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L'Accès des tiers au réseau de transport de gaz naturel (ATRT)

ATRT

Facturée au client final, l’ATRT est une taxe française qui permet de financer l’acheminement du gaz. Cette taxe, qui évolue chaque année au 1er avril, aide les gestionnaires de réseaux à supporteur leurs coûts d’exploitation. Aide au quotidien et outil leur permettant d’optimiser ces réseaux et de tendre vers une politique plus durable avec le biométhane, l’ATRT concerne tous les consommateurs, particuliers comme professionnel. Entre fonctionnement du transport du gaz, les principaux acteurs et l’évolution de l’ATRT, faisons le tour sur cette taxe d’acheminement.

 

Définition de l’ATRT

 

L’Accès des tiers aux réseaux de transport (ATRT) est une taxe qui permet de financer l’acheminement du gaz via les réseaux de transport français. Cette taxe, directement appliquée aux consommateurs sur leur facture de gaz, est indispensable aux acteurs de la chaîne du transport pour supporter leurs coûts, qu’ils soient opérationnels ou structurels.

Charges d’exploitation, charges de capital (investissements dans les infrastructures par exemple), les agissements de ces acteurs sont essentiels au bon fonctionnement du marché du gaz naturel. Sans eux, le gaz ne pourrait ni être transporté, ni être stocké, et par conséquent ni distribué dans les foyers. En France, cette chaîne se divise en 4 étapes :

  1. production : le gaz est extrait des gisements naturels puis transformé ;
  2. transport : le gaz est transporté puis stocké ;
  3. distribution : le gaz est livré au consommateur final ;
  4. fourniture : le gaz est facturé par un fournisseur d’énergie qui se charge de la commercialisation et du service client.

Bon à savoir
Attention, car il existe une autre taxe similaire : l’ATRD. Toutes deux ont pour objectif de financer les acteurs de la chaîne du gaz. La nuance réside dans leurs « étapes » :
• l’ATRT, l’Accès des tiers aux réseaux de transport, finance le transport du gaz ;
• l’ATRD, l’Accès des tiers aux réseaux de distribution, subventionne sa distribution.

Pour mieux comprendre l’ATRT, il faut se pencher sur le fonctionnement du transport du gaz en France. Avec 98 % du gaz consommé provenant de l’importation (Norvège, Pays-Bas, Russie, Égypte), il est indispensable d’avoir des infrastructures adéquates et un réseau efficace.

 

Du site de production à la frontière française

 

Norvège, Pays-Bas, Russie, Qatar, etc. Le gaz consommé en France vient du monde entier. Pour relier les sites de production à la frontière française, il existe deux moyens de procéder : par méthanier ou par gazoducs.

Le transport par méthanier

Le méthanier est un immense navire dont la mission est de transporter du gaz. Ce type de convoi est nécessaire dans plusieurs situations :

  • lorsqu’il n’existe pas de réseau de gazoducs (ou qu’un éventuel chantier serait trop coûteux). C’est pour cette raison que le gaz qatari est transporté par méthanier ;
  • lorsque les distances à parcourir sont trop grandes ou que le gaz provient d’un continent sans frontières terrestres (Pérou par exemple).

En anglais, le méthanier a un nom spécial : le LNG, pour Liquefied Natural Gas tanker. Car c’est là que se trouve la particularité de ce navire : il transporte du Gaz naturel liquéfié (GNL).

Pourquoi passer du gaz de l’état gazeux à liquide ? Tout est une question de volume. Grâce à cette opération, le volume de gaz est réduit par 600. Cela facilite non seulement le stockage mais aussi le transport. Plus de volumes de gaz transportés, c’est optimiser les importations par voie maritime.

Après plusieurs jours en mer, le méthanier arrive sur les côtes françaises. Pour des questions de sécurités évidentes, ces navires ne peuvent décharger leur cargaison sur des ports commerciaux. Ces géants aux cuves remplies de gaz s’amarrent alors dans des ports spéciaux, que l’on appelle des terminaux méthaniers. En France, on en compte 4 : deux sur les côtes méditerranéennes, un sur la côte atlantique et un dernier dans la Manche.

Terminaux méthaniers en France

Ville

Département Capacité de regazéification par an
(en Mds/m3)
Année de mise en service Exploitation
Fos-TonkinBouches-du-Rhône5,51972Elengy
Fos-Cavaou8,252010Fosmax LNG
Montoir-de-BretagneLoire-Atlantique101980Elengy
Loon-Plage
(Dunkerque)
Nord132017Dunkerque LNG

Source : GRTgaz.

Une fois à quai et livré, le gaz est de nouveau transformé à l’état gazeux par un procédé : la regazéification. Chaque terminal a sa propre capacité selon ses flux annuels, comme indiqué dans le tableau ci-dessus.

Regazéifié, compté, odorisé avec de l’étrahydrothiophène, le gaz naturel peut alors être acheminé par le gazoduc raccordé au terminal.

Le transport par gazoduc

Plus de la moitié du gaz consommé en France provient d’Europe. Pour parvenir jusque dans l’hexagone, il existe un moyen plus rapide et plus efficace que le méthanier : le gazoduc.

D’un diamètre allant de 50 cm à 1 m et pouvant parcourir jusqu’à 3 000 km, le gazoduc est constitué de tubes d’acier qui font circuler le gaz à une vitesse entre 30 et 40 km/h depuis le site de production jusqu’aux différents points d’entrée. Question de sécurité aussi, la plupart de ces gazoducs sont enterrés. Quand un gazoduc franchit une frontière, on dit que c’est un gazoduc d’entrée. En France, on en compte 5.

Gazoducs d’entrée en France

Ville

Département Pays exportateur Capacité ferme
(en GWh/j)
DunkerqueNordNorvège640
TaisnièresBelgique230
ObergailbachMoselleRussie620
OltingueHaut-RhinSuisse100
PirineosPyrénées-AtlantiquesEspagne165

Source : GRTgaz.

Bon à savoir
L’unité GWh/j signifie Gigawatt-heure par Joule. Cette unité de mesure permet de calculer la quantité et la puissance d’énergie générée pendant une heure.

Bien moins coûteux que le méthanier (pas de frais de personnel maritime, de carburant, etc.), le gazoduc présente d’autres avantages comme la sécurité. Surveillance 24 h/24 et 7 j/7, compteurs, équipes de maintenance, le gaz est constamment sous contrôle et du personnel peut intervenir en cas d’accident ou de fuite.

Bon à savoir
Suite à la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du conseil du 13 juillet 2009, les gestionnaires de réseaux des pays membres opèrent sous la direction de l’ENTSOG (European Network of Transmission System Operations for Gas).

Entre le gazoduc (80 % des importations) et le méthanier (20 %), le réseau de transport français dispose des infrastructures nécessaires pour assurer la gestion de ses flux commerciaux avec les pays producteurs, qu’ils soient frontaliers ou à l’autre bout du monde. Mais comment est géré le transport au sein du pays ?

 

Le transport du gaz en France

 

Une fois passé la frontière maritime ou terrestre, le gaz peut alors transiter dans le réseau national. Ce vaste dispositif d’infrastructures se décompose en deux réseaux distincts : le réseau principal et le réseau régional.

Le réseau principal

Le réseau de canalisation principal débute à la frontière, aux gazoducs d’entrée, que l’on appelle aussi points d’interconnexion. Les interconnexions sont des liaisons entre pays membres de l’Union européenne. Leur avantage est double : avoir plus de souplesse selon les fluctuations du marché et faire jouer la concurrence grâce à un approvisionnement plus simple.

Ce réseau principal du gaz fonctionne comme des artères de gaz du pays. Ces artères transportent de gros volumes de gaz, à haute pression, au départ de leur porte d’entrée (gazoduc d’entrée ou terminal méthanier) avant d’être répartis au niveau régional.

Sont donc raccordés à ce réseau :

  • les terminaux méthaniers ;
  • les stockages souterrains ;
  • les réseaux de transports régionaux ;
  • certains gros consommateurs industriels.

Peut-on être exonéré de l’ATRT ?

En se raccordant au réseau principal de transport du gaz, les gros consommateurs industriels mentionnés plus haut se dispensent de payer l’ATRD puisque la distribution est directement assurée par ce raccordement (on en compte par exemple 733 chez GRTGaz).

Quelles obligations en contrepartie pour eux ?

Avec de telles infrastructures, ces consommateurs industriels ont un avantage de taille en matière de taxation mais ils sont tenus de respecter certaines obligations indiquées dans l’article 5 du contrat relatif au raccordement de sites industriels de GRDF.

Le réseau régional

Le réseau régional précède la troisième phase qu’est la distribution. Il assure les flux de distribution entre les stockages souterrains et les foyers de consommation importants. Parmi ces stations de stockage, on en trouve aux raccordements avec le réseau principal, comme sur le site de Manosque ou sur celui de Chémery, mais aussi dans des zones distantes de plusieurs centaines de kilomètres du réseau principal, comme sur le site de Trois-Fontaine-L’abbaye.

Bon à savoir
On peut stocker le gaz de 5 façons différentes : en gisement épuisé ou dépleté, en cavités minées revêtus, sous forme de GNL ou par nappe aquifère. Découvrez plus d’informations dans notre article dédié à Storengy, l’un des leaders mondiaux du stockage du gaz.

Le réseau régional assure la liaison entre le réseau principal et les réseaux de distribution qui aboutissent à la fourniture du gaz aux particuliers et aux petits consommateurs industriels. Ce réseau est tout aussi indispensable et l’ATRT permet de financer l’exploitation, dont la mission est celle de deux gestionnaires.

 

Les gestionnaires de réseaux de transport

 

Réseaux de transports nationaux et régionaux sont gérés par deux exploitants : GRTgaz (Engie) et Teréga. Chacun d’entre eux possède des zones bien réparties.

GRTgaz

GRTgaz s’occupe du transport de gaz B et d’une très grande partie du gaz H dans le reste de la France. Avec ses 33 688 kilomètres de gazoducs sur lesquels sont raccordées 32 stations de compression, GRTgaz est sans conteste le principal gestionnaire de réseau de transport en France.

Dans les Bouches du Rhône à Saint-Martin de Crau, dans l’Aude à Laprade, la Meurthe-et-Moselle à Laneuvelotte, l’Ille-et-Vilaine à Bréal ou encore le Nord à Pitgam, les stations de compression sont nécessaires afin de compenser la perte générée lors du transport. Ces stations sont distancées de 100 à 200 km selon le réseau pour permettre au gaz de rester à une pression optimale.

Bon à savoir
La pression maximale sur les ¾ du réseau de transport est de 67,7 bars.

Au vu de ses chiffres, GRTgaz est un acteur nécessaire pour le marché du gaz : 701 TWh de gaz transportés sur son réseau en 2019, 733 clients industriels parmi lesquels des centrales de production d’électricité raccordées à son réseau, 1,886 milliard d’euros de chiffre d’affaires en 2019, 330 millions d’euros d’investissement dans la maintenance de ses installations et 84 millions dans le développement.

Teréga, le gestionnaire du Sud-Ouest

Teréga, anciennement TIGF jusqu’en mars 2018, gère le transport de gaz H dans les 5 135 km de canalisations qui traversent la zone « sud-ouest » de la France. Des Pyrénées-Atlantiques aux Pyrénées-Orientales en passant par l’Aveyron et la Gironde, le gestionnaire basé à Pau a pour mission de gérer 15 % du transport de gaz naturel en France et possède ¼ du stockage de gaz en France (Source : Teréga).

Bon à savoir
Le 5 avril 2013, Total cède TGIF à un consortium de trois entreprises de trois nationalités différentes : EDF (France), Snam (Italie) et GIC (Singapour). Le 28 janvier 2015, Prédica (Crédit Agricole Assurances), ancien consortium concurrent lors de la vente en 2013, intègre TGIF et acquiert 10 % des parts. Désormais, la répartition des parts est la suivante :
• Snam : 40,5 % ;
• GIC : 31,5 % ;
• EDF Invest : 18 % ;
• Prédica : 10 %.

Ce « petit » gestionnaire de réseau de transport est fort de son empreinte territoriale puisqu’il se charge du bon fonctionnement du réseau sur 4 régions et 113 clients industriels. Son ambition ? Être « un accélérateur de la transition énergétique et un contributeur majeur au modèle énergétique de demain ».

Gaz B, gaz H : quelles différences ?

Outre leurs zones de transport, Teréga et GRTgaz ont d’autres différences : le type de gaz qu’ils transportent. En effet, Teréga ne transporte que du gaz H car le gaz B n’est transporté et distribué que dans le nord de France, la zone où opère Teréga. Par ailleurs, Teréga est tenu de proposer, comme le mentionne la délibération n° 2018-258 et dans l’optique de la fin de livraison de gaz B dans la partie nord de la France, un service de conversion du gaz H en gaz B. Conversion nécessaire puisque les propriétés du gaz B et H ne sont pas les mêmes.

  • Le gaz B (pour Bas pouvoir calorifique) possède un pouvoir calorifique plus faible, sa capacité thermique est donc moins performante. Importé depuis les Pays-Bas, le gaz B représente 10 % de la consommation française.
  • Le gaz H (pour Haut pouvoir calorifique) possède un pouvoir calorifique plus grand. Représentant 90 % de la consommation française, il provient de divers pays.

 

Qui fixe l’ATRT ?

 

L’ATRT est fixé par les gestionnaires de réseaux selon leurs charges qui évoluent chaque année. Mais c’est l’autorité de la CRE (Commission de régulation de l’énergie) qui régit pour le mettre en place, comme le stipule l’article L. 452-2 du Code de l'énergie : « Les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel et les tarifs d'utilisation des installations de gaz naturel liquéfié sont fixés par la Commission de régulation de l'énergie ».

L’ATRT est fixé pour une durée de 4 ans mais évolue tous les 1er avril de chaque année. Le dernier en date, l’ARTT7, a été instauré le 1er avril 2020.

 

Quel est l’impact de l’ATRT sur une facture de gaz ?

 

Comme évoqué au début de l’article, la taxe est intégrée à la facture du consommateur final. Cette taxe ne sera pas la même puisque le tarif du gaz est réparti de deux façons :

  • une partie fixe, selon le transporteur, les fluctuations du marché, etc. ;
  • une partie variable, basée sur le type de consommation, la zone dans laquelle le consommateur se trouve, etc.

Bon à savoir
Chaque réseau de transport a son tarif propre. Ce qui signifie que selon le pays exportateur, le type d’acheminement et le gestionnaire de réseau, le coût du transport de gaz ne sera pas le même.

Se basant sur la partie fixe, on peut connaître la part qu’a le transport dans la répartition des coûts d’exploitation, comme l’indique ce schéma ci-dessous.

Répercutions des coûts sur une facture de gaz

Source : Observatoire des marchés de détail du 2e trimestre 2020 (CRE).

Comme l’indique la CRE, presque un tiers des coûts (30 %) sur une facture de gaz sont dédiés à la distribution de gaz, soit la dernière étape. La fourniture arrive en deuxième position avec 28 % des coûts. Le transport (8 %) fait donc partie des coûts les plus faibles avec le stockage (4 %).

On trouve aussi d’autres taxes :

  • la CTA (Contribution tarifaire d’acheminement) à hauteur de 3 % ;
  • la TVA (Taxe sur la valeur ajoutée) à hauteur de 13 % ;
  • la TICGN (Taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel), fixée annuellement par la loi de finance, à hauteur de 13 %.

 

Les dernières évolutions de l’ATRT

 

Appliqué depuis le 1er avril 2020 et pour une durée de 4 ans jusqu’au 1er avril 2023, l’ATRT7 a assuré la continuité des changements opérés par l’ATRT6.

Le contexte dans lequel l’ATRT6 a été mis en place a quelque peu été spécial. En effet, en 2018 a été créé un marché unique : la Trading Region France (TRF). À l’origine de cette place de marché, les deux gestionnaires de réseau de transport. L’objectif étant de mutualiser leurs compétences et de rendre plus simple le transport du gaz au travers d’un prix PEG (Point Echange Gaz). Cet évènement dans la chaîne du gaz a eu pour effet de baisser de 10 % les coûts de points d’entrée et des terminaux méthaniers.

Désormais, l’ATRT7 s’axe autour de 4 enjeux prioritaires :

  • assurer le bon fonctionnement du marché du gaz, soit le respect des règles attenantes au transport et au stockage du gaz ;
  • maîtriser l’évolution des tarifs. Notamment après la hausse de l’ATRT6 qui a vu de grands investissements se réaliser et la baisse prévue des souscriptions de capacités ainsi que de la consommation de gaz d’ici 2030 ;
  • maintenir une haute sécurité sur l’ensemble des infrastructures gazières sur le territoire en permettant aux gestionnaires de financer des investissements pour assurer un niveau élevé sur l’ensemble de leurs réseaux ;
  • accompagner la transition énergétique, et en particulier favoriser les gestionnaires à financer des opérations de recherche et de développement afin d’accueillir du biométhane dans leurs réseaux.

Ce changement a donc eu des conséquences sur les gestionnaires de réseaux de transports, puisque ce nouvel ATRT a modifié leurs tarifs :

  • + 1,4 %/an pour GRTgaz ;
  • + 0,7 %/an pour Teréga.

Afin de soutenir la filière du biométhane dans la chaîne du gaz naturel en France, l’ATRT7 va inclure un terme tarifaire d’injection compris entre 0 et 0,7 €/MWh injecté dans le réseau. Ce tarif supplémentaire vise à favoriser le développement de ce gaz naturel dans les infrastructures gazifières.

Gaz du futur car renouvelable, le biométhane est un des enjeux de la décennie pour les acteurs du gaz. Embrayant une politique plus durable et plus écologique, le biométhane est le seul gaz qui est renouvelable. Il rejoint donc ainsi l’énergie solaire, éolienne ou encore thermique comme énergies du futur, et la CRE compte bien en faire transporter de plus en plus dans les réseaux français.

Comment favoriser le développement de l’injection de biométhane ? Tout simplement en donnant les clés aux gestionnaires de réseaux pour faire les adaptations nécessaires sur leurs infrastructures : 6 millions d’euros par an sur toute la période de l’ATRT7 pour un objectif de 6 TWh de biogaz injecté en 2023 et de 14 à 22 TWh en 2028.