FOR OFFICIAL USE ONLY  Report No: PAD3147     INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION    PROJECT APPRAISAL DOCUMENT  ON A  PROPOSED CREDIT    IN THE AMOUNT OF EUR 47.9 MILLION  (US$ 55 MILLION EQUIVALENT)    AND     A SCALE‐UP FACILITY CREDIT   IN THE AMOUNT OF EUR 13.1 MILLION  (US$ 15 MILLION EQUIVALENT)         TO THE    REPUBLIC OF MOLDOVA     FOR A    POWER SYSTEM DEVELOPMENT PROJECT    April 9, 2019          Energy & Extractives Global Practice  Europe And Central Asia Region              The World Bank   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 March 31, 2019    Currency Unit =    Moldovan Leu   US$1 =  17,31 MDL  US$1 =  EUR 0.8908      FISCAL YEAR  January 1 ‐ December 31                                                  Regional Vice President: Cyril E Muller  Country Director: Satu Kristiina J. Kahkonen  Senior Global Practice Director: Riccardo Puliti  Practice Manager: Sameer Shukla  Task Team Leader(s): Sandu Ghidirim, Koji Nishida                ABBREVIATIONS AND ACRONYMS       ANRE  National Energy Regulatory Agency   BtB  Back‐to‐Back station  CCGT  Combined Cycle Gas Turbine  CCS  Climate Change Screening  CDC   Central Dispatch Center   CIS  Commonwealth of Independent States   CHP  Combined Heat and Power Plant  CSO  Civil Society Organization   DC  Direct Current  DHEIP  District Heating Efficiency Improvement Project   EBRD   European Bank for Reconstruction and Development   EC  European Commission  ECAPDEV  Europe and Central Asia Capacity Development Trust Fund   EIB  European Investment Bank   EnC  Energy Community  EnCS  Energy Community Secretariat   EMS  Energy Management System   ENTSO‐E  European Network of Transmission System Operators for Electricity  ESIA  Environmental and Social Impact Assessment  ESMAP  Energy Sector Management Advisory Program  ESMP  Environmental and Social Management Plan  ESMMP  Environmental and Social Management and Monitoring Plan  EU  European Union  FS  Feasibility Study  GDP  Gross Domestic Production  GNF  Gas Natural Fenosa   GoM   Government of Moldova   GRM  Grievance Redress Mechanism   GT  Gas Turbine  GWh  Giga Watt Hour  HQ  Headquarters   HPP  Hydro Power Plant  HVDC  High Voltage Direct Current  HVL  High Voltage Line  IFI  International Financial Institutions  IEM  Internal Energy Market   IPS/UPS  Integrated Power System (Ukraine, Kazakhstan, Kyrgyzstan, Belarus, Azerbaijan,  Tajikistan, Georgia, Moldova and Mongolia)/Unified Power System (Russia)  LACF  Land Acquisition and Compensation Framework  LB  Left Bank  LTC  Long Term Contract  MD  Moldova  ME  Moldelectrica   MEPIU  Moldova Energy Projects Implementation Unit  MGRES  Moldavskaya GRES   MMS  Meter Management System   MoEI  Ministry of Economy and Infrastrcuture  MW  Megawatt  NTC  Net Transmission Capacity  OHTL  Overhead Transmission Line   POM  Project Operations Manual   PowerSAP  Power Sector Reform Action Plan   PCB  Polychlorinated biphenyl  PV  Photovoltaics  RAP  Resettlement Action Plan  RB  Right Bank  SCADA   Supervisory Control and Data Acquisition System   SIMC  Social Impact Monitoring Committee   SS  Substation  STEP  Systematic Tracking of Exchanges In Procurement   TSO  Transmission System Operator  World Bank  World Bank        The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)   TABLE OF CONTENTS    DATASHEET ............................................................................................................................. 1  I.  STRATEGIC CONTEXT ........................................................................................................ 6  ................................................................................................................................ 6  A. Country Context  B. Sectoral and Institutional Context .................................................................................................... 7  C. Relevance to Higher Level Objectives ............................................................................................. 12  II.  PROJECT DESCRIPTION ................................................................................................... 14  A. Project Development Objective ..................................................................................................... 14  B. Project Components ....................................................................................................................... 15  C. Project Beneficiaries ....................................................................................................................... 16  D. Results Chain .................................................................................................................................. 17  E. Rationale for Bank Involvement and Role of Partners ................................................................... 17  F. Lessons Learned and Reflected in the Project Design .................................................................... 19  III.  IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS .............................................................................. 20  A. Institutional and Implementation Arrangements .......................................................................... 20  ......................................................................... 20  B. Results Monitoring and Evaluation Arrangements  C. Sustainability ................................................................................................................................... 21  IV.  PROJECT APPRAISAL SUMMARY ..................................................................................... 21  ................................................................................ 21  A.  Technical, Economic and Financial Analysis  .......................................................................................................................................... 25  B. Fiduciary  C. Safeguards ...................................................................................................................................... 26  V.  KEY RISKS ....................................................................................................................... 33  ..................................................................... 36  VI.  RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING  ANNEX 1: Detailed Project Description .................................................................................. 40  .................................................. 43  ANNEX 2: Implementation Arrangements and Support Plan     Map IBRD 44192    The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)        DATASHEET    BASIC INFORMATION    BASIC INFO TABLE  Country(ies)  Project Name  Moldova  Moldova Power System Development Project  Project ID  Financing Instrument  Environmental Assessment Category  Investment Project  P160829  A‐Full Assessment  Financing    Financing & Implementation Modalities  [  ] Multiphase Programmatic Approach (MPA)  [  ] Contingent Emergency Response Component  (CERC)  [  ] Series of Projects (SOP)  [  ] Fragile State(s)  [  ] Disbursement‐linked Indicators (DLIs)  [  ] Small State(s)  [  ] Financial Intermediaries (FI)  [  ] Fragile within a non‐fragile Country  [  ] Project‐Based Guarantee  [  ] Conflict   [  ] Deferred Drawdown  [  ] Responding to Natural or Man‐made Disaster  [  ] Alternate Procurement Arrangements (APA)    Expected Approval Date  Expected Closing Date  01‐May‐2019  31‐Aug‐2024  Bank/IFC Collaboration     No    Proposed Development Objective(s)    The Project Development Objective is to increase capacity and improve reliability of the power transmission system  in Moldova.  Page 1 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)   Components      Component Name   Cost (US$, millions)    Construction of Vulcanesti‐Chisinau overhead line     46.50    Extension of two existing substations     13.80    Strengthening of power dispatch and metering system      7.20    Technical Assistance and Project Management      2.50    Organizations    Borrower:    Republic of Moldova   Implementing Agency:   Ministry of Economy and Infrastructure    Moldova Energy Projects Implementation Unit (MEPIU)     PROJECT FINANCING DATA (US$, Millions)   SUMMARY   ‐NewFin1 Total Project Cost  75.00  Total Financing  75.00  of which IBRD/IDA   70.00  Financing Gap  0.00      DETAILS   ‐NewFinEnh1 World Bank Group Financing       International Development Association (IDA)  70.00            IDA Credit  70.00  Non‐World Bank Group Financing       Counterpart Funding  5.00            Borrower/Recipient  5.00      Page 2 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) IDA Resources (in US$, Millions)  Credit Amount  Grant Amount  Guarantee Amount  Total Amount    National PBA    55.00     0.00     0.00    55.00    Scale‐up Facility (SUF)    15.00     0.00     0.00    15.00  Total    70.00     0.00     0.00    70.00        Expected Disbursements (in US$, Millions)    WB Fiscal Year          2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  Annual           0.08     0.57     6.34     8.91    11.93    24.01    18.16  Cumulative           0.08     0.65     6.99    15.90    27.83    51.84    70.00        INSTITUTIONAL DATA    Practice Area (Lead)  Contributing Practice Areas  Energy & Extractives      Climate Change and Disaster Screening  This operation has been screened for short and long‐term climate change and disaster risks    Gender Tag  Does the project plan to undertake any of the following?  a. Analysis to identify Project‐relevant gaps between males and females, especially in light of  Yes  country gaps identified through SCD and CPF  b. Specific action(s) to address the gender gaps identified in (a) and/or to improve women or  Yes  men's empowerment  c. Include Indicators in results framework to monitor outcomes from actions identified in (b)  Yes     SYSTEMATIC OPERATIONS RISK‐RATING TOOL (SORT)    Risk Category  Rating    1. Political and Governance   High    Page 3 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 2. Macroeconomic   High    3. Sector Strategies and Policies   Substantial    4. Technical Design of Project or Program   Moderate    5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   Moderate    6. Fiduciary   Moderate    7. Environment and Social   Substantial    8. Stakeholders   Substantial    9. Other   Moderate    10. Overall   Substantial      COMPLIANCE    Policy  Does the project depart from the CPF in content or in other significant respects?  [  ] Yes      [✓] No    Does the project require any waivers of Bank policies?   [  ] Yes      [✓] No     Safeguard Policies Triggered by the Project  Yes  No    Environmental Assessment OP/BP 4.01  ✔     Performance Standards for Private Sector Activities OP/BP 4.03    ✔   Natural Habitats OP/BP 4.04  ✔     Forests OP/BP 4.36    ✔   Pest Management OP 4.09    ✔   Physical Cultural Resources OP/BP 4.11  ✔     Indigenous Peoples OP/BP 4.10    ✔   Involuntary Resettlement OP/BP 4.12  ✔     Safety of Dams OP/BP 4.37    ✔   Page 4 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) Projects on International Waterways OP/BP 7.50    ✔   Projects in Disputed Areas OP/BP 7.60    ✔     Legal Covenants      Sections and Description  The Recipient shall cause ME not to incur any debt, unless the net revenues of ME for the fiscal year immediately  preceding the date of such incurrence or for a later twelve‐month period ended prior to the date of such  incurrence, whichever is greater, shall be at least 1.1 times the estimated maximum debt service requirements of  the Recipient for any succeeding fiscal year on all debt of ME, including the debt to be incurred.         Conditions                     Page 5 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) I. STRATEGIC CONTEXT    A. Country Context    1. Since the early 2000s, Moldova, has made significant progress in achieving inclusive growth, averaging  5 percent annually, and reducing poverty, which declined from 26 percent in 2007 to 11 percent in 2014. Growth  has been driven largely by consumption and poverty reduction mainly by remittances and pensions. Employment  declined because of emigration and falling labor force participation, so wage income added little to improving  living standards. Moldova is vulnerable to changes in external demand and climate shocks due to its small size,  open economy, and reliance on agriculture. It is also at risk because of high external debt and a legacy of political  instability. Emigration of the working‐age population and an annual population decline of around 1½ percent add  to the country’s economic, fiscal, and social fragility.     2. After rapid growth and poverty reduction since the early 2000s, deteriorating external conditions and  increased governance challenges slowed growth. The decrease in real growth was attributed to fall in demand  for Moldovan products both domestically and in the EU, as well as to the significant increase in energy prices. In  2015, the economy contracted by 0.5 percent due to: adverse external factors that reduced remittances from and  halved exports to Russia; a summer drought; and fraud in three large banks costing 12.5 percent of GDP. The latter  led to higher interest rates, an increase in public debt to 47 percent of GDP (up from 38 percent in 2014), and  damage to business confidence. The authorities’ short‐term economic agenda is thus dominated by the macro‐ fiscal  consequences  of  the  banking  fraud  and  by  the  desire  to  restore  investors’  confidence  in  economic  governance.     3. While Moldova recovered after 2015, economic growth remains below historical averages of 5 percent  and is mainly led by consumption.  Following the banking fraud in 2014 and the subsequent contraction of the  economy in 2015, growth rebounded reaching more than 4.5 percent in 2016 and in 2017. This was owing to  robust private consumption largely driven by remittances and public and private wage increases. Lower interest  rates, the stabilization of the financial sector, and the double‐digit increase in public investments led to a recovery  in gross fixed investments. Despite robust exports supported by good harvests in the past two years and a stronger  leu,  imports  rapidly  increased,  resulting  in  a  negative  contribution  of  net  exports  to  growth  (−2.7  percentage  points).    4. In the medium term, growth is expected to remain below 4 percent and prone to considerable risks.  Favorable  external  conditions  will  support  the  ongoing  recovery  in  remittances,  further  sustaining  private  consumption,  which  will  remain  the  main  driver  of  growth.  Real  growth  in  public  transfers  and  the  ongoing  recovery in capital spending will help support growth in the medium term. In the longer term, Moldova’s economic  outlook  faces  several  challenges,  including  macroeconomic  and  fiscal  stabilization,  economic  governance  and  transparency―especially in the investment climate―and the uncertain post‐election policy environment.    5.  Increasing energy efficiency and security of energy supply are critical factors in improving Moldova’s  economic competitiveness. With declining efficiency and capacity to generate, Moldova is dependent on imports  of  electricity  from  two  sources for  80%  of  its  electricity  demand:  Ukraine  and  Kuchurgan  power  plant  or  Moldavskaya GRES (MGRES),1 a large power plant on the Left Bank of the Nistru river.  This reflects the fact that  1 Moldova GRES (owned by Inter RAO UES and situated on the left bank of the Nistru river) has 12 units each rated 200 MW of nominal  Page 6 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) Moldova’s power system was designed as part of the former Soviet Union’s IPS/UPS power system and is carrying  its footprints to this date.  The combination of expensive domestically produced power with relatively expensive  imported power due to a lack of effective connections to the West leaves Moldova with high priced electricity in  the range of US$ 80/MWh.    B. Sectoral and Institutional Context    6. The  power  sector  in  Moldova  has  achieved  important  results  through  a  process  of  reforms  and  restructuring. The Ministry of Economy and Infrastructure (MoEI) is the primary policy setting body, responsible  for defining energy priorities and leading the sector dialogue. The National Agency for Energy Regulation (ANRE),  which was established in 1997, regulates electricity, natural gas, petroleum products, and district heating. ANRE  is  an  independent  institution  and  not  subordinated  directly  to  any  central  public  authority  but  reports  to  the  Parliament. The legal, functional and accounting unbundling, which took place in 1999, resulted in establishment  of  a  state‐owned  enterprise  –  Moldelectrica  (ME)  which  serves  as  the  Transmission  System  Operator  (TSO),  provides transmission services managing assets of the power transmission system and its dispatch center. A large  part of the country’s distribution sector (approximately 70 percent of its demand) was privatized in 2000 to a  strategic investor – RED Union Fenosa (UF). Three private companies out of the country’s five power distribution  companies – RED Chisinau, RED Centru, and RED Sud ‐ were merged into one private company in 2008 and the  company  changed  its  name  to  Gas  Natural  Fenosa  (GNF)  in  2011  following  a  corporate  merger  of  the  lead  company.  The  other  two  remained  as  state  owned  enterprises:  RED  Nord  and  RED  Nord‐vest,  covering  the  remaining 20% of the distribution sector. After the country joined the Energy Community (EnC)2 as a Contracting  Party in 2010, Moldova started implementing the EU Energy Package in 2015 by separating distribution and supply  at regulated prices. GNF’s electricity supply functions were transferred in 2015 to a newly established Gas Natural  Fenosa Furnizare Energie (GNFFE), while UF became a distribution only company. RED Nord and RED Nord‐Vest  were initially separated into electricity distribution and supply divisions and merged in 2017 into two companies:  Furnizarea Energiei Electrice Nord (FEE Nord) for supply and RED Nord for distribution. Several existing regulatory  acts were revised, and new acts developed with support from the Energy Community Secretariat (EnCS) to align  Moldova’s power sector regulation with the EU’s energy acquis and EU Energy Directives.                        capacity. The net transfer capacity of power transmission network between Ukraine and Moldova varies depending on the system situations  including MGRES production of up to 1,000 MW.  2  The  Energy  Community  is  an  international  organization  which  brings  together  the  European  Union  and  its  neighbors  to  create  an  integrated pan‐European energy market. The organization was founded by the Treaty establishing the Energy Community signed in October  2005 in Athens, Greece, in force since July 2006. The key objective of the Energy Community is to extend the EU internal energy market  rules and principles to countries in South East Europe, the Black Sea region and beyond based on a legally binding framework.  Page 7 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) Figure 1. Moldova Electricity Sector Structure        7. Limited generation capacity on the Right Bank, as the majority of supply comes from the Left Bank and  Ukraine, threatens security of electricity supply.  Moldova’s annual electricity consumption (excluding the Left  Bank) was 4,270 GWh on average from 2013 to 2017. The highest level of peak load was registered at 784 MW in  2017. Domestic generation sources located on the Right Bank of Nistru River, including three Combined Heat and  Power  (CHP)  plants  and  one  run‐of‐river  Hydro  Power  Plant  (HPP)  cover  only  about  20%  of  the  annual  consumption of the Right Bank. The CHP plants in Moldova are heavily constrained since a significant share of  electricity generated is dispatched primarily to meet heat load. The country’s exposure to renewable energy has  been limited so far with 2.84 MW of solar and 23.93 MW of wind power as of August 1, 2018.3 The remaining  electricity demand for the Right Bank, which accounts 80 percent of the electricity demand, is met by two external  sources: MGRES located in the Left Bank and power supply from Ukraine. MGRES was commissioned in 1964 and  is  operated  by  a  subsidiary  of  InterRao  UES.4  MGRES’s  generation  price  is  based  on  a  non‐transparent  cost  structure,  because  the  Transnistrian  authorities  and  MGRES  pay  only  a  small  fraction  of  the  plant’s  gas  consumption.5 The current situation may not be sustainable because the availability of reduced prices for natural  gas sold to MGRES to generate electricity is not guaranteed over the long term thus posing a significant risk to  energy security. Electricity imports from Ukraine would also present significant risks for security of supply given  3 The country’s Renewable Energy Law and Energy Strategy, both created in 2007, requires the use of energy produced from renewable  sources up to 20 percent of the total gross domestic consumption and 10 percent of annual electricity production by 2020.  4 Inter Rao UES is a Russian diversified energy company that manages assets in Russia, Europe and the CIS in areas of electricity generation,  sales, trading, and engineering. The aggregate capacity of power plants under Inter RAO Group’s control is about 33.5 GW (as of May 16,  2018) and its consolidated revenue reached 917 billion Rubles in 2017.  5 MGRES generates electricity with low‐efficiency single cycle gas‐fired units. The price of electricity sold by MGRES does not reflect the  true cost of gas. This is possible because MGRES relies on inordinately low gas prices and a relaxed payment arrangement.   Page 8 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) the vulnerability of Ukraine gas and electricity sector to external factors.     Figure 2: Historical Electricity Supply‐Demand Balance (GWh)      Source: World Bank    8. Transmission network is integrated with Ukraine and UPS/IPS but not synchronized with Romanian grid.  Moldova’s transmission network consists of 5,978 km of transmission lines at three primary voltage levels: 400,  330,  and  110  kV,  operated  synchronously  with  the  former  Soviet  Union’s  UPS/IPS  systems.  The  transmission  networks of Moldova and Ukraine were designed, built and operated as an integrated system during the Soviet  era.  They  are  operated  technically  as  one  synchronized  power  system  and  are  mutually  dependent,6  though  Moldelectrica  and  Ukrenergo  operate  their  own  systems  within  the  countries’  geographical  boundaries.  Interconnections with Ukrainian power system include 11 lines of 110 kV and seven lines of 330 kV.7 In fact, the  Moldovan  system  is  technically  a  component  of  a  larger  loop  within  the  Ukrainian  transmission  system.  The  Ukrainian electricity flowing into the Moldovan transmission system ensures the latter’s balancing and frequency  control even when no electricity imports are contracted from Ukraine. Ukraine itself depends on Russia for the  primary  frequency  control.  As  for  a  connection  with  Romanian  power  system,  which  is  part  of  the  European  Network Transmission System Operators for Electricity (ENTSO‐E), only three isolated 110 kV transmission lines  6  Ukraine  is  dependent  on  the  Moldovan  transmission  system  to  supply  power  to  the  Odessa  region.    Moldova,  in  turn,  depends  on  electricity  flows  from  Ukraine  to  balance  and  ensure  frequency  control  of  its  own  transmission  system.    This  is  based  on  an  informal  agreement between the TSOs of both countries under which Moldova bears the transmission losses associated with providing power to  the Odessa region in exchange for receiving Ukrainian electricity to ensure adequate balancing power and frequency control.  Those two  flows are netted out against each other and reconciled at regular intervals.  MGRES cannot provide the necessary balancing power and  frequency control for the Right Bank because it does not have the stand‐alone gas turbine necessary for that.  7 One 330 kV line from Balti substation to Dnistrovska HPP of Ukraine, two 330 kV lines from Ribnita substation to Kotovsc substation of  Ukraine, and four 330 kV lines from MGRES power plant to three substations in Ukraine.  Page 9 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) are connected with part of the Romanian system for local supply. One single circuit 400 kV line from Moldova’s  Vulcanesti substation (SS) to Romania’s Isaccea SS was operated when Romanian system was part of the UPS/IPS  system but currently is not in operation as Romanian system is synchronized with the ENTSO‐E system.    9. Competition in the power market is severely limited due to lack of domestic supply and key legislations.  Full  market  opening  was  initiated  by  the  ANRE  in  March  2005  and  Moldova’s  Electricity  Law  states  that  the  wholesale market is competitive, but the full market opening has never been carried out due to limited sources  of domestic supply and delayed implementation of key sector legislations. Only a few customers, which account  for  10  percent  of  annual  electricity  consumption,  are  supplied  at  unregulated  rates.  The  wholesale  electricity  market is  based on a  number of  bilateral contracts (between  distribution companies, unregulated  consumers,  independent generators, and other power suppliers/traders) and does not have an organized spot market (power  exchange). The relationships between market participants are set by the Power Market Rules approved by ANRE.  Although there are twenty licensed suppliers at non‐regulated tariffs having the legal right to import and export  energy,  the  state‐owned  Energocom8  has  a  de‐facto  monopoly  on  imports  from  Ukraine  and  purchases  from  MGRES, and effectively acts as a single buyer. Even when GNF (formerly UF) attempted lately to conclude direct  negotiations  with  MGRES  and  Ukrainian  suppliers,  it  was  unable  to  do  so  because  of  existing  procurement  arrangements  and  limited  number  of  suppliers,  who  preferred  to  ‘negotiate’  directly  with  Energocom.  With  support by the EnCS, the GoM adopted in 2017 the Electricity Procurement Guidelines, which brought in more  transparency  into  the  procurement  process.  Still,  effective  competition  remains  limited  for  structural  reasons  (limited  number  of  suppliers)  with  MGRES  and  DTEK,  a  Ukrainian  supplier,  continuing  the  practice  of  ‘direct  negotiations’  with  Energocom  outside  the  formal  procedure.  Thus,  neither  real  competition  nor  a  trading  framework exists, and market‐based price references are missing.    10. The  transmission  and  distribution  sectors  are  efficient  but  remain  financially  vulnerable.  Moldova’s  transmission losses are relatively small and amounted to 2.68 percent in 2017. Also, the privatized distribution  sector has been operated efficiently. The country’s largest distribution company, GNF, had merely 6.65 percent  of distribution losses with almost 100 percent of collection rate for the first quarter of 2018. Despite the sector’s  efficient  operation,  it  remains  financially  vulnerable  due  to  delays  in  adjusting  regulated  electricity  tariffs  (for  residential consumers), particularly after the devaluation of the Moldovan Lei (MDL) in 2014/2015. Given that  about 80 percent of electricity is imported and denominated in US dollars; the levels of tariffs became inadequate  to cover the power sector operating costs and debt service obligations. Electricity tariffs were adjusted to cost  recovery  levels  in  2016,  and  in  2017  a  mechanism  was  put  in  place  as  part  of  an  IMF  program  to  allow  for  a  recovery over five years of the accumulated tariff deficits. In addition, tariff methodologies for transmission and  distribution were revised in early 2018. While the distribution tariff methodology adopted by ANRE incorporated  key  recommendations  from  the  World  Bank  related  to  the  long‐term  financial  viability  of  this  segment,  the  transmission tariff methodology remains less favorable in this respect, primarily due to the uncovered exchange  rate risk on foreign currency borrowing for ME. After its steep depreciation in 2014/2015, the Moldovan Lei has  appreciated against the US dollar from 2016 to 2018 and ME has been able to achieve small positive net income,  though  in  terms  of  cash‐flow  the  debt  service  on  USD  denominated  loan  contracted  in  the  2000’s  remains  challenging.   8 The GoM established the State Enterprise Energocom in 2005 as a single buyer (importer) of electricity for distribution companies with  the objective to reduce the price volatility in the electricity market then by “mixing” electricity purchased from MGRES with cheaper  electricity imports from Ukraine. However, such arrangement enabled Energocom to become later “de facto” market operator because  UF preferred to purchase electricity through Energocom rather than to negotiate directly with MGRES, as long as electricity imports from  Ukraine were limited by network congestion during winter.   Page 10 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 11. Asynchronous interconnection with Romania was identified as an optimal solution to improve security  of  electricity  supply  and  to  establish  a  competitive  electricity  market  in  Moldova.  Responding  to  the  GoM’s  request in 2015 the World Bank launched Electric Power Market Options Study (P146401) funded by ESMAP to  analyze three power system development options to address the country’s sector issues: 1) self‐sufficiency; 2)  synchronous  interconnection  with  Romania  and  3)  asynchronous  interconnection  with  Romania.  The  Study  concluded that the self‐sufficiency options, which assumed construction of new generation plants inside the Right  Bank fueled by natural gas or coal, would not be able to strengthen the country’s energy security due to potential  increase  of  dependency  on  external  primary  energy  sources.  Those  options  were  also  found  to  be  the  most  expensive for the country. The synchronous interconnection option was found sub‐optimal, as the synchronous  interconnection  is  only  possible  10‐15  years  later  after  all  the  preparations  are  completed  and  therefore  the  option would not resolve the imminent security of supply issue. As a result, the Study confirmed the asynchronous  interconnection  with  Romania  via  Back‐to‐Back  (BtB)  link9  while  maintaining  energy  trades  with  Ukraine  and  MGRES, as the least cost and most optimal solution to improve the security of supply and ensure a competitive  electricity market. Following the study’s recommendation, GoM has taken a strategic decision in 2015 to establish  the asynchronous interconnection with Romania, which consists of construction of a 600 MW BtB station and an  associated  domestic  transmission  network  reinforcement.  The  preparation  of  its  Feasibility  Study  and  Environmental and Social Impact Assessment was launched in 2015 funded by European Bank for Reconstruction  and Development (EBRD). In 2017, the World Bank agreed with EBRD, European Investment Bank (EIB) and EU  that the construction of the BtB station will be financed by the EBRD, EIB, and EU Neighborhood Investment Fund,  while the domestic transmission network reinforcement will be supported by the World Bank.    12. Access  to  Romanian  electricity  market  will  improve  security  of  supply  and  increase  competition  in  Moldova. Romanian electricity market, operated by the country’s market operator (OPCOM), is considered as one  of the most successful electricity markets in Europe. Well balanced and low‐carbon generation mix in Romania  consists of 28 percent from hydro, 25 percent from coal, 17 percent from nuclear, 15 percent from natural gas  and  11  percent  from  wind.  The  overall  surplus  of  electricity  and  abundant  amount  of  wind  resource  in  the  Romanian power market are attractive for Moldova. The average Day Ahead Market price at OPCOM from 2015  to  June  2018  is  39.3  EUR/MWh,  which  is  1.9  EUR/MWh  cheaper  than  an  average  current  contract  price  with  MGRES. Besides this direct price advantage in Romanian markets, an access to Romanian markets is expected to  create  downward  pressures  on  bid  prices  offered  from  MGRES  and  Ukrainian  suppliers  due  to  increased  competition. As the Romanian organized power market is competitive and transparent, interconnection to the  Romanian market is expected to increase the transparency and competition in the Moldovan power market. By  securing an access to Romanian market, Moldova will be able to diversify its electricity supply.    13. To  complement  the  interconnection  infrastructure  development,  IFIs  agreed  to  support  the  sector  reform and the electricity market establishment. The GoM committed to continue implementing the electricity  sector reform with support from development partners under a sector reform program – the Power Sector Action  Plan (PowerSAP) ‐ to enhance the establishment of a competitive electricity market in Moldova while ensuring  cost recovery for the investment. PowerSAP was developed jointly by the EBRD, EIB, EU, EnCS, and the World Bank  in  partnership  with  the  GoM.  PowerSAP  will  support  various  reform  agenda  including:  ME’s  corporatization;  9 Romanian power system and Moldovan power system are not synchronously operated and cannot be immediately connected as the  connection to Romanian power system, Continental European power system, requires significant amount of preparation work as explained  in paragraph 12. Therefore, the immediately connection is only possible through an installation of so‐called back‐to‐back station, where  electric current is converted to direct current (DC) and then converted back to alternate current.  Page 11 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) establishment of third‐party access to network; drafting of Wholesale Electricity Market (WEM) rules; and capacity  enhancement for ANRE. Transmission tariff review is also part of PowerSAP to ensure the cost recovery of the  proposed  asynchronous  interconnection  investments.  In  parallel,  the  Bank’s  ongoing  ESMAP  funded  study,  Promoting Competition in Moldovan Electric Power Market through Regional Integration (P166195) will identify  an optimal electricity market design to enable the efficient operation of the new infrastructure and to achieve  competitive  and  transparent  markets.  The  market  study,  which  will  be  concluded  in  early  2019,  preliminary  recommended Moldova to set up a common bidding zone with Romania, integrate with Romanian OPCOM, and  implement auctioning of cross‐border capacities. The recommendation is aligned with recommendations of the  Bank’s previous study: Electric Power Market Option Study (P146401).    14. While  asynchronous  interconnection  is  a  near‐term  priority,  synchronization  of  Moldovan  and  Ukrainian power systems with ENTSO‐E systems is pursued in parallel as a long‐term goal.  Moldova signed a  Partnership Agreement with Ukraine and Romania to support the synchronization of the Ukraine and Moldovan  power systems with the entire European power system. In 2016, a consortium comprised of ENTSO‐E member  TSOs conducted a Pre‐Feasibility Study on the synchronous interconnection, which analyzed the feasibility of the  proposed synchronization and necessary measures to synchronize with the ENTSO‐E system. In July 2017 both  countries agreed to carry out catalogue of measures necessary for the synchronization, including a comprehensive  Feasibility  Study,  tests  and  measurements  of  generation  units,  and  harmonization  of  operational  handbooks  among  others.  The  two  sides  have  started  a  series  of  tests  at  their  generation  plants  in  Ukraine  to  study  the  possible synchronous operation with support from USAID and will start steady and dynamic stability studies under  the Feasibility Study in 2019 followed by a one‐year island operation of the two systems and a harmonization of  operational handbooks. The World Bank estimates that the preparation process for the ENTSO‐E synchronization  could take more than ten years, based on its over 20‐year experience of ENTSO‐E synchronization supports for  Poland, Romania, Hungary, and more recently Turkey.      C. Relevance to Higher Level Objectives    15. The proposed Project is aligned with the strategic objectives of the Moldova Energy Strategy through  10 2030.   In  the  Energy  Strategy  the  GoM  sets  three  main  objectives:  (i)  security  of  supply;  (ii)  development  of  competitive markets and their regional and European integration; and (iii) sustainable development and climate  change abatement. The GoM recognizes that the goal of establishing a competitive market can only be achieved  if  necessary  physical  electricity  interconnection  is  created.  By  building  a  high  voltage  line  and  associated  substations the Project is  directly addressing the  goal of creating the physical electricity interconnection, thus  increasing security of supply and creating potential opportunities for development of competitive markets and  regional  integration.  Reliable  and  affordable  power  supply  can  help  move  the  population  out  of  poverty,  encourage economic growth, advance shared prosperity, and improve livable cities and townships with better  served communities.     16. The  Project  is  directly  addressing  Moldova  Energy  Strategy’s  interim  objectives  through  2020.  The  Energy Strategy contains the following four goals: (i) consolidation of Moldova’s role as an energy transit country;  (ii)  ensuring  interconnection  to  ENTSO‐E  (either  synchronously  or  asynchronously);  (iii)  creation  of  a powerful  generation platform; and (iv) building a modern and competitive power market institutional framework. The first  10 Energy Strategy of the Republic of Moldova until 2030 (February 2013)   Page 12 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) two goals are directly addressed by the Project by complementing the EBRD/EIB/EU’s BtB project. The Project will  also enable conditions to achieve the third and fourth goals by strengthening the grid, and thereby contributing  to the broader sector reform initiatives. The goal of building modern and competitive institutional framework is  also supported by technical assistance interventions, carried out by other donors, working in Moldova in parallel.  By creating conditions for future interconnection with the  ENTSO‐E at an acceptable  cost, the Government of  Moldova will be creating a solid foundation for achieving the Strategy goals so that it is able to diversify its sources  of external electric power supply, reduce its almost exclusive dependence on the two current sources of supply,  foster competition, and limit electric power price increases.      17. The Project is in line with the Moldova Country Partnership Framework FY18‐21,11 namely, its two focal  areas – Focus Area 1 and Focus Area 2. Focus Area 1 ‐ Economic Governance, which is aimed at strengthening the  rule  of  law  and  accountability  in  economic  institutions  by  addressing  two  related  priorities:  upgrading  administrative services and improving the efficiency of public finance and assets, while exploring possibilities for  supporting private participation in energy infrastructure. Commissioning of the line and creating conditions for  interconnection will indirectly create opportunities for competitive energy trade and further liberalization of the  domestic energy market, once other pieces of grid infrastructure are built and used. The Project will have a direct  impact  on  Focus  Area  2  ‐  Service  governance  by  improving  efficiency,  quality  and  inclusive  access  to  public  services. The Project will directly be aiming at diversifying Moldova’s energy sources through the interconnection  with Romania and creating conditions for access of more competitively priced and more secure power supplies.     18. By strengthening the domestic transmission network, the Project will contribute towards Maximizing  Finance  for  Development  (MFD)  and  generate  Climate  Co‐Benefits.  Once  commissioned,  the  strengthened  domestic transmission network will contribute to increasing the cross‐border interconnection capacity between  Moldova and Romania irrespective of the interconnection type, either synchronous or asynchronous. Hence, the  project will enhance competition and transparency in the electricity market by creating a favorable environment  and incentives for private producers, suppliers and traders to participate in the Moldovan market. The Project will  also contribute to both climate mitigation and adaptation co‐benefits by enhancing security of supply, increasing  the share of cleaner generation supply, and reducing transmission network losses. Moldovan power system will  be more resilient to extreme weather events thanks to the enhanced system reliability. By allowing imports from  the Romanian power system, of which generation mix is dominated by hydro, nuclear and wind (especially in the  Eastern part), the Project will help the Moldovan power system reduce its carbon footprint by replacing current  Moldovan  fossil  fueled  generation  sources  including  MGRES  and  imports  from  Ukraine.  Specifically,  GHG  emissions savings attributed to the Project are estimated at about 0.1 million tons of carbon‐dioxide equivalent  (mtCO2‐eq) per annum or US$ 3.6 million annually assuming the 600 MW BtB is operational at the same time.  Even if the BtB is not operational, the Project will still generate the similar amount of GHG emission savings once  the ENTSO‐E synchronization takes place. Furthermore, the strengthened domestic network will help integrate  renewable energy, which will be mostly developed by private operators, through the increased cross border and  domestic transmission capacities and through the enhanced forecast, control, and monitoring capabilities enabled  by modern SCADA/EMS.    11 Moldova - Country Partnership Framework for the period FY18-21 July 7, 2017, Report No. 115716-MD Page 13 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) II. PROJECT DESCRIPTION   A. Project Development Objective  19. While the Project is designed as a standalone domestic transmission project, it is supporting the  GoM’s overall asynchronous interconnection program. Once established, the asynchronous interconnection  will substantially enhance security of supply by diversifying the supply mix and creating conditions for market  competition  in  Moldova.  Enabling  the  interconnection  requires  commissioning  of  two  mutually  complementary  infrastructure  components:  construction  of  the  BtB  station  and  the  domestic  transmission  network  reinforcement  containing  a  new  transmission  line  and  extension  of  two  existing  substations.  The  construction  of  the  BtB  station  will  be  implemented  in  two  phases:  one  300  MW  unit  as  the  first  phase  scheduled  to  be  commissioned  in  2023,  and  the  second  300  MW  could  be  built  later.  While  the  larger  interconnection  capacity  is  optimal,  the  300  MW  BtB  will  still  achieve  the  overall  program  objective  of  enhanced security of supply together with the Bank’s domestic transmission network reinforcement. Figure 3  shows  the  network  configuration  of  the  overall  asynchronous  interconnection.  The  proposed  network  configuration and technical solution were confirmed as optimal based on power system analyses carried out  under the Electric Power Market Option Study (P146401) and the later Moldova Power System Interconnection  Analysis (P159050), both funded by ESMAP, while the installed capacity of the BtB was proposed by the EBRD  funded Feasibility Study. The new BtB station is planned to be built at a new location less than 1 kilometer  from the existing 400 kV Vulcanesti SS. The OHTL and SSs are designed to transmit at least the entire 600 MW  cross  border  capacity.  There  will  be  no  work  on  the  Romanian  side,  as  there  is  an  existing  400  kV  OHTL  connecting from Vulcanesti SS to Romanian Isaccea SS, which is currently disconnected at Vulcanesti SS. Short  connection  from  Vulcanesti  SS  to  the  BtB,  as  well  as  from  the  BtB  to  the  existing  Isaccea  OHTL  will  be  implemented  under  the  EBRD/EIB/EU  financed  project.  The  Project  will  support  the  government’s  broader  interconnection program but is designed to bring reliability benefits to Moldova on its own merit. The project  will achieve its objectives even if the BtB itself is delayed.    Figure 3: Proposed asynchronous interconnection investment (Source: World Bank)    Page 14 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) PDO Statement     20. The Development Objective of the Project is to increase capacity and improve reliability of the power  transmission system in Moldova.    PDO Level Indicators    21. Key Results (TBC)     The PDO‐level results indicators are the following:     (a)  Increased transmission capacity along the Vulcanesti‐Chisinau corridor (kVA)  (b)  Reduced number of interruptions between Chisinau SS and Vulcanesti SS (number)     22. The intermediate results indicators are as follows:     (a) Construction of the 400 kV Vulcanesti – Chisinau transmission line (km);  (b) Substation extension in Vulcanesti and Chisinau completed (Yes/No);  (c) SCADA/EMS and MMS upgraded (Yes/No);  (d) New ME HQ building completed (Yes/No);   (e) Percentage of women employed by Moldelectrica (percentage); and  (f) Percentage of members in affected communities along the OHTL reporting that their engagement in the  public consultations under the project was useful and represent their views and preferences  (percentage).    B. Project Components    23. The  Project  will  consist  of  four  components:  Component  1:  Construction  of  the  400  kV  Vulcanesti  ‐ Chisinau  overhead  transmission  line  (US$46.5  million);  Component  2:  Extension  of  two  existing  substations  (US$13.8  million);  Component  3:  Strengthening  of  power  dispatch  and  metering  system  (US$7.2  million);  and  Component 4: Technical Assistance and Project Management (US$2.5 million). More detailed Project description  is provided below:     24. Component 1: Construction of Vulcanesti‐Chisinau overhead line (US$46.5 million). This component will  support domestic transmission network reinforcement that will enable the effective operation of cross‐border  interconnection between Moldova and Romania. The Component will finance the construction of a new 400 kV  Vulcanesti  –  Chisinau  single  circuit  OHTL  (approximately  158  km).  The  new  400  kV  Vulcanesti‐Chisinau  line  is  necessary to satisfy the N‐1 contingency criteria, but also enable stable operation of the proposed BtB station.  The single circuit configuration with a conductor capacity of 900 MW is confirmed to be sufficient to achieve the  necessary reliability and capacity targets. The current project design proposes connection of the new 400 kV OHTL  to Vulcanesti SS and Chisinau SS.12 The component will also finance a supervisor consultant (firm) to supervise  12  OHTL’s  alternative  connection  scheme.  ME  proposes  an  alternative  connection  scheme,  where  the  OHTL  connects  from  Chisinau  SS  directly to the BtB, while BtB is then connected to Vulcanesti SS and Romanian Isaccea SS. Presumably the alternative connection scheme  has slightly better reliability by creating a loop among Chisinau‐BtB‐Vulcanesti‐MGRES‐Chisinau, however it will require construction of the  additional 400 kV bay in the BtB, and will not require construction of the Vulcanesti SS. The Project documentation will be designed to allow  Page 15 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) project implementation.    25. Component 2: Extension of two existing substations (US$13.8 mln) consisting of: (i) upgrade of 330 kV  Chisinau  SS;  and  (ii)  extension  of  400  kV  Vulcanesti  SS.  The  upgrade  and  extension  of  the  two  existing  SSs  at  Vulcanesti and Chisinau are necessary to accommodate the new 400 kV OHTL. To allow the connection of the new  400 kV OHTL to Chisinau SS, which does not have 400 kV level, three single‐phase 400/330 kV auto‐transformers  with an installed capacity of 210 MVA each (630 MVA in total) will be installed within the existing substation area.  A new 400 kV bay, 330 kV bus bar extension, 400/330 kV switch gears, and control and protection devices will also  be installed in the SS. As Vulcanesti SS has 400 kV voltage level, the modification is smaller compared with Chisinau  SS. New 400 kV bay with associated switchgears will be installed in a vacant space within the substation area. A  supervisor consultant will be hired to support project implementation.  26. Component 3: Strengthening of power dispatch and metering system (US$7.2 million) This Component  will finance (i) upgrade of ME’s Supervisory Control and Data Acquisition System / Energy Management System  (SCADA/EMS); (ii) upgrade of ME’s Meter Management System (MMS); (iii) construction of a new headquarters  (HQ) building for ME to accommodate the new Central Dispatch Center  (CDC); and (iv)  consulting services for  technical  specifications  for  SCADA/EMS  and  MMS.  Existing  SCADA/EMS  and  MMS  are  outdated  and  require  immediate upgrades. The new SCADA/EMS will be installed within the new CDC inside the new HQ building. The  site proposed for the new HQ building is located within the industrial zone in peripheral Chisinau about 5 km east  from the city center. The proposed building will be constructed on a 1.5 ha vacant land plot owned by ME. The  site is currently used as a warehouse and open storage area for equipment and materials, and a parking yard. The  new  HQ  will  be  a  five‐story  building  accommodating  office  spaces  for  about  300  employees  and  would  allow  dispatch center functionality in line with modern requirements. ME’s current CDC is outdated and unsuitable for  a modern SCADA/EMS and MMS. Relocation of ME’s HQ and CDC to the new site will increase security, improve  employees’ work environment, and enable the accommodation of new technologies. The existing CDC will be kept  as back‐up requiring significantly lower lease and maintenance costs.    27. Component  4:  Technical  Assistance  and  Project  Management  (US$2.5  million)  This  component  will  finance (i) project management; (ii) environmental audit of Polychlorinated Biphenyl (PCB) pollution at Vulcanesti  SS; (iii) capacity building and training to MEPIU and ME; and (iii) ME and Project’s accounts’ audit (for 5 years).  The detailed scope of the component will be agreed during the project implementation.    Project Financing     Lending Instruments  28. The Project will be financed from two sources: a US$55 million IDA Credit and a US$15 million regional  IDA Scale‐up facility. For this reason, IDA will sign two Financing Agreements with the Government of Moldova  respectively.  C. Project Beneficiaries    modifications of the final connection scheme as the Project progresses. The two connection schemes are presented in more detail in Annex  1.  Page 16 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 29. The direct project beneficiaries are all electricity consumers in Moldova connected (directly or indirectly)  to the power transmission system. With construction of a new transmission line and expansion of the existing  substations, all consumers will have more reliable access to cheaper electricity, enabling improved productivity  and competitiveness, creation of new jobs, and stronger economic growth.    30. The ME and other sector stakeholders in Moldova (such as MoEI) are also direct project beneficiaries. ME  will  benefit  from  improved  operational  efficiency  and  reduction  of  transmission  losses  due  to  better  grid  management systems and capacity strengthening. Financial benefits will also accrue from a reduction of operating  costs due to improved infrastructure and potential ability to engage in regional power trade. ME will benefit from  capacity strengthening and technical assistance to carry out their mandates to implement regional power trade.     D. Results Chain  Activities  Outputs  Outcomes  •Construction of the  •158 km 400 kV Vulcanesti‐ •Increased transmission capacity  overhead tranmission  Chisinau overhead line is built  along the Vulcanesti‐Chisinau  line and associated  and comissioned.  corrider;  substations  • Substations in Chisinau and  • Increased relibiaility and reduction  upgrade/expansion;  Vulcanesti are upgraded and  of interruptions in the electric path  •Strengthening ME's  expanded. between Chisinau and Vulcanesti;  control and mnitoring  •New ME HQ building is  • Conditions for regional integration  systems;  constucted. are created;  •Provision of Technical  •Supervisory Control and Data  • Conditions for increased market  Assistace and Project  Acquisition and Energy  competetiveness are created;  management assistance  Management System are  • Increased security of supply;  upgraded. • Improved institutional capacity of  •Meter Management System is  ME and the Government for  upgraded  sustainable development of power  • Technical assistance is  grid provided to MEPIU and ME.    E. Rationale for Bank Involvement and Role of Partners    Rationale for Bank Involvement     31. The  World  Bank  Group  has  supported  the  development  of  the  energy  sector  in  Moldova  through  a  combination of investments, policy lending, technical assistance, and guarantee operations, and is well placed to  continue financing priority investments in the electricity transmission network based on the successful results of  Energy  I  (P008555)  and  Energy  II  (P040558)  Projects  and  assist  in  increasing  the  institutional  capacity  of  the  Moldovan  transmission  system  operator.  The  Project  is  consistent  with  the  World  Bank  Group’s  approach  to  Maximizing Finance for Development (MFD) in at least two ways. First, the Romania‐Moldova interconnector, to  which the Project will contribute, will allow private producers, suppliers, and traders from European markets to  Page 17 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) access the Ukrainian and Moldovan markets and vice versa, leading to a potential price reduction due to increased  competition.  Second,  the  fall  in  prices  of  renewable  energy  technologies,  especially  PV,  has  created  favorable  conditions  for  financing  of  low‐cost  electricity  generation  from  renewable  energy  resources.  Regional  interconnections will help reduce technical barriers to scaling‐up of variable renewable energy generation through  the formation of larger balancing areas.    32. Public  financing  is  justified  because  of  the  complexity  and  critical  nature  of  the  project  for  national  energy security.  As the proposed BtB and 400 kV line are critical infrastructure for the country to secure stable  and affordable electricity supply, the GoM prefers public sector financing and ownership. The GoM considered  private  financing  and  discussed  the  project  with  potential  private  financiers,  but  eventually  opted  to  request  International financing institutions’ financing for this critical infrastructure, which is expected to have significant  economic benefits in terms of security of supply and power competition which may be difficult to fully monetize  for a private investor. Moreover, the country has no experience in private financing of transmission infrastructure,  such as privatizations, whole‐of‐grid concessions,13 or Independent Power Transmissions (IPTs). Therefore, it will  take  time  to  develop  appropriate  legal  and  regulatory  frameworks  for  private  investment  in  transmission.  Consequently,  public  sector  financing  is  the  only  feasible  option  at  present  for  financing  the  critically  needed  investments.    Role of Partners   33. Moldova has a long and established practice of working with the donor community and multilateral and  bilateral financiers who  have contributed consistently to the development of  the  country’s energy sector. The  Project is complemented by the EBRD/EIB/EU investment in the construction of BtB, which together with the OHTL  will  help  to  connect  two  energy  markets  and  promote  energy  trade  between  Moldova  and  Romania,  and  potentially Ukraine. EBRD, EIB, and EU, as well as other development partners are supporting technical assistance  interventions in close cooperation with the World Bank and the Energy Community, including advisory support to  the energy reforms and capacity building activities at the MoEI and ME. In addition to aforementioned PowerSAP,  the EnCS supports ANRE in development of market regulations and accompanying regulatory instruments. Per the  Government’s  request,  the  Bank’s  ongoing  ESMAP  funded  study,  Promoting  Competition  in  Moldovan  Electric  Power Market through Regional Integration (P166195), will identify an optimal electricity market design to enable  the efficient operation of new infrastructure.     34. The Bank has taken a leading role in facilitating collaboration between the GoM, development partners  and other key stakeholders from the beginning of the overall project. Specifically, since 2016 the World Bank has  regularly organized two coordination platforms, the High Level Donor Coordination Group for strategy and policy  and  the  Technical  Working  Group  for  technical  level  discussions  respectively,  to  enhance  coordination  among  stakeholders including GoM and other Moldovan actors such as ANRE and academia, EBRD, EIB, EU, EnCS, and  ENTSO‐E, as well as the Romanian and Ukrainian TSOs for preparation of the overall asynchronous interconnection  program. These collaboration mechanisms will continue to be implemented throughout Project’s preparation and  implementation to ensure both EBRD/EIB/EU and Bank funded projects are implemented smoothly, and that the  reform agenda under PowerSAP and other ongoing and future supporting TA are implemented in a timely manner.    13 Whole‐of‐grid concession is one of the private‐public partnership schemes adopted for electricity transmission. The scheme provides  exclusive ownership of the transmission network for a definite period to a private company. In most cases, the government implements  this business model with a competitive tender of the concession and enters a concession contract with the winning bidder.   Page 18 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) F. Lessons Learned and Reflected in the Project Design  35. Regional market integration requires flexible approach able to deal with diverse local conditions and  changing priorities.  The Energy Sector Management Assistance Program’s review of regional power integration  projects across multiple regions suggested that design, approach, and phasing of regional integration efforts must  adapt to local realities, with considerable room for flexibility and adjustment as conditions and attitudes change.  No  generic  solutions  or  processes,  and  no  hard  and  fast  rules  about  issues  related  to  ownership,  regulation,  pricing,  and  so  on  will  ensure  the  success  of  regional  integration  efforts.  The  lessons  also  include  allowing  participating countries to develop their domestic power system at their own pace while agreeing on regional trade  (the Central American Electrical Interconnection System). The Project is based on the analysis of power system  development alternatives by the ESMAP Moldova Electric Power Market Options Sector Study (P146401), which  recommended the GoM to implement the asynchronous interconnection with Romania as the least cost and the  most optimal solution to improve the security and affordability of electric power supply for Moldova. That way  Moldova  could  benefit  from  obtaining  electricity  supply  both  from  the  East  as  well  as  the  West  (the  Energy  Community/EU electricity market) in a competitive manner.     36. Politically difficult structural reforms should be supported mainly through DPOs and/or ASA, reducing  the risk of delayed investment projects.  Based on experience from other energy projects in the region, where  technical  assistance  components  enhancing  energy  dialogue  have  often  stalled  due  to  political  reasons,  thus  delaying the implementation pace of Projects and having a negative impact on projects’ performance ratings, the  Project  is  designed  around  infrastructure  components  and  activities  which  are  directly  related  to  increasing  capacity and reliability of the power transmission system. The Bank will continue supporting GoM in undertaking  energy  reforms,  in  cooperation  with  the  EnCS,  EU,  EIB,  and  the  EBRD,  mainly  through  stand‐alone  technical  assistance interventions.     37. Advanced preparation for procurement is key for successful project implementation. Lessons learned  from  recently  implemented  energy  sector  projects  in  ECA  region  have  demonstrated  the  need  to  accelerate  procurement activities. It was suggested that advanced preparation of bidding documents for major works and  consultancies would ensure that the procurement proceeds on time. To enhance project preparation, the GoM  secured an ECAPDEV grant to finance: (i) the preliminary design and bidding documents preparation of OHTL and  SSs contracts; and (ii) the review of environmental and social safeguard documents, including the Environmental  and Social Impact Assessment (ESIA) and Land Acquisition and Compensation Framework (LACF).     38. Combining  institutional  capacity  building  with  investment  operations  strengthens  project  implementation  and  sustainability.  As  demonstrated  during  the  implementation  of  the  transmission  projects  supported  by  the  Bank,  TA  that  provided  capacity‐building  support  to  participating  companies  improved  their  technical competence, institutional capacity, and governance, thus supporting the sustainability of investments.  The Project therefore includes a TA and capacity‐building component (in Component 4) to ensure MEPIU, ME, and  MoEI staff are properly trained to comply with the World Bank requirements during the Project’s implementation.     Infrastructure design for long‐term vision. The Project is designed considering the need to build the transmission  line at a capacity ensuring long‐term load development and growth in mind. Many interconnections have been  built to meet short‐term demand and have quickly become congested or even stranded assets, resulting in the  need for expensive expansion in the future that can also pose difficult right‐of‐way challenges. OHTL’s capacity  design also considers the long‐term domestic development in Moldova and power exchange potential in view of  Page 19 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) the potential ENTSO‐e integration.    III. IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS    A. Institutional and Implementation Arrangements  39. MoEI will oversee project implementation on behalf of the GoM. MoEI’s role will be to ensure that the  project is implemented in an efficient manner, consistent with the project objectives and agreements signed with  IDA and other development partners. Daily project implementation duties will be delegated by the MoEI to its  MEPIU,  established  under  the  Government’s  Decree  No  1276  of  December  21,  2000,  as  an  independent  legal  entity, responsible for the day‐to‐day management of IFI‐funded projects, with specific focus on procurement,  contract administration, financial management, accounting, and reporting. MEPIU, as the fiduciary agent of the  MoEI,  has  therefore  almost  20  years  of  experience  in  implementing  World  Bank  and  other  donors’  projects  (including  Energy  I,  closed  in  2003  and  Energy  II,  closed  in  2012).  The  unit  is  staffed  with  highly  qualified  and  experienced professionals, both in technical, as well as in financial management and procurement aspects. MEPIU  will  also  take  on  the  reporting  functions  on  behalf  of  the  Government.  MEPIU  will  carry  out  the  fiduciary  responsibilities  (disbursement,  financial  management,  procurement,  and  monitoring  &  evaluation)  under  the  Project  in  compliance  with  the  requirements  and  safeguard  policies  of  the  World  Bank,  to  be  outlined  in  the  Financing Agreement and Project Operational Manual. MEPIU will manage flow of funds on behalf of the ME for  the purposes of the project.    40. ME will be supporting the MEPIU on technical aspects. ME’s management and technical personnel will be  closely  involved  in  all  stages:  procurement  design,  preparation  of  bidding  documents  (especially  technical  specifications),  evaluation  of  bids  and  selection  of  contractors,  engineering  design,  construction,  installation,  testing,  commissioning,  and  quality  control.  Project’s  TA  under  Component  4  supports  training  and  capacity  building activities for ME with special focus on environmental/social safeguards, fiduciary aspects (procurement  and  financial  management),  and  communication  during  the  project  implementation.  Detailed  implementation  arrangements can be found in Annex 2 and will be presented in the POM.     41. The Bank has facilitated collaboration among the GoM, development partners, and other key stakeholders  from the very early stages of the Project. Specifically, the High‐level Donors Coordination Group and Technical  Working Group jointly launched by the Bank and GoM in 2016 are aimed to ensure better coordination among all  stakeholders for preparation of the overall asynchronous interconnection program and for effective and efficient  implementation of agreed sector reforms.    B. Results Monitoring and Evaluation Arrangements    42. The  MEPIU  will  monitor  the  Project’s  implementation  based  on  agreed  monitoring  arrangements  and  required  reporting  procedures.  MEPIU  has  adequate  capacity  and  experience  to  monitor  investments  from  a  technical and safeguard perspective, and it has gained significant experience in monitoring the implementation  process and measuring outcomes. Progress will be reviewed using the PDO and intermediate results indicators.     43. MEPIU will be responsible for providing the required quarterly implementation progress status reports  and elaborating an M&E manual as part of the POM, which will guide the overall M&E activities. Activities to be  Page 20 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) monitored include the timely and efficient construction and commissioning of the transmission line and associated  substations, quality control, and processing of payments to contractors approved by the owner’s engineer. The  MEPIU will also closely monitor the effective implementation of all safeguard instruments (Environmental and  Social  Management  Plan  (ESMP),  Resettlement  Action  Plans  (RAPs),  citizen  engagement  activities  and  the  Grievance Redress Mechanism designed under the project, as well as the successful completion of studies and  training activities.     44. Project‐specific data on the agreed monitoring indicators will be provided by ME. Section VI presents the  project’s Monitoring and Results Framework that defines specific outcomes and results to be monitored under  this project. In addition, the World Bank will carry out the normal review procedures for procurement, regular  implementation  support  missions,  financial  monitoring  reports,  quarterly  reports  provided  by  MEPIU,  independent annual financial audits of the project, and financial statements of ME.     C. Sustainability    45. Although the Project is a part of the broader asynchronous interconnection program and both projects  have  parallel  preparatory  and  implementation  schedules,  the  two  projects  are  distinct  and  funded  independently. The Project is designed to maintain value for the client even if the parallel project, financed by  EBRD, EIB and EU, is not resulted in timely commissioning of the BtB station. The new OHTL and substation  upgrade/expansion  will  generate  benefits  for  the  country  also  in  the  event  of  future  Moldova  and  Ukraine  synchronization  with  ENTSO‐E.  Such  benefits  include:  (i)  enhanced  security  of  supply  by  establishing  an  alternative transmission route to the existing one, which passes through Transnistria and is not under Moldovan  authorities’ control; (ii) improved supply reliability by complying with N‐1 contingency criteria (if one line fails,  the other continues to ensure uninterrupted supply); (iii) enhanced cross border and domestic transmission  capacities, and (iv) reduced transmission system losses.       IV. PROJECT APPRAISAL SUMMARY    A. Technical, Economic and Financial Analysis  (i) Technical analysis     46. The  proposed  domestic  reinforcement  will  provide  four  major  benefits  to  the  national  power  system:  enabling stable operations of the new BtB station; improving supply reliability; reducing transmission losses; and  increasing  potential  electricity  trade.  These  benefits  were  analyzed  under  the  ESMAP‐funded  TA  –  Promoting  Competition in Moldovan Electric Power Market through Regional Integration (P166195) for four possible future  scenarios: (1) without the BtB under the synchronization with IPS/UPS (status quo); (2) with the BtB under the  synchronization with IPS/UPS; (3) with the BtB in operation under the synchronization with ENTSO‐E; and (4) no  BtB under the synchronization with ENTSO‐E. The quantitative analyses are provided in the Economic Analysis  section. The analysis confirmed that the Project is technically and economically beneficial irrespective of the future  scenarios:  either  asynchronous  or  synchronous  interconnection,  which  means  even  without  the  BtB  commissioning.    Page 21 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 47. Specifically,  the  new  OHTL  will  establish  another  transmission  path  from  the  interconnection  point,  ‐ Vulcanesti substation, to the load center in Chisinau, in addition to the existing 400/330 kV OHTLs from Vulcanesti  to Chisinau through MGRES. This ring structure connecting the three nodes (Chisinau, Vulcanesti and MGRES) will  increase  the  power  system  reliability  and  help  stabilize  the  power  system,  allowing  the  new  BtB  to  be  stably  operated. In 2017, five transmission line trips occurred on the MGRES‐Vulcanesti line, which led to disconnections  between Vulcanesti SS and Chisinau SS. The new 400 kV Chisinau‐ Vulcanesti OHTL will ensure the N‐1 redundancy.  The project will also reduce transmission losses along the path. A power flow analysis, implemented under the  ESMAP funded TA (P166195), estimates transmission‐loss reduction of 0.1 percent due to the proposed domestic  network  reinforcements.  Finally,  and  most  importantly,  the  new  OHTL  will  help  increase  the  interconnection  capacity  between  Moldova  and  Romanian  power  systems,  allowing  more  imports  of  cheaper  and  cleaner  electricity from European markets to Moldova through Romanian power system. The Project will contribute to  enhancing the cross‐border capacity also under potential ENTSO‐E synchronization irrespective of whether the  BtB is constructed or not. The Net Transfer Capacity (NTC) from Romania to Moldova increases from 150 MW to  500 MW if the new OHTL is in operation under the ENTSO‐E synchronization scenario. This last benefit provides  the largest economic benefit among the four tangible benefits stated above in the form of the congestion revenue.    48. MEPIU  received  a  Project  Preparation  Grant  funded  by  ECAPDEV  which  will  hire  an  international  consultant who will carry out basic design activities and prepare bidding documents for the OHTL and substations.  Request for Expression of Interest (RfEI) for the consultancy service has already been published and the bidding  documents will be ready by the project effectiveness. The project will be implemented by MEPIU with technical  support from ME, which has prior experience in constructions of high voltage overhead transmission lines and  rehabilitation of transmission substations. The proposed transmission line construction and substation equipment  are  fairly  standard  and  construction  contractors  and  equipment  suppliers/manufacturers  are  widely  available,  unlike the BtB portion, which is manufactured by only a few companies and completely new to ME. To support  the  project  implementation  and  supervision,  an  Owner’s  Engineer  will  be  hired,  which  will  help  review  and  approve detail design documents and supervise and approve on‐site construction works to be conducted by a  Contractor.    (ii) Economic Analysis  49. Details of the economic analysis for the project are kept in the Project files and the main features are  summarized below.    50. The economic viability of the project is measured by the Economic Internal Rate of Return (EIRR) and the  Economic Net Present Value (ENPV) at a discount rate of 6 percent (which is the rate specified under the Bank’s  current guidelines regarding economic assessment of investment projects).  The costs and benefits of the project  are  measured  on  an  incremental  basis  derived  from  the  difference  of  the  costs  and  benefits  under  the  ‘with  project’ and ‘without project’ cases.  Economic costs of the project consist of: (i) the capital cost of the project  investments;  and  (ii)  the  incremental  operating  and  maintenance  (O&M)  expenses  of  the  project  facilities.   Economic benefits that can be quantified consist of:     Increase in social economic welfare through the consumers’ surplus arising from the expected reduction  in electricity prices because of lower‐cost imports; transit revenues accruing to ME from the cross‐border  transmission  activities  under  the  project;  and  potential  producers’  surplus  because  of  the  Project’s  operation. This benefit will be realized through the Project by increasing the interconnection capacity.  Page 22 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)  Savings due to transmission losses reduction.   Benefits  due  to  ancillary  services  provision  (balancing  services,  reserves  and  energy;  reactive  power  control; and voltage support).   Benefits  due  to  greenhouse  gas  (GHG)  emissions  reduction  (ERs)  resulting  from  expected  imports  of  cleaner generation from the Romanian market.    51. In addition to the above benefits, the project would yield other important benefits although these are  difficult to quantify and monetize. The domestic network reinforcement, construction of the 400 kV Vulcanesti‐ Chisinau  line,  will  enhance  the  transmission  system  reliability  by  complying  the  N‐1  contingency  criteria.  The  interconnection  with  Romania  will  also  enable  diversification  of  electricity  supply  with  a  decrease  in  potential  market concentration and use of market power, and therefore increase in the security of supply. The combined  result would be the creation of more robust and stable electricity prices and the ensuing benefits to the Moldovan  economy.    52. The  economic  analysis  has  been  carried  out  for  various  scenarios  to  ensure  the  proposed  domestic  reinforcement  has  a  positive  economic  value  regardless  of  possible  future  scenarios  with  respect  to:  (i)  commissioning and capacity of the BtB and (ii) timing of the ENTSO‐E synchronization:    (i) Scenarios regarding the commissioning and capacity of the BtB:  a. 600 MW BtB operational at same time with the domestic reinforcement;  b. 300 MW BtB operational at same time with the domestic reinforcement; and  c. No BtB operational.  (ii) Scenarios regarding the timing of the ENTSO‐E synchronization:  a. ENTSO‐E  synchronization  three  years  after  completion  of  the  asynchronous  interconnection  project as currently scheduled; and   b. Delayed ENTSO‐E synchronization by five years.    The  economic  analysis  has  confirmed  that  the  Project  is  economically  feasible  irrespective  of  future  interconnection scenario. Specifically, if the BtB becomes operational simultaneously with the domestic network  reinforcement, the overall asynchronous interconnection project with the BtB capacity of 600 MW has NPV (at a  discount  rate  of  6  percent)  of  US$  67  million  and  an  EIRR  of  8.3  percent,  that  is  without  considering  the  CO2  emission reduction benefits.14 If the BtB is not operational at all, the domestic network reinforcement project  itself still has a positive economic benefit with NPV (at a discount rate of 6 percent) of US$ 89 million and EIRR  value of 14.3 percent, again without the CO2 benefits. The positive economic benefits result from its contribution  to enhancing the cross‐border capacity after the ENTSO‐E synchronization. If CO2 benefits are considered, the  EIRR  is  11.3  percent  for  the  overall  asynchronous  interconnection  project,  and  16.2  percent  for  the  domestic  reinforcement without BtB. Both cases assumed that the ENTSO‐E synchronization will take place three years after  the commissioning of the asynchronous interconnection project. A sensitivity analysis concluded that the Project  is also economically robust under two other scenarios: (i) one scenario considers the commissioning and operation  of only 300 MW; and (ii) another scenario where the ENTSO‐E synchronization is delayed by five years. However,  the  operation  of  full  600  MW  capacity  is  preferred  compared  to  300  MW  option,  while  the  delay  in  ENTSO‐E  synchronization produces positive impacts on the asynchronous interconnection.     14 USD 30/tCO2 was used as cost of carbon emission.  Page 23 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) (iii) Financial Analysis    53. Moldelectrica’  s  financial  performance:    Selected  financial  indicators  for  the  period  2014  to  2017  are  given in the following table:    Table 2:  Moldelectrica – Selected Financial Indicators    Unit  2014  2015  2016  2017              Transmission volume  GWh  4006  4031  3987  4086  Average transmission tariff  MDL/kWh  0.086  0.096  0.145  0.145  Transmission revenues  MDL million  321.3  386.8  578.1  600.0  Operating expenses  MDL million  441.9  500.3  539.7  574.2  Operating profit/loss  MDL million  ‐120.6  ‐113.5  38.4  25.8  Non‐operating expenses  MDL million  64.6  382.6  32.8  ‐21.1  Net profit/loss  MDL million  ‐185.2  ‐496.1  5.6  46.9      54. As seen from the above table, Moldelectrica made significant operational losses in 2014 and 2015 before  making small operational profit in 2016 and 2017 following a significant increase in the transmission tariff in 2016.    55. Transmission tariffs:  ME’s transmission tariff is set by ANRE. ME submits annually a proposal regarding  its anticipated activities in the following year and the required level of tariff to enable it to conduct and implement  its operations and programs.  ANRE reviews the proposal based on a specific methodology it has established for  determining the transmission tariff. The transmission methodology (like other electricity tariffs methodologies) is  approved for a five‐year period. The current transmission tariff methodology was adopted by ANRE on December  13, 2017 and in effect as of January 19, 2018 (after its publication in the Official Gazette). As seen in Table 2, the  tariffs  established  by  ANRE  have  resulted,  from  time  to  time,  in  ME  facing  financial  deficits  in  certain  years,  primarily due to ANRE’s failure to adjust tariff timely as required by the methodology, but also because of different  interpretation of asset‐base value for regulatory purposes.15 ANRE indicated that the current methodology, which  was designed to allow for cost recovery of transmission investments, is predicated on the assumption of stable  and  predictable  transmission  volumes. Hence,  the  Bank‐financed  investment  could  be  recovered  through  the  current  methodology.  To  recoup  the  investments  under  the  Project,  the  transmission  tariff  will  need  to  be  increased from current level of MDL 0.145 per kWh to about MDL 0.155 /kWh by 2027. If the 600MW BtB is also  taken into account, the transmission tariff will have to be increased to about MDL 0.210/KWh by 2027. However,  the end‐user tariff impact is minimal, around 5 percent increase, given that the transmission tariff accounts for a  small  portion  in  the  end‐user  tariff  of  about  MDL  2/kWh  for  residential  users.  However,  regarding  BtB  interconnection,  ANRE  acknowledged  that  specific  cost‐recovery  mechanisms  would  be  required  especially  because of (i) unpredictability of the impact of the interconnection on transport/transit volumes; (ii) the prospect  of a separate stream of income from allocation of limited interconnection capacity; and (iii) the likely mismatch  between debt service to some IFIs for the interconnection investment and the stream of regulated income under  the current methodology (due to end of grace period before commissioning and repayment schedule shorter than  asset depreciation). There is also an agreement that the introduction of the asynchronous interconnection and  cross  border  trade  under  the  IPS/UPS  and  then  the  ENTSO‐E  regime  will  require  specific  amendments  to  the  15 The Bank is continuously working with ANRE to address that not only in transmission, but also in supply and distribution.  Page 24 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) current methodology. Under the collaborative sector reform activity, PowerSAP, the authorities and development  partners have agreed that transmission tariff will be reviewed to ensure cost recovery and that the rules for cross‐ border capacity allocations will be established. The Bank and the other IFIs involved in the program will continue  over the next few months the dialogue with ANRE, ME and MoEI to achieve this objective, including providing  technical assistance as appropriate.     56. Moldelectrica’ s financial sustainability:  Based on  the  projected growth of  electricity consumption in  Moldova, the required revenue generated per KWh transmitted would increase from MDL 0.145/KWh in 2017 to  between MDL 0.155/KWh and MDL 0.210/KWh by 2027 depending upon the investment scenario as described  above in paragraph 56. With the start of cross‐border trades either under the IPS/UPS or ENTSO‐E regimes. ME  will be able to claim congestion revenues resulting from cross‐border trades. Under the new environment, ME  will have the following main sources of revenues to cover its financial needs:     Transmission revenues related to domestic electricity consumption;   Congestion management and transit revenues from cross‐border trade; and   Revenues from provision of ancillary services.    57. Financial covenants: The following covenant is included in the financing agreements: ME will maintain  each year a debt service coverage ratio of not less than 1.1.     B. Fiduciary    (i)    Financial Management  58. The financial management assessment of the MoEI fiduciary agent, MEPIU, which is going to undertake  fiduciary responsibilities under the Project, including the management of project funds, has been carried out as  part  of  project  preparation.  It  has  concluded  that  MEPIU’s  capacity  and  existent  financial  management  arrangements  are  adequate  to  support  the  project.  MEPIU  has  a  successful  and  proven  track  record  of  implementing World Bank financed projects over many years and it is staffed with qualified accounting staff. The  overall FM risk is assessed as moderate.  59. MEPIU’s  financial  management  arrangements  have  been  reviewed  periodically  as  part  of  the  Banks’  implementation support visits for the ongoing District Heating Efficiency Improvement Project and have always  been found satisfactory. MEPIU complies with the financial reporting and audit covenants: all required reports are  of satisfactory quality and submitted  to the Bank timely. Project audits have  received unqualified opinions on  financial statements and no internal control issues were flagged.  60. Unaudited interim financial reports (IFRs) according to the agreed format will be prepared quarterly for  the project and will be submitted to the Bank no later than 45 days after the end of each calendar quarter. The  project  accounts  as  well  as  ME’s  financial  statements  will  be  subject  to  annual  independent  audits.  The  audit  report will be made publicly available as per the Bank’s policies.      (ii)   Procurement  Page 25 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 61. Procurement  under  the  Project  will  be  carried  out  in  accordance  with  the  World  Bank  Procurement  Regulations  for  Investment  Project  Financing  (IPF)  Borrowers  –  Procurement  in  IPF  of  Goods,  Works,  Non‐ Consulting and Consulting Services, issued in July 2016, revised in November 2017 and August 2018  (hereinafter  referred to as “Procurement Regulations”) and with the latest Guidelines on Preventing and Combating Fraud and  Corruption in Projects Financed by IBRD Loans and IDA Credits.    62. An assessment of the capacity of the Implementing Agency, through MEPIU, was carried out in November  2018 and duly recorded in the Procurement Risk Assessment Management System (PRAMS). Details are provided  in Annex 2. The team assessed the risks to implement procurement processes. The key issues and risks concerning  procurement for implementation of the Project include: Beneficiary’s limited knowledge and experience with the  Procurement Regulations and the Standard Procurement Documents; potential delays on the Beneficiary’s side to  develop  technical  specifications  and  Terms  of  References;  delays  in  the  expropriation  process;  and  limited  competition under tenders.    63. The following mitigation measures have been recommended: (i) the Bank team to offer a more in‐depth  training  on  Procurement  Regulations  and  selection  methods;  (ii)  Beneficiary  to  employ  technical  experts  to  enhance  their  capacities  in  particular  areas  where  they  lack  expertise;  (iii)  MoEI  to  adjust  the  applicable  legal  framework  to ensure fairness, transparency and integrity of  the  expropriation process, as  well as establish an  equitable grievance responding mechanism; and (iv) extend the publication of procurement notices in specialized  magazines and in neighboring countries’ media to attract more potential contractors.    64. The Bank will exercise its procurement oversight through a risk‐based approach comprising prior and post  review and independent procurement reviews, as appropriate. MEPIU developed a Procurement Plan (PP) for the  entire scope of the project consistent with the Project implementation plan and which will specify the prior review  thresholds.  Post reviews will be conducted on the procurement processes undertaken by MEPIU to determine  whether they comply with the requirements of the Financing Agreements. The Project will use the Systematic  Tracking of Exchanges in Procurement (STEP) which is an online tool for procurement planning and tracking to  prepare, clear and update the Procurement Plan.       C. Safeguards    65. The Project is a part of the overall asynchronous interconnection project for Moldova, where the Bank on  one side, and EBRD/EIB/EU on the other side, will have distinct financing contributions. The overall asynchronous  power interconnection project consists of two distinct projects per joint decision in 2017 by GoM, the Bank, and  EBRD/EIB/EU:  1) Construction of a new BtB station, which will be financed by EBRD/EIB/EU; and  2) Construction of a new 400 kV Vulcanesti – Chisinau OHTL, and extension of existing 400kV Vulcanesti  SS and upgrade of 330kV Chisinau SS, which will be financed by the Bank.    66. EBRD hired in 2015 an independent consultant consortium (ISPE SA (Romania), IVL Swedish Environmental  Research Institute Ltd (Sweden), ICPT Energoproiect (Moldova) – the Consultant) to conduct the feasibility study  (FS) for the overall asynchronous power interconnection project. The FS covered both parts – 1) and 2) – of the  Page 26 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) interconnection  project  and  also  included  the  preparation  of  an  Environmental  and  Social  Impact  Assessment  (ESIA).  67. Following  the  decision  on  financial  arrangements,  the  Bank  and  the  EBRD/EIB/EU  agreed  to  conduct  preparation and implementation of their projects in parallel, based on Consultant’s FS. Though the ESIA was done  for the overall interconnection including the BtB, the Bank‐financed transmission project is designed to operate  independently of the BtB.     68. Thus, clear distinction should be made between the EBRD/EIB/EU and the WB financed projects, including  for the purpose of ESIA and parties’ responsibilities for safeguards under the two projects respectively. Bank’s  responsibilities within ESIA for social and environmental safeguards will only refer to the four components under  the Project. The Bank conducted its due diligence and confirmed the ESIA package compliance with its social and  environmental policies and requirements.   (i)  Environmental Safeguards    69. The Project is classified as Environmental Category A, full assessment, per EBRD‐ financed ESIA, which  categorized  the  overall  asynchronous  interconnection  project  as  Category  A  due  to  the  “greenfield”  or  major  extension or transformation conversion type of project – the construction of a new transmission line, and also  significant E&S impacts associated with the BtB station.  70. The ESIA for the overall interconnection project is compliant with international best practice and relevant  EBRD and World Bank requirements. Overall the ESIA confirmed that the Bank‐financed Project's environmental  and  social  impacts  will  be  site‐specific,  not  irreversible,  and  manageable  if  the  mitigation  measures  are  duly  achieved  through  the  implementation  of  the  Environmental  and  Social  Management  and  Monitoring  Plan  (ESMMP). Therefore, the Bank’s safeguards that will be triggered are OP/BP 4.01 (Environmental Assessment),  OP/BP  4.04  (Natural  Habitats),  OP/BP  4.11  (Physical  Cultural  Resources),  and  OP/BP  4.12  (Involuntary  Resettlement).  71. The potential negative environmental impacts identified for the  Project are those normally associated  with transmission line construction as well as operation and maintenance (O&M). The construction phase will  require clearing of vegetations to prepare the site for the construction of transmission towers, campsites, material  storage  facilities,  substations  and  access  roads.  Other  potential  impacts,  besides  those  generated  by  the  construction activities, include potential damages to protected areas and/or biodiversity, including species and  habitats of conservation concern. Toxic pollution from transmission line construction and substation extensions  could also result from of PCBs leakages from equipment that contains such hazardous substances.   72. The likely impacts of the operational phase include electromagnetic field emissions, the collapse of towers  and/or  transmission  lines  due  to  inclement  weather,  mishaps  resulting  from  power  theft,  etc.  Also,  both  the  construction and O&M phases could result in on‐site or near‐site soil and water contamination from spillage of  potentially  hazardous  materials,  air  pollution  from  dust  and  noise  from  vehicles  and  machines,  fires,  the  destruction of scenic beauty, etc. Potential impacts are related to safety and public health due to electrocution  risk to the public, by direct contact with high‐voltage equipment and lines, and also by induced voltages, especially  in the case of vehicles and farm machinery that transit beneath transmission lines. Humans and farm animals can  also risk electrocution or nuisance shock when inadequate grounding at substations energizes metal objects.   Page 27 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 73. OHTL  construction  and  maintenance  activities  might  also  affect  vegetation  and  wildlife  as  it  requires  clearing of land in forested and rural areas. Roads, towers construction, and transmission line installation requires  land clearance along the 158 kilometer length OHTL that may lead to loss of native plant species which impacts  animal  species  in  natural  habitats.  Hence,  OP/BP  4.04  is  triggered  and  ESIA,  and  respectively  the  site‐specific  Environmental and Social Management Plans (ESMPs) to be prepared shall provide mitigation measures to ensure  effective compliance with the policy requirements. The eventual vegetation, trees, and native plants losses will  be compensated so that the net result will be a zero‐biodiversity loss.    74. The  proposed  OHTL  route  mostly  crosses  agricultural  lands  and  grasslands,  but  also  some  areas  with  important  habitats  for  bird  species  –  lakes,  slopes,  continental  steppes,  forest  belts  etc.  For  this  reason,  a  particular, more detailed impact assessment on biodiversity for the construction of the 400 kV Vulcănești‐Chișinău  line have been carried out by independent consultants. Given that the OHTL route will be perpendicular to the  migration corridors, the impact assessment on biodiversity have been focused on the main risks – electrocution,  collision and habitat loss – and took into consideration all migratory birds that are crossing the proposed area,  with  a  particular  attention  to  vulnerable,  endangered  and  critically  endangered  species  at  national  and  international level. Areas within 10 km on both sides of the OHTL route were assessed, taking into consideration  natural protected areas on this surface and requirements for migratory bird species. Based on the assessment,  detailed mitigation measures were proposed and incorporated in the ESIA and the ESMMP. The comprehensive  set of mitigation measures, when implemented, will significantly reduce the potential negative impacts caused by  OHTL on the birds’ risks associated with electrocution, collision and loss of feeding/resting habitats. It was also  ensured that both the Bank safeguards and national regulations are complied with. Hence, the integrity of the  protected areas will not be affected if the proposed mitigation measures will be implemented.    75. Since the detailed design for the transmission line construction will only be developed during early Project  implementation, the existing  ESIA and its general ESMMP were found as the  most appropriate environmental  instruments to address the Project’s environmental concerns per OP 4.01. The ESIA/ESMMP has identified most  likely  impacts  and  determined  the  processes,  procedures  and  responsibilities  for  the  preparation  and  implementation  of  site‐specific  ESMPs,  including  mitigation  measures  and  monitoring  plans,  which  should  be  developed  once  detailed  design  for  each  specific  site  becomes  available.  All  these  environmental  and  social  safeguards related aspects have been thoroughly reviewed by the Bank and documented in a technical summary  note.  76. Component 3 will finance the construction of a new headquarters building for ME on an existing land plot  owned by ME. This sub‐project is anticipated to have limited, reversible and insignificant environmental and social  impacts because of building construction activities. Anticipated environmental impacts during the construction  works  will  be  noise  pollution,  emissions  of  particulate  matter/dust  to  air,  domestic  waste  water,  disposal  of  excavation materials and hazardous materials. A site‐specific ESMP was prepared, publicly consulted and disclosed  in‐country and on the Bank’s website prior to project appraisal.  77. It  has  been  acknowledged  that  Vulcanesti  SS  has  a  legacy  PCB  pollution  caused  by  two  successive  explosions of high voltage capacitors about 40 years ago. Per Bank’s and EBRD/EIB/EU’s request, the FS consultant  conducted  an  on‐site  contamination  assessment  to  of  the  Vulcanesti  SS.  The  assessment  confirmed  that  the  Project’s area for the new 400 kV bay under extension of Vulcanesti SS is outside the contaminated area. However,  since the risks and negative impacts related to the legacy PCB contamination in Vulcanesti SS will continue to  represent an important environmental problem for ME, the Project will finance a thorough technical audit for the  whole area of Vulcanesti SS to determine the exact levels of pollution with PCBs and other hazardous substances,  Page 28 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) and to identify the most cost‐efficient and environmental safety solutions for a complete clean‐up. Based on the  technical  audit’s  final  results,  the  Bank  will  further  support  and  advice  ME  in  identifiying  and  accessing  viable  financing sources for financing the clean‐up of poluted area in Vulcanesti SS.  78. Stakeholder consultations: The full ESIA package, including the Non‐Technical Summary and Stakeholder  Engagement Plan, was available to the public starting July 27, 2017, on the EBRD website in English language, and  on ME’s website in both Romanian and English languages. During the 120 days of disclosure period the comments  to  the  ESIA  were  received  in  writing  and  public  consultations  were  conducted  in  Chisinau  and  in  out  in  eight  districts  (rayons)  where  the  Project  will  be  implemented:  Ialoveni,  Hincesti,  Cimislia,  Leova,  Taraclia,  Cahul,  Comrat, and Vulcanesti. In addition, the technical summary note of the existing ESIA, together with the full ESIA  package  were  disclosed  in‐country  and  on  the  Bank’s  website  on  December  26  and  27,  2018  prior  to  project  appraisal. In parallel, a separate site‐specific ESMP for the new building under Component 3 was publicly consulted  and dislcosed in‐country on Moldelectrica’s website on December 20, 2017 and updated on January 9, 2018 prior  to project appraisal. As part of safeguards due deligence, a Stakeholder Engagement Plan (SEP) has been prepared  and disclosed as well.    (ii) Social Safeguards    79. The Project is expected to have positive direct and indirect social impacts on the population in Moldova  through  the  improved  reliability  of  electricity  supply  and  the  diversified  supply  sources.  Affordable  and  uninterrupted  power  supply  throughout  the  year  can  help  move  the  population  out  of  poverty,  encourage  economic growth, advance shared prosperity, and livable cities and townships with better served communities.  Construction of OHTL and related infrastructure under the Project will also provide opportunities for employment  in the short and medium term for the communities living along the OHTL route. The contractors are encouraged  to recruit local labor, particularly unskilled and low skilled labor force from the communities in the immediate  proximity of OHTL corridor.   80. Considering that the Project is classified as Category A, in addition to selected environmental safeguards  policies,  OP/BP  4.12  (involuntary  resettlement)  is  also  triggered  because  the  Project  requires  land  both  for  permanent and temporary use. Since the Bank‐financed project is limited to the OHTL construction, main land  needs are for transmission towers and related construction sites for the 158 km OHTL that will cross the affected  districts. Even though the proposed OHTL route is foreseen to be at a sensible distance from human settlements,  there still could be some impacts associated with acquisition of private lands and relocation of built structures.  Land  acquisition  could  potentially  impact  the  land  use,  access  to  lands,  ownership,  and  incomes  in  the  communities  dependent  upon  the  land.  Per  initial  assessment,  a  total  of  eight  settlements  were  found  to  be  located within the impact corridor and more than 75% of land the OHTL might cross is farmlands, vineyards or  orchards, which are mostly used as leased lands owned by the State. Hence, most probable impacts would be  temporary economic displacement during construction period. However, since the exact locations of OHTL towers  are yet unknown, actual impacts including number of project‐affected persons and land lots cannot be assessed  to  prepare  site‐specific  instruments  such  as  RAPs.  Therefore,  a  framework  approach  was  applied  and  a  Land  Acquisition and Compensation Framework (LACF)  and  Resettlement  Planning Framework (RPF) were  prepared  outlining the broader impacts, potential mitigation measures and entitlement framework to guide safeguards for  due  diligence  tasks  of  the  project.  The  LACF/RPF  and  ESIA  have  been  reviewed  for  compliance  with  Bank’s  safeguards policy (OP 4.12) requirements and documented in the technical summary note.     Page 29 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) Citizens Engagement  81. The Project will establish reliable citizen engagement mechanisms. First, the project will conduct from  year 1 a series of public consultations prior to and during each subproject intervention. These consultations will  be held at least twice per year and provide opportunity for all citizens to raise issues with MEPIU. MEPIU will also  request communities’ feedback on how to make consultations more effective into implementation. The results of  such consultations will be documented, agreed with community leaders, and posted on MEPIU’s website.   82. Second, the Project will expand the role of the Social Impact Monitoring Committees (SIMCs), which will  be formed in localities crossed by OHTL. Along with issues discussed above, the committees will make available a  vehicle for communities to provide feedback on any issue that emerges (e.g. inconvenience, safety for children,  etc.). While these committees are multi‐stakeholder (comprising local leaders, technical and professional, local  government  representatives  and  members  of  civil  society  organizations  (CSOs)),  each  community  will  be  facilitated to meet in focus group sessions prior to the SIMC meetings and nominate community representatives  to voice concerns. The results of these meetings will be imparted to communities and minutes posted on MEPIU’s  website.   83. Third, a robust Grievance Redress Mechanism (GRM) will be established for the Project as described in  the dedicated section below; the GRM will not only address safeguards‐related issues, but also cover a broader  range of aspects related to the project, including  gender‐based violence.  In establishing  this GRM, three main  actions are expected to be carried out by Moldelectrica: (i) sensitization and awareness building for the creation  of an effective, community‐driven GRM. This will include a participatory analysis of existing formal and informal  grievance  systems  at  the  local  level,  and  a  participatory  process  of  deciding  how  these  mechanisms  can  be  integrated  into  a  community‐owned  and  utilized  GRM  for  the  project;  (ii)  identification  of  innovative  methodologies and community‐nominated champions to implement the GRM effectively at the local level; and  (iii) establishing an IT‐enabled feedback‐resolve system for the timely response to community level grievances  and  issues.  The  use  of  photographic  evidence  from  community  members  will  be  encouraged  and  systems  established for record keeping.  The results of the GRM will be reported semi‐annually and posted on MEPIU’s  website. To implement these CE mechanisms, the MEPIU will appoint a Social Development specialist, who will be  responsible  for  CE  activities,  gender  mainstreaming  and  GBV  activities.  An  indicator  is  included  in  the  Results  Framework to measure the effectiveness of the above community engagement processes.    Gender  84. The project will address gender gaps in employment within ME and in the communities where the civil  works will take place. The Moldova Country Gender Action Plan FY18‐22 identifies strong occupational segregation  and earnings gap. In terms of the energy sector, ILO data for 2016 indicates that 100% of men are employed in  the sector “electricity; gas, steam and  air conditioning supply (ISIC‐Rev.4). As  of December 2018,  ME employs  1365, of which 211 are women (15 percent). Women represent the majority of the top management ‘functionari’  (8 out of 9), 29% of technical staff (engineers, accountants, etc.) 11% of managers, and 9% of onsite workers (755  in  total).  While  women  do  not  face  legal  hiring  restrictions  in  the  energy  sector,  ME  does  not  have  a  gender  diversity plan in place. As part of Component 4 (Technical Assistance and Project Management), the project will  develop  a  first‐of‐its‐kind  assessment  to  examine  the  role  of  women  and  gender  disparities  within  ME  in  its  organization / recruitment that will serve as the basis to develop a gender diversity action plan for ME.  The project  will build new improved facilities within the new HQ building. The project will also provide training and orientation  for local women where the transmission line construction works will be located to cater to the incoming workforce  Page 30 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) by selling them goods and services. Lastly the project will assess how the labor influx caused by the project will  impact on local females and to address potential gender‐based violence.    85. The project will develop a gender diversity action plan for ME to increase the number of female employees  and to address the barriers to the professional development of female employees.  Specifically, the project will  undertake a gender employment gap assessment in ME to: (a) identify specializations and departments where  women are underrepresented and underlying constraints faced by women; (b) identify main barriers women face  once recruited (especially in progressing to roles with greater responsibilities); (c) recommend ways to reduce the  barriers;  and  (d)  design  a  recruitment,  mentoring,  and  leadership  program  targeting  women  in  ME.  The  recruitment program will also include leadership development training and mentoring by experienced women  employees to equip and ensure that the women who are recruited become leaders in the sector.  Better indicators  to track actions under the ME gender diversity plan will be selected when the Plan is devised, and these will be  reflected in the updated project document. For now, the project includes an intermediate indicator under the  Component 4 “percentage of women employed by Moldelectrica (percentage)” with a baseline of 15 percent and  a target of 16 percent.  In addition, the new administrative complex for ME, which is to be financed under the  project, will be equipped with improved facilities and environments for women including rest areas, health and  work  place  safety,  and  privacy  to  perform  their  jobs  effectively.  The  project  will  use  an  indicator  to  track  the  progress in this direction.      86. The project will also embark an inclusive resettlement planning and implementation process. Since the  project envisaged potential land acquisition and resettlement due to construction of electric poles/towers and  transmission line related infrastructures, it is possible that a considerable number of women among the project  affected persons under the project. Hence, for project related safeguards planning and implementation, especially  in preparing environment and social safeguards instruments (ESIA, SIA, ESMP, RPF, RAPs), due attention will be  paid to ensure that women who are de‐facto household heads clearly listed as beneficiaries of compensation and  rehabilitation, specific consultation sessions through focus group (women) discussions to include women’s needs  and priorities in resettlement process, additional compensations for single parent households (women headed  families) as vulnerable groups and, providing joint ownership (if possible) in case households are relocated under  the  project.  In  addition,  the  Social  Impact  Monitoring  Committees  (SIMC)  will  be  formed  to  engage  CSOs  and  citizens  for  field  level  project  implementation. In  the  formation  of  Social  SIMC,  at  least  one  third  of  the  membership in such committees will be allocated for women.    87. The ESIA analyzed possible actions to mitigate the risk of Gender‐Based Violence (GBV) from labor influx.  The following actions are proposed:     Training for MEPIU and ME, especially their safeguards and social risk teams, on aspects regarding GBV  risks, prevention and response.   Contractors must follow strict criteria outlined in the ESMP when selecting worker camp locations and  encourage employment of local labor (residents), where feasible and necessary skills are available.    All contractor employees  must sign a  Code of Conduct and  go  through a  gender and cultural  training.  Contractors  will  be  responsible  for  ensuring  compliance  with  the  Code  of  Conduct  and  report  any  misconduct to the World Bank and local law enforcement agencies.    There will be an information campaign on Project activities, including on gender and GBV issues in the  Project area throughout implementation.    Contractors, in coordination with MEPIU and ME, must prepare a Labor Influx Plan as part of the ESMP,  Page 31 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) subject to Bank clearance.    A Project‐level comprehensive GRM will be put  in  place  to  capture emerging grievances from project‐ affected people and stakeholders and address those in  timely  manner.  MEPIU safeguards staff will  be  trained to properly recognize, report and follow up on any issues or grievances related to gender and GBV.    Other Safeguards  88. The  project  also  triggers  OP/BP  4.11,  Physical  Cultural  Resources  to  include  procedures  and  responsibilities for managing works in culturally and historically significant areas and accidentally  discovered or  chance find cultural artifacts to ensure that Cultural Heritage assets will not be adversely affected by the Project.  Transmission  line  construction  can  affect  cultural  sites  such  as  areas  of  archaeological,  historical,  or  religious  significance.  Burial  sites  and  buried  artifacts  may  be  disturbed,  especially  when  trenches  are  required  for  transmission towers.   89. The ESIA includes requirements for the Recipient and contractors, which must be duly transposed in the  later site‐specific ESMPs and in the POM. These refer to specific mandatory measures under Moldovan laws and  procedures regarding physical cultural resources, as well as Bank’s requirements for managing impacts on cultural  property.    The  environmental  screening  process  will  check  instance  of  physical  cultural  resources,  if  any.  In  addition, all works contracts will mandatorily include cultural heritage/chance find procedures.  Climate and Disaster Risk Screening   90. A Climate Change Screening (CCS) of the Project was conducted, which identified that exposure to climate  and geophysical hazards in Project’s location is moderate. Moldova is highly vulnerable to natural hazards like  droughts, late spring frosts, hail, floods, and severe storms. The main risks identified by the climate screening have  been addressed through adherence to design and construction standards that take into account the environment  in which the 400 kV OHTL and substations are sited and the likelihood exposure to these risks. The new OHTL and  the associated substations  will enhance the system redundancy by creating an additional transmission path. This  will reduce frequency and duration of electricity supply interruptions possibly caused by extreme weather events  such as snow storms, high winds, and lightnings. Furthermore, by interconnecting with Romania under the overall  asynchronous interconnection project, Moldova will have an additional supply option to the existing supplies from  MGRES and Ukraine. Thus, the Project will contribute to reducing Moldova’s vulnerability to extreme weather  events.  Grievance Redress Mechanisms  91. The Project will establish a three‐tier grievance management structure will be established to address  the public and PAPs concerns and complaints regarding the project implementation.  Field level grievances will  be addressed through a site level GRM. Project‐affected people and stakeholders at the local/site level will  have  the  option  to  report  their  complains/feedbacks  to  the  site  implementing  agency/contractor.  SIMC  chairperson will serve as the grievance focal point (GFP) at the local level. If the issue cannot be resolved at  the site level, then the site level engineer/safeguards staff will immediately inform to the GPF to escalate it to  a higher level, i.e. either to the Rayon/Local authority level or directly to the ME/MEPIU. At the district/Rayon  level staff/office will be responsible for addressing issues or resolving complaints in collaboration with local  GFP and SIMC level feedback/complaint subcommittees within 15 days of receiving complaints. Rayon level  staff will also be responsible for maintaining feedback logs, and if needed, for liaising with the ME/MEPIU. If  Page 32 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) the issue cannot be resolved by Rayon/District offices, then it will be escalated to the third tier – the project‐ level  GRM  (ME/MEPIU).  The  MEPIU  will  be  responsible  for  complaints  and  issues  related  to  Project  implementation. The MEPIU’s Director will make a final decision after a thorough review of the investigation  and verification findings.    92. Communities  and  individuals  who  consider  they  are  adversely  affected  by  the  Project  may  submit  complaints  to  existing  project‐level  GRM  or  the  World  Bank’s  Grievance  Redress  Service  (GRS).  The  GRS  ensures that complaints received are promptly reviewed to address project‐related concerns. Project‐affected  communities  and  individuals  may  submit  their  complaint  also  to  the  Bank’s  independent  Inspection  Panel  which determines whether harm occurred, or could occur, because of Bank’s non‐compliance with its policies  and procedures. Complaints may be submitted at any time after concerns have been brought directly to the  Bank's attention, and Bank Management has been given an opportunity to respond.  For information on how  to  submit  complaints  to  the  World  Bank’s  corporate  Grievance  Redress  Service  (GRS),  please  visit  http://www.worldbank.org/en/projects‐operations/products‐and‐services/grievance‐redress‐service.  For  information  on  how  to  submit  complaints  to  the  World  Bank  Inspection  Panel,  please  visit  www.inspectionpanel.org.    V. KEY RISKS    Risk Category  Rating  1. Political and Governance   High  2. Macroeconomic   High  3. Sector Strategies and Policies   Substantial  4. Technical Design of Project   Moderate  5. Institutional capacity for Implementation and Sustainability   Moderate  6. Fiduciary  Moderate  7. Environment and Social   Substantial  8. Stakeholders  Substantial  9. Other ‐ Sustainability  Moderate  Overall  Substantial    93. The  overall project risk is rated as  Substantial. There are several risks identified with the Project, which  are commensurate with the development of such a cross‐border infrastructure involving two countries, Moldova  and  Romania.  In  this  case,  at  least  one  more  country,  Ukraine,  is  also  engaged,  at  least  partly,  in  the  overall  interconnection  program,  potentially  leading  to  more  complicated  situations  to  implement  this  project.  Specifically, Ukrenergo has expressed concerns on the proposed asynchronous interconnection as Ukraine has  been prioritizing preparation for the synchronization of Ukrainian power system with ENTSO‐E systems together  with Moldovan one, leading to the GoM’s reluctance to proceed with the construction of the BtB. The Bank has  proactively collaborated with key stakeholders including ENTSO‐E, Romanian and Ukrainian TSOs, the European  Commission, the European Union’s Directorate‐general for Energy (DG Energy), together with EBRD, EIB and EU  Delegation to address this issue. The Bank launched and regularly organized Donor Coordination Meetings and  Technical Working Group meetings since 2016 for better coordination among stakeholders for preparation of the  Page 33 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) overall asynchronous interconnection program. A joint letter signed by the EU Delegation, World Bank, EBRD, and  EIB was sent to the GoM in July 2018 requesting the government’s position for the asynchronous interconnection,  resulting in the GoM’s confirmation to proceed with the construction of the BtB and the domestic transmission  network  reinforcement.  The  collaboration  mechanism  established  by  the  World  Bank  will  continue  to  be  implemented throughout the project implementation to ensure both EBRD/EIB/EU and the Bank investments will  be implemented timely and smoothly.   94. Macroeconomic – High. Political uncertainty, and ongoing political polarization may constrain foreign and  domestic  investments,  needed  to  raise  labor  productivity  and  export  competitiveness,  thereby  leaving  the  economy vulnerable to chronic external risks. Extreme weather may affect agricultural output with consequences  for  overall  growth.  Weaker  growth  of  key  trade  partners  and  potential  changes  in  international  trade  and  migration  relations  could  undermine  exports  and  remittance  flows.  The  recently  adopted  fiscal  legislative  measures  may  negatively  affect  public  revenue  collection  and  may  impact  external  assistance  unless  not  addressed  properly. As  a  small  open  economy,  Moldova  remains  vulnerable  to  shifts  in  global  and  regional  demand and labor market conditions.  Government efforts to support significant improvements to the rule of law,  the investment climate, business environment and the quality of human capital would help mitigate these risks  and facilitate a sizeable expansion of the tradable goods in the economy. The risk is also partially mitigated by the  ongoing IMF program which serves as a macro‐fiscal stability anchor. While the authorities have made efforts to  reduce macroeconomic risks, some of them are inherent to the economic structure of Moldova and may not be  fully mitigated in the short to medium term.  95. Political and Governance ‐‐ High. The overall asynchronous interconnection project is likely to be affected  by geo‐political dynamics as the project involves various countries and organizations including Romania, Ukraine,  EU,  and  potentially  Russia  through  its  gas  supply  and  MGRES  operation,  which  all  having  different  views  and  positions with regards to the Project. This could affect the project implementation and timeline. Moreover, the  BtB project might be affected by the preparation for the synchronization of Ukraine and Moldovan power systems  with  ENTSO‐E  power  systems  (ENTSO‐E  synchronization  project),  which  will  be  implemented  in  parallel.  Even  though it is confirmed by a series of studies that the BtB will be useful and beneficial even after the synchronization  takes place, and this is also the case for Ukrainian power system, no common understanding is developed among  the  stakeholders.  Mitigation:  The  Bank  has  already  established  High‐Level  Donor  Coordination  Group,  where  various  stakeholders  meet  regularly  to  discuss  the  overall  interconnection  and  the  ENTSO‐E  synchronization  project. The Bank will also actively interact with EU and ENTSO‐E to have common understandings as it has done  so far. The team will fully utilize the already established relationships between the Bank and those institutions.  Finally, it is important to note that the IDA investment is entirely allocated to the strengthening of transmission  system in Moldova. This provides a degree of flexibility to IDA given that the interconnection between Romania  and Moldova will require continued strengthening of the Moldovan power grid with or without the BtB station.   96. Sector  Strategies  and  Policies  ‐‐  Substantial.  The  GoM  needs  to  address  several  challenges  facing  the  power sector, including: (i) implementation of the BtB interconnection project; (ii) preparation for the ENTSO‐E  synchronization project working together with Ukraine; (iii) implementation of relevant measures stated in the  Energy Strategy 2030;  (iv) establishment of transparent and competitive electricity market in Moldova; and (v)  development  and  implementation  of  regulations  required  to  monetize  potential  benefits  of  congestion  management and transit of electricity. Given these challenges, the risk of the GoM and ME’s ability to implement  and  further  develop  the  system  remains  major.  Mitigation:  The  mitigation  of  these  risks  will  require  further  strengthening of the sector legal and regulatory framework (including a more empowered independent regulator)  and institutional capacity building in policy, regulation, planning, and implementation of investment projects, as  Page 34 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) well  as  strengthening  in  governance  and  operation  of  the  utility.  Under  the  EBRD/EIB/EU  financed  project  to  construct the BtB, the Power Sector Reform Action Plan (PowerSAP) will be implemented to establish electricity  markets, enhance governance of SOEs, strengthen institutional capacities of ME and ANRE, improve electricity  procurement, harmonize regulatory and legislative frameworks applicable to EU and ENTSO‐E requirements; and  establish commercial set up for the proposed cross‐border interconnection.  97. Environmental  Risks  –  Substantial.  The  Project  will  trigger  OP/BP  4.01  (Environmental  Assessment),  OP/BP  4.04  (Natural  Habitats),  OP/BP  4.11  (Physical  Cultural  Resources),  and  OP/BP  4.12  (Involuntary  Resettlement). ESIAs including LACF, ESMMP and SEP were already prepared under Feasibility Study financed by  EBRD and were reviewed in line with the Bank’s guidelines, including the Bank’s recent priority environmental and  social risk concerns and potential labor influx and gender‐based violence (GBV) issues. This Bank’s thorough review  was documented in a technical summary note that was disclosed as safeguards document in‐country, and on the  Bank’s  website  prior  to  appraisal.  The  project  is  categorized  as  Category  A  to  be  in  line  with  the  overall  asynchronous project that is categorized as A because of the “greenfield” or major extension or transformation‐ conversion  type  of  project,  because  of  the  construction  of  the  new  transmission  line  and  also  because  of  the  significant  E&S  impacts  associated  with  the  BtB  station.  Mitigation:  The  ESIAs  spells  out  the  responsibilities  regarding  implementation  of  the  site‐specific  Environmental  and  Social  Management  Plans  (ESMPs)  and  the  Health and Safety Plans (H&S Plans) to be prepared and implemented by the contractors, and the supervising  responsibilities  of  the  Beneficiary.  The  World  Bank  continues  to  support  MEPIU  and  ME  in  the  overall  strengthening  of  safeguards  capacity  and  it  will  contribute  towards  ensuring  that  the  implementation  of  safeguards instruments, acceptable to the Bank.  98. Social Risks – Substantial: Land acquisition, access restriction and relocation of built structures within the  right‐of‐way  corridors  and  around  the  substations  is  expected.  The  potential  for  economic  displacement  is  substantial due to access restrictions during construction period. The project is not expected to have serious social  risks such as labor influx and GBV as there is a high probability that contractors will employ local workforce for  installation work.  Mitigation:  The Resettlement Policy Framework (RPF), based on the EBRD’s Land Acquisition  and Compensation Framework spelled out procedures and guidelines to prepare Resettlement Action Plan (RAP)s  and other social risk mitigation measures. In addition, the MEPU and ME will prepare a stakeholder engagement  strategy for public consultations with the parties affected directly and indirectly to ensure necessary mitigation  measures are discussed and implemented. A project specific Grievance Redress Mechanism (GRM) also will be  established to address public grievances and concerns if any, during the project implementation.  99. Stakeholders  ‐  Substantial.  The  overall  asynchronous  interconnection  project  and  the  broader  sector  reforms require continued collaboration among multiple institutions across a variety of organizations both within  Moldova (MOEI, ME, and ANRE) and beyond (EBRD, EIB, EU, EC, EnCS, Transelectrica, Ukrenergo, and ENTSO‐E).  Further,  coordination  of  with  financiers  of  associated  projects  could  also  pose  challenges  in  terms  of  proper  timing. Mitigation: The project will continue to utilize the established frameworks: High‐Level Donor Coordination  Group and Technical Working Group, where key stakeholders meet regularly to discuss the overall integration  project.     .    Page 35 of 55 The World Bank Moldova Competitive Power Market Project (P160829) VI. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING          Results Framework  COUNTRY: Moldova   Moldova Power System Development Project   Project Development Objectives(s)  The Project Development Objective is to increase capacity and improve reliability of the power transmission system in Moldova.    Project Development Objective Indicators    RESULT_FRAME_TBL_PDO        Indicator Name  DLI  Baseline  End Target  Increased transmission capacity along the Vulcanesti‐Chisinau corridor   Increased transmission capacity along the Vulcanesti‐Chisinau    0.00  900,000.00  corridor (Kilovolt‐Amphere(KVA))   Reduced number of interruptions between Vulcanesti SS and    5.00  1.00  Chisinau SS (Number)     PDO Table SPACE    Intermediate Results Indicators by Components    RESULT_FRAME_TBL_IO        Indicator Name  DLI  Baseline  End Target  Component 1: Construction of the 400 kV Vulcanesti‐Chisinau overhead transmission line   Page 36 of 55 The World Bank Moldova Competitive Power Market Project (P160829) RESULT_FRAME_TBL_IO        Indicator Name  DLI  Baseline  End Target  Construction of the 400 kV Vulcanesti‐Chisinau transmission line    0.00  158.00  (Kilometers)   Component 2: Extension of two existing substations   Substation extensions completed (Yes/No)     No  Yes  Component 3: Strengthening of power dispatch and metering system   SCADA/EMS and MMS upgraded (Yes/No)     No  Yes  New ME HQ building completed (Yes/No)     No  Yes  Component 4: Technical Assistance and Project Management   Percentage of women employed by Moldelectrica (percentage)    15.00  16.00  (Percentage)   Percentage of members in affected communities along the OHTL  reporting that their engagement in the public consultations    0.00  50.00  under the project useful and represent their views and  preferences (Percentage)     IO Table SPACE    UL Table SPACE    Monitoring & Evaluation Plan: PDO Indicators  Methodology for Data  Responsibility for Data  Indicator Name  Definition/Description  Frequency  Datasource  Collection  Collection  The indicator is measured as  Moldelectric Increased transmission capacity along the  the nominal capacity of the  Annually  MEPIU  a    Vulcanesti‐Chisinau corridor  400 kV Vulcanesti ‐ Chisinau        OHVL.  Reduced number of interruptions  The indicator is measured as  Annually  Moldelectric MEPIU    between Vulcanesti SS and Chisinau SS  number of trips between    a    Page 37 of 55 The World Bank Moldova Competitive Power Market Project (P160829) Vulcanesti SS and Chisinau    SS. Before commissioning of  the new 400 kV Vulcanesti‐ Chisinau OHVL, the number  will be counted for existing  MGRES‐Chisinau line and  existing Vulcanesti‐MGRES    line.  ME PDO Table SPACE    Monitoring & Evaluation Plan: Intermediate Results Indicators  Methodology for Data  Responsibility for Data  Indicator Name  Definition/Description  Frequency  Datasource  Collection  Collection  Supervision  Semi‐ Supervision Consultant  Construction of the 400 kV Vulcanesti‐ Consultant  MEPIU    annual  Report  Chisinau transmission line  Report          Supervision  Semi‐ Supervision consultant  consultant  MEPIU  Substation extensions completed    annual  report  report          Supervision  Semi‐ Supervision consultant  consultant  MEPIU  SCADA/EMS and MMS upgraded    annual  report  report          Supervision  Semi‐ Supervision consultant  consultant  MEPIU  New ME HQ building completed    annual  report  report          Percentage of women employed by  Semi‐ Moldelectric Moldelectrica  MEPIU    Moldelectrica (percentage)  annual  a      Page 38 of 55 The World Bank Moldova Competitive Power Market Project (P160829)     Percentage of members in affected  communities along the OHTL reporting  Semi‐ MEPIU  MEPIU  MEPIU  that their engagement in the public    annual        consultations under the project useful     and represent their views and preferences  ME IO Table SPACE                      Page 39 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)   ANNEX 1: Detailed Project Description    1. The overall asynchronous interconnection program. The overall asynchronous interconnection program  consists of two distinct  projects.  The first project will finance  the  construction of a 2  x 300MW BtB station at  Vulcanesti (in two stages). The second project will finance the construction of a new 400 kV Vulcanesti‐Chisinau  overhead  high‐voltage  transmission  line  (OHTL)  and  the  extension  of  associated  substations  at  Vulcanesti  and  Chisinau. The construction of the BtB will be implemented in two phases: one 300 MW unit as the first phase  scheduled to be commissioned in 2023. The second 300 MW unit could be built later depending on the situation,  especially on status of the ENTSO‐E synchronization. The capacities of the proposed OHTL and SSs are sufficient  for the entire 600 MW BtB capacity. No works are considered on the Romanian side, as there is an existing 400 kV  OHTL connecting from Vulcanesti SS to Romanian Isaccea SS, which is currently disconnected at Vulcanesti SS.    2. The  proposed  Back‐to‐Back  station  will  be  constructed  near  Vulcanesti  SS  and  based  on  a  new  technology, which provides various benefits for Moldova. The proposed BtB station will be constructed at a new  location approximately 1 km west from the existing Vulcanesti SS. The expected land area is approximately 16  acres. The BtB station, which will convert AC power to DC and then to AC within the station to enable a connection  of the two asynchronized power systems, will be eventually equipped with two units of 300 MW of multi‐level  converter based on Voltage Source Converter technology. The new VSC technology is proposed as opposed to an  alternative traditional technology called Line Commutated Converter (LCC) technology. The selection was justified  for primarily three technical reasons despite 30 percent higher valve cost for the new technology16: (1) Moldovan  power system is electrically weak at the connection point having a low Effective Short Circuit Ratio17; (2) the new  VSC technology provides better control capabilities including bidirectional power flow and independent control  of active and reactive powers, which will be necessary for Moldova’s system operations; and (3) the total cost  difference  between  the  two  technologies  is  minimal  as  the  traditional  technology  requires  additional  reactive  power compensation devices due to the weak Moldovan grid. The justification was reviewed and confirmed by a  top HVDC expert, who was hired under the Moldova Power System Interconnection Analysis (P159050).    3. Component 1: Construction of Vulcanesti‐Chisinau overhead line (US$46.5 million) This component will  finance a construction of new 400 kV Vulcanesti‐Chisinau single circuit OHTL (approximately 158 km) and technical  assistance for construction supervision.     4. The new 400 kV overhead line is proposed to connect Vulcanesti SS and Chisinau SS.  The new 400 kV  line is proposed to connect Vulcanesti SS and Chisinau SS and create a new transmission loop which connects  three  critical  nodes:  Vulcanesti  SS,  Chisinau  SS,  and  MGRES.  There  are  already  an  existing  400  kV  line  from  Vulcanesti SS to MGRE and an existing 330 kV line from MGRES to Chisinau SS, but there is no direct connection  between Chisinau SS and Vulcanesti SS. The proposed new 400 kV OHTL connecting Chisinau SS and Vulcanesti  will  therefore  enable  Moldovan  power  system  to  comply  the  N‐1  contingency  criteria.  The  new  OHTL  will  be  equipped with three bundles of 300 mm2 aluminum steel reinforced conductor and the addition of this OHTL will  increase the transmission thermal capacity between Chisinau SS and Vulcanesti SS by 900 MVA, while the actual  operational  capacity  could  be  lower  taking  into  consideration  N‐1  contingencies  and  system  stabilities.  The  proposed voltage level of 400 kV was technically justified given its better voltage stability and less transmission  16 A BtB based on the LCC technology is estimated at 210 Euros/kW while the VSC alternative is estimated at 300 Euros/kW according to  an expert review conducted under the Moldova Power System Interconnection Analysis (P159050).  17 The ESCR is below 2.0 at Vulcanesti SS under N‐1 condition. The ESCR is often used to describe the strength and reliability of an AC  power system. In general, most power system planners use an ESCR of 2.5 as the lowest acceptable value for the LCC technology.  Page 40 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) losses, while the standard voltage in the Moldova transmission system is 330 kV. The transmission line route was  proposed under the Feasibility Study based as a result of a multi‐criteria analysis of possible route alternatives  considering environmental and social impacts. The proposed final line route confirmed that the OHTL will pass  mostly unpopulated areas. The line length is estimated at 158 kilometers. The transmission tower locations will  be finalized once a contractor for the OHTL design and construction is mobilized. The component will also support  a supervisor consultant (firm), which will help project supervision during implementation phase for Component 1  and 2.    5. An alternative connection scheme could be considered. Connection of the new 400 kV OHTL directly to  the BtB instead of Vulcanesti SS was also analyzed as an alternative, and considered to provide slightly higher  reliability by creating a big loop connecting four critical transmission nodes: the BtB, Vulcanesti SS, MGRES, and  Chisinau SS, leaving a radial connection between the BtB and Vulcanesti SS. However, the alternative scheme will  be considered subject to satisfactory evidence of progress in construction of BtB, which is outside Project’s scope  If the BtB is not constructed or commissioned timely for any reason, the transmission line contract will be modified  to revert to the original connection scheme. Signing of the BtB construction contract may serve as satisfactory  evidence  to consider the alternative connection scheme  If agreed, the alternative connection scheme  will not  require any works at Vulcanesti SS, instead the new 400 kV segment connecting BtB to Vulcanesti SS will be added  to the BtB contract under the EBRD/EIB/EU project.    6. Component 2: Extension of two existing substations (US$13.8 million). This component will finance: (i)  upgrade of 330 kV Chisinau substation and (ii) extension of 400 kV Vulcanesti substation.     7. The two substation extensions are necessary to establish the new 400 kV OHTL. Currently Chisinau SS does  not have 400 kV voltage. To allow the connection of the new 400 kV OHTL, three single‐phase 400/330 kV auto‐ transformers with an installed capacity of 210 MVA each will be installed within the existing substation area as  well as a new 400 kV bay, 330 kV bus bar extension, 400/330 kV switch gears, and control and protection devices.  As Vulcanesti SS has 400 kV voltage level, the modification is smaller compared with Chisinau SS. New 400 kV bay  as well as associated switchgears will be installed in a vacant space within the substation area. In case that the  alternative connection scheme is implemented, no work will be necessary for Vulcanesti SS. Instead, the BtB will  have a new 400 kV bay to allow a connection of the new 400 kV OHTL to connect with Chisinau SS. A supervisor  consultant will be hired to support project implementation.    The cost estimates for Component 1 and 2 were developed by FS Consultant and reviewed adjusted per similar  Bank‐financed projects in the region.    8. Component 3: Strengthening of power dispatch and metering system. (US$7.2 million) This Component  will finance (i) upgrade of ME’s SCADA/EMS; (ii) upgrade of ME’s MMS; (iii) construction of a new headquarters  (HQ) building for ME to accommodate the new Central Dispatch Center  (CDC); and (iv)  consulting services for  technical specifications for SCADA/EMS and MMS.    9. The  new  HQ  will  enhance  work  productivity,  eliminate  the  lease  cost,  and  enhance  employees’  job  satisfactions. The site proposed for the construction of ME’s new HQ building is located in the industrial zone in  peripheral Chisinau about 5 km East from the city center. The land plot is nearly 5 hectares (ha) of square footage  and the proposed building will be constructed on a 1.5 ha vacant land plot owned by ME. The site is currently used  as a warehouse and open storage area for equipment and materials, and a parking yard for non‐used vehicles.  The new HQ is proposed to be a five‐story building accommodating office spaces for 300 employees with modern  Page 41 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) office equipment and would allow a dispatch center functionality. ME’s current HQ is leased in a building located  in the city center and equipped with an outdated central dispatch center. The new location can accommodate  also  sufficient  parking  spaces  for  employees,  which  is  currently  inconvenient,  and  provides  reasonable  public  transportation accesses.    10. SCADA/EMS  and  MMS  must  be  updated  for  compliance  with  modern  dispatch  requirements.  The  existing SCADA/EMS (installed under Bank‐financed Energy II Project/P040558) is outdated having been used for  the  last  10  years  and  requires  update.  From  the  perspective  of  power  system  dispatch  and  operations,  the  proposed relocation will increase security and enable modern power system operation, while the existing dispatch  center  will  remain  serving  as  back‐up.  The  Project  plans  to  upgrade  the  SCADA/EMS  software  and  procure  necessary equipment including videowall, workstations, and telecommunication equipment. The current MMS  does not meet the functionality requirements for expected changes of the electricity market in Moldova and its  integration into the regional market. The Project will upgrade the MMS software and procure modern meters for  transmission points. Both new SCADA/EMS and MMS software and hardware will be compatible with the ENTSO‐ E requirements, which will be necessary in the long‐term if Moldovan synchronizes its system with that of ENTSO‐ E.    11. Component  4:  Technical  Assistance  and  Project  Management.  (US$2.5  million)  This  component  will  finance:  (i) Project management. This subcomponent will finance operating costs of MEPIU;  (ii) Environmental Audit of PCB historically polluted site at Vulcanesti substation;  (iii) Capacity building and training to MEPIU and ME, which will include enhancing the TSO’s system planning  capability currently missing.  (iv) ME and Project’s accounts’ audit (for 5 years).    Page 42 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) ANNEX 2: Implementation Arrangements and Support Plan    Project Institutional and Implementation Arrangements     1. The Ministry of Finance, as agent of the Government of Moldova, will be the Borrower (or Recipient) of  the credit. For purposes of Project implementation, the Borrower will enter into an implementation agreement  with  Moldelectrica  (ME),  which  is  established  as  effectiveness  condition  for  this  Credit.  The  agreement  would  state terms and conditions of the ME’s obligation to repay the disbursed funds under Parts 1‐3 of the Credit to  the  Borrower  and  its  responsibilities  for  the  technical  implementation  of  the  Project.  The  ME’s  repayment  obligations will be specifically covered by an on‐lending agreement attached to the Implementation Agreement  as  an  Annex.  The  Ministry  of  Economy  and  Infrastructure  (MoEI)  will  take  overall  responsibility  for  project  implementation  delegating  fiduciary  responsibilities  (disbursement,  financial  management,  procurement,  and  monitoring  &  evaluation)  to  its  Project  Implementation  Unit  (MEPIU).  MEPIU  will  carry  out  the  fiduciary  responsibilities under the Project in compliance with the requirements and safeguard policies of the World Bank,  to be outlined in the Financing Agreement and Project Operational Manual. MEPIU will manage flow of funds on    Ministry of Finance         Ministry of Economy and  Infrastructure        MEPIU Director    Financial  Procurement  Technical  Monitoring  Consultant     Consultant Consultant   and Evaluation  Consultant     Moldelectrica  Page 43 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) behalf of the ME for the purposes of the project. ME will be expected to provide technical and advisory assistance  during the implementation.    Project administration mechanisms    2. The MEPIU will adopt the Project Operations Manual (POM) as a condition of effectiveness. This POM  should  detail  the  responsibilities  of  the  MoEI/MEPIU,  ME  and  MoF.  Procurement  and  Financial  Management  assessments conducted during  project preparation  have identified the specific functions that each agency will  need  to  play  for  each  of  the  fiduciary  requirements.  The  POM  will  include  remedial  actions  to  address  any  deficiencies.    Financial Management, Disbursements and Procurement    3. The  financial  management  arrangements  of  MEPIU  were  reviewed  and  assessed  as  satisfactory.  The  Project’s  initial  FM  assessment  was  conducted  during  October  –  November  2018.  The  final  assessment  was  completed at appraisal. The information available from previous missions and projects and track record of MEPIU  accumulated  over  the  years  was  also  used  for  its  assessment.  The  FM  assessment  concluded  that  MEPIU  has  adequate FM capacity and arrangements in place, which are acceptable to the Bank for implementation of the  Project.    4. No significant weaknesses were identified at MEPIU. Prior to the project implementation the PIU will need  to develop the financial part of the POM by incorporating Project’s specific activities and controls, including the  arrangements for reporting and document flow between MEPIU and ME.    5. The overall FM risk for the Project was assessed as Moderate, with Inherent Risk of the Project before and  after mitigation measures rated as Moderate and the Control Risks is rated as Low.    6. The MEPIU has acceptable planning and budgeting capacity in place. The Project’s plan and budget are  prepared  in  cooperation  with  the  Bank.  The  director,  financial  management  consultant  and  procurement  consultant are involved in the preparation of the annual budget. The annual budget is based on the procurement  plan, which is regularly updated by the procurement specialist. The annual budget is approved by Line Ministry  (Ministry of Economy and Infrastructure) and then submitted to the Ministry of Finance for their approval and  inclusion  in  the  state  budget.  In  accordance  with  MoF  requirements,  the  budget  is  classified  by  categories,  components, and sources of funds.    7. MEPIU has experienced and knowledgeable FM staffing. It consists of financial management consultant /  MEPIU Chief Accountant and Senior Accountant who provide support to FM consultant(s) on some routine tasks.    8. The accounting system of MEPIU is maintained according to the requirements established by the Ministry  of Finance for budgetary institutions. For the reporting purposes modified accrual basis is applied. MEPIU utilizes  1C  accounting  package,  which  is  currently  in  use  by  several  Moldovan  agencies  implementing  World  Bank‐ financed projects.  The accounting system is found to be adequate and  has functionality to generate IFRs. The  monitoring of payments under each contract is done through the system. Backups of the accounting data are done  on CDs on monthly basis.    Page 44 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 9. The MEPIU’s internal control system was found to be acceptable to the Bank and capable of providing  timely information and reporting on the Project. The existing internal controls and procedures of the active project  are documented in the financial part of the POM.    10.  Interim Financial Reports (IFRs) prepared according to Cash Basis International Public Sector Accounting  Standards (IPSAS) will be used for the project monitoring and supervision. The active project’s IFRs were always  received on‐time and were acceptable to the Bank. The format of IFRs includes: (a) Project Sources and Uses of  Funds, (b) Uses of Funds by Project Activity, (c) Designated Account Statements, (d) summary of disbursements,  and (e) contract monitoring status reports. The MEPIU will be producing a full set of IFRs every calendar quarter  throughout the life of the Project. These financial reports will be submitted to Bank within 45 days of the end of  each calendar quarter. The first quarter IFR will be submitted after the end of the first full quarter following the  initial  disbursement.  MEPIU  also  submits  monthly  and  quarterly  reports  to  various  government  agencies  by  sources of funds showing Project financing and expenditures by categories.    11. The audit requirement under the Project will include the audit of Project financial statements and the  audit of the ME financial statements. The audit of the Project and ME financial statements will be conducted (a)  by independent private auditor acceptable to the Bank, on terms of reference (TOR) acceptable to the Bank and  procured by MEPIU, and (b) according to the International Standards on Auditing (ISA) issued by the International  Auditing and Assurance Standards Board of the International Federation of Accountants (IFAC). The entity audit  would take account of statutory audit requirements for public interest entities as prescribed by the respective  national legal framework and, if needed, of the audit requirements of other development partners which provide  financing to ME.  MEPIU’s current auditing arrangements are satisfactory to the Bank (no issues arisen in the latest  audits of other projects managed by the MEPIU), and it has thus been agreed that similar audit arrangements will  be adopted for the Project, to cover the project and ME financial statements. Specifically, the sample audit TORs  agreed with the Bank will be attached to the financial part of the POM, and the annual audited project and entity  financial statements will be provided to the Bank within six months after the end of each fiscal year, and Project  closing. If the period from the date of effectiveness of the credit to the end of the borrower’s fiscal year is no more  than six months, the first audit report may cover financial statements for the period from effectiveness to the end  of the second fiscal year. The first entity audit will cover FY2019 provided the Project becomes effective in 2019.  The audit reports are to be disclosed within one month of their receipt from the auditor, by posting the reports  on the websites of MoEI, MEPIU and ME respectively. Following the Bank's formal receipt of these reports from  the Borrower, the Bank will make them publicly available according to World Bank Policy on Access to Information.  The contract for the audit awarded during the first year of project implementation may be extended from year‐ to‐year with the same auditor, subject to satisfactory performance. The cost of the audits will be financed from  the proceeds of the credit.    Disbursements    12. The proceeds of the financing will be disbursed through transaction‐based disbursement methods that  include: reimbursements with full documentation, reimbursements on basis of SOEs for small expenditures with  defined  thresholds,  payments  against  Special  Commitments,  direct  payments  to  third  parties,  and  advance  payments through the Designated Account. To facilitate flow of funds under the Project, a separate Designated  Accounts  will  be  opened  through  the  national  treasury  system  on  terms  and  conditions  acceptable  to  the  Association, for the credit. The Designated Account, which will be managed by the MEPIU, will be replenished on  a quarterly basis, as needed, and its ceiling would be provided in the Disbursement and Financial Information  Letter. Foreign currency amounts will be either paid directly to foreign suppliers or exchanged as needed in local  Page 45 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) currency, to cover eligible expenditures payments in local currency to suppliers, from the designated account into  local current transfer account also opened by the Treasury. The daily closing balance on the local currency account  will be insignificant to avoid unnecessary interest rate differences which are not covered by the project funds. The  Ministry of Finance will give authorization to designated officials to withdraw funds from the project account. The  Designated Accounts will be audited annually in conjunction with the audit of the project financial statements.    The documentation requirements for withdrawal application types, the size of the Minimum Application and other  instructions  on  how  funds  will  be  withdrawn  from  this  Credit  are  specified  in  the  Disbursement  and  Financial  Information  Letter.  For  all  expenditures  financed  under  the  project  full  documentation  in  support  of  the  disbursements will be retained in the MEPIU for at least two years after the project closing date. This information  will be available for review by Bank missions during project supervision and by the project’s auditors. SOEs will be  audited in conjunction with the annual audit of the Project.     13. The withdrawal of proceeds of the credit will be made in accordance with the schedule in the table  shown below.    Category Amount of the Credit Allocated Percentage of (expressed in USD) Expenditures to be Financed (inclusive of Taxes]) (1) Goods, works, non-consulting services, consulting 100 % 70 000 000 services, Operating Costs and Training for the Project TOTAL AMOUNT 70 000 000   14. Recipient Counterpart Funding. The Recipient will provide in‐kind contribution to the Project as specified  in the project cost table.    Procurement    15. Project  Procurement  Strategy  for  Development  (PPSD):  During  the  preparation  of  the  Project,  MEPIU  developed a PPSD which describes how the procurement approach will support the development objective of the  Project and deliver the best value for money. The PPSD is available in the project files.  The project will finance  goods, works, and consulting services. Based on the nature, size and complexity of procurement to be financed  under the Project, the strategy suggests the most appropriate methods to be applied in order to achieve value for  money.  The  strategy  also  analyzes  the  supply  positioning  in  order  to  determine  the  positioning  of  specific  procurement based on its relative supply risk and value within the Project. This exercise revealed that all the Plant,  Design,  Supply  and  Installation  contracts  envisaged  under  the  project  will  follow  the  international  market  approach. It is expected that both local and international companies will be participating in tenders. There several  contracts which provide for the procurement of non‐complex IT equipment and software development. These will  either be purchased by applying Request for Bids or Request for Quotations methods. Given the strong supply  market, the suggested approach for these types of contracts is Open International and Open National with single  Page 46 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) envelope.  Goods:  There will be procurement of non‐complex goods which will be either purchased by applying  Request for Bids or Request for Quotations methods. Consulting Services: These are of various size and nature and  will also follow the Open National and International market approach and selection methods have been decided  to take into account fit‐for‐purpose and value‐for‐money considerations. Overall the PPSD provides an adequate  justification for the selection methods in the Procurement Plan (PP). The strategy was reviewed and agreed with  the World Bank.    16. Public Procurement in Moldova: The new Public Procurement Law (PPL) No. 131 which entered into effect on  May 1, 2016 is better adjusted to the EU Directives. While the PPL provides good basis for the public procurement  system and properly draws the legal framework for a sound public procurement system, the law has not been  implemented/applied  at  full.  Some  of  the  remaining  challenges  are  to  develop  all  the  necessary  secondary  legislation  and  adjust  the  Standard  Bidding  Documents  to  the  new  law  and  recent  amendments  to  it.  An  assessment of National Procurement Procedures (NPP) has been carried out and is available in Europe and Central  Asia Procurement website. The assessment concluded that the NPP can be used with exceptions specified in the  assessment and provided in the textual part of the Procurement Plan.     17. Capacity Assessment: As part of the assessment, the organizational structure and staffing within MEPIU have  been reviewed. MEPIU’s Procurement Specialist has extensive experience with World Bank procurement policies  and procedures and the World Bank Procurement and Consultant Guidelines based on which the ongoing District  Heating  Efficiency  Improvement  Project  is  implemented.  The  MEPIU  has  some  experience  with  Procurement  Regulations implementing the ongoing ECAPDEV Project Preparation Grant for the Moldova Competitive Power  Market Project which follows the Regulations. However, the experience under this project is limited by several  small  value  consulting  services.  MEPIU  staff  attended  several  training  courses  on  World  Bank  procurement,  including those organized by the World Bank in the region and participated in a workshop organized by the World  Bank in Moldova on the new Procurement Framework and received a hands‐on training on Systematic Tracking  of Exchanges in Procurement (STEP) which is an online procurement planning and tracking tool to prepare, clear  and update the project PP.   Risk  Mitigation Measure  Responsible  Timeline  Party  Limited  knowledge  and  More  in‐depth  training  on  the  new  World Bank  After  project  experience  with  approach  to  procurement  and  effectiveness  Procurement Regulations  specifically on Regulations  Potential  delays  on  the  Employ  technical  experts  to  enhance  MEPIU/ME/I Throughout  Beneficiary’s side to develop  ME’s  capacities  in  particular  areas  A  project  technical  specifications  and  where they lack expertise    implementati Terms of References      on period  Offer  continuous  support  to  the    Beneficiary  in  needs  assessment  to    ensure  that  these  are  accurately  MEPIU  defined  especially  given  the  extensive  experience of MEPIU staff with similar  Projects  Delays in implementation of  Closely  follow  up  and  monitor  the  MEPIU/ME/I Throughout  contracts  and  approval  of  performance  of  consultants  to  avoid  A  project  deliverables  under  delays  in  contract  implementation  implementati Page 47 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) consulting  contracts  due  to  through  a  proper  contract  on period  internal processes  administration  (regular  inspections/meetings),  suitable  provisions  for  deliverable  linked  to  payments where appropriate and time  action  in  giving  notice  to  consultants  for remedying the delays and defaults  Delays  in  the  expropriation  MoEI  to  adjust  the  applicable  legal  MEPIU/ME  After  project  process  framework  to  ensure  fairness,  effectiveness  transparency  and  integrity  of  the  expropriation  process,  as  well  as  establish  an  equitable  grievance  responding mechanism  Limited  competition  under  Extend the publication of procurement  MEPIU  Throughout  tenders  notices in specialized magazines and in  project  neighboring countries media to attract  implementati more potential contractors  on period    18. MEPIU has a strong fiduciary and technical capacity. Internal approval processes are functioning generally well  without affecting the procurement cycle.     19. Given the risks identified, the existing capacity within MEPIU, as well as the previous experience with World  Bank‐funded projects, the overall risk for procurement is Moderate. The assessment report has been prepared in  the Procurement Risk Assessment Management System (PRAMS) and filed accordingly.     20. Procurement Plan (PP): MEPIU developed a PP for the entire scope of the project consistent with the Project  implementation plan. The PP provides information on procurement packages, selection methods, procurement  approach and evaluation methods to be adopted for each contract to be financed under the Project (See table  below on Major Procurement Packages). Any updates to the PP will be submitted to the World Bank for review  and approval. The detailed PP will be prepared in STEP and will be also published on the World Bank’s website.    21. Record Keeping: All documentation with respect to each procurement will be retained by MEPIU according to  the requirements of the Financing Agreements. MEPIU will furnish such documentation to the World Bank upon  request  for  examination  by  the  World  Bank  or  by  its  consultants/auditors.  Documents  with  respect  to  procurement subject to post review will be furnished to the World Bank upon request.     22. Procurement Prior Review Thresholds: The Procurement Prior Review Thresholds were set by the World Bank  based  on  the  Project  procurement  risk  level.  All  contracts  at  or  above  the  set  thresholds  are  subject  to  international advertising and the use of the World Bank’s Standard Procurement Documents. The thresholds will  be specified in the PP. While currently BAFO, procurement processes involving contract negotiations, competitive  dialogue  and  sustainable  procurement  are  not  foreseen  under  the  Project,  these  will  be  subject  to  the  World  Bank’s procurement prior review irrespective of the contract value, if the decision is taken to apply them during  Project implementation.    23. World Bank’s procurement oversight: The World Bank will exercise its procurement oversight through a risk‐ Page 48 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) based approach comprising prior and post review and independent procurement reviews, as appropriate. The  post  reviews  will  be  conducted  on  the  procurement  processes  (on  a  sample  of  15%  of  post‐review  contracts)  undertaken  by  MEPIU  to  determine  whether  they  comply  with  the  requirements  of  the  Loan/Financing  Agreement. Procurement supervision will be carried out at least once in 12 months. These will include special  procurement supervision for post‐review.    24. The following activities are planned under each component:    Component 1: Construction of Vulcanesti‐Chisinau overhead line (US$46.5 mln): a construction of new 400 kV  Vulcanesti‐Chisinau single circuit OHTL (approximately 158 km) and technical assistance for project supervision.     Component 2: Extension of two existing substations (US$13.8 mln) consisting of (i) upgrade of 330 kV Chisinau  substation; (ii) extension of 400 kV Vulcanesti substation. Although scopes of the two substations are similar, the  component was split to two separate packages, since the design and construction package for Vulcanesti SS will  be dropped if the alternative connection scheme is selected, meaning the OHTL will connect directly to the BtB  instead of Vulcanesti SS.    Component 3: Strengthening of power dispatch and metering systems (US$7.2 mln) consisting of: (i) upgrade of  ME’s Supervisory Control and Data Acquisition System / Energy Management System (SCADA/EMS); (ii) upgrade  of  ME’s  Meter  Management  System  (MMS);  (iii)  construction  of  a  new  headquarters  (HQ)  building  for  ME  to  accommodate the new Central Dispatch Center (CDC); and (iv) consulting services for technical specifications for  SCADA/EMS and MMS.    Component  4:  Technical  Assistance  and  Project  Management  (US$  2.5  mln)  consisting  of:  (i)  project  management; (ii) Environmental Audit of PCB historically polluted site at Vulcanesti SS; (iii) capacity building and  training to MEPIU and ME; and (iii) ME and Project’s accounts’ audit (for 5 years).    Major Procurement Packages as per the Project Procurement Plan  Market  Selectio Expected  Expected  Contract Title,  Bank  Approach/ n  Evaluation  Bid/RfP  Contract  Description and  Oversig Competitio Method Method  Announcement  Completion  Category  ht  n  s  Date   Date   Plant Design,  Oct 2019  June 2024  Supply and  RFB,  VfM with no  Installation of  Prior  Internation post‐ Rated‐type  New 400 kV  review  al / Open  qualifica criteria/Lowest  Vulcanesti –  tion   Evaluated Cost  Chisinau OHTL  Plant Design,  Nov 2019  June 2023  RFB,  VfM with no  Supply and  Post  Internation post‐ Rated‐type  Installation for  review  al / Open   qualifica criteria/Lowest  Upgrade of 330  tion   Evaluated Cost  kV Chisinau SS  Plant Design,  Post  Internation RFB,  VfM with no  Sep 2021  June 2024  Supply and  review  al / Open  post‐ Rated‐type  Page 49 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) Installation for  qualifica criteria/Lowest  Extension of 400  tion   Evaluated Cost  kV Vulcanesti SS  Construction of  RFB,  VfM with no  Mar 2020  Dec 2022  a New ME’s HQ  Post  National  post‐ Rated‐type  building   review  Open  qualifica criteria/Lowest  tion   Evaluated Cost  Design, Supply  Aug 2022  June 2024  and Installation  of Upgrade of  RFB,  VfM with no  existing  Post  Internation post‐ Rated‐type  SCADA/EMS in  review  al / Open  qualifica criteria/Lowest  the new ME’s  tion   Evaluated Cost  HQ building (IT  Procurement)   Design, Supply  RFB,  VfM with no  May 2020  June 2022  and Installation  Post  Internation post‐ Rated‐type  of MMS (IT  review  al / Open  qualifica criteria/Lowest  Procurement)  tion   Evaluated Cost  Consulting  QCBS/ Aug 2019  Aug 2024  services for  CQS, Post  Internation post- Lowest  technical  review  al / Open  qualifica Evaluated Cost  supervision for  OHTL and SS  tion  Consulting  QCBS/C Aug 2021  June2022  services for  QS,  Post  Internation Lowest  SCADA/EMS/M post‐ review  al / Open  Evaluated Cost  MS technical  qualifica specification  tion  ME and MEPIU  LCS,  Lowest  July 2019  July 2024  Project’s  Post  National /  post‐ Evaluated Cost  accounts Audit  review  Open   qualifica (for 5 FYs)  tion  Capacity  Post  Internation QCBS/C Lowest  Dec 2019  July 2022  building and  review  al / Open  QS,  Evaluated Cost  training to  post‐ Moldelectrica  qualifica and MEPIU  tion  (Training)  Environmental  QCBS/C Oct 2019  Mar 2021  Audit of PCB  QS,  Post  Internation Lowest  historically  post‐ review  al / Open  Evaluated Cost  polluted site at  qualifica Vulcanesti SS  tion  Total              Page 50 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)   Environmental and Social (including safeguards)     25. An ESIA and a general ESMMP has been developed and individual (site‐specific) ESMPs will be produced  for  each  subproject,  including  detailed  environmental  mitigation  measures,  institutional  framework  for  preventative arrangements, environmental monitoring program.    26. The  general  ESMMP  stipulates  all  adverse  environmental  impacts  associated  with  the  Project  will  be  prevented, eliminated, or minimized to an acceptable level. This will be achieved through the mechanism for the  continuous refinement and effective implementation of the environmental mitigation measures, including careful  selection of transmission route, location of the towers and substations in a way that would prevent as much as  possible and environmental damage, destroying of landscape, pollution of air and soil; ensuring labor safety and  health impacts during construction, observation and monitoring etc.    27. Environmental  monitoring  during  project  implementation  will  provide  information  about  the  project  environmental impacts and the effectiveness of applied mitigation measures. Such information enables the client  and the Bank to evaluate the success of mitigation as part of project supervision and allows corrective action to  be taken when needed.    28. The  ESMPs  provisions  will  form  part  of  the  design  documents  for  the  Project  and  will  be  included  in  construction contracts for proposed activities, both into specifications and bills of quantities. Furthermore, the  Contractors  will  be  required  to  include  the  cost  in  their  financial  bids  and  required  to  comply  with  the  ESMP  provisions while implementing the project activities.    29. The responsible line ministry (the Ministry of Economy and Infrastructure) as well as the implementing  unit  (MEPIU)  has  good  experience  in  successfully  implementing  safeguards  issues  within  two  Bank  financed  projects  (Energy  II;  and  Competitiveness  Enhancement  Project).  MEPIU  is  staffed  with  highly  qualified  and  experienced  professionals,  both  in  technical  and  safeguards  aspects,  will  ensure  project  implementation  in  accordance with the Operations Manual (OM), as well as that the ESMP provisions are fully integrated into project  implementation, conducting monitoring and reporting required by the World Bank. The main responsibilities with  regard to day to day implementation of safeguards requirements are assigned to ME, who are well prepared and  have long time experience in this regard. ME is certified under both ISO 14001 (Environmental Management) as  well as under ISO 18001 (Operational Health and Safety Management System) and has in its structure subdivision  responsible for the issues related to environmental safeguards (Chemical Service, in charge of all environmental  issues;  Safety  and  Occupational  Hazards  division;  and  Technical  Supervision  division,  which  is  responsible  for  ensuring all civil works financed by the company are done in compliance with the design documents and existing  norms and standards). These entities have very experienced staff with all necessary licenses and certificates. The  proposed  mitigation  measures  will  be  implemented  by  the  Contractors,  being  monitored  and  supervised  by  Construction Supervision Company and ME staff.    30. The Bank will provide regular training and guidance on safeguards to the existing/newly recruited safeguards  staff  to strengthen/build their capacity to manage  safeguards risks and conduct due diligence related to Bank  safeguards policies.   Page 51 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 31. ME will be in charge for implementing the ESIA and related site‐specific ESMPs as implementing agency, prior  to start of project works related to the new OHTL. The MEPIU will oversee the implementation of the resettlement  instrument and report to the Bank on an annual basis.   32. MEPIU will have to ensure a close coordination with all relevant local authorities, especially in establishing  and operationalizing the GRM to be used by project‐affected people for any disputes (including boundary) that  may arise during project implementation. The Bank team will closely monitor ESMPs implementation, providing,  when needed, relevant assistance.    Implementation Support Plan    Strategy and Approach for Implementation Support  Implementation support will be provided through regular semi‐annual implementation support missions carried  out by the World Bank, as well as on‐going support through regular written and verbal communications between  the World Bank, MoEI, MEPIU and ME.  Implementation Support Plan and Resource Requirements    1. The implementation of the project is the responsibility of MEPIU and ME with targeted and continuous  implementation support and technical advice from the World Bank.  2. The Bank’s implementation support will broadly consist of the following:   Capacity‐building  activities  to  strengthen  the  national  and  local  levels’  ability  to  implement  the  Project, covering the technical, fiduciary, social, and environmental dimensions   Provision of technical advice and implementation support geared to the attainment of the PDO   Ongoing  monitoring  of  implementation  progress,  including  regularly  reviewing  key  outcome  and  intermediate indicators and identification of bottlenecks   Monitoring risks and identification of corresponding mitigation measures   Close  coordination  with  EBRD  and  other  development  partners  to  leverage  resources,  ensure  coordination of efforts, and avoid duplication  3. The  World  Bank  support  will  include  the  provision  of  capacity  strengthening  in  procurement,  FM  and  governance, and anticorruption. An annual fiduciary review will be conducted for the program. Adequate budget  will need to be allocated for this review. This review will be supplemented by on‐site visits done by the World  Bank’s fiduciary staff at least once a year. Reliance will also be placed on the annual audit reports produced by the  consultants.  4. In addition, desk reviews will be done for audit, financial, procurement, and any other reports received  during the financial year. In‐depth reviews may also be commissioned by the Bank whenever deemed necessary.  5. The World Bank team will ensure that the project MEPIU is held accountable for preparing and submitting  the required quarterly implementation progress reports to the Bank.   Page 52 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829) 6. When appropriate, the World Bank team will conduct a mid‐term review (MTR) of the project to review  the  status  of  project  implementation,  and  to  make  any  necessary  adjustments  to  the  project  design,  implementation arrangements, targets, budget allocations, and/or any other aspects of the project as needed.  Table 6. Main Focus in Terms of the World Bank Team’s Support to Implementation  Time  Focus  Skills Needed  First 12 months   Supervision and technical review of  Technical, fiduciary, environment, and social  procurement    Implementation of environmental  and social safeguards   Technical review, FM/procurement  systems  12–48 months   Implementation monitoring of works  Technical, fiduciary, environment, and social   Technical advice to support program  implementation   Implementation of environmental  and social safeguards   Monitoring and support for capacity‐ building needs  Midterm review  Implementation progress review and  Technical (including M&E), fiduciary,  identification of necessary midcourse  environment, social, and operational  adjustments  48–72 months   Implementation monitoring  Technical, fiduciary, environment, and social   Technical advice to support program  implementation  Table 7. Skills Mix Required  Skills Needed  Number of Staff Weeks  Number of Trips  Comments  Project management  Ongoing  15    (task team leader)  Project management  Ongoing  15    (co‐task team leader)  Technical  30  12    specialists/team  members (power  engineer, economist,  power markets  specialist)  FM specialist  12  ‐‐  In Chisinau  Procurement specialist  12  ‐‐  In Chisinau  Environmental  12  6    specialist  Social specialist  12  6    Administrative support  Ongoing  ‐‐  In Chisinau  Page 53 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)                                                     Page 54 of 55 The World Bank Moldova Power System Development Project (P160829)       Page 55 of 55