Songas a transformé le gaz de l'île de Songo Songo en électricité bon marché pour Dar es Salaam

À la fin des années 1990, Dar es Salaam produisait une grande partie de son électricité à partir de combustibles liquides importés, et la TANESCO — le service public national — ne parvenait pas à couvrir ses propres coûts d'exploitation et de maintenance. La production d'électricité d'urgence au diesel était coûteuse, les coupures fréquentes, et la situation financière fragile du service public dissuadait quiconque aurait pu financer une solution. Le gisement de gaz de l'île de Songo Songo avait été découvert en 1974, à 25 kilomètres au large, et était resté inexploité pendant un quart de siècle parce qu'aucun bilan unique ne pouvait porter à la fois le gisement, le gazoduc et la centrale électrique.

La structure de 2001, financée par un crédit de l'IDA de 183 millions de dollars, avec en complément des fonds de la BEI, d'AES et de la CDC, refusait de confier la chaîne à une seule paire de mains. La production de gaz fut confiée à une coentreprise PanAfrican Energy–TPDC ; Songas construisit le gazoduc marin de 25 km et terrestre de 207 km et reprit la centrale d'Ubungo (112 MW, portée à 125 MW) ; la TANESCO resta l'acheteur unique. La tarification du transport était contractuelle et transparente, et la quasi-totalité des recettes des ventes incrémentales de gaz revenait aux consommateurs sous forme de charges de transport réduites, à l'État sous forme de redevances gazières, et aux producteurs.

L'exécution imposa deux ajustements. AES se retira en 2003 et la CDC reprit ses participations ; comme les appels d'offres aboutirent en dessous du budget, les économies du projet furent restructurées en un rachat de charge de capacité de 43 millions de dollars, complété par une extension d'Ubungo de 68 MW. Le gaz atteignit Ubungo en 2004. Le coût de l'énergie à la centrale s'établit à 0,064 $/kWh, contre un objectif de 0,092 $ et une fourchette d'évaluation de 0,09–0,12 $, et le taux de rentabilité économique atteignit 35 % contre 26 % prévus. Twiga Cement débrancha ses fours du fioul lourd et 2,5 millions de tonnes de CO2 furent évitées. Le résultat fut jugé satisfaisant avec un risque faible.

Scinder la chaîne gazière ; laisser les fonds de l'IDA racheter les péages

Le découplage permit à chaque maillon de lever des fonds selon son propre risque : le gazoduc ne dépendait pas du bilan de la TANESCO, et le gisement n'attendait pas que le service public se rétablisse.

La transparence de la tarification du transport signifiait que chaque vente industrielle incrémentale de gaz réduisait automatiquement le coût de l'électricité pour tous, alignant les intérêts du service public, des consommateurs et de la nouvelle demande de gaz.

Le rachat consacra l'argent des subventions au seul chiffre qui fixait les prix pour les consommateurs — les charges fixes de capacité — plutôt qu'à subventionner les factures au compteur.

Le gaz à 0,064 $/kWh était moins cher que le coût de 0,09–0,12 $ de la production à partir de combustibles liquides, donnant à la TANESCO une raison commerciale de le mobiliser en priorité.

Quand l'acheteur est fragile, ne concentrez pas tous les risques sur une seule concession : scindez la chaîne pour que chaque maillon ait un propriétaire et une mission, puis rachetez les charges fixes avec des fonds concessionnels.

Le gaz de Songas devint la pierre angulaire de l'approvisionnement de Dar es Salaam, et le rachat maintint le tarif d'achat de la TANESCO à un niveau bas à partir de 2007. Lorsque les gisements gaziers du sud furent reliés à la côte par le gazoduc de Mtwara en 2015, le gaz naturel couvrit environ la moitié de la production électrique de la Tanzanie. Le régulateur EWURA, mis en place à mesure que le cadre sectoriel mûrissait, supervise le gaz intermédiaire et aval depuis 2006, et la centrale de Kinyerezi I, en 2016, mit fin au monopole de Songas sur l'électricité produite à partir de gaz. Le producteur de gaz PanAfrican Energy fut rebaptisé Orca Energy en 2018 et produit toujours le gaz de Songo Songo.