Document of  The World Bank    FOR OFFICIAL USE ONLY    Report No: PAD2467             INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION  PROJECT PAPER  ON   A PROPOSED ADDITIONAL CREDIT   IN THE AMOUNT OF SDR 17.6 MILLION  (US$25 MILLION EQUIVALENT)  TO  THE REPUBLIC OF GUINEA  FOR THE  POWER SECTOR RECOVERY PROJECT    February 21, 2018        Energy and Extractives Global Practice  Africa Region            This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of  their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.    CURRENCY EQUIVALENTS    (Exchange Rate Effective December 31, 2017)    Currency Unit  =  Guinean Franc (GNF)  US$1  =  GNF 9,014.9991  US$1  =  SDR 0.70218309    FISCAL YEAR  January 1  –  December 31    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS  AF  Additional Financing  AFD  Agence Française de Développement (French Development Agency)  AfDB  African Development Bank  AGER  Agence Guinéenne d’Electrification Rurale (Guinea Rural Electrification Agency)  BOAD  West African Development Bank  CLSG  Côte d’Ivoire, Liberia, Sierra Leone, and Guinea Interconnector Project  CPF  Country Partnership Framework  CWE  China International Water and Electric   DA  Designated Account  DPO  Development Policy Operation  EIB  European Investment Bank  EDG  Electricité de Guinée (Electricity of Guinea)  EIRR  Economic Internal Rate of Return  ESEIP  Electricity Sector Efficiency Improvement Project  FM  Financial Management  FY  Fiscal Year  GDI  Gender Development Index  GDP  Gross Domestic Product  GHG  Greenhouse Gas  GNF  Guinean Franc  GoG  Government of Guinea  GRS  Grievance Redress Service  HDI  Human Development Index  HV  High Voltage  IFR  Interim Financial Report  IMF  International Monetary Fund  IMS  Integrated Management System  IPP  Independent Power Producer  IRP  Internal Recovery Plan  IsDB  Islamic Development Bank  kV  Kilo Volt  kWh  Kilowatt Hour  LV  Low Voltage  MEH  Ministry of Energy and Hydraulics  ii      MSC  Management Services Contract  MSC SC  Management Services Contract Steering Committee  MV  Medium Voltage  MW  Megawatt   NPV  Net Present Value  O&M  Operation and Maintenance  OMVG  Organisation pour la Mise en Vigueur du Fleuve Gambie (Gambia River Basin  Development Organization)  OMVS  Organisation pour la Mise en Vigueur du Fleuve Sénégal (Senegal River Basin  Development Organization)  PA  Project Account  PDO  Project Development Objective  PIU  Project Implementation Unit  PNDES  Plan National de Développement Economique et Social (National Economic and  Social Development Plan)  PPA  Power Purchase Agreement  PPP  Public‐Private Partnership  PRG  Présidence de la République de Guinée (the Office of the President of the  Republic of Guinea)  PRSP  Power Sector Recovery Project  RAP  Resettlement Action Plan  SDR  Special Drawing Rights  SEA4ALL  Sustainable Energy for All  SG&A  Selling, General and Administrative  SGG  Secrétariat Général du Gouvernement (General Secretariat of Government)  TA  Technical Assistance       Regional Vice President:  Makhtar Diop   Country Director:  Soukeyna Kane  Senior Global Practice Director:  Riccardo Puliti  Practice Manager:  Charles Joseph Cormier   Task Team Leader:  Yussuf Uwamahoro   iii      REPUBLIC OF GUINEA  POWER SECTOR RECOVERY PROJECT (P160771) ‐ ADDITIONAL FINANCING    CONTENTS  ADDITIONAL FINANCING DATA SHEET ........................................................................................................... i  I. Introduction ............................................................................................................................................... 1  II. Background and Rationale for Additional Financing in the amount of US$25 million equivalent. .......... 2  .................................................................................................................................. 12  III. Proposed Changes  IV. Appraisal Summary ................................................................................................................................ 21  ............................................................................................................... 27  V. World Bank Grievance Redress  Annex 1. Revised Results Framework and Monitoring ............................................................................... 28  .................................................................................. 33  Annex 2. Project Components and Cost Estimations  Annex 3: Financial Management Assessment Report ................................................................................ 35  Annex 4: Procurement Assessment ............................................................................................................ 39  ........................................................................... 40  Annex 5: Economic and Financial Analysis of the Project  MAP ............................................................................................................................................................. 53    iv      ADDITIONAL FINANCING DATA SHEET  Guinea  Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)  AFRICA  Energy and Extractives Global Practice  . Basic Information – Parent  B ‐ Partial  Parent Project ID:   P146696  Original EA Category:   Assessment  31‐Dec‐2019 – Credit and  Current Closing Date:      Grant  Basic Information – Additional Financing (AF)  Additional Financing  Restructuring, Scale  Project ID:   P160771  Type (from AUS):   Up, Cost Overrun  B ‐ Partial  Regional Vice President:   Makhtar Diop  Proposed EA Category:   Assessment  Expected Effectiveness  Country Director:   Soukeyna Kane  15‐Jul‐2018  Date:   Senior Global Practice  Riccardo Puliti  Expected Closing Date:   31‐Dec‐2020  Director:   Practice  Charles Joseph Cormier  Report No:  PAD2467  Manager/Manager:   Team Leader(s):   Yussuf Uwamahoro      Borrower  Organization Name  Contact  Title  Telephone  Email  Secretary  General of  Ministry of Economy and  joachim.lama@y Joachim Lama  Ministry of  224669934551  Finance  ahoo.fr  Economy  and Finance   Project Financing Data ‐ Parent (Power Sector Recovery Project‐P146696) (in US$, Million)  Key Dates  Original  Revised  Project  Ln/Cr/TF  Status  Approval Date  Signing Date  Effectiveness Date  Closing Date  Closing Date  P146696  IDA‐54990  Effective  16‐Jun‐2014  02‐Jul‐2014  30‐Jan‐2015  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2019  P146696  IDA‐H9690  Effective  16‐Jun‐2014  02‐Jul‐2014  30‐Jan‐2015  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2019      i    Disbursements   Project  Ln/Cr/TF  Status  Currency  Original  Revised  Cancelled  Disbursed  Undisbursed  % Disbursed  P146696  IDA‐54990  Effective  SDR  14.60  14.60  0.00  1.67  12.93  11.47  P146696  IDA‐H9690  Effective  SDR  17.70  17.70  0.00  14.32  3.38  80.92  Project Financing Data ‐ Additional Financing for the Power Sector Recovery Project ‐ (P160771)  (in US$, Million)  [  ]  Loan  [   ]  Grant  [  IDA Grant  ]  [X]  Credit  [   ]  Guarantee  [  Other  ]  Total Project Cost:  25.00  Total Bank Financing:  25.00  Financing Gap:  0.00          Financing Source – Additional Financing (AF)  Amount  International Development Association (IDA)  25.000 Financing Gap  0.00  Total  25.00  Policy Waivers  Does the project depart from the CAS in content or in other significant  No  respects?  Explanation    Does the project require any policy waiver(s)?  No  Explanation    Team Composition  Bank Staff  Name  Role  Title  Specialization  Unit  Yussuf Uwamahoro  Team Leader  Senior Energy  Senior Energy  GEE07  (ADM  Specialist  Specialist  Responsible)  Alpha Mamoudou Bah  Procurement  Senior Procurement  Procurement  GGO07  Specialist (ADM  Specialist  Responsible)  Jean Charles Amon Kra  Financial  Senior Financial  Financial  GGO26  Management  Management  Management  Specialist  Specialist  Ali Ouattara  Team Member  Senior Financial  Utility Financial  GEE07  ii      Specialist  Analysis  Claudia M. Pardinas  Counsel  Senior Counsel  Senior Counsel  LEGAM  Ocana  Demba Balde  Social Safeguards  Senior Social  Social Safeguards  GSU01  Specialist  Development  Specialist  Emeran Serge M.  Environmental  Senior  Environmental  GEN07  Menang Evouna  Safeguards  Environmental  safeguards  Specialist  Specialist  Fabrice Karl Bertholet  Peer Reviewer  Senior Financial  Senior Financial  GEE03  Analyst  Analyst  Issa Diaw  Peer Reviewer  Program Leader  Program Leader  AFCC1  Issa Thiam  Team Member  Finance Officer  Finance officer  WFALA  Juliana Chinyeaka  Team Member  Senior Operations  Operations  GEE08  Victor  Officer  Karidjatou Kragbe  Team Member  Temporary  Program Assistant  GEE07  Marie‐Claudine Fundi  Team Member  Senior Program  Senior Program  GEE07  Assistant  Assistant  Miarintsoa Vonjy  Peer Reviewer  Senior Energy  Senior Energy  GEE01  Rakotondramanana  Specialist  Specialist  Olayinka M. Bisiriyu  Team Member  Financial Analyst  Financial Analysis  GEE07  Pedro Antmann  Team Member  Lead Energy  Lead Energy  GEE08  Specialist  Specialist  Racky Dia Camara  Team Member  Program Assistant  Program Assistant  AFMGN  Thierno Bah  Team Member  Senior Energy  Senior Energy  GEE07  Specialist  Specialist  Extended Team  Name  Title  Location  Emmanuel Ngollo  Environmental Safeguards Specialist  Consultant, GEN07      iii      Locations  Country  First Administrative  Location  Planned  Actual  Comments  Division  Guinea  Conakry  Conakry    X    Region  Institutional Data  Parent: Guinea: Power Sector Recovery Project ‐ P146696  Practice Area (Lead)  Energy & Extractives  Contributing Practice Areas    Additional Financing:  Guinea Power Sector Recovery Project ‐ P160771   Practice Area (Lead)  Energy & Extractives  Contributing Practice Areas    iv      I. Introduction   1. This Project Paper seeks the approval of the Executive Directors to provide Additional Financing  (AF)  for  the  Guinea  Power  Sector  Recovery  Project  (PRSP)  (P146696)  in  the  form  of  an  additional  International  Development  Association  (IDA)  credit  in  the  amount  of  US$25  million  to  the  Republic  of  Guinea.  The parent project, financed through an IDA credit in the original amount of SDR 14.6 million  (US$22.6 million equivalent) (Credit No. 5499‐GN) and an IDA grant in the original amount of SDR 17.7  (US$27.4  million  equivalent)  (Grant  No.  H969‐GN),  was  approved  by  the  Board  on  June  16,  2014.  If  approved, this would be the first AF for the project, bringing total IDA financing under the project to US$75  million equivalent, of which US$47.6 million is through credits and US$27.4 million is through grants.  2. The parent project was designed to support the Guinean Power Sector Recovery Plan, which was  developed through technical assistance (TA) by the French Development Agency (Agence Française de  Développement, AFD) and the World Bank, and adopted by the Government of Guinea (GoG) in 2012. A  number of donors are supporting the Power Sector Recovery Plan1 as follows: the European Investment  Bank (EIB) financed the rehabilitation of the existing hydropower plants (total installed capacity of 111.4  megawatt ‐ MW), the Islamic Development Bank (IsDB) financed the rehabilitation of the Kaloum three  thermal power plant (44 MW) and the rehabilitation of the distribution network in Greater Conakry along  with the African Development Bank (AfDB), the Exim Bank of China financed the construction of the Kaléta  hydropower  plant  (240  MW),  and  the  GoG  with  a  Mauritanian  Independent  Power  Producer  (IPP)  Abdallahi Ould Noueiguedh Group financed 100 MW of additional thermal power plants in Conakry. These  projects  are  progressing  well.  The  Kaléta  hydropower  plant  and  the  additional  100  MW  of  thermal  capacity were commissioned in 2015.  3. The Project Development Objective (PDO) of the parent project is to improve the technical and  commercial performance of Electricité de Guinée (Electricity of Guinea – EDG). The parent project has  three components: the first component is providing support for the improvement of performance of EDG,  the national electricity utility, through a Management Services Contract (MSC). The second component  focuses on improving the Conakry distribution network and commercial performance of EDG. The third  component supports technical assistance to the Ministry of Energy and Hydraulics (MEH) for power sector  reforms and project implementation support.   4. The MSC provides for the preparation of an Internal Recovery Plan (IRP) of EDG within the first  year  of  the  contract  execution,  which  is  deemed  essential  if  Guinea  is  to  attract  public  and  private  investments in the energy sector. The IRP, adopted by the GoG in August 2017, one year later than the  planned date,2 was elaborated by the MSC contractor (private operator), based on the realities on the  ground, experienced over the last two years of the implementation of the MSC. Following the completion  of  the  IRP,  the  GoG  requested  AF  to  finance  (a)  critical  activities  that  were  identified  during  the  preparation of the IRP but not foreseen at the parent project design stage; (b) activities, which did not  have sufficient funds, that were identified during project preparation; and (c) activities for which costs  had been underestimated during project preparation.   5. The proposed AF would help address the financing gap, enhance the development impact of the  project, and contribute to the financial recovery of the electricity sector. Specifically, the AF will (a) provide  additional resources to the MSC and technical auditor to turn around the performance of EDG; (b) improve                                                               1 The Power Sector Recovery Plan, adopted in 2012, aimed at rehabilitating grid infrastructure, increasing generation capacity,  and improving the governance of the sector. It is monitored by the Energy Sector Working Group of donors and local power  sector institutions.  2 According to the MSC, the contractor was supposed to deliver the IRP on June 9, 2016, that is, eight months after the effective  date of the contract.  1    the distribution network in Conakry through the construction of a new substation at Kissosso; (c) improve  the  commercial  performance  of  EDG  by  implementing  a  Revenue  Protection  Program  for  high‐value  consumers and support the rollout of consumption meters to the customers of EDG; (d) build the capacity  of EDG’s human resources to sustain the performance of the utility after the completion of the MSC; and  (e) provide technical support to the MEH, the Guinean Rural Electrification Agency (Agence Guinéenne  d’Electrification  Rurale,  AGER),  and  the  Public  Water  and  Electricity  Services  Regulatory  Agency  to  enhance  their  capacity  for  better  performance.  The  proposed  additional  activities  will  address  the  bottlenecks to improved service delivery by EDG and other key institutions in the power sector, thereby  enhancing the development effectiveness of the project.   6. The activities supported by the proposed AF are consistent with the PDO of the original project,  which  is  to  improve  the  technical  and  commercial  performance  of  EDG,  and  as  such,  no  changes  are  proposed to the PDO. To ensure the completion of new activities and promote effective implementation,  it is proposed to extend the closing date of the parent project by 12 months to December 31, 2020. The  disbursement estimates, implementation schedule, and Results Framework will also be revised in line with  the proposed new activities and proposed closing date extension.   II. Background and Rationale for Additional Financing in the amount of US$25 million equivalent.  A. Country Context  7. Guinea is a resource‐rich country. However, it is among the poorest in the world with an annual  per capita income of only US$460.  A series of external shocks, including the Ebola crisis and the sharp  decline of commodity prices, has further exacerbated the poverty rate which was close to 58 percent in  2014.3 The Ebola virus had a dramatic impact on the economy, with an estimated gross domestic product  (GDP) loss of US$535 million for Guinea in 2015. With a population of 12.6 million people (2015), Guinea  ranks ninth from the bottom of the Human Development Index (HDI), with 73 percent of the population  living on less than US$2 a day, only 19 percent of the population having access to sanitation, and an adult  literacy rate of 25 percent—the second lowest in the world. The female HDI value for Guinea is 0.364 in  contrast  with  0.464  for  males,  resulting  in  a  Gender  Development  Index  (GDI)  value  of  0.784  in  2015.  These results place the country in the bottom fifth group of the ranking, notably below the average GDI  values for Sub‐Saharan Africa and low HDI countries, 0.877 and 0.849 respectively  8. To return the economy on a solid footing, the Government developed a post‐Ebola recovery plan  for 2015–2017 and has adopted the 2016–2020 National Economic and Social Development Plan (Plan  National de Développement Economique et Social, PNDES), which covers all key sectors of the economy.  The overall objective of the PNDES is to promote strong and high‐quality growth to improve the well‐being  of Guineans and initiate the structural transformation of the economy, while putting the country on the  path of sustainable development. The PNDES strategy is based on four development pillars: (a) promotion  of good governance for sustainable development; (b) sustainable and inclusive economic transformation;  (c) development of inclusive human capital; and (d) sustainable management of natural capital. It assumes  an  average  economic  growth  rate  of  9.4  percent  per  year  for  2018–2020  based  on  the  ambitious  infrastructure projects in the pipeline, particularly in the energy and transport sectors. The proposed AF  will specifically contribute to the sustainable and inclusive economic transformation pillar of the PNDES.  9. The energy sector will play a crucial role for the implementation of the PNDES. The PNDES will  fast‐track the implementation of the 2012 National Energy Policy which sets an objective to (a) guarantee                                                               3 A study is ongoing to determine the poverty rate in 2017. It will be published in June 2018.  2      the security of supply to contribute to the national security, reduce the dependency on fossil fuel, and  enable  exports  through  the  diversification  of  energy  sources;  and  (b)  promote  renewable  energy  and  energy  efficiency  programs.  The  PNDES  explicitly  highlights  the  need  to  increase  access  to  sufficient,  reliable,  and  affordable  modern  energy  services  for  socioeconomic  transformation.  It  fixes  targets  to  increase access to electricity from 29 percent (including 11 percent of illegal connections) to at least 35  percent  by  2020  and  to  increase  the  share  of  renewable  energy  (excluding  large  hydropower)  to  10  percent by 2020.  10. Guinea’s ambition is to make use of low‐cost hydroelectricity to meet domestic energy demand,  including  the  mining  demand,  and  in  the  medium  term,  to  become  a  major  exporter  of  electricity  to  neighboring countries within the West African Power Pool. This would be a major turnaround for a sector  that currently requires indirect and direct subsidies of 1.5 percent of GDP (US$100 million in 2016) and  could reach almost 3 percent of GDP in 2017.4 The projects under active preparation (Souapiti I, Amaria,  and Koukoutamba)5 are expected to be commissioned by 2022 and will help realize Guinea’s vision for  hydropower. Guinea will begin exporting electricity very shortly, even if it does not fully meet the unmet  domestic energy demand, as a way of boosting its foreign currency reserves. Guinea’s role as an electricity  exporter  will  be  enhanced  by  the  completion  of  several  interconnector  projects  currently  under  preparation, including, the Organization for the Implementation of the Senegal River (Organisation pour  la mise en Vigueur du Fleuve Senegal, OMVS) Transmission Expansion Project (P147921), Organization for  the Implementation of the Gambia River (Organisation pour la Mise en Vigueur du Fleuve Gambie (OMVG)  Interconnection  Project  (P146830)),  and    Côte  d’Ivoire,  Liberia,  Sierra  Leone,  and  Guinea  (CLSG)  Interconnector Project (P113266), which will complete the southern loop under the West African Power  Pool  by  2021.  Commitments  have  already  been  made  for  the  export  of  some  energy  from  the  Kaléta  hydropower plant, which was commissioned in 2015. Foreign currency revenues from electricity exports  and mining would also help stabilize the country’s macroeconomic indicators.   11. The  proposed  AF  will  contribute  to  the  improved  performance  of  one  of  the  enablers  for  the  effective implementation of the PNDES, namely electricity services. This will require a sustained effort to  shift the energy mix from expensive fossil fuel toward least‐cost hydropower, reduce inefficiencies along  the  value  chain,  and  ensure  that  the  high‐value  customers  pay  for  the  electricity  they  consume,  and  eventually reduce energy subsidies over time. The AF would contribute to this effort by facilitating the  improvement  of  the  utility’s  technical  and  commercial  performance.  This  is  a  challenging  objective  as  Guinea has a long tradition of providing highly subsidized electricity services and presently, only 1 out of  2‐kilowatt hour (kWh) produced is actually paid for.6  B. Sector and Institutional context  12. The current sector institutions in Guinea include both public and private sector players. The key  sector institutions include EDG, the state‐owned electricity utility that was created following the failure  of the privatization in the 1990s. EDG is currently being managed by the consortium, Veolia‐Seureca, since  October 2015, under an MSC signed between the GoG and the consortium on June 19, 2015. An Inter‐ ministerial Management Services Contract Steering Committee (MSC SC), chaired by a minister of state in  the President’s Office, was established by decree7 in May 2017 to monitor the MSC’s performance and  the associated performance contract between EDG and the GoG and recommend corrective actions as                                                               4 The International Monetary Fund (IMF) estimates that direct electricity subsidies are expected to be almost triple the amount  budgeted (1.3 percent of GDP against the planned 0.5 percent) in 2017.  5 Koukoutamba is being developed under the OMVS regional organization.  6 With system losses of about 35 percent and billing collection rate of about 81 percent.   7 Created by decree D/2017/101/PRG/SGG on May 11, 2017.  3      needed. The MSC SC comprises representatives from the President’s Office, Prime Minister’s Office, the  MEH, Ministry of Finance, Ministry of Budget, Ministry of Planning and International Cooperation, Major  Projects  Management  Office,  and  EDG.  The  MEH  sets  the  sector  policy  and  plays  an  overarching  supervising  role  of  the  sector.  The  recently  established  AGER,8  will  oversee  the  development  of  rural  electrification programs, including decentralized off‐grid electrification solutions. The law establishing the  independent regulator was adopted by the parliament on November 24, 2017, and the GoG is working  towards operationalizing it in 2018. Several IPPs (Abdallahi Ould Noueiguedh,  La Guinéenne d’Elecricité,  and China International Water and Electric (CWE) operating Kaléta hydropower plant) produce more than  70 percent of electricity generation, leaving less than 30 percent of the generation to EDG. The electricity  law is being updated to reflect new developments in the sector and encourage private participation. A set  of regulations will follow to initiate the enforcement of the law before the end of 2018.  13. The access rate reached 18 percent in 2015,9 and continues to be below the Sub‐Saharan African  average of 37 percent. The access rate masks significant regional disparities, with only 3 percent access in  rural  areas.  Through  the  financing  of  the  Energy  Sector  Management  Assistance  Program  trust  fund  (P145846),  the  GoG  commissioned  a  Geographical  Information  System‐based  National  Least  Cost  Electricity Access Scale Up Program and presented it to the  donors in a consultative group meeting in  Paris on November 17, 2017, to mobilize the required financing (to the tune of around US$644 million),  with the aim of increasing the access rate from the current 18 percent to 36 percent by 2020 through grid  extensions (including regularization of illegal connections) and off‐grid solutions.  14. Despite  its  vast  hydropower  potential  of  about  6230  MW  (ten  times  the  size  of  current  grid  capacity), Guinea’s energy sector performance has remained below that of its regional peers. Unreliability  is rampant: Guinea reported 1,962 outages due to breakdowns per year. The perception of reliability is  the  lowest  in  Sub‐Saharan  Africa,  with  20  percent  of  the  population  believing  that  electricity  is  never  reliable  (Afro‐barometer  2014).  Extended  blackouts  often  contribute  to  street  protests,  with  the  most  recent  protest  reported  in  June  2017.  EDG’s  operational  inefficiencies  also  translate  into  (a)  high  commercial and technical losses, standing at about 35 percent (among the highest in Sub‐Saharan Africa),  due  to  poor  development  and  maintenance  of  the  transmission  and  distribution  networks,  illegal  connections  (around  11  percent  of  the  population),  and  a  poor  billing  system  with  many  unmetered  customers  (about  80  percent)  and  (b)  a  weak  collection  rate,  of  about  81  percent  in  2017  (below  the  average in Sub‐Saharan Africa). These issues are compounded by the gap between electricity tariffs and  cost of supply, which prevents the utility (EDG) from making new investments. With three‐quarters of all  consumers belonging to the low voltage (LV) category, average electricity tariff is at about US$0.09 per  kWh, which is well below the cost of service of about US$0.2 per kWh. Consequently, EDG is in a critical  financial situation with significant debts and arrears. Indeed, EDG owes around US$240 million (about 3  percent of GDP or four years of annual turnover) to suppliers, while the GoG owes EDG about US$160  million.  15. As electricity tariffs are not cost reflective, Guinea’s power sector generated a quasi‐fiscal deficit10  of about 2.1 percent of GDP in 2016. This is higher than the 0.9 percent average of 39 countries in Sub‐ Saharan Africa—excluding South Africa. It is also large in comparison to the central government’s fiscal  deficit (6.9 percent of GDP in 2015) and key social sectors such as education (3.2 percent of GDP in 2014).                                                                8 Created by the decree D/2017/099/PRG/SGG on May 9, 2017.  9 Based on the results of an access baseline survey conducted by the Castalia group in 2015; the access rate may be 29.1  percent if one takes into account illegal connections.  10 The difference between the net revenue of an efficient utility and the net cash it collects.  4      16. The  installed  capacity  in  2016  was  about  590  MW  while  the  available  capacity  was  limited  to  around 458 MW due to ongoing rehabilitation of the existing power plants. In 2016, EDG generated 1531.5  GWh to meet the needs of its 246,527 customers, of which 65 percent live in the capital city of Conakry.  About 45 percent of the energy was generated by the Kaléta hydropower plant, 31 percent by thermal  Independent  Power  Producers  (IPPs),  and  24  percent  by  EDG’s  legacy  power  plants.  The  electricity  demand has grown by 13 percent in 2015 and it is expected to grow at 9 to 10 percent per year in the next  five years. Table 1 shows statistical data of the utility’s performance in 2015 and 2016. The demand for  electricity in Guinea is not accurately known because (a) many households and businesses are connected  to  the  network  illegally  and  are  not  listed  in  the  EDG  customer  database;  (b)  up  to  80  percent  of  LV  customer billing is based on a flat fee with no metering; and (c) the demand may adjust downward once  billing  collection  improves.  The  demand  forecasted  in  2025  is  estimated  at  1,623  MW  driven  by  (a)  meeting unserved demand; (b) the acceleration of access to electricity under the Sustainable Energy for  All (SEA4ALL) initiative and the National Least Cost Electricity Access Scale Up Program; and (c) the likely  development of industrial activities, including major mining projects.  Table 1. EDG’s Performance in 2016  Item  Units  2015  2016  Improvement  Power generation   GWh  1118.191  1 531.504  37%  EDG   %   39  24  –15 pts   IPPs  %   16  31  15 pts   Kaléta   %   45  45  0 pts   Peak demand  MW  260  295  13%  Number of clients  N  238,469  246,527  3,4%   Prepayment meters  n   104  1778  1610%  Billed energy   GWh  702,803  1,002,937  42,7%   Annual turnover  GNF, millions  491,730  780,388  28%  Revenues  GNF, millions  407,561  616,821  51,3%   Revenue collection rate   %  60  79  19 pts   Staff  N  1,592  1,582  –1%  Source: EDG’s annual report 2016.  17. The GoG has ambitious development plans prioritizing privately financed generation and public  sector financed transmission and distribution for access, as well as some hydropower. Lately, a few power  generation  projects  have  been  commissioned,  including  the  Kaléta  (240  MW)  hydropower  plant  (commissioned in August 2015)11 as well as thermal plants developed as IPPs, including Kaloum 1 (24 MW),  Kaloum  2  (26  MW),  Kipe  (50  MW),  and  K‐Energies  (75  MW)  that  added  around  175  MW  of  installed  capacity to the national grid. The country launched the construction of the 450 MW Souapiti I hydropower  plant using public funds, to meet the domestic and regional demand by 2022 and reduce overall risks of  shortage of supply. Souapiti I will have a reservoir that will mitigate the seasonality along the cascade of  projects on the Konkouré river, thus limiting the need for expensive thermal power generation during the  dry season, which constitutes about 30 percent of current electricity generation. Regional hydropower                                                               11 Kaléta has been partly privatized to raise equity financing for Souapiti. CWE and the GoG own 51 percent and 49 percent of  Kaléta’s shares respectively.  5      projects, including Sambangalou through the OMVG (120 MW) and Koukoutamba through the OMVS (290  MW) are under development. Other projects in the pipeline include Amaria hydropower plant (300 MW),  Poudaldé  (60  MW),  and  other  renewable  energy  projects  to  be  developed  under  public‐private  partnerships (PPPs).  18. The  expansion  of  electricity  production  would,  however,  increase  the  total  cost  of  electricity  production. This would translate into higher subsidies. The IMF estimates the increase at 2.1 percent of  GDP in 2016, and therefore requires that the GoG (a) develop a policy framework to ensure that fiscal  transfers to the electricity sector do not become unsustainable and (b) persist in the implementation of  the Guinean Power Sector Recovery Plan to reach financial sustainability in the medium to long term. The  Government has concluded negotiations for a new IMF‐supported program (2018‐2020), which includes  fiscal consolidation measures needed to maintain fiscal deficit at a sustainable level. In addition, the MSC  of EDG is pushing the GoG to take a decision on future tariff‐subsidies commitment. Thus, the country is  under great pressure to rationalize subsidies by raising electricity tariffs toward cost recovery. Any tariff  increase in Guinea must take into account the global best practice, which indicates that tariff reforms are  more successful when there is a credible promise of improved service delivery. The reverse is also true,  which is why the improvement of the operational and financial performance of the utility is a key priority.  19. The Government is undertaking an assessment of arrears, which have become worrisome. As of  June 30, 2017, the GoG owes EDG around US$160 million, of which GNF 600 billion (approximately US$66  million)  is  for  public  administration  and  street  lighting  consumption.  On  the  other  hand,  EDG  has  accumulated around GNF 2180 billion (approximately US$240 million) of arrears to different suppliers as  of October 31, 2017, representing about 3 percent of GDP or four years of EDG’s annual turnover. In the  effort to find a sustainable solution to the utility’s short‐term debts and accumulated arrears, the GoG is  hiring a consultant to assist in undertaking a financial restructuring of EDG in 2018. A first step to reduce  the arrears is the implementation of the IRP, which has important measures that improve billing practices,  increase  billing  collection  rates,  and  reduce  technical  and  commercial  losses.  Such  measures  are  also  supported  by  the  World  Bank’s  Guinea  Second  Macroeconomic  and  Fiscal  Management  Development  Policy Operation (DPO), to be delivered to the Board mid‐March 2018 (P161796).   20. The preliminary results of the MSC for EDG are mixed and there is a joint responsibility of the  Government  and  the  MSC  contractor  to  improve  performance.  The  MSC  of  EDG  became  effective  on  October 9, 2015. To date, some preliminary positive results have been achieved, in particular (a) reduction  in  the  number  and  duration  of  power  interruptions;  (b)  reduction  of  operational  expenditures  by  32  percent; (c) increase in generation capacity in rural secondary cities with 14 small generators; (d) increase  in the annual turnover by 28 percent; and (e) increase in the billing collection rate by 19 percent. However,  the midterm review of the MSC, undertaken in November 2017, revealed that the contractor registered  minimal  improvements  in  the  expected  results  regarding  commercial  performance  and  did  not  make  sufficient  efforts  to  build  the  capacity  of  Guinean  counterparts.  To  rectify  the  situation  and  improve  commercial  performance  through  modernization  of  billing  function,  the  GoG  has  secured  funds  in  the  2018  budget  for  the  installation  of  smart  meters  for  nonresidential  large  consumers  (as  part  of  the  implementation of the Revenue Protection Program in this AF) as priority and both prepayment and post‐ payment  meters  to  residential  consumers,  depending  on  the  choice  of  the  beneficiary.  This  will  also  require the political will to promote the concept that large consumers pay for electricity consumption,  which should convince the rest of the population to pay. Investments are also required to reduce losses  to  within  Sub‐Saharan  African  averages  or  lower.  The  MSC  contractor  is  committed  to  improve  billing  collection (currently at 81 percent), rollout consumption meters (currently 80 percent of consumers have  no meters), and work with the GoG to reduce losses (still at 35 percent).  6      21. For the success of the MSC, it is critical that the MSC contractor (the ‘Operator’ under the MSC)  restores  EDG’s  top  management  team  with  qualified  experts  and  sustains  them  until  the  end  of  the  contract. In September 2017, four key experts of the MSC contractor left EDG and the MSC contractor is  in the process of replacing them. The Government’s primary interest remains that staff appointments be  made based on expert qualifications and experience and should a staff member need to be replaced, that  they  be  replaced  with  staff  of  at  least  equal  qualification.  During  the  midterm  review  of  the  project  conducted in November 2017, the MSC contractor committed to fully reestablish the management of EDG  before the end of March 2018 and ensure the stability of the team for the MSC’s remaining contractual  period. The AF, if approved, will support the financing of the full‐time presence of key personnel for the  remaining contract duration of two years until end 2019. Furthermore, there is an agreement with the  MSC  SC,  the  MEH,  and  the  MSC  auditor  on  the  way  forward,  to  strengthen  the  supervision  of  the  implementation of the contract, with a special focus on commercial and human resources development  improvements. The MSC submitted an annual action plan in December 2017, conforming with the IRP of  EDG,  with  clear  milestones  and  key  performance  indicator  targets,  to  enable  the  evaluation  of  the  performance by  the MSC  technical auditor every quarter starting with the quarterly audit  planned for  April 2018. Ultimately, in a worst‐case scenario, should the MSC contractor fail to get satisfactory results,  termination of the MSC and launching a new bidding process to select a new contractor will be considered  by the Government.   22. The  project’s  midterm  review  also  identified  a  number  of  recommendations  for  the  GoG  to  strengthen its role in the management of the energy sector, which affects the performance of EDG. The  MSC SC is committed to hold meetings at least on a quarterly basis to review the performance of the MSC  contractor, based on the independent assessment of the MSC technical auditor. Specific commitments of  the Government include the establishment of a mechanism to ensure the regular and timely payment of  electricity consumption from the public sector and state‐owned enterprises, the operationalization of the  regulator to provide regular independent assessments of tariff methodology, the adoption of a clear policy  on tariff adjustments based on the results of the ongoing tariff study to be commissioned in April 2018,  and the communication of the Government’s vision and action plan to improve electricity services to the  population. The Government is also committed to undertake analytical work to inform a decision on the  future governance of EDG at least 10 months before the expiration of the MSC in October 2019. Different  options,  including  extension  of  the  MSC,  handover  of  the  management  to  trained  Guinean  staff,  affermage and privatization of EDG, will be analyzed. This assessment is expected to be completed by  December 2018.   23. The World Bank is engaged in the development of Guinea's energy sector through policy dialogue,  investment activities and technical assistance. The World Bank’s ongoing operations include (a) the Power  Sector Recovery Project (P146696), the parent project of the proposed AF; (b) the US$2.1 million World  Bank‐executed SEA4ALL TA (P145846) that financed the electricity access scale‐up investment prospectus  to  mobilize  concessional  financing  for  access,  the  monitoring  and  evaluation  framework  to  track  the  performance of the power sector, the capacity building of the MEH in PPPs and the development of a  hydropower  atlas  for  the  country,  and  the  Internet  viewer  for  potential  investors;  (c)  regional  interconnector projects: Organization for the Implementation of the Senegal River (Organisation pour la  mise en Vigueur du Fleuve Senegal, OMVS) transmission expansion project (P147921), Organization for  the Implementation of the Gambia River (Organisation pour la Mise en Vigueur du Fleuve Gambie (OMVG)  Interconnection  Project  (P146830)),  and  Côte  d’Ivoire,  Liberia,  Sierra  Leone,  and  Guinea  (CLSG)  Interconnector  Project  (P113266),  which  are  financed  by  IDA  together  with  other  donors;  and  (d)  the  Guinea  Second  Macroeconomic  and  Fiscal  Management  DPO  series  (P161796),  which  includes  energy  7      sector‐related prior actions.12 The Electricity Sector Efficiency Improvement Project (ESEIP, P077317) with  an overall financing of US$30 million closed on June 30, 2016, and the Decentralized Rural Electrification  Project (P074288) with a financing of US$7 million closed on June 30, 2013. The new Country Partnership  Framework (CPF) has identified further sector investment needs, including the Guinea Electricity Access  Scale Up Project (P164225) and the Guinea‐Mali Interconnection Project (P166042), to be delivered to the  Board in FY2019.  C. Higher Level Objectives to which the Project Contributes  24. The proposed AF is well aligned with the Guinea Country Partnership Strategy (CPS) FY2014–2017   13  and the CPF FY2018–2020 under preparation, which will be presented to the Board of Directors of the  World Bank Group in May 2018. The CPS states that the WBG will support the Government’s Action Plan  to improve energy services in the country over a three to five‐year horizon through: (i) urgent investments  and financial/institutional measures to turnaround EDG and improve the reliability of energy services; and  (ii)  support  the  development  of  the  hydropower  potential  in  Guinea.  The  Guinea  Power  Sector  Development Policy Note prepared by the World Bank in June 2017 to inform the new CPF (FY2018–2020)  and  facilitate  its  dialogue  with  the  GoG  in  defining  the  sector  priorities  (2016–2025)  confirmed  the  investments to be financed by the AF as critical for improving the sector management and efficiency. The  AF  is  also  part  of  the  World  Bank  Group’s  broader  engagement  in  the  sector  as  described  earlier  (Paragraph 23).   D. Original Project Description and Performance   25. Parent  project  performance.  The  project  ratings  for  ‘Overall  Implementation  Progress’  and  ‘Progress toward the PDO’ have been consistently Moderately Satisfactory over the past two years in the  project Implementation Status and Results Reports. The parent project was approved on June 16, 2014  and became effective on January 30, 2015. The project faced difficulties at the beginning due to turnover  in Project Implementation Unit (PIU) staff and delayed replacement of staff, as well as delays in reaching  the  effectiveness  for  the  MSC  of  EDG.  Overall  disbursements,  as  of  February  20,  2018,  stand  at  48.61  percent14, while 90 percent of the project funds are committed through contracts under implementation.  Key results achieved so far from 2014 to today include the increase in billing collection rate from 77 to 81  percent, average daily hours of services increased from 12 to 16, electricity losses reduced from 42 to 35  percent; etc.  26. The GoG is in compliance with the project’s two dated legal covenants, the appointment of the  technical auditor for the MSC and the appointment of the project financial auditor. financial management  FM is rated Moderately Satisfactory and all the project’s interim financial reports (IFRs) are up‐to‐date.  However, there are inadequacies to be addressed during the project implementation, including (a) the  need to improve the engagement of the oversight structure by creating a Project Steering Committee to  replace the inter‐ministerial technical committee for power sector reform that is no longer active and (b)  the absence of an internal audit function for the project. For the purposes of this AF, the fiduciary risk has  been assessed Moderate following the primary risk assessment which considered the current risk rating  of  the  parent  project  and  the  mitigation  measures  required  for  the  AF  (Annex  2).  Procurement                                                               12 Two energy sector prior actions include (a) the Recipient, through the MEH, has (i) adopted EDG’s Management  Improvement Plan and (ii) committed to provide budgetary support for the first year of the associated business plan; and (b)  the Recipient’s Council of Ministers has submitted, to Parliament, a draft law establishing an independent regulator for the  electricity sector to monitor financial compliance with electricity tariffs.   13 Report number 76230‐GN.  14 Disbursements of about 73% on IDA‐H9690 and 10.5% on IDA‐54990  8      performance  is  also  rated  Moderately  Satisfactory.  Safeguards  performance  is  rated  Satisfactory.  However,  the  risk  on  environmental  and  social  safeguards  was  raised  to  Substantial  given  the  EDG’s  limited capacity and the increasing number of projects it manages, with different sources of financing.  The  downgrade  is  also  because  of  the  delays  to  the  implementation  of  the  recommendations  of  the  Environmental and social Audit of EDG grid infrastructure that was carried out during the preparation of  the project. The midterm review of the project was conducted in November 2017 and the findings confirm  that the project remains likely to achieve its PDO.  Parent Project Components and Status of Implementation    Component 1: Improvement of EDG’s Performance through a Management Services Contract (US$14.00  million equivalent)  27. This component, implemented by the MEH, finances the MSC between the Government and a  private operator with sufficient technical and fiduciary capacity to provide management, operation, and  capacity‐building services for EDG over four years for EDG (2015‐2019). The MSC was signed on June 19,  2015, for a period of four years, and became effective on October 9, 2015. The MSC contractor deployed  a top management team15 at EDG and accomplished specific short‐term missions16 to assess the status or  baseline situation of different departments and operations of EDG to be able to prepare the contractual  IRP of EDG. The IRP reflects (a) strategic activities to turn around the performance of EDG with special  focus on improving service delivery, commercial performance, and human resource capacity building; (b)  specifications  and  costs  of  each  activity;  and  (c)  the  EDG’s  business  plan  for  the  MSC  contract  period  (2015–2020) and beyond toward a fully creditworthy utility. The final version of the IRP was endorsed by  the technical auditor in June 2017, submitted in July 2017, and adopted by the GoG in October 2017. From  the  midterm  review  report  of  the  technical  auditor,  both  the  MSC  contractor  and  the  GoG  have  shortcomings and a shared responsibility in meeting their respective obligations under the MSC. Out of  17 defined performance indicators,17 the MSC contractor performed well on five indicators, including (a)  System Average Interruption Duration Index (high voltage ‐ HV) that has improved to 1.3 hours by end of  June 2017 (already reached the target of 2 hours in 2019); (b) System Average Interruption Duration Index  (medium voltage ‐ MV) has improved to 120 hours by end of June 2017 (achieved the target of 2017 of  280 hours); (c) Rate of non‐planned outages of power plants has decreased from 28 percent in 2016 to 18  percent by end of June 2017 (the target was 15 percent in 2017, 10 percent in 2018, and 5 percent in  2019).  However,  the  MSC  contractor  is  yet  to  deliver  on  commercial  performance  improvement  and  capacity building of EDG’s human resources. The key performance indicators include (a) the ratio of the  number of customers billed on meters to the number of total customers which has marginally increased  from 1 percent to 8.6 percent (the target is 80 percent for 2018 and 100 percent in 2019) due to strong  resistance by the population with regard to the installation of meters and (b) low billing collection rate for  the public institutions which has marginally increased from 45 percent to 60 percent while the target for  2017 is 100 percent, and so on. The MSC contactor is committed to shift the focus to the commercial  performance improvement and capacity building over the next two years with support from the AF.  Component  2:  Improvement  of  Conakry  Distribution  Network  and  Commercial  Performance  of  EDG  (US$33.70 million)                                                               15 Administrator General plus seven directors, Director of Administration and Finance, Director of Commercial Department,  Director of Human Resource Development, Director of Generation and Transmission, Director of Distribution, Director of  Procurement, and Director of Planning and Project Implementation. Four of the directors are in the process of being replaced.  16 25 out of 26 that are planned over two years.  17 There are 23 key performance indicators of the MSC. Six of them are yet to be defined in terms of calculation methodology.  9      28. This  component,  implemented  by  EDG,  supports  investments  to  enable  EDG  improve  the  reliability of the electricity supply in the capital city of Conakry, where 80 percent of its clients are located.  The  component  builds  on  the  World  Bank‐financed  ESEIP  (P077317,  closed  on  June  30,  2016),  which  supported the rehabilitation and upgrading of the network in the district of Kaloum and complements the  AfDB‐ and IsDB‐financed rehabilitation works in the Ratoma and Matoto districts of greater Conakry.   Subcomponent 2.A: Improving distribution network conditions in Conakry   29. This subcomponent supports the GoG’s priority investment program, including (a) rehabilitating  and  upgrading  the  dilapidated  distribution  infrastructure  in  the  Dixinn  district  of  greater  Conakry;  (b)  providing  operation  and  maintenance  (O&M)  equipment  and  tools;  (c)  supplying  and  installing  the  protection system of hydropower plants against voltage surges to ensuring sustainable and safe supply of  power; and (d) supplying and installing equipment to compensate for reactive power and improve power  factor  in  the  system.  Rehabilitation  works  are  ongoing  and  O&M  equipment  and  tools  have  been  delivered.  Subcomponent 2.B: Improvement of commercial performance of EDG  30. This  subcomponent  is  financing  investments  to  improve  the  EDG’s  commercial  performance.  These include some elements of the IRP of EDG: the implementation of a census of all EDG customers and  codification of the clients, the implementation of an integrated management system (IMS) of EDG, and  the rehabilitation of household connections, including standardization of informal and illegal connections  in Kaloum, Ratoma, and Matoto districts. Most of the contracts for these activities are under execution.   Component 3: Technical Assistance to MEH, Monitoring and Evaluation, and Project Implementation  Support (US$2.30 million)  31. This  component,  implemented  by  the  MEH,  provides  TA  to  the  MEH  to  enhance  the  MEH’s  capacity  to  monitor  and  supervise  the  MSC  contractor  and  carry  out  other  sector  policy  reforms  and  oversight activities.  Subcomponent 3.A: Technical Assistance to the MEH  32. This  subcomponent  supports  the  MEH’s  supervision  of  the  MSC  contractor  (operator)  and  provides TA to the MEH to carry out other sector policy and oversight activities, including TA to implement  financial restructuring of EDG, independent technical auditing to directly monitor the MSC contractor’s  deliverables and verification of key performance indicators reported by EDG, and TA to develop the GoG’s  anti‐fraud  policy  and  the  legal  instrument  to  enforce  it.  The  implementation  of  these  activities  is  progressing  steadily.  The  technical  MSC  auditor  was  appointed  on  August  12,  2016  by  the  GoG  for  monitoring and supervising the execution of the MSC and the associated performance contract between  the  GoG  and  EDG,  describing  mutual  responsibilities  of  both  parties  to  achieve  the  agreed  sector  performance results. In May 2017, the GoG put in place a high‐level MSC SC chaired by a Minister of State,  Adviser in the President’s Office, to supervise the execution of the MSC and the performance contract.  Subcomponent 3.B: Project Implementation Support  33. This subcomponent covers costs related to the provision of equipment and services of experts in  the areas of procurement, financial and disbursement management to enable the MEH‐PIU to implement  Components 1 and 3 of the project.  10      E. Rationale for Additional Financing  34. The overarching rationale of the AF is that the existing financing from the parent project is not  sufficient to cover the additional critical activities proposed in the adopted IRP of EDG and the parent  project  would  not  fully  achieve  the  intended  PDO  without  the  implementation  of  these  additional  activities. Following the development of the IRP by the MSC contractor (financed by the parent project),  a set of activities required for the full achievement of the PDO and enhancing sustainability of the project  results has been identified. These include (a) upgrading distribution network through the construction of  a new substation in Kissosso to release the load on the existing substations and improve the quality of  service in Ratoma and Matoto districts in Conakry while reducing distribution losses in these areas; (b)  implementing  a  Revenue  Protection  System  to  permanently  secure  about  80  percent  of  EDG’s  annual  revenues  for  nonresidential  large  consumers;  (c)  supplying  and  installing  around  20,000  consumption  meters targeting large consumers (currently 80 percent of consumers have no meters to measure their  consumption and are hence being billed on a lump‐sum basis), as part of a larger multidonor initiative  aiming  at  installing  around  250,000  meters18;  and  (d)  implementing  EDG’s  Human  Resources  Capacity  Building Plan to sustain the performance of the utility’s operations after the MSC’s expiration. The AF will  also finance additional man‐month(s) for experts and specific technical missions from the MSC contractor  to ensure the implementation of the IRP of EDG within the MSC’s timeline (2015–2019).   35. By financing these activities, the AF will improve project results: enhancing the condition of the  electricity network in Conakry, reducing technical and commercial losses, improving the management of  EDG, and significantly increasing the company’s revenues. By supporting capacity building of the EDG staff  in addition to skills transfer and preparation of future managers of EDG by the MSC contractor, the AF will  enhance the sustainability of the project results. The AF will finally address the financing gap for activities  planned in the parent project that were not fully funded. The costs of some activities of the parent project  were underestimated. These include (a) the technical audit of the MSC and (b) support to the PIU. The  proposed AF will address these financing gaps.   36. Construction of a new substation in Kissosso (110  Kilo Volt (kV)/20 kV). The construction of a  new substation in Kissosso, which was not included in the parent project, is critical to increase supply,  reduce  losses,  and  provide  reliable  power  supply  to  the  areas  of  Ratoma  and  Matoto  in  Conakry  by  releasing load from the two existing overloaded substations in those areas, following the commissioning  of Kaléta HPP in 2015. This activity was identified by EDG among the top priorities to improve the quality  of its service in the greater Conakry area.   37. Establishment  of  the  Revenue  Protection  Program  for  large  customers  and  supply  and  installation of consumption meters for customers. The installation of smart meters and implementation  of a Revenue Protection Program for large customers is urgent for EDG to permanently secure about 80  percent of its annual revenues. The installation of meters is indeed critical as 80 percent of electricity  consumers do not have meters and are billed on a fixed rate per month, regardless of their consumption.  Based on poor performance of the ESEIP (P077317) in rolling out prepayment meters due to resistance  from the population, the new strategy adopted by the GoG is to allow beneficiaries to choose between  post‐payment and prepayment meters, with the possibility to convert post payment to prepayment in  case of prolonged nonpayment by a consumer.  38. Capacity  building  for  EDG’s  human  resources  and  additional  time  and  effort  for  the  MSC  contractor’s  experts  to  ensure  that  the  MSC  objectives  are  fully  and  sustainably  achieved.  The  IRP                                                               18  There are other donors including the AfDB, the IsDB, the AFD, financing the supply and installation of meters.  11      identified  a  critical  capacity‐building  program  to  allow  the  staff  of  EDG  to  take  over  from  the  MSC  contractor at the end of the MSC. This program needs to be implemented as a matter of urgency in the  two remaining years of the MSC. According to the same IRP, additional efforts of key experts and specific  short‐term  missions  from  the  MSC  contractor  are  required  to  achieve  the  targeted  results.  The  initial  assessment of the time and efforts needed from the MSC was based on consultant estimates, while the  IRP has been developed based on the circumstances and facts on the ground leading to the conclusion  that capacity building is needed not only for professional staff, but for most of the intermediate and lower‐ level staff. The thorough analysis found that additional time and effort of experts and funds will be needed  to reach the MSC objectives. The AF will support the implementation of the Capacity Building Program  (2017–2019) of EDG’s staff and the extension of contracts for the key experts whose required time was  underestimated.19 In addition, based on the experience of the first years of the MSC, the auditor will be  required to do more missions than initially planned.  Consideration of Other Options    39. The World Bank team considered preparing a new operation instead of an AF. However, given the  precise alignment of the proposed activities with the PDO of the parent project (P146696) and the limited  time to implement the MSC’s predefined objectives within the time frame of the contract (by end 2019),  an AF was seen as a more efficient option.  III. Proposed Changes   Summary of Proposed Changes  The activities under the AF are aligned with the PDO of the parent project and will be incorporated under  existing  project  components,  namely  Component  1  (Support  the  improvement  of  EDG’s  performance  through a management services contract), Component 2 (Improvement of Conakry distribution network  and  commercial  performance  of  EDG),  and  Component  3  (Technical  assistance,  capacity  building  and  project implementation support). A closing date extension to December 31, 2020, is proposed to allow for  completion of activities under the project, particularly the activities to be financed under the proposed AF.  The  disbursement  estimates  and  implementation  schedule  are  revised  in  line  with  the  proposed  new  activities  and  closing  date.  Adjustments  will  be  made  in  the  PIU  (located  within  the  MEH)  to  reduce  redundancies and improve FM efficiency by transferring FM to the PIU of EDG. Two activities under the  parent project, the compensation of reactive power on the grid and protection of hydropower plants, are  dropped because they are covered under projects financed by other donors: West African Development  Bank (BOAD) and EIB respectively. Components and costs will be revised to account for new activities under  the AF. Four new covenants related to production and disclosure of annual audit reports of EDG, adoption  of  a  financial  restructuring  plan  of  EDG,  maintenance  of  qualified  key  experts  of  the  MSC  contractor  throughout the MSC execution period, the carrying out of an assessment of the different options available  leading  to  a  decision  for  the  future  governance  of  EDG  after  the  expiration  of  the  MSC,  and  the  establishment, not later than four months after the effectiveness date and the maintenance of the Project  Steering Committee, were added. The project Results Framework will be updated to reflect the results of  the activities financed under the proposed AF and the new closing date.                                                                 19 These include the Director of Studies and Works (extension of two years), Director of Procurement (extension of two years),  Director Human Resource Development (extension of one year), and Director of Generation and Transmission (extension of one  year).  12      Change in Implementing Agency  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Project's Development Objectives  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Results Framework  Yes [ X ]  No [    ]  Change in Safeguard Policies Triggered  Yes [    ]  No [ X ]  Change of EA category  Yes [    ]  No [ X ]  Other Changes to Safeguards  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Legal Covenants  Yes [  ]  No [  X  ]  Change in Loan Closing Date(s)  Yes [ X ]  No [    ]  Cancellations Proposed  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Disbursement Arrangements  Yes [    ]  No [ X ]  Reallocation between Disbursement Categories  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Disbursement Estimates  Yes [ X ]  No [    ]  Change to Components and Cost  Yes [ X ]  No [    ]  Change in Institutional Arrangements  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Financial Management  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Procurement  Yes [    ]  No [ X ]  Change in Implementation Schedule  Yes [ X ]  No [    ]  Other Change(s)  Yes [    ]  No [ X ]  Development Objective/Results    Project’s Development Objectives    Original PDO  The PDO is to improve the technical and commercial performance of the Electricité de Guinée (EDG)   Change in Results Framework    Explanation:  The project Results Framework has been updated to reflect the impact of the AF activities, to include the  World Bank’s new corporate results indicators, and to incorporate indicators on citizen engagement and  gender, as well as to revise some baseline and end targets for existed indicators. The new PDO indicators  include (a) average interruption frequency per year in the project area; (b) people provided with new or  improved electricity service; and (c) people provided with new or improved electricity service ‐ female. The  intermediary indicators introduced are (a) people provided with access to electricity services under the  project  by  household  connections  ‐  rehabilitation  and  standardization  of  household  connections  in  Kaloum, Ratoma, and Matoto; (b) people provided with access to electricity services under the project by  household  connections  ‐  rehabilitation  and  extension  of  distribution  network  in  Dixinn;  (c)  number  of  transformers  installed,  of  which  large  consumer  smart  meters;  (d)  number  of  meters  installed;  (e)  beneficiary satisfaction survey completed, published; and (f) average number of hours of training per staff  per  year.  The  end  target  dates  have  been  extended  in  line  with  the  proposed  new  closing  date  of  the  project of December 31,2020.    13      Compliance    Covenants ‐ Additional Financing (Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing ‐ P160771)  Source of  Finance  Description of  Funds  Agreement  Date Due  Recurrent  Frequency  Action  Covenants    Reference  The Recipient shall  cause EDG to  produce and  disclose, and EDG  shall produce and  disclose, not later  Section I.F(1) of  than June 30 of  Schedule 2, to  each fiscal year,  the Financing  throughout project  Agreement and  implementation,  IDA      Yearly  New  Section C.1‐ annual consolidated  Schedule 1 of  audited financial  the Project  statements, in form  Agreement  and substance  satisfactory to the  Association and in  accordance with  international  accounting  standards.  The Recipient shall,  not later than six (6)  months after the  Section I.F(2) of  effective date,  Schedule 2, to  adopt the financial  15‐Jan‐ IDA      New  the Financing  restructuring plan  2019  Agreement  of EDG in form and  substance  satisfactory to the  association.  The Recipient shall  cause the Operator  to maintain  employed under the  Section I.C(2) of  Management  Schedule 2, to  IDA  Services Contract      Continuous  New  the Financing  and throughout its  Agreement  implementation  period, qualified  and experience key  experts in number  14      and with  qualifications  satisfactory to the  Association.  The Recipient,  through the MEH,  shall establish, not  later than four (4)  months after the  Effective Date, and  thereafter maintain  throughout Project  implementation,  the Project Steering  Committee to be  responsible for the  Section I.A(1) of  suitable oversight of  Schedule 2 to  15‐Nov‐ IDA  the Project, and      New  the Financing  2018  composed of  Agreement.  representatives of  the MEH and the  Recipient’s Ministry  of Finance and  Economic Planning,  Ministry of Budget,  Ministry of Planning  and International  Cooperation, and  the Recipient’s  Prime Minister’s  Office.  The Recipient shall,  not later than ten  (10) months before  the expiration of  the Management  Services Contract,  Section I.C(3) of  conduct an  Schedule 2 to  assessment of the  31‐Dec‐ IDA      New  the Financing  different options  2018  Agreement.  available leading to  a decision for the  future governance  of EDG after the  expiration of the  Management  Services Contract  15      The Recipient shall,  every three (3)  months, collect,  compile and furnish,  Section I.E(4) of  as part of the  Schedule 2 to  IDA  Project Report,      Quarterly  New  the Financing  reports on the  Agreement  status of  compliance with the  Safeguards  Instruments.      16      Conditions    Source of Fund  Name  Type  IDA  Updating the Project  Effectiveness  Implementation Manual, Article V,  5.01 of the Financing Agreement  Description of Condition  The Recipient shall have updated the Project Implementation Manual, in form and substance satisfactory    to the Association, to ensure the full coverage of the execution of the Project activities.  Risk  PH  Risk Category  Rating (H, S, M, L)  1. Political and Governance  High  2. Macroeconomic  Substantial  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  High  9. Other    OVERALL  High  Finance    Loan Closing Date ‐ Additional Financing (Power Sector Recovery Project ‐ Additional    Financing ‐ P160771)  Source of Funds  Proposed Additional Financing Loan Closing Date  IDA Credit from CRW  31‐Dec‐2020  Loan Closing Date(s) ‐ Parent (Power Sector Recovery Project ‐ P146696)  PHHCLCD  Explanation:  An  extension  of  the  project  closing  date  to  December  31,  2020  is  proposed  to  allow  for  completion  of  activities under the parent project that have already registered delays, and those proposed under the AF.  Status  Original Closing  Current Closing  Proposed  Previous Closing  Ln/Cr/TF  Date  Date  Closing Date  Date(s)  IDA‐54990  Effective  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2020    IDA‐H9690  Effective  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2019  31‐Dec‐2020  31‐Dec‐2019      17      Change in Disbursement Estimates  (including all sources of Financing)  Explanation:  Disbursement estimates are updated to reflect the additional activities to be supported under the AF and  the proposed new closing date.  Expected Disbursements (in US$, thousands) (including all Sources of Financing)  Fiscal Year  2015  2016  2017  2018  2019  2020  2021        Annual  2,500.006,500.00 11,000.00 22,000.00 20,000.00 10,000.00 3,000.00       Cumulative  2,500.009,000.00 20,000.00 42,000.00 62,000.00 72,000.00 75,000.00       Allocations ‐ Additional Financing (Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing    ‐ P160771)  Disbursement  Source of  Allocation  Currency  Category of Expenditure  %(Type Total)  Fund  Proposed  Proposed  (1) Goods, works, non‐ consulting services,  consultants’ services,  IDA  US$  5,500,000.00  100.00  Training and Operating  Costs for Components 1  and 3(b)  (2) Goods, works, non‐ consulting services,  consulting services,  19,500,000.00  100.00  IDA  US$  voluntary retirement,  Training and Operating  comp. 1 and 3(a)  Total:  25,000,000.00    Components    Change to Components and Cost    Explanation:  The  proposed  AF  will  retain  the  three  components  of  the  original  project  and  add  new  activities  as  described in the following paragraphs.   Component  1:  Improvement  of  EDG’s  performance  through  a  management  services  contract  (AF:  US$2.00 million equivalent). The AF will finance the additional services of experts from the MSC contractor  without extending the MSC execution period ending in October 2019. This will enable EDG to maintain the  experts of the MSC contractor throughout the remaining period of the MSC to deliver the expected results  and  transfer  skills  and  prepare  future  management  team  of  Guinean  nationals.  It  will  also  finance  the  additional specific technical support missions identified in the IRP of EDG as adopted by the GoG in October  2017.     Component 2: Improvement of Conakry distribution network and commercial performance of EDG (AF:  US$13.00 million equivalent). This component will finance critical investments identified by the IRP of EDG  18      to improve (a) the distribution network for better service delivery and (b) commercial performance of EDG.  Subcomponent 2.A: Improving Distribution Network (US$8.00 million)   The AF will provide financing to upgrade the distribution network by constructing a new substation 110  kV/20 kV in Kissosso (US$8 million), which is critical to increase supply, reduce losses, and provide reliable  electricity  to  the  areas  of  Ratoma  and  Matoto  in  Conakry.  This  substation  is  among  the  top  priorities  identified by EDG to improve service delivery in Conakry. The substation will be located in the district of  Matoto, 23 km away from the center of Conakry, the capital city of Guinea. The scope of work will include  the design, supply, and installation and commissioning of the substation and its equipment, including civil  works. The following equipment will be, among others installed: 2 × 110 kV bay, 2 × 50 MVA 110/20 kV  transformers, 2× 20 kV bay, and 9 20 kV feeders.  Subcomponent 2.B: EDG’s commercial performance improvement (US$5.00 million)  The  AF  will  finance  the  supply  and  installation  of  smart  meters  to  around  6,500  nonresidential  large  consumers of electricity to protect about 80 percent of revenues of EDG as identified as an urgent activity  to  increase  EDG’s  revenues.  It  will  also  finance  the  supply  and  installation  of  consumption  meters  to  residential customers and the O&M equipment and tools.  (a) Supply and installation of smart meters and implementation of a Revenue Protection System  of large consumers (US$3.00 million). The AF will finance around 6,500 smart meters to around  1,200 HV and MV customers and 5,300 large LV customers consuming more than 1,000 kWh per  month and a management system  to  monitor the  consumption of the large  customers at any  given time. It will also finance associated accessories to standardize the metering system for the  abovementioned  category  of  consumers.  Standardization  of  these  connections  and  metering  systems is key to increasing billing and revenue collection rates.  (b) Supply  and  installation  of  consumption  meters  and  supply  of  operation  and  maintenance  equipment and tools (US$2.00 million). The AF will finance (i) the supply or upgrading of meters  in  the  store  of  EDG,  supply  of  accessories,  and  installation  of  about  20,000  LV  consumption  meters and (ii) supply of O&M equipment and tools for prepayment and post payment meters’  unit  within  EDG.  An  expert  in  electricity  metering  to  support  the  unit  is  being  selected  with  financial  support  of  the  AFD.  The  installation  of  meters  is  indeed  critical  as  80  percent  of  the  customers  have  no  meters  and  are  billed  a  lump‐sum  amount  per  month,  regardless  of  consumption.  This  support,  though  limited,  will  complement  the  ongoing  meter  installation  projects financed by the parent project and different donors, including the AfDB, the IsDB, as well  as the Government and EDG.  Under this component, two activities: supply and installation of the equipment to compensate for reactive  power and improve power factor on the grid and supply and installation of equipment to protect the grid  infrastructure  will  be  dropped  from  the  parent  project  scope  because  the  BOAD‐  and  the  EIB‐financed  projects have implemented them.  Component 3: Technical assistance, capacity building, and project implementation support (US$10.00  million equivalent)  The title of this component will be amended to include a ‘capacity building’ activity. It will read as ‘Technical  assistance,  capacity  building,  and  project  implementation  support’.  The  proposed  AF  will  finance  the  implementation of Human Resource Capacity Building Program of EDG (2017–2019) and the institutional  support to the MEH, AGER, and the regulator, and support to the two PIUs of the project.    19      Subcomponent 3.A: Capacity building of EDG’s human resources (2017–2019) (US$6.50 million)  The AF will finance the critical capacity building of middle class managers and operational team of EDG to  be able to improve the operational performance of the utility. This is critically important for the success of  the MSC.   Subcomponent 3.A.1: Specific training sessions to strengthen staff capacity in the respective professional  areas (US$3.00 million)  Under  this  subcomponent,  the  project  will  provide  co‐financing  to  conduct  specific  training  sessions  identified by the MSC contractor in different departments. Training sessions will be organized either in‐ country or outside. The target number of staff hours of training is 8,213. Specific training sessions will be  co‐financed with EDG and other donors.  Subcomponent 3.A.2: Industrial attachments for key operational staff in better performing utilities in Africa  (US$1.50 million)  This subcomponent will finance an industrial attachment program for about 25 key positions identified in  different departments of EDG to improve the operations.  Subcomponent 3.A.3: Selection of future management team of EDG, recruitment of young professionals,  and payments for voluntary retirements (US$2.00 million)  This subcomponent will finance TA for competitive selection of future management team (directors and  sub‐directors’ positions), TA for the recruitment young and dynamic professionals to take over from elderly  staff (60 percent of human resources of EDG is above 55 years), and one‐time payments for anticipated  retirement  on  voluntary  basis.  EDG  will  put  in  place  a  transparent  mechanism  for  the  selection  of  managers, young professionals, and voluntary retirement scheme.  Subcomponent 3.B: Institutional and project implementation support (US$3.50 million)  This subcomponent will finance the following activities: (a) TA to strengthen planning, institutional reform,  and supervision roles of the MEH, including additional missions of the MSC auditor; (b) TA to support the  implementation of communication strategy of EDG and the MEH; (c) institutional support to the newly  established AGER and the electricity and water regulatory agency; and (d) support to the PIUs within EDG  and the MEH.  The current and revised component costs are shown in Table 2. With the AF, total resources under the  project will amount to US$75 million equivalent.  Table 2. Current and Revised Component Costs  Current Component  Proposed Component  Current Cost  Proposed Cost  Action  Name  Name  (US$, millions)  (US$, millions)  Financing management  Improvement of EDG’s  services contract to  performance through a  support EDG  14.00  16.00  Revised  management services  performance  contract  improvement  Selected investments to  Improvement of Conakry  support improvement of  distribution network and  Conakry distribution  33.70  46.70  Revised  commercial performance  network and commercial  of EDG  performance of EDG  20      Technical assistance,  Technical assistance to  capacity building, and  MEH and project  2.30  12.30  Revised  project implementation  Implementation Support  support    Total:  50.00  75.00    Other Change(s)    Change in Implementation Schedule    Explanation:  The implementation schedule has been updated to reflect the new activities to be undertaken with support  from the AF and to take into account the delays in the project implementation.  IV. Appraisal Summary  Economic and Financial Analysis    Explanation:  Broadly, the economic benefits from the proposed project may be classified into two categories:  (a) The increased efficiency in electricity supply (reduction in losses, outages, and voltage fluctuations)  (b) The increased supply of electricity to meet the existing suppressed demand and expected growth  in demand  The stream of benefits from increased supply of electricity and reduced distribution losses are evaluated  against the project capital costs, O&M cost, and the generation cost of electricity supplied. The cost‐benefit  analysis,  assuming  a  discount  rate  of  6  percent  (excluding  taxes  and  duties  from  capital  expenditure),  estimates a net present value (NPV) of US$43.90 million (economic internal rate of return [EIRR]: 57.30  percent). This represents a benefits‐costs ratio of 2.1.   EIRR:   57.30%  NPV (@ 6%DR): US$43.90 million  Benefits‐Costs Ratio: 2.10    A sensitivity analysis, in the form of switch values, has been performed for costs and demand drivers. The  results show that the project will remain economically feasible even if there were an increase in  investment costs up to 518 percent or generation costs increase up to 256 percent or unserved demand  decreased by 84 percent. Annex 5 presents the complete economic analysis.  Greenhouse  gas  (GHG)  accounting.  The  construction  of  a  new  substation  in  Kissosso  will  result  in  an  estimated  net  reduction  of  10,960  tons  of  CO2  equivalent  during  the  overall  lifetime  of  the  project  estimated at 15 years. This is due to reduction in technical losses of about 1,479 MWh per year and avoided  thermal generation compared to the ‘business as usual’ scenario, with a marginal positive impact on the  EIRR. The economic benefits have been computed assuming a cost of carbon of US$30 per ton.  In assessing the financial viability of the project, the NPV of the stream of inflows and outflows result in a  negative  NPV  of  (US$22.50  million).  Given  that  generation  costs  are  higher  than  retail  tariff  in  Guinea  (tariffs  are  not  cost  reflective),  it  could  be  expected  that  a  project  such  as  the  construction  of  a  new  substation  will  not  be  financially  viable  on  a  stand‐alone  basis.  Emphasis  is  therefore  placed  on  the  economic benefits of embarking on such a project. The full financial analysis is also presented in Annex 5.  21      Rationale  for  public  sector  financing.  Given  the  sector’s  lack  of  commercial  viability  and  the  project’s  negative  financial  NPV,  public  financing  is  considered  the  only  way  to  finance  the  abovementioned  investment  in  transmission  and  distribution  network  and  commercial  improvement.  The  investments  would  contribute  to  lay  a  foundation  to  attract  private  investments  in  the  generation  segment  in  the  medium term.  Value  added  of  World  Bank  support.  The  proposed  AF  leverages  the  World  Bank’s  vital  role  in  the  electricity  sector  in  Guinea  and  its  convening  power  to  bring  in  other  donors.  The  financing  of  the  investment  to  improve  the  EDG’s  performance  is  crucial  for  other  development  partners  and  private  investors who are interested in Guinea. The World Bank is strongly involved in the sector dialogue and  reform process, notably through a DPO series largely focused on the electricity sector.  Financial appraisal of the electricity sector  The financial viability of the sector is highly influenced by the EDG’s financial situation as the sole state‐ owned electric utility. A financial analysis of EDG undertaken to assess its financial viability by analyzing the  historical performances and the financial projections shows that the financial position of the company is  weak  and  will  likely  improve  only  after  2022.  The  details  of  the  financial  analysis  of  the  company  are  provided in Annex 5.  EDG’s average cost of service is around GNF 1,665 per kWh (US$0.188 per kWh) in 2014–2015, while its  average revenue per kWh collected is estimated to be around GNF 556 per kWh (US$0.063 per kWh) in  2015. EDG is not able to cover its operating charges with the revenues collected. As a result of low level of  revenue collected relative to the cost of service, EDG experienced a growing negative margin in 2014–2015  averaging 31 percent of revenue collected per kWh.  The company’s profitability, liquidity, asset efficiency, and leverage are weak, keeping the company in a  poor financial situation. The company is highly leveraged with no internally generated financial resources.  With all the ongoing support to EDG, including the project and related AF, the commercial performance of  the company is expected to steadily improve, but will not be enough to have a material impact on the  financial situation of the company. To reestablish the financial balance, EDG would have to raise its tariff  annually on average by 37.7 percent until 2022 instead of 8.4 percent as projected in the base case scenario  to cover its operating charges even though the cost of energy is projected to fall with the coming online of  cheaper hydro generation plants (if the Government succeeds in negotiating good project financing terms  with the developers). Without the said tariff increase, the Government would have to provide an average  annual operating subsidy of GNF 1,800 billion over 2017–2022.  Technical Analysis    Explanation:  The  project  uses  well‐established  technologies  and  presents  no  unusual  construction  or  operational  challenges. The equipment and the technologies involved in the construction and operation of substations  and transmission lines are standardized and well‐known. For instance, the technologies supported by the  AF for the construction of the Kissosso substation have been successfully implemented by EDG in the past.  Project  costs  are  based  on  estimates  derived  from  recently  commissioned  substations  under  the  EIB‐ financed project executed by EDG. The cost estimates have been evaluated and are aligned with current  market prices. For project implementation, an owner’s engineer will be contracted to support oversight of  activities under Component 2 and the experts from the MSC contractor will ensure overall supervision of  the  implementation  according  to  the  MSC.  The  owner’s  engineers  will  help  ensure  that  design,  22      construction, and commissioning are carried out in accordance with international quality standards.  Social Analysis    Explanation:  With regard to social safeguards, OP/BP 4.12 on Involuntary Resettlement, triggered in the parent project,  is applicable also to the AF as physical and economic displacement of project‐affected populations may be  involved. This envisaged displacement may lead to requirements for land acquisition and resettlement such  as compensation for lost assets or loss of livelihoods due to the construction of the Kissosso substation as  well as mitigation measures that take into account potential social risks and impacts of the substation. A  Resettlement Policy Framework was prepared in 2014, under the parent project, and it applies to the AF.  It has been updated and disclosed in‐country on December 14, 2017, and at the World Bank external site  on December 18, 2017, before project appraisal. With regard to the new Kissosso substation, a specific  Resettlement Action Plan (RAP) to fully detail the operational process of undertaking resettlement is in an  advanced  stage  and  will  be  cleared,  disclosed  in‐country  and  the  World  Bank  website  prior  to  Board  approval (March 14, 2018) and fully implemented before civil works commence. This RAP will also include  all  the  61  distribution  posts  to  be  rehabilitated  and/or  constructed  under  the  parent  project.  The  resettlement process is meant to be inclusive to encompass vulnerable social groups and guarantee that  they receive equitable treatment.  Gender.  Gender  issues  are  critical  to  the  implementation  of  World  Bank‐funded  projects.  Gender  disaggregated baseline data against the impacts and results of the project will be carried out in 2018. A  beneficiary survey, financed under the parent project, is planned to be conducted in sample villages to  gather  baseline  data  to  understand  key  issues  around  electricity  connections,  consumer  satisfaction,  communication,  gender,  and  social  issues.  This  survey  will  be  done  in  2018  using  a  mixed  methods  approach  (qualitative/quantitative)  of  data  collection,  focus  group  discussions,  and  analysis  and  will  be  carried out in two stages: (a) gather baseline data and (b) gather impact‐level data at project completion.  The data collection and gender‐sensitive focus group discussions will provide a feedback mechanism and  will  help  the  donor  and  Government  counterparts  develop  a  more  robust  monitoring  and  evaluation  system that will measure the gender impacts through specific sex‐disaggregated indicators and targets in  the project’s Results Framework. The ongoing EDG customer census will provide additional information on  household  configuration  and  gender.  The  project  will  also  provide  support  to  improve  the  quality  of  services rendered by EDG to all beneficiaries and, in particular, to those living in a vulnerable situation,  such as female‐headed households, having difficulties benefiting from energy services and paying energy  costs. As a result, an indicator on beneficiary satisfaction survey has been added to the project Results  Framework (see Annex 1).  Citizen engagement. Citizen engagement is particularly important in the implementation of World Bank‐ funded  projects  with  citizens  and  civil  society  organizations  being  key  partners  in  the  planning  and  implementation of works. The project will undertake a series of gender‐sensitive consultations with citizens  in all beneficiary communities. Beneficiaries will equally be informed of the status of the works and other  project‐related activities, will provide monthly updates regarding the planned works, and will report any  issues  or  problems  associated  with  the  implementation  of  these  works  on  the  field.  This  community  monitoring  system  reinforces  the  existing  grievance  redress  mechanism  of  EDG  that  is  operated  by  stakeholders and will allow project beneficiaries to submit questions, complaints, or suggestions through  email, phone, text messages, or regular mail. A project performance indicator on Beneficiary satisfaction  survey completed and published was included in the results framework to get feedback of the beneficiaries  on the project implementation.  23      Environmental Analysis    Explanation:  The proposed construction of the Kissosso substation under the AF involves construction or civil works with  minor social impacts. This was reflected in the MSC’s environmental requirements, applicable to the client  (MEH  and  EDG)  as  well  as  to  the  contractors,  in  line  with  the  World  Bank  safeguard  policies.  A  broad  environmental  audit  of  EDG’s  grid  infrastructure  was  undertaken  during  the  preparation  of  the  parent  project.  The  audit  included  an  assessment  of  potential  impacts  and  proposed  mitigation  measures.  However,  the  construction  of  a  substation  of  high  voltage  in  Kissosso  has  led  to  the  preparation  of  an  Environmental  and  Social  Impact  Notice  (one  of  the  environmental  and  social  management  plans),  consulted  upon  and  disclosed  in  the  country  as  well  as  on  the  World  Bank’s  website  before  appraisal.  Likewise,  the  construction  of  39  power  distribution  substations  and  rehabilitation  of  22  distribution  substations,  spread  over  the  distribution  network  in  Dixinn  will  require  the  preparation  of  site‐specific  environmental and social management plans (ESMPs) to counter the negative effects generated by these  construction  activities.  These  specific  ESMPs  are  now  available.  The  Environmental  and  Social  Impacts  Notice that was prepared for the AF was disclosed in the country on December 14, 2017, and at the World  Bank’s external website on December 18, 2017, before project appraisal. The World Bank team will work  closely with the EDG team to ensure that the project satisfies the environmental compliance requirements  of the project.  Strengthening environmental and social safeguards capacity. A new capacity‐building needs assessment  will be undertaken within the implementation agency, EDG, with a view to identifying inadequacies and  capacity gaps and recommending actions to be enhanced during project implementation.  Climate and disaster risks. The AF has been screened for risks related to climate change and disaster risk  management. The potential impacts are expected to be negligible as climate risks have a limited impact on  the distribution substations and lines. The proposed AF will also increase efficiency in the whole electricity  supply chain, reducing the overall losses and associated GHG emissions.  Risk    Explanation:  The overall risk rating for the parent project and the AF is High. Key risks include the following:  Political and governance. Risks in this area are assessed as High. The relationship between the GoG and  the MSC contractor have been characterized by ups and downs over the last 24 months of the MSC. There  is a serious risk of termination of the MSC by the GoG if the MSC contractor does not provide the expected  level  of  service  and  the  situation  of  the  sector  does  not  improve  for  reasons  that  could  eventually  be  beyond  the  MSC  contractor.  The  GoG’s  commitment  to  reform  the  energy  sector,  particularly  tariff  increases, is dependent upon the local social and political climate. The willingness of the GoG to implement  politically  unpopular  measures  of  power  metering  and  tariff  adjustment  will  depend  on  the  political  agenda.  The  AF  will  strengthen  the  Government’s  capacity  to  closely  supervise  the  MSC  execution  by  increasing  the number of  supervision missions of the MSC auditor and strengthening  the MSC Steering  Committee.  The  GoG  is  also  hiring  future  managers  of  EDG  who  will  play  the  role  of  champions  of  the  reform  agenda.  A  close  supervision  of  the  implementation  by  the  World  Bank  team  will  be  ensured  throughout the project implementation period.   Sector strategies and policies. Risks in this area are assessed as Substantial. The Government has signed a  number of Power Purchase Agreements (PPAs) with IPPs running heavy fuel oil fired power plants at high  24      prices  to  meet  the  growing  demand,  especially  during  the  dry  season  when  hydropower  plants  supply  limited energy to  the grid. EDG is  insolvent  because it has many  arrears to its suppliers and because it  devotes a large  portion of its revenues to  tax payments. More than 80 percent of EDG  clients  have  no  meters to measure their consumption and pay the fair price for it. Losses in the system are still high. The  energy sector is going through an institutional reform, with the establishment of a new rural electrification  agency  and  new  independent  regulator.  EDG  is  facing  financial  distress  and  requires  huge  subsidies  to  survive.  The  Government  is  committed  to  the  sector  reforms,  engaging  World  Bank  support,  including  through the DPO series to address the sector’s financial situation. However, it will take some time to reach  financial  equilibrium  which  can  only  happen  when  relatively  cheap  generation  from  the  Souapiti  hydropower  plant  is  available  and  tariffs  are  adjusted  as  needed.  Both  this  AF  and  the  parent  project  provide  support  to  EDG  for  further  improvements  in  its  operations  through  the  MSC  and  associated  investments  to  turnaround  operational  and  commercial  performance  (for  example,  acquisition  and  operationalization of IMS, the implementation of a Revenue Protection Program, Outrage Management  System, and acquisition and operationalization of smart meters and associated software for utility fraud  detection). Through the parent project, this additional financing and the DPO series, the World Bank team  will maintain a close sector dialogue with the GoG and EDG to mitigate risks related to the sector’s poor  performance.  Institutional capacity for implementation and sustainability. This risk is assessed as Substantial. Project  performance has been improving substantially over  the last 12  months and the project has been rated  Moderately  Satisfactory  in  the  most  recent  Implementation  Status  and  Results  Report.  However,  some  concerns  remain  regarding  the  capacity  of  the  implementation  agencies  especially  the  MEH.  The  organizational reforms of EDG and human resources development reforms are sensitive and require a high  level of professionalism and transparency. The EDG’s capacity to roll out meters has been limited given the  resistance of the population and staff within EDG. The project will provide TA to the MEH and EDG. The  World Bank team will support the implementation of a communication strategy to raise awareness on the  power sector reforms and associated benefits to different stakeholders, including the electricity consumers  and hence reduce resistance to the implementation of those reforms, including the rollout of meters, tariff  adjustments, and energy efficiency. The AF will also strengthen the MEH’s capacity to closely supervise the  execution of the MSC.  Fiduciary. This risk was assessed as substantial following the primary procurement risk assessment which  considered  the  country’s  overall  procurement  risk  level.  To  mitigate  this  risk  the  project  will  finance  a  procurement specialist to strengthen the PIU and the project execution manual will be updated to take  into account the AF.  Macroeconomic. Guinea’s macroeconomic situation is characterized by low and volatile growth. Its growth  rate hit a peak of 6.3 percent in 1988. Since then, Guinea’s economic growth has followed a trend that  could be summarized in four main episodes. The first growth episode spans from 1988 to 1991, when GDP  growth declined from 6.3 percent to 2.6 percent. The second growth episode was marked by a recovery,  as Guinea’s GDP grew from 3.3 percent to 5.2 percent between 1992 and 1997. The third growth episode  was a long and fluctuating, but declining, growth period, when Guinea’s GDP growth rate declined from  3.6 percent in 1998 to −0.3 percent in 2009. The fourth growth episode started in 2010 and ended in 2015.  The last growth episode was marked by a short growth recovery, which lasted two years (2011 and 2012).  Since 2013, economic growth has been declining and stagnant in 2015. The last growth episode was marked  by  declining  commodity  price  and  the  outbreak  of  Ebola  in  Guinea,  which  may  have  contributed  to  economic contraction. The country’s engagement in macroeconomic stabilization programs and budget  support with development partners, particularly the IMF, the World Bank, the EU, and the AfDB, provide  adequate safeguards against extreme deterioration of the macroeconomic situation.   25      Stakeholders. This risk is assessed as high. The Power sector recovery plan in general and this project in  particular are co‐financed by different donors. If financing from other donors is not fully mobilized, it can  jeopardize the results of the project and the performance of the sector reform in general. The World Bank  team  has  initiated  a  sector  working  group  (SWG)  of  donors  and  Government  institutions  for  better  coordination. The team will assist the Government to maintain the momentum of SWG and to specifically  coordinate with donors co‐financing the project activities (components 2 and 3).   Safeguards. The environmental risk of the parent project is rated Substantial. This reflects the risk on which  the  AF  will  be  implemented  within  EDG.  The  environmental  audit  that  was  carried  out  during  the  preparation of the parent project identified inadequacies within EDG. As the recommendations to address  these inadequacies were not limited to the parent project, it was difficult to address them in an efficient  manner.  This  is  the  reason  for  the  Substantial  risk  rating.  EDG  continues  to  have  low  technical  human  capacity (environmental safeguards) to address all inadequacies identified by the environmental and social  audit. For the AF, only specific measures will be taken to address direct and indirect adverse environmental  risks and impacts related to the activities that will be financed by the AF resources. The AF will also reinforce  the capacity of EDG on Safeguards.  Financial Management  The FM system and performance of the PIU at the MEH and of the dedicated FM Unit set up at EDG under  the parent project are acceptable to IDA. The FM of the AF will be managed by the PIU within EDG. The  following inadequacies have identified during the appraisal and will be addressed during the first months  of  AF  effectiveness:  (a)  the  lack  of  an  effective  oversight  structure  (Steering  committee)  as  the  inter‐ ministerial technical committee for sector reform is no longer active to assume the project oversight role  and (b) the absence of an internal audit function in the project. For the purposes of this AF, the fiduciary  risk has been assessed Moderate following the primary risk assessment which considered the current risk  rating of the parent project and the mitigation measures required for the AF. The Government is committed  to appoint a steering committee and an internal auditor of the project.  Procurement  The existing procurement arrangements will be maintained under the proposed AF. Procurement under  the parent project currently follows the previous guidelines. As the concept memo for the AF was approved  on April 12, 2016 which is before the effective date (July 1, 2016) of the ‘World Bank Policy: Procurement  in Investment Project Financing and Other Operational Procurement Matters’ , the updated ‘Guidelines:  Procurement of Goods, Works, and Non‐Consulting Services under IBRD Loans and IDA Credits and Grants  by World Bank Borrowers’, published by the World Bank dated January 2011, revised in July 2014, will apply  to  all  contracts  financed  under  the  AF.  Procurement  of  consultants’  services  shall  be  governed  by  the  ‘’Guidelines: Selection and Employment of Consultants under IBRD Loans and IDA Credits and Grants by  the World Bank Borrowers’’, published by the World Bank in January 2011, revised in July 2014. The World  Bank  Anti‐Corruption  Guidelines:  “Guidelines  on  Preventing  and  Combating  Fraud  and  Corruption  in  Projects Financed by IBRD Loans and IDA Credits and Grants” dated October 15, 2006 and revised in January  2011, July 1, 2016 will be applied.      26      V. World Bank Grievance Redress   40. 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.    27      Annex 1. Revised Results Framework and Monitoring  Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)    Project Development Objectives  Original Project Development Objective ‐ Parent:  The Project Development Objective (PDO) is to improve the technical and commercial performance of Electricité de Guinée.   Proposed Project Development Objective ‐ Additional Financing (AF):  Results  Core sector indicators are considered: Yes  Results reporting level: Project Level  Project Development Objective Indicators  Corpor Status  Indicator Name  Unit of Measure    Baseline  Actual(Current)  End Target  ate  Revised  Electricity losses per year  Percentage  Value  42.00  35.00  23.00      Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment      Target revised  from 27% to  23% and end  date extended  by a year.  Revised  Direct project beneficiaries  Number  Value  1400000.00  1800000.00  1850000.00      Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020  28        Comment      Target revised  from 2,000,000.   End date  extended by  one year.  No Change  Female beneficiaries  Percentage  Value  52.00  52.00  52.00    Sub Type  Supplemental  Revised  Bill collection rate  Percentage  Value  77.00  81.00  96.00      Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment  Adjusted    End date  based on EDG  revised.  No Change  Average daily hours of service  Number  Value  12.00  15.00  18.00      Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        New  Average interruption  Number  Value  942.00  700.00  350.00    frequency per year in the  project area    Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        New  People provided with new or  Number  Value  0.00  0.00  318000.00    improved electricity service    Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        29      New  People provided with new or  Number  Value  0.00  0.00  165360.00    improved electricity service ‐  Female  Sub Type  Supplemental  Intermediate Results Indicators  Corpor Status  Indicator Name  Unit of Measure    Baseline  Actual(Current)  End Target  ate  No Change  Operator appointed  Yes/No  Value  No  Yes  Yes      Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        No Change  Distribution lines constructed  Kilometers  Value  0.00  0.00  96.00    or rehabilitated under the  project    Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        No Change  Distribution lines rehabilitated  Kilometers  Value  0.00  0.00  96.00    under the project  Sub Type  Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020  Breakdown  Comment        No Change  Number of substations  Number  Value  0.00  0.00  67.00    refurbished    Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        No Change  Technical auditor appointed  Yes/No  Value  No  Yes  Yes  30        Date  21‐May‐2014  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐202020      Comment        New  People provided with access to  Number  Value  0.00  0.00  216150.00    electricity services under the  project by household    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020  connections – rehabilitation  and standardization of    Comment        household connections in  Kaloum Ratoma and Matoto  New  People provided with access to  Number  Value  0.00  0.00  74178.00    electricity services under the  project by household    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020  connections – Rehabilitation  and extension of Distribution    Comment        network in Dixinn  New  Number of transformers  Number  Value  0.00  0.00  24.00    installed    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        New  Number of meters installed, of  Number  Value  0.00  0.00  57887.0020    which large consumer smart  meters    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment        New  Yes/No  Value  No  No  Yes                                                               20 Number of meters to be installed under the project including to households benefiting from the rehabilitation of distribution network in Dixinn and these benefiting from  regularization of illegal connections.  31      Beneficiary satisfaction survey    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    completed, published21    Comment        New  Average number of hours of  Number  Value  0.00  0.00  17.00    training per staff per year    Date  25‐Aug‐2017  25‐Aug‐2017  31‐Dec‐2020    Comment  Result of EDG      staff training  including  industrial  attachment                                                                 21Results and recommendations of beneficiary satisfaction survey will allow EDG’s management (and MEH) to improve its service delivery to meet its clients’ expectations.   32      Annex 2. Project Components and Cost Estimations  Guinea:  Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)  Table  2.1  provides  the  overall  cost  estimation  by  component,  further  detailed  by  subcomponent  and  activity.  Table 2.1. AF Costs and Financing by Component  Estimated Cost (US$,    Component  IDA Financing  Recipient Financing  millions)  Improvement of EDG’s performance  1  through a management services  2.00  2.00  0.00  contract   Improvement of Conakry distribution  network and commercial  13.00  13.00  0.00  performance of EDG   Subcomponent 2.A: Improving  8.00  8.00  0.00  distribution network   New substation in Kissosso (110 kV/20  8.00  8.00  0.00  kV):  Subcomponent 2.B: EDG’s commercial  5.00  5.00  0.00  2  performance improvement  Supply and installation of  consumption meters and supply of  2.00  2.00  0.00  operation and maintenance  equipment and tools   Supply and installation of smart  meters and implementation of  3.00  3.00  0.00  Revenue Protection System of large  consumers of EDG  Technical assistance, capacity  3  building, and project implementation  10.00  10.00  0.00  support   Subcomponent 3. A: Capacity building    6.50  6.50  0.00  of EDG’s human resources   Specific training sessions to    strengthen staff capacity in the  3.00  3.00  0.00  respective professional areas   Industrial attachments for key    operational staff in better performing  1.50  1.50  0.00  utilities in Africa   Selection of future management team  of EDG, recruitment of young    2.00  2.00  0.00  professionals, and payments for  voluntary retirements  Subcomponent 3.B: Institutional and    3.50  3.50  0.00  project implementation support   Subcomponent 3.B: Institutional and    3.50  3.50  0.00  project implementation support    Total AF  25.00  25.00  0.00    33      Table. 2.2 Estimated Costs for Institutional Technical Assistance and Project   Estimated  Other  Item  Description  Cost (US$,  donors  millions)  involved   TA to the MEH: strengthening the planning, institutional reforms  AFD, AfDB  1  1.20  and sector oversight roles  TA for the implementation of communication strategy of EDG and  AFD  2  0.50  the MEH  European  3  Support to AGER and electricity regulator  0.20  Union  4  Support to the PIUs within EDG and the MEH  1.60      Total  3.50    34      Annex 3: Financial Management Assessment Report  Guinea: Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)  The FM system and performance of the PIU at the MEH and of the dedicated FM Unit set up at EDG  under the parent project are acceptable to IDA.   1. The FM aspects of Components 1 and 3 of the parent project are managed by the PIU at the MEH  while those of Component 2 are managed by the PIU at EDG. The FM of the AF will be managed by the  PIU within EDG. The current FM staffing comprising an FM officer (responsible administrative and finance)  and one accountant is adequate. The FM performance was rated Moderately Satisfactory following the  project midterm review mission in November 2017. No specific critical FM issue was noted during the  supervision mission. However, the following inadequacies identified during the assessment need to be  addressed  during  the  first  months  of  AF  effectiveness:  (a)  the  lack  of  an  effective  oversight  structure  (Steering committee) as the inter‐ministerial technical committee is no longer active and (b) the absence  of an internal audit function in the project. For the purposes of this AF, the fiduciary risk has been assessed  Moderate following the primary risk assessment which considered the current risk rating of the parent  project and the mitigation measures required for the AF (Table 3.1).  2. To mitigate the risks, the Government is committed to implement the following measures: (a) the  establishment of a Steering Committee composed of representatives of the MEH, EDG, Ministry of Finance  and  Economic  Planning,  Ministry  Budget,  Ministry  of  Planning  and  International  Cooperation,  and  the  Prime  Minister’s  office;  (b)  the  configuration  of  the  current  accounting  software  ‘TOM2PRO’  will  be  updated; (c) the existing FM procedures manual which was prepared during the parent project will be  revised to reflect the aspects of the AF; and (d) the internal audit function will be put in place. An internal  auditor (individual consultant) with qualifications and experiences acceptable to the World Bank will be  recruited on a competitive basis. The scope of work of the internal auditor will include the World Bank‐ financed  projects  (for  example,  Guinea  Urban  Water  Project  [P157782]  and  the  PSRP  [P146696])  implemented by the MEH and the state‐owned enterprises (for example, EDG and  Société des Eaux de  Guinée ‐ SEG). The contract of the external auditor of the parent project will be revised to include the  audit of the financial statements of the AF. Some of these actions and measures are dated covenants and  some are recommended measures, and all should be implemented within six months following the AF  effectiveness date (Table 3.2).  3. The consolidated unaudited IFRs comprising the components implemented by the PIU and EDG  are prepared every quarter and submitted to the World Bank regularly (for example, 45 days after the  end of each quarter) on time. The frequency of the preparation of the IFR, as well as its format and content  will remain unchanged.  4. Recruitment of an internal auditor. It was agreed during the preparation of the AF to explore the  option to create this function within the MEH because of the increase in the number of donor‐financed  projects implemented within the ministry, which in turn, require more effective internal control systems.  Furthermore,  the  establishment  of  the  internal  audit  function  will  help  the  MEH  monitor  the  implementation of the World Bank‐ and other donors‐financed projects within the two sectors. The scope  of  work  of  the  internal  auditor  (individual  consultant)  will  include  the  Guinea  Urban  Water  Project  (P157782) and the PSRP (P146696). For efficiency purposes, the internal auditor will be in the offices of  PIU of the PSRP in the MEH. The internal auditor costs will be co‐shared between the two World Bank‐ 35      financed projects (Guinea Urban Water Project and PSRP). The responsibility and scope of work of the  internal auditor will be extended to the projects financed in the sector by other donors.   5. There is no overdue audit report in the project and the sector at the time of preparation of the  AF. The audit report of the project managed by the PIU covering the period ending December 31, 2016,  was submitted on time; the external auditor expressed an unmodified (clean) opinion. The AF’s financial  statements will be audited on an annual basis and the external audit report will be submitted to IDA not  later than six months after the end of each calendar year; the contract of the current external auditor  should  be  revised  to  reflect  the  AF  no  later  than  six  months  following  the  AF  effectiveness  date.  The  project  will  comply  with  the  World  Bank  disclosure  policy  of  audit  reports  and  place  the  information  provided on the official website within one month of the report being accepted as final by the team.  6. Upon the AF credit effectiveness, transaction‐based disbursements will be used. The credit will  finance 100 percent of eligible expenditures inclusive of taxes. the two existing Designated Accounts (DAs)  (DA‐A managed by the PIU at the MEH and DA‐B managed by EDG) opened in U.S. dollars in United Bank  for Africa (DA‐A) and ICB (DA‐B) will be used for the AF. The existing sub‐accounts ‘Project Accounts PA‐1  and  PA‐2’  in  local  currency  ‘GNF’  opened  in  the  same  commercial  bank  under  terms  and  conditions  acceptable to IDA will be used for the AF. The ceiling of the DAs will be established at US$200,000 for DA‐ A and US$1,000,000 for DA‐B respectively. The existing signatories’ arrangements of the parent project  will  remain  unchanged.  An  initial  advance  up  to  the  ceiling  of  the  DAs  will  be  made  and  subsequent  disbursements will be made against submission of Statements of Expenditures reporting on the use of the  initial/previous advance. Funds will, therefore, flow from the DAs in U.S. dollars to subaccounts in GNF.  The option to disburse against submission of quarterly unaudited IFRs (also known as the report‐based  disbursements)  could  be  considered,  as  soon  as  the  project  meets  the  criteria.  The  other  methods  of  disbursing the funds (reimbursement, direct payment, and special commitment ‘letter of credit’) will also  be available to the project. The minimum value of applications for these methods is 20 percent of the DA  ceiling.  The  project  will  sign  and  submit  Withdrawal  Applications  electronically  using  the  eSignatures  module accessible from the World Bank’s Client Connection website. (Figure 3.1)  7. Based on the current overall residual FM risk which is Moderate, the project will be supervised  once a year to ensure that project FM arrangements still operate well and funds are used for the intended  purposes and in an efficient way.  8. A description of the project’s FM arrangements above indicates that they satisfy the World Bank’s  minimum requirements under World Bank IPF Policy and Directive.        36      Table 3.1. FM Risk Rating of the PIUs of the PSRP   Residual Risk Rating  Type of Risk  Brief Explanation of Changes and any New Mitigation Measures  Previous  FMAR  Inherent Risk  Country level  H  H    Entity level  S  S    Program level  S  M  Big contracts subject to the World Bank prior review and limited  activities prone to irregularities (for example, workshops,  trainings, seminars, missions, expenditures related to office  supplies and furniture, and so on).  Overall Inherent  S  S    Risk    Budgeting  S  M  Annual Work Plan and Budget to be prepared and submitted to  IDA by November 30 of each year  Accounting  M  M  The computerized accounting software will be customized to  reflect the AF activities   Internal controls  S  S  Internal audit function is not effective in the projects  implemented in the sectors‐ recruitment of an internal auditor  Funds Flow  M  M  Two DAs and PAs opened with option to use direct payment and  special commitment ‘letter of credit’  Financial  M  M  The delays in submission of IFRs should be addressed.   Reporting  Auditing  M  M  The terms of reference of the current external auditor of the  parent project should be revised to include the AF accounts.  Overall control  M  M    risk  Overall FM risk  M  M    Note: M = Moderate; S = Satisfactory; H = High.  Table 3.2. FM Action Plan of the GoG as Recommended by the World Bank’s Team  Covenants and Recommended Actions  Responsible Party  Time Line  1‐ Establishment of the Steering Committee of the  MEH  Four months after  project (covenant)   the AF effectiveness  2‐ Update the FM manual to reflect the AF aspects  PIU/EDG   Four months after AF  (recommended action)  effectiveness  3‐ Update the configuration of the accounting software  PIU/FM officer and  Four months after AF  ‘TOM2PRO’ to take into account the AF activities  procurement specialist  effectiveness  (recommended action)  4‐ Recruit the internal auditor to work on the PSRP and  EDG, PIUs, and MEH  Six (6) months after  Guinea Urban Water Project (recommended action)  (SEG)   AF effectiveness  5‐ Revise the terms of reference of the external auditor  PIU/MEH (procurement  Four months after AF  of the parent project to include the audit of the  specialist and FM officer)  effectiveness  financial statements of the AF. (recommended action)      37      Figure 3.1. Funds Flow   Financing Account  Direct payment  DA‐A (US$)  DA‐B (US$)  ICB  UBA  PIU/EDG   Sub Account (GNF)  Sub Account (GNF)  ICB  UBA  PIU/EDG  Services providers (suppliers, contractors)              38      Annex 4: Procurement Assessment  Guinea: Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)  1. The existing procurement arrangements will be maintained under the proposed AF.  2. Procurement under the original project currently follows the previous guidelines. As the concept  memo for the AF was approved on April 12, 2016 which is before the effective date (July 1, 2016) of the  ‘World Bank  Policy: Procurement in  Investment Project Financing and  Other  Operational  Procurement  Matters’ the updated ‘Guidelines: Procurement of Goods, Works, and Non‐Consulting Services under IBRD  Loans and IDA Credits and Grants by World Bank Borrowers’, published by the World Bank dated January  2011, revised in July 2014, will apply to all contracts financed under the AF. Procurement of consultants’  services shall be governed by the ‘Guidelines: Selection and Employment of Consultants under IBRD Loans  and IDA Credits and Grants by the World Bank Borrowers’, published by the World Bank in January 2011,  revised  in  July  2014.  The  “World  Bank  “Anti‐Corruption  Guidelines:  Guidelines  on  Preventing  and  Combating Fraud and Corruption in Projects Financed by IBRD Loans and IDA Credits and Grants” dated  October 15, 2006 and revised in January 2011, July 1, 2016 will be applied.  3. The two PIUs are experienced with the World Bank’s procurement and FM procedures. The World  Bank‐approved existing procurement manuals will be updated. The PIUs will update the Procurement Plan  that has already been submitted for project implementation.  4. A procurement capacity assessment of the PIUs has been carried out and found to be Satisfactory.  No  specific  procurement  issue  was  noted  during  the  parent  project  implementation.  For  this  AF,  the  procurement risk has been assessed as Substantial following the primary risk assessment which took into  account the country’s overall procurement risk level.   5. To  mitigate  these  risks,  the  following  is  recommended:  (a)  strengthen  the  existing  staffing  arrangement (one procurement officer) with specific training and (b) update the manual of procedures  taking into account this AF.     39      Annex 5: Economic and Financial Analysis of the Project  Guinea: Power Sector Recovery Project ‐ Additional Financing (P160771)    1. This section presents the economic and financial analysis prepared for this project. The project  includes the following components:   Component 1: Improvement of EDG’ performance through a management services contract  (US$2 million)    Component 2: Improvement of Conakry distribution network and Commercial performance  of EDG (US$13 million)   Component 3: Technical assistance, capacity building, and project implementation support  (US$10 million)  2. The evaluation of the components is restricted to the activities that generate benefits for which  an economic value can be clearly identified and measured, notably benefits associated with investments  under Component 2: construction of a new 110 kV/20 kV substation in Kissosso.   3. Components 1 and 3 are excluded because of the complexity in valuing the outcomes of funding  a management contract and TA, respectively.  Economic Analysis   4. The economic analysis for the project follows a standard cost‐benefit framework. Comparing the  present value of incurred costs to the stream of attributable benefits, the EIRR and NPV will inform the  project’s viability over its economic lifetime. The economic analysis has been based in the estimations  presented  in  the  project  justification  analysis  prepared  by  EDG  for  the  investment  component  in  this  project. The analysis was performed in real U.S. dollar, assuming an exchange rate of US$1 = GNF 9,333  and the lifetime (economic life) of the entire project has been conservatively estimated as 20 years.  Description of Project Benefits  5. The proposed project intends to scale up activities that will improve the technical and commercial  performance of EDG. A new substation will be constructed at Kissosso that will enable the release of load  on the existing substations, reduce  distribution losses, and therefore improve the quality of service in  Ratoma and Matoto districts.   6. Broadly, the economic benefits from the proposed project may be classified into two categories:   (a) The  increased  efficiency  in  electricity  supply  (reduction  in  losses,  outages,  and  voltage  fluctuations); and  (b) The increased supply of electricity to meet the existing suppressed demand and expected  growth in demand.  7. The  network  of  existing  distribution  infrastructure  in  the  Ratoma  and  Matoto  districts  are  dilapidated  and  overloaded  resulting  in  frequent  load  shedding  and  outages.  The  availability  of  the  40      recently constructed Kaléta hydropower plant has also resulted in a significant increase in demand, which  is expected to increase steadily as Conakry is urbanized. The construction of a new substation at Kissosso  will improve the quality of service and reliability of supply and reduce incidents of outages as the load on  existing network is redistributed.   8. The generated benefits from the project are quantified by determining two main factors: (a) value  to  end  consumers  of  the  electricity  that  will  be  consumed  by  unserved  demand  (valued  at  estimated  willingness to pay) and (b) value to utility of losses reduction (valued at average generation cost). The  additional  demand  has  not  been  taken  into  account  in  this  analysis  as  the  value  of  this  is  yet  to  be  satisfactorily determined.  9. A  survey  of  average  household  energy  consumption  and  affordability  conducted  in  2016,  and  funded by the World Bank showed that customers spend GNF 105,023 (US$11.25) per month with an  average monthly consumption of 30 kWh. Therefore, an estimated willingness to pay of GNF 3,500 per  kWh (US$0.38 per kWh) has been adopted for this analysis.   10. Other  benefits  would  also  accrue  from  the  project  during  its  economic  lifespan  but  are  very  difficult to value, predict, and quantify. Therefore, they are not included in the quantification of benefits.  The economic analysis thus represents a conservative estimate of the economic viability of the proposed  project.   11. Table 5.1 presents the assumptions for the project benefits.  Table 5.1. Key Assumptions on Project Benefits  Benefit  Value  Comment  Willingness to pay  GNF 3,500 per kWh (US$0.38 per kWh)  Applies to unserved demand  Applies to the savings derived from  Average generation cost  GNF 1,293 per kWh (US$0.14 per kWh)  the reduction in electricity losses  Applies to demand in financial  Average retail tariff   GNF 750 per kWh (US$0.08 per kWh)   analysis   12. The  incremental  electricity  demand  and  the  reduction  in  electricity  losses  expected  from  the  project implementation have been estimated in the project justification analysis prepared by EDG. The  annual estimates were available but without their trends over the projection period. For the purposes of  this analysis, these values have been kept as constants for the lifetime of the project. Table 5.2 presents  a summary of the estimated values for Component 2.  Table 5.2.a. Estimated Project Impact on Electricity Distribution (in MWh)  Component 2    Annual  Unserved demand   MWh   19,182  Reduction in Losses   MWh   1,479  41      Table 5.3.b. estimated technical losses per feeder before and after the construction of Kissosso substation  Existing  Feeder  Current  Capacity  after  Annual  technical  Annual  technical  substation  capacity  the  construction  losses  before  the  losses  after  the  (MW)  of  Kissosso  construction  of  construction  of  substation (MW)  Kissosso  substation  Kissosso  (MWh)   substation  (MWh)   Matoto  Centre pilote  10.82  4.10  429  163  Matoto  CBK  10.70  4.64  312  135  Matoto  Kobaya  11.15  6.47  900  522  Matoto  Symbaya  11.22  8.00  833  594  Matoto  Sangoya  9.43  3.18  286  97  Sonfonia  Enta  10.60  6.27  498  294  Sonfonia  Université  9.70  9.37  778  752  Total  4035  2556    Description of Costs  13. The main costs associated with the project are  (a) Capital costs of the Kissosso substation and distribution line expenditures;   (b) Associated Operating and Maintenance (O&M) costs; and  (c) Generation cost of additional electricity supplied.  14. Table 5.3 summarizes the project costs.  Table 5.4. Costs  Cost   Value  Comment  CAPEX for Kissosso. Excludes duties,  Component 2 CAPEX  US$8 million   taxes, and contingencies  Excludes duties, taxes, and  Operating Expenditure  3%  contingencies  GNF 1,293 per kWh (US$0.14  Average generation cost    per kWh)  Note: CAPEX = Capital Expenditure.  Results  15. To assess the economic viability of Component 2, the stream of benefits from increased supply of  electricity and reduced distribution losses are evaluated against the project capital costs, O&M costs, and  42      the  generation  costs  of  electricity  supplied.  The  cost‐benefit  analysis,  assuming  a  discount  rate  of  6  percent (excluding taxes and duties from capital expenditure), estimates an NPV of US$43.9 million (EIRR:  57.3 percent). This represents a benefits‐costs ratio of 2.1. Table 5. 4 summarizes the main results of the  analysis.  Table 5.5. Estimated Project Economic Viability        EIRR  57.30%  NPV (@ 6% Discount Rate)  US$43.90 million  Benefits‐Costs Ratio   2.10  Sensitivity  16. A sensitivity analysis in the form of switching values was performed to determine how economic  viability changes with variations in the most critical risk drivers of the project. The results show that the  project is economically viable and sufficiently robust to changes in the key underlying parameters within  reasonable limits. Table 5 provides a summary of the analysis.  Table 5.6. Results of the Sensitivity Analysis (Switch Values)  Parameter  Unit  Base Case  Switch Value  Change (%)  CAPEX  US$, million  8  41  +518  Generation costs   US$/kWh  0.14  0.36  +256  Unserved demand   MWh  19,182  3,069  –84  43      Figure 5.1. Economic Cash Flow Analysis  0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Component 2 Benefits Unserved Demand  000 USD 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 7,194 Savings in Losses  000 USD 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 Total 000 USD 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 7,398 Costs Initial CAPEX  000 USD ‐8,000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 OPEX 000 USD 0 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 Cost of Additional Generation  000 USD  ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 Total 000 USD ‐8,000 ‐2,657 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 ‐2,897 Annual Benefit / Cost 000 USD ‐8,000 4,741 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 4,501 Discount Rate 6.00% Discount Factor 1.000 0.943 0.890 0.840 0.792 0.747 0.705 0.665 0.627 0.592 0.558 0.527 0.497 0.469 0.442 0.417 0.394 0.371 0.350 0.331 0.312 PV(Benefits) 84,859 PV(Costs) ‐41,008 NPV (@DR) 000 USD 43,852 EIRR % 57.3% Benefit‐Cost Ratio  2.1       44        Financial Analysis   17. The project generates cash inflows from two main sources (a) unserved demand (valued at the  retail tariff) and (b) savings in generation cost as a result of reduction in distribution losses (valued at  average generation cost). The revenue from incremental sale of electricity is adjusted with a collection  rate  to  account  for  the  actual  cash  collected.  Cash  outflows  are  represented  by  the  investment  costs,  additional energy supplied costs, and O&M costs.    18. The NPV of the stream of inflows and outflows result in a negative NPV of (US$22.50 million).  Given that generation costs are higher than retail tariff in Guinea (tariffs are not cost reflective), it could  be expected that a project such as the construction of a new substation will not be financially viable on a  stand‐alone basis. Emphasis is, therefore, placed on the economic benefits of embarking on such a project.   Figure 5.2. Financial Cash Flow Analysis  0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Component 2 Revenue Collections  000 USD 933 979 1,028 1,080 1,134 1,190 1,250 1,312 1,378 1,447 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 1,387 Energy Generation Cost Saving 000 USD 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 Total Revenues 000 USD 1,138 1,184 1,233 1,285 1,339 1,395 1,455 1,517 1,583 1,652 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 1,592 Costs OPEX 000 USD 0 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 ‐240 Depreciation 000 USD  0 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 ‐400 Cost of Additional Generation  000 USD  ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 ‐2,657 EBIT 000 USD ‐1,520 ‐2,113 ‐2,064 ‐2,013 ‐1,959 ‐1,902 ‐1,843 ‐1,780 ‐1,715 ‐1,646 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 ‐1,705 Tax Expense 000 USD  532 740 723 705 686 666 645 623 600 576 597 597 597 597 597 597 597 597 597 597 EBIT (1‐Tax) 000 USD  ‐988 ‐1,374 ‐1,342 ‐1,308 ‐1,273 ‐1,236 ‐1,198 ‐1,157 ‐1,115 ‐1,070 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108 ‐1,108     (‐) CAPEX  000 USD ‐8,000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0     (+) Depreciation Add back 0 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 Project Unlevered Cash Flow (CF) 000 USD ‐8,000 ‐988 ‐974 ‐942 ‐908 ‐873 ‐836 ‐798 ‐757 ‐715 ‐670 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 ‐708 Discount Rate 0.75% Discount Factor 1.000 0.993 0.985 0.978 0.971 0.963 0.956 0.949 0.942 0.935 0.928 0.921 0.914 0.907 0.901 0.894 0.887 0.881 0.874 0.868 0.861 FPV (@DR) 000 USD ‐22,455 FIRR % #NUM!   EDG Financial Position Analysis  19. The financial viability of the sector is highly influenced by the financial situation of EDG as the sole  state‐owned  electric  utility.  A  financial  analysis  of  EDG  undertaken  to  assess  its  financial  viability  by  analyzing the historical performances and the financial projections shows that the financial position of the  company is weak and will highly improve from 2022.  A. Historical Operational Performance Analysis  20. EDG’s average cost of service which is around GNF 1,530 per kWh (US$0.164 per kWh) in 2015– 2016  is  considered  relatively  high.  The  cost  of  service  followed  a  seesawing  trend,  decreasing  by  23  percent in 2015 before increasing by 11 percent in 2016. This movement was due to both fuel price and  the commissioning of the Kaléta dam.  21. The  energy  supply  is  mainly  coming  from  the  hydroplants,  including  Garafiri  and  Kaléta  which  were commissioned in May 2015.  As the country was facing load shedding, the Government was using  IPPs thermal plants with costly power purchase contracts, locked by a take or pay under PPA.   22. The energy supplied by thermal IPPs, Kaléta, and Garafiri, and fuels were the main cost drivers of  the company. The energy purchased from the IPPs (thermal, Kaléta, and Garafiri) represents 32 percent  of the total cost of service in 2015 and 75 percent in 2016. Similarly, the fuel cost represents 36 percent  45        and 0.1 percent respectively of the total cost of service in 2015 and 2016. Table 5.6 shows the impacts of  these drivers on the energy supplied cost.  Table 5.7. Drivers of Energy Supplied Cost  Elements  Unit  2015  2016  Energy purchased IPP   GNF, million  513,568  1,841,977  Fuel  GNF, million  577,517  2,212  Selling, General and  GNF, million  297,196  221,318  Administrative (SG&A)  Financial Charges  GNF, million  124,485  277,767  Salaries   GNF, million  110,301  119,397  Total cost of service  GNF, million  1,623,067  2,462,670  Energy Supplied  GWh  1,118  1,532  Cost of service  GNF/kWh  1,452  1,608  Source: EDG financial statements.  23. EDG is facing significant losses on average around 33 percent, despite operating only MV and LV  networks. The distribution networks are outdated and the level of fraud is high and unsustainable. The  company is tentatively trying, by investing in rehabilitation and reinforcement programs focusing on the  distribution system, to resolve this situation and by introducing secured prepaid meters. Nevertheless,  more rehabilitation and reinforcement are needed in the distribution system. Table 5.7 shows the trend  in demand, energy sold, and losses.   Table 5.8. Demand, Energy Sold, and Losses Trend  Elements   Unit  2015  2016  Energy supplied  GWh  1,118  1,532  Energy sold  GWh  758  1,003  Losses  GWh  360  529  Losses  %  32  35  Source: EDG financial statements.  24. EDG’s commercial performance is poor, characterized by a low performance of the employees  and  inadequate  and  poor  collection  rate  of  state‐owned  enterprises  and  public  administration.  The  revenue collected per kWh supplied is below cost recovery, was around GNF 364 per kWh (US$0.0372 per  kWh) in 2015, and increased to GNF 403 per kWh (US$0.0411 per kWh) in 2016. As a result of the low  level  of  revenue  collected  relative  to  the  cost  of  service,  EDG  experienced  a  growing  negative  margin  during 2015–2016 averaging three times the revenue collected per kWh supplied.  25. The  margins  have  been  low  or  negative  because  of  the  level  of  losses  and  poor  commercial  performance. This latter is characterized by low energy sold by employees of around 476 MWh in 2015,  which increased to around 634 MWh in 2016. Referring to the collection, while there is an improvement  in 2016, the level is still very low when compared to the average collection rate realized by electric utilities  in West Africa. Table 5.8 shows the evolution of the commercial performance indicators.      46        Table 5.9. Commercial Performance Indicators  Elements   Unit  2015  2016  Unit revenues collected  GNF/kWh  364  403  Energy sold per Employee  MWh/employee  476  634  Energy sold per Customer  kWh/customer  3,181  4,068  Collection   %  60  79  Source: EDG financial statements.  B. Historical Financial Position Analysis  26. The financial performance of the company is poor from 2015 to 2016. The profitability, liquidity,  asset efficiency, and leverage are weak keeping the company in a poor financial situation.  Profitability  27. EDG remains in  deficit  territory during  the  period. The operational margin is  very low and the  operational charges were  not covered  by revenues  collected, resulting in low  and negative returns on  equity during the last two years. The net margin ratio has oscillated between 2 percent in 2015 and –165  percent in 2016 even with the Government subsidy included.   27  The company is highly leveraged with no internally generated financial resources. The return on  equity was slightly positive in 2015 (owing to high injection of Government subsidies ‐ five times the level  of  equity)  but  returned  to  negative  territory  in  2016,  even  with  additional  capital  injection  from  the  Government.  Furthermore,  the  operational  cash  flow  is  negative  and  too  low  to  cover  the  other  cash  expenses in both years (2015 and 2016 without subsidy). Table 5.9 summarizes the company profitability  position in 2015 and 2016.  Table 5.10. Profitability Ratios  Elements   Unit  2015  2016  Operating margin  %  9  –132  Net margin  %  2  –165  Operating charges coverage ratio (+ subsidy)  %  105  50  Return on equity (ROE)  %  10  159  Return on capital employed (ROCE)  %  1  –37  Source: EDG financial statements  Liquidity  28. The liquidity of the company was weak during the period. EDG was not able to pay its current  expenses. The collection days slightly decreased in 2016. While the payables days were trending down  slightly,  its  average  level  (405  days)  is  still  very  high  when  compared  to  the  average  of  West  African  utilities, which is around 60 days. On a positive note, the cash conversion cycle decreased from 28 days in  2015 to 22 days in 2016. Finally, the day’s cash on hand were negative in both years, a definitive sign that  EDG  is  relying  on  its  suppliers  (power  and  fuel)  to  keep  operating.  Table  5.10  shows  the  trend  of  the  liquidity ratios.       47        Table 5.11. Liquidity Ratios  Elements   Unit  2015  2016  Quick Ratio    0.69  0.69  Current ratio    0.73  0.74  Collection days  Days  654  523  Days in payables  Days  450  360  Cash conversion cycle  Days  28  22  Days cash on hand  Days   –176  –141  Source: EDG financial statements.  Solvency   29. EDG is a highly indebted company that funds its investment with mainly debts which are currently  twice as large as the equity of the company in 2015. Chronic deficit has eroded the equity of the company,  which  has  resulted  in  high  interest  expenses  to  service  the  long‐term  debt  needed  to  finance  the  investment program.   30. The utility is trapped in a ‘vicious circle’ characterized by a high indebtedness combined with a  chronic deficit and a tariff which is not able to cover the resulting high costs. The debt ratio increased  significantly during the period, while the short‐term financial position was negative. The credit quality of  EDG was weak and was characterized by its inability to honor its debt service obligation, due to its negative  debt service coverage ratio during the period despite the subsidies from the GoG. The financial position  of the company, which is practically in quasi bankruptcy is described in Table 5.11.  Table 5.12. Solvency Ratios  Elements  Unit  2015  2016  Leverage (debt/equity ratio)  %  608  –178  Indebtedness (liabilities/assets)  %  81  31  Interest coverage ratio   %  38  –310  Source: EDG financial statements.  Asset Efficiency  31. The conservative commercial policy has maintained a high level of receivables turnover during  the period. It is expected that the introduction of prepaid meters combined with a strong communication  and/or marketing plan will improve the receivables turnover. On the other hand, the payables turnover  remained relatively the same as the situation did not improve on this front. Table 5.12 shows the trend in  the asset efficiency ratios.  Table 5. 13. Asset Efficiency Ratios  Elements  Unit  2015  2016  Receivables turnover  %   788    1,485   Payables turnover  %   531    600   Source: EDG financial statements.  C. Projected Operational Performance Analysis  32. The financial projections prepared by the World Bank Group finance team based on assumptions  collected from EDG and validated by the World Bank Group finance team are the following:  48        (a) Estimated financial statements for FY2014 and FY2015   (b) Investment plan will be financed under concessional loan  (c) No subsidies are expected from the Government from FY2021   (d) Tariff is maintained constant in Guinea up to FY2018, but will  be increased by around 10  percent for households and 20 percent for industrial and mining companies in FY2019  (e) The total energy generation in FY2016 was 1,531,504 MWh. Domestic demand growth of 10  percent up to 2020 and 9 percent up to 2025 can be expected. EDG’s projections for new  generation implementation plan are the following:  a. Kaléta exports of 30 percent will start in FY2020;  b. Souapiti exports of 20 percent will start in FY2022;  c. Mining demand is pushed to FY2020;  d. Baneah: one group 2.5 MW currently operational. It will operate at full capacity from  FY2019 onwards after rehabilitation;  e. Kaléta  will  start  producing  at  maximum  capacity  in  FY2022  when  Souapiti  is  operational;  f. Koukoutamba will start producing in FY2022 and a quarter (of 840 GWh) will be meant  for Guinea;  g. Sambangalou is likely to be onboard in FY2022 and a quarter comes to Guinea; and  h. Imports from Côte d’Ivoire will come from FY2020 when CLSG is completed (27 MW).  33. EDG’s cost of service while already relatively high at GNF 1,608 per kWh (US$0.164 per kWh) in  2016, is projected to decrease in 2017 and will stay stable up to 2020, before increasing in 2021 to GNF  1,505 per kWh (US$0.169 per kWh). The main cost drivers of the company are expected to be the energy  purchased (hydro and thermal IPPs). Table 5.13 shows the evolution of the drivers of the energy supplied  cost.  Table 5.14. Drivers of Energy Supplied Costs  Elements  Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Energy  GNF,  1,993,655  2,492,208  1,932,714  1,987,318  2,283,318  3,552,873  4,297,250  4,963,774  cost   million  O&M  GNF,  525,254  673,938  1,311,055  1,390,709  2,016,216  726,966  1,712,198  2,631,631  cost  million  Fuel  GNF,  84,635  88,722  93,144  100,555  108,394  116,688  125,469  134,774  costs  million  SG&A  GNF,  11,604  17,068  22,983  71,546  78,990  161,002  165,489  169,642  million  49        Elements  Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Financial  GNF,  111,889  104,700  96,980  100,688  104,532  108,515  112,644  116,923  charges  million  Total  GNF,  2,727,037  3,376,636  3,456,876  3,650,817  4,591,450  4,666,044  6,413,049  8,016,744  cost of  million  service  Energy  GWh  2,112  2,359  2,682  2,586  3,050  3,444  4,252  4,939  supplied  Cost of  GNF/kWh  1,291  1,431  1,289  1,412  1,505  1,355  1,508  1,623  service  Source: EDG financial model.  34. The technical losses are projected to be high during the four first years, around 36 percent, and  to improve slightly to be close to 26 percent from 2020 to 2022 and then increase to 34 percent from  2023. Table 5.14 shows the trend of the energy losses.  Table 5.15. Energy Losses and Trends  Elements   Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Demand  GWh  2,112  2,359  2,682  2,586  3,050  3,444  4,252  4,939  Energy sold  GWh  1,329  1,482  1,715  1,977  2,238  2,518  2,824  3,179  Losses  GWh  783  878  967  609  812  926  1428  1759  Losses  %  37  37  36  24  27  27  34  36  Source: EDG financial model.  Commercial Performance  35. The  overall  commercial  performance  of  EDG  is  expected  to  stay  weak  with  a  forecast  low  collection rate for the public administration ‐. The metrics related to the energy sold per employee with  an  average  of  634  MWh  per  employee  in  2016,  is  expected  to  increase  during  the  upcoming  period,  around 15 percent per year.  36. Similarly, the unit revenue collected per kWh around GNF 615 per kWh (US$0.063 per kWh) in  2016 is forecast to increase up to GNF 2,411 per kWh (US$ 0.24 per kWh) in 2024. Table 5.15 summarizes  the commercial performance indicators.  Table 5.16. Commercial Performance Indicators  Elements   Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Unit revenues collected  GNF/kWh  665  723  918  1,375  1,602  1,927  2,103  2,411  Energy sold per employee  MWh/employee  869  1,066  1,372  1,569  1,762  1,967  2,189  2,446  Energy sold per customer  MWh/customer  3.286  3.435  3.701  3.961  4.137  4.224  4.321  4.381  Collection  %  94  95  97  98  98  98  99  99  Source: EDG financial model.  D. Projected Financial Position Analysis  37. The operational performance while improving will not be enough to have a material impact on  the financial position of the company during 2016–2021. Based on the projections, EDG is expected to  continue facing poor profitability, liquidity, leverage, and asset efficiency during the period, but will see  improvement in its financial position starting from 2022.  50        Profitability  38. The utility is expected not to be able to pay its fixed cost, such as interest on debt, selling, and  general and administrative expenses before 2022. The net margin is forecast to be positive from 2022  onward  with  average  annual  deficit  GNF  2.7  billion  before  the  breakeven  period  starting  from  2022.  Consequently, EDG’s profitability is expected to be negative during the period, save the last three years.   39. The company cost recovery situation is also expected to improve from 2022. The revenues will  cover the operating charges from 2022 to 2024. Similarly, the return on capital employed (investments of  EDG) is expected to be positive from this period, resulting in the utility being profitable starting from 2022.  Table 5.16 summarizes the profitability ratios.  Table 5.17. Profitability Ratios  Elements  Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Operating margin  %  –55  –73  –29  0  –2  21  19  23  Net margin  %  –61  –78  –33  –3  –4  19  18  22  Operating charges coverage ratio  %  72  64  80  100  98  126  123  130  Return on equity   %  69  56  24  4  12  –702  –114  206  Return on capital employed   %  –347  –534  –324  –37  –73  497  610  1,041  Source: EDG financial model.  Liquidity  40. EDG’s short‐term financial position, being weak at the start of the projection period, is expected  to see an improvement up to 2022. The company will not be able to pay off its current liability from 2016  to 2021 on time. However, beyond 2022 the utility will be able to do so.   41. This  positive  outlook  is  due  to  the  expected  improvement  in  collection  days  during  these  upcoming years. Still, the collection days remains relatively high despite efforts to improve it. As such,  EDG’s cash is mainly locked in the receivables which will not allow the utility to pay its suppliers on time.  The company will be mainly relying on its suppliers to operate; in the end this can lead to a supply of  energy and fuel cut. Table 5.17 shows the forecast trend of the liquidity ratios  Table 5.18. Liquidity Ratios  Elements   Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Quick ratio  %  0.69  0.69  0.69  0.69  0.69  0.69  0.69  0.69  Current ratio  %  0.73  0.73  0.73  0.73  0.73  0.73  0.73  0.73  Collection days  Days  418  335  268  214  171  137  110  88  Days in payables  Days  288  230  184  147  118  94  75  60  Cash conversion cycle  Days  18  14  11  9  7  6  5  4  Days cash on hand  Days  –113  –90  –72  –58  –46  –37  –30  –24  Source: EDG financial model.  Solvency   42. EDG is a highly leveraged company. The investments are mainly being forecast to be funded using  concessional loan. With a forecast of a poor operating performance, the company is not expected to have  positive retained earnings to bolster its equity position, which could potentially pave the way for it to  participate in the financing of its investment program. Moreover, the growth accumulated in the past and  projected deficit will keep eroding the equity of the utility.   51        43. With expected negative equity, EDG’s capital structure is and will remain meaningless. Unless a  capitalization is pursued, the company will technically be bankrupt. In fact, the long‐term liabilities are  forecast to be more than twice the long‐term assets. The cash flow is mainly used to repay the debts,  sowing the seeds for the company’s lack of resiliency to withstand revenue and expense volatility. Table  5.18 shows the expected trend in the solvency ratios.  Table 5.19. Solvency Ratios  Elements   Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Leverage (Debt/Equity Ratio)  %  –55  –29  –20  –32  –138  –2,021  –384  535  Indebtedness  –57  –171  –229  –90  17  57  44  93  (Liabilities/Assets)  %  Interest Coverage Ratio   %  –908  –1370  –742  9  –79  1,326  1,609  2,689  Debt Service Coverage Ratio   %  –70.5  –71.1  –38.9  –3.2  –3.8  7.7  9.1  14.9  Source: EDG financial model.  Asset Efficiency  44. During the projection period, EDG is forecast to maintain the speed of supplier’s payment despite  the critical financial situation. These payments are mainly energy purchased from the hydro and thermal  IPPs. Consequently, the utility is and will stay in a situation of bankruptcy and the cessation of operations  is hanging on EDG’s head unless the Government provides adequate subsidy and a financial restructuring  plan.  45. The  extremely  high  working  capital  turnover  shows  that  the  company  does  not  have  enough  capital to support it sales growth, despite the efficient uses of the assets. Table 5.19 shows the trend in  the assets efficiency ratios.  Table 5.20. Assets Efficiency Ratios  Elements   Unit  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  Receivables turnover  %  478  478  478  478  478  478  478  478  Payables turnover  %  654  654  654  654  654  654  654  654  Working capital turnover  %  –176  –176  –176  –176  –176  –176  –176  –176  Fixed asset turnover  %  254  212  178  168  259  337  363  273  Source: EDG financial model.  46. A scenario was simulated to assess the level of tariff increase necessary to cover the operating  expenses during 2017–2021. The results show that EDG would have to annually raise its average rate by  a staggering 37.7 percent instead of the current projected average annual rate increase of 8.4 percent,  even though the cost of procuring power will trend down.              52        MAP    53