Document of  The World Bank  FOR OFFICIAL USE ONLY    Report No: PAD1595       INTERNATIONAL BANK FOR RECONSTRUCTION AND DEVELOPMENT      PROJECT APPRAISAL DOCUMENT  ON A PROPOSED  CLEAN TECHNOLOGY FUND (CTF) CONTINGENT RECOVERY GRANT  IN THE AMOUNT OF US$49 MILLION     AND    A GLOBAL ENVIRONMENT FACILITY (GEF) GRANT  IN THE AMOUNT OF US$6.25 MILLION     TO THE    PT SARANA MULTI INFRASTRUKTUR (PERSERO), INDONESIA    FOR THE    GEOTHERMAL ENERGY UPSTREAM DEVELOPMENT PROJECT    January 17, 2017      Energy & Extractives Global Practice  East Asia and Pacific Region      This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of their  official duties.  Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.          CURRENCY EQUIVALENTS    Exchange Rate Effective as of December 30, 2016  Currency Unit  =   Indonesian Rupiah (IDR)  IDR 1,000 = US$0.000074  US$1  = IDR 13,441    FISCAL YEAR  January 1 ‐ December 31                                  Regional Vice President: Victoria Kwakwa  Country Director: Rodrigo A. Chaves  Senior Global Practice Director: Riccardo Puliti  Practice Manager: Julia M. Fraser    Task Team Leader(s): Peter Johansen    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS      ADB  Asian Development Bank     ESMP  Environmental and Social  Management Plan   AFD  Agence Française de Développement    ESMS  Environmental and Social  Management System  AMDAL  Indonesia Environmental Impact  FA  Financial Analysis  Assessment Regulations  ASEAN  Association of Southeast Asian Nations  FDI    Foreign Direct Investment  ARGeo  African Rift Geothermal Development  FIRR  Financial Rate of Return  Program  ASTAE  Asian Sustainable Energy Program  FMA  Financial Management Assessment  BAPPENA National Development Planning Agency  GCG  Good Corporate Governance     S  BAU  Business‐As‐Usual  GDP  Gross Domestic Product     BPS  Statistics Indonesia  GEA  Geothermal Energy Association  CER  Certified emission reduction     GEF  Global Environmental Facility  CO2  Carbon dioxide      GeoFund  Geothermal Energy Development  Program  CPF  Country Partnership Framework  GHG  Greenhouse gas      CRF  Clean Revolving Fund  GNZ  Government of New Zealand  CTF  Clean Technology Fund     GoI  Government of Indonesia     DA  Designated Account  GRS  Grievance Redress System  DPL  Development Policy Loan  GW  Gigawatt  EBTKE  Directorate General of New Energy,  IA  Implementing Agency  Renewable and Conservation Energy  EE  Energy Efficiency  IADB  Inter‐American Development Bank  EIRR  Economic Internal Rate of Return  IBRD  International Bank for  Reconstruction and Development  EMT   Exploration Management Team  IDA  International Development  Association  ENPV  Economic Net Present Value  IFC  International Finance Corporation     EPM  Exploration Project Manager  IFGS  Infrastructure Fund for the  Geothermal Sector  ESIA  Environmental and Social Impact  IPB  Geothermal Business Permit   Assessment   ESMAP    Energy Sector Management Assistance  IPF  Indigenous Peoples Planning  Program   Framework  ESMF  Environmental and Social Management  IPP  Indigenous Peoples Plan  Framework   IPPs  Independent Power Producers  PPP  Public‐Private Partnership  IRCR  Inferred Resource Capacity Report  PPIAF  Public‐Private Infrastructure    Advisory Facility  ISRs  Implementation Status and Results  PSOD  Private Sector Operations  Reports  Department  JICA  Japanese International Cooperation  PT SMI  PT Sarana Multi Infrastruktur  Agency  LARAP  Land Acquisition and Resettlement Action  RE  Renewable Energy  Plan  LCGS  Low Carbon Growth Strategy  RPF  Resettlement Policy Framework  MAC  Marginal Abatement Cost  RPJM  Rencana Pembangunan Jangka  Menengah  MDB  Multilateral Development Bank  RUPTL  Electricity Supply Business Plan  M&E  Monitoring and Evaluation  SAGS  Steam Field Above Ground Systems  MIGA  Multilateral Investment Guarantee Agency  SCD  Systematic Country Diagnostic  MEMR  Ministry of Energy and Mineral Resources  SOE  State‐Owned Enterprise  MFAT  Ministry of Foreign Affairs and Trade  SO2  Sulfur Dioxide  MOF  Ministry of Finance  TA  Technical Assistance      MRV  Monitoring, Reporting and Verification  TSP  Total Suspended Particulates  MW  Megawatt       WACC  Weighted Average Cost of Capital  NAP  National Action Plan  WB  World Bank  NEC  National Energy Council  WKP  Wilayah Kerja Pertambangan   NOx  Nitrogen Oxides  WTP  Willingness to Pay  NPV  Net Present Value  UNDB  United Nations Development  Business  O&M  Operation & Maintenance      PAD  Project Appraisal Document      PDO  Project Development Objective      PIM  Project Implementation Manual      PLN  PT. Perusahaan Listrik Negara      PMK  Peraturan Menteri Keuangan (Ministry of      Finance Regulation)  PMU  Project Management Unit         PPA  Power Purchasing Agreement                 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)       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  09‐Feb‐2017    A ‐ Full Assessment  Bank/IFC Collaboration         No  Proposed Development Objective(s)    The PDO is to facilitate investment in geothermal power generation and reduce greenhouse gas emissions.      Components    Component Name   Cost (US$, millions) Risk Mitigation for Geothermal Exploration Drilling     98.00 Capacity Building on Geothermal Exploration and Environmental and Social Safeguards     0.00 Management     Organizations      Borrower :   PT    Sarana Multi Infrastruktur (Persero)    Implementing Agency :     Sarana Multi Infrastruktur (Persero)  PT      [ ✔ ] Counterpart Funding  [ ✔ ] Trust Funds  [    ] Parallel Financing  Page 1 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Total Project Cost:  Total Financing:  Financing Gap:    98.00    98.00     0.00    Of Which Bank Financing (IBRD/IDA):         0.00    Financing (in US$, millions)    Financing Source  Amount    Borrower    49.00    Clean Technology Fund    49.00    Global Environment Facility (GEF)     0.00    International Bank for Reconstruction and Development     0.00    Total    98.00      Expected Disbursements (in US$, millions)      Fiscal Year    2018  2019  2020  2021  2022  Annual     5.00    10.00    20.00    10.00     4.00  Cumulative     5.00    15.00    35.00    45.00    49.00         INSTITUTIONAL DATA     Practice Area (Lead)  Energy & Extractives    Contributing Practice Areas      Page 2 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 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    No    c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)    No      SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)     Risk Category  Rating  1. Political and Governance   Substantial  2. Macroeconomic   Moderate  3. Sector Strategies and Policies   Substantial  4. Technical Design of Project or Program   Moderate  5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   Substantial  6. Fiduciary   Substantial  7. Environment and Social   Substantial  8. Stakeholders   Substantial  9. Other     10. Overall   Substantial      COMPLIANCE     Policy  Does the project depart from the CPF in content or in other significant respects?  [  ] Yes      [✔] No    Page 3 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 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  Section IA1 of Schedule 2.The Recipient shall take all measures within its control to ensure that a Joint Committee  is established and maintained, at all times during the implementation of the Project, with functions, composition  (including representatives of theMinistry of Finance and Ministry of Energy and Mineral Resources), and resources  satisfactory to the World Bank.        Sections and Description  Section IA3 of Schedule 2. The Recipient shall, not later than three months after the Effective Date, recruit an  exploration management team with qualifications, experience and terms of reference satisfactory to the World  Bank.        Sections and Description  Section IB2 of Schedule 2. The Recipient shall cause the Project to be implemented, in accordance with the Project  Implementation Manual.        Sections and Description  Section IF1 of Schedule 2. The Recipient shall apply the Environmental and Social Management Framework.      Page 4 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)   Conditions      Type  Description  Effectiveness  The Minister of Finance has issued a Ministerial Regulation defining the Recipient’s  role in geothermal exploration and mandating the Recipient to use funds  transferred to the Infrastructure Fund for the Geothermal Sector to fund the  Project and the Memorandum of Understanding between the Ministry of Finance  and Ministry of Energy and Mineral Resources related to government sponsored  drilling as mandated under the aforementioned Regulation has been duly  executed.       Type  Description  Effectiveness  The Recipient has established a Project Management Unit with staffing, terms of  reference, and resources satisfactory to the World Bank.           PROJECT TEAM     Bank Staff  Name  Role  Specialization  Unit  Team Leader(ADM  Peter Johansen  Power Engineer  GEE09  Responsible)  Procurement Specialist(ADM  Budi Permana  Procurement  GGO08  Responsible)  Yash Gupta  Procurement Specialist  Procurement  GGO08  Financial Management  Novira Kusdarti Asra  Financial Management  GGO20  Specialist  Ahsan Ali  Team Member  Procurement  GGO08  Alejandro J. Perez  Team Member  Private Sector  CNGS4  Alejandro J. Perez  Peer Reviewer  Private Sector  CNGS4  Brian Roy White  Team Member  Geothermal Energy  GEEDR  Chau‐Ching Shen  Team Member  Finance Officer  WFALN  Cristina Hernandez  Team Member  Admin  GEE09  Elisa Malerbi  Team Member  Analyst  GEEES  Evarist F. Baimu  Counsel  Legal  LEGES  Page 5 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Huong Mai Nguyen  Team Member  Energy and Finance  GEE02  James Vincent Lawless  Team Member  Geothermal Energy  GEE04  Jeffry Anwar  Team Member  Social Safeguards  GEN2A  Jeffry Anwar  Environmental Specialist  Environmental Safeguards  GEN2A  Karan Capoor  Team Member  Geothermal Energy  GEESO  Krisnan Pitradjaja  Team Member  Environmental Safeguards  GEN2A  Isomartana  Krisnan Pitradjaja  Environmental Specialist  Environmental Safeguards  GEN2A  Isomartana  Muchsin Chasani Abdul  Team Member  Geothermal Energy  GEE02  Qadir  Penelope Ruth Ferguson  Environmental Specialist  Environmental Safeguards  GENDR  Ria Nuri Dharmawan  Counsel  Legal  LEGES  Roberto La Rocca  Team Member  Energy and Finance  GEE09  Rumiah Aritonang  Team Member  Admin  EACIF  Sri Oktorini  Team Member  Admin  EACIF  Thomas E. Walton  Safeguards Specialist  Safeguards  GEN01  Thrainn Fridriksson  Peer Reviewer  Geothermal Energy  GEEES  Warren Waters  Safeguards Specialist  Social Safeguards  GSU02  Economic and Financial  Yan Li  Team Member  GSU08  Analysis    Extended Team  Name  Title  Organization  Location  Jens Wirth  Senior Project Manager  KfW  Frankfurt,  Environmental Safeguards  Thomas Walton      Specialist  Warren H. Waters  Consultant Social Safeguards    Ottawa,Canada         Page 6 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) BASIC INFORMATION  The above Datasheet contains core data for P155047 (CTF financing), whereas this Datasheet presents data for  P161644 (GEF financing).  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‐Jan‐2017  30‐Jun‐2023  A ‐ Full Assessment    Bank/IFC Collaboration           No      Proposed Development Objective(s)    The PDO is to facilitate investment in geothermal power generation and reduce greenhouse gas emissions.      Components    Component Name   Cost (USD Million)      Risk Mitigation for Geothermal Exploration Drilling      0.00 Capacity Building on Geothermal Exploration and Environmental and Social Safeguards       6.25 Management     Organizations    Borrower :     PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero)    Implementing Agency :    PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero)         [ ✔ ] Counterpart Funding  [ ✔ ] Trust Funds  [    ] Parallel Financing  Page 7 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)   Total Project Cost:  Total Financing:  Financing Gap:     6.25     6.25     0.00    Of Which Bank Financing (IBRD/IDA):         0.00    Financing (in USD Million)    Financing Source  Amount    Borrower     0.00    Clean Technology Fund     0.00    Global Environment Facility (GEF)     6.25    Total     6.25      Expected Disbursements (in USD Million)  Fiscal Year    2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  Annual     0.25     2.00     2.00     2.00     0.00     0.00     0.00  Cumulative     0.25     2.25     4.25     6.25     6.25     6.25     6.25      INSTITUTIONAL DATA      Practice Area (Lead)  Energy & Extractives    Contributing Practice Areas        Gender Tag    Does the project plan to undertake any of the following?    Page 8 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 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    No    c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)    No      SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)      Risk Category  Rating  1. Political and Governance   Substantial  2. Macroeconomic   Moderate  3. Sector Strategies and Policies   Substantial  4. Technical Design of Project or Program   Moderate  5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   Substantial  6. Fiduciary   Substantial  7. Environment and Social   Substantial  8. Stakeholders   Substantial  9. Other     10. Overall   Substantial      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          Page 9 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 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  Section IA1 of Schedule 2.The Recipient shall take all measures within its control to ensure that a Joint Committee  is established and maintained, at all times during the implementation of the Project, with functions, composition  (including representatives of the Ministry of Finance and Ministry of Energy and Mineral Resources), and  resources satisfactory to the World Bank.        Sections and Description  Section IA3 of Schedule 2. The Recipient shall, not later than three months after the Effective Date, recruit an  exploration management team with qualifications, experience and terms of reference satisfactory to the World  Bank.        Sections and Description  Section IB2 of Schedule 2. The Recipient shall cause the Project to be implemented, in accordance with the Project  Implementation Manual.        Sections and Description  Section IF1 of Schedule 2. The Recipient shall apply the Environmental and Social Management Framework.          Page 10 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Conditions    Type  Description  Effectiveness  The Minister of Finance has issued a Ministerial Regulation defining the Recipient’s  role in geothermal exploration and mandating the Recipient to use funds  transferred to the Infrastructure Fund for the Geothermal Sector to fund the Project  and the Memorandum of Understanding between the Ministry of Finance and  Ministry of Energy and Mineral Resources related to government sponsored drilling  as mandated under the aforementioned Regulation has been duly executed.          Type  Description  Effectiveness  The Recipient has established a Project Management Unit with staffing, terms of  reference, and resources satisfactory to the World Bank.          PROJECT TEAM      Bank Staff  Team Leader(ADM  Peter Johansen  Power Engineer  GEE09  Responsible)  Procurement Specialist(ADM  Budi Permana  Procurement  GGO08  Responsible)  Ahsan Ali  Procurement Specialist  Procurement  GGO08  Yash Gupta  Procurement Specialist  Procurement  GGO08  Financial Management  Novira Kusdarti Asra  Financial Management  GGO20  Specialist  Brian Roy White  Team Member  Geothermal Energy  GEEDR  Chau‐Ching Shen  Team Member  Finance Officer  WFALN  Cristina Hernandez  Team Member  Admin  GEE09  Elisa Malerbi  Team Member  Analyst  GEEES  Evarist F. Baimu  Counsel  Legal  LEGES  Huong Mai Nguyen  Team Member  Energy and Finance  GEE02  James Vincent Lawless  Team Member  Geothermal Energy  GEE04  Jeffry Anwar  Team Member  Social Safeguards  GEN2A  Krisnan Pitradjaja  Team Member  Environmental Safeguards  GEN2A  Page 11 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Isomartana  Muchsin Chasani Abdul  Team Member  Geothermal Energy  GEE02  Qadir  Penelope Ruth Ferguson  Environmental Specialist  Environmental Safeguards  GENDR  Ria Nuri Dharmawan  Counsel  Legal  LEGES  Roberto La Rocca  Team Member  Energy and Finance  GEE09  Rumiah Aritonang  Team Member  Admin  EACIF  Sri Oktorini  Team Member  Admin  EACIF  Thrainn Fridriksson  Peer Reviewer  Geothermal Energy  GEEES  Virza S. Sasmitawidjaja  Team Member  Environmental Safeguards  GEN2A  Warren Waters  Safeguards Specialist  Social Safeguards  GSU02  Economic and Financial  Yan Li  Team Member  GSU08  Analysis    Extended Team  Name  Title  Organization  Location  Jens Wirth  Senior Project Manager  KfW  Frankfurt      Page 12 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)   INDONESIA  INDONESIA: GEOTHERMAL ENERGY UPSTREAM DEVELOPMENT PROJECT    TABLE OF CONTENTS    I.  STRATEGIC CONTEXT ...................................................................................................... 15  A. Country Context ...............................................................................................................  15  B. Sectoral and Institutional Context ...................................................................................  15  C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes ............................................. 18  II.  PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES ............................................................................. 19  A. PDO ................................................................................................................................... 19  B. Project Beneficiaries .........................................................................................................  19  C. PDO‐Level Results Indicators ...........................................................................................  20  III.  PROJECT DESCRIPTION ................................................................................................... 20  A. Project Components .........................................................................................................  20  B. Project Cost and Financing ...............................................................................................  22  C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design ..................................................... 23  IV.  IMPLEMENTATION  ......................................................................................................... 24  A. Institutional and Implementation Arrangements ........................................................... 24  B. Results Monitoring and Evaluation ................................................................................. 25  C. Sustainability ....................................................................................................................  25  V.  KEY RISKS ....................................................................................................................... 26  A. Overall Risk Rating and Explanation of Key Risks ........................................................... 26  VI.  APPRAISAL SUMMARY  ................................................................................................... 28  A. Economic and Financial (if applicable) Analysis .............................................................. 28  B. Technical ...........................................................................................................................  30  C. Financial Management .....................................................................................................  31  D. Procurement .....................................................................................................................  31  E. Environment (including Safeguards) ................................................................................ 32  F. Social (including Safeguards) ............................................................................................  33  G. World Bank Grievance Redress .......................................................................................  34  ANNEX 1. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING ............................................................ 35  Page 13 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) ANNEX 2: DETAILED PROJECT DESCRIPTION .......................................................................... 42  ANNEX 3: IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS ..................................................................... 48  ANNEX 4: PROCUREMENT PLAN ............................................................................................ 56  ................................................................... 61  ANNEX 5: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS  ANNEX 6: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN ........................................................................ 72  ANNEX 7: CLEAN TECHNOLOGY FUND ................................................................................... 74  ANNEX 8: SUPPLEMENTAL RESEARCH AND ANALYSIS ............................................................ 86            Page 14 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)   I. STRATEGIC CONTEXT    A. Country Context    1. Indonesia is the world’s largest archipelagic state, its fourth most populous nation, and the 10th  largest economy in terms of purchasing power parity. It is a member of the ASEAN group of countries that  have  a  combined  population  of  608.4  million  and  is  also  a  member  of  the  G‐20.  With  more  than  17,500  islands,  of  which  6,000  are  inhabited,  Indonesia  has  a  population  of  over  250  million,  with  300  distinct  ethnic groups and over 700 languages and dialects. It has a gross national income per capita of US$3,524  (2014) and it has more than halved extreme poverty to 11.3 percent in the past fifteen years.    2. Indonesia’s economic planning follows a 20‐year development cycle. The current plan spans from  2005  to  2025.  The  five‐year  medium‐term  development  plan,  i.e.  the  third  phase  of  the  long‐term  plan  runs  from  2015  to  2019,  and  focuses  on  key  development  priorities  including  energy  and  infrastructure  development,  and  on  improving  social  assistance  programs  in  education  and  healthcare.  Recent  energy  subsidy  reforms  have  enabled  shifts  in  public  spending  towards  programs  that  directly  impact  the  poor.  However, more than 28 million Indonesians currently live below the poverty line set at US$24.4 per month  and approximately half of all households remain clustered around this poverty line. Employment growth  has  been  slower  than  population  growth,  and  public  services  remain  inadequate  by  middle‐income  country  standards.  Indonesia  is  also  doing  poorly  on  a  number  of  health‐  and  infrastructure‐related  indicators.    3. Despite rising government spending in recent years, Indonesia’s core infrastructure stock, such as  electricity,  road  networks,  ports,  and  telecommunication  facilities,  has  not  kept  pace  with  economic  growth.  The  resultant  “infrastructure  gap”  in  terms  of  both  quantity  and  quality  of  investment  is  due  to  several  factors,  among  which  the  most  important  are:  a  complex  and  non‐transparent  regulatory  framework  for  implementation  of  infrastructure  projects;  an  underdeveloped  framework  for  Public‐ Private Partnerships (PPPs) resulting in  insufficient mobilization of  private funds for investment; and the  inadequate  access  to  domestic  capital  markets  for  channeling  funds  towards  infrastructure  sectors.  The  infrastructure  gap  contributes  to  undermining  productivity,  growth,  competitiveness  and  poverty  reduction efforts.    4. Going  forward,  reducing  the  infrastructure  gap  would  support  growth  and  prosperity  through  several  channels.  The  spending  effect  would  support  short‐term  growth  and  job  creation.  Investing  in  infrastructure  stock  will  allow  for  crowding  in  private  sector  participation  and  supporting  productive  capacity  and  long‐term  growth.  As  infrastructure  services  are  delivered,  competitiveness  of  firms  would  increase, as would the population’s access to services.    B. Sectoral and Institutional Context    5. Indonesia’s  rapid  economic  growth  has  been  fueled  by  an  ever‐expanding  power  sector.   Sustained  increases  in  electricity  consumption  are  linked  with  economic  growth,  urbanization  and  subsidized  electricity  tariffs.  Installed  generation  capacity  was  51  GW  as  of  end‐2015,  excluding  captive  Page 15 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) generation.  Nearly 78% of installed capacity is in Java and the remaining capacity is in unconnected grids  in major islands, and hundreds of isolated mini‐grids in rural, remote areas on Java‐Bali and outer islands.  PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), the national power company, supplies to consumers through its own  generation  and  purchases  from  private  Independent  Power  Producers  (IPPs)  and  Public  Private  Partnership  generation  (PPP).  In  the  recent  past,  supply  barely  managed  to  keep  up  with  increasing  demand;  brownouts  and  load‐shedding  have  impacted  economic  growth  and  affected  even  ordinary  consumers.      6. As  of  2015,  about  88%  of  the  country’s  population  was  electrified.  Stark  differences  in  the  provincial electrification program exist, with the six Eastern Indonesian provinces exhibiting some of the  country’s lowest electricity access rates as well as highest poverty rates, as shown in Annex 8. In an effort  to  reconcile  the  national  electrification  and  economic  development  plans,  GoI  has  put  forward  the  Electricity  Supply  Business  Plan  or  Rencana  Usaha  Penyediaan  Tenaga  Listrik  (RUPTL),  2016‐2024,  which  inter alia provides for an electrification program in the Eastern islands to close the supply gap.      7. At  the  rate  of  coal  development  identified  through  RUPTL,  Indonesia  alone  would  be  adding  7%  of  all  new  coal‐fired  power  plants  globally  in  the  next  four  years.   This  in  turn  would  have  the  effect  of  locking  in  several  million  tons  of  greenhouse  gas  (GHG)  emissions  for  the  useful  life  of  the  local  thermal  power  plants  in  question.   It  is  a  priority  for  the  WB  and  GoI  to  identify  alternatives  to  coal,  one  of  the  most important of which will be geothermal energy.     8. Geothermal development is a key development priority for GoI1, which has set a target of 7.2GW  of  geothermal  capacity  by  2025.  Ministry  of  Energy  and  Mineral  Resources  (MEMR)’s  “Roadmap  for  Accelerated  Development  of  New  and  Renewable  Energy  2015‐2025”2  sees  geothermal  contributing  7  percentage points of GoI’s renewable energy (RE) target of 23% by 2025. Geothermal power is expected  to contribute to the country’s GHG emission reduction efforts, which target a 29% cut by 2030 compared  with a Business‐As‐Usual (BAU) emissions projection that started in 20103.    9. Geothermal  power  is  a  baseload  generation  technology  not  subject  to  the  intermittency  and  variability associated with most renewable electricity sources.  Indonesia’s geothermal power potential is  estimated  at  around  27  GW,  roughly  40%  of  the  world’s  known  reserves.  Many  of  the  geothermal  resources in Indonesia are also ideally located on islands with major population centers where electricity  demand is high and continues to grow, though there are also resources in more remote locations such as  Eastern  Indonesia  offering  an  opportunity  for  poverty  alleviation  through  rural  electrification,  and/or  displacing  expensive  diesel–fueled  generation.   Furthermore,  as  an  indigenous  and  non‐tradable  energy  source, it will also enhance the country’s energy security and largely serve as a natural hedge against the  volatility of fossil‐fuel prices.    1 The relevant national policies include: (i) Indonesia’s Second National Climate Change Communication (2009); (ii) the Indonesia Green Paper (2009); (iii) the GOI National Energy Policy (2005); (iv) the Energy Blueprint 2005 – 2025; (v) Indonesia's National Long-Term Development Plan 2005-2025, and National Medium-Term Development Program for 2010 – 2014 (Rencana Pembangunan Jangka Menengah, or RPJM); (vii) the National Action Plan for Climate Change (2007); (viii) the Development Planning Response to Climate Change (2008); (ix) the Climate Change Roadmap for the National Medium-Term Development Program for 2010 – 2014 (2009); (x) Indonesia’s Technology Needs Assessment on Climate Change Mitigation (2009); and (xi) other relevant sector development policies and programs. 2 The roadmap is dated May 2015. 3 Indonesia’s Intended Nationally Determined Contribution, 2015 Page 16 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)   10. Despite the geothermal potential and the focus of GoI and development partners, only about 5%  of  the  total  resources  indigenous  to  Indonesia  are  currently  developed  to  produce  power.    Against  a  potential of approximately 27 GW, only about 1.3 GW of geothermal capacity has been developed by 2015  and  estimates  suggest  only  an  additional  105  MW  will  be  added  in  2016.   Low  levels  of  private  sector  participation  have  contributed  to  slower‐than‐desired  geothermal  development.    This  reflects  high  resource  risk,  a  key  barrier  to  geothermal  development  which  remains  unaddressed  in  Indonesia.   Resource  risk  is  exacerbated  by  high  exploration  drilling  costs,  which  can  be  up  to  US$8  million  per  well  plus  supporting  infrastructure.    With  a  minimum  of  three  exploration  wells  needed  for  resource  estimation  in  most  cases,  this  can  be  prohibitive  for  project  developers  who  are  not  guaranteed  downstream returns on their pre‐production investments.  Exploration drilling also constitutes the biggest  barrier to obtaining financing as its high associated risks increase investors’ equity return requirements.      11. GoI  has  designed  interventions  specifically  to  address  resource  risk  and  mobilize  private  capital.   First and foremost, it has taken important steps to resolve institutional, regulatory and tariff constraints.   In June 2014, the geothermal tariffs were revised for a second time4, providing some relief to developers  willing to take on exploration and development risks – yet leaving issues of tariff adjustment unaddressed.   In  August  2014,  a  new  Geothermal  Law  was  issued,  which  allows  centralizing  geothermal  concession  tenders while securing the interest of local government in geothermal development through a production  bonus – a benefit‐sharing mechanism – levied on top of any applicable taxes. Another important reform  is  the  declassification  of  geothermal  activities  as  “mining  activities”,  thus  allowing  greater  latitude  for  geothermal development in the country.    12. In  2015,  GoI  demonstrated  continued  emphasis  on  geothermal  development.    To  address  the  issues  of  tariff  adjustment  which  have  in  the  past  stalled  private  participation,  GoI  started  exploring  options for a new tariff regime.  While the details of this new system are yet to be finalized, GoI expects  it  to  play  an  enabling  role  for  geothermal  developments  in  the  advanced  markets  of  Java  and  Sumatra  among  those  developers  and  holders  of  a  geothermal  license  (IPB  or  Ijin  Panas  Bumi  holders)  willing  to  take on exploration and development risks.    13. GoI  is  cognizant  that  a  new  tariff  regime  may  not  be  sufficient  to  mobilize  private  investment  in  geothermal  power  development  where  private  sector  interest  is  low  due  to  inherent  site‐specific  conditions (e.g. the geothermal fields of Eastern Indonesia).  Moreover, it is yet to be seen whether such  tariff system will be sufficient to compensate for resource risk at the speed desired by GoI.  GoI has taken  the first step to transfer funds (about IDR 3.1 trillion or US$225 million) from what was previously known  as the Geothermal Fund Facility (GFF) to the new Infrastructure Fund for Geothermal Sector (IFGS) in PT  Sarana  Multi  Infrastruktur  (PT  SMI)  for  mitigation  of  geothermal  exploration  drilling  risks,  particularly  in  areas where  development prospects are not attractive for pure private sector  plays.  The original design  of  GFF  was  based  on  collateral‐backed  loans  and  failed  to  adequately  address  the  high  exploration  risk  issues since the GFF loans were to be paid back in full even in the case of unsuccessful drilling.  The design  of IFGS will enable, among other things, government‐sponsored drilling, which hinges on a more balanced  approach to risk allocation in the overall geothermal development process.  In order to enable PT SMI to  4 The first geothermal tariff was a ceiling tariff in 2009, which was revised to be feed-in tariff in 2012. In 2014, it was revised the second time to a ceiling tariff. Further revisions are expected. Page 17 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) use  the  funds  made  available  through  IFGS,  MOF  has  drafted  enabling  regulation  (a  so‐called  PMK)  the  issuance of which will be a precondition for PT SMI’s involvement in government‐sponsored drilling.     14. Geothermal  energy  is  a  low‐pollution  and  low‐cost  alternative  to  expensive  oil‐fired  generation,  which  Eastern  Indonesia  has  so  far  been  heavily  reliant  on  and  which  has  been  holding  back  the  electrification of this poorest part of the country. There are therefore huge developmental advantages of  introducing  geothermal  baseload  generation  in  the  island  grids.  However,  the  commercial  risks  involved  in  geothermal  development  in  the  six  Eastern  Indonesian  provinces  are  also  higher  than  in  the  major  power markets in the larger islands. Based on international experience, government‐sponsored drilling is  the  best  way  to  attract  private  developers  to  IPB  license  auctions  in  the  smaller  eastern  island  networks  and get these important resources under development.     15. PT SMI has been given a government mandate to finance and facilitate exploration drilling with a  specific focus on the eastern islands. However, it lacks the geothermal expertise needed to implement a  pre‐license  drilling  window  and  can  only  use  a  limited  share  of  the  IFGS  funds  for  this  purpose.  Limited  capacity and limited funds are thus constraining the development of government‐sponsored drilling with  the  consequence  that:  (i)  the  Eastern  Indonesia  market  risks  remaining  under‐developed  and  (ii)  the  feasibility and effectiveness of pre‐license drilling remain untested.    16. To date, international development assistance has been focused on supporting GoI in addressing  institutional  and  regulatory  shortcomings,  and  providing  support  to  downstream  investment.  WBG  has  assisted  GoI  with  the  development  of  a  pricing  policy  and  robust  regulatory  provisions  for  geothermal  development  through  the  Global  Environment  Facility  (GEF)  and  the  Asia  Sustainable  Energy  Program  (ASTAE).  However,  issues  related  to  pricing,  environmental  and  social  regulation,  off‐take  guarantees,  among others, still remain to be solved. The World Bank has recently approved an Indonesia Sustainable  and  Inclusive  Energy  Development  Policy  Loan  (DPL),  which  includes  strengthening  of  the  regulatory  environment,  particularly  focusing  on  adoption  of  the  implementing  regulation  corresponding  to  geothermal power development for the Geothermal Law.    C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes  17. The  proposed  Project  supports  the  World  Bank  Group’s  twin  goals  of  poverty  alleviation  and  shared prosperity, while supporting GoI in its efforts to introduce indigenous energy resource alternatives  to  coal  in  order  to  limit  GHG  emissions.  By  focusing  on  the  development  of  geothermal  resources  in  Eastern  Indonesia  (where  electrification  rates  are  lowest  and  poverty  rates  are  highest),  the  Project  is  expected to contribute to the GoI’s goals set forth in the national electrification, economic development  and sustainable power sector expansion plans.    18. The  Bank’s  current  Country  Partnership  Framework  (CPF)  for  Indonesia  covering  the  period  FY  2016‐20  was  discussed  in  December  2015.  Earlier  in  2015  the  Systematic  Country  Diagnostics  (SCD)  had  identified infrastructure bottlenecks as constraints to inclusive growth. The CPF assigned a priority role to  infrastructure,  including  energy,  in  furthering  the  government’s  development  goals  of  building  a  more  prosperous,  equal  and  economically  independent  Indonesia,  eliminating  extreme  poverty  and  boosting  shared prosperity.     Page 18 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 19. Sustainable energy and universal access is identified as a key engagement area for the World Bank  Group (WBG). Specifically, the CPF identifies the following four main areas for the Bank to focus on in the  energy sector: (i) energy infrastructure: improving operational efficiencies, reliability of services through  among  others  transmission  and  distribution  and  pumped  storage;  (ii)  renewable  energy  and  low  carbon  development:  accelerating  geothermal  and  other  renewables  complemented  with  sustainable  development of hydropower and the gas sector; (iii) access to modern energy services: potentially through  grid  extensions,  possible  off  grid  solutions,  modern  cooking  solutions;  and  (iv)  sector  governance,  competitiveness and efficiency, particularly through the DPL series, and project delivery TA.    20. To implement this engagement strategy, the World Bank Group’s support to the sector comprises  the traditional Investment Project Financing (IPF), IFC equity and loans to private sector projects and TA,  in addition to the recently introduced development policy lending. IPF and TA are used to support power  infrastructure  projects,  especially  renewable  energy,  to  facilitate  the  rationalization  of  the  electricity  tariffs  and  subsidy  regime,  and  to  strengthen  project/program  implementation  capacity  of  the  line  ministry and of energy sector SOEs. Development policy lending is being used to leverage policy reforms  for  low‐carbon  development,  improved  access  to  electricity,  rationalization  of  energy  subsidies  and  creation of an environment for enhanced private sector participation.    II. PROJECT DEVELOPMENT OBJECTIVES   A. PDO   21. The  Project  Development  Objective  (PDO)  is  to  facilitate  investment  in  geothermal  power  generation and reduce greenhouse gas emissions.     22. This  objective  would  be  achieved  through  supporting  a  risk  mitigation  mechanism  for  geothermal exploration drilling and building capacity of the client to conduct an efficient exploration and  tendering program.      B. Project Beneficiaries   23. The proposed Project has several beneficiaries, namely: (i) electricity consumers who will benefit  from greater access to reliable electricity from geothermal resources; (ii) Indonesian citizens who will be  supplied  with  incrementally  cleaner  energy  mix;  (iii)  temporary  benefits  will  be  enjoyed  by  skilled  and  unskilled workers; and (iv) counterpart institutions which will gain knowledge and experience to develop  a  sustainable  geothermal  resource  risk  mitigation  facility.   Investment  in  geothermal  power  is  expected  to  have  long‐term  implications  for  the  country’s  sustainable  development,  diversification  of  generation  portfolio  and  energy  security.  In  the  long‐run,  the  lower  cost  of  geothermal  generation  compared  with  diesel generation will reduce the total government subsidy on electricity, and therefore free up tax dollars  for other public programs.      24. The  Project  will  indirectly  support  electrification  in  Eastern  Indonesia,  which  has  the  highest  poverty rates in the country, thus supporting the achievement of the electrification objectives set through  Page 19 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR)’s “Brightening Indonesia” program by providing direct  benefits  for  people  affected  by  energy  poverty.  This  is  particularly  true  for  women,  who  are  disproportionately  affected  by  it  and  whose  access  to  energy  resources  and  benefits  may  be  further  curtailed by unequal power relations within the household.    C. PDO‐Level Results Indicators   25. Key result indicators to monitor progress toward achievement of the PDO are:   Electric power generation capacity enabled through the issuance of geothermal development  licenses (Megawatt)   Commercial capital mobilized for investment in geothermal power generation (US$ million)   Estimated GHG emission reduction compared to a business‐as‐usual baseline (Metric tons)    26. In addition, the following intermediate result indicators will be adopted:   Generating capacity‐equivalent of steam yields from wells drilled (total) (MW)   Generating  capacity‐equivalent  of  steam  yields  from  wells  drilled  (average)  (MW/well)  (Megawatt)   Issuance of geothermal development licenses (Number)    Estimated increase in the number of connected households for the associated local electricity  networks (Number)   Direct project beneficiaries (Number)   Of which female beneficiaries (Number)   Delivery of Inferred Resource Capacity Reports by Exploration Management Team (Number)   Practice guides for safeguards implementation issued (Number)   Villages  located  next  to  exploration  sites  with  at  least  one  public  consultation  held  (Percentage)   Share of public consultations segregated by gender (Percentage)    27. The  proposed  Project  is  designed  to  monitor  Citizen  Engagement  through  “Villages  located  next  to  exploration  sites  with  at  least  one  public  consultation  held”.    Gender  is  monitored  through  two  indicators, namely: “Share of public consultations segregated by gender” and “Female Beneficiaries”.    III. PROJECT DESCRIPTION    A. Project Components  The proposed Project (described at length in Annex 2) consists of two key components:     28. Component 1: Risk Mitigation for Geothermal Exploration Drilling (US$98 million, of which US$49  million  is  from  CTF  and  US$49  million  is  from  GoI)  –  the  component  will  finance  a  program  of  activities  designed  to support geothermal exploration drilling  in Indonesia,  through:  (a)  drilling of exploration and  confirmation  wells;  (b)  constructing  access  roads  and  other  associated  infrastructure  to  facilitate  the  drilling  activities,  at  select  geothermal  sites;  and  (c)  implementation  of  measures  set  forth  in  the  Safeguards Instruments. Funding for exploration drilling is expected to  be made available in the amount  Page 20 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) of US$49 million from CTF with a matching contribution from MoF/PT SMI.  The Project (including through  CTF  proceeds)  will  finance  both  physical  and  non‐physical  aspects  of  land  acquisition  required  for  geothermal  exploration  drilling  pads,  access  roads  and  supporting  infrastructure.   Physical  components  will  include:  (i)  land,  (ii)  buildings  and  (iii)  amenities  supporting  the  building.   Non‐physical  components  will include: (i) cost of land transaction, such as moving expenses; (ii) cost of lost economic livelihoods as  a result of land acquisition; (iii) cost of lost value of the remaining land parcel, if any, if it can no longer be  used as intended.    29. Sites for exploration drilling will be selected by the Directorate General of New Energy, Renewable  and Conservation Energy (EBTKE) under MEMR. A total of 13 sites has been proposed by MEMR and from  this list it is expected that up to six sites will be included for exploration drilling.  It is agreed with MEMR  that at least half of the sites to be explored will be in the islands of Eastern Indonesia, where geothermal  power  can  serve  to  increase  access  to  sustainable  energy.  However,  GoI  may  also  wish  to  demonstrate  government‐sponsored drilling in sites connected to the larger power markets in Sumatra or Java, which  allow development of plants with larger capacity. It is therefore expected that one or two of the six sites  will be in Sumatra and connected to the major power markets.    30. Based on the typical size of plants to serve demand in small island grids in Eastern Indonesia, it is  estimated that 65 MW will come on‐line as a result of the exploration drilling financed under this Project.  This  is  a  conservative  estimate  assuming  that  all  successful  site  developments  will  be  outside  the  major  power markets.     31. A revolving mechanism, referred to as the Geothermal Exploration Facility, will be set up through  which  the  funds  used  for  exploration  drilling  will  flow  back  to  the  facility  through  the  repayment  of  exploration cost plus a premium from developers that have successfully secured a license to develop the  project.    The  reflow  of  funds  into  the  Facility  will  ensure  that  funding  will  be  available  for  future  development, thus ensuring sustainability of the risk mitigation scheme.    32. Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental  and  Social  Safeguards Management (US$6.25 million from GEF) – the component will finance a program of capacity  building  designed  to  establish  an  efficient  and  effective  geothermal  energy  exploration  and  tendering  program  including  such  activities  as:  (i)  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys  (3G  surveys)  and  topographic  mapping  for  geothermal  sites;  (ii)  advisory  support  for  preparation of drilling, well completion and resource assessment reports (based on 3G surveys) as well as  for the bidding process for exploration service companies; (iii) recruitment of an exploration management  team;  (iv)  advisory  support  for  environmental  and  social  safeguard  management  related  to  exploration  and exploitation of geothermal energy; and (v) just‐in‐time assistance to MEMR, Badan Geologi, and the  Recipient  in  response  to  request  for  international  expertise  to  deal  with  questions  related  to,  inter  alia,  geothermal  tariff‐setting,  benefit‐sharing,  and  data  management  and  sharing.    Capacity  building  on  environmental  and  social  safeguards  management  will  include  support  to  PT  SMI  in  preparation  of:  (i)  safeguards instruments and monitoring procedures, (ii) terms of references (TOR) for environmental and  social specification for tendering at exploitation phase for public and private developers of the six selected  sites for exploitation, and (iii) generic guidelines for industry‐wide standards for safeguards management  in the exploration and exploitation phases per the applicable World Bank’s safeguards policies.      Page 21 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 33. This  component  will  be  financed  by  the  Global  Environment  Facility  (GEF)  grant  but  will  also  benefit  from  a  parallel  grant  from  the  Government  of  New  Zealand  (GNZ).  The  GNZ  grant,  which  is  equivalent to around US$6 million, is designed to be complementary to the development objective of this  Project, and  will focus on  supporting  the GoI on:  (i) establishment  of an effective GIS‐based  database by  collating  and  analyzing  existing  and  new  resources  data,  potentially  to  be  housed  within  Badan  Geologi  (BG);  (ii)  methodology  for  robust  resource  and  reserve  estimation  and  reporting  protocol  to  an  internationally  acceptable  standard;  (iii)  methodology  for  prioritization  of  potential  sites  for  geothermal  development; and (iv) capacity building for EBTKE for tendering and PT SMI for executing an exploration  program.     34.  The  technical  support  and  capacity  building  will  include  the  building  up  of  an  Exploration  Management  Team  (EMT)  and  Exploration  Site  Team  (EST)  inside  of  PT  SMI.  The  Teams  will  consist  of  various experts coordinated by a geothermal consultancy company (more detail is provided in Annex 2).  Specifically,  the  EMT  will  support  the  government‐sponsored  exploration  drilling  program  by  providing  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys  (3G  surveys)  and  topographic  mapping  for  candidate  sites.    Support  will  also  be  made  available  for  the  preparation  of  drilling, well completion and resource assessment reports (based on 3G surveys) as well as for the bidding  process for exploration drilling services.  Capacity building plans will also benefit EBTKE and Badan Geologi  (Indonesia’s Geological Agency). Using the GNZ grant a consulting company has already been recruited to  provide  experts  that  will  fill  various  roles  in  the  EMT  during  the  first  three  years  of  the  Project.  The  GEF  grant will finance an in‐house PT SMI Exploration Project Manager (EPM) throughout the Project lifetime  as well as EMT experts for the last 2.5 years of the project and most of the short‐term specialist support  for the EMT.    35. Furthermore, GEF resources will fund technical assistance to PT SMI in producing an industry‐wide  standard good practice guide for preparing IPDP, LARAP, ESIA and ESMP for exploration and exploitation  of geothermal energy beyond the Project.  These materials will provide the industry with guidance in the  preparation  and  implementation  of  safeguards  instruments  for  future  projects  in  accordance  with  Indonesian regulations and safeguards requirements  of World Bank and other  multilateral  development  partners  and  financial  institutions  such  as  JICA  and  ADB  for  geothermal‐based  electricity  generation  projects  in  Indonesia.  The  purpose  is  to  provide  international  standards  and  approaches  to  safeguards,  and expectations about the technical rigor and quality of the work required.  An area of focus will be good  practice  guidance  for  the  development  of  geothermal  power  generation  projects  in  conservation  areas  and  forests.    The  Indonesian  government  has  recently  issued  a  new  regulation  to  enable  geothermal  development in Wildlife Reserves, National Parks, Grand Forest Parks and Natural Recreation Parks under  a Utilization Permit for Geothermal Environmental Services Region (Ministry of Environment and Forestry  Regulation No. P.46/Menlhk/Setjen/Kum.1/5/2016 dated May 23, 2016).      B. Project Cost and Financing    36. Total estimated Project costs are $104.25 million, of which $49 million is proposed to be financed  from  a  contingent  recovery  grant  from  CTF,  $49  million  from  counterpart  funds  through  PT  SMI,  and  a  GEF grant in the amount of US$6.25.  The CTF grant is processed under the P155047 project code and the  GEF  grant  is  processed  under  the  P161644  project  code.  Given  the  revolving  nature  of  the  proposed  facility, it is expected that funds will flow back in three‐year cycles, therefore enabling a total of 260 MW  Page 22 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) new  geothermal  generating  capacity  and  investment  of  about  US$1.56  billion5  over  an  18‐year  period.     Summary tables of project cost and financing (US$ million) are provided below.     Project  IBRD or IDA  Counterpart  Project Components  Trust Funds  Cost  Financing  Funding  Component 1 ‐ Risk Mitigation for  98.00  0.00  49.00  49.00  Geothermal Exploration Drilling  Component 2 ‐ Capacity Building on  Geothermal Exploration and  6.25  0.00  6.25  0.00  Environmental and Social Safeguards  Management  Total Financing Required  104.25  0.00  55.25  49.00    37. Government  investment  in  exploration  drilling  has  played  a  critical  role  for  geothermal  development worldwide.  Taking full advantage of Indonesia’s vast resource potential would require post‐ exploration,  resource  risk  mitigation  support.   The  post‐exploration  drilling  phase  of  the  geothermal  development  process  (known  as  production  drilling)  requires  significant  investments.  To  support  this  phase,  WB  may  consider  a  tentative  US$300  million  IBRD  loan  for  mid‐stream  development  (i.e.  steam‐ field drilling), with the aim of firming up resource levels prior to Steam‐Above‐Ground‐System (SAGS) and  power plant development – where greater private participation is likely.    Subsequent Investment  Agency  IBRD loan under consideration ‐ Investment Support for  Total  Geothermal Exploitation  WB  300.00  300.00  Total  300.00  300.00      C. Lessons Learned and Reflected in the Project Design    38. The  Bank’s  support  would  build  on  the  existing  body  of  work  and  previous  engagements  in  the  global  and  Indonesian  geothermal  space.  Globally,  experiences  such  as  the  World  Bank’s  Turkey  Geothermal  Development  Project,  Armenia  Geothermal  Exploratory  Drilling  Project,  Geothermal  Energy  Development Program (GeoFund), and African Rift Geothermal Development Program (ARGeo), the IDB’s  Geothermal  Financing  and  Risk  Transfer  Facility  in  Mexico,  and  the  KfW’s  Geothermal  Risk  Mitigation  Facility for East Africa all provide relevant inputs to the Project design6.    5 The contingent recovery nature of the CTF grant relates to the fact that reflows from successful licensing will be returned to CTF at the end of the Project unless already committed to financing contracts for future exploration drilling. A separate account for the reflow funds attributable to CTF will be reflected in the legal agreement and tracked by the task team and government. 6This is also informed by relevant literature review, which inter-alia includes IFC-led efforts such as, “Success of Geothermal Wells: A Global Study” and “Lessons from International Experience in Geothermal Development”. Page 23 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 39. Common  elements  and  key  lessons  learned  in  the  design  of  these  engagements  include:  (i)  the  value of moving upstream in the geothermal development process in order to mitigate resource risk and  catalyze private investments in the greater share of development costs; (ii) the need for the public sector  to  step  in  and  mobilize  exploration  drilling  risk  capital,  which  the  private  sector  struggles  to  raise  from  commercial  financial  institutions;  and  (iii)  due  to  the  complexity  of  geothermal  exploration  drilling,  the  provision  of  a  technical  assistance  package  to  support  engaged  government  entities  in  making  informed  drilling decisions.  In addition, the engagements reviewed have been useful in the identification of relevant  result indicators and potential risks.      40. In the Indonesian context, past World Bank activities that inform this operation are: (i) the PPIAF‐ funded Assessment of Geothermal Resource Risks, which took stock of the international experience with  geothermal development and distilled mitigations options applicable to Indonesia; and (ii) the GEF‐funded  Geothermal  Power  Generation  Development  Project,  which  inter  alia  supported  the  development  of  a  pricing  and  compensation  policy  for  geothermal  power.   Notably,  the  WB‐ADB  joint  tariff  methodology  report on Indonesia’s geothermal tariff reform informed the design of the Project.     41. In addition to the Bank’s past experiences, ongoing activities that inform this operation are: (i) the  CTF/IBRD,  ADB  Private  Sector  Operations  Department  (PSOD)  and  IFC  downstream  investment  projects  and related technical assistance programs; and (ii) the Climate Change Development Policy Loans, which  were  provided  collectively  by  the  World  Bank,  JICA  and  AfD,  and  which  further  supported  the  development  of  a  pricing  and  compensation  policy  that  is  necessary  to  address  the  higher  financial  cost  of geothermal electricity compared with coal‐based power.      42. Several  other  World  Bank  energy  sector  loans  have  had  issues  with  low  disbursement  rates  related  to:  (i)  the  inability  of  implementing  agencies  to  complete  supporting  infrastructure  in  a  timely  fashion;  (ii)  slow  and  cumbersome  procurement  procedures;  and  (iii)  delays  in  land  acquisition  and  implementation  of  the  related  safeguards  instruments.   The  design  of  the  proposed  Project  is  informed  by  such  experiences  and  the  following  mitigations  measures  have  been  implemented:  (i)  the  proposed  subprojects  can  proceed  without  the  need  for  any  separate  supporting  infrastructure  to  be  prepared  by  the implementing agency; (ii) a procurement strategy has been prepared and included measures to deal  with  identified  shortcomings  in  the  procurement  processes  of  the  implementing  agency;  and  (iii)  land  acquisition will be carried out using a willing buyer‐willing seller approach that has proven efficient under  the on‐going Geothermal Clean Energy Investment Project implemented by Pertamina Geothermal Energy  (PGE).   IV. IMPLEMENTATION    A. Institutional and Implementation Arrangements    43. PT  SMI  is  the  Project  Implementing  Agency  under  the  strategic  guidance  of  a  Joint  Committee.  The Joint Committee will be made up of key stakeholders, namely MoF and MEMR.  MoF and MEMR will  exercise  an  overall  oversight  function  over  PT  SMI  and  play  an  important  role  in  terms  of  overall  geothermal development coordination, respectively.  EBTKE will be responsible for setting the principles  for site selection and facilitating the tendering process for the geothermal area (Wilayah Kerja Panas Bumi  or  WKP)  after  exploration  drilling  has  produced  sufficient  evidence  of  the  productivity  of  geothermal  Page 24 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) resources  and  viability  for  further  investments.   Badan  Geologi,  the  Geological  Agency  of  Indonesia,  will  support project implementation through supplying geological data on the subproject candidates.    44. The Joint Committee will make key decisions related to: (i) projects to be included for geoscience  and  safeguards  screenings,  and  (ii)  whether  to  proceed  with  drilling.    PT  SMI  will  oversee  the  implementation  of  the  Project;  and  in  doing  so,  it  will  establish  a  Project  Management  Unit  fully  staffed  with  key  roles  for  fiduciary  and  safeguards  supervision.   More  importantly,  it  will  be  supported  by  the  Exploration  Management  Team  (EMT)  consisting  of  consultants  with  expertise  in  geothermal  resources  and development and experience in management of drilling and civil works7 contracts.    45. MEMR will be responsible for the acquisition and ownership of the land needed for drilling pads  and access road. It is foreseen that land for each subproject will be leased on a long‐term basis to a future  developer  who  has  successfully  obtained  license  to  develop  the  site,  since  the  sale  of  state  assets  is  difficult in Indonesia.     46. PT  SMI’s  role  in  geothermal  exploration,  including  issues  related  to  investing  government  funds  will  be  defined  in  the  forthcoming  Ministry  of  Finance  regulation  (PMK),  which  is  to  establish  the  Infrastructure Fund for Geothermal Sector (IFGS) and assign PT SMI as the Fund Manager. The issuance of  the PMK is an effectiveness condition for the CTF and GEF grants.  A Project Implementation Manual (PIM)  has  been  prepared  by  PT  SMI  and  agreed  with  the  World  Bank.  It  outlines  the  project  structure  and  key  processes  and  procedures  to  be  followed,  especially  those  undertaken  by  the  implementing  agency.   A  schematic of the Project’s implementation arrangements is provided in Annex 3.    B. Results Monitoring and Evaluation    47. On monitoring and evaluation (M&E) capacity, PT SMI is experienced with the implementation of  the  WB  Indonesia  Infrastructure  Finance  Facility  (P092218),  engaged  with  other  projects  (Indonesia  Infrastructure Finance Facility – Additional Financing (P154779) and Regional Infrastructure Development  Fund (P154947)) and well‐versed with M&E procedures.  As the implementing agency, PT SMI through a  PMU  will  monitor  the  overall  project  implementation  against  the  performance  indicators  listed  in  the  ‘PDO  Level  Results  Indicators’  section  and  detailed  in  Annex  1.    They  will  also  monitor  contractors’  performance  supported  by  the  EMT.   Data  and  statistics  on  actual  project  outputs  and  outcomes  will  be  gathered,  analyzed,  and  included  in  the  quarterly  progress  reports  to  be  submitted  to  the  Bank.   These  efforts  on  monitoring  progress  towards  the  achievement  of  the  PDO  will  be  complemented  by  Implementation Status and Results Reports (ISRs).     C. Sustainability    48.  GoI  has  long  been  supporting  the  geothermal  sector  by  making  adjustments  to  the  institutional  and  regulatory  environment.    Through  MoF/PT  SMI,  GoI  has  also  committed  IDR  3.1  trillion  or  about  US$225  million  for  geothermal  development  and  requested  WB  support  to  the  government‐sponsored  exploration drilling program.  Incorporating lessons learned from similar engagements, the Project design  includes setting up a revolving mechanism through which the funds used for exploration drilling will flow  7 Civil works are needed to enable rig access to the sites. Page 25 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) back to the facility through repayment from developers that are successful in securing a license to develop  the  project.   A  financial  sustainability  analysis  was  performed  for  different  levels  of  exploration  success  (80%,  60%  and  40%)  and  assuming  a  25%  premium  charged  to  developers,  equivalent  to  assuming  an  average of 25% difference between bid price and actual drilling cost in a model where bidding is based on  resource value.  At least 15 fields will be explored and at least 9 would be developed as long as the success  rate does not drop under 60% ‐ a reasonable assumption given that the empirical individual well success  rate  (wells  that  can  be  used  for  exploration  out  of  total  wells  drilled)  in  Indonesia  is  over  60%.   The  full  sustainability analysis of the proposed scheme is presented in Annex 5.    V. KEY RISKS    A. Overall Risk Rating and Explanation of Key Risks    49.  The  various  risks  faced  by  the  Project  have  been  preliminarily  assessed  through  the  Systematic  Operations  Risk‐Rating  Tool  (SORT).    In  light  of  this  analysis,  the  overall  project  risk  is  assessed  to  be  Substantial.   A  number  of  risks  of  rating  ‘Moderate’  or  higher  were  identified,  including:  (i)  Political  and  Governance, and Fiduciary; (ii) Macroeconomic; (iii) Sector Strategy and Policies, (iv) Institutional Capacity  for Implementation and Sustainability and Stakeholder Risks; (v) Technical Design of Project or Program;  and  (vi)  Social  and  Environmental.  Key  mitigation  measures  have  been  proposed,  including  implementation  of  corporate  best  practices  and  technical  assistance  activities.    Further  details  are  provided in Annex 2.    50.  Key risks of rating ‘M’ or higher, and pertinent mitigation actions to achieving results, are:    - Political and Governance:  This risk is assessed as Substantial.  The political will for economic  reforms  and  good  governance  is  relatively  strong.    Transparency  International’s  2015  Corruption Perceptions Index (CPI) ranks Indonesia 88 out of 168 countries.  The country team  continues  to  engage  intensively  in  various  initiatives  for  promoting  good  governance,  transparency  and  oversight  at  the  national  level.  At  the  Project  level,  the  World  Bank  will  closely  engage  with  the  relevant  counterparts  in  order  to  ensure  transparency  throughout  project  preparation  and  implementation,  for  example,  in  setting  clear  principles  for  the  decision‐making mechanism and process of the Project.    - Macroeconomic:  This  risk  is  assessed  as  Moderate.   As  highlighted  in  the  “Country  Context”  section  of  this  document,  the  Government  faces  fiscal  pressures,  amidst  a  potentially  more  challenging  international  environment.  However,  the  analysis  carried  out  for  the  Indonesia  Sustainable  and  Inclusive  Energy  Development  Policy  Loan  (SIEDPL)  shows  that  the  overall  macro‐policy framework is responsive to risks of imbalances, and that a range of contingency  financing and crisis protocols are in place.    - Sector Strategy and Policies: This risk is assessed as Substantial.  There is a need to continue  to  strengthen  the  regulatory  framework  for  geothermal  development  to  incentivize  private  sector  participation. GEF and  ASTAE  have provided support to the Government of Indonesia  on  the  development  of  a  geothermal  tariff  methodology,  and  ESMAP  resources  have  been  mobilized  to  continue  this  engagement.    Through  the  Indonesia  Sustainable  and  Inclusive  Page 26 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) Energy Development Policy Loan (SIEDPL) program, policy assistance will also be provided to  strengthen  the  regulatory  environment,  particularly  to  urge  finalization  of  the  regulatory  framework for the full implementation of the 2014 Geothermal Law.  Under the first SIEDPL,  a  key  prior  action  pertinent  to  geothermal  development  is  the  issuance  of  an  implementing  regulation  for  a  Production  Bonus  –  a  local  benefit‐sharing  mechanism.  Production  Bonus  Regulation No. 28/2016 (enacted in July 2016) prescribes developers’ obligations to pay local  government  an  annual  fee  equivalent  to  0.5%  from  revenues  for  PPA  agreements  and  0.1%  from revenues for steam sales agreements.    - Technical Design of Project or Program: This risk is rated as Moderate. Geothermal technology  is commercially proven.  Yet, the high risk nature of upstream geothermal activities may lead  to unsuccessful exploration, which may deplete the available funding sooner than expected.   The design of the World Bank/CTF facility builds on the existing body of work and knowledge  in the geothermal development space, as described in the ‘Lessons Learned and Reflected in  the  Project  Design’  section.    Moreover,  the  rolling  out  of  such  a  facility  would  allow  for  mitigating  geothermal‐related  exploration  risks  through  cost‐shared  drilling  –  a  first  in  the  Indonesian context – with a possible demonstration/replication effect.  In order to fully realize  the Project benefits, technical assistance has been designed to ensure that every possible step  is taken to benefit from the existing regulatory framework and the efficient use of resources  set aside under PT SMI.    - Institutional  Capacity  for  Implementation  and  Sustainability  and  Stakeholder  Risks:    These  risks  are  assessed  as  Substantial.    There  are  inherent  risks  in  piloting  a  new  operation,  particularly related to the institutional capacity of the key entities and stakeholders involved  in  overseeing  such  an  innovative  mechanism.   However,  the  Bank  will  build  on  its  ongoing  experience  working  with  PT  SMI.   It  will  also  build  on  international  experience  in  designing  geothermal exploration by: (i) providing for a coordinated TA package aimed at strengthening  the capacity of the public entities involved with geothermal development generally, and with  the  Project  specifically;  and  (ii)  reducing  investment  risks  for  developers  by  tackling  the  riskiest part of the geothermal development process. PT SMI’s role in Project implementation  will be prescribed in the forthcoming Ministry of Finance regulation (PMK) which is expected  to be issued in early 2017.     - Fiduciary: This risk is assessed as Substantial.  PT  SMI’s lack of experience in procurement of  civil works and technology‐driven drilling contracts with high uncertainties carries risk to the  project  for  successful  and  timely  conclusion  of  procurement  processes  and  effective  project  management. While PT SMI will be supported by a number of consultants, it is important that  it  hires  experienced  staff  in  relevant  disciplines  including  procurement  and  contract  management  for  managing  the  consulting  and  drilling  contracts.  In  addition,  following  two  sets  of  procurement  regulations  for  drilling  contracts  under  CTF  and  government  funding  is  expected to add to the overall complexity of the proposed Project.  To mitigate fiduciary risks,  PT  SMI  will  be  supported  in  its  day‐to‐day  operations  by  an  EMT,  as  described  under  Component  2.    The  Project  Implementation  Manual  (PIM)  includes  the  applicable  procurement procedures to guide PT SMI in carrying out its functions. Furthermore, the Bank  team  will  work  closely  with  MEMR  and  PT  SMI  in  accelerating  the  final  choice  of  subproject  Page 27 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) locations,  including  carrying  out  the  necessary  screening  studies  in  a  timely  manner  to  facilitate start of procurement process for each subproject locations.       - Social  and  Environmental:  This  risk  is  rated  as  Substantial.  The  Bank’s  experience  with  geothermal projects in Indonesia indicates that land acquisition is often carried out by means  of  negotiated,  market‐based  transactions  rather  than  expropriation,  and  involuntary  resettlement  does  not  occur.   The  most  significant  potential  risks  in  these  remote  areas  are  related to the induced development within or adjacent to the geothermal exploration areas.   Improved  access  to  forested  areas  through  the  provision  of  roads  may  encourage  or  exacerbate land clearance activities.  Induced development could lead to land disputes, illegal  land uses, damage or loss of natural habitats and forests, and reduced watershed protection.   The  second  significant  risk  relates  to  the  impacts  from  resource  exploitation  from  downstream  investments.    The  exploration  activities  are  proposed  to  remove  barriers  to  resource  exploitation  and  utilization.    The  extent  of  infrastructure  development  is  greater  during  the  exploitation  phase,  leading  to  a  wider  range  and  large  scale  of  potential  impacts.  These potential downstream impacts will need to be considered, and mitigation planned for,  as part of the ESIA process for each exploration project.      VI. APPRAISAL SUMMARY    A. Economic and Financial (if applicable) Analysis     51.  The economic analysis was carried out to assess the economic viability of a given geothermal site.   The  financial  analysis  was  carried  out  at  two  levels:  (i)  to  demonstrate  how  a  government‐sponsored  exploration drilling scheme helps reduce the  barrier‐to‐entry  to the geothermal sector in Indonesia, and  (ii) to test the sustainability of the proposed revolving facility.  The results of  the economic and financial  analyses are presented below.  The full analyses are available in Annex 5.     Economic Analysis  52.  The  exact  capacity  of  the  geothermal  plants  that  will  be  developed  following  the  exploration  drilling is not yet known.  For the sake of this analysis, two hypothetical sites were analyzed: (i) a relatively  large  site  with  a  resource  potential  of  55  MW;  and  (ii)  a  relatively  small  site  with  a  resource  potential  of  10 MW.  The large site is assumed to be on a bigger island with a considerable existing load and relatively  high connection rate of consumers. The small site is assumed to be on one of the many small‐ to medium‐ sized islands in Eastern Indonesia with a moderate existing load and low connection rate.    53.  At  a  discount  rate  of  6%  and  a  social  cost  of  carbon  following  the  curve  proposed  by  the  World  Bank’s  Guidance  Note  on  Social  Value  of  Carbon  (2014)  with  a  weighted  average  of  US$48.13  per  tCO2  for the period 2017‐52, the 55 MW geothermal development yields an economic net present value (ENPV)  of US$750 million with an economic internal rate of return (EIRR) of 33.5%; and the 10 MW development  yields an ENPV of US$145 million with an EIRR of 26.2%.  Therefore, both developments are economically  viable.      54.  An  estimated  0.294  million‐tCO2  and  0.062  million‐tCO2  emissions  will  be  avoided  through  the  Page 28 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 55  MW  and  10  MW  geothermal  development,  respectively.    At  the  above‐referenced  social  value  of  carbon,  an  estimated  US$14.14  million  and  US$2.98  million  worth  of  CO2  emissions  will  be  avoided  annually from the 55 MW and 10 MW geothermal developments, respectively.        Financial Analysis  From a Developer’s Perspective  55.  The  financial  analysis  assesses  the  financial  viability  of  each  geothermal  development,  using  the  geothermal  ceiling tariff schedule initially adopted by  MEMR and  which is based on avoided  costs in the  power system. For geothermal power plants to be commissioned in Eastern Indonesia by 2023, the ceiling  tariff  was  US$0.263  per  kWh.   In  the  with‐Project  scenario,  it  is  assumed  the  winning  developer  will  pay  the equivalent of a 25% premium on top of the cost of exploration in order to acquire a license.    56.  Without the Project intervention, the 55 MW geothermal development will yield a Financial Rate  of  Return  (FIRR)  of  20.3%,  24.7%  and  27.9%  under  the  low,  medium  and  high  enthalpy8  scenarios,  respectively, exceeding the Weighted Average Cost of Capital (WACC) requirement of both Independent  Power  Producer  (IPP)  and  State‐Owned  Enterprise  (SOE)  developers,  thus  both  IPP  and  SOE  developers  would be willing to undertake the investment.  Without the Project intervention, the 10 MW geothermal  development  will  yield  an  FIRR  of  16.2%,  16.2%  and  12.1%  under  the  high,  medium  and  low  enthalpy  scenarios,  and  levels  sufficient  for  an  SOE  developer  to  undertake  the  investment,  however  insufficient  for an IPP developer. Thus, an IPP developer will forgo such a small‐scale development.  With the Project,  assuming the developer will have to pay the equivalent of a 25% exploration cost premium at tender, the  FIRR of both developments will well exceed the WACC of both IPP and SOE developers under all resource  enthalpy  scenarios.   Thus,  even  an  IPP  developer  would  find  it  financially  viable  to  undertake  the  small  development.    From the Implementing Agency’s Perspective  57.  A  financial  analysis  was  also  carried  out  at  the  facility  level  from  the  perspective  of  the  implementing  agency.  The  analysis  is  testing  the  sustainability  of  the  revolving  facility,  more  specifically  how  the  funds  revolve  depending  on  the  success  of  exploration  (80%,  60%  and  40%)  and  the  premium  charged (25%).  The cash flows of these scenarios are summarized in the figure below.    Cash Flows of Facility Scenarios    8 Enthalpy is a measurement of total energy in a thermodynamic system. In practical terms it is a measure that combines temperature and pressure in a geothermal steam resource. Page 29 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644)      58.  The analysis shows that a doubling of the failure rate to two out of five (corresponding to a 60%  success  rate)  and  maintaining  the  equivalent  of  a  25%  premium  would  still  allow  for  exploration  of  15  fields9 but only US$27 million would be left in the facility in year 18. As a worst case scenario, if three out  of  each  five  explorations  are  unsuccessful  (a  40%  success  rate),  then  the  facility  will  run  out  of  reinvestment funds in year 12 and only up to 9 fields would be explored (and 4 developed). These results  demonstrate  robust  financial  effectiveness  of  the  proposed  scheme  within  a  reasonable  long  (18  year)  time horizon. At least 15 fields would be explored and at least 9 would be developed as long as the success  rate does not drop under 60% ‐ a reasonable assumption given that the statistical individual well success  rate (wells that can be used for exploration out of total wells drilled) in Indonesia is over 60%.     B. Technical    48. GoI expects the private sector to bear the lion’s share of investment in new geothermal capacity.   To incentivize private sector participation, public interventions would need to be targeted at removing –  or at least reducing – key geothermal development barriers, the largest of which is exploration drilling risk  (or resource risk).  The resource risk is highest at the initial stages of project development, before the first  wells are drilled and decreases as more wells are drilled as each well provides further information about  the nature of the reservoir, most importantly the temperature and permeability of the resources.    49. Exploration  drilling  risk  is  exacerbated  by  costs  of  up  to  US$8  million  per  well10  plus  supporting  infrastructure.    This  can  be  prohibitive  for  project  developers  who  are  not  guaranteed  downstream  returns  on  their  pre‐production  investments.   Exploration  drilling  also  constitutes  the  biggest  barrier  to  obtaining financing as it increases investors’ equity return requirements.  Moreover, there is little appetite  from the private sector to fund projects where the nature and extent of the resource are unknown.     50. Cost‐shared drilling programs have proven to mitigate resource risk, thus enabling risk capital and  private expertise to be mobilized towards exploration drilling in the developed geothermal markets of the  USA,  Japan  and  New  Zealand.  This  is  currently  the  focus  of  much  of  the  global  push  for  geothermal  9 15 fields result from three well exploration programs over an eighteen year time horizon. Further details on this calculation are provided in Annex 5. 10 Exploration well drilling prices are expected to be in the US$5-8 million range, depending on site-specific characteristics (e.g. remoteness, depth, etc.), but are noticeably higher in Indonesia than internationally mainly because of a number of institutional impediments that limit the ability of contractors to move drilling rigs in and out of the country. Page 30 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) development  and,  with  support  from  MDBs  such  as,  WB  and  IDB,  cost‐shared  drilling  models  are  being  pursued  in  the  developing  geothermal  markets  of  Turkey,  Armenia  and  Mexico.    Turkey,  the  most  advanced in this type of geothermal development program, has currently the fastest growing geothermal  capacity in the world.    C. Financial Management    51. A Financial Management Assessment (FMA) was conducted as part of Fiduciary Assessment of the  project.  The  FMA  assesses  the  adequacy  of  the  financial  management  system  of  the  Implementing  Agency,  PT  SMI,  in  producing  timely,  relevant  and  reliable  financial  information  on  project  activities.   It  will also assess whether the accounting systems for project expenditures and underlying internal controls  are  adequate  to  meet  fiduciary  objectives  and  allow  the  Bank  to  monitor  compliance  with  agreed  implementation procedures and appraise progress towards its objectives.      52. It  was  identified  that  the  main  risk  of  the  project  currently  relates  to  the  insufficient  experience  of PT SMI in financing exploration drilling projects and the fact that Ministry of Finance regulation (PMK)  to facilitate the implementation of the project is yet to be issued.  To mitigate the associated risk, PT SMI  has: (i) worked closely with MoF on the PMK; and (ii) prepared the GEUDP Project Implementation Manual  covering  organization  structure,  verification  mechanism,  reporting/accountability  mechanism,  preparation of interim financial reports and subproject supervision, fund flow mechanism, disbursement  arrangement, and audit arrangement.      53. The  financial  management  risk  is  assessed  as  being  Substantial  before  mitigation  and  Moderate  after mitigation. This assessment concludes that with the implementation of the action plan, the risks will  be substantially mitigated, and the proposed financial management arrangements will satisfy the Bank’s  minimum requirements under OP/BP10.02, and will be adequate to provide, with reasonable assurance,  accurate and timely information on the status of the grant as required by the Bank.    D. Procurement    54. For  contracts  financed  by  CTF  (US$49  million)  under  Component  1,  the  procurement  shall  be  carried  out  in  accordance  to  Guidelines:  Procurement  of  Goods,  Works,  and  Non‐Consulting  Services  under  IBRD  Loans  and  IDA  Credits  &  Grants,  January  2011,  revised  in  July  2014.   For  contracts  financed  through  GoI’s  own  financing  (US$49  million)  under  Component  1,  procurement  will  be  carried  out  following the pertinent GoI/PT SMI’s procurement regulations. Selection of consultants under Component  2 will be carried out as per Guidelines: Selection and Employment of Consultants under IBRD Loans & IDA  Credits & Grants by World Bank Borrowers, January 2011, revised in July 2014.     55. PT SMI has prepared a Procurement Strategy, which includes a Procurement Plan for the Project.  The  Strategy  includes  analysis  of  procurement  risks  and  mitigation  measures.  It  is  expected  that  the  majority of contracts will be below the prior review thresholds and hence subject to Bank’s post review.  The method of procurement and prior review thresholds is reflected in the Procurement Plan, which can  be found in Annex 4.     Page 31 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 56. Procurement  Capacity  Assessment  of  PT  SMI:  The  Bank  team  has  carried  out  an  assessment  of  procurement capacity of the implementing agency PT SMI. To date, PT SMI has procured only small value  consultancies.  PT SMI has no experience in drilling contracts, and procurement of civil works, goods and  large consultancies.  PT SMI is in the process of preparing procurement regulations that will include such  contract  types.  While  PT  SMI  is  an  SOE  and  not  obliged  to  follow  national  procurement  regulations  (Perpres  54  or  its  amendments),  PT  SMI  is  expected  to  develop  its  procurement  regulations  based  on  Perpres 54.    57. To  address  PT  SMI’s  capacity  gap,  the  procurement  strategy  recommends  that  PT  SMI  procure  semi‐integrated geothermal service contracts with a proportion of the service companies grouped under  one or more integrated umbrellas but with some of the contracts being retained as direct contracts with  PT  SMI.  The  semi‐integrated  service  contracts  model  requires  that  PT  SMI  maintains  access  to  a  highly  competent  and  experienced  project  technical  and  management  team  with  authority  to  make  rapid  and  sound decisions. This role will be played by the EMT.     58. The  strategy  also  identifies  the  need  to:  (i)  train  PT  SMI  procurement  staff  in  World  Bank  and  national  procurement  guidelines,  (ii)  ensure  that  SMI  structures  itself  in  a  way  that  upholds  such  standards,  including  having  adequate  manpower,  and  (iii)  facilitate  their  effective  interface  with  the  technical  experts  under  the  EMT  to  incorporate  sound  technical  specifications  and  good  practice  procurement  processes  in  procurement  documents,  and  over  time  build  the  technical  capacity  for  managing drilling‐related investments.    59. Procurement  risk  is  currently  assessed  as  Substantial.  The  risks  and  mitigation  measures  are  detailed in Annex 3.        E. Environment (including Safeguards)    60. The project has long‐term environmental benefits due to its contribution to expanding the share  of  renewable  and  low‐carbon  energy  production.  Negative  impacts  during  project  implementation  are  associated  with  exploration  infrastructure  –  access  roads,  drilling  pads,  extraction  of  geothermal  water,  and  discharges  of  water  and  drilling  muds.    The  exact  number  of  wells  and  the  location  of  the  infrastructure will not be decided until project implementation, when feasibility studies for each site have  been completed by the EMT – financed under Component 2 from GEF resources.  At that stage, there will  be  an  approximate  plan,  but  the  final  location  and  number  of  wells  will  be  determined  during  the  exploration process.  The impacts from exploration are generally site‐specific and readily managed using  standard industry measures.      61. There is potential for significant risks in remote, forested areas related to induced development.   Improved  access  to  forested  areas  through  the  provision  of  roads  may  encourage  or  exacerbate  land  clearance  activities.    Induced  development  could  lead  to  land  disputes,  illegal  land  uses,  impacts  on  Indigenous  Peoples  and  remote  and  vulnerable  communities,  damage  or  loss  of  natural  habitats  and  forests, and reduced watershed protection.      Page 32 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 62. Significant  risks  are  also  related  to  the  potential  impacts  from  resource  exploitation  from  downstream  investments.    The  exploration  activities  funded  by  this  Project  are  proposed  to  remove  barriers to resource exploitation and utilization, and the feasible sites are likely to be developed for energy  generation.     63. The Environmental and Social Management Framework (ESMF) was first publicly disclosed by the  WB  and  PT  SMI  on  July  29  and  August  15,  2016  respectively,  and  the  final  ESMF  was  disclosed  on  December  15,  2016.  The  ESMF  prescribes  processes  to  screen  and  categorize  subprojects  for  their  environmental and social risks to: (a) eliminate high‐risk projects / infrastructure with unacceptable levels  of  environmental  and  social  impacts;  (b)  provide  clear  guidance  on  the  safeguards  instrument  to  be  prepared and cleared by the Bank; (c) determine mitigation and management approaches, methodologies  and  instruments  to  reduce  impacts  to  acceptable  residual  levels;  and  (d)  ensure  compliance  with  World  Bank environmental and social safeguards policies and standards.  Subproject‐specific Environmental and  Social Impact Assessment (ESIA) and Environmental and Social Management Plan (ESMP) will be prepared  by suitably qualified consultants prior to the exploration drilling process to ensure that the risks have been  identified and suitable mitigation measures are developed.  The ESMF has also detailed that the ESIA will  address the indirect impacts of exploration drilling such as induced development.  During the ESIA process,  the potential risks from downstream geothermal developments will be screened to identify whether the  impacts of exploitation and utilization phases are consistent with World Bank safeguards policies. Terms  of  Reference  for  exploitation  ESIA  will  be  prepared  as  an  output  of  the  GEUDP,  even  though  this  downstream phase will not be funded by the project.      64. Since  the  Project  will  also  influence  downstream  investment,  guidelines  for  safeguards  instruments will be prepared under Component 2 that will address both donor safeguards and Indonesian  regulations for the geothermal sector.    65. PT SMI has a corporate Environmental and Social Management System (ESMS), which provides an  in‐house  framework  for  assessing  and  managing  investment  risks  in  its  operations,  and  has  a  team  of  safeguards  specialists.    PT  SMI  has  experience  with  the  Indonesian  Environmental  Impact  Assessment  regulations (‘AMDAL’), the World Bank safeguards policies and the IFC Performance Standards.  The ESMS  is fully compliant with Indonesian regulations, and is being revised to meet the standard of international  donors.  Human resource capacity is also being bolstered with additional safeguards staff and consultants  within the PMU to prepare adequate safeguards instruments for drilling programs under this Project, such  as ESIA, ESMP, Indigenous Peoples Plan (IPP) and Land Acquisition and Resettlement Action Plan (LARAP).    F. Social (including Safeguards)  66. In  addition  to  the  significant  social  impacts  identified  in  the  Environmental  section  above,  in  remote  areas  there  may  be  groups  of  indigenous  peoples  who  may  be  disproportionately  vulnerable  to  direct and indirect impacts of geothermal exploration.  An Indigenous Peoples Planning Framework (IPPF)  has  therefore  been  prepared.    The  IPPF  defines  the  procedure  for  determining  whether  indigenous  peoples  will  be  affected,  and  guidelines  for  preparing  Indigenous  People  Plans  (IPPs)  and  documenting  free, prior and informed consultation with affected peoples on the IPPs developed.     Page 33 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047 and P161644) 67. A  Resettlement  Policy  Framework  (RPF)  has  also  been  prepared,  for  cases  in  which  land  may  be  acquired  by  expropriation  rather  than  commercial  transaction.  The  Bank’s  experience  with  geothermal  projects  in  Indonesia  indicates  that  land  acquisition  is  often  carried  out  by  willing  buyer‐willing  seller  mechanism,  and  involuntary  resettlement  does  not  occur.    However,  the  RPF  has  been  prepared  to  establish  the  principles  and  procedures  for  negotiated  transactions  and,  if  required,  involuntary  land  acquisition and resettlement under Indonesian laws and World  Bank Safeguard Policy OP  4.12.  The RPF  provides  guidance  for  preparation  of  LARAP.  LARAP  will  be  prepared  when  there  will  be  involuntary  acquisition of land and/or resettlement and/or restriction of access to resources.      68. It  is  expected  that  the  Project  will  also  have  both  widespread  and  localized  social  benefits.   The  stakeholders  are  primarily  the  local  communities,  government  agencies  and  local  businesses.    Local  stakeholders  will  benefit  from  increased  electricity  supply,  and  /  or  more  reliable  supply  from  future  geothermal investment in these remote areas.  They may also benefit from any upgrades to roads, water  supply and other supporting infrastructure.  In the short term, there may be temporary benefits from the  drilling  phase,  e.g.,  for  the  service  industry,  contractors.   More  broadly,  the  citizens  of  Indonesia  would  benefit  from  a  more  effective  and  efficient  geothermal  energy  industry  and  a  greater  proportion  of  national energy production from renewable sources replacing generation from fossil‐fuel plants.    69. Consultations  on  the  ESMF,  RPF  and  IPPF  were  held  on  September  14,  2016  in  Jakarta  with  the  government stakeholders in an interactive workshop. The same method of stakeholder consultation will  be  used  for  preparation  of  industry  guidelines  and  carrying  out  capacity  building  activities  under  Component 2 during project implementation.  Once the sites have been identified, consultation will also  be held with host communities and local governments on the Project and its framework documents.    G. World Bank Grievance Redress    70. 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/GRS.    For  information  on  how  to  submit  complaints  to  the  World  Bank  Inspection Panel, please visit www.inspectionpanel.org.    .  Page 34 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Annex 1. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING          Results Framework  COUNTRY : Indonesia   Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project    Project Development Objectives    The PDO is to facilitate investment in geothermal power generation and reduce greenhouse gas emissions.    Project Development Objective Indicators    Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection      Name: Electric power      Megawatt  0.00  65.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  generation capacity enabled        through the issuance of  geothermal development  licenses  Description: This indicator reflects the new generation capacity enabled under the Project.  It is assumed that four sites will be developed with an average capacity of  16.25 MW each. The 16.25 MW is an average based on the expected size of geothermal power plants in the relatively small electricity networks in Eastern Indonesia  where most of the exploration drilling will take place.      Name: Commercial capital      Amount(US 0.00  195.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  mobilized for investment in  D)        geothermal power  generation (million)  Page 35 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection    Description: This indicator looks at the commercial capital mobilized as a result of the project interventions. It is assumed that the capital needed to develop 1 MW is  US$3 million.      Name: Estimated GHG      Metric ton  0.00  0.33  Yearly  PT SMI  PT SMI  emission reduction        compared to a business‐as‐ usual baseline  Description: This indicator reflects the outcome of the GHG accounting exercise based on 65 MW of new generation capacity enabled under the Project.  The calculation  indicates that 1 MW of capacity will reduce GHG emissions by 0.033 tons of CO2 equivalent per year.      Intermediate Results Indicators    Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection      Name: Total generating      Megawatt  0.00  48.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  capacity‐equivalent of steam        yield from all wells drilled  Description: This indicators tracks the total generating capacity‐equivalent of steam yields expected. The assumption is that 8 productive wells will be drilled under the  Program with an average steam yield of 6 MW/well (see indicator below).       Name: Average generating      Megawatt  0.00  6.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  capacity‐equivalent of steam        Page 36 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection    yield per well drilled  Description: This indicators tracks the average generating capacity‐equivalent of steam yields expected. It is assumed that steam yields from productive wells will range  from 3 to 20 MW with a (conservative) average of 6 MW.       Name: Issuance of      Number  0.00  4.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  geothermal development        licenses  Description: This indicator tracks the number of development licenses issued.      Name: Estimated increase in      Number  0.00  116411.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  the number of connected        households for the  associated local electricity  networks  Description: This indicator measures the planned increase in access enabled through the Project. The underlying assumptions are: 1 MW plant capacity, with 92%  capacity factor, produces 8,059 MWh/year, 20% of which serving electrification needs, with an average consumption level of 900 kWh/y/residential consumer (intended  as HH). The actual planned increase in number of consumer connections will be deduced from PLN’s distribution planning for the local electricity networks.       Name: Direct project  ✔  Number  0.00  582055.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  beneficiaries          Female beneficiaries  ✔  Percentage 0.00  50.00  Yearly  PT SMI  PT SMI          Page 37 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection    Description: Direct beneficiaries are people or groups who directly derive benefits from an intervention (i.e., children who benefit from an immunization program;  families that have a new piped water connection). Please note that this indicator requires supplemental information. Supplemental Value: Female beneficiaries  (percentage). Based on the assessment and definition of direct project beneficiaries, specify what proportion of the direct project beneficiaries are female. This indicator  is calculated as a percentage.       Name: Delivery of Inferred      Number  0.00  5.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  Resource Capacity Reports        by Exploration Management  Team  Description: This indicator tracks the number of reports delivered by the EMT.      Name: Practice guides for      Number  0.00  2.00  PT SMI  PT SMI  PT SMI  safeguards implementation        Description: This indicator tracks the number of practice guides that will inform safeguards implementation under the Project.      Name: Villages located next      Percentage 0.00  100.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  to exploration sites with at        least one public consultation  held  Description: This indicator supports tracking of Citizen Engagement.      Name: Share of public      Percentage 0.00  50.00  Yearly  PT SMI  PT SMI  consultations segregated by        Page 38 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Unit of  Responsibility for  Indicator Name  Core  Baseline  End Target  Frequency  Data Source/Methodology Measure  Data Collection    gender  Description: This indicator supports tracking of gender action.         Page 39 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Target Values   Project Development Objective Indicators FY    Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  Electric power generation capacity  enabled through the issuance of  0.00  0.00  0.00  0.00  16.25  32.50  65.00  65.00  geothermal development licenses  Commercial capital mobilized for  investment in geothermal power  0.00  0.00  0.00  0.00  48.75  97.50  195.00  195.00  generation (million)  Estimated GHG emission reduction  compared to a business‐as‐usual  0.00  0.00  0.00  0.00  0.08  0.16  0.33  0.33  baseline    Intermediate Results Indicators FY    Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  Total generating capacity‐equivalent  0.00  0.00  0.00  12.00  24.00  36.00  48.00  48.00  of steam yield from all wells drilled  Average generating capacity‐ equivalent of steam yield per well  0.00  0.00  0.00  6.00  6.00  6.00  6.00  6.00  drilled  Issuance of geothermal development  0.00  0.00  0.00  0.00  1.00  2.00  4.00  4.00  licenses  Page 40 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Indicator Name  Baseline  YR1  YR2  YR3  YR4  YR5  YR6  End Target  Estimated increase in the number of  connected households for the  0.00  0.00  0.00  0.00  29102.00  58205.00  116411.00  116411.00  associated local electricity networks  Direct project beneficiaries  0.00  0.00  0.00  0.00  145510.00  291025.00  582055.00  582055.00  Delivery of Inferred Resource  Capacity Reports by Exploration  0.00  0.00  1.00  2.00  3.00  4.00  5.00  5.00  Management Team  Practice guides for safeguards  0.00  0.00  1.00  2.00  2.00  2.00  2.00  2.00  implementation  Villages located next to exploration  sites with at least one public  0.00  0.00  20.00  40.00  60.00  80.00  100.00  100.00  consultation held  Share of public consultations  0.00  50.00  50.00  50.00  50.00  50.00  50.00  50.00  segregated by gender  Female beneficiaries  0.00  0.00  0.00  0.00  50.00  50.00  50.00  50.00            Page 41 of 89 The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)   ANNEX 2: DETAILED PROJECT DESCRIPTION    COUNTRY : Indonesia   Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project       71. The  Project  Development  Objective  (PDO)  is  to  facilitate  investment  in  geothermal  power  generation  and  reduce  greenhouse  gas  emissions.  This  would  be  achieved  through  supporting  a  risk  mitigation  mechanism  for  geothermal  exploration  drilling  and  building  capacity  of  the  client  to  conduct  an efficient exploration and tendering program.    72. The  Project  has  two  components:  Component  1:  Risk  Mitigation  for  Geothermal  Exploration  Drilling  (US$98  million);  and  Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental and Social Safeguards Management  (US$6.25 million).       73. The Project organization is envisaged as follows:          74. Component 1: Risk Mitigation for Geothermal Exploration Drilling (US$98 million)    This  Component  will  support  a  program  of  activities  designed  to  support  the  Recipient’s  geothermal energy exploration drilling (“Exploration Subprojects”), through: (a) drilling of exploration and  Page 42 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) confirmation  wells;  (b)  construction  of  access  roads  and  other  associated  infrastructure  to  facilitate  the  drilling activities, at select geothermal sites; and (c) implementation of measures set forth in the Safeguard  Instruments.  a. Design Background:  Component 1 focuses on supporting government‐sponsored exploration  drilling (the riskiest part of the geothermal development process as shown in the shaded area  in  the  schematic  below)  for  prospective  license  holders.  This  approach  has  been  used  in  several  countries.   The  most  recent  parallel  is  Turkey,  where  MTA  (Turkey’s  Directorate  General of Mineral Research & Exploration) explores and drills in selected areas and auctions  off  sites  shown  to  be  feasible  for  power  production  to  private  developers. Results  are  promising:  Turkey  has  the  fastest  growing  geothermal  sector  in  the  world;  and  most  of  that  growth is based on development of fields where MTA has carried out exploration drilling, thus  greatly reducing resource risk. Other countries that have taken this approach with successful  results are the US, New Zealand and Japan.      b. Financing  and  Risk  Sharing: Funding  for  exploration  drilling  will  be  made  available  in  the  amount of US$49 million from WB/CTF with a matching contribution from PT SMI.  WB/CTF  and  PT  SMI  will  assume  the  same  risk  position  going  into  exploration  drilling.    After  the  projects  have  been  mostly  de‐risked  and  verified  to  have  attractive  resource  capacity,  they  will be moved to a pipeline for tendering.        c. Business Model and Fund Management: Each exploration drilling subproject will be financed  from  either  the  CTF,  or  the  Infrastructure  fund  for  the  Geothermal  Sector  (IFGS)  at  PT  SMI,  alternating  in  sequence.  The  first  subproject  is  financed  by  CTF;  the  second  by  IFGS,  and  so  on. Subprojects fully financed by CTF will follow WB’s fiduciary guidelines; those by IFGS will  follow government’s fiduciary guidelines.  However, subprojects financed by the government  are required to also comply with WB’s safeguards requirements as per WB policies.     i. After  exploration  drilling  is  completed  and  the  Resource  Capacity  Report  (RCR)  has  been  independently  verified,  a  Geothermal  Data  Package  will  be  prepared.  It  will  include  the  full  resource  data  on  the  site  as  well  as  long‐term  land  lease  for  future  development.  Based  on  the  RCR,  it  will  be  determined  whether  commercial  development  is  viable  and  whether  the  subproject  should  be  tendered  out.   MEMR  will hold the land title and enter into a long‐term lease arrangement with the future  developer that that has successfully obtained a license to develop the site.    Page 43 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)   ii. In case of  successful  exploration,  the  Geothermal Data Package will be  tendered out  to  prospective  developers.  The  winning  bidder  will  own  the  Geothermal  Data  Package.   In  return,  he  will  pay  for  the  full  drilling  cost  plus  the  equivalent  of  a  25%  premium11.   The  premium  is  designed  to  cover  the  cost  of  unsuccessful  exploration  and ensure sustainability of the program.  For subprojects financed by CTF, all reflow  funds  will  go  into  a  separate  revolving  fund  account  (CTF  Reflow  Account),  which  is  different  from  the  original  CTF  account,  to  finance  future  exploration  drilling.  For  subprojects financed by IFGS, funds will flow back to MOF, who will be obliged to top  up the IFGS ‐ working like a virtual revolving fund.    iii. In  case  of  unsuccessful  exploration,  or  in  case  tendering  is  unsuccessful,  the  subproject may be assigned to a state‐owned enterprise (SOE) developer12.  However,  if  no  development  takes  place,  the  Data  Package  will  be  retained  by  EBTKE.  The  resource  data for the site  will be included in the  geothermal resource database that  is currently under development.  In this case, there will be no reflow of funds into the  revolving fund account.    iv. The auctioning instruments that will be used to allocate the Data Packages will need  to  be  economically  sound.    Bidders  may  be  asked  to  compete  on  the  price  of  the  underlying asset while being offered a fixed off‐take price for the geothermal power  rather than the other way around, provided that it conforms to current regulations.    d. A schematic of the component design is presented below13:    Geothermal  Exploration Facility Resource  CTF/IFGS  proven Project  Funds Exploration  Development* Geoscience  Revolving  and Drilling No Project  Funds Resource  Development** not proven Reflows     11 An 80% success rate translates into the equivalent of a 25% premium if the facility is to be fully re-capitalized by the end of the last exploration drilling cycle. The method of auctioning will be determined by MEMR. One method is to fix the premium at a pre-set level to cover an assumed success rate. An economically efficient way would be to auction off at a fixed sale price of electricity. The full analysis is presented in Annex 5. 12 There are presently three SOE geothermal developers: PGE, Geo Dipa and PLN. 13 Smaller sub-projects may not need a production drilling phase. In case of successful exploration drilling and no need for production drilling, smaller sub-projects may be in a position to securing financing and move forward. Page 44 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) *Successful bidder pays for the Geothermal Data Package  ** Geothermal Data Package transferred to EBTKE    e. Geographic  Focus  and  Scope  of  Drilling  Activities:    Sites  will  be  selected  in  line  with  the  country’s  geothermal  development  objectives  determined  by  the  Directorate  General  of  New Energy, Renewable and Conservation Energy (EBTKE) under MEMR.  A total of 13 sites  has been proposed by MEMR. From this list, it is expected  that six sites will be included for  exploration drilling.  It is agreed with MEMR that at least half of the sites to be explored will  be in the islands of Eastern Indonesia, where geothermal power can serve to increase access  to sustainable energy.  However, GoI may also wish to demonstrate government‐sponsored  drilling  in  sites  connected  to  the  larger  power  markets  in  Sumatra  or  Java,  which  allow  development  of  plants  with  larger  capacity.  It  is  therefore  expected  that  one  or  two  of  the  six sites will be in Sumatra and connected to the major power markets.    Site  screenings  are  expected  to  be  conducted  on  a  rolling‐basis  based  on  the  suggestions  made by MEMR and it is expected that four sites will be developed as a result of the project  interventions.  For  each  site,  EMT  will  prepare  a  report  on  the  basis  of  the  following  information: (i) general details, including location, prior surveys and plans, map of location;  (ii) land denomination (e.g. conservation forest, protection forest, etc.); (iii) field concept and  summary  of  resource  estimation;  (iv)  summaries  of  geology,  geophysics,  geochemistry  surveys;  (v)  summary  of  temperature  gradient  wells;  (vi)  social  and  environmental  issues;  (vii)  existing  electricity  infrastructure  in  the  area,  including  projected  demand  and  power  supply,  transmission  and  distribution  lines;  and  (viii)  probable  type  of  development  (e.g.  flash, binary).  The share of early stage exploration to be executed by a service company on  behalf  of  GoI  (or  how  many  exploration/reinjection  wells  will  be  drilled  before  a  field  is  auctioned  off)  will  be  dependent  on  these  reports.  Feasibility  reports  will  be  updated  with  the  results  from  exploration  drilling.   If  the  defined  work  area  is  considered  feasible,  these  reports will form part of the data package for tendering the work area for exploitation.    f. Expected  Impact:  Component  1  will  deliver  drilled  wells,  which  provide  data  that  serve  as  inputs  to  investment  decisions.    Assuming  a  portfolio  of  several  smaller  subprojects  in  Eastern  Indonesia,  the  Project  is  expected  to  directly  enable  65  MW  of  new  geothermal  power  capacity,  which,  based  on  development  costs  of  about  $6  million  per  MW14,  would  imply  commercial  investments  of  about  US$390  million.  The  proposed  concept  involves  setting up a revolving mechanism through which the funds used for exploration drilling will  flow back to the facility through repayment from developers who are successful in securing  a license to develop the subproject.  Given the revolving nature of the facility, it is expected  that  funds  will  flow  back  over  three‐year  cycles  for  18  years  and  that  their  use  may  enable  260  MW  and  about  US$1.56  billion  of  new  capacity  and  investment.   For  the  full  analysis,  please see Annex 5.    75. Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental  and  Social  Safeguards Management (US$6.25 million)    a. This component will finance a program of capacity building designed to establish an efficient  and effective geothermal energy exploration and tendering program including such activities  14 ESMAP “Geothermal Handbook: Planning and Financing Power Generation” Page 45 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) as:  (i)  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys  (3G  surveys) and topographic mapping for geothermal sites; (ii) advisory support for preparation  of drilling, well completion and resource assessment reports (based on 3G surveys) as well as  for the bidding process for exploration service companies; (iii) recruitment of an exploration  management  team;  (iv)  advisory  support  for  environmental  and  social  safeguard  management  related  to  exploration  and  exploitation  of  geothermal  energy;  and  (v)  just‐in‐ time  assistance  to  MEMR,  Badan  Geologi,  and  the  Recipient  in  response  to  request  for  international expertise to deal with questions related to, inter alia, geothermal tariff‐setting,  benefit‐sharing, and data management and sharing.  Capacity building on environmental and  social safeguards management will include support to PT SMI in preparation of: (i) safeguards  instruments and monitoring procedures, (ii) terms of references (TOR) for environmental and  social  specification  for  tendering  at  exploitation  phase  for  public  and  private  developers  of  the six selected sites for exploitation, and (iii) generic guidelines for industry‐wide standards  for  safeguards  management  in  the  exploration  and  exploitation  phases  per  the  applicable  World Bank’s safeguards policies.    b. This  component will be financed  by  the  Global  Environment Facility  (GEF) grant but will also  benefit  from  a  parallel  grant  from  the  Government  of  New  Zealand  (GNZ).  The  GNZ  grant,  which  is  equivalent  to  around  US$6  million,  is  designed  to  be  complementary  to  the  development  objective  of  this  Project,  and  will  focus  on  supporting  the  GoI  on:  (i)  establishment of an effective GIS‐based database by collating and analyzing existing and new  resources  data,  potentially  to  be  housed  within  Badan  Geologi  (BG);  (ii)  methodology  for  robust  resource  and  reserve  estimation  and  reporting  protocol  to  an  internationally  acceptable  standard;  (iii)  methodology  for  prioritization  of  potential  sites  for  geothermal  development; and (iv) capacity building for EBTKE and PT SMI for tendering and executing an  exploration program.     c. The  technical  support  and  capacity  building  will  include  the  building  up  of  an  Exploration  Management  Team  (EMT)  within  PT  SMI.  The  Team  will  consist  of  experts  coordinated  by  a  geothermal  consultancy  company.  Specifically,  the  EMT  will  provide  technical  assistance  to  the  government‐sponsored  exploration  drilling  program,  including  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys  (3G  surveys)  and  topographic  mapping  for  candidate  sites.    Support  will  also  be  made  available  for  the  preparation  of  drilling,  well  completion  and  resource  assessment  reports  (based  on  3G  surveys),  as  well  as  for  the  bidding  process  for  exploration  drilling  services.    Capacity  building  plans  will  also  benefit  the  Geothermal  Directorate  and  Badan  Geologi.  Using  the  GNZ  grant  a  consulting  company has already been recruited to  provide experts that will fill various roles in the  EMT  during  the  first  three  years  of  the  Project.  The  GEF  grant  will  finance  an  in‐house  PT  SMI  Exploration Project Manager (EPM) throughout the Project lifetime as well as EMT experts for  the last 2.5 years of the project and most of the short‐term specialist support for the EMT.    d. Furthermore,  GEF  resources  will  fund  the  preparation  of  Industry  Sector  practice  guides  for  safeguards instruments (Environmental and Social Impact Assessment (ESIA), Environmental  and Social Management Plan (ESMP), Indigenous Peoples Plan (IPP), and Land Acquisition and  Resettlement  Action  Plan  (LARAP),  as  well  as  just‐in‐time  assistance  for  MEMR,  Badan  Geologi, and PT SMI in response to request for international expertise to deal with questions  Page 46 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) related  to,  inter  alia,  geothermal  tariff‐setting,  benefit‐sharing,  and  data  management  and  sharing.    e. The following table provides a detailed breakdown of the GEF‐financed activities and related  estimated budget:    Activity  Estimated  Budget  Exploration  Project  Manager  (EPM)  and  Exploration  Management  Team  (EMT).  EMT  5,450,000 includes:   (1)  geological,  geochemical  and  geophysical  surveys  (3G  surveys),  topographic  mapping for candidate sites and drilling preparation;  (2) well completion and resource assessment reports;  (3) drilling management; and   (4) support bidding process for exploration service companies  Support  with  preparation  of  practice  guides  for  subproject‐specific  ESIA,  ESMP,  IPP,  200,000 and  LARAP,  and  just‐in‐time  assistance  in  request  for  international  expertise  for  relevant regulatory issues such as tariff‐setting,  benefit‐sharing, and data sharing and  management  Implementing agency administrative costs, including incremental costs for the PMU  600,000 Total  6,250,000   76. Government  investment  in  exploration  drilling  has  played  a  critical  role  for  geothermal  development worldwide.  Taking full advantage of Indonesia’s vast resource potential would require post‐ exploration,  resource  risk  mitigation  support.   The  post‐exploration  drilling  phase  of  the  geothermal  development  process  (known  as  production  drilling)  requires  significant  investments.   To  support  this  phase,  WB  may  consider  a  tentative  US$300  million  IBRD  loan  for  mid‐stream  development  (i.e.  steam‐ field drilling), with the aim of firming up resource levels prior to Steam‐Above‐Ground‐System (SAGS) and  power plant development – where greater private participation is likely. Page 47 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 3: IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS    COUNTRY : Indonesia   Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project    Project Institutional and Implementation Arrangements  Project administration mechanisms    77. The  key  government  agencies  engaged  with  the  Project’s  CTF/GEF  support  (Component  1:  Risk  Mitigation  for  Geothermal  Exploration  Drilling  and  Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration and Environmental and Social Safeguards Management) are:    a. Ministry of Finance (MOF), which will exercise an overall oversight function over PT SMI;     b. PT SMI, a company that supports the implementation of GoI’s infrastructure development agenda  through  partnerships  with  private  and  multilateral  financial  institutions,  has  been  identified  as  the implementing agency for the proposed Project.      With 100% ownership by MoF, PT SMI is expected to transform into an Indonesian development  bank  and  is  seen  as  the  GoI’s  key  effort  in  creating  a  more  open  and  transparent  investment  regime  and  better  institutions  for  infrastructure  finance.    Under  a  set  of  enabling  regulatory  mandates,  PT  SMI  has  plans  to  strengthen  corporate  governance,  partnership  schemes  and  investor  base  to  become  the  facilitator  and  financier  for  infrastructure  crucial  for  Indonesia’s  continued growth.      Within  this  context,  PT  SMI  has  been  designated  as  the  Fund  Manager  for  the  government’s  Infrastructure Fund for the Geothermal Sector (IFGS) and the recipient of about IDR 3.1 trillion or  US$225  million,  which  will  be  used  to  support  geothermal  exploration  through  government‐ sponsored,  pre‐license  drilling.  WB  will  provide  PT  SMI  with  investment  and  TA  support  for  government‐sponsored drilling.     In its role as IA, PT SMI will be supported by an Exploration Management Team (EMT) to carry out  its role of overseeing all geoscience investigations, interpreting those investigations, deciding on  the  most  appropriate  exploration  strategy,  preparing  targets  and  well  prognoses,  preparing  specifications  for  the  drilling  contracts,  assisting  in  establishing  service  contracts  for  drilling,  testing the wells and preparing code‐compliant reservoir capacity reports for use when tendering  or otherwise awarding the concessions;    c. Ministry  of  Energy  and  Mineral  Resources  (MEMR),  which  will  play  an  important  role  in  overall  geothermal development coordination;    d. Badan  Geologi  (BG),  Indonesia’s  Geological  Agency,  which  is  expected  to  facilitate  project  implementation by providing inputs to the Inferred Resource Capacity Report, which will be based  on data sourced from 3G surveys and topographic mapping carried out in‐house or by third‐party  service companies;    Page 48 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) e. Directorate  General  of  New  Energy,  Renewable  and  Conservation  Energy  (EBTKE),  which,  under  MEMR, will be responsible for setting principles for site selection to be included in the scheme, as  well as tendering and award of the concessions to the winning bidders; and    f. PLN,  the  state  power  company  which  has  the  monopoly  on  electricity  distribution  in  Indonesia  and is expected to provide Power Purchase Agreements (PPAs) to the winning bidders, as long as  winning bids are below a preset ceiling price.    78. A  visual  representation  of  the  sequencing  of  key  actions  under  the  proposed  Project’s  CTF/GEF  support  (Component  1:  Risk  Mitigation  for  Geothermal  Exploration  Drilling  and  Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental  and  Social  Safeguards  Management)  is  provided  below.        Financial Management, Disbursements and Procurement    1. Financial Management    79. The  financial  management  risk  is  assessed  as  being  Substantial  before  mitigation  and  Moderate  after  mitigation.  It  was  identified  that  the  main  risk  of  the  project  currently  relates  to  the  insufficient  experience  of  PT  SMI  in  financing  exploration  drilling  subprojects  and  the  fact  that  Ministry  of  Finance  regulation  (PMK)  to  facilitate  the  implementation  of  the  project  is  yet  to  be  issued.    To  mitigate  the  associated  risk,  PT  SMI  has:  (i)  worked  closely  with  MoF  on  the  PMK;  and  (ii)  prepared  GEUDP  Project  Implementation  Manual  (PIM)  covering  organization  structure,  verification  mechanism,  reporting  /  Page 49 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) accountability mechanism, preparation of interim financial reports and subproject supervision, fund flow  mechanism, disbursement arrangement, and audit arrangement.       2. Disbursements and Flow of Funds    80. The  applicable  disbursement  methods  are  Advance,  Direct  Payment,  Special  Commitment  and  Reimbursement.   Two  Designated  Accounts  (DAs)  denominated  in  US  dollars  (one  for  CTF  and  one  for  GEF)  will  be  opened  in  government‐owned  or  commercial  bank  acceptable  to  the  Bank  under  the  name  of  PT  SMI.  These  DAs  will  be  a  segregated  account  with  fluctuated  ceiling.  These  DAs  will  be  used  for  financing eligible expenditures of the Project. Disbursement arrangement for the Project will be reflected  in  the  Project  Implementation  Manual  and  agreed  with  the  Bank.  Applications  for  the  replenishment  of  the DA advance may be submitted through quarterly IFR, which consist of: (i) DAs Activity Statement; (ii)  Statement of Expenditures under Bank’s prior review and non‐prior review; (iii) Project Cash Forecast for  6 months period; and (iv) Project Sources and Uses of Funds.     81. When PT SMI receives a payment request from the exploration contractors, payment will be made  from  CTF  account.  When  payment  request  received  from  consultant,  payment  will  be  made  from  GEF  account.  Two options are available for PT SMI:   i. PT SMI may use the advance method, the flow of funds is as follows:  a) Designated Accounts (DAs) will be opened under the name of PT SMI;   b) PT SMI submits a request for an advance to the Bank;   c) The Bank will transfer initial deposit (advance) to DA based on request (using IFR format  which include projection of project needs for the 6 months’ period);  d) PT SMI make payment to contractor and consultant; and   e) Additional  transfer  can  be  made  based  on  request  (using  IFR  format  which  include  projection of project needs for the 6 months’ period).  ii. PT SMI may opt for the pre‐financing method, where instead of transferring the funds to the  DA, the Bank transfers the funds to PT SMI’s account as reimbursement for the pre‐financing  amount.  82. The  flow  of  funds  arrangement  will  be  described  more  details  in  the  Project  Implementation  Manual.   Allocation  of  proceeds  of  both  CTF  and  GEF  Grant  is  in  the  table  below.   Eligible  expenditures  will  be  financed  by  CTF  and  GEF  grants  at  100%,  inclusive  of  taxes.    Financing  for  expenditures  under  Component  1  will  alternate  between  CTF  financing  and  counterpart  funds,  i.e.  exploration  drilling  expenditures  for  an  identified  well  will  be  financed  at  100%  by  either  CTF  grants  or  the  Project’s  counterpart  funds.    Retroactive  financing  up  to  US$1,000,000  will  be  provided  for  Component  2  for  payments made against expenditures on or after June 1, 2016, provided that relevant Bank procurement  guidelines are followed.    Page 50 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Category  Amount of the CTF  Amount of the GEF  Percentage of  Grant Allocated  Grant Allocated  Expenditures to be  (expressed in US$)  (expressed in US$)  Financed (inclusive  of Taxes)  (1) Goods, works, operating  49,000,000    100%  costs, land acquisition,  non‐consulting services,  and consultants’ services  under Component 1 of  the Project  (2) Goods, operating costs,    6,250,000  100%  non‐consulting services,  and consultants’ services  under Component 2 of  the Project  Total Amount  49,000,000  6,250,000      3. Procurement    83. Component  1 ‐  Risk  Mitigation  for  Geothermal  Exploration  Drilling  (US$98  million)  –  envisages  procurement of drilling contracts, associated infrastructure and goods for each of the exploration project  site.  Each subproject will be financed from either the CTF, or the Infrastructure Fund for the Geothermal  Sector (IFGS) at PT SMI, alternating in sequence.  The business model envisages the first subproject to be  wholly financed by CTF; the second to be wholly financed by IFGS, and so on.     84. Component  2  ‐  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental  and  Social  Safeguards Management (US$6.25 million) – is largely focused on the selection of a firm to provide EMT  services  for  management  of:  (1)  geological,  geochemical  and  geophysical  surveys  (3G  surveys),  topographic  mapping  for  candidate  sites  and  drilling  preparation;  (2)  well  completion  and  resource  assessment reports; (3) drilling management; and (4) support the bidding process for exploration service  companies.    The  EMT  services  will  be  provided  by  a  consulting  firm  to  avoid  complexity  in  managing  several small individual consultancies.      85. For  contracts  financed  by  CTF  (US$49  million)  under  Component  1,  the  procurement  shall  be  carried  out  in  accordance  to  Guidelines:  Procurement  of  Goods,  Works,  and  Non‐Consulting  Services  under  IBRD  Loans  and  IDA  Credits  &  Grants,  January  2011,  revised  in  July  2014.   For  contracts  financed  through  GoI’s  own  financing  (US$49  million)  under  Component  1,  procurement  will  be  carried  out  following the pertinent GoI/PT SMI’s procurement regulations. Selection of consultants under Component  2 will be carried out as per Guidelines: Selection and Employment of Consultants under IBRD Loans & IDA  Credits & Grants by World Bank Borrowers, January 2011, revised in July 2014.     86. Procurement  Capacity  Assessment  of  PT  SMI:  The  Bank  team  has  carried  out  an  assessment  of  procurement capacity of the implementing agency PT SMI. To date, PT SMI has procured only small value  consultancies.  PT SMI has no experience in drilling contracts, and procurement of civil works, goods and  large consultancies.  PT SMI is in the process of preparing procurement regulations that will include such  Page 51 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) contract  types.  While  PT  SMI  is  an  SOE  and  not  obliged  to  follow  national  procurement  regulations  (Perpres  54  or  its  amendments),  PT  SMI  is  expected  to  develop  its  procurement  regulations  based  on  Perpres  54.  While  PT  SMI  will  be  supported  by  number  of  consultants,  it  is  important  that  PT  SMI  hires  permanent experienced staff in relevant disciplines, including procurement and contract management for  managing the consulting and drilling contracts.    87. Following two sets of procurement regulations for drilling contracts under CTF and GoI’s funding  is expected  to add to  the  overall complexity of the proposed Project.  A Project Implementation  Manual  (PIM) has been prepared and included the applicable procurement procedures to guide PT SMI in carrying  out  its  functions.  In  order  to  provide  clarity  and  avoid  different  interpretations  during  project  implementation,  the  PIM  specifies  that  Bank’s  Procurement  and  Consultants  Guidelines  will  take  precedence  over  Perpres  54  (and  its  amendments)  and/or  with  PT  SMI  regulations  for  the  procurement  under CTF and GEF financing.     88. Procurement  Risk  Assessment  and  Mitigation.  The  risk  profile  of  geothermal  drilling  is  in  many  respects  similar  to  oil  and  gas  drilling.  As  there  is  a  high  degree  of  uncertainty  about  any  underground  operation, especially during the exploration stage, there is a high degree of risk with profound impact on  the pricing structure.  A key risk mitigation principle is that risks should be allocated to the party best able  to  handle  them.  As  a  consequence,  underground  risks  in  geothermal  exploration  are  usually  carried  by  the Owner.  If responsibility – and therefore risk – is passed on to a Contractor by an Owner, the Owner’s  level of risk is diminished, and so is his control.  The Contractor will accordingly cover the cost of that risk  in his pricing structure (which is usually a series of fixed prices), irrespective of whether the risk eventuates  or not.     89. A  significant  majority  of  all  geothermal  drilling  projects  executed  to  date  have  utilized  separate  contracts  between  the  Owner  and  individual  service  contractors,  each  taking  instruction  and  direction  from  the  Owner’s  Site  Representative  and  Supervisors.  This  has  proven  to  be  the  most  successful  and  economic  contracting  structure,  allowing  optimum  supervision,  control  and  management  of  risk,  while  eliminating conflict of interests. However, it requires a high level of expertise and experience on the part  of  the  Owner’s  project  technical  and  management  team,  and  places  high  levels  of  responsibility  upon  them.  This  is  especially  significant  for  geothermal  exploration  drilling,  which  is  obviously  high  risk,  with  only nominal information available on conditions that will be encountered downhole as drilling proceeds.  For an inexperienced Owner like PT SMI, the additional cost of passing the all or some of the risks to the  Contractor may therefore be acceptable in order to simplify the procurement and contract management  load, with its own associated risks.     90. Integrated  Project  Management  (IPM),  similar  to  turnkey  contracting  in  construction,  is  not  uncommon  in  oil  and  gas  drilling.  This  method  would  be  one  way  for  PT  SMI  to  deal  with  its  lack  of  on‐ hand  technical  expertise.  However,  this  method  of  contracting  has  rarely  been  attempted  in  the  geothermal industry, and to date all attempts have been unsuccessful. Furthermore, with only 3‐4 drilling  operators world‐wide capable and willing to offer IPM for geothermal drilling, it is doubtful whether truly  competitive contracting will be possible.     91. As  an  alternative  to  IPM,  the  best  option  is  for  PT  SMI  to  work  with  semi‐integrated  geothermal  service  contracts,  where  service  providers  under  the  integration  umbrella  must  be  contractually  able  to  report to and take instruction from the Owner’s Site Representative, in addition to reporting internally to  the  lead  contractor  of  the  group.  This  method  has  been  used  successfully  on  numerous  occasions  for  Page 52 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) geothermal  drilling.  The  primary  difference  between  this  type  of  contract  and  the  IPM  model,  is  that  project  operational  management,  engineering  design  and  specification  and  technical  supervision  is  retained and provided by the Owner’s Representative.     92. At the time of establishing and negotiating a lead services contract with a number of service sub‐ contracts, it will be important that clauses are incorporated providing for Owner’s approval of the scope  and qualification of each of the selected service sub‐contractors, and for the ability for each of the service  sub‐contractors  to  report  directly  to  and  receive  instruction  from  the  Owner’s  Site  Representative,  as  mentioned  above.  With  these  contractual  provisos  in  place,  the  Owner  retains  overall  managerial  and  technical  control  of  the  project,  without  the  burden  of  administering  the  large  number  of  contracts  as  indicated in  model with separate  contracts. However, there will inevitably  be  an economic  downside, as  there  will  always  be  the  administrative  cost  margin  and  the  cost  of  risk  margin  levied  by  the  lead  contractor.     93. The  semi‐integrated  service  contracts  model  does  not  obviate  the  requirement  for  PT  SMI  to  maintain  access  to  a  highly  competent  and  experienced  project  technical  and  management  team  with  authority to make rapid and sound decisions. This role will be played by the EMT.    94. PT SMI will receive technical support from the Bank in developing its procurement regulations to  incorporate  best  practices  to  meet  PT  SMI's  particular  needs  and  achieve  value  for  money  through  efficient  and  transparent  procurement  processes.  This  will  enable  consistency  and  harmonization  of  procurement  procedures  under  different  components  of  the  Project  regardless  of  source  of  financing.   The Bank team will work closely with PT SMI in accelerating the selection of subproject locations, including  carrying out the relevant studies in a timely manner to facilitate start of the procurement process for each  subproject location.     95. The technical team consisting of the EMT and an Exploration Project Manager (EPM) will conduct  a workshop at an early stage to introduce both PT SMI staff to the details of the procurement process and  the contract forms that will be adopted.  The EPM will facilitate on‐the‐job training provided by the EMT  for  PT  SMI  staff  to  enable  them  to  eventually  manage  the  procurement  processes  and  the  subsequent  contract management with confidence.  Topics that will be included in the workshop will include:   Understanding  the  drilling  process;  objectives  of  the  drilling,  geological  conditions,  well  structure  and  configuration,  equipment  and  services  required  to  construct  the  well,  materials  used  for  the  well  and  for  the  drilling  process,  different  types  of  well  and  drilling  that  might  be  used  for  exploration purposes, understanding the specialist words;   Drilling  infrastructure  requirements:  well  pads,  access  roads,  water  supply,  lay‐down  areas,  office  and accommodation requirements;   Well completion and testing; what happens, equipment required, time frame;   Drilling management on site: who does  what, who is in management control, what happens  when  things go wrong, downhole equipment losses, health, safety and the environment;   Procurement  options:  materials  and  services,  packaging  of  services  etc,  time‐based  services  and  possible  alternatives,  contract  formats  (with  particular  reference  to  World  Bank  standard  form  contracts), special considerations for long‐lead items including procurement to inventory;   Procurement  processes:  the  tender  package,  tendering  activities  including  clarification  meetings  and  site  visits,  tender  evaluation,  contract  negotiations  and  pre‐award  activities  (equipment  inspection etc), timing of activities; and  Page 53 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)  Contract administration: checking and certification of daily tickets, mobilization and demobilization,  rig moves, rig release, invoice review and approval.    96. Procurement risk is currently assessed as “Substantial”. The Bank procurement staff has provided  hands‐on support to PT SMI staff for selection of a consultant for an ESIA during project preparation and  will  provide  need‐based  training  and  hands‐on  implementation  support  to  assist  PT  SMI  in  carrying  out  the procurement in compliance with the Procurement guidelines.     97. Retroactive Financing: PT SMI has completed the selection of an Environmental and Social Impact  Assessment  (ESIA)  consultant  for  the  first  subproject  and  the  contract  was  signed  in  October  2016  with  the  contract  value  of  around  US$100,000.  The  selection  process  followed  Bank’s  Consultants  Guidelines  and was prior‐reviewed by the Bank. This contract may qualify for retroactive financing. In addition, some  small value consultancies may also be procured for retroactive financing.    4. Environmental and Social  98. PT  SMI,  as  the  implementing  agency,  is  responsible  for  the  implementation  of  safeguards  measures.  They will develop a Safeguards Team in the PMU, and in the Site Management Team.  PT SMI’s  Environmental Social Safeguard and Business Continuity Management (ESS&BCM) Division will provide in‐ house  safeguards  support.   The  PMU  Safeguards  Team  will  have  specific  tasks:  (1)  coordinate  with  the  EMT project managers to ensure that the safeguards aspects are integrated into the subproject cycle and  the feasibility, design and drilling phases; (2) assist MEMR in screening the environmental and social risks  and  issues  and  delineate  land  requirements  during  site  selection  and  pre‐feasibility  with  the  help  of  safeguards  consultants  where  necessary;  (3)  recruit  safeguards  consultants  to  prepare  subprojects’  LARAP,  IPP,  ESIA  and  ESMP;  (4)  assist  MEMR  in:  (i)  reviewing  and  providing  comment  on  the  safeguards  instruments  before  World  Bank  clearances;  (ii)  reviewing  and  commenting  on  draft  bidding  documents  and  contract  agreements  with  drilling  contractors  to  ensure  the  ESMP  is  included;  (iii)  leading  the  stakeholder  engagement  and  community  consultations  in  partnership  with  the  safeguards  consultants  and the local government; (iv) implementing the IPP; (v) managing the Grievance Redress Mechanism on  behalf  of  the  project;  (vi)  receiving  regular  reports  from  the  Site  Management  Team  Safeguards  Team  supervising  the  Contractors;  (vii)  supervising  the  LARAP  implementation;  and  (5)  prepare  reports  to  the  World Bank.     99. The  Site  Management  Team  will  be  responsible  for:  1)  the  overall  coordination  of  stakeholder  engagement and safeguards tasks during operations on the ground; 2) supervision of the implementation  of the ESMP by the drilling contractor and following up on non‐conformances, incidents and other issues;  and 3) reporting to the PMU regarding safeguards implementation.     100. Drilling  contractors  will  be  required  to  comply  with  the  ESMP  by  preparing  and  implementing  a  Contractor’s ESMP, which details the specific methods, processes and resources that will be used to meet  the requirements of the ESMP.      5. Monitoring & Evaluation   101.  On monitoring and evaluation (M&E) capacity, PT SMI is experienced with the implementation of  the  WB  Indonesia  Infrastructure  Finance  Facility  (P092218),  engaged  with  other  projects  (Indonesia  Infrastructure Finance Facility – Additional Financing (P154779) and Regional Infrastructure Development  Page 54 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Fund  (P154947))  and  well‐versed  with  M&E  procedures.   Through  a  PMU,  PT  SMI  as  the  implementing  agency  will  monitor  the  overall  project  implementation  against  the  performance  indicators  listed  in  the  ‘PDO  Level  Results  Indicators’  section  and  detailed  in  Annex  1.    They  will  also  monitor  contractors’  performance with the support from the EMT.  Data and statistics on actual project outputs and outcomes  will  be  gathered,  analyzed,  and  included  in  the  quarterly  progress  reports  to  be  submitted  to  the  Bank.   These  efforts  on  monitoring  progress  towards  the  achievement  of  the  PDO  will  be  complemented  by  Implementation Status and Results Reports (ISRs).    6. Role of Partners (if applicable)    102. WB’s partners in this initiative will be the Government of New Zealand and the Japan International  Cooperation Agency (JICA).  The support from the Government of New Zealand is cast within their broader  geothermal  development‐focused  technical  assistance  program  to  MEMR  and  Badan  Geologi,  and  will  include co‐funding alongside GEF for an EMT to support PT SMI in managing exploration drilling contracts.   JICA  provides parallel TA support to MoF/PT SMI on  business  models for  utilizing  public funds dedicated  to  geothermal  development  at  PT  SMI.   WB  and  JICA  are  closely  collaborating  on  this  engagement,  and  the proposed Project is fully aligned with JICA’s recommendations.    Page 55 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 4: PROCUREMENT PLAN    COUNTRY : Indonesia   Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project    A. General    103. The  project  will  include  two  components:  1)  Risk  Mitigation  for  Geothermal  Exploration  Drilling,  and 2) Technical Assistance and Capacity Building.  The activity under Component 1 involves setting up a  revolving  mechanism  for  government‐sponsored  exploration  drilling.  Funding  for  infrastructure  development  and  exploration  drilling  is  expected  from  US$  49  million  CTF  grant  with  a  matching  contribution  from  MOF/PT.SMI.   Component 2 will be financed  by  US$ 6.25  million Global Environment  Facility (GEF) grant.  GEF funding will focus on building the local capacity for geothermal development by  providing the resources needed to establish an efficient and effective exploration and tendering program.   Specifically,  this  Component  will  provide  technical  assistance  to  the  government‐sponsored  drilling  program,  including  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys  (3G  surveys),  topographic  mapping  and  safeguards  due  diligence  for  candidate  sites.    Support  will  be  also  made  available  for  the  preparation  of  drilling,  well  completion  and  resource  assessment  reports  as  well  as for the bidding process for exploration service companies.    1. Key Project information    a. Financing Sources: Grants from Clean  Technology  Fund  (CTF) and  Global  Environment Facility  (GEF), through the International Bank for Reconstruction and Development (IBRD).    b. Project Implementing Agency: PT. Sarana Multi Infrastruktur (Persero)    2. Bank’s Approval Date of the Procurement Plan: [Original:        Revision:   ]    3. Period Covered by this Procurement Plan: October 2016 – October 2018      B. Goods and Works and Non‐Consulting Services    1. Procurement  Method  and  Prior  Review  Threshold:  Procurement  methods  and  the  Procurement  Decisions  subject  to  Prior  Review  by  the  Bank  as  stated  in  Appendix  1  to  the  Guidelines  for  Procurement:           Page 56 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Procurement Method Thresholds (US$)  Remarks   Prior Review    Thresholds  (US$)  ICB  NCB  Shopping    First NCB contract  Goods, IT  1,000,000  ≥2,000,000  <2,000,000  <100,000  irrespective of value will  System  also be subject to prior  review   First NCB contract  Supply &  2,000,000  ≥5,000,000  <5,000,000  N.A  irrespective of value will  Installation  also be subject to prior  review   First NCB contract  Works  5,000,000  ≥25,000,000  <25,000,000  <200,000  irrespective of value will  also be subject to prior  review.  Non  First NCB contract  consulting  1,000,000  ≥10, 000,000  <10,000,000   <100,000  irrespective of value will  Services  also be subject to prior  review.     2. Reference to (if any) Project Operational/Procurement Manual:  Project Implementation Manual    Page 57 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 2. Procurement Packages with Methods and Time Schedule    Pre‐ Estimated  Domestic  Review by  Expected  Ref.  Contract  Procurement  qualificatio Cost  Preference  Bank  Bid Opening  Comments  No.  (Description)  Method  n   (US$ 000)  (yes/no)  (Prior/Post)  Date  (yes/no)  A  WORKS                Civil Works (Site Preparation, Well  Pads, Roading Water Supply and  CW‐1  Related Infrastructure, plus General  6,000  NCB  No  No  Prior  Sep 2017    Contracting Services) for First  Project  Civil Works (Site Preparation, Well  Pads, Roading Water Supply and  CW‐2  Related Infrastructure, plus General  6,000  NCB  No  No  Prior  Mar 2018    Contracting Services) for Second  Project  Semi‐Integrated Drilling Services  16,000  (Casings, Cementing, Drilling Muds,  (probably in  SI‐3  ICB  No  No  Prior  Mar 2018    Rigs, Drilling and Well Completion)  multiple  for First Project  contracts)  Semi‐Integrated Drilling Services  16,000  (Casings, Cementing, Drilling Muds,  (probably in  SI‐4  ICB  No  No  Prior  Jun 2018    Rigs, Drilling and Well Completion)  multiple  for Second Project  contracts)  B  GOODS                Long Lead Materials for First  G‐1  1,000  NCB  No  No  Post  Jun 2017    Project  Geothermal Data Management  IT‐1  200  NCB  No  No  Post  Sep 2017    System (IT)  Page 58 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) C. Selection of Consultants    1. Method of Section and Prior Review Threshold: Selection decisions subject to Prior Review by  Bank as stated in Appendix 1 to the Guidelines Selection and Employment of Consultants:    Firm /  No  Selection Method  Prior Review Threshold  Comments  Individual  QCBS (Default)  LCS, QBS and FBS methods of  1.  Firms   CQS < US$ 300,000  US$ 300,000  selection, if required, will be    subject to Bank’s prior review  Subject to the requirement of para  2   Firms  Single Source  > US$ 50,000  3.9 through 3.12 of Guidelines   Only Procurement Specialist  Individual  (comparison of three  TORs & Shortlists are subject to  3.  and Legal expert subject to  Consultants   CVs)  prior review  prior review  Individual  Subject to the requirement of para  4.  Single source  > US$ 50,000  Consultants   5.4 of Guidelines    2. Short  List  Comprising  Entirely  of  National  Consultants:  Short  list  of  consultants  for  services,  estimated  to  cost  less  than  $400,000  equivalent  per  contract,  may  comprise  entirely  of  national  consultants in accordance with the provisions of paragraph 2.7 of the Consultant Guidelines.    3. Any Other Special Selection Arrangements: Retroactive financing is requested for the following  consulting services as long as they follow the World Bank Procurement Guidelines:   a. Environmental and Social Impact Assessment studies conducted by the consultant.  b. Additional geoscience surveys.    4. Consultancy Assignments with Selection Methods and Time Schedule  Prior  Date Expected  Estimated Cost  Procurement  No  Description  /  Proposal  Comments  (US$ Thousand)  Method  Post  Submission  A  FIRM CONSULTANT            1  Environmental & Social  Impact Assessment (ESIA)  100  CQS  Prior  Aug 2016    Study for First Project  2  Environmental & Social  Impact Assessment (ESIA)  400  CQS  Post  May 2017    Study for Second Project  3  Environmental & Social    Impact Assessment (ESIA)  400  CQS  Post  Sep 2017    Study Third Project  Environmental & Social    4  Impact Assessment (ESIA)  400  CQS  Post  Mar 2018    Study for Forth Project  Page 59 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) (drilling financed by  government funds)  Geoscience Laboratory  5  50  CQS  Post  Mar 2017    Services Second Project  To be  confirmed  Geoscience Laboratory  6  50  CQS  Post  Jun 2017  when the  Services for Third Project  project is  known.  To be  confirmed  Geoscience Laboratory  7  50  CQS  Post  Dec 2017  when the  Services for Fourth Project  project is  known.  To be  Magnetotellurics (MT) Field  confirmed  Survey (including data  8  200  CQS  Post  Aug 2017  when the  processing) for Second  project is  Project   known.  To be  Magnetotellurics (MT) Field  confirmed  9  Survey (including data  200  CQS  Post  Aug 2017  when the  processing) for Third Project  project is  known.  To be  Magnetotellurics (MT) Field  confirmed  10  Survey (including data  200  CQS  Post  Feb 2018  when the  processing) for Fourth Project  project is  known.  B  INDIVIDUAL            1  Exploration Project Manager  200  SS  Prior  May 2017    Safeguards Consultant for  good practice guides for  Competitive  2  50  Post  Jun 2017    exploitation‐phase  selection  safeguards management    Page 60 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 5: ECONOMIC AND FINANCIAL ANALYSIS    Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project     104. This Annex comprises two parts, an economic analysis to assess the economic viability of a given  geothermal  site;  and  a  financial  analysis  to  (i)  demonstrate  how  a  government‐sponsored  exploration  drilling  scheme  helps  reduce  the  barrier‐to‐entry  to  the  geothermal  sector  in  Indonesia,  and  (ii)  test  the  sustainability of the proposed revolving facility.   Economic Analysis    105. The  exact  capacity  of  the  geothermal  plants  that  will  be  developed  following  the  exploration  drilling  is  not  yet  known.   For  the  sake  of  this  analysis,  two  hypothetical  sites  in  Eastern  Indonesia  were  analyzed: (i) a relatively large site with a resource potential of 55 MW; and (ii) a relatively small site with  a  resource  potential  of  10  MW.   The  varied  size  of  the  hypothetical  plants  will  help  assess  the  impact  of  site  scale  on  the  economic  and  financial  viability  of  geothermal  development  and  the  government‐ sponsored  exploration  drilling  scheme.  The  large  site  is  assumed  to  be  on  a  bigger  island  with  a  considerable existing load and relatively high connection rate of consumers. The small site is assumed to  be on one of the many small‐to medium sized islands in Eastern Indonesia with a moderate existing load  and low connection rate.  106. A benefit‐cost analysis was carried out, on a site‐by‐site basis, to assess the economic viability of  each geothermal development selected for government‐sponsored exploration drilling under the Project  scheme, taking into account the global environmental benefit of avoided greenhouse gas (GHG) emissions  from geothermal‐based generation vis‐à‐vis a comparable thermal power development. The analysis was  carried out over a 30‐year lifetime of a geothermal development, exclusive of the construction period, at  an economic opportunity cost of 6.0%.15  The social cost of carbon is assumed to follow a curve proposed  by  The  Guidance  Note  on  Social  Value  of  Carbon  (2014)16  increasing  from  US$32  per  ton  of  CO2  in  2017  to US$82 ton of CO2 in 2052, or a weighted average of US$48.13 per ton of CO2 in the period of 2017‐52  at the social discount rate of 6.0%.    Cost‐benefit analysis17   107. The  economic  cost  estimates  were  derived  based  on  known  or  inferred  relationships  between  costs  and  technical  characteristics  of  geothermal  projects,  excluding  taxes  and  duties.  Investment  costs  of  geothermal  development  are  determined  by  the  following  factors:  (i)  size  of  the  development  (MW)  determined by both resources availability and demand; (ii)  the enthalpy and depth of  the resources; (iii)  difficulty of access to the concession area; and (iv) cost and efficiency of project management.    108. In terms of composition, geothermal development comprises four types of costs: (i) drilling costs,  a  function  of  the  number  wells  and  the  cost  of  each  well;  (ii)  infrastructure  costs  for  construction  roads,  well  pads  and  other  infrastructure  facilities;  (iii)  equipment  costs,  including  power  plant  and  steam  field  above ground systems (SAGS); and (iv) project management costs.   15 Source: Discounting Costs and Benefits in Economic Analysis of World Bank Projects, OPSPQ, 2016 16 Source: The Guidance Note on Social Value of Carbon (2014) 17 Data from this section are from the team’s own estimates Page 61 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 109. Drilling cost is a function of the following factors: (i) well productivity; (ii) success rate of drilling;  (iii) well depth, and (iv) prevailing services and material cost.    Well productivity, in turn, depends largely  on the enthalpy of the resources and well permeability (i.e. the ease with which fluids flow into the well).   110. Three  enthalpy  scenarios  were  assumed  in  the  analysis:  (i)  low  enthalpy,  i.e.,  low  temperature  between  180°C  and  230°C;  (ii)  medium  enthalpy  with  temperature  above  230°C  but  relatively  low  pressure18;  and  (iii)  high  enthalpy  with  both  high  temperature  and  high  pressure.  Resource  enthalpy  is  also  a  key  determinant  of  the  reinjection‐to‐production  well  ratio.   Lower  enthalpy  resources  generally  require  a  higher  reinjection‐to‐production  well  ratio.    Estimates  of  resource  temperature  and  other  parameters  were  made  based  on  interpretations  of  previous  geothermal  developments  in  Indonesia.  Below  is  a  summary  of  the  well  productivity  and  reinjection‐to‐production  well  ratio  assumptions  under  each enthalpy scenario.    Table 1 ‐ Well Assumptions    Well Productivity  Reinjection‐to‐Production   Enthalpy   (MW/well) Well Ratio   High   10.0  15%  Medium   7.0  33%  Low   5.0  90%    111. Drilling  cost  per  well  was  assumed  at  $6.0  million  for  a  7”  x  2,500  meter  deep  production  well,  $8.25 million for a 9‐5/8” x 2,500 production well, and $5.5 million for a 7” x 2,000 meter reinjection well.   Success rate19 of drilling improves along the phases of the geothermal development from around 60% in  the exploration phase to 75% for delineation and production drilling.   112. The  base  case  scenario  assumes  medium  enthalpy  for  both  fields.  It  was  further  assumed  three  wells will be  drilled at the  exploration phase.  Thus,  the  total number of wells to be drilled based on the  above assumptions are estimated and summarized below.  Table 2 – Number of Wells to be Drilled    Development 1 ‐ 55 MW  Development 2 ‐ 10 MW    Base case  Base case  Enthalpy  Low  Medium  High  Low  Medium  High  Productivity (MW per well)  5.0  7.0  10.0  5.0  7.0  10.0  Number of wells              Exploration wells  3  3  3  3  3  3  Delineation and production  9  7  5  1  ‐  ‐  Reinjection  9  3  1  1  ‐  ‐   Total  21  13  9  5  3  3    113. Infrastructure Costs are driven primarily by the difficulty in site access.  The analysis laid out three  scenarios: (i) easy access with initial access road length ranging between 0 and 7.5 km from existing public  access  road;  (ii)  medium  with  initial  access  road  between  7.5  km  and  20  km;  and  (iii)  difficult  with  initial  access road longer than 20 km. All well pads are assumed to require 2  km additional road.  Initial access  road cost was assumed at $0.5 million per km for easy and medium access scenarios, $0.75 million per km  18 Defined as less than 10% excess enthalpy compared to reservoir temperature when measured in a discharging well with at least 5 barg WHP, a definition agreed with MEMR albeit minor insistencies with the international conventions. 19 Defined as the likelihood the well productivity exceeds a preset threshold Page 62 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) for difficult access scenario. It is further assumed an average length of 0.75 km of access road to additional  well  pads.  The  additional  access  road  was  assumed  to  cost  $0.38  million  per  km  for  easy  and  medium  access  scenarios,  and  $0.56  million  for  difficult  access  scenario.   The  base  case  scenario  assumes  easy  access for both fields.    114. Power Plant Costs assumed at $1,500 per kW for a standard single‐unit 55 MW plant, and $2,000  per  kW  for  the  10  MW  plant.  For  any  other  sizes,  the  plant  costs  were  estimated  using  an  experiential  formula derived from actual plant cost data.20    115. Assuming medium enthalpy and easy access, the total cost of geothermal development under the  base  case  scenario  was  thus  estimated  at  US$211.5  million  for  the  55  MW  site,  and  US$54.1  million  for  the 10 MW site.   Table 3 – Total Investment Cost      Development 1  Development 2   (US$ million) (US$ million)  Drilling   92.3 26.5  Infrastructure    7.1 3.5  Power plant and SAGS  101.8 21.5  Project management   10.3 2.3  total 211.5  54.1     Figure 1 – Investment Cost Breakdown    a. Development 1 – 55 MW      b. Development 2 – 10 MW  Infrastruct Project  Project mgmt ure mgmt Infrastructur 5% 3% 5% e 6% Drilling 44% Power plant  Power  + SAGS Drilling plant +  32% 57% SAGS 48%   116. O&M  costs  include  (i)  on‐going  expenses  assumed  at  2.0  US¢/kWh  and  2.3  US¢/kWh  for  the  55MW  and  10  MW  unit  respectively,  (ii)  occasional  costs  for  plant  shutdown  and  overhaul  assumed  to  occur  every  5  years,  at  a  cost  of  US$500,000  per  event,  and  (iii)  costs  of  make‐up  wells  assuming  a  3%  linear  reservoir  drawdown,  with  3  production  size  wells  being  drilled  at  each  make‐up  well  drilling  campaign for the 55 MW site; and 1 at the 10 MW site.    Benefits   20 Single unit plant cost = 1.6051 * (MW)-0.316 Page 63 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 117. The  economic  benefits  of  each  development  comprise  two  parts:  (i)  the  economic  value  of  the  power  supply  from  the  plant;  and  (ii)  the  avoided  cost  in  CO2  emissions  vis‐à‐vis  thermal  powered  generation.  118. Plant Factor.  A plant factor of 92% was assumed based on experience from operations of existing  geothermal power plants in Indonesia.   119. Power supply.  The annual power output amounts to 443.3 GWh from the 55 MW plant, and 80.6  GWh from the 10 MW plant.     120. The economic value of the power supply from each geothermal development is estimated as the  weighted  average  of  the  cost  of  diesel‐based  power  supply  it  substitutes  and  the  willingness‐to‐pay  for  the additional power supply it enabled to provide access to un‐electrified households.   121. The  substituted  cost  of  supply.    In  Eastern  Indonesia  where  indigenous  coal  resources  are  generally  rare,  and  low  quality  coal  is  costly  to  transport,  the  least‐financial‐cost  power  supply  usually  comes  from  diesel  generators  burning  expensive  fuel  transported  from  afar. The  supply  substituted  by  the geothermal development is thus assumed at marginal cost of diesel‐based generation at a diesel costs  of US$0.70 per liter.21  At a thermal efficiency of 34% for a larger more efficient unit and 30% for a smaller  unit, the  marginal  cost of  diesel  generation is estimated at $0.20  per kWh for the larger plant and $0.21  per kWh for the smaller plant.    122. Expanded supply to increase access to electricity.  In Eastern Indonesia, access to electricity is far  from being universal, in part, due to shortage of power supply.  The need for electrification is assumed to  be  bigger  on  the  smaller  islands.  Thus,  for  the  55  MW  plant  it  is  assumed  that  80%  of  the  geothermal‐ based  generation  will  be  substituting  diesel‐based  supply  while  20%  will  be  serving  the  need  for  electrification; whereas for the 10 MW plant 60% diesel substitution and 40% electrification is assumed.   The  WTP  for  power  supply  made  available  through  electrification  is  conservatively  assumed  at  US$0.40  per kWh.22  Assuming total system losses at around 30%, the WTP for power generation for electrification  was thus estimated at US$0.28 per kWh.    123. Willingness  to  pay  (WTP)  based  on  the  above‐mentioned  assumptions,  is  thus  estimated  at  around US$0.22 per kWh for power generated from the large site and US$0.25 per kWh for that from the  small site.     124. Avoided  cost  vis‐a‐via  thermal  power.  Modern  closed‐loop  geothermal  power  plants  emit  no  greenhouse  gasses;  lifecycle  GHG  emissions  are  around  122  gCO2/kWh.23  With  an  efficiency  of  34%  and  30%,  the  emission  factor  of  diesel  generation  is  estimated  at  784  gCO2/kWh  and  889  gCO2/kWh,  respectively.  Assuming  the global social  cost of CO2 following the  curve proposed by  the Guidance  Note  on Social Value of Carbon (2014) with a weighted average of US$48.13 per tCO2 for the period 2017‐52,  21 The Government of Indonesia provides subsidies on automotive diesel to keep its retail price around IDR 5,500 (US$0.42) per liter. However, the subsidy is not available for diesel used in electricity generation. Table 68, PLN Statistics 2014 indicated the cost of generation of PLN’s diesel fleet averaged from US$ 0.23 to US$0.25 per kWh in the period of 2012-14, translating to a marginal cost of diesel generation between US$0.21 to US$0.24 per kWh, or a cost of fuel between $0.70-0.85 per liter, assuming 34% efficiency. Here, to be conservative cost of US$0.70 per liter is assumed. IEA Statistics, July 2016 https://www.iea.org/media/statistics/surveys/prices/mps.pdf recorded an automotive diesel price range of US$0.686 – US$1.369 per liter in OECD countries in the month of July, 2016. 22 The Welfare Impact of Rural Electrification: A Reassessment of the Costs and Benefits and IEG Impact Evaluation (2008) indicated the estimated WTP for lighting at US$0.71 per kWh in Indonesia. 23 Source: Thráinn Fridriksson, Gases in Geothermal Fluids and Gas Emissions from Geothermal Power Plants, April 2016, ESMAP Page 64 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) geothermal generation will thus avoid an estimated US$0.032 per kWh in CO2 emissions from the 55 MW  plant, and an estimated US$0.037 per kWh from the 10 MW plant.    Table 4 – Avoided Cost of CO2 Emission       Development 1 (55  Development 2  MW)  (10 MW) Substituted technology  Large diesel   Medium diesel Substituted diesel efficiency  34%  30% CO2 conversion factor of diesel (Kg/GJ)  74.1  Heat content of diesel used for generation (kJ/kWh)  10,588  12,857 Diesel generation emissions (kg/kWh)  0.784  0.889 Geothermal generation emissions (kg/kWh)   0.122  0.122 Avoided CO2 emission (kgCO2/kWh)  0.663  0.767 Avoided cost of CO2 emission ($/kWh)  0.032  0.037   125. The  total  economic  value  of  the  geothermal  development  is  thus  estimated  at  $0.25  per  kWh  from  the  55  MW  development,  and  $0.29  per  kWh  from  the  10  MW  development.  The  table  below  provides a summary of the economic benefits from each geothermal development.   Table 5 ‐ Summary of Economic Benefits      Development 1  Development 2 Power supply    Capacity (MW)  55.0  10.0 Capacity factor   92%  92% Annual output (GWh)  443.3  80.6 Substituted power generation       Type  Large diesel  Small diesel Cost of fuel ($/liter)  0.70  0.70 Efficiency  34%  30% Economic value of the power generated       Substituted existing supply  80%  60% Marginal cost of substituted diesel generation ($/kWh)  0.20                0.23  Electrification   20%  40% WTP for electrification ($/kWh)   0.40                0.40  Average WTP ($/kWh)  0.22                 0.25  Avoided cost of CO2 emissions vis‐a‐via thermal ($kWh)  0.03  0.04 Total economic value of geothermal power supply ($kWh)  0.25  0.29   126. Global  environmental  benefit.  Based  on  the  above‐mentioned  assumptions,  an  estimated  0.294  million‐tCO2  and  0.062  million‐tCO2  emissions  will  be  avoided  through  the  55  MW  and  10  MW  geothermal  development  respectively.  With  a  global  social  cost  of  CO2  following  the  curve  proposed  by  The  Guidance  Note  on  Social  Value  of  Carbon  (2014)  with  a  weighted  average  of  US$48.13  per  tCO2  for  the period 2017‐52, an estimated $14.14 million and $2.98 million worth of CO2 emissions will be avoided  annually from the 55 MW and 10 MW geothermal development respectively.    Page 65 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 127. Outcome of the economic analysis. At a discount rate of 6% and a social of cost of carbon following  the  curve  proposed  by  The  Guidance  Note  on  Social  Value  of  Carbon  (2014)  with  a  weighted  average  of  US$48.13 per tCO2 for the period 2017‐52, the 55 MW geothermal development yields an economic net  present value (ENPV) of US$750 million with an economic internal rate of return (EIRR) of 33.5%; and the  10  MW  development  yields  an  ENPV  of  US$145  million  with  an  EIRR  of  26.2%.    Therefore,  both  developments are economically viable.  Table 6 – Economics Analysis, ENPV and EIRR Results       Development 1 Development 2  55 MW  10 MW  ENPV @ 6% discount rate US$750 million  US$145 million  EIRR   33.5%  26.2%    Sensitivity analysis   128. A sensitivity analysis was carried out to assess the impact of resource enthalpy on the EIRR.   The  results are summarized in the figure below.  Figure 2 – Sensitivities of Enthalpy    Development 1 (55 MW) ‐ EIRR  Development 2 (10 MW) ‐ EIRR  37.2% 26.2% 26.2% 33.4% 21.8% 28.2% High Enthalpy Medium Low Enthalpy High Enthalpy Medium Low Enthalpy Enthalpy Enthalpy      129. Moreover, the sensitivity analysis also examines the impact of global externality, i.e., the value of  the avoided CO2 emissions, on the EIRR.  The results are summarized in the table below.   Table 7 – Sensitivities of Global Externalities      55 MW 10 MW EIRR – including global externality  33.5%  26.2%  EIRR – excluding global externality 29.6%  23.0%    Financial Analysis    130. The  Financial  Analysis  (FA)  was  carried  out  from  two  different  perspectives:  (i)  one  from  a  developer’s perspective, assessing the financial viability of a given geothermal site on a with‐ and without  project  basis;  (ii)  the  other  from  the  implementing  agency’s  perspective,  assessing  its  cash  in‐  and  out‐ flows related to the investments in geothermal exploration drilling over a period of 18 years.      Page 66 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) From a Developer’s Perspective  131. The  financial  analysis  assesses  the  financial  viability  of  each  geothermal  development,  using  the  geothermal  ceiling  tariff schedule  initially  adopted  by  MEMR  and  which  is  based  on  avoided  costs  in  the  power system.24 For geothermal power plants to be commissioned in Eastern Indonesia in or before 2023,  the ceiling tariff was US$0.263 per kWh. All project related costs are calculated on nominal basis, assuming  a  3%  price  escalation  annually,  inclusive  of  taxes,  duties  and  financial  charges.    In  the  with‐Project  scenario, it has been assumed the winning developer will pay the equivalent of a 25% premium on top of  the cost of exploration in order to acquire a license.   132. Financing mix. In Indonesia, the costs of geothermal exploration have been born by the developer  through  full  equity  financing  because  debt  financing  is  usually  not  available  at  this  stage  of  the  development due to the high levels of resource uncertainties.  Once resources risks are greatly reduced,  developers can access debt financing more easily.  Thus, in the without‐Project scenario the financing mix  is assumed to vary from full equity financing at the exploration stage, to a 70/30 debt‐to‐equity thereafter.    133. Financing cost. Each stage of geothermal development is associated with a certain amount of risks  and capital requirements. Although the capital requirements are higher in later stages, the resource risks  at  early  exploration  stages  are  often  deemed  insurmountable  from  a  financial  perspective,  stalling  the  sector’s  development.  Developers  would  demand  a  considerable  risk  premium  commensurate  with  the  high resource uncertainty associated with the exploration stage of the geothermal development.  For the  later  stages  of  the  development,  developers  required  risk  premium  is  much  lower  due  to  the  much  reduced  resources  risks.   The  table  below  provides  a  summary  of  the  required  risk  premiums  of  IPP  and  SOE  (with  lower  hurdle  rates)  developers  and  their  corresponding  weighted  average  cost  of  capital  (WACC).  Table 1 ‐ Risk premium     Exploration Post‐Exploration IPP  25%  14%  SOE  16%  11%    134. Weighted  average  cost  of  capital.    With  the  cost  of  debt  at  8.0%  and  corporate  tax  at  25%,  the  WACC  with‐  and  without‐  the  Project  intervention,  under  high,  medium  and  low  enthalpy  scenarios  are  summarized in the table below.  Table 2 ‐ Project WACC      Without Project (Greenfield)  With Project (Brownfield)  Development 1  Development 2  Development  Development  Enthalpy   high  medium  low  high  medium  Low  1  2  IPP   10.4%  10.1%  9.7%  16.4%  16.4%  14.3%  10.2%  10.2%  SOE   8.5%  8.4%  8.2%  11.6%  11.6%  10.5%  8.4%  11.6%    135. Outcome of the financial analysis.  At the recommended ceiling tariff of 26.3 US cent per kWh25:   Without the Project intervention, the 55 MW geothermal development will yield an FIRR of 20.3%,  24.7% and 27.9% under the low, medium and high enthalpy scenarios, respectively, exceeding the  24 Source: Unlocking Indonesia’s Geothermal Potential (2015) and Indonesia Geothermal Tariff Reform – Tariff Methodology Report (2015) 25 Ibid. Page 67 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) WACC requirement of both IPP and SOE developers, thus both IPP and SOE developers would be  willing to undertake the investment.       Without the Project intervention, the 10 MW geothermal development will yield an FIRR of 16.2%,  16.2% and 12.1% under the high, medium and low enthalpy scenarios, levels sufficient for an SOE  developer  to  undertake  the  investment.    For  an  IPP  developer,  the  expected  FIRR  is  below  its  WACC of 16.4%, 16.4% and 12.1% under each scenario.  Thus, an IPP developer will not undertake  such a small‐scale development.     Table 3 – Financial Analysis Results, without Project Intervention      Development 1 (55 MW)  Development 2 (10 MW)  Enthalpy   high  medium  low  high  medium  Low  FIRR without Project  27.9%  24.7%  20.3%  16.2%  16.2%  12.1%  IPP WACC  10.4%  10.1%  9.7%  16.4%  16.4%  14.3%  SOE WACC  8.5%  8.4%  8.2%  11.6%  11.6%  10.5%     With  the  Project,  assuming  the  developer  will  have  to  pay  the  equivalent  of  a  25%  exploration  cost  premium  at  financial  closure,  the  FIRR  of  both  developments  will  well  exceed  the  WACC  of  both IPP and SOE developers under all resources enthalpy scenarios.  Thus, even an IPP developer  would find it financially viable to undertake the small development.    Table 4 – Financial Analysis Results, with Project Intervention      Development 1 (55 MW)  Development 2 (10 MW)  Enthalpy   high  Medium  low  high  medium  Low  FIRR with Project  29.5%  25.6%  20.7%  15.9%  15.9%  11.7%  IPP WACC  10.2%  10.2%  SOE WACC  8.4%  11.6%    From the Implementing Agency’s Perspective  136. A financial analysis is also carried out at the facility level from the perspective of the implementing  agency. The  analysis is testing the sustainability of the revolving facility,  more specifically how the funds  revolve depending on the success of exploration and the premium charged.    137. The exploration of a specific site is only considered successful if the site is subsequently developed  into  a  geothermal  generation  facility  and  the  exploration  costs  paid  into  the  facility.  Through  the  initial  allocation (of US$49 million form CTF and a matching US$49 million from MoI via the Infrastructure Fund  for  the  Geothermal  Sector  or  IFGS)  it  is  assumed  that  five  sites  can  be  explored.  As  a  basic  assumption,  four  of  these  are  expected  to  be  successfully  developed,  i.e.  an  80%  success  rate.  This  number  is  considered  realistic  given  the  historical  drilling  success  rates  in  Indonesia  and  given  the  careful  investigations and vetting of options that will precede the exploration.   138. Successful developers will be required to pay for the full cost of exploration as well as a premium  to compensate for the unsuccessful subprojects so as to keep the facility revolving. Per definition the 80%  success rate translates into the equivalent of a 25% premium if the facility is to be fully re‐capitalized by  Page 68 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) the  end  of  the  last  drilling  cycle  with  the  possibility  of  continuing  serving  exploration  drilling  purposes  beyond the assumed period of analysis.   139. It is assumed that as a minimum the facility should revolve twice following exploration of an initial  five  fields,  i.e.  that  a  minimum  of  15  fields  can  be  explored  over  a  period  of  18  years  assuming  that  the  exploration‐to‐license period is three years.  140. The analysis shows that a doubling of the failure rate to two out of five (corresponding to a 60%  success  rate)  and  maintaining  the  equivalent  of  a  25%  premium  would  still  allow  for  exploration  of  15  fields but only US$27 million would be left in the facility in year 18. As a worst case scenario, if three out  of  each  five  explorations  are  unsuccessful  (a  40%  success  rate)  then  the  facility  will  run  out  of  reinvestment  funds  in  year  12  and  only  up  to  9  fields  would  be  explored  (and  4  developed).   The  cash  flows of the three scenarios are shown in Figure 1.  141. These  results  demonstrate  robust  financial  effectiveness  of  the  proposed  scheme  within  a  reasonable  long  (18  year)  time  horizon.  At  least  15  fields  will  be  explored  and  at  least  9  would  be  developed as long as the success rate does not drop under 60% ‐ a reasonable assumption given that the  statistical individual well success rate (wells that  can be used for exploration  out of total wells drilled)  in  Indonesia is over 60%.    Figure 1 – Cash Flows of Facility Scenarios    Assumptions    142. The  financial  analysis  of  the  proposed  revolving  facility  is  based  on  three  different  success  rate  scenarios, namely: (i) 80%; (ii) 60%; and (iii) 40%.  It is also based on five drilling cycles, which are expected  to  accommodate  the  completion  of  three‐well  exploration  programs  in  each  of  the  prospective  geothermal fields.  Exploration drilling is expected to commence in Year 2 and be carried out in parallel in  up to three separate fields, as indicated by “Exploration Drilling 1, 2 and 3” in Figure 2 below.   Figure 2 – Facility Revolving Framework  Completed Cycle  0  0  0  1  1 1  2 2 2  3 3 3 4 4  4  5  5 5 Year  1  2  3  4  5 6  7 8 9  10 11 12 13 14  15  16  17 18 Exploration Drilling 1 Field 1  Field 4  Field 7  Field 10  Field 13        Exploration Drilling 2 Field 2  Field 5  Field 8  Field 11  Field 14        Exploration Drilling 3 Field 3  Field 6  Field 9  Field 12  Field 15          Page 69 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 143. The facility benefits from the contributions of CTF and the Indonesian IFGS, which at US$49 million  each  result  in  an  aggregate  capitalization  of  US$98  million.    Yearly  cash  outflows  include  the  cost  of  exploration  drilling  assumed  to  be  US$6  million  per  well,  and  expenditures  related  to  PT  SMI’s  management  fees  and  preliminary  surveys,  which  are  estimated  at  US$1  million  per  year.   An  exception  to  this  way  of  treating  management‐  and  survey‐related  expenditures  is  for  the  first  five  years  of  operations where GEF funding would cover pertinent dues.  144. In funding exploration drilling, the  capital from the CTF and IFGS contributions is expected  to be  drawn upon and exhausted first (or prior to tapping the facility reflows), as shown in Figure 3 below.  As  the  initial  capital  contributions  are  depleted,  the  facility  is  expected  to  start  drawing  from  the  reflows  generated by the exploration cost paybacks of and premiums charged to successful developers.     Figure 3 – CTF and IFGS Balance, Net of Reflows  Year 1 2 3 4 5 6 7  Initial CTF Balance  49 39 30 20 11 1   Initial IFGS Balance  49 49 39 30 20 11 1  Total Initial Balance  98 88 69 50 31 12 1    Analysis and Results   Scenario (i): 80% Success Rate    145. In the 80% success scenario, it is expected that drilling would lead to productive fields in four out  of  five  exploration  programs,  as  per  the  light  gray  areas  highlighted  in  Figure  4  below.   As  the  initial  CTF  and  IFGS  contribution  is  exhausted,  reflows  committed  to  exploration  drilling  are  indicated  with  the  abbreviations of Clean Revolving Funds (CRF) and Geothermal Revolving Funds (GRF), respectively.  Figure 4 – Investment Schedule at an 80% Success Rate of Productive Fields  Year  1  2  3  4  5 6  7 8  9 10 11 12 13 14  15  16  17 18 Exploration Drilling 1  CTF  IFGS  CRF  GRF  CRF        Exploration Drilling 2  IFGS  CRF  GRF  CRF  GRF        Exploration Drilling 3  CTF  GRF  CRF  GRF  CRF          146. In  the  case  successful  developers  were  to  repay  only  the  cost  of  exploration  (0%  premium),  the  facility  would  be  expected  to  end  the  drilling  activities  with  a  positive  balance,  while  falling  short  of  recapitalizing  the  original  contributions  made  by  CTF  and  IFGS.   With  the  equivalent  of  a  25%  premium  charged  to  successful  developers,  reflows  are  expected  to  re‐capitalize  the  facility  in  full  by  year  18  as  shown in Figure 5.  Figure 5 – Facility Cash Flows with an 80% Success Rate  Year  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  CTF/CRF Flows  49  39  30  44  11  49  40  30  21  34  25  39  30  44  35  49  40  40  IFGS/GRF Flows  49  49  39  30  44  11  49  40  53  44  58  49  39  30  44  35  59  59  Net Total  98  88  69  74  55  60  88  69  74  79  83  88  69  74  79  83  98  98                                         Scenario (ii): 60% Success Rate  Page 70 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)   147. Over  the  same  18‐year  period,  a  60%  success  rate  is  expected  to  lead  to  positive  outcomes  in  three out of five exploration programs, as per the light gray areas in Figure 6 below.  Within this scenario,  it is expected that the facility’s full re‐capitalization would no longer be within reach at the equivalent of  a 25% premium charged to successful developers and that only US$27 million would be left in the facility  in year 18, as illustrated in Figure 7.    Figure 6 – Investment Schedule at a 60% Success Rate  Year  1  2  3  4  5 6  7 8  9 10 11 12 13 14  15  16  17 18 Exploration Drilling 1  CTF  IFGS  CRF  GRF  CRF        Exploration Drilling 2  IFGS  CRF  GRF  CRF  GRF        Exploration Drilling 3  CTF  GRF  CRF  GRF  CRF          Figure 7 – Facility Cash Flows with a 60% Success Rate  Year  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  CTF/CRF Flows  49  39  30  20  11  49  40  30  21  34  25  15  6  20  11  25  16  16  IFGS/GRF Flows  49  49  39  30  44  11  25  16  30  21  34  25  15  6  20  11  11  11  Net Total  98  88  69  50  55  60  64  45  50  55  60  41  22  26  31  36  27  27     Scenario (iii): 40% Success Rate    148. In  the  40%  success  rate  scenario  only  two  out  of  five  exploration  programs  are  expected  to  be  brought  forward  for  downstream  development.   As  a  result,  the  facility  cash  flows  would  only  allow  for  the  exploration  of  up  to  9  fields  and  the  further  development  of  4.    Moreover,  no  new  exploration  programs are envisaged from year 12 onwards due to lack of funding resources.  The investment schedule  and the facility cash flows at a 40% success rate are illustrated in Figure 8 and Figure 9, respectively.    Figure 8 – Investment Schedule at a 40% Success Rate  Year  1  2  3  4  5 6  7 8  9 10 11 12 13 14  15  16  17 18 Exploration Drilling 1  CTF  IFGS  CRF  Field 10  Field 13        Exploration Drilling 2  IFGS  CRF  GRF  Field 11  Field 14        Exploration Drilling 3  CTF  GRF  CRF  Field 12  Field 15          Figure 9 – Facility Cash Flows with a 40% Success Rate  Year  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  4 3 3 2 1 2 1 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ CTF/CRF Flows  9  9  0  0  1  5  6  6  ‐3  1  2  9  18  ‐4  13  23  32  32  IFGS/GRF  4 4 3 3 4 1 2 1 3 2 1 ‐ ‐ ‐ ‐ Flows  9  9  9  0  4  1  5  6  0  1  1  2  ‐9  18  ‐4  13  13  13  9 8 6 5 5 3 4 2 2 3 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Net Total  8  8  9  0  5  6  1  2  6  1  2  7  26  21  17  36  45  45    Page 71 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 6: IMPLEMENTATION SUPPORT PLAN    COUNTRY : Indonesia   Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project    Strategy and Approach for Implementation Support    149. Implementation is expected to begin in the second quarter of 2017, following World Bank Board  approval  and  signing  of  Grant  Agreements.    Implementation  support  will  begin  as  early  as  possible  to  prepare the Government and the implementing agency ahead of the first disbursement.    Implementation Support Plan     150. Bank  team  members  for  procurement,  financial  management,  and  safeguards  will  be  based  in  Jakarta  and  the  region  to  ensure  timely  support  to  the  client.   Formal  supervision  and  field  visits  will  be  carried out at least twice a year.    Financial Management       151. Internal  Audit  Arrangements.  PT  SMI  has  its  own  internal  audit  unit  which  is  responsible  for  conducting  internal  audits  within  PT  SMI.  The  use  of  project  funds  will  be  subject  to  internal  auditing  by  the PT SMI’s internal audit unit. GEUDP Project Implementation Manual will include arrangements for the  internal auditing of the Project.    152. External Audit Arrangements. The Grant will be subject to external audit. Each audit will cover a  period of one Fiscal Year of the Recipient. The Bank will accept PT SMI corporate audit with disclosure on  the use of the Bank’s funds.  Audit reports and audited financial statements will be furnished to the Bank  not  later  than  six  months  after  the  end  of  the  fiscal  year  concerned  and  shall  be  made  available  to  the  public.  The  audit  will  be  conducted  in  accordance  with  audit  terms  of  reference  acceptable  to  the  Bank  and agreed by negotiation. PT SMI will make the annual project audit reports available on its website.     153. Supervision Plan. Risk‐based supervision of project financial management will be conducted. This  will  involve  desk  supervision,  including  review  of  IFRs  and  audit  reports  and  field  visit.  Financial  management  supervision  plan  to  be  conducted  every  six  months  together  with  the  task  team  as  part  of  the project implementation support.    Procurement Support    154. The  Bank  is  expected  to  support  procurement  implementation  through  two  missions  per  year  during  the  first  two  years  of  implementation.  Later  on,  the  frequency  of  implementation  support  for  procurement will depend on the progress of capacity building in the implementing agency.  Procurement  post‐reviews  will  be  conducted  at  least  annually  by  the  Bank  or  by  its  consultants  or  audit  agencies  acceptable by the Bank.    Page 72 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)   Main focus in terms of support during project implementation:    Time  Focus  Skills Needed  Resource Estimate  First twelve   Build capacity for project   Project management  $100,000,  including  months  management   Energy expert (local and  $25,000 of travels    Build capacity for  international)    procurement, financial   Procurement    management, and   Financial management  safeguards   Social and environment     Safeguards  12‐48   Build capacity for project   Project management  $270,000, including  months  management   Energy expert (local and  $60,000 of travels    Build capacity for  international)    procurement, financial   Procurement  management, and   Financial management  safeguards   Social and     environment safeguards     Skill Mix Required:    Skills Needed  Number of Staff Weeks  Number of Trips  Overall Supervision  4  2  TTL  4  2  Co‐TTL  4  2  Energy Specialist  4  2  Geothermal Energy Expert  8  2  Financial Management  4  2  Procurement  4  2  Environmental Safeguards  4  2  Social Safeguards  4  2    Partners    Institution  Role  Government of New Zealand, Ministry of  TA support linked to the Project, as detailed in the pertinent  Foreign Affairs and Trade (NZ MFAT)  sections in the PAD main text, Annex 2 and Annex 3.  Japan International Cooperation Agency  Direct  TA  support  to  MoF/PT  SMI.    JICA’s  advisory  on  (JICA)  business  models  for  utilizing  public  funds  dedicated  to  geothermal  resources  at  PT  SMI,  in  line  with  the  proposed  WB scheme.         Page 73 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 7: CLEAN TECHNOLOGY FUND    Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)    Results Framework    Indicator  CTF/GEF World Bank Project CTF/GEF World Bank Project,  (5‐yr implementation)  including revolving flows and  subsequent investment support  (18‐yr time horizon)26  Geothermal Electricity Generation  capacity enabled [MW electrical]  65  260  Potential for GHG emissions reduced    or avoided27    ‐Tons per year [MtCO2e /year]  0.33  1.31        ‐Tons over lifetime of the project28  6.54  26.15  [MtCO2e]      Financing leveraged through CTF  US$445.25 million, including: funding [$ million]  - US$6.25 million GEF    - US$49 million Government  ~US$1.56 billion (Private/Public)31,  - US$39029 million  of which US$150 million IBRD  Private/Public of which  US$150 million IBRD30  CTF leverage ratio [1:X]  1 : 9.1 1 : 32  CTF cost effectiveness  ‐ CTF cost effectiveness     [$CTF/tCO2eq avoided over  7.5  1.9  lifetime of the Project]      ‐ Total project cost      effectiveness [$Total  75.6  60.0  Project/tCO2eq avoided over lifetime    of the Project]  Other Co‐benefits   Improved Energy Security   Environmental Co‐benefits   Improved Energy Access   Employment Opportunities    26 The Government of Indonesia has put forward the Electricity Supply Business Plan or Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL), 2016-2024. 27This potential for emissions reductions will be fulfilled if all the geothermal resources confirmed through the successful exploration drilling projects supported under Component 1 are developed into power plants and direct applications, which would generate the actual emission reductions. The majority of those projects will be commissioned after the Project has closed. 28 Assumes a 20 year useful life 29 This is to account for the total funding enabled through issuance of geothermal licenses. 30 Assumes 65 MW times $6 million/MW to reflect the cost of geothermal power development in the smaller fields of Eastern Indonesia. Share of co-financing from Private and Public sector to be determined on a project-by-project basis. 31 Assumes 260 MW times $6 million/MW to reflect the cost of geothermal power development in the smaller fields of Eastern Indonesia. Share of co-financing from Private and Public sector to be determined on a project-by-project basis. Page 74 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 1. Introduction    Country and Sector Context    155. Indonesia’s economic planning follows a 20‐year development cycle. The current plan spans from  2005  to  2025.  The  five‐year  medium‐term  development  plan,  i.e.  the  third  phase  of  the  long‐term  plan  runs  from  2015  to  2019,  and  focuses  on  key  development  priorities  including  energy  and  infrastructure  development,  and  on  improving  social  assistance  programs  in  education  and  healthcare.  Recent  energy  subsidy  reforms  have  enabled  shifts  in  public  spending  towards  programs  that  directly  impact  the  poor.  However, more than 28 million Indonesians currently live below the poverty line set at US$24.4 per month  and approximately half of all households remain clustered around this poverty line. Employment growth  has  been  slower  than  population  growth,  and  public  services  remain  inadequate  by  middle‐income  country  standards.  Indonesia  is  also  doing  poorly  on  a  number  of  health‐  and  infrastructure‐related  indicators.    156. Despite rising government spending in recent years, Indonesia’s core infrastructure stock, such as  electricity,  road  networks,  ports,  and  telecommunication  facilities,  has  not  kept  pace  with  economic  growth.  The  resultant  “infrastructure  gap”  in  terms  of  both  quantity  and  quality  of  investment  is  due  to  several  factors,  among  which  the  most  important  are:  a  complex  and  non‐transparent  regulatory  framework  for  implementation  of  infrastructure  projects;  an  underdeveloped  framework  for  Public‐ Private Partnerships (PPPs) resulting in  insufficient mobilization of  private funds for investment; and the  inadequate  access  to  domestic  capital  for  channeling  funds  towards  infrastructure  sectors.  The  infrastructure  gap  contributes  to  undermining  productivity,  growth,  competitiveness  and  poverty  reduction  efforts.   Going  forward,  reducing  the  infrastructure  gap  would  support  growth  and  prosperity  through  several  channels.  The  spending  effect  would  support  short‐term  growth  and  job  creation.  Investing  in  infrastructure  stock  will  allow  for  crowding  in  private  sector  participation  and  supporting  productive  capacity  and  long‐term  growth.  As  infrastructure  services  are  delivered,  competitiveness  of  firms would increase, as would the population’s access to services.    157. Indonesia’s  rapid  economic  growth  has  been  fueled  by  an  ever‐expanding  power  sector.   Sustained increases in electricity consumption (with average annual demand growth of 7.8% during 2009‐ 2013) are linked with economic growth, urbanization and subsidized electricity tariffs. Installed generation  capacity  was  51  GW  as  of  end‐2015,  excluding  captive  generation.   Nearly  78%  of  installed  capacity  is  in  Java  and  the  remaining  capacity  is  in  unconnected  grids  in  major  islands,  and  hundreds  of  isolated  mini‐ grids in rural, remote areas on Java‐Bali and outer islands. PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), the national  power  company,  supplies  to  consumers  through  its  own  generation  and  purchases  from  private  Independent  Power  Producers  (IPPs)  and  PPP  generation.  In  the  recent  past,  supply  barely  managed  to  keep  up  with  increasing  demand;  brownouts  and  load‐shedding  have  impacted  economic  growth  and  affected even ordinary consumers.    158. Meanwhile, Indonesia’s geothermal power potential is estimated at around 27 GW, roughly 40%  of the world’s known reserves.  Only about 5% of the total resources indigenous to Indonesia are currently  developed  to  produce  power.   Historically,  low  levels  of  private  sector  participation  have  contributed  to  slower‐than‐desired  geothermal  development.    To  spur  development,  GoI  has  designed  interventions  specifically to address resource risk and  mobilize private  capital, including exploring a new tariff regime.   Nonetheless,  GoI  is  cognizant  that  these  efforts  may  not  be  sufficient  to  mobilize  private  investment  in  Page 75 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) geothermal  power  development  where  private  sector  interest  is  low  due  to  inherent  site‐specific  conditions (e.g. the geothermal fields of Eastern Indonesia).    159.  De‐risking  geothermal  projects  by  using  government  funds  for  exploration  has  been  key  to  attracting  risk  capital  and  mobilizing  private  sector  expertise  towards  geothermal  drilling.  Advanced  development of the local geothermal markets in geothermal resource‐rich countries such as USA, Japan,  and  New  Zealand  suggests  that  cost‐shared  or  dedicated  government  exploration  drilling  programs  increase the investment appeal for investors and developers. Government‐sponsored drilling is currently  the  focus  of  much  of  the  global  push  for  geothermal  development  and  cost‐shared  drilling  models  are  being pursued in the developing geothermal markets such as Turkey, Armenia (supported by World Bank)  and Mexico (supported by Inter‐American Development Bank).    Indonesia’s CTF Investment Plan    160. The CTF Investment Plan for Indonesia was originally approved in March 2010 and then revised in  February  2013  and  May  2015.  The  overall  rationale  for  CTF  intervention  remains  unchanged  from  the  2013 revision and reflects the evolution of Indonesia’s policies and priorities.  In order to make a decisive  contribution  to  low‐carbon  economic  and  social  development  through  furthering  the  country’s  geothermal sector, the GoI is looking to: (i) remove barriers for increased private sector participation; (ii)  mobilize  the  resources  committed  to  geothermal  development;  and  (iii)  implement  the  provisions  mandated by the Geothermal Law.      161. In  addition  to  geothermal  development  support,  funds  under  the  Energy  Efficiency  (EE)/Renewable  Energy  (RE)  private  sector  programs  implemented  by  IFC  will  continue  targeting  market  barriers  across  the  spectrum  of  technologies  relevant  to  the  Indonesian  context,  by  utilizing  various  financing  modalities,  including  direct  investments  and  investments  through  financial  intermediaries.   A  summary of the revised CTF financing plan is provide below.    Table 1: Revised CTF Financing Plan (2015) ‐ (US$ Million)32    MDB & Program/Project Title Total CTF MDB Other Co-financing WB Geothermal Energy Upstream Development Project 2,860.5 50 0 2,810.5 WB Geothermal Clean Energy Project 575 125 175 275 ADB Private Sector Geothermal Program 2,625 150 375 2,100 IFC Geothermal Electricity Finance Program 1,770 50 120 1,600 IFC Energy Efficiency and Renewable Energy 225 25 75 125 Total 8,055.5 400 745 6,910.5   Brief Project Description     32The higher leverage in the approved CIP was based on a different set of assumptions, including developing geothermal prospects in the main markets of Java and Sumatra with higher geothermal development-dedicated resources made available to PT SMI, a higher contribution from GEF and a direct contribution from AfD. Page 76 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) 162. Component 1: Risk Mitigation for Geothermal Exploration Drilling (US$98 million, of which US$49  million  is  from  CTF  and  US$49  million  is  from  GoI)  –  the  component  will  finance  a  program  of  activities  designed  to support geothermal exploration drilling  in Indonesia,  through:  (a)  drilling of exploration and  confirmation  wells;  (b)  constructing  access  roads  and  other  associated  infrastructure  to  facilitate  the  drilling  activities,  at  select  geothermal  sites;  and  (c)  implementation  of  measures  set  forth  in  the  Safeguards Instruments. Funding for exploration drilling is expected to  be made available in the amount  of  US$49  million  from  CTF  with  a  matching  contribution  from  MoF/PT  SMI.   Sites  for  exploration  drilling  will be selected by the Directorate General of New Energy, Renewable and Conservation Energy (EBTKE)  under MEMR. A total of 13 sites has been proposed by MEMR and from this list it is expected that up to  six  sites  will  be  included  for  exploration  drilling.   It  is  agreed  with  MEMR  that  at  least  half  of  the  sites  to  be  explored  will  be  in  the  islands  of  Eastern  Indonesia,  where  geothermal  power  can  serve  to  increase  access to sustainable energy. However, GoI may also wish to demonstrate government‐sponsored drilling  in  sites  connected  to  the  larger  power  markets  in  Sumatra  or  Java,  which  allow  development  of  plants  with  larger  capacity.  It  is  therefore  expected  that  one  or  two  of  the  six  sites  will  be  in  Sumatra  and  connected to the major power markets.  Based on the typical size of plants to serve demand in small island  grids  in  Eastern  Indonesia,  it  is  estimated  that  65  MW  will  come  on‐line  as  a  result  of  the  exploration  drilling  financed  under  this  Project.  This  is  a  conservative  estimate  assuming  that  all  successful  site  developments will be outside the major power markets.     163. A revolving mechanism, referred to as the Geothermal Exploration Facility, will be set up through  which  the  funds  used  for  exploration  drilling  will  flow  back  to  the  facility  through  the  repayment  of  exploration cost plus a premium from developers that have successfully secured a license to develop the  project.    The  reflow  of  funds  into  the  Facility  will  ensure  that  funding  will  be  available  for  future  development, thus ensuring sustainability of the risk mitigation scheme.    164. Component  2:  Capacity  Building  on  Geothermal  Exploration  and  Environmental  and  Social  Safeguards  Management  (US$6.25  million)  –  the  component  will  finance  a  program  of  capacity  building  designed  to  establish  an  efficient  and  effective  geothermal  energy  exploration  and  tendering  program  including  such  activities  as:  (i)  advisory  support  in  carrying  out  geology,  geochemistry  and  geophysics  surveys (3G surveys) and topographic mapping for geothermal sites; (ii) advisory support for preparation  of  drilling,  well  completion  and  resource  assessment  reports  (based  on  3G  surveys)  as  well  as  for  the  bidding process for exploration service companies; (iii) recruitment of an exploration management team;  (iv)  advisory  support  for  environmental  and  social  safeguard  management  related  to  exploration  and  exploitation  of  geothermal  energy;  and  (v)  just‐in‐time  assistance  to  MEMR,  Badan  Geologi,  and  the  Recipient  in  response  to  request  for  international  expertise  to  deal  with  questions  related  to,  inter  alia,  geothermal  tariff‐setting,  benefit‐sharing,  and  data  management  and  sharing.    Capacity  building  on  environmental  and  social  safeguards  management  will  include  support  to  PT  SMI  in  preparation  of:  (i)  safeguards instruments and monitoring procedures, (ii) terms of references (TOR) for environmental and  social specification for tendering at exploitation phase for public and private developers of the six selected  sites for exploitation, and (iii) generic guidelines for industry‐wide standards for safeguards management  in the exploration and exploitation phases per the applicable World Bank’s safeguards policies.      165. This  component  will  be  financed  by  the  Global  Environment  Facility  (GEF)  grant  but  will  also  benefit  from  a  parallel  grant  from  the  Government  of  New  Zealand  (GNZ).  The  GNZ  grant,  which  is  equivalent to around US$6 million, is designed to be complementary to the development objective of this  Project, and  will focus on  supporting  the GoI on:  (i) establishment  of an effective GIS‐based  database by  collating  and  analyzing  existing  and  new  resources  data,  potentially  to  be  housed  within  Badan  Geologi  Page 77 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) (BG);  (ii)  methodology  for  robust  resource  and  reserve  estimation  and  reporting  protocol  to  an  internationally  acceptable  standard;  (iii)  methodology  for  prioritization  of  potential  sites  for  geothermal  development; and (iv) capacity building for EBTKE for tendering and PT SMI for executing an exploration  program.     Assessment of Proposed Project with CTF Investment Criteria    Potential for GHG emissions savings    166. It is  expected that the  proposed Project will enable  260 MW of new geothermal capacity. Based  on  unlocking  65  MW  of  geothermal  capacity  per  cycle,  and  given  the  revolving  nature  of  the  proposed  facility, it is expected that funds will flow back every three years over an 18 year cycle, therefore enabling  the  aforementioned  capacity  of  260  MW  over  the  lifetime  of  the  facility.  The  operation  of  260  MW  of  geothermal  capacity  will  displace  higher  polluting  alternatives  for  power  generation.  Therefore,  the  proposed Project is expected to avoid about 1.31 MtCO2e per year or 26.15 MtCO2e over the lifetime of  the investment.     167. Assumptions.  The  CO2  emissions  reduction  potential  was  estimated  by  subtracting  projected  lifetime  emissions  from  the  Project  (Project  scenario)  from  the  projected  lifetime  emissions  in  the  business‐as‐usual  scenario  (Baseline).  In  the  Project  scenario,  CO2  emissions  were  estimated  using  an  average  emission  factor  for  geothermal  energy  facilities  of  122  tCO2e/GWh33.   In  the  Baseline  scenario,  CO2 emissions were estimated based on the combined margin grid emission factor of 746 tCO2e/GWh34.  The net emission factor was therefore calculated as 746 tCO2e/GWh minus 122 tCO2e/GWh, which gives  624 tCO2e/GWh. The capacity factor was assumed as 92%, therefore 260 MW of geothermal capacity was  assumed to produce about 2,095 GWh per year.     168. CTF  Leverage  Ratio.   The  CTF  leverage  ratio  is  estimated  at  1:9.1  upon  the  completion  of  5‐year  Project implementation period. This is based on the assumption that US$49 million in CTF financing would  leverage another US$6.25 million in GEF financing, US$49 million from GoI, and US$390 million from the  Private/Public  sector.  The  CTF  leverage  ratio  increases  to  1:32  after  considering  the  financing  leveraged  from enabling 260 MW geothermal capacity over an 18‐year period.    CTF Cost Effectiveness    169. The  cost‐effectiveness  is  7.5  US$/tCO2  for  CTF  funding  and  75.6  US$/tCO2  considering  total  funding for the Project.     170. Marginal  abatement  cost.  In  October  2013,  the  CTF  Trust  Fund  Committee  suggested  providing  information  on  the  estimated  marginal  abatement  cost  (MAC)  for  projects  for  which  the  marginal  abatement cost is likely to exceed US$100 per ton of CO2. This decision draws from the CTF criteria which  specifies that CTF co‐financing will not be available for investments in which the marginal cost of reducing  a ton of CO2 exceeds US$200, which reflects the lower‐end estimate of the incentive needed to achieve  the  objectives  of  the  BLUE  Map  Scenario  as  indicated  in  the  International  Energy  Agency’s  Energy  Technology Perspectives 2008 Report.   33 Bertani, Ruggero; Thain, Ian (2002), "Geothermal Power Generating Plant CO2 Emission Survey", IGA News (International Geothermal Association) 34 Source: CO2 Emissions from Fuel Combustion (2011 Edition), IEA, Paris Page 78 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)   171. Preliminary calculations confirm that the MAC for the Project will not exceed the aforementioned  US$200 threshold value per ton of CO2. In fact, the MAC for the Project should be lower than US$75.8 per  ton  of  CO2.  This  is  an  overestimation  of  the  MAC,  as  several  economic  benefits  were  not  included  to  estimate  Net  Present  Value  (NPV).    These  include  indirect  benefits  from  induced  investment  in  spas,  greenhouses,  and  other  secondary  uses  of  geothermal  heat,  and  new  temporary  and  permanent  jobs  created in the communities where geothermal resources are developed.     ‫ܸܲܰ=ܥܣܯ‬/‫ܱܥܮ‬2,  where  NPV  stands  for  Net  Present  Value  and  LCO2  stands  for  Lifetime  CO2  emissions savings.    Demonstration Potential at Scale    172. Scope for avoided annual GHG emissions through replication.  The Project is expected to enable  the  installation  of  about  65  MW  of  new  capacity  over  a  5‐year  implementation  period  and  lead  to  the  development  of  260  MW  of  new  geothermal  power  when  fund  reflows  are  considered  over  an  18‐year  period.   Demonstrating  the  viability  of  government‐sponsored  drilling  may  unlock  further  investment  in  the  sector,  particularly  by  private  developers  who  find  the  costs  associated  with  exploration  drilling  prohibitive for the sustainability of their operations.  Geothermal power is expected to contribute to the  country’s  Greenhouse  Gas  (GHG)  emission  reduction  efforts,  which  target  a  29%  cut  by  2030  compared  with a Business‐As‐Usual (BAU) emissions projection that starts in 2010.        173. Transformation  Potential.  The  proposed  CTF‐funded  Project  will  pave  the  way  for  the  further  development of the geothermal sector in Indonesia by establishing a mechanism for mitigating the major  barrier hindering geothermal growth, namely the exploration drilling risk. The successful implementation  of this Project can enable replication of similar interventions in the future seizing on additional resources  from  Government,  private  sector,  and  development  partners,  including  JICA,  AFD,  and  the  Government  of New Zealand, as well as from potential partners being attracted to the geothermal sector, including the  United  States  and  Islamic  Development  Bank.  The  further  replication  of  similar  mechanisms  can  help  unlock  the  potential  for  geothermal  in  the  country,  which  is  estimated  at  27  GW.  In  the  short‐term,  the  proposed CTF‐funded Project will help enable 260 MW of geothermal capacity, while in the medium‐term,  the replication of similar investments can contribute to achieving the Government objective of installing  4.8 GW of geothermal power by 2024 as set forth in the Electricity Supply Business Plan or Rencana Usaha  Penyediaan  Tenaga  Listrik  (RUPTL),  2016‐2024.  Additionally,  lessons  learned  from  the  institutional  and  operational  set  up  of  this  facility  can  benefit  the  development  of  the  geothermal  energy  sector  in  Indonesia and other countries.      Development Impact     174. Improved  energy  security.    Geothermal  energy  is  a  renewable  baseload  source  of  power.  Harnessing geothermal power can have great implications in terms of greening and diversifying the energy  mix and increasing energy security of resource‐rich countries.  Geothermal energy is not affected by price  fluctuations and delivery of fuel, as is the case of higher polluting alternatives – such as the diesel fuel that  would be substituted on the smaller islands of Easter Indonesia.  The replenishment of heat from natural  processes  and  modern  reservoir  management  techniques  enable  the  sustainable  use  of  geothermal  energy ‐ the same cannot be said about fossil fuels.  With appropriate resource management, the tapped  heat  from  an  active  reservoir  is  continuously  restored  by  natural  heat  production,  conduction  and  Page 79 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) convection  from  surrounding  hotter  regions,  and  the  extracted  geothermal  fluids  are  replenished  by  natural  recharge  and  by  injection  of  the  depleted  (cooled)  fluids.   In  addition,  geothermal  power  plants  operate  fairly  steadily  with  the  global  average  capacity  factor35  close  to  75%  and  newer  installations  reaching  96%  and  above  (IPCC,  2011).   A  visual  representation  of  how  the  capacity  factor  of  geothermal  plants stacks up vis‐à‐vis other technologies/fuels is given in Figure 1.     Figure 1. US‐observed Capacity Factors for Geothermal and other Technologies/Fuels, 2013 ‐ 2015  100 90 Nuclear 80 Geothermal 70 Coal 60 Natural Gas Combined Cycle 50 Wind Hydro 40 Natural Gas Combustion Turbine 30 20 10 0 Jan '13 Apr '13 July '13 Oct '13 Jan'14 Apr '14 July '14 Oct '14 Jan '15 Apr '15     Source: Adapted from U.S. Energy Information Administration (EIA):  http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=14611#   175. Environmental co‐benefits. Geothermal power’s environmental benefits far outweigh potentially  adverse  impacts.  First  and  foremost,  there  is  no  combustion  in  the  geothermal  development  process,  which  technically  means  no  technology‐driven  carbon  dioxide  (CO2)  emissions.    Practically,  however,  direct  emissions  do  exist  and  are  linked  to  the  geology  of  the  underground  reservoir  and  fluids.   Nonetheless,  these  are  dwarfed  by  the  emissions  of  thermal‐power  plants.   At  the  local  pollution  level,  geothermal  power  has  also  negligible  emissions  of  sulfur  dioxide  (SO2),  nitrogen  oxide  (NOx),  and  total  suspended particulates (TSP).  Secondly, Geothermal has minimal land and freshwater requirements.  For  example, condensing geothermal plants use 5 gallons of water (geothermal condensate, not fresh water)  35 Capacity factor is the ratio of the actual output of a generating unit over a period of time (typically a year) to the theoretical output that would be produced if the unit were operating uninterruptedly at its nameplate capacity during the same period of time. The figure of 75% is due to the existence of many mature, low-load US plants. This number is not representative of what could be expected from new Indonesian plants. Page 80 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) per megawatt hour, while binary air‐cooled geothermal plants use no fresh water.  By contrast, coal and  gas facilities’ freshwater use is in the hundreds.  Adverse impacts commonly refer to manageable site‐ and  technology‐specific issues (e.g. securing a project’s land or right‐of‐way, disturbance of protected/sacred  sites),  which  call  for  thorough  feasibility  studies  and  impact  assessments  to  inform  project  planning  and  design.  Old issues such as subsidence and risk of hydrothermal eruption are now addressed through the  normal practice of fluid reinjection.    176. Improved energy access. Geothermal power can be an economically attractive generation option,  which  could  contribute  to  increased  energy  access  in  Indonesia.   The  focus  of  the  Project  will  be  on  the  geothermal  power  development  market  in  Eastern  Indonesia  in  order  to  increase  access  to  electricity  in  areas  with  high  poverty  rates  and  expensive  diesel‐fired  power  generation.   In  these  areas,  reliable  and  affordable  access  to  electricity  is  expected  to  contribute  to  sustained  and  sustainable  economic  growth  for  about  4  million  poor  people.   The  levelized  cost  of  geothermal  generation  is  typically  between  four  and  10  US  cents  per  kWh  (Figure  2)  in  the  best  geothermal  areas.  The  observed  cost  range  makes  geothermal  power  competitive  against  higher  polluting  energy  sources.    This  a  particularly  important  point given that reconciling the electrification and renewable energy expansion plans of many developing  country governments puts great pressure on pursuing least‐cost renewable generation options  Figure 2. Levelized Cost of Electricity for Utility‐Scale Renewable Technologies, 2010 and 2014      Source: IRENA (2014)    177. Employment  opportunities.  The  Project  will  increase  drilling  activity,  contributing  to  the  direct  creation of jobs as part of the drilling crews and associated services. In addition, jobs in construction and  maintenance  of  power  plants  and  other  geothermal  facilities  will  be  created,  both  directly  investments  under the Loan Facility and indirectly through the full development of subprojects for which resources are  confirmed with support from the RSM or developed through capacity drilling financed by the Loan Facility.  For  reference,  the  Geothermal  Energy  Association  (GEA)  estimated  that  approximately  860  different  Page 81 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) people with a wide range of skills are employed over the development cycle in a typical 50MW geothermal  project. Approximately 2 people per MW are involved during the drilling phase.36     Implementation Potential    178. Geothermal  development  is  a  pillar  of  the  country’s  Low  Carbon  Growth  Strategy  and  a  key  development  priority  for  GoI37.   The  Ministry  of  Energy  and  Mineral  Resources  (MEMR)’s  “Roadmap for  Accelerated  Development  of  New  and  Renewable  Energy  2015‐2025”38  sees  geothermal  contributing  7  percentage  points  of  GoI’s  renewable  energy  (RE)  target  of  23%  by  2025  –  today’s  overall  RE  installed  capacity  stands  at  6%.   Geothermal  power  is  expected  to  contribute  to  the  country’s  Greenhouse  Gas  (GHG)  emission  reduction  efforts,  which  target  a  29%  cut  by  2030  compared  with  a  Business‐As‐Usual  (BAU) emissions projection that starts in 2010.  With GoI’s commitment and international aid support as  well as considering Indonesia’s geothermal resources, the implementation potential is assessed as high.    179. Leveraged  co‐financing.  The  proposed  Project’s  financing  plan  totals  US$104.25  million.   Out  of  this,  the  Project  would  be  co‐financed  by  PT  SMI’s  dedicated  resources  for  geothermal  development  in  the  amount  of  US$49  million  and  a  contingent  recovery  grant  of  US$49  million  from  CTF  (net  of  management  fee)  to  be  used  for  risk  mitigation  in  geothermal  exploration  drilling.    This  would  be  combined  with  a  non‐reimbursable  grant  of  US$6.25  million  from  the  Global  Environment  Facility  (GEF)  for technical assistance and capacity building. The Project is expected to enable 65 MW of new geothermal  power capacity, which would imply commercial investments of about US$390 million.  180. The  proposed  concept  involves  setting  up  a  revolving  mechanism  through  which  the  funds  used  for exploration drilling will flow back to the facility through repayment from developers who are successful  in  securing  a  license  to  develop  the  subproject.  Given  the  revolving  nature  of  the  facility,  it  is  expected  that  funds  will  flow  back  over  three‐year  cycles  and  that  their  use  may  enable  260  MW  of  new  capacity  and about US$1.56 billion of new investment.   181. Taking  full  advantage  of  Indonesia’s  vast  resource  potential  would  require  post‐exploration,  resource  risk  mitigation  support.   This  phase,  known  as  production  drilling,  requires  significant  investments.   To  support  this  phase,  WB  may  consider  a  tentative  US$300  million  IBRD  loan  for  mid‐ stream  development  (i.e.  steam‐field  drilling),  with  the  aim  of  firming  up  resource  levels  prior  to  SAGS  and power plant development – where greater private participation is likely.    CTF Additionality     182. Geothermal‐based electricity production development has a very unique risk profile. Exploration  and  development  of  geothermal  resource  itself  is  high  risk  and  requires  a  long  phase  of  technically  complex and  capital intensive investment before  constructing the  power plant.  This is a major barrier to  36Geothermal Energy Association (GEA), “Green Jobs Through Geothermal Energy”, October 2010. 37The relevant national policies include: (i) Indonesia’s Second National Climate Change Communication (2009); (ii) the Indonesia Green Paper (2009); (iii) the GOI National Energy Policy (2005); (iv) the Energy Blueprint 2005 – 2025; (v) Indonesia's National Long-Term Development Plan 2005-2025, and National Medium-Term Development Program for 2010 – 2014 (Rencana Pembangunan Jangka Menengah, or RPJM); (vii) the National Action Plan for Climate Change (2007); (viii) the Development Planning Response to Climate Change (2008); (ix) the Climate Change Roadmap for the National Medium-Term Development Program for 2010 – 2014 (2009); (x) Indonesia’s Technology Needs Assessment on Climate Change Mitigation (2009); and (xi) other relevant sector development policies and programs. 38The roadmap is dated May 2015 Page 82 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) scaling‐up geothermal‐based electricity generation, which is exacerbated by the fact that no commercial  equity  financing  or  other  long‐term  financing  is  available  for  geothermal  exploration  and  resource  development phases.  Indonesia is no exception to this.  Despite the geothermal potential (approximately  27 GW) and the focus of GoI and development partners, only about 5% of the total resources indigenous  to  Indonesia  are  currently  developed  to  produce  power.   Most  of  the  current  installed  megawatts  came  on‐line before the 2000s and, in terms of new (greenfield) developments that carry greater risks only one  private sector project, Sarulla (320 MW), has achieved financial closure in the last decade.     183. The CTF funds are critical to address a market failure that is specific to the geothermal sector. In  the absence of the CTF funds, the development and engagement of the private sector in the geothermal  market  would  take  considerable  time  or  not  even  materialize,  given  the  significant  levels  of  risks  associated  with  early  stage  resource  confirmation.    Currently,  there  are  no  schemes  in  Indonesia  mitigating resource risk to attract private capital for geothermal development – a model which has proved  its strength in developed markets such as, the USA and Japan, and that is being pursued in the developing  geothermal markets of Turkey, Armenia and Mexico.  CTF funds would be used to introduce such model  in  Indonesia.  The  proposed  CTF‐funded  Project  will  pave  the  way  for  the  further  expansion  of  the  geothermal  market  in  Indonesia  by  attracting  private  sector  investments,  allowing  for  future  complementary commercial and multilateral lending, as well as sponsor equity.    184. Cost‐sharing as a means to mitigate resource risk is currently the focus of much of the global push  for geothermal development, as it has proven to enable risk capital and private expertise to be mobilized  towards  geothermal  drilling.  For  example,  Japan  and  the  United  States  experienced  a  major  period  of  geothermal  development  thanks  to  cost‐shared  drilling  programs.  After  two  decades  of  cost‐shared  development which allowed installing some 500 MW of geothermal capacity (about 90% of the country’s  total),  the  Japanese  program  came  to  a  halt  in  1995  and  no  new  significant  developments  have  been  undertaken  since.   After  2011’s  earthquake  and  Fukushima  disaster,  the  central  government  has  been  taking  important  steps  towards  reviving  geothermal  power  development,  including  reintroducing  cost‐ sharing for resource estimation.    185. The United States has had various forms of government cost‐sharing, but has kept the majority of  development and capital investment directly with the private sector.  The rollout of the Geothermal Grant  and Loan Program has brought to bear over 2.5 GW of new geothermal installed capacity, thus more than  tripling the 750 MW installed by the early 1980s.  Figure 3 shows the evolution of the installed geothermal  power capacity in USA and Japan in light of their respective cost‐sharing programs.  Cost sharing is a win‐ win  situation  in  that  it  reduces  the  burden  on  public  finances  while  catalyzing  geothermal  development  by the private sector.  At the exploration stage, cost‐sharing creates additional liquidity in risk capital that  is often scarce, unduly costly, or both.  Page 83 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047)     Figure 3 – Evolution of the Installed Geothermal Power Capacity in USA and Japan  3500 American Cost‐Shared Drilling Programs Installed Capacity (MW) 3000 Japanese Cost‐shared Drilling Programs 2500 2000 1500 1000 500 0 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008 2012 Japan USA   Source: ESMAP (2015)    Implementation Readiness      186. The  underlying  national  policies  that  are  relevant  for  the  development  of  the  country’s  geothermal sector include: (i) Indonesia’s Second National Climate Change Communication (2009); (ii) the  Indonesia Green Paper (2009); (iii) the GoI National Energy Policy (2005); (iv) the Energy Blueprint 2005 –  2025;  (v)  Indonesia's  National  Long‐Term  Development  Plan  2005‐2025,  and  National  Medium‐Term  Development  Program  for  2010  –  2014  (Rencana  Pembangunan  Jangka  Menengah,  or  RPJM);  (vii)  the  National  Action  Plan  for  Climate  Change  (2007);  (viii)  the  Development  Planning  Response  to  Climate  Change  (2008);  (ix)  the  Climate  Change  Roadmap  for  the  National  Medium‐Term  Development  Program  for  2010  –  2014  (2009);  (x)  Indonesia’s  Technology  Needs  Assessment  on  Climate  Change  Mitigation  (2009); and (xi) other relevant sector development policies and programs.      187. The  proposed  Project  will  be  carried  out  by  MoF’s  PT  SMI,  an  Infrastructure  Financing  Company  which  is  experienced  with  World  Bank  projects.   MEMR’s  Badan  Geologi,  the  custodian  of  geothermal  exploration data in Indonesia, is expected to facilitate project implementation. In carrying out its function,  PT  SMI  would  be  supported  by  an  Exploration  Management  Team  (EMT)  on  the  management  of  drilling  contractors, general site topographic surveys and any additional scientific surveys needed to develop field  models to be tested by drilling.  The EMT will also coordinate civil works to enable rig access to the sites  prepared  by  the  civil  contractor.  To  ensure  close  coordination,  a  Joint  Committee  comprising  of  representatives  from  MoF/PT  SMI  and  MEMR/BG  will  be  established  to  be  used  as  a  sounding  board  by  the parties on the decision to drill and tender, and ultimately provide guidance to the Project.  Finally, PT  SMI is set to change status from Infrastructure Financing Company to Development Bank in the medium‐ term.    With  the  new  status,  PT  SMI  will  receive  a  mandate  to  scale‐up  development  of  the  country’s  renewable  energy  resources.  In  order  to  fulfill  its  mandate,  PT  SMI  is  looking  at  different  models  for  climate  investing,  including  co‐financing  arrangements,  fund  management  functions,  financial  Page 84 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) intermediary  roles  and  advisory  services.    PT  SMI  has  confirmed  interest  in  exploring  options  for  WB  financing, particularly for geothermal steam‐field development.    188. The  Bank’s  support  would  build  on  the  existing  body  of  work  and  previous  engagements  in  the  global  and  Indonesia  geothermal  space.    Global  experiences  such  as  the  Turkey’s  Geothermal  Development  Project  and  Armenia’s  Geothermal  Exploration  Drilling  Project  provide  relevant  inputs  to  the Project design.  In the Indonesian context, past World Bank activities which inform this operation are:  (i)  the  PPIAF‐funded  Assessment  of  Geothermal  Resource  Risks,  which  took  stock  of  the  international  experience  with  geothermal  development  and  distilled  mitigations  options  applicable  to  Indonesia;  and  (ii)  the  GEF‐funded  Geothermal  Power  Generation  Development  Project,  which  inter‐alia  supported  the  development of a pricing and compensation policy for geothermal power.  In addition to the Bank’s past  experience,  on‐going  activities  which  inform  this  operation  are:  (i)  the  CTF/IBRD,  ADB‐PSOD  and  IFC  downstream  investment  projects and related  technical assistance programs; and  (ii) the Climate Change  Development Policy Loans, which, provided collectively by the World Bank, JICA and AFD, further support  the  development  of  a  pricing  and  compensation  policy  that  is  necessary  to  address  the  higher  financial  cost of geothermal electricity compared with coal‐based power.                      Page 85 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) ANNEX 8: SUPPLEMENTAL RESEARCH AND ANALYSIS    INDONESIA: Geothermal Energy Upstream Development Project    189. Indonesia Electrification Program:  Over the past decade, the Government of Indonesia (GoI) has  made  great  strides  with  the  national  electrification  program.    In  2008,  data  from  the  National  Energy  Council (NEC) show that the country’s electrification rate was about two‐thirds of the overall population  (Figure  1).   As  of  2054,  about  88%  of  the  country’s  population  was  electrified.   GoI  now  targets  a  99%  electrification rate by 2020 as part of its overall vision and social mission for the country’s energy sector.   Against  this  ambitious  target,  Indonesians  enjoy  a  low  electricity  consumption  per  capita  at  40%  of  the  2012  middle  income  countries  (MIC)  average.   Stark  differences  in  the  provincial  electrification  program  exist, with the six Eastern Indonesian provinces exhibiting some of the country’s lowest electricity access  rates – and highest poverty rates.     Figure 1 ‐ Electrification Rates by Province, 2015    Source: Indonesia Ministry of Energy and Mineral Resources, 2015    190. Status of Geothermal Development in Indonesia. Despite the geothermal potential and the focus  of  GoI  and  development  partners,  only  about  5%  of  the  total  resources  indigenous  to  Indonesia  are  currently developed to produce power.  Against a potential of approximately 27 GW, only about 1.3 GW  of  geothermal  capacity  has  been  developed  by  2015  and  estimates  suggest  only  an  additional  105  MW  will be added in 2016.  Most of the current installed megawatts came on‐line before the 2000s from the  Page 86 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) geothermal  fields  of  Kamojang  (1983),  Darajat  (1994),  Gunung  Salak  (1994)  and  Wayang  Windu  (1999),  which  provide  over  1  GW  of  aggregate  capacity.  Only  a  handful  of  existing  geothermal  operations  expanded  production  over  the  past  decade  (so‐called  brownfields).  In  terms  of  new  (greenfield)  developments  that  carry  greater  risks,  only  one  private  sector  project,  Sarulla  (320  MW),  has  achieved  financial  close  in  the  last  decade.  Other  recent  greenfield  developments  have  all  relied  on  state‐owned  enterprises  (SOEs).  They  include  Ulubelu  1&2  (110  MW  –  PGE  drilled  steam  field  and  PLN  established  power  plant)  as  well  as  the  following  projects  progressed  by  PGE  alone:  Ulubelu  3&4  (110  MW  –  with  power plant financed by loan from World Bank and CTF), Lahendong 5&6/Tompaso (40 MW – with power  plant financed by loan from World Bank and CTF), Lumut Balai (110 MW), Hulu Lais (55 MW) and Kerinci  (55  MW).   Karaha  (30  MW)  currently  progressed  by  PGE  is  effectively  a  brownfield  development  as  the  field was explored by private developers initially.    191. Experience  with  Government‐Sponsored  Drilling.  Global  experience  shows  that  de‐risking  geothermal projects by using government funds for exploration has been the key to attracting risk capital  and mobilizing private sector expertise towards geothermal drilling.  Advanced development of the local  geothermal markets in geothermal resource‐rich countries such as USA, Japan, and New Zealand is largely  attributable  to  cost‐shared  or  dedicated  government  exploration  drilling  programs  that  increased  the  investment appeal for investors and developers. Government‐sponsored drilling is currently the focus of  much  of  the  global  push  for  geothermal  development,  and  cost‐shared  drilling  models  are  also  being  pursued in the developing  geothermal  markets such as Turkey, Armenia  (supported  by World Bank) and  Mexico (supported by Inter‐American Development Bank).    192. Poverty Rates in Indonesia.  According to Statistics Indonesia (BPS), Indonesia’s Eastern provinces  – shaded in Table 1 below – also exhibit some of the country’s highest poverty rates.  In these areas (which  include  both  urban  and  rural  centers),  reliable  and  affordable  access  to  electricity  is  expected  to  contribute to sustained and sustainable economic growth for about 4 million poor people.  Table 1 ‐ Poverty Rates by Region and Province, 2014  Number of Poor People (000)  Percentage of Poor People  Province  Urban  Rural  Urban+Rural  Urban  Rural  Urban+Rural  Aceh  161.94  719.31  881.26  11.76  20.52  18.05  Sumatera Utara  632.20  654.47  1286.67  9.35  9.40  9.38  Sumatera Barat  108.08  271.12  379.20  5.43  8.68  7.41  Riau  166.36  333.52  499.89  6.90  8.92  8.12  Kepulauan Riau  97.38  30.42  127.80  6.09  9.86  6.70  Jambi  100.12  163.68  263.80  9.85  7.07  7.92  Sumatera Selatan  367.12  733.71  1100.83  12.93  14.46  13.91  Bangka Belitung  22.33  49.31  71.64  3.39  7.27  5.36  Bengkulu  104.54  216.41  320.95  18.22  17.14  17.48  Lampung  230.63  912.28  1142.92  11.08  15.41  14.28  Page 87 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) DKI Jakarta  393.98  ‐  393.98  3.92  ‐  3.92  Jawa Barat  2578.36  1748.71  4327.07  8.47  11.35  9.44  Banten  375.69  247.14  622.84  4.73  6.67  5.35  Jawa Tengah  1945.29  2891.17  4836.45  12.68  15.96  14.46  DI Yogyakarta  333.03  211.84  544.87  13.81  17.36  15.00  Jawa Timur  1535.81  3250.98  4786.79  8.35  16.13  12.42  Bali  99.90  85.30  185.20  4.01  5.34  4.53  Nusa Tenggara Barat  370.18  450.64  820.82  18.54  16.31  17.25  Nusa Tenggara Timur  100.34  894.33  994.68  10.23  22.15  19.82  Kalimantan Barat  82.05  319.46  401.51  5.76  9.76  8.54  Kalimantan Tengah  40.78  105.55  146.32  4.98  6.57  6.03  Kalimantan Selatan  62.51  120.37  182.88  3.79  5.33  4.68  Kalimantan Timur  97.89  155.71  253.60  4.01  10.33  6.42  Sulawesi Utara  59.18  149.05  208.23  5.51  11.41  8.75  Gorontalo  25.21  168.96  194.17  6.60  23.10  17.44  Sulawesi Tengah  67.08  325.57  392.65  9.77  15.27  13.93  Sulawesi Selatan  162.49  701.81  864.30  5.22  13.25  10.28  Sulawesi Barat  26.31  127.58  153.89  9.16  13.19  12.27  Sulawesi Tenggara  48.25  294.01  342.26  7.06  16.78  14.05  Maluku  49.83  266.28  316.11  7.80  26.28  19.13  Maluku Utara  12.19  70.45  82.64  3.95  8.56  7.30  Papua  35.37  889.04  924.41  4.47  38.92  30.05  Papua Barat  14.78  214.65  229.43  5.86  36.16  27.13  Indonesia  10507.20  17772.81  28280.01  8.34  14.17  11.25  Source: Badan Pusat Statistik (BPS), 2014  193. Geothermal  Development:    Indonesia’s  geothermal  power  potential  is  estimated  at  around  27,000 MW (Table 3), roughly 40 percent of the world’s endowment.  Tapping this abundant, indigenous,  clean  and  baseload  source  of  power  would  contribute  to  the  country’s  sustainable  development,  generation portfolio diversification and energy security enhancements efforts.  Page 88 of 93      The World Bank Indonesia: Geothermal Energy Upstream Development Project (P155047) Table 3 ‐ Indonesia’s Geothermal Prospects (MW)39  Speculative Hypothetical  Probable  Possible Proven  Total  Sumatra  5,530 2,353  5,491 15 389  13,778 Kalimantan  50 ‐  ‐ ‐ ‐  50 Sulawesi  900 125  761 110 65  1,961 Maluku  275 117  142 ‐ ‐  534 Java  2,363 1,521  2,980 603 1,837  9,304 Papua  50 ‐  ‐ ‐ ‐  50 Bali‐Nusa Tenggara  365 359  943 ‐ 14  1,681     Total  27,358 Source: Authors based on data from MEMR      39Source: ESMAP - http://www.esmap.org/sites/esmap.org/files/DocumentLibrary/ESMAP_Scaling- up%20Geothermal%20in%20Indonesia_KS15-13_Optimized.pdf Page 89 of 93