June 2016        ENHANCING POWER SECTOR RESILIENCE       E MERGING PRACTICES TO MANAGE WEATHER AND GEOLOGICAL RISKS          This report was led by Xiaoping Wang (Task Team Leader and Senior Energy Specialist, ESMAP), and authored by Ray  Brown (Director, Renewable Energy, AECOM), Guillaume Prudent‐Richard (Associate Director, Environment, AECOM),  and Katrina O’Mara (Associate Director, Sustainability and Climate Change, AECOM).                                              Copyright © June 2016  International Bank for Reconstruction and Development / THE WORLD BANK   Washington DC 20433   Telephone: +1‐202‐473‐1000   Internet: www.worldbank.org    This report is a product of the consultants commissioned by the World Bank. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this work  do not necessarily reflect the views of The World Bank, its Board of Executive Directors, or the governments they represent.  The World Bank does not guarantee the accuracy of the data included in this work and accept no responsibility for any consequence of their use.  The boundaries, colors, denominations, and other information shown on any map in this work do not imply any judgment on the part of The World  Bank concerning the legal status of any territory or the endorsement or acceptance of such boundaries.  The material in this work is subject to copyright. Because The World Bank encourages dissemination of its knowledge, this work may be  reproduced, in whole or in part, for non‐commercial purposes as long as full attribution to this work is given. Any queries on rights and licenses,  including subsidiary rights, should be addressed to World Bank Publications, The World Bank Group, 1818 H Street NW, Washington, DC 20433,  USA; fax: +1‐202‐522‐2625; e‐mail: pubrights@worldbank.org. Furthermore, the ESMAP Program Manager would appreciate receiving a copy of  the publication that uses this publication for its source sent in care of the address above, or to esmap@worldbank.org.        TABLE OF CONTENTS Preface and Acknowledgements .................................................................................................................  iv  Executive Summary ....................................................................................................................................... v  Acronyms and Abbreviations ......................................................................................................................  xvi  Glossary ...................................................................................................................................................... xvii  1 |  Introduction ...................................................................................................................................... 1  1.1  Study Aim and Approach ..............................................................................................................  1  1.2  Study Methodology .......................................................................................................................  3  1.3  Organization of This Report ..........................................................................................................  5  2 |  Natural Hazards for Risk Management .............................................................................................  6  2.1  From Natural Hazards to Risks ......................................................................................................  6  2.2  Characterizing Natural Hazards for Risk Management ................................................................. 8  2.3  Hazard Screening and Typical Power Sector Impacts ...................................................................  9  2.4  Consequences of Natural Hazard Risks .........................................................................................  9  2.5  Risks across the Power Supply Chain ..........................................................................................  10  3 |  Risk Assessment Framework, Treatment, and Principles of Power Sector Resilience ................... 11  3.1  Risk Assessment Framework .......................................................................................................  11    Risk Analysis and Prioritization ...................................................................................................  11  3.2  Consequences .............................................................................................................................  12  3.3  Likelihood .................................................................................................................................... 12  3.3  Likelihood .................................................................................................................................... 14  3.4  Desired Level of Immunity ..........................................................................................................  15  3.5  General Risk Treatment Responses ............................................................................................  16  3.6  Resilience Principles Applied to the Power Sector .....................................................................  17  4 |  Power Sector Resilience: Industry Survey Method and Key Findings ............................................. 21  4.1  Survey Method Overview ...........................................................................................................  21  4.2  Resilience‐Focused Strategies .....................................................................................................  23  4.3  Developing Country Constraints .................................................................................................  27  4.4  Summing Up ................................................................................................................................ 29  5 |  ............................................................................................................................  31  Risk Identification  5.1  Emerging Practice: Hydro Generation Water‐Risk Data Gathering ............................................ 33  5.2  Emerging Practice: Probabilistic Modelling of Hazards and Risks .............................................. 34  5.3  Emerging Practice: Medium‐Range Weather Forecasting .......................................................... 36  6 |  Risk Reduction ................................................................................................................................. 38  6.1  Generation Risk Reduction .........................................................................................................  41  6.2  Transmission and Distribution Circuit Risk Reduction ................................................................ 41  6.3  Emerging Practice: Real‐Time Meteorological Services to Manage Renewable Energy  Variability .................................................................................................................................... 42  6.4  Emerging Practice: Mandatory Information Transparency ........................................................ 43  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | i    6.5  Emerging Practice: Relocation of Assets above Flood Level ....................................................... 44  6.6  Emerging Practice: Economic Valuation of Electricity Supply Reliability .................................... 46  6.7  Emerging Practice: Distribution Circuit Segregation ...................................................................  47  6.8  Emerging Practice: Micro‐Grids ..................................................................................................  49  6.9  Emerging Practice: Local Backup Power Supplies .......................................................................  50  7 |  Preparedness .................................................................................................................................. 52  7.1  Emerging Practice: Measuring Resilience ...................................................................................  53  7.2  Emerging Practice: Review of Supporting Infrastructure ........................................................... 57  7.3  Emerging Practice: External Communications Approaches ........................................................ 58  7.4  Emerging Practice: Live GIS Systems ...........................................................................................  61  7.5  Emerging Practice: Demand Response .......................................................................................  62  7.6  Emerging Practice: Unmanned Vehicles .....................................................................................  63  7.7  Emerging Practice: Virtual Power Plants  .....................................................................................  65  7.8  Emerging Practice: Using Artificial Intelligence in Emergency Management Exercises ............. 66  8 |  Financial Protection ........................................................................................................................  67  8.1  Emerging Practice: Weather Risk Hedging  ..................................................................................  70  8.2  Emerging Practice: Catastrophe Bonds .......................................................................................  72  8.3  Emerging Practice: Contingent Event Reserve Funds ................................................................. 74  8.4  Emerging Practice: Contingent Credit Financing ........................................................................  75  8.5  Emerging Practice: Beneficiary Insurance Pools .........................................................................  75  9 |  Resilient Recovery ...........................................................................................................................  77  9.1  Emerging Practice: Mutual Aid Agreements ...............................................................................  77  9.2  Emerging Practice: National Inter‐Organization Communication .............................................. 79  9.3  Emerging Practice: Mobile Telecommunications .......................................................................  80  9.4  Emerging Practice: Mobile Substations ......................................................................................  81  9.5  Emerging Practice: Backup Control Centers ...............................................................................  82  10 |  Conclusions ..................................................................................................................................... 83  10.1  Cutting‐Edge Areas for Further Exploration................................................................................  84  10.2  The Way Forward ........................................................................................................................  84  ...................................... 86  Annex: Key Natural Hazards: Definitions and Impacts on Power Sector Systems  References ................................................................................................................................................ 101                ii | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     List of Figures and Tables  Figure 1.1. Power Supply Infrastructure Sectors Covered by the Study ....................................................... 2  Figure 1.2. Regional Distribution of Industry Survey Respondents .............................................................. 3  Figure 1.3. Emerging Practices in the Power Sector, by Risk Management Pillar ........................................ 4  Figure 2.1. Illustrative Example Showing How a Hazard Can Result in a Risk  ............................................... 7  Figure 2.2. Risk Concept Adopted for This Study ..........................................................................................  7  Figure 2.3. Illustrative Intensity/Frequency Curves ......................................................................................  8  Figure 2.4. Examples of Hazard Maps ...........................................................................................................  9  Figure 3.1. Illustrative Example of the Hierarchy of Risks and Desired Level of Immunity ........................ 15  Figure 3.2. Resilience Factors Applied to a Power Distribution Substation  ................................................ 18  Figure 4.1. Preparedness Approaches (percent respondents) ...................................................................  24  Figure 4.2. Interaction between Organization and Regulator (percent respondents) ............................... 26  Figure 4.3. Third‐Party Relationships to Help Identify and Manage Risks (percent respondents) ............. 26  Figure 4.4. Collaboration within the Power Supply Sector (percent respondents ..................................... 27  Figure 4.5. Reported Risk‐Identification Approaches (% of respondents) ................................................. 28  Figure 4.6. Reported Approaches for Financial Protection (percent respondents) ................................... 29  Figure 5.1. Low Water Levels in the Hoover Dam  .......................................................................................  34  Figure 5.2. Sample Five‐Day Forecasts of the European Centre for Medium‐Range Weather Forecasts .. 37  Figure 5.3. Small Hydro Facility during Floods in Canada ...........................................................................  37  Figure 6.1. Flooded Walham Substation, with Visible Flood Walls, July 2007 ........................................... 45  Figure 6.2. Transpower (Wairau Road) 220 kV Substation Building, Showing Raised Floor and Basement  Floodgates ................................................................................................................................. 45  Figure 6.3. Subsidence of Orion’s New Brighton Substation ......................................................................  46  Figure 6.4. Theoretical Meshed Network ...................................................................................................  48  Figure 6.5. Theoretical Segregated Radial Network ...................................................................................  48  Figure 6.6. Vaini Solar PV and Lithium Ion Battery Building, Tonga ........................................................... 50  Figure 6.7. Four 1 MW Emergency Generators Set Up in QEII Park Following the 2011 Canterbury  Earthquakes ..............................................................................................................................  50  Figure 7.1. Lifeline Interdependencies and Cascade Failure Effects  ........................................................... 57  Figure 7.2. Screenshot of GIS Networks .....................................................................................................  61  Figure 7.3. Example of Mobile Applications ...............................................................................................  61  Figure 7.4. Transmission Line Survey by UAV .............................................................................................  65  Figure 7.5. Print Screen of AI Emergency Management Platform for Flooding Disaster in Paris ............... 66  Figure 8.1. General Risk Layering of Financial Mechanisms .......................................................................  70  Figure 9.1. Excessive Conductor Loading ....................................................................................................  77  Figure 9.2. 15/18 MVA, 110/33‐22 kV Mobile Substation in Transit (top) and in Service (bottom) .......... 81    Table 2.1. Key Types of Natural Hazards, by Category .................................................................................  6  Table 3.1. Risk Matrix .................................................................................................................................. 11  Table 3.2. Indicative Descriptors for Consequences ...................................................................................  13  Table 3.3. Indicative Descriptors of Likelihood Levels ................................................................................  15  Table 4.1. Sector Representation of Survey Respondents  ..........................................................................  23  Table 4.2. Reported Methods Used to Increase Risk Preparedness ........................................................... 24  Table 4.3. Importance of Risk Reduction Approaches Recognized by the Survey Respondents ................ 25  Table 7.1. Characteristics of Technical and Organizational Resilience ....................................................... 54      E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | iii    PREFACE AND ACKNOWLEDGEMENTS This study was conceived at a time when much of the dialogue on climate change in the energy sector  had focused on climate mitigation and the dialogue on the impacts of climate change in the energy  sector was limited to scientific evidence and high‐level policy actions. While ESMAP had provided  extensive support to low carbon development pathways in developing countries, the work on  adaptation and resilience for the energy sector was relatively recent and demanded new thinking and  strategic direction with the ultimate objective to mainstream energy sector resilience and adaptation in  operations.   For this purpose, ESMAP organized an expert panel in late 2013, consisting of energy, disaster risk  management, and climate change experts from academia, the power industry, and different sector units  of the World Bank Group, to brainstorm about issues and challenges facing the energy sector in  developing countries in adapting and building resilience to extreme weather and changing climate and  make recommendations on potential ESMAP support to develop operational knowledge and actions in  this area.   There was strong consensus among the panelists that in strong contrast to climate mitigation which is  defined by a single global metric (greenhouse gas emissions), adaptation and resilience have no easy  definition and are subject to interpretation depending on the local context. The Panel recommended,  among others, to prioritize awareness and actions in building resilience against today’s impacts of  extreme weather events, with increased frequency and severity, on power systems. In line with the  recommendation, ESMAP initiated this study as a first step to improve knowledge and understanding of  established and emerging practices in the power sector on how to manage such vulnerabilities in the  present time from the technical, organizational and financial point of view.   The study report was written by Xiaoping Wang (Task Team Leader and Senior Energy Specialist,  ESMAP), Ray Brown (Director, Renewable Energy, AECOM), Guillaume Prudent‐Richard (Associate  Director, Environment, AECOM), and Katrina O’Mara (Associate Director, Sustainability and Climate  Change, AECOM). It benefitted from the guidance of Rohit Khanna and Wendy Hughes of ESMAP and a  thorough internal review process. The authors would like to thank the following for their inputs and  comments: Marianne Fay, Wendy Hughes, Pierre Audinet, Sameer Shukla, Hector Ibarra, Pedro  Antmann, Marcelino Madrigal, Silvia Romero, Kanta Kumari Rigaud, Pravin Karki, Laura Bonzanigo, Julie  Rozenberg, Jack Campbell, and Kwawu Gaba and members of power systems global solutions group  under his leadership. Norma Adam, Heather Austin, and Barbara Ungari are acknowledged for their  editorial help and support. This study was co‐financed by ESMAP and the Global Facility for Disaster  Reduction and Recovery (GFDRR).      iv | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     EXECUTIVE SUMMARY OVER THE PAST 20 YEARS, natural disasters have become more frequent, and the costs of associated  damages and losses are rising. In 2012 alone, the 357 natural disasters recorded worldwide resulted in  9,655 fatalities, some 125 million victims, and US$157 billion in associated damages and losses. Far‐flung  power infrastructure—from upstream generation plants and transmission lines to downstream  distribution networks and operational systems—is particularly vulnerable to weather and geological  events (e.g., earthquakes, tsunamis, volcanoes, cold spells, heat waves, storms, tropical cyclones, floods,  droughts, and wildfires). In a changing climate, the impact of such events on power networks and  energy services—on which all facets of the economy depend—may become more severe.  In a world that relies increasingly on electricity services, building the resilience of the power system is  critical to providing reliable and sustainable services, energy security, economic well‐being, and quality  of life. Enhancing resilience refers to “strengthening the ability of a system and its component parts to  anticipate, prepare for, absorb, accommodate, or recover from the effects of a hazardous event in a  timely and efficient manner, including through the preservation, restoration, or improvement of its basic  structures and functions”(IPCC 2012). Building a resilient power sector is likely to be particularly  challenging in countries where the power supply system is weak or aging, which is the case in many  developing countries (Box ES.1).  STUDY PURPOSE AND APPROACH The World Bank Group’s Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP), in collaboration with  Global Facility for Disaster Risk Reduction (GFDRR), undertook this study in 2015 to (i) raise awareness  and enhance understanding about managing extreme weather and geological risks among power sector  stakeholders, including utilities, policymakers, regulators and financiers, in developing countries and (ii)  enhance their capacity to take adaptive actions to mitigate these risks and cope with the impacts when  disasters happen.  The study scope encompasses a catalog of the risks faced by the power sector as a result of weather and  geological hazards and the identification and documentation of a range of standard and emerging  practices for building resilience (including preparedness, response, and recovery) developed and  implemented by power utilities and their partners (e.g., investors and insurance companies) in both  developed and developing countries. The study covers the entire power‐system value chain, including  conventional generation, weather‐dependent renewables, transmission, distribution, systems  operations and processes, and service delivery, as well as organizational and regulatory matters. It  focuses on weather and geological hazards of present‐day concern to power utilities.1                                                                    1 This study does not directly address the slow‐onset impacts of climate change consequences (e.g., sea‐level rise and increasing surface  temperature). The study recognizes that the frequency of extreme weather events associated with a changing climate will impact the  assessment of risk, through increased frequency and severity of weather hazards. Also, capturing the climate impacts on hydropower  generation have been more extensively documented elsewhere (World Bank, 2015; Cervigni R. et al 2015; Schaeffer R., et al., 2012; Lawrence  and Haddeland, 2011; Vergara, 2011; Blackshear et al, 2011; Stenek, 2011; Gue´gan et al, 2012 ).  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | v    Box ES.1 | Terminology Clarification In this study, enhancing resilience refers to strengthening the ability of a system and its  component parts to anticipate, prepare for, absorb, accommodate, or recover from the effects of a  hazardous event in a timely and efficient manner, including through the preservation, restoration,  or improvement of its basic structures and functions (adapted from IPCC 2012).  Weather refers to events caused by short‐lived, small‐to‐meso‐scale atmospheric processes  (minutes to days), such as tropical cyclones, storms, and extreme cold or heat events.  Climate is the statistics (usually mean or variability) of weather, usually over a 30‐year interval. It is  measured by assessing the patterns of variation in temperature, humidity, atmospheric pressure,  wind, precipitation, atmospheric particle count and other meteorological variables in a given  region over long periods of time. Climate differs from weather, in that weather only describes the  short‐term conditions of these variables in a given region. Climate and weather are linked, and  climate change is affecting the frequency and severity of weather‐related events year to year.   Risk is defined as the degree of exposure to a hazard where there is a potential for damage, injury,  liability, loss, or any other negative occurrence.  An integrated disaster risk management framework includes a set of disaster risk management  (DRM) components that provide the foundation and organizational arrangements for designing,  implementing, and evaluating strategies, policies, and measures to improve the understanding of  disaster risk; foster disaster risk reduction and transfer; and promote continuous improvement in  disaster preparedness, response, and recovery practices, with the explicit purpose of increasing  human security, well‐being, quality of life, resilience, and sustainable development (IPCC 2012). It  includes five pillars: risk identification, risk reduction, preparedness, financial protection and  resilient recovery.  Standard (or established) practices refer to existing design and process standards and guides, such  as those of the International Electrotechnical Commission (IEC). Emerging practices refer to (i)  measures already being utilized by a small number of power utilities that are not yet industry  standards and (ii) power industry measures relatively common in developed countries not yet  established in developing countries. Emerging practices in other industries that are not yet  established in the power sector are sometimes referred to as potential practices.      The study involved a detailed literature review, complemented by an online global industry survey. The  survey respondents represented conventional and renewable energy generation, transmission, and  distribution businesses; systems operators; retailers; and enabling sectors (policy makers, financial  services providers and regulatory bodies). Validated written responses were supplemented by phone  and in‐person interviews, which provided further insights. Both the literature review and the industry  survey examined risk management approaches and processes, recovery and reconstruction approaches,  and existing relationships and interactions among power sector organizations related to natural hazard  preparedness and recovery. In addition, survey participants were offered the opportunity to comment  on useful emerging practices they had observed or would like to see that would help to develop greater  power sector resilience.  vi | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Out of 197 survey queries, the study received 45 valid responses. About one‐third of the survey  respondents were from developed countries, with two‐thirds from developing countries. The  respondents represented a wide range of power utilities and a small sample of financial and regulatory  institutions. Nearly two‐thirds were from the Pacific Rim region. About 50 percent of the utilities  surveyed were state‐owned, while about the same percentage (not necessarily the same entities) were  vertically integrated. The most common hazards, mentioned in survey responses, were earthquakes,  drought, wildfires, cyclones (including typhoons and hurricanes), extreme winter conditions, extreme  heat events, lightning, and river and flash floods.  The survey results and the identified emerging practices to enhance power sector resilience were  categorized into five pillars: (i) risk identification, (ii) risk reduction, (iii) preparedness, (iv) financial  protection, and (v) resilient recovery. These pillars fit within the context of a typical risk management  approach, aligned with ISO 31000:2009, Risk Management—Principles and Guidelines.2  MAIN SURVEY FINDINGS Dealing with extreme weather events is revealing the power sector’s need to focus more attention on  designing systems and processes. Preparedness is about the ability of institutions, organizations, and  communities to anticipate, prepare for, and enable response to power supply interruptions. It is a  particular class of governance approaches to risk management focused on systems, processes, and  actions deployed by corporate functions within an organization, rather than solely technical or asset  planning levels. Preparedness plans reported by a majority of survey respondents included emergency  management, contingency, communications plans, drills and response training, and forecasting and  early warning systems.   Conducting standard maintenance is the first step in achieving resilient infrastructure. More than  three‐quarters of the survey respondents recognize the important role that proactive maintenance  practices can play in reducing risk. This finding is to be expected, given the long life span of power sector  assets.   Survey respondents also recognize the important role of education—both public education and  internal capacity building—in reducing risk. Educational approaches are typically among the lowest‐ cost solutions for organizations and can be deployed more rapidly than technical and planning  responses. While organizations are likely to have their own education and training programs, the survey  results suggest that these programs often do not cover natural disaster management.   Preparedness focused on resilience strategies, rather than overly prescriptive solutions, can provide  better protection against uncertain events at lower cost. When disasters do strike, the challenge is to  curtail their impact on the power system and carry out recovery actions so as to minimize social  disruption. Flexibility in adapting to unexpected conditions, including strong human resource and  management processes that provide the tools for middle management to make timely decisions during  a disaster, is more effective than excessive preparation against threats that rarely or may never occur.   Collaboration across a diverse range of organizations is quite high throughout the sector. Risk  identification and management interactions between service providers and regulators happen on a  predominantly partnership basis (as opposed to a reactive or structured relationship). Respondents  commonly reported collaborating with scientific and national disaster relief agencies. Collaboration  between power sector providers—both competitors and organizations in different parts of the supply  chain—is also strong.                                                                2 Details are available at www.iso.org/iso/catalogue_detail?csnumber=43170  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | vii    Developed countries tend to rely on multiple layers of pre‐disaster financing mechanisms, including  insurance and credit‐line instruments. All but nine of the surveyed organizations reported some form of  financial protection to manage the financial impacts of recovery, restoration, and lost income associated  with disaster events. Across the sector, asset insurance was the only established practice, reported by  63 percent of all respondents. Two distribution companies (one from a developed country and the other  from a developing country) used risk financing as their only form of insurance, while two  distribution/transmission companies in developed countries had direct pass‐through of costs. Eleven  respondents reported using parametric insurance3 for financial protection. Relationships with insurance  companies are relatively high, at 21 percent, although much less common among developing countries.   Recovery is more resilient when support is provided for reconstruction planning. When a disaster  occurs, the focus soon shifts to restoring electricity as part of recovery efforts and ultimately rebuilding  infrastructure. Like risk reduction approaches, recovery, restoration, and reconstruction comprise a  range of methods, including planning, technical, and financial protection. Survey responses showed  widespread use of response and/or recovery planning, stocking of spare parts, access to maintenance  crews, and engagement with equipment manufacturers and suppliers. Plans for post‐disaster damage  assessment, built‐in redundancy in systems and supply, demand‐side management, portable and other  forms of temporary infrastructure, and automatic messaging to consumers are common, though  redundancy is more prevalent in developed countries.  KEY DEVELOPING COUNTRY FINDINGS The survey results showed that DRM practices in the power sector of developing countries are weak.  Only 14 percent of respondents from developing countries (compared to 34 percent of developed  country respondents) confirmed that their organizations subscribe to policies and procedures aligned  with ISO 31000:2009, Risk Management—Principles and Guidelines or other international risk‐ management standards. Forty‐three percent of respondents from developing countries (versus 8  percent from developed countries) reported using informal, undocumented DRM approaches or none at  all. The others were limited to informal or internal risk management processes.   Awareness of natural hazard exposure and risk management standards is low in developing countries.  However, there was a clear desire expressed by developing country respondents to build capacity in  standard risk‐management practices, recognizing that using an integrated, holistic approach, risks can  be analyzed, and opportunities to reduce risks and make power supply systems more resilient can be  evaluated in order to prioritize and sequence actions. In developed countries, the application of risk  management practices follows common standards or internal organizational practices based on those  standards. The standards set out a robust process for identifying major risks. Typically this process  includes reviewing historical information to aid identifying future risks, conducting internal risk‐review  identification, and maintaining risk registers for natural hazards, including risk treatments and potential  costs. Possibly due to the cost of obtaining standards, lack of involvement in the standards development  process, lack of training and regulatory requirements, lack of financing and in some cases poor  management, in many developing countries standards are often unknown, not enforced, or not  followed. Power utilities that lack the guidance of a national standards institution may follow incorrect                                                               3 Unlike traditional (indemnity) insurance, which pays out on the basis of the assessed value of the losses, parametric insurance is a pre‐agreed  payment made upon occurrence of a triggering event. The triggering event is often a catastrophic natural event which may ordinarily  precipitate a loss or a series of losses. Parametric insurance may reduce transaction costs involved in writing and administering insurance  policies because there is less need for actual loss assessment for payment of claims or underwriting rating requirements to determine the  premium based on liabilities and the extent of risk sharing.   viii | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     standards. Closing the gap to meet current standards and implement good industry practices—including  regular maintenance of existing assets—should be the priority.  Weak organizational capacity is the dominant constraint to risk management implementation. The  survey found that 54 percent of organizations in developing countries lack the available budget to  support planning and risk reduction activities, the necessary skills and experience to undertake risk  preparedness activities, or the ability to control other aspects of the power sector supply chain to  ensure coordination of planning, risk reduction, and recovery. Lack of support for planning and risk  reduction activities in the regulatory framework is also common.  Developing countries depend heavily on post‐disaster financing, including donor assistance. Nine  respondents, who indicated that they did not have any financial protection mechanisms, were all from  developing countries. In the event of major disasters, recovery is impossible without donor assistance.  Over the long term, post‐disaster assistance may not be sustainable.   ENHANCING RESILIENCE: EMERGING PRACTICES Based on the results of the literature review and industry survey, along with a comparative analysis of  their application in developed and developing countries, the study identified a set of emerging practices  (Figure ES.1). Once utilities have adopted a risk management approach, these measures can be added  incrementally to enhance resilience across the power sector value chain. This section highlights key  emerging practices under each of the five pillars of risk management.   Some of these engineering, organizational, and financial resilience measures originated in developed  countries. A number of those measures identified in the literature review have low response rates, even  among developed countries, and have been limited to pilots. If implemented, these practices could  potentially improve the technical, financial, and organizational resilience of the power utilities. Thus,  they warrant further discussion and research, including in‐depth case studies, in order to develop  lessons with broader applications.  RISK IDENTIFICATION Improved data collection, data sharing, and modeling allow governments, communities, and the private  sector to better identify, quantify, and anticipate potential impacts of natural hazards, enabling better  informed decision‐making for risk management. For example, prior to the February 2011 earthquake in  Christchurch, New Zealand, the distribution network owner, Orion, had identified earthquakes as the  most significant potential hazard that could affect its network and had mitigation plans in place to  respond to this event.   Many organizations in developed countries maintain an annually reviewed register of organizational  risks listing risk treatments and the potential costs of risk occurrence, thereby allowing for prioritizing  risks across business operations.   This study identified several emerging practices in risk identification:    Hydropower generation water‐risk data gathering. Analysis of historical information on hydrology  and meteorology during the development of hydropower generation facilities enables engineers and  designers to ensure facilities are built to withstand extreme conditions or incorporate flexibility into  structures so they can be upgraded for climate resilience at a later date. Such processes, considered  standard practice in developed countries, sometimes are not feasible in developing countries owing  to insufficient funds and lack of established weather monitoring networks with continuous data.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | ix    Having rich (long‐term) data sources also enables the use of advanced financial risk‐management  practices (e.g., Uruguay).   Probabilistic modelling of hazards and risks, common in developed countries, can be used to inform  the site location and engineering design in determining the likely stresses and damages that  equipment and facilities may experience, to assess the potential failure of supply to a part of a  power system, and to make probabilistic fuel and market price projections.   Medium‐range weather forecasting as opposed to historically near‐term (days), models allow  generators and retailers to respond to forecast changes in supply and demand by modifying supply  arrangements, such as purchasing additional hedges or fuel stock or conserving hydropower  reserves.  Figure ES.1 Emerging Practices in the Power Sector, by Risk Management Pillar     RISK REDUCTION Greater consideration of disaster risks in policy making, investment, asset design and management and  operating procedures can reduce risks and avoid creating new risks. Following sound asset‐management  and maintenance standards and keeping equipment in an adequate state of repair can substantially  reduce vulnerability to risks. The potential consequences of failing to develop a good maintenance  culture, including financing, are underscored by tropical cyclone Ian, a category‐five cyclone that hit the  x | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Ha’apai Islands of Tonga in January 2014, destroying or severely damaging 95 percent of power lines.  When AECOM consultants interviewed Tonga Power Limited (TPL) following the event, senior  management in TPL emphasized the need for good maintenance to mitigate risks as a lesson learned.  Pepco, the electric service provider for the greater Washington DC area, attributed more than a quarter  of outages to tree‐related causes, which better siting and maintenance could avoid or reduce.   Another standard practice, hardening of power system elements, entails physically changing  infrastructure to make it less susceptible to damage. Often undertaken in response to increased  awareness of risk or to reduce acceptable risk levels, it involves adopting higher design standards.  This study identified seven emerging practices in risk reduction:    Real‐time meteorological services to manage renewable energy variability. Countries that have  developed high penetrations of wind and solar have improved their meteorological services by  networking more real‐time weather‐monitoring stations to improve weather forecasts.    Mandatory information transparency. In open, fully competitive electricity markets, where  generation adequacy is not centrally planned and is left up to market forces to determine,  mandatory information transparency is crucial so that market participants can plan and respond  appropriately to potential generation shortages. This is particularly important in countries that rely  heavily on renewable energy sources which are highly variable in nature.   Relocation of assets above flood levels is being increasingly applied due to an increased awareness  about locating new assets in response to flood risks. For example, in the aftermath of Hurricane  Sandy in the United States in 2012, Con Edison installed flood walls and flood doors and raised one  substation control room above storm‐surge levels.   Economic valuation of electricity supply reliability (or lost load) caused by natural hazards is a  prerequisite for prioritizing and selecting the order of risk management options to be implemented,  and should not be substituted with value of unserved energy or lost revenue. If power supply  reliability is not given an accurate monetary value, it becomes difficult to quantify how much should  be invested in risk reduction measures in order to maintain reliable services.   Distribution circuit segregation. Varying levels of distribution circuit segregation and automation,  involving automated distribution switches, sectionalizers, and reclosers, as well as related sensors,  communications, and control systems, limit the number of customers affected by faults on a feeder  circuit by tripping the smallest circuit section between the automated switchgear rather than  tripping the entire feeder.   Micro‐grids connect and disconnect from the grid automatically, as needed. By closely managing  local supply and demand, it can ensure that essential services are met, despite constraints that may  exist on wider electricity supply.    Local backup power supplies. Some of the literature suggests that having local backup power  supplies, such as local generation, is an innovative practice, even though using backup power  supplies, ranging from uninterruptable power supply (UPS) to backup diesel generators, has been  used for many years. In addition, bulk energy storage (batteries) is often presented as an emerging  practice.  PREPAREDNESS Developing an institution’s disaster management and forecasting capacity can improve its ability to  manage crises. The global industry survey and literature review show that emergency management  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | xi    plans, contingency plans, business continuity plans, and communication plans appear to be strongly  used in the power sector, with little evidence of their effectiveness. In fact, adherence to overly  prescriptive plans can reduce response effectiveness if there is a lack of flexibility to adapt to  unexpected conditions, which invariably occur with major events.  Emerging practices in preparedness include:    Measuring system resilience. Frameworks developed to measure the resilience of cities and urban  systems, which include power assets and services and institutional preparedness as subcomponents  of overall resilience measurements, could be easily adjusted for application in the power sector. One  such practice is a scorecard similar to the Disaster Resilience Scorecard for Cities of the United  Nations International Strategy for Disaster Reduction (UNISDR).   Reviewing supporting infrastructure aims to avoid recovery delays due to impaired third‐party  supporting infrastructure (e.g., communications, roads, water supplies, and emergency services).  There is an opportunity to learn from the successes and challenges that non‐power sectors such as  transport have experienced regarding the role of supporting infrastructure and identifying best‐ practice approaches that can be applied to the power sector.    Utilizing external communications approaches. Communication frameworks and systems are  necessary cornerstones that must be prepared before disaster strikes. Open, fast, honest, and  transparent communication between utilities, government agencies, supporting institutions, and the  public enables all parties to respond quickly to mitigate negative consequences and support those in  need.   Live GIS systems enable command center operations to access and understand situational  information in real time.   Demand response is available when power system capacity becomes constrained due to  meteorological and geological events, including direct load control, time‐of‐use rates, and  conservation voltage reduction through distribution automation, etc.    Use of unmanned aerial vehicles or drones equipped with high‐resolution cameras, sonar and laser  data‐measuring devices, thermographic imaging, and global positioning systems can be valuable  tools for assessing damage following meteorological and geological events.    Virtual power plants include aggregated control and trading of distributed generation and load in  order to mimic the operation of a large power station’s contribution to the power system.   Artificial intelligence in emergency management exercises. Using artificial intelligence in disaster  management simulation platforms is an emerging tool in risk preparedness. While this type of tool  does not replace emerging management exercises, it can enhance the value of training exercises.   FINANCIAL PROTECTION The financial sector is increasingly involved in energy sector resilience, providing large amounts of  finance and various ways to reduce the financial impacts of major disruptive weather and geological  events affecting the power sector and enhance liquidity of the beneficiaries. Using financial protection  strategies can increase the financial resilience of governments, utilities, the private sector, and  households. Many survey respondents used asset insurance as a key financial‐protection strategy in the  power sector. Further research showed that this type of insurance does not always cover natural events.  Developing countries generally rely heavily on post‐disaster financing, including donor assistance.  However, over the long term post‐disaster assistance may not be sustainable; in the event of major  xii | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     disasters, recovery is impossible without donor assistance. Unlike developing countries, developed  countries tend to rely on multiple layers of pre‐disaster financing mechanisms, including insurance and  credit‐line instruments.  The emerging practices identified in this study include:    Weather risk hedging to protect against weather variations (e.g., rain, temperature, wind speed)  using parametric triggers.   Catastrophe bonds also known as cat bonds or capital at‐risk notes, offer the power sector another  option to access capital markets for protection against the impacts of natural disasters, enabled by  the degree of innovation available to independently measure such weather variables as rainfall and  floods.   Contingent event reserve funds which are trust funds held specifically for contingent events  affecting the electricity sector are quite rare; this study views them as an emerging practice.    Contingent credit financing provides loans that electricity retailers negotiate prior to the weather  events that enable them to borrow money from a single financier or group of financiers, provided  that the retailers operate within certain pre‐arranged risk management parameters.    Beneficiary insurance pools can provide a means for a group of organizations to access catastrophe  insurance at more competitive rates by grouping risks into one portfolio.   The foundation for countries to achieve sophistication in using these innovative risk‐transfer  instruments is a risk layering strategy to provide financial resilience and liquidity, facilitating post‐event  recovery and reconstruction.  The past five years have seen a significant expansion in the range of innovative financial instruments and  products that can be used to model complex underlying risks in less than optimal data environments, as  well as the willingness of financial markets to use these instruments as the basis for designing various  types of risk‐transfer contracts. In the context of general education on layering practices and products in  financial risk management, there is an opportunity to raise the power sector’s awareness of the  availability of these instruments, along with traditional insurance products.4  RESILIENT RECOVERY The pillar of resilient recovery focuses on emerging practices that can enhance the quality and  timeliness of recovery and reconstruction efforts. In engineering and risk management terms, power  sector infrastructure has a failure probability of exceedance over its design life; that is, there is always  some risk of failure during the design life of a generator, transmission line, substation, or distribution  network device. Therefore, managing response and reconstruction in a timely manner is critical because  failures will always occur. High‐level guidance for emergency response to overhead line damage is  provided in CIGRE Guidelines for Emergency Resource Planning for Overhead Transmission Line Asset  Owners (CIGRE Electra 2005).                                                                4 The World Bank Group (WBG) offers a wide menu of innovative disaster risk financing instruments that, supported by knowledge and advisory  services, can be customized to clients’ needs. Risk financing instruments include insurance‐linked securities (e.g., catastrophe bonds, multi‐ catastrophe bonds, and catastrophe/weather derivatives); regional insurance pools; and contingent loans, including investment and  catastrophe deferred drawdown options (DDOs). In Uruguay, where 80 percent of electricity is generated from hydropower stations, UTE, the  country’s government‐owned utility, spent 50 percent more than budgeted on fossil‐fuel costs in 2012 due to a hydro shortage. The WBG  insured UTE for 18 months against drought and high oil prices. UTE will receive a payout (depending on market oil prices at that time) from the  WBG if the rainfall index is below a pre‐determined level.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | xiii    Several emerging practices identified in this study can enhance the quality and timeliness of recovery  and reconstruction efforts. For example, when the wind storms of December 1999 caused major  damage to France’s power infrastructure, 17 countries contributed to speeding up the restoration via  mutual aid agreements. Another emerging practice, national inter‐organization communication,  focuses on strengthening relationships between utilities and institutions within a nation so that post‐ event coordination is efficient; deficiency in such two‐way information sharing following the March 2011  Japan tsunami slowed the coordination of immediate response actions and power restoration. Mobile  telecommunications, including satellite phones and mobile multiuse communication units, can facilitate  faster response and information exchange, particularly in remote areas. Given the long time required to  replace large substation transformers, some utilities are turning to the use of mobile substations,  including mobile transformers (e.g., Texas). In the case of seismic events, which may damage or destroy  control centers, an emerging practice is to redirect all substation communications to a backup control  center which has become more prevalent.   Utilities cannot implement these resiliency measures in isolation. Strong government support is needed  in setting appropriate policy and regulatory frameworks, along with institutional coordination and  information sharing.   MAIN LESSONS Several key lessons can be drawn from the findings of this study’s global industry survey, literature  review, and emerging practices:    The most cost‐effective tool for power sector resilience is to follow current standards, including  design and process standards and guides, and good industry maintenance and risk management  practices. International equipment standards are well developed and are continuously being  improved on in order to cater to varying levels of weather and geological hazards. But they are not  always adopted, particularly in developing countries.   Many power sector organizations are unaware of integrated risk management practices that create  the foundation for identifying the optimal risk treatment options. The research findings showed that  many organizations in developing countries have weak or no risk management frameworks. While  full adoption of ISO 31000 is not appropriate for every utility, it does provide a well‐proven,  internationally accepted methodology that can be used as a guideline for best practices in risk  management. Coupled with economic valuation of lost load, an organization can rank risk treatment  options and adopt the most valuable resilience measures.   Broadening resilience responses from a primarily technical engineering focus to encompass an  organizational and financial focus is needed. The return on resilience from investing in good  organizational culture and frameworks in order to quicken restoration of services can often be many  times greater than that from physical and technical improvements. In the wake of major disasters,  equipment design is not enough to prevent supply disruption. In many cases, the ability to respond  quickly and appropriately is the more important factor. Good organizational resilience and  institutional preparedness—including effective leadership, soft networks (communications,  partnerships, etc.), and change readiness provide the best support framework for recovery and  rebuilding.   Given the wide variation in natural hazards risks and specific treatments required in various  country/sector situations, a one‐system‐fits‐all solution does not apply. Specific studies can be  xiv | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     launched to provide a best practice‐based matrix for use and implementation in a given situation or  develop a matrix of adaptive resilience measures for exposure to particular risks.   Establishing a separate disaster risk management (DRM) plan for the power sector is useful for  increasing the focus on the power sector and attracting additional financial resources; however, it  should be closely coordinated with a nationwide DRM plan since the impact of natural disasters is  not limited to electricity infrastructure. Other critical infrastructure—including water; roads, rail,  and ports; telecommunications; and agriculture—is also affected. Each country needs to establish its  own criteria for prioritization.   Implementing standard and emerging resilience practices in developing countries may be  challenging, particularly in poorer developing countries with pressing concerns about poor sector  governance, low capacity, obsolete networks, and low levels of electricity access.  THE WAY FORWARD This report provides power utilities and other key stakeholders a summary of options for considering  emerging practices that will be of most value to their organizations’ particular situations. Some  measures will provide immense value to certain power sector participants and none to others. However,  by following standard risk‐management procedures, combined with economic valuation of lost load, the  value propositions for individual organizations become clear: Power utilities need to develop an  integrated, cost‐effective DRM strategy, taking into account emerging practices and their own situations  and risk tolerance.   This study report can serve as a useful reference to raise the profile of power sector resilience and  initiate discussion and debate, leading to interventions that improve the capacity of the power sector to  cope with near‐term weather and geological shocks, ensuring the reliability of electricity services along  the way.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | xv    ACRONYMS AND ABBREVIATIONS annual exceedance probability AEP  AI  artificial intelligence ARI  average return interval BCM  business continuity management BCP  business continuity plan CAPEX  capital expenditure CDD  cooling degree day CIGRE  International Council on Large Electric Systems CRED  Centre for Research on the Epidemiology of Disasters CVR  conservation voltage reduction DEM  digital elevation model DMU  decision making under uncertainty DRM  disaster risk management ECMWF  European Centre for Medium‐Range Weather Forecasts EDF  Electricity of France (French electric utility company) EQC  Earthquake and War Damage Commission FONDEN  National Fund for Natural Disasters (Mexico) GFDRR  Global Facility for Disaster Reduction and Recovery GIS  geographic information system IEC  International Electrotechnical Commission IEEE  Institute of Electrical and Electronics Engineers IET  Institution of Engineering and Technology IPCC  Intergovernmental Panel on Climate Change ISO  International Organization for Standardization MEEDC  Mashhad Electric Energy Distribution Company NGC  Natural Gas Corporation OMS  outage management system ONS  National Systems Operator (Brazilian power‐grid operator) PAS  publicly available specification PCRAFI  Pacific Catastrophe Risk Assessment and Financing Initiative PMU  phasor measurement unit PSE&G  Public Service Electric and Gas Company PSEG  Public Service Enterprise Group QRA  Queensland Reconstruction Authority SCADA  supervisory control and data acquisition SPC  Secretariat of the Pacific Community TPL  Tonga Power Limited UAV  unmanned aerial vehicle UNEP GRID  United Nations Environment Programme Global Resource Information Database UNISDR  United Nations International Strategy for Disaster Reduction UPS  uninterruptable power supply USGS  United States Geological Survey UTE  Uruguay Electrical Transmissions (state‐owned power company)  VOLL  value of lost load  WAN  wide area network WBCSD  World Business Council for Sustainable Development WMO  World Meteorological Organization  xvi | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     GLOSSARY Climate Extreme  Occurrence of a value of a weather or climate variable above or below a threshold value near the  (extreme weather  upper or lower ends of the range of observed values of the variable. For simplicity, both extreme  or climate event)  weather events and extreme climate events are referred to collectively as climate extremes.  Disaster  A severe alteration in the normal functioning of a community or a society due to hazardous physical  events interacting with vulnerable social conditions, leading to widespread adverse human, material,  economic, or environmental effects that require immediate emergency response to satisfy critical  human needs and that may require external support for recovery.  Disaster  Social processes for designing, implementing, and evaluating strategies, policies, and measures that  Management  promote and improve disaster preparedness, response, and recovery practices at different  organizational and societal levels.  Disaster Risk  Divided into disaster risk reduction and disaster management, disaster risk management involves  Management  processes for designing, implementing, and evaluating strategies, policies, and measures to improve  the understanding of disaster risk, foster disaster risk reduction and transfer, and promote  continuous improvement in disaster preparedness, response, and recovery practices, with the  explicit purpose of increasing human security, well‐being, quality of life, resilience, and sustainable  development.  Disaster Risk  Disaster risk reduction denotes both a policy goal or objective and the strategic and instrumental  Reduction  measures employed for anticipating future disaster risk; reducing existing exposure, hazard, or  vulnerability; and improving resilience.  Exposure  The presence of people; livelihoods; environmental services and resources; infrastructure; or  economic, social, or cultural assets in places that could be adversely affected.  Hazard  A natural or human‐induced physical event that may cause loss of life, injury, or other health  impacts, as well as damage and loss to property, infrastructure, livelihoods, service provision, and  environmental resources.  Mitigation  The lessening of the potential adverse impacts of hazards through actions that reduce hazard,  (of disaster risk and  exposure, and vulnerability and increase resilience.  disaster)  Resilience  The ability of a system and its component parts to anticipate, prepared for, absorb, accommodate, or  recover from the effects of a hazardous event in a timely and efficient manner, including through the  preservation, restoration, or improvement of its basic structures and functions.  Return Period  An estimate of the average time interval between occurrences of an event (e.g., flood or extreme  rainfall) of (or below/above) a defined size or intensity.  Risk  The degree of exposure to a hazard where there is a potential for damage, injury, liability, loss, or  any other negative occurrence.  Risk Transfer  The process of formally or informally shifting the financial consequences of particular risks from one  party to another, whereby a household, community, enterprise, or state authority will obtain  resources from the other party after a disaster occurs in exchange for ongoing or compensatory  social or financial benefits provided to that other party.  Vulnerability  The propensity of exposed lives, assets, and services to suffer loss and damages from natural  hazards.  Source: IPCC 2012.    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | xvii    1 | INTRODUCTION Natural disasters resulting from weather, climate, hydrological, and geological hazards are on the rise.  Over the past 20 years, natural disasters have become more frequent, costly, and disruptive. According  to the Centre for Research on the Epidemiology of Disasters, 357 natural disasters occurred in 2012  alone, resulting in 9,655 fatalities, some 125 million victims, and US$157 billion in associated damages  and losses (CRED 2013). In addition to human injuries and loss of life and damages and losses to built  assets, the power sector impacts from such disasters generally include gradual degradation of and  increased stress on infrastructure assets, leading to partial or total failure; diminished power resources  (e.g., less available water for hydropower systems during drought); and higher levels of service demand  (e.g., during heat waves and cold spells).   Far‐flung power infrastructure—from upstream generation plants and transmission lines to downstream  distribution networks and operational systems—may be vulnerable to weather and geological events  (e.g., earthquakes, tsunamis, volcanoes, cold spells, heat waves, storms, tropical cyclones, floods,  droughts, and wildfires). The impacts are generally a function of climate variability and extreme event  patterns; design life of the assets; expected (or contracted) level of service; location, function, and  condition of key assets; and the interconnectedness of the various system parts. Extreme events can  cause considerable damage to local physical assets, which, in turn, can have a major impact on overall  networks and loss of service. The power sector’s response to manage such risk will depend on local  conditions, culture, and prevailing weather and geological conditions.  In many developing countries, the power sector already faces a deficit in adapting to near‐term weather  and geological risks (e.g., weak and aging infrastructure), making it even more challenging to additionally  prepare for the slow onset of climate change consequences. In addition to preparing for infrequent  extreme weather and geological events, utility operators, owners, and planners must routinely manage  high‐frequency, low‐intensity events, which can represent significant costs and ongoing management  challenges. Both high‐frequency, low intensity, and less frequent but more damaging events must be  taken into account in strengthening the resilience of the electricity sector including systems and  frameworks as well as the physical infrastructure (Box 1.1).   1.1 STUDY AIM AND APPROACH Against this backdrop, the Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP), in collaboration  with GFDRR, undertook this study to (i) raise awareness and enhance understanding about managing  extreme weather and geological risks among utility‐systems operators, owners, and planners in  developing countries and (ii) enhance their capacity to take adaptive actions to mitigate these risks and  cope with the impacts of the remaining risks on the electricity value chain, including systems operations  and demand. To achieve these twin goals, the detailed study scope encompassed a catalog of the risks  faced by the power sector as a result of weather and geological hazards and the identification and  documentation of a range of emerging practices for building resilience (including preparedness,  response, and recovery) developed and implemented by power utilities and their partners (e.g.,  investors and insurance companies) in both developed and developing countries (Box 1.1).5 The study  covers the entire power‐system value chain, including conventional generation, weather‐dependent  renewables, transmission, distribution, system operations and processes, and service delivery, as well as                                                               5 Some standard practices in developed countries were considered “emerging” in the context of developing countries.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 1    organizational and regulatory matters (Figure 1.1). It focuses on weather and geological hazards of  present‐day concern to the power utilities.6     Box 1.1 | Terminology Clarification In this study, enhancing resilience refers to strengthening the ability of a system and its component parts to  anticipate, prepare for, absorb, accommodate, or recover from the effects of a hazardous event in a timely  and efficient manner, including through the preservation, restoration, or improvement of its basic structures  and functions (adapted from IPCC 2012).  Weather refers to events caused by short‐lived, small‐to‐meso‐scale atmospheric processes (minutes to  days), such as tropical cyclones, storms, and extreme cold or heat events.  Climate refers to events caused by long‐lived, meso‐to‐macro‐scale atmospheric processes (seasonal to  multi‐decadal variability), such as sea‐level rise. Climate and weather are linked, and climate change is  affecting the frequency and severity of weather‐related events year to year.   Risk is defined as the degree of exposure to a hazard where there is a potential for damage, injury, liability,  loss, or any other negative occurrence.  An integrated disaster risk management framework includes a set of disaster risk management (DRM)  components that provide the foundation and organizational arrangements for designing, implementing, and  evaluating strategies, policies, and measures to improve the understanding of disaster risk; foster disaster  risk reduction and transfer; and promote continuous improvement in disaster preparedness, response, and  recovery practices, with the explicit purpose of increasing human security, well‐being, quality of life,  resilience, and sustainable development (IPCC 2012; ISO 31000 2009). It includes five pillars: risk  identification, risk reduction, preparedness, financial protection and resilient recovery.  Standard (or established) practices refer to existing design and process standards and guides, such as those  of the International Electrotechnical Commission (IEC). Emerging practices refer to (i) measures already  being utilized by a small number of power utilities that are not yet industry standards and (ii) power industry  measures relatively common in developed countries not yet established in developing countries. Emerging  practices in other industries that are not yet established in the power sector are sometimes referred to as  potential practices (e.g., city scorecard).    Figure 1.1. Power Supply Infrastructure Sectors Covered by the Study Conventional Renewable Transmission & Generation Generation Distribution Coal Hydropower Lines and Cables Oil Wind Sub-stations Gas Solar Ancillary Nuclear Biofuel / Biomass Geothermal                                                              6 This study does not directly address the slow‐onset impacts of climate change consequences (e.g., sea‐level rise and increasing surface  temperature). The study recognizes that the frequency of extreme weather events associated with a changing climate will impact the  assessment of risk, through increased frequency and severity of weather hazards. Also, capturing the climate impacts on hydropower  generation have been more extensively documented elsewhere (World Bank, 2015; Cervigni R. et al 2015; Schaeffer R., et al., 2012; Lawrence  and Haddeland, 2011; Vergara, 2011; Blackshear et al, 2011; Stenek, 2011; Gue´gan et al, 2012).  2 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     1.2 STUDY METHODOLOGY The study method involved a detailed literature review, complemented by an online global industry  survey. Both the literature review and the industry survey examined risk management processes and  approaches used by the relevant organizations or those over which they have influence (in the case of  regulators and financial institutions), recovery and reconstruction approaches, and existing relationships  and interactions between power sector organizations related to natural hazard preparedness and  recovery.7 The annex to this report describes the key geophysical, meteorological, hydrological, and  climatological hazards documented in the literature review and their impact on power sector systems  (i.e., thermal and renewable generation, transmission lines, substations, and ancillary infrastructure). In  parallel to this study, risk screening tools have become available to help understand climate and disaster  risks in a more nuanced way (i.e., within site‐specific, as well as broader sectoral and development,  contexts).8  The online global industry survey reached out to utilities and other power sector stakeholders  representing various types of infrastructure assets and weather and geological risks. The study covers a  broad range of organizations; target organizations included generators with diverse fuel sources,  transmission and distribution owners and operators, retailers, policy makers, regulators and financial  institutions. Some organizations had single functions, while others had multiple ones. Demographic  information on organizations, including responsibilities, ownership structure, and hazard profiles was  collected to assist with analyzing results and to ensure that data on a representative cross‐section of  organizations was collected.    Figure 1.2. Regional Distribution of Industry Survey Respondents Out of 197 survey queries, 45 valid responses were received. About one‐third of the survey respondents  were from developed countries, while two‐thirds were from developing countries. The respondents  represented a wide range of power utilities and a small sample of financial and regulatory institutions.  Close to two‐thirds were from the Pacific Rim region, including Australia and New Zealand, East Asia, the                                                               7 Survey participants were offered the opportunity to comment on useful emerging practices they had observed or would like to see that would  help to develop greater power sector resilience.  8 Examples of available risk screening tools include ESMAP’s energy‐sector vulnerability assessment tool (www.ESMAP.org), the World Bank’s  climate and disaster‐risk screening tools (https://climatescreeningtools. worldbank.org/), and the decision tree framework of Ray and Brown  (2015).   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E   |   3    Pacific, and Latin America and the Caribbean (Figure 1.2). About 50 percent of the utilities surveyed  were state‐owned, while about the same percentage (not necessarily the same entities) were vertically  integrated. The survey results and the identified emerging practices were grouped into five pillars: (i) risk  identification, (ii) risk reduction, (iii) preparedness, (iv) financial protection, and (v) resilient recovery  (Figure 1.3). These five pillars correspond to the five focus areas of the GFDRR (2012),9 and fit within the  context of a typical risk management approach, aligned with ISO 31000:2009, Risk Management— Principles and Guidelines.10     Figure 1.3. Emerging Practices in the Power Sector, by Risk Management Pillar                                                                  9 Managed by the World Bank and funded by 21 donor partners, the GFDRR helps high‐risk, low‐income developing countries better  understand and reduce their vulnerabilities to natural hazards and adapt to climate change. It provides grant financing, on‐the‐ground technical  assistance, mainstreaming of disaster mitigation policies into country‐level strategies, and thought leadership on disaster and climate resilience  issues.  10 Details are available at www.iso.org/iso/catalogue_detail?csnumber=43170  4 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     1.3 ORGANIZATION OF THIS REPORT This report is organized into 10 chapters. Chapter 2 focuses on identifying the key natural hazards faced  by the power sector and the risks they impose on infrastructure assets. Chapter 3 provides a framework  for risk analysis, assessment, and prioritization. Chapter 4 describes the global industry survey method  and key findings. Chapters 5 through 9 explore the emerging practices identified under each of the five  pillars.11 Finally, Chapter 10 offers concluding observations and suggestions for future research.                                                               11 Due to survey constraints, this study was unable to elaborate on the conditions under which the emerging practices were developed, which  would increase our understanding of how weather and geological risks were managed among the electric utilities. It is recommended that in‐ depth case studies be conducted to fill this knowledge gap.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 5    2 | NATURAL HAZARDS FOR RISK MANAGEMENT There are four categories of nature hazards that may impact the power supply sector: (i) geophysical, (ii)  meteorological, (iii) hydrological, and (iv) climatological. This study focuses on the first two, and to a  lesser extent, on the third, for their present‐day concerns. Table 2.1 lists the hazard types for each of  these four hazard categories.12   Table 2.1. Key Types of Natural Hazards, by Category HAZARD CATEGORY/DEFINITION HAZARD TYPE Geophysical  Earthquakes, volcanoes, rockfalls, and  Events originating from solid earth  tsunamis    Meteorological  Tropical or extra‐tropical cyclones; snow,  Events caused by short‐lived, small‐to‐ hail, and lightning storms; and extreme cold  meso‐scale atmospheric processes (minutes  and heat events  to days)    Hydrological  Events caused by deviation in the normal  Coastal erosion, debris flow, river and flash  water cycle and/or overflow of water  flood, and coastal inundation   bodies    Climatological   Events caused by long‐lived, meso‐to‐ Drought and wildfires (forest and grass  macro‐scale processes (seasonal to multi‐ fires)  decadal variability)      2.1 FROM NATURAL HAZARDS TO RISKS Although the terms hazard and risk tend to be used interchangeably, they  refer to distinct,   albeit closely  related, concepts. The occurrence  of a given hazard becomes disaster risk when human stakes (e.g.,  assets,  lives,  and   socioeconomic  or environmental  values) are exposed  and   vulnerable   to   the   hazard.  Figure 2.1 illustrates how a flood hazard puts power sector equipment and household power supply at  risk, owing to exposure of the substation to the flood zone and vulnerability of the infrastructure assets.                                                               12 For each hazard type, definitions, along with typical measurements and potential information sources, can be found in the annex to this  report.    6 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 2.1. Illustrative Example Showing How a Hazard Can Result in a Risk A disaster risk assessment typically includes the following three steps:  1 |  Hazard assessment. This step characterizes the patterns of relevant natural hazards— phenomena that are the source of risk—based on the frequency, intensity, seasonality, and  geographical extent of their occurrence. The hazard assessment may consider the impacts of  climate change on such patterns.   2 |  Exposure assessment. This step documents the location, attributes, and values of assets  important to the various communities (e.g., people, buildings, factories, farmland, and  infrastructure) exposed to the potential impacts of natural hazards. Under exposed conditions,  the levels and types of adverse impacts will be the result of a physical event (i.e., natural hazard)  interacting with socially constructed conditions (characteristics of vulnerability and resilience)  (IPCC 2012).   3 |  Vulnerability assessment. This step 7nalyses the likelihood and propensity of exposed assets  and services to suffer losses and damages from natural hazards. The damage assessment  generally considers the types of assets and the resolution and coverage of the available data.  Other factors contributing to the damage assessment include the construction design or  material. The loss assessment builds on the damage assessment, providing an estimate of the  likely impact of a natural disaster in monetary terms.  The elements of hazard, exposure, and vulnerability contribute to overall disaster risk and can vary  independent of each other over time. For example, urban development can increase exposure; the  effects of climate change may intensify hazard patterns, and poor maintenance of infrastructure assets  may increase vulnerability.     Figure 2.2. Risk Concept Adopted for This Study   ISO 31000:2009, Risk Management—Principles and Guidelines characterizes risk as a function of the  likelihood of the risk occurring and the consequences if it does. The elements of hazard, exposure, and  vulnerability are captured via the analysis of the likelihood and consequences of risk (Figure 2.2). This  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 7    approach is well aligned with traditional infrastructure and engineering projects and was thus adopted  for this study.   2.2 CHARACTERIZING NATURAL HAZARDS FOR RISK MANAGEMENT Typically, natural hazards are described in terms of their frequency (or probability) and intensity of  occurrence in a particular geographic area. The probability is generally expressed in terms of the  average return interval (ARI) or annual exceedance probability (AEP). These metrics refer to the average  probability of a particular event occurring within a given period of time. For example, if the likelihood of  a particular event occurring is once every 100 years, this is expressed as having an ARI of 100 years  (Q100) or an AEP of 1 percent. The hazard probability can be represented as intensity/frequency curves  (Figure 2.3) or using hazard maps (Figure 2.4).  A particular location outside the boundary of the Q100 flood does not mean that the area will not flood,  but that the probability of the area flooding is less than 1 in 100 (1 percent) in any given year. By using  these tools, risk screening and scenarios can be developed for power sector subsystems.     Figure 2.3. Illustrative Intensity/Frequency Curves Source: CLIMsystems 2015 (www.climsystems.com).    8 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 2.4. Examples of Hazard Maps a. seismic hazard map (US)  b. flood hazard map (Switzerland)    Source: USGS, ITC, and OFEV.    Estimating the probability distribution of extreme events requires much historical data, which  sometimes does not exist. In addition, climate change may change the frequency, intensity, and location  of extreme climate‐related events in uncertain ways. Therefore, for certain events (e.g., floods and  storm surges), it is necessary to consider several probability distributions in order to account for the  deep uncertainties regarding their occurrence.  2.3 HAZARD SCREENING AND TYPICAL POWER SECTOR IMPACTS Screening aims to identify key hazards and their potential relationship with power supply assets and  services. For the purposes of this study, screening considered the potential effects of the key natural  hazards (Table 2.1) on the power supply infrastructure systems (Figure 1.1). Different assets and services  may be subject to different natural hazards and therefore different impacts and risks.   While certain hazards may be considered as quite similar (e.g., forest fires and grass fires), their differing  characteristics in terms of frequency, intensity, seasonality, and localization result in different risks. For  example, grass fires present a high heat intensity but burn quickly (sometimes within minutes) without  much latent heat. Conversely, forest fires move much more slowly but the volume of fuel, level of  ember attack, and latent heat put power assets at much greater risk.   For such hazards as earthquakes and tsunamis, which are quite destructive and occur over large areas  (several 100 km2), screening focuses on the general nature of the hazard and its destructive effect over  an entire region (as opposed to a specific relationship with a single power asset in a given location).  Some relationships also depend on the location of the asset. For example, assets located in a coastal  area would be subject to hazards not experienced by similar assets located further inland.  2.4 CONSEQUENCES OF NATURAL HAZARD RISKS The general consequences of natural hazard risks include the following:   Direct impacts on physical assets. Examples include damage to the integrity of the built structure,  degradation of materials through erosion and corrosion, and complete destruction of the asset.    Indirect impacts on services. Examples include the local population’s loss of access to potable water  and inability of the storm water network to regulate water flows, leading to flooding.   Cascading consequences. Examples include power loss resulting from a heat wave or lightning  strike, leading to loss of access to potable water (for systems using pumps).  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 9     Impacts on the resource associated with the asset. Examples include changes in surface water  levels during drought, which make water extraction points ineffective for potable water systems.    Impacts on demand and service requirements. Examples include simultaneous peak demands for  residential, industrial, power generation, and agricultural water consumption during heat waves.    Potential harm to persons and the natural environment through injuries, fatalities, and  environmental degradation.    Financial losses associated with all of the above direct and indirect impacts.   One common way to screen hazard risks is to use a screening matrix. On one axis of the matrix,  the relevant elements of the energy systems are represented. On the other axis, key natural hazards  relevant to the area are outlined. By discussing exposure and vulnerability issues (where the hazards and  key assets and services intersect), strong or uncertain relationships can be identified and used to  formulate risk scenarios. This exercise provides a useful initial framework to facilitate discussion and  analysis.13   It is important to note that risk identification and control are location specific. For every location, each  asset and part of the supply chain should be analyzed using accepted risk management standards in  order to effectively determine the risk level and potential losses and damages. Risk management  practices are further discussed in chapter 3.  2.5 RISKS ACROSS THE POWER SUPPLY CHAIN Large, centralized power‐generation facilities are often described as posing a high risk to power supply  since the loss of a large power station could reduce electrical capacity by hundreds of megawatts. In  large interconnected networks where the system is supported by multiple power stations equipped with  multiple generators, the failure of one power station is generally not devastating. In small or weak  systems, however, the loss of one major power station may impact the whole grid. Most generators are  susceptible to fuel disruptions, which can affect groups of stations. From a fuel supply perspective,  largest technical risk is often hydrological since other risks (e.g., shortage in the fossil‐fuel supply  system) can often be addressed quite rapidly, albeit sometimes at a high cost. In terms of transmission  and distribution circuits, overhead lines are susceptible to such natural disasters as hurricanes and ice  storms, which can seriously damage line sections. However, these can be replaced relatively quickly,  assuming that compatible spare structures are available. Some specialists consider substations with  high‐voltage transformers as the most vulnerable part of the power system since a long period of time is  required to replace transformers. Finally, control centers are also considered vulnerable. Loss of a  control center can have a substantial impact on power supply operations, while loss of related  infrastructure (e.g., communications) can impede recovery efforts.                                                               13 An indicative risk matrix for the subsystems of the power supply chain can be found in the annex to this report. The risk screening matrix  details the range of geophysical, meteorological, hydrological, and climatological risks facing each subsystem. This matrix is followed by  descriptions of typical impacts that power sector subsystems may experience as a result of natural disasters. Some hazards have a wide range  of occurrence and impact, and these are described across all power sector subsystems.     10 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     3| RISK ASSESSMENT FRAMEWORK, TREATMENT, AND PRINCIPLES OF POWER SECTOR RESILIENCE Once the power infrastructure risks imposed by natural hazards have been identified, a framework is  required in order to analyze, assess, and prioritize those risks. This chapter begins by summarizing the  risk management assessment framework used by most organizations that adopt ISO 31000 practices or  similar standards, followed by discussions on risk treatment options and principles of resilience applied  to the power sector.  3.1 RISK ASSESSMENT FRAMEWORK A risk assessment framework is an analytical tool that provides qualitative descriptors for likelihood and  consequences via a risk matrix. Such a framework contributes to the consistency, robustness, and  transparency of the risk assessment and overall risk management process. It also facilitates comparison  and replication of activities.   The most common and effective way to build this framework is using a spreadsheet, which allows for  direct calculation of risk levels. While more sophisticated platforms, such as risk modeling and  management software, are available, they require investments in licenses and training. Many  organizations have established risk frameworks with defined likelihood and consequences levels (as  described in an enterprise‐wide risk management policy). The subsections below present an indicative  risk framework for the power sector.   RISK ANALYSIS AND PRIORITIZATION Using the risk matrix tool illustrated in Table 3.1, users can analyze and document the likelihood and  consequences of risks and assign a score to each. The risk level is determined by multiplying the score  assigned to the consequences (1 to 5) by that assigned to the likelihood (1 to 5). A result of 1, 2, 3, or 4  equals a low risk, while a result of 20 or 25 indicates an extreme risk. In all, there are four risk levels:  low, medium, high, and extreme.   Table 3.1. Risk Matrix    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 11    3.2 CONSEQUENCES To determine the potential consequences of a risk, the user needs to consider (i) the risk source (i.e., the  hazard creating the risk and its characteristics and patterns), (ii) positive and negative impacts, and (iii)  factors that increase (sensitivity and exposure) and decrease (resilience) the consequences of the risks.  The thinking and discussion for each risk should be documented in a short narrative, and a consequence  rating should be assigned to the consequence level (Table 3.2). For infrastructure planning, it is useful to  describe the consequences of a natural hazard in terms of the following:   duration and extent of service disruption;   impacts on health, environment, and finance;    reputational, regulatory, and legal impacts; and (in some cases)   resources (e.g., water or coal).   The condition of the existing asset base (e.g., maintenance and current failure rate) is quite important  for conducting a comprehensive and thorough risk assessment. An understanding of the agreed (or  contracted) level of service to be delivered by the organization using its assets is also crucial for  determining the extent of the consequences and therefore the risk.   3.3 LIKELIHOOD Once a consequence has been assigned to a risk, the next step is to consider the likelihood (or  probability) of the consequence if the risk occurs. Depending on data availability, particularly a detailed  hazard assessment, determining a detailed, probabilistic likelihood can be difficult. It is possible to  provide a qualitative (and quite useful) measure and description of likelihood using a description of the  likelihood levels (similar to the consequences).   When considering such investments as power projects, which have long‐term impacts on development,  it is necessary to make certain that today’s choices will make sense in the future. With the advent of  climate change, some risks (e.g., floods) whose likelihood was quantifiable in the past may become  deeply uncertain. Deep uncertainty refers to uncertainty that occurs when parties to a decision do not  know or cannot agree on (i) models that relate the key forces that shape the future, (ii) probability  distributions of key variables and parameters in those models, and/or (iii) the value of alternative  outcomes. Broadly speaking, most future socioeconomic conditions (e.g., population or prices) are  deeply uncertain. For weather events, this means it is no longer safe to rely on the annual return interval  (ARI) or annual exceedance probability (AEP) to design projects with lasting consequences on  development.   New state‐of‐the‐art methods, commonly known as decision making under uncertainty (DMU), are  available to help in planning robust projects in face of deep uncertainty. DMU promotes three elements:  (i) characterizing uncertainty with multiple views of the future; (ii) focusing on those futures that  illuminate vulnerabilities of proposed decisions; and (iii) seeking decisions with robust performance  across these multiple futures, which can also offer a framework for more qualitative planning exercises,  such as the proposed matrix.14   DMU project‐design approaches move away from relying on predictions about the future. Instead, they  place the decision back in the center, asking what future conditions will make the investment or power  supply network fail. Projects are stress tested under hundreds of combinations of plausible future                                                               14 Lempert and Kalra (2011) provide a heuristic application of one such method (robust decision‐making).  12 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table 3.2. Indicative Descriptors for Consequences DESCRIPTOR ASSET LOSS OF FINANCIAL HEALTH/ CONSEQUENCE DAMAGE SERVICE LOSS SAFETY REPUTATION Negligible or no  Localized  Asset damage less  changes to the  interruption of  than 5% of annual  health/safety  No infrastructure  service for less  maintenance  Some public  Insignificant  profile or  damage.  than 1% of the  budget or  awareness.  fatalities as a  agreed level of  negligible CAPEX  result of extreme  service.  value.   events.  Asset damage  Localized  Slight changes to  No permanent  greater than 5%  Some adverse  interruption of  the health/safety  damage; some  but less than 10%  news in the local  service for less  profile; risk of  Minor  minor  of annual  media; some  than 10% of the  minor injuries as  restoration work  maintenance  adverse reactions  agreed level of  a result of  required.  budget or 1% of  in the community.  service.  extreme events.  CAPEX value.  Widespread  Damage  interruption of  Asset damage  Noticeable  recoverable by  service for less  greater than 10%  changes to the  Adverse news in  maintenance and  than 20% of the  but less than 25%  health/safety  the media;  Moderate  minor repair;  agreed level of  of annual  profile; risk of  significant  partial loss of  service, resulting  maintenance  severe injuries as  community  local  in minor  budget or 5% of  a result of  reaction.  infrastructure.  contractual  CAPEX value.  extreme events.  penalties.  Damage to  Widespread and  reputation at a  Extensive  Marked changes  extended (several  national level,  infrastructure  in the  days) interruption  Asset damage of  with adverse  damage,  health/safety  of service for less  50% or greater of  national media  requiring  profile; risk of  than 50% of the  annual  coverage;  Major  extensive repair;  severe injuries  agreed level of  maintenance  government  permanent loss  and even  service, resulting  budget or 25% of  agency questions  of local  fatalities as a  in severe  CAPEX value.  or inquiry, and  infrastructure  result of extreme  contractual  significant decline  services.  events.  penalties.  in community  support.  Widespread,  extended (several  Irreversible  weeks)  Substantial  Permanent  Asset damage  damages to  interruption of  changes to the  damage and/or  exceeding the  reputation at the  service of the  health/safety  less of  annual  national, and  Catastrophic  agreed level of  profile; risk of  infrastructure;  maintenance  even  service, resulting  multiple fatalities  retreat of  budget or 75% of  international,  in extreme  as a result of  infrastructure.  CAPEX value.  level, and public  contractual  extreme events.  outrage.  penalties or  contract breach.    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 13    Conditions; these not only include changing ARI and AEP, but also changing socioeconomic conditions  (e.g., electricity prices) that may affect the project’s performance. DMU methods enable analysts to  stress test investments considering multiple risks at the same time. Once the main risks and specific  vulnerability thresholds of the project are identified, planners can evaluate them and explore other  options that may reduce these risks. In short, DMU methods help planners to make informed decisions  despite uncertainties about likelihood (Table 3.3).15  3.3 LIKELIHOOD Once a consequence has been assigned to a risk, the next step is to consider the likelihood (or  probability) of the consequence if the risk occurs. Depending on data availability, particularly a detailed  hazard assessment, determining a detailed, probabilistic likelihood can be difficult. It is possible to  provide a qualitative (and quite useful) measure and description of likelihood using a description of the  likelihood levels (similar to the consequences).   When considering such investments as power projects, which have long‐term impacts on development,  it is necessary to make certain that today’s choices will make sense in the future. With the advent of  climate change, some risks (e.g., floods) whose likelihood was quantifiable in the past may become  deeply uncertain. Deep uncertainty refers to uncertainty that occurs when parties to a decision do not  know or cannot agree on (i) models that relate the key forces that shape the future, (ii) probability  distributions of key variables and parameters in those models, and/or (iii) the value of alternative  outcomes. Broadly speaking, most future socioeconomic conditions (e.g., population or prices) are  deeply uncertain. For weather events, this means it is no longer safe to rely on the annual return interval  (ARI) or annual exceedance probability (AEP) to design projects with lasting consequences on  development.   New state‐of‐the‐art methods, commonly known as decision making under uncertainty (DMU), are  available to help in planning robust projects in face of deep uncertainty. DMU promotes three elements:  (i) characterizing uncertainty with multiple views of the future; (ii) focusing on those futures that  illuminate vulnerabilities of proposed decisions; and (iii) seeking decisions with robust performance  across these multiple futures, which can also offer a framework for more qualitative planning exercises,  such as the proposed matrix.16   DMU project‐design approaches move away from relying on predictions about the future. Instead, they  place the decision back in the center, asking what future conditions will make the investment or power  supply network fail. Projects are stress tested under hundreds of combinations of plausible future  conditions; these not only include changing ARI and AEP, but also changing socioeconomic conditions  (e.g., electricity prices) that may affect the project’s performance. DMU methods enable analysts to  stress test investments considering multiple risks at the same time. Once the main risks and specific  vulnerability thresholds of the project are identified, planners can evaluate them and explore other  options that may reduce these risks. In short, DMU methods help planners to make informed decisions  despite uncertainties about likelihood (Table 3.3).17                                                               15 Kalra et al. (2013) provides general information on DMU methods; Bonzanigo and Kalra (2014) covers the application of DMU to the power  sector without considering climate change, while the World Bank (2015) considers its application to hydropower investments, including the  effects of climate change.  16 Lempert and Kalra (2011) provide a heuristic application of one such method (robust decision‐making).  17 Kalra et al. (2013) provides general information on DMU methods; Bonzanigo and Kalra (2014) covers the application of DMU to the power  sector without considering climate change, while the World Bank (2015) considers its application to hydropower investments, including the  effects of climate change.  14 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table 3.3. Indicative Descriptors of Likelihood Levels   DESCRIPTOR  RECURRENT EVENTS  SINGLE EVENTS  PROBABILITY  Unlikely during next 25  Very unlikely  Negligible/very low probability  ≤ 15%  years  3.4 Unlikely but not negligible/low  Unlikely   Once in 10–25 years  probability but noticeably  16–35%  greater than zero  Less likely than not, but still  Possible   Once in 10 years  36–59%  appreciable  Likely   About once per year  More likely than not  60–84%  Almost certain  Several times per year  Noticeably more likely than not  ≥ 85%  DESIRED LEVEL OF IMMUNITY The desired level of hazard immunity is a function of the criticality of the asset, the criticality of the  services delivered, the availability of resources to hazard proof the asset, the practicality of hazard  proofing, and the damage that could result if the asset fails (Figure 3.1).    Figure 3.1. Illustrative Example of the Hierarchy of Risks and Desired Level of Immunity For example, activities involving the design and construction of a hydropower station dam—a large  investment project with a long design life and low levels of asset adaptability—will consider natural  hazardous risks as one of the most critical design elements. The desired level of immunity is also quite  high; for example, the plant may be designed to be protected against a 1‐in‐10,000 year’s event because  of the risk of downstream loss of life and damage caused by inundation. In contrast to a hydropower  plant, a solar photovoltaic (PV) power station—a project with a relatively short life of 20 to 25 years with  high adaptability—may be designed to be protected against a 1‐in‐100 year’s event due to the ease of  repair and lower capacity factor (utilization).   In some cases, generation, transmission, or distribution assets and associated services will be relatively  unexposed to natural hazards. One example is a large city located in a low‐hazard area where coal and  oil (imported through the city’s port) are stockpiled to supply power stations located in the city and  electricity is distributed through underground and indoor transmission and distribution infrastructure. In  such cases, many hazards can be ignored as they are irrelevant. By combining likelihood and  consequences, each risk can be given a score and prioritized for risk treatment, which is the subject of  the next section.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 15    3.5 GENERAL RISK TREATMENT RESPONSES Once an organization has analyzed and prioritized the natural hazard risks, the responses or risk  treatments to those risks are formulated. The following risk management approaches and examples are  possible:   Avoiding the risk. A new asset’s site could be changed to avoid the risks of coastal flooding.    Changing the likelihood of occurrence. All equipment could be raised above the flood line.   Changing the consequences of occurrence. Investment in a piece of infrastructure could be reduced  to lower potential financial losses should the risk occur and protection measures could be built.    Transferring or sharing the risk with other(s). The design, construction, operation, and maintenance  could be outsourced to a third party (e.g., purchase of insurance).    Retaining the risk. The consequences of a disaster’s potential occurrence are accepted, and the  resources saved are used for reconstruction or other infrastructure investment purposes.   Opportunities to improve engineering, organizational, and financial resilience of the power sector  generally include:   Multiple points of supply   Utility route diversity   Alternative capacity (e.g., portable generators)   Strengthening or “over‐engineering” key infrastructure   Design in safe‐to‐fail characteristics   Design out single points of failure   Minimize potential effects of cascade failure (i.e., one utility’s failure cascading to other utilities)   Early renewal of critical assets (before the risk of failure increases beyond acceptable limits)   Business continuity and emergency response plans   Financial protection (e.g., insurance)   Emergency preparedness   Mutual aid agreements  Robust cost‐benefit analysis is generally undertaken for the risks scoring the highest during the  prioritization process. To select the most beneficial risk treatments, the options are analyzed using  typical processes of cost‐benefit analysis. Organizations vary in how they undertake this evaluation  process. Analysis ranges from a simple test to determine whether the costs of the treatment option  outweigh the benefits to a full net‐present‐value cash flow to determine which option provides the best  value outcome from its required investment.18 Once the preferred Risk Treatment options are selected  that have approved expenditure, the treatment is implemented or scheduled in work programs or  longer‐term asset management plans.  DMU methods strengthen the typical risk analysis and treatment process by seeking solutions that  enable a project to perform under environmental conditions that cannot be envisaged or predicted at  present. In situations where data is insufficient to predict future potential hazards and their  magnitude—such as developing countries with scarce weather records or the uncertainty of climate  change impacts—DMU facilitates more robust decision‐making by encouraging the characterization of  uncertainty with multiple views of the future, focusing on those that illustrate the vulnerabilities of                                                               18 It should be noted that attributing value to loss of supply is an essential component of the cost‐benefit process.   16 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     treatment options and seeking decisions with robust performance across those multiple futures. DMU  methods test the extremes of probability and help identify options that work well no matter what the  future brings, rather than those that are optimal for a single future (or perceived likelihood of an event)  (Kalra et al. 2014).19  3.6 RESILIENCE PRINCIPLES APPLIED TO THE POWER SECTOR Generation, transmission, and distribution systems have diverse layouts, depending on the nature and  location of the fuel source and electricity demand. The main technical aspects usually considered by  traditional planning and design of power sector infrastructure are functionality,20 maintainability,21 and  reliability.22 Resilience—an additional aspect to consider when delivering infrastructure projects—refers  to the asset’s ability to continue to operate during extreme natural events (e.g., earthquake or typhoon)  or recover rapidly to provide a similar service.  The main factors considered to improve the resilience of power sector assets to natural hazards are as  follows:   A well‐defined hierarchy of risk and level of immunity   Site selection to avoid hazard‐prone areas   Building codes and design standards based on exposure to natural hazards (e.g., earthquakes or  wind storms)   Materials selection   Flexibility and redundancy in the design of individual assets and operation of the entire service  delivery system   Consideration of critical assets, services, and resources in emergency planning to maintain a  minimum level of service, avoid total system failure, and facilitate recovery.    Strong maintenance regime to maintain the integrity of assets and functioning of the system; this  also includes monitoring of site conditions, including natural hazards patterns.                                                                  19 For example, following the March 2011 tsunami in Japan, the devastating failures at the Fukushima nuclear plant facility could have been  largely mitigated if critical equipment had been sited at raised levels (e.g., the first floor of a building). The flood wall was raised to a height at  which inundation was thought highly unlikely; however, the tsunami exceeded that wall height by approximately 50 cm.  20 Functionality refers to the infrastructure asset’s ability to perform its assigned function efficiently and meet regulatory requirements,  including operating within regulatory noise and discharge levels and providing safe working conditions for staff. Where there is a choice in the  type of process, equipment, or site layout, the final one is usually the most cost‐effective method, which considers maximizing energy output or  efficiency, capital cost of the structure, operating costs, equipment replacement costs, and land acquisition costs (including development  approvals).  21 Maintainability refers to ease of maintaining the asset using standard maintenance practices, reducing occupational health and safety  hazards (e.g., confined space), and utilizing standard components that are readily available and interchangeable.  22 Reliability refers to the reliable and effective operation of the asset, as well as redundancy and modularity so that failure of one component  part does not cause total failure of the system.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 17    Figure 3.2. Resilience Factors Applied to a Power Distribution Substation   Along with providing resilience factors in the selection and design of assets, operational measures (e.g.,  emergency response) can be applied to improve the resilience of power supply services. Figure 3.2  illustrates how such measures can be applied to improve the resilience of a substation located in a  flood‐prone area. The approach is divided into capital (infrastructure) and operational resilience factors.  Some of the suggestions are relevant for other events, such as earthquakes and storms.   3.6.1 Site Selection The site location should consider the importance of the asset and the return period/intensity of the  hazard. In most cases (i.e., where fuel source does not dictate location), the site is determined by land  availability and convenience, in conjunction with other infrastructure. Specific requirements are as  follows:    Low exposure to hazards (e.g., flooding, landslides, or earthquake‐induced liquefaction)   Low or acceptable levels of negative social and environmental impacts   Adequate space for operations and (depending on the facility) expansion   Sufficient buffer distance from houses, built‐up areas, future development, and application of other  planning constraints and bylaws   Clearance from obstructions above and below (e.g., overhead power lines clear of protected  vegetation and structures; cables sufficiently distant from other below‐ground infrastructure so  that maintenance damage risk is reduced)   Sufficient all‐weather access for staff and vehicles, including for heavy equipment removal   Source of other natural resources, such as cooling water for thermal stations   Suitable telemetry (i.e., no interference with electronic or radio signals)  18 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E      Easements for the site and services23  Since it is rare for a site to meet all of these requirements, compromises and adjustments are made,  where possible, as part of the decision‐making process. For example, where soils are weak, increased  foundational support is required. Where flooding is prevalent, levees and berms can protect equipment.  The trade‐offs between location and vulnerability should be proportionate to the importance of the  assets and the costs of protection measures.  3.6.2 Building Codes and Design Standards At a minimum, design and construction infrastructure must comply with local building or construction  codes and standards. Such structures as dams and nuclear power plants often have additional national  electricity industry standards and regulations. Financing or public implementing agencies may also  specify higher levels of codes and standards with the objective of increasing infrastructure reliability and  resilience.   3.6.3 Materials Selection Numerous materials and construction techniques can be considered to improve resilience to natural  hazards. These include selecting materials with better resilience to erosion; corrosion; and oxidation  resulting from exposure to water, wind, sun, and salt. Like the challenge of design, the process of  selecting materials must balance the cost of the materials, which often incur extra costs, and the  appropriate level of protection for the assets and associated services.  3.6.4 Flexibility and Redundancy Design flexibility and redundancy for both individual assets, including ancillary infrastructure, and the  entire system contribute to maintaining basic functionality during extreme events and partial system  failure. One key design challenge is to account for the most extreme conditions that may impact the  asset without leading to excessive overcapacity. A risk‐based approach that considers the criticality of  the assets and services can facilitate a balance between these two conditions.   A typical approach in the power sector is to specify the level of redundancy required, depending on the  criticality of the services. Commonly used nomenclature are (n), which refers to a circuit or transformer  and (g), which refers to a generator. A power system planned to (n ‐ 1) will continue to supply an  uninterrupted load when a single asset (circuit or transformer) disconnects from the power system. A  power system planned to (n ‐ g ‐ 1) will continue to supply an uninterrupted load when both a  transmission asset and the single largest generator disconnect from the power system. For example, a  residential street may be designed to (n), whereby the failure of its supply transformer or cables results  in a supply outage that requires time to restore. An industrial customer or town may be designed to (n ‐  1) or (n ‐ g), such that the loss of a transmission element or generator does not result in loss of power. A  critical center, such as an airport, might be designed to (n ‐ g ‐ 2), while a city might be designed to (n ‐ g  ‐1). The level of redundancy is usually determined by the regulator.   This nomenclature is extended to include switched (n ‐ x) redundancy, whereby a loss of one asset  results in the brief loss of power supply until an alternate asset is switched in. For example, switched (n ‐  2) means that three elements can fail before long‐term loss of supply occurs; however, a brief loss of  supply will occur when each of the first two assets fail. Probabilistic standards that consider the cost of  supply losses is another method that the power industry uses to determine the level of redundancy.                                                               23 An easement is permission for agency infrastructure to access and use specific areas of another’s property for such purposes as laying gas  pipelines and transmission and distribution circuits and building access roads. A utility easement is attached to the property deed so that it  passes on even when the property is transferred or sold; having an easement gives the utility the right to use (but not own) the land.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 19    3.6.5 Consideration of Critical Assets and Services One approach to improve power sector infrastructure is to identify the minimum elements needed to  provide basic service and harden the exposed parts of those elements with the goal of reducing the  damage they incur, thus allowing for rapid restoration of the system and level of service. Full system  restoration is developed around these key elements. For example, strengthening the section of a  transmission line that is most exposed to high winds or avalanche danger is an economic method that  results in the entire line being more resilient. Similar partial strengthening includes placing an overhead  earth wire on a section of a transmission line exposed to lightning and undergrounding the section of a  distribution system exposed to heightened flood risk.  3.6.7 Maintenance Infrastructure maintenance is essential for asset resilience. Examples include cleaning debris and  obstructions from dam sluice gates and drainage channels, periodically servicing standby generators,  painting metal surfaces to prevent corrosion, and replacing rotting wooden distribution poles. The  participant respondents in this study’s global industry survey agreed that maintaining equipment to  appropriate standards is one of the most important practices for ensuring infrastructure resilience  during natural disasters.  20 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     4| POWER SECTOR RESILIENCE: INDUSTRY SURVEY METHOD AND KEY FINDINGS In response to the range of practices that power utilities and their partners (e.g., investors and insurance  companies) are developing and implementing to manage weather and geological risks, this study  conducted a global industry survey. The survey aimed to identify, analyze, and document the range of  established and emerging risk‐management practices of power sector organizations and those that  influence them (regulators and financiers) in both developed and developing countries. Specifically, it  examined their resilience in terms of processes and approaches for risk identification and reduction,  preparedness, and recovery and reconstruction, including institutional collaboration. Separate  questionnaires were structured for the power utilities and regulators/financiers.24    4.1 SURVEY METHOD OVERVIEW Using a stratified sampling approach, the survey team identified organizations representing a cross‐ section of the power supply chain to participate in the survey. These organizations were grouped into  primary and secondary prioritized lists; the secondary list was used to fill gaps associated with regional  and power supply functions, ensure broad representation in the final sample, and increase the number  of completed surveys. The team used regional groupings aligned with those of the World Bank Group,  plus Western Europe, Australia and New Zealand, and North America (Figure 1.2). For each region, the  sample included at least one organization representing each subsector in the power supply chain.25 To  ensure sample representativeness and assist in analyzing survey results, the team collected  demographic information on each organization, including the energy services provided, ownership  structure, and hazard profile.26  Invitations to participate in the pilot phase (mid‐December 2014 to mid‐May 2015) and first wave of the  main survey (November 2015 to January 2016) were distributed to 197 organizations.27 The pilot  evaluated the survey instrument and administration.28 Respondents were given the option of providing  organizational and personal details.29 An invitation to participate in the survey and project information  sheet (in English, Spanish, and French) were distributed via email to individuals from organizations on  the target lists; links to the online collection tool were provided with the option of participating via  phone survey in any of the several languages. One‐to‐two weeks later, respondents were reminded by  phone or email about the invitation to participate. Responses were collected using the SurveyMonkey                                                               24 The Power Sector Resilience Survey questionnaires are available online at: http://esmpa.org/node/57858.  25 For example, if only one response was received from Africa—a predominantly generation company—then transmission, distribution,  systems operations, and retail organizations in Africa would also be contacted to participate.   26 The hazard profile was based on the CRED nomenclature (Table 2.1).   27 The combined size of the primary and secondary lists was based on a typical expected return rate of 25 percent.   28 The pilot phase of the survey identified issues related to the survey instrument’s validity and reliability. These included wordings that could  lead to misinterpretation or responses that did not address the information being sought and those consistently arising in open‐ended  questions or “other” categories that could be more quickly addressed using response prompts selected from a list. At the conclusion of the  pilot, the survey method and instrument were evaluated and amendments, as identified in the interim report, were incorporated into the final  version.   29 Confidentiality and anonymity were offered to survey participants; they were asked whether they wished to have their details made public  and if they wished to participate in further project activities. Unfortunately, many organizations chose to remain anonymous; when this  occurred, the survey tool could not always accurately identify which organizations the responses came from.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 21    tool. This allowed for real‐time, preliminary data analysis, as well as in‐depth comparative analyses using  Microsoft Excel and other spreadsheet programs.30   Descriptive statistics were used to summarize the survey results. Open‐text “other” responses that could  not be clearly attributed to one of the options available in the survey prompt were included in the  analysis of relevant sections. Responses in the recovery, restoration, and reconstruction section of the  survey were classified as established, emerging, or potential practices (Box 1.1). Some practices with low  response rates identified as “other” may have been outdated practices still used by these organizations.   Participants were offered the opportunity to comment on useful emerging practices they had observed  or would like to see that would assist in developing sector resilience. Content analysis was used to  classify the responses as technical, informational, planning, and financial and/or governance or  regulatory approaches for improving power supply resilience. Where a single comment addressed  multiple aspects, it was classified under each of the relevant sections.  Forty‐five unique responses to the pilot survey were received, consisting of 21 from developing  countries and 24 from developed countries. More than half of the respondents (23) reported that they  represented vertically integrated monopoly providers; thus, many organizations covered multiple  subsectors (Table 4.1). Six respondents identified their organizations as vertically integrated monopoly  providers in competitive markets, only half of which were from developing countries. The dominance of  government‐owned utility providers (56 percent) is not unexpected. Although most vertically integrated  monopoly providers were government‐owned entities, there were three corporations, two of which  were publicly listed companies with multiple shareholders.   The Pacific Rim region, including Australia and New Zealand, East Asia and the Pacific, and Latin America  and the Caribbean, had the strongest response rates, accounting for nearly two‐thirds of all respondents  (Figure 1.2). The response rates of financial, regulatory, insurance, and regional institutions were  significantly lower than those of the main sample pool (i.e., organizations with responsibilities in the  delivery of electricity services).                                                                   30 The survey data was cleaned to remove duplicate and incomplete responses; multiple responses received from the same organization were  aggregated into a single master response.  22 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table 4.1. Sector Representation of Survey Respondents   DEVELOPING DEVELOPED TOTAL TOTAL POWER SECTOR INVOLVEMENT COUNTRIES COUNTRIES (NUMBER) (%) Conventional thermal generation  18  3  21  47  4.2 Renewable‐based generation (excluding  12  3  15  33  hydropower)  Generation, hydropower  11  4  15  33  Generation, nuclear  2  2  4  7  Transmission  16  9  25  56  Distribution  19  12  31  69  System operations  13  6  19  42  Retail  10  2  12  24  Regulatory  2  0  2  2  Other power sector (power pool)  1  0  1  2  Other power sector (generation and  1  0  1  2  transmissions consultants)  Other power sector (distribution  0  1  1  2  contracting)  Other regulatory (energy market  0  1  1  2  operator)  Total number of unique respondents  45  RESILIENCE-FOCUSED STRATEGIES 4.2.1 Systems and Process Design Preparedness is about the ability of institutions, organizations, and communities to anticipate, prepare  for, and enable response to power supply interruptions. It is a particular class of governance approaches  to risk management focused on systems, processes, and actions deployed by corporate functions within  an organization, rather than solely technical or asset planning levels. The survey results show that  awareness of these approaches is often broadly distributed across all organizational functions. Thus, it is  not surprising that the preparedness plans reported by a majority of survey respondents included  emergency management, contingency, communications plans, drills and response training, and  forecasting and early warning systems (Table 4.2). These findings underscore the need for the power  sector to assign higher priority to the design of systems and processes rather than the design of supply  equipment alone.     E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 23    Table 4.2. Reported Methods Used to Increase Risk Preparedness RESPONDENTS METHOD (NUMBER) Emergency management plan (including governance arrangements)  32  Contingency plan  30  Business continuity plan  21  Communications plan  27  Drills and response training  22  Forecasting and early warning systems  22  Review of interdependent infrastructure to avoid recovery delays due to impaired third party supporting  infrastructure, such as communications, roads, and water supplies  6  Evaluation of institutional preparedness for disaster  8  No risk preparedness undertaken  2  Did not respond  3    Figure 4.1. Preparedness Approaches (percent respondents)       24 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Among developed countries, business continuity planning was undertaken by 75 percent of respondent  organizations, compared to just 35 percent of those in developing countries. Thus, business continuity  planning is an area of opportunity for developing countries.  4.2.2 Proactive Maintenance and Education Once risks have been identified, most organizations begin to practice risk management using one or  more mechanisms designed to reduce the likelihood or consequences of the risk impacting their service  delivery. The failure to fund and conduct maintenance often compromises the resilience capacity of the  infrastructure investments made. Table 4.3 shows that more than three‐quarters of the survey  respondents recognize the importance of proactive maintenance practices in reducing risk. This finding  is perhaps not surprising, given the long life span of power sector assets.    Table 4.3. Importance of Risk Reduction Approaches Recognized by the Survey Respondents CATEGORY RISK REDUCTION APPROACH DEVELOPING COUNTRIES DEVELOPED COUNTRIES Regular electricity‐industry consultation    6    7  Public education     11    7  Information  Organizational capacity building    16    9  Governance  Auditing of service providers    1    8  Regulatory  Penalties/incentives    2    8  Mandatory information transparency    5    4  Technical  Risk‐proofing of infrastructure    14    8  Change of site selection and/or relocation of assets    8    3  Improved maintenance practices    19    12  Diversification of fuel suppliers    6    5  Alternative energy arrangements    6    7  Distributed generation and micro‐grids    4    2  Did Not Respond    2    2  Survey respondents also recognized the importance of educational approaches—both public education  and internal capacity building—in reducing risk. These activities figured among the highest‐scoring  responses, at 47 percent for developed‐country respondents and 42 percent for those from developing  countries. Educational approaches are typically among the lowest cost solutions for organizations and  can be deployed more rapidly than technical and planning responses. While organizations are likely to  have their own educational and training programs, the survey results suggest that these programs are  not applied to natural disaster management.31                                                               31 Interestingly, the role of penalties/incentives and auditing of service providers as risk reduction mechanisms was recognized only by  respondents in developed countries. These results are not entirely unexpected since many countries have vertically integrated utilities with  internal service providers.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 25    4.2.3 Power Sector Collaboration Partner relationships dominate interactions between service providers and regulators (Figure 4.2).    Figure 4.2. Interaction between Organization and Regulator (percent respondents)   During risk identification and management, collaboration across a diverse range of organizations is quite  high throughout the sector. Respondents commonly reported collaborating with scientific and national  disaster relief agencies (Figure 4.3).    Figure 4.3. Third-Party Relationships to Help Identify and Manage Risks (percent respondents)   Collaboration between power sector providers—both competitors and organizations in other parts of  the supply chain—is also strong (Figure 4.4).      26 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 4.4. Collaboration within the Power Supply Sector (percent respondents     Where there is a competitive market, collaboration with other members of the electricity supply chain is  common. Interestingly, all respondents who represented providers that were vertically integrated  monopolies reported collaboration between organizations providing different functions in the supply  chain to maintain load (most likely end‐users of the monopolies).   4.2.4. Reconstruction Planning The findings show that recovery is more resilient when support is provided for reconstruction planning.  When a disaster occurs, the focus soon shifts to restoring electricity as part of recovery efforts and  ultimately rebuilding infrastructure. Like risk reduction approaches, recovery, restoration, and  reconstruction comprise a range of methods, including planning, technical, and financial protection.  Response and/or recovery planning, stocking of spare parts, access to maintenance crews, and  engagement with equipment manufacturers and suppliers are commonly used. Plans for post‐disaster  damage assessment, built‐in redundancy in systems and supply, demand‐side management, portable  and other forms of temporary infrastructure, and automatic messaging to consumers are common,  though redundancy is more prevalent in developed countries.  4.3 DEVELOPING COUNTRY CONSTRAINTS The survey results showed that disaster risk management (DRM) practices in the power sector of  developing countries are weak. Only 14 percent of developing country respondents (compared to 34  percent of respondents from developed countries) confirmed that their organizations subscribe to  policies and procedures aligned with ISO 31000:2009, Risk Management—Principles and Guidelines or  other international risk‐management standards. Forty‐three percent of respondents from developing  countries (versus 8 percent from developed countries) reported using informal, undocumented DRM  approaches or none at all. The others were limited to informal or internal risk‐management processes.   4.3.1 Little Awareness of Risk Exposure and Standards Awareness of natural hazard exposure and risk management standards is low in developing countries,  possibly due to the cost of obtaining standards, lack of involvement in the standards development  process, and lack of training and regulatory requirements. In developed countries, the application of risk  management practices follows common standards or internal organizational practices based on those  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 27    standards. The standards require a robust process for identifying major risks. For most organizations,  this process includes reviewing historical information to aid identifying future risks, conducting internal  risk‐review identification, and maintaining risk registers for natural hazards, including risk treatments  and potential costs (Figure 4.5).    Figure 4.5. Reported Risk-Identification Approaches (% of respondents)     In developing countries, standards are often unknown, not enforced, or not followed owing to poor  management or lack of knowledge or finance. Power utilities that lack the guidance of a national  standards institution may follow incorrect standards, resulting in services that are not resilient to  significant natural hazards.   4.3.2 Weak Organizational Capacity The survey found that 54 percent of organizations in developing countries lack the available budget to  support planning and risk reduction activities, the necessary skills and experience to undertake risk  preparedness activities, or the ability to control other aspects of the power sector supply chain to  ensure coordination of planning, risk reduction, and recovery. Lack of support for planning and risk  reduction activities via the regulatory framework are also common.  4.3.3 Dependence on Post-Disaster Financing Developing countries depend heavily on post‐disaster financing, including donor assistance, while  developed countries tend to rely on multiple layers of pre‐disaster financing mechanisms, including  insurance and credit‐line instruments. All of the surveyed organizations, except for nine from developing  countries, reported some form of financial protection to manage the cost impacts of recovery,  restoration, and lost income associated with disaster events. Across the sector, asset insurance was the  only established practice, accounting for 63 percent of all respondents (Figure 4.6).  28 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 4.6. Reported Approaches for Financial Protection (percent respondents)   Two distribution companies (one from a developed country and the other from a developing country)  used risk financing as their only form of insurance, while two distribution/transmission companies in  developed countries had direct pass‐through of costs. Eleven respondents reported using parametric  insurance for financial protection; unlike traditional insurance, which indemnifies the losses, pre‐agreed  payment is made upon occurrence of a triggering event. Eight organizations reported using an economic  valuation of the energy supply lost during a power system event, instead of the price of the energy lost  (value of lost load), in cost‐benefit analyses to make potential system improvements in the power  supply; seven of those organizations also utilized automated demand‐side management approaches.  Relationships with insurance companies are much less common among developing countries, although  the overall response was relatively high, at 21 percent.  4.4 SUMMING UP The global industry survey yielded some interesting and unexpected results. These findings highlight the  importance of resilience strategies, rather than overly prescriptive solutions, to protect against  uncertain events at lower costs. Flexibility in adapting to unexpected conditions, including strong human  resource and management processes that provide the tools for middle management to make timely  decisions during a disaster, is more effective than excessive preparation against threats that rarely or  may never occur. When disasters do strike, the challenge is to curtail their impact on the power system  and carry out recovery actions so as to minimize social disruption.  Among developing countries, there is a clear desire to build capacity in standard risk‐management  practices. Closing the gap to meet current standards and implement good industry practices—including  regular maintenance of existing assets—should be the priority. While few examples of emerging  practices were identified as originating in developing countries, there is significant potential for capacity  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 29    building and information sharing on risk management, recovery, and restoration associated with natural  disasters.  Based on the survey results and literature review, along with a comparative analysis of their application  in developed and developing countries, the study identified a set of standards and emerging practices  (Figure 1.3). Once utilities have adopted a risk management approach, these measures can be added  incrementally and where appropriate for a given context to enhance resilience across the power sector  value chain. Chapters 5 to 9, organized by the five pillars identified for this study, present these key  emerging practices for managing weather and geological risks.  30 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     5 | RISK IDENTIFICATION Building capacity for risk assessment and analysis can lead to improved understanding and identification  of disaster risk. Improved data collection, data sharing, and modeling allow governments, communities,  and the private sector to better identify, quantify, and anticipate potential impacts of natural hazards,  enabling better informed decision‐making for risk management. For example, prior to the February 2011  earthquake in Christchurch, New Zealand, the distribution network owner, Orion, had identified  earthquakes as the most significant potential hazard that could affect its network and had mitigation  plans in place to respond to this event (Box 5.1).  In developed countries, the application of risk management practices generally follows common  standards or internal organizational practices based on those standards. A robust process is required to  identify the major risks. Results of the global industry survey found that awareness of these standards is  not as high in developing countries, possibly due to the cost of obtaining standards, lack of involvement  in the standards development processes, or lack of training and regulatory requirements.  Many organizations in developed countries maintain an annually reviewed register of organizational  risks listing risk treatments and the potential costs of risk occurrence, thereby allowing for prioritizing  risks across business operations. To provide rich risk identification and treatment, the risk management  process is repeated by each group within an organization, after which the highest risks from each group  are combined and filtered, which gives a more focused risk identification and treatment matrix for the  overall organization.  In countries where electricity markets have been liberalized, market signals identify areas in need of  resilient power supply infrastructure and encourage private sector financing. In competitive markets  that are set up well, with real‐time nodal spot pricing, extreme natural events that could or do cause  electricity supply constraints trigger electricity price changes for at‐risk market nodes, and these signals  provide investors an incentive to provide solutions that reduce the risks. Market‐driven solutions can  include new generation, as well as demand response and transmission investments.      E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 31    Box 5.1 | Identifying Risks for Better Management of Hazards: The Case of New Zealand On February 22, 2011, a devastating earthquake hit Christchurch, New Zealand, severely damaging  much of the city’s infrastructure. Before the earthquake event, the distribution owner, Orion, had  already identified earthquakes as the most significant potential hazard that could affect the  network and had mitigation plans in place to respond to this hazard (Figure B5.1.1).     Figure B5.1.1 Orion Networks 2010 Asset Management Plan   Source: Orion,2010    The need for spares is created by the likelihood of two events, in addition to average failure mode  levels. The added events are earthquakes (65 percent chance in the next 50 years) and storm  conditions (100 percent chance in the next 50 years). Orion’s use of risk‐management best practices  prior to the 2011 earthquake event included identifying assets that could still fail (Figure B5.1.2).    Figure B5.1.2 At-Risk Assets, by Likely Hazard Event     Source: Orion, 2010.  32 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     In spot‐market environments, increasingly frequent natural events are more disruptive, causing  frequent electricity price spikes that incentivize buyers and sellers to reduce their financial exposure to  price volatility. Resilience measures invested by market participants may include new generation and  fuel storage, demand response and transmission investments, and financial protection frameworks.  Market signals encourage innovative solutions to improve resilience, such as secondary markets and  hedging mechanisms. If regulators are concerned that the market provides insufficient resilience  investment signals (e.g., in markets with price restrictions), they may choose to introduce additional  penalties and incentives for market participants (e.g., paying directly for additional backup capacity or  requiring retailers to make penalty payments to customers during supply restrictions).  5.1 EMERGING PRACTICE: HYDRO GENERATION WATER-RISK DATA GATHERING Many countries lack structured cooperation between meteorological service organizations, water‐ control authorities, and the electricity sector. In developed countries where each generation company’s  revenue is affected by hydrological and meteorological risks, there is typically strong cooperation,  transparent information, or commercial means used by the generator to engage the services of the  meteorological organizations and water‐control authorities.  During the development of hydropower generation facilities, historical information on hydrology and  rainfall is analyzed. This enables engineers and designers to ensure that facilities are appropriately built  to withstand extreme conditions or to incorporate structural flexibility so that buildings can be upgraded  for climate resilience at a later date. Such processes, considered standard practice in developed  countries, sometimes are not feasible in developing countries. Possibly owing to insufficient funds lack  of established weather monitoring networks with continuous data, or simply time pressure to address  supply shortages. In addition, some hydropower plants underperform because the designed flows are  not available due to changes in water availability (Figure 5.1).32   Previous World Bank work showed that:  Across much of Africa, there is a widely acknowledged need for national meteorological and  hydrological services and other climate‐service providers to strengthen observation and  monitoring of hydrological and meteorological conditions, improve quality control of collected  climate data, enhance production of relevant and timely forecasts and projections of future  water and weather conditions, and better manage and exchange openly (and) accessibly climate  data. (Cervigni et al. 2015)  Sufficient national meteorological and hydrological data enables designers to ensure facilities withstand  conditions appropriately. Having rich (long‐term) data sources also enables the use of advanced financial  risk‐management practices. Uruguay, for example, has been able to adopt such advanced practices  typical of developed countries because it has sufficient quality data.  In addition to including long‐term information and being easily accessible, hydrological and  meteorological data needs to be provided in easy‐to‐use database formats rather than text‐based  reports. In sum, well‐structured, long‐term meteorological and hydrological services that are publicly                                                               32 Addressing the assumption of stationarity—the idea that natural systems fluctuate within an unchanging envelope of variability—is  important when discussing how to build climate change resilience.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 33    accessible are required in countries that are planning for or already have a significant level of  hydropower generation.33   Figure 5.1. Low Water Levels in the Hoover Dam Source: The World Bank.    5.2 EMERGING PRACTICE: PROBABILISTIC MODELLING OF HAZARDS AND RISKS The global industry survey conducted as part of this study suggested that probabilistic modeling of  hazards and risks, commonly used in developed countries, is not yet a common practice in developing  countries. This emerging practice can be used in the following ways to inform the site location and  design of new assets or operational management:   Probabilistic analysis—to inform the site location and engineering design in determining the likely  stresses and damages that equipment and facilities may experience. The stresses can be wide  ranging, from riverine flooding to seismic activity and wind forces. This analysis is typically  recommended in international engineering standards. It can also be a regulatory requirement for  jurisdictions to consider, depending on the location and type of assets being designed and  constructed.   Probabilistic analysis—to assess the potential failure of supply to a part of the power system (e.g.,  region, large industrial load, or city). This method may be used in conjunction with the economic  valuation of lost load (chapter 6).                                                               33 It should be noted that this long‐term data‐gathering practice is loosely linked to the real‐time meteorological data‐gathering practice  (chapter 6).  34 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E      Probabilistic fuel and market price projections—to forecast forward market prices and fuel risk  using simple Monte Carlo tools with few input variables or based on complex models that simulate  major power‐system components and known constraints on those assets (e.g., power station fuel  projections and planned outages, transmission line constraints and planned outages, and demand  model projections).   Multiple scenario analysis—to stress test risks and treatment options under hundreds of  combinations of plausible future environmental conditions (e.g., Monte Carlo analysis). Multiple  hazards can be included simultaneously to assist in understanding the consequences of concurrent  risks.   Risk assessments—needed for each individual asset in its context. Risk mitigations for substations  in a particular region may not be applicable across each substation as each will have its own set of  hazards (World Bank 2014a).  When considering long‐lived investments with significant consequences if failure occurs (e.g.,  hydropower or nuclear power projects), the choices made must be robust in terms of hazard resilience.  With the advent of climate change, certain hazard risks whose likelihood used to be quantifiable (e.g.,  floods) may become deeply uncertain in the future, despite having access to rich (long‐term) historical  data sources. In such cases, decision making under uncertainty (DMU) methods encourage stress testing  extreme probability “tails” in order to understand the future potential conditions that may cause failure  of power supply equipment and networks. Unlike regular probabilistic risk treatment, which focuses on  treating hazards up to an acceptable level of probability of failure,34 DMU encourages examining the  vulnerability thresholds and considering the options to reduce vulnerability levels, even for extremely  improbable events. Once a project’s vulnerability thresholds are identified, investors can evaluate them,  explore options that may reduce these risks, and decide whether to invest in mitigation for extreme  risks (Box 5.2).                                                                   34 For example, a hydropower project investor might assign a hydro dam withstanding an average return interval (ARI) of 1‐in‐1,000 year flood.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 35    Box 5.2 | Risk Curves for Hydropower in New Zealand The New Zealand System Operator regularly publishes a range of future hydropower storage  trajectories and risk profiles (Figure B5.2.1). These projections are based on recorded hydropower  inflow sequences since 1931 and a complex model of the power system and electricity market.    Figure B5.2.1 New Zealand Hydro Controlled Storage and Risk Curve Source: Transpower 2015.    5.3 EMERGING PRACTICE: MEDIUM-RANGE WEATHER FORECASTING Historically, weather forecasting has been used to inform near‐term (within a few days) demand and  generation planning. However, recent developments in weather forecasting and climate modeling have  enabled the refinement of medium‐range weather forecasting. Various commercial products, including  models developed by the European Centre for Medium‐Range Weather Forecasts (ECMWF) and  CLIMSystems, are now available to the energy sector for obtaining seasonal and sub‐seasonal forecasts  (2 weeks to 2 months in 10‐day increments or out to 9 months with lower resolution; see Figure 5.2).  These models provide forecasts on such variables as mean air temperature and anomalies in wind  speed, solar radiation, and precipitation. The multiple applications can be used not only to inform  demand‐forecasting decisions, but also to better understand potential impacts on wind, solar, thermal,  and hydropower generation. The forecasting of extreme values with extended timeframes, as opposed  to the weather warnings already provided by meteorological services, can assist in risk preparedness.   36 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 5.2. Sample Five-Day Forecasts of the European Centre for Medium-Range Weather Forecasts   Source: ECMWF.  Note: ECMWF provides 100‐meter (m) wind information from its high‐resolution forecast (left) and ensemble forecast (right).  The length and color of the arrows in the picture on the left indicate predicted wind speed, while the shading in the picture on  the right shows the ensemble probability that the 100‐m wind speed will be below 5 miles per second (m/s), highlighting regions  where relatively little wind energy production can be expected at this time.    Figure 5.3. Small Hydro Facility during Floods in Canada Source: Authors.    By providing medium‐range forecasts, generators and retailers can respond to forecast changes in  supply (e.g., wind, hydro, and solar production) and demand (e.g., heating and cooling) by modifying  supply arrangements, such as purchasing additional hedges or fuel stock or conserving hydropower  reserves (Figure 5.3). Recognizing the importance of longer‐term climate services, not just short‐range  weather forecasting, the World Meteorological Organization (WMO) has included the energy sector as  one of the key priority areas for its Global Framework for Climate Services. E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 37    6 | RISK REDUCTION Greater consideration of disaster risks in policy making, investment, asset design, and management and  operating procedures can reduce risks and avoid creating new risks. Appropriate maintenance of  infrastructure investment is a critical, but often compromised, area of risk reduction, as highlighted in  the global industry survey (chapter 4). Oftentimes, appropriate equipment and maintenance standards  that can provide resilient infrastructure are adopted but not followed. The underlying cause of this  unsustainable pattern is often lack of funds or a maintenance culture (ADB 2013). The potential  consequences of failing to develop a good maintenance culture are underscored by tropical cyclone Ian  in Tonga (Box 6.1).    Box 6.1 | Tonga Power Limited: A Lesson Learned on Maintenance On January 10, 2014, tropical cyclone Ian, a  category‐five cyclone, hit the Ha’apai Islands of  Tonga, home to about 8,000 people. With  winds of up to 287 kilometers per hour, the  cyclone destroyed 82 percent of buildings, and  there was one fatality.  About 95 percent of power lines were  destroyed or severely damaged, and the power  station required major refurbishment; 13 days  following the event, power had been restored  to only about 100 residences. AECOM  consultants interviewed Tonga Power Limited  (TPL), the local power authority, asking what    lessons had been learned from the disaster.  Source: NASA, courtesy Jeff Schmaltz.  The emphatic response of one senior TPL  http://earthobservatory.nasa.gov/NaturalHazards/view.php?id manager was “good maintenance.”  =82805     Following sound asset‐management and maintenance standards and keeping equipment in an adequate  state of repair can substantially reduce vulnerability to risks. This does not constitute an emerging  practice since asset‐management practices are well‐documented by supporting power sector  institutions (e.g., CIGRE, IET, and IEEE), as well as standards‐based institutions. However, improvements  in this area have the greatest opportunity to strengthen power sector resilience, especially in developing  nations.  A recent World Bank study in Belize illustrates how the adoption of current international design  standards and codes for all subsectors of the power system (generation, distribution, and transmission),  along with risk management standards, should be encouraged in developing countries. Adopting such  practices would result in “enhanced resilience in energy infrastructure and planning and design of the  electricity and transmission distribution system (World Bank 2014a).      38 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Box 6.2 | Learning from International Experience to Build Iran’s Seismic Risk Resilience Following the 2003 Bam earthquake in southeastern Iran, the Mashhad Electric Energy Distribution  Company (MEEDC) reviewed the extensive damage to its medium‐ and low‐voltage overhead line‐ distribution networks. To minimize future vulnerability to such events, MEEDC extended its research  to other countries prone to similar seismic risks, surveying the international and local design  standards used by their utilities (Figure B6.2.1).    Figure B6.2.1 Power Line Damage after Nepal Figure B6.2.2 Round Concrete Pole Earthquake, April 2015   Source: Authors  Source: Authors  Following its studies and data‐collection experience in Asia (e.g., Japan and South Korea), MEEDC  decided to replace its steel‐reinforced square concrete poles with round concrete poles (Figure  B6.2.2). Adopting this and other international standards has given MEEDC confidence in the improved  seismic‐risk resilience of its overhead lines.  On February 22, 2011, a devastating shallow earthquake of 6.3 magnitude struck under Christchurch,  New Zealand. The February quake, which followed the initial Canterbury earthquake of September  2010, resulted in 181 fatalities and 161 injuries. Most of the buildings in the city’s central business  district required demolition; in all, more than 300,000 buildings were damaged (Figure B6.2.3).  Figure B6.2.3 Christchurch City Center during Canterbury Earthquake Source: Gillian Needham. Used by permission. E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 39    Fortunately, the transmission infrastructure suffered only minor damage thanks to New Zealand  having developed high seismic‐risk standards following earlier earthquakes (e.g., the 1987 Edgecumbe  event). Damage to above‐ground distribution network infrastructure (e.g., circuit breakers) was also  relatively minor due to adhering to high seismic‐design standards (B6.2.4). Transpower, the  transmission owner and operator, continues to support the further development of earthquake  impact‐mitigation techniques by participating in international forums and experience‐sharing events.    Figure B6.2.4 Seismic Bracing at Canterbury Bromley Substation Source: Authros    Hardening of power system elements, which is widely discussed in the literature, was commented on by  participants in the global industry survey. This practice entails physically changing infrastructure to make  it less susceptible to damage. Often undertaken in response to increased awareness of risk or to reduce  acceptable risk levels, it involves adopting higher design standards.    Box 6.3 | Power System Improvements after Hurricane Sandy On October 28, 2012, Hurricane Sandy resulted in the second costliest hurricane in United States  history, with many parts of New York state losing power supply. Public Service Electric and Gas  Company (PSE&G), a regional transmission and distribution system operator, commented that  “hardening will never eliminate all outages, resulting in ‘Resiliency’ improvements being strongly  recommended” (PSEG 2014).  In 2014, PSE&G allocated US$620 million to raise, relocate, and protect 29 switching and  substations that were damaged by water in recent storms; $100 million to create system  redundancy to reduce outages when damage occurs; and $100 million to deploy smart‐grid  technologies to better monitor system operations in order to increase the ability to more swiftly  deploy repair teams.    40 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Grid hardening is not viewed as an emerging practice; rather, it is considered the adoption of standards  that are more appropriate for the conditions that the assets face. In the case of Hurricane Sandy,  however, the deployment of smart‐grid technologies is considered an emerging practice (Box 6.3).  6.1 GENERATION RISK REDUCTION Generation sector resilience depends largely on spare fuel‐reserve capacity. Jurisdictions differ in how  they specify power system capacity, depending on its load, generation, and transmission characteristics.  Many developing countries often lack sufficient reserve capacity or financial capacity because there is  barely sufficient generation capacity available at normal peak times to meet desired demand at an  affordable price. In such situations, any significant reduction in generation capacity due to  meteorological or geological risks can result in widespread and long‐lasting power shortages.  Generation planning activities generally account for fuel supply risks. Changes in fuel supply risk are  generally anticipated well in advance and can be accommodated over time by modifying business  practices or making plant modifications during planned refurbishments or replacement activities. For  example, the Kwinana Power Station in Western Australia was originally designed and constructed in the  1970s to burn oil. Increases in oil prices resulted in the power station being retrofitted to burn coal, and  later refurbishments saw conversion to natural gas. As part of the final set of major refurbishment  activities in 2003, additional fuel flexibility was enabled and, at the time of decommissioning in late  2015, the power station was able to burn coal, oil, or natural gas.  Most renewable energy resources (e.g., wind, hydropower, and solar) have variable output that  depends on meteorological conditions. In developing countries, improved national meteorological and  hydrological services are recommended to assist with renewable energy variability. The alternative is to  require energy storage facilities (e.g., battery technology) for managing unknown variability risks.  One of the main drivers of extensive transmission systems is enabling a diversity of generation and load  across regions. By interconnecting diverse regions with various fuel resources subject to differing  environmental influences, the overall reliability of generation can be improved. Generation diversity  with good interconnections and risk management practices, followed by adequate funding, generally  provide adequate generation sector resilience. There are few examples of implementing new  technological, behavioral, or institutional measures to manage fuel supply or power station risks.   6.2 TRANSMISSION AND DISTRIBUTION CIRCUIT RISK REDUCTION Much effort has been applied to managing overhead transmission and distribution line risks since these  power sector assets tend to be the most vulnerable to meteorological and geological hazards. An outage  in even a small proportion of these system assets can have major consequences. International  equipment standards are well developed and improvements are ongoing. However, this study’s global  industry survey found that, in developing countries, equipment standards are often out of date due to  the cost of obtaining standards and revising internal standards appropriate for local risks.  Vegetation growing into or thrown onto lines during weather events is the leading cause of network  outages. In some regions, more than 30 percent of all outages at the distribution level are caused by  vegetation contact. For most utilities with above‐ground line, vegetation management appears to be the  highest priority for reducing risks (Box 6.4).       E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 41    Box 6.4 | Northeast Blackout and Role of Vegetation Management The Northeast Blackout—one of the largest blackouts on  record, which occurred in parts of Canada and the United  States in August 2003—affected an estimated 55 million  people, with losses in excess of US$6 billion.  Although the immediate cause of the blackout was a  control system error, the underlying cause was unpruned  vegetation contact with 345 kilovolt transmission lines.  What should have been a manageable event cascaded  into a widespread blackout.  Source: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA).    Research on vegetation management shows that the problem is not complex: It is a function of line  heights, tree heights, and vegetation‐clearance widths (Guggenmoos 2011). Installing lines underground  reduces risk from trees, vehicles, snow and ice, and most lightning strikes. However, the cost of  undergrounding is often prohibitive, being 5 to 15 times more expensive than overhead distribution; in  addition, it increases seismic risk and does not ensure 100 percent reliability. Selective undergrounding  of line sections that are exposed to higher risk or harder to access can be a cost‐effective resilience  strategy. Aerial‐bundled conductors are becoming more prevalent due to their resilience to vegetation  contact, the speed at which they can be repaired or replaced when damaged, and their tendency to  reduce nontechnical losses (theft) in distribution networks.  In the area of vegetation management, little innovation is under way other than relatively expensive  laser and sonar aerial surveys of critical transmission lines and unmanned aerial surveillance vehicles.  Improvements in vegetation management practices will generally lead to a significant reduction in  outages. Wind and lightning, two well‐known risks that affect transmission and distribution assets, are  considered by overhead line standards.35   Tower‐based transmission systems, typically consisting of truss or lattice designs that support the  conductors, are not designed to meet worst‐case‐scenario, wind‐speed loadings. They have been known  to fail, either as a result of structural failure of the tower or because of the gallop effect, which typically  results in progressive collapse and major service interruption. Pole‐based distribution systems are also  particularly vulnerable to extreme wind events, such as cyclones and hurricanes. Horizon Power, the  vertically integrated regional power provider in Western Australia, has been progressively  undergrounding its distribution services in various towns located in the cyclone‐prone northwest as a  mechanism to reduce the likelihood of supply disruptions during cyclone events.  6.3 EMERGING PRACTICE: REAL-TIME METEOROLOGICAL SERVICES TO MANAGE RENEWABLE ENERGY VARIABILITY Countries that have developed high penetrations of wind and solar have improved their meteorological  services by networking more real‐time weather‐monitoring stations to improve weather forecasts.                                                               35 Various guides are available to assist in reducing risk associated with lightning, including the IEEE’s Guide for Improving the Lightning  Performance of Electric Power Overhead Distribution Lines (1410‐2010).   42 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     These services are provided through Internet‐based, real‐time databases and, in some cases, through an  intercompany linked to supervisory control and data acquisition (SCADA) systems. By providing these  services in real time, changes in solar and wind generation output can be forecasted more accurately,  resulting in more accurate dispatch of real‐time generation reserve requirements; in turn, this leads to  improved system stability and reduced risk of cascade failures caused by loss of generation and ensuing  falls in system frequency.  In many countries, national weather forecast services provide hydropower operational warning systems.  Some also monitor snow pack and river flows and predict likely high‐water flows due to weather  impacts. New Zealand’s meteorological service provider, the National Institute of Water and  Atmospheric Research (NIWA), provides operational warning systems for high sediment levels in  hydropower station inflows due to landslides, lahars, or ash falls that could potentially damage turbines.   For developing countries, improved national meteorological services are recommended to assist in  identifying hydropower and other renewable energy variability risks. If provided in real time to  centralized or regionalized databases, these services (complete weather stations) can help to reduce  renewable energy variability risks by warning of developing shortages and enabling online generation  reserves to be increased when necessary.36   6.4 EMERGING PRACTICE: MANDATORY INFORMATION TRANSPARENCY Results of the global industry survey showed that most countries do not require information  transparency with regard to generation availability and fuel stockpiles and projections. Apparently, the  major causes are (i) competitive tensions; (ii) lack of coordination between service providers,  government agencies, and utilities; and (iii) lack of understanding among vertically integrated  organizations that consumers and government bodies could respond appropriately if provided data  and/or analysis.   In open, fully competitive electricity markets, where generation adequacy is not centrally planned and is  left up to market forces to determine, mandatory information transparency is crucial so that market  participants can plan and respond appropriately to potential generation shortages. This is particularly  important in countries that rely heavily on renewable energy sources, which are highly variable in  nature.   A telling example is New Zealand’s electricity market. In this isolated, island‐based power system, 80  percent of electricity is supplied from renewable energy (e.g., hydro, wind, and geothermal), including  up to 60 percent from hydropower with only five weeks of water‐storage reserves. In this competitive  market, fuel‐stock data and analysis, as well as outage planning, are provided to all market participants  so they can respond appropriately to potential non‐supply scenarios.  Transmission substations provide information on transmission outage planning, significant power  station limitations, and fuel‐stock levels and supply lines (e.g., water levels, coal stocks, and gas‐pipeline  outage planning, as well as long‐term historical generation and demand records). In cases of variable  supply resources (e.g., hydropower generation), contracted research institutions or regulatory  authorities may publish one‐year projections of lake levels and hydro‐generation levels based on  meteorological historical records and forecasts, demand projections, and probability analysis. This data  and analysis are then used by market participants to respond appropriately so that market under‐supply  does not occur. In New Zealand, this data is used by consumers to predict future prices and purchase                                                               36 It should be noted that this real‐time data‐gathering practice is loosely linked with the long‐term meteorological data‐gathering practice  (chapter 5).  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 43    forward supply contracts if their supply is critical or if they plan to reduce demand if future prices  appear too high. This also enables electricity suppliers to respond appropriately by rescheduling  generator maintenance activities, purchasing alternatives, and buying hedge contracts.   6.5 EMERGING PRACTICE: RELOCATION OF ASSETS ABOVE FLOOD LEVEL The global industry survey identified flooding as one of the most predominant power sector hazards.  Recent research also shows an increased awareness about locating new assets in response to flood risks,  which has resulted increasingly in locating assets above flood level. For example, following tropical  cyclone Ian in 2014, transformers on the Ha’apai Islands of Tonga were moved above the maximum  possible sea flood level. In the aftermath of Hurricane Sandy in the United States in 2012, Con Edison  installed flood walls and flood doors and raised one substation control room above storm‐surge levels.  Although these forms of grid hardening may appear obvious, their increased adoption in recent years  suggests they are an emerging practice (Box 6.5).    Box 6.5 | Queensland Flood of 2011: Lessons in Strategic Planning Widespread flooding in Queensland Australia during the summer of 2011 submerged entire towns. In  the southeastern part of the state, significant damage was caused to six zone substations, numerous  poles, transformers and overhead wires, and 10 major substations in the state’s capital city of  Brisbane. Approximately 480,000 residences and businesses lost power. Investigations revealed that,  in some communities, most outages were caused by vegetation coming into contact with power  lines. Following the event, the Queensland Reconstruction Authority (QRA) adopted various  strategies based on lessons learned; these included better vegetation management, use of backup  mobile generators, improved automated switching of distribution networks, locating electrical  equipment above flood level, and using aerial bundled conductors.  Network switching has been reconfigured so that areas vulnerable to damage can be disconnected  and healthy areas alternatively supplied by the network or temporary generation. Historically, urban  distribution substations have been placed in building basements rather than at ground level to avoid  using prime commercial spaces (including retail). Placing electrical supply equipment in flood‐prone  basements is now avoided, and switchboards are configured to allow temporary generation  connection.   Figure B6.5.1 Defined Flood Line for Relocation of Assets Planning of new electrical assets in Queensland now requires consideration of exposure and  vulnerability to flood hazards. Where possible, assets are to be located above design flood levels.  Moving vulnerable equipment to upper floors can sometimes provide a simple solution (Figure  B6.5.1).  Source: QRA 2012.  44 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 6.1. Flooded Walham Substation, with Visible Flood Walls, July 2007 Source: National Grid 2015.    Asset protection is more challenging for large established transmission‐level substations or those where  land options are limited to flood zones. A case in point is the July 2007 flooding of the Walham  substation in England. Although Walham is a small village, its substation supplies the city of Gloucester  and the surrounding area (Figure 6.1). The flood was a major event, causing 42,000 people to lose power  for up to 24 hours. For such sites, special design considerations are required for flood walls (an  increasingly common practice), as well as for lifting sensitive equipment above potential flood levels.    Figure 6.2. Transpower (Wairau Road) 220 kV Substation Building, Showing Raised Floor and Basement Floodgates Source: The World Bank. The use of gas insulated switchgear and submersible lower‐voltage equipment can also reduce damage  caused by inundation. Figure 6.2 shows a new 220 kilovolt (kV) indoor, gas insulated switchgear  substation. It was designed within a known flood zone where appropriate flood bunding and floodgates,  along with equipment raising, were necessary.      E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 45    Figure 6.3. Subsidence of Orion’s New Brighton Substation   Source: The World Bank.   In seismically active areas, land subsidence, as well as flood levels, need to be considered. For example,  during the 2011 Canterbury earthquakes, one of Orion’s substations, located about 200 meters (m) from  a river, was affected by liquefaction and lateral spread. The substation sank 1 m into the ground,  damaging incoming and outgoing power cables. The switch room was flooded with approximately 700  millimeters (mm) deep liquefaction silt and water (Figure 6.3).  6.6 EMERGING PRACTICE: ECONOMIC VALUATION OF ELECTRICITY SUPPLY RELIABILITY To create business cases for making transmission and distribution upgrades, most jurisdictions value loss  of supply at the cost of unserved energy. Some do not value it at all since some network owners regard  the occurrence of severe climatic events as force majeure (CIGRE 2014a). Using the cost of unserved  energy or lost revenue from energy sales as the value of lost load (VOLL) ignores the value of the power  supply service to consumers and uses the revenue lost to utilities as a proxy for monetary value.  Treating extreme events as force majeure implies that potential widespread damage and loss of  electricity supply are acceptable to the community and can be expected to occur occasionally.  In 2005, CIGRE guidelines on emergency resource planning for overhead transmission‐line asset owners  showed that the cost of unsupplied energy was the most common term used to quantify these losses. In  2005, VOLL was relatively unheard of in most countries. Without giving power supply reliability an  accurate monetary value, it becomes difficult to quantify how much should be invested in risk reduction  measures for maintaining reliable services. A prerequisite for developing an efficient power sector  regulatory system is quantifying the value of electricity‐supply security and reliability.  In August 2013, the “Economic Benefits of Increasing Electric Grid Resilience to Weather Outages,”  issued by the executive office of the president of the United States, stated that, depending on  assumptions, the cost of weather‐related outages for the United States economy totaled between  US$25 billion and $70 billion annually. Other references suggest that the annual loss to the country may  be as high as $150 billion (Barrett, Harner, and Thorne 2013). In the case of Bangladesh, one survey  46 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     revealed that power outages resulted in a loss of industrial output worth US$1 billion a year, which  reduces GDP growth by about half a percentage point (Shaid 2012).   In 2008, an explosion on Varanus Island in Western Australia resulted in a 30 to 35 percent reduction in  available natural gas supply for the domestic market, including use as feedstock for a significant portion  of the state’s electricity generation. Independent estimates of the event’s economic impact by the  Western Australian Chamber of Commerce and Industry were approximately US$2.4 billion in the month  immediately after the incident and up to $6.7 billion over the subsequent seven months as a result of  severely reduced gas supply.  As electricity users have grown increasingly reliant on electricity supply and more concerned about its  resilience, interest in scientific evidence on the socioeconomic dimensions of supply reliability has  increased. Efficient decisions about the resilience of electricity infrastructure investments can only be  made if the value of supply reliability is included in the business cases for investment.   Although such countries as New Zealand have used economic valuation to determine the VOLL to be  used in business cases for grid reliability investment for many years, many countries are just starting to  consider it. Recently, the European Union (EU) FP 7 project SESAME created an online tool to assist in  determining the VOLL, covering outage‐related damage for each economic sector and households in  each EU country and energy not supplied in user‐defined blackout situations (CIGRE 2014a). Utilities in  Europe can use this tool to familiarize themselves with the economic valuation of lost load. The tool can  be used to estimate how impacts from blackouts could translate into potential costs to society (e.g.,  impacts on the digital economy, lost work days, lost manufacturing output, loss of tourism, food  spoilage due to lack of refrigeration, interrupted transportation systems, and related cascading effects).  In sum, the technique of valuing lost load as the customer value (socioeconomic valuation) rather than  the supplier’s lost revenue is becoming more prevalent in cost‐benefit studies to enable appropriate  resilient investments in transmission assets and alternatives.  6.7 EMERGING PRACTICE: DISTRIBUTION CIRCUIT SEGREGATION The emerging practice of distribution circuit segregation has three aspects: (i) meshed network  topologies, (ii) sectionalization of networks, and (iii) more automated switching.  6.7.1 Meshed Network Topologies For many years distribution networks have been adopting transmission‐style meshed (looped) network  topologies with automated switching, as opposed to the more traditional radial (star) distribution  network topology. Some refer to this as “smart networks” design. As an increasing number of  distribution networks are adapting in this manner, meshed network topologies can be classified as an  emerging practice (Figure 6.4).    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 47    Figure 6.4. Theoretical Meshed Network Traditional radial networks have supply circuits radiating  G out from central points, with single protective devices on  each radial circuit at the supply substation. When the  protective device detects a fault on the radial circuit, the  entire circuit is disconnected by the switchgear at the  Line 1 Line 5 supply substation, resulting in loss of supply to all  Load Load downstream load supplied by that circuit.  Line 2 Line 4 Meshed networks consist of loops from the central supply  points, with switchgear located along the loops. The  theoretical network at left shows that, when any line  Line 3 section in a loop is disconnected due to a fault, the  Load Load remaining load has continuous supply without a break  from the remaining sections of the loop. The faulted    section can be repaired and reconnected with no service  disruption.    6.7.2 Sectionalization of Networks   Figure 6.5. Theoretical Segregated Radial Network Load Load In the meshed example (Figure 6.4), the loop is  segregated into multiple sections so that faults are  Line 1 Line 2 Line 3 isolated to limited portions of the network. Similarly,  Load radial networks can be segregated so that only the  G supply points downstream of a fault lose supply, as  Line 4 Line 5 Line 6 illustrated at left. Unlike traditional radial networks,  Load when any line section is disconnected due to a fault,  only the remaining load downstream in a segregated  radial network loses supply; the upstream supply  Load Load points have continuous supply without interruption.    6.7.3 More Automated Switching In the past, fuses have been the common method used for isolating faults; however, replacing these  with switchgear results in self‐healing networks that do not require lines crews to manually replace  fuses (Box 6.6).      48 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Box 6.6 | Recent Examples of More Automated Switching   Following Hurricane Sandy in 2012, Con Edison installed more than 3,000 additional isolating  devices, plus 150 smart switches (PSEG 2014).   Automated circuit switches and sensor equipment implemented on the distribution network by  the Electric Power Board of Chattanooga are estimated to have reduced customer‐outage  minutes by 40 percent (Cooke 2013).   ComEd showed that additional sectionalizing of networks with remote and automatically  controlled switchgear significantly reduced the outages experienced during extreme weather  events (T&D World 2015).    Following the 2010–11 Queensland floods, network switching was reconfigured so that network  areas vulnerable to damage could be disconnected from the network and healthy areas  alternatively supplied by the network or temporary generation (QRA 2012).    Many utilities have successfully deployed varying levels of distribution circuit segregation and  automation. This involves automated distribution switches, sectionalizers, and reclosers, as well as  related sensors, communications, and control systems to automatically reconfigure circuit connections  for improving service restoration. This equipment limits the number of customers affected by faults on a  feeder circuit by tripping the smallest circuit section between the automated switchgear rather than  tripping the entire feeder. Once the fault is isolated to one section of a feeder, the systems can enable  restoration of service to further unaffected sections from adjacent feeders. This additional sectionalizing  of networks with remote and automatically controlled switchgear limits the number of affected parties,  quickly identifies and isolates faulted equipment, and automatically restores supply (reclose), if possible,  through quick reconfiguration of the network to restore supply to unaffected distribution equipment.  6.8 EMERGING PRACTICE: MICRO-GRIDS True micro‐grids have multiple third party loads and generators (e.g., rooftop solar systems and diesel  backup generators coordinated so that an “island” of connected loads and generators can supply a  portion of the total load when disconnected from the grid). The micro‐grid island connects and  disconnects from the grid automatically, as needed. A micro‐grid system avoids many of the  transmission risk issues of the traditional electricity grid. By closely managing local supply and demand,  it can ensure that essential services are met, despite constraints that may exist on wider electricity  supply.  The centralized nature of power systems often means a relatively small amount of damage can cause  extensive power outages. Some electricity grids contain significant amounts of distributed generation.  Safety‐based regulations generally prohibit small distributed generation from operating while the main  grid supply to a community is out of service, even following disasters. Therefore, changes in generation  connection codes and network operations are required before a micro‐grid can operate.  Micro‐grids remain largely experimental, with few having been implemented. Energy centers provide  standard practice examples, demonstrating the first steps toward micro‐grids (e.g., industrial plants,  hospitals, international airports, and remote semi‐islanded communities and plants). True micro‐grids,  as defined above, are still at an early stage of development. Few respondents in the global industry  survey indicated that their organizations had adopted micro‐grids. However, there is a high level of  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 49    research and pilot studies being conducted in this area, and the uptake of micro‐grids is anticipated to  be rapid. For example, following the March 2011 Great East Japan earthquake, some residential areas  installed solar power to ensure having a small emergency supply of available power during disasters  (PwC 2013).  6.9 EMERGING PRACTICE: LOCAL BACKUP POWER SUPPLIES Some of the literature suggests that having local backup power supplies, such as local generation, is an  innovative practice. While this may be so in certain cases (e.g., following the March 2011 Great East  Japan earthquake), using backup power supplies, ranging from uninterruptable power supply (UPS) to  backup diesel generators, has been common practice for many years. Local backup supplies are  especially common in developing countries where network supply may be unreliable or of poor quality  and in sectors where continuous supply is critical (e.g., hospitals, airports, and some process plants).  Local backup power supplies are becoming more common in developed countries due to (i) falling  consumer prices for solar PV and battery systems and (ii) consumer demand for reliable supplies for  communication and digital systems (e.g., UPS) (Figure 6.6).  Figure 6.6. Vaini Solar PV and Lithium Ion Battery Building, Tonga Source: The World Bank. Figure 6.7. Four 1 MW Emergency Generators Set Up in QEII Park Following the 2011 Canterbury Earthquakes   Source: The World Bank.    50 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Bulk energy storage (batteries) is often presented as an emerging practice. Although large stationary  power supply batteries (larger than UPS), are becoming common, particularly in remote solar/wind  powered communities, they do not yet appear to have been adopted as a resilience measure. Portable  diesel‐generation sets are common practice (Figure 6.7). E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 51    7 | PREPAREDNESS Increasingly, extreme events are revealing the power sector’s need to focus more attention on designing  systems and processes. The pillar of preparedness is not limited to the design of supply equipment.  Rather, it refers to the ability of institutions, organizations, and communities to anticipate, prepare for,  and enable responses to power supply interruptions. Developing disaster management and forecasting  capacity can improve their ability to manage crises.   Recent work completed by CIGRE has generated useful insights from such extreme events as the 2011  earthquake in Christchurch (New Zealand), the 2011 tsunami in Japan, the 1998 Canada ice storms, the  2010–11 floods in Queensland (Australia), and the 2009 ice storms in China. All of these events resulted  in widespread outages and damage to electricity systems. CIGRE (2014c) stated:  Due to the severity and inability to prevent natural disasters, they are often referred to as freak  incidents and are only thought to hit once in 100 or even 1,000 years. While disasters happen  numerously on a global level, their repeated occurrences in the same locations are generally  rare. This infrequency can make it difficult for utility operators and managers to adequately train  for the sudden onset of a disaster and prepare for the magnitude of its impact. Such problems  with preparation processes highlight weaknesses in contingency plans in accommodating higher  severity disruptions.  The IEEE (2011) reached a similar conclusion:  It would be impossible to keep normal interconnected power systems in operation when major  natural disasters occur. Instead, the challenge is to curtail the impact of disasters on the power  system and to carry out recovery actions so as to minimize social disruption. Often after a major  disaster occurs, a proposal to invest more on security and n ‐ 2 or n ‐ 3 planning criteria is  offered. However, this can lead to significant waste in investment against threats that may  rarely or never occur, whereas resilience strategies can provide better protection with lower  cost against uncertain events.   This study’s global industry survey and literature review show that emergency management plans,  contingency plans, business continuity plans, and communication plans appear to be strongly used in  the power sector. But there is little evidence of their effectiveness. In fact, adherence to overly  prescriptive plans can reduce response effectiveness if there is a lack of flexibility to adapt to  unexpected conditions, which invariably occur with major events.  CIGRE (2014c) stated that “plans should be sufficiently flexible to (accommodate) many eventualities  and focus on skills and training rather than be prescriptive. Running mock major disaster scenarios are  very helpful in building the soft skills needed by managers to think on their feet and keep focused on the  big picture.”  The Canterbury (New Zealand) earthquakes, Australian floods and bushfires, and Hurricane Sandy  (United States) all highlighted the need for strong human resource and management processes that are  not excessively rigid, but that provide the tools for middle management to make timely decisions during  a disaster.  52 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     7.1 EMERGING PRACTICE: MEASURING RESILIENCE Measuring a system’s resilience allows for assessing its functioning and preparedness to deal with  natural disasters. Measuring resilience is a critical aspect of disaster risk management to support the  basic functions and structures of systems to persist into the future. The resilience measurement can be  static or dynamic. A static model assesses the system as a snapshot in time and can be assessed once or  periodically. A dynamic model is a live assessment, meaning that information is fed into the model as it  is received and is updated almost in real time.   Many resilience tools and frameworks have already been developed and are available for use by the  energy sector. Static models include frameworks developed by UNISDR (2014), USAID (2013), Cork  (2011), Price‐Robertson and Knight (2012), and the Insurance Council of Australia (2008). One example  of a live approach is presented by Orencio and Fujii (2013), who created an analytical hierarchy process,  which involves modeling paired comparisons of various alternatives by weighting alternatives and  ranking criteria to create resilience‐building priorities within certain criteria.  Most of the frameworks have been developed to measure the resilience of cities and urban systems.  They include power assets and services as a subcomponent of the overall resilience measurements.  These frameworks can be easily adjusted and applied to the energy sector and systems. The  organizational resilience aspects of these scorecards could, for the most part, be adopted and refined  for the power sector.  Evaluation of institutional preparedness for disaster, a subset of measuring resilience, focuses on the  intangible (nonphysical) elements of the system. Many have stated that the lack of institutional  preparedness is a major weakness of the power sector. Results of this study’s global industry survey,  literature review, and interviews overwhelmingly underscore this weakness. For example, CIGRE  working group C1.17 noted that, in many past restoration scenarios, “other, less technical  considerations have been found…to have been critical to the speed and effectiveness of the restoration,  (including) human resources and equipment between utilities and with other authorities, such as  government, police, ambulance and fire services, and with media outlets. In this respect, effective and  timely communication is extremely important.”  The United States Department of Energy provided a comprehensive analysis of the United States  energy‐supply infrastructure (US DOE 2015). The research focused more on characterizing vulnerabilities  and identifying mitigation options than on measuring the effects of best practices for response and  recovery. This highlights that evaluating institutional preparedness is weak, even in developed countries.  CIGRE (2014c) noted:  Managing the response to a major disaster can involve a number of variables not often  considered during mock exercises or desktop planning. Accordingly, there is a need to measure  an organization’s resilience in a consistent and recognized manner. For example, studying how  the societal security and incident management standard, ISO/PAS 22399:2007 (Societal Security:  Guideline for Incident Preparedness and Operational Continuity Management) has been applied  across utilities may help measure institutional changes and establish useful benchmarks.   Others have noted that governance gaps in the industry are most prevalent for low‐probability, high‐ consequence events:  As a result, the electrical system tends to be resilient against high‐ and even medium‐likelihood  events, but less prepared for the massive cascading effects that stem from the multifaceted  disruptions to workforce, supply chains, and electricity generation and delivery that would  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 53    accompany certain low‐likelihood but high consequence events, such as massive earthquakes,  nuclear or biological terrorism, or other catastrophic events. (Barrett, Harner, and Thorne 2013)  British Standard (BS 65000) defines organizational resilience as the organization’s ability to anticipate,  prepare for, and respond and adapt to incremental change and sudden disruptions in order to survive  and prosper. There are organizational characteristics that enable an organization to prepare for and  respond well to disruptive events, even those not specifically included in risk management plans. By  measuring institutional preparedness for disaster, weaknesses can be identified and steps taken to  strengthen institutions and thus lift the resilience of a power system and its users to supply disruptions.  Institutional cultural barriers can be identified and, over time, steps can be taken to remove them.  Organizational resilience includes such aspects as the following:   Change readiness—Ability to sense and anticipate disruptive hazards requiring action and adapt and  learn from the success or failure of actions.   Soft networks—Establishment of relationships, mutual‐aid agreements, partnerships, and  community connections; and understanding of communication vulnerabilities that may hinder more  effective action. Networks promote open communication and removal of internal and external  communication and cooperation barriers.    Leadership and culture—Organization’s mindset or culture of enthusiasm for challenges, agility,  flexibility, adaptive capacity, innovation, and seeking of opportunities.   Capability and knowledge—Decisions made by knowledgeable, appropriately trained staff, based  on quality information.  The return on resilience from investing in good organizational culture and frameworks in order to  quicken restoration of services can, in some circumstances and events, be many times greater than the  return from physical and technical improvements. Table 7.1 illustrates differences between typical  technical and organizational resilience practices.    Table 7.1. Characteristics of Technical and Organizational Resilience Robustness  Technical  Redundancy  Safe‐to‐Fail  Change readiness  Organizational  Soft Networks  Leadership & Culture  Source: Hughes 2014  Results of the global industry survey showed that most of the developed‐country organizations  undertake business continuity planning; however, only a small fraction of those in developing countries  do so. This is an area of opportunity for developing countries, but not an emerging practice, given the  high proportion of developed‐country organizations that implement the practice.      54 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Box 7.1 | Taking Resilience-Building Actions in Queensland, Australia Following the 2010–11 floods in Queensland, Australia, during which some 480,000 residences and  businesses lost power, the Queensland Reconstruction Authority (QRA) recommended that  electricity distributors undertake the following actions to ensure that ongoing improvements would  be made to the resilience of the state’s electrical infrastructure:   Annual review of emergency plans and business continuity plans   Annual review of summer preparedness plans to ensure these documents reflect up‐to‐date  data and incorporate best‐practice approaches for natural‐hazard resilience and mitigation and  emergency‐response practices   Review of maintenance issues, including vegetation management, in collaboration with local  governments to lessen the vulnerability of assets prone to floods and cyclones   Strengthening of local government relationships to ensure better communication between  electricity distributors and local governments during floods and cyclones  Business continuity management (BCM) seeks to develop cultures within organizations to create greater  resilience to ensure continuity of services (Box 7.1). BCM examines the strategic, tactical, and  operational levels of organizations and their ability to provide for service continuity under stress.  Although BCM standards are available in the power supply industry, most countries’ power sectors do  not have BCM as a statutory requirement.  When extreme events strike, following general principles to enable quick response and recovery can be  more valuable than power supply equipment solutions. This study found that institutional structure and  accountability are the foundational key, with staff given the freedom to make decisions quickly for  which they are accountable. Having people with leadership qualities who are given the authority to  make decisions has been found to be of more value than having business continuity manuals. The  Christchurch (New Zealand) earthquake event of 2011 illustrates the advantages of having good  organizational resilience, whereby organizations are free to make decisions quickly and take actions to  plan, manage, and respond to hazard events. This case highlights the importance of considering change  readiness, human networks, and leadership and culture in responding to disasters (Box 7.2).  Another area of institutional weakness is that most large utilities do not have a plan for their  nonoperational, engineering management staff during major incidents. These staff members are often  told to “go home” when engineering resources are scarce. In Mumbai, India, the Brihanmumbai Electric  Supply and Transport Undertaking noted this type of inefficiency and responded by putting training and  frameworks in place to ensure that nonoperational technical staff can respond and assist with recovery  efforts during infrequent major events. As noted in box 7.2, fatigue management for utility crews doing  restoration work is a major issue, demonstrating the need for responsive human resources functions  and flexible management processes. Following cyclone Ian in the Ha’apai Islands of Tonga, Tonga Power  Limited (TPL) found that lack of amenities for its response and reconstruction crews (e.g., toilet, shower,  and sleeping facilities) hampered recovery efforts. Orion Power, the New Zealand‐based utility,  described a similar situation following the Christchurch earthquake, adding the importance of having  clean drinking water for crews. Lessons from most other major disasters confirm that the efforts of  response and reconstruction crews were hampered by a lack of similar amenities.     E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 55    Box 7.2 | Resilience-Building Experience: Christchurch 2011 Earthquake The Christchurch (New Zealand) earthquake event of 2011 had an enormous impact on the safety  and well‐being of linesman, technicians, and other technical staff crucial to response‐and‐recovery  network operations and their families. Connetics, the network maintenance service provider, built  an individual profile of every staff member and their families, and supported them according to  each family’s needs (e.g., ensuring they had shelter, water, food, and emotional support). Knowing  that their families were provided for enabled staff to work for long hours; even laundry service for  staff members was found to be important. Loyalty and a desire to restore services to the  community sometimes caused staff members to place themselves at risk; thus, forcible  management of staff welfare was needed at times to reduce fatigue and stress.    Figure B7.2.1 Varying Circles of Disruption     After the quake, the CEO of Connetics (Jono Brent) documented disruptions that utilities need to  prepare for before events strike (Figure B7.2.1). Understanding and managing these limitations  helped staff to respond and rebuild quickly and safely with a strong sense of loyalty and passion.  Flexible business continuity plans (BCPs) were essential. Connetics found that its BCP was missing  diversified supplies of vehicle fuel and drinking water, which caused delays. Street corner meetings  by senior staff in particularly damaged areas were well received. Good inter‐institutional  relationships removed barriers to response time. For example, a new 66 kilovolt (kV) line needed to  replace damaged 66 kV cables was completed within 6 days instead of the normal period of 2.5  years. Equipment‐supplier relationships were invaluable; as spares ran out, there was knowledge  and certainty about where factory stocks could be internationally sourced within days. Relationships  with other distribution network owners and maintenance service providers enabled hundreds of  technical staff to travel within 24 hours to the city to assist with repairs; however, providing shelter,  food, and water for these additional staff members was challenging and required the support of  armed services.    56 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Summing up, when major disasters strike, supply equipment design alone is not enough to prevent  disruptions. In many cases following a major disaster, the ability to respond quickly and appropriately is  the more important factor. Thus, good organizational resilience provides the best support framework  for recovery and reconstruction.  7.2 EMERGING PRACTICE: REVIEW OF SUPPORTING INFRASTRUCTURE Review of supporting infrastructure aims to avoid recovery delays due to impaired third‐party  supporting infrastructure (e.g., communications, roads, water supplies, and emergency services).  Industry service providers may also be included in this review. All of these infrastructure systems  operate independently, but they are also highly interdependent (Figure 7.2). Preparation to ensure the  repair of impaired or inoperable electrical power infrastructure must account for the inherent need to  have working communications, passable roads, and available water for human resources, safety, and  firefighting.  Lessons learned from major disasters often cite the failure to review supporting infrastructure as a  power sector weakness, but few organizations undertake such a review to any significant extent. This  study’s global industry survey identified the weakness in both developed countries and developing ones  (where it is especially rare). While reviews may be undertaken following major events, there is less  evidence of ongoing, in‐depth reviews. Instead, some organizations opt to develop their own backup  infrastructure (e.g., portable communications, firefighting, and potable water supplies), while others  choose to contract out the risks.   Figure 7.1. Lifeline Interdependencies and Cascade Failure Effects   Source: O’Rourke 2012.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 57    7.3 EMERGING PRACTICE: EXTERNAL COMMUNICATIONS APPROACHES Communication flow is vital not only within the utilities responsible for repair of supply disruptions. It is  also critical for facilitating coordinated relief efforts and recovery between the utilities, the public, and  governmental agencies. The crucial need to maintain open communication was also demonstrated in  the aftermath of the 2011 Japan tsunami and the disaster response actions in Christchurch (New  Zealand), Queensland (Australia), and China. Nowadays, many forms of media are available for external  communication, and consideration should be given to scenarios where landline and mobile networks are  disrupted (Box 7.3).  Communication frameworks and systems are a necessary cornerstone that must be prepared before  disaster strikes. Open, fast, honest, and transparent communication between utilities, government  agencies, supporting institutions, and the public enables all parties to respond quickly in an appropriate  manner to mitigate negative consequences and support those in need.  Many utilities now provide customers online interactive outage maps that they can use to determine the  location of and reason for outages and get estimated times of restoration. Information can be provided  to the public graphically via the Internet and print media, as well as through text messaging (Box 7.4).  Another form of communication from the utilities to external individuals and organizations is  transparent GIS. By taking high‐level GIS overviews, relevant information can easily be provided to the  public and organizations so that they can respond appropriately. The GIS can then become the core of  the external communications system. A subset of the GIS overview can be provided live to Internet  users, although utilities currently tend to link their outage management systems to public network  geographic overviews.      58 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Box 7. 3 | Public Communication on Network Recovery In the aftermath of the Christchurch (New Zealand) earthquake, public communication on recovery  of the power sector network was a great success. Simple, accurate network maps indicating the  network’s condition and recovery timing were immediately available via the media (e.g.,  newspapers, Internet, and TV) (Figure B7.3.1).     Figure B7.3.1 Simple and Effective Public Communication from GIS-Based Systems on Status of Christchurch City Network   Source: Orion 2010.    From these single‐city overviews, the public could determine which areas of the network were  damaged, where power was on so they could travel to residences of relatives or acquaintances in  those areas, and when their power would likely be restored. The network overviews were obtained  from the distribution network owner’s Geographic Information System (GIS), with live updates by  field staff with portable technology, as communication allowed. Other infrastructure owners and  institutions could respond quickly and appropriately using this information. This rapid, transparent  development and information sharing highlighted what can be done to enable rapid action by both  power sector workers and those who rely on the sector.      The Queensland (Australia) floods and the Christchurch (New Zealand) and Gorkha (Nepal) earthquakes  found that social media was heavily used by the public for sharing information, such as the location of  operational utilities. The use of blogs on utilities’ websites may also have enabled information sharing by  the public. These should be more widely adopted, but reputation risks need to be managed for live  unmoderated blogs; however, moderated blogs can be resource intensive during such periods of high  activity. Utilities may also use social media to collect photos of damaged equipment from the public,  emergency responders, and other organizations (Box 7.5).      E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 59    Box 7. 4 | Advantages of Interactive Outage Maps Commonwealth Edison (ComEd), a United States utility in the state of Illinois, provides an  interactive outage map on its website (Figure B7.4.1). There customers can determine the location  and scope of outages and get estimated times of restoration. ComEd also offers a mobile phone  application that enables customers to report an outage and check restoration status.  Figure B7.4.1 Online Outage Map   Source: www.ComEd.com        Box 7.5 | Mutual Assistance Following Hurricane Isaac In the aftermath of Hurricane Isaac, which came ashore in Louisiana in August 2012, there was  unprecedented demand for customer interaction, along with the physical challenge of restoring  service. For the first time ever during a major event, Entergy, the electric utility company, interacted  with the public via social media, communicating with more than 32,000 customers. More than 1  million hits were recorded on the company’s website. Traditional communications were also heavily  used, with more than 1 million calls from customers and nearly 1.4 million texts to customers during  the storm.  Source: WBSCD Electric Utilities n.d.      60 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     7.4 EMERGING PRACTICE: LIVE GIS SYSTEMS The Outage Management System (OMS) and the Geographic Information System (GIS) are the central  core of modern power‐disruption restoration activities for transmission and distribution utilities. These  vital systems enable command‐center operations to access and understand situational information in  real time.  GIS has become the foundation of distribution‐system  Figure 7.2. Screenshot of GIS Networks  documentation because its map‐based database is  perfectly suited to tracking geographically dispersed  assets and monitoring their status. By keeping the GIS  database up‐to‐date in real time, operators can prioritize  areas of the network to target for repair, and crew  dispatchers can monitor progress (Figure 7.3).   As a geographically and visually based asset management  system linked with operational data from field  applications and live SCADA, GIS provides rapid insight  and understanding not previously possible. It also  enables simple communication of information to third  parties.  Mobile applications for damage assessment linked to the  GIS assist operators in understanding the cause of an  outage, the assets impacted, and the extent of asset  damage. Image capture and safety issues can be  automatically uploaded to GIS and work‐dispatch  Source: PSEG 2014. applications. The live updating of GIS is revolutionizing  incident management and response.  By predetermining such critical areas as essential services,  work plans can be prioritized and optimized. This  technology provides a way to better understand the level  Figure 7.3. Example of Mobile Applications  of effort required and the resources and materials that are  available. Better quality data results in improved decision  making. When crews complete asset restoration, they  upload the new information, including images, to the work  management system, enabling the next technical discipline  to work on the faulted assets or the control‐center staff to  place the assets back into service.  Mobile applications (apps) are being used increasingly for  installation and operational maintenance (Figure 7.4).  Using computers and smartphone technologies, these  systems can retrieve real‐time data from a GIS when a user  points the mobile device at distribution equipment such as  a pole or transformer. Data relevant to the equipment  (e.g., drawings, equipment order details, and circuit  Source: PSEG 2014. overviews) can be downloaded to the field crew. Recovery  crews can then tag equipment for repair and replacement,  and estimate time to restore.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 61    The mobile apps enable crew locations and crew equipment and stock to be tracked so that capable  teams can be dispatched efficiently to problem areas ideally close to them. When constraints arise,  nearby crews can be contacted to assist with staff or equipment.  Chapter 6 noted the effectiveness of distribution circuit segregation. The next step with more switching  is more visibility of the network in real time. To reiterate, this practice was adopted decades ago by  some utilities; with the improved communication systems now available, utilities are extending their  communication networks and visibility and remote network control of their SCADA systems. By linking  the SCADA system to the GIS system, richer data becomes available. Improved visibility is providing  better damage assessment, improved work prioritization and scheduling, and improved customer  results as more accurate restoration times can be provided.  Utilities are starting to use advanced metering infrastructure to gather distribution network conditions.  By interrogating remote smart meters, utilities can better understand the outage status of network  components. Even with a power supply outage, many smart meters can indicate their supply‐point  status by sending a “last gasp” status indication before losing their ability to communicate and another  status indication when power is restored.   Other relatively new means of improving power system visibility include the addition of phasor  measurement units (PMUs), networked power‐quality analyzers, and utilizing the SCADA and monitoring  functions of modern digital protection relays. By connecting such technologies to utility WANs (wide  area networks) and ultimately the utility SCADA systems, the understanding of a power system’s  condition and behavior is improved.  Improved real‐time situational awareness and control of grid equipment enhance a utility’s ability to  reduce the impacts of major disruptions and speed up restoration efforts. Status indications of  individual customers increase a utility’s situational awareness, enabling it to personalize messages to  individual customers or groups to help them make informed decisions.  7.5 EMERGING PRACTICE: DEMAND RESPONSE Various means of controlling demand are available when power system capacity (generation,  transmission, or distribution components) becomes constrained due to meteorological and geological  events. These methods, which can help to avoid more widespread curtailment of demand, range from  public media campaigns requesting reduced demand to automated demand control that customers may  not even notice.   Experience of the Texas wholesale electricity system and the United States state of California has shown  that market designs that include demand‐response participation can markedly improve system  flexibility. For example, industrial customers supply a significant portion of the responsive (spinning)  reserves of the Electric Reliability Council of Texas and have demonstrated the ability to reduce load  within minutes in response to system needs (United States Department of Energy 2015). In the state of  Oklahoma, the gas and electric utility has been able to implement time‐of‐use pricing and critical peak  pricing to reduce peak load by up to 30 percent (Cooke 2013).  In Germany, pilot studies by Stamminger and Anstett (2013) suggest that, if washing machines, tumble  dryers, and dishwashers are the main appliances whose operation can be shifted, then a maximum of 10  percent of residential electricity consumption or 3 percent of total electricity consumption can be  shifted to less constrained periods. Some caution is needed, however, as demand‐response mechanisms  are often implemented in order to avoid transmission and distribution upgrades and thus the power  system may be designed to assume demand responsiveness during normal conditions. A case in point is  62 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     New Zealand, where time‐of‐use pricing and automated demand control have been used for many  decades to reduce peak demand by up to 25 percent, particularly in the northern parts of South Island,  where these mechanisms are often used on a daily basis; thus, their effectiveness during a disaster may  be reduced. But the improved flexibility that the utilities enjoy due to these well‐proven systems is an  invaluable tool when power systems are constrained.  Time‐of‐use pricing (e.g., half‐hourly metering) whereby the wholesale electricity market price is passed  down to retail‐level customers (plus a margin), is an emerging practice, even for residential consumers.  In multi‐node markets, local constraints are therefore reflected in the customers’ real‐time price. If the  customer chooses to monitor the changing market price in real time by setting email or mobile‐app  triggers, s/he may then choose to reduce load during high‐price periods and increase it in low ones. New  Zealand offers an example of real‐time pricing at the residential level in a multi‐node competitive retail  electricity market. The effectiveness of reducing constraints on the power system using this method is  still unclear. Anecdotally, it appears that, even though the energy price may regularly spike on an order  of 5 to 10 times its average value, because the energy price is a small portion of a consumer’s charge  (which also includes transmission, distribution, metering, taxes and regulatory charge components), the  overall impact of price spikes is minor on consumer bills. Thus, many consumers become relatively  apathetic to power system constraints that cause temporary price rises.  Some smart meters have the ability to control load or provide pricing signals to consumers so that they  can respond appropriately. For example, The Lines Company in New Zealand has implemented smart  meters with in‐home display devices that notify consumers when automatic load control has been  activated within the home. Smart meters not only provide gains from better management of daily use  and reduce system load during peak capacity hours; they also assist in determining when and where  problems have occurred throughout the distribution system.   Demand‐response programs, such as direct load control, time‐of‐use rates, and conservation voltage  reduction (CVR) through distribution automation are relatively new techniques. CVR is widely used in  the United States but not elsewhere (EPRI 2013).  Traditional communications media (e.g., newspapers, radio, and TV) are widely used to encourage users  to reduce demand at certain times in specific areas. However, automated phone text messaging, an  emerging practice, can be a more powerful communications alternative because text messages can be  sent to many thousands of users in a constrained area during critical constrained periods to avoid  overloading. Consumers can then take action, such as reducing heating, cooling, and lighting; delaying  use of electric devices, or traveling to a less constrained area (e.g., working from home).  7.6 EMERGING PRACTICE: UNMANNED VEHICLES Some utilities have begun using unmanned aerial vehicles (UAVs) or drones equipped with high‐ resolution cameras, sonar and laser data‐measuring devices, thermographic imaging, and global  positioning systems to complete routine checks on transmission lines (Box 7.6). These UAVs can be  valuable tools for assessing damage following meteorological and geological events. UAVs are small and  light enough to be handled by a technician. They can be used to quickly survey devastated areas that are  difficult to reach owing to roads blocked by downed trees or other obstacles, thereby substantially  reducing both response time (by hours, if not days) and costs.  Unison Networks in New Zealand conducted field trials to assess the commercial viability of UAVs to  monitor distribution and sub‐transmission infrastructure. Unison Networks established that small UAVs  have a high marginal cost per kilometer and are typically more expensive than linesmen. However larger  UAVs that can fly beyond line‐of‐sight can provide substantial cost savings. Transpower NZ had similar  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 63    findings. In addition to reduced operational costs, estimated annual benefits of between NZ$4.46 million  and $19.26 million would accrue to consumers, resulting from the reduced number and duration of  outages originating in the distribution systems (Shelley and Andrews 2015).  Transpower New Zealand has also experimented with remote‐controlled surveillance vehicles in  unmanned substations. These inexpensive devices are similar to robust remote‐controlled miniature  trucks mounted with a camera and can be housed at a substation. Using such devices, Transpower was  able to survey sites it had concerns about well before crews were able to arrive (Box 7.7, figure 7.5).    Box 7. 6 | UAV Surveys Following Cyclone Pam When Cyclone Pam hit the small Pacific Island nation of Vanuatu in March 2015, thousands of  buildings and trees were flattened, leaving 75,000 people without homes and at least 15 dead. The  World Bank contracted two teams to conduct UAV surveys of the devastated area. A team from  Australia used Indago quadcopters, (four‐rotor helicopters) and a team from New Zealand used three  Alliance hexacopters (six‐rotor helicopters). Within 12 days, a single quadcopter was able to survey  2,500 acres of an island. It was able to fly in winds of up to 40 knots or in moderate rain, with low  cloud cover—weather conditions that would ground more traditional aircraft.   The UAVs were pre‐programmed for their routes, so they essentially acted as flying robots. They  enabled quick data gathering of infrastructure and building damage down to the household level and  in difficult‐to‐access locations. The aerial views promptly provided rich information sources whose  collection would have been constrained using normal ground surveys.  Sources: Howard 2015; Golson 2015.      Box 7. 7 | Transmission Line Patrols in New Zealand Figure B7.7.1 Unmanned Aerial Vehicle (Drone) on Patrol Various transmission companies have  trialed large UAVs for routine  transmission line patrols. Substantial cost  savings have been proven.   Large UAVs may be programmed with  GPS locations and transmission‐line  routes so that they can operate beyond  sight. Some have operated on the order  of 1,000 kilometers (km) in single flights.  In most countries, the use of UAVs has  been restricted to date because airspace  management and regulations on  operating the devices are still  undeveloped.  Source: Transpower NZ Ltd.    64 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure 7.4. Transmission Line Survey by UAV   Source: Bradley 2013.   7.7 EMERGING PRACTICE: VIRTUAL POWER PLANTS An emerging aspect of developing alternative electricity supply sources is to use technology to centrally  control power generation from multiple alternative (often backup) sources connected across a power  system. This practice has been referred to as virtual power plants, which include the aggregated control  and trading of distributed generation and load in order to mimic the operation of a large power station’s  contribution to the power system. The dispatch and payment of the many small contributions is  centralized. Virtual power plants differ slightly from micro‐grids in that they are not generally designed  to operate in aggregate in a group islanded from the national grid.  One practice that appears to be emerging is the monitoring and aggregation of standby generation  plants owned by third parties that maintain the standby capacity for their own business continuity. With  advances in communication, aggregation and control in response to appropriate pricing tariffs are  resulting in standby plants being used on the grid to benefit the owner and many others.  Many commercial enterprises and essential services have backup diesel‐generator sets for their own  purposes. During system events, these resources are often underutilized. The aggregated dispatch of  this generation plant can, in some cases, contribute many hundreds of megawatts of grid‐connected  generation capacity. The functioning of this cutting‐edge engineering solution requires extensive  infrastructure; it is not yet suitable for developing countries as it is still in development. Pilot examples  include combined power plants, which link and control 36 wind, solar, biomass, and hydropower  installations spread throughout Germany (Enercon GmbH, Schmack Biogas AG and SolarWorld AG 2007;  SolarServer 2014).  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 65    7.8 EMERGING PRACTICE: USING ARTIFICIAL INTELLIGENCE IN EMERGENCY MANAGEMENT EXERCISES Most disaster management preparation is done through preparation of emergency plans, board games,  role plays, and emergency drills. These exercises inevitably involve assumptions and subjective  assessments since it is difficult to replicate real‐life conditions, including stress impacts in decision  making. They become even more restrictive when they try to capture complex disaster scenarios (as  opposed to individual and isolated incidents). The stakeholders being trained are not put in crisis  situations, and training exercises do not include a dynamic feedback loop. Using artificial intelligence (AI)  in disaster management simulation platforms is an emerging tool in risk preparedness. While this type of  tool does not replace emerging management exercises, it can enhance the value of training exercises  (Figure 7.6).     Figure 7.5. Print Screen of AI Emergency Management Platform for Flooding Disaster in Paris   Source: MASA Group SYNERGY.    The AI system replaces the propagation of the disaster, its impact on people and infrastructure, and the  actors involved in terms of victims and emergency responders and their materials. In addition to  enhancing the value of emergency management training, the AI system also validates existing and  theoretical disaster plans and procedures. It can also be used as a total or partial alternative to a large‐ scale emergency management exercise, which can be quite expensive or disruptive to business  operations.       66 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     8 | FINANCIAL PROTECTION The financial sector is increasingly involved in energy sector resilience, providing large amounts of  finance and varied ways to reduce the financial impacts of major disruptive weather and geological  events affecting the power sector. Using financial protection strategies can increase the financial  resilience of governments, utilities, the private sector, and households. Financial protection focuses  mainly on providing ex‐ante mechanisms so that appropriate levels of finance are available to maintain  power and quickly recover from power supply disruptions during and following natural disasters.  Financial protection options also assist in mitigating the contingent liability for power sector economic  participants caused by expenses from managing the direct impacts of a disaster, as well as the indirect  impacts to consumers due to electricity price fluctuations.  Developing countries generally rely heavily on post‐disaster financing, including donor assistance. But  over the long term, post‐disaster assistance may not be sustainable. In the event of major disasters,  recovery is impossible without donor assistance. Unlike developing countries, developed countries tend  to rely on multiple layers of pre‐disaster financing mechanisms, including insurance and credit‐line  instruments.  Examples from various countries show how governments have recognized the damage that geological  hazards can cause and the societal benefits of having financial protection in place that provides liquidity  in the aftermath of natural disasters. In the case of Japan, earthquake coverage is significant. Although  the country’s financial mechanisms differ from those used in New Zealand, the advantages are similar.  Approximately 23 percent of the financial losses from the 2011 Great East Japan earthquake were  covered by insurance, which enabled communities to recover more rapidly than would otherwise have  been possible (World Bank n.d.). In Mexico, a contingent reserves fund was set up, whereby up to US$1  billion in losses are covered through the National Fund for Natural Disasters or FONDO (Fondo Nacional  de Desastres Naturales). In Madagascar, the Contingency Fund for Natural Disaster Risk Management is  in the process of being established. In New Zealand, the Earthquake and War Damage Commission (EQC)  underpins the residential insurance market, ensuring the availability of universal natural‐disaster  coverage (Box 8.1).       E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 67    Box 8.1 | Learning from New Zealand’s Earthquake Insurance Experience The vast majority of dwellings affected by the 2011 Christchurch (New Zealand) earthquake were fully  insured, even though much of the city had to be demolished if not repaired. The resulting positive  impact on the nation’s GDP helped to insulate the region against the 2008 Global Financial Crisis.  The positive outcome in Christchurch can be traced back to the 1940s, when the New Zealand  government was concerned about the slow recovery following the 1942 Wairarapa earthquake due to  the lack of insurance and reconstruction capital. In response, the government established the  Earthquake and War Damage Commission (EQC), which continues to underpin the residential  insurance market by ensuring the availability of universal natural‐disaster coverage. This contrasts  with the often prohibitive premium levels for natural disaster insurance prevailing in many countries  (NZ EQC 2014).  The EQC sources its coverage through reserves and international reinsurance markets. The mix of  private insurance and EQC coverage varies by disaster type. In the 2011 Christchurch case, the EQC  managed liability coverage for about 47 percent of all insurance claims. It received more than 750,000  separate claims in addition to private insurance claims (Figure B8.1.1).    Figure B8.1.1 Distribution of Canterbury Earthquake Insurance Claims   Source: New Zealand Parliament 2011.      Typical financial protection mechanisms in the power sector include the following:   Insurance of equipment items and structures against meteorological or geological damage (e.g.,  transformers, generators, and power stations and substations, including buildings and civil  structures)   Annual contingency budgets generally noted in annual financial returns against their associated  business areas  68 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E      Accumulated reserves with varying levels of liquidity sometimes allocated to specific contingencies  or across various risks based on probability analysis   Overdraft facilities of up to 15 percent of an organization’s value to provide for rapid pre‐approved  liquidity   Contingent credit facilities (pre‐ or post‐event), which are typically more expensive than overdraft  facilities   Budget reallocations from normal operational or investment spending when a major event occurs   National government backing, sometimes with a pre‐agreed contingent limit   Electricity market hedging, using numerous types of risk products (e.g., future energy maximum  price contracts)   Bilateral future energy contracts (with unders, overs, and caps)  The results of this study’s global industry survey showed that many respondents used asset insurance as  a key financial protection strategy in the power sector. Further research showed that this type of  insurance does not always cover natural events. Globally, most large insurance claims in the power  sector are due to machine breakdown, with less than 25 percent coming from weather‐related events  (Marsh 2013). Large claims are seldom made for damage to overhead line equipment caused by natural  events (Marsh 2013; Willis 2013). Based on discussions with survey respondents, the main reason is that  few utilities procure insurance to cover overhead line damage due to its unavailability or high cost.  Various utilities “self‐insure” for overhead line failure by retaining reserves.  Substations, power stations, and control centers are more commonly covered by property insurance. In  the northeast United States, 2012 Hurricane Sandy resulted in substantial insurance claims. The majority  of losses insured by the power utilities were damages caused to substations and switchyards located  near coastlines susceptible to storm surge (Willis 2013).  While property damage insurance is available for quality overhead transmission and distribution lines, it  has seldom been purchased in recent years, except in rare cases at the transmission level. Distribution  utilities generally view insurance options as not being cost‐effective. Premiums have been known to  average 7.5 to 10 percent, meaning that a distribution company would have to experience a total loss of  its electricity network every 10 years to justify the expense (Casey 2013). Insurance assists in stabilizing  revenue streams, and premiums can provide price signals used as a tool to compare mitigation option  costs and thus attract investment in resilient electricity infrastructure projects.   For frequently recurrent, low‐impact risks, a combination of cash retentions (e.g., reserves, annual  contingency budgets, and overdraft facilities) are typically used to provide the lower foundation of  financial protection. To mitigate intermediate risks, reserves, overdraft facilities, contingent credit,  budget reallocation, and insurances are typically used. For lower‐probability, high‐impact risks, risk‐ transfer mechanisms (e.g., insurance and hedging, including event‐specific policies), as well as reserves,  overdraft facilities, contingent credit, and budget reallocation are often used (Figure 8.1).   Some of these mechanisms can be held by the utility, the government, or both entities. For example, the  utility may hold cash reserves for frequent low‐level cyclone damage, while the government may also  have reserves for less frequent events that cause more significant damage, triggered over a certain level  of damage. Such dual layers of protection are used for general coverage of seismic events in New  Zealand and Japan.    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 69    Figure 8.1. General Risk Layering of Financial Mechanisms It is not unusual for organizations in developed countries with open electricity markets to utilize all of  the above instruments in their financial risk‐management portfolios to provide robust financial  management for investors. Such a diversification strategy enables organizations to select the lowest‐ cost options for recovery should an event occur. Developing countries in the Asia and Pacific region have  generally lagged behind other regions in disaster‐risk financing and developing regulatory support to  enable stable and solvent risk‐transfer markets to serve governments, businesses, and homeowners  (ADB 2013).  Generally, quality data is the foundation of risk transfer. If, during the due‐diligence process, the  financier finds it difficult to quantify risk while structuring and pricing an instrument, purchasing the risk‐ transfer instrument is usually expensive. Chapter 5 discusses the need for quality data and an emerging  practice in this area.  The subsections below document developing country experiences in using innovative risk financing and  risk‐transfer financial instruments. To facilitate comprehension of each instrument under discussion,  examples are presented separately, even in cases where the same country uses multiple instruments.37   8.1 EMERGING PRACTICE: WEATHER RISK HEDGING Financial products to protect against weather variations (e.g., rain, temperature, wind speed) using  parametric triggers have become increasingly available in developing countries. The first reported  contract with a trigger based directly on weather was executed in 1996 when Aquila Energy structured a  hedge for Consolidated Edison Company (ConEd) (FMTE 2015). The transaction involved ConEd’s  purchase of electric power from Aquila for the month of August. The price of the power was agreed to,  but a weather clause embedded in the contract stipulated that Aquila would pay ConEd a rebate if  August was cooler than expected.                                                                37 It should be noted that those countries that have succeeded in achieving a significant level of sophistication in the use of financial  instruments have done so within the context of a formal disaster risk financing layering strategy.     70 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     The measurement was referenced to cooling degree days (CDDs) measured at New York City’s Central  Park weather station. If total CDDs were 0 to 10 percent below the expected 320, the company would  receive no discount on the power price; however, if total CDDs were 11 to 20 percent below normal,  ConEd would receive a US$16,000 discount. Other discounted levels were worked in for even greater  departures from normal.  End‐users of weather derivatives cover a wide range of companies from diverse industries. In the energy  sector, primary end‐users for weather derivatives include electric utilities. According to a 2006 survey  carried out by PwC, nearly half of inquiries about weather‐risk instruments were made by users in the  energy sector.  An advantage of weather‐based coverage is that it pays on the basis of a measurable weather event and  does not require assessment of the actual loss caused by the event. This is particularly useful when the  underlying interest protected is financial and not a typical asset. Examples of protected financial  interests include incurred additional expenses due to a disaster and budget volatility for governments  supporting generation costs or consumer expenditure in electricity (Box 8.2).  Wind‐based parametric risk instruments are also available in the weather derivative market (Raizada  2013), although uptake is relatively low. In addition to products for temperature, rain, snow, and solar  radiation, low‐wind day and season derivatives are now available. These products can assist in shielding  a wind‐generation producer from the unanticipated risks of low wind speeds. However, the products are  challenging to assemble because, like the lack of hydrological data, the absence of wind records can  make risk and pricing difficult to ascertain. Also, wind derivatives are more complex due to the multiple  factors specific to a wind site that may make its wind speed differ from a reference site some kilometers  away.    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 71    Box 8.2 | Weather and Oil Price Insurance Transaction in Uruguay Uruguay generates 80 percent of its electricity from hydropower stations; thus, it is not surprising  that it occasionally faces shortages that significantly increase the annual cost of generation. In 2012,  the country’s state‐owned public electricity company, UTE (Administración Nacional de Usinas y  Trasmisiones Eléctricas), spent 50 percent more than budgeted on fossil fuel costs due to a  hydropower shortage. Uruguay’s lack of an effective electricity market prevented hedging against  unacceptable market‐price excursions that countries with electricity markets enjoy (World Bank  2013).  In 2013, the World Bank executed a weather‐and‐oil‐price insurance transaction for UTE. The  transaction insured the energy company against drought and high oil prices for 18 months. UTE will  receive a payout from the World Bank if the weather index is below the pre‐determined trigger. The  trigger was selected by UTE based on coverage and cost considerations. The amount of the payout  depends on the level of rainfall index and market oil prices at that time.  Uruguay was fortunate to have a rich (long‐term) historical database of hydrological information on  which to base its hydropower risk assessment and calculate an agreed premium. Future collection of  hydrographical data through Uruguay’s National Meteorological Service has also been enhanced as  part of the project to support ongoing operation of the contract. In countries without electricity  market hedging techniques, having long‐term historical databases makes this type of transaction  easier to execute; otherwise, it could supplement traditional hedging. The Uruguay example shows  the benefits of having a solid risk‐identification pillar in place with appropriate long‐term  meteorological records on which to base financial risk products.      8.2 EMERGING PRACTICE: CATASTROPHE BONDS Catastrophe bonds, also known as cat bonds or capital at‐risk notes, have been on the market since  1994, and have shown strong growth in recent years (Michel‐Kerjan et al. 2011). Typically, an insurance  company issues the bonds through a broker‐dealer. The bonds are sold to investors, who anticipate  receiving remuneration through coupons from the insurance company. If a catastrophe meeting the  trigger criteria does not occur, the investors receive back their principal plus coupons. If a catastrophe  occurs, the principal is forgiven by the investors and the insurance company pays this money to the  claimants. These bonds are inherently risky, generally carry a BB rating, and usually have maturities of  less than three years.  A benefit to issuers of cat bonds is that the protection is fully collateralized, which significantly mitigates  the issuer’s credit risk. The other natural alternative of placing the risk through the traditional  reinsurance market exposes the buyer to the risk credit of the market counterpart. Examples of cat‐ bond sponsors include insurers, reinsurers, corporations, and government agencies. Frequent issuers  have included USAA, Swiss Re, Munich Re, Liberty Mutual, Hannover Re, Allianz, and Tokio Marine  Nichido (Box 8.3).   In 2014, the World Bank issued US$30 million in catastrophe bonds maturing in 2017, which may be  released as a result of applicable tropical cyclone or earthquake events in 16 Caribbean countries (World  Bank 2014b). Although there have not been any specific cat‐bond issuances related to the power sector,  the degree of innovations available on how to independently measure such weather variables as rainfall  72 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     and floods offers the power sector a realistic opportunity to explore this method of accessing capital  markets for protection against the impacts of natural disasters.     Box 8.3 | Mexico Cat Bonds for Transfer of Catastrophic Risk Mexico is the only example of national government‐issued cat bonds. They were used in 2006 for  hedging earthquake risk and again in 2009 and 2012 to cover earthquake and hurricane risks (Table  B8.3.1). The bonds were a pioneering move to help Mexico transfer catastrophe risk to the capital  markets.  The 2009 instrument, renewed in 2012, is a multi‐cat program (with a 2015 maturity), combining risk  mitigation, risk modeling, and traditional and parametric insurances to allow the government to  financially prepare for disasters by transferring some of its catastrophic risks (Swiss Re 2012). Swiss Re  worked with the Mexican government and the World Bank to renew the multi‐cat bond, which has  earthquake and hurricane parametric triggers.  The 2012 cat bonds totaled US$290 million. The issuer is a special purpose vehicle (SPV) that  indirectly provides parametric insurance against earthquake risk in three regions around Mexico City  and hurricanes along the Atlantic and Pacific coasts. The cat bond will repay the principal to investors  unless an earthquake or hurricane triggers a transfer of the funds to the Mexican government.  The bond was oversubscribed, indicating strong appetite in the investment market for this type of  risk, if well managed. Based on this example, good management indicators include the need to have  (i) strong legal and institutional frameworks for disaster‐risk financing in place in the country where  the risks are financially covered to facilitate implementation of risk‐transfer mechanisms; (ii) sound  budgetary and financial management practices (in this case, the cat bonds are part of a portfolio of  typical financial risk‐management practices; and (iii) the availability of good quality data and statistics  about the probability and severity of catastrophic events. In addition, management by the World  Bank is likely to have significantly increased investor comfort.    Table B8.3.1 Summary of Mexico Multi-Cat Bonds, 2009 FACTOR  CLASS A  CLASS B  CLASS C  CLASS D  Pacific  Pacific  Atlantic  Hazard  Earthquake  Hurricane  Hurricane  Hurricane  Notional (USD)  140  50  50  50  Trigger  7.9; 8.0 Richter  944 Central  944 Central  920 Central  scale magnitude  Pressure  Pressure  Pressure  S&P Rating  B  B  B  BB‐  Source: GFDRR 2013.      E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 73    8.3 EMERGING PRACTICE: CONTINGENT EVENT RESERVE FUNDS Mexico has implemented a contingent reserves fund, whereby it retains up to the first US$1 billion of  losses through an annual budget allocation of US$800 million to FONDEN, and, if required, a $200  million exceptional federal budget allocation. As previously mentioned, Madagascar is in the process of  establishing the Contingency Fund for Natural Disaster Risk Management. Government‐administered,  contingent event funds have been operating in some countries for many decades (e.g., for seismic risk  protection in Japan and New Zealand). However, because trust funds held specifically for contingent  events affecting the electricity sector are quite rare, this study views them as an emerging practice (Box  8.4).    Box 8.4 | Uruguay Contingent Event Fund for High Electricity Cost In response to high energy‐price risks faced by its state‐owned public electric company (UTE) due to  hydropower variability, Uruguay has implemented the Energy Stabilization Fund. This government‐ administered trust fund retains reserves up to a ceiling level, and UTE contributes an annual fee  when the fund falls below the ceiling level. Based on well‐defined rules, funds are disbursed to UTE  during severe drought events that exhaust the company’s cash reserves. If the fund has insufficient  reserves to meet the defined rules, the government obtains contingent financing up to the ceiling  amount. Above this level of risk financing, a further layer of weather‐risk hedging is provided, after  which risks are not covered (Figure B8.4.1).    Figure B8.4.1 UTE’s Financial Protection Layering against High Energy Cost Source: Reproduced from World Bank (2013).     74 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     8.4 EMERGING PRACTICE: CONTINGENT CREDIT FINANCING In competitive electricity markets, retailers often organize credit lines to improve their liquidity during  periods where wholesale energy prices exceed their normal financial parameters covered by customer  revenue.   In the past, electricity retailers have suffered substantial financial losses when wholesale market prices  have exceeded retail energy‐contract revenues for significant periods of time (e.g., during droughts in  hydro‐dominated power systems). For example, in 2001, New Zealand’s Natural Gas Corporation (NGC),  through On Energy, its electricity retail subsidiary, lost approximately US$300 million when it was  inadequately hedged during a low hydrological inflow winter. Subsequently, NGC exited the retail  market by selling its remaining customers to competitors.  In order to retain liquidity, electricity retailers negotiate pre‐event loans that enable them to borrow  money from a single financier or group of financiers, provided that the retailer operates within certain  pre‐arranged risk management parameters. Similarly, this study anticipates that other parts of the  electricity supply sector, including government bodies, may negotiate contingent credit lines within well‐ defined parameters if required as part of their layering strategy for financial risk protection.  8.5 EMERGING PRACTICE: BENEFICIARY INSURANCE POOLS An insurance pool can provide a means for a group of organizations to access catastrophe insurance at  more competitive rates by grouping risks into one portfolio. Some organizations have found it difficult or  expensive to access catastrophe insurance coverage individually due to their small coverage levels or  high exposure. By pooling their risks and funds, they can access catastrophe insurance. Country‐specific  catastrophe risk policies can be taken to the market as a single, well‐diversified portfolio. Consolidating  individual country risks and presenting a diversified pool of risks to the market helps countries achieve  better terms with regard to the cost of the insurance premium.   In 2013, the Pacific Catastrophe Risk Insurance Pilot (PCRIP) was launched in the Marshall Islands,  Samoa, Solomon Islands, Tonga, and Vanuatu, whereby the governments of these countries are  provided immediate funding if a major natural disaster occurs (SPC 2013). The pilot is part of the Pacific  Catastrophe Risk Assessment and Financing Initiative (PCRAFI), a joint effort of the World Bank,  Secretariat of the Pacific Community (SPC), and the Asian Development Bank (ADB), with financial  support from the Government of Japan, Global Facility for Disaster Reduction and Recovery, and the  European Union (EU). The World Bank acted as an intermediary between the pilot countries and the  following insurance companies selected through a competitive bidding process: Sompo Japan Insurance,  Mitsui Sumitomo Insurance, Tokio Marine & Nichido Fire Insurance, and Swiss Re. The underlying risk  modeling for the transaction was provided by AIR Worldwide.  The pilot used parametric triggers, linking immediate post‐disaster insurance payouts to specific hazard  events. This joint effort allowed these Pacific Island nations to access earthquake and tropical cyclone  catastrophe coverage from reinsurance companies at an attractive price. Rapid payouts enabled  member‐country governments to respond quickly to the impacts of natural hazards. The program  proved its rapid‐response capability when Tonga received a payout of US$1.27 million on January 23,  2014, two weeks after Cyclone Ian swept across the nation’s Ha’apai Islands.  The third season of using this tool—November 2014 to October 31, 2015—comprised five Pacific Island  nations: Cook Islands, Marshall Islands, Samoa, Tonga, and Vanuatu (World Bank 2014c). That season  provided a full spectrum of both financing and physical disaster risk management (DRM) tools. Working  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 75    together, these countries were able to secure aggregate insurance coverage worth US$43 million  against tropical cyclones, earthquakes, and tsunamis.  Because Pacific Island nations are characterized by small economies with small populations—Cook  Islands (15,000), Marshall Islands (56,000), Tonga (103,000), Samoa (187,000), Vanuatu (264,000), and  Solomon Islands (581,000)—their risk exposure to natural hazards is higher. To date, insurance pools  have been mainly used for sovereign countries; however, they are now being considered by smaller  regional‐level utilities, which may also find the framework useful. 76 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     9 | RESILIENT RECOVERY The pillar of resilient recovery focuses on emerging practices that can enhance the quality and  timeliness of recovery and reconstruction efforts. In engineering and risk management terms, power  sector infrastructure has a failure probability of exceedance over its design life; that is, there is always  some risk of failure during the design life of a generator, transmission line, substation, or distribution  network device. Due to expense, equipment is generally not designed to withstand all potential stresses.  For example, load standards for transmission line design are generally based on severe weather events  having a 3 to 5 percent probability of exceedance over their design life (CIGRE 2014b). Therefore,  managing response and reconstruction in a timely manner is critical because failures will always occur.     Figure 9.1. Excessive Conductor Loading   Source: The World Bank.   Even when infrastructure is designed to seemingly appropriate levels, unexpected events outside the  design standards can occur. For example, figure 9.1 shows a 110 kilovolt (kV) transmission pole that  snapped when the conductor sagged under snow loading. While the line may have been capable of  sustaining the snow load, it was not able to sustain the load from the river current into which the snow  pulled the conductor.  High‐level guidance for emergency response to overhead line damage is provided in Guidelines for  Emergency Resource Planning for Overhead Transmission Line Asset Owners (CIGRE Electra 2005). The  guidelines especially emphasize planning and rapid response. 9.1 EMERGING PRACTICE: MUTUAL AID AGREEMENTS When a major disaster strikes, local utilities’ resources are often insufficient for rapid response and  recovery. Mutual assistance resources (e.g., staff, equipment, and spares) are necessary to assist with a  successful restoration (Box 9.1).    E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 77    Box 9.1 | France’s Mutual Aid Agreements Following 1999 Winter Storms in Europe In December 1999, windstorms Lothar and Martin caused major damage in France, southern  Germany, Switzerland, and Italy, resulting in 140 fatalities. In France, approximately 3,000 high‐ voltage (HV) pylons were broken and 3.4 million customers were without power. One‐quarter of all  extra‐high‐voltage (EHV) lines tripped, and 180 HV lines were brought down; 5,500 medium‐voltage  (MV) and low‐voltage (LV) poles had to be replaced, and more than 100 HV/MV substations were out  of order.  About 1,200 foreign staff representing 17 countries contributed to the restoration. Among them were  Ireland (176), Great Britain (170), Italy (151), Germany (140), Spain (130), Belgium (115), Czech  Republic (30), Netherlands (25), Portugal (20), Morocco (20), Hungary (15), and Croatia (12). Foreign  companies sent 300 portable power generators across a broad power scale (from some kilowatts to  1.25 MW), which EDF, France’s electric utility company, bought or rented. It is thought that EDF used  all of Europe’s available portable power generators. Altogether, 1,600 units were connected  (Eurelectric 2006).  Following the 1999 storms, RTE, the French transmission system operator, created the GIP priority  action group, a rapid reaction force consisting of seven teams spread across France. The group,  activated by the crisis management unit, analyzes the problem and proposes feasible solutions to re‐ establish power supply to network facilities that can be implemented in fewer than five days. RTE  aims to have 17 kilometers (km) of 400 kilovolt (kV) overhead restoration lines.   RTE signed mutual aid agreements with several European utilities to facilitate interventions by other  teams of transmission system operators using their own equipment. CIGRE Electra (2005) noted:  “With RTE emergency reaction organization, 300 RTE operators and 600 specialists from outside  companies can be called up in half a day. As soon as an intervention action is triggered, a major chain  of specialists (electricians and mechanical engineers, topographers, linesmen, logistic managers,  helicopter pilots, and telecommunication experts) is activated” (CIGRE Electra 2005).   EDF’s distribution networks subsidiary, EDRF, created Rapid Intervention Force or FIRE, which has  2,500 intervention technicians trained for crisis situations that are deployable at any time across  France. FIRE has 11 storage platforms distributed across the country that enable the quick  deployment of 2,000 generators, as well as emergency materials kits. When needed, autonomous  teams are immediately deployed with their own generators and tools in affected areas (WBCSD  Electric Utilities n.d.).    Planning for resourcing emergency staff and equipment and the setting up of frameworks for  engagement before events occur enables more rapid and effective responses. Currently, many utilities  rely on informal networks that are activated in a major crisis; however, protocols on inter‐company  cooperation during disaster recovery are needed in order to speed up response and clarify  responsibilities and methodologies. Intercompany disaster training and sharing of standards would  further enhance interoperability of people and processes should the need for national‐level mobilization  occur.  Mutual assistance programs, whereby transmission and distribution utilities call in crews from across a  region to help restore downed lines, poles, and transformers, are common in the United States (Box  9.2). The host utility is responsible for providing logistical support, including accommodations, food,  78 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     fuel, and water; and stocks are kept for this purpose. The host must also have the capability of  dispatching crews efficiently to the affected areas; additional dispatchers from neighboring utilities are  sometimes trained so that they understand the host’s systems and processes (e.g., the Kapatid electric  cooperatives task force during Super Hurricane Yolanda in the Philippines).     Box 9.2 | Mutual Assistance Accelerated Recovery after Hurricane Isaac Hurricane Isaac, which hit Louisiana in August 2010, was the fourth worst storm ever suffered by  Entergy, the state’s integrated energy company; 95 lines and 144 substations were damaged, with  800,000 affected customers. Even so, recovery was faster than for previous storms. Within just one  week, power was restored to virtually every customer.  Mutual assistance was the key reason for the swift recovery, along with strong planning and  preparedness. Entergy’s planning included weather monitoring and a timeline for activating  command centers and recruiting response personnel. Mutual assistance calls with other utilities  began a week before the hurricane hit the coast. Assistance was received from 21 other utilities and  138 contractors, representing 25 states. Because response teams were already in place, more than  16,000 personnel were working to restore service three days after the hurricane hit.    Source: WBCSD Electric Utilities n.d.    Utilities need practices for effectively coordinating mutual assistance resources. Improved collaboration  enabling interoperable dispatch and work‐order systems that provide transport information for staff less  familiar with the effected region is required. Ideally, pre‐event planning would incorporate  communication protocols and interface methods for supporting technologies to minimize duplication of  efforts and avoid confusion.   Transparent systems with interfacing equipment with common interoperability standards are preferred.  Mobile technologies (e.g., laptops, tablets, and smartphones) that include field‐force automation from  work management systems and GIS are becoming the norm for efficient maintenance and restoration  activities. However, developing common standards so that staff and contractors from other regions can  interface with the systems automatically is some way off.  9.2 EMERGING PRACTICE: NATIONAL INTER-ORGANIZATION COMMUNICATION The practice of national inter‐organization communication is related to mutual aid agreements  (discussed above), as well as external communications (chapter 7). It focuses on strengthening  relationships between utilities and institutions within a nation so that, when power outages occur,  coordination is efficient and helpful rather than burdensome. Frameworks differ markedly across  countries, ranging from light‐handed regulated, open electricity markets with many private players to  state‐owned, vertically integrated monopoly systems. While the relations are unique to each  environment, there is a common need for effective communication between domestic parties.  A recent study by CIGRE on the nuclear crisis that played out after the 2011 Japan tsunami, commented:  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 79    A deficiency in emergency response communications became evident between governmental  agencies and electrical and nuclear operators, which also affected information dissemination to  the public. This hindered the coordination of immediate response actions and power  restoration, especially as the threat to human survival from the Fukushima crisis required  ongoing resources. Due to the severe damage, destruction or total loss of impacted electrical  infrastructure, power restoration was slow, and some 120,000 people were still without power  almost two months after the disaster. (CIGRE 2014c)  Recommendations following the 2010‐11 Queensland (Australia) floods also called for better  communication and two‐way sharing of disaster information between distributors, local and state  government agencies, and local disaster‐management groups. Government agencies have data and  approval processes that must be accessed by utilities, while utilities should inform government agencies  of their needs and progress.  Disaster drills are apparently the most effective means of establishing and maintaining these  relationships. Conducted periodically, disaster drills test and update protocols and information sharing.  Results of this study’s global industry survey suggest that most respondent organizations undertake  drills to some extent. However, the study did not investigate the depth of the drills or collect data on the  amount of involvement with other organizations; thus, it cannot comment on the effectiveness of the  drills.  Regular operational communications with national agencies should also be encouraged, as discussed in  chapter 5 and as the recent World Bank mission to Belize illustrates (World Bank 2014a). There it was  evident that utilities often fail to coordinate efforts or receive information from meteorological  agencies, even when their generation is dependent on rainfall. Regular planning and coordination on  disaster response and recovery are recommended at the interagency level, including government  agencies. Before an anticipated hazard event occurs, preparedness efforts and risk updates and analysis  should be undertaken rather than just initiating interagency communication and preparation.  9.3 EMERGING PRACTICE: MOBILE TELECOMMUNICATIONS Many utilities have described telecommunications challenges as a significant weakness during extended  power disruptions. As business systems have become more reliant and powerful through mobile work  platforms that enhance recovery efforts, they can also become a weakness when the communication  systems become inoperable due to the impact of the event that caused the power disruption, increased  traffic on communication systems resulting from a reduction in available bandwidth, or failure of backup  power supplies during the extended outage period.  As satellite communications have become less expensive, their use has become more prevalent among  utilities, which are providing satellite communication devices to their response crews. These mobile  communication units have also been found to enhance development projects in remote areas where the  coverage provided by commercial communication systems and other alternatives are weak or  nonexistent.  Following cyclone Ian in 2014, Tonga Power Limited (TPL) found that the lack of effective  communications with the Ha’apai Islands, particularly from the islands to the head office and the  Tongatapu central depot, hampered response and recovery efforts. In the aftermath of the cyclone,  telecommunications service networks were unavailable for significant periods of time. Subsequent to  the event, TPL purchased satellite phones for their remote operations. Similarly, Brazil’s regional power  utility, Furnas, has acquired mobile telecommunications units that utilize satellite communication to  provide all communications needs during reconstruction at remote sites where transmission lines have  80 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     been destroyed; quick information exchange (of drawings, procurement, and voice services) enables  faster reconstruction. In Australia, Tenix, a privately owned company involved in a range of  infrastructure services, identified mobile telephony as a potential weakness in its ability to remotely  control operational systems during the development of a new sewerage treatment plant on Whitsunday  Islands (off the Queensland coast). As a result, Tenix installed underground fiber optic cable to reduce  the risk of disrupted communications to the plant. 9.4 EMERGING PRACTICE: MOBILE SUBSTATIONS Recognizing the long time required to replace large substation transformers (3 to 12 months), many  utilities are starting to use mobile substations, including the development of mobile transformers with  associated cabling and switchgear suitable for their networks. In the United States state of Texas, for  example, a spare mobile 365 kV/138 kV, 200 mega‐volt amp (MVA) transformer provides the rapid  deployment of the spare and reduces the amount of time for transport and installation from two or  three months to one week. In this case, due to the size of the original three‐phase transformer, the  mobile substation has three single‐phase transformers to make each component smaller and  transportable by truck (Cooke 2013; Figure 9.2).     Figure 9.2. 15/18 MVA, 110/33-22 kV Mobile Substation in Transit (top) and in Service (bottom) Source: Transpower NZ Ltd. E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 81    9.5 EMERGING PRACTICE: BACKUP CONTROL CENTERS Loss of a control center can have a substantial impact on power system operations. Typically, seismic  events are the main hazard that can cause catastrophic damage to even the most well‐built control  centers. Floods and other natural hazards can also take control centers out of operation for days or  weeks.  One solution, which is becoming more prevalent, is to redirect all substation communications to a  backup control center when required (e.g., in cases of destroyed or severely damaged control centers).  Backup control centers have been in use for many years; however, they are now becoming more  prevalent as many utilities continue to modernize their operations and become more reliant on  automated and SCADA systems. The most common implementation methods are (i) national control  center backed up by duplicated facilities at regional control centers, (ii) national control center with a  fully redundant live but normally unmanned control center at another location, and (iii) mobile control  center within a power system with flexible communication networks that may be mobilized when  necessary.   82 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     10 | CONCLUSIONS Several major lessons can be drawn from the findings and insights of this study’s global industry survey,  literature review, and emerging practices:    The most cost‐effective tool for power sector resilience is to follow current standards, including  design and process standards and guides, and good industry maintenance and risk management  practices. International equipment standards are well developed and are continuously being  improved on in order to cater to varying levels of weather and geological hazards. But they are not  always adopted, particularly in developing countries.   Many power sector organizations are unaware of integrated risk management practices that create  the foundation for identifying the optimal risk treatment options. The research findings showed that  many organizations in developing countries have weak or no risk management frameworks. While  full adoption of ISO 31000 is not appropriate for every utility, it does provide a well‐proven,  internationally accepted methodology that can be used as a guideline for best practices in risk  management. Coupled with economic valuation of lost load, an organization can rank risk treatment  options and adopt the most valuable resilience measures.   Broadening resilience responses from a primarily technical engineering focus to encompass an  organizational and financial focus is needed. The return on resilience from investing in good  organizational culture and frameworks in order to quicken restoration of services can often be many  times greater than that from physical and technical improvements. In the wake of major disasters,  equipment design is not enough to prevent supply disruption. In many cases, the ability to respond  quickly and appropriately is the more important factor. Good organizational resilience and  institutional preparedness—including effective leadership, soft networks (communications,  partnerships, etc.), and change readiness provide the best support framework for recovery and  rebuilding.   Given the wide variation in natural hazards risks and specific treatments required in various  country/sector situations, a one‐system‐fits‐all solution does not apply. Specific studies can be  launched to provide a best practice‐based matrix for use and implementation in a given situation or  develop a matrix of adaptive resilience measures for exposure to particular risks.   Establishing a separate disaster risk management (DRM) plan for the power sector is useful for  increasing the focus on the power sector and attracting additional financial resources; however, it  should be closely coordinated with a nationwide DRM plan since the impact of natural disasters is  not limited to electricity infrastructure. Other critical infrastructure—including water; roads, rail,  and ports; telecommunications; and agriculture—is also affected. Each country needs to establish its  own criteria for prioritization.   Implementing standard and emerging resilience practices in developing countries may be  challenging, particularly in poorer developing countries with pressing concerns about poor sector  governance, low capacity, obsolete networks, and low levels of electricity access.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 83    10.1 CUTTING-EDGE AREAS FOR FURTHER EXPLORATION This study has also identified cutting‐edge areas where practices have been rare or limited to pilot  measures. Further exploration or action is recommended in the following areas:   Evaluation  of  Institutional  Preparedness.  Technical  (engineering)  practices  are  generally  well  developed  in  the  power  sector,  but  they  are  not  consistently  applied.  Organizational  attributes  that  provide  resilience  are  often  unknown  and  thus  not  considered.  To  close  the  power  sector’s  gap  in  institutional preparedness, this study suggests developing a scorecard (perhaps similar to the UNISDR  Disaster Resilience Scorecard for Cities) for  the sector that  highlights areas for  improving capacity in  this area.   Power  Sector  Risk  Management  Practices.  In  developing  countries,  there  is  a  clear  need  and  desire  for  building  power  sector  capacity  in  standard  risk  management  practices.  By  using  a  structured  risk  management  approach,  risks  can  be  analyzed  and  opportunities  to  reduce  risks  and  make  power  supply systems more resilient can be evaluated so that actions can be prioritized.   Innovative  Risk‐Transfer  Instruments  and  Financial  Protection  Layering.  The  past  five  years  have  witnessed an outpouring of financial innovations derived from a significant expansion in the range of  techniques  that  can  be  used  to  model  complex  underlying  risks  in  less  than  optimal  data  environments.  Also,  there  is  a  willingness  of  financial  markets  to  use  these  innovations  as  the  basis  for designing various types of risk‐transfer contracts. There is now an opportunity to raise awareness  within the power sector about the availability of innovative risk‐transfer instruments, such as weather  derivatives  and  catastrophe  bonds,  as  well  as  traditional  insurance  contracts,  in  conjunction  with  general education on financial risk management layering practices and products.   External  Communications  and  Transparent  GIS  Systems.  Various  systems  and  methods  are  used  to  provide  communications  from  power  utilities  to  external  stakeholders.  There  is  an  opportunity  to  identify best practices in this area through the development of case studies.   Review the Role of Supporting Infrastructure. There is an opportunity to learn from the lessons and  successes of infrastructure providers outside  the  power sector,  particularly  those related  to the role  of supporting infrastructure, and identify best‐practice approaches that can be applied to the power  sector.   Economic Valuation of Electricity Supply Reliability (lost load). Valuing lost load from power outages  caused by natural  hazards  is vital for prioritizing and  sequencing the risk  management options to be  implemented.  The  study  suggests  that,  in  countries  where  this  method  has  been  applied  to  regulations, case studies should be developed and reported for potential use by other regulators.  10.2 THE WAY FORWARD This study has provided power utilities a menu of options for considering emerging practices that will be  of most value to their organizations’ particular situations. Some measures will provide immense value to  certain power sector participants and none to others. However, by following standard risk‐management  procedures, combined with economic valuation of lost load, the value propositions for individual  organizations become clear: Power utilities need to develop an integrated, cost‐effective DRM strategy  that takes into account emerging practices and their own institutional situations and risk tolerance.   This study can serve as a useful reference to raise the profile of power sector resilience and initiate  discussion and debate, leading to interventions that improve the capacity of power utilities to cope with  84 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     near‐term weather and geological shocks, as well as the longer‐term effects of climate change, ensuring  the reliability of electricity services along the way.       E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 85    ANNEX: KEY NATURAL HAZARDS: DEFINITIONS AND IMPACTS ON POWER SECTOR SYSTEMS This annex defines the key natural hazards (geophysical, meteorological, hydrological, and  climatological) identified in this study’s literature review, along with typical measurements and potential  information sources (Table A.1). For the subsystems in the power supply chain (thermal generation,  renewable generation, and transmission and distribution), indicative risk‐screening matrixes are used to  detail the range of hazard risks faced (Tables A.2, A.4,38 and A.6) and the typical infrastructure impacts  experienced as a result of natural‐hazard events (Tables A.3, A.5, and A.7).                                                                   38 Various regional climate and disaster‐risk screening tools are available online, including those created by the World Bank  (https://climatescreeningtools.worldbank.org/).   86 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table A.1. Definitions of Key Hazards   DEFINITION MEASUREMENT / DATA SOURCES Local weather monitoring  A prolonged period of excessively cold  Cold Wave  Air temperature patterns   station/national  weather (IFRC n.d.).  meteorology office  A prolonged dry period in a natural  UNEP GRID/Global Risk  Drought  climate cycle that results in a water  Air temperature, precipitation  Data Platform  shortage (IPCC 2007).  A term used to describe both sudden slip  on a fault and the resulting ground  Information on soil, geology  UNEP GRID/Global Risk  shaking and radiated seismic energy  and liquefaction potential,  Earthquake  Data Platform; USGS  caused by the slip, or volcanic or  and seismic intensity of the  website  magmatic activity or other sudden stress  area  changes in the earth (USGS 2012).  Depth of water, flow velocity,  A short‐term flood event caused by heavy  and geographical extent of a  Local agencies/national  Flash Flood  rain or dam or levee failure (NOAA 2002).  specific event (e.g., 1‐in‐100  meteorology office  year flood event)  A shower of round or irregularly shaped  Hailstorm  pieces of ice, referred to as hailstones (UK  Not available   Not available  Met Office n.d.).  Air temperature patterns;  Local weather monitoring  A prolonged period of excessively hot  definition varies, depending  Heatwave  station/national  weather (IFRC n.d.).  on location (e.g., 3  meteorology office  consecutive days > 35°C)  Topography (DEM), geological  The downslope gravitational movement of  UNEP GRID/Global Risk  Landslides   and geotechnical data, land  a body of rock or earth (Whittow 1984).  Data Platform  cover, and land use  The visible electrical discharge of a  thunderstorm, when the increasing  Thunder‐strike occurrence  National meteorology  Lightning  electrical charge of the thundercloud  within a given area (e.g., 50  office  overcomes the insulational property of  km2)  the air, leading to a flash (Whittow 1984).  The flow in a river that causes it to exceed  Depth of water, flow velocity,  the capacity of the river channel or break  and geographical extent of a  UNEP GRID/Global Risk  River Flooding  the banks, resulting in the adjacent  specific event (e.g., 1‐in‐100‐ Data Platform   floodplain being inundated (USDOE 2015).  year flood event)  A type of landslide where rocks or blocks  Topography (DEM), geological  National  break off a cliff or a rock slope and free  data, land cover, and land use  Rockfall  geological/mining  fall along the slope until equilibrium is  administration   reached (ONERC 2008).  Anticipated sea level changes due to  Rate of sea level rise at a  Sea Level Rise   the greenhouse effect and associated  given coastal location  IPCC 2013   global warming (WMO n.d.).   (corrected)  The rapid movement of snow cover on a  Historical avalanche corridor;  National meteorology  Snow Avalanche  slope (ONERC 2008).  snow accumulation areas   office  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 87    The difference between the actual water  level under the influence of a  meteorological disturbance (storm tide)  Storm‐surge height at a given  National meteorology  Storm Surge  and the level that would have been  coastal location  office  attained in the absence of the  meteorological disturbance (i.e.,  astronomical tide) (WMO n.d.).  An area of very low atmospheric pressure  over tropical and subtropical waters that  builds up into a huge, circulating mass of  Latitudinal position, historical  UNEP GRID/Global Risk  Tropical Cyclone  wind and thunderstorms up to hundreds  cyclone track, and general  Data Platform; IBTrACS  of kilometers across. Surface winds can  area of occurrence  (endorsed by WMO)  reach speeds of 200 km/h or more. (WMO  n.d.).  A series of waves traveling across the  ocean. These waves have extremely long  wavelengths, up to hundreds of  kilometers between wave crests in the  deep ocean. Earthquakes are only one of  UNEP GRID/Global Risk  Topography of coastal areas  several ways that a tsunami can be  Data Platform;  Tsunami  (DEM), bathymetry, and  generated. They can also be caused by  International Tsunami  historical data   such events as underwater landslides,  Information Center  volcanic eruptions, land slumping into the  ocean, meteorite impacts, or even the  weather when the atmospheric pressure  changes very rapidly (BoM 2009).  Occurs when the runoff from a heavy  Pervious versus impervious  National meteorology  Urban Flooding  downpour of rain overwhelms the urban  area, stormwater network  office/urban authorities   drainage system.  capacity, and rainfall patterns   Process whereby volcanic materials are  Volcanic  Location, type, and activity of  NOAA National  ejected or emitted from an opening in the  Eruption  volcanoes   Geophysical Data Center  Earth’s surface (Whittow 1984).  A massive and devastating fire that  Fuel load; climatic variables  destroys forests, grasslands and crops;  (e.g., air temperature,  UNEP GRID/Global Risk  Wildfire  kills livestock and wild animals; damages  humidity, and winds); Fire  Data Platform  or destroys settlements; and puts lives of  Danger Index  inhabitants at risk (WMO n.d.).    88 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table A.2. Key Impacts on Thermal Generation Geophysical Meteorological Hydrological Climatological E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 89    Table A.3. Typical Impacts on Thermal Generation HAZARD IMPACTS Geophysical  Earthquakes   Widespread destruction and structural damage to built assets.   Earthquakes can cause damage to all aspects of the production supply chain, from fuel supply  infrastructure to generation facilities and grid connections.  Tsunamis  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   The lack of cooling water due to damage to the water intake or ancillary systems, such as pumps and  backup power supplies, can lead to serious consequences for nuclear power plants, resulting in nuclear  meltdowns in the most extremes situations, as illustrated during the 2011 Japan tsunami (Urban and  Mitchell 2011). Six reactors of the Fukushima power plant triggered the atomic alert, and three reactors  experienced explosion and a partial meltdown (BBC 2011).   Many gas and coal supply facilities are located near coastlines. Tsunamis can severely damage well  heads, pipelines, rail and road transport infrastructure, processing plants, ports, and stockpiles and  reduce generation output until supply lines are repaired.   Volcanoes   Widespread destruction, including fire, flying debris, and ash damage to built assets, including ash  contamination of cooling water systems and air intakes.  Meteorological  Cold spells   Potential ice buildup in cooling water systems, including blockages of cooling systems.   Temporary reduction in power output or temporary shutdown.  Heatwaves and  Reduced thermal efficiency and water shortage.  Extreme Air  Reduced thermal‐generation efficiency through reduced available thermal differential between the input  Temperature  and output temperatures, which decreases the power output of any thermal power plant (ESMAP 2011).   A large volume of water is typically used in a steam‐based power station. It is often taken from a  reservoir or river and discharged back, although at a higher temperature than at the water intake point.  Air and water temperature increase during heatwaves can result in operational constraints or impacts  downstream due to regulated limits on the water temperature in the natural environment.   During the 2003 European heatwave, electricity demand soared as the temperature rose and the  heatwave lasted. Drought and extreme heat created additional stresses on energy generation and  transmission. Reduced river flows and higher water temperatures reduced the cooling efficiency of  thermal power plants (conventional and nuclear) and up to six power plants were shut down completely  (Létard et al. 2004). During the event, 17 French nuclear reactors had to limit or stop output, resulting in  a shortfall of about 8 gigawatts (GW) of nuclear power (Forster and Lilliestam 2010). Since the 1980s,  Germany had to reduce nuclear power generation during at least nine summers (Müller, Greis, and  Rothstein 2007).   Reduced water availability also tends to occur during heatwaves (with increasing water conflict between  sectors).  Thawing permafrost in northern climates can cause fuel transport challenges, such as damage to  pipelines and roads.  Tropical  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   Cyclones and  Tropical cyclones and storms have the potential to damage thermal power generation facilities through  Storms   structural damage. While thermal power plants are designed to withstand extreme wind loads (and are  cyclone rated in cyclone‐prone areas), they can incur damage during the most extreme events.  Tropical cyclones are also associated with heavy rainfall downpour, which can easily lead to localized or  widespread flooding of coal stockpiles, equipment, and ancillary infrastructure, including road and rail  facilities.   Tropical cyclones generate high winds; in desert or fine‐flying debris environments, they can block and  damage intake air filters. Wind‐driven rain or salt spray can similarly damage air intakes; if they are  destroyed, housed equipment, such as the engine and generator, can also be damaged.  90 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Tropical cyclones can severely damage offshore gas supply facilities.  Snow can also block air intakes and require temporary shutdowns.  Storm Surge and  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   Coastal  Debris blockages of cooling water intakes can result in temporary disruptions. Flooding of pumps  Inundation  susceptible to water damage can result in lengthy outages requiring replacement pumps. Water damage  to electrical equipment in particular, including control rooms, can require major refurbishments. Many  components in thermal stations are sensitive to water.   Fuel supply lines can be at risk. Many gas and coal supply facilities are located near coastlines.  Inundation can damage these facilities (e.g., pipelines, rail and road transport infrastructure, processing  plants, and stockpiles) and reduce generation output until supply lines are repaired.   Salt contamination can lead to increased corrosion and reduced component life span.  Hydrological    Plain and Flash  Flood damage to thermal plants.  Floods  The impacts are similar to storm surges, except for low risk of salt contamination (Urban and Mitchell  2011). Floods can also cause erosion and exposure of pipelines particularly close to rivers, leading to  damage. Sink holes can occur, which may damage generation supply facilities.  Climatological    Droughts  Water‐shortage impacts on thermal generation.   Most thermal‐generation facilities (with the exception of gas turbine stations) rely heavily on fresh water  for cooling purposes (Urban and Mitchell 2011). In some cases, seawater can be used for some cooling  functions, but there is still a need to access a large volume of fresh water for generation. During drought  periods, water resources can become extremely scarce; water restrictions, water licensing, and conflict  over water use can further exacerbate water supply disruptions and shortages. Closed loop, non‐ evaporative cooling systems can overcome this, but they are less efficient during high ambient  temperature situations.  Sea Level Rise  Although hazardous, sea level rise can be mitigated due to the longer timeframes involved.        E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 91    Table A.4. Screening for Renewable Generation 92 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table A.5. Typical Impacts on Renewable Generation HAZARD IMPACTS Geophysical  Earthquakes   Widespread destruction and structural damages to built assets.   Hydro dams and canals are especially susceptible to earthquake damage. In particular, dams are often  placed on rivers, which often follow fault lines. Dam and canal breaks can result in widespread loss of life  and damage to property.  Wind turbines are generally designed to operate with some angular tower displacement from ground  movement, so damage can be minimal; however, underground cable damage will occur with subsurface  movement.  Solar structures and buildings can be damaged or destroyed and subsurface cabling damaged.  Biofuel, biomass, and geothermal have similar impacts as thermal generation. Geothermal stations with  long lengths of steam pipework are sensitive to seismic displacement, particularly since they tend to be  developed in seismically active areas.  In all generation cases, the associated substation is susceptible to accelerative force and displacement  damage and may be subject to liquefaction impacts.  Tsunamis  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   Volcanoes   Widespread destruction, including fire, flying debris, and ash damage to built assets.  Hydropower stations are particularly susceptible due to the ash contamination of water, causing pitting  erosion of the turbines.   Ash contamination of the cooling water systems of hydropower station transformers can occur where  water is used as the primary cooling medium.  Rockfalls  Rockfalls can be an issue with hydropower station dams located between high rock buttresses or in steep  valleys. Due to changes in water pressure caused by water containment, care is needed to ensure that  slopes are not destabilized by the development, making them more susceptible to rockfalls.  Rock avalanches into reservoirs can lead to overtopping of dams.  Geothermal power stations are often located close to fault lines, which may be in steep valleys, making  them susceptible to rockfalls.  Meteorological    Cold spells   Biomass and geothermal: Potential ice buildup and blockages in cooling water systems.   Ice damage to demineralized water treatment plants (steam operations). Temporary reduction in power  output or temporary shutdown.  Ice throw from wind turbines can require turbines close to people and plants to be temporarily shut  down.  Heatwaves and  In some large hydropower station reservoirs, heatwaves can result in significant loss of water in reservoirs  Extreme Air  due to evaporation.  Temperature  Like thermal plants, biomass can be sensitive to high ambient temperatures.  Tropical  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   Cyclones and  Wind damage to turbines.   Storms   High wind speeds experienced during storms and cyclones can significantly affect wind power generation.  Most wind turbines shut down when wind speeds reach 70 to 90km/h (Urban and Mitchell 2011).  Turbines can also suffer severe damage or complete destruction due to sustained winds and wind gusts.   The robust structure of hydropower plants tends to make them less vulnerable to damage resulting from  floods, storm surges, and tropical cyclones (Troccoli 2010).   Solar panels are susceptible to wind uplift and flying debris damage during high wind events.   Storm wind action can cause waves on hydropower reservoirs, which damage the power station and  infrastructure close to the reservoir’s shore.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 93    Storm Surge  Hydropower and biofuel assets are not generally located in storm‐surge areas.  and Coastal  Coastal wind farms are often designed to be inundated or even located in the sea. Special protection is  Inundation  however required for the associated substations.  Lightning   Wind farms and solar photovoltaic (PV) plants are especially susceptible to lightning, and special  protection measures (earthing design) are necessary.   Hailstorm  Hailstorm damages to solar panels.   Hailstorms can cause permanent loss of output for solar PV plants due to panel surface damage.  Extremely heavy hail can cause panel breakage.  Avalanche  Hydropower stations can be located in mountainous areas susceptible to avalanches; however, this is  rare. Avalanches can cause dam overtopping due to reservoir surges, as well as ancillary infrastructure  damage.  Hydrological    Plain and Flash  Flood control and dam operations.  Floods  While some increased precipitation and river flows can provide benefits for hydropower, access of water  and floods also have the potential to disrupt hydropower generation. The release of water and use of  dams for flood control and mitigation can conflict with planned generation.  Water damage to electrical equipment in all power station types, particularly control rooms, can require  major refurbishments.  Landslides,  Hydropower stations can be located in mountainous areas susceptible to landslides and mudflows. These  Mudflows, etc.  can cause dam overtopping due to reservoir surges, as well as ancillary infrastructure damage.  Climatological    Droughts  Reduced water availability for hydropower.   Drought and reduced water availability represent one of the most significant disaster risks to hydropower  generation. The potential hydropower output depends directly on the discharge and available water in  the relevant catchment and storage.   During drought periods, water resources can become extremely scarce; water restrictions, water  licensing, and conflict over water use can further exacerbate water supply disruptions and shortages  during drought periods. Not only does hydropower compete with irrigation for water supply in dry  periods; demand can also be substantially increased due to additional irrigation electrical loads from  pumping stations.  In 2009, Addis Ababa (Ethiopia) experienced significant power outages for several months due to the low  water levels in the hydropower dams providing electricity to the capital city (Urban and Mitchell 2011).   Combined impacts on bio power.   Agricultural production residues and bio crops and fresh water are required to produce bio power. During  drought events, both these inputs can be adversely impacted through reduced water availability,  destruction of crops, and reduction in yields. These impacts can be further compounded by the  simultaneous occurrence of wildfires, which become more common under drought conditions.   Severe droughts can affect subsurface reservoirs that supply condensates, reducing geothermal steam  field production.  Some biofuel power stations require cooling water, which may be lacking during droughts.  Wildfires  Biofuel stations are often developed close to their fuel sources. After wildfires, fuel sources can be  severely depleted.  Sea Level Rise  Because use of solar is becoming more common among island communities for economic reasons, plants  are often located near the coast; thus, adequate drainage measures to avoid subsidence and design  measures to deal with inundation may be necessary.  Geothermal resources are located where geothermal fields occur, which can include coastal areas. Sea  level rise, although hazardous, can be mitigated due to the longer timeframes involved.      94 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Figure A.1. Hail Impacts on Solar Panels   Source: Authors  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 95    Table A.6. Screening for Transmission and Distribution 96 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Table A.7. Typical Impacts on Transmission and Distribution HAZARD IMPACTS Geophysical  Earthquakes   High‐voltage transmission lines designed for earthquake zones will sustain little damage; however,  distribution lines, due to the shorter amount of conductor play between structures, can sustain significant  damage. Underground cable systems of approximately 11 kV and above can incur widespread damage  due to ground displacement causing shear, compression, and tension damage.  Liquefaction can result in substation silt inundation and severe ground displacement or collapse that can  damage equipment.  If designed with care, transmission and distribution substations can withstand even severe seismic forces;  however, this requires specialist engineering knowledge, ranging from geotechnical exploration and  analysis to equipment design and specification. Without this, substation destruction due to severe seismic  activity is common.  Ancillary systems, such as communications and system‐control functions, can be severely damaged.  Large transformers often have bucholtz relays mounted on them, which are particularly sensitive to  earthquakes and can cause nuisance quake trippings.  Tsunamis  Widespread destruction, including structural and flood damage to built assets.   Volcanoes   Widespread destruction, including fire, flying debris, and ash damage to built assets.  Volcanic ash fall affecting high voltage (HV) networks.  An explosive volcanic eruption releases volumes of volcanic ash into the atmosphere. Volcanic ash can  have a wide range of impacts, including buildup on HV insulators, leading to flashover, line breakage, and  damage to towers and poles due to ash‐weight load and falling vegetation, breakdown of substation  insulation, and the need to have controlled outages to perform insulation cleaning of lines and  substations. These impacts can be further exacerbated by rainfall, snow, and ice. The most common and  significant impacts are associated with flashovers (Wardman et al. 2012).  Rockfalls  Due to the varied terrain that transmission lines must cross, they can be susceptible to rockfall damage,  although damage tends to be to individual structures rather than widespread.  Distribution substations have been damaged from rockfalls in situations where they could not be located  in safer areas. The damage can be disastrous.   Meteorological    Cold Spells   See “Heavy snowfalls.”  Heatwaves and  Heatwave impacts to transmission lines.   Extreme Air  Temperature  Heatwaves are characterized by consecutive days and nights with air temperature significantly above  seasonal averages. These sustained periods of heat can have direct impacts on the thermal rating of  overhead lines; the electrical load transfer in conductors can sometimes exceed the maximum design  temperature for long periods (CIGRE 2014b). During heatwaves, there is also a risk of conductors sagging  and encroaching on statutory ground clearance distances or making contact with adjacent vegetation,  potentially igniting wildfires.  Similarly, heatwaves can result in the need to derate transformers during the event, when transformers  have temperature ratings that are insufficient for the extreme conditions during high‐load situations.  The electronic equipment of substation control buildings and system operations can sustain damage if  building cooling systems are overcome.  Tropical  Winds impacts on overhead lines.  Cyclones and  Storms   CIGRE (2014b) found that the majority of HV line failures occur as a result of low‐intensity events and that  downdraft wind gusts during severe subtropical thunderstorms are a major cause for transmission line  failure. The problem is further compounded if the lines have not been structurally designed for oblique  winds.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 97    The 1999 Lothar and Martin windstorms in France caused some of the greatest damage ever experienced  in a developed country, with 120 HV transmission pylons toppled and 36 high‐tension (HT) lines lost  (about one‐quarter of the national grid) (Abraham et al. 2000).   Flying debris is especially hazardous to outdoor substation electrical equipment; generally, vegetation  debris is the leading cause of outages on overhead distribution lines.   High winds combined with heavy rainfall can lead to insulation flashover in substations and on  transmission lines.  Storm Surge  Most electrical equipment is sensitive to water contamination, particularly salt contamination, which  and Coastal  results in open‐air insulation breakdown and flashover.  Inundation  Due to their large scale, HV transmission lines can be resilient to inundation; however, LV lines may have  insufficient conductor clearance with the water surface, resulting in outages.   Many transformers are not completely sealed, and flooding can result in insulation oil contamination.  Substations are generally not located in storm‐surge locations due to their sensitivity to water  contamination. Small substations, cable terminations, and LV switchgear are often located in underground  compartments that can be inundated, leading to damage and even explosion.  Lightning   Lightning strikes on transmission and distribution networks.  Lightning is a major cause of outages on overhead lines. Outages may be transient in nature; however,  insulation breakdown can occur, the most significant risk being permanent damage to transformers and  instrumentation. In 2012, weather events in the United States accounted for 17 percent automated circuit  power outage counts, including 7 percent for lightning events alone (US DHS 2014).   Hailstorm  Hailstorms may be extremely severe and cause outdoor insulation damage; however the probability is  low.  Avalanche  Due to the varied terrain that transmission lines must cross, they can be susceptible to avalanche damage,  causing complete destruction of structures.  Substations are generally not located in avalanche areas as the damage can be disastrous.  Heavy  Large sections of overhead transmission lines can be damaged or destroyed by snow and ice buildup,  Snowfalls  which weigh down the conductors, elongating them and/or resulting in structural damage.  Conductor galloping due to snow releases from conductors, causing phase clashes, can cause many  multiple outages on a transmission line.  High snow drifts have been known to inundate substations and make them temporarily unavailable for  service due to flashover risk.  Hydrological    Plain and Flash  Most electrical equipment is sensitive to water contamination, particularly salt contamination, resulting in  Floods  open‐air insulation breakdown and flashover.  Due to their large scale, HV transmission lines can be resilient to inundation; however, LV lines may have  insufficient conductor clearance with the water surface, resulting in outages. Underground distribution  lines can be designed to be resilient to inundation.  Substations located in flood zones require a range of measures to protect their equipment from  inundation, including levees, raised substation platforms, drainage, and at‐height equipment installations.  Many transformers are not completely sealed, and flooding can result in oil contamination of insulation.  Small substations, cable terminations, and LV switchgear are often located in underground compartments  that can be inundated, leading to damage and even explosion if not designed to be submergible.  98 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Landslides,  Due to the varied terrain that transmission lines must cross, they can be susceptible to landslide and  Mudflows, etc.  mudflow damage, resulting in complete destruction of structures. Intense geotechnical investigations are  undertaken in known problem locations to avoid this.  Substations are generally not located in areas prone to instability as the damage can be disastrous.  Climatological    Droughts  See “Heatwaves and extreme air temperature.”  Drought can cause increased resistance at earthing points, resulting in poor fault‐clearance performance  and related safety risks and larger disconnected areas (through poor fault discrimination).  Long dry periods can cause a buildup of contaminants, such as dust and salt, on outdoor insulators where  regular natural (rain) wash down is usually expected to occur. Light rain or mist following a dry spell can  then cause tracking and flashover.   Wildfires  Fire impacts on power lines and substations.   Wildfires are recognized as severe weather events that impact grid networks, along with earthquakes,  tropical cyclones, and storms (US DHS 2014). Wildfires typically cause flashover of conductors due to  insulator and air contamination between conductors and earthed structures (CIGRE 2014b).   Wildfires can result in widespread loss of transmission and distribution lines made of wooden structures.  Sea Level Rise  Sea level rise, although hazardous, can be mitigated due to the longer timeframes involved.        E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 99    Figure A.2. Transpower Cleaning of Volcanic Ash from 220 kV Lines Following 1995 Ruapehu Eruption, New Zealand     Source: Authors    Figure A.3. Rockfall Damage to Sumner Substation, 2011 Canterbury Earthquake Source: Authors    100 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     REFERENCES Abraham, J., Bendimerad, F., Berger A., Boissonnade A., Collignon O., Couchmann E., Gandjean F.,  McKay S., Miller C., Mortgat C., Muir‐Wood R., Page B., Shah T., Smith S., Wiart P., and Xien Y.,  2000. Windstorms Lothar and Martin, December 26–28, 1999. Newark, CA: Risk Management  Solutions.  ADB (Asian Development Bank). 2013. “Making Infrastructure Disaster‐Resilient.” Independent  Evaluation. Manila: Asian Development Bank.  Barrett, J., Michael, Jeff Harner, and John Thorne. 2013. Ensuring the Resilience of the US Electricity Grid.  Arlington, Virginia: Lexington Institute.   BBC (British Broadcasting Channel). 2011. “Japan Earthquake: Meltdown Alert at Fukushima Reactor.”  Asia‐Pacific News. http://www.bbc.com/news/world‐asia‐pacific‐12733393   BOM (Bureau of Meteorology). 2009. “Tsunami Facts and Information.” www.bom.gov.au/tsunami/info/  Blackshear, Ben, Tom Crocker, Emma Drucker, John Filoon, Jak Knelman, and Michaela Skiles. 2011.  “Hydropower Vulnerability and Climate Change: A Framework for Modeling the Future of Global  Hydroelectric Resources,” Middlebury College Environmental Studies Senior Seminar.  Bonzanigo, Laura, and Nidhi Kalra. 2014. Making Informed Investment Decisions in an Uncertain World:  A Short Demonstration. Policy Research Working Paper 6765. Washington, DC: World Bank.   Bradley, Grant. 2013. “Transpower’s Spy in the Sky.” New Zealand Herald.  Casey, Paul. 2013. “Orion’s Network Catastrophic Insurance.” Auckland, New Zealand: March Limited.  www.comcom.govt.nz/dmsdocument/10163   Cervigni, Raffaello, Rikard Liden, James E. Neumann, and Kenneth M. Strzepek. 2015. Enhancing the  Climate Resilience of Africa's Infrastructure: The Power and Water Sectors. Washington, DC:  World Bank. https://openknowledge.worldbank.org/handle/10986/21875   CIGRE (International Council on Large Electric Systems). 2014a. Economic Valuation of Electricity Supply  Security: Ad‐hoc Cost Assessment Tool for Power Outages. Paris: International Council on Large  Electric Systems.  ———. 2014b. Working Group B2.54 Guidelines for the Management of Risk Associated with Severe  Climatic Events and Climate Change on Overhead Lines. Paris: International Council on Large  Electric Systems.  ———. 2014c. Disaster Recovery with a CIGRE Framework: Network Resilience, Trends and Areas for  Future Work. Brisbane: International Council on Large Electric Systems.  CIGRE Electra. 2005. Guidelines for Emergency Resource Planning for Overhead Transmission Line Asset  Owners. Paris: International Council on Large Electric Systems.  Cooke, David W. 2013. The Resilience of the Electric Power Delivery System in Response to Terrorism and  Natural Disasters. Washington, DC: National Academies Press.  Cork, Steven. 2011. A Framework for Assessing Resilience in SoE 2011 Reporting for the Department of  Sustainability, Environment, Water, Population and Communities on Behalf of the State of the  Environment 2011 Committee. Camberra: DSEWPaC.  E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 101    CRED (Centre for Research on the Epidemiology of Disasters). 2013. CRED 2012 Annual Report. Brussels:  Centre for Research on the Epidemiology of Disasters.   Enercon GmbH, Schmack Biogas AG, and SolarWorld AG. 2007. “The Combined Power Plant: 100% from  Renewable Energy.” https://www.youtube.com/watch?v=aNZgjEDPe24    EPRI (Electric Power Research Institute). 2013. Enhancing Distribution Resiliency: Opportunities for  Applying Innovative Technologies. Washington, DC: Electric Power Research Institute.  ESMAP (Energy Sector Management Assistance Program). 2011. Climate Impacts on Energy Systems, Key  Issues for Energy Sector Adaptation. Washington, DC: World Bank.  Eurelectric. 2006. “Impacts of Severe Storms on Electric Grids: Task Force on Power Outages.” Brussels:  Eurelectric. www.eurelectric.org   FMTE (First Markets Trades Experts). 2015. “First Markets Trades Experts: Derivative Markets.”  Forster H., and Lilliestam J. 2010. “Modeling Thermoelectric Power Generation in View of Climate  Change.” Regional Environmental Change 10(4): 327–38.  GFDRR (Global Facility for Disaster Reduction and Recovery). 2013. Mexico MultiCat Bond. Washington,  DC: World Bank. https://www.gfdrr.org/sites/gfdrr.org/files/documents/Mexico‐ MultiCat_22Feb2013.pdf ———. 2012. “Risk Financing and Insurance” (leaflet). Washington, DC:  Global Facility for Disaster Reduction and Recovery.  Golson, Jordan. 2015. “In Cyclone‐Ravaged Vanuatu, a Drone Helps Survey the Damage.” Wired, May 8.  Gue´gan, Marion, Cintia Uvo, and Kaveh Madani. 2012. “Developing a module for estimating climate  warming effects on hydropower pricing in California.” Energy Policy 42: 261–271.  Guggenmoos, Siegfried. 2011. “Storm Hardening the Electric System against Tree‐Caused Service  Interruptions.” Utility Aborist Newsline Vol. 2, March/April.  Howard, Brian Clark. 2015. “Vanuatu Puts Drones in the Sky to See Cyclone Damage.” National  Geographic, April.  Hughes, James. 2014. “Measuring the Resilience of Transport Infrastructure.” Auckland, New Zealand:  AECOM NZ Ltd.  IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers). 2011. “IEEE Magazine Editorial,” March–April.  IFRC (International Federation of Red Cross and Red Crescent Societies). n.d. “Climatological Hazards:  Extreme Temperatures.” http://www.ifrc.org/en/what‐we‐do/disaster‐management/about‐ disasters/definition‐of‐hazard/extreme‐temperatures/  Insurance Council of Australia. 2008. “Improving Community Resilience to Extreme Weather Events.”  http://www.insurancecouncil.com.au/assets/files/community%20resilience%20policy%20150408.pdf.  IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change). 2007. Climate Change 2007: The Physical Science  Basis. Contribution of Working Group I to the Fourth Assessment Report of the  Intergovernmental Panel on Climate Change, edited by S. Solomon, D. Qin, M. Manning, Z. Chen,  M. Marquis, K. B. Averyt, M. Tignor, and H. L. Miller. Cambridge, UK and New York: Cambridge  University Press.  ———. 2012. Managing the Risks of Extreme Events and Disasters to Advance Climate Change  Adaptation. A Special Report of Working Groups I and II of the Intergovernmental Panel on  Climate Change, edited by C. B. Field, V. Barros, T. F. Stocker, D. Qin, D. J. Dokken, K. L. Ebi, M. D.  102 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     Mastrandrea, K. J. Mach, G.‐K. Plattner, S. K. Allen, M. Tignor, and P. M. Midgley. Cambridge, UK  and New York: Cambridge University Press.  ———. 2013. “Sea Level Change,” edited by J. A. Church, P. U. Clark, A. Cazenave, J. M. Gregory, S.  Jevrejevra, A. Levermann, M. A. Merrifield, G. A. Milne, R. S. Nerem, P. D. Nunn, A. J. Payne, W.  T. Pfeffer, D. Stammer, and A. S. Unnikrishnan. In Climate Change 2013: The Physical Science  Basis. Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental  Panel on Climate Change, edited by T. F. Stocker, D. Qin, G.‐K. Plattner, M. Tignor, S. K. Allen, J.  Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex, and P. M. Midgley, chapter 13. Cambridge, U.K. and New  York: Cambridge University Press.  Kalra, Nidhi, Stéphane Hallegatte, Robert Lempert, Casey Brown, Adrian Fozzard, Stuart Gill, and Ankur  Shah. 2014. Agreeing on Robust Decisions: New Processes for Decision Making under Deep  Uncertainty. Policy Research Working Paper 6906. Washington, DC: World Bank.  Lawrence, Deborah and Ingjerd Haddeland. 2011. “Uncertainty in hydrological modelling of climate  change impacts in four Norwegian catchments.” Hydrology Research 42(6).  Lempert, Robert, and Nidhi Kalra. 2011. “Managing Climate Risks in Developing Countries with Robust  Decision Making.” World Resources Report. Washington, DC: World Resources Institute.  Létard, et al. 2004. “La France et les Français Face à la Canicule: Les Leçons d’une Crise” (France and  French People Facing a Heat Wave: The Lessons of a Crisis). Report to the Senate No. 195. Paris:  Government of France.  Marsh, Bowring. 2013. “Common Causes of Large Losses in the Global Power Industry.”  https://www.marsh.com   Michel‐Kerjan, E., Ivan Zelenko, Victor Cardenas, and Daniel Turgel. 2011. Catastrophe Financing for  Governments: Learning from the 2009–2012 Multi‐Cat Program in Mexico. OECD Working Paper  on Finance, Insurance and Private Pensions, No. 9. www.oecd.org/   Müller, U., S. Greis, and B. Rothstein. 2007. Impacts on Water Temperatures of Selected German Rivers  and on Electricity Production of Thermal Power Plants Due to Climate Change. Karlsruhe  University, Germany: DKKV/CEDIM Forum, Disaster Reduction in Climate Change.  New Zealand EQC (New Zealand Earthquake and War Damage Commission). 2014. Earthquake  Commission Annual Report. www.eqc.govt.nz/   New Zealand Parliament. 2011. “Insurance and Reinsurance Issues after the Canterbury Earthquakes.”  www.parliament.nz/   NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration). 2002. “Flash Floods Thematic Fact Sheet.”  http://www.nws.noaa.gov/  ONERC (Observatoire National sur les Effets du Réchauffement Climatique). 2008. Climate Change in the  Alps: Impacts and Natural Hazards. Paris: ONERC.   Orencio, P. M., and M. Fujii. 2013. “A Localized Disaster‐Resilience Index to Assess Coastal Communities  Based on an Analytic Hierarchy Process (AHP).” International Journal of Disaster Risk Reduction  3: 62–75.   Orion, 2010. Orion Asset Management Plan 2010‐2020.  http://www.oriongroup.co.nz/assets/Company/Corporate‐publications/AMP‐apr10‐mar20.pdf.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 103    O’Rourke, Tom, and Tony Fenwick. 2012. The Value of Lifeline Seismic Risk Mitigation in Christchurch.  Wellington, New Zealand: Earthquake Commission.  Price‐Robertson, R., and K. Knight. 2012. Natural Disasters and Community Resilience: A Framework for  Support. CFCA Paper No. 3. Melbourne, Australia: Australian Institute of Family Studies.  PSEG (Public Service Enterprise Group). 2014. Protecting Your Assets from Both Natural Disasters and  Physical Attacks. 38038. Newark, New Jersey: Public Service Enterprise Group.   PwC (PricewaterhouseCoopers). 2013. Rebuilding for Resilience: Fortifying Infrastructure to Withstand  Disasters. McLean, Virginia: PricewaterhouseCoopers.   QRA (Queensland Reconstruction Authority). 2012. “Planning for Stronger, More Resilient Electrical  Infrastructure.” www.statedevelopment.qld.gove.au/resources/guideline/qra/planning‐ resilient‐electrical‐infrastructure.pdf  Raizada, Rachana. 2013. “De‐Risking Wind: Hedging against Variability.”  www.renewableenergyworld.com   Ray, Patrick Alexander, and Casey M. Brown. 2015. Confronting Climate Uncertainty in Water Resources  Planning and Project Design: The Decision Tree Framework. Washington, DC: World Bank Group.  Shaid, Shamsuddin. 2012. “Vulnerability of the Power Sector of Bangladesh to Climate Change and  Extreme Weather Events.” Regional Environmental Change 12(3): 595–606.  Schaeffer R, et al., 2012. “Energy Sector Vulnerability to Climate Change: A review.” Energy.  http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2011.11.056     Shelley, Andrew, and Heather Andrews. 2015. “Economic Benefits to New Zealand from Beyond‐Line‐of‐ Sight Operation of UAVs.” Social Science Research Network. http:ssrn.com/abstract=2708317   SolarServer. 2014. “The Combined Power Plant: The First Stage in Providing 100% Power from  Renewable Energy.” www.solarserver.com   SPC (Secretariat of the Pacific Community). 2013. “Pacific Catastrophe Risk Insurance Pilot Launched.”  www.spc.int/    Stamminger, Rainer, and Verena Anstett. 2013. “The Effect of Variable Electricity Tariffs in the  Household on Usage of Household Appliances.” Smart Grid and Renewable Energy 4: 353–65.  http://dx.doi.org/10.4236/sgre.2013.44042  Stenek, Vladimir, Donna Boysen, Carla Buriks, William Bohn, and Mark Evans. 2011. “Climate Risk and  Business: Hydropower.” Zambia: Kafue Gorge Lower.  Swiss Re. 2012. “Government of Mexico Renews and Expands Multi‐Cat Cat Bond.” www.swissre.com    T&D World (Transmission & Distribution World). 2015. “ComEd 2014 System Reliability Continues to  Deliver Strong Results.” http://www.tdworld.com/distribution/comed‐2014‐system‐reliability‐ continues‐deliver‐strong‐results   Troccoli, Alberto. 2010. Management of Weather and Climate Risk in the Energy Industry. NATO Science  for Peace and Security Series C: Environmental Security. The Netherlands: Springer Academic  Publisher.  UK Met Office. n.d. http://www.metoffice.gov.uk/   104 | E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E     UNISDR (United Nations International Strategy for Disaster Reduction). 2014. “Disaster Resilience  Scorecard for Cities.” http://www.unisdr.org/2014/campaign‐ cities/Resilience%20Scorecard%20V1.5.pdf   Urban, Frauke, and Tom Mitchell. 2011. Climate Change, Disasters and Electricity Generation.  Strengthening Climate Resilience Discussion Paper 8. Brighton, UK: Institute of Development  Studies.  USAID (United States Agency for International Development). 2013. The Resilience Agenda: Measuring  Resilience in USAID.  https://www.usaid.gov/sites/default/files/documents/1866/Technical%20Note_Measuring%20 Resilience%20in%20USAID_June%202013.pdf   US DHS (United States Department of Homeland Security). 2014. Sector Resilience Report: Electric Power  Delivery. Washington, DC: US Department of Homeland Security.  US DOE (United States Department of Energy). 2015. Quadrennial Energy Review: Energy, Transmission,  Storage, and Distribution Infrastructure. Washington, DC: United States Department of Energy.  http://energy.gov/sites/prod/files/2015/04/f22/QER‐ALL%20FINAL_0.pdf  USGS (United States Geological Survey). 2012. “Earthquake Hazards Program.”  http://earthquake.usgs.gov/  Vergara, Walter, Alejandro Deeb, Irene Leino, Akio Kitoh, Marisa Escobar. 2011. “Assessment of the  Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology.” Washington, DC: World Bank.  Wardman, J. B., T. M. Wilson, P. S. Bodger, J. W. Cole, and D. M. Johnston. 2012. “Investigating the  Electrical Conductivity of Volcanic Ash and Its Effect on HV Power Systems.” Physics and  Chemistry of the Earth 45 (January): 128–45.  WBCSD Electric Utilities (World Business Council for Sustainable Development Electric Utilities). n.d.  Building a Resilient Power Sector. Geneva: World Business Council for Sustainable Development  Electric Utilities. www.wbcsd.org   Whittow, John B. 1984. Dictionary of Physical Geography. London: Penguin Reference Books.   Willis. 2013. Power Market Review (www.willis.com).  WMO (World Meteorological Organization). n.d. “Definitions of Sea Level Rise and Extreme Sea Levels.”  www.wmo.int/   World Bank. 2013. “Mitigating the Impact of Drought on Energy Production and Fiscal Risk in Uruguay.”  Washington, DC: World Bank Treasury.  http://treasury.worldbank.org/bdm/pdf/Case_Study/Uruguay_Weather_Derivative.pdf ———.  2014a. “Energy Resilience for Climate Adaptation Project (ERCAP).” Aide Memoire, Identification  Mission. Washington, DC: World Bank.  ———. 2014b. “World Bank Issues Its First Ever Catastrophe Bond Linked to Natural Hazard Risks in  Sixteen Caribbean Countries.” (Press release.) Washington, DC: World Bank.  ———. 2014c. “Program to Insure Pacific Island Nations against Natural Disasters Enters Third Season.”  (Press Release.) Washington, DC: World Bank.   ———. 2015. “Decision Tree Case Study of the Upper Arun Hydropower Project and Koshi Basin  Hydropower Development in Nepal.” (Draft). Washington, DC: World Bank.   ———. n.d. “Earthquake Risk Insurance.” Knowledge Note 6–2. Washington, DC: World Bank.   E N H A N C I N G   P O W E R   S E C T O R   R E S I L I E N C E  | 105