Europe and Central Asia Region How Resilient is the Energy Sector to Climate Change? June 2008                                                The World Bank  1 2 Acknowledgements This  review  has  been  based  on  information  from  a  variety  of  sources  including  publicly  available  information  and  information  available  to  the  World  Bank  as  a  result  of  studies  commissioned by the Bank, undertaken by Bank staff or otherwise provided to the Bank.   The  Bank  has  used  the  most  up  to  date  data  that  was  available  to  it  in  preparing  this  review.  More recent data may well change some of the analysis.    The  review  was  prepared  by  a  team  from  the  Sustainable  Development  Department  of  the  Europe  Central  Asia  region  of  the  World  Bank  comprised  of  Jane  Ebinger,  Bjorn  Hamso,  Franz  Gerner,  Antonio  Lim  and  Ana  Plecas.   The  report  benefited  from  review,  comments  and  input  from  within  the  World  Bank  from:  Christophe  Bosche;  Demetrious  Papathanasiou;  Gabriel  Ionita;  Gevorg  Sargsyan;  Helmut  Schreiber;  Joseph  Melitauri;  Ksenia  Mokrushina;  Henk  Busz;  Kari  Nyman;  Marat  Iskakov;  Marianne  Fay;  Nijat  Valiyev; Pekka Salminen; Peter Johansen; Sameer Shukla; and Varadan Atur.  3 Abbreviations and Acronyms   oC  Degrees centigrade  $  Dollars  %  Percent  A1B Scenario  IPCC Climate Scenario assuming rapid economic growth, slow  population growth and very high but cleaner energy use  AFR  Africa region of the World Bank  CHP  Combined heat and power  CIS  Commonwealth of Independent States  cm  Centimeters  CO2e  Carbon dioxide equivalent  EAP  East Asia and Pacific region of the World Bank  ECA  Europe and Central Asia region of the World Bank  EE  Energy efficiency  EU  European Union  EU ETS  EU Emissions Trading Scheme  GDP  Gross Domestic Product  GHG  Greenhouse Gases  GW  Giga Watts   HP  Hydropower  IEA  International Energy Agency  IPCC  Intergovernmental Panel on Climate Change  Km  Kilometers  Km2  Square kilometers  LAC  Latin America and Caribbean region of the World Bank  m  Meters  m/s  Meters per second  M3  Cubic meters  MENA  Middle East and North Africa region of the World Bank  NP  Nuclear power  OECD  Organization for Economic Co‐Operation and Development  ppm  parts per million  RE  Renewable Energy  SAR  South Asia region of the World Bank  SE  South east  SEE  South Eastern Europe  tCO2e  Tonnes of carbon dioxide equivalent  TP  Thermal power  TPP  Thermal power plant  TWh  Terawatt hour  US  United States    4   Table of Contents Executive Summary    1 Introduction............................................................................................................... 10 2 What Do We Mean by Energy and Adaptation? ...................................................... 11 3 A Framework for Understanding Vulnerability and Adaptation .............................. 12 4 Energy Outlook in ECA............................................................................................ 13 5 Climate Projections................................................................................................... 15 6 How Could This Affect the Energy Sector? ............................................................. 19 7 How Can We Reduce Vulnerability?........................................................................ 36 8 References................................................................................................................. 42   Annex 1   Carbon  Intensity  in  Select  Countries  of  ECA  and  Developing  Countries  Worldwide  Annex 2  Energy Priorities, Installed Capacity and Constraints  5 6 Executive Summary   While  the  Europe  and  Central  Asia  (ECA)  region  is  resource  rich,  large  scale  oil  and  gas  resources  in  particular  are  concentrated  in  a  limited  number  of  countries  (Russia,  Azerbaijan,  Kazakhstan,  Uzbekistan,  and  Turkmenistan)  and  transit  infrastructure  hampers  delivery  particularly  in  south  eastern  parts  of  ECA.    Much  of  the  region  is  dependent  on  Russian  gas  imports  raising  concerns  about  energy  security  and  cost.    Hydropower  is  a  mainstay  in  south  Eastern  Europe,  the  Caucasus  and  central  Asia  but  this has been dogged by drought conditions, and water resource allocation issues.       Energy  demand  has  been  rising  with  economic  growth  and  consumer  expectation  for  higher  living  standards  and  services.    A  significant  increase  is  anticipated  in  coming  decades  and  will  require  large  scale  investment  in  new  generation  capacity  and  rehabilitation  of  existing  assets  that  are  over  designed  and  poorly  maintained,  if  at  all.   Abundant  indigenous  coal  resources  are  likely  to  be  further  exploited  together  with  nuclear  power  to  meet  rising  demand.   Carbon  emissions  in  the  case  of  the  former  will  be  a  challenge  for  industry.    Renewable  resources  represent  a  small  part  of  generation  capacity  today  but  will  rise  in  importance  with  growing  awareness  and  commitment  to  climate  change  policies.    There  is  significant  scope  for  energy  efficiency  and  demand  side management across the region.      Against  this  backdrop  the  region  is  experiencing  changes  in  weather  patterns;  including  variations  in  mean  conditions  and  extremes.  Greenhouse  gas  emissions  are  driving  change, and their accumulation in the atmosphere is expected to rise in coming decades.   In  the  period  2030‐50  ECA  is  projected  to  see  increased  warming  across  the  region,  particularly in Arctic and Siberian Russia.  There will be changes in precipitation (means  and  extremes)  with  increases  expected  in  northern  regions  and  significant  reductions  in  southern and eastern parts of ECA.  Water availability (run‐off) will decline significantly  in southeastern Europe and central Asia that will increasingly experience heat wave and  drought  conditions.    Flash  flooding  is  a  particular  concern  for  central  Europe  due  to  a  combination  of  drought  and  heavy  precipitation  conditions.    Wind  strength  will  rise  particularly  in  northern  parts  but  there  will  also  be  increased  variability.  Solar  radiation  will increase especially around the Mediterranean.    Supply‐demand challenges and energy security concerns will be affected on a number of  fronts by projected changes in climate.      First,  energy  demand  will  change.  It  will  increase  in  summer  months  across  ECA  due  to  rising  cooling  needs,  particularly  for  cities  that  will  see  enhanced  temperatures  due  to  heat  island  effects.    Consumption  profiles  will  likely  flatten  across  the  year  due  to  expected reductions in winter heat demand.  SEE, Turkey, and Central Asia will be more  vulnerable to these changes since supply is already constrained.    7 Second,  generation  capacity  will  be  affected.    Hydropower  in  southeastern  parts  of  Europe  (including  Turkey)  and  central  Asia  will  see  changes  in  the  timing  and  volume  of  flow  to  storage  systems.   Run‐off  will  significantly  decline  (in  some  parts  up  to  25%)  but  in  the  near  term  may  be  balanced  by  glacial  melt  in  the  Alps,  Caucasus  and  Central  Asia that will initially  increase stream flow but is expected to decline over time by up to  50%.    Changing  conditions  will  affect  generation  efficiency  (sedimentation),  reservoir  management  (storage  and  use,  mudflows,  lake  outbursts),  and  seasonal  water  availability.  There may be increased competition with other sectors and/ or neighboring  countries  for  scare  water  supplies.    However,  northern  parts  of  Europe  and  parts  of  Russia will see increased hydropower capacity.      The  operation  of  thermal  and  nuclear  power  facilities  will  be  challenged  by  water  availability and temperature concerns due to their dependence on significant volumes of  water  for  cooling.   For  example,  lack  of  water  or  restrictions  on  cooling  water  intake  or  discharge  can  constrain  facilities’  generation  capacity.  Impacts  are  likely  to  be  less  significant  than  for  hydropower  requiring  operational  management  strategies  and  consideration in design.       Third,  impacts  on  power  transmission  will  be  negative  but  manageable.    Transmission  capacity,  constrained  already  in  parts  of  Russia,  SEE  and  parts  of  the  Caucasus  and  Central  Asia,  will  be  hampered  by  load  management  issues  particularly  for  summer  peak demand.  Efficiency will decline with rising temperatures due to issues such as line  sag,  and  extreme  events  including  heavy  snowfall,  precipitation,  and  icing  that  could  affect line integrity.    Fourth, rising temperatures in Arctic and Siberian Russia could open up major economic  opportunities  offshore  but  will  have  negative  impacts  particularly  in  zones  of  discontinuous  permafrost.   The  structural  integrity  of  buildings,  key  infrastructure  and  pipelines  is  already  being  negatively  affected  by  freeze‐thaw  processes,  and  operations  are  adversely  impacted  by  the  reduced  number  of  access  days  for  transit  routes  and  operations  sites.    In  offshore  areas,  reduced  sea  ice  and  longer  navigation  seasons  will  allow  exploration  and  exploitation  of  as  yet  untapped  mineral  resources  and  cost  savings  to  industries  that  rely  on  shipping  for  transit.    However  sea  ice  and  increased  storm  surge  may  increase  risks  to  shipping,  enhance  coastal  erosion  process  and  bring  a  risk of increased pollution.     Fifth, opportunities for renewable energy will open up with increased potential for solar  and wind power generation.    Sixth, energy security will remain a concern. While reduced winter heating demand will  bring  positive  benefits  for  those  reliant  on  gas  imports,  anticipated  water  resource  management concerns particularly  in summer  months may increase the focus on energy  diversification, regional interconnections and trade.   8   Going forward it will be important to tackle climate change on two fronts:  mitigation to  manage  the  unavoidable,  and  adaptation  to  avoid  the  unmanageable.    From  an  adaptation  perspective,  the  key  question  for  regulators  and  industry  alike  is  how  much  to invest in adaptation today given the inherent uncertainties in climate forecasting, and  the  build  up  and  impact  of  greenhouse  gases  in  the  atmosphere  in  coming  decades.    There  is  a  growing  consensus  that  a  risk  based  and  flexible  approach  to  adaptation  that  focuses  on  no  regrets  and  win‐win  adaptation  solutions  and  combines  infrastructure  investment  with  operational  management  solutions  and  further  monitoring,  research  and development provides a strong basis for development.      Even  allowing  for  uncertainty  ECA’s  energy  sector  will  undoubtedly  be  affected  by  climate  change  although  impacts  on  northern  European  areas  may  be  negligible  if  not  slightly  positive.  That  being  said,  the  sector  is  quite  resilient  to  change.   The  oil  and  gas  industry  has  a  long  history  of  working  in  harsh  environmental  conditions  and  seeking  innovative  technical  solutions  to  operational  challenges.    The  power  sector  has  vast  experience  in  day  to  day  grid  management  operations  that  are  based  on  short  term  climate  forecasting.    Most  adaptation  measures  are  already  known  and  the  key  issues  are likely to be related to economics and political will rather than technology.      North  American  experience  offers  potential  solutions  for  issues  facing  Russian  Arctic  and  Siberian  permafrost  zones  today.    Energy  saving  and  demand  side  management  measures  provide  a  cost  effective  win‐win  solution  for  mitigation  and  adaptation  concerns  surrounding  rising  demand  and  supply  constraints.  Water  resource  and  flood  management  techniques  are  well  known  and  will  be  important  for  those  regions  suffering  increasing  drought  conditions  and  regional  cooperation,  integration  and  trade  (for  energy  and  water)  can  offer  potential  solutions  to  some  of  the  concerns.   Lastly  the  anticipated large investment in ECA’s energy infrastructure in coming decades provides  a  window  of  opportunity  for  smart  climate  resilient  design.    Regulatory  support,  incentives for change, investment in design standards that reflect projected changes, and  most  importantly  outreach  to  key  stakeholders  will  need  to  underpin  these  efforts  to  be  able to harness this opportunity.     9 1 Introduction The  energy  sector  is  sensitive  to  changes  in  seasonal  weather  patterns  and  extremes  –  e.g.  floods,  droughts,  fire,  storm,  and  landslide  –  that  can  affect  the  supply  of  energy,  impact transmission capacity, disrupt oil and gas production, and impact the integrity of  transmission  pipelines  and  power  distribution.      Much  infrastructure,  built  to  design  codes  based  on  historic  climate  data,  will  require  decisions  in  coming  years  regarding  rehabilitation,  upgrade  or  replacement.   This  poses  both  a  challenge  and  an  opportunity  for adaptation.      This review is one of a series of sector‐based papers commissioned as background to the  report “Managing Uncertainty: Adapting to Climate Change in ECA Countries” targeted  at internal World Bank audiences as well as counterparts in client countries.    Approach  –  The  review  takes  a  look  at  what  is  known  about  climate  change  and  the  energy  sector:  how  average  temperature  rise  and  increased  climate  variability  are  likely  to  impact  the  production,  transmission  and  distribution  of  energy  resources  and  affect  end  users.    It  takes  a  look  at  uncertainties  regarding  climate  projections  and  flags  knowledge/  information  gaps  of  relevance  to  the  energy  sector.  Where  possible  it  identifies  and  prioritizes  issues  and/  or  locations  requiring  particular  focus  for  the  development of strategies to improve the sector’s resilience to climate change.      It  is  a  first  step  towards  understanding  the  nexus  between  climate  adaptation  and  the  energy  sector.    The  review  has  been  based  on  relevant  available  literature  and  draws  upon  experiences  and  world‐wide  analysis  of  climate  change,  vulnerability  and  adaptation  measures  of  relevance  to  oil  and  gas  production,  the  coal  sector,  power  generation and distribution, and energy use.  To the extent possible, the review has been  tailored  to  countries  in  the  Europe  and  Central  Asia  Region.   This  has  been  achieved  by  supplementing the literature review with interviews with energy sector specialists at the  World Bank that work in countries  across the ECA region.   The interviews have focused  on  existing  constraints  within  the  sector  and  present  or  increased  vulnerability  to  changes in climate.     A  risk  assessment  framework  developed  for  the  Australian  Greenhouse  Office  (Australian  Government  2005,  2006)  has  been  employed  to  assess  and  present  vulnerability and risk.     10 Organization  –  the  review  discusses  energy  and  adaptation  through  6  sections  devoted  to:     - A  discussion  of  the  energy  sector  and  climate  change  mitigation  and  adaptation  (section 2);    - Presentation of a framework for understanding energy and adaptation (section 3);   - A  brief  overview  of  ECA’s  energy  sector  and  constraints  –  section  4,  supported  by  Annex 1;   - A discussion of climate projections for 2030‐50 (section 5);   - A  review  of  potential  impacts  and  the  vulnerability  of  ECA’s  energy  sector  –  section  6, supported by Annex 2 and 3; and  - A review of adaptation options (section 7).    2 What Do We Mean by Energy and Adaptation? Perhaps  the most  important  question  to  start  with  is:  what  do  we  mean  by  adaptation  in  the  energy  sector?    Much  of  the  discussion  on  climate  adaptation  naturally  focuses  on  water  resource  availability,  impacts  on  agricultural  production,  the  spread  of  disease  or  the  vulnerability  of  coastal  communities  to  rising  sea  levels.   These  issues  and  impacts  are  perhaps more obvious but no less relevant when considered in an energy context.  From  an energy perspective, mitigation and adaptation can be viewed as two sides of the same  coin.      Mitigation  or  ‘managing  the  unavoidable’  –  as  a  primary  contributor  to  global  greenhouse  gas  (GHG)  emissions  the  energy  sector  will  need  to  deliver  significant  cuts  by  2030  and  beyond  to  support  stabilization  of  carbon  dioxide  (CO2)  concentrations  in  the  atmosphere1.    ECA’s  energy  sector  has  high  energy  and  CO2  intensity  and  has  an  important  role  to  play.   The  European  Community  has  taken  a  lead  in  this  area  with  the  introduction  of  the  EU  Emission  Trading  Scheme  in  2005  and  in  2007  an  energy  policy2  targeting  by  2020  a  20  percent  reduction  in  CO2  emissions,  a  20  percent  increase  in  energy  efficiency  and  an  increase  in  the  share  of  renewable  energy  to  20  percent.   At  an  international  level,  results  of  the  ongoing  negotiations  on  a  post‐2012  climate‐change  1 The Stern review commissioned by the UK Government in October 2006 made the case that “the  benefits  of  strong  and  early  action  far  outweigh  the  economic  costs  of  not  acting”.   To  avoid  the  worst  impacts  of  climate  change,  greenhouse  gas  (GHG)  levels  in  the  atmosphere  need  to  be  stabilized  at around 500 ppm of carbon dioxide equivalent (CO2e); they are currently at 430 ppm and rising  at  a  rate  of  2  ppm  per  year.  This  requires  emissions  to  be  at  least  25%  below  current  levels  by  2050.   Actions  taken  in  the  next  one  to  two  decades  will  be  crucial  for  achieving  this  target  and  have been estimated to carry a cost of around 1% of global GDP per year.  2 Commission of the European Community. 2007. An Energy Policy for Europe.  http://ec.europa.eu/energy/energy_policy/doc/01_energy_policy_for_europe_en.pdf 11 agreement  to  replace  the  Kyoto  Protocol  will  influence  mitigation  policy  and  strategy  in  coming years.       Adaptation  or  ‘avoiding  the  unmanageable’  –    the  primary  focus  is  the  energy  sector’s  vulnerability  to  the  adverse  effects  of  climate  change,  including  climate  variability  and  extremes3;  and  the  ability  of  the  sector  to  adjust  to  moderate  potential  damages,  to  take  advantage  of  opportunities,  and  /  or  to  cope  with  the  consequences4.    The  degree  of  mitigation going forward will determine the level of adaptation needed.      To  ensure  the  resilience  of  energy  infrastructure  to  projected  climate  change,  enable  the  continued provision of basic services to the public and industry, and enhance the quality  of  decision  making,  governments  will  need  to  understand the  inherent vulnerabilities  in  their  energy  sector  and  develop  flexible  adaptation  strategies  for  existing  and  planned  infrastructure.  Consideration  will  need  to  be  given  to  the  capacity  of  energy  systems  to  sustain  cumulative  impacts;  the  sensitivity  of  regulators  to  climate  change  pressures  on  infrastructure  and  the  possible  need  for  redundant  capacity  at  peak  periods;  and  demand management and energy conservation strategies.  This will support policies and  projects  that  are  robust  in  the  face  of  climatic  uncertainty  while  ensuring  security  of  energy  supply.    For  example,  energy  efficiency  measures  will  reduce  GHG  emissions  and  energy  demand  –  a  mitigation  strategy  –  but  are  also  a  key  adaptation  option  in  tackling  growth  in  demand  for  summer  cooling  and  winter  heating  especially  when  energy  supply  might  be  constrained  due  to,  for  example,  drought  conditions  in  the  case  of hydropower.     3 A Framework for Understanding Vulnerability and Adaptation This  review  has  drawn  upon  an  approach  proposed  by  the  Australian  Greenhouse  Office  to  guide  businesses  and  the  Government  in  managing  their  risk  through  an  assessment  of  their  sensitivity  to  climate  change,  review  of  inherent  vulnerabilities  and  analysis of their ability to adapt.  Figure 1 illustrates the approach taken and looks at the  factors influencing climate risk.       In  reviewing  a  sector  or  business  the  model  looks  first  at  potential  impacts.     Potential  impacts  are  based  on  projected  changes  in  climate  and  are  defined  as  a  function  of  exposure  –  the  climatic  conditions  within  which  the  sector/  business  operates  –  and  sensitivity,  or  the  degree  to  which  a  sector  is  affected  by  climate‐related  variables.   Sectors  can  be  affected  positively  or  negatively.    For  those  sectors  that  are  already  sensitive to changing climate conditions, these effects are likely to be further enhanced.      3 IPCC Fourth Assessment Report: Climate Change 2007, Appendix 1 Glossary, pgs 883  4 IPCC Fourth Assessment Report: Climate Change 2007, Appendix 1 Glossary, pgs 869  12 A sector’s vulnerability is a function of the potential impacts and its adaptive capacity – the  capacity  to  moderate  risks  or  realize  benefits.   Systems  already  operating  close  to  their  limits or that are poorly  managed, will have less  capacity to  adapt and likely be affected  by smaller changes in climate.      Adaptation  actions  can  be  planned  or  autonomous  and  can  include  a  range  of  options.  With  the  uncertainties  surrounding  the  earth’s  response  and  modeling  tools,  it  is  important  to  look  for  flexibility  and  consider  actions  that  are  ‘no‐regrets’  or  ‘win‐win’  options,  to  avoid  those  that  constrain  future  response,  or  to  look  for  solutions  such  as  risk  insurance,  technical  or  procedural  changes  to  prevent  effects,  regulatory  or  institutional  measures  to  prevent  or  mitigate  effects,  actions  to  avoid  or  exploit  change,  and to complement these with education, outreach and research/ development.    Figure 1  A framework for understanding climate vulnerability                        Source: Australian Government 2005.    4 Energy Outlook in ECA5 Before  examining  issues  surrounding  climate  change  it  is  important  to  take  a  brief  look  at the current energy outlook in ECA and sector challenges and constraints.      The  ECA  region  has  10  percent  of  the  World’s  energy  demand,  but  5  percent  of  world  GDP  and  remains  the  most  energy‐inefficient  region  in  the  world  both  in  terms  of  consumption  and  production  of  energy  (Figures  2  and  3).  Energy  and  carbon  intensity  are  high  and  electricity  and  heat  production  account  for  over  50  percent  of  the  Region’s  CO2  emissions.    Sector  assets  employ  old  and  outdated  technologies,  many  running  beyond  design  life;  the  average  age  of  power  generation  facilities  is  35‐40  years  with  nearly  80  percent  installed  prior  to  1980.  A  lack  of  investment  in  major  maintenance  5  World Bank 2008  13 throughout  the  1990s  has  compounded  the  issue  leading  to  inefficient,  unreliable  and  polluting operations.       Figure 2 ECA has the World’s Highest Carbon Intensity      1.4   1.3 (kt per GDP PPP, $2000) 1.2   1.1   1   0.9   0.8   0.7   0.6 0.5   0.4   0.3   1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003   EAP ECA OECD LAC MENA AFR SAR   Source: World Bank 2007.  Figure 3 ECA’s Energy Intensity is Significantly above that of the EU   (Total primary energy supply in Ktoe per GDP in millions of US$, 2004 prices)  1.6 Russian 1.4 Federation 1.2 ECA 1.0 0.8 Central Europe 0.6 0.4 European Union 0.2 0.0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030   Source: World Bank 2008. [data ‐ WDI, IEA and ECA Energy Flagship Model].   Demand  is  expected  to  rise  in  the  period  to  2030  –  electricity  consumption  grows  at  an  average  annual  rate  of  3.7  percent  –  and  fossil  fuels  are  expected  to  remain  the  most  dominant  source  of  energy.   Future  gas  and  electricity  shortages  are  possible  in  several  sub‐regions  (South‐eastern  Europe,  Central  Europe,  Turkey  and  Russia)  threatening  rapid  growth.   Together  with  rising  gas  prices  and  concern  about  reliance  on  Russia  for  fuel, the Region is tending towards a growth pattern that is based on more polluting but  locally available coal and resistance to shutting down aging nuclear reactors.      14 By  2030  nearly  50  percent  of  generation  capacity  (as  of  2005)  is  projected  to  be  rehabilitated;  40  percent  retired  from  service  and  around  726  GW  of  new  generation  capacity  is  projected,   mostly  thermal  (72  percent)6.    Coal‐fired  and  nuclear  generation  are  both  projected  to  increase  over  2006‐30  to  35  percent  and  20  percent  respectively7.   Overall,  investment  costs  are  estimated  at  US$1.2  trillion  (2008).    While  significant  advances  will  be  required  in  clean‐coal  technologies,  including  carbon  capture  and  storage,  the  renewal  of  sector  assets  in  the  period  to  2030  provides  a  window  of  opportunity  to  curtail  the  carbon  footprint  and  increase  the  resilience  of  the  sector  to  climate change.     Strategies proposed to ensure energy security and address the demand‐supply gap have  increased  emphasis  on  efficiency8  of  supply  and  consumption,  the  development  of  local  renewable  energy  resources  and  improved  regional  cooperation  and  trade  (Annex  2).    Most  countries  face  issues  of  tariffs  that  remain  below  cost‐recovery  levels,  hampering  sector  investment  and  encouraging  inefficient  patterns  of  consumption.    To  enhance  sector  investment,  tariff  subsidies  (explicit  and  implicit)  will  need  to  be  phased  out  to  improve the sector’s financial viability.      5 Climate Projections Global  climate  projections  used  by  the  IPCC  in  its  fourth  assessment  report  rely  of  a  suite of general (global) circulation models.  The models are inherently uncertain both in  terms  of  future  level  of  greenhouse  gas  (GHG)  emissions  and  their  accumulation  in  the  atmosphere, as well as the earth’s climatic response.      The  ability  to  make  accurate  projections  at  a  regional  or  country  level  –  ‘downscaling’  –  is  even  more  difficult.   The  European  Union  has  invested  in  regional  models  to  provide  projections  on  a  smaller  spatial  scale.    While  temperature  and  precipitation  modeling  has  been  improved,  there  is  a  tendency  to  overestimate  the  inter‐annual  variability  of  summer temperatures in southern and central Europe.  Regional models for Central Asia  are  less  developed  and  modeling  is  more  difficult  here  and  in  the  Caucasus  due  to  sub‐ regional topography.     For  the  purpose  of  this  review,  the  IPCC’s  A1B  scenario  –  based  on  an  assumption  of  rapid economic growth, slow population growth and very high but cleaner, energy use –  has  been  used  to  provide  an  indication  of  climate  trends  for  sub‐regions  of  ECA  [World  6  The  remainder  is  projected  to  be  in  nuclear  power  (15%),  hydro  power  (9%)  and  renewable  energy sources (4%).   7  Hydropower  and  gas  fired  generation  decline  to  12%  and  29%  respectively  over  the  period  2006‐30.    8  Energy  efficiency  policies  could  contribute  to  80%  of  avoided  GHGs  and  substantially  increase  supply security (G8 Summit, 2007) 15 Bank  2008a].    Trends  have  been  presented  on  a  sub‐regional  basis  (Table  1).    Where  available,  this  has  been  supplemented  by  country‐level  projections  obtained  through  available literature.    The  science  is  likely  to  improve  over  the  next  decade,  but  climate  projections  will  still  remain  subject  to  uncertainty.   That  being  said,  there  is  information  today  on  expected  trends  that  allow  a  qualitative  review  of  potential  vulnerabilities  and  constraints  to  facilitate risk‐based planning going forward.    What  trends  have  been  observed  in  ECA?  Looking  at  historical  trends  for  the  past  century, it  is already possible to observe significant increases in warming  across parts of  Russia,  Central  Europe,  the  Caucasus  and  Central  Asia  as  well  as  increased  wetness  in  many  regions  of  Russia.    There  has  been  a  sharp  rise  in  temperature  across  the  Arctic  region over past decades, particularly in the winter (ACIA 2004).      Parts  of  the  region  have  been  significantly  impacted  by  natural  disasters  –  a  function  of  both  the  climatic  event  and  vulnerability  –  and  place  in  the  top  3  deciles  for  the  global  distribution  of  economic  losses  per  unit  of  GDP  for:  (i)  flooding  –  all  areas  with  the  exception  of  Caucasus  and  Central  Asia;  (ii)  landslide  –  all  except  the  Baltics  and  SE  Europe;  and  (iii)  drought  –  most  with  the  exception  of  Southern  Siberia,  Caucasus  and  Central  Asia.   These  trends  and  vulnerabilities  may  be  exacerbated  by  projected  climate  change.   What  are  the  projections  going  forward?      The  following  discussion  is  based  on  projected trends for the period 2030‐50, summarized in Table 19.     Temperature  –  In  the  period  2030‐50  the  region  will  experience  warming  with  milder  winters  and  hotter  summers.    The  number  of  frost  days10  will  decline  (especially  in  Central  Europe)  and  the  number  of  heat  wave  days11  will  increase  in  all  countries  (particularly the Western Arctic and SE Europe).  The mean annual average temperature  is  expected  to  increase  across  the  Region  and  is  particularly  pronounced  in  higher  latitudes.      Warmer  temperatures  will  manifest  themselves  through  glacier  retreat,  increased  risk  of  flooding  and,  when  combined  with  reduced  mean  summer  precipitation,  could  enhance  the  occurrence  of  heat  waves  and  drought.    Within  the  region,  summer  temperature  variability  is  projected  to  increase  together  with  the  incidence  of  heat  waves  and  drought  in  Europe.    Central  Europe  will  see  a  similar  number  of  hot  days  as  parts  of  9 Adapted from World Bank 2008a  10 Days with an absolute minimum temperature below zero degrees C  11  Heat  wave  duration  index  is  used  as  a  proxy  and  is  defined  as  the  maximum  period  greater  than  5  consecutive  days  where  the  maximum  temperature  is  greater  than  5  degrees  C  above  the  1961‐90 maximum daily normal temperature  16 southern  Europe  does  today,  and  droughts  in  Mediterranean  regions  will  start  earlier  and  last  longer.  The  eastern  Adriatic  seaboard  is  among  the  areas  that  could  be  most  affected  (IPCC  548).    Albania,  Macedonia  and  southern  parts  of  Bosnia,  Serbia  and  Montenegro  will  see  high  increases  in  temperature  across  all  seasons  but  particularly  in  summer (MCCR 2008).  Precipitation  –  The  region  will  be  wetter  in  northern  areas  with  significant  increases  in  mean  annual  precipitation  projected  for  the  Western  Arctic,  all  parts  of  Siberia  and  the  Far  East  of  Russia.    Precipitation  will  increase  in  northern  Europe,  with  mean  winter  precipitation rising in most of Atlantic and northern Europe.      Southern  areas  of  Europe  will  be  drier  with  some  models  projecting  a  decline  in  precipitation  of  up  to  20  percent  in  parts  (IPCC  545).    Annual  mean  precipitation  is  projected  to  decrease  10‐20  percent  along  the  Adriatic  coast  and  some  areas  of  the  southeastern  tip  of  the western  Balkans  including  Albania  and  Macedonia.   The  greatest  decline would be in summer months (Van der Celen 2006).    Both rainfall intensity and the intensity per extreme event are projected to increase in all  areas  apart  from  the  Northern  Caucasus,  while  SE  and  Central  Europe  and  the  rest  of  the Caucasus will all experience longer intervals between wet days. Together with a rise  in  temperature,  the  Western  Balkans  will  experience  reduced  and  variable  precipitation  and a higher frequency of extreme events (flood, drought, heat wave).    Water  availability  –  Run‐off  is  used  to  provide  a  measure  for  water  availability12.   Significant  increases  in  water  availability  are  projected  for  the  Western  Arctic,  Baltic  Russia,  Siberia  and  the  Far  East;  Northern  Europe  will  also  experience  an  increase.   Particularly  significant  increases  will  be  experienced  in  central  Volga  regions;  projected  at 60‐90 percent in winter and 20‐50 percent in summer.      Run‐off  will  decline  in  southern  and  central  Europe  (‐25  percent  and  ‐13  percent  respectively).  Summer  flows  from  rivers  in  southern  Europe  could  contract  by  up  to  80  percent (IPCC 558).  Southern Siberia will experience a decline in spring run‐off of 10‐20  percent  (Roshydromet  2005)  and  similar  effects  will  also  be  felt  in  the  Caucasus  and  Central Asia.      Glaciers  in  Central  Asia  have  been  melting  faster  in  recent  years  than  previously  thought.  Associated  changes  in  glacial  run‐off  and  the  frequency  of  glacial  lake  outbursts have caused an increase in mudflows and avalanches (IPCC 478).        12  Surface water courses and river systems 17 Table 1  Summary of Historical and Projected Climate Trends for Sub‐regions of ECA  Russia  Central Europe  Siberia & Far  Central Asia  Kazakhstan  N Caucasus  Urals & W.  SE Europe  Central &  Caucasus  S Siberia  Sub‐region  Western  Siberia  Baltics  Volga  Baltic  Artic  East  Historic Trends (20th century)  Significant warming  √        √  √      √    √  √  √  Significant wetting  √      √  √  √  √              Disasters (top 3 deciles for global distribution of economic losses per GDP)  Flood  √  √  √  √  √  √  √  √  √  √      √  Landslide        √  √  √  √    √  √  √  √  √  Drought            √          √  √  √  Average Projected Trends (2030‐50)  Mean annual  2.6  1.9  1.9  1.6  2.4  2.4  2.2  1.6  1.7  1.8  1.7  2.0  2.0  temperature change (ºC)  Winter  3.4  2.5            2.0            Summer  2.0                  2.1        Frost days  Decrease (∨)  Heat‐waves  Increase (^)  Mean annual  +10  +6  n.a.  +11  +8  +9  n.a.  ∨  n.a.  +4 to 9  precipitation (%)  Intensity  ^  ∨  ^  Extreme event  ^  ∨  ^  n.a.  ^  Interval between wet days   ∨  n.a.  ∨  n.a.  ^  n.a.  Run‐off (%)  +17  +13  +7  ‐ 12  +22  +14  +10  below  ‐ 13  ‐25  ∨  ∨  ^  Notes  –  ∨  –  decreasing  trend;  ^  –  increasing  trend;  n.a.  –  not  available;  Western  Arctic  –  Heat  wave  increase  greatest  in  ECA;  Baltics  –  Runoff  southern parts of the region projected to experience decreases and the northern parts increases; Central Europe – Decrease in frost days is greatest  in ECA; SE Europe – Maximum consecutive dry days projected to increase by 5 days   18 Sea  level  change/  Sea  ice  retreat  –  Arctic  sea  levels  have  risen  20‐30  cm  in  the  past  100  years  and  are  projected  to  continue  rising  this  century;  between  10  and  90  cm.   In  Arctic  areas  summer  sea  ice  has  continued  to  retreat  –  the  average  extent  of  summer  sea  ice  cover has declined 15‐20 percent in the past 30 years.  This trend will accelerate and near  total summer sea ice  loss is projected for the end  of the century (ACIA 2004). Rising  sea  levels  and  reduced  sea  ice  cover  will  increase  coastal  erosion  rates  as  higher  waves  and  storm surges reach the shore.      Sea  level  rise  is  also  a  growing  problem  in  low‐lying  coasts  of  the  Adriatic  and  Black  Seas.   The  Caspian  Sea  has  also  experienced  extreme  changes13  caused  by  variations  in  river  run‐off  and  visible  evaporation  (HDR  2008),  and  a  significant  downwards  trend  in  sea level is expected.      Wind – High wind speeds have been observed in coastal regions of the Russian Far East  (up  to  34  m/s)  and  the  Arctic  (38  m/s);  they  are  also  common  in  the  southern  zone  of  European  Russia  (34‐36  m/s)  along  the  border  with  Kazakhstan  (Novosibirsk  and  Kemerovo  regions)  (Kattsov  2008).   Mean  annual  wind  speeds  are  expected  to  increase  in  northern  Europe  (around  8  percent)  with  largest  increases  in  winter  and  early  spring.   Wind strength is expected to decline in the Caucasus.     Extreme  events  –  there  will  be  a  rise  in  the  number  and  intensity  of  extreme  events,  including  more  frequent  and  larger  floods,  more  frequent  and  longer  droughts,  more  frequent  very  hot  days  (heat  waves),  more  frequent  and  intense  rainfall  and  storms,  higher peak wind speeds and storm surge.  In particular, flood risk is projected to rise in  northern,  central  and  Eastern  Europe  as  well  as  in  Asian  Russia.  Intense  short  term  precipitation  will  rise  across  most  of  Europe  as  will  the  risk  of  flash  flooding.   Southern  Europe  will  experience  an  increase  in  drought  and  heat  waves  and  further  aridition  is  expected in Central Asia due to pressures on water resource availability.      6 How Could This Affect the Energy Sector? The  warming  trend  that  is  projected,  especially  for  higher  latitudes,  has  potential  to  impact the entire energy chain: from production, through transmission and distribution,  to  end  use.    Increased  flood  and  drought  risk,  as  well  as  other  extreme  events  such  as  heat  waves,  cold  snaps  and  storm  intensity  could  impact  energy  supply.    This  section  takes  a  look  at  the  potential  impact  on  demand  and  follows  with  a  discussion  of  the  impact  on  electricity  and  oil  and  gas  supply.   A  review  of  vulnerability  for  sub‐regions  of ECA follows.    In  coming  10‐12  years  this  is  expected  to  vary  between  ‐27.08  m  and  ‐27.58  m  and  show  a  13 downward trend (average rate of around 4 cm/year). Moscow 2005.  19 Heating demand declines, cooling demand rises    Most  areas  will  experience  reduced  demand  for  heat  energy14  in  the  winter  and  increased  demand  for  cooling  and  air  conditioning,  particularly  in  summer  months.   Changes in the level and timing of peak demand are likely to result in a flattening of the  electricity  consumption  profile  across  the  year.   While  ECA  specific  projections  are  not  available,  European  data  is  indicative:  heating  demand  is  projected  to  decline  by  2‐3  weeks  per  year  and  cooling  demand  to  rise  between  2‐3  weeks  (in  coastal  areas)  and  5  weeks  (in  inland  areas)  by  2050.   Overall  this  represents  up  to  a  10  percent  decrease  in  heat energy demand and up to 28 percent increase in cooling needs in 2030 for southeast  Mediterranean (IPCC 543).       Reduced  heating  seasons  could  bring  energy  savings  and  alleviate  peak  winter  load  concerns  although  climate  variability  may  make  supply‐demand  management  (e.g.  energy  generation,  fuel  stockpiles)  difficult  and  costly15.   The  Baltics  (including  Poland,  Belarus)  and  the  Caucasus  may  have  reduced  demand  for  power  and  gas  imports.  The  efficiency  of  Poland’s  cogeneration  may  be  slightly  impacted  by  reduced  winter  heat  demand; although this is likely minor.    A  rise  in  the  number  of  very  hot  days  –  above  35oC  and  40oC  –  will  place  additional  burden  on  electricity  production,  challenge  system  reliability,  and  possibly  impact  load  management.  This  could  increase  the  unit  cost  of  electricity  –  due  to  investment  needs  driven  by  changing  peaks  –  raising  prices  for  residential,  industrial  and  commercial  users alike.        Electricity  systems  that  are  over  stretched  will  be  particularly  affected  by  warming  trends  and  some  are  already  experiencing  impacts.    Many  regions  of  Russia  are  struggling  with  supply  side  capacity  constraints  either  not  meeting  demand,  or  projected  not  to  in  the  near  future.    In  the  absence  of  back  up,  supply  shortages  could  lead  to  issues  of  affordability  of  energy  for  some  segments  of  the  population.   In  2008  in  Tajikistan  a  “…major  hydropower  plant  had  been  affected  by  falling  water  levels  as  rivers  froze,  threatening  production,  while  energy  supplies  from  neighboring  countries  had  also  been  reduced.  Price  of  fuel  wood  doubled  to  $20,  out  of  range  of  many  people”  (DPA,  2008).    Continuing  rapid coastal and tourism development in southern areas (Turkey, Croatia, and Albania)  could  add  pressure  on  supply  as  could  urban  centers;  the  heat  island  effect16  leading  to  14 Winter heat demand in Hungary and Romania is expected to decrease by 6‐8% (IPCC 556).  15  While  a  reduction  in  the  number  of  very  cold  days  is  expected  on  average,  this  may  not  be  consistent  year  on  year,  for  example,  there  may  be  10  less  frost  days  in  one  year,  and  5  more  the  following year.   16  Temperatures  are  higher  due  to  heat  trapped  by  buildings;  waste  heat  generated  by  vehicles,  air  conditioners  and  industrial  facilities;  and  greenery  displaced  by  buildings.   This  can  result  in  increased  energy  demand  and  potential  health  impacts  for  those  living  in  poorly  adapted  housing located in zones prone to heat wave.  20 higher  temperatures  and  increased  cooling  demand  in  cities  when  compared  with  rural  areas.    Hydropower generation will be threatened by changes in the water cycle    Rising  temperatures  will  impact  the  timing  of  snow  melt,  stream  flow  and  water  availability.  Across  Europe  hydropower  generation  potential  is  projected  to  decline  by  an  average  of  about  6  percent  by  the  2070s,  with  marked  declines  in  the  Mediterranean  region  (20‐50  percent).    Northern  Europe  is  expected  to  see  an  increase  of  water  availability of around 9‐22 percent in the same period (with around 5‐15 percent to 2020)  with  a  commensurate  increase  in  hydropower  potential  (15‐30  percent).    Hydropower  production  in  western  and  central  Europe  will  remain  stable  (IPCC  550).      Turkey  has  been  experiencing  water  shortages  and  for  the  first  time  has  drawn  on  reservoir  storage  for  winter  power  generation  and  is  cooperating  with  Syria  for  water  supply.  Increased  emphasis is being placed on energy diversification particularly wind power.    Increased  precipitation  in  Russia  (apart  from  north  Caucasus)  will  generally  have  a  positive  impact  on  hydropower  production.    However  some  areas  will  be  negatively  impacted  by  reduced  mean  annual  inflows  to  reservoirs  (Roshydromet  2005)  including:   Volga‐kama  chain  (‐10  to  ‐20  percent);  NW  federal  district  (‐10  percent);  Angara‐enisei  reservoirs  (up  to  ‐15  percent);  Vilui‐Kolyma‐Zeya  reservoirs  (up  to  ‐15  percent);  and  Tsimlyanskiy, Krasnodar and Novosibirsk reservoirs (‐5 to ‐15 percent).    In  the  South  Caucasus,  Georgia  has  ample  hydropower  resources  however  water  reservoirs are located in relatively narrow gorges and storage capacity does not and will  not  meet  winter  power  demands.    Milder  winters  will  modestly  help  mitigate  the  problem.  Reduced  run‐off  may  constrain  spring  and  summer  hydropower  production.   However,  expected  changes  in  the  timing  and  volume  profile  of  run‐off  are  unclear,  making  climate  change’s  directional  impact  on  Georgian  hydropower  production  uncertain.  Armenia  has  mismatched  generation  with  excess  capacity  in  summer,  and  thus is likely to positively benefit from projected changes (flatter demand profile).      Central  Asia’s  semi‐arid  and  arid  zones  will  experience  more  aridition  and  given  the  strong  link  with  energy  supply,  harmonization  of  water  management  will  increase  in  importance.  While water resource management is an issue across the entire central Asia  region,  Kyrgyz  Republic  and  Tajikistan  that  supply  water  to  neighboring  (water  constrained)  countries  including  Kazakhstan,  Uzbekistan  and  Turkmenistan  are  more  likely  to  be  impacted  by  glacier  melt17,  lake  outbursts,  flooding  and  mudflow  at  least  in  the  short  term.    While  declining  summer  rainfall  could  be  offset  in  the  near  term  by  17  Europe  and  parts  of  the  CIS  are  experiencing  glacier  retreat.   In  the  short  term,  summer  water  flows  have  increased,  but  these  will  diminish  in  coming  years  by  up  to  50  percent  as  glaciers  shrink in size (IPCC 550).    21 increased river flows due to glacial melt, reservoir management ‐ reinforcement of dams,  storage, flood protection, sedimentation‐ could become more challenging.      Thermal  and  nuclear  power  plant  operation  may  be  affected  by  water  shortages  and  hotter temperatures    The  availability  of  cooling  water  is  a  particular  concern  for  thermal  and  nuclear  plants;  plant  cooling  accounts  for  about  a  third  of  European  water  abstraction.    South  eastern  parts  of  Europe  and  parts  of  Central  Asia  are  projected  to  see  a  significant  decline  in  run‐off (in some parts up to 25 percent by 2030‐50).     Plant  operation  can  be  negatively  impacted  by  a  decline  in  available  water  for  cooling  and/or  when  water  levels  in  rivers  or  lakes  drop  below  the  intake  piping  of  nuclear  or  thermal  power  facilities.    There  could  be  other  or  additional  restrictions  due  to  the  temperature  of  the  cooling  water  itself  which  may  be  too  hot  for  intake  or  above  discharge temperature levels.  As a result, power plants could be required to cut back or  shut  down  operations,  increasing  the  risk  of  blackouts  and/  or  leading  to  price  increases  as  alternate  sources  of  power  are  sourced  (where  available).    With  rising  ambient  air  temperature  the  efficiency  of  thermal  power  generation  may  decline,  including  less  efficient  heat  absorption  systems  and  stop‐start  operations  mentioned  above.  Increased  evaporation from cooling towers could add to cooling water supply concerns.     “August  2007,  Browns  Ferry  Plant  Alabama  shutdown  for  a  day  because  cooling  water  too  hot  to  discharge” (CNN 2008)    Lake  Norman,  NC  –  “nuclear  reactors  across  SE  could  be  forced  to  throttle  back  or  temporarily  shut  down this year because drought is drying up rivers and lakes that supply power plants with the cooling  water they need to operate…….’shockingly’ higher electric bills” (CNN, 2008)    Europe  –  2006  heat  wave  –  “French,  German  and  Spanish  utilities  were  forced  to  shutdown  some  of  their  nuclear  plants  and  reduce  power  at  others  because  of  low  water  levels,  some  for  up  to  a  week”  (CNN 2008)    Network  management  will  be  complicated  by  higher  summer  peaks  and  extreme  weather     Rising temperatures may make load management more problematic especially for aging  infrastructure  and  networks;  networks  located  in  areas  with  summer‐time  power  constraints;  or  for  energy  systems  dependent  on  hydropower  where  drought  and  heat  wave  are  a  risk  (e.g.  south  east  Europe).    Thermal  expansion  of  transmission  and  distribution  lines  tends  to  increase  line  sag  and  reduce  transmission  volume.    Systems  experiencing  high  loads  could  see  increasing  congestion  (US  Climate  Change  Science  Program  2007)  and  network  faults.    Turkey  has  experienced  summer  peak  load  22 problems  in  recent  years  and  transmission  networks  in  Azerbaijan  (Baku)  and  Kazakhstan (Almaty, Astana) have also been strained in summer months.     Overhead  power  transmission  lines  may  also  be  affected  by  increasing  heavy  precipitation18.    Changes  in  wind  load,  depending  on  the  direction  of  change,  can  have  positive  or  negative  effects  on  transmission  lines  linked  to  the  frequency  that  design  parameters  are  exceeded.    Areas  in  the  Northern  Caucasus,  Murmansk,  Archangelsk,  Leningrad  regions,  and  coastal  zones  of  Khanty‐Mansi  and  Evenki  autonomous  areas  will see a 1.2 fold increase in wind load by 2010‐15, raising the number of electric power  incidents  but  possibly  opening  opportunities  for  wind  power  generation.    In  contrast,  European  Russia  is  projected  a  decrease  in  wind  load  (by  a  factor  of  1.1  by  2015)  compared with today (Roshydromet 2005).     Extractive  industries  in  the  Russian  Arctic  and  Siberia  will  experience  both  positive  and negative effects from global warming    Oil, gas and mining impacts are largely confined to Arctic Russia and Siberia and will be  both  positive  and  negative.    Zones  of  discontinuous  permafrost  are  particularly  vulnerable  to  rising  temperatures;  energy  infrastructure  and  communities  located  in  these  areas  are  potentially  at  risk.   Industries  relying  on  offshore  access  are  likely  to  see  some benefits.    Offshore  exploration,  production  and  transport ‐  the  central  Arctic  Ocean  is  projected  to  experience  the  largest  warming  in  the  period  to  2090  compared  with  other  arctic  sub‐ regions;  up  to  7oC  annually  and  10oC  in  winter.   The  consequent   reduction  in  sea  ice  is  very  likely  to  lengthen  the  navigation  season19  through  the  northern  sea  route  –  by  2100  a  projected  increase  to  120  days  per  year  from  the  present  20‐30  days  –  opening  up  access  for  exploration  and  production  of  offshore  oil  and  gas  reserves  that  are  currently  not  viable  and  potentially  bringing  significant  economic  opportunities.    Coal  mines  in  Siberia that export by ocean will likely experience savings due to reduced sea ice and the  longer navigation season.    Seasonal (summer) opening of the North Sea route is also likely within decades bringing  benefits  for  trans‐Arctic  shipping.   However,  increasing  ice  movement  and  wave  action  in some channels of the Northwest Passage could make shipping difficult initially due to  18  250,000  people  were  left  without  power  in  the  North‐Rhine  Westphalia,  Germany  and  19,000  households  lost  electricity  in  France’s  Vendee  region  when  sudden  snow  storms  gripped  northern  Europe  in  November  2005  (BBC  2005).  The  Hubei  province  of  China  this  winter  experienced  heavy  snow,  sleet  and  ice  that  led  to  56  energy‐intensive  industries  cutting  power  consumption so that household demand could be met.  Transmission facilities were also knocked  out paralyzing the rail lines (Red Cross 2008).   19 Sea ice concentration below 50%  23 sea ice and storm surge; hindering access to oil and gas resources and increasing the risk  of pollution.      Onshore  exploration,  production  and  transport  ‐  discontinuous  permafrost  melt  and  reduced  access  of  arctic  lands  will  have  the  largest  impact  on  onshore  oil  and  gas  exploration and production, coal mines in Siberia, and other energy facilities that rely on  land transport.    By  the  2090s  an  additional  average  annual  warming  of  6oC  is  projected  for  NW  Russia,  with  a  larger  increase  near  the  coast.    Warmer  climates  will  result  in  degradation  of  permafrost  observed  through  an  increase  in  temperature  and  seasonal  thaw  depths  and  a  northward  shift  of  the  southern  permafrost  limit20  –  several  hundred  km  by  2100  (ACIA  2004).    As  a  result,  various  impacts  will  increase,  such  as  landslides,  a  slow  down‐slope  flow  of  melting  ground,  significant  hummocky  topography  in  frozen  ground  caused  by  melting  ice  (Roshydromet  2005).    This  can  lead  to  failure  of  pilings,  reduced  bond  strength  between  permafrost  and  piles,  heaving  of  pilings  and  structures,  shoreline  and  riverbank  erosion  and  mobilization  of  pollutants.   Areas  of  discontinuous  permafrost are most at risk, and larger facilities such as tank farms could be affected first  (US Arctic Research Commission 2003).     Resultant  ground  settling  is  already  impacting  the  structural  integrity  of  buildings,  roads,  power/  nuclear  facilities,  coal  mines  and  oil  and  gas  transmission  lines.  A  review  by  the  US  Arctic  Research  Commission  concluded  that  Russia  has  more  settlements  and  infrastructure  in  higher  risk  areas  of  the  Arctic  than  other  countries,  with  major  settlements  in  areas  of  moderate  or  high  hazard  potential  in  western  Siberia  (Yukutsk).  Collapsing  ground  in  Yakutsk  has  already  affected  several  large  residential  buildings,  a  power  station  and  runway  at  Yakutsk  Airport.    Most  power  facilities,  including  extensive  networks  in  south  central  Siberia,  are  located  in  areas  of  moderate  risk,  although the Bilibino nuclear power station and grid is located in an area of high hazard  potential.   Other  (future)  concerns  include  the  weakening  of  the  walls  of  open‐pit  mines  and  pollution  threats  as  tailing  disposal  sites  experience  thaw,  releasing  excess  water  and contaminants into ground water systems.      Transportation  routes  (e.g.  road,  rail)  located  on  land  are  being  disturbed  by  thawing  ground.   The  period  during  which  ice  roads  and  tundra  are  frozen,  allowing  access  for  operational  purposes  (e.g.  oil  and  gas  production  facilities,  mining,  pipeline  maintenance) or delivery of supplies, is shrinking.  In the Alaskan tundra the number of  days  under  which  travel  is  allowed  by  the  US  Department  of  Natural  Resources    has  dropped  from  200  to  around  100  over  the  past  30  years  resulting  in  a  50  percent  reduction  in  the  number  of  days  that  oil  and  gas  exploration  and  extraction  equipment  can  be  used  (ACIA  2004).    This  will  increase  overall  exploration  costs  and  may  make  20 The boundary between seasonal thawing and freezing of ground  24 some  regions  unattractive  for  investors  to  carry  out  exploration  and  production  activities.  Communities  in  these  areas  are  also  affected.    In  1997‐98  the  Manitoba  Government  in  Canada  spent  $15‐16  million  to  airlift  supplies  to  communities  normally  services  by  ice  roads  due  to  extreme  warm  weather  conditions  (Infrastructure  Canada  2006).    Furthermore, a large portion of ECA’s oil and gas reserves are located in ice‐rich regions  of  the  Arctic,  such  as  western  Siberian,  that  are  vulnerable  to  freeze‐thaw  processes  (US  Arctic  Research  Commission  2003). Many  of  the  existing  and  anticipated  pipeline  routes  cross  extensive  areas  of  continuous  and  discontinuous  permafrost.    They  will  require  special  technical  design  consideration  due  to  their  unique  interaction  with  the  surrounding  environment  resulting  from  large  differences  between  operating  temperatures  and  ambient  conditions.  Transmission  of  oil  through  pipelines  usually  takes  place  at  high  temperatures  to  limit  viscosity  and  pumping  costs.  Conversely,  natural  gas  transportation  takes  place  at  temperatures  below  freezing  to  increase  gas  density  and  throughput.    Some  effects  are  already  being  seen:  the  Messoyakh‐Norilsk  pipeline recorded sixteen pipeline breaks in 2003‐04; and the Khanty‐Mansi autonomous  district  reported  1702  accidents  involving  spills  and  resulted  in  the  removal  or  disallowance  of  use  of  more  than  640  km2  of  land  area  from  use  in  a  single  year  due  to  oil contamination (ACIA 2004).    That  being  said,  the  oil  and  gas  industry  has  a  long  history  of  working  under  harsh  weather  conditions  both  upstream  and  downstream  and  considerable  engineering  experience  has  been  accumulated  to  construct  and  operate  pipelines  under  different  climate  and weather  conditions.  Techniques  to  address  warming  and  thawing  of  oil  and  gas  pipelines  are  already  commonly  used  in  North  America  and  Scandinavia.  In  most  cases,  engineering  solutions  are  available,  thus  the  issue  is  likely  to  be  more  economic  than technological.     Renewable energy may benefit from the changing climate    Wind  power  potential  is  projected  to  grow  in  northern  Europe;  mean  annual  wind  speeds  increasing  by  around  8  percent  with  particular  impacts  in  winter  and  early  spring. Generation increases of about 7 percent are expected in typical production zones  and  10‐15  percent  annually  from  the  period  1961‐90  to  2021‐50  for  offshore  wind  power  (based  on  a  change  in  mean  wind  speed)  (IPCC  548).    On  the  other  hand,  wind  power  production  efficiency  could  suffer  as  a  result  of  changing  wind  patterns  and  increasing  variability;  the  latter  affecting  both  production  and  turbine  load  (life  time).  Increased  and  variable  precipitation  patterns  can  affect  turbine  efficiency;  light  rainfall  by  ‐20  percent  and  ice  by  ‐50  percent  without  anti‐  or  de‐icing  technology.    Kattsov  (2008)  predicts  a  decline  in  wind  production  in  the  Russian  Far  East,  Arctic,  and  the  southern  25 zone of European Russia along the border with Kazakhstan21 due to changing circulation  patterns despite wind speeds of 34 m/s or more.      More  solar  energy  will  be  available  in  the  Mediterranean  in  coming  years  although  this  will be vulnerable to cloud cover and hence reduced insolation22.      Energy infrastructure could be affected by flooding and changing sea levels    Changes  in  the  water  cycle  are  projected  to  increase  the  risk  of  flooding  (IPCC  550)  in  northern, central and Eastern Europe and permafrost‐free areas of the Arctic; potentially  threatening  energy  infrastructure  located  in  coastal  zones  or  flood  plains.    When  vast  areas  are  impounded,  deformation  and  weakening  of  structural  foundations  and  pressure  on  energy  supplies  may  result.      Western  Balkan  countries  have  experienced  flooding  along  the  Serbian  section  of  the  Danube  River  (2002)  as  well  as  increasing  heat  waves (e.g. summers of 2003 and 2007) –conditions for flash flooding.   In 2005 “Romania  …  suffered  six  consecutive  waves  of  flooding….power  cuts  were  widespread”  (International  Federation  of  the  Red  Cross  2005).   In  Russia,  Kattsov  (2008)  reports  an  increased  flood  risk for Saint Petersburg23.     Changes  in  sea  level  are  a  growing  problem  in  low  lying  coastal  areas  of  the  Adriatic  and Black Seas.  In Arctic areas coastal erosion will increase with changing sea levels and  reduced  sea  ice  as  higher  waves  and  storm  surges  reach  the  shore.    Sea  levels  have  already  risen  20‐30  cm  in  the  Arctic  in  the  past  100  years  and  are  projected  to  continue  rising  this  century;  between  10  and  90  cm.    Energy  infrastructure  and  communities  on  low  lying  coasts  are  potentially  vulnerable  to  this  change  and  some  communities  and  industrial  facilities  face  relocation  or  increased  risks  and  costs  (ACIA,  2004).    For  example,  the  Russian  oil  storage  facility  that  was  built  on  a  barrier  island  at  Varandei,  Pechora  Sea  is  already  under  threat;  and  the  village  of  Kivaline  in  Alaska  was  relocated  in 1998 at a cost of $54 million.    In  contrast  the  Caspian  Sea,  a  major  oil  and  gas  production  area,  is  experiencing  a  large  decline  in  sea  level.  Limited  information  is  available  in  published  literature  on  the  potential  vulnerability  of  offshore  infrastructure,  refining  and  support  facilities  located  on Caspian coastlines (supply, ports, rail, refining, etc).       21 Novosibirsk and Kemerovo regions  22 The amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth.  23  Kattsov  2008  projects  an  increased  risk  of  floods  of  more  than  3  m  water  level  rise  in  Saint  Petersburg  in  the  coming  5‐10  years;  the  last  flood  of  this  magnitude  occurred  in  1924.    A  flood  protection system is underway.     26 Climate change raises regulatory and policy issues    Climate  change  may  add  to  existing  regulatory  and  policy  concerns  such  as  energy  security,  pricing  and  demand  management.   Areas  facing  supply  constraints  and  rising  cooling  demand  may  require  new  or  revised  policy/  regulation  to  encourage  energy  efficiency  and  diversify  supplies.    New  or  improved  building  codes,  contingency  planning and compensation mechanisms, as well as urban development can help reduce  the  adverse  effects  of  heat  exposure,  the  increased  demand  for  cooling,  and  exposure  to  flooding and other extreme events.      Regulators  may  be  faced  with  decisions  linked  to  price  increases  for  consumers  as  energy suppliers source alternate fuels, face increased costs, or reduced efficiency due to  changing  climate  conditions.   In  Australia  local  regulators  have  already  been  faced  with  these  concerns  due  to  a  prolonged  period  of  drought  and  water  shortage:  “Electricity  futures  have  doubled  so  far  this  year  [May  2007]….Sydney  Futures  Exchange  –  ranks  as  biggest  commodity  price  increase  ever  seen  and  not  driven  by  market  speculation  (convergence  of  negative  trends  and  water  shortage).  State  regulators  are  in  dilemma”  (Sydney  Morning  Herald 2007).    There  may  be  increased  competition  for  scarce  water  resources  from  other  sectors  and  industries.      In  Victoria,  Australia  “3  giant  coal  fired  power  plants  have  an  annual  water  entitlement  from  the  Government  equal  to  about  20  percent  of  Melbourne  annual  water  use  but  water  shortages  have  forced  them  to  buy  water  elsewhere  to  meet  capacity”  (Sydney  Morning  Herald  2007).    Areas  affected  by  drought  will  likely  experience  more  widespread  stress  on  water  supply  and/  or  availability  and  groundwater  recharge  may  also  be  reduced.   Harmonization  of  water  management,  combined  with  measures  to  reduce  losses  and  manage demand will be required as will systems to monitor and project water flows.      The  decline  in  arctic  sea  ice  and  opening  of  historically  closed  sea  passages,  are  likely  to  raise  questions  of  sovereignty  over  shipping  routes  and  seabed  resources.  Issues  of  security  and  safety  could  arise  as  new  and  increased  offshore  developments  require  revised  and/  or  new  national  and  international  regulations  for  marine  safety  and  environmental  protection  in  arctic  seas.  Other  potential  conflicts  include  competition  between  users  of  arctic  waterways  and  coastal  seas,  including  commercial  fishing,  oil  and  gas  exploration  and  production,  and  hunting  of  marine  wildlife  by  indigenous  people.  Increased  access  to  shipping  routes  and  mineral  resources  will  raise  the  risk  of  environmental  degradation  from  for  example  oil  spills  or  industrial  accidents.    Coordination on services including ice‐breaking will be required to manage access.    27 ECA’s energy sector, a review of sub‐regional vulnerability     (1) Central Europe ‐ Czech Republic, Hungary, Moldova, Romania, Slovakia, Ukraine    Exposure  Temperatures  will  rise  (particularly  in  winter).  The  region  will  see  the  same  number  of  hot  days  as  SE  Europe  today.    Rainfall  patterns  will  change  and  become  more  intense  increasing  the  risk  of  flash  flooding.    Intervals  between  wet days will be longer.  Run‐off will decline significantly.   Sensitivity  - Romania  –  production  constraints  projected  in  coming  3‐5  years  due  to  closure of TP facilities (EU Acquis). Dependence on NP will increase.  Rising  summer  cooling  demand,  reduced  water  availability  and  rising  temperatures could potentially impact NP and TP operation (cooling water,  meeting  demand).  Romania  is  sensitive  to  flash  flooding  due  to  a  lack  of  storage for run‐off.    - Moldova ‐  100  percent  gas  and  electricity  import  dependent;  trade  balance  is  an  issue.    Moldova  is  sensitive  to  increasing  drought  conditions  and  competition  for  water  resources  (e.g.  agriculture)  could  present  issues  for  TP operation.  - Ukraine  ‐  gas  import  dependent;  relying  largely  on  NP  (~50  percent).  HP  contributes  6‐7  percent.  Peak  loads  currently  occur  in  winter.  Summer  peaks  are  suppressed  compared  to  1990s  and  substantial  room  remains  for  an  increase  in  demand.    There  could  be  potential  impacts  on  NP  and  TP  operation  due  to  cooling  water  restrictions/  availability  and  these  will  need  to be taken into account for the planned nuclear expansion.  Adaptive  The  region  is  highly  energy  intensive  and  there  is  substantial  scope  to  improve  Capacity  energy  efficiency.    This  could  help  alleviate  energy  constraints  linked  to  increased  cooling  demand  in  summer.    Moldova  has  an  action  plan  under  preparation to improve energy efficiency.    Adverse  - HP potential could be reduced in Romania with less hours per day for peak  Implications  services  - TP  may  be  less  efficient  (e.g.  warmer  cooling  water)  and  cooling  water  availability could be an issue in some countries  - There could be competition for water resources in drought prone areas  - Flash flooding could affect energy supply  Potential to  In  general  reduced  demand  for  winter  heat  will  improve  energy  security,  and  Benefit  provide  some  cost  benefits.    In  Moldova,  reduced  winter  heat  demand  and  increased  demand  in  summer  will  likely  lower  the  cost  of  supply  to  cheaper  summertime electricity imports      28 (2)  South  Eastern  Europe  ‐  Albania,  Bosnia,  Bulgaria,  Croatia,  Kosovo,  Macedonia,  Serbia,  Slovenia, Turkey, Montenegro    Exposure  Significant  warming  and  an  increase  in  the  number  of  heat  wave  days  is  projected.  Mean rainfall will reduce especially in summer. Rainfall will be more  intense  with  longer  intervals  between  wet  days  (maximum  number  of  consecutive  dry  days  increases  by  5  days).    Run‐off  will  decline  significantly.  Extreme  events  will  increase  e.g.  flooding,  landslide,  and  drought  (particularly  along eastern Adriatic seaboard).    Sensitivity  Dependence  on  HP  with  a  rise  in  TP  and  NP  in  future.    Regional  cooperation  for  power  and  this  is  proposed  for  gas.  TP  and  NP  facilities  will  be  sensitive  to  cooling water needs and water availability as will the HP.   - Albania  ‐  90  percent  HP  dependent  and  supply  constrained.  With  increasing  demand,  supply  security  is  likely  to  be  an  issue.    Construction  growth  is  linked  to  tourism  but  limited  building  codes  or  enforcement  of  energy  efficiency  measures.    Increased  TP  and  more  investment  in  HP  are  proposed; these could be sensitive to declining run‐off.    - Turkey  –  relies  on  HP  for  20‐25  percent  (in  poor  –  average  years)  of  supply;  water  supply  constraints  exist.  Diversification  to  coal,  NP,  gas  and  wind  is  proposed.    Summer  peak  constraints  already  (higher  than  winter  peak  in  2007)  and  rapid  growth  in  cooling  demand.   Turkey  is  vulnerable  to  rising  temperature  and  drought  and  could  experience  summer  blackouts.   A  new  energy  efficiency  Law  has  been  introduced  and  tariffs  raised  to  dampen  demand.    Energy  regulations  and  active  load  management  measures  in  place.  - Croatia  ‐  Tourism  and  residential  demand  for  cooling  is  growing  rapidly.  The  network  is  regulated  with  HP  (25‐30  percent  but  declining  rapidly);  alternatives mostly TP (coal and gas).    - Bulgaria,  Montenegro  and  Macedonia  –  likely  to  be  affected  by  water  availability. Bulgaria is energy intensive with limited incentives to conserve  energy.    HP  is  significant  in  energy  mix  (including  new  investment).   Reliance  on  NP  and  lignite  will  increase.    Montenegro  has  inefficient  TP.   HP is the main supply and there is significant use of solar. Imports make up  to  30  percent.    Building  codes  (including  energy  efficiency)  are  being  enforced.    Macedonia  uses  electricity  (25  percent  HP,  lignite  and  imports)  for  heating  and  has  a  large  winter  peak.   Prices  have  not  been  liberalized  in  the residential sector.  Limited energy efficiency incentives.    Adaptive  Winter  peak  demand  is  higher  than  summer  demand  so  raising  the  summer  Capacity  peak  would  not  necessarily  stress  energy  supply  in  Bulgaria.    This  is  not  necessarily  the  case  for  HP  dependent  countries  such  as  Albania.   Demand  side  management  and  energy  efficiency  could  relieve  some  stress  on  supply.   Regional  cooperation  (gas  and  power)  will  improve  resilience  overall  but  additional  constraints  could  be  experienced  due  to  the  closure  of  some  NP  and  TP facilities.  Adverse  Reduced  HP  generation  potential  exacerbated  by  increased  urbanization  and  Implications  cooling  demand.    Power  shortages  (already  in  Turkey  in  summer).    Rising  energy prices: while TP can meet summer peak demand it will come at a higher  29 cost  (Albania);  exports  could  suffer  if  summer  peak  demand  grows  (Bulgaria).   Coastal  real  estate  boom  (Croatia,  Albania)  adds  stress  on  energy  supply  in  summer.  TP/  NP  facilities  could  be  affected  by  water  availability  and/  or  restrictions linked to cooling water; appropriate location of new facilities would  be  important.    Dam  integrity  and  reservoir  management  could  be  affected  by  flooding.  Flash flooding could temporarily impact power supply  Potential to  Possible  increased  opportunity  and  demand  for  renewable  energy  sources  Benefit  including solar and geothermal energy.  Incentives to improve energy efficiency  would  increase  resilience  in  summer.    Winter  demand  for  electric  heat  will  decline.    (3) Baltics ‐ Belarus, Poland, Estonia, Latvia, Lithuania    Exposure  In  the  Baltic  region  the  energy  sector  will  be  exposed  to  rising  temperatures,  changing  and  more  intense  patterns  of  rainfall,  and  an  increase  in  extreme  events e.g. flooding.  Run‐off will decline in southern regions but increase in the  north.    Sensitivity  Capacity  constraints  linked  to  increased  demand  for  summer  cooling,  and  reduced  demand  for  winter  heat  are  likely  to  be  minor.    Within  the  region,  Belarus  while  natural  gas  and  electricity  import  dependent  has  an  extensive  energy  efficiency  program  (energy  intensity  has  been  decoupled  from  GDP  growth).   Poland  has  significant  domestic  lignite  resources  and  a  small  level  of  gas imports (Russia).  A supercritical lignite plant is proposed for development.   Latvia  is  mostly  hydropower  and  import  dependent  but  effects  are  likely  to  be  limited  given  increasing  run‐off.  Across  the  region  adverse  impacts  on  the  operation  of  thermal  and  nuclear  facilities  are  expected  to  be  limited  since  increased water availability is projected particularly in the north.  Adaptive  Rising  summer  demand  could  be  addressed  through  energy  efficiency  Capacity  programs  and  revising  building  codes  targeting  the  commercial  and  housing  sector  in  Belarus,  and  Poland.  Strategies  for  improving  supply  side  energy  efficiency  are  underway  in  Belarus  and  an  energy  efficiency  strategy  is  proposed in Latvia to 2016 tackling end users in public and private sectors.    Adverse  The  efficiency  of  Poland’s  co‐generation  will  be  slightly  impacted  by  a  Implications  reduction  in  winter  heat  demand.    Increased  flood  risk  could  have  temporary  impacts on generation and transmission.  Potential to  - General – flattening of power demand curve over year  Benefit  - Belarus potential savings on reduced gas and power imports  - Poland potential winter energy savings  - Latvia’s  energy  sector  is  hydropower  dependent  and  projected  increases  in  run‐off could provide added benefits    30 (4) South Caucasus ‐ Georgia, Armenia, Azerbaijan    Exposure  In  the  Caucasus  the  energy  sector  will  be  exposed  to  significant  warming  and  increase  in  the  number  of  heat  wave  days.   There  will  be  more  intense  patterns  of  rainfall  and  longer  intervals  between  wet  days.    Run‐off  will  decline.  The  region is already exposed to extreme events including landslide and drought.     Sensitivity  Georgia and Armenia will be sensitive to the projected trend of warmer winters  and hotter summers as well as reduced run‐off, but impacts mostly positive.    - Georgia  is  70  percent  HP  dependent  with  the  remainder  being  TP.  HP  storage  capacity  is insufficient  for  summer  run‐off (too  high) at  present  and  gas  supply  constraints  are  experience  in  winter  (although  more  as  a  diversification and cost issue than a matter of physical access to gas).    - Armenia  has  a  nuclear  base  load  (remainder  HP,  TP)  and  replacement/  expansion  of  NP  is  planned.   Electricity  swaps  are  conducted  with  Iran  due  to  mismatched  generation.    Armenia  has  excess  capacity  in  summer.   Appropriate siting of the proposed NP facility in Armenia will be important  for cooling water management.   - Azerbaijan  has  experienced  winter  energy  cuts  due  to  worn  down  power  production  capacity  that  is  mostly  based  on  TP  (~90  percent).    However,  major capacity additions undertaken have remedied the situation, and more  generation  capacity  is  under  construction.  Energy  consumption  is  high  in  summer.    Energy  supply  could  be  sensitive  to  water  availability/  cooling  water  constraints.    Rising  summer  demand  could  stress  the  transmission  network.   Siting  of  new  TP,  HP  and  possible  NP  will  require  consideration  of water resource management issues.  Offshore oil and gas exploration and  production  facilities  and  related  infrastructure  located  in  coastal  regions  (refining,  port,  etc)  could  be  sensitive  to  changing  sea  levels  in  the  Caspian  (expected downwards trend).  In  all  countries  energy  use  is  inefficient  and  there  has  been  limited  focus  on  energy  saving;  transmission  and  distribution  losses  for  power  and  gas  are  high  but  improving.    Collection  rates  are  high  in  Georgia  and  Armenia,  and  are  improving  in  Azerbaijan,  thus  providing  incentives  for  residential  energy  saving  but  insufficiently  so  due  to  limited  access  to  credit  for  energy  efficiency  investments.  Adaptive  There  is  significant  potential  for  energy  efficiency  and  demand  side  Capacity  management  in  all  countries  but  limited  focus  at  present.    In  Georgia  TP  facilities  are  air  cooled,  reducing  sensitivity  to  water  availability.    Ongoing  gas  transmission  rehabilitation  in  Georgia  will  reduce  risks  to  pipelines  from  landslips.   Adverse  - Availability of cooling water for current and planned TPs and NPs; siting of  Implications  new facilities to ensure adequate water supply  - Potential to stress transmission network in summer in Azerbaijan  - Heat impacts on poor households without air conditioning or well designed  housing  - Add  structural  stress  to  the  oil/  gas  transmission  network  (Georgia,  Azerbaijan)  Potential to  - Supply – smoothing effect on generation profile (Georgia, Armenia)  31 Benefit  - Energy security – less reliance on winter gas (all), lower costs    (5) Central Asia ‐ Kazakhstan, Turkmenistan, Tajikistan, Uzbekistan, Kyrgyz Republic    Exposure  Significant  warming  and  increasing  number  of  heat  wave  days.   Mean  annual  rainfall  will  increase  and  be  more  intense.    Run‐off  will  decline  apart  from  Kazakhstan  where  there  will  be  an  increase  in  parts.  Already  affected  by  extreme events (e.g. flood, landslide, and drought).  Further aridition likely due  to  pressure  on  water  resource  availability.  High  wind  speeds  have  been  observed  in  Kazakhstan  near  Russian  border.   Glacier  retreat  is  occurring  faster  than  expected;  short  term  increase  in  run‐off,  increased  risk  of  mudflow/  avalanche.  Sensitivity  - Kazakhstan  is  water  constrained  and  availability  will  be  linked  to  evaporation and precipitation levels24. Water availability will be determined  by  evaporation  and  precipitation  levels.   Energy  sector  is  fossil  fuel  based;  planned  base  load  is  NP  and  coal  that  may  be  vulnerable  to  cooling  water  availability/  constraints.  The  power  market  is  progressive  and  liberalized.   Energy  efficiency  law  is  under  development.    There  is  significant  mining  and  23  small/  medium  HP  plants  (600  MW)  are  under  construction;  potentially  sensitive  to  changes  in  run‐off.    Infrastructure  in  SE  is  vulnerable to flooding but adaptive measures have been taken.    - Kyrgyz and Tajikistan –Kyrgyz and Tajikistan supply water to neighboring  countries  and  are  more  likely  to  be  impacted  by  glacial  melt,  flooding  and  mudflow rather than water constraints.   - Turkmenistan  –water  constrained;  the  Amy‐Daria  River  is  the  main  water  source  (including  for  Tajikistan  and  Uzbekistan).   There  is  competition  for  water  and  huge  losses  in  irrigation  systems.   The  energy  sector  is  gas  based  and could be sensitive to cooling water availability in future.    - Uzbekistan  –  water  availability  is  a  key  issue.  The  energy  sector  is  fossil  fuel based and could be sensitive to cooling water availability in future.    Adaptive  - Improvements  in  energy  efficiency  and  demand  side  management  could  Capacity  improve  resilience  as  could  trans‐boundary  and  local  water  resource  management measures, including demand side management.    Adverse  In  general,  reduced  HP  potential  (in  longer  term  due  to  glacial  melt),  HP  Implications  needed  for  frequency  regulation.    Water  management  issues;  competition  for  water  from  agriculture/  irrigation  and  power  generation;  cooling  water  constraints for TP generation in Region.    Kazakhstan  –  Power  network  loads  are  significantly  higher  in  summer  (due  to  cooling)  and  this  is  an  issue  for  Almaty/  Astana.  Spot  shortages  of  power  occur  in  winter.  Tajikistan,  Kyrgyz  –  landslide,  mudslides  and  flooding  impact  the  integrity  of  HP  dams  and  related  infrastructure.    Reservoir  sedimentation  can  also  reduce  HP  generation  capacity.   This  is  particularly  problematic  for  Nurek  Reservoir in Tajikistan (Kokorin 2008).    Potential to  Improvement  in  water  management  in  Kyrgyz  can  increase  HP  generation  24 National water resources are predominantly surface water (24,000 m3 per km2, Kokorin 2008).  32 Benefit  capacity.  Rehabilitation of Tajikistan’s HP generation capacity and improvement in water  management  have  potential  for  energy  trade  with  southern  neighboring  countries.  (6) Arctic Russia and Siberia    Exposure  The  energy  sector  is  likely  to  be  directly  affected  by  significant  warming,  melting  permafrost;  reduced  sea  ice;  increased  and  more  intense  patterns  of  rainfall;  and  natural  disasters  including  landslides,  and  flooding.    Runoff  will  increase significantly.   Sensitivity  The  region  is  highly  sensitive  to  these  changes,  particularly  in  areas  with  major  population  centers  and  infrastructure,  oil  and  gas  exploration  and  production  zones,  and  areas  of  discontinuous  permafrost  subject  to  freeze‐thaw  patterns.   Some  areas  are  already  experiencing  impacts.  Siberia  is  generally  self  sufficient25  and  well  balanced  in  terms  of  energy  supply.  However  large  power  deficits exist in parts (Central Krasnoyarsk, Omsk, South Kuzbass, Altai, etc).    Adaptive  Extractive  industry  already  used  to  working  in  harsh  environments  and  Capacity  technology  responses  are  available  to  address  many  concerns  as  demonstrated  by  reduced  vulnerability  of  the  oil  and  gas  sector  in  Alaska,  Canada,  Scandinavia  however  this  will  come  at  a  cost;  awareness  and  financing  are  likely to be potential issues in Arctic Russia and Siberia.   Adverse  Onshore: (i) electric facilities and extensive networks in south‐central Siberia are  Implications  in  areas  of  moderate  risk  (US  Arctic  Research  Commission  2003);  (ii)  Bilibino  nuclear  station  and  its  grid  occupy  an  area  of  high  hazard  potential  (US  Arctic  Research  Commission  2003);  (iii)  oil  and  gas  pipelines  are  located  in  areas  vulnerable  to  freeze‐thaw  processes;  potential  for  accidents  and  spills;  (iv)  reduced  access  time  to  facilities  (oil,  gas,  mining)  dependent  on  sufficiently  frozen  ice  roads  and  tundra.  Related  increase  in  maintenance  costs  or  areas  become  less  attractive  for  economic  for  developers;  (v)  potential  for  structural  failure  of  infrastructure.  Heavy,  multi  storey  buildings  in  northern  Russia  already  experiencing  problems;  (vi)  weakening  walls  of  open  pit  mines  lead  to  pollutant  effects  from  large  mine  tailing  disposal  as  frozen  layers  thaw’  (vii)  More  electricity  for  cooling  burdening  capacity  and  potentially  leading  to  peak  connected  load  problems  (summers  may  be  extremely  hot  and  dry  even  in  Siberia  due  its  continental  climate).  Summer  peaks  unlikely  to  outweigh  winter  ones.   Offshore:  (i)  increased  potential  for  coastal  erosion  due  to  melting  sea  ice  and  increased  wave  action;  (ii)  arctic  oil  and  gas  reserves  –  issues  of  sovereignty,  security,  safety,  environment;  (iii)  trans‐arctic  shipping  initially  more  difficult;  (iv) pollution risks – oil spills at high latitudes last longer.  Potential to  Rising  temperatures  lead  to  reduced  heat  demand  and  costs;  flattening  of  Benefit  demand  profile.   Wind  load  reductions  in  some  parts  will  relieve  wind  load  on  buildings  and  infrastructure.    Melting  Sea  Ice  brings  significant  economic    45  percent  of  Russia’s  HP  systems  are  located  in  Siberia,  77  percent  oil  stock,  80  percent  coal  25 and 85 percent natural gas resources.    33 opportunities:  (i)  North  sea  route  opens  for  commercial  shipping  with  navigation  season  increasing  to  120  days  from  current  20‐30  days  by  end  of  century;  (ii)  Increased  marine  access  to  offshore  Arctic  mineral  resources;  (iii)  trans‐arctic  shipping  during  summer  feasible  in  several  decades;  and  (iv)  coal  mines in Siberia that export by ocean experience savings.    (7) Russia’s Regions – North Caucasus, Central and Volga, Baltic Russia, Far East and Urals    Exposure  Significant  historical  warming  in  Far  East  and  wetting  in  N.  Caucasus,  Siberia,  Far  East  and  Urals.  All  regions  exposed  to  flood  risk;  S.  Siberia  drought;  landslides  in  N.  Caucasus,  Far  East  and  Urals.   High  wind  speeds  observed  in  Far  East  and  southern  parts  of  European  Russia.      Warming  increasing  in  all  regions.    Mean  annual  rainfall  increasing  significantly  in  Far  East  and  Urals;  and  less  significantly  in  the  Baltics.  Increased  rainfall  intensity  and  extreme  events  in  all  regions  except  N.  Caucasus  which  will  see  a  decline.    Declining  interval  between  wet  days  everywhere.   Significant  runoff  increase  in  Far  East  and  Urals;  less  significant  in  central  and  Volga  regions,  Baltics.    Declining  runoff in N. Caucasus.     Sensitivity  Everywhere  ‐  generation  constraints  and  problems  meeting  demand  due  to  rapid industrial growth and rising end user consumption; limited incentives for  efficient consumption.    ‐ Urals rely on gas fired (75%) generation. Power shortage at peak demand.    ‐ NW  Russia  relies  on  HP  (15  percent),  CHP  (37  percent),  NP  (29  percent)  and  condensation  stations  (20  percent).   A  21‐22  percent  power  shortage  is  forecast for 2020.    ‐ Central  Volga  network  carrying  constraints  and  severe  power  shortages  in  parts‐  e.g.  Nizhegorods  and  Saratovskaya  oblasts–  despite  adequate  generation  capacity  (50  percent  CHP,  26  percent  HP,  17  percent  NP).  Shortages  projected  for  2010‐11  linked  to  industrial  growth  and  low  water  inflow to HP storage systems and cascades26.  ‐ Far East is self sufficient. CHP (30 percent of supply). Shortages projected.    ‐ Caucasus  relies  on  CHP  (55  percent),  HP  (31  percent)  and  NP  (11  percent).   Power shortages are projected.  Adaptive  Urals  and  Central  Volga  regions  propose  power  system  integration  to  address  Capacity  supply  shortages.  Energy  efficiency  and  demand  side  management  could  reduce vulnerability during peak demand.    Adverse  Cost  savings  could  result  from  shorter  heat  seasons.  Increasingly  variable  Implications  climate  –  e.g.  heat  season  of  ‐20  days  in  1  year  and  +5  days  the  next  –  means  generation  capacity  and  fuel  stockpiles  need  to  be  sized  for  a  range  of  conditions,  affecting  costs  and  management.    HP  production  could  rise  with  precipitation  but  dam  reinforcement  and  reservoir  management  may  be  more  difficult (balancing storage with flood protection, Kokorin 2008).  Glacial melt in  N. Caucasus could reduce water availability in medium term.  Extreme weather    The  Volzhsko‐Kamskiy  cascade  was  20%  below  normal  levels  in  spring  2006.    In  September  26 2006  Kuybyshevskoe  storage  pool  lacked  7km3  of  inflow  and  this  alone  caused  300  million  kWh  of electricity shortages.  34 ‐  floods,  strong  winds,  snowstorm  and  heavy  rain  ‐  could  adversely  impact  infrastructure.    Catastrophic  flooding  is  projected  for  the  Don  River  Basin,  North Caucasus and mountain zones in the Far East (Kokorin 2008).    - Ural thawing permafrost may damage infrastructure.  - Baltic  Russia  more  power  for  cooling  burdening  capacity,  potentially  leading  to  peak  connected  load  problems.  Summer  peaks  unlikely  to  outweigh  winter  ones.  Rising  groundwater  levels  are  impacting  some  cities  particularly  in  European  Russia  (e.g.  St  Petersburg  is  exposed  to  catastrophic  flood  risk  too).  Potential  adverse  impacts  on  urban  energy  infrastructure (Kokorin 2008).     - Central  and  Volga  Potential  issues  for  summer  peak  electricity  consumption due to increased cooling demand. Winter peaks may remain a  bigger issue.   - Far  East  Russia  –More  electricity  for  cooling  burdening  capacity  and  potentially  leading  to  peak  connected  load  problems.  Summer  peaks  unlikely to outweigh winter ones.  - N.  Caucasus  –  Summer  peak  connected  load  problems  could  arise  due  to  cooling  demand.    Declining  summer  rain  could  be  (partially)  offset  by  increasing  snow  melt  but  could  also  aggravate  capacity  constraints  leading  to  power  shortages  during  summer  peak  load.    Winter  peak  shortages  could  be  alleviated  by  increased  winter  rain.  Declining  run‐off  will  negatively impact HP generation.   Potential to  Heating periods will reduce 3‐4 days per year on average, up to 5 days in S. Far  Benefit  East,  S.  Kamchatka.  Heat  season  could  decline  5‐10  percent  by  2025  (Kokorin  2008).   Wind  generation  potential  will  declined  by  a  factor  of  2  due  to  changing  atmospheric circulation in the Baltics and Far East (Kokorin 2008).   - Urals  Warmer  winters  will  smooth  electricity  consumption  and  cut  the  demand for heat.     - Baltic  Russia  Increasing  runoff,  rising  summer  and  winter  precipitation  will  positively  influence  HP  generation.    Warmer  winters  will  smooth  out  electricity consumption and reduce demand for heating.  - Central  and  Volga  Increasing  runoff,  rising  summer  and  winter  precipitation  could  alleviate  low  inflows  to  HP  reservoirs  and  cascades,  mitigating  generation  constraints.  Winter  peak  consumption  likely  to  be  less problematic and annual electricity consumption profile could flatten.  -  Far  East  Rising  summer  and  winter  precipitation,  glacial  melt  and  runoff  will positively impact HP generation. Warmer winters will flatten electricity  consumption profile, reduce heat demand.   - N.  Caucasus  winter  peak  shortages  could  be  alleviated  by  increased  winter  rain.      35 7 How Can We Reduce Vulnerability? Adaptation  strategies,  in  contrast  to  mitigation,  need  to  be  locally  rather  than  globally  based since there is great variation in the response of similar systems to climate change –  linked  to  attributes  such  as  geographic  location,  and  sensitivity  of  receptors.    While  ECA’s  energy  sector  will  undoubtedly  be  impacted  by  climate  change,  the  degree  of  impact  is  uncertain  and  will  vary  by  sub‐region.    Based  on  historic  patterns  and  projected  trends  impacts  are  likely  to  be  negligible  or  maybe  even  slightly  positive  in  northern  parts  of  Europe  that  will  see  decreased  heat  demand  and  greater  hydro  and  wind  power  production  potential.    In  south  Eastern  Europe  and  parts  of  Central  Asia  systems  dependent  on  hydropower  or  that  currently  suffer  supply  constraints  are  more  likely to be vulnerable to the negative impacts of declining run‐off and general warming.    Permafrost  zones  in  Arctic  and  Siberian  Russia  are  also  likely  to  be  negatively  affected  although  major  economic  benefits  are  expected  due  to  increased  access  to  offshore  areas  including untapped offshore mineral resources.      Many of the issues discussed in Section 6, are not new to the energy sector and technical  solutions exist, albeit at a cost.  The sector is also quite resilient.  The oil and gas industry  has  much  experience  in  working  in  harsh  conditions  and  there  are  many  examples  of  innovative  technical  solutions  to  adapt  to  challenging  environments.    For  example,  Alaska  faces  similar  concerns  to  Arctic  and  Siberian  Russia  but  has  demonstrated  increased  resilience  to  changing  climate.   Construction  standards  have  been  adapted  to  reflect  changing  conditions  and  to  reduce  the  vulnerability  of  infrastructure  to  melting  permafrost,  e.g.  deeper  pilings  are  used,  air  is  allowed  to  circulate  beneath  buildings,  thicker  insulation  is  employed,  and  facilities  are  located  on  gravel  pads  or  other  insulated  materials.    Buildings  and  infrastructure  are  generally  lighter  weight  and  subject  to  regular  repair  and  maintenance  programs.    The  Trans‐Alaska  Oil  Pipeline  is  an  example  of  good  adaption.    Here  a  range  of  measures  are  employed  to  increase  resilience  including  elevating  the  pipeline  above  ground  level  in  areas  of  excess  ice;  using  vertical  supports  with  heat  pipes  to  cool  permafrost  in  winter,  lower  the  mean  ground  temperature  and  prevent  thaw  in  summer;  and  burying  sections  of  the  pipeline  with  thick  insulation  and  refrigeration  (US  Arctic  Research  Commission  2003).   Structural  measures  are  complemented  with  routine  monitoring,  repair  and  maintenance programs.      The  power  sector  also  has  significant  expertise  in  managing  day  to  day  grid  operations  to  adjust  to  and  cope  with  short  term  weather  changes  when  dispatching  and  pricing  energy.    While  there  is  less  awareness  and  planning  for  long  term  changes  outside  historic  norms,  the  sector’s  ability  to  adapt  to  change  in  the  short  term  provides  a  basis  for  longer  term  management.    Regional  energy  cooperation  through  trade  and  power  swaps  is  also  common  strategy  for  managing  supply‐demand  constraints  and  energy  36 security,  e.g.  southeastern  Europe  is  presently  increasing  regional  grid  interconnections  to improve supply and increase efficiency.      While  the  sector  is  resilient  the  key  question  facing  both  regulators  and  the  private  entities  given  the  inherent  uncertainties  in  climate  modeling,  and  the  extent  and  success  of global mitigation efforts is how far and to what extent the energy sector should adapt  today.    There  are  many  advocates  of  risk  based  and  flexible  adaptation  strategies  for  existing  and  planned  infrastructure.    This  could  include  no‐regrets  and/  or  win‐win  investments;  the  development  of  emergency  plans  for  sudden  and/  or  severe  energy  shortages;  the  deployment  of  monitoring  systems  to  track  and  assess  the  degree  of  climate  change  and  identify  when  parameters  are  exceeded  that  may  influence  adaptation  decisions;  and  research  and  development  of  for  example  new  technologies.   Finadapt  (2005a)  for  example  advocates  the  use  of  underground  power  cables  and  improved construction and maintenance techniques to adapt to winter time cabling risks  from  heavy  rain,  high  winds,  icing  or  other  events.   While  the  EU  supports  learning  by  doing  to  improve  knowledge  and  support  commercialization  of  carbon  capture  and  storage technology.  And BP (2006) is supporting the development of alternate fuels and  technologies  with  two  pilot  hydrogen  power  stations27  planned  for  Scotland  and  California.      It  will  be  important  to  engage  with  a  broad  range  of  stakeholders  to  design  effective  adaptation  strategies  and  ensure  buy‐in.    Cities  will  be  an  important  counterpart  requiring  cross  sector  adaptation  solutions  due  to  increasing  urbanization  trends  and  their  rapid  growth  in  energy  demand.    A  number  of  cities  have  already  taken  steps  to  reduce their vulnerability (see Box overleaf).     In  summary,  many adaptation  measures  can  be  anticipated  for  ECA’s  energy  sector,  but  they  will  come  at  a  cost;  financing  is  likely  to  be  an  issue.   Some  common  strategies  to  address vulnerabilities identified in Section 6 are discussed overleaf.    27  Coal  and  gas  are  separated  into  hydrogen  and  used  to  generate  power  while  carbon  dioxide  is  stored.    37 Urban Design and Land Use Planning Cities  are  important  and  growing  consumers  of  energy  –  around  75  percent  of  world  population  expected  to  be  urbanized  by  2030  (BP  2006)  –  policy  and  regulation,  together  with  land  use  planning,  design  and  construction  standards  will  play  an  important  role  in  reducing  overall  consumption  and  improving  resilience.   For  example,  clustering  of  high  density  residential  and  commercial  land  use  can  improve the efficiency of combined heat and power systems; streets can be laid out to optimize potential  for  solar  energy  use;  and  by  minimizing  paved  surfaces  and  planting  trees  urban  heat  island  effects  can  be  mitigated  together  with  demand  for  cooling  (UNFCCC  2006).    A  number  of  cities  have  set  climate  goals or formed working groups to manage climate concerns.      In  Portland,  Oregon  a  task  force  was  established  in  March  2007  that  aims  to  reduce  fossil  fuel  dependency  and  consumption,  expand  energy  efficiency  programs,  facilitate  emergency  planning,  and  engage  and  build  ownership  in  the  community.    While  the  Cool  Communities  program  in  New  York  City  (NY  2000)  combined  landscaping  (urban  forestry)  and  design  standards  (high  albedo  surfaces  on  roofs and pavements) to reduce the heat island effect and save energy (by 3‐35 percent).       A  number  of  ‘Eco‐cities’  have  chosen  low  energy  and/  or  zero  carbon  growth  paths;  bringing  mitigation  and adaptation gains.  Freiburg im Breisgan in Germany also known as the ‘solar’ city has a strong focus  on  energy  efficiency  and  renewable  energy  and  Dongtan  in  China  has  adopted  a  zero‐emission  vision.   In  Wallington,  South  London  (ETAP  2006)  buildings  have  been  designed  to  be  energy‐efficient.   Design  measures  target  heat  loss  reduction,  installation  of  solar  panels,  increased  insulation  and  laying  out  buildings  specifically  with  north‐south  frontage  (south‐facing  buildings  take  advantage  of  sun  heating,  north‐facing  workspaces  avoid  the  need  for  cooling).    Appliances  installed  in  the  buildings  have  been  chosen  for  efficiency  and  full  advantage  has  been  taken  of  planting  opportunities  in  communal  open  space, private gardens and green roofs.     Centralized  district  cooling  systems  are  an  alternative  to  traditional  air  conditioning  and  are  growing  in  popularity  particularly  in  Scandinavia  (e.g.  Sweden,  Finland).    In  addition  to  reducing  the  electricity  load  at  times  of  peak  summer  demand,  they  have  the  advantage  of  being  5‐10  times  more  efficient  than  electric  power  air  conditioning.   WP  2007  estimates  if  25  percent  of  Europe’s  cooling  demand  were  met  through  district  cooling,  there  would  be  savings  of  50‐60  TWh  electricity  and  40‐60  million  tonnes  CO2e  a year.      Fortum  runs  a  district  cooling  system  in  Stockholm,  Sweden,  that  provides  7  million  square  meters  of  commercial area with district cooling.  In Helsinki, Finland, the Salmisaari power plant transmits cooling  energy  via  a  pipe  network  to  the  districts  of  Ruoholahti  and  Kamppi.      Contrary  to  expectations,  both  networks  provide  cooling  year  round  due  to  process  cooling  needs  from  electronic  equipment  and  appliances (computers, refrigeration), and solar heat entering large windows.    Asset  Refurbishment  and  Construction  –  significant  investment  is  anticipated  for  energy  sector  assets  (new  and  existing)  in  ECA  over  the  coming  decades.    Given  the  typical  lifespan  of  these  assets,  ranging  between  30‐50  years,  this  presents  a  unique  window  of  opportunity  to  address  climate  mitigation–  e.g.  by  reducing  the  overall  carbon  footprint  and  adopting  cleaner  technologies,  such  as  super‐  and  ultra‐critical  boilers,  and  integrated  gasification  combined‐cycle  plants  –  and  climate  adaptation,  incorporating  projected  climate  change  in  their  design.  To  improve  climate  resilience  38 new  design  codes  and  construction  standards28  may  need  to  be  developed  with  supporting  regulation  and  enforcement  to  address  for  example  permafrost  melt  in  the  far  north  or  reduced  water  availability  in  southern  and  eastern  sub‐regions.  Design  and  construction  changes  could  also  be  complemented  by  an  analysis  of  failures,  routine  maintenance, emergency planning, and improved climate data and forecasting.       In areas subject to permafrost melt, adaptation strategies are likely to combine upgraded  or  new  building  codes  and  construction  standards  (such  as  those  deployed  in  Alaska);   targeted rehabilitation of key assets located in high risk areas;  emergency planning; and  improved  maintenance  programs  for  key  infrastructure  and  pipelines  including  monitoring,  early  warning  systems  for  thermokarst,  and  regular  inspection.    Higher  construction  standards  are  likely  to  be  required  for  ships  navigating  arctic  waters  together  with  ice  breaking  services,  enhanced  emergency  response  in  dangerous  areas  and improved oil‐ice clean up capacity.  New regulations may also be required for ships,  offshore  structures,  and  port  facilities  to  reduce  oil  spill  risk  and  improved  ice  charting  and forecasting.      In  the  case  of  hydropower  systems  the  structure  of  existing  dams  may  need  to  be  enhanced to cope with more variable run‐off and increasing precipitation, landslide, and  mudslide.   New  facilities  may  require  enhanced  water  storage  and  decisions  may  need  to  be  taken  regarding  their  location  in  areas  with  significant  risk  of  declining  run‐off.   Operational  measures  including  contingency  planning  for  load  leveling  and  good  reservoir  management  practices  (e.g.  storing  water  for  use  during  high  load  periods,  managing  sedimentation  in  reservoirs  to  minimize  impact  on  capacity)  could  also  improve resilience.      Water  Resource  Management  –  Particularly  in  south  eastern  and  eastern  regions  of  ECA,  as  run‐off  declines  and  warming  and  evaporation  rise,  trans‐boundary  and  inter‐ sector  water  management  will  be  increasingly  required  to  prioritize  and  optimize  use  and  ensure  that  energy  sector  vulnerabilities  are  adequately  addressed.    Measures  to  reduce  water  losses,  encourage  water  savings  and  improve  the  efficiency  of  water  use  across  the  economy  will  support  adaptation29.    Operational  strategies  for  thermal  and  nuclear  power  facilities  that  ensure  plants  can  operate  under  water  stress,  identify  alternate  and  cost  efficient  solutions  to  meet  demand  when  plants  cannot  operate,  and  maintain  efficiency  and  safety  during  stop‐start  operations  will  also  increase  resilience  as will the integration of water concerns into site selection and design of new facilities.       28  Some  work  has  been  initiated  by  the  Engineering  Institute  of  Canada,  Canadian  Council  of  Professional Engineers, and Canadian Standards Association (Infrastructure Canada 2006) to take  a look at engineering design standards for a changing climate.  29  For  example  reduce  losses  from  inefficient  irrigation  systems  and  poorly  managed  water  supply networks, or target incentives for water conservation at high consumers.   39 Flood  Management  –central  Europe  in  particular  is  vulnerable  to  flash  flooding  and  landslide  due  to  increasing  heavy  precipitation  and  drought  conditions.    Common  measures  to  improve  resilience  include  identifying  high  risk  areas,  sites  and  energy  facilities;  implementing  a  flood  monitoring  and  early  warning  system;  developing  a  program  of  regular  inspections  for  key  infrastructure  located  in  high  risk  areas;  modifying  or  developing  construction  standards  and  land  use  planning  tools  to  address  landslide  or  flood  risk  through  for  example  limiting  development  on  current  or  anticipated  flood  plain  or  landslide  zones,  or  protecting  energy  facilities  using  physical  barriers;  emergency  planning  and  disaster  risk  insurance.   Finadapt  (2005a)  outlines  an  approach  to  flood  management  that  includes:  mapping  and  modeling;  floodwall  and  dam  upgrades;  revisions  to  legal  frameworks  for  land  use  and  construction;  and  new  standards for flood damage compensation from state funds.  Other options identified by  Infrastructure  Canada  in  2006  are:  expanded  floodplain  areas,  emergency  flood  reservoirs,  preserved  areas  for  flood  water,  and  flood  warning  systems,  especially  for  flash floods.     Demand  Side  Management  –  many  parts  of  Russia,  south  Eastern  Europe,  and  Central  Asia  face  supply  constraints  that  will  only  be  exacerbated  by  climate  change  including  increasing demand for summer cooling.  Energy efficiency programs can provide a  win‐ win  solution  addressing  climate  mitigation  and  adaptation  at  the  same  time  as  improving  energy  security  and  economic  development.  Buildings  have  the  largest  potential for energy efficiency improvements, and management strategies include:     (i) building design – insulation, efficient windows, building orientation to use sun for  heating  and  lighting  of  buildings’  interior  areas,  minimize  north  facing  window  area, ventilation, energy saving building codes;    (ii) codes  and standards – norms and standards for efficient air conditioning as well as  building codes that target cooling needs   (iii) equipment  –  efficient  lighting,  efficiency  standards  for  appliances,  space  heating  and cooling;   (iv) change  consumption  patterns  –  to  reduce  demand  notably  at  peak  hours;  flexible  working hours, leave during hot periods,   (v) low energy cooling –district cooling, ceiling fans, gas air conditioning;  (vi) energy cutoffs – agreement with key industries that supply can be temporarily  cut  off at times of constrained supply in exchange of a reduction in tariffs;  (vii) demonstration – pilot programs, government energy efficiency measures;  (viii) policy – higher energy prices, financial incentives, taxation; and  (ix) awareness  –  training,  education  and  outreach  on  options  and  benefits,  energy  audits and certification.     Despite the benefits, and cost effectiveness of energy efficiency measures, the uptake has  not been as broad as could be expected.  There are a number of barriers, including a lack  of  awareness  of  the  benefits,  financing,  and  most  importantly  a  principal‐agent  40 problem30 that is ‘pervasive, disbursed and complex’ (IEA’s 2007 review of energy efficiency  practice  and  barriers).   Well  designed  and  targeted  policies  will  be  required  to  address  this issue in addition to the measures outlined above.    “The  central  dilemma  investigated  by  principal‐agent  theorists  is  how  to  get  the  employee  or  30 contractor (agent) to act in the best interests of the principal (the employer) when the employee or  contractor  has  an  informational  advantage  over  the  principal  and  has  different  interests  from  the  principal”, http://www2.chass.ncsu.edu/garson/pa765/agent.htm  41 8 References   Argonne  National  Laboratory.  Climate  Change  Impacts  on  the  Electric  Power  System  in  the  Western United States. http://www.dis.anl.gov/news/WECC_ClimateChange.html    Albania  ‐  Climate  Change  Programme/  Unit.  Albania  and  Climate  Change.  http://www.ccalb.org/    ACIA. Arctic Climate Impact Assessment. 2004. Impacts of a Warming Arctic.     Asia  Clean  Energy  Forum.  June  28,  2007.  Policy  and  Finance  Solutions  for  Energy  Security  and Climate Change.    Asian Development Bank (ADB). 12 March 2007. Asiaʹs Energy Needs and  Climate Change:  What  can  be  done?  Speech  by  Haruhiko  Kuroda,  President  Asian  Development  Bank,  at the Chatham House.    Australian  Government,  Department  of  the  Environment  and  Heritage,  Australian  Greenhouse Office.  2005.  Climate Change Risk and Vulnerability: Promoting an Efficient  Adaptation  Response  in  Australia,  by  the  Allen  Consulting  Group.   Consultant  report.   Canberra.    Australian  Government,  Department  of  the  Environment  and  Heritage,  Australian  Greenhouse  Office.   2006.   Climate  Change  Impacts  and  Risk  Management,  by  Broadleaf  Capital International, Marsden Jacob Associates.     BBC.  November  26,  2005.  Big  freeze  grips  northern  Europe.  http://news.bbc.co.uk/2/hi/europe/4474818.stm    BP.  March  8,  2006.  Energy  Trends  and  Technologies  for  the  Coming  Decades.  Address  to  Harvard University Center for the Environment by Iain Conn, Executive Director    CACI.  Central  Asia  Caucasus  Institute.  The  Social  and  Economic  Importance  of  Georgian  Coal. http://www.cacianalyst.org/?q=node/471    CNN.  January  23,  2008.  Drought  Could  Force  Nuclear  Shutdowns,  Lake  Norman  North  Carolina (AP)    Coal,  Oil  and  Gas.  Energy  Information  Administration.  International   Energy Outlook 2007, Chapter 5 – Coal.  http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/coal.html    42 Coal,  Oil  and  Gas.  Berlin  COAL  Forum  Working  Group  Meeting  Brussels  April  4th  2006.  The Future of Coal Fired Power Generation in Europe.  http://ec.europa.eu/energy/coal/background/doc/2006_04_04_berlin_forum_coal.pdf    Coal, Oil and Gas. European Fossil Fuels Forum Berlin 19th October 2006. Coal in Europe.  http://www.ec.europa.eu/energy/oil/berlin/doc/plenary_1/2005_10_19_presentation_ yaxley.pdf    Coal,  Oil  and  Gas.  Energy  Information  Administration.  Central  Asia.  http://www.eia.doe.gov/cabs/Centasia/Background.html    Coal,  Oil  and  Gas.  International  Herald  Tribune.  In  Russian  Energy  Plan,  Coal  is  a  Question Mark.  http://www.iht.com/articles/2007/12/27/europe/letter.php    Coal,  Oil  and  Gas.  Energy  Information  Administration.  Caucasus  Region.  http://www.eia.doe.gov/cabs/Caucasus/Background.html    Commission of the European Communities. October 1, 2007. An Energy Policy for Europe.  Communication  from  the  Commission  to  the  European  Council  and  the  European  Parliament. COM (2007) 1 Final.  http://ec.europa.eu/energy/energy_policy/doc/01_energy_policy_for_europe_en.pdf    Commission  of  the  European  Communities.  2007.  Adapting  to  Climate  Change  in  Europe,  Options  for  EU  Action.  Green  Paper,  From  the  Commission  to  the  Council,  the  European Parliament, European Economic and Social Committee and the Committee  of the Regions    CSIRO.  2006.  Climate  Change  Scenarios  for  Initial  Assessment  of  Risk  in  Accordance  with  Risk  Management  Guidance.  Prepared  for  Australian  Government,  Department  of  the  Environment and Heritage, Australian Greenhouse office    Deutsche  Presse  Agentur  (DPA).  February  1,  2008.  Severe  Weather  Knocks  out  Water  and  Power in Tajikistan    ECO  Cities.  Café  Babel  –  European  Magazine.  Europe’s  Eco  Cities.  http://www.cafebabel.com/en/article.asp?T=A&Id=1167    ECO  Cities.  Wired  magazine  issue  15.05.  Pop‐up  Cities:  China  Builds  a  Bright  Green  Metropolis.  http://www.wired.com/wired/archive/15.05/feat_popup.html    ECO  Cities.  Sacred  Earth  Travel.  Eco‐city  Breaks  –  Stockholm,  Sweden.  http://www.sacredearth‐travel.com/articles/stockholm.php    43 ECO  Cities.  The  Guardian  November  16th  2006.  British  to  Help  China  Build  Eco‐cities.  http://www.guardian.co.uk/business/2005/nov/06/china.theobserver    ECO  Cities.  BBC  news  July  5th  2007.  China’s  Eco‐cities  Face  Growth  Challenge.   http://news.bbc.co.uk/2/hi/business/6756289.stm    ECO  Cities.  St.  Davis  Eco  city  Rationale.  The  Eco‐city  Project.  http://www.eco‐ city.co.uk/default/default.asp?langid=1    ECO  Cities.  The  Independent,  February  6th  2006.  Carbon‐free  Living:  China’s  Green  Leap  Forward.  http://www.independent.co.uk/environment/green‐living/carbonfree‐ living‐chinas‐green‐leap‐forward‐435208.html    ECO  Cities.  The  Independent,  May  4th.  Life,  But  Not  as  We  Know  It.  http://www.independent.co.uk/environment/life‐but‐not‐not‐as‐we‐know‐it‐ 476751.html    Economic  Reconstruction  and  Development  in  South  East  Europe.  Energy  in  South  East  Europe.     http://www.seerecon.org/infrastructure/sectors/energy/oilgas.htm    EEF. District Cooling, A Sustainable Response to Europe’s Rising Cooling Demands.  http://www.europeanenergyforum.eu/archives/european‐energy‐forum/energy‐ management‐and‐policy/district‐cooling‐a‐sustainable‐response‐to‐europes‐rising‐ cooling‐demands    EIA.  Balkans.  Energy  Information  Administration.  The  Balkans  ‐  Background.  http://www.eia.doe.gov/cabs/Balkans/Background.html    EIA.  SE  Europe.  Energy  Information  Administration.  South  Eastern  Europe  ‐  Background.  http://www.eia.doe.gov/cabs/SE_Europe/Background.html    ETAP.  2006.  Environmental  Technologies  Action  Plan.  Development  of  Eco‐cities  in  the  World.  http://ec.europa.eu/environment/etap/pdfs/june06_ecocities.pdf    EUKN.  European  Urban  Knowledge  Network.  Building  the  World’s  First  Eco‐city  –  Dongtan, China.  http://www.eukn.org/eukn/themes/Urban_Policy/Urban_environment/Environment al_sustainability/dongtan‐eco‐city_1348.html    Euroheat.International  Association  for  District  Heating,  District  Cooling  and  Heat  and  Power. http://www.euroheat.org/  44 FINADAPT.  2005.    Impacts  on  the  Energy  Sector  and  Adaptation  of  the  Electricity  Network  business under a changing climate in Finland. Working Paper 10    FINADAPT.  2005a.  The  Challenge  of  Climate  Change  Adaptation  in  Urban  Planning.  Working Paper 13    G8  Summit  2007  Heiligendamm.  June  7,  2007.    Growth  and  Responsibility  in  the  World  Economy, Summit Declaration.     GCSI.  2005.  An  Overview  of  the  Risk  Management  Approach  to  Adaptation  to  Climate  Change  in Canada    Government  of  Canada.  2004.  Climate  Change  Impacts  and  Adaptation,  A  Canadian  Perspective. (pp 139, Transportation)    Helsinginenergia. What is District Cooling?  http://www.helsinginenergia.fi/kaukojaahdytys/en/.   http://www.helsinginenergia.fi/en/cool/os2_1a.html    Human  Development  Report  (HDR).  2007‐08.  Central  Asia:  Background  Paper  on  Climate  Change    IEA.  2004.  Cooling  Building  in  Warming  Climate.  District  Cooling  in  Europe.  http://www.iea.org/Textbase/work/2004/cooling/Frohm.pdf    IAEA.  2004.  Nuclear  Power:  Global  Growth  and  Current  Status.  www.iaea.org/news  center/statements/2004    IEA. 2007. Mind the Gap: Quantifying Principal‐Agent Problems in Energy Efficiency.    Infrastructure  Canada,  Research  and  Analysis  Division.  December  2006.  Adapting  Infrastructure to Climate Change in Canadaʹs Cities and Communities, A Literature Review    International  Federation  of  Red  Cross  and  Red  Crescent  Societies.  September  6,  2005.  Europe’s Summer Floods and Fires. Information bulletin.    International  Federation  of  Red  Cross  and  Red  Crescent  Societies.  February  2,  2008.  China: Snow Disaster. Information bulletin no. 1    IPCC  4th  Assessment  Report.  ʺImpacts,  Adaptation  and  Vulnerability.  Chapters  7,  10,  12,  15, 17, 18 and 19. Working Group II Report  Kattsov,  Vladimir.  2008.  Climate  Change  Projections  anI  impacts  in  Russian  Federation  and  Central Asian Countries  45   Kokorin, Alexey. 2008. Report No.  2 Expected Impact of the  Changing Climate  on Russia and  Central Asia Countries    Kokorin, Alexey. 2008. Report No. 3 Ongoing or Planned Adaptation Efforts and Strategies in  Russia and Central Asia Countries    New Zealand, Ministry for the Environment. 2004. Coastal Hazards  and Climate Change, A  Guidance Manual for Local Government in New Zealand    Romanian Ministry of Environment and Water Management. National Strategy on Climate  Change in Romania 2005‐07    Roshydromet.  2005.  Federal  Service  for  Hydrometeorology  and  Environmental  monitoring.  Strategic  Prediction  for  the  Period  of  up  to  2010‐15  of  Climate  Change  Expected in Russia and its Impact on Sectors of the Russian National Economy    NY. June 19, 2000. Climate Change and a Global City, An Assessment of the Metropolitan East  Coast Region. Assessment Synthesis    NY.  2000a. Preparing  for  Climate  Change  in  the  Metropolitan  East  Coast  Region:  The  Potential  Consequences of Climate Variability and Change, Energy Sector    NY Times. June 20th 2006. Europe’s Image Clashes with Reliance on Coal.  http://www.nytimes.com/2006/06/20/business/worldbusiness/20eurocoal.html    Pew Center on Global Climate Change. February 2006. Agenda for Climate Action    Post  Carbon  Cities.  2007.  Post  Carbon  Cities:  Planning  for  Energy  and  Climate  Uncertainty.  Executive Summary    Post  Carbon  Institute.  Winter  2008.  Post  Carbon  Cities:  Planning  for  Energy  and  Climate  Uncertainty.  Presentation  by  Daniel  Lerch,  Post  carbon  cities  program  manager,  Post  Carbon Institute    REN21. 2007. Renewables 2007, Global Status Report    Reuters Foundation. February 6, 2008. Frozen Tajikistan Appeals for Aid in Winter Crises     Science and Development Network. December 2003. Adapting to Climate Change: Why and  How. Saleemul Huq and Richard JT Klein, Policy Brief  Science‐ebooks. District Cooling.  http://www.science‐ebooks.com/ematrix2/district_cooling.htm  46   Stern,  Nicholas,  Cabinet  Office  –  HM  Treasury.  2007.  The  Economics  of  Climate  Change,  The Stern Review.    Sydney  Morning  Herald  and  Australian  Associated  Press.  May  19,  2007.  Drought  Puts  Pressure on Electricity     Turkey  ‐  Climate  Change.    Green  Horizon  –  Quarterly  Magazine  of  the  Regional  Environmental  Center  for  Central  and  Eastern  Europe.  July  24th  2007.   REC  Supports  Turkeyʹs  Climate  Change  Challenges.  http://greenhorizon.rec.org/rec‐bulletin/success‐at‐ the‐national‐level‐proves‐inspiring‐for‐other‐rec‐country‐offices.html    Turkey ‐  Climate  Change.  Environment  News  Service.Februaty  26th  2007.  Turkey  Moves  to  Address  Climate  Change.  http://www.ens‐newswire.com/ens/feb2007/2007‐02‐16‐ 03.asp    Turkey ‐  Climate  Change.   Europa  –  Press  Release.  October  25th  2006.  The  EU  and  South  East  Europe  Sign  a  Historic  Treaty  to  Boost  Energy  Integration.  http://www.rec.org.tr/climate.htm  http://maps.grida.no/go/graphic/major‐mineral‐fuel‐resources‐in‐europe‐caucasus‐ and‐central‐asia1  http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=IP/05/1346&guiLanguage= en    UK Climate Impacts Programme (UKCIP). 2003. Climate Adaptation: Risk, Uncertainty and  Decision‐making    UK Health and Safety Executive. 2002. Marine Risk Assessment, Offshore Technology Report    UK  Health  and  Safety  Executive.  2006.  Guidance  on  Risk  Assessment  for  Offshore  Installations. Information sheet, Offshore Installation Sheet No. 3/2006    UNDP  Human  Development  Report  (HDR).  2007‐08.  Fighting  Climate  Change:  Human  Solidarity in a Divided World    UNDP. 2008. Energy and Climate Change in Europe and CIS.  Climate Change Adaptation,  Energy and Climate    UNDP. Albania ‐ Climate Change.   http://www.undp.org.al/index.php?page=detail&id=42    UNDP.  Turkey  ‐  Climate  Change  ‐  Enhancing  the  Capacity  of  Turkey  to  Adapt  to  Climate  Change.  47 http://sdnhq.undp.org/opas/en/proposals/suitable/176    UNFCCC.  May  10,  2006.  Application  of  Environmentally  Sound  Technologies  for  Adaptation  to Climate Change. Technical Paper, FCCC/TP/2006/2.    USAID.  August  2007.  Adapting  to  Climate  Variability  and  Change,  A  Guidance  Manual  for  Development Planning.    US  Arctic  Research  Commission.  December  2003.  Climate  Change,  Permafrost,  and  Impacts  on Civil Infrastructure. Permafrost Task Force Report    US  Climate  Change  Science  Program.  October  2007.  Effects  of  Climate  Change  on  Energy  Production and Use in the United States, Synthesis and Assessment Product 4.5.    Van  der  Celen,  Philip.  2008.  Rural  Development  in  the  Western  Balkans.  Chapter  9  –  Managing Climate Change Risk.    World  Bank.  December  2007.  Climate  Action  for  Development.  Meeting  of  Finance  Ministers.  Bali  10‐11  December  2007.  Presentation  by  Kristalina  Georgieva,  Director,  Strategy and Operations, Sustainable Development, World Bank.    World  Bank.  May  11,  2008.  Energy  in  Eastern  Europe  and  Central  Asia,  Opportunities  and  Risks.  Sustainable  Development  Unit  (ECSSD),  Europe  and  Central  Asia  Region.  Draft for Internal Review.     World Bank. 2008a. Climate Change Scenarios. Westphal, Michael.    WP. 2007. http://www.logstor.com/getfile.php?objectid=2135698    48 Annex 1 – Carbon Intensity in Select Countries of ECA and Developing Countries Worldwide      CO2 Emissions 2004   Ratio fossil fuel CO2  CO2 Intensity  million  % increase  emissions to total GHG  Metric tons per  metric  since 1994  emissions in 2000  million US$ GDP  tons  (2000 ppp)  ECA          Azerbaijan  37  ‐9   76  1240  Belarus  55  ‐10  69.4  877  Bulgaria  47  ‐3   74.1  799  Croatia  22  4  73.8  437  Czech Republic  112  ‐6  86.2  638  Hungary  56  ‐2   74.9  366  Kazakhstan  172  12  78.2  1785  Poland  288  ‐10  81.1  632  Romania  95  ‐21  73.4  569  Russia  1685  0  76.9  1298  Slovakia  38  ‐2   76.6  536  Turkey  212  53  58.9  422  Ukraine  364  ‐17  64.9  1300  Uzbekistan  121  24  66.9  2686  Developing Countries Outside ECA  Brazil  337  26  15.1  247  China  4707  68  70.4  661  India  1113  53  56.8  362  Mexico  385  15  60.6  402  South Africa  430  25  81.2  972            Source          Growth and CO2 Emissions: How do different countries fare? Environment Department, World  Bank, October 2007        49 Annex 2 – Energy Priorities, Installed Capacity and Constraints [Adapted from World Bank 2008]  Sub‐ Priorities  Installed Capacity/ Future Additions   Comments and Constraints  region     Regional cooperation  Security/ Diversity  Safety/ reliability  Coal fired power  Competitiveness  Gas fired power  Nuclear power  Meet demand  Hydropower   Environment  Renewable  Efficiency  Imports  CHP  Russia  Caucasus                      Y        Small, peak‐load HP  European                 Y  Y            Replace inefficient gas‐fired plants   Far East                Y      Y    Y      Siberia                    Y  Y          Central Europe  Czech Rep  Y        Y  Y                   Latvia  Y              Energy efficiency program proposed        Y  Y      Lithuania                Possible closure of NP                Poland  Y  Y  Y    Y    Y  Y  Modernize coal sector; import from jointly developed NP in    Y    Y  Y  Y  Lithuania; RE – biomass, wind  Slovakia      Y  Y    Y                    Slovakia                              Possible closure of NP  SE Europe – Need transmission interconnections and coordination; rehabilitation of TPPs, CHP and HP; possible EU driven closure of old TPP, CHP.  Albania  Y            Y        Y      Y  Import fuel such as natural gas as infrastructure available  Bosnia  Y            Y      Y  Y      Y  Import fuel such as natural gas  Bulgaria  Y    Y        Y          Y  Y  Y  Extend working lives and upgrading key power/ heat plants  Croatia  Y            Y        Y          Kosovo  Y            Y      Y            Macedonia  Y            Y              Y  See above  Montenegro  Y            Y      Y  Y      Y  Import fuel such as natural gas  Romania  Y      Y      Y  Y  Y  Y  Y      Y  If new NP not commissioned in time, faces rapid increases in  imports of power or natural gas (TP generation)  Serbia  Y    Y        Y      Y  Y        Rehab/ upgrade HP  50 Sub‐ Priorities  Installed Capacity/ Future Additions   Comments and Constraints  region     Regional cooperation  Security/ Diversity  Safety/ reliability  Coal fired power  Competitiveness  Gas fired power  Nuclear power  Meet demand  Hydropower   Environment  Renewable  Efficiency  Imports  CHP  Black Sea Regions  Armenia   Y      Y        EU pressure to close NP (40% of power supply). Possible RE –  Y  Y    Y  Y    Y  HP and wind‐ and gas‐fired TPP, new NP.   Russia possible  main source for future potential power imports; may not be  able to meet demand.  Issues regarding power affordability  and reliability (gas price) and impact on expansion plans.  Belarus  Y    Y  Y      Y              Y  Ukraine could source of imports. Concern gas price. Highly  dependent energy import from Russia.  Georgia  Y      Y        Y      Y      Y  Russia possible main source for power but may not be able to  meet demand. Concern gas price.  Gas imports.  Moldova        Y    Y  Y  Y  Y  Y      Y  Y  Import Polish coal. Ukraine, Romania possible source of  imports. Concern on gas price. Need to upgrade power  interconnections.  Turkey  Y    Y  Y        Y  Y  Y  Y  Y    Y  Gas‐fired plants supply more than 50% of TP.  Gas imports  from Central Asia and Russia. Gas prices a constraint. RE not  likely to contribute significantly in the near term  Ukraine  Y          Y      Y  Y          Large spare generating capacity, but significant loss also due to  lack of investment and deferred maintenance.  A major  expansion of coal‐fired and NP capacity planned; dependency  on imports of gas and coal to drop from around 60% to  below10% by 2030.  Substantial power exports to Russia,  Belarus, Slovakia, Poland, Hungary, Romania and Moldova.  Caspian and Central Asia – Energy Security. Balance between HP and TP (coal, gas). Major external powers influence on resource development. Substantial energy resources.  Azerbaijan        Y      Y  Y      Y        Power demand from resource industry increasing.  Upgrade  and expansion of power transmission.  Kazakhstan              Y                Progressive, liberalized power market  51 52