Songas verwandelte Gas von der Insel Songo Songo in günstigen Strom für Daressalam

In den späten 1990er-Jahren erzeugte Daressalam einen Großteil seines Stroms aus importierten flüssigen Brennstoffen, und TANESCO – der staatliche Versorger – konnte seine eigenen Betriebs- und Wartungskosten nicht decken. Die Notstromerzeugung mit Diesel war teuer, Stromausfälle kehrten wieder, und die schwache Finanzlage des Versorgers schreckte jeden ab, der eine Lösung hätte finanzieren können. Das Gasfeld der Insel Songo Songo war 1974 entdeckt worden, 25 Kilometer vor der Küste, und lag ein Vierteljahrhundert unentwickelt, weil keine einzelne Bilanz das Feld, die Pipeline und das Kraftwerk gemeinsam tragen konnte.

Die Struktur von 2001, finanziert durch einen IDA-Kredit von 183 Millionen US-Dollar, ergänzt durch Mittel von EIB, AES und CDC, weigerte sich, die Kette in eine Hand zu legen. Die Gasförderung ging an ein Joint Venture von PanAfrican Energy und TPDC; Songas baute die 25 km lange Offshore- und die 207 km lange Onshore-Pipeline und übernahm das Kraftwerk Ubungo (112 MW, auf 125 MW erweitert); TANESCO blieb der einzige Abnehmer. Die Transportbepreisung war vertraglich geregelt und transparent, und nahezu alle Erlöse aus zusätzlichen Gasverkäufen flossen als niedrigere Transportentgelte an die Verbraucher, als Gasgebühren an die Regierung und an die Produzenten zurück.

Die Umsetzung erzwang zwei Anpassungen. AES zog sich 2003 zurück, und CDC übernahm dessen Beteiligung; als die Beschaffung unter dem Budget blieb, wurden die Projekteinsparungen in einen Kapazitätskosten-Zuschuss (Buy-down) von 43 Millionen US-Dollar plus eine Erweiterung von Ubungo um 68 MW umstrukturiert. Das Gas erreichte Ubungo im Jahr 2004. Die Energiekosten im Kraftwerk schlossen bei 0,064 US-Dollar/kWh gegenüber einem Ziel von 0,092 US-Dollar und einer Bewertungsspanne von 0,09–0,12 US-Dollar, und die wirtschaftliche Rendite erreichte 35 % gegenüber prognostizierten 26 %. Twiga Cement stellte seine Öfen von Schweröl auf Gas um, und 2,5 Millionen Tonnen CO2 wurden vermieden. Das Ergebnis wurde als zufriedenstellend mit geringem Risiko bewertet.

Die Gas-Wertschöpfungskette entflechten; IDA-Mittel zur Senkung der Durchleitungsentgelte einsetzen

Die Entflechtung ermöglichte es jedem Teil, Mittel auf Basis seines eigenen Risikos aufzunehmen: Die Pipeline hing nicht von der Bilanz von TANESCO ab, und das Feld wartete nicht darauf, dass sich der Versorger erholte.

Die transparente Transportbepreisung bedeutete, dass jeder zusätzliche industrielle Gasverkauf automatisch den Strom für alle verbilligte und so den Versorger, die Verbraucher und die neue Gasnachfrage in Einklang brachte.

Der Buy-down setzte Zuschussmittel für die eine Größe ein, die die Preise für die Verbraucher bestimmte – die festen Kapazitätsentgelte –, statt Rechnungen am Zähler zu subventionieren.

Gas zu 0,064 US-Dollar/kWh unterbot die Kosten von 0,09–0,12 US-Dollar für mit flüssigen Brennstoffen befeuerte Erzeugung und gab TANESCO einen kommerziellen Grund, es zuerst einzusetzen.

Wenn der Abnehmer schwach ist, sollte man nicht alle Risiken auf eine einzige Konzession häufen: die Kette aufteilen, sodass jedes Glied einen Eigentümer und eine Aufgabe hat, und dann die festen Entgelte mit günstigen Mitteln senken.

Das Gas von Songas wurde zum Anker der Versorgung von Daressalam, und der Buy-down hielt den Bezugstarif von TANESCO ab 2007 niedrig. Als die südlichen Gasfelder durch die Mtwara-Pipeline von 2015 mit der Küste verbunden wurden, deckte Erdgas etwa die Hälfte der Stromerzeugung Tansanias. Die Regulierungsbehörde EWURA, die mit der Reifung des Sektorframeworks eingerichtet wurde, überwacht seit 2006 das Midstream- und Downstream-Gasgeschäft, und das Kraftwerk Kinyerezi I von 2016 beendete das Monopol von Songas auf gasbefeuerte Stromerzeugung. Der Gasproduzent PanAfrican Energy wurde 2018 in Orca Energy umbenannt und fördert weiterhin Gas aus Songo Songo.