  hydro  and  solar  generation  in  the  Antananarivo  Interconnected  Network  that  is  expected  to  be  connected  to  the  Toamasina  and  Fianarantsoa networks, JIRAMA needs to upgrade its control and supervisory system (SCADA) to equip it  with  modern  technology  to  manage  these  energy  resources  under  optimum  quality,  cost  and  safety  conditions. The activities under this subcomponent comprise:  (a) Feasibility study to upgrade the dispatching center to  (i) allow  the  integration  of  renewable  energy  resources,  particularly  large  hydropower  and solar generation projects;   (ii) facilitate the interconnection of the Antananarivo network (RIA) with the Toamasina  network (RIT) and the Fianarantsoa network (RIF).  (b) Acquisition and installation of new SCADA system including the establishment of network  applications to manage all current and future energy generation;  (c) Construction  of  a  new  building  in  JIRAMA’s  premises  in  Antananarivo  to  house  the  new  control and dispatching center;  (d) Works supervision through consultancy services.  54. This Subcomponent will also finance the implementation of safeguard mitigation measures such  as a sensitization campaign, cleaning, and waste management related to the installation of dispatching  center.  New distribution control center (IDA US$5 million equivalent)  55. The establishment of a new Distribution Control Center (DCC) is needed to improve electricity  distribution operations in the Antananarivo interconnected network, and:   (a) Improve the electricity supply to customers and minimize the duration of outages due to  incidents;  (b) Optimize the management and operation of the distribution network;  (c) Minimize  financial  losses  from  energy  not  supplied  to  customers,  particularly  with  the  incorporation of lower cost hydro and solar generation;   (d) Ensure global monitoring and supervision of the network condition.   56. The activities under this subcomponent consist of:  (a) A feasibility study and establishment of the new system for management and operation of  the distribution network;  (b) Procurement, installation, and commissioning of the new DCC, which includes:   Page 21 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) (i) Hardware (servers and work stations);  (ii) SCADA  management  and  operation  systems  that  are  modular,  expandable,  and  compliant with international standards;  (iii) Communication support and remote transmission equipment;  (iv) Associated terminal equipment (for example, overhead line switches);  (v) Construction of a new building in JIRAMA’s premises in Antananarivo to house the new  control and dispatching center;  (vi) Works supervision through consultancy services.  57. This Subcomponent will also finance the implementation of safeguard mitigation measures such  as  sensitization  campaign,  cleaning,  and  waste  management  related  to  the  installation  of  distribution  control center.  58. The  ToRs  for  the  hiring  of  support  Consultants  that  will  be  financed  under  this  component  to  design the SCADA and the Distribution Control Center would be carefully reviewed to ensure consistency.   Component 4: Project management (SDR 1.39 million; IDA US$2.0 million equivalent)   59. The AF will provide support to the Project Implementing Unit within the MWEH and JIRAMA for  management of activities proposed under the AF.   Subcomponent 4.1: Project management support to MWEH (IDA US$0.64 million equivalent)   60. This subcomponent includes (a) financing the contracting of financial management specialists and  procurement specialists as required to support project implementation; (b) financing the project audit for  the  extended  implementation  period  and  the  incremental  operating  cost;  (c)  financing  for  capacity  building through training focused on MWEH, ARELEC, and ADER staff on different subjects related to the  development of the energy sector; and (d) purchasing of vehicles and commercial type vehicles for project  activities monitoring and supervision.  Subcomponent 4.2: Project management support to JIRAMA (IDA US$1.36 million equivalent)   61. This subcomponent includes (a) financing the contracting of social and environmental safeguard  consultants to prepare the safeguards studies and to monitor their implementation; (b) financing Financial  Management (FM) specialists and procurement specialists as required to support project implementation;  (c) financing the project audit for the extended implementation period and the incremental operating  cost; (d) financing for capacity building through training focused on JIRAMA staff on different subjects  related to the improvement of the performances of JIRAMA; (e) financing the functioning of the Grievance  redress  mechanism  of  the  project,  participatory  M&E  of  JIRAMA  and  sensitization  campaign  on  the  beneficiaries survey’s result including gender initiative, for JIRAMA and its customers; and (vi) purchasing  of commercial type vehicles for project activities monitoring and supervision.  Page 22 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Component 5: Contingent Emergency Response (US$0 million)  62. This  component  will  be  providing  immediate  response  to  an  eligible  crisis  or  emergency,  as  needed.  This  would  finance  emergency  works  in  case  of  a  disaster  event  by  including  a  “zero‐dollar”  component. Following an adverse event that causes a major disaster, the Government may request the  World Bank to channel resources from this component into an Immediate Response Mechanism (IRM).  The IRM would enable the use of a portion of uncommitted funds from the overall IDA portfolio to respond  to  emergencies.  Specific  details  around  this  component  (including  activation  criteria,  eligible  expenditures, and specific implementation arrangements as well as required staffing for the Coordinating  Authority) are defined in greater detail in the IRM Operations Manual, which is already available.  B. Project Cost  63. The proposed AF will be an IDA credit in the amount of US$40 million equivalent. The total amount  of funding including both the original and AF will be of US$105 million equivalent. The revised component  costs are shown in the table 2.   Table 2. Summary of  Project Costs by Component (US$, million)  IDA ‐ Parent  Counterpart  Component  IDA ‐ AF  Total  Project  Financing  Component 1. Improving electricity sector planning  2.48  0  3.50  5.98  and financial sustainability        ‐ Preparation of LCPDP  0.50  0  0.50  ‐ Definition of a strategy and action plans to  0.23  0  0.23  increase access        ‐ Preparation of studies to address sector  0.35  0  0.35  financial viability        ‐ Strengthening the capacity of public  0.40  0  0.40  agencies        ‐ Other complementary technical assistance  1.00  0  1.00  needed for the implementation of the        LCPDP        ‐ Technical Assistance for the development of  ‐  3.50  3.50  small hydro  Component 2. Strengthening operational  12.56  0  5.00  17.56  performance and governance of JIRAMA        ‐ Preparation of PIP for JIRAMA  0.16  0  0.16  ‐ Implementation of JIRAMA organizational  0.40  4.00  4.40  structure        ‐ Incorporation of MIS  9.00  1.00  10.00  ‐ Implementation of RPP  3.00  0.00  3.00  Component 3. Investing in enhanced reliability of  48.62  0  29.50  78.12  electricity        ‐ Reinforcement of existing 138/63 kV  10.67  3.00  13.67  substation and construction and        rehabilitation of 63 kV transmission lines        ‐ Rehabilitation and/or upgrading of existing        distribution networks  34.50  14.00  48.50  Page 23 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) IDA ‐ Parent  Counterpart  Component  IDA ‐ AF  Total  Project  Financing  ‐ Installation of a new Dispatching Center        and a new Distribution Control Center  ‐  12.50  12.50  ‐ Rehabilitation of auxiliaries of generation        plants        ‐ Technical assistance  2.45  0  2.45        1.00  0  1.00  Component 4. Project management  1.34  0  2.00  3.34  ‐ Project management support at MEEH  0.60  0.64  1.24  ‐ Project management support at JIRAMA  0.74  1.36  2.10  Component 5. Contingency emergency response  0  0  0  0  Total  65.00  0  40.00  105.00  C. Change in Result Indicators  64. In order to capture new activities under the AF, the result framework will be modified as follows:  Table 3. Change in Result Indicators  Parent  Revised  New/Current  Indicator  Description  Baseline  Project  Target Date  Target  Target  Current PDO  Total  Unit: Percentage  35  28%  24%  12/31/21  electricity  This  indicator  losses per  measures the total  year in the  losses,  including  project area  technical and non‐  technical  (that  is,  commercial)  losses,  under  the  project.  Current PDO  Interruptions  Unit: Number  870  650  450  12/31/21  in electricity  Number  of  service per  incidents  at  the  year in the  level  of  the  project area  distribution  network caused by  an  equipment  overload  in  the  project area.  Current PDO  Direct project  Unit: Number  0  175,000  350,000  12/31/21  beneficiaries  Direct  beneficiaries  are  the  people  connected  by  JIRAMA  in  the  project  area  who  will  benefit  from  Page 24 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Parent  Revised  New/Current  Indicator  Description  Baseline  Project  Target Date  Target  Target  improved  electricity  services  as  a  result  of  the  construction  and/or  rehabilitation  of  transmission  and  distribution  lines.  For  purposes  of  calculating  the  number  of  people  connected,  JIRAMA  considers  that  for  each  customer/contract  there  are  on  average  1.5  households  connected, and an  average  of  5  people  per  household.  Current  Transmission  Unit: km  0  34  134  12/31/21  Intermediate  lines  This  indicator  indicator   constructed  measures  the  or  length  of  the  rehabilitated  transmission  lines  constructed  or  rehabilitated  under the project  Current  Transmission  Unit: km  NA  34  34  12/31/21  Intermediate  lines  This  indicator  indicator  constructed  measures  the  length  of  the  transmission  lines  constructed  under  the project.  New  Transmission  Unit: km  NA  0  100 km  12/31/21  Intermediate  lines  This  indicator  indicator  rehabilitated  measures  the  length  of  the  transmission  lines  rehabilitated  under the project.  Current  Distribution  Unit: km  0  195 km of  300 km of  12/31/21  Intermediate  lines  This  indicator  which 165  which 165  indicator  constructed  measures  the  km new  km new  Page 25 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Parent  Revised  New/Current  Indicator  Description  Baseline  Project  Target Date  Target  Target  or  length  of  the  lines and 30  lines and  rehabilitated  distribution  lines  km lines  135 km lines  constructed  and  rehabilitated  rehabilitated  rehabilitated  under the project.  New  New  Unit: Text  NA  No  Yes  12/31/21  Intermediate  Dispatching  This  indicator  indicator  Center and  measures whether  new  JIRAMA  has  distribution  installed  and  control center  commissioned  a  constructed  new  dispatching  and  center  and  a  new  commissioned  distribution  control center  New  Competitive  Unit: Text  NA  0  1  12/31/21  Intermediate  Bidding  This  indicator  indicator  process for  measures whether  the  the  MWEH  has  development  launched  a  of one priority  competitive  small hydro  bidding  process  site launched  for  the  development of at  least  one  priority  small hydro site.    New  Percentage of  Unit: Text  TBD  NA  Increased by  12/31/21  Intermediate  technical  This  indicator  15%  indicator  positions held  measures whether  by female  JIRAMA  has  that report  increased  the  directly to  percentage  of  Directors in  technical positions  JIRAMA   held by female  New  Public  Unit: Text  NA  No  Yes  12/31/21  intermediate  availability of  This  indicator  indicator  customer  measures whether  satisfaction  JIRAMA  has  made  survey  publicly  available  the  customer  satisfaction survey  Current  Time taken Unit: weeks  0  8  8  12/31/21  Intermediate  for first This indicator indicator  disbursement will measure of funds effectiveness of Page 26 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Parent  Revised  New/Current  Indicator  Description  Baseline  Project  Target Date  Target  Target  requested by the instrument to Government provide rapid for an access to eligible financing to emergency Madagascar in or the event of an crisis  eligible emergency or crisis. Time will be measured from the moment the Bank receives the Government's request for assistance   D. Institutional Arrangement  65. The activities in the proposed AF are fully incorporated into components of the ongoing ESOGIP;  hence, the implementation arrangements will remain the same. The MWEH would be responsible for  the  implementation  of  Component  1  and  part  of  Component  4  and  JIRAMA  would  implement  Components 2 and 3, and part of Component 4. The project coordinator of the Parent Project who is based  at the MWEH would also be responsible for the coordination of the activities of the AF. The MWEH would  be  responsible  for  consolidating  information  on  the  various  project  activities  and  prepare  and  submit  project monitoring reports to the World Bank. The Project Coordination Committee, chaired by the MWEH  with members from sector institutions will provide development guidance and advice on alignment with  sector  policy  and  ensure  overall  governance  and  fiduciary  oversight  of  the  AF.  The  Development  Committee  for  the  reform  of  JIRAMA,  established  under  the  Parent  Project,  will  oversee  any  actions  related to the reform of the company.  66. The proposed AF will also finance, under Component 4, additional TA activities to strengthen  the  existing  implementation  arrangements,  particularly  to  increase  implementation  capacity,  and  to  strengthen the M&E aspect of the project through targeted trainings and hiring of support consultants  within the MWEH in the procurement and Financial Management (FM) areas.  E. Consideration of Other Options  67. Given the alignment of the proposed activities with the PDO of the Parent project (P151785) and  the  existing  safeguard  frameworks,  the  use  of  the  same  implementation  arrangement,  and  the  time  sensitivity on the implementation of the restructuring of the utility JIRAMA, providing an AF to the ESOGIP  was a more efficient option than including these activities in a new operation.  Page 27 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) III. APPRAISAL SUMMARY  A. Economic and Financial Analysis  68. Rationale for Public Financing. The rationale for public sector financing for investments under the  proposed project rests primarily on the present characteristics of the sector (i) upgrading of distribution  and  transmission  networks  are  not  normally  conducive  to  public  private  arrangements,  particularly  if  those  investments  are  not  linked  to  a  private  and  bankable  project;  and  (ii)  the  scale  of  investments  required, and associated long payback periods. It is highly unlikely that a private investor will finance the  proposed investments given the status of the sector.  69. World Bank’s added value.  The World Bank Group is already a close partner of the GoM in the  development of its electricity sector through the support to the development of Electricity Access Project,  the reform of the utility JIRAMA as well as through the DPO that includes support to the energy sector.  The World Bank is well positioned to continue its commitment to assist the GoM to sustain the reform of  the utility JIRAMA, and also building on its experience in similar programs in the region.  70. Economic  Analysis.  The  economic  analysis  has  been  undertaken  deploying  a  standard  cost‐ benefit methodology for the enhanced scope, comprising both the original parent project (US$65 million  equivalent)  and  the  proposed  additional  finance  (US$40  million  equivalent).  Consistent  with  the  evaluation of the parent project, the analysis focused on benefits deriving from Components 2 and 3. It  resulted in an economical internal rate of return (EIRR) of 26.3 percent and net present value (NPV) of  US$169.0  million,  which  reports  a  robust  economic  viability  of  the  project.  Sensitivity  analyses  and  greenhouse gas (GHG) accounting and valuation were carried out. Results are shown in Annex 2.  71. Project Financial Analysis. A financial analysis has been carried out to assess the financial viability  of  the  project.  The  analysis  focuses  on  the  financial  cost  and  revenue  to  JIRAMA,  the  implementation  agency that generates its own revenue. In line with the economic analysis, the financial  analysis solely  focused on benefits from implementation of Components 2 and 3. The analysis shows that the project will  result in a financial internal rate of return (FIRR) of 21.7 percent, and NPV of US$94.6 million, indicating  the project’s financial viability for JIRAMA. Results are shown in Annex 2.  72. JIRAMA  Financial  Analysis.  A  financial  analysis  of  JIRAMA  has  been  carried  out  to  show  the  expected impacts of the project on future financial performance and sustainability of the utility. For many  years, JIRAMA’s financial performance has been very poor, with the company unable to recover even its  operating  costs  from  its  revenue.  This  is  due  to  the  high  costs  of  energy  purchases  and  fuels  for  own  generation, combined with high system (technical and non‐technical) losses. The financial projection has  shown that the poor financial performance of JIRAMA will continue in the near term albeit with lower  subsidy requirements. Under a “business as usual” scenario, it is estimated that JIRAMA would require a  US$567 million subsidy from GoM between 2017 to 2021. The analysis has shown that, by achieving the  project’s direct and indirect outcomes, the subsidy requirement could be reduced by 94 percent. Results  are shown in Annex 2.  Page 28 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) B. Technical   73. The  investment  component  of  the  project  including  the  rehabilitation  or  construction  of  transmission and/or distribution lines, and the upgrading of the dispatching system of JIRAMA uses well‐ proven technologies and presents no unusual installation, commissioning or operational challenges. The  equipment and the technologies to be used in construction and operation of lines and substations will be  of  international  standard.  JIRAMA  has  successfully  implemented  similar  activities  in  the  past.  Cost  estimates are derived from recently completed installations in Madagascar and in other similar countries  under  projects  financed  by  World  Bank  or  by  other  donors  and  aligned  with  current  market  prices.  Regarding project implementation, international consultants will be hired to support design of activities  under Component 2 in line with best practices and supervision of the implementation of key contracts.   74. The  TA  for  the  development  of  a  small  hydro  will  use  well‐known  consultancy  services.  Skills  needed for the implementation of this activity exist in the market. The restructuring of the utility JIRAMA  benefits from previous experience in Madagascar and in the region. In addition, the new management  team has been successfully put in place under the Parent project.   C. Financial Management  75. The  proposed  AF  will  support  a  four‐year  program  that  would  expand  and  maximize  the  development  impact  of  the  project.  The  AF  implementation  will  rely  on  the  same  institutional  arrangements  as  for  the  Parent  Project  (P151785).  The  MWEH  would  be  responsible  for  the  implementation of Component 1 and part of Component 4 and JIRAMA would implement Components 2  and 3, and part of Component 4. The MWEH will assume the ultimate responsibility for the coordination  and the implementation of the project.   76. The  Parent  Project  is  in  substantial  compliance  with  financial  management  reporting  requirements. There are no overdue financial audits and interim financial reports have been submitted  on time and have been acceptable. No ineligible expenditures were noted from successive supervision  missions and external audit opinion is unqualified. However, the FM performance of the project is deemed  Moderately Satisfactory due to the weaknesses of the control environment particularly for JIRAMA.   77. The  overall  risk  for  the  project  has  been  assessed  as  Substantial  and  the  proposed  mitigation  measures are (a) the MWEH will maintain a qualified Financial Officer and Accountant; (b) the JIRAMA will  reinforce the FM capacity by hiring a qualified FM officer to support the existing team and will provide  adequate  capacity  building;  (c)  the  JIRAMA  will  enhance  budget  follow‐up  by  optimizing  the  use  of  accounting  software;  (d)  the  JIRAMA  will  reinforce  capacity  of  its  internal  audit  department  through  trainings and the review of the project activities will be part of the internal audit program; and (e) the  JIRAMA will provide annual audited financial statements to the World Bank.  78. A detailed FM assessment is presented in Annex 1.  D. Procurement  79. The procurement part of the project will be implemented by the MWEH and JIRAMA. The two  agencies  are  implementing  the  parent  ESOGIP  and  have  extensive  experience  with  World  Bank  Page 29 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) procurement process and policies. A procurement assessment was undertaken on the two agencies and  in  conclusion,  the  risk  is  maintained  as  Substantial.  This  is  mainly  due  to  the  changes  in  conditions  of  implementation and the requirements of the Procurement Regulations for IPF Borrowers. The risk will be  mitigated through regular reporting on the progress and implementation of fiduciary activities by the two  agencies, World Bank supervision, World Bank procurement team hands‐on support when required, and  further  capacity  building.  Procurement  under  the  proposed  operation  will  be  guided  by  the  following  documents: (a) the ‘World Bank Procurement Regulations for IPF Borrowers’ dated July 1, 2016, revised  in  November  2017  (Procurement  Regulations);  and  (b)  the  World  Bank’s  Anticorruption  guidelines  ‘Guidelines  on  Preventing  and  Combatting  Fraud  and  Corruption’,  revised  July  1,  2016.  The  Project  Implementation  Manual  (PIM)  will  be  up‐dated  in  accordance  with  these  documents  and  detailed  procedures  for  administration  and  handling  of  procurement‐related  complaints.  As  required  by  the  procurement regulations, the Project Procurement Strategy for Development (PPSD) has been developed  and a Procurement Plan covering the first 18 months of implementation has been approved by the World  Bank. The main activities of the approved Plan concern (i) the procurement, installation of the Dispatching  Center and the Distribution Control Center; (ii) the preparation of Human Resources Development Plan.  These activities represent about 40% of the total funding of the AF.  80. The project will use the World Bank’s online procurement planning and tracking tools to carry  out all procurement transactions. The Systematic Tracking of Exchanges in Procurement (STEP) will be  used for submission, clearance, and updating of the Procurement Plan.    All goods and non‐consulting services will be procured in accordance with the requirements  set forth or referred to in Section VI of the procurement regulations.    Approved Selection Methods: Consulting services will be procured in accordance with the  requirements set forth or referred to in Section VII of the procurement guidelines.   81. Madagascar  has  a  procurement  regulatory  framework  and  the  national  procurement  procedures are widely used in Madagascar and will be used for this project. The proposed project has  no complex procurement that will challenge the Borrower capacity. Procurement activities are like those  for the on‐going parent project. As such, the Client is already familiar with the types of procurement that  will be undertaken under this project.  E. Social (including Safeguards)  82. Resettlement.  Like  the  parent  project,  the  AF  triggers  OP  4.12  on  Involuntary  Resettlement.  Component  1  under  the  AF  supports  the  development  of  safeguards  documents  for  future  small  hydropower projects in Madagascar. In line with this change, the Resettlement Policy Framework for the  parent project was updated and disclosed locally in the World Bank’s external website on April 19, 2018  to  guide  the  preparation  of  a  Resettlement  Action  Plan  (RAP)  for  each  priority  small  hydropower  that  satisfies the eligibility criteria.   83. No potential large scale, significant and/or irreversible social impacts are anticipated given that  the investment activities of the AF mainly concern the improvement of existing installations. However,  the  rehabilitation  and  reinforcement  of  the  existing  distribution  network  for  Component  3  which  comprises the replacement of around 3,000 rotten wooden poles with concrete poles, and the upgrading  Page 30 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) to 20 kV of overhead lines in urban areas could generate temporary displacement or temporary loss of  incomes.  In  addition,  the  TA  to  the  development  of  small  hydro  under  Component  1  would  not  have  substantial social impacts since sites are distant from villages. Any small hydro that would be categorized  as A based on screening will be ineligible under the AF.  84. Worker conditions. The Project will not include civil works, apart from the demolition of existing  offices and the construction of a new dispatching center and installation of SCADAs and the replacement  of rotten wooden poles and the installation of overhead lines. During these activities, the project will pay  attention  to  the  safety  of  workers  and  will  develop  specific  actions  to  limit  the  likelihood  of  possible  gender based violence as a result of mobilization of workers.  85. Grievance redress mechanism. The AF will use the grievance redress mechanism of the parent  project  regarding  actions  and  project  stakeholder  implication.  The  project  will  report  periodically  information related to grievances received and treated by the project. The GRM has been developed into  the  operational  manual  of  the  project,  and  in  the  Environmental  and  Social  Management  Framework  (ESMF), Resettlement Action Plan (RAP), Resettlement Policy Framework (RPF). F. Environment (including Safeguards)  86. Activities under Components 1 and 3 have environmental and social impacts. Technical assistance  to MWEH and JIRAMA to develop small hydro in Madagascar is based on the priority sites identified under  the ESMAP study. Based on the result of the ESMAP study and during the implementation of component  1 of the AF, a few sites would be selected to prepare bankable project. The AF will not include significant  civil works, apart from the demolition of existing office and the construction of a new dispatching center  and installation of SCADAs which is to be located in JIRAMA’s premises in Ambohimanambola municipality  and occupy an area of around 100 m2.   87. Implementation  experience  during  the  original  project  indicates  that  the  project  involves  the  reinforcement of an existing substation and construction of electricity transmission lines; rehabilitation  and/or upgrading of existing distribution networks and rehabilitation of auxiliaries of generation plants  with  no  significant  environmental  and  social  impacts.  The  environmental  impacts  of  activities  of  the  parent project include: (a) the effects of noise to residential areas; (b) liquid waste (waste oils) pollution  to surrounding areas and groundwater; (c) occupational health and safety hazards to employees that are  not equipped with appropriate protective materials; (d) accidental hazards associated with machinery;  and (e) hazardous solid waste from old transformers. The parent project is classified category B and has  triggered three safeguard policies: Environmental Assessment OP/BP 4.01, Physical Cultural Resources OP  4. 11, and Involuntary Resettlement OP 4.12.   88. The Environmental and Social Management Framework for the parent project was updated and  disclosed by JIRAMA on April 19, 2018 to factor in the new activity to support the development of small  hydro projects.   89. JIRAMA has experience in managing social and environmental safeguards risks in implementing  the activities of the parent project.  JIRAMA  has an  environment and safety Department with full‐time  environmental staff. It has also received assistance from an environmental and social consultant firm. An  ESMP and RAP for each selected subproject have been prepared by JIRAMA, reviewed and approved by  Page 31 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) the World Bank and disclosed in ‐country and on the World Bank’s external website before the launching  of  works.  The  implementation  of  safeguard  management  was  rated  moderately  satisfactory  because  JIRAMA  experienced  delays  on  the  elaboration  of  ESMPs  and  RAPs  for  subprojects.  The  safeguard  implementation  arrangement  for  the  AF  will  remain  the  same  as  the  parent  project  but  JIRAMA  will  receive more support from consultants to better manage the increased volume of works.  90. The  support  provided  under  the  AF  to  the  development  of  small  hydro  means  that  three  additional safeguard policies need to be triggered as follows: OP 4.04 (Natural Habitat) given that the  17 identified potential small hydropower plants could affect natural habitats such as rivers and streams  and their ecology; OP 4.36 (Forest) because the design of small hydropower plants could have impacts  on health and forest‐dependent communities; and OP 4.37 (Dam Safety) because technical assistance  to  support  the  implementation  of  priority  small  hydroelectric  power  plants  should  include  a  geotechnical study to assess potential failure on the bedrock of the dam (presence of cracks in the rock)  that could result in significant negative impacts for communities and local assets. Only category B hydro  power subprojects will be supported by the project. The updated ESMF includes risk evaluation of new  activities and ToRs of ESIA/ESMP for small hydropower, as well as the screening form for small hydro and  criteria for category A subprojects ineligible under  AF project, and  environmental and social profile of  priority small hydropower sites.   G. Gender  91. According to the World Economic Forum (WEF) 2017 Global Gender Gap Report, Madagascar  occupies  the  80th  rank  out  of  144  countries  and  has  widened  somewhat  the  country´s  gender  gaps  compared  to  the  previous  year.  Although  the  Government  is  undertaking  efforts  to  achieve  greater  gender  equality,  women’s  economic  empowerment  is  still  limited.  In  2017,  female  labor  force  participation was 83.6 percent, however women´s earnings are substantially disadvantaged compared  to  men,  despite  slight  progress  in  wage  equality.  High  illiteracy  rates  continue  to  pose  barriers  for  women to benefit from economic opportunities, for instance to access credit or to expand their smaller  and informal businesses. Moreover, female‐headed households seem to be relatively disadvantaged in  terms of access to services and, in general, enjoy lower consumption than male‐headed households in  both  rural  and  urban  areas  across  the  country.  (The  World  Bank,  Poverty,  Gender  and  Inequality  Assessment  2014).  Finally, although  enrollment  in  tertiary  education  has  almost  reached  parity,  different  initiatives  are  being  implemented  in  the  country  to  close  the  gender  gap  in  the  science,  technology, engineering and mathematics  (STEM) field.  92. A  preliminary  gender  analysis  carried  out  under  the  proposed  project  identified  two  main  gender gaps: (a) the lack of female staff in technical positions that report directly to Directors in JIRAMA;  and (b) the lack of sex‐disaggregated data in the energy sector at the national level. First, measures to  address the lack of female staff in JIRAMA will include the launching of a recruitment program by the  utility that will target specifically female candidates for new positions. Gender‐sensitive campaigns to  attract female candidates will also contribute to address this gap. These measures are most relevant to  Component 2 in the context of JIRAMA’s HR strategy, as well as Component 4 in hiring of experts to the  PIUs.  Secondly,  in  order  to  address  the  data  gap,  the  JIRAMA’s  customer  satisfaction  survey  will  be  disaggregated  by  sex  to  analyze  whether  women  are  satisfied  with  JIRAMA’s  service.  In  addition,  JIRAMA’s call service center will increase the number of female staff to effectively respond to female  claims.  Going  forward,  the  project  will  aim  to  improve  the  service  provision  aspects  of  the  national  Page 32 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) utility through an enhanced feedback mechanism that could be via a SMS service, or through female  local agents who serve as the interface between the end consumers and the utility.  IV. WORLD BANK GRIEVANCE REDRESS  93. 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.  94. Risks. The overall risk rating of the project is High. Key factors contributing to the High risk rating  are:  political  and  governance  (High),  sector  strategies  and  policies  (Substantial),  and  sustainability  (Substantial). On the political and governance risk, the impending elections scheduled for November‐ December 2018 may result in the establishment of a new Government and change of high‐level staff at  the Ministry of Energy. On the sector strategies risk, the AF will support improved governance in JIRAMA  through  the  implementation  of  the  Management  Improvement  Plan.  The  ongoing  power  sector  dialogue and complementary World Bank‐funded projects mitigate challenges related to the reversal  of  the  ongoing  sector  operating  environment.  On  the  sustainability  risk,  the  project  involves  rehabilitation and reinforcement of existing infrastructure and consequently resettlement will only be  necessary if there are encroachers that need to be relocated. Therefore, significant social impacts are  not expected as the labor force at each site will be small.  Environmental and Social Management Plans  will incorporate provisions on gender based violence as well and will be included in the contracts of  contractors and supervising engineers.       Page 33 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318)       V. SUMMARY TABLE OF CHANGES      Changed  Not Changed  Change in Results Framework    ✔      Change in Components and Cost    ✔      Change in Loan Closing Date(s)    ✔      Change in Safeguard Policies Triggered    ✔      Change in Legal Covenants    ✔      Change in Implementing Agency        ✔  Change in Project's Development Objectives        ✔  Cancellations Proposed        ✔  Reallocation between Disbursement Categories        ✔  Change in Disbursements Arrangements        ✔  Change of EA category        ✔  Change in Institutional Arrangements        ✔  Change in Financial Management        ✔  Change in Procurement        ✔      VI. DETAILED CHANGE(S)     RESULTS FRAMEWORK   _DETAILEDCHANGES   Project Development Objective Indicators    detailed changes     PDO_IND_TABLE    Total electricity losses per year in the project area  Unit of Measure: Percentage  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  35.00  35.00  24.00  Revised  Page 34 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Aug‐2021      Interruptions in electricity service per year in the project area  Unit of Measure: Number  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  870.00  870.00  450.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  01‐Mar‐2018  31‐Aug‐2021      Direct project beneficiaries  Unit of Measure: Number  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  350,000.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Aug‐2021      Female beneficiaries  Unit of Measure: Percentage  Indicator Type: Custom Supplement      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  50.00  50.00  50.00  No Change                    Intermediate  Indicators   IO_DETAILED_TABLE   detailed changes    Distribution lines constructed or rehabilitated under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  300.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Distribution lines constructed under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom Breakdown    Page 35 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318)   Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  165.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Distribution lines rehabilitated under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom Breakdown      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  135.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Transmission lines constructed or rehabilitated under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  134.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Transmission lines constructed under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom Breakdown      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  34.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Transmission lines rehabilitated under the project  Unit of Measure: Kilometers  Indicator Type: Custom Breakdown      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  100.00  New  Date  09‐Mar‐2018  10‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021      JIRAMA customer satisfaction survey undertaken in project area and report on customer feedback and how it  was addressed by JIRAMA  Unit of Measure: Text  Indicator Type: Custom  Page 36 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318)     Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Customer Satisfaction  Customer satisfaction  Value  No survey  Baseline survey  survey administered by  Revised  completed  JIRAMA  Date  30‐Nov‐2015  30‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021      Time taken for first disbursement of funds requested by Government for an eligible emergency or crisis  Unit of Measure: Weeks  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  8.00  Revised  Date  30‐Nov‐2015  18‐Dec‐2017  31‐Dec‐2021      Dispatching Center and Distribution Control Center constructed and commissioned  Unit of Measure: Yes/No  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  No  No  Yes  New  Date  09‐Mar‐2018  09‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021      Competitive Bidding process for the development of one priority small hydro site launched  Unit of Measure: Number  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  0.00  0.00  1.00  New  Date  09‐Mar‐2018  09‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021      Percentage of technical positions held by females that report directly to Directors in JIRAMA  Unit of Measure: Text  Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  TBD  TBD  Increased by 15%  New  Date  23‐Mar‐2018  23‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021      Public availability of customer satisfaction survey  Unit of Measure: Yes/No  Page 37 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Indicator Type: Custom      Baseline  Actual (Current)  End Target  Action  Value  No  No  Yes  New  Date  26‐Mar‐2018  26‐Mar‐2018  31‐Dec‐2021         COMPONENTS  Current Component Name  Current Cost  Action  Proposed Component  Proposed Cost (US$,  (US$, millions)  Name  millions)  Improving electricity sector  2.48  Revised  Improving electricity  5.98  planning and financial  sector planning and  sustainability  financial sustainability  Strengthening operational  12.56  Revised  Strengthening  17.56  performance and  operational  governance of JIRAMA  performance and  governance of JIRAMA  Investing in enhanced  48.62  Revised  Investing in enhanced  78.12  reliability of electricity  reliability of electricity  Project management  1.34  Revised  Project management  3.34  Contingent Emergency  0.00  Revised  Immediate Response  0.00  Response  Mechanism  TOTAL    65.00       105.00      LOAN CLOSING DATE(S)  Ln/Cr/Tf  Status  Original Closing  Current  Proposed   Proposed Deadline    Closing(s)   Closing   for Withdrawal      Applications  IDA‐57730  Effective  30‐Jun‐2020  30‐Jun‐2020  31‐Dec‐2021  30‐Apr‐2022          Expected Disbursements (in US$, millions)      DISBURSTB L                Fiscal Year    2016  2017  2018  2019  2020  2021  2022  Annual     0.26     3.82     5.33    13.79    27.03    37.35    17.43  Cumulative     0.26     4.08     9.41    23.20    50.22    87.57   105.00      Page 38 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)  Risk Category  Latest ISR Rating  Current Rating     High   High   Political and Governance   Low   Low   Macroeconomic   Substantial   Substantial   Sector Strategies and Policies   Moderate   Low   Technical Design of Project or Program  Institutional Capacity for Implementation and   High   Substantial   Sustainability   Substantial   Substantial   Fiduciary   Substantial   Substantial   Environment and Social   Substantial   Substantial   Stakeholders         Other  Overall   High   High      Safguard_Table  COMPLIANCE  Change in Safeguard Policies Triggered  Yes  Safeguard Policies Triggered  Current  Proposed  Environmental Assessment OP/BP  Yes  Yes  4.01    Performance Standards for Private  No  No  Sector Activities OP/BP 4.03    Natural Habitats OP/BP 4.04  No  Yes    Forests OP/BP 4.36  No  Yes    Pest Management OP 4.09  No  No    Physical Cultural Resources OP/BP  Yes  Yes  4.11    Indigenous Peoples OP/BP 4.10  No  No    Page 39 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Involuntary Resettlement OP/BP 4.12  Yes  Yes    Safety of Dams OP/BP 4.37  No  Yes    Projects on International Waterways  No  No  OP/BP 7.50    Projects in Disputed Areas OP/BP 7.60  No  No       LEGAL COVENANTS1  LEGAL COVENANTS – MG‐Electricity Sec Operations & Governance Improvement Project(ESOGIP) (P151785) Loan/Credit/TF  LEGAL TBL1 Description  Status  Action  IDA‐57730  Finance Agreement :Recruitment of  Complied with  No Change  external audit firm | Description  :Schedule 2, Section V.1: By no later than  6 months after the Effective Date, the  Recipient shall recruit an external  auditor in accordance with the  provisions of Section III of Schedule 2 to  the Financing Agreement, and on the  basis of terms of reference,  qualifications and experience acceptable  to the Association. | Due Date :24    February 2017  IDA‐57730  Finance Agreement :Appointment or  Complied with  No Change  recruitment of a qualified accountant  and procurement assistant | Description  :Schedule 2, Section V.2: By no later than  3 months after the Effective Date, the  Recipient shall appoint or recruit a  qualified accountant and a procurement  assistant at the MEH in accordance with  the provisions of Section III of Schedule 2  to the Financing Agreement, and on the  basis of terms of reference,  qualifications and experience acceptable  to the Association. | Due Date :24    November 2016  IDA‐57730  Finance Agreement :Launching of a  Complied with  No Change  competitive and transparent selection of  staff at JIRAMA | Description :Schedule  2, Section V.3: By no later than 12  months after the Effective Date, the  Page 40 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Recipient, with the support of  specialized consultants, shall launch a  competitive and transparent selection of  staff at JIRAMA to occupy the top  management positions. | Due Date : 24    August 2017  IDA‐57730  Finance Agreement :Launching of a  Complied with  New  competitive and transparent selection of  staff at JIRAMA | Description :Schedule  2, Section V.3: By no later than 12  months after the Effective Date, the  Recipient, with the support of  specialized consultants, shall launch a  competitive and transparent selection of  staff at JIRAMA to occupy the top  management positions. | Due Date : 24    August 2017  LEGAL COVENANTS2    LEGAL COVENANTS – Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project ‐ AF to  ESOGIP (P164318) Sections and Description  FA, Schedule 2, Section IV, 1: No later than six (6) months after the Effective Date the Recipient shall have caused  JIRAMA  to have elaborated and adopted the Human Resource Development Plan and  communications strategy in  form and substance satisfactory to the Association.  FA, Schedule 2, Section IV, 2:  No later than six (6) months after the Effective Date the Recipient through the MWEH  shall have hired a consultant to assist with technical assistance in the development of small hydro on the basis of  terms of references, qualifications and experience acceptable to the Association  FA, Schedule 2, Section IV, 3:  No later than six (6) months after the Effective Date the Recipient shall have caused  JIRAMA to hire a consultant to assist it in the procurement and installation of the new dispatching center and the  new Distribution Control Center on the basis of terms of references, qualifications and experience acceptable to  the Association.  PA, Schedule, Section IV, 1: Not later than six (6) months after the Effective Date, JIRAMA shall have elaborated and  adopted the Human Resource Development Plan and Communications Strategy in form and substance satisfactory  to the Association.  PA, Schedule, Section IV, 2: Not later than six (6) months after the Effective Date, JIRAMA shall have hired a  consultant to assist JIRAMA in the procurement and installation of a new dispatching system and a new distribution  control center, on the basis of terms of reference, qualifications, and experience acceptable to the Association.      Conditions    Type  Description  Effectiveness  The Subsidiary Agreement has been executed on behalf of the Recipient and the    Project Implementing Entity  Page 41 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Type  Description  Effectiveness  The Project Implementation Manual has been updated in form and substance    satisfactory to the Association  Type  Description  Effectiveness  The Subsidiary Agreement has been duly authorized by the Recipient and the  Project Implementing Entity and is legally binding upon the Recipient and the    Project Implementing Entity in accordance with its terms.  Type  Description  Disbursement  No withdrawal shall be made under Category 3 b) of Schedule 2, Section III, A.2  of the Financing Agreement, unless and until the Recipient has adopted the  Performance Based Incentives Manual in form and substance satisfactory to the    Association.       Page 42 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) VII. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING               Results Framework  COUNTRY : Madagascar   Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project ‐ AF to ESOGIP    RESULT YES PDO  Project Development Objectives    The Project Development Objective is to improve the operational performance of the national electricity utility (JIRAMA) and improve the reliability of  electricity supply in the project area and, in the event of an eligible crisis or emergency, to provide immediate and effective response to said eligible crisis  or emergency.       Project Development Objective Indicators    Unit of  Data Source /  Responsibility for  Action  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Measure  Methodology  Data Collection    Revised  Name: Total      Percentage  35.00  24.00  Annual  JIRAMA data  JIRAMA  electricity losses per  system      year in the project    area      Description: This indicator measures the total losses, including technical and non‐technical (i.e., commercial) losses, under the project.  Revised  Name:      Number  870.00  450.00  Annual  JIRAMA data  JIRAMA  Interruptions in      electricity service  Page 43 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) per year in the  system  project area        Description:   Revised  Name: Direct      Number  0.00  350,000.00  Annual  JIRAMA data  JIRAMA  project beneficiaries  system          No Change  Female      Percentage  50.00  50.00  Annual  JIRAMA data  JIRAMA  beneficiaries    system          Description: Direct beneficiaries are people or groups who directly derive benefits from an intervention (i.e., children who benefit from an immunization  program; families that have a new piped water connection). Please note that this indicator requires supplemental information. Supplemental Value:  Female beneficiaries (percentage). Based on the assessment and definition of direct project beneficiaries, specify what proportion of the direct project    beneficiaries are female. This indicator is calculated as a percentage.  RESULT_YES_IO  Intermediate Results Indicators  Responsibility  Unit of  Data Source /  Action  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  for Data  Measure  Methodology  Collection      No Change  Name: JIRAMA's      Text  MIP  JIRAMA  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  Management  adopted by  business  report      Improvement Plan  Governme plan    (MIP) completed and  nt, key  published,  key management  manageme Director‐ positions recruited  nt  level and  positions  above  Page 44 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) advertised  competitive ly recruited    Description: This indicator measures whether JIRAMA MIP has been prepared and completed, and top management positions based on the MIP    recruited in a transparent and competitive manner.  No Change  Name: Completion of      Text  No  LCPDP and  Semi‐annual  Project progress  MEH  key studies: Least Cost  Tariff  report      Power Development  Studies    Plan (LCPDP), Tariff  completed  Study  and  published      Description: This indicator measures whether the LCPDP and Tariff Study have been prepared and completed.  No Change  Name: Percentage of      Percentage  0.00  40.00  Semi‐annual  JIRAMA data system  JIRAMA  total sales (kWh)      covered by the  Revenue Protection  Program (RPP).      Description: This indicator measures the percentage of total electricity customers connected to the network that are covered by the RPP.  No Change  Name: Installation of      Text  No  MIS  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  Management  functioning  report      Information System  and used    (MIS) at JIRAMA, and  for sector  populated with data  monitoring  and  reporting      Description: This indicator measures whether the MIS (including CMS, IDMS, ERP, and GIS) have been installed and populated with updated data.  Revised  Name: Distribution      Kilometers  0.00  300.00  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  lines constructed or  report  Page 45 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) rehabilitated under the        project    Revised  Distribution lines      Kilometers  0.00  165.00  Semi‐annual  Project Progress  JIRAMA  constructed under  Report      the project       Revised  Distribution lines      Kilometers  0.00  135.00  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  rehabilitated under  report      the project        Description: This indicator measures the length of the distribution lines constructed or rehabilitated/upgraded under the project. The baseline value for    this indicator is expected to be zero.  Revised  Name: Transmission      Kilometers  0.00  134.00  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  lines constructed or  report      rehabilitated under the    project    Revised  Transmission lines      Kilometers  0.00  34.00  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  constructed under  report      the project       New  Transmission lines      Kilometers  0.00  100.00  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  rehabilitated under  report      the project          Description: This indicator measures the length of the transmission lines constructed or rehabilitated/upgraded under the project.  Revised  Name: JIRAMA      Text  No survey  Customer  Semi‐annual  JIRAMA report  JIRAMA  customer satisfaction  satisfaction        survey undertaken in  survey  Page 46 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) project area and report  administere on customer feedback  d by  and how it was  JIRAMA  addressed by JIRAMA    Description: This indicator measures whether JIRAMA has designed and administered a customer satisfaction survey and taken into account feedback    received.  Revised  Name: Time taken for      Weeks  0.00  8.00  Semi‐annual  Project Progress  Ministry of  first disbursement of  report  Finance    funds requested by      Government for an  eligible emergency or  crisis      Description: Time taken for first disbursement of funds requested by Government for an eligible emergency or crisis (weeks)  New  Name: Dispatching      Yes/No  No  Yes  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  Center and Distribution  report      Control Center    constructed and  commissioned      Description:   New  Name: Competitive      Number  0.00  1.00  Semi‐annual  Project progress  MWEH  Bidding process for the  report      development of one    priority small hydro site  launched      Description:   New  Name: Percentage of      Text  TBD  Increased  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  technical positions held  by 15%  report  Page 47 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) by females that report        directly to Directors in  JIRAMA      Description:   New  Name: Public      Yes/No  No  Yes  Semi‐annual  Project progress  JIRAMA  availability of customer  report      satisfaction survey          Description:           Page 48 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318)   RESULT YES TARGET VALUES  Target Values  Project Development Objective Indicators FY_Result1  Action  Indicator Name  Baseline  End Target  Revised  Total electricity losses per year in the project area  35.00  24.00  Revised  Interruptions in electricity service per year in the  870.00  450.00  project area  Revised  Direct project beneficiaries  0.00  350,000.00  No Change  Female beneficiaries  50.00  50.00  Intermediate Results Indicators FY_Result1  Action  Indicator Name    Baseline  End Target  No Change  MIP adopted by  JIRAMA business plan  JIRAMA's Management Improvement Plan (MIP)  Government, key  published, Director‐level  completed and key management positions recruited  management positions  and above competitively  advertised  recruited  No Change  Completion of key studies: Least Cost Power  LCPDP and Tariff Studies  No  Development Plan (LCPDP), Tariff Study  completed and published  No Change  Percentage of total sales (kWh) covered by the Revenue  0.00  40.00  Protection Program (RPP).  No Change  MIS functioning and used  Installation of Management Information System (MIS)  No  for sector monitoring and  at JIRAMA, and populated with data  reporting  Page 49 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Revised  Distribution lines constructed or rehabilitated under the  0.00  300.00  project  Revised  Distribution lines constructed under the project  0.00  165.00  Revised  Distribution lines rehabilitated under the project  0.00  135.00  Revised  Transmission lines constructed or rehabilitated under  0.00  134.00  the project  Revised  Transmission lines constructed under the project  0.00  34.00  New  Transmission lines rehabilitated under the project  0.00  100.00  Revised  JIRAMA customer satisfaction survey undertaken in  Customer satisfaction  project area and report on customer feedback and how  No survey  survey administered by  it was addressed by JIRAMA  JIRAMA  Revised  Time taken for first disbursement of funds requested by  0.00  8.00  Government for an eligible emergency or crisis  New  Dispatching Center and Distribution Control Center  No  Y  constructed and commissioned  New  Competitive Bidding process for the development of  0.00  1.00  one priority small hydro site launched  New  Percentage of technical positions held by females that  TBD  Increased by 15%  report directly to Directors in JIRAMA  New  Public availability of customer satisfaction survey  No  Y            Page 50 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) ANNEX 1: FINANCIAL MANAGEMENT ASSESSMENT REPORT  Summary of the Project and Institutional Arrangements   1. The FM assessments of the MWEH and JIRAMA as PIUs were carried out in March 2018 to confirm  whether acceptable FM arrangements are in place. The assessment considered the degree to which: (a)  reasonable records are maintained and financial reports produced and disseminated for decision‐making,  management  and  reporting;  (b)  funds  are  available  to  finance  the  project;  (c)  there  are  reasonable  controls over project funds; and (d) independent and competent audit arrangements are in place.  2. The  financial  arrangements  for  the  parent  project  in  place  are  compliant  with  the  Financial  Management Manual for the World Bank‐financed Investment Operations dated February 10, 2017. These  arrangements aim at mitigating the risk linked to these issues and will be strengthened as needed for  this AF.   Country PFM Situation and Use of Country System  3. The overall country fiduciary risks including fraud and corruption risks is high. The 2014 PEFA self‐ assessment indicates that limited progress has been made on improving the credibility of the budget. This  finding reflects the policy adopted by the authorities during the political crisis, where cash was tightly  controlled as revenues declined. A 2017 PEFA self‐assessment is currently underway.   4. The  governance  issues  of  JIRAMA  as  a  State‐owned  Company  are  reflected  by  the  frequent  changes in the administration as well as the significant deficits accumulated during successive years and  affect the fiduciary risk level of the project.   FM Conditions   5. The overall fiduciary risk rating is assessed as Substantial and mitigation measures proposed (see  FM Action Plan) will strengthen the internal control environment and maintain the continuous timeliness  and reliability of information produced by the PIU and an adequate segregation of duties  FM Action Plan  Table 1.1. FM Action Plan  Action  Responsible Party  Deadline and Conditionality  1. Recruitment of an FM officer   JIRAMA  No later than 3 months after  effectiveness  2. Provide appropriate capacity building to the  JIRAMA  No later than 3 months after  Internal audit department through trainings  effectiveness  3. Provide audited annual financial statements  JIRAMA  No later than 3 months after  of the entity  effectiveness  Page 51 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Financial Covenants  6. The  Borrower  shall  establish  and  maintain  a  financial  management  system  including  records,  accounts  and  preparation  of  related  financial  statements  in  accordance  with  accounting  standards  acceptable to the Bank.  7. The Project will submit the Interim Financial Report( IFR) to the World Bank within 45 days after  the end of each reporting period. The format of the IFR has been agreed during the negotiation of the  project.   8. The  financial  statements  of  the  AF  will  be  audited  in  accordance  with  international  auditing  standards. The audited financial statements for each period shall be furnished to the Association not later  than six (6) months after the end of the project fiscal year.  9. The JIRAMA will furnish annual financial statements audit report (entity report) to the World Bank  within six (6) months after the fiscal year end.  Detail of Financial Management Arrangements  (a) Staffing. The MWEH will maintain qualified staff composed of one Finance officer and one  Accountant. Due to the expected increase in workload and the capacity weaknesses noted,  JIRAMA will recruit one qualified Finance Officer to support the existing team composed of  one Financial Supervisor and two Accountants.   (b) Budgeting. The same planning and budgeting process as for the parent project will apply for  the AF. The budget forecast shall be reliable and based on the best assumptions, and aligned  with  the  work  program,  technical  constraints  and  the  procurement  plan.  The  PIUs  will  enhance budget follow‐up through the accounting software.  Funds flow and Disbursement Arrangements.  10. Disbursements  will  be  made  in  accordance  with  the  World  Bank  Disbursement  Guidelines  for  Projects, dated February 2017. The financing proceeds will be disbursed using the disbursement methods  as  per  the  disbursement  letter  and  financial  information  (DLFI).  One  designated  account  (DA)  per  PIU  denominated in U.S. dollars will be opened at the Central Bank. A secondary U.S. dollar account will be  opened for each PIU at an acceptable commercial bank to enable payment of eligible expenditures. Both  accounts will be managed by each PIU team (Joint signatories of the Coordinator and Finance Officer). The  DA  will  receive  an  initial  advance  equivalent  to  four  months  of  forecasted  expenditures  and  will  be  replenished  regularly  through  monthly  Withdrawal  Applications  (WA)  supported  with  Statements  of  Expenditures (SOEs). Direct payments may be made to service providers at the request of the Recipient.   Page 52 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Figure 1.1. Funds Flow    11. Internal Controls, Accounting and Reporting. The current practice on accounting and reporting  as well as the procedures manual of the parent project will apply to the AF.   12. Internal Audit. The internal audit department of the JIRAMA will include the review of the project  in its audit plan.   13. External Financial Audit. The external audit of the project financial statements will be carried out  by  the  auditors  appointed  per  TOR  agreed  with  the  World  Bank.  The  audit  will  comply  with  the  International Standards on Auditing and the audit report.   14. Implementation Support and Supervision plan: Considering the current overall residual FM risk  level, the supervision plan is described below:  Table 1.2 Categories of Eligible Expenditures  Percentage of  Amount of the Financing  Expenditures to be  Allocated (expressed in  Financed  Category  SDR)  (inclusive of Taxes)  Goods, works, non‐consulting  2,900,000  100%  services, consultants’ services,  Page 53 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Training and Operating Costs for Part  1.2 and 4.1 of the Project.  Goods, works, non‐consulting  services, consultants’ services,  22,200,000  100%   Training and Operating Costs for Part  2.2, 3 and 4.2 of the Project.  (a) Goods, works, non‐consulting    services, consultants’ services,  700,000  Training and Operating Costs under      part 2.2    (b) Performance‐based incentives  2,100,000  under Part 2.2 of the Project  IRM  0  100%  TOTAL AMOUNT  27,900,000    15.   Table 1.3. FM Supervision Plan  Action  Description  Frequency  Desk  Interim financial reports review;   Quarterly  reviews  Review of the audit report on the financial  Annually  statements of the project;     Review of other relevant information such as  Continuous as they become available  internal audit reports.  On site  Review of overall operation of the FM system;  Twice a year  visits      Monitoring of actions taken on issues highlighted  As needed  in audit reports, auditors’ management letters,    internal audit and other reports,     Transaction review (if needed)  As needed  Capacity  FM training sessions for regional and central staff  During implementation and as and when  building  provided by the Bank and regular FM meetings  needed  support  Table 1.4. FM Risk Assessment and Mitigation Measures  Risk Mitigating Measure Incorporated into  Residual  Risk  Risk  Project Design  Risk  Inherent risk  S    S  Country level  H  Implement the PFM reform agenda with  H  PFM reform is experiencing  the support of the World Bank and other  implementation delays and weaknesses  donors (African Development Bank and  identified by the PEFA 2014 in the PFM  EU).  cycle generate the risk of lack of  The World Bank financed project (P150116,  transparency and accountability in the use  Public Sector Services Delivery and  of public funds.  Accountability Project) is at  implementation stage and is supporting  Page 54 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Risk Mitigating Measure Incorporated into  Residual  Risk  Risk  Project Design  Risk  the improvement of the Madagascar public  sector and PFM system  Entity level  S  Rely on independent and competent  S  The MEWH and JIRAMA FM system mirrors  auditor opinions and consider relevant  the Central level PFM system and its  recommendations to improve the internal  weaknesses resulting in the risk of lack of  control system  transparency and accountability in the use  Recruit one qualified Finance officer to  of public funds.  support JIRAMA’s FM team.  Maintain qualified staff at MWEH level.   Project level  S  The manual will be updated to incorporate  S  Misunderstanding of the responsibility as  internal audit roles and clear budget  the project involve several stakeholders.  follow‐up process.  Control Risk  S    S  Budgeting  S  Follow  strictly  budget  procedures  and  S  Delay  in  preparing  annual  budget  and  timeline as per the manual.  inappropriate  monitoring  of  budget    execution  resulting  in  delay  in  achieving  project’s objectives.  Accounting  S  Recruit/maintain qualified FM staff.  S  Weak  capacity  in  financial  management  Provide  adequate  capacity  building  to  the    which  will  result  in  delay  in  recording  existing FM staff of JIRAMA.  financial transactions.       Internal Controls and Internal audit    Provide  adequate  capacity  building  to  the    Ineffective audit function  S  internal  audit  department  to  support  the  S      improvement  of  the  effectiveness  and        efficiency of the internal control system.            Risk of ineligible expenditures  S  Monitor the risk on non‐compliance of the  S  expenditures by using a risk based approach  for internal audit.  Page 55 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Risk Mitigating Measure Incorporated into  Residual  Risk  Risk  Project Design  Risk  Funds Flow  S  Provide  support  to  the  Government  to  S  Risk  of  delay  in  the  disbursement  of  the  identify and mitigate the risk of the transfer  funds due to the location of the designated  of the funds to the Central Bank (dedicated  account at the Central Bank.  unit  for  donor‐funded  projects  at  the  Central Bank).  Financial Reporting and Monitoring  S  Assess  periodically  the  adequacy  of  the  M  Unreliable IFRs and delay in submitting the  information system at PIU level   IFRs  External Auditing  S  Recruit qualified and independent external  M  Audit  carried  out  with  unqualified  audit  auditors  under  TOR  satisfactory  to  the  firms,  not  in  accordance  with  acceptable  World Bank. The audit will be performed per  international audit standards   internationally  recognized  standards;  the  scope and the objectives of the audit will be  tailored to the particularity of the project.    Review  annual  audit  report  of  financial  statements of JIRAMA (entity report).  Fraud and Corruption  S  Ensure  that  the  grievance  redress  S  Risk of fraud and corruption in the contracts  mechanism is part of the project.  management  Overall Risk   S    S  16. Conclusions of the FM Assessment:  The overall residual FM risk is considered  Substantial.  The  proposed financial management arrangements for this project are considered adequate subject to the  implementation of the mitigation measures, and meet the Bank’s minimum fiduciary requirements under  World Bank policy and directive.      Page 56 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) ANNEX 2: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS  Economic Analysis  1. The economic analysis has been undertaken for the project as a whole, capturing both the original  parent project (US$65 million equivalent) and the proposed additional finance (US$40 million equivalent).  The project component structure remains the same as the original project; (a) Component 1: Improving  electricity  sector  planning  and  financial  sustainability;  (b)  Component  2:  Strengthening  operational  performance and governance of JIRAMA; (c) Component 3: Investing in enhanced reliability of electricity;  (d) Component 4: Project management; and (e) Component 5: Contingency emergency response.  2. The  analysis  has  been  carried  out  using  a  standard  cost‐benefit  analysis.  Consistent  with  the  parent project, the analysis focused on Components 2 and 3. This is due to the fact that Components 1  and  4  will  finance  technical  assistance  activities  for  which  the  economic  benefits  cannot  be  logically  quantified, and Component 5 is an emergency response window with zero funding allocation. A summary  of costs and benefits captured in the analyses is provided below as well as in Table 2.1.  3. Cost:  The project cost primarily arises from capital cost for Components 2 and 3. These include  investments in meters to optimize JIRAMA’s revenue, as well as reinforcement and rehabilitation on key  segments of JIRAMA’s generation, transmission and distribution infrastructure. The cost also includes new  additional investment in JIRAMA’s dispatch center and control center, which are expected to strengthen  JIRAMA’s capacity to integrate variable renewable energy into the grid, and also contribute to improve  the reliability of power supply in general. The costs are exclusive of value‐added tax (VAT) at 20 percent,  which is considered to be a pure financial transfer within the economy and therefore is excluded from the  economic analysis. Furthermore, it is assumed that 2 percent of accumulative capital cost will be needed  for operation and maintenance of the assets.   4. Benefit:  The  primary  benefits  captured  in  the  economic  analysis  are  twofold.  The  first  is  the  avoided  electricity  generation,  resulting  from  consumers’  price  response  through  the  RPP  under  Component 2. The avoided generation is estimated to be 2.7 percent of annual generation, consistent  with the assumption in the parent project. JIRAMA will also benefit from increased revenue through the  RPP, but this is considered to be a financial transfer from electricity users to JIRAMA, which does not result  in overall economic benefit. The second is the avoided generation resulting from technical loss reduction  through the grid reinforcement and rehabilitation under Component 3. It is estimated that the investment  will  reduce  the  technical  loss  from  15  percent  to  11.5  percent.5  The  avoided  generation  is  valued  at  US$0.30/KWh, based on JIRAMA’s cost of service.   5. Discount  Rate:  The  discount  rate  has  been  determined  based  on  the  World  Bank’s  internal  guidance6  which  recommends  using  twice  the  prospect  real  per  capita  GDP  growth  as  a  proxy  of  the  discount rate. As the IMF forecasts an average growth rate of approximately 3 percent in Madagascar, the  discount rate of 6 percent is employed.  5 In the absence of the concrete figure on expected technical loss reduction, assumptions made in the parent project have been  multiplied by the increased percentage of investment in component 3.  6 OPSPQ (Operations Policy and Quality). 2016. Discounting Costs and Benefits in Economic Analysis of World Bank Projects.  Page 57 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Table 2.1. Key Assumptions used for Economic Analysis  General  - Project lifetime  20 years starting 2016  - Discount rate  6%  Cost   - Capital  cost  (exclusive  of  US$14.0 million (Component 2), disbursed evenly between 2016–2018  VAT)  US$62.5 million (Component 3), disbursed evenly between 2016–2020  - VAT  20%  - O&M cost   2% of capital cost   Benefit  - Cost of Electricity  US$0.30/KWh (2017 cost of service)  - Technical loss reduction  3.5 % (from 15% to 11.5%)  - Avoided generation  2.7% of annual generation (1,702 GWh in 2017)  - GHG Grid Emission Factor  0.27tCO2/MWh7 avoidance per generated electricity  6. The analysis has resulted in an EIRR of 26.3 percent and NPV of US$169.0 million, demonstrating  a sound economic viability of the project.   7. Benefit from avoided greenhouse gas emissions (GHG): The project will deliver additional benefit  through  avoidance  of  GHG  emissions,  thanks  to  reduced  thermal  generation.  Across  the  20  years  of  economic life, it is estimated that 457,212 tCO2 of GHG emissions will be avoided. By including these global  environmental benefits of GHG abatement, the EIRR increases to 27.2–28.0 percent, and NPV US$179.6  million ‐$190.2 million, depending on the assumed shadow price of carbon.8   8. Sensitivity  Analysis:  To  factor  in  the  potential  variation  in  key  project  parameters,  sensitivity  analysis has been carried out by (a) increasing the capital cost (Component 3) by 20 percent; (b) reducing  the generation saving achieved through RPP by 50 percent; and (c) using the higher discount rate at 10  percent. The result, summarized below, demonstrated continued economic viability of the project.  Table 2.2. Result of Economic Analysis    EIRR (%)  NPV (US$, million)  Base case  26.3  169.0  - Component 2  53.5  104.1  - Component 3  16.4  64.9  Inclusion of GHG abatement benefits  Low shadow price of carbon (US$37 up to US$56)  27.2  179.6  High shadow price of carbon (US$75 to US$112)  28.0  190.2  Sensitivity Analysis  20% increase in Component 3 capital cost  23.1  156.1  50% less generation saving through RPP  19.8  108.8  Discount rate at 10%  26.3  96.6  7 Estimated based on 2016 power mix in Madagascar (42 percent diesel generation, 58 percent hydro) and default emission  factors as per the Bank’s GHG Accounting Guideline  8 World Bank (2017) Guidance note on shadow price of carbon in economic analysis.  Page 58 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Project Financial Analysis  9. Financial analysis has been carried out to assess the financial viability of the project. The analysis  focuses on financial cost and revenue to JIRAMA, the project implementation agency that generates its  own revenue. In line with the economic analysis, the financial analysis solely focused on Component 2 and  Component 3.  10. The financial cost of the project is the capital cost to implement Components 2 and 3 (inclusive of  tax), as well as its O&M cost. The revenue is derived from two sources:  (a) Increased revenue from implementing RPP under Component 2. This is calculated based on  the annual sales of JIRAMA, expected reduction of non‐technical loss, and current tariff.  (b) Reduced technical loss reduction. JIRAMA will financially benefit from reduced technical loss  reduction.  The  revenue  is  based  on  annual  electricity  demand  in  targeted  areas  under  Component 3, expected technical loss reduction and cost of electricity service.   Table 2.3. Key Assumptions used for Financial Analysis  General  - Project lifetime  20 years starting 2016  - Discount rate  9% (Weighted Average Cost of Capital with JIRAMA’s expected  equity/debt financing ratio)  Cost   - Capital cost   US$17.6 million (Component 2), disbursed evenly between 2016–2018  US$78.1 million (Component 3), disbursed evenly between 2016–2020  - O&M cost   2% of capital cost   Benefit  - Cost of Service  US$0.30/kWh   - Technical loss reduction  3.5% (from 15% to 11.5%), out of annual generation 1,702 GWh in 2017  - Non‐technical loss  5.5% (from 20% to 14.5%),   reduction  - Average Tariff  457 MGA/kWh (US¢ 14.8 /kWh) at US$1=MGA 3,085  11. Based on these assumptions, the project  will result  in an FIRR  of 21.7 percent, and an NPV of  US$94.6  million,  indicating  the  project’s  financial  viability  for  JIRAMA.  A  sensitivity  analysis  has  also  confirmed that the project remains financially viable even with an increase in component capital cost,  decrease in the cost of generation, and less saving on electricity generation.  Table 2.4. Result of Financial Analysis    FIRR (%)  NPV (US$, million)  Base Case  21.7  94.6  - Component 2  47.8  73.7  - Component 3  12.8  20.9  20% increase in Component 3 capital cost  18.8  80.1  10% decrease in the cost of generation  20.8  85.6  50% less generation saving through RPP  14.8  40.6  Page 59 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Utility Financial Analysis: Impact of the Project on Financial Performance of JIRAMA   12. An analysis of expected impacts of implementation of ESOGIP on the financial performance of  JIRAMA was carried out to show how the project can potentially contribute to the financial turnaround of  the utility. For many years, JIRAMA’s financial performance has been very poor. JIRAMA has been unable  to recover its operation cost from its revenue; between 2015–2017, JIRAMA’s operating cost has averaged  approximately 50 percent higher than its revenue. Consequently, JIRAMA did not record any positive gross  profit.  In  fact,  the  operational  deficit,  represented  by  negative  earnings  before  interest,  taxes,  depreciation, and amortization (EBITDA), has widened by 170 percent in the past few years. The summary  of JIRAMA’s income statement is provided in Table 2.5.  Table 2.5. Summary of JIRAMA’s Income Statement    MGA billion  US$ million    2015  2016  20179  2015  2016  2017  Operational revenue  465.7  556.3  630.5  150.9  180.3  204.4  Operational cost  ‐605.1  ‐850.6  ‐1,115.9  196.1  275.7  361.7   Fuel cost  ‐346.1  ‐480.1  ‐578.0  ‐112.2  ‐155.6  ‐187.4   IPP cost  ‐159.6  ‐241.4  ‐408.1  ‐51.7  ‐78.3  ‐132.3   Other cost  ‐99.5  ‐129.1  ‐129.8  ‐32.2  ‐41.8  ‐42.1  Gross profit  ‐139.5  ‐294.4  ‐485.4  ‐45.2  ‐95.4  ‐157.4   Subsidy  0.0  233.0  435.9  0.0  75.5  141.3   Staff cost  ‐73.7  ‐84.6  ‐78.1  ‐23.9  ‐27.4  ‐25.3   Amortization and depreciation  ‐107.1  ‐102.4  ‐114.8  ‐34.7  ‐33.2  ‐37.2   Other income and cost  46.5  50.2  31.3  15.1  16.3  10.1  Earning before tax and interest  ‐273.7  ‐198.2  ‐211.1  ‐88.7  ‐64.2  ‐68.4  Interest income  0.2  2.9  2.3  0.1  1.0  0.7  Interest charges  ‐22.3  ‐13.9  ‐4.4  ‐7.2  ‐4.5  ‐1.4  Earning before tax  ‐295.9  ‐209.1  ‐213.2  ‐95.9  ‐67.8  ‐69.1  Tax  ‐2.2  ‐5.6  ‐3.0  ‐0.7  ‐1.8  ‐1.0  Net income  ‐298.1  ‐214.7  ‐216.2  ‐96.6  ‐69.6  ‐70.1  Note: US$1=MGA 3,080 assumed. Some items have been aggregated for simplicity.  13. JIRAMA’s deteriorating financial performance is largely driven by increased cost of fuel as well as  IPP.  These  costs  in  2017  accounted  for  approximately  90  percent  of  JIRAMA’s  operational  cost,  with   JIRAMA paying US$187 million for fuel cost, an increase of 67 percent over 2015. A contributing factor to  this increasing fuel cost is that many Heavy Fuel Oil (HFO) thermal plants are operating with more costly  diesel fuel. Furthermore, JIRAMA procures its fuel from local fuel companies, which further adds to the  cost as compared to direct import.   14. The strongest driver of JIRAMA’s operational cost increase is the cost of energy purchase from  IPPs, including emergency rentals. The cost of energy purchase increased by 156 percent between 2015  and 2017. At the beginning of 2016, JIRAMA had contracts with 102 IPPs, of which 96 were under rental  contracts  with  energy  charges  ranging  between  US¢20–30/KWh,  some  of  them  reaching  USc50/KWh.  9 2017 figure is an unaudited and provisional.   Page 60 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) JIRAMA recently made efforts to terminate or re‐negotiate the most expensive contracts, but the total  cost of energy purchase continues to increase.   15. JIRAMA’s revenue also increased, but at a much slower pace than its operational cost. In 2017,  JIRAMA has recorded a provisional revenue of US$204.4 million, a 35 percent increase from 2015. The  revenue benefited from a recent retail tariff increase in 2017 and subsequently in 2018. Nonetheless, the  tariff  has  not  reached  the  cost‐reflective  level;  in  2017,  JIRAMA’s  average  tariff  is  estimated  to  be  USc14.8/KWh,  whereas  the  cost  of  electricity  service  is  estimated  to  be  US¢29.9/KWh.  Consequently,  JIRAMA is able to recover only half of its cost of service from its tariff. Furthermore, JIRAMA’s revenue  suffers from significant system loss, which is approximately 35 percent including both technical and non‐ technical losses. This means one‐third of JIREMA’s potential revenue is lost.   16. To compensate for the operational deficit, JIRAMA has continuously received a subsidy from the  GoM. In 2017, the subsidy amounted to approximately US$141 million. Without a turnaround in JIRAMA’s  financial performance, the required subsidy from GoM will keep increasing and will pose an additional  challenge to GoM’s fiscal health.   17. JIRAMA’s projected financial performance for the period of 2018–2020 is provided in Table 2.6. It  is assumed that the average tariff will be increased every two years by 7.5 percent (2017 tariff increase  was at 7.5 percent). It is also assumed that the diesel generation that feed into the interconnected grid  will be gradually switched into HFO generation by 2020 as a part of JIRAMAs’ ongoing efforts to reduce  generation cost. The government subsidy is not taken into account in the projection.  18. Under these assumptions, JIRAMA’s financial performance is expected to continue deteriorating,  recording losses of approximately US$250 million per year. Despite JIRAMA’ efforts to reduce costly diesel  generation, it will continue to depend on thermal generation from HFO. Therefore, the fuel and IPP cost  from HFO will continue to increase, and revenue increases through tariff hikes will be insufficient to cover  the  increasing  cost  of  generation.  However,  JIRAMA  could  take  a  range  of  measures  to  improve  its  financial health, including those supported by ESOGIP.  Table 2.6. Summary of JIRAMA’s Projected Income Statement (without government subsidy)    MGA billion  US$ million    2018  2019  2020  2018  2019  2020  Operational revenue  639.75  645.55  694.86  207.71  209.59  225.60  Operating cost  ‐1344.90  ‐1393.59  ‐1459.50  ‐436.66  ‐452.47  ‐473.86   Fuel cost  ‐558.59  ‐574.55  ‐610.90  ‐181.36  ‐186.54  ‐198.34   Fixed Op. cost  ‐72.16  ‐76.55  ‐84.91  ‐23.43  ‐24.85  ‐27.57   IPP cost  ‐624.35  ‐651.88  ‐665.36  ‐202.71  ‐211.65  ‐216.03   Other costs  ‐89.80  ‐90.61  ‐97.53  ‐29.16  ‐29.42  ‐31.67  EBITDA  ‐705.16  ‐748.05  ‐764.64  ‐228.95  ‐242.87  ‐248.26   Depreciation  ‐52.03  ‐48.51  ‐55.40  ‐16.89  ‐15.75  ‐17.99  EBIT  ‐757.18  ‐796.56  ‐820.04  ‐245.84  ‐258.62  ‐266.25   Interest expense  ‐6.78  ‐5.30  ‐5.77  ‐2.20  ‐1.72  ‐1.87  Net income  ‐763.97  ‐801.86  ‐825.81  ‐248.04  ‐260.34  ‐268.12  Page 61 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) Note: US$ 1=MGA 3080 assumed. Some items have been aggregated for simplicity. The items are not the same as  the  actual  financial  statements  due  to  the  model  structure.  As  the  model  has  been  developed  specifically  for  electricity function of JIRAMA, the figures may be different from the official financial figures which also includes  water supply.  19. In the context of JIRAMA’s financial sustainability challenge, ESOGIP and the proposed AF play a  critical role. These include: (a) LCPDP under Component 1 to identify optional generation mix to reduce  the cost of fuel and power purchase; (b) tariff study under Component 1 to assess the optimal electricity  tariff  trajectory,  which  will  increase  JIRAMA’s  revenue;  (c)  RPP  under  Component  2  to  increase  bill  collection  and  reduce  non‐technical  loss;  (d)  grid  investment  under  Component  3  to  reduce  technical  losses; and (e) new control center under Component 3 to increase JIRAMA’s capacity to integrate solar PV  generation, thereby replacing costly thermal generation.  Figure 2.1. Potential Project Impact to Reduce JIRAMA’s Subsidy Requirements (2017–2021)  2000000 1800000 1600000 1400000 788,855 million Ar 1200000 1000000 800000 1,746,457 258,937 600000 120,746 95,867 400000 177,772 200000 204,842 0 99,439 667,000 Ar / kW to 306,000 Ar 10% reduction in the cost of Reduced Subsidy Amount Expected Subsidy Amount Replacement of 40 MW Solar 5% reduction of conso. specif. Increase / Tariff of 10% / year Reduced Energy Losses for Rental cost decreasing from purchase contracts between 2017 ‐2020 2017‐2020 (23%) in 2017 and in 2018 without action IPP in 2018 / kW   20. Figure  2.1  illustrates  how  ESOGIP  can  potentially  contribute  to  the  financial  turnaround  of  JIRAMA. It represents the required GoM subsidy to make JIRAMA’s Earning Before (  EBIT)/gross profit  zero between 2017–2021. Five policy actions to reduce the subsidy requirement are considered: (a) 10  percent  increase  in  tariff;  (b)  system  loss  reduction  to  24  percent  (consistent  with  the  project  result  framework);  (c)  5  percent  reduction  in  specific  consumption  of  generation  plants,  (d),  reduced  rental  generation cost, and (e) integration of 40 MW solar IPPs. All of them are direct or indirect outcomes from  the  implementation  of  the  ESOGIP  project  and  its  AF.  The  analysis  demonstrates  that,  through  implementing these actions, the subsidy requirement can be reduced by 94 percent (US$534 million) over  five  years,  contributing  significantly  to  JIRAMA’s  financial  turnaround  and  consequently  GoM’s  fiscal  health.     Page 62 of 63 The World Bank Additional Financing to Madagascar Electricity Sector Operations and Governance Improvement Project  (P164318) ANNEX 3: MAP  Page 63 of 63