Document of The World Bank FOR OFFICIAL USE ONLY Report No: PAD2123 INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION PROJECT APPRAISAL DOCUMENT ON A PROPOSED SCALE UP FACILITY CREDIT IN THE AMOUNT OF EUR 55.7 MILLION (US$59 MILLION EQUIVALENT) TO THE PEOPLE’S REPUBLIC OF BANGLADESH FOR THE POWER SYSTEM RELIABILITY AND EFFICIENCY IMPROVEMENT PROJECT MARCH 30, 2017 Energy & Extractives Global Practice South Asia Region This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of their  official duties.  Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank Group authorization.      CURRENCY EQUIVALENTS (Exchange Rate Effective as of February 28, 2017) Currency Unit = Bangladeshi Taka (BDT) BDT 79.7 = US$1 US$ 1.0603 = EUR 1 FISCAL YEAR July 1 - June 30 ABBREVIATIONS AND ACRONYMS   AGC Automatic Generator Control IPP Independent Power Producer APSCL Ashuganj Power Station Company Limited MMCFD Million Cubic Feet Per Day BAFO Best and Final Offer MPEMR Ministry of Power, Energy, and Mineral Resources BERC Bangladesh Energy Regulatory Commission NLDC National Load Dispatch Centre BPDB Bangladesh Power Development Board NPF New Procurement Framework BREB Bangladesh Rural Electrification Board NWPGC North West Power Generation Company CE Citizen Engagement OEM Original Equipment Manufacturer CPF Country Partnership Framework PGCB Power Grid Company of Bangladesh DLR Dynamic Line Rating PPA Power Purchase Agreement ECoP Environmental Code of Practice PPSD Project Procurement Strategy for Development EMP Environmental Management Plan PMU Project Management Unit EGCB Electricity Generation Company of Bangladesh PSMP Power System Master Plan ESMF Environmental and Social Management Framework RAP Resettlement Action Plan ESMU Environmental and Social Management Unit RPF Resettlement Policy Framework EIRR Economic Internal Rate of Return RMS Regulating and Metering Station ESU Environment and Social Unit SBU Strategic Business Unit FGMO Free Governor Mode Operation SCADA Supervisory Control and Data Acquisition GDP Gross Domestic Product SCD Systematic Country Diagnostic GOB Government of Bangladesh SIA Social Impact Assessment GHG Greenhouse Gas SMP Social Management Plan GNI Gross National Income SVC Static VAR Compensator GWh Giga watt hour VFM Value For Money IDA International Development Association WTP Willingness to Pay Regional Vice President: Annette Dixon Country Director: Qimiao Fan Senior Global Practice Director: Riccardo Puliti Practice Manager: Demetrios Papathanasiou Task Team Leader(s): Md. Iqbal, Issa Diaw   i       BASIC INFORMATION       Is this a regionally tagged project?  Country(ies)  Lending Instrument  No    Investment Project Financing    [  ]  Situations of Urgent Need of Assistance or Capacity Constraints  [  ]  Financial Intermediaries  [  ]  Series of Projects    Approval Date  Closing Date  Environmental Assessment Category  26‐Apr‐2017  31‐Dec‐2021  B ‐ Partial Assessment  Bank/IFC Collaboration         No  Proposed Development Objective(s)    Improve the reliability and efficiency of the power system in Bangladesh through optimization of dispatch  operation.      Components      Component Name   Cost (US$, millions)    Technical Assistance      8.00    Operational Enhancements     47.00    Removal of Transmission Bottlenecks and Improvement of Voltage Quality     22.00    Total     77.00    Organizations      Borrower :   Peoples Republic of Bangladesh      Implementing Agency :  Power Grid Company of Bangladesh (PGCB) Ltd.      ii The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)    [ ✔ ]  [    ] IBRD  [ ✔ ] IDA Credit  [    ] IDA Grant  [    ] Trust  [    ]  Counterpart      Funds  Parallel  Funding  [    ] Crisis Response  [    ] Crisis Response  Financing  Window  Window      [    ] Regional Projects  [    ] Regional Projects  Window  Window  Total Project Cost:  Total Financing:  Financing Gap:    77.00    77.00     0.00    Of Which Bank Financing (IBRD/IDA):        59.00    Financing (in US$, millions)    Financing Source  Amount    Borrowing Agency     6.00    Borrower    12.00    IDA‐60100    59.00    Total    77.00      Expected Disbursements (in US$, millions)      Fiscal Year    2017  2018  2019  2020  2021  2022  Annual     0.00     6.00    15.00    14.00    13.00    11.00  Cumulative     0.00     6.00    21.00    35.00    48.00    59.00         INSTITUTIONAL DATA     Practice Area (Lead)  Energy & Extractives  iii  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   Contributing Practice Areas    Climate Change and Disaster Screening  This operation has been screened for short and long‐term climate change and disaster risks    Gender Tag    Does the project plan to undertake any of the following?    a. Analysis to identify Project‐relevant gaps between males and females, especially in light of country gaps identified  through SCD and CPF    Yes    b. Specific action(s) to address the gender gaps identified in (a) and/or to improve women or men's empowerment    Yes    c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)    Yes      SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)     Risk Category  Rating  1. Political and Governance   Moderate  2. Macroeconomic   Moderate  3. Sector Strategies and Policies   Moderate  4. Technical Design of Project or Program   Moderate  5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   Substantial  6. Fiduciary   Substantial  7. Environment and Social   Low  8. Stakeholders   Substantial  9. Other     10. Overall   Substantial      iv  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) COMPLIANCE     Policy  Does the project depart from the CPF in content or in other significant respects?  [  ] Yes      [✔] No    Does the project require any waivers of Bank policies?   [  ] Yes      [✔] No      Safeguard Policies Triggered by the Project  Yes  No    Environmental Assessment OP/BP 4.01  ✔    Natural Habitats OP/BP 4.04    ✔  Forests OP/BP 4.36    ✔  Pest Management OP 4.09    ✔  Physical Cultural Resources OP/BP 4.11    ✔  Indigenous Peoples OP/BP 4.10    ✔  Involuntary Resettlement OP/BP 4.12  ✔    Safety of Dams OP/BP 4.37    ✔  Projects on International Waterways OP/BP 7.50    ✔  Projects in Disputed Areas OP/BP 7.60    ✔    Legal Covenants        Sections and Description  Financing Agreement (FA), Schedule 2, Section I.A. PGCB Subsidiary Agreement.  Recurrent: Yes.  Due Date:  Effectiveness.    Description: To facilitate the carrying out of the Project, the Recipient shall make the proceeds of the Credit  available to PGCB under a subsidiary loan agreement (“PGCB Subsidiary Loan Agreement”) between the Recipient  and PGCB under terms and conditions acceptable to the Association.        Sections and Description  FA Schedule 2, Section I.B. Safeguards.  Recurrent: Yes.  Due Date: N/A    v  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Description: The Recipient shall, and shall cause PGCB to, ensure that the activities under the Project are carried  out in accordance with the provisions of the ESMF and RPF, the objectives, policies and procedures thereof, and  the social and environmental mitigation measures and monitoring requirements provided therein including any  and all plans, acceptable to the Association, developed thereunder.        Sections and Description  FA Schedule 2, Section I. D. Expenditures to be financed with counterpart funds. Recurrent: Yes.  Due Date: N/A    Description:  1) The Recipient shall cause PGCB, at all times, to remain the entity duly authorized and responsible  for land acquisition and resettlement, compensation and rehabilitation or other assistance during Project  implementation.  2) The Recipient shall, and shall cause PGCB to: (a) ensure that the following expenditures are financed exclusively  out of its own resources or other resources of the Recipient and/or PGCB and not out of the proceeds of the  Credit; and (b) provide, promptly as needed, the resources needed for this purpose: (i) all land required for the  purposes of the Project; (ii) all resettlement and rehabilitation compensation and other assistance to Affected  Persons in accordance with the RAPs; (iii) recurrent expenditures such as workshop allowances, sitting allowances,  cash per diems, honoraria and fuel; (iv) vehicles; and (v) import and supplementary duties and value‐added taxes  at import stage.        Sections and Description  Project Agreement (PA) Sec. I.A.2. Project Management Unit.  Recurrent: Yes.  Due Date: One month after  Effective Date.    Description: (a) By no later than one (1) month after the Effective Date, PGCB shall establish, and thereafter  maintain throughout the period of implementation of the Project, a project management unit headed by a project  director and comprise of competent staff, all with experience and qualification, in numbers and under terms of  reference acceptable to the Association including, inter alia, two (2) procurement specialists, two (2) financial  management specialists, and one (1) monitoring and evaluation specialist.  (b) PGCB shall maintain throughout the period of implementation of the Project its existing dedicated  environmental and social sub‐unit comprise of one (1) environmental specialist and one (1) social specialist, both  with experience and qualifications acceptable to the Association.        Sections and Description  PA Section I.A.3.  Audit Committee.  Recurrent: Yes.  Due Date: One month after Effective Date.    Description: By no later than one (1) month after the Effective Date, PGCB shall establish, and thereafter maintain  throughout the period of implementation of the Project, an audit committee: (a) comprise of staff, with  experience and qualification, in numbers and under terms of reference acceptable to the Association; and (b)  responsible for overseeing and settling any audit issues during the implementation of the Project.  vi  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)       Sections and Description  PA Section I.A.4. Bid/Proposal Evaluation Committee; Probity Assurance Provider.  Recurrent: Yes.  Due Date: N/A    Description: (a) PGCB shall ensure, throughout the period of implementation of the Project, that the final  composition(s) of its bid/proposal evaluation committee(s) are agreed with the Association.  (b) At any stage of the procurement processes of contracts defined as high value in the Procurement Plan and  following a request from the Association, PGCB shall hire an independent third party under terms of reference  satisfactory to the Association for providing probity assurance over those high value contracts.        Sections and Description  PA Section I.A.5. Memorandum of Understanding.  Recurrent: Yes.  Due Date: Two months after Effective Date.    Description:  By no later than two (2) months after the Effective Date, PGCB shall enter into, and thereafter  maintain throughout the period of implementation of the Project, a memorandum of understanding with BPDB  and the selected power generator plants to be supported under the Project, under terms and conditions  satisfactory to the Recipient and the Association, to allow an agile implementation of, and close coordinating  during, the carrying out of the frequency control activities to be carried out under the Project.        Sections and Description  PA Section I.D. Safeguards.  Recurrent: Yes.  Due Date: N/A    Description:  1. PGCB shall carry out the Project in accordance with the provisions of the ESMF and RPF and the  relevant Safeguards Assessments and Plans.    2.    Whenever an additional or revised Safeguard Assessment and Plan shall be required for any proposed Project  activity in accordance with the provisions of the EMF and/or the RPF, as the case may be, PGCB shall:  (a)  prior to the commencement of such activity, proceed to have such Safeguard Assessment and Plan: (i)  prepared and publicly consulted on in accordance with the provisions of the EMF and/or the RPF, as the case may  be; (ii) furnished to the Association for review and approval; and (iii) thereafter adopted and disclosed as  approved by the Association, in a manner acceptable to the Association;   (b)  thereafter take such measures as shall be necessary or appropriate to ensure compliance with the  requirements of such Safeguard Assessment and Plan and not amend, suspend or abrogate any provisions of the  Safeguards Assessment and Plan without the prior written agreement of the Association; and  (c)  in the case of any land acquisition or resettlement activity under the Project involving Affected Persons,  ensure that no displacement shall occur before necessary resettlement measures consistent with the RAP  applicable to such activity have been executed, including, in the case of displacement, full payment to Affected  Persons of compensation and of other assistance required for relocation, prior to displacement.    3.  PGCB shall: (a)  ensure that any technical assistance to be supported under the Project is carried out under  vii  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) terms of reference satisfactory to the Association following its review thereof and, to that end, said studies shall  duly incorporate the requirements of Association’s Safeguard Policies and be publicly disclosed and consulted  upon in accordance with the Association’s Safeguard Policies; and (b) ensure that any capacity building activities  under the Project are consistent with, and pay due attention to, the Association’s Safeguard Policies.        Conditions      Type  Description  Effectiveness  The PGCB Subsidiary Loan Agreement has been duly authorized or ratified by the  Recipient and PGCB and is legally binding upon the Recipient and PGCB in  accordance with its terms.       Type  Description  Effectiveness  The Additional Condition of Effectiveness consists of the following:     The PGCB Subsidiary Loan Agreement has been executed on behalf of the  Recipient and PGCB and all conditions precedent to its effectiveness or to the right  of the Recipient to make withdrawals under it (other than the effectiveness of this  Agreement) have been fulfilled.           PROJECT TEAM     Bank Staff  Name  Role  Specialization  Unit  Team Leader(ADM  Md. Iqbal  Power Engineering  GEE06  Responsible)  Issa Diaw  Team Leader  Power Systems  GEE06  Procurement Specialist(ADM  Tanvir Hossain  Procurement  GGO06  Responsible)  Financial Management  Mohammed Atikuzzaman  Financial Management  GGO24  Specialist  Debabrata Chattopadhyay  Team Member  Power Systems  GEESO  Gunjan Gautam  Team Member  Operations  GEE06  Iqbal Ahmed  Team Member  Environment Safeguards  GEN06  Economic and Financial  Liliana Elisabeta Benitez  Team Member  GEE05  Analysis  Md. Bazlul Kadir  Team Member  Procurement  GEE06  viii  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Md. Tafazzal Hossain  Team Member  Program Assistant  SACBD  Mohammad Sayeed  Team Member  Financial Management  GEE06  Nadia Sharmin  Safeguards Specialist  Environment Safeguards  GEN06  Sabah Moyeen  Safeguards Specialist  Social Safeguards  GSU06  Shaukat Javed  Team Member  Program Assistant  GEE06  Sheoli Pargal  Team Member  Economics  GEEES  Zubair K.M. Sadeque  Team Member  Financial Analysis  GEE08    Extended Team  Name  Title  Organization  Location         ix  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   BANGLADESH POWER SYSTEM RELIABILITY AND EFFICIENCY IMPROVEMENT PROJECT TABLE OF CONTENTS I.  STRATEGIC CONTEXT ............................................................................................................... 1  A. Country Context .................................................................................................................. 1  B. Sectoral and Institutional Context ...................................................................................... 1  C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes ................................................. 6  II.  PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES ..................................................................................... 6  ...................................................................................................................................... 6  A. PDO  B. Project Beneficiaries ............................................................................................................ 7  ............................................................................................... 7  C. PDO‐Level Results Indicators  III.  PROJECT DESCRIPTION ............................................................................................................ 7  ............................................................................................................ 7  A. Project Components  B. Project Cost and Financing ................................................................................................ 10  C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design ...................................................... 11  IV.  IMPLEMENTATION ................................................................................................................. 12  A. Institutional and Implementation Arrangements ............................................................. 12  B. Results Monitoring and Evaluation ................................................................................... 13  C. Sustainability ..................................................................................................................... 13  V.  KEY RISKS ............................................................................................................................... 14  A.  Risk Rating Summary Table ............................................................................................. 14  VI.  APPRAISAL SUMMARY ........................................................................................................... 15  A. Economic Analysis ............................................................................................................. 15  B. Technical ............................................................................................................................ 17  C. Financial Management ...................................................................................................... 18  D. Procurement ..................................................................................................................... 18  E. Social (including Safeguards) ............................................................................................. 19  F. Environment (including Safeguards) ................................................................................. 21  H. World Bank Grievance Redress ......................................................................................... 22  ............................................................................ 23  VII. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING  x  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) ANNEX 1: DETAILED PROJECT DESCRIPTION ................................................................................ 30  ANNEX 2: IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS ........................................................................... 37  ANNEX 3: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN .............................................................................. 51  ANNEX 4: ECONOMIC ANALYSIS ................................................................................................... 53  MAP ............................................................................................................................................... 64            xi  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) I. STRATEGIC CONTEXT  A. Country Context  1. Bangladesh’s economy has performed well over the past decade. Its Gross Domestic Product (GDP)  growth has risen by one percentage point per decade, from an average of 3.7 percent per annum in the  1980s to over 6 percent since 2010. This sustained growth was achieved despite the adverse impacts of  the global recession, oil price rise, unrest in the Middle East (an important source of healthy remittance  inflow) and natural disasters. Bangladesh has moved up to lower‐middle income status in Fiscal Year (FY)  14 from low income group. The country has not only maintained the minimum requirement of the per  capita  income  in  the  past  consecutive  three  years,  but  also  achieved  a  phenomenal  rise  in  the  Gross  National Income (GNI) in the just concluded fiscal year. Its per capita income soared to US$1,314 at the  end of FY15 which was US$1,190 in FY14 and US$1,154 in FY13. This economic growth has largely been  dependent on a reliable and affordable supply of electricity. Moreover, the national poverty rate fell from  44.2 percent in 1991‐92 to 18.5 percent in 2010, and to 14.4 percent in 20161. However, challenges to  poverty  reduction  and  shared  prosperity  remain  as  the  recent  sustained  growth  has  widened  infrastructure  deficits  in  electricity,  transport  and  telecommunication.2  In  particular,  Bangladesh’s  economy could have performed much better if the energy infrastructure had developed in line with the  economic demands.     2. The supply of power has not been able to keep pace with the rapid growth of electricity demand,  resulting in frequent outages and load shedding3. This has major effects on the economy as a majority of  manufacturing and service firms in Bangladesh identify that absence of reliable electricity supply is the  most important constraint to smooth operation and expansion of their businesses. The 2013‐World Bank  Enterprise survey report showed that businesses suffered power outages for 840 hours per year on an  average, resulting in an output loss equivalent to 3 percent of GDP. In the same vein, Bangladesh was  ranked the lowest out of 189 economies on the ‘Getting Electricity’ indicator in the 2016‐‘Doing Business  Report’ prepared by the World Bank.     3. Finally,  the  constraint  identified  above  in  terms  of  access  and  quality  of  service  is  also  affecting  households and translates into a 407 kWh/year electricity consumption per capita, one of the lowest in  the  world  and  lower  than  most  of  the  South  Asian  countries.  About  78  percent  of  the  population  has  access  to  electricity  with  almost  full  coverage  in  urban  areas  but  only  70  percent  of  households  have  access in rural areas.     B. Sectoral and Institutional Context    4. Bangladesh has implemented an ambitious power sector reform program over the last 20 years to  improve sector performance and create an enabling environment to attract private and public investment  1 As per ‘Bangladesh Development Update’, The World Bank, October 2016. The first two poverty rates are based  on survey data and the third one on “projected actuals”.  2  Bangladesh is ranked 107th out of 140 countries on Global Competitiveness Index and 120th on quality of electricity  supply. The Global Competitiveness Survey identified inadequate supply of infrastructure as the most problematic  factor for doing business along with corruption.    3  Capacity shortfall of 1,000MW on average culminating with a nationwide black‐out in November 2014.  1  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) in sectoral development. The country made substantial progress but still needs to tackle major challenges  linked to (i) finalization of the institutional reforms to ensure technical and financial sustainability of the  sector  (ii)  timely  financing  and  implementation  of  the  investment  needed  to  match  the  demand  for  electricity  and  reach  universal  access  and,  (iii)  improvement  of  the  operational  performance  and  the  quality of service.    Power sector reform and current institutional set up    5. The Ministry of Power, Energy, and Mineral Resources (MPEMR) is responsible for the power sector.  Its Power Division is overseeing the electricity generation, transmission and distribution activities as well  as the development of renewable energy. Power Cell was established in 1996 as an analytical and advisory  body of the Ministry, to assist Power Division to design, facilitate, and monitor reform measures in power  sector.    6. The  Bangladesh  Power  Development  Board  (BPDB)  was  created  in  1972  to  handle  the  sector  as  a  vertically integrated entity. However, the sector went through successive restructurings starting with the  creation of the Bangladesh Rural Electrification Board (BREB) in 1977 to build and operate rural electricity  distribution networks using a cooperative model. In 1994, the country approved the Power Sector Reform  Program  which  paved  the  way  for  further  unbundling.  As  a  result,  three  (3)  generation,  one  (1)  transmission and three (3) distribution entities as well as a regulatory body (Bangladesh Energy Regulatory  Commission‐ BERC) were formed. However, BPDB retained a large portion of public generation and a part  of  distribution,  and  it  has  been  acting  as  a  single  buyer.  Figure  1  illustrates  the  current  institutional  structure of the sector.  Figure 1: Institutional Structure of Bangladesh Power Sector  Government and Regulatory Institutions Bangladesh Energy Regulatory Ministry of Power, Energy and Commission (BERC) Independent Mineral Resources (MPEMR) Relationship Power Cell Office of Energy Audit and Chief Electrical Inspector Power Sector Companies and State Owned Enterprises Generation BPDB (35%) APSCL (10%) NWPGC (3.5%) EGCB (5%) IPPs (42%) Small IPPs IPPs (42%) include Small IPPs; missing 4.5% represents power import. Transmission Power Grid Company Bangladesh (PGCB)   Distribution BPDB (24%) DPDC (18%) DESCO (10%) WZPDCL (6%) BREB (42%)   2  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 7. On  the  generation  segment,  the  Ashuganj  Power  Station  Company  (APSCL),  Electricity  Generation  Company (EGCB) and Northwest Power Generation Company (NWPGC) have been created as part of the  unbundling  process.  Several  Independent  Power  Producers  (IPPs)4  are  operating  as  well  as  the  Rural  Power Company Ltd (RPCL).    8. As  part  of  the  unbundling  of  the  power  sector  along  functional  lines,  the  Power  Grid  Company  of  Bangladesh (PGCB) was established in 1996 to own, operate and expand the country’s power transmission  assets.  It  took  over  the  transmission  assets  and  associated  staffing  from  BPDB  in  2002.  It  generates  revenue from a wheeling charge determined by the regulator.    9. On  the  distribution  side,  there  are  two  corporatized  distribution  companies  that  supply  power  to  Dhaka, the capital city. These are Dhaka Electric Supply Company (DESCO) and Dhaka Power Distribution  Company (DPDC). Additional power distribution companies were to be created as part of the power sector  reform,  namely,  South  Zone  Power  Distribution  Company  (SZPDC),  Central  Zone  Power  Distribution  Company (CZPDC), West Zone Power Distribution Company (WZPDCL) and North West Power Distribution  Company  (NWPDC).  These  are  yet  to  be  fully  corporatized.  Finally,  BREB  manages  79  Rural  Electric  Cooperatives which are also operating at the distribution level.     10. The  technical  and  economic  regulation  of  the  energy  sector  is  under  the  purview  of  BERC.  It  was  established as an independent body to introduce a transparent and effective management of the energy  sector by (i) issuing licenses to service providers, (ii) setting and enforcing uniform operational and quality  standards  for  all  players,  and  (iii)  rationalizing  costs  and  setting  cost  reflective  tariffs  and  introducing  performance and incentive‐based regulations. Even if the tariffs are not still fully cost reflective, Figures  2.a.  and  2.b.  below  illustrate  reasonable  efforts  to  reach  that  goal  and  reduce  losses.  BERC  has  been  issuing regulations as well as tariff orders on electricity and natural gas. However, the  Government of  Bangladesh (GOB) continues to set tariffs on petroleum products.     Figure 2.a: Cost of Supply versus Tariff  Figure 2.b: Reduction in System Losses and Account  Receivables  Sources: PGCB/WBG   11. Despite major progress in the unbundling process and the setting of the regulatory framework, there  are strong resistances from the labor unions which have prevented further reforms and unbundling for  the last six years. BPDB still retains 35 percent of the generation and part of distribution assets (24%)  4  IPPs occupy 42 percent of total capacity.   3  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) under its balance sheet without clear agenda to fully corporatize them. BPDP, with GOB endorsement, is  rather setting up Strategic Business Units (SBUs) under the BPDB corporate umbrella. SBUs are expected  to operate quasi‐independently, with their own boards and management structure as well as separate  accounting. While the SBU model can be considered as a step forward to improve the governance, the  dominant and/or conflicting role of BPDB remains a major regulatory challenge for ensuring transparency  of the electricity market.    Addressing the infrastructure gap to ensure a sustainable supply‐demand balance     12. The power sector in Bangladesh has grown rapidly over the last decade as shown in Figure 3. The peak  demand  increased  from  4,530  mega‐Watt  (MW)  in  2010  to  more  than  9,036  MW  in  2016  (not  taking  account of significant suppressed demand). At the same time, the installed generation capacity doubled  over 5 years to reach 11.8 giga‐Watt (GW) in 2016. However, only 8.5‐9 GW is available at the maximum  and a 1,000 MW of load shedding on average is observed, in particular during the summer.   Figure 3: Supply‐demand Balance 1997‐2016  Source: BPDB System Planning  13. Electricity demand is projected to grow by more than 10 percent per annum over the medium term.  To address the gap, the Government’s plan is to double the 2016 installed capacity by 2021 and reach 50  GW by 2041 using private and public funding. The Government is also working on the optimal energy mix  (including imports from India, Bhutan and Nepal) taking into account the depleting natural gas reserves.  In the meantime, the World Bank Group (WBG) is currently engaged, through IDA, International Finance  Corporation (IFC) and Multilateral Investment Guarantee Agency (MIGA), to support a green‐field project  at Siddhirganj (US$504 million IDA support) and two repowering projects at Ghorashal (US$217 by IDA for  Unit‐4 and a MIGA guarantee to back US$260 million investment in Unit ‐3).     14. Expansion of the transmission network is also needed to accommodate increase of power flows and  ensure a reliable supply. The development of a strong 400 kV backbone network is required. The Bank is  already  funding  a  Rural  Electricity  Transmission  and  Distribution  Project  for  US$600  million.  A  specific  operation to strengthen the eastern transmission network is also under preparation for FY18 delivery.    15. In addition  to WBG support, the  country is mobilizing financial resources to invest in  transmission  4  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) lines and substation expansion from the Government of China, the Asian Development Bank (ADB), the  Japan  International  Cooperation  Agency  (JICA),  the  German  KfW,  the  Korea  Economic  Cooperation  Development Fund (ECDF) and Islamic Development Bank (IDB).    Improving system operation to ensure quality and reliability of supply  16. The  rapid  increase  of  the  power  system  size  amplifies  the  challenge  to  ensure  the  quality  and  reliability of the electricity supply with the operational tools and rules used currently. Three major issues  should  be  addressed  as  soon  as  possible  to  enable  PGCB  keep  its  capacity  to  operate  and  expand  the  system with efficiency as per its mandate. They are related to (i) frequency control, (ii) voltage fluctuation  and (iii) merit order dispatch.     17. A  proper  frequency  control  is  key  to  delivering  quality  supply  and  enabling  integration  of  large  planned power plants and renewable energy. The country is planning to double its generation capacity in  the  next  five  years  and  as  the  system  increases  in  size  it  will  also  become  increasingly  susceptible  to  cascading outages, for instance, following initial failure of a large generator or loss of a feeder, resulting  in significant economic losses. However, the primary frequency control is currently absent in Bangladesh.  In addition, SCADA/EMS5 exist at both NLDC and the plant level but are not integrated or used for dispatch.  This lack of system automation and integration implies the system operator faces considerable delays and  uncertainty in balancing the demand and supply. As a result, (i) stand‐by oil and diesel fired plants are  often  run  pre‐emptively  to  avoid  a  situation  of  demand‐supply  imbalance  in  the  absence  of  spinning  reserve,  leading  the  system  to  use  unnecessarily  large  amounts  of  expensive  liquid  fuels  and  (ii)  the  distribution feeders trip automatically in case of under‐frequency.     18. Voltage  stability  is  a  second  element  characterizing  the  quality  of  supply  which  need  attention  in  Bangladesh. It is the indicator most readily apparent to consumers whose lights dim/brighten or fans slow  down/speed up as voltage declines and increases. Industry must incur additional costs and make special  efforts to stabilize voltage so that equipment is not damaged and manufacturing processes can continue  unharmed when voltage fluctuates. Reactive power is required to compensate instantaneously for voltage  drops  and  maintain  the  quality  of  supply.  It  helps  also  to  address  network  congestion.  Installation  of  capacitor banks or, if needed, the more expensive Static VAR Compensator (SVC) at the sub‐station/load  end is generally the solution to fix voltage problems.     19. Finally, the dispatch of power by the NLDC is currently not fully consistent with the merit order (i.e.,  the concept that power plants are dispatched in increasing order of cost). Here also the lack of automation  and  proper  dispatch  optimization  tools  constitutes  one  of  the  major  reasons.  In  some  instances,  transmission bottlenecks and/or gas (fuel) shortages can result in more expensive oil fired plants being  called into service in advance of cheaper gas fired ones.  20. The details of the technical and institutional challenges and solutions for achieving frequency control  and merit order dispatch, and for mitigating voltage fluctuation are presented in Annex 1. As part of the  preparation of the proposed operation, an analysis of the system operation was undertaken. It confirms  the diagnostic above. Frequency control trials were conducted to confirm that the frequency band can be  narrowed down to a range of 49.6 to 50.5 Hertz (Hz) from 49‐51 Hz and identify how to implement that  5 SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition / EMS: Energy Management System  5  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) in  a  sustainable  manner.  The  proposed  project  will  support  the  progressive  implementation  of  primary/secondary frequency controls as well as the needed investments on participating generators and  transmission bottleneck removals and the institutionalization of merit order dispatch.    C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes  21. The  proposed  project  is  in  line  with  the  World  Bank’s  twin  goals  of  ending  extreme  poverty  and  boosting  shared  prosperity.  It  is  also  consistent  with  the  World  Bank’s  Energy  Sector  Direction  Paper,  which is designed to help client countries secure affordable, reliable, and sustainable energy supply.6The  Paper states that “adequate, reliable, and competitively priced modern energy is essential for business  development,  job  creation,  income  generation,  and  international  competitiveness”.  Moreover,  the  Bangladesh 2015 Systematic Country Diagnostic highlighted that availability and reliability of power is a  key concern for businesses. Surveyed on 15 factors that comprise the business environment, Bangladeshi  firms rated electricity as the second highest constraint to their operations (after political instability and  ahead of finance and corruption)7.    22. The Country Partnership Framework for FY 2016‐2020 (CPF) identifies the following priorities for the  energy  sector,  ‘increasing  supply  of  electricity  and  gas,  diversifying  sources  of  power  supply,  retiring  polluting and expensive emergency diesel generators, and reducing energy subsidies.’ The CPF is anchored  in  Bangladesh’s  7th  Five  Year  Plan  and  recognizes  the  need  for  additions  to  generation  capacity  while  squeezing  inefficiencies  out  of  the  entire  value  chain.  Ensuring  merit  order  dispatch,  enhancing  transmission capacity to limit congestion and ensure efficient evacuation of power, and improving grid  operation are key priorities for Bank support.  These priorities are also consistent with the Government’s  power  sector  strategy,  which  seeks  to  ameliorate  the  country’s  severe  shortages  of  power  while  increasing the efficiency of use of scarce domestic gas. Furthermore, an improved efficiency of the system  operation will lead to reduction of fuel used and impact positively on the climate with greenhouse gas  (GHG) reduction.    23. Finally, the use of IDA Scale Up Facility (SUF) to finance the current project is convincing given the fact  that  it  is  an  economically  viable  operation  which  will  generate  quickly  significant  savings  in  operating  expenditures (mainly fuels) as well as additional revenues with the reduction of unserved energy. II. PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES   A. PDO   24. The Project Development Objective (PDO) is to ‘improve the  reliability and  efficiency of the power  system in Bangladesh through optimization of dispatch operation.    25. The project interventions (TA, operational enhancements, and transmission decongestion) envisage  6 Toward a Sustainable Energy Future for All: Directions for the World Bank Group's Energy Sector, July 2013.  7  More specifically, 28 percent of firms surveyed identify electricity as their top obstacle and 52 percent identify it  as a major constraint to doing business  6  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) upgrading  the  power  system  to  enable  an  automated  and  integrated  operation  with  optimization  of  dispatch. The upgrades will enable the system to reduce outages due to under‐frequency, save fuels in  power generation and finally run it on an optimal mode thereby achieving the reliability and efficiency of  the  system.  Details  on  the  technical  and  institutional  problems  and  solutions  proposed  through  this  project are presented in Annex 1.     B. Project Beneficiaries 26. Government of Bangladesh will benefit from the fiscal savings expected from the reduction in fuel  use. The use of fuel by rental powers and IPPs results in the increase of the average cost of power supply  which create a fiscal burden to GOB as it is not fully passed on the consumers.    27. The project does not have specific direct beneficiaries among the electricity consumers. However, all  grid connected consumers will be less exposed to interruptions and voltage fluctuations through project  interventions on the transmission system. With a more stable frequency, they will benefit from improved  reliability. Households will experience less appliances destructions. Businesses and industrial enterprises  will use less back‐up generators. Power distribution entities will improve their performance because the  reduction of frequency fluctuations will lead to reduction of outages. Generators also will benefit from a  more reliable and stable system operation (fewer start‐ups, less spikes coming back from the network,  and overall smooth operations).  28. In addition to the benefit to the overall economy, the use of less oil fired generation will reduce the  GHG emission to the atmosphere and therefore generate health benefits due to reduced air pollution.    C. PDO‐Level Results Indicators 29. Progress toward achieving the PDO will be measured by the following indicators:   Unserved energy due to under‐frequency led outages (Giga‐Watt hours)   Projected fuel saving (Giga‐Joules)  30. The intermediate outcome indicators will be : (a) Minimum/maximum frequency (Hertz), (b) Number  of staff trained, (c) Number of generation units with governors and excitation system upgraded/replaced,  (d) Number of Dynamic Line Ratings (DLRs) installed, (e) Transmission lines constructed or rehabilitated  under the project (kilometers), (f) Cumulative duration of power outages per year due to under‐frequency  (hours), (g) Number of power outages per year due to under‐frequency, (h) Percentage of female staff  trained from total staff trained, and (i) Number of citizen engagement event on power supply quality . III. PROJECT DESCRIPTION  A. Project Components    31. From the analysis and trials undertaken with PGCB, BPDB and other stakeholders, it appears that the  retrofitting to an automated, modernized dispatch function with associated investment in transmission  upgrading would ultimately (i) improve system security and reliability (minimizing outages and preventing  wider blackouts or a sudden disturbance in network); and, (ii) increase the efficiency or cost effectiveness  of system operation by ensuring that it follows merit‐order dispatch.  7  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   32. The project is conceived as the first stage of a process of modernization of power system dispatch in  Bangladesh, recognizing that this is a long process that can best be implemented in phases as described  as follows (see details in Table A.1.1 of Annex 1):  (i) Phase 0: It consists of limited duration Free Governor Mode Operation (FGMO)8 trials to test the  feasibility of reducing the frequency bandwidth and willingness of participating plants to cooperate.  This  was  implemented  successfully  with  15  generators  in  2016  under  a  Grid  Stability  Committee  established by GOB.  (ii) Phase 1: It will be covered by the proposed project and will ensure a continuous FGMO operation  with  full  participation  of  at  least  15  generators  with  technical  assistance  (TA)  from  international  experts.  It  will  allow  to  put  in  place  the  needed  technical  and  commercials  agreements  between  stakeholders, provide operating and modelling tools and physical investments required and amend  the grid Code accordingly.  (iii) Phase 2: It should achieve a full modernization/automatization of the System Dispatch including a  full  modernization  of  the  NLDC  and  a  functioning  compensation  system  to  enable  payments  for  ancillary services9 provided to support the network.    33. The project will support implementation of primary frequency control and finance the software and  hardware investments needed to integrate generators with NLDC while upgrading its SCADA/EMS. It will  address critical transmission bottlenecks. An in‐depth institutional and policy review will be undertaken  to identify barriers that have led to dispatch not following a  merit‐order and the observed lack of  co‐ operation with NLDC by generators. The review will recommend actions to address various constraints  and pave the way to system‐wide improvement under Phase 2 including Automatic Generation Control  (AGC), modernization of the SCADA/EMS and full merit‐order dispatch (taking account of Power Purchase  Agreements (PPAs) and existing constraints that might need to be managed more actively). Associated  capacity building for NLDC, PGCB, BPDB and the Power Division of MPEMR would also be included in the  project.    34. The  project  has  three  major  components  covering  technical  assistance  and  capacity  building;  investment  in  immediate  operational  enhancements;  and,  investment  in  transmission  upgrades  to  address bottlenecks in specific high priority lines. The investments to improve operation will target the  performance of NLDC in system management (key elements being automation, integration of generators  into the system, and moving to merit‐order dispatch). Following are the proposed components:    Component 1: Technical Assistance (US$8 million funded by IDA)    35. This component will fund two sub‐activities:  8  FGMO refers to using the ability of generators to respond automatically to frequency variation by adjusting fuel  injection (i.e. output). The generators’ governing systems can sense the frequency change and automatically load  or unload (generally in the range of +/‐5%) to support balancing of the system and bring back frequency within the  limit.  9   Ancillary  services  refer  to  functions  that  support  the  transmission  of  electricity  from  generation  plants  to  customers. In addition to the frequency response, it may include the provision of additional generation when needed  (spinning reserve) and reactive power to support the voltage plan.  8  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   (i) Sub‐component  1.1:  Primary  frequency  control  trials  and  training  for  PGCB/NLDC  engineers/operators  on  modern,  state‐of‐the‐art  frequency  control  and  dispatch  protocols  (US$4  million  by  IDA).    The  frequency  control  trials  are  pre‐requisite  to  and  will  be  followed  by  implementation  of  primary  frequency  control  in  at‐least  15  power  generation  plants.  Experienced  power system control specialists will be engaged to perform the following tasks before the trial starts:  visit all participating power stations (i.e., the plants which will provide frequency control services) to  check the status of their controls, assess the condition of governors and tune them wherever needed  (as  most  are  currently  not  set  to  provide  frequency  response),  check  the  SCADA  system,  and,  undertake detailed modeling studies using PSSE10 software or similar modelling tools to simulate the  operation of the system. The inspection will also identify the hardware that will need to be procured  to ensure effective implementation of primary and secondary frequency controls. The power system  control specialists will also help NLDC to prioritize the plants for frequency control purposes and set  up a dispatch order for these plants. They will assist NLDC/PGCB staff during the trial process to ensure  the trial proceeds smoothly; and they will record frequency response, recalibrate parameters, and  prepare a final report on the outcome of the trials. The process will take place over a period of six  months and will require a team of experts including offsite power system modelers; and     (ii) Sub‐component 1.2:  Capacity building and institutional review (US$4 million by IDA) to (i) acquaint  NLDC staff with modern control theory, practical aspects of regulating frequency in real‐time through  governor  response  as  well  as  secondary  control,  and  (ii)  build  power  system  dynamic  modeling  capability using PSSE. It will also include an in‐depth review of the institutional and policy barriers that  have,  both,  limited  NLDC  control  over  generators  and  that  have  resulted  in  lack  of  merit  order  in  dispatch. The study is expected to identify the critical path for implementing merit order dispatch and  make recommendations for transitioning to AGC and a fully modernized dispatch system over time,  which  the  Bank  could  potentially  support  through  a  follow‐up  operation.  Finally,  it  will  build  awareness  and  capacity  on  the  basics  of  system  dispatch  through  training  to  be  provided  to  stakeholders  beyond  PGCB/NLDC,  i.e.,  BPDB,  the  Power  Division  of  MPEMR  and,  if  possible,  the  regulator, BERC.  Component 2: Operational Enhancements (US$47 million of which US$34 million plus US$5m  contingency funded by IDA).    36.  The NLDC in Dhaka is currently not integrated with the control system of the power generation plants  and is therefore unable to send/receive signals for changing outputs. It does not receive also real time  demand forecasts from the distribution companies. The lack of cooperation between generators (to give  NLDC  control  of  their  governors)  and  the  demand  side  (to  provide  more  reliable  inputs  for  demand  forecast)  means  that  NLDC  has  little  choice  but  to  balance  the  system  using  guesswork  and  through  instructions to generators over the phone. This component will fund three sub‐activities:  (i) Sub‐component 2.1: Integration of generators to the NLDC’s SCADA/EMS system (US$16 million by  IDA). As part of the TA component above, power system experts will assess the hardware and software  required  to  be  procured  for  integration.  This  component  will  finance  the  procurement  of  the  hardware  identified  above  that  will  eventually  be  needed  for  the  plants  to  be  fully  effective  in  10  PSSE: Power System Simulation for Engineers   9  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) providing both primary and secondary control. It will include Remote Terminal Units, enhancement  of the plant SCADA system, replacement of generator controls, Automatic Voltage Regulators, power  system stabilizers, etc.;    (ii) Sub‐component  2.2:  Upgrading/modernization  of  the  NLDC  SCADA/EMS  software  (US$6  million  by  IDA). It will cover procurement of software for real‐time economic dispatch control, operator load  flow, AGC and modeling power system dynamics, including licenses for five years so that NLDC staff  are able to fully utilize the SCADA/EMS system. The software will enable the monitoring of generators  for frequency control and dispatch; and  (iii) Sub‐component  2.3:  Optimization  software  for  dispatch  (US$12  million  by  IDA).    The  dispatch  optimization software will include week‐ahead, day‐ahead and hourly simulation capabilities to run  fuel and transmission constrained dispatch optimization in an off‐line mode and online (integrated  with  the  SCADA/EMS)  system.  This  sub‐component  will  include  a  minimum  of  one  license  for  five  years with at least three user‐keys, preparation of a dataset and analysis, and training on the dispatch  system.  Component  3:  Removal  of  Transmission  Bottlenecks  and  Improvement  of  Voltage  Quality  (US$22  million of which US$10 million plus US$2m contingency funded by IDA).      37. The component will cover the needed network reinforcement11 including:  (i) Sub‐component 3.1: The upgrade (by re‐conductoring with higher capacity conductors) of selected  congested 132 kV and  230 kV lines (US$4 million by IDA) to address existing bottlenecks and enhance  system transfer capability; and    (ii) Subcomponent 3.2: Dynamic Line Rating (DLR)12 to improve utilization of limited transmission capacity  on 400 km of six critical transmission lines identified by PGCB (US$6 million by IDA);    38. The DLR investments will be prioritized for highest impact during the project, and additional system‐ wide investments may be rolled out in the future, beyond phase 1. In particular, SVCs were considered  during the project but PGCB requires further studies to firm up its decision. It is also anticipated that this  project will provide the foundation for follow‐on investments in transmission that will permit the system‐ wide  application  of  AGC  and  improved  voltage  control.  Towards  the  end  of  the  project,  an  impact  assessment will be carried out to highlight the sustainability of the results of the project and justify the  next phase.    B. Project Cost and Financing  39. The estimated cost of the project is about US$77 million of which IDA financing is proposed to cover  US$59 million. Counterpart funding of US$18 million will cover PMU costs (US$ 6 million), and tax and  VAT associated with imports (US$ 12 million). The PMU cost will include staff salary, other operating and  recurring  expenditures13,  costs  for  procuring  vehicles  as  well  as  import  and  supplementary  duties  and  value added taxes at import stage. The project costs funded by IDA includes provisions for a contingency  11 See Annex 1 for the details  12  DLR allow the utilization of an existing transmission line capacity based on real conditions under which it  operates. 13  Such as workshop allowances, sitting allowances, cash per diems, honoraria and fuel.  10  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) for US$7 million to cover both price and physical contingency and another US$ 7 million to cover domestic  taxes and VAT on contracts but excludes supplementary duties and VAT at the import stage. The Table 1  below provides an overall cost breakdown.    Table 1: Project Costs and Financing (in US$ million)  Project Components  Project cost  IDA Financing  Counterpart Funding  Technical Assistance  8  8    Operational Enhancements  47  39  8  Removal of Transmission  Bottlenecks and Improvement  22  12  10  of Voltage Quality  Total Financing Required  77  59  18       40. The project is proposed as an Investment Project Financing (IPF) to the GOB on  IDA SUF  terms. The  GOB has agreed to access this facility given high returns anticipated for this investment. Funds will be  made available to PGCB under a Subsidiary Loan Agreement with the Ministry of Finance.  C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design    41. The design and development of this project has benefited from lessons learned from on‐going  projects in Bangladesh and other Bank‐financed operations in South Asia and beyond.    42. A dedicated Project Management Unit (PMU) within PGCB with clear coordination mechanisms  with  external  stakeholders  is  essential  for  successful  implementation.  The  complexity  of  the  project  requires a strong PMU but also a structured involvement of players in the generation and transmission  segments.  A  Project  Director  has  already  been  appointed,  PGCB  has  assigned  other  officials,  and  the  remaining required staff are expected to be on board by approval of the Development Project Proposal  (DPP).  Fiduciary  aspects  are  covered  as  well  as  monitoring  and  evaluation  (M&E)  requirements.  Furthermore, a Memorandum of Understanding (MOU) will be signed with all the key stakeholders to  allow  a  quick  implementation  of  the  frequency  control  measures  (critical  aspect  of  system  operation)  identified by the Grid Stability Committee, and facilitate the preparation of the next phases of the grid  stability improvement program.    43. Advance  preparation  of  procurement  packages  is  a  must  for  fast‐track  implementation:  It  is  generally agreed that such advance preparation up to draft bidding documents before project approval is  good for project implementation but it is a must under this proposed project given the innovative and  complex nature of the DLR and possible SVC equipment, which need to be introduced in PGCB network  for the first time. To that effect, a consultant was hired to prepare specifications but also to undertake a  market study to better design the packages. Discussion is on‐going with PGCB under the Rural Electricity  11  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Transmission and Distribution Project (P129920) to define standard specifications for major transmission  equipment to be posted on PGCB web‐site and adopted systematically in all future procurement packages.     44. Availability of state‐of‐the‐art load dispatch center, coupled with advanced energy management  system (EMS), is crucial for improving power system management and ensuring reliable electricity supply.  No utility can manage the complexity of modern and large power systems such as in Bangladesh without  deploying new protection and control  technologies  and relying on the  use of  state‐of‐the  art dispatch  center,  coupled  with  advanced  energy  management  systems.  With  the  increased  focus  on  integrating  variable renewable energy and implementing operational measures such as demand‐side management  and control of emissions from power generation, the need for a state‐of‐the‐art SCADA/EMS is even more  pronounced and cannot be delayed without jeopardizing the integrity of the system.     45.  Utility transformation is successful through a long term partnership, backed by a programmatic  investment and capacity building program.  This is a lesson learned from the long term engagement of the  Bank with the India Central Transmission Utility, which underwent a substantial transformation to become  one  of  the  leading  transmission  companies  in  the  world  with  state‐of‐the  art  tools  and  world‐class  practices [India Fourth Power System Development Project (PSDP) (P101657)]. Given the large volume of  anticipated  investments  in  the  electricity  transmission  and  distribution  sector  in  Bangladesh,  and  the  current level of IDA funding over the short to medium term (about US$ 1.0 billion), it makes sense to build  a long term partnership with PGCB. The partnership will help shape PGCB’s transformation into not only  a stronger project implementing agency but also a stronger utility corporation. This paves the way for  further collaboration with GOB and PGCB through a multi‐phase approach to provide both the knowledge  and investment required to upgrade its system operations tools and practices.    IV. IMPLEMENTATION    A. Institutional and Implementation Arrangements    46.    PGCB  will  be  the  implementing  agency  of  the  project,  it  has  set  up  a  dedicated  Project  Management Unit (PMU). PGCB has the experience of working with two World Bank‐funded projects. It  has completed the power evacuation component under Siddhirganj Power Project and has been working  in Rural Electricity Transmission and Distribution Project. PGCB has demonstrated good performance in  implementation  of  both  the  projects  specially,  in  procurement,  safeguards  and  construction  management.    47.     PGCB has already assigned a Project Director from NLDC. The PMU staffing will include:  - Dedicated Design & Supervision Engineers  - Procurement  Experts.  PGCB  will  establish  and  strengthen  a  Corporate  Procurement  Team.  Two  procurement consultants (one global and one local) already engaged in another project of the Bank  may be available.  - Financial  Management  (FM)  Experts.  Strengthening  is  needed.  Very  recently  the  government  has  posted a civil servant as Director Finance of PGCB. PGCB has assigned a deputy director, accounts who  will handle all FM matters of the project.    12  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) - Safeguard  Experts:  A  dedicated  Environment  and  Social  Unit  (ESU)  is  already  established  and  permanent positions approved. It was agreed that one (1) Environmental, and one (1) Social Expert  will be recruited no later than end of April 2017).   - PGCB has also   assigned qualified staff in Design and Procurement.     48.    GOB established a Grid Stability Committee in November 2015, to ensure quality of electricity in  the national grid and stability of supply. It is composed of members from BPDB, NLDC, IPPs and Generation  Companies. Its mandate, among others, is to maintain system frequency with FGMO of generators and  conduct  necessary  primary  frequency  control  trial  runs.  The  committee  has  been  holding  frequent  meetings, to plan and execute FGMO trial runs, and review results of the trials.     49.    The complexity of the project will require a close cooperation between generators, BPDB, and  PGCB/NLDC. All parties should understand own context and agree on respective level of engagements  both for preparation and implementation. Ongoing cooperation between those parties around the trial  exercise shows a commitment to work together. However, an MOU will be formalized between BPDB and  other stakeholders to address relevant cost issues, among others. An implementation arrangement of the  project has been provided in Figure A2.1 in Annex 2.    B. Results Monitoring and Evaluation    50.    The PMU will be responsible for monitoring and evaluation (M&E) of the project. The PMU will  submit quarterly progress reports which will include achievements in terms of intermediate indicators  and provide an annual update of the PDO indicators. The monitoring of the project will be done in two  phases: (i) in the first phase the focus will be on efficient, timely implementation of project components;  and (ii) in the second phase it is through regular operational reporting by NLDC on the improved reliability  and efficiency of the upgraded power supply system, through various indicators of the Results Framework  and Monitoring table in Section VII.     51.    GOB  has  been  monitoring  performance  of  the  public  sector  entities  through  a  set  of  KPIs  and  PGCB’s  operational  performances  are  already  being  monitored  by  the  Ministry.  The  specific  result  indicators  have  been  agreed  with  the  implementing  agency  (PGCB)  for  this  project  and  the  progress  according  to  the  Results  Framework  and  Monitoring  table  (Section  VII)  will  be  part  of  the  monitoring  process. The PGCB quarterly MIS and Progress Reports of the project will include updates of these results.  The M&E capacity of PGCB will be strengthened during trial runs and periodic supervision by the Bank.    C. Sustainability    52.    The strong engagement of all stakeholders during the trial runs showed a high level of ownership  which will facilitate good design and implementation of activities. Training under the TA component as  well as upgrading of the NLDC tools will also make it possible to establish a refined frequency control up  to international standards.    53.    The capacity building and institutional review under Component‐1 will set up the right regulatory  environment to provide required incentives to the participating generators.    13  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 54.    Environmental and social sustainability will be ensured by a full implementation of the Safeguards  instruments and the agreed Environmental and Social Management Plan which was derived from a due  consultative process.  V. KEY RISKS    A. Risk Rating Summary Table  Risk category  Rating  1. Political and Governance   Moderate  2. Macroeconomic  Moderate  3. Sector strategies and policies  Moderate  4. Technical design of project   Moderate  5. Institutional capacity for implementation and sustainability  Substantial  6. Fiduciary  Substantial  7. Environmental and Social  Low  8. Stakeholders  Substantial  Overall  Substantial    55.    The overall risk of the project is Substantial. It reflects the key risks categories assessed below   which will affect (i) the ability to ensure that an adequate number of generators participate in primary  frequency  control  –  critical  for  improved  frequency  management  and,  thus,  system  reliability;  and  (ii)  NLDC’s capacity to adopt new software and approaches to managing grid dispatch and adhere to modern  dispatch protocols, which, along with transmission de‐bottlenecking, is key to enhancing system efficiency  and  lowering  reliance  on  oil‐fired  generation.  However,  since  the  formation  of  the  Grid  Stability  Committee,  three  primary  frequency  trial  runs  have  been  conducted  that  demonstrated  a  close  cooperation and team work within the committee members. The last trial succeeded to narrow the band  of frequency variation and reduce substantially 33 kV feeders outages by 90% percent in 20 days). This  evidence  downplays  the  risk  at  (i)  above  which  can  be  mitigated  further  with  the  incentive  scheme  designed under sub‐Component‐1.2    56.    Institutional  capacity  for  implementation  and  sustainability  risk  is  Substantial:  While  PGCB  is  considered a well‐managed and well performing entity with a Board that includes a balance of public and  private representatives as well as autonomous academic institutions, PGCB engineers and staff have not  been trained in modern system operations. NLDC manages the grid in an outdated, manual, somewhat  ad‐hoc fashion, largely because it lacks connectivity with generators that would permit automation and  familiarity with the modern technologies and software used for grid‐management. The proposed project  14  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) includes capacity building to address the void in capacity ‐‐ immediate to short‐term on‐the‐job training  will be provided on modern system operations, primary control trials will be undertaken and efforts will  be  made  to  institutionalize  adherence  to  optimal  dispatch  protocols.  Ensuring  cooperation  among  multiple agencies in installation, testing and using the new systems will be a challenge. To address this,  day‐to‐day inter‐agency issues are expected to be discussed and resolved by the Grid Stability Committee.   A Project Steering Committee (PSC), chaired by the Power Secretary will also be formed. This will meet  periodically to take stock of progress and resolve critical policy and implementation issues.  A regulatory  framework to govern the system application of secondary response will need to be developed.  TA funds  under  the  project  will  be  directed  toward  identifying  regulatory  requirements  and  making  recommendations in this regard.    57.    Fiduciary risk is rated as Substantial.  PGCB has few staff with adequate procurement knowledge  for donor funded projects like World Bank, Asian Development Bank etc. But the number of such staff are  not sufficient to manage significant number of donor funded projects ongoing in parallel.  This has caused  delay in decision‐making in other Bank financed projects, although PGCB’s contract management has been  good. Its financial management and internal audit functions also need to be strengthened and it needs to  develop internal controls at both the entity and project levels.  The Prime Minister’s Office and Power  Secretary have been apprised of this and have agreed to take steps to build this capacity so that the risk  of  problems  and  delays  is  minimized.    PGCB  has  agreed  to  recruit  a  qualified  financial  management  specialist in the position of Director Finance as well as additional qualified accountants.   58.    Stakeholder  risk  is  Substantial,  which  stems  from  the  absence  of  a  formal  requirement  for  generators to participate in primary frequency control. There is also a lack of authorization for NLDC to  control  the  generators  and  therefore  its  inability  to  adjust  system  supply  in  response  to  a  mismatch  between demand and supply. The Grid Stability Committee will be assigning generators to participate in  the primary frequency control trials and later in implementation. The risk of owners of rental plants and  IPPs being reluctant to permit NLDC to control their plants is real and will need to be addressed at the  policy level, including possibly adjustment of PPA terms.  The IPPs will likely need to have their machines  checked by the original equipment manufacturers to be assured they can participate in primary frequency  control without negative impacts on machine life and/or performance. This will also need an agreement  of  the  insurance  agent.  Recognizing  this  risk,  BPDB  will  have  to  consider  a  provision  for  the  system  operator to remotely control the plants and adjust operation in new PPAs and tender documents for new  plants.  This is expected to build in the ability to implement AGC down the line.  Other stakeholders are  unlikely to pose a risk to the achievement of the PDO. An MOU between BPDB and PGCB will be executed  to  ensure  continuity  of  cooperation  between  the  parties.  It  is  noted  that  out  of  seven  participating  generators in the third trial run, there are two IPPs that are extending continuous cooperation to the trial  exercise.    VI. APPRAISAL SUMMARY  A. Economic Analysis   59.    The economic analysis presented in Annex 4 demonstrates that the project benefits outweigh the  costs.  By  providing  frequency  control,  improving  dispatch  and  reducing  transmission  bottlenecks,  the  electricity system will be avoiding costs of frequency variation, using lower cost power generators, saving  heavy fuel oil (HFO) and diesel and reducing greenhouse gas emissions. Improvements in electric power  service reliability will also result in benefits across end‐use consumers and increase business confidence.  15  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Operational enhancements will enable adding variable renewable energy sources (e.g. solar and wind) in  the future.     60.    The benefits of frequency control are well known. This includes reduction in the risk of partial/full  grid failure, avoided damages to generator/customer equipment, avoided expensive generation needed  to support frequency, ability to expand and integrate with other electricity networks and capability to  integrate variable renewable energy resources. Frequency control can avoid catastrophic events such as  the November 2014 blackout, which costed about US$50 million.    61.    A  cost  benefit  analysis  on  the  impacts  of  frequency  control  measures  was  performed.  This  included fuel savings and reductions in unserved energy. Considering a discount rate of 12% and assuming  8 Taka/MWh for the marginal costs of HFO power generation (only fuel), the project’s Net Present Value  (NPV) is US$ 41.1 million and the EIRR 46%14. GHG emissions reductions due to avoided HFO consumption  during  the  period  2018‐2024  sum  up  0.75  million  tons/carbon  dioxide  equivalent  (CO2e).  A  sensitivity  analysis was performed on the HFO fuel price and adjusted energy savings is reported in Annex 4.  62.    The benefits of improved dispatch can be conceptualized with an economic optimization model,  although  the  methodology  and  data  still  pose  very  significant  challenges.  The  analysis  envisions  an  idealized  optimal  (“merit  order”)  dispatch  and  compares  it  with  the  actual  dispatch.  The  difference  in  costs  between  the  two  scenarios  are  the  (maximum)  benefits  associated  with  the  improvement  in  dispatch. The World Bank carried such assessment of dispatch efficiency in collaboration with NLDC, using  a standard dispatch optimization approach and data for 2014. This analysis demonstrates that the benefits  of  improving  dispatch  efficiency  can  be  potentially  very  high.  To  realize  such  benefits,  operational  improvements discussed above as well as sufficient availability of gas are needed.  Figure A4.1 on Annex  4 summarizes the results of the optimization model under different gas availability scenarios.  63.    The project leads to net reductions of GHGs by switching from carbon intense sources (HFO and  diesel) to natural gas, which has lower GHG intensity. GHG emissions reductions were estimated using the  Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) emissions factors and average heat rates for the power  plants as provided by BPDB. GHG emission reductions are 0.75 million tons of CO2e over the 2018 – 2024  period in the core scenario evaluated. Operational enhancements will enable adding variable renewable  energy sources (e.g. solar and wind) in the future, leading to additional GHG reductions.    64.    The  potential  benefits  of  improvements  in  transmission  line  capacity  were  estimated  by  an  International consultant firm in 2016 using an optimal Power Flow Model. Currently, existing transmission  bottlenecks require the grid operator to dispatch localized oil‐fired generation to augment supply that  overturns  the  merit  order.  The  report  identified  key  transmission  lines  requiring  upgrades  in  order  to  reduce transmission bottlenecks and system congestion. The study shows that nine lines have overloading  in the base power flow (i.e. without any contingency) and more than forty lines were seriously overloaded  under  contingencies.  Removing  such  bottlenecks  can  result  in  hourly  savings  close  to  Taka  18  million,  leading to annual savings of Taka 39.5 billion or close to half a billion US Dollars.   14 The cost‐benefit analysis conservatively considers benefits stream attributable to the project between years 2017  and  2021.  There  will  still  be  benefits  from  the  project  for  the  remaining  lifetime  of  the  assets.  However,  the  improvement  of  the  system  after  2021  will  be  mainly  due  to  a  much  broader  ongoing/planned  investments  in  generation and transmission. The NPV estimate is therefore likely to be the lower boundary. 16  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 65.    It  is  reasonable  to  assume  that  due  to  constraints  outside  of  project  boundaries  (gas  supply  constraints, existing contracts with generators, transmission constraints), an optimal dispatch schedule  may not occur. Furthermore, fuel prices are volatile and price variations can have an important impact in  the marginal costs of generation.  B. Technical  66.    As mentioned above, the project design is informed by a dispatch efficiency study followed by  two  frequency  control  trials  conducted  by  the  NLDC  (see  Annex‐1).  The  trials  were  conducted  as  a  coordinated effort involving all stakeholders in April and August 2016 for 2 and 8 hours respectively. They  demonstrate that (i) the current +/‐1Hz frequency fluctuation is mainly due to the absence of frequency  control  and  (ii)  fluctuation  can  be  narrowed  down  to  +/‐0.5Hz  with  a  relatively  limited  number  of  generator participants and limited amount of spinning reserve. In addition to confirming the feasibility of  the exercise and the expected benefits, it showed the participants’ willingness to engage in a longer trial  with  other  large  generators  and  a  higher  volume  of  generation.  It  also  showed  that  the  cost  of  implementing such basic primary frequency control is minimal but AGC as well as an incentive mechanism  need to be implemented to have a sustainable solution moving forward. In particular, provisions should  be made in future PPAs with IPPs and a proper regulatory mechanism put in place.  67.     Furthermore, PGCB benefits from the support of an international system operations consulting  firm hired to design and conduct primary frequency control trial runs, impart training to NLDC staff and  record frequency improvements with trials. The international consulting firm has conducted a training  workshop on frequency control at NLDC.      68.    A technical appraisal of the existing transmission infrastructure and system operations has been  carried out and an action plan to improve system operations has been prepared. Locations for the SVC  trials have also been identified by PGCB.  The WB has hired an international consulting firm under the  Korean  Green  Growth  Trust  Fund  (KGGTF)  to  (i)  carry  out  an  optimum  power  flow  (OPF)  analysis  of  Bangladesh transmission system, (ii) suggest a flexible transmission plan for Bangladesh for mid and long  term (2025), (iii) provide technical validation of SVCs and reconductoring identified by PGCB, and (iv) carry  out a market analysis of items to be procured with project funds.    69.    The  international  consulting  firm  assessed  the  SVC  options  using  contingency  analysis.  Urgent  transmission system upgrading needed to decongest the network was cross‐checked by the OPF study.  Some of the lines could be upgraded by reconductoring. Complementary assessment of the capacity of  transmission  line  to  allow  reconductoring  and  determination  of  size  and  locations  of  SVCs  for  compensation  of  reactive  power  at  critical  points  are  also  ongoing.  Other  technical  alternatives  of  managing the transmission constraints were also explored, including (i) the use of phase shift transformers  to  control  loop  flows,  (ii)  the  implementation  of  special  protection  schemes  (SPSs)  to  allow  greater  utilization  of  transmission  assets  by  making  some  load  at  risk  and  (iii)  installation  of  DLR  systems  on  selected  transmission  lines.  SPS  was  recommended  as  a  short  term  solution  for  one  line  without  reconductoring  option  awaiting  the  implementation  of  broader  reinforcement  projects  under  consideration by PGCB.    17  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 70.    Finally,  the  Bank  is  engaged  at  the  portfolio  level  to  improve  PGCB’s  capacity  to  procure  and  implement transmission projects in a timely manner. The three project components can be launched in  parallel, which will reduce project implementation time.      C. Financial Management    71.    From the implementation experience of Siddhirganj Power Project (P095965), it was noted that  PGCB repeatedly failed to comply with a covenant on the preparation of the Ten Year Business Plan. Also,  the external auditors expressed a qualified audit opinion on the financial statements of PGCB in last five  consecutive  years  mainly  for  weaknesses  on  fixed  asset  management  and  reporting.  Hence,  the  weaknesses which require immediate compliance are related to (i) fixed asset valuation, management  and reporting, (ii)  the submission of a training proposal on financial modelling work (with skill gap analysis,  training needs, and business benefits), and (iii) the installation of Enterprise Resource Planning (ERP) and  operationalization for all business functions.  72.    However, financial management assessment per WB operational guidelines suggests that PGCB  as implementing agency has acceptable financial management capacity to run FM functions of the project  smoothly. The assessment includes IAs’ system of accounting, budgeting, reporting, auditing, and internal  controls and oversight arrangement. The existing FM arrangement is considered acceptable as they are  capable of maintaining reasonable records for all transactions and balances, supporting the preparation  of regular and reliable financial statements for decision making, safeguarding the entity’s assets, and are  subject to auditing. The assessment also prescribes the effective FM design which will outline strength  and weakness of implementing entity, staffing, fund flow arrangement, accounting policy and procedure,  audit requirements, periodic financial disclosure requirement, financial information systems, and format  for financial statements. Assessed fiduciary capacity of PGCB is acceptable and associated risk from the  financial management perspective is rated as “Moderate”.  D. Procurement  73. Procurement would be carried out in accordance with the World Bank Procurement Regulations for  IPF  Borrowers  (the  “WB  Procurement  Regulations”),  July  2016.  As  per  requirement  of  the  New  Procurement Framework of the World Bank (“NPF”), PGCB has prepared the Project Procurement Strategy  for Development (PPSD) in consultation with the Bank staff. The PPSD may be updated based on the needs  of the project. The updates will be made in agreement with the Bank.    74. The project cost is US$ 77.00 million, of which IDA contribution is US$ 59.00 million.  Almost all funds  of IDA will be subject to established procurement procedures except for training (US$ 1.5 to 2 million).  The procurement will largely involve goods (supply and installation) and a few consulting contracts. Most  contracts have estimated costs in excess of US$ 3 million (except consultancy) due to the capital intensive  nature of these advanced and specialized technologies.    75. PGCB has experience and capacity in processing donor and Government‐funded projects. About 179  staff of PGCB received training on country’s procurement laws (i.e. Public Procurement Rules, 2008 (PPR))  in  the  recent  past.  In  addition,  two  international  procurement  and  technical  consultants  hired  under  Bank’s Rural Electricity Transmission and Distribution Project have increased their procurement capacity.  18  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Currently, no major complaint was received for the two Bank‐funded projects. However there are only  few staff who have adequate knowledge in donor funded projects like WB, Asian Development Bank etc.  The  number  of  qualified  procurement  staff  is  not  adequate  to  provide  efficient  support.  The  Project  Management  Unit  (PMU)  of  PGCB  should  have  dedicated  qualified  procurement  staff  to  carry  out  the  procurement processes and contract management activities with support of consultants to be procured  under package S‐1 of the project15.     76. PGCB Board will carry out oversight functions as well as approval of all contracts as laid down in their  charter  and  if  any,  in  the  Financing  Agreement  (FA)  of  the  project.  The  PMU  headed  by  the  Project  Director, will consist of additionally two procurement trained staff (one for procurement and the other  for  contract  management)  of  PGCB,  one  international  procurement  consultant  (intermittent)  and  one  international technical consultant (intermittent). The procurement staff and the procurement consultants  will  be  responsible  for  planning  and  managing  the  entire  procurement  process  and  overseeing  the  contract management functions of the project.  In order to enhance the capacity of the procurement staff  of PGCB and bid evaluation committee related to NPF, necessary training will be provided on the Bank’s  Procurement Guidelines.     77. Bangladesh  operates  in  a  challenging  procurement  environment.  Procurement  risks  arise  out  of  factors like weak capacity, unfavorable market, and weak governance etc. Most procurements under the  project involve international competition with specific emphasis to ensure value for money. PGCB is not  familiar  with  some  of  the  good  features  of  NPF  such  a  “rated  criteria”,  “best  and  final  offer  (BAFO)”,  “sustainable  procurement”  etc.  which  may  be  followed  in  this  project  to  ensure  best  procurement  outcome.  Upon considering all factors, the overall procurement risk of the project is rated “Substantial”.  Several measures have been agreed upon with PGCB to minimize the risks associated with procurement.   Parts of these are already in place, while the remaining will be implemented during project supervision  (details in Annex 2).     E. Social (including Safeguards)    Social  78. The project envisages rehabilitation of PGCB’s transmission network, comprising of improvements to  existing 132 kV transmission lines; and installation of SVCs16 were considered along the route at required  locations.  All  SVC  locations  were  meant  to  be  within  existing  PGCB  premises.  No  land  acquisition  or  displacement  of  people  will  be  required  for  this  project.  No  significant,  irreversible  social  impact  is  expected  under  the  project.    However,  minor  and/or  temporary  impacts  are  expected  due  to  rehabilitation of existing transmission lines in densely populated residential/commercial areas and open  crop lands. Plying of vehicles on crop lands and equipment storage during construction may occur over  several phases, resulting in repeated crop damage. Rehabilitation of lines over residential structures will  create  impositions  on  residents  and  may  result  in  safety  issues.  Construction  workers  will  have  to  be  mindful  of  gender  and  social  norms.  The  commercial  structures  may  need  to  be  temporarily  closed  (though not more than a few hours) which is likely to cause access issues and electricity disruption (which  15 Refer to Table A2.2 of Annex 2. 16 PGCB requires further studies to include SVCs in the current project scope. However, installation of SVCs are  taken into account in all disclosed safeguard instruments.  19  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) may affect wages).  WB operating procedures covering involuntary resettlement has been triggered for  the project. Based on social screening and alternative route analyses, there are no indigenous people in  the vicinity of project works.  Hence, the WB procedures relating to indigenous peoples is not triggered  for this project. The project has been assigned safeguard Category B.   79. Since  the  exact  routes  to  be  rehabilitated  and  the  specific  locations  of  possible  SVCs  which  will  ultimately be used was not known by Appraisal, an Environmental and Social Management Framework  (ESMF), including a full and detailed Resettlement Policy Framework (RPF) have been prepared. The ESMF  also  includes  detailed  guidance  on  labor  influx  management.  The  ESMF  and  RPF  have  been  prepared  based on rigorous stakeholder analysis and multiple consultations with the latter as mandated by Bank  policy. Social Impact Assessments (SIAs), Social Management Plans (SMPs) and Resettlement Action Plans  (RAPs) will be prepared (as and when required) once the routes are determined, based on the guidance  provided in the ESMF and RPF respectively. Adherence to the ESMF and RPF, including the preparation  and full implementation of the site‐specific SIAs, SMPs and RAPs (as and when required) including labor  influx  management  will  be  incorporated  in  the  bid  documents  and  costed  appropriately  in  the  Bill  of  Quantities (BOQs).  80. The  ESMF  and  RPF  have  been  publicly  disclosed  by  PGCB  on  their  website  (www.pgcb.org.bd)  on  January 2, 2017 and hardcopies have been made available at PGCB headquarters and subproject areas.  Advertisement  requesting  public  comments  has  been  published  in  two  daily  newspapers  (English  and  Bangla).  Consultation  with  communities  has  been  made  mandatory  for  environmental  screening/assessment of each subproject. The ESMF has also been disclosed in World Bank operational  site. During the implementation phase, the subproject specific environmental screening/ assessment will  also be disclosed at PGCB website before the contractor mobilization.   81. PGCB has prior experience in implementing the IDA funded projects and has created an Environment  and Social Management Unit (ESU) in their regular organogram. The ESU will be responsible for monitoring  and reporting during implementation.   82. A National Consultation Workshop was organized by PGCB on March 16, 2017 and the draft ESMF and  RPF were shared with all relevant stakeholders.  Gender Mainstreaming  83. Access to energy services is necessary for human development, and a lack of access can be a factor  hindering poverty alleviation. Access to energy has been linked to improvements in women’s time use,  health  and  employment  opportunities.  Other  indirect  linkages  between  gender  and  energy  include  enhanced access to information since access to energy also translates into enhanced access to channels  of information such as mobile phones and television, and  reduction in incidences of violence due to lack  of reliable street lighting. The project does not easily lend itself to addressing gender issues since it does  not  have  direct  beneficiaries.  However,  a  key  gender  gap  is  the  employment  of  women  in  the  energy  sector. After discussions with PGCB officials, it has been decided to take the following steps to improve  the gender sensitivity of the project: (i) the ESIA to be prepared for the transmission line investments will  be gender‐informed (i.e., it will incorporate gender disaggregated consultations and implement any follow  up actions recommended to address the differential needs of male and female project affected people);  and (ii) an organizational assessment of NLDC/PGCB will be undertaken to understand steps that have  been  taken  to  address  barriers  to  women’s  employment  and  working  conditions  in  the  organization  20  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) (including standards that its contractors need to comply with when implementing projects for it) and to  identify and support implementation of any aspects that can be  improved in this regard.  Both sets of  actions would be monitored over the project’s life.  Along with a gender disaggregated citizen engagement  mechanism (see below) this would classify this project as being gender informed.  Citizen Engagement  84. As noted, the project does not have specific direct beneficiaries among the electricity consumers as  far as the citizenry is concerned.  However, the project provides an opportunity to interact with the wider  public through stakeholder consultations in which broader issues of power supply reliability and quality  can be raised, energy efficiency options discussed, and the project and its likely impact presented.  This  would be done in a gender disaggregated fashion so that the different viewpoints of men and women are  captured.  The discussion(s) will be summarized and conclusions made available on PGCB’s website (along  with the World Bank website) and could provide a starting point for a conversation on energy sector issues  that would continue in the course of subsequent Bank‐supported projects in the sector.      F. Environment (including Safeguards)  Environment   85. In general, significant adverse impacts from the upgrading of 132 kV transmission lines and possible  SVCs are unlikely. Noise and air pollution could result from a wide range of construction activities. Also  movement of vehicles, operation of construction equipment and generators during the upgradation of  transmission will affect agricultural land, reduce soil compaction and rutting in sensitive soils and natural  areas. Water pollution may result from discharge of waste (from labor shed or site) and spills and leaks of  oils/  chemical  into  water  bodies.  These  impacts  are  mostly  temporary  and  limited  within  project  boundary.     86. The proposed project is classified as a Category B project. There are no significant and/or irreversible  environmental issues in the rehabilitation of transmission network of PGCB or the installation of SVCs.  The  Bank  safeguard  policy  Environment  Assessment  has  been  triggered  to  ensure  that  the  project  investment are environmentally sound, sustainable and thus help to improve decision making.    87. Since the line routes to be rehabilitated were unknown at the project appraisal stage, a framework  approach has been adopted for the Project. SVCs are required to regulate the voltage on the transmission  system, particularly where there are contingencies that can cause a sudden and large drop in voltage. The  requirement of SVCs was confirmed on the 230 kV network in several locations but PGCB required further  study to install such new technology in its network. The ESMF has been prepared based on the sample  site visits at PGCB intervention areas and several discussions with the relevant stakeholders. According to  the ESMF, subproject specific Environmental Code of Practice (ECoP) and the Environmental Management  Plans (EMP) need to be incorporated in the bid document and the cost for the implementation of EMP  will be a line item of the Bill of Quantities (BOQ).    Climate Change Screening  88. Climate change screening of the project has been carried out. The screening considered the various  types of infrastructures of the project (NLDC, grid network and power plants) and project locations that  may be vulnerable to various climatic hazards. Bangladesh is prone to natural/climatic disasters and is  particularly  vulnerable  to  extremes  in  temperature,  precipitation  and  flooding,  and  high  winds.  The  21  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) country periodically suffered from earthquakes. The historical experience in design and development of  the large infrastructures (the NLDC building, power grid, and power plants) is that this routinely takes into  account of these hazards.    89. In addition, the TA and capacity building of the project are intended to enhance awareness to reduce  impacts of hazards and enhance ability of the plant management to keep it operating under extremes in  weather. TA and capacity building will underscore the need to take extreme variations in the external  environment into account while planning for operations and maintenance of the grid/NLDC and power  plants.  The  main  risks  identified  by  the  climate  screening  have  been  addressed  through  adherence  to  design and construction standards that take into account the environment in which the plant is sited and  the likelihood exposure to these risks. The design criteria and specifications are expected to protect the  physical project assets and plant operations from damage and loss due to climate hazards. Specific aspects  that are addressed include the following: structural stability, drainage, effect of high temperature, floods,  precipitation, high winds and earthquakes. H. World Bank Grievance Redress    90. Communities and individuals who believe that they are adversely affected by a World Bank (WB)  supported project may submit complaints to existing project‐level grievance redress mechanisms or the  WB’s Grievance Redress Service (GRS). The GRS ensures that complaints received are promptly reviewed  in order to address project‐related concerns. Project affected communities and individuals may submit  their complaint to the WB’s independent Inspection Panel which determines whether harm occurred, or  could  occur,  as  a  result  of  WB  non‐compliance  with  its  policies  and  procedures.  Complaints  may  be  submitted at any time after concerns have been brought directly to the World Bank's attention, and Bank  Management has been given an opportunity to respond.  For information on how to submit complaints  to  the  World  Bank’s  corporate  Grievance  Redress  Service  (GRS),  please  visit  http://www.worldbank.org/en/projects‐operations/products‐and‐services/grievance‐redress‐service. For  information  on  how  to  submit  complaints  to  the  World  Bank  Inspection  Panel,  please  visit  www.inspectionpanel.org. .  22  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) VII. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING            Results Framework  COUNTRY : Bangladesh   Power System Reliability and Efficiency Improvement Project    Project Development Objectives    Improve the reliability and efficiency of the power system in Bangladesh through optimization of dispatch operation.    Project Development Objective Indicators    Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology  Measure  Data Collection      Name: Unserved energy due      Gigawatt‐ 5.08  2.08  Annual  Progress report , NLDC  PGCB  to underfrequency  hour (GWh)    reports      Description: This indicator measures the unserved energy due to feeders tripping because of low frequency.      Name: Projected fuel saving      Mega Joules  0.00  1500506.7 Annual  NLDC report  PGCB  (MJ)  0        Description: This indicator measures the fuel saved by not using oil fired generators (energy saved in KWh converted with a 9063KJ/KWh heat rate).      23  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Intermediate Results Indicators    Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology  Measure  Data Collection      Name: Minimum frequency      Number  48.70  49.50  Annual  NLDC report  PGCB  (Hertz)        Description: This indicator measure the lowest frequency on the national power system over the year.       Name: Maximum frequency      Number  51.40  50.50  Annual  NLDC report  PGCB  (Hertz)        Description: This indicator measures the highest frequency at which the national power system operates over the year.       Name: Dispatch      Yes/No  N  Y  Annual  Progress report  PGCB  Improvement Study        completed  Description: Study to be undertaken by PGCB/NLDC.       Name: Number of staff      Number  0.00  45.00  Annual  Progress report  PGCB  trained (cumulative)        Description: Staff trained under the project.       24  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology  Measure  Data Collection    Name: Grid Code amended      Yes/No  N  Y  Annual  Progress report  PGCB        Description: Code amended to incorporate ancillary service requirement and frequency control standards.       Name: Number of      Number  0.00  15.00  Annual  Progress report  PGCB  generation units with        governor and excitation  system upgraded/replaced  (cumulative)  Description: The indicator measures the progress in equipping selected generators to participate in frequency control.       Name: EMS & Optimization      Yes/No  N  Y  Annual  Progress report  PGCB  software installed        Description: This indicator measures the progress in installing a optimization software and an EMS in the NLDC.       Name: NLDC control on      Number  0.00  15.00  Annual  Progress reports  PGCB  generators (cumulative)        Description: This indicator measures the effective control of generation by NLDC after the upgrading of governors.       Name: Number of DLR      Number  0.00  9.00  Annual  Progress reports  PGCB  25  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology  Measure  Data Collection    installed (cumulative)        Description: This indicator measures the progress in installing DLR.       Name: Transmission line      Kilometers  0.00  40.00  Annual  Progress report  PGCB  constructed or rehabilitated        under the project  (cumulative)  Description: This indicator measures progress in re‐conductoring.       Name: Cumulative duration      Hours  407.00  166.00  Annual  NLDC and Power sector  PGCB  of power outages per year  technical reports      due to underfrequency    Description: This indicator measures the duration of service disruptions due to feeder tripping after low frequency below the protection setting.       Name: Number of outages      Number  2440.00  999.00  Annual  PGCB and NLDC reports  PGCB  per year due to        underfrequency  Description: This indicator measures the annual number of interruptions due to under‐frequency.       Name: Assessment of      Yes/No  N  Y  Annual  Progress report  PGCB  governor/SCADA/EMS/Telec       26  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology  Measure  Data Collection    om completed  Description: This indicator measures the progress in the assessment of the condition of governors and communication system.       Name: Percentage of female      Percentage  0.00  30.00  Annual  Progress report  PGCB  staff trained from total staff        trained (cumulative)  Description: This indicator measures the share of females staff out of the total staff trained under the project (cumulative).       Name: Number of citizen      Number  0.00  3.00  Annual  Progress report  PGCB  engagement event on power        supply quality (cumulative)  Description: This indicator measures the number of consultation events with specific groups of customers on quality of power supply          27  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Target Values    Project Development Objective Indicators FY    Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  Unserved energy due to  5.08  6.35  5.08  4.06  3.25  2.60  2.08  2.08  underfrequency  Projected fuel saving  0.00  0.00  1444932.00  1167060.00  1518952.00  1500507.00    1500506.70    Intermediate Results Indicators FY    Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  Minimum frequency (Hertz)  48.70  48.70  48.80  49.50  49.50  49.50  49.50  49.50  Maximum frequency (Hertz)  51.40  50.80  50.70  50.50  50.50  50.50  50.50  50.50  Dispatch Improvement Study  N  N  N  Y  Y  Y  Y  Y  completed  Number of staff trained (cumulative)  0.00    5.00  15.00  30.00  40.00  45.00  45.00  Grid Code amended  N  N  N  N  Y  Y  Y  Y  Number of generation units with  governor and excitation system  0.00      2.00  5.00  10.00  15.00  15.00  upgraded/replaced (cumulative)  EMS & Optimization software  N  N  N  Y  Y  Y  Y  Y  28  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  installed  NLDC control on generators  0.00        2.00  5.00  15.00  15.00  (cumulative)  Number of DLR installed (cumulative)  0.00      2.00  9.00  9.00  9.00  9.00  Transmission line constructed or  rehabilitated under the project  0.00      20.00  40.00  40.00  40.00  40.00  (cumulative)  Cumulative duration of power  outages per year due to  407.00  508.00  406.00  325.00  260.00  208.00  166.00  166.00  underfrequency  Number of outages per year due to  2440.00  3048.00  2438.00  1951.00  1561.00  1248.00  999.00  999.00  underfrequency  Assessment of  governor/SCADA/EMS/Telecom  N  N  N  Y  Y  Y  Y  Y  completed  Percentage of female staff trained  0.00    20.00  30.00  30.00  30.00  30.00  30.00  from total staff trained (cumulative)  Number of citizen engagement event  0.00    1.00  1.00  2.00  2.00  3.00  3.00  on power supply quality (cumulative)          29  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   ANNEX 1: DETAILED PROJECT DESCRIPTION    COUNTRY : Bangladesh   Power System Reliability and Efficiency Improvement Project   1. Apart from the investment needs, the main challenges faced by Bangladesh’s power sector are:  (i)  ensuring  the  quality  and  reliability  of  the  power  supplied,  so  that  it  is  not  subject  to  wide  voltage  fluctuations  (which  damage  appliances  and  industrial  equipment/machines)  and  outages;  and  (ii)  safeguarding system security and making the system resilient, so that it is able to cope with swings in  demand  and  supply  and  recover  from  unanticipated  shocks  such  as  major  failure  of  a  generator  or  transmission line.  The country is planning to double its generation capacity in the next five years. As the  system increases in size it will also become increasingly susceptible to cascading outages, for instance,  following initial failure of a large generator or loss of a feeder, resulting in significant economic losses.  There  is,  therefore,  a  need  to  mitigate  such  vulnerabilities  to  meet  the  level  of  quality  as  well  as  the  reliability and the efficiency of service required by the different players in the economy.     2. A proper frequency control is key to delivering quality supply and enabling integration of large  planned power plants and renewable energy. Mismatches between the demand and supply of power lead  to deviations of system frequency from the norm (50 Hz in Bangladesh) and can result in outages and, in  the extreme case, the system shutting down. To avoid this, the system’s frequency needs to be managed  within a narrow band by adjusting supply (generation) or demand (load shedding), as needed, to bring  them into balance. Implementation of primary frequency control (in which plants automatically adjust  generation in response to frequency variations in the system) by large generating plants is essential for  stabilizing the power system after a disturbance. In well performing systems, this is typically followed by  the system operator bringing on reserve capacity (called spinning reserve) to address supply shortfalls and  restore the balance between supply and demand. The latter is called secondary control and implemented  in most advanced systems through an Automatic Generation Control (AGC) that “follows the variation in  load.” The National Load Dispatch Center (NLDC), in charge of operating the system, would rely on its data  acquisition  and  system  management  tools  (commonly  called  SCADA/EMS)  to  collect  information  and  manage the process of bringing plants on‐line or taking them off and/or adjusting output in an automated  way  in  real  time.  The  frequency  control  spinning  reserve  constitutes  a  vital  ancillary  service  for  which  generators are always financially compensated.    3. However,  the  primary  frequency  control  is  currently  absent  in  Bangladesh.  In  addition,  SCADA/EMS exist at both NLDC and the plant level but are not integrated or used for dispatch. This lack  of  system  automation  and  integration  implies  the  system  operator  faces  considerable  delays  and  uncertainty in balancing the demand and supply. As a result, (i) stand‐by oil and diesel fired plants are  often  run  pre‐emptively  to  avoid  a  situation  of  demand‐supply  imbalance  in  the  absence  of  spinning  reserve,  leading  the  system  to  use  unnecessarily  large  amounts  of  expensive  liquid  fuels  and  (ii)  the  distribution feeders trip automatically in case of under‐frequency.     4. Apart  from  participating  in  primary  frequency  control,  a  critical  requirement  for  active  management of the system by NLDC is for generators to cooperate in providing secondary control. For  this,  the  NLDC  needs  to  have  the  institutional  authority  to  require  cooperation,  which  is  not  the  case  currently. The incentives of generators to implement primary frequency control are also complicated. IPPs  30  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) are paid for power produced and would not necessarily wish to adjust their generation downward simply  to  provide  a  balancing  service  to  the  grid.  In  fact,  it  is  often  the  case  that  IPPs  respond  in  a  counter‐ productive  manner.  For  example,  they  react  to  a  drop  in  system  frequency  by  reducing  their  own  generation or even shutting off or isolating it off the grid, in order to avoid damaging their turbines. Such  reaction can exacerbate the system imbalance and make the grid even more unstable. In a situation of  chronic  shortages  as  in  Bangladesh,  even  state‐owned  generators  are  not  idled  easily;  as  a  result,  an  adequate spinning reserve is not maintained. Thus, understanding incentives and aligning them (e.g., by  appropriately compensating the providers of ancillary services), is an important priority.    5. Voltage stability is a second element characterizing the quality of supply which need attention in  Bangladesh. It is the indicator most readily apparent to consumers whose lights dim/brighten or fans slow  down/speed up as voltage declines and increases. Industry must incur additional costs and make special  efforts to stabilize voltage so that equipment is not damaged and manufacturing processes can continue  unharmed when voltage fluctuates. Reactive power is required to compensate instantaneously for voltage  drops and maintain the quality of supply. This is usually addressed through reactive power supply at the  sub‐station level or in the downstream distribution system, including capacitor placement at the load end.  Reactive  power  compensation  helps  in  avoiding  network  congestion.  Re‐dispatching  generators  to  provide additional reactive power can also be followed in extreme cases, although it is generally cheaper  to  fix  voltage  problems  by  installing  capacitor  banks  or,  if  needed,  the  more  expensive  Static  VAR  Compensator  (SVC)  at  the  sub‐station/load  end.  SVCs,  in  particular,  are  very  effective  in  providing  dynamic/fast reactive power.    6. Finally, the dispatch of power by the NLDC is currently not fully consistent with the merit order  (i.e.,  the  concept  that  power  plants  are  dispatched  in  increasing  order  of  cost).  Here  also  the  lack  of  automation and proper dispatch optimization tools constitutes one of the major reasons. The dispatch  process  is  handled  inefficiently  based  on  a  manual  process  of  a  merit  order  list  maintained  on  a  spreadsheet. There is then, as mentioned earlier, a scope for considerable saving in system‐wide fuel use  by  making  sure  that  the  system  draws  on  the  lowest  cost  power  before  calling  upon  more  expensive  power. This also begs the question of what underlies the absence of the merit order – in some instances,  transmission  bottlenecks  prevent  evacuation  of  power  from  low  cost  plants;  alternatively,  gas  (fuel)  shortages can result in more expensive oil fired plants being called into service in advance of cheaper gas  fired  ones;  power  purchase  agreements  (PPAs)  themselves  may  restrict  the  freedom  of  NLDC;  and,  ultimately, vested interests may interfere with the order of plants for dispatch. A sustainable solution will  need to address both the institutional/political economy and technical aspects of the issue.    7. The scope of the project  components  derives from  an assessment of PGCB’s transmission  and  system operations and frequency control trials undertaken by PGCB with support of consultants and WB  Team.  First, an analysis of system operations points out that the operation is reliant on manual control  and dispatch which result in wide frequency variations. Second, the lack of grid discipline has led to a  reliance on expensive liquid fuel‐fired generation to manage the peak demand. The NLDC will need the  cooperation  of  generators  to  be  able  to  manage  fluctuations  in  frequency  with  minimal  delay  (first  through primary control and then to implement AGC). Two frequency control trials were carried out17   with  a  selected  set  of  generators  on  ‘free  governor’  mode  operation  (FGMO).    The  trials  permit  their  output to vary within a small (e.g., 5 percent) band of their nameplate capacity, which would permit them  17  On April 4 and August 6, 2016, under the oversight of the Grid Stability Committee. 31  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) to provide a spinning reserve as required. The trials showed that the frequency band can be narrowed  down to a range of 49.6 to 50.5 Hz from 49‐51 Hz. It allowed also to identify implementation issues and  address them as a precursor to future automated secondary control via AGC.     8. Additional 24 hour trials were conducted in October 2016 to fine tune the conclusions and help  prepare  for  a  month  long  trial.  A  review  of  dispatch  efficiency  carried  out  by  the  World  Bank  in  collaboration  with  NLDC,  using  a  standard  dispatch  optimization  approach  with  actual  2014  data,  determined that the observed deviation from optimal (“merit‐order”) dispatch is largely attributable to  the absence of modern, optimization‐based dispatch protocols and related capacity in NLDC. In addition,  an optimal power flow study identified key transmission bottlenecks that will have to be upgraded so as  to enhance transmission capacity to transfer more electricity and reduce congestion.     9. A third FGMO trial was conducted during October 30 to November 20, 2016. Seven power plants  totaling  1,517  MW  of  capacity  participated  and  provided  300  MW  of  spinning  reserve.  The  system  frequency  was  kept  in  the  bandwidth  of  +/‐0.5  Hz.  The  system  has  experienced  a  drastic  reduction  of  outages as the under‐frequency relays did not activate to cause a feeder trip. Less oil‐fired generation was  also needed. However, the trial conditions may change drastically during the peak period (February‐May)  where less spinning reserve will be available and the transmission system is subjected to more constraints.  New generation units coming on stream will improve such constraints during 2017‐2021.    10. From the analysis and trials undertaken above, it appears that the retrofitting to an automated,  modernized dispatch function with associated investment in transmission upgrading would ultimately (i)  improve system security and reliability (minimizing outages and preventing wider blackouts or a sudden  disturbance  in  network);  and,  (ii)  increase  the  efficiency  or  cost  effectiveness  of  system  operation  by  ensuring that it follows merit‐order dispatch.    11. The project is conceived as the first stage of a process of modernization of system dispatch in  Bangladesh, recognizing that this is a long process that can best be implemented in phases as described  in Table A.1.1 below:  Table A.1.1: Phased Approach for Modernization of System Dispatch Phase  Activities  Outcomes  0      Satisfactory response of the 15 participating plants to    frequency variation     Successful reduction of the frequency bandwidth to    50Hz+/‐0.5 during 3hrs, 8hrs and 3 weeks trials.     Identification of technical and economic constraints for IPPs    with regards to their contractual obligations.  Limited duration Free Governor   Coordination through the Grid Stability Committee was  Mode Operation (FGMO)18 trials  effective but needs to be formalized through an MOU  between stakeholders.  18  FGMO refers to using the ability of generators to respond automatically to frequency variation by adjusting fuel  injection (i.e. output). The generators’ governing systems can sense the frequency change and automatically load  or unload (generally in the range of +/‐5%) to support balancing of the system and bring back frequency within the  limit.  32  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Phase  Activities  Outcomes   Fuel consumption and outage due to under‐frequency  protection are reduced    FGMO may not be fully effective during the yearly peak  period between February‐May due to unavailability of  sufficient spinning reserve.     Continuous FGMO operation   Agreement on basic operational and dispatch rules.     with full participation of   Plants for frequency control purpose prioritized    generators prioritizing BPDB   Detailed modeling of the system operation    generators with technical   Rules and incentives for IPP participation defined     assistance (TA) from   NLDC staff trained    international experts   Grid Code amended accordingly     Assess the condition of   Upgrading and replacement investment needs for    power plant primary and  generator integration estimated and related bidding    secondary controls.  documents prepared.     Assess existing SCADA/EMS   Roadmap for implementation of AGC & Frequency Control    and Telecom conditions   Ancillary Services (FCAS)  1   Institutional review to   Roadmap for modernization and upgrading of NLDC and its  establish policies, rules and  operational practices in light of long term planning of  regulations required for  electricity sector   optimal dispatch    Barriers to optimal dispatch identified and ways to address  them recommended  Supply & installation of (i)   Economic dispatch enabled  hardware and software needed   NLDC control on governors enabled  for generators integration in    existing NLDC SCADA/EMS;   (ii) Optimization and Real time  economic dispatch software   Supply and installation of   Removal of transmission constraint to allow economic  DLR and possibly of SVCs  dispatch   Upgrading of overloaded   Improvement of voltage quality to improve efficiency and  transmission segments  reliability     Implementation of AGC &   Fully automated dispatch with increased number of  2  FCAS  participating generators   Additional network   Compensation for ancillary services in place  upgrading   NLDC/SCADA/EMS replaced/upgraded   NLDC modernization and   NLDC operational practices designed and in force   upgrading  12. The project will further support the trials by providing technical guidance, capacity building and  training  to  NLDC  team.  It  will  also  support  the  progressive  implementation  of  primary/secondary  frequency  controls  as  well  as  the  needed  investments  on  participating  generators  and  transmission  bottleneck removals.  33  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 13. Over the medium term it is envisaged that AGC and compensation for Frequency Control Ancillary  Services  (FCAS)  will  be  key  mandates  of  NLDC  functioning  as  an  Independent  System  Operator.  In  the  event of the development of a regional electricity market, FCAS will also likely be traded with NLDC acting  as  the  clearing  house  alongside  generation.  Over  time,  the  existing  SCADA/EMS  will  also  need  to  be  replaced to support fully automated dispatch and AGC, potentially with a smart grid. This part may be  considered in a follow‐on operation.   14. The project development objective is to improve the reliability and efficiency of the power system  in Bangladesh through optimization of dispatch operation. The project comprises three main components  namely  (i)  technical  assistance,  (ii)  operational  enhancements;  and,  (iii)  removal  of  transmission  bottlenecks  and  improvement  of  voltage  quality.  The  project  will  support  investments  and  technical  assistance to improve the performance of NLDC to enable an optimal operation of the national power  system based on merit order dispatch.   Component 1: Technical Assistance (US$8 million funded by IDA)    15. Sub‐component 1.1 will support the primary frequency control trials and training for PGCB/NLDC  engineers/operators on modern, state‐of‐the‐art frequency control and dispatch protocols (US$4 million  by  IDA).  The  frequency  control  trials  are  pre‐requisite  to  and  will  be  followed  by  implementation  of  primary  frequency  control  in  at‐least  15  power  generation  plants.  Experienced  power  system  control  specialists  and  power  system  modelers  will  be  engaged  for  six  months  to  perform  the  following  tasks  before the trial starts:     (i) Assessment/diagnostic  of  the  capabilities  of  all  participating  power  stations  to  provide  frequency  control  services  to  the  national  grid:  The  assessment  will  cover  the  status  of  their  controls,  the  condition of governors and actions needed to enable them to provide frequency response.  (ii) Assessment of the SCADA system and modelling tools used to simulate the operation of the system:  The  inspection  will  also  identify  the  hardware  that  will  need  to  be  procured  to  ensure  effective  implementation  of  primary  and  secondary  control.  The  power  system  control  specialists  will  help  NLDC to prioritize the plants for frequency control purposes and set up a dispatch/merit order for  these plants. Such support will also help PGCB to undertake detailed modelling to simulate operation  of the system.  (iii) Assistance  to  NLDC  operators  and PGCB  staff  during  the  trial  process  to  ensure  the  trial  proceeds  smoothly and to record frequency response, recalibrate parameters, and prepare a final report on the  outcome of the trial.     16. Sub‐component 1.2 will also include capacity building activities and an institutional review (US$4  million by IDA) as follows:    (i) Training of NLDC staff to provide exposure to modern power system protection, dynamics, stability,  operation and control theory as well as international standards, practices and technologies. They will  be trained on practical aspects of real time primary/secondary frequency regulation through governor  response and build power system dynamic modeling capability using PSSE or similar model.   (ii) Study on dispatch improvement to identify the critical path for implementing merit order dispatch  and make recommendations for transitioning to AGC and a fully modernized dispatch system over  34  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) time.  An  in‐depth  review  of  the  institutional  and  policy  barriers  (including  plant  level  incentives)  limiting NLDC control over generators will be undertaken to explore ways to restore merit order in  dispatch. The study will also build awareness and capacity on the basics of system dispatch through  training to be provided to stakeholders beyond PGCB/NLDC, i.e., BPDB, the Power Division of MPEMR  and BERC.    Component  2:  Operational  Enhancements  (US$47  million  of  which  US$34  million  plus  US$5m  contingency funded by IDA).    17.  The NLDC in Dhaka is currently not integrated with the SCADA system of the power generation  plants in the grid and is unable to send/receive signals for changing output; nor does it receive real time  demand forecasts from the distribution companies. The lack of cooperation between generators (to give  NLDC  control  of  their  governors)  and  the  demand  side  (to  provide  more  reliable  inputs  to  forecast  demand)  means  that  NLDC  has  little  choice  but  to  balance  the  system  using  guesswork  and  through  instructions to generators over the phone.  This component will fund three sub‐activities:    18. Sub‐component 2.1: Integration of generators to the SCADA/EMS system (US$16 million by IDA).  Activities under the Component 1 will identify the hardware and software required to be procured for  integration. This component will finance the design, supply and installation of the equipment needed for  the plants to be fully effective in providing both primary and secondary frequency control. It will include  Remote  Terminal  Units,  enhancement  of  the  plant  SCADA  system,  replacement  of  generator  controls,  Automatic Voltage Regulators, power system stabilizers, etc.      19. Sub‐component 2.2:  Upgrading/modernization of the NLDC SCADA/EMS software (US$6 million  by IDA). It will cover procurement of software for real‐time economic dispatch control, operator load flow,  AGC and modeling power system dynamics, including licenses for five years so that NLDC staff are able to  fully utilize the SCADA/EMS system. The software will enable the monitoring of generators for frequency  control and dispatch.    20. Sub‐component  2.3:  Optimization  software  for  dispatch  (US$12  million  by  IDA).    The  dispatch  optimization software will include week‐ahead, day‐ahead and hourly simulation capabilities to run fuel  and transmission constrained dispatch optimization in an off‐line mode and online (integrated with the  SCADA/EMS) system. The package will include a minimum of one license for five years, preparation of a  dataset and analysis, and training on the dispatch system.    Component  3:  Removal  of  Transmission  Bottlenecks  and  Improvement  of  Voltage  Quality  (US$22  million of which US$10 million plus US$2m contingency funded by IDA).      21. The  component  will  cover  the  needed  network  reinforcement  including  (i)  the  upgrade  (of  selected congested 132 kV and 230 kV lines and (ii) Dynamic Line Rating (DLR) to improve utilization of  limited transmission capacity. Details are as follows:    22. Sub‐component 3.1: Upgrade of selected congested transmission lines  (US$4 million by IDA) to  address existing bottlenecks and enhance system transfer capability. Optimal power flow (OPF) analysis  was used to identify those transmission assets that are having the higher impact on dispatch efficiency.  35  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Some of these assets could be upgraded using reconductoring. The transmission segments with highest  levels of constraints are listed below:   Table A1.2: Constrained Transmission Segments  Line  Voltage (kV)  Length (km)  Bogra‐Sirajgonj  230  72.4  Ashuganj‐Ghorasal  230  44  Faridpur‐Rajbari  132  25  Kushtia‐Jhenidah  132  43  Barishal (N) ‐Barishal  132  10  23. These  lines  are  still  under  consideration  by  PGCB  pending  final  decisions.  Future  planned  or  committed projects should provide a long term solution. However, the following two critical lines (132kV  double circuit) that are needed urgently are included in the scope of this project:    (i) Reconducturing of Barisal (N)‐Barisal 132 (10km);  (ii) Reconducturing of Saidpur‐Purbasadipur (30km)  24. Sub‐component  3.2:  Dynamic  Line  Rating  (DLR)  to  improve  utilization  of  limited  transmission  capacity on 382 km of seven critical transmission lines identified by PGCB (US$6 million by IDA). They will  be equipped with 9 DLRs based on their geographic layout. The following transmissions lines are identified  based  on  the  potential  to  increase  current  operational  ratings  in  a  safe  way  and  reduce  network  constraints:  (i) Haripur 360 MW 230 kV double circuit line (1km)  (ii) Ishurdi‐Bheramara 132 kV double circuit line (10km),  (iii) Bheramara‐Kushtia 132 kV double circuit line (24km)  (iv) Haripur‐Shyampur 132 kV double circuit line (29km)  (v) KhulnaCentral‐Noapara 132 kV double circuit line (23km),  (vi) Hasnabad‐Shitalakshya 132 kV double circuit line (13km) and  (vii) Haripur‐Sonargaon‐Daudkandi‐Comilla(N)‐Comilla(S)‐Feni‐Hathazari‐Madunaghat‐Shikalbaha‐132  kV transmission line (282 km)  36  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) ANNEX 2: IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS    COUNTRY: Bangladesh   Power System Reliability and Efficiency Improvement Project    Project Institutional and Implementation Arrangements    1. PGCB will be the implementing agency for the project and has set up a dedicated PMU. PGCB has  already assigned a Project Director (PD) from NLDC. The PMU will be staffed as described below:   Dedicated Design & Supervision Engineers: two in design and four in supervision    Procurement Experts (two). PGCB will establish and strengthen a Corporate Procurement Team. PMU  will also be supported by two procurement consultants.   Financial Management Experts (two)   Safeguard Experts: A dedicated Environmental and Social Unit is already established and permanent  positions  approved.  It  was  agreed  that  one  (1)  Environmental,  and  one  (1)  Social  Expert  will  be  recruited no later than end of December 2016. They have started the recruitment process. PGCB has  also assigned staffs in Design, Procurement and FM functions of the project.      2. While PGCB will implement the project, the Grid Stability Committee established in November  2015  will  continue  to  carry  out  primary  frequency  trial  runs  to  achieve  a  lower  band  of  frequency  fluctuation  (plus/minus  0.5  Hz).  It  will  hold  periodic  meetings  for  planning,  executing  and  reviewing  primary frequency trials exercises with generators. It will review results of the trial runs and impacts. The  objective of the committee is to achieve system frequency to reduce outages, ensure quality of electricity  in  national  grid  and  maintain  supply  stability.  Close  cooperation  and  coordination  within  committee  members specially, between PGCB/NLDC and BPDB is essential.  The complexity of the project will require  a close cooperation between generators, BPDB, and PGCB that can be formalized through executing a  Memorandum of Understanding (MOU) between BPDB and other stakeholders. The detail scope of the  MOU will be worked out and signed between the parties taking into consideration the principles of the  Grid Stability Committee. The implementation arrangement of the project has been depicted in the Figure  A2.1 below.     3. Power system control consultants will support PGCB on the trial activities and the modelling to  enable full transfer of know‐how and on the job training.          37  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   Figure A2.1:  Implementation Arrangement  PGCB  BPDB  PGCB Board  Implementing Agency  FGMO  Grid Stability  Planning  Projects  NLDC  Implementation  Committee  Division  Division  PMU       BPDB   NLDC   IPPs  PMU Set Up:   Genco/APSL/EGCB/NWPGC   Project Director – 1   Design Engineers – 2   Supervision Engineers – 4   FM Experts – 2   Procurement Experts ‐2   Procurement Consultants ‐2   Environment Specialist – 1   Social Specialist – 1   M&E Specialist ‐ 1  Financial Management  4. The detail assessment of financial management as well as the actions to be taken are described  below.    5. Fiduciary Capacity: Assessed fiduciary capacity of PGCB is acceptable and associated risk from the  financial  management  perspective  is  rated  as  “Moderate”.  The  implementing  agency  (PGCB)  is  fully  compliant with the audit covenants of IDA projects. There is no outstanding audit reports for the agency.    6. Planning  and  Budgeting:  Overall  risk  rating  is  considered  low  for  planning  and  budgeting.  A  budget will be maintained for the entire term of the project, and detailed budgets for each fiscal year will  also  be  produced  to  provide  a  monitoring  framework  for  financial  management  purposes.  The  annual  budget will be prepared on the basis of the procurement plan and any other relevant annual work plans.  These budgets will be monitored periodically to ensure actual expenditures are in line with the budgets,  and to provide input for necessary revisions.      38  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Internal Control    7. Filing and Record‐Keeping: PMU under PGCB will preserve all accounting and financial records  and  these  records  must  be  made  readily  available  on  request  for  audit/investigation/review  by  the  Government and the Bank. All project related documents must be filed separately to facilitate internal  and external audits, as well as fiduciary reviews, which may be carried out by the Bank. The project will  maintain assets tracking system for ensuring annual physical verification and reporting on assets procured  under the project.     8. Entity Accounting and Financial Reporting System: PGCB has adequate budgeting accounting and  financial reporting systems which will be used for accounting and generating the required financial reports  under the project. An automated accounting system exists in PGCB and its unit offices for accounting and  reporting purposes, but it takes unusually long time to prepare the financial statement as the accounting  software  of  unit  offices  are  not  accustomed  for  real‐time  entry  for  consolidating  of  all  financial  information in the head office.  Since the implementing entity is a company incorporated as public limited  company under the Companies Act, 1994 of Bangladesh, the financial reporting (Balance sheet and the  profit  and  loss  account)  of  the  PGCB  is  therefore  governed  by  the  provisions  of  that  Act.  The  annual  financial statements are prepared on accrual principles following the accounting standards as applicable  for this entity.    9. Financial Management System for the Project: The project would have a separate ledger and trial  balance with separately identifiable accounting code.     10. Internal  Audit:  PGCB  has  an  internal  audit  department  which  undertakes  financial  and  commercial audit for the entity but the internal audit department could not conduct internal audit of the  ongoing  Bank  projects  every  year  due  to  insufficient  staffs.  The  internal  audit  department  requires  strengthening by adding sufficient and adequate professional resources to undertake the internal audit  of the entity and the project operations regularly.     Oversight Arrangements    11. External Audit: The annual accounts of the PGCB is audited by a private audit firm as per statutory  requirement. It was agreed that the project audit will also be covered by the same audit firm, provided  their terms of reference is expanded to reflect this. The annual audit report will be submitted to the Bank  by December 31 each year which will be monitored and tracked in the Bank system. It has been noted  from  the  previous  external  audit  reports  that  the  auditors  expressed  qualified  audit  opinion  on  the  financial  statements  of  PGCB  in  last  five  consecutive  years  mainly  for  weaknesses  on  fixed  asset  management and reporting. These issues need to be immediately addressed.     12. Audit Committee and Audit Observation Resolution Mechanism: To strengthen the Corporate  Governance, an audit committee will be established at the entity level for oversight and settlement of the  entity and project’s audit issues in a systematic manner. The audit committee will review the audit issues  and ensure timely resolution of audit issues arising from both internal and external audits.       39  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Financial Management Considerations in the Fiduciary Assessment    13. Staffing:  PGCB  is  adequately  staffed  for  carrying  out  its  financial  management  functions.  The  Finance function in PGCB is headed by the Executive Director (Finance). However, the Project Director will  have financial power to approve financial transactions of the project and a separate team from finance  department of PGCB will be deputed to help Project Director on financial management issues.     14. Accounting  and  Financial  Reporting:  The  project  will  provide  quarterly  unaudited  financial  reports (IUFR) within 45 days from the end of each quarter as per the reporting format acceptable to the  Bank.   Disbursements    15. Disbursements  and  Fund  flow:  It  was  agreed  that IDA  funds  will  be  on‐lent  to  PGCB  by  the  Ministry of Finance through a Subsidiary Loan Agreement (SLA). PGCB will have direct access to IDA funds  through the PMU. The PD of the PMU will have all financial control of IDA funds and all project related  eligible payments will be made by the PD using the banking system (except for small petty cash payments).  Under the project, IDA funds will not finance salaries/operational costs of any nature for the PGCB nor  sitting allowances or honoraria, import and supplementary duties and value‐added taxes at import stage  to be paid under contracts.  Goods, works, and services including training will be financed by the credit.  For each contract, IDA funds will be transferred directly to the contractors' account or payment will be  made through the Special commitment method. It was agreed that the project will follow the transaction  based disbursements since there will be few large value contracts to be financed by Bank and use the  Reimbursement, Direct Payment, and Special Commitment methods. Hence, the Project will not have a  Designated Account facility. The operating costs of the project will be financed by GOB and funds for the  same will be routed through the normal budgetary channels. Retroactive financing facility will be available  for  eligible  expenditures  incurred  (mobilization  advances  and  consultant's  payments)  on  or  after  September 1, 2016 (that is, twelve months prior to expected date of signing of the financing agreement).     16. The estimated cost of the project is about US$77 million of which IDA financing is proposed to  cover  US$59  million  and  the  government  counterpart  funding  of  US$18  million  will  cover  staff  salary,  other  operating  and  recurring  expenditures19,costs  for  procuring  vehicles  as  well  as  import  and  supplementary duties and value added taxes at import stage. IDA will finance all other applicable taxes.  Government  will  also  fund  (i)  the  cost  of  land  required  for  the  purposes  of  the  Project;  and  (ii)  all  resettlement  and  rehabilitation  compensation  and  other  assistance  to  Affected  Persons  in  accordance  with the RAPs.    Procurement  17. General:  Procurement would be carried out in accordance with the World Bank Procurement  Regulations for IPF Borrowers (the “WB Procurement Regulations”), July 2016.  As per requirement of the  NPF, PGCB has prepared the PPSD in consultation with the Bank staff.      19  Such as workshop allowances, sitting allowances, cash per diems, honoraria and fuel.  40  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 18. Procurement  Significance:    The  total  project  cost  is  about  US$  77.00  million,  of  which  IDA  contribution  is  about  US$  59.00  million.  Almost  all  funds  of  IDA  will  be  used  through  procurement  processes except for training (US$1.5 to 2 million). Procurement under this project will largely involve  goods (supply and installation contract) and consulting services.       19. Procurement  Responsibility:  The  PMU  at  PGCB  will  carry  out  the  procurement  processes  and  contract management activities with support of the consultant (procured under package S‐1).  The PGCB  Board will carry out oversight functions as well as approval of all contracts as laid down in their charter  and as described in the Financing Agreement (FA) of the project.     20. Procurement  Capacity:    PGCB  has  experience  and  capacity  in  processing  donor‐funded  and  Government‐funded projects.  It already completed one WB funded project (Siddhirganj Power Project),  is  in  the  process  of  implementation  of  one  WB  funded  project  (Rural  Electricity  Transmission  and  Distribution Project). They have experience of implementing ADB funded projects, JICA funded projects  and other donor funded projects.  About 179 staff of PGCB received training on country’s procurement  laws  (i.e.  Public  Procurement  Rules,  2008  (PPR))  in  the  past  few  years.  Currently,  there  are  no  major  complaints received for the above two WB funded projects.  However, there are only few staff who have  adequate knowledge in donor funded projects like World Bank, Asian Development Bank etc. The number  of qualified procurement staff is not adequate to provide efficient support. The Project Management Unit  of PGCB should have dedicated qualified procurement staff to carry out the procurement processes and  contract  management  activities  with  support  of  consultants  to  be  procured  under  package  S‐1  of  the  project.    21. Procurement  Implementation  Arrangement:    The  PMU  headed  by  the  PD  will  consist  of  additionally two procurement trained staff (one for procurement and the other for contract management)  of  PGCB,  one  international  procurement  consultant  (intermittent)  and  one  international  technical  consultant  (intermittent).    The  procurement  staff  and  the  procurement  consultant  are  responsible  for  planning and managing the entire procurement process and overseeing the contract management issues  of the project.  In order to enhance the capacity of the procurement staff of PGCB and the bid evaluation  committee, necessary training related to NPF will be provided.     22. Procurement  Risks:    Bangladesh  operates  in  a  challenging  procurement  environment.   Procurement  risks  arise  out  of  many  factors  such  as  weak  capacity,  unfavorable  market,  and  weak  governance.    PGCB deals with a large number of specialized suppliers and contractors in their day to day  business  of  transmission  line  construction,  establishment  of  sub‐stations  and  SCADA  system,  and  establishment  and  coordination  of  protection  system.    Most  procurements  under  this  project  involve  international competition to ensure value for money.  PGCB is not familiar with some of the good features  of NPF such a “rated criteria,” “BAFO,” “sustainable procurement,” etc. which may be followed in this  project to ensure best procurement outcome.   Upon considering all factors, the overall procurement risk  is rated as “Substantial.”    23. Managing  Procurement  Risks:    The  following  measures  have  been  agreed  upon  with  PGCB  to  minimize the risks associated with procurement.  Parts of these measures are already in place, while the  remaining will be implemented during project supervision.    41  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)       Table A2.1: Key Risks and Proposed Mitigation  Procurement  Possible Risks  Proposed Mitigation Measures.  Core Principles  a) High priced bid   a)  Incorporate  rated  criteria  considering  b) High maintenance cost  contractor’s performance, capacity, social and  c) Less life time of the product  environment aspect.   d) Less quality of the finished product  b)  Introduce  key  performance  indicator  (KPI)  e) High cost of ownership over the life  for  green  procurement  (Social  and  Value for Money  of the product.   environment) in contract management.   (VFM)    f)  Negative  impact  in  terms  of  social  c)  Comprehensive  training  for  Borrower  on  and environment   VFM.   g)  Lack  of  knowledge  at  PGCB  to  d)  Awareness  and  hands  on  training  program  ensure VFM   for the prospective bidders on VFM customized  h)  Inadequate  understanding  of  the  for specific bidding opportunities.    bidders related to VFM  a) High bid price  a) Conduct bidder’s awareness to ensure better  b) High cost of ownership  completion which may ensure reasonable price   Economy   c) Contract will not complete on time;  b) Conduct BAFO / negotiation for significantly  cost over run  high  priced  bid  with  prior  approval  from  the  Bank.  a) Possibility of wrong doing   a)  Engage  independent  Probity  Assurance  Provider  (independent  third  party)  for  high  value  contract  to  be  present  during  different  stages  of  the  procurement  process,  including:  engagements/  discussions  with  firms,  bid/  proposal  opening,  evaluation,  negotiations,  contract  award  decisions,  and/or  contract  execution  Integrity   b) PGCB will carry out extra due diligence on the  local agents of bidders.  Bidding documents of  the  Bank  have  explicit  requirements  for  disclosure regarding local agents, if any.  As part  of  bid  evaluation,  PGCB  will  carefully  look  at  who  the  proposed  local  agents  are  and  what  their  roles  are  with  respect  to  the  particular  bidding.  a) For some of the procurement  a) Extensive bidder’s awareness program even  items  such  as  dynamic  line  rating,  though the value of contracts are not relatively  power  station  governors  there  are  high.   Fit‐for‐Purpose   only  few  reputed  manufacturers  /  b) Use “BAFO”   bidders in the market. There is risk of  less competition and high price.   42  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Procurement  Possible Risks  Proposed Mitigation Measures.  Core Principles  a) Frequent rebid   a) Set appropriate packaging and qualification  b)  More  time  will  be  required  to  requirement based on market analysis.   prepare  bidding  document  and   b)  Introduce  performance  and  penalty  based  complete  evaluation  and  change  of  on set millstones.   faulty  bidding  document  and  c) KPI’s will be linked with payment.   evaluation.   d)  Use  of  project  management  tool  like  MS  Project and closely monitor the critical path.  c)  Contract  will  not  be  completed  on  Efficiency   time.    e) Use national electronic procurement (e‐GP)  system  for  the  procurement  with  national  competition.  f)  For  high  value  contracts  bid  evaluation  committee  shall  have  two  independent  international  experts  (one  procurement  and  one technical)     a) All bidding information may not be  a) All advertisement will be published in PGCB’s  public.    website.   Transparency   b) Contract award information will be published  in PGCB’s website.   a)  Chance  of  Fraud  and  corruption  a)  All  bid  evaluation  reports  will  include  (F&C)  verification  of  recommended  bidders’  post‐ b) Chance of incorrect bid evaluation   qualification information;   (b) PGCB will make bidders aware of issues and  regulations relating to fraud and corruption;   Fairness  (c)  Preserve  records  and  all  documents  regarding  procurement  (including  correspondences with the potential bidders as  well as complaints/ clarification requests, etc.),  in accordance with Bank guidelines and Public  Procurement Rules, 2008 (PPR).    24. Procurement  Plan:    For  each  contract  to  be  financed  under  the  project,  estimated  costs,  procurement methods, prior review requirements, whether bidders are to be pre‐or post‐qualified, and  time frame would be agreed between the implementing agency and the Bank in the procurement plan.   All expected major procurements will be announced in the General Procurement Notice (GPN) – published  in the Bank’s external website and in United Nations Development Business (UNDB). The procurement  plan will be updated semi‐annually (or as required) using the World Bank Online Procurement Planning  and Tracking System (STEP).    25. Use of Standard Procurement Documents:  For procurement with international competition and  for selection of consultants, the Bank’s Standard Documents and Standard Request for Proposals will be  used.   For procurement with national competition and shopping, PGCB will use model bidding document  agreed with the Bank.    43  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 26. Market  Analysis:    A  market  analysis  was  carried  out  for  items:  generator  governors,  DLR  technologies, SVC and dispatch optimization software.  The study shows that except for DLR technologies,  all other solutions are mature technologies.  The world market, especially large manufacturers, are keen  to participate in the bidding process under PGCB.  They are aware of PGCB’s business and reputation.  A  reasonable good competition is expected subject to political stability.       27. Prior  review  Thresholds:  The  Procurement  Plan  shall  set  forth  those  contracts  which  shall  be  subject to the Bank’s prior‐review.      28. Post Review: For compliance with the Bank’s procurement regulations, the Bank will carry out  sample post‐review of contracts that are below the respective prior‐review thresholds    Table A2.2: Summary of Procurement Packages/ Procurement Plan:  Contract  Title/ Description  Value(US$  Preferred Arrangement  No.  million)  Consultancy Packages:       REIP/S1  Study  to  improve  electricity  transmission  4  Quality  and  Cost  Based  system  reliability  and  efficiency  in  Selection (QCBS), International  dispatching  power  station  generators  and  Market,  Open  competition,  develop  technical  specifications  of  supply  Prior Review  and  installation  contracts  including  supervision  of  supply  and  installation  contracts and related training.  REIP/S2  Study  of  the  institutional  requirements  to  4  QCBS,  International  Market,  integrating  power  station  generators  with  Open  competition,  Prior  NLDC through remote control.  Review  Sub‐total:   8    Goods/Supply Installation Packages:               REIP/G1  Supply,  installation,  testing  and  4  Request  for  Bids  (RFB),  commissioning  of  conductors  in  some  International  Market,  Open  132/230 kV lines by replacing old conductors  competition, Prior Review  REIP/G2  Supply,  installation,  testing  and  16  RFB,  International  Market,  commissioning  of  power  station  governors,  Open  competition,  Prior  and related hardware and software  Review  REIP/G3  Supply,  installation,  testing  and  12  Request  for  Proposal  (RFP),  commissioning  of  dispatch  optimization  International  Market,  Open  software  competition, Prior Review          REIP/G4  Supply,  installation,  testing  and  6   RFB,  International  Market,  commissioning  of  EMS/SCADA  system  Open  competition,  Post  including other communication system  Review  REIP/G5  Supply,  installation,  testing  and  6  RFB,  International  Market,  commissioning of DLR technologies to three  Open  competition,  Post  places  Review  44  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Contract  Title/ Description  Value(US$  Preferred Arrangement  No.  million)  Sub‐total:   44    Grand total:   52      Environmental and Social (including safeguards)  Environmental  29. The applicable environmental category and safeguard polices for the proposed project is based  on  the  need  to  provide  support  for  rehabilitation  of  the  transmission  network  of  PGCB.  PGCB  will  implement  the  upgrading  of  132  kV  transmission  lines  in  different  routes  and  will  further  consider  installation of new SVCs20 at different locations. The proposed project is classified as a Category B project  since there are no significant and/or irreversible environmental issues in the rehabilitation of transmission  network  of  PGCB  or  possible  installation  of  SVCs.  The  Bank  safeguard  policy  Environment  Assessment  (OP/BP  4.01)  has  been  triggered  to  ensure  that  the  project  investment  is  environmentally  sound  and  sustainable.    30. In  order  to  address  environmental  safeguard  issues,  the  project  intends  to  ensure  that  the  proposed  infrastructure  takes  environmental  concerns  into  account.  Since  the  line  routes  to  be  rehabilitated remains unknown at the project appraisal stage, a framework approach has been adopted  for the project. SVCs are required to regulate the voltage on the transmission system, particularly where  there  are  contingencies  that  can  cause  a  sudden  and  large  drop  in  voltage.  The  ESMF  meets  the  requirements of Environment Conservation Rules 1997 of Bangladesh, the Safeguard Policies of the World  Bank and the Environmental, Health and Safety Guidelines of the World Bank Group/International Finance  Corporation (IFC).      31. The  ESMF  has  been  prepared  based  on  the  sample  site  visits  at  PGCB  intervention  areas  and  several discussions with the relevant stakeholders. The ESMF provides for general policies, guidelines, and  procedures to be integrated into the design and implementation of all subprojects under the project.  The  ESMF will be the guiding document for subproject‐specific (i) environmental screening and assessment;  (ii)  establishment  of  “baseline  environment”;  (iii)  analysis  of  alternatives;  (iv)  identification  of  major  subproject  activities  and  evaluation  of  the  overall  potential  environmental  impacts;  (v)  public  consultations; (vi) identification of mitigation measures and preparation of EMP; (vii) selection of ECoP;  (viii) implementation of the EMP and ECoP; and (ix) monitoring of the implementation of EMP and ECoP.  The  ESMF  also  identifies  the  institutional  barriers  and  capacity  building  needs  for  PGCB  for  proper  environmental management.     32. The  ESMF  has  the  provisions  for  subproject  specific  alternative  analysis.  In  general,  for  any  subproject, the analysis of alternative should focus on: alternative location (for substation) or route (for  power line); alternative design and technology; costs of alternatives; and no subproject scenario.     20 PGCB requires further studies to include SVCs in the current project scope. However, installation of SVCs are  taken into account in all disclosed safeguard instruments. 45  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 33. According to the ESMF, subproject specific ECoP and the EMP need to be incorporated in the bid  document and the cost for the implementation of EMP will be a line item of the Bill of Quantities (BOQ).  The  ESMF  also  provides  the  special  environmental  clauses  (SECs)  for  the  technical  specification  of  the  biding documents.    34. When  the  site  will  be  identified,  based  on  the  ESMF,  PGCB  will  be  responsible  to  carry  out  environmental  screening/assessment  along  with  analysis  of  alternatives  and  to  prepare  an  EMP  with  budget.  The  bidding  document  will  incorporate  the  scope  and  EMP  cost.  The  screening  will  help  to  determine whether a proposed subproject needs the environmental assessment or whether it would be  required to follow the Environmental Code of Practices (ECoP) to mitigate or avoid adverse impacts. If  additional environmental assessment is necessary, PGCB will take necessary steps for carrying out the  assessment.  The environmental assessment will be carried out following the ESMF. The PGCB will also be  responsible for getting necessary environmental clearance from the Department of Environment (DoE).     Environment Impacts and Mitigation Measures  35.  In general, there might be no significant adverse impacts expected from the upgrading of 132 kV  transmission  lines  and  possible  SVCs.  Noise  and  air  pollution  could  result  from  a  wide  range  of  construction activities. Also movement of vehicles, operation of construction equipment and generators  during the upgradation of transmission will affect agricultural land, reduce soil compaction and rutting in  sensitive soils and natural areas. Water pollution may result from discharge of waste (from labor shed or  site) and spills and leaks of oils/ chemical into water bodies. These impacts are mostly temporary and  limited within project boundary.     36. To mitigate these impact, site specific EMP shall be prepared in accordance with ESMF after the  subproject identification and the EMP shall be followed during implementation. Also necessary mitigation  measures for working at overhead lines against accidental fall from elevated height or dangers from live  electric line shall be taken during execution of work (e.g. using body harness, waist belts, secured climbing  devices, etc.).    37. Borrower’s Capacity on Environmental Safeguard.  PGCB has prior experience in implementing  the IDA funded projects and it has implemented the “Siddhirganj and Maniknagar 230kV Transmission  Line Project” under IDA financed Siddhirganj Power Project. Also they are implementing the subprojects  under Rural Electricity Transmission and Distribution Project of WB. PGCB created an Environment and  Social Management Unit (ESU) in their regular organogram. PGCB has kept the provision of short and long‐ term  training  courses  of  their  concerned  officials  on  environmental  management  for  the  institutional  capacity building. ESU has been set‐up and PGCB is expected to recruit two Safeguard Specialists by April,  2017.     38. The ESMF has elaborated the supervision and monitoring requirements of the EMP and ECoP. The  quarterly  progress  on  environmental  implementation  will  be  reported  in  detail  along  with  the  Project  Progress Report.    39. Grievance Redress System. Environmental issues will be integrated into the project Suggestions  and Complaints Mechanism (SCM) referred to in the ESMF.    46  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 40. Consultation and Disclosure. The ESMF was prepared in consultation with the key stakeholders  including the PGCB field level staffs and communities. National consultation workshop has been planned  by PGCB for March 9, 2017 to share the draft ESMF with all stakeholders.  Consultation with communities  has been made mandatory for environmental screening/assessment of each subproject. The ESMF was  disclosed  by  PGCB  in  their  websites  (www.pgcb.org.bd)  on  January  2,  2017  and  hardcopies  are  made  available at PGCB headquarters and subproject areas. Advertisement requesting public comments was  published in two daily newspapers (English and Bangla). The ESMF has been disclosed in the World Bank  operational  site  also.  During  the  implementation  phase,  the  subproject  specific  environmental  screening/assessment will also be disclosed at PGCB website before the contractor mobilization.   Social  41. The  project  envisages  rehabilitation  of  PGCB’s  transmission  network,  comprising  of  improvements to existing 132 kV transmission lines and installation of possible new SVCs along the route  at  required  locations.  All  SCV  locations  will  be  within  existing  PGCB  premises.  No  land  acquisition  or  displacement of people will be required for this project.  The project is expected to deliver positive results  in  enhancing  efficient  electricity  generation  and  supply,  and  voltage  stabilization.  No  significant,  irreversible social impact is expected under the project.  However, minor and/or temporary impacts are  expected due to rehabilitation of existing transmission lines in densely populated residential/commercial  areas and open crop lands. Plying of vehicles on crop lands during construction may occur over several  phases, resulting in repeated crop damage; rehabilitation of lines over residential structures will create  impositions on residents, may result in safety issues and have to be mindful of gender and social norms;  commercial structures may need to be temporarily closed (though not more than a few hours) and suffer  from access issues and electricity disruption (which may affect wages). WB policy covering Involuntary  Resettlement has been triggered for the project. Based on social screening and alternative route analyses,  there are no indigenous people in the vicinity of project works. Hence, WB policy relating to Indigenous  Peoples is not triggered for this project.    42. Since the exact routes to be rehabilitated and the specific SCV locations which will ultimately be  used is not known by appraisal, an ESMF, including a full and detailed Resettlement Policy Framework  (RPF) and detailed guidance on labor influx management have been prepared.  The ESMF and RPF have  been  prepared  based  on  rigorous  stakeholder  analysis  and  multiple  consultations  with  the  latter  as  mandated by Bank policy. Site specific Social Impact Assessments (SIAs), Social Management Plans(SMPs)  and  RAPs,  as  and  when  required,  will  be  prepared  once  the  route  and  possible  SCV  locations  are  determined, based on the guidance provided in the ESMF and RPF respectively. Adherence to the ESMF  and RPF, including the preparation and full implementation of the site‐specific SIAs, SMPs and RAPs, as  required,  will  be  incorporated  in  the  bid  documents  and  costed  appropriately  in  the  Bill  of  Quantities  (BOQs).  43. The  ESMF  and  RPF  provide  detailed  guidance  on  project  background,  analyses  of  expected  impacts, applicable policy framework, eligibility criteria, entitlement matrix, guidance on consultation and  communication strategy, labor influx risk assessment and management, grievance redress mechanism,  implementation arrangements and disclosure procedures (among others). The site‐specific SIA, SMPs and  RAPs, as required, will be prepared based on guidance provided in the ESMF and RPF, detailed screening  and route survey exercise, stakeholder analysis and community consultation (public consultations, focus  group discussions, female only groups). The SIA will identify likely impacts in the broader area around the  47  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) right of way and possible SVC sites, including risks of workers’ influx on host communities. The RAPs will  identify  all  affected  people.  Expected  impacts  can  be  through  temporary  impacts  such  as  brief  road  closures, works on top of residential houses (when lines are running on top of houses), crop damages  (where  lines  run  across  open  crop  lands).  The  RAPs  will  provide  an  entitlement  matrix,  along  with  individual  entitlements,  labor  influx  management  plans  and  other  mitigation  measures;  lay  out  the  implementation arrangements for RAP implementation, including conducting iterative consultations with  affected  communities  and  stakeholders,  establishment  of  a  Grievance  Redress  Mechanism  and  the  requisite  budget  for  the  implementation  of  the  RAP.  The  SIA  and  RAP  are  fully  cognizant  of,  and  incorporate the relevant aspects of the Gender Mainstreaming and Citizen’s Engagement issues discussed  below.  44. Consultation and Communication. Although no major or significant irreversible social impact is  expected under the project, consultation and communication will play a major role, not just as a means  of garnering  feedback,  but also as a  mitigation tool. The lines pass over densely populated residential  areas, commercial structures, and public spaces. Ensuring safety and security of people residing, and/or  conducting  businesses  underneath  the  lines  is  a  key  objective  of  the  consultation  and  communication  strategy laid  out in the  RAP. Disseminating advance notification; seeking permission from households,  dealing with residents, especially female members and children, provision of sufficient information on the  nature of the works and any risks emerging both from the rehabilitation works and from living under these  lines are some issues discussed in the RAP. Crop lands may be affected multiple times, as construction  activities are usually phased over stages in these types of interventions, requiring vehicular movements,  equipment storage etc.  Local communities, local  government officers, businesses, and schools, and all  relevant stakeholders identified in the ESMF and RPF, as well as the SIA and RAP will be consulted as many  times  as  appropriate  during  RAP  preparation  and  implementation.    The  documents  will  incorporate  gender analysis and citizen’s engagement aspects.   45. Repeated  community  consultation,  chalking  out  activity  schedules  around  works  contracts  designed in a participatory manner, advanced notification for commencement of activities and detailed  discussions  on  labor  influx  management,  and  safety  issues  will  be  imperative.  A  detailed  and  robust  communication  and  consultation  strategy  is  provided  in  the  ESMF  and  RPF.  This  will  be  adopted  and  developed into actionable plans in the site‐specific RAPs.  46. Influx Management. Influx of workers and setting up labor camps may have adverse impacts on  local communities. The ESMF and RPF include risk assessment due to worker influx and its management  in accordance with the Bank’s Guidance Note on the subject. The site specific SIAs and RAPs will assess  associated risks, and include plans to reduce influx (by using local labor as far as possible), mitigate risks  and implement the plans. This will be mandatory for contractors to follow, and will be specified as the  contractor’s obligation in bid documents.   Gender Mainstreaming  47. Access to energy services is necessary for human development, and a lack of access can be a factor  hindering poverty alleviation. Access to energy has been linked to improvements in women’s time use,  health  and  employment  opportunities.  Other  indirect  linkages  between  gender  and  energy  include  enhanced access to information since access to energy also translates into enhanced access to channels  of information such as mobile phones and television, and reduction in incidences of violence due to lack  48  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) of reliable street lighting. The project does not easily lend itself to addressing gender issues since it does  not  have  direct  beneficiaries.  However,  a  key  gender  gap  is  the  employment  of  women  in  the  energy  sector. After discussions with PGCB officials, it has been decided to take the following steps to improve  the gender sensitivity of the project: (i) the ESIA for the  transmission line investments will be gender‐ informed (i.e., it will incorporate gender disaggregated consultations and implement any follow up actions  recommended to address the differential needs of male and female project affected people); and (ii) an  organizational assessment of NLDC/PGCB will be undertaken to understand steps that have been taken  to  address  barriers  to  women’s  employment  and  working  conditions  in  the  organization  (including  standards that its contractors need to comply within the course of project implementation) and to identify  and  support  implementation  of  any  aspects  that  can  be  improved  in  this  regard.   Both  sets  of  actions  would  be  monitored  over  the  project’s  life.   Along  with  a  gender  disaggregated  citizen  engagement  mechanism (see below) this would classify this project as being gender informed.  Citizen Engagement  48. As noted, the project does not have specific direct beneficiaries among the electricity consumers  as far as the citizenry is concerned.  However, the project provides an opportunity to interact with the  wider public through stakeholder consultations in which broader issues of power supply reliability and  quality  can  be  raised,  energy  efficiency  options  discussed,  and  the  project  and  its  likely  impact  presented.  This would be done in a gender disaggregated fashion so that the different viewpoints of men  and  women  are  captured.   The  discussion(s)  will  be  summarized  and  conclusions  made  available  on  PGCB’s website (along with the World Bank website) and could provide a starting point for a conversation  on energy sector issues that would continue in the course of subsequent Bank‐supported projects in the  sector.   49. PGCB  has  prior  experience  in  implementing  the  IDA  funded  projects  and  the  ESU  mentioned  above will be responsible for monitoring and reporting on safeguards issues during implementation. Monitoring and Evaluation  50. The monitoring of the project will be done in two phases. In the first phase, the focus will be on  efficient and timely implementation of the TA, operational enhancements and installation of transmission  infrastructure  which  will  be  ensured  through  regular  monitoring  of  project  activities  and  quality  assurance.  In  the  second  phase,  once  the  upgraded  transmission  system  is  in  place  and  comes  into  operation, there will be regular operational reporting by NLDC on the improved reliability and efficiency  of the power supply system to be assessed though various parameters such as, unserved energy due to  under  frequency  outages,  fuel  savings;  minimum/maximum  frequency  (Hz),  number  of  staff  trained,  number of generation units with governors and excitation system upgraded/replaced, number of DLRs  installed, transmission lines constructed or rehabilitated under the project, cumulative duration of power  outages per year due to under‐frequency and number of power outages per year due to under‐frequency.  Additionally, gender and citizen engagement indicators will also be monitored.     51. Finally, GOB has been monitoring performance of the public sector entities through a set of KPIs  and  PGCB’s  operational  performance  is  already  being  monitored  by  the  MPEMR.  The  specific  result  indicators will be agreed with the implementing agency (PGCB) for this project and the progress according  to the Results Framework and Monitoring table (Section VII) will be part of the monitoring process.   49  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) The PGCB MIS Reports and Progress Reports of the project, to be provided on a quarterly basis by PGCB,  will include updates on these results. The monitoring and evaluation capacity of PGCB will be bolstered  through the consultancy support during trial runs and periodic supervision of the Bank.   50  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)  ANNEX 3: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN  COUNTRY: Bangladesh   Power System Reliability and Efficiency Improvement Project    Strategy and Approach for Implementation Support    1. The Implementation Support Plan (ISP) will include technical, fiduciary and environmental support to  the client to help in smooth implementation of the project. The plan would be reviewed regularly and  revised as and when required during the implementation. The implementation support will be provided  through  at‐least  two  implementation  support  missions  in  a  year  and  regular  exchanges  of  correspondences.  Technical  training  will  be  arranged  for  the  client  on  system  reliability  and  efficiency  improvements  and  transmission  analysis  and  planning.  Procurement  and  FM  training  will  also  be  arranged.          2. Technical. The Bank will provide continuous support with power system/energy specialists (engineers,  economists) as well as institutional specialists. They will provide implementation support through at least  two  missions  per  year.  In  between,  Dhaka‐based  specialists  will  ensure  a  regular  exchange  with  the  implementing  agency  and  it  will  maintain  close  coordination  with  the  Bank  team  using  available  communication tools (phone, email, video conference, etc.).     3. Procurement. The project has six medium sized goods and two consulting contracts. The procurement  process will start from early 2017.   The support from  the Bank would be  to  help PGCB  prepare PPDS,  provide procurement review and issue timely no‐objection. The support would also include monitoring of  the procurement process, providing detailed guidance on the Bank’s NPF to project staff and consultants,  identifying capacity building /training needs of project staff/officials and imparting necessary trainings.  The support of the Bank will also include review of contract management activities and advise as needed.     4. Financial  Management.  Implementation  support  team  will  also  review  the  project’s  financial  management system, including but not limited to, accounting, reporting, and internal controls.     5. Safeguards. The Bank’s Safeguards specialists in the team will supervise various activities, including  regular field visits, to ensure full compliance with the Bank’s operational policies, procedures related to  the environment and social safeguards.      Implementation Support Plan and Resource Requirements    6. Members of the implementation support team will be based mainly in the Bangladesh country office,  including Task Team Leader, technical, procurement, financial management and safeguards specialists,  which would facilitate timely, efficient, and effective implementation support to the client. The team will  draw support also from the Bank’s Headquarters. A Mid‐Term Review (MTR) would be conducted once  the project is about half way in project implementation/loan tenure to review the progress and assess the  need for correction, if any. The following activities are envisioned:     Organize  a  project  launch  after  approval  to  enable  a  common  understanding,  between  all  51  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) stakeholders, of the project scope, implementation process and responsibilities.   Undertake at least two implementation support missions in the country annually   Undertake specific technical missions as needed   Review quarterly technical and financial progress report prepared by implementation agency.   Preparation of an Implementation Completion and Results reports within 6 months of the project  closure.    7. The main focus of implementation support is summarized below:    Time  Focus  Skills Needed  Resource Estimate  Partner  Role  Start‐48  Implementation of TA  Task Team Leaders  80 Staff Weeks (SW)  There are  months  and Investment  Technical Specialists  32 SW  no  Components (1, 2 & 3)  Procurement Specialist  20 SW  partners    Environmental Specialist  10 SW  or donors  associated    Financial Management    with    Specialist  15 SW  similar    Social Development  10 SW  activities.    Specialist      52  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) ANNEX 4: ECONOMIC ANALYSIS   1. This annex discusses the rationale for public financing of the project, the valued added from the  Bank support, and presents the analysis of the project’s development impact in terms of a quantitative  and qualitative assessment of the expected benefits and costs. The economic analysis covers transmission  and  operational  enhancement  investments  that  will  be  undertaken  under  the  project.  This  economic  analysis is consistent with the Bank’s guidelines on economic analysis of projects.   RATIONALE FOR PUBLIC SECTOR PROVISION/FINANCING  2. Energy resources in Bangladesh are not managed efficiently. This is evident from the fact that  power plants running on heavy fuel oil (HFO) and diesel are used even when gas based capacity is available  at a fraction of the cost. There are several factors underlying this anomaly– including limitations in gas  supply, lack of proper dispatch optimization tools and procedures, no recognition to ancillary services (e.g.  frequency control, spinning and operating reserves) and transmission network congestion.    3. Transmission  constraints  are  significantly  affecting  the  generation  dispatch  efficiency  by  not  allowing  dispatch  of  low  cost  generation.  Such  constraints  are  extensive  at  peak  load  and,  to  a  lesser  extent but still with significant impact, at lower levels of demand.    4. The  electricity  grid  is  subject  to  very  high  frequency  fluctuations.  In  the  absence  of  a  primary  frequency control regime, it will not be possible to add larger generation units to the grid, attract IPPs or  integrate renewable energy into the system.      5. There are pressing needs for public sector investment in frequency control measures, operational  enhancements and transmission decongestion. Such measures will significantly improve efficiency with  regard to power dispatch and transmission and will enable the integration of indigenous energy resources  (e.g. solar and wind) in the future.     6. Public sector support and financing for power system improvements will also reduce the use of  carbon intensive generation (HFO) and associated global GHG externalities.   VALUE ADDED OF THE BANK’S SUPPORT  7. Investments aimed at improving power system reliability and transmission efficiency need to be  managed effectively to be successful. The World Bank Group can play a valuable role in this transition by:   (i) making long term concessional financing available for power system improvements;  (ii) sharing international knowledge, best practices and experience on how modern electricity grids are  managed across the world; and   (iii) providing technical assistance and capacity building support to the implementation of the project.  PROJECT COUNTERFACTUAL   8. In the absence of the project, the power system will be reliant on manual dispatch and frequency  control,  exposing  it  to  very  high  frequency  fluctuations  and  out‐of‐merit  dispatch  of  expensive  power  stations.  In  the  absence  of  the  project,  transmission  bottlenecks  will  prevent  dispatching  of  the  most  efficient power plants during peak periods. Such network congestion results in the dispatch of localized  53  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) oil‐fired generations and violation of the merit order dispatch.   COST BENEFIT ANALYSIS   9. The economic viability of the project was assessed through a cost‐benefit analysis. Net benefits  for the project were calculated by comparing total system costs and benefits for the “with project” and  “without project” scenario. Scenarios that meaningfully reflect the uncertainties of key input variables are  evaluated. The analysis includes consideration of greenhouse gas externalities.  PROJECT COSTS  10. The estimated cost of the project is US$ 77 million of which IDA financing is proposed to cover  US$ 59 million. Counterpart GOB funding of US$ 18 million will cover tax and duties associated with goods  and works, salary and operating costs. IDA financing includes technical assistance and investments for  frequency  control  trials,  operational  enhancements,  removal  of  transmission  bottlenecks  and  improvement of voltage quality. The project includes US$7 million for contingencies. These are assumed  to  be  physical  contingencies  and  are  included  in  the  cost  benefit  analysis.  Out  of  the  US$  18  million  counterpart’s funding, US$ 12 million is to cover domestic taxes, i.e. VAT on imported goods and custom  duties. The tax amounts paid by IDA (US$ 7 million) and the government (US$ 12 million) are not included  in the economic analysis since they represent transfer payments within the society.  That is, from a society  standpoint, the tax is a cost for the project entities, but an income for the government.21   PROJECT BENEFITS  Frequency Control  11. Frequency control is an essential pre‐requisite to ensure system security and to avoid unnecessary  loading of expensive generators to maintain desired frequency levels. The benefits of keeping frequency  within a reasonable band (of ±0.5 Hz around 50 Hz nominal frequency) are well known, and include:   Reduction in the risk of partial/full grid failure;   Avoided damages to generator/customer equipment;   Avoided liquid fuel generation needed to support frequency;   Ability to expand the system to bring in larger more efficient generating units that in turn also  render the system greater inertia that can help to maintain system frequency;   Ability to interconnect with other power systems (including India) in a synchronous mode, which  again renders the system frequency more stable; and   Ability to integrate higher volume of variable renewable energy resources.    12. Frequency control can avoid catastrophic events such as the November 2014 blackout that caused  power outage for the entire country for nearly 10 hours.     13. The trials also showed that:      The wide band within which system frequency fluctuates (ranging between 49 and 51 Hz) is largely  attributable to the absence of primary frequency control.    21 World Bank Handbook on Economic Analysis of Investment Operations.  54  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)  The cost of implementing a basic primary frequency control scheme is small. NLDC will need the  cooperation of generators to be able to manage fluctuations in frequency with minimal delay (first  through primary control and then, to implement AGC). In due course, it will need a compensation  mechanism  and  regulatory  changes  (e.g.,  mandating  governor  control  in  future  PPAs  with  the  IPPs).    Frequency control leads to demonstrated fuel savings.   14. The benefits of frequency control are quantified as the sum of: (i) fuel savings due to frequency  improvement (Table A4.1), plus (ii) benefits due to reduction of unserved energy (Table A4.2).     Table A4.1: Fuel Savings Due To Frequency Improvement        Energy      Demand  Frequency  Frequency  Load  Energy  Savings –  Savings  Savings  Year   ( MW)  Improvement   Target   Variation   Savings  adjusted   (million  (million  (Hz)   (Hz)  (MW)  (GWh)  (GWh)   Taka)   US$)  2018  11,448                2019  12,364  0.0  50.8            2020  13,353  0.1  50.7  40  350  193  1,542  19  2021  14,421  0.2  50.5  70  613  337  2,698  34  2022  15,575  0.2  50.3  70  613  337  2,698  34  2023  16,821  0.1  50.2  40  350  193  1,542  19  Source: World Bank & PGCB assessment. Key assumptions. Marginal cost of power generation, HFO fuel costs: 8  Taka/kWh; Energy Savings adjusted with a reduction of 45% due to transmission bottlenecks affecting dispatch.    Table A4.2: Benefits Due To Reduction of Unserved Energy  Unserved Energy (MWh)    with  Reduction in  Benefits  Year  frequency  Without frequency  Unserved Energy  (million US$)  control  control   (MWh)  at 0.5$ per KWh  2018  7,407  7,407  0  0  2019  7,999  7,999  0  0  2020  6,399  8,639  2,240  1.12  2021  5,119  9,330  4,211  2.11  2022  4,096  10,077  5,981  2.99  2023  3,276  10,883  7,606  3.80  2024  2,621  11,753  9,132  4.57  Key assumptions: frequency control leads to 20% reduction in the unserved energy per year starting in 2018.  Unserved energy without frequency control grows at the same rate as demand (about 8% per year). Value of  unserved energy: US$ 0.5 per KWh    Benefits of Improved Dispatch   15. The benefits of improved dispatch are easier to conceptualize although methodology and data  issues pose very significant challenges. We propose to use an idealized optimal (“merit order”) dispatch  and  compare  it  with  the  actual  dispatch.  The  difference  in  dispatch  costs  are  the  (maximum)  benefits  55  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) associated with the improvement in dispatch.22     16. The World Bank has carried out a review of dispatch efficiency in collaboration with NLDC, using  a standard dispatch optimization approach (Nikolakakis et al., 2017).  The following are the key findings  of this analysis, which used actual hourly dispatch data from 2014:      i) The estimated total system‐wide cost of power supplied to the grid in 2014 was US$2.2 billion.  Under  an optimal dispatch scenario this would have been US$0.55 billion, pointing to the potential to reduce  system costs by 76 percent (US$1.65 billion);   ii) Ongoing out‐of‐merit dispatch of oil‐based generation costs the system US$1 billion per year.  Optimal  dispatch would reduce reliance on oil‐based generation; and,   iii) Rapid expansion of the power system is likely to further challenge system stability.     17. As Table A4.3 shows, the bulk of the savings come from shifting generation from more expensive  generation (> 5 Tk/kWh) to substantially underutilized gas capacity (< 1 Tk/kWh). Generation from units  with costs in excess of 5 Tk/kWh  in the “Actual” scenario represent less than a quarter of total generation  but accounts for Tk 141 billion or 77% of the total dispatch costs. Average generation cost in “Actual” is  Tk 3.98 (~5 c/kWh) compared to Tk 0.96/kWh (~1.2 c/kWh) in “Optimal”. The Actual dispatch has 9.7 TWh  less of gas compared to the Optimal that is instead generated using HFO (6.3 TWh), diesel (1.8 TWh) or is  imported (1.4 TWh).     Table A4.3: Comparison of Generation Level and Cost for 2014  Category of Generation  Actual (2014)  Optimal  (Tk/kWh)  GWh  million Taka  GWh  million Taka  < 1 Tk/kWh  19,818  15,697  32,272  25,616  1‐5 Tk/kWh  15,154  25,418  13,485  18,515  5‐10 Tk/kWh  5,323  50,882  ‐  ‐  10‐20 Tk/kWh  4,598  68,914  ‐  ‐  >20 Tk/kWh  863  21,338  ‐  ‐  TOTAL  45,757  182,249  45,757  44,131  Source: World Bank analysis reported in Nikolakakis et al. (2017)    18. Nikolakakis  et  al.  (2017)  determined  that  the  observed  deviation  from  optimal  (merit‐order)  dispatch  is  largely  attributable  to  the  absence  of  modern,  optimization‐based  dispatch  protocols  and  related capacity in NLDC.    19. One key issue affecting Bangladesh’s power sector since 2011 is the reduced availability of gas for  power generation. The daily gas production in 2014 was 2,800 million cubic feet per day (mmcfd) of which  22  However, methodology/data complexities arise when it comes to actual constraints faced by the system operator  to deviate from a strict merit order due to transmission bottlenecks, the need to keep oil‐fired expensive power  plants on to maintain system frequency and/or voltages within secure limits, limitation of gas, and so on. Specifically,  attributing the difference in dispatch cost to specific components, namely voltage/frequency fluctuation, dispatch  inefficiency, transmission congestion, and gas supply limitation, is a very time and data intensive task.   56  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) only 919 mmcfd were allocated for power generation, excluding around 300 mmcfd for captive power  generation.23     20. The gas consumption corresponding to the Optimal scenario is 1,161 mmcfd compared to 919  mmcfd consumed for the Actual dispatch. Given the massive reduction in cost, the gas allocation policy,  especially allocating for gas for inefficient usage including small captive power stations ahead of larger  efficient generators, should be revisited.     21. In order to understand the relative impact of dispatch efficiency and gas supply constraints, we  have created two intermediate Constrained Optimal Scenarios restricting the total gas supply to 919 and  1000 mmcfd (Figure A.4.1). With gas limited to 919 mmcfd, , the Constrained Optimal scenario costs are  Taka  68  billion,  which  is  still  63%  below  the  Actual  indicating  the  bulk  of  the  cost  difference  can  be  attributed  to  poor  dispatch  practices  and  unnecessary  use  of  HFO/diesel  based  generators  ahead  of  efficient gas units. The inefficient dispatch, even accounting for limited gas supply, cost the country Taka  113 billion or US$ 1.4 billion in a single year. Increasing gas supply marginally to 1,000 mmcfd helps to  reduce system costs sharply down to Taka 52 billion.  Dispatch efficiency enhancement and gas allocation  policies should consider the significant cost reduction benefits.    Figure A4.1: Constrained Gas Supply Scenarios    Source: World Bank analysis reported in Nikolakakis et al. (2017)    22. The optimization model assumes that an efficient allocation for generation and ancillary services  would exist, proper frequency control has been established, the network is congestion‐free, voltage is  23  M. Rahman, Primary energy supply challenge for Power, The Daily Star, March 2015  (http://www.thedailystar.net/primary‐energy‐supply‐challenges‐for‐power‐4874)   57  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) properly handled, and fuel is available at all times. The project implementation would result in (significant)  improvements towards the right direction; but certain factors are outside of the project boundaries, and  cannot be controlled.     Benefits of Transmission Line Capacity Improvement    23. The  potential  benefits  of  transmission  line  capacity  improvement  were  estimated  by  an  international  consulting  firm  study  using  an  Optimal  Power  Flow  (OPF)  Model.  Existing  transmission  bottlenecks require the grid operator to balance flows towards localized oil‐fired generation to augment  supply that overturns the merit order. This study identified key transmission lines needing upgrades to  reduce transmission bottlenecks and system congestion.     24. The  study  shows  that  nine  lines  have  overloading  in  the  base  power  flow  (i.e.,  without  any  contingency) and more than 40 lines were seriously overloaded under contingencies. Table A.4.4 shows  the hourly estimated savings when transmission congestions are removed from the system. Such savings  are close to Taka 18 million, leading to annual savings of Taka 39.5 billion, or close to half a billion US  Dollars.     25. Nikolakakis et al. (2017) concluded that optimal dispatch could result in benefits over US$1 billion  per year. The consultant study suggests that half of these benefits could come from de‐congesting the  network.    Table A4.4: Calculation of transmission upgrade benefits using difference of constrained and  unconstrained OPF results  Demand  Contingency  Unconstrained  Cost of  MW  Percent (%)  Constrained OPF  OPF production  transmission  production cost  cost (Taka per  constraints (Taka  (Taka per hour)  hour)  per hour)  8,665  100  29,217,261  11,435,182  17,782,079  8,015  92.5  20,857,661  7,047,046  13,810,615  7,019  81  14,139,365  5,995,602  8,143,763  5,979  69  9,489,066  4,950,334  4,538,732  4,766  55  3,810,374  3,737,230  73,144  3,553  41  2,570,481  2,560,533  9,948    Environmental Benefits    26. Reductions  in  fuel  use  due  to  frequency  controls  will  lead  to  GHG  emission  reductions.  GHG  reductions for the period 2018 – 2023 are quantified on the basis of the frequency control analysis. The  analysis considers Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) emissions factors and average heat  rates  for  power  plants  provided  by  BPDB.  Table  A.4.5  shows  data  and  results  of  the  GHG  benefits  quantification. GHG emissions reductions are projected at 0.74 million tons of CO2 over the 2018 – 2023  period.     58  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Table A4.5: GHG Emission Reductions  Year  Energy Savings – HFO Fuel Savings    (GWh)  (TJ)  GHG emissions reductions  2018  0  ‐  ‐  2019  0  ‐  ‐  2020  193  1,747  135,627  2021  337  3,057  237,348  2022  337  3,057  237,348  2023  193  1,747  135,627  Total      745,950    Data Sources:  Emission Factors (Source: IPCC)    CH4  N2O   CO2e*  Fuel  CO2 (kg/TJ)  (kg/TJ)  (kg/TJ)  (kg/TJ)  Fuel Oil  77,400  3  0.6  77,649     Estimated using 100‐yr Global Warning Potential data below (source IPCC).   GHG  100 yr GWP  CO2  1  CH4  21  N2O  310    Average Heat Rate (Source: BPDB)  Heat Rate  Heat Rate  Fuel  (Kcal/Kwh)  (KJ/Kwh)  Fuel Oil  2166  9063    Other Non‐Quantified Benefits    27. The proposed project will improve electric power service reliability. This results in benefits across  end‐use consumers and increase business confidence. Activities related to manufacturing and production  need reliable power for factories and equipment. Commercial sector (including the service sectors and  retail)  need  reliable  power  for  lighting,  heating,  cooling,  and  operating  computers  and  business  equipment. These benefits can be significant, but are difficult to quantify ex‐ante.   DO PROJECT BENEFITS OUTWEIGH THE COSTS?  28. To estimate the project’s net present value and economic internal rate of return (EIRR) we only  focus on the economic benefits attributed to frequency control. While the benefits of improved dispatch  and transmission decongestion are expected to be substantial, those are excluded from this calculation  due  to  high  level  of  uncertainties.  Tables  A4.6a  and  6b  show  the  project  NPV  and  EIRR  considering  different assumptions in the marginal costs of generation (fuel only) and Energy Savings adjustment. This  59  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) estimate conservatively considers a benefits stream attributable to the project between 2018 and 2024.  There  will  still  be  benefits  from  the  project  for  the  remaining  lifetime  of  the  assets.  However,  the  improvement  of  the  system  after  2024  will  be  mainly  due  to  the  much  broader  ongoing/planned  investments  in  the  generation  and  transmission.  Therefore,  the  NPV  is  likely  to  be  lower  boundary  of  present value estimates.    Table A4.6.a: NPV and EIRR Considering Different Assumptions in the Marginal Costs of Power  Generation (Energy Savings reduced by 45%)  Marginal cost of power generation  (fuel only)  Net Present Value  Economic Internal Rate  Taka/kWh  (USD million)   of Return  7  31.7  37%  8  41.1  46%  9  50.5  54%  Key assumptions. Discount rate: 12%; only benefits of frequency control over 2017 – 2024 are included. Estimated  total project costs, excluding taxes are: IDA US$ 52 million and counterpart financing US$ 6 million.     Table A4.6.b: NPV and EIRR Considering Different Assumptions in Energy Savings Adjustment (with  HFO fuel costs of 8 Taka/KWh)  Net Present Value  Economic Internal Rate  Energy Savings Adjustment Factor  (USD million)   of Return  Reduce by 50%  34.2  40%  Reduce by 45%  41.1  46%  Reduce by 40%  47.9  52%      29. GHG  emission  reductions  are  0.75  million  tons  of  CO2e  over  the  2018  –  2024  period  (in  the  scenario with energy savings adjustment of 45% reduction). Operational enhancements will enable adding  variable  renewable  energy  sources  (e.g.  solar  and  wind)  in  the  future,  leading  to  additional  GHG  reductions.    30. Beyond  the  frequency  control  benefits,  the  World  Bank  analysis  reported  in  Nikolakakis  et  al.  (2017) demonstrates that the gross benefit of dispatch efficiency can be potentially very high with proper  frequency  control,  a  reasonably  congestion  free  transmission  network,  appropriate  voltage  control  mechanism in place, and sufficient availability of gas.     31. This economic analysis demonstrates that the project benefits outweigh the costs.     FINANCIAL ANALYSIS    32. The  economic  analysis  presented  a  set  of  procedures  to  evaluate  and  compare  the  costs  and  benefits  of  the  project  from  the  standpoint  of  the  society  as  a  whole.  The  financial  analysis  follows  a  similar framework to the economic analysis, but it evaluates the project cash flows from the viewpoint of  the project implementing agency, PGCB.   60  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807)   33. From  a  financial  analysis  perspective,  the  following  benefit  streams  would  not  be  relevant  to  PGCB:   Benefits of fuel cost savings;    Benefits to consumers by reducing unmet demand as a consequence of frequency control;   Benefits to consumers by reducing equipment damage caused by frequency variations;   Global benefits to the society by reducing GHG emissions.  Likewise, from a financial analysis perspective, the following costs would be relevant:   Government taxes, for instance taxes on imported equipment and materials;   Capacity  charges  (take  or  pay)  that  are  imposed  to  the  utility  even  when  energy  is  not  required/delivered.     34. One  complexity  in  the  financial  analysis  for  this  project  is  that  the  entity  undertaking  the  investments (PGCB) does not receive a direct financial gain resulting from the impact of investments, for  instance,  the  reduction  in  generation  costs.  The  reduced  generation  costs  will  benefit  the  off‐taker  Bangladesh Power Development Board (BPDB).    Financing Impacts on PGCB  35. PGCB  was  established  as  a  public  company  in  1996  to  own  and  operate  the  country’s  power  transmission  network  of  132kV  and  above.    The  transmission  network  currently  comprises  of  220.70  circuit km of 400 kV lines, 3185.166 circuit km of 230 kV lines, 6401.628 circuit km of 132 kV lines PGCB  generates  revenue  from  transmission/wheeling  charges  determined  by  the  regulator.  With  about  a  quarter  of  its  shared  off‐loaded  in  the  market,  PGCB  is  run  by  professional  management  under  an  oversight of a Board.        36. The full amount of IDA borrowed by the government (US$ 59 million) for this Project will be on‐ lent to PGCB. The Government of Bangladesh component (US$18 million) is also on‐lent to PGCB at similar  IDA rates. The project is expected to increase the value of the assets of PGCB and the loan will become a  liability to PGCB to be repaid on terms set by GoB to be laid out under a Subsidiary Loan Agreement.    37. Wheeling charges are currently Taka 0.28/kWh. Operating revenues, transmission expenses and  profits are shown in table A4.7 per PGCB audit reports.   Table A4.7: Accounting Data from Audit Reports (in million Taka)    FY 2014‐2015  FY 2013‐2014  FY 2012 ‐ 2013  Operating Revenues  9,378  8,672  7,870  Transmission Expenses  6,904  6,146  4,719  Gross Profit  2,474  2,526  3,151  Profit after finance expenses, finance  income and admin costs  ‐71.6  571  2,015    61  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) Accounting Data from Audit Reports (in million US$)*    FY 2014‐2015  FY 2013‐2014  FY 2012 ‐ 2013  Operating Revenues  120.2  111.2  98.4  Transmission Expenses  88.5  78.8  59.0  Gross Profit  31.7  32.4  39.4  Profit after finance expenses, finance  income and admin costs  ‐0.92  7.32  25.19  *Exchange rate in FY 2014-2015 and FY 2013-2014: 78 Taka/US$. For FY 2012-2013: 80 Taka/US$ 38. PGCB  would  receive  a  subsidiary  loan  from  the  Government  of  Bangladesh.  Terms  for  the  subsidiary loan are to be finalized. If we assume that the subsidiary loan replicates the amortization profile  for a SUF Credit, then interest expenses for paying the US$ 77 million loan would be close to the values  shown in Table A4.8. Such interest payments would increase financial costs for PGCB triggering the need  to earn additional income from transmission fees.   Table A4.8. Projected interest payments under different amortization schedules for a US$ 77 million  subsidiary loan under different assumptions  Grace  Interest Rate  Total Interest  Average Interest  Average Interest  Period  Paid  Paid per year (after  Paid per year  (US$)  grace period)  (after grace  (US$)  period)  Taka  5 year  5%  p.a. for yrs 6‐14  5.5% p.a. for yrs 15‐24           45,256,515          2,381,922            190,553,745   8 year  5% p.a. for yrs 9‐17  5.5% p.a. for yrs 18‐27           45,256,515          2,381,922            190,553,745   9 year  4.7% p.a. for yrs 10 ‐ 23  4.9 p.a. for yrs 24‐ 30     46,019,274                      2,191,394      175,311,520     39. It is not yet clear whether the existing wheeling charges of Taka 0.28/kWh can cover future finance  expenses. A thorough assessment and analysis of transmission pricing is therefore recommended.     40. A sound transmission pricing study for PGCB would need to consider key principles including:   Promotion  of  efficiency:  provision  of  appropriate  price  signals  to  generation  and  demand;  incentives for appropriate location of investments    Recovery of costs: for capital, O&M, losses and congestion   Transparency, fairness and predictability: clear and straightforward to apply, stable‐immune to  “price shocks”, and fair   Non‐discriminatory: treat the network users equally in non‐discriminating nature.     62  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) 41. There  are  several  types  of  transmission  pricing  approaches  such  as  marginal  cost  methods,  embedded cost methods and incremental cost methods. It is recommended to initiate a discussion with  the client on the timing and approach for a transmission pricing study.  IFC is re‐starting its discussion with  PGCB for a corporate finance support and the revision in wheeling charges is likely to be the main item  for discussion.  The task team will coordinate with IFC on the issue and will start a dialogue with PGCB for  ensuring financial sustainability of the ever expanding operation of PGCB.       REFERENCES  Chawdhury A. and D. Chattopadhyay (2016):   A New Beginning in Frequency Control for the  Bangladesh Power System.   World Bank (2016): Bangladesh Reliability and Efficiency Project. Task 2: SVC sizing and line  reconductoring. Draft Report  IGES Institute for Global Environmental Strategies (2014): List of Grid Emission Factors.  https://pub.iges.or.jp/pub/list‐grid‐emission‐factor  IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories 2006. Volume 2: Stationary Combustion.  http://www.ipcc‐nggip.iges.or.jp/public/2006gl/  Nikolakakis, T. et al (2017): A review of renewable investment and power system operational issues  in Bangladesh, forthcoming in Renewable and Sustainable Energy Review.  63  The World Bank Power System Reliability and Efficiency Improvement Project (P159807) MAP    64