FOR OFFICIAL USE ONLY  Report No: PAD2932     INTERNATIONAL BANK FOR RECONSTRUCTION AND DEVELOPMENT     PROJECT APPRAISAL DOCUMENT     ON A PROPOSED LOAN   IN THE AMOUNT OF US$150 MILLION AND    A PROPOSED LOAN IN THE AMOUNT OF US$40 MILLION   FROM THE CLEAN TECHNOLOGY FUND    TO THE  REPUBLIC OF INDONESIA    AND  A PROPOSED CONTINGENT RECOVERY GRANT   IN THE AMOUNT OF US$32.5 MILLION AND  A PROPOSED GRANT IN   THE AMOUNT OF US$2.5 MILLION   FROM THE CLEAN TECHNOLOGY FUND    TO  PT SARANA MULTI INFRASTRUKTUR (PT SMI)    FOR AN    INDONESIA GEOTHERMAL RESOURCE RISK MITIGATION PROJECT    UNDER THE MULTIPHASE PROGRAMMATIC APPROACH – Phase 1    WITH AN IBRD FINANCING ENVELOPE IN THE AMOUNT OF US$ 325 MILLION    August 30, 2019      Energy & Extractives Global Practice  East Asia And Pacific Region   This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of  their official duties.  Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.    CURRENCY EQUIVALENTS     (Exchange Rate Effective July 31, 2019)    Currency Unit =   Indonesian Rupiah  IDR 1 =  US$ 0.000070  US$ 1 =  IDR 14,244      FISCAL YEAR  January 1 ‐ December 31                                                  Regional Vice President:  Victoria Kwakwa  Country Director:  Rodrigo A. Chaves  Regional Practice Director:  Ranjit Lamech  Practice Manager:  Jie Tang  Task Team Leader(s):  Peter Johansen    ABBREVIATIONS AND ACRONYMS    BAU  Business‐As‐Usual  BCM  Business Continuity Management  BPP  Biaya Pokok Penyediaan (Average Cost of Generation)  CAGR  Compound annual growth rate  CO2  Carbon dioxide      CPF  Country Partnership Framework  CTF  Clean Technology Fund  DA  Designated Account  DIPA  Daftar Isian Pelaksanaan Anggaran (Budget Implementation List)  EIRR  Economic Internal Rate of Return  ENPV  Economic Net Present Value  ESIA  Environmental and Social Impact Assessment   ESMAP  Energy Sector Management Assistance Program  ESMF   Environmental and Social Management Framework  ESMP  Environmental and Social Management Plan  ESMS  Environmental and Social Management System  ESS  Environmental Social Safeguard  FIRR  Financial Internal Rate of Return  FMA  Financial Management Assessment  FMV  Fair Market Value  FS  Feasibility study  FY  Fiscal Year  GAP  Gender Action Plan  GCF  Green Climate Fund  GDP  Gross Domestic Product     GEUDP  Geothermal Energy Upstream Development Project  GHG  Greenhouse gas      GIF  Global Infrastructure Facility  GoI  Government of Indonesia     GREM  Geothermal Resource Risk Mitigation  GRS  Grievance Redress Service  GW  Gigawatt  GWh  Gigawatt hour  HoA  Head of Agreement  IA  Implementing Agency  IBRD  International Bank for Reconstruction and Development  IDA  International Development Association  IDR  Indonesian Rupiah  IFC  International Finance Corporation     IFR  Interim Financial Report  IPB  Izin Panas Bumi (Geothermal Permit)  IPF  Investment Project Financing  IPP  Indigenous Peoples Plan  IPPF  Indigenous Peoples Planning Framework  IPPs  Independent Power Producers  KfW  Kreditanstalt fur Wiederaufbau  kWh  kilowatt hour  LARAP  Land Acquisition and Resettlement Action Plan  M&E  Monitoring and Evaluation  MEMR  Ministry of Energy and Mineral Resources  MFD  Maximizing Finance for Development  MoF  Ministry of Finance  MtCO2  Metric tons of carbon dioxide  MtCO2e  Metric tons of carbon dioxide equivalent  MW  Megawatt       NBFI  Non‐Banking Financial Institution  NDC  Nationally Determined Contribution  NV  Notional Value  OJK  Otoritas Jasa Keuangan (Indonesia’s Financial Services Authority)  OP/BP  Operational Policy / Bank Policy  PDO  Project Development Objective  PGE  Pertamina Geothermal Energy  PISP  Pembiayaan Infrastruktur Sektor Panas Bumi (Infrastructure Financing for Geothermal Sector)  PLN  PT Perusahaan Listrik Negara (State Electricity Company)  PMK  Peraturan Menteri Keuangan (Ministry of Finance Regulation)  PMU  Project Management Unit     PPA  Power Purchase Agreement  PPP  Public‐Private Partnership  PPSD  Project Procurement Strategy for Development   PrDO  Program Development Objective  PSPE  Preliminary Survey plus Exploration  PT SMI  PT Sarana Multi Infrastruktur  RETF  Recipient Executed Trust Fund  RIDF  Regional Infrastructure Development Fund  ROA  Return on Assets  ROE  Return on Equity  RUPTL  Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (Electricity Supply Business Plan)  SAGS  Steamfield Above Ground Systems  SOE  State‐Owned Enterprise  SPV  Special Purpose Vehicle  TA  Technical Assistance      WB  World Bank  WING  Women in Geothermal  WKP  Wilayah Kerja Panas Bumi (Geothermal Working Area)  3G  Geology, Geophysics and Geochemistry    TABLE OF CONTENTS  DATASHEET ............................................................................................................................. 1  I.  STRATEGIC CONTEXT ........................................................................................................ 9  ................................................................................................................................ 9  A. Country Context  B. Sectoral and Institutional Context .................................................................................................. 10  C. Relevance to Higher Level Objectives ............................................................................................. 15  D. Multiphase Programmatic Approach ............................................................................................. 16  II.  PROJECT DESCRIPTION ................................................................................................... 20  A. Project Development Objective ..................................................................................................... 20  .................................................................................................................................... 21  B. Components  .................................................................................................................................... 25  C. Beneficiaries  D. Rationale for Bank Involvement and Role of Partners ................................................................... 26  F. Lessons Learned and Reflected in the Project Design .................................................................... 26  III.  IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS .............................................................................. 28  A. Institutional and Implementation Arrangements .......................................................................... 28  ............................................................................................................ 30  B. Results M&E Arrangements  C. Sustainability ................................................................................................................................... 30  IV.  APPRAISAL SUMMARY ................................................................................................... 30  A. Technical, Economic and Financial Analysis ................................................................................... 30  .......................................................................................................................................... 33  B. Fiduciary  C. Environmental and Social ............................................................................................................... 34  V.  KEY RISKS ....................................................................................................................... 38  ..................................................................... 42  VI.  RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING  ANNEX 1: Implementation Arrangements and Support Plan ....................................................... 50  ANNEX 2: Detailed Project Design ............................................................................................... 55  ANNEX 3: Economic and Financial Analysis ................................................................................. 65  ....... 70  ANNEX 4: Assessment of Indonesia’s Financial Sector and PT SMI as Financial Intermediary  ANNEX 5: Financial Management................................................................................................ 75  ANNEX 6: Gender Analysis and Proposed Interventions .............................................................. 80  ANNEX 7: Clean Technology Fund ............................................................................................... 83    .         DATASHEET  BASIC INFORMATION    BASIC INFO TABLE  Country(ies)  Project Name  Indonesia  Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM)  Project ID  Financing Instrument  Environmental Assessment Category  Investment Project  P166071  F‐Financial Intermediary 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 Project Approval  Expected Project Closing  Expected Program Closing Date  Date  Date  26‐Sep‐2019  31‐Oct‐2029  31‐Oct‐2029  Bank/IFC Collaboration     No    MPA Program Development Objective  The Program Development Objective is to increase the share of renewable energy in Indonesia's energy mix.     MPA Financing Data (US$, Millions)    Financing MPA Program Financing Envelope   840.00      Proposed Development Objective(s)            Page 1 of 96   The project development objectives are to scale up investment in geothermal energy development and support the  Borrower in its efforts to reduce greenhouse gas emissions in the country.      Components      Component Name   Cost (US$, millions)    Component 1 – Geothermal Resource Risk Mitigation Facility    455.00    Component 2 – Technical Assistance and Capacity Strengthening     10.00    Organizations    Borrower:   Government of Indonesia  Implementing Agency:  PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero)     MPA FINANCING DETAILS (US$, Millions)  MPA FINANCING DETAILS (US$, Millions) Approved  MPA Program Financing Envelope:  840.00  of which Bank Financing (IBRD):  325.00  of which Bank Financing (IDA):  0.00  of which other financing sources:  515.00    PROJECT FINANCING DATA (US$, Millions) FIN_SUMM_NEW  SUMMARY   ‐NewFin1 Total Project Cost   465.00  Total Financing   460.00  of which IBRD/IDA    150.00  Financing Gap     5.00      DETAILS   ‐NewFinEnh1 World Bank Group Financing       International Bank for Reconstruction and Development (IBRD)   150.00  Non‐World Bank Group Financing            Page 2 of 96        Counterpart Funding   135.00            Borrower/Recipient    75.00            Sub‐borrower(s)    60.00       Trust Funds   175.00            Clean Technology Fund    75.00            Green Climate Fund   100.00      Expected Disbursements (in US$, Millions)    WB Fiscal  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  Year    Annual    15.00    45.00    45.00    45.00    45.00    27.00     0.75     0.75     0.75     0.75  Cumulative    15.00    60.00   105.00   150.00   195.00   222.00   222.75   223.50   224.25   225.00         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              Page 3 of 96   1. Political and Governance   Moderate    2. Macroeconomic   Moderate    3. Sector Strategies and Policies   Substantial    4. Technical Design of Project or Program   Substantial    5. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability   Substantial    6. Fiduciary   Substantial    7. Environment and Social   Substantial    8. Stakeholders   Substantial    9. Other       10. Overall   Substantial     Overall MPA Program Risk  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 96   Projects on International Waterways OP/BP 7.50    ✔   Projects in Disputed Areas OP/BP 7.60    ✔     Legal Covenants      Sections and Description  IBRD Loan Agreement and CTF Loan Agreement: Schedule 2, S I.A.1(a)(i)  The Borrower (i.e. the Republic of Indonesia) shall no later than six (6) months after the Effective Date, or such  other date which the Bank has confirmed in writing is acceptable to the Bank for this purpose, ensure that the  actions needed to extend the mandate of the joint committee established under its Geothermal Energy Upstream  Development Project are taken to also encompass the Project.        Sections and Description  IBRD Project Agreement and CTF Grant Agreement: Schedule 2, S I.A.2(c), CTF Project Agreement Schedule S I.A.1  No later than (6) months after the Effective Date, or such other date which the Bank has confirmed in writing is  acceptable to the Bank, [the Project Implementing Entity][the Recipient] (i.e. PT SMI) shall recruit on the basis of  terms of reference, qualifications and experience satisfactory to the Bank, an environmental and social consulting  firm to, among others, support the Project Implementing Entity in the due diligence on the environmental and  social impacts of proposed Sub‐projects, review the Safeguards Instruments prepared by the Beneficiaries, identify  capacity gaps and risks, and monitor implementation and compliance with the relevant Safeguard Instruments  during Sub‐project implementation.        Sections and Description  IBRD Project Agreement and CTF Grant Agreement: Schedule 2, S I.D, CTF Project Agreement Schedule S I.A.1  Standard E&S covenants: due regard to health, safety, social and environmental practices and standards,  compliance with Safeguard Instruments, preparation of ESIA, ESMP, IPP and or LARAP for Sub‐projects in  accordance with the frameworks, implementation of Sub‐project LARAP (funding, compensation prior to  displacement, M&E and reporting), no excluded activities, no amendment or waiver of the Safeguard Instruments,  Bank’s review of ToR for TA to take into account the requirements of the applicable Safeguard Policies and EHS  Guidelines, reporting (quarterly or whenever the circumstances warrant or requested by the Bank, including  reporting and notification of incidents from entities supervision the civil works, contractors and sub‐contractors),  and grievance redress mechanism).        Sections and Description  IBRD Project Agreement and CTF Grant Agreement: Schedule 2, S I.E.2(b), CTF Project Agreement Schedule S I.A.1  From a date no later than one (1) month after the Effective Date and throughout the implementation of the Project,  the Project Operations Manual shall also set forth in form and substance acceptable to the World Bank (as part of  the existing manual or as a separate manual): (i) the procedural steps for Beneficiaries to apply for a financing  under Part 1 of the Project and for the Project Implementing Entity to process such application; and (ii) the financial  terms of the Sub‐loans and Sub‐financing extended under Part 1 of the Project.            Page 5 of 96         Sections and Description  IBRD Project Agreement and CTF Grant Agreement: Schedule 2, S I.F, CTF Project Agreement Schedule S I.A.1  Standard AWPB covenants        Sections and Description  CTF Grant Agreement Schedule 2, S I.G.1  The Recipient shall deposit into the CTF Reflow Account all funds received in connection with the assignment of  Financing Instruments purchased through the extension of the Sub‐financings with the funds of Category (1), all in  accordance with the provisions of the Project Operations Manual.        Sections and Description  CTF Grant Agreement Schedule 2, S IV.B.1(b)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐financings under Part 1.2 of the Project) until such  date when: (A) either each of the IBRD Loan Agreement and the IBRD Project Agreement, or each of the CTF Loan  Agreement and the CTF Project Agreement, as the case may be, has been duly executed and all conditions  precedent to their effectiveness (other than the effectiveness of this Agreement) have been fulfilled; and (B) the  Recipient is not in breach of any of its obligations under Section I.D of this Schedule.        Sections and Description  IBRD Project Agreement, CTF Project Agreement and CTF Grant Agreement: Schedule 2, S II.B.1(a)  The [Project Implementing Entity] [Recipient] (i.e. PT SMI) shall not later than forty‐two (42) months after the  Effective Date, or such other date as may be agreed in writing with the Bank, carry out jointly with the Bank and the  Borrower, a midterm review of the Project.        Sections and Description  IBRD Loan Agreement Schedule 2, S III.B.1(b)(i)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐loans under Part 1 of the Project) until such date  when neither the Borrower nor the Project Implementing Entity is in breach of any of its obligations under Section  I.C of this Schedule and Section I.D of the Schedule to the Project Agreement, respectively.        Sections and Description  CTF Loan Agreement Schedule 2, S IV.B.1(c)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐loans under Part 1 of the Project) until such date  when neither the Borrower nor the Project Implementing Entity is in breach of any of its obligations under Section  I.C of this Schedule and Section I.A.1 of the Schedule to the Project Agreement, respectively.        Conditions              Page 6 of 96   Type  Description  Disbursement  IBRD Loan Agreement Schedule 2, S III.B.1(b)(i)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐loans under Part 1 of  the Project) until such date when neither the Borrower nor the Project  Implementing Entity is in breach of any of its obligations under Section I.C of this  Schedule and Section I.D of the Schedule to the Project Agreement, respectively.        Type  Description  Disbursement  CTF Loan Agreement Schedule 2, S IV.B.1(c)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐loans under Part 1 of  the Project) until such date when neither the Borrower nor the Project  Implementing Entity is in breach of any of its obligations under Section I.C of this  Schedule and Section I.A.1 of the Schedule to the Project Agreement, respectively.        Type  Description  Disbursement  CTF Grant Agreement Schedule 2, S IV.B.1(b)  No first withdrawal shall be made under Category (1) (i.e. Sub‐financings under  Part 1.2 of the Project) until such date when: (A) either each of the IBRD Loan  Agreement and the IBRD Project Agreement, or each of the CTF Loan Agreement  and the CTF Project Agreement, as the case may be, has been duly executed and all  conditions precedent to their effectiveness (other than the effectiveness of this  Agreement) have been fulfilled; and (B) the Recipient is not in breach of any of its  obligations under Section I.D of this Schedule.        Type  Description  Effectiveness  IBRD Loan Agreement and CTF Loan Agreement: Article V Section 5.01  A subsidiary agreement for the on‐lending of the funds of the Loan has been  signed, delivered and declared effective in accordance with the provisions of  Section I.B.1 of Schedule 2 to this Agreement.        Type  Description  Effectiveness  CTF Grant Agreement Article V Section 5.01  (a)  The execution and delivery of this Agreement on behalf of the Recipient has  been duly authorized or ratified by all necessary governmental or corporate action.    (b)  If the Bank so requests, the condition of the Recipient, as represented or  warranted to the Bank at the date of this Agreement, has undergone no material  adverse change after such date.                         Page 7 of 96             Page 8 of 96   I. STRATEGIC CONTEXT    A. Country Context    1. Indonesia – a diverse archipelagic nation of more than 300 ethnic groups – has charted impressive economic  growth since the Asian financial crisis of the late 1990s. Today, Indonesia is the world’s fourth most populous country  with over 260 million people, the eighth largest economy globally and the largest economy in Southeast Asia with a  gross national income per capita of US$3,540.1 Indonesia has also made enormous gains in poverty reduction. Since  1999, poverty rate has more than halved to around 10 percent. Nevertheless, around 26 million Indonesians still live  below the national poverty line.2 Approximately 40 percent of the entire population remains vulnerable of falling into  poverty. The slow pace of job creation is another challenge to poverty reduction efforts, largely affecting the 1.7 million  youth that enter the workforce each year.  2. Indonesia has maintained a real gross domestic product (GDP) growth of five percent over the past three years,  hovering  around  5.2  percent  in  2018. 3  Greater  investment  has  been  bolstered  by  lower  financing  costs,  improved  business environment, and stronger public capital investment. While the Indonesian economy has seen some economic  diversification in recent years, its economic performance is still substantially tied to commodities as a major exporter.  3. With its large yet dispersed population, maintaining modern and efficient infrastructure is vital for Indonesia to  connect with markets at  home and abroad to sustain robust growth.  To this  end, improving infrastructure is a  top  priority  for  the  Government  of  Indonesia  (GoI).  In  the  2018  budget,  the  GoI  earmarked  the  highest  amount  ever  allocated for infrastructure development – approximately US$27 billion – which will remain a priority at least for the  next few years according to the 2015‐2020 medium‐term development plan. Many of the key infrastructure projects  and programs have been implemented by the 24 state‐owned enterprises (SOEs). The challenge lies in developing a  risk‐sharing model so that SOEs benefit from government‐backed, lower borrowing costs without exposing the national  budget to undue fiscal burden. Meanwhile, the GoI has made significant efforts in introducing many regulatory reforms  to create a more conducive environment for private sector participation to close the infrastructure gap.  4. Meanwhile,  Indonesia  continues to rely heavily on fossil‐fired  power generation. In 2018,  the total installed  capacity was 57 gigawatts (GW)4, of which 88 percent from fossil fuels5 and 12 percent renewable sources, to meet a  peak demand of 40 GW.6 Important policy goals have been formulated by the National Energy Council to re‐establish  Indonesia’s energy independence through (i) re‐directing energy resources from export to domestic market and (ii)  rebalancing  the  energy  mix  towards  indigenous  energy  supplies.  The  policy  implies  increasing  the  exploitation  and  consumption  of  coal  and  renewable  energy  sources,  optimizing  the  production  and  consumption  of  gas,  and  transforming the energy mix by minimizing oil consumption and raising the share of renewable energy in the country’s  energy mix.7  1 World Bank: World Development Indicators 2017  2 Central Statistical Bureau data, March 2018  3 Indonesia Economic Quarterly. World Bank, December 2018  4 MEMR presentation, January 2019  5 This consists of 58% coal, 23% gas, and 6% diesel.  6 Data from PLN Electricity Supply Business Plan (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, or RUPTL), 2019‐2028  7 Infrastructure Sector Assessment Program, World Bank, June 2018            Page 9 of 96   5. The GoI has set the renewable energy target of 23 percent by 2025.8 This Multiphase Programmatic Approach  (MPA)  is  designed  to  support  the  government  in  reaching  this  renewable  energy  target  with  a  primary  focus  on  geothermal energy. Indonesia currently has 1.95 GW of installed geothermal capacity despite an estimated 29 GW in  potential resources. The addition of 4.6 GW of geothermal capacity planned in PLN’s Electricity Supply Business Plan  (RUPTL) 2019‐2028 would require investments of approximately US$25 billion. The MPA will implement an efficient  risk sharing mechanism to achieve the scale needed to contribute to reaching the GoI’s renewable energy target. To  do  so,  it  will  pilot  the  use  of  an  innovative  financing  instrument  for  geothermal  exploration  drilling  and  therefore  leverage investments of up to US$4 billion enabling 1,000 megawatts (MW) of geothermal development by 2029. By  doing so, it will avoid emitting around 187 million of metric tons of carbon dioxide (MtCO2), and match the long lead  time‐horizon of geothermal development.  B. Sectoral and Institutional Context    Sector Context    6. Increasing  household  access  to  electricity  services  is  a  key  objective  for  GoI,  yet  critical  challenges  remain  particularly for the last‐mile customers. Indonesia increased the electrification rate from 80 percent in 2013 to around  95 percent9 in 2018, with the goal to achieve 100 percent within the next few years.10 The electrification rate masks  substantial regional disparities with provinces in Eastern Indonesia having much lower rates. For example, Papua has  the lowest electrification rate at 44 percent followed by Nusa Tenggara Timur at 59 percent. Provinces such as Jakarta,  Bangka Belitung and Banten have close to 100 percent electrification rate. Connecting the remaining households will  be very costly, given that most are in remote areas, but remains an objective for the GoI. Most geothermal projects  outside the main Java‐Bali grid will be part of an electrification agenda aiming at equitable access to electricity.  7. Meanwhile, the state electricity company, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), consumed 3.45 million kiloliters  of fuels (i.e., high‐speed diesel, bio‐marine fuel oil, olein) and produced 4,809 gigawatt hours (GWh) from its own diesel  generation plants to serve customers in the eastern regions and outside of the main Java‐Bali power grid.11 Indonesia  has also become a net crude oil and fuel importer due to reduced domestic oil production and inadequate refinery  infrastructure. In 2016, the country imported 148.3 million barrels and 22.8 million kiloliters of oil fuels. To add another  56 GW of power generation capacity by 2028, PLN expects this will come from 26.9 GW of coal, 12.4 GW of gas, 9.5  GW of hydropower, 4.6 GW of geothermal and 2.5 GW of other renewable sources.12  Geothermal has high potential, but also high financial risk    8. As a clean and renewable energy source, geothermal can play a significant role in decarbonizing Indonesia’s  power  sector  and  furthering  its  climate  change  mitigation  agenda  in  economical  and  sustainable  ways.  First,  geothermal  energy  is  a  baseload  technology  that  can  displace  coal  in  supplying  power  around  the  clock.  Second,  geothermal can be cost competitive with coal or natural gas, particularly when high‐enthalpy resources can be accessed  and developed with relative ease. Third, it is an indigenous source for Indonesia, which means that the country can  depend less on imported fuels and enhance its energy security. Finally, its abundance across the country can contribute  8 MEMR’s Roadmap for Accelerated Development of New and Renewable Energy 2015‐2025  9 Estimates of electrification rates vary from source to source and sometime include and sometime exclude solar home systems and pre‐ electrification efforts like provision of solar lanterns. 95% is a best‐guess estimate by the World Bank energy team.   10 RUPTL PLN (Persero) 2019‐2028 Executive Summary Presentation, February 2019  11 MEMR’s Oil and Gas Statistics 2016 and PLN’s Statistic 2017  12 PLN’s RUPTL 2019‐2028            Page 10 of 96   to achieving universal access to electricity, and therefore economic growth, job creation and prosperity, especially on  the eastern islands where electrification rates are much lower and poverty rates are higher than the national average.  9. Exploring and confirming geothermal resources for power generation is financially high‐risk13 and costly. It is  expected that an exploration drilling program in Indonesia will cost approximately US$30 million assuming a minimum  of three wells for a greenfield development and at least two wells producing an acceptable level of steam for the site  exploration to provide satisfactory proof or resource availability. Geothermal energy is developed through successive  phases, starting with preliminary surveys and surface studies followed by exploration drilling to confirm the availability  and temperature of resources, which if successful, will be followed by delineation drilling to confirm the extent and  productivity of the reservoir as well as the feasibility of its exploitation. Once the resource has been confirmed and  financial  viability  established,  project  finance  can  be  structured  to  cover  production  drilling  and  power  plant  construction, after which operation can start. Figure 1 illustrates the risk profiles and capital requirements for different  stages of geothermal development.  Figure 1: Stage‐wise Risk Profiles and Capital Requirements for Geothermal Development  10. Resource risk (also known as exploration drilling risk) and the large upfront risk capital required is the key barrier  to geothermal development in Indonesia. Exploration drilling normally requires project owner’s equity or corporate  finance, which may not be recovered if the drilling reveals that the resource is not sufficient or economically viable for  exploitation.  Even  though  the  costs  for  exploration  drilling  are  relatively  modest  compared  to  the  total  cost  of  developing all stages of a geothermal operation, it is the riskiest phase of the operation and finding this initial capital  13 Success of Geothermal Wells: A Global Study. International Finance Corporation, June 2013            Page 11 of 96   has proven to be challenging for developers in Indonesia.   Many players in the market, most deterred by regulatory constraints    11. Indonesia has the second largest installed capacity of geothermal energy in the world with 1,948 MW after the  US with 3,639 MW.14 In the Indonesian geothermal market, there are three state‐owned geothermal developers15: (i)  Pertamina  Geothermal  Energy,  a  subsidiary  of  the  state  oil  and  natural  gas  company  Pertamina16;  (ii)  PLN  Gas  and  Geothermal, a subsidiary of PLN; and (iii) Geo Dipa Energi, an SOE with shares held by Ministry of Finance (MoF) (93  percent)  and  PLN  (7  percent).  There  are  also  domestic  and  international  private  developers  holding  geothermal  licenses, including Medco Power, Supreme Energy, Star Energy, Sabang Geothermal Energy, Jabar Rekin Geothermal,  Wijaya Karya, Sintesa Banten, Spring Energy Sentosa, Sumbawa Timur Mining, Optima Nusantara Energi (Indonesia),  Energy  Development  Corporate  (the  Philippines),  Hitay  Energy  (Turkey),  ENEL  Joint  Venture  (Italy),  and  Ormat  Geothermal Indonesia (US).  12. Since 2017, there have been major regulatory changes in the sector.17 The most important changes relate to: (i)  the procedure for issuing geothermal licenses for geothermal working areas (Wilayah Kerja Panas Bumi, or WKP), and  (ii) the introduction of a regional cap on the off‐take price from geothermal power producers.   13. First,  the  new  procedure  for  WKP  tender  does  not  include  tariff  as  the  element  of  competition  and  solely  evaluates the quality of bidder’s development plan and the exploration funding commitment amount. For projects with  basic  data 18 ,  developers  should  participate  in  an  open  competitive  WKP  tender.  Furthermore,  new  tenders  for  greenfield  projects  will  award  the  newly  introduced  Preliminary‐Survey‐Plus‐Exploration  (PSPE)  license,  where  developers are selected based on pre‐identified criteria and demonstrated capabilities for geothermal development.  The PSPE license‐holder is required to drill at least one well that meets the pre‐defined steam yield level. Following  successful  completion  of  exploration  drilling,  Ministry  of  Energy  and  Mineral  Resources  (MEMR)  will  designate  the  greenfield project as a WKP and open a limited tender. Only the PSPE license‐holder and public developers are invited  to  this  WKP  tender  and  the  PSPE  holder  will  be  granted  a  “right  to  match”  preference.  The  winning  bidder  will  be  awarded the full development license (Izin Panas Bumi, or IPB) for the WKP and negotiate a power purchase agreement  (PPA) with PLN. Typically, IPB license‐holders are expected to sign a Head‐of‐Agreement (HoA) with PLN, which lays out  principles for the PPA that will be negotiated upon confirmation of the resource.  14. The two‐step approach with issuing exploration‐only (not full development) licenses and awarding PPA  only  after  early  success  in  exploration  has  been  introduced  to  efficiently  match  tariff  requirements  with  the  confirmed  resource level and expected development cost. However, while this is a positive development, it can in some cases  reduce incentives for developers to put in upfront risk capital from equity or corporate finance. MEMR awarded eight  PSPE licenses in 2018 and more can be expected in the coming years. This signals that the approach will be the norm  going  forward.  However,  market  soundings  confirm  that  an  effective  risk  mitigation  mechanism  to  cost‐share  the  14 These are followed by the Philippines (1,868 MW), Turkey (1,347 MW), New Zealand (1,005 MW), Mexico (951 MW), Italy (944 MW), Iceland  (755 MW), Kenya (676 MW) and Japan (542 MW). ThinkGeoEnergy, January 2019.  15 State‐owned developers are assigned full development licenses.  16 Created in 1968, Pertamina is the largest crude oil producer in Indonesia after expiry of some Chevron Pacific Indonesia’s oil & gas licenses.  17 Previously, the GoI issued Law No. 21 of 2014 on Geothermal, and subsequently, Government Regulation No. 7 of 2017 on Geothermal for  Indirect Use, which removed categorization of geothermal drilling as a mining activity, has allowed geothermal development to take place in  conservation forest areas in a sustainable way, in conjunction with policies set by the Ministry of Environment and Forestry.  18 This includes 3G (geology, geophysics, and geochemistry) and additional surface data. This may be available from Badan Geologi and/or  through government‐sponsored drilling.            Page 12 of 96   downside of exploration risks will be needed to enable these projects to go ahead.   15. Second, Regulation No. 50/2017 caps geothermal tariffs at the average regional electricity generation cost (Biaya  Pokok Penyediaan, or BPP)19 for the local grid. The BPP rule presents attractive tariffs in the diesel‐based systems of  the small‐ and medium‐sized islands in eastern Indonesia; however, it may be challenging for geothermal to compete  in the coal‐dominated main power markets of Java‐Bali and Sumatra where the average generation cost is much lower.  There are a number of legacy projects where developers – both SOEs and independent power producers (IPPs) – have  grandfathered PPAs that would not be affected by the BPP cap. Besides these, 22 out of 30 existing WKPs are in the  Java‐Bali and Sumatra grids. In addition, tariffs over the BPP can still be agreed in business‐to‐business negotiations  with  PLN  and  confirmed  by  MEMR.  The  result  is  that  many  future  WKP  assignments  can  be  expected  in  Eastern  Indonesia due to the high BPP – and therefore attractive prices – there. In Java‐Bali and Sumatra, the effects are more  mixed  with  few  developers  confident  that  they  can  obtain  PPA  prices  high  enough  to  ensure  adequate  return  on  investment.  16. Furthermore, PLN has been assigned IPB licenses for eight sites, of which four are in Eastern Indonesia, as part  of its electrification mandate.20 PLN has issued requests for proposals from private partners to jointly develop these  WKPs under a public‐private partnership (PPP) arrangement. PLN plans to sign a HoA with its partners, which would  include the principles for the site development and methodology for a framework PPA calculation, where the actual  PPA will be signed after completion of exploration drilling if the drilling results show the expected steam production as  set out in the HoA. A similar approach to PPA tariff‐setting can, in principle, also be applied to PSPE license‐holder to  mitigate the PPA uncertainty and where the developer is invited to negotiate a HoA with PLN before committing tens  of millions of exploration cost. This means that for both PLN’s private partners and PSPE license‐holders, while the  developer still takes resource risk, there is a way to get a PPA as set out in the HoA beforehand, which would make it  worthwhile to put in the investment for the exploration drilling cost. 19 The policy was designed to reduce the overall electricity subsidies and keep the end‐user tariffs affordable to consumers.  20 The full list of geothermal fields and licensing status is provided in Annex 2, Table 2.2.            Page 13 of 96   Figure 2: Procedures for Signing Head‐of‐Agreement and Power Purchase Agreement by Geothermal Development  Pathways21    Institutional Context  17. GoI  have  allocated  resources  to  support  the  sector  through  dedicated  programs  such  as  the  Infrastructure  Financing  for  Geothermal  Sector  (Pembiayaan  Infrastruktur  Sektor  Panas  Bumi,  or  PISP),  as  well  as  providing  fiscal  incentives  for  developers  by  means  of  various  tax  deduction  possibilities.  PISP  funds  can  be  used  to  support  investments by SOEs in geothermal exploration and exploitation as provided in MoF Regulation PMK No. 62‐08/2017.   18. PT Sarana Multi Infrastruktur (PT SMI), a state‐owned non‐banking financial institution (NBFI) owned by MoF,  has been assigned to be the PISP Fund Manager. PISP will provide counterpart financing to the proposed MPA. PLN has  a constitutional mandate to provide electricity to all Indonesians and is the sole power off‐taker. Local governments  where  the  geothermal  projects  are  proposed  and  supported  under  this  MPA  will  be  consulted  and  will  have  the  authority to issue locally relevant permits for the sub‐projects.  A Paradigm Shift  19. To meet the GoI’s ambitious target of an additional installed capacity of 4.6 GW of geothermal energy, there  needs to be: (i) clear and transparent procedures for awarding licenses and signing PPA, (ii) an optimized use of public  funds  and  climate  finance  to  bring  down  project  development  cost,  and  (iii)  an  efficient  risk  allocation  strategy  to  incentivize private sector investments at scale.  20. The proposed MPA Program will increase the share of geothermal energy in the national energy mix.  This would  21 Government drilling refers to a program where the government (MoF) appoints PT SMI to conduct exploration drilling on a greenfield  geothermal area through contracting drilling service providers. When the resource is confirmed, the data is provided to MEMR, which will  designate the field as WKP and tender the site for development. This program is currently supported by the World Bank‐financed Geothermal  Energy Upstream Development Project (GEUDP) (P155047). It is described in various sections of this document.            Page 14 of 96   be achieved through the implementation of a cost‐efficient risk‐sharing mechanism to mitigate geothermal resource  risk, which would bring substantial leverage of developers’ equity, public funds from PISP as well as International Bank  for Reconstruction and Development (IBRD) and climate finance. Technical assistance (TA) will be provided to support  improvements in licensing and PPA award procedures thereby mitigating regulatory risks in the medium‐ and long‐ term. The MPA enables the World Bank to deepen its engagement in Indonesia’s geothermal sector in the upstream  phase,22 and achieves results at scale. The MPA design targets the riskiest part of the development phases, and in doing  so, it supports the Government’s vision of developing geothermal energy as a strategic indigenous energy source.  C. Relevance to Higher Level Objectives    21. Indonesia’s  2005‐2025  National  Long‐Term  Development  Plan  (Rencana  Pembangunan  Jangka  Panjang  Nasional, or RPJPN) places an emphasis on developing infrastructure and enhancing quality of life for its citizens. The  Masterplan for Acceleration and Expansion of Indonesia Economic Development (MP3EI) has laid out a medium‐term  target  for  high  economic  growth  towards  2025  driven  primarily  by  attracting  around  US$470  billion  of  private  investments  through  public‐private  partnerships.  Energy  has  been  identified  as  one  of  the  eight  strategic  areas  for  public  support  towards  economic  growth  and  innovation‐driven  growth.  The  proposed  MPA  aims  to  leverage  the  strategic use of public funds to bring in climate funds and private investments in clean energy deployment and achieve  greater scale of geothermal deployment in the most cost‐effective manner. In addition to working with SOEs, it will  adopt  private  sector  solutions  and  innovations  in  geothermal  exploration  drilling  strategy  and  management,  and  therefore demonstrate the maximizing finance for development (MFD) approach. As a result, it is expected that Phase  1 will leverage around US$2 billion of private sector investments and around US$400 million public sector funds.   22. Indonesia’s Nationally Determined Contribution (NDC) outlines the country’s transition to a low‐carbon future  with commitments to reduce greenhouse gas (GHG) emissions by 29 percent on its own efforts and up to 41 percent  with international support, compared to the business as usual (BAU) scenario, by 2030. The GHG emission level of the  energy sector in 2016 was 619 metric tons of carbon dioxide equivalent (MtCO2e) and predicted to be 1,669 MtCO2e  by 2030.23 For the energy sector, the expected GHG emission reduction is 314 MtCO2e/year on its own efforts and 398  MtCO2e/year with international support by 2030. Economic analysis (more in Annex 3) shows that the MPA expects to  help  the  Government  achieve  GHG  emission  reduction  of  187  MtCO2  over  the  lifetime  of  the  investments  in  contribution to Indonesia’s NDC.  23. The MPA Program will contribute to Indonesia’s and global efforts to mitigate climate change by enabling the  use of clean energy technologies substituting coal‐fired power generation in the main power markets of Java‐Bali and  Sumatra and diesel‐fired generation in smaller and dispersed islands in Eastern Indonesia. The MPA is also part of the  World Banks’s Energy Transition initiative in Asia, which aims to assist countries with coal‐dominated national grids in  transitioning to a low‐carbon path.  24. Finally,  the  MPA  aligns  with  the  2016‐2020  World  Bank  Group  Country  Partnership  Framework  (CPF) 24 ,  specifically the Sustainable Energy and Universal Access Engagement Area, the RE and low‐carbon development focus  area and its linked outcome of incremental geothermal power installed capacity (MW) enabled. The MPA is part of a  broader menu of support to GoI in meeting electricity demand, reaching universal access goal to benefit the bottom  22 Previously, the WB has mainly focused on downstream investments, such as power plant construction, and more recently assisted the  Government in setting up a geothermal exploration government‐drilling program under the GEUDP.  23 GHG Monitoring, Reporting, and Verification Report, Ministry of Environment & Forestry 2017.  24 World Bank Report 99172, November 3, 2015            Page 15 of 96   40 percent, and mitigating the risk of long‐term over‐reliance on fossil fuels for power generation.  D. Multiphase Programmatic Approach    (i) Rationale for Using MPA    25. The 10‐year MPA Program will help the achievement of the Government’s target of 23 percent of renewable  energy in the national energy mix by 2025 through a program of longer‐term, adaptive and continuous engagement.  The MPA as the modality, has several advantages over a standalone Investment Project Financing (IPF) project, or its  series:     The  MPA  will  support  the  Government  program  in  introducing  an  innovative  financial  risk  mitigation  mechanism,  the  market  acceptance  of  which  would  need  to  be  tested  during  the  first  phase.  The  longer  timeframe of the MPA matches the longer time horizon associated with establishing and implementing the  first credit facility for geothermal exploration drilling by developers in Indonesia, including getting financing  approved, mobilization for drilling, confirmation of results, negotiating PPA and achieving financial close, and  loan  repayment  from  developers.  The  10‐year  time  frame  also  mirrors  the  long  lead  time  for  geothermal  development.       The MPA provides a short to medium‐term framework of engagement for the World Bank (WB) in Indonesia’s  geothermal sector, during which there would be opportunities to expand the scope of the program (based on  lessons learned) to strengthen sector policies and regulations to further increase private sector participation,  as well as improve the efficiency of SOEs in delivering geothermal energy services.      The MPA seeks to incentivize scaled‐up investments by established developers as well as supporting new, local  developers and service providers to create a deeper market for geothermal development in Indonesia.  Such  an undertaking requires a consistent and focused engagement with the developers over a longer time‐period.   It is anticipated that the Bank’ long‐term support through the  MPA would further strengthen market trust,  reduce financing risks, and increase efficiency gains.     The added benefits of the phased approach provide comfort to MoF and PT SMI, the implementing agency, in  committing to IBRD funding for the first phase, while reducing the accumulated commitment fees over the  program period.     The funding from the Green Climate Fund (GCF) was approved in two tranches with Tranche 1 (US$100 million)  supporting the first phase and Tranche 2 (US$85 million) supporting the second phase of the MPA.    (ii) Program Results Chain    26. As described in the preceding sections, the government’s program objective is to reduce GHG emissions by 41  percent by 2030, and to reach 23 percent renewable energy in the national energy mix. The key challenge that the  proposed  MPA  Program  is  addressing  is  the  high  risk  associated  with  geothermal  exploration  combined  with  the  uncertainties in the present regulatory framework, which are barriers for Indonesia to tap into its geothermal potential  to replace fossil fuels and reduce GHG emissions.   27. The  MPA  will  provide  support  to  PT  SMI  to  establish  a  risk  sharing  facility  to  support  geothermal  resource            Page 16 of 96   confirmation (exploration and delineation drilling) and will support key sector entities (including Mo MEMR and PLN)25  through capacity strengthening and technical assistance to improve the regulatory framework for geothermal power  production including transparent and effective procedures for geothermal licensing and power offtake agreements. It  is assumed that PT SMI will be able to develop their capacity to operate the Facility and that the Facility offerings in  combination with the improvements in regulatory framework, licensing procedures and offtake agreements will be  attractive to both public and private developers and that public developers will improve their capacity to implement  geothermal projects. The expected result is the successful exploration of at least 13 prospective geothermal work areas  leading to financing decisions for development of 1,000 MW of new geothermal generation capacity and subsequent  investment  of  US$4  billion  for  steam  production  drilling  and  power  plant  construction.  It  is  assumed  that  this  geothermal capacity will produce power at a 92 percent load factor (leading to annual production of 8,059 GWh of  electricity) and the total lifetime reduction of 187 million tons of carbon dioxide (CO2) emissions.  28. The proposed MPA will not be supporting access‐related distribution or transmission investments, since such  investments  are  already  being  addressed  in  existing  programs  financed  by  IBRD  and  other  International  Financial  Institutions in the framework of the RUPTL. The table below describes these other investments.  P‐Code  Project Title  Objectives  Closing Date  Size  P154805  Power Distribution  To increase access to electricity services and to  4/30/2020  US$500M  Development Program‐ improve the efficiency and reliability of their  (IBRD)  for‐Results  delivery in selected areas of Indonesia.  P117323  Indonesia Power  To assist PLN to meet growing electricity  10/31/2019  US$205M  Transmission  demand, improve the reliability of electricity  (IBRD)  Development Project  supply, strengthen the power transmission  system, and support the preparation of  hydropower projects.  P123994  Indonesia Second Power  To meet growing electricity demand and increase  12/31/2019  US$137.60M  Transmission  access to electricity in the Project Area through  (IBRD)  Development Project  strengthening and expanding the capacity of the  power transmission networks in the Project Area  in a sustainable manner.  P169259  Indonesia Sustainable  Support the Government of Indonesia, and in  06/31/2020  US$700,000  Least‐cost Electrification  particular PLN, in adopting a framework  (CTF and  approach for electrifying eastern Indonesia in a  various Trust  Funds)   sustainable and cost‐competitive manner while    leveraging private sector investments.    29. Figure 3 below illustrates the Theory of Change to achieve the program objectives.  25 For TA activities not financed from GCF and CTF, the implementation arrangements will be decided when the financing agreements will be  signed. It is possible that PLN and MEMR, respectively, will implement the TA activities for which they are themselves beneficiaries.            Page 17 of 96    Figure 3: MPA Results Chain26    Activities  Outputs Outcomes  A  Establishment of the  resource risk mitigation  Capital mobilized for  Facility for exploration and  investments delineation  B  C Contracting for exploration  Increased private  Increased  Increased share of  Selected resource  and delineation drilling by  sector investment  geothermal  geothermal energy  confirmations on  public and private  in geothermal  energy  in Indonesia’s  geothermal work areas developers energy production  generation energy mix New geothermal  Improved  Reduction in GHG  Review and preparation of  regulation, standards  capacity for  emission by 187  new geothermal regulations  and regulatory  geothermal  million metric ton and standards  framework management Contracting specialized  Trained staff on  technical services  geothermal  (geotechnical, legal, E&S,  management, standards  Critical assumptions:  financial)  and regulations A: Institutional buy‐in regarding improved geothermal  regulation  B: Off‐take prices for geothermal energy (PPA) allow  reasonable return on investment,  C: Exploration success rate will be around 75%      (iii) Program Development Objective and Key Program DO Indicators     30. The Program Development Objective (PrDO) is to increase the share of renewable energy in Indonesia's energy  mix. The progress towards PrDO will be measured by the following outcome indicators throughout the MPA Program  implementation:    a) Generation  capacity  of  geothermal  sub‐projects  reaching  financial  close  (Megawatts;  baseline  0,  program target 1,000)  b) Estimated GHG emission reduction compared to business as usual baseline (Metric ton; baseline 0;  program target 187 million)    (iv) Program Framework    31. The proposed MPA includes two overlapping phases that will start at Year 1 and Year 3, respectively. The first  phase,  with  a  duration  of  10  years,  will  start  up  the  program  and  introduce  the  proposed  innovative  financing  mechanism.27 The  second  phase,  with  a  duration  of  eight  years,  will  scale  up  investment  through  the  facility  while  26 The Project will enable the development of new geothermal capacity which is expected to displace fossil fuels in the national energy  generation mix.  27 Innovation in financial structuring for geothermal exploration supported by this operation would allow PT SMI to use a “reimbursable grant”            Page 18 of 96   reflecting the changes and streamlining from the learning. The design of the future phase(s) will consider developed  capacity  of  institutions  and  stakeholders,  market  response,  risk  appetite  of  key  stakeholders,  and  learning  from  technical challenges. The overlapping of phases ensures that essential activities in each phase continue without there  being a gap in program roll‐out while the next phase is prepared. The MPA Program is designed to have the same  components and outcomes for all its phases – but with a different scope and targets.        32. The MPA is currently envisioned to consist of two IPF phases. Depending on the client capacity and learning  from  the  preceding  phases,  there  could  be  a  third  phase.  The  decision  for  a  third  phase  would  be  made  during  preparation of the second phase, tentatively scheduled to start two years after the first phase under the assumption  that satisfactory progress has been made to justify adding more funding. Given the novelty and complexity of the MPA,  as well as the historic context of Indonesia, the risk rating for both phases is Substantial28. The risks will be assessed  periodically so the rating for the future phase(s) may be adjusted as appropriate.    Table 1: Program Framework    Estimated  Estimated  Estimated  IBRD  Other  Estimated  Phase  Sequential or  Phase’s Proposed  IPF or  Environmental  Amount   Amount   Approval  #  Simultaneous  DO    PforR  & Social Risk  (US$  (US$  Date  Rating  million)  million)  Scale up investment  in geothermal  energy  development and  support the  September   1  ‐‐  IPF     150.00     315.00  Substantial  Borrower in its  26, 2019  efforts to reduce  greenhouse gas  emissions in the  country.  Same as Phase 1 but  September  2  Simultaneous  with different  IPF  175.00  200.00  Substantial  26, 2021  results targets  Total           325.00     515.00      Estimated for the entire MPA Program      840.00    as a convertible debt instrument vis‐à‐vis the sub‐borrowers facilitating an effective risk mitigation by linking the amount of debt to be paid  back to the value created in the sub‐project that is being financed by PT SMI.  28 The management will seek Board approval for all High or Substantial ESF risk phases per MPA Policy approved by the Board.            Page 19 of 96   Table 2: MPA Phases and Estimated Financing      Funding Sources    Funding Breakdown of MPA phases  Project Cost  PISP  IBRD  GCF  CTF  Developer  ESMAP29  GIF30    Equity     Phase 1   465  75  150  100  75  60  2.5  2.5    Phase 2 (tentative)  375  75  175  85  ‐  40  ‐  ‐    Total MPA  840  150  325  185  75  100  2.5  2.5      (v) Learning Agenda    33. The MPA provides an opportunity to integrate learning in the Program design. Currently, the knowledge gaps  include lack of clear understanding on market acceptance of the Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) Facility  (the Facility), and whether investments in capacity strengthening would have an impact on efficacy and efficiency in  the sector:    a) Market acceptance of the Facility. Given that phase 1 will pilot an innovative financing scheme, the market  response to which is not to be fully known in advance, the MPA will conduct a thorough assessment of the  efficiency and effectiveness of the Facility and identification of the areas that need further revision of the terms  and  conditions  and  process.  Key  areas  that  will  be  evaluated  include  developer  response  regarding  attractiveness of the financial proposition offered and the adequacy of the regulatory framework. This will be  monitored through annual market sounding exercises carried out by PT SMI. A standard questionnaire has been  developed for consistency (details as reflected in Operations Manual).  b) Capacity  strengthening.  The  program  will  assess  the  impacts  of  strengthened  capacity,  both  of  the  Facility  management,  in  the  use  of  technology,  and  implementation  of  regulations  and  verification  on  the  overall  management of Indonesia’s geothermal energy sector. Key areas to be assessed will be response times and  adherence to business standards for processing in PT SMI, actual progress on drilling programs compared to  initial plans and progress on meeting the national targets for geothermal development. This will be monitored  through annual progress reports prepared by PT SMI. Areas to be monitored in PLN include the operationalizing  of the PPP arrangement and the efficacy of the commercial and legal advisory support on structuring of the HoA  and  PPA  tariff‐setting  principles.  A  template  for  quarterly  progress  reporting  has  been  provided  in  the  Operations Manual.      II. PROJECT DESCRIPTION    A. Project Development Objective    34. The  phase  1  development  objectives  are  to  scale  up  investment  in  geothermal  energy  development  and  support  the  Borrower  in  its  efforts  to  reduce  greenhouse  gas  emissions  in  the  country.  Its  achievement  will  be  29 Energy Sector Management Assistance Program  30 Global Infrastructure Facility            Page 20 of 96   measured through the following Project Development Objective (PDO) level indicators (baseline and end‐phase targets  are provided in the Results Framework – please refer to Section VI, which identifies results indicators for Phase 1 of  the MPA):     Generation capacity of geothermal sub‐projects reaching financial close (Megawatt)   Estimated GHG emission reduction compared to a business‐as‐usual baseline (Metric ton)    35. These indicators will be achieved as a result of potential geothermal sub‐projects being brought to the point  of  financial  closure  facilitated  by  resource  risk  mitigation.  Following  financial  closure,  the  likelihood  of  successful  development  of  geothermal  projects  is  very  high,  which  will  result  in  clean  power  generation  and  therefore  GHG  emission reductions.    B. Components    36. The  MPA  Program  has  two  components,  which  are  expected  to  be  the  same  for  the  future  phase(s).  The  following describes the components and investments under phase 1:    Component 1 to mitigate risks in geothermal resource drilling supported through the establishment of a new  financing facility is financed with US$455 million, which consists of US$150 million from IBRD loan, US$97.5  million from the GCF loan and reimbursable grant31, US$72.5 million from the Clean Technology Fund (CTF)  loan and contingent recovery grant, US$75 million from GoI’s PISP loan32, which will leverage US$60 million in  private developers’ equity.   Component 2 for technical assistance and capacity strengthening is financed with US$10 million grant, which  consists  of  US$2.5  million  from  GCF,  US$2.5  million  from  CTF,  US$2.5  million  from  the  Energy  Sector  Management Assistance Program (ESMAP)33 and US$2.5 million from the Global Infrastructure Facility (GIF)34.  37. Component 1 – Geothermal Resource Risk Mitigation Facility (US$455 million, of which US$122.5 million in  grants, US$272.5 million in loans and US$60 million in developer’s equity). Under phase 1, Component 1 will support  the establishment of a geothermal resource risk mitigation facility, which will provide financing to mitigate the risk of  resource  confirmation  (including  exploration  and  delineation  drilling)  of  eligible  public  sector  entities  and  eligible  private sector developers (each a Developer, and typically, a special purpose vehicle (SPV) established by their owner  (Sponsor) for the development of a specific geothermal site).  38. Sub‐component 1 will offer the following financing products for the public‐sector entities (up to a maximum of  $40 million total support for exploration and possibly a similar amount for delineation): a. For  exploration:  a  Sub‐Loan  under  terms  and  conditions  reflective  of  the  source  of  funding  (tentatively  31 GCF has approved a total amount of US$185 million of loan, reimbursable grant and grant in support of the MPA. However, due to capital  constraints it has allocated only US$100 million as a first tranche (GCF T1), with the expectation that the remaining tranche of US$85 million  would be allocated not earlier than two years from the initial GCF Board approval. The second tranche will need to be approved by the GCF  Board following proof of satisfactory implementation progress. Only the financing from GCF T1 is included in the Project’s activities covered by  this document and is referred to as the “Initial Project” in the financing table with GCF T2 referred to as “Additional Allocation”.   32 The GoI has allocated US$150 million of PISP for the MPA. It is assumed that US$75 million is for Phase 1 and US$75 million for Phase 2.  33 The funding from ESMAP is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  34 The funding from GIF is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.            Page 21 of 96   assumed to be 50‐75 percent from IBRD loan35, and 25‐50 percent from GCF or CTF loan36). At the discretion  of MoF, the PISP can provide up to 50 percent grant using government sources to the developer in order  to cover part of the loan pay‐back obligations in case the exploration is unsuccessful.37  b. For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD, CTF  and PISP with break‐down to be included in the Project’s Operations Manual).    39. Sub‐component 2 will offer the following financing products for the private sector developers (up to a maximum  of US$30 million38 total support for exploration and possibly a similar amount for delineation):   a) For exploration: A Sub‐Financing under terms and conditions reflective of the source of funding, including:  (i) 50 percent sub‐loan sourced from IBRD and fully guaranteed by the Sponsor; and   (ii) 50  percent  in  the  form  of  a  subscription  to  an  innovative  instrument  (referred  to  as  Financial  Instrument (FI)) to be issued by the Developer, the value of which is linked to the value of the shares  in the Developer, funded from either GCF Reimbursable Grant or CTF Contingent Recovery Grant. The  investment in the FI is secured by a pledge of the shares of the Developer in favor of PT SMI. This  instrument is an innovative way to allow PT SMI to capture a part of the additional value (upside)  from completed exploration projects. Because the value of the FI is linked to the value of the shares  of the developer, it may increase (or not) after the implementation of the exploration sub‐project,  depending on the extent of the success (or not) of the sub‐project. As per a pre‐defined formula,  successful exploration will lead to  full repayment of the FI with a premium, whereas pay‐back from  partially  successful  exploration  will  be  determined  as  a  share  of  the  Fair  Market  Value  of  the  Developer  –  in  cases  of  a  fully  unsuccessful  exploration  this  value  would  be  zero.  The  repayment/monetization options, including write‐off for unsuccessful projects, are further explained  in Annex 2.  b) For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD,  fully guaranteed by the Sponsor).  40. An indicative breakdown of the funding support for each sub‐project is presented below.  Table 3: Funding Sources for Blended Loan from the Facility    Public Sector  Private Sector  Development  Exploration  Delineation  Exploration  Delineation  Stages  Facility Share of  100%  100%  75%  75%  Total Drilling Cost  Share of Sub‐ 50‐75% IBRD  100% IBRD/CTF  25% Developer equity   25% Developer equity   Loan in Drilling  25‐50% GCF/CTF  37.5% IBRD  75% IBRD/CTF  Program and its  37.5% GCF/CTF    Break‐down    41. Details on the operation of the Facility, including conditions and criteria for the selection of eligible public and  35 The IBRD lending rate is available via this link: http://treasury.worldbank.org/en/about/unit/treasury/ibrd‐financial‐products/lending‐rates‐ and‐fees   36 GCF’s financial terms and conditions are available via this link. CTF terms and conditions are available via this link.  37 PISP funds with loan forgiveness cannot be used for the private sector developers due to the risk of potential inequitable or non‐transparent  subsidies being delivered.  38 The amount of support for private developers is smaller than for public developers because the former is obliged to put in 25% equity.             Page 22 of 96   private sectors developers and Sub‐Projects, are provided in the Operations Manual.  42. Component 2 – Technical Assistance and Capacity Strenghtening (US$10 million in grants). Sub‐component  2.1 will support Project implementation and management of the Facility by PT SMI. This includes supporting PT SMI’s  incremental  operating  costs  as  well  as  procurement  of  specialized  (geotechnical,  legal,  environmental,  social    and  financial)  consulting  services  to  support  the  rigorous  evaluation  of  sub‐financing  proposals,  validation  of  complex  geoscientific  data,  and  supervision  of  environmental  and  social  safeguards  compliance  by  the  sub‐borrowers.  Sub‐ component  2.2  will  finance  technical  assistance  and  capacity  strengthening  of  the  key  stakeholders,  namely  MoF,  MEMR, Geo Dipa Energi, and PLN (see Table 4). Support for MoF will encompass (i) capacity strenghtening in the area  of  geothermal  policy  in  relation  to  fiscal  and  budgetary  issues  relevant  for  MOF,  and  (ii)  support  to  the  operationalization  of  the  Joint  Committee.  Support  to  MEMR  will  focus  on  improving  the  investment  climate  and  business environment for geothermal energy, through (i) support to preparation of sub‐project pipeline, (ii) enhancing  the transparency and efficiency of licensing/tendering process through international roadshows, (iii) identification of  new geothermal drilling strategies for exploitation of medium‐enthalpy resources and quicker deployment through  modular  plant  development,  and  (iv)  feasibility  of  innovative  financing  instruments  involving  the  financial  market  toward  geothermal  risk  mitigation.  For  state‐owned  geothermal  developers,  it  will  cover  support  to  enhance  their  capacity for geothermal geoscientific and resource data management, drilling management, procurement and contract  management through advisory and consulting services, on‐the‐job learning and training, and sharing of international  best practices. Support to PLN will also focus on operationalizing the PPP arrangement through commercial and legal  advisory support on structuring of the HoA and PPA tariff‐setting principles. For TA activities not financed from CTF or  GCF, the implementation arrangements will be decided when the financing agreements are signed.  43. In a separate activity, work will be commissioned on the impact side of geothermal development. This will seek  to maximize impact of the MPA by considering how it can best boost electrification rates in the least developed areas  of Indonesia, how it can promote employment and gender equality. Early results from this work will be compiled to  inform the design of the second phase of the MPA. As part of this sub‐component, data will be collected and reported  by the participating developers in order to draw lessons in terms of the Program’s gender‐sensitive interventions laid  out in this document (see Annex 6 and Section IV. Appraisal Summary, C. Environmental and Social Section on gender).            Page 23 of 96   Table 4: Expected Capacity Strengthening Program (Sub‐Component 2.2)   Estimate  #  Activity  Beneficiary  Comments  (US$ M)  (i) Capacity strengthening and just‐in‐time support  General capacity strengthening on  related to geothermal policy including fiscal and  MEMR and  1  regulatory issues, risk mitigation  1.5  budgetary issues as well as regulation and tariff setting;  MoF  models and tariff for geothermal  and (ii) support to the operationalization of the Joint  Committee   Preparation of project‐level Gender  Preparation and implementation of GAPs and other due  2  Action Plans (GAPs) and general  PT SMI  0.5  diligence under the Project.  supervision  Support joint venture/PPP   Strengthening of partnership arrangements either as  structures and infrastructure  joint venture arrangements or other PPP set‐ups.  3  PLN  1.5  planning for geothermal  Training and capacity strengthening of staff.   development  Data management software with  Delivery of data management software and training in  4  Geo Dipa  1.0  its use  training     Exploration and exploitation  Geo Dipa  Delivery of geothermal exploration and exploitation  5  0.5  management focused training, including safeguards  management focused training  and PLN  Study to increase impact of  MEMR and  Early results from this work will be compiled to inform  6  0.5  the design of the second phase of the MPA  geothermal development   PT SMI  Total  5.5      44. Additionality of climate funds. GCF and CTF funds are an integral element of the Project design for two main  reasons: (i) the risk profile of GCF and CTF’s instrument and their catalytic effect in attracting public and private finance  towards geothermal development; and therefore (ii) its contribution in helping Indonesia achieve its NDC and fight  climate change as one of the Asia Energy Transition countries (China, India, Indonesia, Pakistan, the Philippines and  Vietnam).  These  instruments  have  the  risk  capital  profile  to  match  the  risk  associated  with  early‐stage  geothermal  exploration drilling supported by this Project. This will support the adoption of a cleaner solution than significant ramp‐ up of coal in the short‐ and medium terms, and therefore help reduce the lock‐in of millions of tons of GHG emissions  for the long term.  45. The proposed financing for this first phase of the MPA by component is summarized in Table 5.            Page 24 of 96   Table 5: Expected Funding Allocation (US$ million)    Funding Sources39      Project  PISP  IBRD  GCF  CTF  Developers’  ESMAP  GIF    Cost  Equity     Component 1. Geothermal Resource Risk Mitigation  455  75  150  97.5  72.5  60        Facility  Subcomponent 1.1 – Public Sector Developers  170  75  47.5  7.5  40  ‐        Subcomponent 1.2 – Private Sector Developers  285  ‐  102.5  90  32.5  60        Component 2. Technical Assistance and Capacity  10      2.5  2.5    2.5  2.5    Strengthening  Sub‐component 2.1 – Governance and Management  4.5      2  2.5    ‐  ‐    Support to PT SMI    Sub‐component 2.2 – Technical Assistance and  5.5      0.5  ‐    2.5  2.5    Capacity Strengthening to MEMR, PLN, Geo Dipa  Energi  Total   465  75  150  100  75  60  2.5  2.5      C. Beneficiaries  46. The primary beneficiaries of the Program will be electricity consumers who will benefit from greater access to  reliable electricity from geothermal resources. The secondary beneficiaries would be people with skilled and unskilled  labor that would be employed in all aspects of running a geothermal drilling operation, such as geoscientific studies  and  geotechnical  analyses,  infrastructure  construction  and  access  road  civil  works,  drilling,  and  auxiliary  services,  including women whose participation will be promoted through targeted interventions under the Project. Given that  an average (50 MW) geothermal project would generate employment for about 860 people with diverse skills over its  full development cycle40, Phase 1 of the Program is expected to generate jobs for some 6,000 people41 and therefore  welfare benefits for those families. Finally, Indonesian citizens at‐large will benefit from access to cleaner energy and  globally there will be benefits from lower GHG emissions in the long term.  47. Institutionally, the beneficiaries of the Program include: (i) PT SMI, which has been designated by the GoI to  facilitate infrastructure financing, including support to geothermal development; (ii) MoF for technical assistance in  support of geothermal policy in relation to fiscal and budgetary issues; (iii) MEMR, the sector regulator, for technical  assistance to enhance geothermal sector governance; (iv) state‐owned geothermal developers, such as Geo Dipa Energi  and  PLN,  for  capacity  strengthening  in  geothermal  drilling  management  and  planning;  and  (v)  private  developers.  Through the Program, the key stakeholders will benefit from just‐in‐time support to take advantage of the state‐of‐ the‐art  knowledge  on  drilling  technology  and  strategies,  legal  advisory  on  contract  management,  and  international  roadshow for tendering of geothermal prospects to attract the most technically qualified and financially solid investors  39 The funding from ESMAP and GIF is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  40 Geothermal Energy Association (2010). Green Jobs Through Geothermal Energy, October 2010.  41 It is assumed that the MPA will enable the development of about 13 new geothermal power plants, seven of which will be in phase 1.            Page 25 of 96   and developers.   48. More broadly, the MPA will contribute to global collective knowledge and experience on how to undertake a  geothermal  resource  risk  mitigation  operation.  The  successful  implementation  of  the  Facility  for  geothermal  exploration drilling in Indonesia will showcase the benefits and impacts of such a facility to expand and deepen the  world’s geothermal market, while revealing how institutional, technical and operational challenges can be addressed.  These lessons can be readily applied or adapted for other countries looking to develop a similar process and institution.  D. Rationale for Bank Involvement and Role of Partners  49. The  World  Bank  is  uniquely  positioned  to  support  the  Government  of  Indonesia  building  on  10  years  of  development  partnership  in  the  geothermal  sector.  Earlier  support  has  been  directed  towards  downstream  investments  in  power  plant  construction.  More  recently,  it  supported  the  establishment  of  a  US$100  million  government‐drilling program for upstream exploration carried out by PT SMI on behalf of the Government. With the  proposed MPA, the support for geothermal exploration drilling is extended for the benefits of developers through a  risk mitigation facility of around US$840 million. Second, the Bank pools together and strategically deploys climate  funds and government funds to devise an efficient risk‐sharing mechanism to be tested under this MPA to support  significant scale‐up of the sector investments and clean power generation for Indonesia.  50. This operation is coordinated with ongoing efforts by the International Finance Corporation (IFC), which is  considering  offering  financing  for  the  last  part  of  the  resource  confirmation,  (i.e.  once  resource  risk  has  already  significantly been reduced but before the financial close for the construction and operation of the geothermal plant)  for  private  developers.  Such  corporate  financing  could  complement  the  support  provided  under  the  Project  and  thereby create synergies. This demonstrates its maximizing financing for development approach by financing and de‐ risking the riskiest phase prior to the construction and operation of geothermal plants, thereby opening up investment  opportunities and leverage financing by other financiers downstream.  51. Several  other  development  partners  are  present  in  Indonesia’s  geothermal  market.  The  WB  has  closely  coordinated with them in the areas described in Table 6. In the first phase of the MPA, none of these development  partners are expected to co‐finance exploration drilling but they may finance downstream development and/or co‐ finance subsequent phases of the MPA.  Table 6: Areas of Coordination with Development Partners  Partners  Areas of Coordination  Kreditanstalt fur Wiederaufbau (KfW) / Agence  Risk mitigation modality  Française de Développement (AfD)  Japan International Cooperation Agency   Standard operating procedures for key stakeholders  United States Department of the Treasury  Structuring of public‐private partnerships with PLN  New Zealand Ministry of Foreign Affairs and Trade  Technical expertise and advisory support  Asian Development Bank     Geothermal financing and Gender mainstreaming    F. Lessons Learned and Reflected in the Project Design    52. The MPA phase design incorporates lessons learned from global experiences in geothermal risk mitigation, as            Page 26 of 96   well as best practices from previous Bank engagements in Indonesia with PT SMI in infrastructure and geothermal  projects. Subsequent phase(s) will incorporate design modifications based on learning focused on these key issues.  Summary of global best practices in geothermal risk mitigation   An  efficient  and  more  balanced  geothermal  risk  mitigation  program  needs  to  account  for  the  economic  efficiency  of  climate  and  concessional  funds  deployed  in  risk  position  in  these  schemes  and  facilities.  Too  much concessionality results in waste of funds and too little concessionality makes the Facility unattractive to  developers.  See  Box  1  for  an  overview  of  similar  risk  mitigation  mechanisms  worldwide  that  have  been  reviewed in designing this Program.   Equity contribution is a demonstration of having “skin in the game” by developers and aligning the incentives  (and successes) of the developers with the sustainability of the Facility supported by this MPA.   Thorough market sounding and transparency in the process of financing applications, as well as the eligibility  criteria, terms and conditions of the financing products, are key to ensuring the attractiveness of the Facility  and the financing products. Also important is the need to structure the financial products based on the needs  of market players in a given geothermal market, including the different risk appetites of international and  local developers and sponsors.   A  critical  issue  in  exploration  financing  is  the  early  biodiversity  screening,  critical  habitat  assessment  and  impact avoidance as part of the funding application process review. The geothermal projects to be financed  and developed are likely to be Category A or B given the likelihood of being located in forest areas. In Java or  even in smaller islands, finding viable offsets can be challenging. There is a need to work with developers to  raise awareness of the risks and issues with developments in forest areas and natural habitats and if needed  screen out high‐risk projects early on.    Financial support needs to be complemented with technical assistance for key stakeholders and policy‐makers  to improve the overall investment climate.  Summary of best practices in geothermal project management and capacity strengthening for PT SMI   The  WB‐supported  Geothermal  Energy  Upstream  Development  Project  (GEUDP),  for  which  PT  SMI  is  the  implementing  agency,  provides  important  lessons  in  terms  of  (i)  the  importance  of  having  a  procurement  strategy to inform the civil works and drilling cost benchmarks, (ii) the efficiency of willing buyer‐willing seller  mechanism for land acquisition and the use of land lease appropriately for exploration drilling projects, and  (iii)  need  for  prudent  management  of  the  general  timeline  and  addressing  potential  areas  for  delays  in  developing a geothermal project. PT SMI is still on the learning curve for the exploration drilling and still trying  to identify the most effective and efficient way in its implementation. These experiences and insights will help  PT SMI in its evaluation of funding proposals submitted to the Facility under the proposed MPA.   The  importance  of  having  adequate  technical,  fiduciary  and  safeguards  staff,  either  in‐house  or  through  external consultancies, for implementing WB‐financed projects cannot be underestimated. PT SMI has built  useful  standard  operating  procedures,  as  well  as  works,  procurement  and  safeguards  planning  and  implementation  capacity  under  the  GEUDP  and  the  other  WB‐supported  Regional  Infrastructure  Development Fund (RIDF) (P154947).            Page 27 of 96   Box 1: Geothermal Risk Mitigation Programs Worldwide  There  are  different  risk  allocation  approaches  and  modalities  for  financing  geothermal  resource  risk  mitigation  depending broadly on the regulatory environment and existing geothermal market, and more specifically the nature  of the resources, accessibility of the fields, presence and capacity of the developers in different countries, the depth  of capital markets and funding sources and broader political economy context. Several key programs worldwide can  be summarized as follows.   The  most  recent  World  Bank‐supported  Turkey  Geothermal  Development  Project  includes  a  Risk  Sharing  Mechanism implemented by a local bank, which will pay out a predetermined fraction of each well that fails  to  meet  predetermined  success  criteria  (40  percent  or  60  percent  of  the  well’s  drilling  targets  based  on  geographical regions).    The  Geothermal  Development  Fund  (GDF)  for  Latin  America  by  KfW  provides  grants  to  cover  the  costs  of  surface studies and exploration drilling, while requiring a certain success rate of up to three wells to be met,  where the Fund pays 8 percent of the costs for success wells and 40 percent of the costs for failed wells.   The Geothermal Financing and Risk Transfer Facility in Mexico supported by the Inter‐American Development  Bank  seeks  to  reduce  value‐at‐risk  for  private  developers  through  channeling  CTF  convertible  loan  and  government  sources  for  earlier  stages  and  a  combination  of  ordinary  /  subordinate  /  concessional  debt,  contingent finance and guarantees for construction and operation phase – most akin to GREM Project.   The  CTF‐supported  (WB  administered)  Armenia  Geothermal  Exploratory  Drilling  Project,  which  directly  supported  exploration  drilling  using  grants  from  climate  funds,  similar  to  the  Indonesia  GEUDP  described  above.    The  Geothermal  Risk  Mitigation  Facility  for  East  Africa  managed  jointly  by  the  African  Union  Commission,  German  Federal  Ministry  for  Economic  Cooperation  and  Development,  the  European  Union‐Africa  Infrastructure  Trust  Fund  and  the  UK  Department  for  International  Development  (DfID)  provides  grants  to  cover  eligible  allowable  costs  (20  percent  of  infrastructure  preparation,  80  percent  of  surface  studies,  40  percent of exploration drilling and testing for confirmation wells) disbursed on actual expenses.   The  long‐standing  African  Rift  Geothermal  Development  Program  (ARGeo)  is  a  multi‐donor  funded  risk  mitigation  facility,  capacity  strengthening  and  knowledge  sharing  platform  for  Kenya,  Tanzania,  Ethiopia,  Uganda, Rwanda and Eritrea to promote geothermal development for electricity generation.    The earlier WB‐supported  Geothermal Energy Development Program (GeoFund) for countries in the Eastern  Europe and Central Asia Region channeled Global Environment Facility (GEF) grants to improve geothermal  policies, with expected follow‐on funding envisaged for a Geological Risk Insurance component to be designed  to mitigate the geological risks associated with geothermal energy exploration and operation (though this did  not materialize).  III. IMPLEMENTATION ARRANGEMENTS    A. Institutional and Implementation Arrangements    53. PT SMI will have the overall responsibility for implementation of the MPA in a financial intermediary role. In  doing so, PT SMI will coordinate closely with a Joint Committee, which provides high‐level oversight of the governance  of the Facility. The Joint Committee (JC) will consist of Director General‐level representatives from MoF and MEMR,  and will be responsible for approval of funding as well as other strategic decision for the Facility. The exact roles of JC  members  will  be  determined  on  a  case‐by‐case  basis  to  ensure  the  most  appropriate  and  beneficial  outcomes  are            Page 28 of 96   achieved.  54. The Project will be managed under the leadership of PT SMI’s Director for Project Development and Advisory.  PT SMI will assign a project manager to oversee the day‐to‐day operation of the Facility. In implementing Component  1, PT SMI will set the eligibility criteria for developers and sub‐projects, manage the vetting process for Facility pipeline,  and manage the portfolio of sub‐loans and their associated safeguards and financial management compliance. It will  use its internal departments and functions to manage the Facility, drawing from staff from those departments and  hiring consultants and contractors to fill capacity gaps. PT SMI will engage several departments, namely sustainable  financing, finance and investor relations, accounting and asset administration, general affairs and procurement, equity  investment  management  and  operation,  financing  and  investment  evaluation,  environmental  and  social  advisory  evaluation, integrated risk management, special financing and investment management, legal and internal audit.   55. In  implementing  Component  2,  PT  SMI  will  coordinate  closely  with  the  relevant  stakeholders  on  technical  assistance needs, if financed from the CTF or GCF grants, and timeline for completion of planned activities to ensure  alignment with the achievement of the MPA PrDO. PT SMI will prepare the Terms of References for those TA activities  and specialized consulting services and ensure their successful completion. For TA activities financed from ESMAP and  GIF, the implementation arrangements will be decided when the financing agreements will be signed.   56. PT SMI has adopted an Operations Manual, which contains clear guidelines for the decision‐making process, as  well as fiduciary, environmental and social safeguards requirements. The financial support provided for the public and  private sector developers and draft term sheets and legal agreement templates are included in the Operations Manual.  The Operations Manual will be a living document that may be amended as the Program unfolds, subject to mutual  agreement between PT SMI and the Bank regarding any such change.  Figure 3: Governance of the Facility and Key Decision Points42      42 The governance arrangement will be clarified in the Project Operations Manual. For the private sector window, it is possible that PT SMI will  directly enter into business‐to‐business agreements with the sub‐borrowers.            Page 29 of 96   B. Results M&E Arrangements    57. The results framework, described in Section VI, identifies results indicators for Phase 1 of the MPA, as well as  for each of its components. In addition to keeping track of the progress towards the outcomes and outputs of the PDO  and  project  components,  respectively,  the  results  framework  includes  indicators  to  track  progress  on  citizen  engagement, gender and GHG emission reductions, among others.  58. PT SMI will be responsible for collecting and verifying data and for submitting progress reports to the Bank and  other co‐financiers on a quarterly basis for both the PDO indicators and the intermediate indicators.   C. Sustainability    59. The Government of Indonesia has set clear strategies and policies to develop the geothermal sector. As a result  of  extended  discussions  between  MEMR,  MoF  and  PT  SMI,  this  proposed  MPA  is  seen  as  the  catalyst  for  the  Government  to  meet  its  targets  for  the  geothermal  sector.  GoI  has  committed  over  US$230  million  to  PISP  for  geothermal development and is firmly committed to further support to the geothermal sector by covering the future  financial needs of state‐owned developers.    IV. APPRAISAL SUMMARY  A. Technical, Economic and Financial Analysis    Technical Analysis   60. As part of the MPA, this first phase goes beyond supporting power development out of geothermal steam. It is  about developing an innovative way of approaching and mitigating geothermal resource risk, facilitating an enabling  environment and institutional capacity, and mutually leveraging scarce resources from the public and private sides in  maximizing finance for development.  The main innovation is to allow a Financial Intermediary (in this case PT SMI) to  use a “reimbursable grant” to support a convertible debt instrument issued by sub‐borrowers allowing effective risk  mitigation by linking the amount of debt to be paid back to the value created in the sub‐project that is being financed.  61. This MPA follows the philosophy that the most concessional funding sources, including at‐risk capital, should be  deployed  upstream  to  mitigate  the  high  resource  risk  and  costs,  and  less  concessional  funds  to  support  lower‐risk  phases, ultimately leveraging the larger share of the total development cost in the downstream phases from private  capital through financial close. The approach to geothermal risk mitigation supported by this first phase as well as the  broader  MPA has been based on: (i) a  critical review of all geothermal risk  mitigation  models globally, (ii) rigorous  market sounding of the risk appetite and financing needs of the public and private geothermal developers and sponsors  in Indonesia, and (iii) extensive assessment of potential subproject pipeline and uptake. The market response to the  concept has been encouraging and there is a pipeline of projects (see Table 2.2 in Annex 2) out of which 3‐4 projects  would be ready to be implemented during the first 18 months.  The design and scale of this first‐of‐its‐kind financing  facility  for  geothermal  exploration  in  Indonesia  are  underpinned  by  the  need  to  maximize  the  effectiveness  and  efficiency of strategic deployment of scarce funding sources to deliver the best possible development results.  62. The MPA’s innovative approach is therefore four‐fold.  First, the  convertibility  of the Financial Instrument has  been designed to track the sub‐project developer’s value following exploration, and in doing so, aligning the Project            Page 30 of 96   financiers’  interest  in  minimizing  the  concessionality  needed  to  achieve  the  Project  objective  and  the  sub‐project  developer’s interest in building value in its company. Second, the structure of the sub‐financing with requirement for  25 percent equity from the private developers for the exploration loan ensures that it favors financially qualified and  vested and technically capable developers, thus improving the overall success rate of the portfolio.  Third, the  size of  financial support for each sub‐project has been determined based on the expected size of the pipeline subprojects and  the cost benchmarks from actual geothermal projects that have been developed in Indonesia, thereby informing the  realism  of  assumptions  in  the  economic  analysis  and  financial  modelling  at  the  Facility  level  and  ultimately  the  effectiveness and efficiency of the use of concessional finance and public funds. Fourth, in order to achieve its intended  impact of large‐scale fossil fuel displacement and effective risk mitigation through a portfolio approach, the Project  needs to be at the right scale to be able to reduce the overall risk in the portfolio.  63. The MPA is a good example of the World Bank’s  MFD approach, as it has redefined geothermal exploration  development finance for Indonesia that can be replicated in appropriate contexts worldwide. This has been achieved  by (i) developing the capacity for geothermal project management and cultivating a champion for the MPA in PT SMI,  (ii) capitalizing on WB’s accumulated knowledge of Indonesia’s geothermal market since its reengagement in 2008 with  the Geothermal Clean Energy Investment Project (P113078), where it has financed steam‐field gathering system and  power plant development using IBRD and CTF concessional loans, and (iii) leveraging WB’s convening power to bring  together all sources of finance to support Indonesia in its efforts to achieve geothermal and clean energy deployment  target and NDC targets for GHG emission reduction. This first phase of the MPA is expected to mobilize US$2 billion in  private capital.      Economic Analysis    64. An economic analysis was carried out to assess the economic viability of the full development of two typical  sub‐project candidates (a 110 MW and a 10 MW geothermal plant), in line with the World Bank Guidelines for Economic  Analysis of Power Sector Investment Projects 2017 and Social Value of Carbon in Project Appraisal 2014. Key results  are presented below and details are available in Annex 3.  Table 7: Expected Economic Net Present Value (ENPV) and EIRR for Two Typical Subproject Sizes    Development 1 (110 MW)  Development 2 (10 MW)  ENPV  @  6  percent  discount  US$570.4 million  US$166.3 million  EIRR Base Case  18.8 percent  32.3 percent  EIRR Low Case  15.8 percent  30.9 percent  EIRR High Case  23.2 percent  34.5 percent    70. In a base case scenario, the economic internal rate of return (EIRR) calculations factor in the benefits of the GHG  emission  reductions  expected  to  be  enabled  by  the  Project  interventions  at  a  social  value  of  carbon  range  of  US$30/tCO2‐US$83/tCO2. In a low‐case scenario (US$15/tCO2‐US$50/tCO2), the EIRR would be 15.8 percent for the 110  MW development and 30.9 percent for the 10 MW development. In a high‐case scenario (US$50/tCO2‐US$150/tCO2),  the EIRR would be 23.2 percent for the 110 MW development and 34.5 percent for the 10 MW development. Without  factoring in global externalities, the EIRR would be 11.6 percent for the 110 MW development and 29.1 percent for the  10 MW development. Thus, the Project would still be economically viable even in the case that climate co‐benefits are            Page 31 of 96   not accounted for. At a 6 percent social discount rate43, the 100 MW development has an Economic Net Present Value  (ENPV) of around US$570 million while the 10 MW development has an ENPV of a little less than US$170 million.    71. The economic value of the entire Phase 1 portfolio of the Facility has been simulated in an economic model.  The results are presented in more detail in Annex 3. The model assumes a total portfolio of 10 sub‐projects with only  7 being successfully developed. The result is an aggregated EIRR of 19.9 percent and ENPV of US$3.6 billion.  Financial Analysis  72. The Financial Analysis was carried out from two different perspectives: (i) one from the developer’s perspective,  assessing the financial viability of the 110 MW and 10 MW developments on a with‐ and without‐project basis; (ii) the  other from the implementing agency’s (PT SMI’s) perspective, assessing its cash in‐ and out‐flows related to the Facility.  From a Developer’s Perspective  73. From a Developers’ Perspective, the outcome of the financial analysis is as follows:     Without‐the‐Project intervention, both the 110 MW and 10 MW geothermal developments are unlikely to be  pursued due to high equity exploration costs coupled with real and perceived geothermal development‐related  risks.  A coal baseline for the country’s main load centers and a diesel baseline (with less electrification) for the  smaller island grids of Eastern Indonesia would likely be the alternative scenarios; and   With‐the‐Project calculations show that for the 110 MW development, due to the reduced equity requirements  for exploration, the internal rate of return (FIRR) for a private investor will be adequate to meet or exceed the  required  return  on  investment,  even  for  medium  enthalpy44 scenarios.  For  the  10  MW  development,  there  would be adequate return for an IPP in high enthalpy resources, whereas an SOE, due to their lower hurdle  rate, would be able to develop the project in all enthalpy scenarios.  From the Implementing Agency’s Perspective  74. For purposes of the financial analysis, the full project development success rate (including resource risk and  downstream development) is assumed to be 75 percent. This is in line with a development success rate range of 75  percent‐80 percent for Indonesia. It is noted that with a single well success rate, the likelihood that the well can be  used for steam production is around 55 percent‐60 percent, and that a normal site success criteria is two‐thirds of the  exploration wells being productive. It is expected that at least 600 MW of new geothermal capacity could be enabled,  thus leveraging at least US$2,400 million and reducing GHG emissions by 3.7 MtC02 annually. The impact of Phase 1 is  expected to be around 60 percent of the impact of the full MPA.   75. A financial model has been built to simulate scenarios for testing sensitivity of key assumptions in terms of non‐ recovery rate (a non‐recovery rate of zero means that the premiums paid to the Facility will balance out the losses).  The scenarios show a base case of an average 75 percent success rate of exploration versus high and low cases of 85  and 65 percent, respectively. The results are presented in Table 8 and show that the non‐recovery rate would be less  than 0 percent in a base case version (meaning that the Facility has a surplus) and not higher than 7.1 percent in a 65  percent development success rate scenario. This indicates that the concept is sustainable.  43 Discounting Costs and Benefits in Economic Analysis of World Bank Projects. OPSPQ, 2016.  44 Enthalpy is a measurement of total energy in a thermodynamic system. In practical terms it is a measure that combines temperature and  pressure in a geothermal steam resource.            Page 32 of 96   Table 8: Facility Loss Rate Scenarios  Base case   Alternative Scenario 1  Alternative Scenario 2  75 percent success rate  85 percent success rate  65 percent success rate  ‐1.2 percent  ‐9.9 percent  7.1 percent    76. The CO2 emissions reduction potential is estimated by subtracting projected lifetime emissions from a given  sub‐project (Sub‐Project scenario) from the projected lifetime emissions in the BAU scenario (Baseline). In the Sub‐ Project scenario, CO2 emissions are estimated using an average emission factor for geothermal energy facilities of 62.9  tCO2/GWh. In the Baseline scenario, CO2 emissions are estimated based on the country‐wide combined marginal grid  emission  factor  of  838  tCO2/GWh. The  net  emission  factor  is  therefore  calculated  as  838  tCO2/GWh  minus  62.9  tCO2/GWh, which gives 775 tCO2/GWh. The emission factors assumed are in line with the World Bank GHG guidelines,  and for purposes of the calculations, a 6 percent discount rate was used along with a social value of carbon ranging  from $32/tCO2 to $83/tCO2.  B. Fiduciary    (i) Financial Management    77. A Financial Management Assessment (FMA) was conducted as part of the fiduciary assessment of the first phase  of the MPA. The FMA assesses the adequacy of the financial management system of the implementing agency, PT SMI,  to produce timely, relevant and reliable financial information on project activities, and ensure the accounting systems  for project expenditures and underlying internal controls are adequate to meet fiduciary objectives and allow the Bank  to monitor compliance with agreed implementation procedures and progress towards its objectives. Project risks are  mainly due to (i) complex financing arrangement and (ii) PT SMI’s limited experience in acting as financial intermediary  for  exploration  delineation  drilling  conducted  by  sub‐borrowers.  To  mitigate  the  risks,  PT  SMI:  (i)  has  prepared  an  Operations  Manual  to  guide  the  implementation  and  monitor  the  progress  of  the  Project  covering  organization  structure, inclusion of program budget into MoF’s Daftar Isian Pelaksanaan Anggaran (DIPA) (Budget Implementation  List),  payment  verification  mechanism,  funds  flow  mechanism,  Interim  Financial  Report  (IFR)  preparation  and  disbursement mechanism, internal and external audit arrangement; (ii) will appoint staff to implement the project and  receive training on Financial Management arrangements meeting World Bank requirements; (iii) will, together with  MoF, arrange periodic coordination with all stakeholders of the Project.   (ii)    Procurement    78. The proposed operation envisages on‐lending by PT SMI under Component 1 to (i) publicly owned developers,  including SOEs, and joint ventures formed between SOEs and private partners where the public partner is majority  owner;  and  (ii)  private  sector  developers  (i.e.,  IPPs)  and  joint  ventures  formed  between  SOEs  and  private  partners  where the private partner is majority owner. For sub‐loans to publicly owned developers and to joint ventures between  SOEs and private partners in which the SOEs have majority share, the procurement of goods, works, non‐consulting  services, and consulting services shall follow the World Bank Procurement Regulations for IPF Borrowers July 2016,  revised November 2017 and August 2018 (“Procurement Regulations”) and the provisions of the Procurement Plan and  Operations  Manual,  which  shall  take  precedence  over  any  national  procurement  regulations.  The  procurement  is  expected mainly to support exploration and delineation drilling, such as procurement of  goods for drilling materials  such  as  wellheads  and  casings;  procurement  of  works  for  integrated  drilling  services,  drilling  rigs,  civil  works;            Page 33 of 96   procurement  of  non‐consulting  services  for  geology  and  geochemistry  laboratory  services,  and  procurement  of  consulting services such as for ESIA and Land Acquisition and Resettlement Action Plan (LARAP) study, and geological  surveys. Private sector developers and joint ventures with majority private ownership will not have the obligation to  comply  with  the  Procurement  Regulations  and  may  follow  their  own  procedures  and  good  industry  practices  as  appropriate.  79. Procurement to be carried out by PT SMI itself, including hiring of consultants under Component 2, will follow  the Bank’s Procurement Regulations and the provisions of the Procurement Plan and Operations Manual, which shall  take  precedence  over  any  national  procurement  regulations.  PT  SMI  is  expected  to  procure  highly  specialized  (geotechnical, legal, environmental, social  and financial) consulting services to support the rigorous evaluation of sub‐ financing  proposals,  validation  of  complex  geoscientific  data,  supervision  of  environmental  and  social  safeguards  compliance by the sub‐borrowers as well as qualified individual consultants to assist PT SMI to support the project  implementation,  such  as  Geothermal  Expert;  Health,  Safety  and  Environmental  (HSE)  Specialist;  Social  Specialist;  Financial Management Specialist; and Procurement Specialist.   80. The assessment of PT SMI’s procurement capacity and the experience from previous and ongoing Bank‐financed  projects, such as RIDF and GEUDP, indicates that PT SMI has been gradually building its procurement knowledge and  experience  and  developing  its  own  procurement  systems  and  manuals  with  the  support  of  external  consultants.   However, PT SMI’s in‐house procurement capacity still requires strengthening and it will continue to rely on substantial  external support to be able to effectively carry out its own procurement and also oversee the procurement to be carried  out by the beneficiaries of the sub‐loans under the GREM Project. The Bank will provide guidance and support through  procurement supervision missions conducted at least twice per year, including prior review of the large value, strategic,  or critical contracts. It is also mandatory for PT SMI to use the Bank’s online procurement planning and tracking tool  (STEP).   81. PT SMI has its own General Affairs and Procurement Division; however, the division’s responsibility is mainly to  carry out corporate procurement for its own internal, mainly administrative, requirements. Support under Component  2 will enable PT SMI to continue capacity strengthening through the use of qualified procurement consultants, including  those with the required specialized experience in procurement of drilling services and geothermal related equipment,  to provide procurement support during project implementation, assist in the development of PT SMI’s procurement  systems and deliver training to PT SMI’s procurement staff.  C. Environmental and Social    82. An  Environmental  and  Social  Management  Framework  (ESMF)  incorporating  a  Land  Acquisition  and  Resettlement Policy Framework and Indigenous Peoples Policy Framework has been prepared by PT SMI, who will be  responsible  for  ensuring  that  the  requirements  in  the  ESMF  are  duly  implemented  by  the  developers. 45 Public  consultation on the draft of ESMF was carried out in 2018, including a workshop on April 12, 2018 and the final draft  of  ESMF,  which  was  prepared  in  May  2019  is  available  on  PT  SMI’s  website  (https://www.ptsmi.co.id/wp‐ content/uploads/2019/06/ESMF‐Geothermal‐Resource‐Risk‐Mitigation‐Project‐GREM.pdf). The final ESMF, which has  been  subject  to  internal  Bank  review  and  clearance,  includes  additional  feedback  from  stakeholders,  as  well  as  implementation and capacity strengthening arrangements. It had been publicly disclosed in PT SMI website on May 24,  2019  and  on  the  Bank’s  external  website  on  June  20,  2019  (http://documents.worldbank.org/curated/en/683141519642635894/Environmental‐and‐social‐management‐ 45 Subsequent phases of the MPA will be required to use the World Bank’s new Environmental and Social Framework.            Page 34 of 96   framework) before the appraisal began in July 2019. As a financial intermediary, PT SMI is responsible for appraising  funding  proposals.  The  private  and  public  developers  are  responsible  for  preparing  and  implementing  the  project‐ specific safeguards instruments (e.g. ESIA, Environmental and Social Management Plan (ESMP), LARAP and Indigenous  Peoples Plan (IPP)). PT SMI will supervise and assist the private and public developers to comply with the safeguards  instruments throughout Project implementation.  83. Locations and scope of the environmental and social impacts of sub‐projects seeking financing from PT SMI will  be determined during the screening and appraisal of the subproject proposals. Some areas are likely to be remote,  potentially with agricultural land uses, forests, surface geothermal features and landscapes, and potentially other types  of  natural  habitats  within  the  sub‐project  area  of  influence.  Further  identification  of  potential  safeguards  issues  is  presented in the Integrated Safeguards Datasheet.  84. Some environmental impacts may be considered irreversible or unprecedented without adequate mitigation  and  management.  Most  of  Indonesia’s  geothermal  hotspots  are  located  in,  or  close  to,  forest  areas.  In  order  to  stimulate the industry, a major revision of the law in 2014 (Geothermal Law No. 21) removed substantial barriers when  geothermal was no longer defined as a mining activity and allowed geothermal power development in utilization zone  of  conservation  areas  not  previously  available  for  development,  while  it  is  still  prohibited  in  the  core  zone.  The  construction and operation of new geothermal power plants in the downstream phases are likely to add to the many  pressures that are already affecting forest landscapes. The fact that the majority of the geothermal potential is located  in or close to forest areas has raised societal concerns about environmental and social impacts, especially in forests  that  play  an  important  role  in  supplying  fresh  water,  harbor  endangered  wildlife,  or  have  high  cultural  or  religious  values.  The  Bank  will  avoid  financing  projects  that,  in  the  Bank's  opinion,  involve  the  significant  conversion  or  degradation of critical natural habitats. The Bank will consider safety of the ponds that geothermal plants use to store  fluids extracted from the ground.  Besides Environmental Assessment Operational Policies / Bank Policies (OP/BP) 4.01,  other safeguards policies that might apply include Natural Habitats OP/BP 4.04, Forests OP/BP 4.36, Physical Cultural  Resources OP/BP 4.11, Safety of Dams OP/BP 4.37. Detailed guideline for the screening process is provided in the ESMF  for this operation.  85. The Project is national in scope and the possibility exists that sites considered for exploration will be on lands of  indigenous  peoples  and,  in  such  situations  the  project  activities  would  have  impacts  on  the  local  indigenous  communities, including both positive and negative impacts. An Indigenous Peoples Planning Framework (IPPF) has been  prepared and incorporated in the ESMF, in line with relevant government laws, policies and World Bank OP/BP 4.10 on  Indigenous  Peoples.  It  provides  guidelines  to  identify  presence  of  indigenous  peoples  in  subproject  areas  and  the  additional efforts required in case they are impacted. Indigenous Peoples Plans will be required to be prepared by  developers for subprojects in line with the IPPF as part of their funding application.  86. Land acquisition may take place for the development of drilling pads and associated facilities such as access  road, drilling water treatment facility, contractor’s camp and disposal area. OP/BP 4.12 on Involuntary Resettlement  might apply. Experience with geothermal project in Indonesia has indicated that land acquisition can be often carried  out by means of commercial transaction (willing‐seller willing‐buyer) rather than expropriation.  In some cases, the  sites for infrastructure, access route and drilling pads may be adjusted in case land‐owners object to releasing their  land. A Land Acquisition and Resettlement Policy Framework (LARPF) has been prepared establishing the principles and  procedures for land acquisition in case there are instances of land expropriation, that infrastructure is site‐specific, that  the land owners cannot object to release the land or that economic displacement exists. The LARPF provides guidance  for Developers for preparing the Land Acquisition and Resettlement Action Plan.             Page 35 of 96   87. PT SMI has an existing corporate Environmental and Social Management System (ESMS), and more broadly, the  country  safeguards  system  sets  thorough  requirements  for  mitigation  of  social  and  environmental  impacts  from  geothermal exploration and exploitation activities. ESMS is the basis of GREM ESMF – with necessary supplemental  provisions in compliance with relevant World Bank Safeguard Policies. Sub‐borrowers seeking financing via a PT SMI‐ administered fund is required to prepare safeguards instruments that meet the requirements specified in the ESMF.  PT SMI has safeguards teams in the Environmental Social Safeguard and Business Continuity Management (ESS&BCM)  Division under the Risk Management Directorate and in the GEUDP PMU, with adequately qualified and experienced  staff members. The safeguards team in the ESS&BCM Division will be responsible for overseeing the implementation  of ESMF, while lessons learned can be drawn upon the GEUDP PMU’s safeguards team. In the geothermal sector, PT  SMI has been engaging with the World Bank on the on‐going GEUDP, for which a respective ESMF was developed and  is  being  implemented.  The  safeguards  capacity  strengthening  plan  focuses  on  increasing  the  number  of  staff  supervising  geothermal  investments  in  PT  SMI’s  portfolio  and  improving  the  supervision  and  oversight  skills  of  the  ESS&BCM Division for geothermal investments: (i) environmental and social risk management in geothermal projects,  (ii) operationalization of the ESMF, (iii) evaluation of ESIA, ESMP, LARAP, and IPP, and (iv) supervision of developers  and contractors.  88. While Indonesia has a reasonably sound policy and regulatory framework for environmental management, the  country faces challenges in implementation and monitoring aspects. The scope of environmental and social assessment  required for geothermal exploration under the regulatory framework is less than that required by the WB, and for  GREM, the ESMF sets out procedures that follow both the Bank and regulatory requirements.  89. Citizen  engagement.  The  Project’s  developer  will  engage  the  community  in  consultation  throughout  implementation on environmental and social impacts of sub‐project activities, and this is tracked through an indicator  in the results framework. The project will endeavor to ensure that women are adequately informed and invited and  participate in community consultations and their concerns and interests are addressed, through PT SMI’s oversight of  the developer’s compliance with provisions laid out in the Project’s ESMF, LARPF and IPPF. A specific indicator has been  included in the Results Framework to improve citizen and community participation and collaboration throughout the  sub‐project development during the execution of sub‐financing provided by PT SMI.   90. Gender.  Gender  differences,  particularly  in  terms  of  job  status,  mean  that  women  in  Indonesia  tend  to  experience  more  economic  vulnerability  as  compared  to  men.  In  2013,  53.5  percent  of  the  female  working‐age  population was part of the labor force, compared to 86 percent of males.46 Women constitute the majority of self‐ employed and unpaid family workers, making them more susceptible to personal and financial insecurity. Compared  to men, women have a 24 percent higher probability of working in the informal sector.47 Women‐owned small and  medium‐sized enterprises are mostly self‐employed by necessity.  91. A gender assessment was conducted to analyze the barriers and identify entry points that can be facilitated  through the Project in promoting gender parity in the relatively new and growing geothermal sector, which is currently  dominated by men. Nationwide data by the Geothermal Directorate under MEMR indicates that, from a survey of the  12 leading developers in the sector, the total number of employees is 1408. Just 14 percent (202) of these are female,  the majority of whom (over 70 percent) are employed in administrative and support roles, rather than managerial or  technical roles. At site, from the MEMR sample the number of women employed in technical and managerial roles was  found to be smaller still, with just a total of 15 women in these positions across all 12 companies. One developer in the  46 World Development Indicators database. World Bank, 2015 47 Indonesia Country Partnership Framework 2016‐2020. World Bank, 2015            Page 36 of 96   assessment – with progressive employment practices and strong CEO support for gender equality – indicated that they  employed six women in technical positions in their geothermal plant out of a total locally employed technical workforce  of  90  people.  Accordingly,  women  are  estimated  to  be  at  best  around  7  percent  of  this  segment  of  the  workforce  working on site and employed by developers.  92. The  gender  assessment  also  showed  qualitatively  that  women  face  barriers  in  entering  many  higher  level  professional technical positions, such as geologist and engineers, due to the remote nature of geothermal areas, where  it is particularly challenging to balance between spending extended periods of time in the field flying in and out and  accommodating care work with young children and the elderly. The lack of gender‐sensitive on‐site facilities, such as  accommodations and bathrooms, is another factor making field‐based work less attractive even to younger women  who do not yet have home‐based responsibilities. Policies and practices by geothermal developers were found to vary  in terms of approaches to recruiting and retaining female talents and creating a welcoming workplace culture for both  men  and  women.  Women  also  face  barriers  in  accessing  lower  skills  technical  positions,  such  as  technician,  plant  operator and environmental monitoring officer, for which training and recruitment occurs locally around the plant site,  due to the required minimum level of education. The relatively low proportion of women in remote areas who can  access the education required to meet these high‐school or university qualifications is a key reason these jobs continue  to be mainly taken by men.  93. Widening  and  broadening  the  talent  pool  for  the  sector  –  and  working  with  stakeholders  to  establish  a  framework  for  long‐term  equality  of  opportunity  in  employment  –  will  contribute  to  the  program’s  objective  of  facilitating scale‐up of investment in the geothermal industry. The program will integrate a three‐pronged approach in  supporting the greater recruitment of women in technical and managerial positions in geothermal projects, specifically  related to (i) female talent pipeline in technical roles in the sector, (ii) improving female experience in the workplace,  and (iii) improving policy and regulations that promote women’s employment.   First, the program will fund a vocational training program for young women and men at project sites, to prepare  them for work in technician and operator roles when plants come online and facilitate their access to the job  application process.    Second, the program will support documentation of best practice policies among employers with regards to  gender in the geothermal sector workplace and incorporating these policies in the Operations Manual in due  course. The project will also sponsor a learning and dissemination launch event with developers’ representatives  as an opportunity to learn from each other and fine‐tune their  policies in line with best practices. From the  perspective of working women, standardizing these best practices will help to raise the profile of the sector as  a work environment that recognizes and welcomes women and further helps to attract and retain female talent  at every level.    Third, the program will work with the Geothermal Directorate to develop Standard Operation Procedures on  geothermal workplace health and safety by reflecting international best practice from a gender perspective,  including  policies  on  sexual  harassment,  gender‐based  violence,  separate  accommodation  and  bathroom  facilities, and correctly sized personal protective equipment (PPE) for women. See Annex 6 for more detailed  gender gap analysis and proposed interventions.  94. Grievance Redress Mechanisms. PT SMI has its own corporate system and procedures for registering grievance  related to the projects it implements and projects it funds. This system has been used to track grievances under GEUDP  and will be used for GREM. Developers will be expected to have their own Grievance Redress Mechanism which will be            Page 37 of 96   fully  compliant  with  the  GREM  /  PT  SMI  Grievance  Redress  Mechanism,  and  PT  SMI  will  supervise  to  ensure  the  satisfactory management and close out of complaints and grievances on projects funded by the Facility.  95. Communities and individuals who believe that they are adversely affected by a World Bank (WB) supported  project may submit complaints to existing project‐level grievance redress mechanisms or the WB’s Grievance Redress  Service (GRS). The GRS ensures that complaints received are promptly reviewed in order to address project‐related  concerns.  Project  affected  communities  and  individuals  may  submit  their  complaint  to  the  WB’s  independent  Inspection Panel which determines whether harm occurred, or could occur, as a result of WB non‐compliance with its  policies and procedures. Complaints may be submitted at any time after concerns have been brought directly to the  World Bank's attention, and Bank Management has been given an opportunity to respond.  For information on how to  submit  complaints  to  the  World  Bank’s  corporate  Grievance  Redress  Service  (GRS),  please  visit  http://www.worldbank.org/en/projects‐operations/products‐and‐services/grievance‐redress‐service. For information  on how to submit complaints to the World Bank Inspection Panel, please visit www.inspectionpanel.org.  V. KEY RISKS    96. The overall project risk is assessed to be Substantial. The Substantial risks were identified for the following areas:  97. Sector Strategies and Policies: The Government has set clear strategies and policies to develop the geothermal  sector. However, there have been significant and frequent changes in the sector regulatory framework, which have  introduced uncertainties in the sector and deterred investments. The two‐step approach to licensing and lack of clarity  on PPA tariff‐setting leaves investors with uncertainty about whether they will be able to secure a reasonable return  on their investment if they commit to a full‐scale drilling program and take the resource risk. It is also not clear how  quickly  sub‐projects  with  PSPE  licenses  can  move  into  full‐scale  implementation  following  resource  confirmation.  Component 2 will facilitate sector dialogue on these issues to ameliorate regulatory barriers to the sector. In addition,  Component  2  will  also  assist  PLN  in  operationalizing  the  PPP  arrangement  through  commercial  and  legal  advisory  support on structuring of the HoA and PPA tariff‐setting principles.   98. Technical Design of Project: The Project aims to establish a first‐of‐its‐kind Facility to support exploration drilling  by geothermal developers in Indonesia. The loan part of the financial support is provided on terms that reflect market  conditions whereas the innovative financing mechanism introduced by the Facility is calibrated to the developers’ risk  appetites.  Issues  related  to  operational,  financial,  legal,  and  commercial  risks  for  different  parties  and  mitigation  measures have been incorporated into project design and PT SMI’s operating procedures. The project design has been  market‐tested with key developers, though implementation may pose unforeseen challenges. PT SMI is to maintain  close contact with various market players, as well as with the relevant government stakeholders on the enabling legal  framework.  99. Institutional Capacity for Implementation and Sustainability: Piloting a new risk mitigation facility with a complex  modus operandi has inherent risks related to the institutional capacity of the key entities and stakeholders involved in  establishing,  managing,  and  overseeing  such  an  innovative  mechanism.  Component  2  is  designed  to  address  the  capacity issues and focus on specific policies and regulations to remove bottlenecks and facilitate investments into the  geothermal sector. Furthermore, the Bank will build on its ongoing experience of working with PT SMI, MEMR, and  PLN, and draw on international experiences, in supporting efforts to improve the geothermal development through  extensive consultations with market players.  100. Fiduciary:  While PT SMI has experience as a financial intermediary under the RIDF Project, PT SMI still lacks            Page 38 of 96   experience in on‐lending for such complex drilling operations. While PT SMI is starting to gain experience under the  GEUDP  in  technology‐driven  drilling  contracts  by  hiring  consultants,  project  implementation  has  been  delayed  by  several months. The major procurement risks are related to PT SMI’s limited capacity for carrying out procurement  appraisal of the beneficiaries during preparation of sub‐projects and due diligence and oversight of the procurement  to be carried out by the beneficiaries during sub‐project implementation, particularly of complex drilling operations by  SOEs.  Furthermore, lack of experience of SOEs in the Bank’s Procurement Framework and drilling services procurement  procedures may lead to delays in implementation. In addition, there might be potential conflict of interest issues in  procurement as some of the SOEs such as Pertamina Geothermal Energy (PGE) in the past have insisted to be allowed  to directly contract its sister company for drilling activities. Experience from GEUDP shows that PT SMI at times has  been inclined to follow Government Regulations over Bank Guidelines. This must be avoided since it may further delay  the  procurement  process  and/or  result  in  failed  bidding  for  the  procurement  to  be  carried  out  by  PT  SMI  itself,  particularly hiring of consultants under Component 2. Before the first financing agreement with an SOE beneficiary can  be entered into, PT SMI and the SOE in question will be required to develop a joint Project Procurement Strategy for  Development (PPSD) for SOE sub‐projects with guidance from the Bank.  For each individual SOE sub‐project this joint  PPSD will be amended to fit the specific sub‐project in question by an SOE developer. PPSD will include  inter alia a  market analysis to design the appropriate approaches to the market and to facilitate preparation of the procurement  plan for each sub‐project. PT SMI is fully informed of the need for hiring of consultants to carry procurement capacity  assessment of the beneficiaries, assist SOEs with market analysis and preparation of PPSD and procurement plan, and  support PT SMI in overseeing and monitoring the procurement carried out by the beneficiaries. The specific mitigation  measures,  including  the  number  and  types  of  procurement  consultants  and  their  deployment  timeframe,  and  establishment  of  systematic  procedures  and  protocols  for  appraisal  of  beneficiaries’  procurement  capacity  during  subproject vetting and for supervision/oversight and monitoring of procurement during implementation will be agreed  in the Operations Manual. Please refer to the analysis of financial management issues in Annex 5 for more details.  101. Social  and  Environmental:  The  program  is  to  finance  a  resource  risk  mitigation  facility  to  support  upstream  resource  confirmation  (i.e.,  exploration  and  delineation  drilling).  The  physical  activities  will  consist  of:  (i)  drilling  of  exploration and delineation wells; and (ii) constructing access roads and other associated infrastructure to facilitate  the drilling activities, at select geothermal sites. The program will target prospective geothermal work areas across the  Indonesian archipelago, particularly in Eastern Indonesia where geothermal energy will play a role in the electrification  agenda. Locations and scope of the environmental and social impacts of projects seeking financing from PT SMI will be  determined  during  the  screening  and  appraisal  of  the  sub‐financing  proposals.  The  potential  areas  are  likely  to  be  remote  areas,  potentially  with  agricultural  land  uses,  forests,  surface  geothermal  features  and  landscapes,  and  potentially other types of natural habitats within the Project area of influence. Infrastructure such as roads and wharfs  may be basic and require upgrading to allow rigs to get to site.   102. It  is  expected  that  sub‐projects  to  be  supported  by  PT  SMI  would  qualify  as  Category  A  or  B  classification.  Locations and the environmental and social impacts of projects will be determined during project implementation,  further to the screening and appraisal of the proposals from potential developers.    Indigenous peoples (IP) and their resources are likely to be potentially affected. The IP groups commonly have  different views on development interventions and may apply customary land use and land rights practices.    Land  acquisition  may  take  place  with  the  development  of  access  roads  and  drilling  pads  associated  with  exploration infrastructure.    The  fact  that  the  majority  of  geothermal  potential  is  located  in  or  close  to  forest  areas  has  raised  societal            Page 39 of 96   concerns about environmental and social impacts, especially in forests that play an important role in supplying  fresh water, harbor endangered wildlife, or have high cultural or religious values. The Bank will avoid financing  projects that, in the Bank's opinion, involve the significant conversion or degradation of critical natural habitats.   The  Program  on  Forests  (PROFOR) carried  out  “Rapid  Environmental  and  Social  Assessment  of  Geothermal  Power Development in Conservation Forest Areas of Indonesia” in close consultation with the Government  with support by the WB in 2017. The study conducted rapid environmental and social macro assessment to  more  than  300  geothermal  potential  fields  in  Indonesia.  Through  a  micro‐level  assessment  of  16  existing  Indonesian  geothermal  projects,  the  study  developed  an  improved  insight  into  the  key  impacts  and  risks  typically  associated  with  geothermal  power  development  in  forest  areas.  The  study  developed  a  novel  methodology  that  can  rapidly  assess  the  social  and  environmental  impacts  of  geothermal  development  in  forest areas. The result of risk assessments can help focus the key environment and social areas for further  detail assessment. The methodology provides a simple tool for the Government of Indonesia and other key  stakeholders to guide geothermal power projects towards the areas with the least environmental costs and  lowest likelihood of societal concerns about these  costs. This tool also helps the government, banks, other  finance  institutions  and  geothermal  energy  companies  to  avoid  material  and  reputational  risks  that  can  be  associated  with  geothermal  energy  development  in  high‐risk  areas.  The  tool  will  be  useful  to  inform  the  screening process, however the eligibility and categorization (A or B) of sub‐projects applying for funding will  be based on a review of the developers’ detailed assessment of the specific potential impacts in compliance  with the safeguards instruments.  103. While  PT  SMI  has  a  corporate  environmental  and  social  management  system  for  their  investment  portfolio,  there  is  institutional  strengthening  required  to  effectively  implement  their  system  and  comply  with  World  Bank  safeguards policies and safeguards instruments such as ESMF, LARPF and IPPF to reduce environmental and social risks.  They require strengthening to fully execute their role as safeguards supervisors in a financial institution. The capacity  strengthening plan and the technical advisory support under Component 2 has been developed to strengthen PT SMI’s  compliance  as  a  financial  intermediary  under  World  Bank  policies,  to  implement  their  own  ESMS  and  to  improve  environmental and social outcomes of geothermal investments. Under Component 2, PT SMI will hire environmental  and  social  consultants  to  support  PT  SMI  on  the  due  diligence  of  the  proposed  subprojects  and  to  monitor  the  developers’ safeguards compliance during project implementation.  104. The capacity assessment of public and private sector developers indicates that there is a range of capability in  terms  of  safeguards  instrument  preparation  and  implementation.  This  is  risky  in  terms  of  ensuring  high  quality  environmental and social management on the ground and may cause delays in the application and appraisal processes  if instruments and developer capacity are sub‐standard.  PT SMI will need support from consultants to assist with the  review of developer’s safeguard instruments, provide training to developers and provide supervisory support to build  developers’ capacity.   105. Stakeholder/Financing Risk: Phase 1 of the Project is financed from a variety of sources, each with their own  contractual  arrangements.  GCF  Financing  has  been  approved  by  the  GCF  Board  but  has  not  yet  been  contractually  formalized. A Funded Activity Agreement will have to be agreed between GCF and IBRD acting as Accredited Entity and  experience proves that it can be a complex and lengthy process. Subsequently, a GCF Loan Agreement will have to be  entered into between IBRD acting as Accredited Entity for GCF and Indonesia and a GCF Project Agreement and a GCF  Grant and Reimbursable Grant Agreement will have to be entered into between the Bank acting as Accredited Entity  for the GCF and PT SMI, all on the basis of templates and standard conditions yet to be produced at the corporate level.  Therefore, there is a risk of delay in the availability of the GCF financing. However, this risk is mitigated by the fact that            Page 40 of 96   the Project may start being implemented using CTF financing in case the GCF financing is delayed. In addition, as the  Bank is working on more GCF‐financed operations, its experience in interacting with GCF is ramping up.   106. Neither ESMAP or GIF funding has been secured at the time of Project appraisal. In case the expected funding  from these two sources fails to materialize it will be necessary to raise funds from alternative sources such as bilateral  donors.  If  after  12  months  following  effectiveness  date,  adequate  resources  have  not  been  secured  to  sustain  the  planned technical assistance program, a restructuring of the project and scale down of the scope of technical assistance  will be considered.  . ,            Page 41 of 96   The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) VI. RESULTS FRAMEWORK AND MONITORING         Results Framework  COUNTRY: Indonesia   Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM)    Project Development Objective(s)  The project development objectives are to scale up investment in geothermal energy development and support the Borrower in its efforts to reduce  greenhouse gas emissions in the country.    Project Development Objective Indicators    RESULT_FRAME_TBL_PDO          Indicator Name  DLI  Baseline  Intermediate Targets  End Target  1  Facilitate investment in geothermal resource confirmation   PrDO: Generation capacity of geothermal sub‐   0.00    1,000.00  projects reaching financial close (Megawatt)   PrDO: Estimated GHG emission reduction  compared to business as usual baseline (Metric    0.00    187,000,000.00  ton)   Phase1: Generation capacity of geothermal sub‐   0.00  60.00  600.00  projects reaching financial close (Megawatt)   Phase1: Estimated GHG emission reduction  compared to a business‐as‐usual baseline (Metric    0.00  11,230,000.00  112,300,000.00  ton)     PDO Table SPACE    Page 42 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Intermediate Results Indicators by Components    RESULT_FRAME_TBL_IO          Indicator Name  DLI  Baseline  Intermediate Targets  End Target  1  Geothermal Resource Risk Mitigation Facility   Funding Proposals Approved (Number)     0.00  10.00  10.00  Sub‐projects with Productive Resources    0.00  3.00  7.00  Confirmed (Number)   Total capital mobilized for investment in    0.00  240,000,000.00  2,400,000,000.00  geothermal power generation (Amount(USD))   Private capital mobilized for investment in    0.00  200,000,000.00  2,000,000,000.00  geothermal power generation (Amount(USD))   Total number of exploration wells drilled    0.00  16.00  28.00  (Number)   Success rate of wells drilled (Percentage)     0.00  60.00  60.00  Steam capacity from wells drilled (Megawatt)     0.00  16.00  48.00  Technical Assistance and Capacity Strengthening   Regulatory framework and institutional capacity    No  Yes  Yes  conducive to geothermal investments (Yes/No)   Establishment of national standards for  geothermal data registration and professional    No  Yes  Yes  certifications for geothermal sector (Yes/No)   Technical guidelines and manual for geothermal    No  Yes  Yes  management developed for PLN (Yes/No)   Establishment of a geothermal data management  tool and geothermal database for Geo Dipa    No  Yes  Yes  (Yes/No)   Number of project‐level Gender Action Plans    0.00  10.00  10.00  (GAPs) prepared by sub‐borrowers (Number)   Citizen/community collaboration in planning and    No  No  Yes  decision‐making (Yes/No)   Page 43 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) RESULT_FRAME_TBL_IO          Indicator Name  DLI  Baseline  Intermediate Targets  End Target  1  PT SMI's compliance with business standards for    0.00  90.00  90.00  decision making procedures (Percentage)   Women employed locally at site in technical roles    7.00  10.00  20.00  (Percentage)   Standard operating procedures (SOP) developed  SOP in place in place and in line with  SOP in place in place and in line with  for gender‐informed geothermal workplace health   No SOP currently exists in this area  international best practice  international best practice  and safety (Text)     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  PrDO: Generation capacity of geothermal            sub‐projects reaching financial close  PrDO: Estimated GHG emission reduction            compared to business as usual baseline  Project  description as  submitted in  Submission and review  Phase1: Generation capacity of  the financial  Generation capacity at  Yearly  of sub‐project feasibility  PT SMI  geothermal sub‐projects reaching  closure  financial closure    studies    financial close  documentatio   n for each  sub‐project    Page 44 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) PT SMI's  Phase1: Estimated GHG emission  PT SMI's monitoring and  Net GHG emission  Yearly  progress  PT SMI  reduction compared to a business‐as‐ evaluation framework  accounting    reports    usual baseline        ME PDO Table SPACE    Monitoring & Evaluation Plan: Intermediate Results Indicators  Methodology for Data  Responsibility for Data  Indicator Name  Definition/Description  Frequency  Datasource  Collection  Collection  PT SMI's  periodic  Number of funding  Reporting by sub‐ Yearly  project  PT SMI  Funding Proposals Approved  proposals approved by PT  borrowers    progress    SMI    reports    Number of sub‐projects  where geothermal  resources have been  Sub‐ Sub‐projects with Productive Resources  confirmed as being  Yearly  N/A  PT SMI  borrowers  Confirmed  adequate for further          development as evidenced  by the developer decision  to continue.  Total public and private  capital mobilized, as  PT SMI's  PT SMI's Monitoring and  Total capital mobilized for investment in  confirmed by funding  Yearly  progress  PT SMI  Evaluation framework  geothermal power generation  confirmation for public    reports      projects and financial close    for private projects.  Private capital mobilized for investment in  Private capital mobilized,  Yearly  PT SMI's  PT SMI's Monitoring and  PT SMI  geothermal power generation  as confirmed by financial    progress  Evaluation framework    Page 45 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) close.  reports      Exploration wells drilled by  developers with agreed  PT SMI's  PT SMI's Monitoring and  funding proposals.  It  Yearly  progress  PT SMI  Total number of exploration wells drilled  Evaluation framework  assumes three wells are    reports      drilled per funding    proposal.  The percentage of wells  PT SMI's  drilled that are confirmed  PT SMI's Monitoring and  Yearly  progress  PT SMI  Success rate of wells drilled  with steam production at  Evaluation framework    reports    or over the minimum level      set in the exploration plan.  It assumes six megawatts  PT SMI's  PT SMI's Monitoring and  per sub‐project with  Yearly  progress  PT SMI  Steam capacity from wells drilled  Evaluation framework  productive resources    reports      confirmed    As a result of the technical  assistance and capacity  building provided, (i)  MEMR has made changes  to regulation(s) regarding  licensing and tariff‐setting,  MEMR, PLN  Regulatory framework and institutional  (ii) PLN has successfully  and sector  Yearly  N/A  PT SMI  capacity conducive to geothermal  implemented public‐ players / sub‐       investments  private partnerships that  borrowers  secure private sector    investments and adopted  economic off‐take pricing  regime, and (iii) Geo Dipa  and PLN have improved  capacity for management  Page 46 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) of geothermal  development.  Establishment of national  standards for data  registration under MEMR  for uniform description of  Establishment of national standards for  geothermal resources and  MEMR and  Meetings and interviews  geothermal data registration and  development of  Yearly  industry  with MEMR and industry  PT SMI  professional certifications for geothermal  professional certifications    players  players    sector  to increase the availability      and caliber of Indonesian  experts in geothermal  resource assessments and  drilling management  Technical guidelines and  Technical guidelines and manual for  manual developed to  Yearly  PLN  N/A  PT SMI  geothermal management developed for  improve PLN's capacity for          PLN  management of  geothermal development  Geothermal data  management tool and  geothermal database  Establishment of a geothermal data  established and relevant  Yearly  Geo Dipa  N/A  PT SMI  management tool and geothermal  training provided to Geo          database for Geo Dipa  Dipa to improve its  capacity for management  of geothermal  development  Gender Action Plan  Sub‐ Sub‐borrowers'  Number of project‐level Gender Action  prepared for each sub‐ Yearly  PT SMI  borrowers  submission of GAPs  Plans (GAPs) prepared by sub‐borrowers  project by the respective          developer  Page 47 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Sub‐borrowers have  enabled citizen /  community collaboration in  planning and decision‐ making related to  proposed sub‐project  Periodic reporting on  development evidenced  sub‐project progress to  through annual Citizen and  Sub‐ PT SMI by sub‐ Citizen/community collaboration in  Yearly  PT SMI  Community Feedback  borrowers  borrowers as per the  planning and decision‐making      Summaries submitted to    sub‐financing  Borrower with information  agreements  about the feedback    received from citizens and  communities and how this  has been incorporated in  decisions related to the  sub‐project development.  Compliance with business  standards (maximum  PT SMI's  turnaround time for the  PT SMI's Monitoring and  PT SMI's compliance with business  Yearly  progress  PT SMI  different decision making  Evaluation framework  standards for decision making procedures    reports    procedures) as indicated in      the PT SMI Operations  Manual  To be to submitted to PT  Staff with technical  SMI as part of  Self reporting  background as opposed to  the mandatory  by  Women employed locally at site in  administration, service,  Annual  reporting ‐ or  PT SMI  participating  technical roles  accounting etc ‐ to be    collected annually be PT    developers  defined in the Operations  SMI in case    Manual  where loan is paid back  in full (so no more  Page 48 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) reporting requirement)      To be  Standard operating  reported  procedures (SOP)  by PT SMI  Standard operating procedures (SOP)  Developers  Reporting from  developed for gender‐ as the  PT SMI  developed for gender‐informed  and PT SMI  developers  informed geothermal  implementi   geothermal workplace health and safety      workplace health and  ng agency  safety  annually      ME IO Table SPACE            .    Page 49 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 1: Implementation Arrangements and Support Plan    COUNTRY: Indonesia   Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM)    1. PT SMI will be the Implementing Agency for this Project in a financial intermediary role. Figure 1.1 provides an  overview of the project institutional arrangement and fund flows.   Figure 1.1: Institutional Arrangement and Flows of Fund48      2. The Project will be managed under the leadership of PT SMI’s Director for Project Development and Advisory.  PT  SMI  will  assign  a  project  manager  that  will  oversee  the  day‐to‐day  operation  of  the  Facility.  A  new  Geothermal  Resource Risk Mitigation Facility will be established and managed by PT SMI. Through the Facility, PT SMI will provide  to developers financing for their geothermal resource confirmation49 through: (i) extension of soft loans to public sector  developers, and (ii) extension of loans to private developers and subscription of Financial Instruments issued by private  developers, the proceeds of which are to be used alongside the private developer’s equity.  3. PT  SMI’s  main  role  will  be  to  manage  the  vetting  process  for  the  Facility  pipeline,  set  eligibility  criteria  for  48 T1 refers to Tranche 1 of the GCF funding and T2 refers to Tranche 2.  49 A resource confirmation program consists of an initial phase of exploration drilling, the successful conclusion of which will be followed by a  phase of delineation/test drilling.  Page 50 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) developers accessing the Facility funds, and manage the sub‐loan portfolio. More specifically, PT SMI is responsible for,  but not limited to, the following:   Appraising and providing recommendation to the Joint Committee for approving/rejecting subproject proposals  based  on  a  technical,  economic,  financial,  procurement  capacity,  and  environmental  and  social  review  of  applications from developers;   Assessment and verification of the value of the private developers;   Overseeing procurement compliance of public sector developers with the Bank’s Procurement Regulations and  monitoring procurement performance of public sector developers;   Overseeing  compliance  and  monitoring  environmental  and  social  management  performance,  including  land  acquisition, undertaken by both public and private sector developers;   Financial  management  of  the  project,  including  budget  preparation,  payment  verifications  on  contracts,  accounting, financial reporting and submission of audited financial report;   Preparing periodic reports on subproject progress and aggregated results at the Facility level;   Preparing Terms of Reference for consulting services; and   Facilitating  external  evaluations  and  ensuring  that  relevant  recommendations  from  Project  financiers  are  implemented.    4. In managing the Facility, PT SMI will use its internal departments and functions to manage the Facility, drawing  from staff from those departments and hiring consultants and contractors to fill capacity gaps. PT SMI will leverage in‐ house  knowledge  developed  under  GEUDP  on  drilling  strategies,  critical  cost  benchmarks,  project  timeline  and  management of Project and portfolio risks. PT SMI will also coordinate closely with a Joint Committee, which provides  high‐level  oversight  of  the  governance  of  the  Facility.  The  Joint  Committee  will  consist  of  Director  General‐level  representatives from MoF and MEMR. Figure 1.2 provides an overview of the project implementation arrangement.  The same Joint Committee is currently overseeing the governance and implementation of the ongoing GEUDP, which  has shown to work well in facilitating key technical decisions and strategic dialogues between MoF and MEMR as two  key ministries in geothermal development in Indonesia.  Page 51 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Figure 1.2: Project Implementation Structure50      5. The  Bank  will  continue  to  provide  support  to  PT  SMI  throughout  project  implementation.  This  includes:  (i) ensuring that PT SMI has defined acceptable key design features and decision‐making process of the Facility, (ii)  supervising compliance with WB requirements and standards, such as eligibility criteria for developers and subprojects,  fiduciary requirements and safeguards measures, sub‐loan terms and conditions and contractual arrangements; and  possibly (iii) ensuring that PT SMI has assessed, in a manner acceptable to the Bank, the developers’ proposed drilling  strategy, program and results. In addition to standard reporting obligations to the WB, PT SMI will provide reports as  requested by other project co‐financiers as per the corresponding legal agreements.  6. Implementation of Component 2 will include capacity strengthening for PT SMI in managing the Facility as well  as  procurement  of  specialized  consulting  services  to  support  the  rigorous  evaluation  of  sub‐financing  proposals,  validation of complex geoscientific data, supervision of environmental and social safeguards compliance by the sub‐ borrowers,  and  a  multi‐year  technical  assistance  program  to  build  capacity  within  the  key  sector  stakeholders  to  improve the overall geothermal sector governance, investment climate and drilling management capacity for various  state‐owned developers in Indonesia.   7. Capacity  strengthening  for  PT  SMI  will  encompass  ongoing  or  just‐in‐time  support  in  the  following  areas:  (i)  financial advisory in carrying out due diligence of sub‐borrowers (developers/sponsors); (ii) legal advisory in handling  issues related to sub‐loan and contract management; (iii) technical advisory through a geothermal technical expert or  50 EBKTE: Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi, or Directorate General of New Renewable Energy and Energy  Conservation; BG: Badan Geologi, or Geological Agency    Page 52 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) a firm/ team of experts to review the geology, geochemistry, and geophysics (3G) surveys and topographic mapping in  sub‐borrowers’ funding proposals or drilling results; and (iv) safeguards advisory to assist PT SMI’s oversight of the sub‐ borrowers’ compliance with WB’s safeguards standards.  8. Technical  assistance  will  be  provided  to  MEMR  to  help  improve  the  sector’s  investment  climate  and  doing  business environment and addressing the key bottlenecks to scaling up geothermal development. This would cover,  but may not be limited to, (i) support to enhancing the tender process, including international roadshows to attract  international investors, (ii) support to better understand new drilling strategies for exploitation of medium‐enthalpy  resources and quicker deployment through modular plant development approaches, and (iii) feasibility of innovative  financing instruments involving the capital markets toward geothermal risk mitigation. Support will also be provided  to state‐owned entities such as PLN and Geo Dipa Energi to further enhance their capacity in geothermal geoscientific  and resource data management, drilling management, procurement and contract management through advisory and  consulting services, on‐the‐job learning and training, and sharing of international best practices. All procurement under  the Project shall follow the Bank’s Procurement Regulations.    9. The main outcomes will be PT SMI’s enhanced capacity in managing a complex geothermal financing facility,  better human resources for state‐owned entities with cutting edge geothermal knowledge and drilling management  capacity, and more transparent license award process and appropriate tariff‐setting mechanisms by the regulator and  policy‐makers.  Implementation Support Plan  10. The  Strategy  for  implementation  support  has  been  developed  on  the  basis  of  the  nature  of  the  Project  and  responds to  specific nature of the Project. The majority of World Bank  team members will be  based in the region,  mostly  in  the  Jakarta  office  to  ensure  timely  response  to  the  client,  perform  close  project  implementation  and  anticipate implementation problems. The objective is to ensure that the World Bank’s resources and staff are sufficient  to supervise and support implementation.   11.  The Bank team will be composed of a mix of skills and experience for successful project implementation. The  table  below  outlines  the  expected  staff  weeks  and  travel  required  to  make  sure  the  actions  and  schedule  are  appropriately  resourced.  The  total  average  annual  budget  is  about  US$180,000  for  the  first  five  years  of  implementation. The annual average budget will be reduced to around US$80,000 for the second five years with heavy  supervision duties focuses in the earlier years.   Table 1.1 – Estimated Implementation needs  Time  Focus  Skills Needed  Resource Estimate  Partner Role  Staffing of project team at  Engineering;  Close cooperation  PT SMI and finalization of  procurement; financial  with MoF, MEMR  First 24 months  the OM.   management;  US$360,000  and other key  Finalization of procurement  environmental; and  stakeholders  documents.  social and legal.  Review of progress in  Engineering; sector  Close cooperation  24‐60 months  GREM Facility management  regulatory and planning;  US$360,000  with MoF, MEMR  and capacity building;  Monitoring and  and other key  Page 53 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) review of sector technical  Evaluation Specialist;  stakeholders  and financial performance;  environmental and  procurement; monitoring  social.  and evaluation; safeguards;  financial management.  Review of progress in  GREM Facility management  Engineering; sector  and capacity building;  regulatory and planning;  Close cooperation  review of sector technical  Monitoring and  with MoF, MEMR  60‐120 months  US$400,000  and financial performance;  Evaluation Specialist;  and other key  procurement; monitoring  environmental and  stakeholders  and evaluation; safeguards;  social.  financial management.        Page 54 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 2: Detailed Project Design    1. A  geothermal  resource  risk  mitigation  facility  will  be  established  under  Component  1  of  the  proposed  Project.  The  Facility    will  provide  financing  to  mitigate  the  risk  of  resource  confirmation  (including  exploration  and  delineation drilling) of eligible public sector entities (such as SOEs) through Public Sector, and eligible private sector  developers  (each  a  Developer,  and  typically,  a  SPV  established  by  their  owner  (Sponsor)  for  the  development  of  a  specific geothermal site) through Private Sector. For each subproject, the exploration drilling loan will be capped at  US$30  million  with  a  four‐year  grace  period,  with  the  possibility  for  an  extension  of  another  US$30  million 51  and  another two years for delineation drilling. Each sub‐financing package will include PT SMI’s reasonable mark‐up and  costs.  2. For the Public Sector, the Facility will offer: a. For  exploration:  a  Sub‐Loan  under  terms  and  conditions  reflective  of  the  source  of  funding  (tentatively  assumed to be 50‐75 percent from IBRD loan, 25‐50 percent from CTF or GCF loan). At the discretion of  MoF,  the  PISP  can  provide  up  to  50  percent  grant  to  the  developer  in  order  to  cover  part  of  the  loan  repayment in case the exploration is unsuccessful.52   b. For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD, CTF  and PISP with break‐down to be finalized in the Project’s Operations Manual).    Figure 2.1: Flow of Funds through the Public Sector         IBRD Loan +    GCF/CTF Loan Ministry of  GCF / CTF   World Bank  Finance        Concession nature: WKP/IPB/Special    Assignment to be    provided by the    Loan for  PT SMI  approved drilling    IBRD GCF/CTF program   50‐75% of  25‐50% of  Public Developer   approved drilling  approved drilling  program program         PISP can compensate up to 50% of  costs of unsuccessful projects at    the discretion of MOF   51 For the public sector developers, a higher total loan amount for exploration may be agreed to by PT SMI after consultation with MoF  52 PISP funds with loan forgiveness cannot be used for the private sector developers due to the risk of potential inequitable or non‐transparent  subsidies being delivered.  Page 55 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 3. Procurement  by  public  sector  developers  as  public  sector  entities  will  follow  the  WB  Procurement  Regulations.  4. For the Private Sector, the Facility will offer:   a. For exploration: A Sub‐financing under terms and conditions reflective of the source of funding, including:  (i) 50 percent Sub‐loan sourced from IBRD and fully guaranteed by the Sponsor; and   (ii) 50 percent in the form of the payment of the price for the subscription of an instrument (referred to  as Financial Instrument (FI)) issued by the Developer, the value of which is linked to the value of the  shares in the Developer, funded from either GCF Reimbursable Grant or CTF Convertible Recovery  Grant.  This  instrument  allows  PT  SMI  to  capture  a  part  of  the  additional  value  (upside)  from  completed exploration projects. Because the value of the FI is linked to the value of the shares of  the  developer,  it  may  increase  (or  not)  after  the  implementation  of  the  exploration  sub‐project,  depending on the extent of the success (or not) of the sub‐project. As per a pre‐defined formula,  successful  exploration  will  lead  to  full  repayment  of  the  Financial  Instrument  with  a  premium,  whereas  pay‐back  from  partially  successful  exploration  will  be  determined  as  a  share  of  the  Fair  Market Value of the Developer – in cases of a fully unsuccessful exploration this value would be zero.  The  repayment/monetization  options,  including  write‐off  for  unsuccessful  projects,  are  further  explained in Box 3.  b. For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD and  CTF guaranteed by the Sponsor with break‐down to be finalized in the Operations Manual).    5. The  private  sector  developers  will  be  required  to  commit  Sponsor  Funds  (equity)  equivalent  to  at  least  25  percent of the total cost of the exploration drilling program. It is required that the Sponsor’s equity will start disbursing  first, to finance the investments needed on the site as a prerequisite to start exploration drilling, such as the access  road. Disbursement of the price of the Financial Instrument and the corresponding Sub‐loan will be made  pari passu  (i.e. so that the ratio between the Financial Instrument and the IBRD loan always is maintained as 50:50) and will finance  drilling activities. The aggregate amount disbursed by PT SMI will not exceed 75 percent of the total expenses of the  developer at any time, so as to maintain a developer’s debt to equity ratio of 75 percent/25 percent throughout the  implementation of the Sub‐project).                                Page 56 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071)     Figure 2.2: Flow of Funds through the Private Sector       Sponsor    Guarantee of the  Repayment of    the Loan and    Pledge of    Developer’s    Shares  IBRD Loan guaranteeing    compliance with  GCF / CTF World Bank    Ministry of  Sponsor’s  Sponsor   Finance  obligations under    the Financial    Instrument   Equity GCF/CTF Grants       Sub Loan   PT SMI  SPV Developer     Financial Instrument       Table 2.1: Indicative Financing Cost Components to Sector Developers      IBRD loan  GCF loan  CTF loan  GoI/PISP loan  PT SMI  Public Sector  LIBOR53 + Spread  0.25+0.50*  0.18+0.25**  0.34  Risk Margin***  Private Sector  LIBOR + Spread  0.25+0.50*  0.18+0.25**  ‐  Risk Margin***  *Service fee and commitment fee, respectively  **MDB fee and service charge, respectively  ***Depending on risk assessment of developers  53 London Inter‐bank Offered Rate  Page 57 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Box 3: Features of the innovative Financial Instrument for private sector developers    PT  SMI  will  exit  the  Financial  Instrument  through:  a)  an  assignment  of  the  Financial  Instrument  to  the  Sponsor  through the exercise of its Put Option or the exercise of the Sponsor’s Call Option under the Financial Instrument; b)  an assignment of the Financial Instrument to a third party through a sale, under the terms and conditions stipulated  in the Financial Instrument, or c) possibly, a conversion of the Financial Instrument into shares of the Developer  strictly identical to the ones held by the Sponsor. However, it is anticipated that in practice this conversion would  only happen in extreme cases, due to the other exit options available to PT SMI. Finally, in the worst‐case scenario,  PT SMI may be permitted not to fully exhaust its exit options and write‐off any remaining payment it would otherwise  be entitled to receive.    1. The put and call prices and the conversion rate are calculated on the basis of the Notional Value or the Fair  Market Value calculated as follows:    The Notional Value (“NV”) is the higher of:   130 percent x the initial face value of the Financial Instrument (i.e. the aggregate amount of each payments  made by PT SMI to the Developer for the purchase of the Financial Instrument at that time); and    The initial face value of the Financial Instrument (i.e. the aggregate amount of each payment made by PT  SMI to the Developer for the purchase of the Financial Instrument at that time), each such payment being  escalated at 7 percent per annum (compounding), from the date of payment by PT SMI to the date when  the Sponsor pays the purchase price of the Financial Instrument to PT SMI.    The Developer Fair Market Value (FMV) is the lower of these two options (but not less US$1.00):   The value determined through: (i) a transparent process involving either an independent evaluation (to be  established at the initiative and implemented at the expense of the Developer following parameters selected  by agreement between the Borrower and the Beneficiary prior to the issuance of the Financial Instrument  and  consistent  with  the  requirements  of  the  Operations  Manual);  or  (ii)  a  market‐priced  sale  of  the  developer; and   The aggregate amount of the Sponsor paid equity and the amounts paid to the Developer by PT SMI for the  purchase of the Financial Instrument.   2)  PT SMI’s Put Option    PT SMI may put the Financial Instrument to the Sponsor (in which case the Sponsor has the obligation to purchase  the Financial Instrument at the price equal to NV (“Put Price”) in the following cases:  (i) The Developer breaches any of the terms and conditions of the Financial Instrument, after the cure  period for such default, if any, has lapsed; or  (ii) At any time during the period which begins on the fourth anniversary of the purchase of the Financial  Instrument  by  PT  SMI  even  if  no  default  has  occurred  under  the  Financial  Instrument.  PT  SMI  will  automatically exercise the put option at the date which is the fifth anniversary plus thirty days of the  purchase of the Financial Instrument by PT SMI.   3) Sponsor’s Call Option    The  Sponsor  may  call  the  Financial  Instrument  from  PT  SMI  (in  which  case  PT  SMI  has  the  obligation  to  sell  the  Page 58 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Financial Instrument at the price (“Call Price”) set out below at any time during the period which begins on the day  PT SMI purchases the Financial Instrument and ends on the date which is the fifth anniversary of the purchase of the  Financial Instrument by PT SMI. The price to be paid by the Sponsor to PT SMI when the Sponsor exercises its Call  Option is:   (i) If the Sponsor exercises its Call Option during the period which begins on the day of the purchase of the  Financial Instrument by PT SMI and ends on the date which is the fourth anniversary of the purchase of the  Financial Instrument by PT SMI, the Call Price is the NV; or   (ii) If  the  Sponsor  exercises  its  Call  Option  during  the  period  which  begins  on  the  day  after  the  fourth  anniversary of the purchase of the Financial Instrument by PT SMI and ends on the date which is the fifth  anniversary of the purchase of the Financial Instrument by PT SMI by PT SMI, the price is, at the option of  the Sponsor, the NBV or the Share of Participation in the Developer Fair Market Value (as determined using  a pre‐agreed formula checked by an independent third‐party), at the choice of the Sponsor.  4. Sale of the Financial Instrument.  PT SMI may decide to exercise its right to sell the Financial Instrument in accordance with the terms and conditions  of the Financial Instrument through a publicly advertised competitive auction. The Sell price shall be the best price  obtained through the auction.   5. Conversion of the Financial Instrument.  PT  SMI  may  decide  to  exercise  its  right  to  convert  the  Financial  Instrument  in  accordance  with  the  terms  and  conditions of the Financial Instrument. The shares of the Developer obtained further to such conversion shall be the  number of shares obtained by applying the following conversion rate: NV/FMV (“Conversion Rate”).    6. In case of Sponsor default  If the Sponsor defaults on his obligation to pay the Put Price or the Call Price under Option (ii) for whatever reason  or in any other way defaults on his obligations, PT SMI shall exercise its share pledge, seize control of all the shares  of the Developer and offer them for sale to a third party, and receive the sale price (but not more than the NV, the  net surplus, if any, will have to be returned to the Sponsor). If PT SMI is not able to sell the shares of the Developer,  it will force a liquidation of the Developer’s assets in order to receive its share of the net proceeds of such liquidation.  However, if the FMV is determined to be lower than $500,000 or PT SMI has run an auction (2 attempts) and there  were no buyers, then the FI will be deemed to have a value of US$1.00 (to avoid a formal write‐off).    7. Avoidance of system gaming  In  cases  of  Sponsor  default  or  where  PT  SMI  only  receives  the  minimum  value  of  US$1  following  the  FMV  determination,  PT  SMI  will  have  obtained  a  commitment  from  the  Sponsor  and  the  Developer  that  none  of  the  Sponsor, the Developer and any company affiliated to the Sponsor or the Developer, shall develop the same site for  a period ten (10) years.    6. The  proposed  design  aims  to  direct  public  and  climate  funds  towards  financing  the  exploration/delineation  drilling,  while  incentivizing  private  developers  to  put  in  equity  under  a  more  balanced  risk  allocation,  reducing  the  developers’ exposure in case the drilling reveals insufficient resources, and allowing for much more commercial finance  Page 59 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) to come in downstream at a significantly larger scale after the riskiest part of the geothermal project has already been  completed.  The  project  design  has  incorporated  feedback  in  terms  of  cost  structure  for  an  exploration/delineation  drilling  program  as  well  as  the  optimal  use  of  concessional  funds.  Market  sounding  has  been  carried  out  with  the  majority of the geothermal developers, most of which have expressed interest in accessing financial support provided  under the Facility to be established under Part 1 of the Project.   7. Details on the operation of the Facility, including conditions and criteria for the selection of eligible public and  private sectors developers and Sub‐Projects, are provided in the Operations Manual.  8. The following table lists designated WKPs managed by MEMR and their licensing status. Such WKPs constitute  a  potential  pipeline  for  the  Facility,  for  which  the  sub‐project  sponsor  may  seek  financing.  The  pipeline  is  purely  indicative, and PT SMI shall carry out a rigorous process for the due diligence and assessment of each sub‐financing  application before any funding decision.  Page 60 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Table 2.2: Potential Facility Pipeline    POD  No  Working Area  Developer  Grid  PPA  Remarks  (MW)  Public Sector Projects  1  Dieng  Geo Dipa  40  Java  No PPA yet, BPP tariff $6.81 cent / kWh  Central Java, no wells drilled yet,  Candradimuka  showing interest to use the Facility  2  Umbul Telomoyo  Geo Dipa  55  Java  No PPA yet, BPP tariff $6.81 cent / kWh  Central Java, no wells drilled yet,  showing interest to use the Facility  3  Seulawah Agam  PGE  110  Sumatera  No PPA yet, tariff at tender was $6.90 cent /  Aceh – Sumatera, no wells drilled yet,  kWh, BPP tariff $11.14 cent / kWh  showing interest to use the Facility  4  Tulehu  PLN  20  Eastern  PPA will not be needed, internal agreement  Ambon – Maluku, 4 wells have been    Indonesia  between PLN and subsidiary / private partner.   drilled and only 2 MW confirmed.  (island)  BPP tariff $20.00 cent / kWh but may get  Interested to continue the  exception for higher tariff as PLN project.  exploration.  Public / Private Sector Projects  1  Tangkuban  PLN  60  Java  PPA will not be needed, internal agreement  West Java, a slim hole exploration  Perahu  (with  between PLN and subsidiary & private partner.   program has been started but it failed  partner)  BPP tariff $6.81 cent / kWh but may get  on technical drilling issue, showing  exception for higher tariff as PLN project.  interest to use the Facility  2  Atadei  PLN  10  Eastern  PPA will not be needed, internal agreement  Lembata Island – East Nusa Tenggara,  (with  Indonesia  between PLN and subsidiary / private partner.   two shallow wells were drilled early  partner)  (island)  BPP tariff $16.49 cent / kWh but may get  2000s by MEMR, showing interest to  exception for higher tariff as PLN project.  use the Facility  3  Songa Wayaua  PLN  10  Eastern  PPA will not be needed, internal agreement  Bacan Island – North Maluku, no wells  (with  Indonesia  between PLN and subsidiary / private partner.   drilled yet, showing interest to use the  partner)  (island)  BPP tariff $14.08 cent / kWh but may get  Facility  exception for higher tariff as PLN project.  4  Ungaran  PLN  55  Java  PPA will not be needed, internal agreement  Central Java, no wells drilled yet,  (with  between PLN and subsidiary / private partner.   showing interest to use the Facility  partner)  BPP tariff $6.81 cent / kWh but may get  Page 61 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) exception for higher tariff as PLN project.  5  Kepahiang  PLN  110  Sumatera  PPA will not be needed, internal agreement  Bengkulu – South Sumatera, no wells  (with  between PLN and subsidiary / private partner.   drilled yet, showing interest to use the  partner)  BPP tariff $7.18 cent / kWh but may get  Facility  exception for higher tariff as PLN project.  6  Gunung Sirung  PLN  5  Eastern  PPA will not be needed, internal agreement  Pantar Island – East Nusa Tenggara, no  (with  Indonesia  between PLN and subsidiary / private partner.   wells drilled yet, showing interest to  partner)  (island)  BPP tariff $16.49 cent / kWh but may get  use the Facility  exception for higher tariff as PLN project.  7  Oka Ile Ange  PLN  10  Eastern  PPA will not be needed, internal agreement  Flores Island – East Nusa Tenggara, no  (with  Indonesia  between PLN and subsidiary / private partner.   wells drilled yet, showing interest to  partner)  (island)  BPP tariff $16.49 cent / kWh but may get  use the Facility  exception for higher tariff as PLN project.  8  Danau Ranau  PLN  55  Sumatera  PPA will not be needed, internal agreement  Lampung – South Sumatera, no wells  (with  between PLN and subsidiary / private partner.   drilled yet, showing interest to use the  partner)  BPP tariff $6.99 cent / kWh but may get  Facility  exception for higher tariff as PLN project.  Private Sector Projects  1  Blawan Ijen  Medco  110  Java  PPA has been signed with tariff $8.58 cent /  East Java, first exploration drilling  kWh  program has been started, showing  interest to use the Facility  2  Sarulla  Sarulla  <200  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $9.77 cent / kWh  North Sumatera, expansion of  Operation  predicted separate reservoir form the  Ltd  existing one. 3G surveys have been  completed. Interested to use the  Facility.  3  Graho Nyabu  EDC  110  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $7.18 cent / kWh  Jambi – Sumatera, PSPE (exploration  Indonesia  assignment)  4  Klabat Wineru  Ormat  20  Sulawesi  No PPA yet, BPP tariff $13.00 cent / kWh  North Sulawesi  Geothermal  Indonesia  Page 62 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 5  Rajabasa  Supreme  220  Sumatera  PPA has been signed with tariff $9.50 cent /  Lampung – Sumatera, no wells drilled  kWh  yet, showing interest to use the  Facility  6  Gunung Talang –  Hitay  20  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $7.25 cent / kWh  West Sumatera, no wells drilled yet,  Bukit Kili  Energy  showing interest to use the Facility  7  Gunung  Hitay  35  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $11.14 cent / kWh  Aceh – Sumatera, PSPE (exploration  Geuredong  Energy  assignment)  8  Hu’u Daha  PT  20  Eastern  No PPA yet, BPP tariff $16.73 cent / kWh  West Nusa Tenggara, PSPE  Sumbawa  Indonesia  (exploration assignment)  Timur  (island)  Mining  9  Simbolon  Optima  110  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $9.77 cent / kWh  North Sumatera, PSPE (exploration  Samosir  Nusantara  assignment)  Energi  10  Suoh Sekincau  Star Energy  220  Sumatera  No PPA yet, BPP tariff $6.99 cent / kWh  Lampung – Sumatera, PSPE  Selatan  (exploration assignment)  11  Gunung  Star Energy  10  Eastern  No PPA yet, BPP tariff $20.00 cent / kWh  Halmahera Island ‐ North Maluku,  Hamiding  Indonesia  PSPE (exploration assignment)  (island)  12  Rawa Dano  Sintesa  110  Java  PPA has been signed with tariff $8.39 cent /  Banten – West Java, no wells drilled  Banten  kWh  yet  13  Jaboi  Sabang  10  Sumatera  PPA has been signed with tariff $13.38 cent /  Aceh – Sumatera, exploration drilling  Geothermal  kWh  has been completed.  Energy  Not Yet Assigned  1  Sipoholon Ria Ria  ‐  20      North Sumatera  2  Gunung Gede  ‐  85      West Java  Pangrango  3  Gunung Ciremai  ‐  110      West Java, no wells drilled yet,  showing interest to use the Facility  Page 63 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 4  Marana  ‐  20      Central Sulawesi  5  Bora Pulu  ‐  40      Central Sulawesi  6  Gunung  ‐  110      West Java  Galunggung  7  Lesugolo  ‐  5      Flores – East Nusa Tenggara  8  Gunung Endut  ‐  40      Banten – West Java  9  Gunung Pandan  ‐  60      East Java  10  Songgoriti  ‐  35      East Java  11  Laenia  ‐  20      Central Sulawesi  12  Suwawa  ‐  20      Gorontalo – Sulawesi  13  Pentadio  ‐  25      Gorontalo – Sulawesi  14  Telaga Ranu  ‐  5      North Maluku  15  Gunung Wilis  ‐  20      East Java  Page 64 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 3: Economic and Financial Analysis    Economic Analysis  1. The proposed Project will contribute to Indonesia’s geothermal development goal of adding 4.6 GW by 2027,  and by doing so, will contribute to: (i) displacing highly‐polluting alternatives; (ii) diversifying Indonesia’s generation  portfolio;  and  (iii)  ultimately  contributing  to  lowering  emissions  from  the  energy  sector  in  comparison  to  a  BAU  scenario. An economic analysis was carried out to assess the economic viability of two sample sub‐project candidates  (the full development of a 110 MW and a 10 MW power plant), and the results are presented below.  Cost‐benefit analysis  2. The  economic  cost  estimates  were  derived  based  on  known  or  inferred  relationships  between  costs  and  technical  characteristics  of  geothermal  projects,  excluding  taxes  and  duties.  Investment  costs  of  geothermal  development are determined by the following factors: (i) size of the development (MW) determined by both resources  availability and demand; (ii) the enthalpy and depth of the resources; (iii) difficulty of access to the concession area;  and (iv) cost and efficiency of project management.    3. In terms of composition, geothermal development comprises four types of costs: (i) drilling costs, a function of  the  number  wells  and  the  cost  of  each  well;  (ii)  infrastructure  costs  for  construction  roads,  well  pads  and  other  infrastructure facilities; (iii) equipment costs, including power plant and steam field above ground systems (SAGS); and  (iv) project management costs.   4. Drilling cost is a function of the following factors: (i) well productivity; (ii) success rate of drilling; (iii) well depth,  and  (iv)  prevailing  services  and  material  cost.  Well  productivity,  in  turn,  depends  largely  on  the  enthalpy  of  the  resources and well permeability (i.e. the ease with which fluids flow into the well).   5. Three enthalpy scenarios were assumed in the analysis: (i) low enthalpy, i.e., temperature between 180°C and  230°C; (ii) medium enthalpy with temperature above 230°C but relatively low pressure54; and (iii) high enthalpy with  both high temperature and high pressure. The base case scenario assumes medium enthalpy for both fields. It was  further assumed three wells will be drilled at the exploration phase.   6. Infrastructure Costs are driven primarily by the difficulty in site access. The analysis laid out three scenarios: (i)  easy access with initial access road length ranging between 0 and 7.5 km from existing public access road; (ii) medium  with initial access road between 7.5 km and 20 km; and (iii) difficult with initial access road longer than 20 km.   7. Power Plant Equipment Costs were assumed at US$1,500 per kW for a standard single‐unit 110 MW plant, and  $1,650 per kW for the 10 MW plant. For any other sizes, the plant costs were estimated using an experiential formula  derived from actual plant cost data.55    8. Assuming medium enthalpy and easy access, the total cost of geothermal development under the base case  54 Defined as less than 10% excess enthalpy compared to reservoir temperature when measured in a discharging well with at least 5 barg Well  Head Pressure (WHP), a definition agreed with MEMR albeit minor insistencies with the international conventions.  55 Single unit plant cost = 1.6051 * (plant capacity in MW unit)‐0.316  Page 65 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) scenario was thus estimated at US$396.8 million for the 110 MW site, and US$41.2 million for the 10 MW site.  Table 3.1: Total Investment Cost  Development 1  Development 2  (US$ million)  (US$ million)  Drilling   165.5  18  Infrastructure    8.9  3.3  Power plant and SAGS  203.5  18  Project management   18.9  2  Total  396.8  41.2    Benefits   9. The economic benefits of each development comprise two parts: (i) the economic value of the power supply  from the plant; and (ii) the avoided cost in CO2 emissions vis‐à‐vis thermal powered generation.  10. Plant  Factor.  A  plant  factor  of  92  percent  was  assumed  based  on  experience  from  operations  of  existing  geothermal power plants in Indonesia.  11. Power supply. The annual power output amounts to 886.5 GWh from the 110 MW plant, and 80.6 GWh from  the 10 MW plant.  12. The  economic  value  of  the  power  supply  from  each  geothermal  development  is  estimated  as  the  weighted  average of the cost of diesel‐based power supply it substitutes and the willingness‐to‐pay for the additional power  supply it enabled to provide access to un‐electrified households.  Table 3.2: Economics Analysis, ENPV and EIRR Results  Development 1  Development 2  110 MW  10 MW  ENPV  @  6  percent  US$570.4 million  US$166.3 million  discount rate  EIRR   18.8 percent  32.3 percent    Facility‐Level Economic Benefits   13. The economic value of the entire Phase 1 portfolio of the Facility has been simulated in an economic model. The  results are presented in the two tables below. Table 3.3 presents the assumed portfolio of 10 sub‐projects with only  seven being successfully developed (success assumption = 1). The model has background assumptions on steam quality  (high,  medium  or  low  enthalpy)  meaning  that  some  sites  are  more  expensive  to  develop  per  MW  than  others,  on  avoided fuel (coal or oil) and on final size of plant (percentage of theoretical potential).  14. The result of the Facility‐level analysis is presented in Table 3.4, which shows an aggregated EIRR of 19.9 percent  and ENPV of US$3.6 billion.  Page 66 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Table 3.3: Portfolio Overview    Success  Annual GHG  Site  Potential   Assumption  Investment  Avoidance  Levelized Cost   ENPV  EIRR      [MW]  (0/1)  ($million)  (MtCO2)  ($/kWh)  ($million)  ( percent)  1  60  0  30  ‐  ‐  ‐  ‐  2  10  1  41  0.1  0.133  166  32.4 percent  3  5  0  10  ‐  ‐  ‐  ‐  4  10  1  41  0.1  0.133  166  32.4 percent  5  10  1  41  0.1  0.133  166  32.4 percent  6  110  1  397  0.7  0.068  570  18.8 percent  7  20  1  86  0.1  0.113  34  10.0 percent  8  220  1  785  1.4  0.064  1,218  19.8 percent  9  110  0  30  ‐  ‐  ‐  ‐  10  220  1  1,022  1.4  0.064  1,218  15.4 percent    Table 3.4: Portfolio Summary  Number of sites explored     10   Number of sites developed     7   Total site potential  MW  775   Total site potential realized  MW  600   ‐ substituting coal  MW  570   ‐ substituting diesel  MW  30   Investment  $ million  2,483  WTP         ‐ substituting coal  $/kWh  0.092   ‐ substituting diesel  $/kWh  0.262   ‐ weighted average  $/kWh  0.101   Annual avoided GHG  emissions  MtCO2   3.7   ENPV  $ million  3,633   EIRR   percent  19.9 percent      Financial Analysis  15. The Financial Analysis was carried out from two different perspectives: (i) one from the developer’s perspective,  assessing the financial viability of the 110 MW and 10 MW developments on a with‐ and without‐project bases; (ii) the  other from the implementing agency’s perspective, assessing its cash in‐ and out‐flows related to the Facility.  From a Developer’s Perspective  16. Financing mix. In Indonesia, the costs of geothermal exploration are typically borne by the developer through  full equity financing because debt financing is usually not available at this stage of the development due to the high  Page 67 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) levels of resource uncertainties.  Once resources risks are greatly reduced, developers can access debt financing more  easily.   Thus, in the without‐Project scenario the financing  mix is assumed  to vary from full equity financing at the  exploration stage, to a 70/30 debt‐to‐equity thereafter.   17. Financing cost. Each stage of geothermal development is associated with a certain amount of risks and capital  requirements.  Although  the  capital  requirements  are  higher  in  later  stages,  the  resource  risks  at  early  exploration  stages are often deemed insurmountable from a financial perspective, stalling the sector’s development.  Developers  would demand a risk premium commensurate with the high resource uncertainty associated with the exploration stage  of the geothermal development.    18. Cost of capital.   A cost of debt at 8.0 percent and corporate tax at 25 percent have been assumed. Outcome of  the financial analysis from a developer’s perspective:     Without the Project intervention, both the 110 MW and 10 MW geothermal developments are unlikely to be  pursued due to high equity exploration costs coupled with real and perceived geothermal development‐related  risks.  A coal baseline for the country’s main load centers and a diesel baseline (with less electrification) for the  smaller island grids of Eastern Indonesia would likely be the alternative scenarios; and   With  the  Project  calculations  show  that  FIRR  for  a  private  investor  will  be  adequate  to  meet  or  exceed  his  required return on investment for the 110 MW case ‐ even for low enthalpy scenarios. For the 10 MW plant,  high or medium enthalpy resources would, marginally, allow a private developer an adequate return whereas  an SOE, due to their lower hurdle rate, would be able to develop the 10 MW plant in all enthalpy scenarios.  From the Implementing Agency’s Perspective  19. Investment Mix. The proposed Facility would be supporting public, private and PPP investments56, based on a  pipeline  of  WKPs  designated  by  MEMR.  The  pipeline  as  well  as  the  site  specifications,  such  as  ease  of  access  and  expected sizes, have been included in the financial model.   20. Development Success Rate.  For purposes of the financial analysis, the development success rate (including  resource risk and downstream development) is assumed to be 75 percent. This is in line with a development success  rate range of 75 percent‐80 percent for Indonesia. It is noted that with a single well success rate, the likelihood that  the well can be used for steam production is around 55 percent‐60 percent, and that a normal site success criteria is  two‐thirds of the exploration wells being productive.  21. Financial  Rate  of  Return.  Without  the  Project  intervention,  the  typical  110  MW  and  10  MW  geothermal  developments would yield a Financial Rate of Return (FIRR) in the range of 10‐20 percent, which in some cases will be  higher than the Weighted Average Cost of Capital (WACC) requirement of developers. While the smaller plants are  more expensive per MW, they tend to be located in the Eastern Island and normally have higher power prices due to  the  higher  cost  of  the  avoided  fuels.  However,  given  the  high  equity  exploration  cost  and  the  real  and  perceived  development‐related  risks,  the  FIRRs  for  both  the  smaller  and  the  larger  developments  are  inadequate  to  attract  56 PPP arrangements can either be financed using public or private sector guidelines depending on whether the SPV that is the subject of the  financial support is majority publicly or privately owned during the period of financial support.  Page 68 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) developers except for in certain high enthalpy57 scenarios.   22. With‐the‐Project calculations show that for the 110 MW development, due to the reduced equity requirements  for exploration, the FIRR for a private investor will be adequate to meet or exceed the required return on investment,  even for medium enthalpy scenarios. For the 10 MW development, there would be adequate return for an IPP in high  enthalpy resources, whereas an SOE, due to their lower hurdle rate, would be able to develop the project in all enthalpy  scenarios.  23. Outcome of the financial analysis from the implementing agency’s perspective: It is expected that at least 600  MW  of  new  geothermal  capacity  could  be  enabled,  thus  leveraging  at  least  US$2,400  million  and  reducing  GHG  emissions by 3.7 MtCO2 annually.  24. Based on sensitivities, the non‐recovery rate (Facility net loss) would be less than 0 percent in a base case version  and not higher than 7.1 percent in a 65 percent development success rate scenario. This indicates that the concept is  sustainable and that there is a solid exit strategy for GCF. A simple interpolation analysis shows the switching value (the  success rate at which the Facility will balance out gains and losses) to be 73.1 percent  Table 3.5: Facility Loss Rate Scenarios58  Base case   Alternative Scenario 1  Alternative Scenario 2  75 percent success rate  85 percent success rate  65 percent success rate  ‐1.2 percent  ‐9.9 percent  7.1 percent  10.0% 8.0% 6.0% 4.0% 2.0% Loss Rate  0.0% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% ‐2.0% ‐4.0% ‐6.0% ‐8.0% ‐10.0% ‐12.0% Success Rate 57 Enthalpy is a measurement of total energy in a thermodynamic system. In practical terms, it is a measure that combines temperature and  pressure in a geothermal steam resource.  58 “Mixed realized potential” indicates that sub‐projects are assumed to show different levels of realized potential – not simply one assumed  value across the board for all.  Page 69 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 4: Assessment of Indonesia’s Financial Sector and PT SMI as Financial Intermediary    I. Assessment of Indonesia’s Financial Sector   1.  Indonesia’s  financial  markets  are  considered  very  shallow,  and  capital  markets  smaller  and  less  liquid,  compared to the regional and emerging market peers. This is primarily due to low capital market utilization to finance  investments  and  limited  intermediation  by  non‐banking  financial  institutions  (NBFIs)  with  modest  hedging  and  insurance  facilities.  Securities  and  equity  markets  are  relatively  underdeveloped  and  market  capitalization  of  Indonesia’s  listed  companies  is  lower  than  that  of  its  regional  peers.  The  country’s  banking  penetration  –  both  conventional and Islamic – remains at a relatively low level.   2. Despite relatively stable GDP over the past decade, the shallow financial market in Indonesia is characterized by  limited‐to‐nascent development of various key financial instruments, such as corporate bonds, exchange‐traded funds  (ETFs),  real  estate  investment  trusts  (REITs),  options  and  futures  for  index  and  individual  stocks  and  other  money  market instruments. For capital users, there is a limited number of equity and debt capital markets issuers at around  20, compared to 116 in Malaysia, due to lack of participation of large state‐owned enterprises as major players in the  economy. For capital providers, the Indonesian corporate sector is heavily reliant on bank funding, whereas the market  is constrained by limited asset base of domestic institutions. While basic building blocks for market infrastructure are  in  place  (such  as  the  establishment  of  the  Indonesian  Stock  Exchange  in  2007,  the  availability  of  a  resettlement  mechanism of over‐the‐counter (OTC) derivatives for the foreign exchange (FX) market, and the improving coverage  and quality of credit information), there remains a lack of clear guidelines on risky asset pricing, as well as a credible  benchmark  for  corporate  bond  market.  Currently,  the  5‐  to  20‐year  government  bond  curve  is  well‐established,  however,  there  is  no  such  curve  in  the  less‐than‐5‐year  and  greater‐than‐20‐year  windows.  To  improve  financial  deepening,  the  country  is  undergoing  fundamental  changes,  including  developing  long‐term  domestic  institutional  investors in the market, expanding investor base for bond and equity markets and developing collateralized money  market products with non‐bank participation, among others.59   3. The  broader  financial  market  structure  and  infrastructure  has  presented  limited  financing  instruments  and  options to address geothermal resource risk in Indonesia. Existing projects were financed by both the public and private  sector. Public sector projects were financed by a mix of internal funding and concessional funding from the multilateral  development  banks  (MDBs).  Private  sector  projects  (e.g.,  Wayang  Windu,  Star  Energy)  –  once  the  resource  was  significantly proven – were financed by expensive, limited‐long‐term recourse project finance loans from international  (offshore) commercial banks. These project finance loans were later refinanced by project bonds, which was only after  the assets had been in operation for many years thereby demonstrating commercial viability. In the context of Basel III  regulatory requirements on banks regarding risk‐adjusted capital, long‐term commercial bank lending along the lines  of 2007 are no longer feasible. Participation of international financial intermediaries (IFIs) and export credit agencies  (ECAs) is necessary to ensure long‐term lending can be arranged for the construction phases.  4. Furthermore, 58 percent of corporate funding is provided by commercial banks, and not by the bond market as  in other regional and more developed markets. In no event could investors in the corporate bond market consider  59 Financial Deepening in Indonesia: Funding Infrastructure – Catalyzing Economic Growth. Oliver Wyman and Mandiri Institute. 2015.  Page 70 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) financing the complex risks of a greenfield geothermal project (i.e., before development and construction phases). The  ratings  on  such  issuances  would  be  extremely  low  and  therefore  cost  prohibitively  high.  This  is  a  worldwide  phenomenon with capital markets in the financing of infrastructure.  5. It is expected that greenfield geothermal projects will be financed by bank lending, and not the capital market.  Even in developed countries, the capital market does not take construction risks on greenfield projects. Capital market  participation is only possible for refinancing operating assets. The risk sharing facility supported through this Project  will help develop database of information on risks and losses, which is how banks will be able to make decisions on  how to fund projects and how to price loans to compensate for expected losses.  6. Under the existing financial market constraints, this proposed Project aims to utilize a combination of financing  sources with an innovative risk sharing mechanism to mitigate the uncertainties associated with geothermal resource  risk and leverage the initial investment of US$740 million (plus US$100 million in leveraged equity financing from the  private sector) to achieve US$4 billion in downstream investments.  II. Assessment of PT SMI as a Financial Intermediary  7. As part of Project preparation, an assessment of PT SMI’s financial and institutional capacities was undertaken  in order to assess PT SMI’s readiness to operate the Facility. This assessment has informed the assessment of risks of  this Project that have been discussed elsewhere in this Project Appraisal Document. The findings of this assessment  have  also  fed  into  the  Project  design,  including  for  the  identification  of  areas  of  focus  for  the  World  Bank’s  implementation support to PT SMI. This annex summarizes the findings of this assessment, and is structured into two  broad sections, first on financial aspects and then on institutional aspects.  8. Since its inception in 2009, PT SMI has shown stable growth by expanding its product and service offerings and  diversifying  its  sectoral  and  geographical  coverage.  The  portfolio  of  loans  and  advances  is  fairly  diversified  across  infrastructure sectors including electricity, telecommunications, roads, transport, water supply, irrigation, and oil and  gas. Total assets have grown at a compound annual growth rate (CAGR) of 22,000 percent, from IDR 2,121 billion (US$  170.5 million) in fiscal year (FY) 2010 to IDR 55,386 Billion (US$3.79 billion) in FY17, with loans and advances accounting  for  a  major  portion  of  total  assets.  PT  SMI  has  maintained  a  sufficient  proportion  of  total  assets  in  cash,  and  cash  equivalents, and marketable securities which are likely to have a zero‐risk weighting.  9. The major source of financing for PT SMI has been equity capital infused by GoI from time‐to‐time to ensure  sufficient capital adequacy in line with the growth of the loan book, and borrowings from multilateral agencies. The  company has received capital injections four times, with IDR 1 trillion (US$ 80.4 million) at inception, another IDR 1  trillion in FY  2010, IDR  2 trillion (US$ 161 million) in FY 2012, and most recently a further IDR 2 trillion in FY 2015.  During FY2012‐2014, borrowing from GoI for on‐lending to Indonesian Infrastructure Financing Facility (IIFF) accounted  for a major portion of total liabilities. Based on existing OJK (Indonesia’s Financial Services Authority) regulations on  non‐bank  infrastructure  financing  institutions,  there  is  currently  no  requirement  for  PT  SMI  to  report  on  its  capital  adequacy ratio; however, it is understood that at present this ratio stands at around 65 percent. PT SMI is an NBFI that  is fully subject to all relevant OJK regulations.  10. PT SMI has also diversified its borrowing portfolio by raising debt from the capital market through the issuance  of bonds worth of IDR 1 trillion (US$ 80.4 million) in FY 2014.  Following this successful issuance, PT SMI got approval  Page 71 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) for  a  Continued  Public  Offering  Bond  worth  a  total  of  IDR  30  trillion  in  commitments.  Two  tranches  of  this  total  commitment value have since been issued: IDR5 trillion in 2016 and IDR7 trillion in 2017.  The company has also raised  debt  through  a  US$  denominated  syndication  facility  from  a  consortium  of  commercial  banks  led  by  Standard  Chartered, worth of US$ 175 million in FY 2014. PT SMI achieved a local rating of AA+ with a stable outlook for its rupiah  denominated bond issuance in FY 2017, and a global rating of BBB‐ which reflects the sovereign rating.  11. Income from PT. SMI’s operations is contributed by four sources: interest/fees income, treasury income, income  from advisory services, and income from project preparation support. Interest income accounts for a major portion of  the income from operations; this stood at 51 percent in FY 2012, rising to 70 percent in FY 2017. Total revenues have  grown at a CAGR of 64 percent, from IDR 82 billion (US$ 6.6 million) in FY 2010 to IDR 598 billion (US$ 48.1 million) in  FY 2014 and IDR 3155 billion in FY 2017.  12. The major contributors to PT SMI’s operating expenses are interest expenses and impairment loss provisions,  business development expenses, and general administration expenses. Impairment loss provisions have grown in line  with the growth in the loan book, accounting for 4 percent of total operating expenses in FY2012 and increasing to 21.7  percent in FY2017. As of 2017, non‐performing loans (NPLs) stood at IDR 322 billion, constituting 2.07 percent of the  loan portfolio. This NPL ratio is comparable to the average for Indonesian banks with infrastructure lending portfolios  (3.0  percent,  according  to  Bank  of  Indonesia’s  statistics  for  August  2017),  as  well  as  to  similar  institutions  in  other  countries (e.g. Infrastructure Finance Company Limited in India and Korea Development Bank in the Republic of Korea,  at 2 to 4 percent).  13. PT SMI enjoys an operating profit margin around 50 to 60 percent, and a net profit margin of 40 to 55 percent.  The operating profit and net profit margins are relatively high compared to the corresponding averages for the banking  sector of 18 to 30 percent, and 15 to 20 percent, respectively. Table 3.6 below provides a summary of the financial  statements and key financial ratios of PT SMI for the last three fiscal years.   Table 3.6: Summary of Key Financial Statements of PT.SMI (FY 2015‐2017)    FY2015  FY2016  FY2017  Income Statement (IDR billions)  Revenue  744  2329  3155  Operating Cost  368  794  1483  Operating Profit  352  1384  1550  Other Income Net of Other Expenses  13.7  42  (15)  Profit Before Tax  365  1426  1535  Tax Expense  60  213  273  Net Profit  305  1213  1262  Balance Sheet (IDR billions)  Loans and Advances  19,708  32,648  33,324  Investments  662  691  2,759  Total Assets  31,714  44,332  55,386  Borrowings and Other Liabilities  7,282  13,496  21,065  Total Equity  25,433  30,836  34,321  Page 72 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071)   FY2015  FY2016  FY2017  Total Liabilities  32,715  44,332  55,386  Key Financial Ratios (percent)  Net Interest Margin        Operating Profit Margin  47  59  49  Net Profit Margin  41  52  40  Return on Assets  2.5  3.0  2.4  Return on Investment  3.0  3.6  2.9  Return on Equity  6.4  4.8  4.1  Operating Expenses to Operating  49.4  34.1  47.0  Revenue Ratio  Debt to Asset Ratio  22  30  38  Source: Audited Annual Reports of PT SMI    14. A  financial  assessment  of  PT  SMI  has  been  undertaken  based  on  its  business  plan  from  FY2015  to  FY2019,  following the consolidation of Indonesia’s Government Investment Center (Pusat Investasi Pemerintah, or PIP) portfolio  with PT SMI. Return on equity (ROE) and Return on Assets (ROA) for FY2015 onwards are lower than in FY2014. This is  attributable  to  a  significantly  large  increase  in  equity  capital  and  total  assets  relative  to  the  increase  in  net  profit.  Especially in FY2015, the additional equity raised has not been fully deployed to advance additional loans. Table 3.7  below summarizes the key projected financial indicators for PT SMI from FY2015 to FY2019.  15. Risk management frameworks and processes are under continuous development and improvement at PT SMI.  In line with international good practice, a project risk rating tool based on S&P’s Capital IQ templates has been recently  introduced for new investment applications at PT SMI. A Risk Register and a Risk Control Matrix tool are also under  development  with  assistance  from  an  external  consulting  firm,  with  implementation  in  2016.  PT  SMI  also  has  an  adequate  management  information  system  and  risk  analytics  unit.  This  unit  undertakes  functions  such  as  risk  management,  data  analytics  and  support,  reviewing  the  consolidated  risk  management  report,  reviewing  portfolio  management and risk monitoring, and reviewing stress test and risk sensitivity analysis.  Table 3.7: Key Financial Indicators of PT SMI (FY2015‐FY2019)  Key Ratios (percent)  H1 2015  FY2015  FY2016  FY2017  FY2018  FY2019  ROE  5.0  2.0  4.2  4.5  4.0  4.7  ROA  2.4  1.6  3.3  2.7  1.7  1.4  Net Interest Margin  4.4  2.1  6.0  4.8  3.0  2.5  Operating Profit Margin  44.5  57.7  72.4  60.9  36.1  28.3  Net Profit Margin  36.0  45.9  55.6  46.8  27.8  21.8  Debt to Equity Ratio  104.5  23.0  22.4  61.0  124.5  210.4  Debt to Capital Ratio  51.1  18.7  18.3  37.9  55.5  67.8  Source: Analysis from business plan projections provided by PT SMI  16. More generally, PT SMI’s basic appraisal methodology adopts a typical corporate banking approach based on  specific lending norms, followed by an internal rating assigned by the Risk Management Team.  Page 73 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 17. With respect to corporate governance practices, PT SMI’s governance framework is in line with Indonesian laws.  PT  SMI  follows  directives  issued  by  MoF,  its  sole  shareholder.  It  also  adheres  to  regulations  on  non‐bank  financial  institutions issued by OJK, Indonesia’s Financial Service Authority. PT SMI has in place an independent audit committee  to monitor compliance and the functions of the company as a whole. In addition, it has various sub‐committees that  aid in the decision‐making processes of Board of Directors and Board of Commissioners. The company has implemented  good corporate governance practices based on the implementation outline provided by the Ministry of State‐Owned  Enterprises Decree No. PER‐01/MBU/2011. The   principles   underlying   the   company’s   good   corporate   governance    are transparency, accountability, responsibility, independence and fairness.   18. PT SMI has started to increase the staff base and has developed some in house capabilities due to the WB‐ funded   GEUDP in which PT SMI acts as an equity developer.  In 2017, the PT SMI recorded a total of 261 employees.  19. PT SMI has also strengthened its staffing and capabilities in relation to environmental and social safeguards. PT  SMI is currently focusing on ensuring that national standards related to safeguards are fully implemented as part of its  operations. In addition, international standards on safeguards have been applied to projects that PT SMI is co‐financing  with international agencies. Going forward, PT SMI aims to adopt international standards from 2017, in so far as these  are appropriate, reasonable and relevant to actual conditions that are encountered in Indonesia.      Page 74 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 5: Financial Management  1. A Financial Management Assessment (FMA) was undertaken as part of the Fiduciary Assessment of GREM to  evaluate the adequacy of the financial management systems of the implementing agency, PT SMI, in producing timely,  relevant and reliable financial information on Project activities. The FMA also assesses whether the accounting systems  for Project expenditures and underlying internal controls are adequate to meet fiduciary objectives and allow the World  Bank to monitor compliance with the agreed implementation procedures and to appraise progress towards Project  objectives.   2. Fiduciary Risk. PT SMI is an SOE owned by the Government of Indonesia through the MoF, and it plays a crucial  role in supporting Indonesia’s infrastructure development agenda. PT SMI has extensive experience in the management  of World Bank‐financed projects, with their finance, accounting and internal audit staff displaying sufficient capacity to  implement the Project, and operational procedures already in place to guide daily operations efficiently. However, two  main risks were identified during the FMA: (i) PT SMI insufficient experience in financing geothermal exploration and  delineation drilling activities; and (ii) the complex financing arrangements of the Project.  In order to comply with the  minimum requirements under the World Bank Policy and Directive IPF September 30, 2018, the FMA affirms the need  for the preparation of the Project Operations Manual; the recruitment of additional staff for the implementation of the  Project and provision of training on WB financial management; and periodic coordination among all stakeholders. The  overall  risk  of  the  Project  has  been  assessed  as  Substantial,  but  effective  implementation  of  the  above‐mentioned  mitigation measures and the proposed financial management arrangements are expected to convert the risk rating to  Moderate.  3. Overall responsibility for the oversight and implementation of the Project will be with PT SMI in its financial  intermediary role. PT SMI’s Director for Project Development and Advisory will lead Project implementation, whereas  a Project Manager will be appointed to oversee the day‐to‐day operations of the Facility. PT SMI will also coordinate  closely with a Joint Committee constituted of MoF and the MEMR.   4. As  a  result  of  the  Financial  Management  Capacity  Assessment  of  PT  SMI,  the  following  institutional  and  implementation arrangements need to be reflected in the Project Operations Manual to be prepared by PT SMI. Project  implementation will follow PT SMI Operational Guidelines, while for specific Project implementation guidelines the  Operations Manual will cover: (i) the Project organizational structure; (ii) guidelines for inclusion of Project budget into  PT SMI annual budget and DIPA, or the Budget Implementation List of MoF; (iii) supervision and payment verification  mechanism; (iv) funds flow mechanism; (v) the IFR format, its preparation and its submission; (vi) the disbursement  mechanism and withdrawal application preparation process; (vii) annual Project financial statement preparation; (viii)  and internal and external audit arrangements.  5. Budgeting.  In  Indonesia,  financing  arrangements  for  World  Bank/CTF/GCF  projects  implemented  by  Central  Government Agencies are governed by an integrated budget or DIPA. The budget for Component 1 will be included in  the DIPA for on‐lending to PT SMI to finance activities under Component 1 of the project. PT SMI will still need approval  from MoF to be able to allocate the project activity in the DIPA allocation for fiscal year 2020. An approval letter will  need to be obtained after the issuance of Green Book and “daftar kegiatan” from Bappenas. For Component 2, the  project will follow PT SMI budgeting process as documented in their Financial Management Manual, which is deemed  adequate to support GREM loan and grant activities.  Page 75 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 6. Accounting and Reporting. PT SMI has sufficient knowledge of the World Bank’s reporting requirements based  on their experience from previous and current Bank‐funded projects. PT SMI’s accounting system, Oracle, records and  stores  all  journal  entries  and  produces  monthly  cash  flow  statements  and  bank  reconciliation  reports.  The  Project  expenditures will be integrated in Oracle, which, in turn, will generate transactions information based on fund sources.  PT SMI’s Finance Unit will also be responsible for submitting quarterly IFR to the World Bank through the MoF within  45 days after the end of the reporting period.   7. Internal controls. The Financial Management Capacity Assessment has highlighted the risk that PT SMI may not  have  sufficient  control  over  payments  made  for  the  Project,  especially  for  its  investment  component.  PT  SMI  will  strengthen their existing team in their internal control systems by hiring a Supervision Consultant and a Relationship  Manager, as well as by establishing a Task Force in charge of payment verification, and a Compliance Audit Team to  monitor  compliance  of  the  participating  Developers  with  the  sub‐financing  agreement.  Detailed  internal  control  mechanisms  for  payment  requests  appraisal  and  verification,  as  well  as  auditing  and  monitoring  and  evaluation  arrangements will be reflected in the Project Operations Manual.   8. PT SMI will appraise funding requests from developers, who will be required to sign a so‐called “integrity pact”  (with certain key provisions to ensure transparency and good governance) before the appraisal process starts. PT SMI’s  will oversee the vetting process for the Facility pipeline, set eligibility criteria for developers accessing the Facility funds,  and managing the sub‐loan portfolio. A sub‐financing agreement  between PT SMI and participating Developers will  indicate  that  the  latter’s  annual  audit  reports  must  be  submitted  to  PT  SMI.  During  verification,  a  Supervision  Consultant will issue Monthly Certificates for all sub‐projects that will be combined and proposed for payment by a  Relationship Manager (RM). The RM will need to ensure all supporting documentation (including evidence of transfers  made to the contractor for the previous payment) is in place before submitting the payment requests to a Task Force  for verification. The RM will also be responsible to monitor the progress of sub‐projects implementation and report  regularly to the Director for Project Development and Advisory of PT SMI. PT SMI Internal Audit Unit will support the  improvement of the effectiveness and efficiency of the internal control system of the entity and the Project during  implementation.   9. Flow  of  Funds.  A  subsidiary  loan  agreement  between  PT  SMI  and  MoF,  as  well  as  a  series  of  sub‐financing  agreements, each between PT SMI and a participating Developer to finance exploration and delineation drilling, will be  signed. One pooled designated account (DA) will be established and managed by PT SMI to be used for receipt of loan  proceeds  from  the  Project  financiers  (Component  1).  Another  pooled  DA  will  be  used  for  Recipient  Executed  Trust  Funds (RETFs), financing TA activities for PT SMI, MoF, MEMR, PLN and Geo Dipa (Component 2). PT SMI will be directly  managing both pooled DAs.    10. Disbursement Arrangements. The applicable disbursement methods are Advance and Reimbursement, though  direct payment and special commitment methods are also available. Two separate pooled DA accounts will be opened.  One DA in USD will be opened in a government‐owned or commercial bank acceptable to the World Bank under the  name of PT SMI for receipts of funds from IBRD loan, CTF loan,  CTF Contingent Recovery Grant, GCF loan and GCF  Reimbursable Grant.  Separate subledgers will be set up by PT SMI to track the inflows and outflows of funds from each  of the funding sources.  Advances from the Bank and CTF/GCF will be deposited into this DA and will be solely used to  finance eligible expenditures under Component 1 of the Project. Another pooled DA in USD will also be opened in a  government‐owned or commercial bank acceptable to the World Bank for receipts of RETFs; at this stage this pooled  Page 76 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) DA will be also under the name of PT SMI. Separate subledgers will be set up by PT SMI to track the inflows and outflows  of funds from each of the funding sources.  This second pooled DA will be used for financing eligible expenditures under  Component  2  of  the  Project,  including  goods,  training/  workshop,  operating  costs,  consulting  services  and  non‐ consulting services. Both DAs will be pooled accounts with fluctuating ceiling. In its capacity as implementing entity for  the CTF and accredited entity for the GCF, the Bank will process requests for a withdrawal of the funds of the CTF and  GCF  funds,  respectively,  in  accordance  with  its  own  policies  and  procedures  and  disburse  the  corresponding  funds  accordingly. For both pooled DA accounts, the choice of GCF or CTF will depend on the decision of Joint Committee and  reflected in the annual work plan and subject to be updated quarterly and approved by the World Bank. Disbursement  arrangement for the Project will be reflected in the Project Operations Manual and agreed with the Bank. Applications  for  the  replenishment  of  the  DA  advance  may  be  submitted  through  quarterly  IFRs  which  consist  of  (i)  DA  Activity  Statement; (ii) Statement of Expenditures under the Bank’s prior review and non‐prior review; (iii) Project Cash Forecast  for 6 months period; and (iv) Project Sources and Uses of Funds.  Any advance funds from IBRD/CTF/GCF remaining  unutilized or uncommitted at Project closing date will be refunded back to the Bank/CTF/GCF.  11. Financing percentage.  For purposes of withdrawal application and disbursements, actual financing percentage  by  respective  financing  sources  (including  IBRD,  CTF  and  GCF)  for  components  1  and  2  of  the  Project  in  respect  of  different activities (including exploration and delineation; operating costs, consulting services, etc.) will be based on  annual  work  plan  ex  ante  approved  by  the  Bank,  further  subject  to  quarterly  updates  of  work  plan  reviewed  and  approved by the Bank.  Such financing arrangement requirements will be detailed in the Project Operations Manual.  Page 77 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Allocation of the Loan Proceeds    For Component 1    Amount of the  Amount of the  Amount of the  Amount of CTF  Amount of GCF   percent of    IBRD Loan  CTF Loan  GCF Loan  Contingency  Reimbursable  Expenditures to  Category  Allocated  Allocated  Allocated  Recovery Grant   Grant   be financed  (expressed in  (expressed in  (expressed in  Allocated  Allocated  (inclusive of  USD)  USD)  USD)  (expressed in USD) (expressed in USD)  taxes)   1. Sub‐loans under  150,000,000  40,000,000  7,500,000  32,500,000  90,000,000  100 percent of  Part 1 of the  the agreed  Project  share specified  in the Annual  Work Plans  and Budgets  and quarterly  updates  2. Management Fee            Amount  payable in  accordance  with Section  2.04 of this  Agreement  and Section  4.01(a) of the  Standard  Conditions]  TOTAL AMOUNT  150,000,000  40,000,000  7,500,000  32,500,000  90,000,000      Allocation of the Grant Proceeds  For Component 2  Category  Amount of the CTF  Amount of the  Amount of  Amount of GIF61   percent of Expenditures to  Grant  GCF Grant  ESMAP60  Allocated  be financed  Allocated  Allocated  Allocated  (expressed in  (inclusive of taxes)   (expressed in USD)  (expressed in  (expressed in  USD)  USD)  USD)  Goods, training/ workshop,  2,500,000  2,500,000  2,500,000  2,500,000  100 percent of the agreed  consulting services and non‐ share specified in the  consulting services,  Annual Work Plans and  operating cost for  Budgets and quarterly  Component 2 of the Project  updates  AMOUNT  2,500,000  2,500,000  2,500,000  2,500,000    12. Reflow Account. During the life of the Project, PT SMI will open and maintain reflow account(s) to account for  CTF  Contingent  Recovery  Grant/GCF  Reimbursable  Grant  received  from  developers  in  the  case  of  successful  60 The funding from ESMAP is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  61 The funding from GIF is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  Page 78 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) exploration.  The funds will stay in the reflow account for a limited number of days only for administration purposes,  as PT SMI is not in favor of keeping the funds for a longer period because of potential tax implications. These reflowed  funds will be sent back to the Bank.  13. Retroactive Financing.  Retroactive financing will be provided for the following against payments made against  Eligible Expenditures on or after November 1, 2018:  a. IBRD Loan: An amount not to exceed $15 million against disbursement for Sub‐Loans under component 1 of the  Project;  b. CTF Loan: An amount not to exceed $4 million against disbursement for Sub‐Loans under component 1 of the  Project;   c. CTF Contingent Recovery Grant: An amount not to exceed $3.25 million against disbursement for Sub‐Financings  under component 1.2 of the Project; and  d. CTF Grant: An amount not to exceed $250,000 against disbursement for eligible expenditures under component  2 of the Project.    14. External Audit Arrangement. The Project will be subject to External Audit. Each audit will cover a period of one  fiscal year of the recipient (PT SMI). The World Bank will accept the audit made by an external auditor of PT SMI’s  corporate accounts with disclosure on the use of the Bank’s funds. Audit reports and audited financial statements will  be furnished to the Bank by not later than six months after the end of the fiscal year concerned and shall be made  available to the public.  15. Supervision  Plan.  Risk‐based  supervision  of  the  Project  financial  management  will  be  conducted,  and  it  will  involve field visits and desk supervision, including review of IFRs, audit reports and financial statements. The financial  management  supervision  plan  will  be  enacted  every  6  months  together  with  the  task  team  as  part  of  the  Project  implementation support.      Page 79 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 6: Gender Analysis and Proposed Interventions    I. Gender Gap Analysis 1. Gender differences, particularly in terms of job status, mean that women in Indonesia tend to experience more  economic vulnerability as compared to men. In 2013, 53.5  percent of the female working‐age population was part of  the labor force, while 86 percent of the male working‐age population was part of the labor force.62 Women constitute  the  majority  of  self‐employed  and  unpaid  family  workers,  making  them  more  susceptible  to  personal  and  financial  insecurity. Compared to men, women have a 24 percent higher probability of working in the informal sector.63 Women‐ owned Small and medium‐sized enterprises are mostly self‐employed by necessity.  2. The potential growth and expansion of the geothermal sector creates an opportunity to embed approaches to  job preparation, recruitment, and workplace policies that promote gender equality and support the employment and  retention of female as well as male workers. Geothermal developers hire staff both in head office positions and at site;  in each case, jobs opportunities – particularly for technical and managerial positions – offer competitive salaries and  attractive  career  prospects.  Currently,  the  sector  is  heavily  male  dominated.  Nationwide  data  provided  by  the  Geothermal Resources Directorate (MEMR) indicates that, from a survey of the 12 leading developers in the sector, the  total number of employees is 1408. Just 202 of these are female (around 14 percent of the workforce), the majority of  whom (over 70 percent) are employed in administrative and support roles, rather than managerial or technical roles.  At site, the number of women employed in technical and managerial roles is smaller still, with just 15 women in these  positions across all 12 companies from MEMR’s sample.  3. Given the remote nature of most geothermal resource areas, educated women with degree qualifications in  relevant fields still face significant barriers to entering many higher‐level professional positions in the sector, such as  geologist and engineer. Such jobs typically require spending long periods of time in the field on a fly‐in, fly‐out basis,  creating  a  challenge  to  women  who  are  also  likely  to  be  balancing  domestic  care  work  with  young  children  or  the  elderly. While little discrimination exists, women themselves appear to be opting out for this reason. Additionally, focus  group discussions with recent female geosciences graduates revealed that the lack of suitable accommodation and  bathroom  facilities  encountered  at  some  sites  were  factors  in  field‐based  work  becoming  less  attractive  even  to  younger women who do not yet have home‐based responsibilities.64   4. Policy practices between geothermal developers were found to vary in terms of approaches to recruiting and  retaining female talent and creating a welcoming workplace culture for both men and women. While most developers  appeared open to and welcoming of initiatives to strengthen gender equitable employment practices, attendees of a  recent Women in Indonesia Geothermal (WING) meeting identified the practices that women in the sector considered  to be most helpful for creating a conducive working environment for female talent retention. These included flexible  work hours and remote working; software‐based performance development coaching and evaluation for employees to  identify  strengths  and  areas  for  growth;  an  active  focus  from  companies  on  creating  and  communicating  female  achievement via role models and celebrating improved performance on gender equality; and creating opportunities  62 World Bank (2015), World Development Indicators database 63 World Bank (2015) Indonesia Country Partnership Framework 2016‐2020  64 Research carried out February 2019, in Yogyakarta    Page 80 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) for mentoring and coaching, working with the existing WING women’s network.   5. Women also face barriers in accessing lower skilled technical positions for which training and recruitment occurs  locally around the plant site – for example, jobs like technician, plant operator, and environmental monitoring officer.  Entry  level  requirements  for  such  jobs  include  high  school  level  education  or  bachelor’s  degree,  and/or  vocational  training, and unlike the higher‐level professional jobs mentioned above do not pose the same conflicts as fly‐in, fly‐out  work, as female candidates hired locally at site could live at home. The relatively low proportion of women in remote  resource areas who are able to access the education required to meet these qualifications means that this field of  employment is heavily dominated by men, as the above figures evidence. The cause of this gender gap is deeply rooted  in the talent pipeline, and the lower rates of educational attainment for women in rural areas, especially in technical  subjects. Greater availability of technical training programs in regions of geothermal development could potentially  help to spur more equitable job creation.65 Specific areas for cooperation with line ministries and local government  include ensuring teachers’ availability, developing appropriate curriculum and actively promoting the sector to school‐ aged students and their parents.   6. At a policy level (set by the MEMR), the geothermal sector does not yet have any mandatory guidelines in terms  of  gender  in  workplace  health  and  safety,  covering  issues  like  sexual  harassment  and  gender‐based  violence,  and  appropriately sized personal protective equipment (PPE). Both MEMR and developers indicated willingness to engage  in this area; the addition of such a policy framework would bring Indonesia in line with the Bank’s own international  best practices and create a strong foundation for safe and equitable working conditions during future growth of the  sector.   II. Proposed Interventions  7. Under the MPA, a three‐pronged approach will be taken with the goals of: i) creating a pipeline of female talent  for  locally  hired  technical  roles,  ii)  improving  the  experience  for  women  in  the  workplace,  and  iii)  bringing  sector  policy/regulations up to international best practice on gender.   8. Female talent pipeline: This can be developed through support for a training program for young women and  men at sub‐project sites, to prepare them for work in technician and operator roles when the plants come online. The  MPA  Program  has  identified  several  activities  that  can  be  undertaken,  working  in  complementarity  with  existing  initiatives and funding in this area66:   (a) Engage a training provider (for example Mae Chu Change) to develop (in coordination with the industry) a stand‐ alone year‐long job readiness training program for young women and men with a view to entering technical  jobs in the sector once geothermal facilities come online. The goal would be to run one course per geothermal  development region / sub‐project site, with the exact number of participants (men and women) in each location  to be finalized in concert with resource developers.   (b) Carry out feasibility studies (for example CoAction): i) a market study to map the skills required by industry in  65 CoAction Indonesia, a Non‐governmental organization with a mandate to support career development for renewable energy, stated that  region‐by‐region long‐term planning and investment in technical vocational education are key to building a sustainable talent pipeline for the  industry while opening up local opportunities for both male and female youth in geothermal.  66 The New Zealand Embassy have confirmed their interest in supporting activities aimed at promoting gender parity in geothermal  development. This will be confirmed in further discussions, where the specific scope of collaboration will be identified.  Page 81 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) each  region  where  the  Project  is  funding  developers,  and  the  suitability  of  curricula  offered  by  existing  educational facilities available in those regions, and ii) a social study to understand the local cultural attitudes  and identify any constraints/misconceptions around opportunities for women in technical roles in each region.  This information could then be included in the national planning exercise that the Government of New Zealand  (via  the  Waikato  Institute  of  Technology  ‐  WINTEC)  is  currently  leading  with  the  Indonesian  government  to  develop a geothermal technical vocational qualification and training of teachers, working through and with the  existing national network of SMKs67 (vocational high schools).   (c) Work with developers who gain funding from the Facility to facilitate internships, career fairs, mentoring and  linkages  with  entry  level  job  opportunities  in  the  sector  for  young  people  who  undergo  vocational  training  around sites, with a particular emphasis on inclusion of, and opportunities for, women.   9. Improving female experience in the workplace: The Program can consider supporting the engagement of a  gender specialist human resources consultant to document the best practice policies among employers with regard  gender  in  the  geothermal  sector  workplace  and  include  these  in  the  Operations  Manual,  and  then  host  an  annual  seminar as a learning/dissemination event with developer representatives to discuss progress and lessons learned. This  would not require a big shift in human resources culture, as many of the developers already have good practices in  place, but more of an opportunity to learn from each other and fine tune. From the perspective of working women,  standardizing these best practices could potentially help to raise the profile of the sector as a female‐friendly work  environment and further help to attract / retain female talent at every level. This will inform the Gender Action Plan to  be prepared by the developers to be monitored by the Implementing Agency.  10. Gender in Policy / Regulation: The Program can also consider the support of a gender policy consultant to help  MEMR develop regulatory guidelines on gender, health and safety for the sector in line with international standard, for  example  through  the  inclusion  of  actions  like  mandating  developers  have  policies  on  sexual  harassment,  provide  separate  accommodation  and  bathroom  facilities  for  women,  and  offer  female  employees  correctly  sized  personal  protective  equipment.  This  would  further  help  to  increase  the  profile  of  the  sector  as  a  female‐friendly  work  environment. This can be done under the broader framework of the technical assistance to MEMR.    67 Sekolah Menengah Kejuruan  Page 82 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) ANNEX 7: Clean Technology Fund    COUNTRY: Indonesia   Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM)    Table 7.1 Results Framework  Transformational Scaled‐up Phase:  GREM MPA68  Indicator  Indonesia’s NDC Target of  (10‐yr implementation)  Geothermal Capacity by 2030  Geothermal electricity generation capacity  enabled [MW electrical] 850 5,800  Tons of GHG emissions reduced or avoided       ‐Tons per year [tCO2/yr]  ‐ 5,300,000 tCO2/yr  ‐ 36,200,000 tCO2/yr  ‐Tons over lifetime of the Project [tCO2]69  ‐ 159,100,000 tCO2  ‐ 1,086,300,000 tCO2  Financing leveraged through CTF funding [$  US$3,980 million, including:  US$25,000 million   million]  Before financial close  mostly from private sector    ‐ US$225 million IBRD     ‐ US$150 million GoI  ‐ US$100 million GCF  ‐ US$100 million private sector  ‐ US$5 million from  development partners for TA  After financial close  ‐ US$2,800 million private  capital  ‐ US$600 million public funds  CTF leverage ratio [1:X]  1:53  n.a.  Cost effectiveness      ‐ CTF cost effectiveness [$CTF/tCO2  ‐ 0.5 US$ CTF/tCO2  n.a.  avoided over lifetime of the      Project]      ‐ Total Project cost effectiveness  ‐ 25 US$Total Project/tCO2  n.a.  [$Total Project/tCO2 avoided over  lifetime of the Project]  Other co‐benefits   Improved Energy Security      Environmental Co‐benefits     Improved Energy Access   Employment Opportunities  A. Introduction  68 The project has been scaled‐up into two phase MPA with 1,000 MW target, but the CTF Annex keeps the original target values at the time of  CTF approval for the sake of consistency.  69 Assumes a 30‐year useful life  Page 83 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071)   Country and Sector Context    1. Indonesia ‐ a diverse archipelagic nation of more than 300 ethnic groups ‐ has charted impressive economic  growth since the Asian financial crisis of the late 1990s. Today, Indonesia is the world’s fourth most populous country  with over 260 million people, the eighth largest economy globally and the largest economy in Southeast Asia with a  gross national income (GNI) per capita of US$3,54070. Indonesia has made enormous gains in poverty reduction. Since  1999, poverty rate has more than halved to around 10 percent. Nevertheless, around 26 million Indonesians still live  below the national poverty line.71 Approximately 40 percent of the entire population remains vulnerable of falling into  poverty. The slow pace of job creation is another challenge to poverty reduction efforts, largely affecting the 1.7 million  youth who enter the workforce each year.  2. Indonesia has maintained a real GDP growth of five percent over the past three years, which is estimated to  hover  around  5.2  percent  in  2018. 72  Greater  investment  has  been  bolstered  by  lower  financing  costs,  improved  business environment, and stronger public capital investment. While the Indonesian economy has seen some economic  diversification in recent years, its economic performance is still substantially tied to commodities as a major exporter.  3. With its large yet dispersed population, maintaining modern and efficient infrastructure is vital for Indonesia to  connect with markets at home and abroad in order to sustain robust growth. To this end, improving infrastructure is a  top priority for the GoI. In the 2018 budget, the GoI earmarked the highest amount ever allocated for infrastructure  development – approximately US$27 billion – which will remain a priority at least for the next few years according to  the  2015‐2020  medium‐term  development  plan.  Many  of  the  key  infrastructure  projects  and  programs  have  been  implemented by the 24 SOEs across different sectors. The challenge lies in developing a risk‐sharing model so that SOEs  benefit from government‐backed, lower borrowing costs without exposing the national budget to undue fiscal burden.  Meanwhile, the GoI has made significant efforts in introducing many regulatory reforms to create a more conducive  environment for private sector participation to close the infrastructure gap.  4. Meanwhile,  Indonesia  continues  to  rely  heavily  on  fossil‐fired  power  generation.  In  2018,  the  total  installed  capacity  was  57  GW 73,  of  which  88  percent  from  fossil  fuels 74 and  12  percent  renewable  sources,  to  meet  a  peak  demand  of  40  GW. 75  Important  policy  goals  have  been  formulated  by  the  National  Energy  Council  to  re‐establish  Indonesia’s energy independence through (i) re‐directing energy resources from export to domestic market and (ii)  rebalancing  the  energy  mix  towards  indigenous  energy  supplies.  The  policy  implies  minimizing  oil  consumption,  increasing the exploitation and consumption of coal and renewable energy sources, optimizing the  production and  consumption of gas, and transforming the energy mix by raising the share of RE in the country’s energy mix.76  5. The  GoI  has  set  the  RE  target  of  23  percent  by  2025.77 This  MPA  is  designed  to  support  the  government  in  70 World Bank: World Development Indicators 2017  71 According to the Central Statistical Bureau data, March 2018  72 World Bank (2018) Indonesia Economic Quarterly, September  73 MEMR presentation, January 2019.  74 This consists of 58% coal, 23% gas, and 6% diesel.  75 Estimated data from PLN RUPTL 2018.  76 Infrastructure Sector Assessment Program, World Bank, June 2018.  77 MEMR’s Roadmap for Accelerated Development of New and Renewable Energy 2015‐2025  Page 84 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) reaching this renewable energy target with a focus on geothermal energy. Indonesia currently has 1.95 GW of installed  geothermal capacity despite an estimated 29 GW in potential resources. Addition of 4.6 GW of geothermal capacity  planned  in  RUPTL  would  require  investments  of  approximately  US$25  billion.  The  MPA  will  pilot  and  deliver  an  innovative financing instrument to achieve the scale needed to contribute to reaching the GoI’s RE target. To do so, it  will  facilitative  an  efficient  risk  sharing  mechanism  for  geothermal  exploration  drilling  and  therefore  leverage  investments of up to US$4 billion enabling 1,000 MW of geothermal development by 2029 and accordingly avoiding  around 187 million of MtCO2, while matching the long lead time‐horizon of geothermal development.  6. To meet the GoI’s ambitious target of an additional installed capacity of 4.6 GW of geothermal energy, there  needs to be: (i) clear and transparent procedures for awarding licenses and signing PPA, (ii) an optimized use of public  funds  and  climate  finance  to  bring  down  project  development  cost,  and  (iii)  an  efficient  risk  allocation  strategy  to  incentivize private sector investments at scale.  7. The proposed MPA Program will increase the share of geothermal energy in the national energy mix.  This would  be achieved through the implementation of a cost‐efficient risk‐sharing mechanism to mitigate geothermal resource  risk, which would bring substantial leverage of developers’ equity, public funds from PISP as well as IBRD and climate  finance. Technical assistance will be provided to support improvements in licensing and PPA award procedures thereby  mitigating regulatory risks in the medium and long‐term. The MPA enables the World Bank to deepen its engagement  in Indonesia’s geothermal sector in the upstream phase,78 and achieves results at scale. The MPA design targets the  riskiest part of the development phases, and in doing so, it supports the Government’s vision of developing geothermal  energy as a strategic indigenous energy source.  CTF Dedicated Private Sector Program III  8. In December 2017, the CTF Trust Fund Committee endorsed the Dedicated Private Sector Program III proposal  which  presents  potential  project  concepts  to  promote  private  sector  engagements  in  clean  energy  projects.  The  proposed Project for US$75 million CTF funding was included in the program for its expected contribution in unlocking  geothermal potential with its innovative design feature building up on the existing CTF investments made under the  CTF Investment Plan for Indonesia.   9. Under  the  CTF  Investment  Plan  for  Indonesia,  US$324  million  of  CTF  resources  have  been  approved  for  geothermal development. The first project, Geothermal Clean Energy Investment Project (US$125 million CTF soft loan  and US$175 million IBRD loan) financed the construction of two geothermal power plants with a total capacity of 150  MW  (GoI own funds financed  the earlier phases of  exploration and steam production drilling). The second project,  Asian  Development  Bank’s  Private  Sector  Geothermal  Energy  Program,  supports  private  developers  in  financing  of  delineation  and  steam  production  drilling  of  projects  that  already  have  carried  out  early  exploration  drilling.  The  Program is financed with concessional loans, including a CTF allocation of US$150 million.   10. In the third project, GEUDP, a US$49 million CTF contingent recovery grant is co‐financed by US$49 million from  PISP  to  support  government‐sponsored  exploration  drilling  to  confirm  geothermal  resources  of  pre‐identified  greenfield areas before they are tendered out. GEUDP strategically uses CTF resources to tackle the riskiest part of  78 Previously, the WB has mainly focused on downstream investments, such as power plant construction, and assisted the Government in  setting up a government‐drilling program in geothermal exploration under the GEUDP.  Page 85 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) geothermal  development  to  unlock  downstream  private  sector  investment  for  production  drilling  and  power  plant  construction.  It  explores  the  business  model  where  government  and  climate  funds  are  used  to  de‐risk  geothermal  projects,  ultimately  reduce  the  overall  risk  and  tariff  requirements  for  supported  projects.  Managed  on  a  portfolio  basis, GEUDP promotes investment efficiency, as the costs associated with unsuccessful projects are covered through  a  premium  on  repayments  from  successful  projects.  With  implementation  starting  in  2017,  the  project  has  been  showing  satisfactory  progress  with  two  initial  sites  assigned  (Waesano  in  Flores  and  Jailolo  in  North  Maluku)  and  infrastructure mobilization expected to begin during the first half of 2019. It is the plan that a total of four sites will be  de‐risked during implementation of GEUDP, which is planned to be completed in mid‐2023. GEUDP has demonstrated  the concept of upstream de‐risking for the benefit of unlocking commercial capital for downstream development and  has  positioned  PT  SMI  –  the  Project’s  Implementing  Agency  –  as  a  central  player  in  the  GoI’s  efforts  to  promote  investments in geothermal energy.  Brief Project Description    11. The Project has two components, which are expected to be the same for the future phase(s).  The following  describes the components and investments under phase 1:    Component 1 to mitigate risks in geothermal resource drilling supported through the establishment of a new  risk mitigation facility is financed with US$455 million, which consists of US$150 million from IBRD, US$97.5  million  from  the  GCF79,  US$72.5  million  from  the  CTF,  US$75  million  from  GoI’s  PISP,  expected  to  leverage  US$60 million in private developers’ equity.   Component 2 for technical assistance and capacity strengthening is financed with US$10 million, which consists  of US$2.5 million from GCF, US$2.5 million from CTF, US$2.5 million from the ESMAP and US$2.5 million from  the GIF80.  12. Component 1 – Geothermal Resource Risk Mitigation Facility (US$455 million). Under phase 1, component 1  will support the establishment of the Facility, which will provide financing to mitigate the risk of resource confirmation  (including exploration and delineation drilling) of eligible public sector entities and eligible private sector developers  (each  a  Developer,  and  typically,  an  SPV  established  by  their  owner  (Sponsor)  for  the  development  of  a  specific  geothermal site).  13. Sub‐component 1 will offer the following financing products for the public‐sector entities (up to a maximum of  $40 million total support for exploration and possibly a similar amount for delineation): c. For  exploration:  a  Sub‐Loan  under  terms  and  conditions  reflective  of  the  source  of  funding  (tentatively  79 GCF has approved a total amount of US$185 million in support of the MPA. However, due to capital constraints it has allocated only US$100  million as a first tranche (GCF T1), with the expectation that the remaining tranche of US$85 million would be allocated not earlier than two  years from the initial GCF Board approval. The second tranche will need to be approved by the GCF Board following proof of satisfactory  implementation progress. Only the financing from GCF T1 is included in the Project’s activities covered by this document and is referred to as  the “Initial Project” in the financing table with GCF T2 referred to as “Additional Allocation”.   80 The funding from ESMAP and GIF is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  Page 86 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) assumed to be 50‐75 percent from IBRD loan81, and 25‐50 percent from GCF or CTF loan82). At the discretion  of MoF, the PISP can provide up to 50 percent grant to the developer in order to cover part of the loan pay‐ back obligations in case the exploration is unsuccessful.83  d. For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD, CTF  and PISP with break‐down to be finalized in the Project’s Operations Manual).    14. Sub‐component 2 will offer the following financing products for the private sector developers (up to a maximum  of $30 million total support for exploration and possibly a similar amount for delineation):   a) For exploration: A Sub‐financing under terms and conditions reflective of the source of funding, including:  (iii) 50 percent sub‐loan sourced from IBRD and fully guaranteed by the Sponsor; and   (iv) 50  percent  in  the  form  of  a  subscription  to  an  innovative  instrument  (referred  to  as  Financial  Instrument (FI)) to be issued by the Developer, the value of which is linked to the value of the shares  in the Developer, funded from either GCF Reimbursable Grant or CTF Convertible Recovery Grant.  This instrument is an innovative way to allow PT SMI to capture a part of the additional value (upside)  from completed exploration projects. Because the value of the FI is linked to the value of the shares  of the developer, it may increase (or not) after the implementation of the exploration sub‐project,  depending on the extent  of the success (or not) of the sub‐project.  As per a  pre‐defined formula,  successful exploration will lead to full repayment of the Financial Instrument with a premium, whereas  pay‐back from partially successful exploration will be determined as a share of the Fair Market Value  of  the  Developer  –  in  cases  of  a  fully  unsuccessful  exploration  this  value  would  be  zero.  The  repayment/monetization options, including write‐off for unsuccessful projects, are further explained  in Annex 2.  b) For delineation: a Sub‐Loan under terms and conditions reflective of the source of funding (from IBRD,  fully guaranteed by the Sponsor).  15. An indicative breakdown of the funding support for each sub‐project is presented below.    81 The IBRD lending rate is available via this link: http://treasury.worldbank.org/en/about/unit/treasury/ibrd‐financial‐products/lending‐rates‐ and‐fees   82 GCF’s financial terms and conditions are available via this link. CTF terms and conditions are available via this link.  83 PISP funds with loan forgiveness cannot be used for the private sector developers due to the risk of potential inequitable or non‐transparent  subsidies being delivered.  Page 87 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Table 7.1: Funding Sources for Blended Loan from the Facility    Public Sector  Private Sector  Development  Exploration  Delineation  Exploration  Delineation  Stages  Facility Share of  100 percent  100 percent  75 percent  75 percent  Total Drilling Cost  Share of Sub‐ 50‐75 percent  100 percent  25 percent Developer  25 percent Developer  Loan in Drilling  IBRD  IBRD/CTF  equity   equity   Program and its  25‐50 percent  37.5 percent IBRD  75 percent IBRD/CTF  Break‐down  GCF/CTF  37.5 percent GCF/CTF      16. Details on the operation of the Facility, including conditions and criteria for the selection of eligible public and  private sectors developers and Sub‐Projects, are provided in the Operations Manual.  17. Component 2 – Technical Assistance and Capacity Strengthening (US$10 million). The component will support  Project implementation and management of the Facility by PT SMI.  This includes  supporting PT SMI’s incremental  operating  costs  as  well  as  procurement  of  specialized  (geotechnical,  legal,  environmental,  social    and  financial)  consulting services to support the rigorous evaluation of sub‐financing proposals, validation of complex geoscientific  data, and supervision of environmental and social safeguards compliance by the sub‐borrowers. The component will  also finance technical assistance and capacity strengthening of the key stakeholders, namely MoF, MEMR, Geo Dipa  Energi, and PLN (see Table 4). Support for MoF will encompass (i) capacity strenghtening in the area of geothermal  policy in relation to fiscal and budgetary issues relevant for MOF, and (ii) support to the operationalization of the Joint  Committee.  Support  to  MEMR  will  focus  on  improving  the  investment  climate  and  business  environment  for  geothermal  energy,  through  (i)  enhancing  the  transparency  and  efficiency  of  licensing/tendering  process  through  international roadshows, (ii) identification of new geothermal drilling strategies for exploitation of medium‐enthalpy  resources  and  quicker  deployment  through  modular  plant  development,  and  (iii)  feasibility  of  innovative  financing  instruments involving the financial market toward geothermal risk mitigation. For state‐owned geothermal developers,  it will cover support to enhance their capacity for geothermal geoscientific and resource data management, drilling  management, procurement and contract management through advisory and consulting services, on‐the‐job learning  and  training,  and  sharing  of  international  best  practices.  Support  to  PLN  will  focus  on  operationalizing  the  PPP  arrangement through commercial and legal advisory support on structuring of the HoA and PPA tariff‐setting principles.  For TA activities not financed from CTF or GCF, the implementation arrangements will be decided when the financing  agreements will be signed. It is possible that PLN and MEMR, respectively, will implement the TA activities for which  they are themselves beneficiaries.  18. In a separate activity, work will be commissioned on the impact side of geothermal development. This will seek  to maximize impact of the MPA by considering how it can best boost electrification rates in the least developed areas  of Indonesia, how it can promote employment and gender equality. Early results from this work will be compiled to  inform the design of the second phase of the MPA. As part of this sub‐component, data will be collected and reported  by the participating developers in order to draw lessons in terms of the Program’s gender‐sensitive interventions laid  out in this document (see Section IV. Appraisal Summary, C. Environmental and Social Section on gender).  Page 88 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Table 7.2: Expected Capacity Strengthening Program (Sub‐Component 2.2)   Estimate  #  Activity  Beneficiary  Comments  (US$ M)  (i) Capacity strengthening and just‐in‐time support  General capacity strengthening  related to geothermal policy including fiscal and  on regulatory issues, risk  MEMR and  1  1.5  budgetary issues as well as regulation and tariff  mitigation models and tariff for  MoF  setting; and (ii) support to the operationalization of  geothermal  the Joint Committee   Preparation of Project‐level  Supporting the preparation and review of GAPs and  2  PT SMI  0.5  other due diligence under the Project.  GAPs and general supervision  General capacity strengthening  Training and capacity strengthening of staff including  in geothermal and support to  preparation of site‐specific plans with  3  PLN  1.5  infrastructure planning for  recommendations on transmission and distribution  geothermal development  infrastructure.  Data management software  Delivery of data management software and training  4  Geo Dipa  1.0  in its use  with training     Exploration and exploitation  Geo Dipa  Delivery of geothermal exploration and exploitation  5  0.5  management focused training, including safeguards  management focused training  and PLN  Study to Increase impact or  MEMR and  Early results from this work will be compiled to  6  0.5  inform the design of the second phase of the MPA  geothermal development   PT SMI  Total  5.5      19. Additionality of climate funds. GCF and CTF funds are an integral element of the Project design for two main  reasons: (i) the risk profile of GCF and CTF’s instrument and their catalytic effect in attracting public and private finance  towards geothermal development; and therefore (ii) its contribution in helping Indonesia achieve its NDC and fight  climate change as one of the Asia Energy Transition countries (China, India, Indonesia, Pakistan, the Philippines and  Vietnam).  These  instruments  have  the  risk  capital  profile  to  match  the  risk  associated  with  early‐stage  geothermal  exploration drilling supported by this Project. The alternatives would be a ramp‐up of coal in place of a cleaner solution  in the short and medium terms, and therefore the lock‐in of millions of tons of GHG emissions for the long term.  20. The proposed financing for this first phase of the MPA by component is summarized in Table 7.3.  Page 89 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) Table 7.3: Expected Funding Allocation (US$ million)    Funding Sources84      Project  PISP  IBRD  GCF  CTF  Developers’  ESMAP  GIF    Cost  Equity     Component 1. Geothermal Resource Risk Mitigation Facility  455  75  150  97.5  72.5  60        Subcomponent 1.1 – Public Sector Developers  170  75  47.5  7.5  40  ‐        Subcomponent 1.2 – Private Sector Developers  285  ‐  102.5  90  32.5  60        Component 2. Technical Assistance and Capacity  10      2.5  2.5    2.5  2.5    Strengthening  Sub‐component 2.1 – Governance and Management  4.5      2  2.5    ‐  ‐    Support to PT SMI    Sub‐component 2.2 – Technical Assistance and Capacity  5.5      0.5  ‐    2.5  2.5    Strengthening to MoF, MEMR, PLN, Geo Dipa  Total   465  75  150  100  75  60  2.5  2.5      B. Assessment of Proposed Project with CTF Investment Criteria    Potential for GHG Emissions Savings    21. It is expected that the proposed Project will enable 850 MW of new geothermal capacity. The operation of 850  MW of geothermal capacity will displace higher polluting alternatives for power generation. Therefore, the proposed  Project is expected to avoid about 5.3 MtCO2 per year or 159 MtCO2 over the typical lifetime of geothermal power  plants.   22. Assumptions. The CO2 emissions reduction potential was estimated by subtracting projected lifetime emissions  from the Project  (Project  scenario) from the projected lifetime  emissions in  BAU scenario (Baseline). In the Project  scenario,  CO2  emissions  were  estimated  using  an  average  emission  factor  for  geothermal  energy  facilities  of  62.9  gCO2/kWh 85 added  by  emissions  from  deforestation  due  to  drillings.  Emissions  from  deforestation  were  calculated  using local deforestation emission factors for identified pipeline sub‐project sites. Following assumptions were made  additionally:  a) All pipeline sub‐projects involve deforestation in well pad preparation  b) For the pipeline sub‐projects where drilling has already started, no additional well pad preparation  is assumed  c) For the pipeline sub‐projects where drilling has not started, three well pads (the minimum number  of wells required for greenfield projects) per sub‐project will be prepared  84 The funding from ESMAP and GIF is not yet approved and may differ in actual amount from this budget estimate.  85 Geothermal Power Plant Emissions in Indonesia, 2015  Page 90 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) d) One well pad requires 2.5 hectare of land area  e) Drilling sites will be in primary forest areas  23. In the Baseline scenario, CO2 emissions were estimated based on the grid emission factor of 838 gCO2/kWh for  Indonesian generation mix. The capacity factor was assumed as 92 percent, therefore 600 MW of geothermal capacity  was assumed to produce about 4,838 GWh per year.  Cost‐effectiveness  24. CTF cost‐effectiveness is 0.5 US$/tCO2, calculated as the ratio of US$ CTF per tCO2 avoided over the lifetime of  the Project. Total Project cost effectiveness (total CTF project cost per tCO2 reduced/avoided) is estimated at US$25  total per tCO2. Thus, the marginal abatement cost will be well below US$200 per tCO2.  Demonstration Potential at Scale  25. The Project (Phase 1 of the MPA) will lead to the development of 600 MW of new geothermal power with GHG  savings of 3.7 million tCO2 per year and the Facility would be able to support more projects resulting in more MWs and  GHG savings depending on whether PT SMI will be able to recycle funds beyond the 10‐year project period. The Project  achievements will directly contribute toward the PLN’s plan to add 4.6 GW of geothermal capacity by 2027 under RUPTL  2018‐2027. This scale‐up would result in avoided emissions at a cumulative 862 million tons of CO2 over a thirty‐year  period.   26. The Project will demonstrate the MFD approach by facilitating significant private sector financing in geothermal  sector in Indonesia. It has been prepared in coordination with the IFC. Supporting private sector participation is an  integral aspect of scaling up geothermal investments in Indonesia, as public funds alone will not be sufficient to meet  the government’s ambitious target. This operation will adopt private sector solutions and innovations in geothermal  exploration drilling strategy and management with the potential to achieve greater scale of geothermal deployment in  the most cost‐effective manner. This innovative risk mitigation approach has the potential to be replicated in other  geothermal‐rich  countries  and  regions  as  well.  They  may  include  but  are  not  limited  to  Chile,  Dominica,  Mexico,  Nicaragua, El Salvador, Costa Rica and Saint Lucia in Latin America; Ethiopia, Tanzania, Kenya and Djibouti in East Africa;  Turkey and Armenia in Eastern Europe and the Balkans; and the Philippines and Fiji in the Pacific. The risk mitigation  model developed under this Project could be adapted to country contexts to potentially facilitate a rapid world‐wide  scale‐up of geothermal development through demonstration effects.  Development Impact  27. Improved energy security. Geothermal energy is a renewable baseload source of power. Harnessing geothermal  power can have great implications in terms of greening and diversifying the energy mix and increasing energy security  of resource‐rich countries. Geothermal energy is not affected by price fluctuations and delivery of fuel, as is the case  of higher polluting alternatives – such  as the diesel  fuel  that would  be substituted on the smaller islands of Easter  Indonesia. The replenishment of heat from natural processes and modern reservoir management techniques enable  the  sustainable  use  of  geothermal  energy  ‐  the  same  cannot  be  said  about  fossil  fuels.  With  appropriate  resource  management, the tapped heat from an active reservoir is continuously restored by natural heat production, conduction  and  convection  from  surrounding  hotter  regions,  and  the  extracted  geothermal  fluids  are  replenished  by  natural  Page 91 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) recharge and by injection of the depleted (cooled) fluids. In addition, geothermal power plants operate fairly steadily  with the global average capacity factor86 close to 75 percent and newer installations reaching 96 percent and above  (Intergovernmental  Panel  on  Climate  Change  or  IPCC,  2011).  A  visual  representation  of  how  the  capacity  factor  of  geothermal plants stacks up vis‐à‐vis other technologies/fuels is given in Figure 7.1.  Figure 7.1: US‐observed Capacity Factors for Geothermal and other Technologies/Fuels, 2013 ‐ 2015    Source: Adapted from U.S. Energy Information Administration (EIA):  http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=14611#    28. Environmental  co‐benefits.  Geothermal  power’s  environmental  benefits  far  outweigh  potentially  adverse  impacts. First and foremost, there is no combustion in the geothermal development process, which technically means  no technology‐driven CO2 emissions. Practically, however, direct emissions do exist and are linked to the geology of  the underground reservoir and fluids. Nonetheless, these are dwarfed by the emissions of thermal‐power plants. At  the local pollution level, geothermal power has also negligible emissions of sulfur dioxide, nitrogen oxides, and total  suspended  particulates.  Secondly,  Geothermal  has  minimal  land  and  freshwater  requirements.  For  example,  condensing geothermal plants use 5 gallons of water (geothermal condensate, not fresh water)  86 Capacity factor is the ratio of the actual output of a generating unit over a period of time (typically a year) to the theoretical output that  would be produced if the unit were operating uninterruptedly at its nameplate capacity during the same period of time. The figure of 75% is  due to the existence of many mature, low‐load US plants. This number is not representative of what could be expected from new Indonesian  plants.  Page 92 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) 29. Improved energy access. Geothermal power can be an economically attractive generation option, which could  contribute to increased energy access in Indonesia. Especially in Eastern Indonesia with high poverty rate and expensive  diesel‐fired power generation, reliable and affordable access to electricity is expected to contribute to sustained and  sustainable economic growth for about 4 million poor people. The levelized cost of geothermal generation is typically  between  four  and  7  US  cents  per  kWh  (Figure  10)  in  the  best  geothermal  areas.  The  observed  cost  range  makes  geothermal power competitive against higher polluting energy sources. This a particularly important point given that  reconciling the electrification and renewable energy expansion plans of many developing country governments puts  great pressure on pursuing least‐cost renewable generation options.  Figure 7.2: Global levelized cost of electricity from utility‐scale renewable power generation technologies, 2010‐ 2017    Source: IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2017    30. Employment opportunities. The Project will increase drilling activity, contributing to the direct creation of jobs  as part of the drilling crews and associated services. In addition, jobs in construction and maintenance of power plants  and other geothermal facilities will be created, both directly investments under the Facility and indirectly through the  full development of sub‐projects for which resources are confirmed. For reference, the Geothermal Energy Association  estimated that approximately 860 different people with a wide range of skills are employed over the development  Page 93 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) cycle in a typical 50MW geothermal project. Approximately 2 people per MW are involved during the drilling phase.87  107. The Project also aims to encourage female employment in the Project area by adopting Gender Action Plan  (GAP). The GAP not only plans to increase number of women benefiting from the new job opportunities created under  the  Project,  but  also  improve  the  quality  of  female  employment  by  hiring  them  for  skilled  formal  sectors.  Female  employments in Geothermal Center of Excellence are planned for leadership role and engineer positions under the  GAP.  Implementation Potential  31. Geothermal development is a pillar of the country’s Low Carbon Growth Strategy and a key development priority  for  GoI.  The  MEMR’s  “Roadmap  for  Accelerated  Development  of  New  and  Renewable  Energy  2015‐2025”  sees  geothermal contributing 7 percentage points of GoI’s renewable energy target of 23 percent by 2025 – today’s overall  RE installed capacity stands at 6 percent. Geothermal power is expected to contribute to the country’s Greenhouse Gas  (GHG) emission reduction efforts, which target a 29 percent cut by 2030 compared with a BAU emissions projection  that starts in 2010. With GoI’s commitment and international aid support as well as considering Indonesia’s geothermal  resources, the implementation potential is assessed as high.  32. Leveraged co‐financing. The proposed Project’s financing plan totals US$455 million giving a leverage ratio of  1:6. Out of this, the Facility will be capitalized with a US$32.5 million CTF Contingent Recovery Grant, a US$40 million  CTF loan in soft term, a US$150 million IBRD loan, US$75 million in PISP funding, a US$90 million GCF Reimbursable  Grant and a US$7.5 million GCF loan. The Project also crowds in private investment with requirement for 25 percent  equity from the private developers for the exploration loan. Component 2 will be funded by US$2.5 million from CTF,  US$2.5 million from GCF, and other available sources in the amount of US$5 million. Following the financial close of  sub‐projects, the Project is expected to further leverage US$2.4 billion in private and public downstream investment,  thus drawing the leverage ratio to 1:37.  CTF Additionality    33. CTF funds are an integral element of the G Facility for four main reasons: (i) the risk profile of CTF instruments  and their catalytic effect in attracting public and private finance towards geothermal development; (ii) the CTF TA grant  provides necessary supports in building capacity of PT SMI, which enables the implementation of the proposed scheme;  (iii) enabling the scale‐up of cost‐sharing efforts targeted at geothermal development; and (iv) the contribution made  towards helping Indonesia achieve its NDC and fight climate change as one of the Energy Transition countries.  34. First,  CTF  instruments  have  the  risk  capital  profile  to  match  the  risk  associated  with  early‐stage  geothermal  exploration drilling supported by this Project. In Indonesia, exploration drilling comes at a hefty price tag of up to US$8  million plus supporting infrastructure, which needs to be put at risk and therefore could be prohibitive for developers  to  significantly  expand  their  geothermal  operations.  CTF  sources  will  be  a  crucial  element  of  a  blended  financing  arrangement for public developers and a convertible debt instruments for private developers.  Experiences in the past  decade have shown that without support for de‐risking in the exploration phase, investments ‐particularly private‐ have  been lackluster at  best. The CTF funded Facility will fill the  gap  of a shallow local capital  market unable to  provide  87 Geothermal Energy Association (2010). Green Jobs Through Geothermal Energy, October.  Page 94 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) adequate and attractive financing terms to geothermal developers. As a key development objective, it also aims to  support  the  GoI  in  bringing  on‐line  on  a  mass  scale  more  reliable  and  cheaper  power  in  the  fossil  fuel‐dominated  national grids. Following exploration drilling which will be cost‐shared between the Facility and the developers under  the proposed Project and where the resources are confirmed, the developers will be able to access project finance  from the market.  35. Second, the Project would not happen without CTF TA grant even though it takes the smallest share of the CTF  funding envelop. The TA to be supported by the CTF TA grant aims (i) to support PT SMI with the management of the  proposed Facility and (ii) to enhance the technical leadership of MEMR and other key stakeholders on issues pertaining  geothermal development, with an emphasis on mitigating resource risk. While GEUDP has supported PT SMI in building  its  capacity  for  managing  complex  drilling  operations,  this  Project  will  strengthen  SMI’s  system  and  capability  for  managing a large fund for renewable energy investments. It will further expand SMI’s risk appetite and improve its  capacity in managing those risks. These achievements are imperative to (i) improve the overall sector governance and  investment climate for geothermal development in Indonesia; and (ii) support greater geothermal development by the  Beneficiaries.   36. Third, cost‐sharing as a means to mitigate resource risk is currently the focus of much of the global push for  geothermal  development,  as  it  has  proven  to  enable  risk  capital  and  private  expertise  to  be  mobilized  towards  geothermal drilling. For example, Japan and the United States experienced a major period of geothermal development  thanks to cost‐shared drilling programs. After two decades of cost‐shared development which allowed installing some  500 MW of geothermal capacity (about 90 percent of the country’s total), the Japanese program came to a halt in 1995  and no new significant developments have been undertaken since. After 2011’s earthquake and Fukushima disaster,  the central government has been taking important steps towards reviving geothermal power development, including  reintroducing cost sharing for resource estimation.  37. Lastly, CTF funds plays a critical role in enabling innovative climate solutions to facilitate a low‐carbon future for  Indonesia through scaling up geothermal investments as a clean source of energy and electricity. The alternatives will  be a rapid ramp‐up of coal in place of a cleaner solution in the short and medium terms, and therefore the lock‐in of  millions of tons of GHG emissions for the long term. This Project – underpinned by much needed climate finance from  CTF – will help the GoI in reaching its NDC of 29 percent reduction of GHG emissions by 2030 with an expected annual  avoidance rate of 5.3 MtCO2 compared to a business‐as‐usual scenario with heavy ramp‐up of fossil‐fueled electricity  generation. The Project has already been highlighted at the 2017 One Planet Summit in Paris by SMI President Director  as one of GoI’s priority efforts in reaching the NDC (link to source), as well as the World Bank Group President as one  of the flagship Projects that will have a transformational effect in reducing carbon emissions by one of the biggest coal‐ producing countries in the world (link to source). This showcases the strong commitment from the GoI and the WB for  this initiative, and CTF stands to become a pivotal part of that effort.  Implementation Readiness    38. PT SMI will be the recipient for the CTF funding and enter into related legal agreements covering the loan, the  contingent recovery grant, and the TA grant. Overall responsibility for oversight and implementation of the Project will  be with PT SMI. PT SMI will be the implementing agency for the Project in a financial intermediary role. PT SMI has  been implementing WB‐financed projects, including in Financial Intermediary operations for several years, including  Page 95 of 96 The World Bank Indonesia Geothermal Resource Risk Mitigation Project (GREM) (P166071) the ongoing RIDF and GEUDP. In doing so, PT SMI will coordinate closely with a Joint Committee constituted of MoF  and  MEMR.  Early  assessment  on  environmental  and  social  safeguards,  procurement  and  financial  management  capacity finds that SMI has the system in place to manage a large‐scale lending facility.   39. The head of GREM project implementation will be PT SMI’s Director for Project Development and Advisory. PT  SMI will assign a project manager that will oversee the day‐to‐day operation of the Facility. In implementing Component  1 of the Project, PT SMI will set the eligibility criteria for developers and sub‐projects, manage the vetting process for  Facility  pipeline,  and  manage  the  sub‐loan  portfolio  and  its  associated  safeguards  and  financial  management  compliance. It will use its internal departments and functions to manage the Facility, drawing from staff from those  departments and hiring consultants and contractors to fill capacity gaps.   40. PT  SMI  will  engage  a  number  of  functions,  namely  sustainable  financing,  finance  and  investor  relations,  accounting and asset administration, general affairs and procurement, equity investment management and operation,  financing  and  investment  evaluation,  environmental  and  social  advisory  evaluation,  integrated  risk  management,  special financing and investment management, legal and internal audit. In implementing Component 2, PT SMI will  coordinate closely with the various stakeholders and communicate the agreements on each counterpart’s technical  assistance needs and timeline for completion of planned activities.   41. Adequate  technical  assistance  for  Project  implementation  will  be  critical.  Based  on  experience  with  other  projects implemented by PT SMI, the team proposed in this section should be adequate to plan and supervise Project  activities. The Project will also provide support for the recruitment of consultants with specialized skills, knowledge and  experiences to assist with addressing ad‐hoc challenges related to managing such a complex facility.  42. PT SMI is in the process of developing a detailed Operations Manual with the support from World Bank to adopt  for  the  implementation  of  the  Project.  The  Operations  Manual  contains  clear  guidelines  for  the  decision‐making  process, as well as fiduciary, environmental and social safeguards requirements. The financial support provided for the  Public  Sector  and  the  Private  Sector  and  draft  term  sheets  and  legal  agreement  templates  are  included  in  the  Operations Manual.    Page 96 of 96